丰深1凝析气藏相态特征研究

第３０卷第３期２００８年６月
西南石油大学学报（自然科学版）
ＪｏｕｒｎａｌｏｆＳｏｕｔｈｗｅｓｔＰｅｔｒｏｌｅｕｍＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙ（Ｓｃｉｅｎｃｅ＆ＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙＥｄｉｔｉｏｎ）
Ｖ０１．３０Ｎｏ．３
Ｊｕｎ．２００８
文章编号：１０００—２６３４（２００８）０３－００８１一０４
丰深１凝析气藏相态特征研究＋
周伦先１，褚小兵２
（１．胜利油田分公司地质科学研究院，山东东营２５７０１５；２．胜利油田分公司科技处，山东东营２５７０００）
摘要：丰深Ｉ凝析气藏是济阳拗陷古近系深层凝析气藏的首次发现。

通过对地层流体组成分析、恒质膨胀和定容衰竭实验，及井下温度、压力连续测量，对丰深１凝析气藏相态特征进行了深入研究。

结果表明，丰深ｌ凝析气藏为高温、高压不饱和凝析气藏，无油环；地层流体中闻烃、重烃含量高，凝析油含量为６０６ｇ／ｍ３，属高含凝析油的凝析气；该凝析气藏地露压差６．７０ＭＰａ，衰竭式开采地层压力下降快，６ｍｌｎ气嘴生产时，生产初期近井地层压力就降到露点压力以下，出现反凝析现象，反凝析损失严重，重质组分采收率低，油气两相流动造成渗流阻力增加，使单井产能下降。

相态研究为丰深ｌ含油气砂砾岩体储量评估和开发方案编制提供了依据，对济ＰＥｔ拗陷同类型油气藏勘探开发具有指导意义。

关键词：凝析气藏；流体相态；恒质膨胀；定容衰竭；济阳拗陷
中图分类号：ＴＥ３７２文献标识码：ＡＤＯＩ：１０．３８６３／ｊ．ｉｓｓｎ．１０００—２６３４．２００８．０３．０２１
引言
２００５年１１月在济阳拗陷东营凹陷北部陡坡带东段发现丰深１深层凝析气藏，丰深１井沙四段下亚段４３１６．６～４３４３．０ＩＴＩ试气获得高产油气流，８ｉｎｌｎ气嘴日产气１１．８×１０４ｍ３，日产凝析油９９．７ｍ３。

对于济阳拗陷古近系第一个凝析气藏¨１，在勘探开发早期进行相态研究是十分必要的口“１。

笔者采用实验室配样，分析地层流体组成，进行流体相态实验，及井下温度、压力测量，研究了丰深１凝析气藏相态特征，定量描述了衰竭式开采时地层流体组分变化、凝析油损失量和油气采收率，为丰深１含油气砂砾岩体储量评估和开发方案编制提供了依据。

１流体性质
丰深１井地面分离器的油气样品分析结果为：凝析油密度（２０ｏＣ）０．７８４８ｇ／ｃｍ’，粘度１．９ｍＰａ・ｓ（２０℃测粘），凝点＜一３０ｏＣ，含硫０．０１２３％，含蜡６．２２％，胶质４．９２％，沥青质０．３０％，初馏点４２．０℃。

天然气相对密度为０．６９５４，Ｃ。

体积分数为８４．１９％（表１）。

丰深１井生产时压力下降较快，取样时井内压力已下降到露点压力以下，井下取样已不能取得代表性的样品‘５。

８］。

按照石油行业标准“凝析气藏流体物性分析方法”（ＳＹ／Ｔ５５４３－－２００２），用丰深１井地面分离器油气样品，在实验室根据现场生产气油比ｌ１１２ＩＴｌ３／ｍ３配制地层流体‘９“０｜。

表１丰深１井天然气组分
组分体积分数／％组分体积分数／％ｃ０２＋Ｎ２２．３２ｉ—Ｃ４０．８６
ＣＩ８４．１９ｎ－Ｃ４１．４０
Ｃ２６．４５ｉ—Ｃ５０．铝
Ｃ３３．７７ｎ．Ｃ；０．５３
通过对地层流体色谱分析，得到地层流体组成，其中轻组分ｃ，体积分数为７１．９９％，中间烃ｃ：一。

体积分数为１６．５４％，重烃Ｃ，＋体积分数为９．９５％（表２），凝析油含量为６０６ｇ／ｍ３，Ｃ１ｌ＋密度０．８５５６９／ｃｍ３，Ｃｌｌ＋分子量２１７．３６。

根据地层流体烃类组分的体积分数，从地层流体三元组成三角图（图１）可以看出，丰深１油气藏类型属于凝析气藏¨卜１２１。

丰深１凝析气藏地层流体组成的特点是中间烃、重烃含量高，凝析油含量高，为高含凝析油凝析气藏㈣。

・收稿日期：２００７—０５—２５
作者简介：周伦先（１９６２一），男（汉族），湖北新洲人，高级工程师，从事石油与天然气勘探研究工作。

万方数据
８２西南石油大学学报（自然科学版）２００８年表２丰深１井地层流体组分
组分体积分数／％组分体积分数／％
Ｃ０２１．５１ｎ—Ｃ５１．０３
ＣＩ７１．９９Ｃ６２．１７
Ｃ２５．１７Ｃ７１．６３
Ｃ１３．８７Ｃ８２．００
ｉ—Ｃ４１．１０Ｃ９１．６３
１１一Ｃ４１．９８Ｃｌｏ１．１３
ｉ—Ｃ５１．２２Ｃｌｌ＋３．５７
Ｃ，．１００。

重
Ｃ１＋Ｎ２
１００９６
图１地层流体三元组成三角图
２实验Ｃ２｛＋Ｃ０２
ｌＯｏ％气干气
实验装置是加拿大ＤＢＲ公司制造的无汞高压ＪＥＦＲＩＰＶＴ装置。

该装置主要由ＰＶＴ容器、恒温空气浴、压力传感器、温度传感器、样品筒、高压计量泵、操作控制系统和观察记录系统组成¨４。

１５１。

２．１恒质膨胀
将丰深ｌ井地层流体样品转至ＰＶＴ容器内，进行等温恒质膨胀实验（ＣＣＥ），测取恒定质量流体体积和压力关系、流体露点压力［９Ａ６—１７］和不同压力下凝析油体积分数等参数。

实验温度１８５ｏＣ的恒质膨胀实验过程中，随压力下降，流体体积缓慢上升（图２），实测露点压力３５．２０ＭＰａ，当压力低于露点压力时，出现反凝析现象，凝析油开始析出，流体体积仍缓慢上升；在压力降到２１．６２ＭＰａ以下后，流体体积快速上升；压力降到６．３５ＭＰａ时，流体体积是露点压力下流体体积的４．７６倍，是地层原始状态下流体体积的５．１９倍。

图３是实验温度１８５℃、１６５℃时流体恒质膨胀过程中的凝析油体积分数随压力变化曲线。

实验温度１８５℃时，当压力低于露点压力时，凝析油开始析出，随着压力下降，凝析油体积分数开始上升较快；当压力下降到２１．６２ＭＰａ（最大反凝析压力）时，凝析油体积分数最大为１３．３１％，然后由于蒸发作用，随压力下降凝析油体积分数减少。

实验温度１６５℃时，露点压力为３５．５５ＭＰａ，最大凝析油体积分数为１７．６６％，最大反凝析压力为２１．６２ＭＰａ。

器
蛙
靛
罂
图２恒质膨胀过程中流体的体积变化
Ｏ１０２０３０４０
压力／ｍａ
图３恒质膨胀过程中凝析油体积分数变化图４是根据实验数据编绘的丰深ｌ井地层流体Ｐ一丁相图。

图４丰深１井地层流体Ｐ—ｒ相图
流体临界温度为５８．１６℃，临界凝析压力为３６．８６ＭＰａ，临界凝析温度为３５８．１℃，地层温度１８５．０℃，介于临界温度和临界凝析温度之间，原始∞
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万方数据
第３期周伦先等：丰深１凝析气藏相态特征研究８３
地层压力４１．９０ＭＰａ，露点压力３５．２０ＭＰａ，地层压力高于露点压力，地层流体在原始状态下为气态，无油环，该气藏为不饱和凝析气藏ｏｉｓ，ｉｓ］。

２．２定容衰竭
利用前述样品，进行地层流体定容衰竭实验（ＣＶＤ）。

实验主要用于模拟凝析气藏衰竭式开采Ｈ６＇１９。

驯过程，了解开采动态，研究凝析气藏在衰竭式开采过程中流体体积和流体组成变化，以及不同衰竭压力下的油气采收率。

根据地层实际条件，设置实验温度为１８５℃，将露点压力下的样品体积确定为凝析气藏流体孔隙定容体积，在露点压力与零压（表压）之间，分６个衰竭压力级进行实验。

定容衰竭过程中（图５），在压力低于３５．２０ＭＰａ（露点压力）时，凝析油开始析出，随压力降低，凝析油体积分数上升较快；当压力下降到３０．７７ＭＰａ时，凝析油体积分数为１０．７７％，随后凝析油体积分数上升速度减缓；当压力下降到１８．２０ＭＰａ时，凝析油体积分数达到最大为１８．９０％，然后随压力降低凝析油体积分数开始减少，说明一部分凝析油又被蒸发。

ＯｌＯ２０３０４０
压力／ＭＩ＇ａ
图５定容衰竭实验中凝析油体积分数变化图６反映定容衰竭过程中，不同衰竭压力下地层流体总采出程度及天然气、凝析油采出程度变化。

０１０２０３０４０
压力／ＭＰａ
图６定容衰竭实验中地层流体采出程度
定容衰竭开采过程中，采出流体的组分组成发生变化（图７）。

轻组分Ｃ，体积分数开始上升较快，由７１．９９％上升至７７．１１％，略有下降后再缓慢上升；中间组分Ｃ：一。

＋ＣＯ：体积分数开始缓慢下降，然后一直缓慢上升；重质组分Ｃ，＋体积分数一直呈缓慢下降的趋势，说明随压力下降，重质组分大多损失在地层中¨川。

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求
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图７定容衰竭过程中采出流体组成变化
３井下温度、压力测量
对丰深１井进行了系统试气，采用ＳＳ５０００电子压力计，连续测量４、６、８ｍｍ气嘴生产及关井时井下温度、压力，实测地层温度为１８５．０ｏＣ。

图８是丰深ｌ井生产过程及关井状态下深度一压力关系图。

４、６、８ｉｎｌｎ生产及关井时地层压力分别为３６．９２、３２．８７、２７．２ｌ、３７．９８ＭＰａ。

６、８ｍｌｎ生产时地层压力小于露点压力，在气层中出现反凝析现象ｍ瑙Ｊ。

４ｍｍ生产与关井时地层压力大于露点压力。

根据测量的温度、压力估算，４ｎｕｌｌ生产和关井时露点对应井下深度分别为３８６０、３７００ｍ。

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图８丰深１井深度一压力关系图
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万方数据
西南石油大学学报（自然科学版）２００８年４结论
（１）通过实验室配样，对丰深１凝析气藏进行相态实验研究，获得了详细的实验数据，为凝析气藏开发提供了基础参数。

（２）丰深１凝析气藏在原始状态下为不饱和凝析气藏，富含凝析油。

（３）丰深１凝析气藏地露压差小，衰竭式开采时，生产初期出现反凝析现象；随着生产压力下降，采出流体轻质组分缓慢上升，重质组分缓慢下降，重质组分逐渐损失在气层中；在压力降到１８．２０ｂｌＰａ时，油气总采收率为３８．９９％，凝析油采收率为２１．０３％。

（４）丰深１凝析气藏不宜进行衰竭式开发。

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（编辑：宋艾玲）
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