呼探1井清水河组气藏流体相态特征及气藏类型

王启祥，梁宝兴，刘欢，时凤，靳军，周伟，妥宏

（中国石油a.新疆油田分公司 实验检测研究院；b.砾岩油气藏勘探开发重点实验室，新疆 克拉玛依 834000）

2020 年12 月16 日，继准噶尔盆地南缘西段高探1 井获得日产千吨高产历史性突破后[1-2]，位于准噶尔盆地南缘中段的呼探1井7 367—7 382 m 井段试获高产工业油气流，日产天然气61×104m3，日产原油106 m3。该井超深层（深度约7 300 m 处）清水河组发育优质储集层[3]，试油井段岩性为浅灰色细砂岩，储集层孔隙度为6%～10%，平均渗透率约2.52 mD。

研究地面原油、地层流体等的相态特征对于油气藏勘探和开发具有重要意义，特别是对开发初期判断油气藏类型、计算储量及选择开发方式尤为重要[4-5]。然而目前对于呼探1 井油气藏相态特征的认识尚不充分，难以指导呼探1 井油气藏高效开发。本文通过流体相态实验，对呼探1 井流体进行高压物性和组成定量分析，结合地层流体压力-温度相图、三元组成三角相图、经验判别法等，综合判断油气藏类型，为后续油气勘探开发提供依据。

1 原油物性分析

呼探1 井位于准噶尔盆地南缘冲断带霍玛吐背斜带呼图壁背斜西高点，重点层位为白垩系清水河组，原油密度为0.82 g/cm3，生产气油比为7 024 m3/m3。根据前人采用密度和气油比判别准噶尔盆地典型油气藏类型的划分标准（表1）可知，当气油比大于2 000 m3/m3时判断发育气藏，此外，当原油密度为0.76～0.82 g/cm3时考虑为凝析气藏。其中，原油密度为0.80～0.82 g/cm3时，油气藏性质较为复杂，发育带油环凝析气藏。分析呼探1 井原油物性，校正气油比为7 124 m3/m3，地面原油密度为0.81 g/cm3，初步判断该井钻遇凝析气藏[6]，并可能带有油环，但对油环规模的判断受试油制度、射孔位置及井位设计影响，仍需利用勘探开发资料开展进一步研究。

表1 准噶尔盆地典型油气藏类型划分标准Table 1.Criteria for classifying typical oil and gas reservoir types in the Junggar basin

2 地层流体相态分析

明确地层流体相态特征是凝析气藏勘探开发的关键，其中，地层流体高温高压物性分析是研究流体相态的有效手段。使用PVT400/1000FV型相态仪，参照呼探1 井气油比配制样品，设置地层温度为158.63 ℃、地层压力为146.07 MPa，开展单次脱气实验、井流物组成分析、恒质膨胀实验和定容衰竭实验，确定呼探1井凝析气藏的流体相态特征和气藏类型。

2.1 单次脱气实验

在地层温度为158.63 ℃条件下，针对呼探1 井气藏流体样品开展单次脱气实验，测得呼探1 井气油比为7 210 m3/m3，露点压力为53.76 MPa，露点压力下体积系数为3.468 2×10-3，露点压力下流体偏差系数为1.251 7。呼探1 井流体露点压力远低于地层压力，气藏能量较高，应充分利用此特点合理选择开发方式。此外，还需要注意地层压力降低过程中凝析油的产生对生产的影响，如近井筒地带及沿井筒流动区析出凝析油堵塞储集层孔喉，随之降低油气渗透率的反凝析污染问题[7]。

2.2 井流物组成分析

通过气相色谱法分析，呼探1 井井流物轻质组分（C1+N2）含量较高，达91.76%，中质组分（C2—C6+CO2）和重质组分（C7+）含量较低，分别为6.41%和1.83%，具有低凝析油含量、高气油比的凝析气藏流体组成特征[8-10]。较少的中质组分和重质组分使得在衰竭开采过程中，随着地层压力的降低，反凝析出的反凝析油含量相对较低，利于凝析气藏的高效开发。

绘制油气藏流体类型三元组成三角相图（图1），以C7+含量大于95%、32%～95%、11%～32%和不大于11%将地层流体分别划分为重质油、中等性质原油、易挥发油和凝析气—干气4种类型[11]。依据井流物组成，进一步证实了呼探1井气藏为凝析气藏。

图1 呼探1井气藏流体类型三元组成三角相图Fig.1.Triangular ternary phase diagram of the gas reservoir fluid types in Well Hutan-1

2.3 恒质膨胀实验

设定温度分别为158.63 ℃（地层温度）、138.63 ℃和118.63 ℃，进行呼探1 井流体样品恒质膨胀实验，测试露点压力，获取压力-温度关系，分析凝析液量变化。地层温度下流体恒质膨胀过程中，样品的相对体积（不同压力下的体积与露点压力下体积之比）的变化范围为0.63～4.48，相对体积随压力的降低而增大（图2）。分析不同温度下流体样品恒质膨胀过程中析出液相的体积随压力的变化可知，随着压力的不断降低，液相体积增加呈现先慢后快的特点；液相体积达到最大后，随着压力降低，液相体积增加速率逐渐减小（图3）。此外，由于蒸发作用，温度升高会小幅降低液相体积分数，如温度为118.63 ℃时的最大液相体积比地层温度下高21%。在地层温度（158.63 ℃）下测试的露点压力为53.76 MPa，随着温度降低，露点压力升高，温度为138.63 ℃和118.63 ℃时，露点压力分别为55.61 MPa 和57.08 MPa，表明温度的降低使流体更易凝析。因此，在凝析气藏开发过程中，应注意温度改变对流体开采的影响，特别是温度降低造成的凝析油反凝析现象[12]。综上所述，呼探1 井地层流体对压力较为敏感，对温度次之，开发过程中需兼顾压力和温度的改变对流体相态转变的影响，选取合适的开采条件，可用注气增能的方式开采，以抑制反凝析现象的发生[13]。

图2 呼探1井流体样品相对体积与压力的关系Fig.2.Relationship between the relative volume and pressure of the fluid sample from Well Hutan-1

图3 呼探1井不同温度下液相体积分数与压力的关系Fig.3.Relationships between the liquid volume fraction and pressure at different temperatures in Well Hutan-1

2.4 定容衰竭实验

在地层温度下开展定容衰竭实验，以明确呼探1井产出流体组成和衰竭生产时反凝析液量随压力的变化。C1、C2、C3和C4的含量均随压力降低而增大，其中，C1的含量由90.87%增至92.03%，而C7+的含量由1.83%降至0.39%，降幅达78.69%（图4）。呼探1 井凝析气藏在衰竭开采过程中，由于地层压力降低，流体组成有变轻的趋势。

图4 呼探1井定容衰竭实验产出流体组成Fig.4.Produced fluid compositions through constant-volume depletion experiment in Well Hutan-1

凝析气藏的开采方式不同于其他类型的油气藏，在最大限度提高气体采收率的同时，还要保持一定的凝析油采收率[4]。压力逐渐降低导致呼探1 井凝析气组分发生的改变对流体相态具有一定影响，以C1含量的改变为例，压力低于露点压力时凝析油析出，而C1含量的增加会在一定程度上降低呼探1 井地层流体临界温度和压力，使流体向气相转变，有利于凝析油采收率的提高。此外，随压力降低，呼探1 井的湿气（C2—C4）含量略有提高，液态烃（C7+）含量降低，可以有效降低露点压力，有利于液态烃采收率的提高[14-15]。因此，由于衰竭开采过程中流体组成发生变化，若将所采组分变轻的气体回注，可在一定程度上降低凝析气藏露点压力，抑制凝析油的析出，从而提高气体和凝析油的采收率。因此，呼探1 井可以采用回注伴生气的方式抑制反凝析作用，以提高凝析气藏开发效率。

图5 为地层温度下定容衰竭实验中反凝析液体积分数随压力的变化，当开采压力降至露点压力，反凝析液出现，且随压力降低反凝析液体积分数大幅升高，当压力降低至约16.00 MPa时，反凝析液体积分数达最大，约1.20%。此后，反凝析液体积分数随压力降低而降低，压力降至0 时，反凝析液体积分数为0.85%，这主要是由于凝析油发生蒸发作用所致[8]。

图5 呼探1井定容衰竭实验反凝析液体积分数与压力的关系Fig.5.Relationship between the volume fraction of the retrograde condensate liquid and pressure through constant-volume depletion experiment in Well Hutan-1

3 油气藏类型分析

3.1 流体压力-温度相图判别法

根据井流物组成、恒质膨胀实验和定容衰竭实验数据，利用PVTsim 软件拟合得到该井流体压力-温度相图（图6）。该图展示出典型的凝析气相图特征，即地层温度介于临界温度Tc和临界凝析温度Tm之间[16]。其中，最大反凝析露点压力pm为58.83 MPa，临界凝析温度Tm为376.73 ℃；临界压力pc为32.03 MPa，临界温度Tc为-91.70 ℃；原始地层压力pr为146.07 MPa，原始地层温度Tr为158.63 ℃，模拟结果同前述定容衰竭实验结果较为接近。地层压力远高于露点压力，压力降低不会出现显著的反凝析现象，对于衰竭开采较为有利。

图6 呼探1井流体压力-温度相图Fig.6.Pressure-temperature phase diagram of the fluid in Well Hutan-1

影响油气藏流体相态的因素包括内因（流体组成）和外因（温度、压力）2 方面，流体组成是根本因素，地层条件下温度和压力是重要因素[17]。呼探1 井地层温度为158.63 ℃，介于临界温度（-91.70 ℃）和临界凝析温度（376.73 ℃）之间，表明地层条件下流体可呈现凝析油和凝析气两相特征[18-19]。此外，该井地层压力为146.07 MPa，远高于露点压力（53.76 MPa），因此，地层条件下流体呈现凝析气相特征[20]。据此可判断呼探1 井油气藏类型为凝析气藏，且地层条件下流体为凝析气。

3.2 经验判别法

采用根据地层流体组成规律判断油气藏类型的经验判别法，即依据储集层烃流体组成的φ1经验判别法和Z1、Z2组合参数经验判别法，进一步判断呼探1 井油气藏类型。

（1）φ1经验判别法 由C1、C2、C3、C4和C5+含量计算参数φ1：

将呼探1 井井流物组成代入（1）式，计算得出该井φ1为46.2，因此，判断呼探1 井油气藏类型为带较大油环凝析气藏（表2）。

表2 φ1经验判别法划分油气藏类型标准Table 2.Criteria for classifying oil and gas reservoir types with φ1empirical discriminant method

（2）Z1、Z2组合参数经验判别法Z1、Z2组合参数经验判别法即采用储集层凝析气组成的结合律分析方法，由C1、C2、C3、C4和C5+含量计算参数Z1和Z2：

当Z1和Z2均小于17.00 时，油气藏类型为带大油环的凝析气藏；当Z1和Z2介于17.00 和21.00 之间时，为带小油环或无油环纯凝析气藏类型的过渡；当Z1和Z2均大于21.00时，为无油环纯凝析气藏。将呼探1井井流物组成代入（2）式和（3）式，计算得出该井的Z1和Z2分别为12.87 和12.67，均小于17.00，因此，判断呼探1井油气藏类型为带较大油环凝析气藏。

基于呼探1 井地层流体相态实验数据，依据流体压力-温度相图判别法、φ1经验判别法和Z1、Z2组合参数经验判别法综合判断，认为呼探1 井油气藏类型为带较大油环凝析气藏。

4 结论

（1）通过原油物性分析、流体压力-温度相图判别法和经验判别法可知，呼探1 井油气藏类型为低凝析油含量、高气油比的带较大油环凝析气藏。

（2）呼探1 井高压物性参数受地层压力的影响较小，在开采过程中反凝析现象较弱，少量凝析油的产生对开采过程较为有利。

（3）呼探1 井地层压力和露点压力差值大，可充分利用自身地层能量进行衰竭开采，前期无需额外补充能量；至衰竭开采后期，可以采用回注伴生气的方式来抑制反凝析现象、补充地层能量并提高凝析气藏开发效率。