油氣藏類型、典型的相圖特征和識別實例

1、油氣藏類型、典型的相圖特征和識別實例一、油氣藏的類型二、多組分系統(tǒng)的相態(tài)特征三、典型的油氣藏相圖特征四、油氣藏流體物性分析五、油氣體系中氣體的溶解與分離六、油氣藏識別實例主要內(nèi)容一、油氣藏的類型 油氣藏氣藏油藏氣藏凝析氣藏輕質(zhì)油油藏黑油油藏重油一般油揮發(fā)油高收縮油高凝析氣干氣濕氣貧凝析氣一、油氣藏的類型 1、重油(Rs20m3/m3)2、黑油(Rs:20360m3/m3)3、揮發(fā)油(360m3/m3 Rs 2000m3/m3 或C1 18000m3/m3或C18595%)6、干氣(C195%)一、油氣藏的類型 按地層流體性質(zhì)劃分的界限對油氣藏分類 類型氣油比m3/m3天然氣甲烷含量%凝析油含量

2、g/m3地面原油密度g/cm3天然氣凝析氣輕質(zhì)油黑油180005501800025055085759055756055551800-0.700.800.720.820.760.830.831.00二、多組分系統(tǒng)的相態(tài)特征 油藏流體的特點是處于高溫、高壓下，特別是其中的石油溶解有大量的烴類氣體，從而使處于地下的油藏流體的物理性質(zhì)與其地面的性質(zhì)有很大的不同。為了合理開發(fā)油氣藏，首先就必須搞清油氣水在地下的性質(zhì)，及其隨溫度、壓力的變化，即PVT關(guān)系。 二、多組分系統(tǒng)的相態(tài)特征 氣相區(qū)氣相區(qū)兩相區(qū)相包絡(luò)線aCpCCTb把兩相區(qū)和單相區(qū)分開，包絡(luò)線內(nèi)是兩相區(qū)，包絡(luò)線外所有流體都以單相存在。 等液量線（虛

3、線）代表液相所占的體積百分?jǐn)?shù)或摩爾百分?jǐn)?shù)。1、多組分烴類相圖氣相區(qū)氣相區(qū)兩相區(qū)二、多組分系統(tǒng)的相態(tài)特征aCpC線為泡點線，它是液相區(qū)和兩相區(qū)的分界線，該線表示液相體積百分?jǐn)?shù)為100。 當(dāng)壓力降到等于泡點壓力時，體系將出現(xiàn)第一批氣泡，此壓力又稱為該烴類體系的飽和壓力，所以泡點線又稱為飽和壓力線。 CCTb為露點線，它是氣相區(qū)和兩相區(qū)的分界線，該線代表氣相體積百分?jǐn)?shù)為100，當(dāng)壓力升高到露點壓力時，體系會出現(xiàn)第一批液滴。 氣相區(qū)氣相區(qū)兩相區(qū)二、多組分系統(tǒng)的相態(tài)特征臨界點：泡點線和露點線的匯合點。 相包絡(luò)線上CP點為體系中兩相能共存的最高壓力點（臨界凝析壓力），CT點為最高溫度點（臨界凝析溫度）。等

4、壓降溫反凝析區(qū)：等溫降壓反凝析區(qū)：二、多組分系統(tǒng)的相態(tài)特征油藏：J點表示一個純油藏，在原始壓力和溫度下，該烴類體系是單一液相原油。由于油藏壓力高于飽和壓力，油藏未被天然氣所飽和，故稱欠飽和油藏。I點的壓力即為油藏泡點壓力或飽和壓力飽和油藏 。L點代表一個有氣頂?shù)挠筒?。由于氣、液兩相的重力分離作用，原始狀態(tài)下氣體積聚于油藏構(gòu)造高部位，形成氣頂。 油氣藏的相圖二、多組分系統(tǒng)的相態(tài)特征凝析氣藏：A點所代表的體系為凝析氣藏，它的特點是：原始地層壓力高于臨界壓力，而地層溫度介于臨界溫度與臨界凝析溫度之間，A點位于等溫反凝析區(qū)的上方。氣藏：如果烴類系統(tǒng)的原始條件處于臨界點的右側(cè)，且在包絡(luò)線之外（F點），那

5、么該系統(tǒng)在原始條件下處于氣相，F(xiàn)點代表一個氣藏，即使在等溫降壓的采氣過程中，也不穿過兩相區(qū)而始終保持單一氣相。油氣藏的相圖二、多組分系統(tǒng)的相態(tài)特征判斷油氣藏類型： 實質(zhì)是根據(jù)油藏原始條件（溫度及壓力）與臨界點相對位置的關(guān)系來判斷。二、多組分系統(tǒng)的相態(tài)特征 事實上，油氣藏?zé)N類體系組成不同時，其相圖的形狀和位置也將變化，隨著體系中重?zé)N含量的增加，相包絡(luò)線位置向右下方偏移，相包絡(luò)線上臨界點的位置及油藏的溫度、壓力決定了油藏流體類型，即油氣藏類型。圖中所示的油藏?zé)N類體系從氣藏、凝析氣藏、揮發(fā)性油藏到油藏，體系的平均分子量逐漸增加。下面進一步分析幾類典型油氣藏的相態(tài)特征。 三、典型的油氣藏相圖特征1、常

6、規(guī)黑油油藏（低收縮油藏）相圖 低收縮原油的相圖該類油藏，一般氣油比小于360m3/m3。原油相對密度為一般大于以上。產(chǎn)出的地面油常為黑色和深褐色。垂線表示在油藏溫度下，油藏中剩余的流體將含75%（摩爾百分?jǐn)?shù)）的油和25%的天然氣。斜虛線表示流體從井筒到地面分離器的降壓、降溫路徑，表明在分離器條件下，大約有85%（摩爾百分?jǐn)?shù)）井流物為油，這一百分?jǐn)?shù)是相當(dāng)高的，也只有低收縮原油能夠達到此值。三、典型的油氣藏相圖特征1、實例 云9-1井地層壓力，MPa33.22地層溫度， 116飽和壓力， MPa13.20地面原油相對密度0.876氣油比， m3/m358.7體積系數(shù)1.215收縮率，%17.7前8

7、井地層壓力，MPa58.80地層溫度， 142.8飽和壓力， MPa27.40地面原油相對密度0.816氣油比， m3/m3160.3體積系數(shù)1.472收縮率，%32.1三、典型的油氣藏相圖特征2、輕質(zhì)油藏（高收縮油藏）相圖 與常規(guī)重質(zhì)油藏相圖基本相似，但輕質(zhì)油藏由于輕質(zhì)組分含量較高， 相圖兩相區(qū)內(nèi)等液量線比較稀疏。一旦低于泡點壓力后即可分離出大量氣體，故也稱為高收縮油藏。 在分離器條件下，約有65的液相原油，其相對密度小于，但呈深色，氣油比小于1800m3/m3。 高收縮原油的相圖三、典型的油氣藏相圖特征2、實例文200-1井白18井地層壓力，MPa66.00地層溫度， 140飽和壓力， M

8、Pa44.20地面原油相對密度0.806氣油比， m3/m3486.7體積系數(shù)2.395收縮率，%58.2地層壓力，MPa50.81地層溫度， 125飽和壓力， MPa33.69地面原油相對密度0.779氣油比， m3/m3767.4體積系數(shù)3.183收縮率，%68.6三、典型的油氣藏相圖特征3、凝析氣藏氣藏溫度介于臨界溫度與臨界凝析溫度之間。氣藏壓力位于包絡(luò)線之外，原始狀態(tài)(點1)下烴類體系以單相氣體存在，為氣藏。 地面分離器條件下，約有25%的地面產(chǎn)出物為液體，產(chǎn)出的液體稱為凝析油，而氣體則稱為凝析氣。凝析氣藏的氣油比可達12,600m3/m3，凝析油相對密度可小到，色淺且透明。 凝析氣藏

9、相圖三、典型的油氣藏相圖特征4、實例文305井地層壓力，MPa46.20地層溫度， 126露點壓力， MPa39.59地面原油相對密度0.759氣油比， m3/m35668.5三、典型的油氣藏相圖特征4、濕氣氣藏相圖其特點是：氣藏溫度遠高于臨界溫度。當(dāng)油藏壓力降低時，例如從點1降至點2，流體始終處于氣相。 在分離器條件下，體系處于兩相區(qū)內(nèi)，因此在分離器內(nèi)會有一些液烴析出，輕質(zhì)油的相對密度小于，地面氣油比小于18,000m3m3。 典型濕氣藏相圖三、典型的油氣藏相圖特征5、干氣氣藏相圖甲烷含量很高（占7098）的天然氣稱為干氣。地層溫度和油氣分離器溫度均在兩相區(qū)之外，地層條件(點1至2)和井筒到

10、分離器過程均不穿過兩相區(qū)，地下和地面均無液烴析出，理論上講氣油比為無窮大。如果地面分離器有微量凝析油，其氣油比往往高于18,000m3m3 。典型干氣藏相圖三、典型的油氣藏相圖特征6、油氣藏相圖位置文305井白18井文200-1井前8井云9-3井中原油田部分油氣藏相圖的相對位置四、油氣藏流體物性分析取樣井的選擇1、井底壓力高于原始飽和（露點）壓力。2、氣油比、地面油密度有代表性的油氣井。3、采油指數(shù)較高、油氣流穩(wěn)定、無間歇現(xiàn)象。4、井口量油測氣設(shè)備齊全可靠。5、水泥封固井段層間無串槽。6、最好為自噴井。 取樣成功的關(guān)鍵1、流入井筒的流體就是目前油氣藏的代表性流體。2、油井生產(chǎn)、分離條件（包括分

11、離壓力和溫度）穩(wěn)定。3、油、氣產(chǎn)量計量準(zhǔn)確可靠。四、油氣藏流體物性分析取樣井的調(diào)整取樣井調(diào)整僅適用于原始飽和壓力（露點壓力）低于地層壓力而高于正常生產(chǎn)時的流動壓力的油氣藏。流動壓力降到飽和壓力（露點壓力）以下，流體將在井筒周圍脫氣（凝析），形成以井筒為中心的脫氣（凝析）區(qū)。油氣井調(diào)整的目的在于用油氣藏遠處的原始油氣藏流體取代井筒周圍沒有代表性的油氣藏流體。油氣井生產(chǎn)情況1油氣井生產(chǎn)情況2油氣井生產(chǎn)情況3油氣井生產(chǎn)情況4四、油氣藏流體物性分析1、閃蒸分離又稱接觸分離或單次(一)次脫氣。即在油氣分離過程中分離出的氣體與油始終保持接觸，體系的組成不變。下圖是用PVT筒進行閃蒸分離實驗的示意圖。 四、

12、油氣藏流體物性分析2、 P-V（壓力-體積）關(guān)系從Pl至P5整個降壓過程中，油氣體系一直保持接觸，氣體不排出，總組成始終不變，這是閃蒸分離的特點，也是所以稱為接觸脫氣的原因。 在實驗室內(nèi)進行油氣體系的降壓脫氣試驗時，由地層壓力開始逐漸降壓、脫氣，測定體系的P-V（壓力-體積）關(guān)系如圖所示，直至壓力降至大氣壓，并達到氣液相平衡。 接觸脫氣過程示意圖 四、油氣藏流體物性分析3、多級脫氣 所謂多級脫氣，即在脫氣過程中將每一級脫出的氣體排走后，液相再進入下一級，亦即脫氣是在系統(tǒng)組成變化的條件下進行的，多級脫氣過程示意圖如圖所示。多級脫氣過程示意圖 四、油氣藏流體物性分析4、定容衰竭 定容衰竭試驗主要描

13、述低于露點壓力時之氣藏特性。在低于露點壓力以下壓力下降的某些特性可進行物質(zhì)平衡計算。定容衰竭的最普通的特性是脫出氣體體積。定容衰竭研究的方法 1、直接衰竭：降低壓力時以非常慢的速度從均衡容器中放出氣體，保持等容。2、多級衰竭：通過一系列均衡膨脹，在保持等容下放掉氣體。嚴(yán)格的講，這兩種衰竭均不能代表油藏特性。四、油氣藏流體物性分析分離實驗的目的在于通過對比不同分離條件下的氣油比、油罐油密度和地層體積系數(shù)等參數(shù)，確定不同分離條件對原油采收率的影響，以選擇最佳分離條件。通常規(guī)定兩級分離。第一級分別實驗四個分離壓力，分離溫度參照原油性質(zhì)和油田分離器實際溫度確定；第二級分離壓力和溫度均為大氣條件（油罐條

14、件）。5、分離實驗分離實驗過程示意圖1、2高壓計量泵；3儲樣器或PVT容器；4一級分離器；5、6恒溫??；7閥門；8二級分離瓶；9氣體指示瓶；10氣量計。四、油氣藏流體物性分析多級脫氣減少了輕質(zhì)油的損耗，獲得更多地面原油，但增加了設(shè)備的投入和工藝管理的復(fù)雜性，故礦場上均不超過三級。有些礦區(qū)將一級分離后的天然氣通過輕烴回收裝置或工廠處理，回收“重?zé)N”后，再外輸天然氣。對具體油田，應(yīng)根據(jù)原油性質(zhì)（組分、含氣量）通過計算確定最佳分離條件（壓力、溫度和分離級數(shù)）。礦場多級脫氣流程示意如圖所示。圖a為二級脫氣，第二級平衡壓力為大氣壓力，第一級平衡壓力高于第二級。圖b為三級脫氣，此時第三級為大氣壓力，第二級

15、、第一級壓力依次提高。礦場多級脫氣流程圖 現(xiàn)場分離過程四、油氣藏流體物性分析不同脫氣方式的比較 實驗和理論表明：從油中分離出來氣體的數(shù)量與組成除了與脫氣溫度、壓力以及油氣組成本身有關(guān)外，還與脫氣方式有關(guān)。油田氣油比，m3/m3兩種脫氣方式一次脫氣多級脫氣差異，%白18井767.4786.42.48文200-1井486.7622.527.90文269井190.0180.0-5.56脫氣方式溫 度,平衡壓力,MPa氣油比,m3m3脫氣油相對密度氣體相對密度一次脫氣190.1214.50.8570.846兩級脫氣19一級1.5二級0.1169.311.80.8460.709注：文16-18井原油飽和

16、壓力為34.08MPa，地層溫度128。脫氣方式溫 度,平衡壓力,MPa氣油比,m3m3脫氣油相對密度氣體相對密度一次脫氣00.1767.40.7790.885兩級脫氣24一級1.5二級0.1627.921.00.7710.612注：白18井原油飽和壓力為33.69MPa，地層溫度125。四、油氣藏流體物性分析可以看出： 一般情況下對于黑油油藏一次脫氣比多級脫氣所分離出的氣量多，而油量少，亦即測出的氣油比高；且一次脫氣分出的氣相對密度較高，說明氣體中含輕質(zhì)油較多。 原因：一次脫氣時油氣始終接觸而達到相平衡，故不管重?zé)N和輕烴均按各自的平衡比Kjyjxj的比例大小而進入氣相中，這樣，較重的烴類由于

17、熱力學(xué)平衡也有進入氣相的機會，故使得分出的氣量多且相對密度大。 低壓下，Kj大四、油氣藏流體物性分析6、微分分離 微分分離或稱微分脫氣，是指脫氣過程中a，微小降壓后立即將從油中分離出氣體放掉，使氣液脫離接觸，即不斷降壓、不斷排氣，系統(tǒng)組成不斷地變化。 微分脫氣過程示意圖a液體處于飽和狀態(tài) b退泵，壓力下降，氣液共存c進泵，放出氣體，剩余液體處于新的飽和壓力四、油氣藏流體物性分析7、油田開發(fā)和生產(chǎn)中的脫氣過程 （1）地層中 當(dāng)油藏在壓力低于飽和壓力下進行開采時，脫氣過程比較復(fù)雜。一般油層中的脫氣是介于接觸分離和微分分離兩種脫氣方式之間。一方面地下脫氣過程接近于微分脫氣，因為氣從油中脫出后，氣、液

18、存在流速差，分離出的氣與油脫離接觸，這一過程接近于微分分離。但另一方面氣體卻始終與巖石孔隙中的原油接觸，這又與接觸分離的條件相似。 對于厚度較大、垂直滲透性較好的油藏，降壓脫氣后而由于油、氣重力差異而形成次生氣頂?shù)倪^程，接近于接觸分離。 實際油藏中由于滲流形成壓力梯度，油藏中各部位的壓力不相等。一些區(qū)域壓力低于飽和壓力后，任何微小的壓力降低，氣體就會再次脫出。此時，局部地層壓力就是目前的飽和壓力。在油藏數(shù)值模擬中，將飽和壓力作為一個隨時間、位置而變化的參數(shù)來處理。四、油氣藏流體物性分析 （2）油井中 當(dāng)氣相流速與液相流速差別不大時，油井中的脫氣過程與接觸脫氣過程較為接近。因為當(dāng)?shù)貙佑蛷木紫蚓?/p>

19、口流動過程中，壓力越來越低，使氣不斷從油中分離出來。這一脫氣過程在井筒中不斷進行著，同時在井筒中油氣接觸的時間也較長，這就足以建立起熱力學(xué)平衡。 當(dāng)存在明顯的油、氣相對運動，出現(xiàn)氣體超越原油而過的滑脫現(xiàn)象時，油井里的脫氣過程也不完全是接觸脫氣，脫氣過程常常是介于接觸分離和微分分離兩種脫氣方式之間。所以，可以說，在油田開發(fā)實踐中，純粹的、嚴(yán)格意義上的接觸分離或微分分離是不存在的。（3）地面儲運過程中 地面油氣分離是比較理想的分離過程，常用的二級、三級分離就是多級脫氣分離，而僅有一級分離器就是接觸分離。 五、油氣體系中氣體的溶解與分離1、天然氣在原油中的溶解度和溶解系數(shù) 由物理化學(xué)知道，單組分氣體

20、在液體中的溶解服從亨利定律，即在溫度一定時，溶解度和壓力成正比，這可表示為： Rs= P 溶解度定義為單位體積液體所溶解的氣量。溶解度反映了液體中溶解氣量的多少，而溶解系數(shù)則反映了液體溶解氣體的能力。如果溶解系數(shù)為常數(shù)，則溶解度與壓力成線性關(guān)系。五、油氣體系中氣體的溶解與分離2、溶解度與溫度的關(guān)系 氣體在油中的溶解度大小與溫度有關(guān)。溶解氣量隨溫度的增加而降低，高壓時這種降低更大些。這是由于溫度的增加使烴類氣體的飽和蒸汽壓亦隨之增加的緣故。 五、油氣體系中氣體的溶解與分離3、溶解度與氣體、原油性質(zhì)的關(guān)系 不同烴類和非烴類氣體在原油中的溶解度相差很大，如以甲烷的溶解度為1，估算乙烷、丙烷、CO2、

21、N2等的溶解度為甲烷的倍數(shù)如表所示，此結(jié)論也可由圖看出。 表中各氣體在原油中溶解度大小的依次是：丙烷乙烷CO2甲烷N2。 氣體種類相對甲烷溶解度的倍數(shù)甲烷1乙烷5丙烷20二氧化碳3.5氮氣0.25五、油氣體系中氣體的溶解與分離 天然氣在同壓力、同溫度下、同樣組成的天然氣在輕質(zhì)原油中的溶解度大于在重質(zhì)油(即高密度原油)中的溶解度。 五、油氣體系中氣體的溶解與分離 油氣的分離和溶解是兩個對立的統(tǒng)一過程，當(dāng)系統(tǒng)的組分一定、溫度相同時，分離過程和溶解過程有密切的關(guān)系。 圖表明了這種差別，圖中曲線為接觸脫氣（閃蒸分離）時的脫氣曲線和溶解曲線，兩者是完全重合的一條曲線。 微分脫氣時所得到的溶解曲線和脫氣曲

22、線不相重合。4、溶解過程與分離過程的關(guān)系 差異分離差異溶解五、油氣體系中氣體的溶解與分離脫氣曲線和溶解曲線的差異也與氣體組分的性質(zhì)有關(guān)。飽和蒸汽壓較大的甲烷，其脫氣曲線和溶解曲線較接近。 差異分離差異溶解五、油氣體系中氣體的溶解與分離而飽和蒸汽壓較小的戍烷，兩者卻相差很大，這正好反映了圖中曲線的低壓部分溶解和分離曲線相差較大而高壓部分相差較小的特征。差異分離差異溶解六、油氣藏識別實例橋口地區(qū) 序號日期井號層位井段地層壓力地層溫度飽和壓力MP氣油比3/脫氣原油密度天然氣組成C1油藏類型111/4/25橋64-3S三中3、53416.93520.943.798129.731.308118.10.8

23、29279.137油藏211/5/20橋55-6S三中33712.63759.047.501 132.0 11.30571.3 0.820564.019油藏300/8/24橋55-1S三中3592.03615.055.890 136.0 36.730471.60.801381.748揮發(fā)性油藏401/1/12橋59S三23674.03678.948.560133.0 34.1315310.770284.509氣藏506/9/24橋95S三23954.03998.649.510136.034.013117370.749486.693氣藏六、油氣藏識別實例劉莊地區(qū) 序號日期井號層位井段地層壓力地層

24、溫度飽和壓力MP氣油比3/脫氣原油密度天然氣組成C1油藏類型102/7/27劉29S二下23932.93938.647.750140.317.97091.3 0.808691.655油藏202/9/30劉32S二下23736.83795.644.240134.827.824134.0 0.821295.014油藏304/5/10劉37S二下23798.43806.752.980139.145.030102130.772194.609氣藏496/5/2劉6S二下2+33312.03630.047.900136.320.790880000.7795.250氣藏511/1/30劉20-10S二下33

25、595.33608.048.611 133.0 49.20023500.782994.204氣藏611/1/22劉20-9S二下43739.13756.849.751 137.5 29.425 154.9 0.810290.622油藏與其它油氣藏的最大區(qū)別就是油輕溶解天然氣也輕。由于劉莊油田沙二下屬于低滲高露點凝析氣藏，開發(fā)低滲近臨界態(tài)油氣藏的方法與開發(fā)一般油氣藏的方法有很大的區(qū)別。低滲近臨界態(tài)油氣藏開發(fā)的基本問題，就是彈性開采很易變?yōu)樗ソ唛_采，井筒周圍地層壓力的下降會造成天然氣凝析。六、油氣藏識別實例文濮結(jié)合部 序號日期井號層位井段地層壓力地層溫度飽和壓力MP氣油比3/脫氣原油密度天然氣組成

26、C1油藏類型沙三中3-5196/8/24文16-18S三中53273.0-3282.049.720 128.0 34.080 250.3 0.8570 74.626 一般油藏291/4/20文16-14S三中53284.0-3297.366.101 122.0 32.980 283.3 72.578 一般油藏378/5/23文10-4S三2276.2-2310.226.419 89.0 11.278 81.1 0.8504 88.390 一般油藏483/11/2文204S三中33482.4-3485.058.310 119.0 24.791 192.7 0.8587 81.310 油藏510/

27、3/17文72-426S三中53510.5-3526.960.101 130.0 40.129 486.8 0.8094 76.946 揮發(fā)性油藏692/8/20文72-494S三中65.350 141.0 43.930 510.2 0.8046 81.090 揮發(fā)性油藏沙三中3-5：從北至南由一般黑油油藏逐漸變?yōu)閾]發(fā)性油藏(或輕質(zhì)油藏) 。A、文13塊、文10塊和文16塊為一般油藏；B、文72塊為揮發(fā)性油藏(或輕質(zhì)油藏) 。六、油氣藏識別實例文濮結(jié)合部 序號日期井號層位井段地層壓力地層溫度飽和壓力MP氣油比3/脫氣原油密度天然氣組成C1油藏類型沙三中6-7101/7/3文200-1S三中73

28、902.33909.166.101 140.0 42.535 627.0 0.8183 77.261 揮發(fā)性油藏201/10/11文200-1S三中73869.03875.366.101 140.0 44.202 604.1 0.8056 80.128 揮發(fā)性油藏387/8/7文13-86S三中6-73281.53406.454.360 148.0 36.500 376.1 0.8362 79.490 油藏496/7/7文215-5S三中3124.13133.531.000 118.0 26.380 251.8 0.8262 76.244 油藏501/7/7文203-61S三中7-83857.

29、83910.065.101 147.9 41.049 283.3 0.8351 85.884 油藏沙三中6-7：從北至南由揮發(fā)性油藏(輕質(zhì)油藏) 逐漸變?yōu)橐话阌筒?。A、文203塊為一般油藏；B、文200塊為揮發(fā)性油藏(或輕質(zhì)油藏)。六、油氣藏識別實例文濮結(jié)合部 序號日期井號層位井段地層壓力地層溫度飽和壓力MP氣油比3/脫氣原油密度天然氣組成C1油藏類型沙三中9192/4/11文13-184S三中93556.03654.634.320 122.0 25.250 10968 0.7466 85.328 氣藏287/3/3文13-126S三中9-103556.03654.647.660 124.0

30、38.099 433.0 0.8262 76.100 輕質(zhì)油藏302/5/29文13-224S三中93320.13333.252.101 124.5 29.534 243.3 0.8320 71.041 一般油藏488/8/10文13-133S三中8-93380.63383.942.101 124.0 26.230 198.3 0.8352 67.260 一般油藏509/10/25文203-58S三中94049.14081.967.101 141.0 41.280 39860.7881 91.223 氣藏601/7/8文203-62S三中9-104166.94218.473.561 150.1

31、 37.920 132470.8142 93.166 氣藏710/4/22文203-59S三中94207.64264.671.691 141.0 32.200 16783 0.7840 93.465 氣藏810/5/26文88-P1S三中93763.33788.855.101 135.0 36.632 251.1 0.8331 82.827 油藏沙三中9：從北至南由油藏向氣藏轉(zhuǎn)換。A、文13塊為輕質(zhì)油藏(文13-184氣藏不好解釋) ；B、文203塊為氣藏；C、文88-P1井油、氣有矛盾，表現(xiàn)為油輕、氣輕、溶解能力弱。有可能為油氣交界處，油環(huán)。六、油氣藏識別實例文濮結(jié)合部 序號日期井號層位井段

32、地層壓力地層溫度飽和壓力MP氣油比3/脫氣原油密度天然氣組成C1油藏類型沙三下183/9/6文213S三下33395.23406.850.749 112.5 20.143 161.6 0.8453 75.320 一般油藏297/11/18濮85S三33383.33399.954.300 114.0 13.710 92.7 0.8694 82.281 一般油藏393/3/22文88-6S三下3725.63760.164.980 145.0 49.850 354.8 0.8422 88.451 高飽和油藏沙三下：從北至南由一般油藏逐漸變?yōu)楦唢柡陀筒亍４砭疄槲?13、濮85和文88-6等3口井序號

33、日期井號層位井段地層壓力地層溫度飽和壓力MP氣油比3/脫氣原油密度天然氣組成C1油藏類型沙四199/12/8濮95S四下3553.03572.135.420 112.0 23.340 129.3 0.8280 85.036 一般油藏沙四：為一般油藏。六、油氣藏識別實例馬廠地區(qū)馬80井沙四上 一、試油資料1、07年6月4日至6月10日求產(chǎn)，日產(chǎn)油3、氣388m3，氣油比約為3/t；2、壓裂后，07年7月3日至7月27日，在5m/m油嘴工作制度下生產(chǎn)，油產(chǎn)量從11t下降至，天然氣從12365m3下降至205m3，氣油比由最高3/t下降3/t。井段3749.93795.1m 共6層，電測解釋為油層、低產(chǎn)油層。序號取樣日期脫氣原油密度天然氣相對密度天然氣組成，C1107/6/100.83140.678786.68207/7/30.84540.602493.02307/7/270.80330.758680.324、試油資料分析：從07年6月4日至6月10日求產(chǎn)資料和油氣性質(zhì)分析，壓裂前產(chǎn)出層為一般油藏。馬80井沙四上壓裂后，初期油氣產(chǎn)量及氣油比都高，油罐油為一般黑油，天然氣C1含量很高(93.02%)，根據(jù)相似相溶的原理，油氣性質(zhì)不相似。后期油氣產(chǎn)量及氣油比都很低，油罐油為揮發(fā)油，天然氣C1.含量約為80.32%，根據(jù)相似相溶的原理，油氣性質(zhì)相似。3、取油、氣樣分析六、油