地层流体相态特征研究(2011-7)

地层流体相态特征研究
勘探开发科学研究院地层流体实验室 2011.7
主要内容 一、油气藏的类型
二、多组分系统的相态特征
三、典型的油气藏相图特征
四、油气藏流体物性分析
五、油气体系中气体的溶解与分离 六、油气藏识别实例
一、油气藏的类型
油气藏
油藏
气藏
黑油油藏
轻质油油藏
凝析气藏
气藏
重油
一般油
高收缩油
挥发油
高凝析气
贫凝析气
湿气
干气
一、油气藏的类型
1、重油(Rs<20m3/m3)
2、黑油(Rs:20－360m3/m3) 3、挥发油(360m3/m3 < Rs < 2000m3/m3) 4、凝气油(Rs > 2000m3/m3 或C1<85%) 5、湿气(Rs > 18000m3/m3或C1 85－95%) 6、干气(C1>95%)
一、油气藏的类型
按地层流体性质划分的界限对油气藏分类
类型
气油比 m3/m3
天然气甲烷含量 %
凝析油含量 g/m3
地面原油密度 g/cm3
天然气 凝析气 轻质油 黑油
>18000 550－18000 250－550 <250
>85 75－90 55－75 <60
<55 55－1800 -----------
0.70－0.80 0.72－0.82 0.76－0.83 0.83－1.00
二、多组分系统的相态特征
油藏流体的特点是处于高温、高压下，特别 是其中的石油溶解有大量的烃类气体，从而使处 于地下的油藏流体的物理性质与其地面的性质有 很大的不同。为了合理开发油气藏，首先就必须
搞清油气水在地下的性质，及其随温度、压力的
变化，即PVT关系。
二、多组分系统的相态特征
1、多组分烃类相图 相包络线aCpCCTb把两相区
气相区
和单相区分开，包络线内是两 相区，包络线外所有流体都以 单相存在。 等液量线（虚线）代表液 相所占的体积百分数或摩尔百
两相区
气相区
分数。
二、多组分系统的相态特征
aCpC线为泡点线，它是液相 区和两相区的分界线，该线表示 液相体积百分数为100％。
气相区
当压力降到等于泡点压力时， 体系将出现第一批气泡，此压力 又称为该烃类体系的饱和压力， 所以泡点线又称为饱和压力线。 两相区 CCTb 为露 点 线 ，它是 气 相
区和两相区的分界线，该线代表
气相区 气相体积百分数为 100 ％，当压 力升高到露点压力时，体系会出 现第一批液滴。
二、多组分系统的相态特征
等压降温反凝析区：
临界点：泡点线和露点线的
气相区
汇合点。 相 包 络 线 上 CP 点 为 体 系 中两相能共存的最高压力点 （临界凝析压力）， CT 点为
两相区
最高温度点（临界凝析温
度）。
气相区 等温降压反凝析区：
二、多组分系统的相态特征
油气藏的相图
油藏： J点表示一个纯油藏，在原始
压力和温度下，该烃类体系是单
一液相原油。由于油藏压力高于 饱和压力，油藏未被天然气所饱 和，故称欠饱和油藏。 I点的压力即为油藏泡点压力 或饱和压力——饱和油藏 。 L点代表一个有气顶的油藏。 由于气、液两相的重力分离作用， 原始状态下气体积聚于油藏构造 高部位，形成气顶。
二、多组分系统的相态特征
油气藏的相图
凝析气藏： A点所代表的体系为凝析气藏， 它的特点是：原始地层压力高于临 界压力，而地层温度介于临界温度 与临界凝析温度之间，A点位于等 温反凝析区的上方。
气藏：
如果烃类系统的原始条件 处于临界点的右侧，且在包络 线之外（F点），那么该系统在 原始条件下处于气相，F点代表 一个气藏，即使在等温降压的 采气过程中，也不穿过两相区 而始终保持单一气相。
二、多组分系统的相态特征
判断油气藏类型： 实质是根据油藏原始条件（温度及压力）与临界点相对位 置的关系来判断。
二、多组分系统的相态特征
事实上，油气藏烃类体系组 成不同时，其相图的形状和位置 也将变化，随着体系中重烃含量 的增加，相包络线位置向右下方 偏移，相包络线上临界点的位置
及油藏的温度、压力决定了油藏
流体类型，即油气藏类型。图中 所示的油藏烃类体系从气藏、凝
析气藏、挥发性油藏到油藏，体
系的平均分子量逐渐增加。下面 进一步分析几类典型油气藏的相
态特征。
三、典型的油气藏相图特征
1、常规黑油油藏（低收缩油藏）相图 该类油藏，一般气油比小于 360m3/m3。
原油相对密度为一般大于0.82以上。
产出的地面油常为黑色和深褐色。 垂线表示在油藏温度下，油藏中剩余 的流体将含75%（摩尔百分数）的油 和25%的天然气。 斜虚线表示流体从井筒到地面分 离器的降压、降温路径，表明在分离 器条件下，大约有85%（摩尔百分数） 井流物为油，这一百分数是相当高的， 也只有低收缩原油能够达到此值。
低收缩原油的相图
三、典型的油气藏相图特征
1、实例
30
14
100%
12
云9-1井
90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10%
压力(kPa)
25 100% 20 15 10 5 0 -50 50
90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 5% 150 250
前 8井
压力(MPa)
10 8 6 4 2 0 0 100
200
300
400
500 温度(℃)
350
450 温度(℃)
地层压力，MPa
地层温度， ℃ 饱和压力， MPa 地面原油相对密度 气油比， m3/m3 体积系数 收缩率，%
33.22
116 13.20 0.876 58.7 1.215 17.7
地层压力，MPa
地层温度， ℃ 饱和压力， MPa 地面原油相对密度 气油比， m3/m3 体积系数 收缩率，%
58.80
142.8 27.40 0.816 160.3 1.472 32.1
三、典型的油气藏相图特征
2、轻质油藏（高收缩油藏）相图 与常规重质油藏相图基 本相似，但轻质油藏由于 轻质组分含量较高， 相图两相区内等液量线
比较稀疏。一旦低于泡点
压力后即可分离出大量气 体，故也称为高收缩油藏。
高收缩原油的相图
在分离器条件下，约有65％的液相原油，其相对密度小于0.82，但 呈深色，气油比小于1800m3/m3。
三、典型的油气藏相图特征
2、实例
50 45 40 35
90% 80%
35
压力(MPa)
文200-1井
白18井
30 25 20
60% 50% 40%
压力(MPa)
70%
30 25 20 15 10
60% 50% 40% 30% 20% 10%
30% 20%
15 10 5
5%
10%
5%
5 0 -50 50 150
0
250 350 温度(℃)
-50
50
150
250 温度(℃)
地层压力，MPa
地层温度， ℃ 饱和压力， MPa 地面原油相对密度 气油比， m3/m3 体积系数 收缩率，%
66.00
140 44.20 0.806 486.7 2.395 58.2
地层压力，MPa
地层温度， ℃ 饱和压力， MPa 地面原油相对密度 气油比， m3/m3 体积系数 收缩率，%
50.81
125 33.69 0.779 767.4 3.183 68.6
三、典型的油气藏相图特征
3、凝析气藏 气藏温度介于临界温度与临 界凝析温度之间。气藏压力位于
包络线之外，原始状态 ( 点 1) 下
烃类体系以单相气体存在，为气 藏。 地面分离器条件下，约有25% 的地面产出物为液体，产出的液 体称为凝析油，而气体则称为凝
凝析气藏相图
析气。凝析气藏的气油比可达 12,600m3/m3，凝析油相对密度可
小到0.78，色浅且透明。
三、典型的油气藏相图特征
4、实例
50
压力(MPa)
45
文305井
40
地层压力，MPa 地层温度， ℃ 露点压力， MPa 地面原油相对密度
5% 6% 3% 4% 2% 1%
46.20 126 39.59 0.759 5668.5
35
30
25
20
15
气油比， m3/m3
10
5
0.5%
0 -150
-100
-50
0
50
100
150
200
250
300 温度(℃)
三、典型的油气藏相图特征
4、湿气气藏相图 其特点是：气藏温度远高于 临界温度。当油藏压力降低时， 例如从点1降至点2，流体始终处 于气相。
在分离器条件下，体系处于两 相区内，因此在分离器内会有一些 液烃析出，轻质油的相对密度小于
典型湿气藏相图
0.78，地面气油比小于18,000m3／m3。
三、典型的油气藏相图特征
5、干气气藏相图 的天然气称为干气。
甲烷含量很高（占70％~98％）
地层温度和油气分离器温度
均在两相区之外，地层条件(点1 至2)和井筒到分离器过程均不穿
过两相区，地下和地面均无液烃
析出，理论上讲气油比为无穷大。
如果地面分离器有微量凝析油，
典型干气藏相图
其气油比往往高于18,000m3／m3 。
三、典型的油气藏相图特征
6、油气藏相图位置
50
压力(MPa)
45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 -150
-50
50
150
250
350
450
550
温度(℃)
中原油田部分油气藏相图的相对位置
四、油气藏流体物性分析
取样井的选择 1、井底压力高于原始饱和（露点）压力。
2、气油比、地面油密度有代表性的油气井。
3、采油指数较高、油气流稳定、无间歇现象。 4、井口量油测气设备齐全可靠。 5、水泥封固井段层间无串槽。 6、最好为自喷井。 取样成功的关键 1、流入井筒的流体就是目前油气藏的代表性流体。 2 、油井生产、分离条件（包括分离压力和温度）稳定。
3、油、气产量计量准确可靠。
四、油气藏流体物性分析
取样井的调整 取样井调整仅适用于原 始饱和压力（露点压力）低 于地层压力而高于正常生产 时的流动压力的油气藏。流 动压力降到饱和压力（露点
油气井生产情况 1 油气井生产情况 2
压力）以下，流体将在井筒
周围脱气（凝析），形成以 井筒为中心的脱气（凝析）
油气井生产情况 3 油气井生产情况 4
区。油气井调整的目的在于
用油气藏远处的原始油气藏 流体取代井筒周围没有代表
性的油气藏流体。
四、油气藏流体物性分析
1、闪蒸分离
又称接触分离或单次(一)次脱 气。即在油气分离过程中分离出的
气体与油始终保持接触，体系的组
成不变。下图是用 PVT 筒进行闪蒸 分离实验的示意图。
四、油气藏流体物性分析
2、 P-V（压力-体积）关系 在实验室内进行油气体 系的降压脱气试验时，由地 层压力开始逐渐降压、脱气， 测定体系的 P-V （压力 - 体积） 关系如图所示，直至压力降 至大气压，并达到气液相平 衡。
V5 V4 V3 Vb V2 V1 p5 pb p4 p3
压力
接触脱气过程示意图
体积
从Pl至P5整个降压过程中，油气体系 一直保持接触，气体不排出，总组成始终 不变，这是闪蒸分离的特点，也是所以称
p2 p1
为接触脱气的原因。
四、油气藏流体物性分析
3、多级脱气
1 2 气 油 3 4 5 气 油
气
V 4 = V 3 = V 2< V b
V1 Vb
V 3 = V 2< V b
油
V4 < V5 < Vb
P2 < Pb 气相排完
油
V 2< V b
P1 = Pb
油
P2 < Pb 脱气
P2 < Pb 定压排气
P3 < P2 < Pb 再次脱气
多级脱气过程示意图
所谓多级脱气，即在脱气过程中将每一级脱出的气体排走后，液相再进入下一 级，亦即脱气是在系统组成变化的条件下进行的，多级脱气过程示意图如图所示。
四、油气藏流体物性分析
4、定容衰竭
定容衰竭试验主要描述低于露点压 力时之气藏特性。在低于露点压力以下 压力下降的某些特性可进行物质平衡计 算。定容衰竭的最普通的特性是脱出气 体体积。
定容衰竭研究的方法 1、直接衰竭：降低压力时以非常慢的速度从 均衡容器中放出气体，保持等容。 2、多级衰竭：通过一系列均衡膨胀，在保持 等容下放掉气体。
严格的讲，这两种衰竭均不能代表油藏特性。
四、油气藏流体物性分析
5、分离实验
7 1 5 3 7 6 8 4 9 10 7
2
7
分离实验过程示意图
1、2－高压计量泵；3－储样器或PVT容器；4－一级分离器；5、6－恒温浴； 7－阀门；8－二级分离瓶；9－气体指示瓶；10－气量计。
分离实验的目的在于通过对比不同分离条件下的气油比、油罐油密 度和地层体积系数等参数，确定不同分离条件对原油采收率的影响，以 选择最佳分离条件。通常规定两级分离。第一级分别实验四个分离压力， 分离温度参照原油性质和油田分离器实际温度确定；第二级分离压力和
温度均为大气条件（油罐条件）。
四、油气藏流体物性分析
现场分离过程 矿场多级脱气流程示意如图所示。 图a为二级脱气，第二级平衡压力为大气