分布规律

黄汝昌李景明谢增业李剑《中国凝析气藏的形成与分布》，1996
2凝析气藏的分布
2.1区域分布
我国凝析气藏主要分布在渤海湾、塔里木、吐哈等盆地及东、南沿海陆架地区(图1)。

图1 中国凝析气藏分布图
凝析气藏的区域分布受控于盆地演化过程中区域古地温场和气候带。

塔里木盆地海相碳酸盐岩烃源岩在热衰退型的地温背景下，隆起及斜坡区大部分碳酸盐岩地层处于高成熟阶段，形成了海相腐泥型凝析气藏，我国西北侏罗纪前陆型盆地在热衰退型的地温背景下，煤系地层正处于成熟阶段，形成丰富的煤系凝析气藏;东部裂谷盆地属热盆、高热盆，在高热流背景下，年代较新的第三系煤系烃源岩、陆源有机质烃源岩、盆地深层腐泥质烃源岩处于成熟、高成熟阶段，形成了煤系凝析气藏、陆源凝析气藏和高熟腐泥型凝析气藏。

东南沿海大陆架盆地，属热带、亚热带潮湿气候这，有利于高等植物发育，形成了第三系煤系烃源岩，渤海湾盆地北部及伊兰一伊通地区属温带潮湿气候，高等植物发育，形成陆源有机质烃源岩，为凝析油气体系的形成，提供了丰富的物质基础。

2.2垂向分布
2.2.1层位分布
据不完全统计，凝析气主要聚集在下第三系，占总储量的二分之一，其次是上第三系，占总储量的四分之一，另外奥陶系碳酸盐岩中亦是凝析气富集层位，占总储量的五分之一。

显然，中国含油气盆地凝析气藏主要聚集在第三系，主要是因为东部及东南沿海大陆架盆地处于近海湿温气候带和高地温场，煤及陆源有机质在成熟和中高成熟阶段大量形成凝析油、天然气的结果。

2.2.2深度分布
渤海湾盆地和塔里木盆地是中国含油气盆地中凝析气藏最丰富，各具特色的盆地。

盆地的地温演化模式不同，凝析气藏起始富集的深度亦不同。

塔里木盆地凝析气藏分布深度在3000m以下，主要富集在3000一4soom深度范围内(图2)。

图2 塔里木盆地凝析气藏储量分布图
渤海湾盆地凝析气藏分布深度在2O00m以下，主要富集在2000~3000m深度范围内，深层凝析气藏3200~4500m亦有一定的储量(图3)。

图3 渤海湾盆地凝析气藏储量分布图
杨德彬,朱光有,刘家军,苏劲,张斌,费安国《全球大型凝析气田的分布特征及其形成主控因素》，2010
1全球凝析气田分布特征
通过大量资料统计表明(表1),目前全球共发现106个大型凝析气田,凝析气田主要分布在前苏联的西伯利亚、滨里海、伏尔加—乌拉尔;北美洲的美国、加拿大;中东的伊朗、卡塔尔;欧洲的意大利;非洲的阿尔及利亚;亚洲的中国和印度尼西亚;大洋洲的澳大利亚和新西兰等地区。

本文主要统计了最终可采储量居全球前10位的凝析气田以及部分在储盖组合、温压系统等方面较具代表性的凝析气田(表1,图1),这些凝析气藏都具有丰富的地质储量,如中东的北方、南帕斯,俄罗斯的乌连戈伊、扬堡、扎波利亚尔等凝析气田均为全球最大的十大天然气田之列。

1·1 区域分布特征
从全球大型凝析气田分布来看,除南极洲外,在各个大陆均有分布,目前在全球的60多个国家和地区发现了大型凝析气田,其中前苏联发现52个,中东地区18个,澳大利亚13个,欧洲6个,分布于这些国家和地区的大型凝析气田占总大凝析气田个数的83.96%,且它们的油气可采储量占到大型凝析气田总可采储量的93.48%。

这些大型凝析气田主要分布于西西伯利亚盆地、滨里海盆地、波斯湾盆地、扎格罗斯盆地和美国墨西哥湾(图1,表1)。

1.2 层系分布特征
大型凝析气田的分布层系相当广泛,除了寒武系和志留系之外,凝析气田在奥陶系至新近系的各个层系都有发现(图2)。

我国塔里木盆地的塔中、轮南及渤海湾盆地的千米桥凝析气田的储集岩时代最老,主要产层为中上奥陶统和石炭系。

阿塞拜疆的卡拉达格和美国的卡尔卡耐尔凝析气田的储集层时代最新,均为新近系。

总的来说,凝析气田主要分布于石炭系—新近系,这些层系内发现的凝析气田占总数的91%。

发现凝析气田最多的层系为白垩系和三叠系,这两个层系发现的凝析气田数量均占到总量的16%,其次为侏罗系,该层系发现的凝析气田数量占总量的14.8%。

凝析气田的储量主要存在于二叠系和白垩系。

分布于这2个层系的凝析气田的地质储量分别占凝析气田总地质储量的33.27%和27.91% (图3)。

二叠系发现的储量是最丰富的,主要归结于全球最大的两个凝析气田(North Field和Pars South)都是以二叠系胡夫组白云岩为主力储集层的(表1)。

白垩系层系发现的储量也很大,主要是因为在二叠系发现的凝析气田个数最多,全球主要含油气盆地——西西伯利亚盆地和第聂伯顿涅茨内大的凝析气田,大部分以白垩系为储集层(表1)。

2凝析气田地质特征
2.1 储层特征
目前勘探发现的大型凝析气田中,以砂岩为储层的凝析气藏个数占总数的53.13%;以碳酸盐岩为储层的凝析气藏占总数的46.87%,其中灰岩储层和白云岩储层均占大型凝析气田总数的15.63%、生物礁灰岩占大型凝析气田总数的15.63%。

碳酸盐岩储层内的储量占所有大型凝析气田储量的62.57%,但其大型凝析气田的个数并不多,这主要归因于世界上最大的两个凝析气田均为碳酸盐岩储层,其地质储量之和达393×108t油当量;砂岩储层内的储量占总储量的33.68%;生物礁灰岩储层内的储量占总储量的3.75% (图3a)。

目前发现的大型凝析气田以孔隙型或孔隙裂缝型储层为主。

储层物性总体以中低孔渗性为主(表2),砂岩孔隙度在4%~24%,但大多在12%以上,渗透率多数大于10×10-3μm2;碳酸盐岩孔隙度和渗透率均相对砂岩储层小,由于数据有限,不做赘述。

国内外实例表明,全球凝析气田砂岩储集体主要是孔隙型的,而碳酸盐岩储集体主要为裂缝-孔隙型。

图3 全球凝析气田储层的岩性及圈闭特征
Fig·3 Lithology and trap characteristics of global condensate gas fields a—全球凝析气田储层的岩性特征;b—全球凝析气田圈闭特征。

表2 全球部分凝析气田储层特征
2.2圈闭类型特征
全球大型凝析气田以构造型圈闭为主,其大型凝析气田个数占总数的76.67%,且储量也最为丰富,占总地质储量的92.55%;凝析气田以地层构造和岩性为圈闭类型的大型凝析气田个数相对较少,分别占总数的6.67%和16.67%,且其储量也只占总地质储量的0.06%和7.45%(图3b)
2·3凝析气田温压特征
通过综合分析全球大型凝析气田的地层温度、原始地层压力和露点压力,多数凝析气田地层温度在40~187℃,原始地层压力在20~40 MPa,且绝大多数大于在该温度下烃体系的露点压力(表1)。

因此,多数凝析气田温压系统特征符合凝析气藏成藏条件:地层温度(Tf)介于烃类物系的临界温度(Tc)和临界凝析温度(Tm)之间,地层压力(pf)大于该温度时的露点压力(pm)(图4)。

2·4凝析气田组分特征
除含CO2和N2较高的凝析气田天然气相对密度较大外,大部分凝析气田天然气相对密度较低(0.621~0.655),大体上总烃含量高,非烃含量低。

大部分凝析气藏的甲烷含量在80%以上,乙烷1.23%~7.3%,丙烷0.48%~4.36%,丁烷0.24%~2.84%,戊烷以上0.49%~8.46%(表3)。

凝析油普遍具有密度低、轻质组分高、重质组分低的特点(表3),凝析油含量22~1 297 cm3/m3(表3)。

凝析气田组分特征表明,不同的成藏条件和温压系统下,凝析气藏之间组分具有很大的差异。

3 全球凝析气田形成的主控因素分析
3·1 有效烃源岩分布
Hunt[36]提出有效烃源岩的概念,即那些能够生成和排出烃类,其数量足以形成商业性油气藏的“商业性烃源岩”。

凝析气田集中分布的沉积盆地中,为凝析气田供气的有效烃源岩既有浅海相、深海相和湖相烃源岩,又有煤系地层,每一种干酪根类型的烃源岩都可以成为凝析气田的烃源岩。

全球凝析气田的分布与烃源岩的展布密切相关。

烃源岩的生烃强度是烃源岩厚度、有机质丰度、有机质类型和成熟度的综合指标。

因此,生烃强度是评价烃源岩最有效的指标。

例如,西西伯利亚盆地的乌连戈伊(Urengoy)、扬堡(Yamburg)凝析气田,均分布于烃源岩生气强度大于60×108m2/km2的区域;我国塔里木盆地迪那2凝析气田分布于烃源岩生气强度为(50~80)×108m2/km2的区域、牙哈凝析气田分布于烃源岩生气强度为(20~40)×108m2/km2的区域。

3·2 储盖组合及圈闭类型
良好的储盖组合是凝析气藏成藏的关键。

天然气分子直径小,重量轻,易扩散且扩散速率大,因此良好的储盖组合是凝析气藏得以保存的关键。

同时,优异的盖层具有异常的孔隙流体压力,因此对凝析气藏的异常高压起着至关重要的保存作用。

如波斯湾盆地和扎格罗斯盆地,在上二叠统优质白云岩储集层之上,又发育了
良好的石膏盖层;西西伯利亚盆地的乌连戈伊、扎波利亚尔凝析气田,在优质白垩系优质砂岩储层之上,发育良好的泥岩区域盖层;我国塔里木盆地的塔中凝析气田发育良好的生物礁储层,上覆为泥灰岩有效盖层。

由于凝析气藏对盖层的特殊要求,在新区的勘探中,尤其是盐下(膏岩)凝析气藏的勘探将是未来有利的目标区。

圈闭对凝析气田的形成有明显的控制作用,全球上大多数凝析气田均以构造圈闭为主。

因此,在新的区块勘探中,应以寻找构造圈闭为主,但随着该区块勘探程度的提高,找到非构造圈闭的可能性也会越来越大。

3·3 温压系统控制凝析气藏形成与分布
温度和压力是凝析气田形成最重要的控制条件。

临界温度(Tc)和临界凝析温度(Tm)之间的温度区间,即为凝析温度区间。

在该温度区间内,烃类变成凝析气相或凝析气、油两相;此时,若地层压力大于露点压力,则呈凝析气单相;地层压力小于露点压力,则呈凝析气和凝析油两相(图5)。

根据凝析气藏不同的成因机理,将其分为原生和次生两种成因类型。

原生凝析气藏是指有机质演化直接生成的为凝析气相,并且以凝析气相运移进入圈闭聚
集成藏,此时,圈闭必须满足地层温度介于临界温度和临界凝析温度之间,地层压力大于该烃体系在该温度下的露点压力(图5 a)。

随着凝析气向上部圈闭运移,地层的温度和压力都会降低,当压力逐渐接近该烃体系的露点压力时,凝析油开始析出,此时形成带油环的凝析气藏(a2);凝析气继续向上运移,进入两相区,地层压力小于该烃体系的露点压力,凝析气分离为气液两相进入上部圈闭,聚集成为带凝析气顶的油藏(a3);凝析气向更浅的圈闭运移,地层压力小于该烃体系的露点压力,地层温度小于烃体系临界温度,则油相进入上部圈闭,形成带气顶的正常油藏(a4)。

这样,由于烃类向浅部圈闭运移或者圈闭构造抬升,就形成了一个从深部至浅部,在一个连续圈闭中由凝析气藏-油藏的相态分布模式。

次生凝析气藏是指经过后期改造而形成的凝析气藏。

早期形成的油藏,随着埋深的不断增加,地层压力、温度也相应增大。

烃源岩也会随之进入高成熟阶段,从而进入生气门限,开始生成天然气。

天然气进入油藏,会在该圈闭中形成气顶(图5b),随着埋深的增大,当地层温度大于临界温度时,随着压力继续增大,原油中的一些轻质组分会反溶于天然气中,形成带凝析气顶的油藏(b2);随着埋深的继续增加,地层温度升高使原油达到裂解条件,会生成原油裂解气,与烃源岩生成的天然气共同供给油藏。

随着供给量的增大和地层压力大于该烃体系下的露点压力,更多的原油会反溶于天然气中,形成底部带有油环的凝析气藏(b3);随着地层温度、压力的继续增大,当天然气供给量继续增大至足以溶解所有原油,或圈闭幅度不具备保留油环的条件,则形成纯凝析气藏(b4)。

俄罗斯滨里海盆地奥伦堡凝析气藏为原生的凝析气藏,烃源岩直接生成为凝析气相,并且以凝析气相运移进入下二叠统—中石炭统碳酸盐岩储集层中聚集成藏。

奥伦堡储层深度为1600 m,温度60℃,压力20.14 MPa,露点压力18.6 MPa,因此,圈闭满足地层温度介于临界温度和临界凝析温度之间、地层压力大于该烃体系在该温度下的露点压力的条件。

上奥陶统孔谷阶为优质的膏岩层,具有良好的封盖条件,以上条件的组合,使得奥伦堡凝析气藏依凝析气相保存至今。

我国塔里木盆地塔中凝析气藏为次生的凝析气藏,烃源岩早期生成的原油首先进入上奥陶统良里塔格组储层聚集成藏[43-47],而在晚期生成的天然气对储层进行了二次充注。

随着储层埋深的不断加大,现今塔中的储层深度为4900~5200 m,温度160℃,压力60 MPa,露点压力47.24 MPa,因此满足了压力地层温度位于临界
温度和临界凝析温度之间、地层压力大于该烃体系在该温度下的露点压力,此时天然气充注量也不断增加,使得原油不断反凝析于天然气,当天然气充注至一定程度时,塔中地区形成了带油环的凝析气藏或纯凝析气藏,由于部分地区天然气未充注到,仍以油藏的状态保存至今。

3·4 烃体系组分
烃体系组分的变化会使该相态的临界温度和临界压力发生改变。

对于以凝析气相态进入圈闭的原生凝析气藏,其烃体系组分不会发生太大变化,而对于后期遭
受油侵或气侵的次生凝析气藏,随着组分的变化,烃体系自身临界温度和临界压力会随之改变。

PR状态方程是由Peng和Robinson从分子热力学偏心硬球模型对Van Der Waals状态方程作半理论半经验的改进,已经广泛用于多组分混合烃体系的相图计算。

按不同的气液比例混合烃体系,实验证明:随着早期油相体系中过成熟干气混入比例的升高,烃体系的临界温度不断降低、临界压力升高。

这种混合成因的次生凝析气藏的临界温度、临界压力和上露点压力相对较高,只有在较大的埋深条件下才能维持单一的凝析气相.
4结论
全球大型凝析气田的分布特征为:区域上大型凝析气田主要分布在西西伯利亚盆地、滨里海盆地、波斯湾盆地、扎格罗斯盆地和墨西哥湾等盆地;层系上主要分布在石炭系、三叠系和白垩系;圈闭类型以构造型为主;储集体物性较差,属于低孔低渗型;凝析气和凝析油的密度均相对较低。

温压系统是凝析气田形成最重要的条件,通过对全球凝析气藏研究认为,不管是原生凝析气藏从还是次生凝析气藏,其形成必须满足以下条件:地层温度介于烃类物系的临界温度和临界凝析温度之间,地层压力大于该温度时的露点压力,即需处于PVT相图上凝析气相的区域。

对于原生凝析气藏,随着油气不断地向上部圈闭运移,地层压力与温度都会相应降低。

当地层压力逐渐接近露点压力时,凝析油开始析出,形成带油环的凝析气藏,随着油气向更浅的圈闭运移,地层压力小于露点压力、地层温度小于烃体系临界温度时,原生的凝析气藏会转变为正常的油藏;对于次生凝析气藏,早期的油藏埋深相对较浅,随着地层埋深不断增大,地层压力与温度也相应增大,同时,烃源岩进入高成熟的生气阶段。

当地层温度大于临界温度时,随着压力的增大,原油中的一些轻质组分会反溶于天然气中,形成带凝析气顶的油藏。

随着埋深的继续增加,原油裂解气与烃源岩生成的天然气共同供给油藏,当地层压力大于该烃体系下的露点压力,地层温度大于烃体系临界温度,天然气供给量增大至足以溶解所有原油时,则形成纯凝析气藏。

因此,不同成因机理的两类凝析气藏,在特定的温压系统下具有不同的形成过程和相态分布特征。

因此,通过分析全球大型凝析气田分布规律及其控制因素,可以对全球凝析气田的分布与机理有更加清晰的认识,对我国凝析气田的勘探具有重要的指导意义。