莺歌海盆地DF区高温高压带高含水及低含气饱和度天然气藏成因分析

马 剑，黄志龙，李绪深，裴健翔，吴红烛，朱建成

（1.中国石油大学油气资源与探测国家重点实验室，北京102249；2.中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东湛江524057）

莺歌海盆地DF区高温高压带高含水及低含气饱和度天然气藏成因分析

马 剑1，黄志龙1，李绪深2，裴健翔2，吴红烛1，朱建成2

（1.中国石油大学油气资源与探测国家重点实验室，北京102249；2.中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东湛江524057）

利用超高压流体相态分析系统测定不同温度、压力条件下天然气中凝析水的含量，利用半渗透隔板实验测定不同物性储层样品的最大含气饱和度，结合实际地质资料，分析莺歌海盆地DF区高温高压带气藏中水的来源、气藏较高含水饱和度及较低含气饱和度的原因。结果表明：甲烷气相中凝析水的含量随温度的增高而增加，随压力的增高反而降低，实验最高温度、最高压力条件下（180℃、130 MPa）甲烷气中凝析水的摩尔分数仅占整个气相体系的1.51%，说明高温高压条件下气藏中凝析水含量并不高，高温高压带气藏产出的水主要是孔隙水，凝析水不是主要的；储层含气饱和度主要与储层物性和是否发育隔层有关，储层物性变差，其最大含气饱和度迅速降低，非（或差）渗透性隔层的存在也会使气藏纯气段含气饱和度降低。莺歌海盆地DF区高温高压带天然气藏较高含水及较低含气饱和度的主要原因是低渗储层和隔层发育，而不是高的凝析水含量。

凝析水；含气饱和度；低渗储层；高温高压；莺歌海盆地

近年来，莺歌海盆地中深层高温高压带发现了天然气藏，但含气饱和度普遍较低。测试结果显示，气藏中普遍含水，有的含水量还比较大。实际上，在中国其他盆地天然气藏中也存在类似的现象，例如东海盆地的一些天然气藏。目前，对这些气藏中水的来源具有争议：一种观点认为这些水是气藏中溶于天然气的气态水，高温高压条件下天然气藏中气态水含水量较高，随着温度压力的下降，气态水凝结成液态水，气藏中的水大部分属于气相中的凝析水；另一种观点认为，气藏中含水量较高是由于高温高压带天然气和水两相分异较差造成的。前人对甲烷气相中凝析水含量的研究较少，且仅限于纯水和NaCl溶液，高温高压条件下的研究更少，实验压力最高不超过80 MPa［1］，不能满足莺歌海盆地的实际地质条件。关于气藏中含气或含水饱和度的成因，前人在对陆上盆地（尤其是致密砂岩气）进行研究时，曾提出储层岩性、物性、孔喉结构以及非均质性等是制约含气饱和度高低的关键因素［2-3］，但对海上高温高压盆地研究较少。并且，含气或含水饱和度的研究大都局限于测井和地球物理的方法［4-8］，也有人用模拟实验的方法研究含气或含水饱和度［9-10］，半渗透隔板实验就是其中之一。为了探索莺歌海盆地高温高压带气藏中水的成因和含气饱和度的控制因素，笔者通过气相中凝析水含量的测定实验，对气相中凝析水含量进行研究，结合实测样品的最大含气饱和度，分析气藏较高含水饱和度及较低含气饱和度的原因。

1　地质概况

莺歌海盆地位于中国海南省与越南之间的莺歌海海域，是在前古近系基底上发育起来的新生代高温高压盆地，总体呈NNW走向，面积约12.7×104km2［11］。盆地以①号断裂和黑水河大断裂为界，可划分为3个一级构造单元：莺东斜坡带、莺西斜坡带和中央坳陷带（图1）。由于受近代板块运动诱发的岩石圈多幕伸展与红河断裂右旋扭动联合作用，中央坳陷带发育五排雁列式排列的底辟构造。研究区位于中央坳陷带中央底辟区北部，包括底辟核部的DF1-1区及其底辟翼部的DF13-1和DF13-2区（图1），目的层位黄流组（N1h）处于高温超压带，压力系数大于1.8［12］。研究区内已成功钻探20余口高温高压探井，在异常高温高压带发现了大量岩性气藏和构造-岩性气藏。

图1　莺歌海盆地区域构造划分图［13］Fig.1 Regional tectonic division of Yinggehai Basin

2　气相中凝析水含量实验

2.1实验装置和实验条件

利用超高压流体相态分析系统测定天然气中凝析水含量，该装置产自法国ST公司，主要由PVT容器、恒温空气浴、压力传感器、温度传感器、样品筒、搅拌器、高压计量泵、操作控制系统和观察记录系统等组成。工作最高温度为200℃，最高压力为150 MPa，温度和压力的精度分别为±0.1℃和±0.01MPa。高压釜为柱塞式变体积釜，其体积变化可通过计算机控制的马达驱动活塞进行控制，最大体积为240 mL。实验过程具有可视性，可以通过一个蓝宝石窗口观测到体系相态的变化，并被一个连接到电脑的高像素摄像装置记录下来。实验原理和实验设备照片如图2所示。

图2　实验原理图及设备照片Fig.2 Schematic diagram of experimental apparatus and photograph of ultra-high pressure fluid PVT system

实验用工业甲烷气纯度达到99.99%，地层水为自配的按苏林分类法矿化度为19.256‰的NaHCO3型水，密度为1.0116 g/cm3，接近中国南海高温高压盆地储层的地层水性质。实验选取的温度点为：80、100、120、140、160、180℃。实验选取的压力点为：30、50、70、90、110、130 MPa。

2.2实验流程

为得到气相中凝析水含量的实验数据，设计实验步骤如下：

（1）实验前，把PVT釜、管线和样品桶等清洗干净、干燥和抽真空，然后进行设备密封性检查，即用高压泵将甲烷气转入PVT釜中，加高压至测试压力，恒温恒压48 h，压力一直保持稳定，表明系统密封性好。

（2）密封性检查完毕后，用高压泵将储集罐中的地层水泵入PVT釜中，再将甲烷气瓶中足量的甲烷气注入PVT釜；在操作控制系统中输入温度和压力，通过计算机自动控制对PVT釜进行空气浴加温，并通过精密马达驱动活塞对PVT釜中气-液体系进行加压。

（3）通过操作控制系统运行搅拌器，对PVT釜中的气液体系进行搅拌，搅拌时间2 h，使其充分溶解；停止搅拌，恒定PVT釜中气-液体系的温度和压力，稳定4 h，直至体系中气-液相态平衡，此时可以拍下照片。

（4）PVT釜中气-液体系平衡后用转样器在恒温恒压条件下从PVT釜上端取出一定量气体，在PVT釜上记录取出的气体在高压条件下的体积。

（5）对取出的气体样品进行闪蒸实验，用精度为0.01 g的天枰称量气体样品中凝结的液态水的质量，在常温常压下用精度为0.01 mL的气体体积计量器计量气体样品中甲烷气的体积。

（6）将得到的数据均转化为标准状态下对应的质量和体积，并计算该温度压力条件下气相甲烷气中凝析水含量。

以上步骤为一个温度和一个压力点的测试，重复以上步骤完成第二个温度、压力点测试，直至完成所有温度和压力点的实验。为了和前人数据对比，凝析水含量这里用的是摩尔分数。需要指出的是，步骤（5）中每个温度、压力点闪蒸实验重复3次，各温度、压力点的凝析水含量是3次闪蒸实验的平均值。

2.3气相中凝析水含量实验结果分析

本次实验共得到36组实验数据（表1）。从数据的分析结果来看，气相中凝析水含量与温度呈正相关关系，与压力呈负相关关系（图3）：

（1）甲烷气中凝析水含量随温度的升高而升高，低温时甲烷气中水的含量随温度变化幅度较小，高温时甲烷气中凝析水含量随温度变化幅度较大；且压力较高时（如130 MPa），温度对甲烷气中凝析水的量的影响较小（图3（a））。

（2）甲烷气中凝析水含量随压力的增加反而降低，低压时甲烷气中凝析水含量随压力降低幅度较大，高压时降低幅度较小；温度小于100℃左右时，压力对甲烷气中凝析水含量的影响比较小，温度大于100℃左右时，压力对其影响明显增大（图3（b））。

气相中凝析水含量与温度和压力的关系与前人的研究结果一致，即甲烷气相中凝析水的含量随着压力的增大而减小，随着温度的增高而增大［14-19］。所以，甲烷气中凝析水含量不是在高温高压条件下最高，而是在高温低压时最高、低温高压时最低。本次实验的最高温压条件即温度180℃、压力130MPa时甲烷气中凝析水含量仅为12.36 g/m3，摩尔分数占整个气相体系的1.51%，所以在高温高压条件下，气相中水含量是很小的。这也说明了高温高压条件下，甲烷气和水仍表现为气液两相，天然气主要是气态，地层水主要呈液态。Olds等［14］也做过类似的实验，但实验条件是淡水，且实验压力较低。温度为100℃左右和140℃左右的两组实验数据对比结果表明，本次实验和Olds等的实验结果在低压时两者吻合性较好，同时也说明地层水的类型对凝析水的影响不是很大（图4）。

表1　实验测得不同温度压力条件下气相中凝析水的摩尔分数Table 1 Experimental mole fraction of water content in coexisting gas phase under different temperatures and pressures

图3　甲烷气相中凝析水的含量与温度、压力的关系Fig.3 Relationship between experimental water content in coexisting gas phase and temperature and pressure

图4　不同溶液条件下气相中凝析水的含量Fig.4 Experimental water content in coexisting gas phase in different solutions

3　高含水和低含气饱和度天然气藏成因分析

3.1高温高压带气藏中水的来源

甲烷气中凝析水含量的实验可以较好地解释天然气藏产水的性质。在中国南海莺歌海盆地高温高压带的勘探中，发现天然气中普遍含有一定量的水，且有的含量较高（表2），有人怀疑这些水是气藏中溶于天然气的气态水。然而，本次实验数据不支持这一观点，因为高压气藏日产水气比值一般都大于相同温压实验条件下天然气中凝析水含量，并且同一气藏浅部位水气比值远低于深部位，这说明高温高压带气藏中除了有少量凝析水外，气藏中尚有自由水。目前每口气井都出水，但含量不等，这些水主要是孔隙水，而不是凝析水。分析其原因主要有两个：一是储层岩性以粉砂岩为主，泥质含量较高，物性比较差，尤其是渗透率较低，导致低渗储层孔隙中束缚水含量较高；二是低渗储层非均质性较强，气藏中某些物性差的薄层气水分异差，含水量较高。

3.2高含水和低含气饱和度气藏的成因

莺歌海盆地DF区高温高压带黄流-梅山组主要发育中高孔、中低渗储层，且低渗储层比例较大（储层孔隙度主要分布在10%～20%，渗透率主要分布在（0.1～100）×10-3μm2）。由这种储层组成的圈闭，不仅发育相当厚的气水过渡带，而且还具有较高的含水饱和度。为了分析这些气藏较低含气饱和度和较高含水饱和度的原因，本次通过半渗透隔板气驱水实验获得了不同物性条件下储层岩心样品的最大含气饱和度，结合实际地质资料，分析含气饱和度的控制因素及低含气饱和度的原因。

表2　气井实际产水量与标准状态下计算的气相中凝析水含量的对比Table 2 Comparison between actual water outputs of gas wells and calculated water content according to experimental data in standard temperature and pressure

首先，储层物性控制气藏含气饱和度的高低。半渗透隔板气驱水实验实测数据显示，DF区黄流组储层最大含气饱和度（即Sg=1-Swi束缚水饱和度）与储层物性呈较好的正相关性，与储层渗透率的相关性要更好一些（图5）。储层物性变差，其最大含气饱和度迅速降低。其中，中渗储层最大含气饱和度为65%～75%，对应束缚水饱和度为20%～35%，低渗储层的最大含气饱和度为20%～65%，对应束缚水饱和度为35%～80%。

图5　DF区黄流组储层物性与最大含气饱和度关系Fig.5 Relationship between maximum gas saturation and physical properties of reservoirs in Huangliu Formation of DF area

其次，储层中非渗透性隔层的存在也会降低气藏含气饱和度和气水分异程度。以大型叠覆海底扇沉积砂体为主要储集体的DF13-2区、DF13-1区，甚至DF1-1区，黄流组各气组中普遍存在非渗透性隔层。这些非渗透性隔层的存在使得宏观上连通的、本来具有较高圈闭闭合度的单个岩性圈闭（或构造-岩性圈闭）成为多个复合圈闭，延长了各气组气水过渡带的厚度，降低了纯气段厚度和含气饱和度，同时也使各气组气水关系变得更加复杂。例如，地震资料和储层预测结果均表明，DF1-1-B、DF13 -1-C和DF13-1-G井钻遇的黄流组Ⅰ气组是同一砂体圈闭，这三口井MDT测压资料也显示，钻遇的Ⅰ气组属于统一的压力系统，具有相同的气水界面，该气组是一个独立的气藏，但该气组纵向上气水过渡带厚度不一，纯气段厚度和含气饱和度差别较大（图6）。

在莺歌海盆地DF区中深层高温高压带，储层物性以低渗为主，且非（差）渗透性隔层发育，这是导致天然气藏较高含水饱和度及较低含气饱和度的主要原因。

图6　DF13-1区黄流组I气组含气饱和度变化Fig.6 Change of gas saturation in N1h1Igas group of DF13-1 area

4　结 论

（1）甲烷气相中凝析水含量与温度呈正相关关系，随温度的增高而增大，在低温时增大幅度较小，温度越高增大幅度越大；凝析水含量与压力呈负相关关系，随压力的增高反而降低，低压时降低幅度较大，高压时降低幅度较小。实验的最高温度、最高压力条件下甲烷气相中凝析水含量不高，180℃、130 MPa时甲烷气中凝析水的摩尔分数仅占整个气相体系的1.51%，说明高温高压气藏中凝析水含量并不高，莺歌海盆地DF区高温高压带气藏中产出的水主要是孔隙水，凝析水不是主要的。

（2）储层物性变差，其最大含气饱和度迅速降低；非（或差）渗透性隔层的存在也会降低气藏纯气段厚度和含气饱和度。控制储层含气饱和度的主要因素为储层物性和隔层，低渗储层和隔层发育是莺歌海盆地DF区高温高压带天然气藏较高含水及较低含气饱和度的主要原因。

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（编辑 修荣荣）

Cause analysis of natural gas with high water saturation and low gas saturation in high-temperature and high-pressure zone of DF area in Yinggehai Basin

MA Jian1，HUANG Zhilong1，LI Xushen2，PEI Jianxiang2，WU Hongzhu1，ZHU Jiancheng2
（1.State Key Laboratory of Petroleum Resource and Prospecting in China University of Petroleum，Beijing 102249，China；2.Zhanjiang Branch of CNOOC Limited，Zhanjiang 524057，China）

The water content in the coexisting gas phase was measured under high temperature and high pressure，using an ultra-high pressure fluid PVT system.Using the micropore membrane technique，the maximum gas saturation of samples with different physical properties was measured.Based on the experimental results，and combined with the study of the actual geological data，the source of water and the cause of gas reservoirs with high water saturation and low gas saturation are analyzed in the high-temperature and high-pressure zone of DF area，Yinggehai Basin.The results show that there is a positive correlation between water content in the coexisting gas phase and temperature，and a negative correlation between water content and pressure.The water content is not very high at the highest temperature of 180℃and the highest pressure of 130 MPa in this experiment，with its mole fraction only accounting for 1.51%of the whole gas phase system.The condensate water content in the gas reservoir is not very high at high temperature and pressure.The output water of gas reservoirs is mainly from pore wa-ter in the layers，and the condensate water is not the main source.The gas saturation of gas reservoirs are mainly controlled by the physical property of the reservoir and the impermeable interlayers.When the physical property becomes poor，its maximum gas saturation will reduce rapidly.In addition，impermeable or poor permeable interlayers will also lead to the reduction of the gas saturation in the gas reservoir.Therefore，low permeability reservoirs and the occurrence of interlayers should be the main causes of gas reservoirs with high water saturation and low gas saturation in the high-temperature and high-pressure zone of DF area，Yinggehai Basin，rather than the high condensate water content.

condensate water；gas saturation；low permeability reservoir；high temperature and high pressure；Yinggehai Basin

TE 122.1

A

1673-5005（2015）05-0043-07

10.3969/j.issn.1673-5005.2015.05.006

2014-12-20

“十二五”国家重大专项（2011ZX05023-004-008）

马剑（1987-），女，博士研究生，研究方向为油气藏形成与分布。E-mail：202majian@163.com。

黄志龙（1962-），男，教授，博士，博士生导师，研究方向为油气藏形成机理与分布规律。E-mail：huang5288@163.com。

引用格式：马剑，黄志龙，李绪深，等.莺歌海盆地DF区高温高压带高含水及低含气饱和度天然气藏成因分析［J］.中国石油大学学报：自然科学版，2015，39（5）：43-49.

MA Jian，HUANG Zhilong，LI Xushen，et al.Cause analysis of natural gas with high water saturation and low gas saturation in high-temperature and high-pressure zone of DF area in Yinggehai Basin［J］.Journal of China University of Petroleum（Edition of Natural Science），2015，39（5）：43-49.