塔河油田AT1井区油气藏类型研究

刘丽娜，马勇，刘洁，马雪健，张春福，印婷

（中国石化西北油田分公司勘探开发研究院，乌鲁木齐830011）

塔河油田AT1井区油气藏类型研究

刘丽娜，马勇，刘洁，马雪健，张春福，印婷

（中国石化西北油田分公司勘探开发研究院，乌鲁木齐830011）

塔河油田AT1井区中三叠统阿克库勒组油气藏为低幅度构造与断层控制的底水油气藏，储集层流体性质较为复杂。开发初期，根据PVT资料，认为AT1井区为凝析气藏。随着开发的深入，大部分气井均出现气油比大幅下降的现象，同时在见水初期出现产油量增加、产气量明显下降的油侵特征，开发效果明显变差。应用油气藏高压物性、流体性质、石油天然气组分分析、生产特征分析、储量系数等资料，判断AT1井区油气藏类型为带凝析气顶的油藏，分析了AT1井区的开发效果，提出了高含水期的开发对策，对同类油气藏的类型判定与开发具有一定的借鉴意义。

塔里木盆地；塔河油田；AT1井区；流体性质；油气藏类型；开发方式；开发效果

塔河油田AT1井区油气藏位于塔里木盆地沙雅隆起阿克库勒凸起南部（图1），是一个受低幅度构造与断层控制的底水油气藏，储集层为中三叠统阿克库勒组。阿克库勒组在研究区自下而上分为4段，阿一段（T2a1）和阿三段（T2a3）为砂岩段，阿二段（T2a2）和阿四段（T2a4）为泥岩段。阿三段为主要油气层，孔隙度23.2%，渗透率986.8 mD，属于中孔高渗砂岩油气藏。地面原油密度0.76 g/m3，原始气油比为1 939m3/ m3.开发初期，根据储集层构造高部位井的PVT资料，结合当时的测试结果，判定AT1井区油气藏类型为凝析气藏，在开发过程中，大部分气井在生产一段时间后出现了产气量快速下降、产油量上升、原油密度上升的油侵现象。后期在构造中低部位部署的一口油井，投产初期生产气油比仅为381m3/m3，地面原油密度0.86 g/m3，属于一般原油。这种原油性质的变化与初始认识的油气藏类型是矛盾的。本文以AT1井区为例，对油气藏类型的判断方法进行了研究，并阐明了油气藏类型的确定对开发的影响。

图1　AT1井区构造位置

1　AT1井区开发特征

AT1井区阿三段油气藏属于正常的温压系统，于2006年依靠天然能量投入开发，目前已进入高含水期，单井日产油量为1.1~10.2 t，日产气量为102~3 470m3，综合含水率88.0%，油气藏具有以下开采特征。

（1）开发初期产能和气油比高开发初期投产油气井10口，单井日产油14.5~58.6 t，平均36.4 t；日产气5.4×104~16.4×104m3，平均10.2×104m3，气油比1 930~3 753m3/m3，开发初期不含水。

（2）单井无水采油期差异大AT1井区的16口生产井中，10口井有无水采油期（避水高度5.5~13.0m），为43~541 d.无水采油期主要取决于油气层厚度、避水高度、开采速度、井底结构等因素。避水高度小于5m的生产井基本没有无水采油期。

（3）气井见水前气油比下降明显，见水后含水率上升快气井在生产初期气油比较高，见水前气油比快速下降，与常规的凝析气藏开发后气油比稳定或上升不同，AT1井区气油比下降明显。单井见水后含水率上升快。

（4）油气藏天然能量较强，压力保持程度高统计结果表明：AT1井区阿三段油气藏的油气层与水层的厚度比为1.0∶1.5~1.0∶5.0，估算AT1井区阿三段油气藏砂体发育范围内的油气层与水层体积比约为1.0∶9.0，水层物性相对较好，水体能量充足。AT1井区油气藏的地层压力保持程度虽然逐年下降，但下降幅度很小，目前压力保持程度仍在92%以上。

AT1井区边底水能量较强，考虑水平井泄油气面积大，生产压差小，含水上升速度相对较慢，开发效果好，因此AT1井区采用以水平井为主的开发方式。

2　油气藏类型判断方法

通常，依据油气组分和流体性质将油气藏划分为干气藏、湿气藏、凝析气藏、凝析油藏、临界油气藏、轻质油藏、黑油油藏、稠油油藏及沥青油砂矿。油气藏类型是确定开发方式的依据，采用不同的开发方式开发，所获得的油气藏的采收率不同。

当油气藏投入开发时决定其开发方式的主要因素为储集层和油气流体性质。AT1井区开发初期处于塔河油田快速上产阶段，在含油气高度较大（16m）的情况下，仅根据1口井的PVT资料与周围井的测试产状，没有进行分段测试即判定为凝析气藏。开发一段时间后，油井产状出现与油藏类型不符的特征后，录取新的PVT资料发现，油气藏底部存在饱和原油。此后开展了对AT1井区油气藏类型的重新研究与认识。

2.1根据PVT物性分析油气藏类型

在AT1井区阿三段油气藏共取得2个PVT样品。2006年对位于构造较高部位的AT1井进行了高压物性分析，油气藏基本参数如下：产层垂深为4 256~ 4263m，油层压力为46.13MPa，露点压力为45.36MPa，地露压差为0.77MPa，生产气油比为1 939m3/m3，凝析油含量468.29 cm3/m3.据此分析结果判断，AT1井区为高含凝析油的凝析气藏。

2011年对位于构造中低部位的产油井AT1-12H进行高压物性分析，产层折算垂深为4 259.5~4 260.4m，油层压力为45.04MPa，饱和压力为45.04MPa，地饱压差为0MPa，生产气油比为205m3/m3，其PVT样品分析结果为原油。

AT1-12H井虽然射孔底界深度（海拔-3 318.4m）高于AT1井射孔底界深度（海拔-3 320.1m）（图2），但是射开该层时油气藏已经开发5年，油水界面、油气界面均已发生移动，根据AT1-12H井生产资料分析，生产该层时射孔层位已处于油气界面之下。因此，认为AT1井区应为带底油的凝析气藏或者带凝析气顶的油藏。

图2　过AT1井—AT1-12H井构造剖面示意

2.2利用油气相态图判别油气藏类型

石油和天然气是一套多组分烃类体系，在不同的温压条件下表现出不同的相态特征，当体系中重烃组分增加时，体系相包络线位置向右下方偏移（图3），相包络线上临界点位置和油藏的压力、温度决定了油气藏类型[1］。

图3　多组分烃类体系相态（援引自文献［1］）

利用相态图可判别油气藏类型。图3中C点为临界点，Ct为临界凝析温度，Cp为临界凝析压力，CKH线为泡点线，CBE线为露点线，CKCpL为等压逆行区，CDCtB为等温逆行区，即反凝析区。G点为油藏，H点为饱和油藏，I点为气顶油藏，A点为凝析气藏，P点为干气藏。

根据AT1井地层流体高压物性样品实验结果（图4a），烃类体系的临界凝析温度为280.2℃，临界凝析压力为46.82MPa，临界点温度为-71.0℃、临界点压力为33.80MPa，露点压力为45.36MPa，地露压差为0.77MPa.模拟相图的特点是临界凝析压力和临界凝析温度远高于临界压力和温度，地层压力界于临界凝析压力和临界压力之间，地层温度界于临界凝析温度和临界温度之间，位于临界点右侧，地层流体属于凝析气[1-2]。

图4　AT1井与AT1-12H井地层流体相态

依据AT1-12H井地层流体高压物性样品实验结果（图4b），烃类体系的临界凝析温度为518.9℃，临界凝析压力为45.26MPa，临界压力为34.16MPa，温度为360.8℃；饱和压力为45.04 MPa，地饱压差为0MPa.模拟相图的特点是临界凝析温度远高于临界温度，临界凝析压力高于临界压力，地层压力略低于临界凝析压力，远高于临界压力，地层温度远低于临界温度，位于临界点左侧，在泡点线上，据此判断地层流体为饱和原油。

综合分析AT1井和AT1-12H井在油藏中的位置、PVT测试成果资料，认为AT1井区阿三段油气藏为带油环的凝析气藏或者为带气顶的油藏。

2.3依据参数法判别油气藏类型

油环的判别是研究凝析气藏的基础，根据地层流体组分数据计算的参数法是一种常用的方法[2]。依据AT1井和AT1-12H井的地层流体分析数据，分别采用了四参数判别法、C5+参数法、C1/C5+比值法、Z因子判别法进行参数计算，对照油气藏类型判别标准指标（表1），发现AT1井和AT1-12H井的各项参数均显示油气藏为带油环的凝析气藏或油藏的特征（表2）。

2.4依据流体性质判别油气藏类型

油气组分和油藏条件决定流体性质，因此可以利用油气性质对油气藏进行分类，陈元千根据流体性质提出的油气藏分类标准如表3所示[1]。

表1　油气藏类型判别标准（SY/T 6101—1994）

表2　AT1井区油气藏类型判别标准指标统计

其中，气油比和地面油密度是利用产出物判别油气藏的2项重要指标，气油比和地面油密度与原油组分组成有关。原油中轻质组分含量越高，天然气在其中的溶解度越大，在压力温度条件改变的情况下，溶解在原油中的天然气会从原来的体系中分离出来，若生产气油比长期大于550m3/m3，则说明原油挥发性强；在实际生产中，若生产气油比长期大于1 000m3/m3，一般认为是凝析气藏。同样，若地面液体密度小于0.82 g/cm3，说明原油中轻质组分含量高，一般认为是凝析气藏或轻质油藏；若地面液体密度大于0.83 g/cm3，则一般认为是油藏。

表3　依据流体性质判别油气藏类型[7]

AT1井区阿三段油气藏开发初期，大部分投产井气油比大于2 000m3/m3，地面油密度在0.76 g/cm3左右，表现为凝析油生产特征。随生产时间的延长，气油比快速下降，地面油密度逐渐升高，气井投产1~2 a之后，气油比下降到1 000m3/m3以下，地面油密度已上升到0.85 g/cm3左右，表现为原油特征。而2011年投产的AT5-2井投产后，气油比仅338m3/m3，初期原油密度为0.85 g/cm3，表现为原油的生产特征。可见，AT1井区阿三段油气藏下部具有油环。

2.5依据生产特征判断判别油气藏类型

生产实践表明：如果气井在生产初期气油比稳定不变，当地层压力持续下降气油比开始上升，凝析油密度逐渐减小，这类凝析气藏无油环；如果气井在生产初期随地层压力的下降气油比急速上升，而凝析油的密度先变小后变大（原油密度），这类凝析气藏大部分都有油环存在[3-4]。而AT1井区早期部署的气井生产特征基本属于后者（图5）。

图5　AT1-2H井生产气油比、地面油密度变化与油气界面、油水界面变化

第一批投产井生产初期均表现为高气油比的凝析气藏特征，在无水生产末期，生产制度保持不变或下降的情况下，不同程度出现产液量和产油量上升，产气量和气油比大幅下降的现象。分析认为主要是储集层下部的原油锥进至井筒导致，在一定程度上说明AT1井区的油环为原生油环。

综合上述分析结果，结合AT1井区阿三段油气藏油气分布状况，可以判断AT1井区储集层上部为气、下部为油。但是仍然不能确定AT1井区是带底油的凝析气藏，还是带凝析气顶的油藏，还需要进一步判断其油气藏类型。

2.6依据储量参数法判断判别油气藏类型

根据以上多种方法对AT1井区油气藏类型的分析结果，按照气藏、油藏储量的计算方法分别计算气和油的储量。根据国家标准SY/T 6168—1995《气藏分类》的要求，计算了AT1井区气储量系数为0.367，含气面积系数为0.738，对照标准界限值，也难以判定油气藏类型，在2个指标不统一的情况下，参照表4备注第2条，以气储量系数指标为主，判定AT1井区阿三段油气藏为带凝析气顶的油藏[4］（表4）。

表4　气藏类型与区分指标（SY/T 6168—1995）

3　AT1井区开发效果分析

3.1产量递减状况

根据AT1井区阿三段油气藏实际历年日产气量计算了AT1井区的递减率（表5）。

表5　AT1井区历年原油产量递减率统计

从表5可以看出，原油产量自然递减率自2008年开始逐年增大，2010年产量递减率最大，达到40.4%，产量递减快。AT1井区含水率持续上升，年含水率上升最高达29.6%.AT1井区自2010年底进入高含水期，低产量生产。

3.2水驱开发效果评价

童氏含水率与采出程度关系图版是中、高渗透油田开发中、后期含水率与采出程度统计规律图版，是一种比较好的预测含水率及采收率的方法，在我国得到广泛应用。根据AT1井区阿三段油气藏的实际生产数据在童氏图版上绘制了AT1井区原油采出程度与含水率的关系曲线（图6）。

图6　AT1井区采出程度与含水率关系

由图6可以看出，AT1井区的实际采出程度与含水关系曲线向上穿越了多根标准曲线，原油采收率由初期的40%降至25%以下，目前约为23%，整体水驱开发效果变差。

3.3油气藏类型的确定对AT1井区开发效果的影响

由于AT1井区阿三段油气藏开发初期判定的油气藏类型为带较强底水的凝析气藏，开发方式采用依靠天然能量，井型主要利用水平井进行开发，水平段主要部署在储集层中上部的气层内部，同时AT1井区储集层物性较好，因此气井生产初期产量高，气油比上升快，生产1~2 a后气油比下降至凝析气藏的气油比界限以下，含水率快速上升，开发效果变差，才发现底部存在油藏，目前用递减法标定采收率为14.2%.与塔河油田同等深度、物性相近的无气顶带底水的碎屑岩油藏相比，采收率低15%~30%.因此，由于油气藏类型确定不准确，导致采用了不合适的开发方式，对AT1井区采收率的影响很大。

4　开发对策

AT1井区阿三段储集层气顶面积大，油藏厚度较薄，采用先采油后采气的开发方式要优于先采气后采油及油气同采[5-6]。AT1井区储集层物性好，有一定的含油气面积与储量，同时凝析油含量高（468.29 cm3/m3），底水能量强，油气藏驱动类型以水驱为主，目前已经进入高含水开发期，参照同类油气藏的开发经验，后期可采用循环注气提高凝析油与原油的采收率[7-9]。

5　结论

（1）通过AT1井区油气藏PVT相图、石油天然气组分、流体性质、生产特征数据、储量分布等各项指标对比分析，认为AT1井区阿三段油气藏类型为带凝析气顶的油藏。

（2）对于带较大气顶的油藏，应尽量先采油后采气，或者油气同采；已经采用了先采气后采油开发的，后期可考虑采用循环注气的方式提高采收率。

（3）在AT1井区开发初期，应慎重判定油气藏类型，尤其是凝析气藏，尽量通过钻井、取心、试油等手段录取足够的资料，准确判断油气藏后再选取合适的开发方式进行开发，才能获得较高的油气采收率。

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Study on Oiland GasReservoir TypesofAT1W ellBlock in Tahe Oilfield,Tarim Basin

LIU Lina,MA Yong,LIU Jie,MA Xuejian,ZHANGChunfu,YIN Ting
(Research Institute ofExploration and Development,NorthwestOilfield Company,Sinopec,Urumqi,Xinjiang 830011,China)

The Akekule reservoirofMiddle Triassic in AT1wellblock in Tahe oilfield isa bottom⁃waterreservoirwith complex fluid prop⁃erties controlled by faults and low amplitude structure.At the initial stage ofdevelopment,the AT1 wellblock was identified as a conden⁃sate gas poolbymeans ofPVT data.With the deepening ofthe development,most ofthe gaswellswere in big drop in gas⁃oil ratio.And at the beginning ofwaterbreakthrough,oil cutting appeared like oilproduction rise and gasproduction decline,resulting in poorexploitation effect.Bymeans of the data ofPVT,fluid property,oil and gas componentanalysis,production performance and reserves coefficient,this paperdrawsa conclusion that the reservoir type in AT1wellblock belongs to an oilreservoirwith condensate gas cap,analyzes the effectof AT1wellblock developmentand proposes the countermeasuresfor thisarea in highwater⁃cutstate,which can be available forreference for type discrimination and developmentofsimilarreservoirs.

Tarim basin;Tahe oilfield;AT1wellblock;fluid property;reservoirtype;developmentprocess;developmenteffect

TE112.42

A

1001-3873（2015）05-0560-05

10.7657/XJPG20150511

2015-03-05

2015-05-26

刘丽娜（1971-），女,河南柘城人，高级工程师，石油地质与油藏工程，（Tel）0991-3161695（E-mail）hnytyjylln@sina.com.