缅甸D区块Patolon－1构造凝析气藏判断方法

朱 慧

（中国石化江汉油田分公司勘探开发研究院，湖北 武汉430223）

缅甸D区块Patolon－1号圈闭位于伊洛瓦底盆地中部，属于长轴背斜构造。古近系塔本组是其主要勘探目的层，塔本组沉积时期以三角洲前缘亚相沉积为主，储层厚度大，分布广泛。Patolon－1构造在高部位钻探的Patolon－1井获得油气流后，对于这类油气藏属于什么类型、如何判断、是否带油环、储量计算方法等方面的研究就显得十分重要。

1 组分特征及生产特征

1.1 组分特征

Patolon－1区流体性质显示，地面原油密度为0.769 t／m3～0.859t／m3，平均为 0.774t／m3；地面原油粘度（50℃）一般为1.125mPa·s～1.342mPa·s，平均为1.234mPa·s；地层原油粘度小于1mPa·s。天然气以甲烷为主，甲烷为96.031%；乙烷为2.184%；丙烷0.720%；异丁烷0.178%；正丁烷0.178%，己烷以上0.448%。二氧化碳0.046%，氮气0.216%。天然气相对密度0.594；临界温度 －76.62℃，临界压力4.448MPa，热值38 908千焦／m3。

根据高压物性分析，地层流体井流物组成以甲烷为主，为95.556mol%；乙烷为 2.155mol%；丙烷 0.704 mol%；异丁烷0.170mol%；正丁烷0.176mol%；戊烷以上1.037mol%。地层原油物性分析表明，等容衰竭过程中反凝析液量与压力之间具有如下规律:当压力为31.391 MPa时无凝析液量的产出，随着压力的降低凝析液量逐渐升高；当衰竭压力在8.97MPa时反凝析液量占孔隙体积百分数为0.768%，而后随着压力的降低反凝析液量又开始降低；当衰竭压力在0.101MPa时反凝析液量占孔隙体积百分数达到0.516%。显然，该气藏反凝析液量占孔隙体积百分数还是比较低的（见图1）。

重质组分产量／原始流体比值随着压力的变化具有如下规律:随着压力的降低，乙烷、丙烷、丁烷和戊烷以上组分呈线性升高。以戊烷以上为例，当压力为31.391 MPa时无液态戊烷产出，随着压力的降低戊烷量呈线性升高；当压力降低到2.379MPa时戊烷产量达到197.82 kg／106m3。总体来讲，重质组分产出量低（见图2）。

图1 衰竭过程反凝析液量与压力关系曲线（73.5℃ ）

图2 闪蒸气重质累积产出量 与压力关系曲线

1.2 生产特征

Patolon－1井通过测试取得了产油气资料:该井射开2 381.5m～2 409.9m井段，24.3m／2层。共进行了六次测试，第一次测试6.35mm油嘴自喷，日产气量14.7×104m3，日产油9.76m3，气油比15 061m3／m3；千米井深日产气量6.1×104m3／km.d，属中等产能水平；第二次测试日产气2.6×104m3，仅产少量油；之后4次测试原油产量都很低，其气油比也很不稳定。6次测试累积产气量为18.82×104m3，累积产油量为6.14m3，累积生产气油比为30 647m3／m3。

2 气藏类型判断方法

通过已知的油气藏流体性质以及组分特征参数可以有效地判断Patolon－1油气藏类型。

2.1 根据气油比判断油气藏类型

一般气藏按不同气油比可分为:黑油油藏（气油比0～356.2）、挥发油藏（气油比356.2～534.3）、凝析气藏（气油比534.3～32 000）、干气气藏（气油比为∝ ）和湿气气藏。

Patolon－1井气油比15 061m3／m3，累积生产气油比为30 647m3／m3。从生产气油比来判断该气藏在凝析气藏范围内较为合理。

2.2 根据分子量判断油气藏类型

根据不同油气藏统计资料，干气气藏平均分子量为小于20，凝析气藏分子量17～40，轻质油藏分子量为35～80，常规油藏分子量为75～275，重质油藏分子量大于225，Patolon－1井平均分子量为17.885，从分子量分析该油气藏分布在凝析气藏范围。

2.3 根据原油性质判断气藏类型

凝析气藏在原始地层条件下为单相气相状态，生产后在地面可以同时产生天然气和凝析油，凝析油一般为无色或浅黄色、黄褐色、相对密度一般为0.72～0.80左右。Patolon－1井原油主要为无色、淡黄色、少量深绿色，共取得11个地面原油密度资料，地面原油密度一般为0.76g／cm3～0.78g／cm3，最大为0.859g／cm3，最小0.769g／cm3，平均0.774g／cm3，原油易挥发。

综合上述资料分析，Patolon－1气藏定为凝析气藏较为合理。

2.4 凝析气藏分类

2.4.1 按流体分布对凝析气藏进行分类

1）不带油环的凝析气藏。

2）带油环的凝析气藏，但油环不具有工业价值。

3）带油环的凝析气藏，油环具有工业价值。

4）凝析气顶油藏，油藏地下体积大于气顶的地下体积。

2.4.2 按凝析油含量分类

由于各国的凝析气田储量、开发情况和开采工艺技术水平不同，各国分类标准也不尽相同（见表1）。Patolon－1井生产气油比为15 061m3／m3，累积生产气油比为30 647m3／m3，地层流体分析凝析油含量为32g／m3～66g／m3，属于低含量凝析油的凝析气藏。

表1 美国凝析气藏分类标准

2.5 凝析气藏是否带油环的判断

在勘探阶段查明是否带油环气藏，对于凝析气藏勘探具有重要价值，同时对指导勘探开发也具有十分重要的意义。根据流体样品分析，应用数理统计法对凝析气藏是否具有油环进行多种方法判断是研究这类气藏的有效手段。

1）C5＋含量法。根据储层流体分析结果，用C5＋含量作为标志，判断凝析气藏是否带有油环。C5＋含量小于1.75% 时，为不带油环的凝析气藏，这个方法对苏联100个凝析气藏进行检验，结果符合率为86%。

2）C1／C5＋比值法。这个方法是用 C1与 C5＋的摩尔含量比值来判断的。该比值小于52的为带油环的凝析气藏，大于52的则为不带油环的凝析气藏，根据苏联100个凝析气藏检验，其符合率为83%。

3）根据流体组分的组合判断法。该法是Ю·Л·科罗达耶维依提出的，他用 Φ1＝C2／C5＋（C1＋C2＋C3＋C4）／C5＋方法对凝析气藏及其油环的大小进行了判断。

Φ1值越小，油环越大，但Φ1值达到80以上时则为不带油环的凝析气藏，大于450则为干气气藏。Φ1值判断凝析气藏指标数据如下:Φ1为450时是干气气藏，80～450时为不带油环的凝析气藏，60～80时为带小油环的凝析气藏，15～60时为带大油环的凝析气藏，7～15时为凝析油气藏，2.5～7时为轻质油藏，＜1时为高粘度重质油藏。

根据上述评价标准对Patolon－1井各项指标进行计算，其 C5＋为1.037%（mol%），C1／C5＋为92.14，Φ1为98.29，综合上述指标分析，Patolon－1号构造属于不带油环的凝析气藏较为合理（见表2）。因此，储量计算根据不带油环的凝析气藏适用的方法进行计算。

表2 凝析气藏是否带油环判断依据表

3 结论

根据气体组分特征、气油比、平均分子量、C5＋、C＋1／C5＋、Φ1等资料分析判断，缅甸D区块Patolon－1号构造属于不带油环的低含量凝析油的凝析气藏。Patolon－1凝析气藏在压力为31.391MPa时无凝析液量产出，但随着压力和温度的降低会既有气又有油产出。因此，计算该凝析气藏地质储量时，应分别计算干气和凝析油的储量。

［1］杨宝善.凝析气藏开发工程［M］.北京:石油工业出版社，1995.

［2］李连江.挥发油藏和凝析气藏开采技术［M］.北京:石油工业出版社，2011.