馬 劍，黃志龍，李緒深，裴健翔，吳紅燭，朱建成

（1.中國石油大學油氣資源與探測國家重點實驗室，北京102249；2.中海石油（中國）有限公司湛江分公司，廣東湛江524057）

鶯歌海盆地DF區(qū)高溫高壓帶高含水及低含氣飽和度天然氣藏成因分析

馬 劍1，黃志龍1，李緒深2，裴健翔2，吳紅燭1，朱建成2

（1.中國石油大學油氣資源與探測國家重點實驗室，北京102249；2.中海石油（中國）有限公司湛江分公司，廣東湛江524057）

利用超高壓流體相態(tài)分析系統(tǒng)測定不同溫度、壓力條件下天然氣中凝析水的含量，利用半滲透隔板實驗測定不同物性儲層樣品的最大含氣飽和度，結(jié)合實際地質(zhì)資料，分析鶯歌海盆地DF區(qū)高溫高壓帶氣藏中水的來源、氣藏較高含水飽和度及較低含氣飽和度的原因。結(jié)果表明：甲烷氣相中凝析水的含量隨溫度的增高而增加，隨壓力的增高反而降低，實驗最高溫度、最高壓力條件下（180℃、130 MPa）甲烷氣中凝析水的摩爾分數(shù)僅占整個氣相體系的1.51%，說明高溫高壓條件下氣藏中凝析水含量并不高，高溫高壓帶氣藏產(chǎn)出的水主要是孔隙水，凝析水不是主要的；儲層含氣飽和度主要與儲層物性和是否發(fā)育隔層有關，儲層物性變差，其最大含氣飽和度迅速降低，非（或差）滲透性隔層的存在也會使氣藏純氣段含氣飽和度降低。鶯歌海盆地DF區(qū)高溫高壓帶天然氣藏較高含水及較低含氣飽和度的主要原因是低滲儲層和隔層發(fā)育，而不是高的凝析水含量。

凝析水；含氣飽和度；低滲儲層；高溫高壓；鶯歌海盆地

近年來，鶯歌海盆地中深層高溫高壓帶發(fā)現(xiàn)了天然氣藏，但含氣飽和度普遍較低。測試結(jié)果顯示，氣藏中普遍含水，有的含水量還比較大。實際上，在中國其他盆地天然氣藏中也存在類似的現(xiàn)象，例如東海盆地的一些天然氣藏。目前，對這些氣藏中水的來源具有爭議：一種觀點認為這些水是氣藏中溶于天然氣的氣態(tài)水，高溫高壓條件下天然氣藏中氣態(tài)水含水量較高，隨著溫度壓力的下降，氣態(tài)水凝結(jié)成液態(tài)水，氣藏中的水大部分屬于氣相中的凝析水；另一種觀點認為，氣藏中含水量較高是由于高溫高壓帶天然氣和水兩相分異較差造成的。前人對甲烷氣相中凝析水含量的研究較少，且僅限于純水和NaCl溶液，高溫高壓條件下的研究更少，實驗壓力最高不超過80 MPa［1］，不能滿足鶯歌海盆地的實際地質(zhì)條件。關于氣藏中含氣或含水飽和度的成因，前人在對陸上盆地（尤其是致密砂巖氣）進行研究時，曾提出儲層巖性、物性、孔喉結(jié)構(gòu)以及非均質(zhì)性等是制約含氣飽和度高低的關鍵因素［2-3］，但對海上高溫高壓盆地研究較少。并且，含氣或含水飽和度的研究大都局限于測井和地球物理的方法［4-8］，也有人用模擬實驗的方法研究含氣或含水飽和度［9-10］，半滲透隔板實驗就是其中之一。為了探索鶯歌海盆地高溫高壓帶氣藏中水的成因和含氣飽和度的控制因素，筆者通過氣相中凝析水含量的測定實驗，對氣相中凝析水含量進行研究，結(jié)合實測樣品的最大含氣飽和度，分析氣藏較高含水飽和度及較低含氣飽和度的原因。

1　地質(zhì)概況

鶯歌海盆地位于中國海南省與越南之間的鶯歌海海域，是在前古近系基底上發(fā)育起來的新生代高溫高壓盆地，總體呈NNW走向，面積約12.7×104km2［11］。盆地以①號斷裂和黑水河大斷裂為界，可劃分為3個一級構(gòu)造單元：鶯東斜坡帶、鶯西斜坡帶和中央坳陷帶（圖1）。由于受近代板塊運動誘發(fā)的巖石圈多幕伸展與紅河斷裂右旋扭動聯(lián)合作用，中央坳陷帶發(fā)育五排雁列式排列的底辟構(gòu)造。研究區(qū)位于中央坳陷帶中央底辟區(qū)北部，包括底辟核部的DF1-1區(qū)及其底辟翼部的DF13-1和DF13-2區(qū)（圖1），目的層位黃流組（N1h）處于高溫超壓帶，壓力系數(shù)大于1.8［12］。研究區(qū)內(nèi)已成功鉆探20余口高溫高壓探井，在異常高溫高壓帶發(fā)現(xiàn)了大量巖性氣藏和構(gòu)造-巖性氣藏。

圖1　鶯歌海盆地區(qū)域構(gòu)造劃分圖［13］Fig.1 Regional tectonic division of Yinggehai Basin

2　氣相中凝析水含量實驗

2.1實驗裝置和實驗條件

利用超高壓流體相態(tài)分析系統(tǒng)測定天然氣中凝析水含量，該裝置產(chǎn)自法國ST公司，主要由PVT容器、恒溫空氣浴、壓力傳感器、溫度傳感器、樣品筒、攪拌器、高壓計量泵、操作控制系統(tǒng)和觀察記錄系統(tǒng)等組成。工作最高溫度為200℃，最高壓力為150 MPa，溫度和壓力的精度分別為±0.1℃和±0.01MPa。高壓釜為柱塞式變體積釜，其體積變化可通過計算機控制的馬達驅(qū)動活塞進行控制，最大體積為240 mL。實驗過程具有可視性，可以通過一個藍寶石窗口觀測到體系相態(tài)的變化，并被一個連接到電腦的高像素攝像裝置記錄下來。實驗原理和實驗設備照片如圖2所示。

圖2　實驗原理圖及設備照片F(xiàn)ig.2 Schematic diagram of experimental apparatus and photograph of ultra-high pressure fluid PVT system

實驗用工業(yè)甲烷氣純度達到99.99%，地層水為自配的按蘇林分類法礦化度為19.256‰的NaHCO3型水，密度為1.0116 g/cm3，接近中國南海高溫高壓盆地儲層的地層水性質(zhì)。實驗選取的溫度點為：80、100、120、140、160、180℃。實驗選取的壓力點為：30、50、70、90、110、130 MPa。

2.2實驗流程

為得到氣相中凝析水含量的實驗數(shù)據(jù)，設計實驗步驟如下：

（1）實驗前，把PVT釜、管線和樣品桶等清洗干凈、干燥和抽真空，然后進行設備密封性檢查，即用高壓泵將甲烷氣轉(zhuǎn)入PVT釜中，加高壓至測試壓力，恒溫恒壓48 h，壓力一直保持穩(wěn)定，表明系統(tǒng)密封性好。

（2）密封性檢查完畢后，用高壓泵將儲集罐中的地層水泵入PVT釜中，再將甲烷氣瓶中足量的甲烷氣注入PVT釜；在操作控制系統(tǒng)中輸入溫度和壓力，通過計算機自動控制對PVT釜進行空氣浴加溫，并通過精密馬達驅(qū)動活塞對PVT釜中氣-液體系進行加壓。

（3）通過操作控制系統(tǒng)運行攪拌器，對PVT釜中的氣液體系進行攪拌，攪拌時間2 h，使其充分溶解；停止攪拌，恒定PVT釜中氣-液體系的溫度和壓力，穩(wěn)定4 h，直至體系中氣-液相態(tài)平衡，此時可以拍下照片。

（4）PVT釜中氣-液體系平衡后用轉(zhuǎn)樣器在恒溫恒壓條件下從PVT釜上端取出一定量氣體，在PVT釜上記錄取出的氣體在高壓條件下的體積。

（5）對取出的氣體樣品進行閃蒸實驗，用精度為0.01 g的天枰稱量氣體樣品中凝結(jié)的液態(tài)水的質(zhì)量，在常溫常壓下用精度為0.01 mL的氣體體積計量器計量氣體樣品中甲烷氣的體積。

（6）將得到的數(shù)據(jù)均轉(zhuǎn)化為標準狀態(tài)下對應的質(zhì)量和體積，并計算該溫度壓力條件下氣相甲烷氣中凝析水含量。

以上步驟為一個溫度和一個壓力點的測試，重復以上步驟完成第二個溫度、壓力點測試，直至完成所有溫度和壓力點的實驗。為了和前人數(shù)據(jù)對比，凝析水含量這里用的是摩爾分數(shù)。需要指出的是，步驟（5）中每個溫度、壓力點閃蒸實驗重復3次，各溫度、壓力點的凝析水含量是3次閃蒸實驗的平均值。

2.3氣相中凝析水含量實驗結(jié)果分析

本次實驗共得到36組實驗數(shù)據(jù)（表1）。從數(shù)據(jù)的分析結(jié)果來看，氣相中凝析水含量與溫度呈正相關關系，與壓力呈負相關關系（圖3）：

（1）甲烷氣中凝析水含量隨溫度的升高而升高，低溫時甲烷氣中水的含量隨溫度變化幅度較小，高溫時甲烷氣中凝析水含量隨溫度變化幅度較大；且壓力較高時（如130 MPa），溫度對甲烷氣中凝析水的量的影響較?。▓D3（a））。

（2）甲烷氣中凝析水含量隨壓力的增加反而降低，低壓時甲烷氣中凝析水含量隨壓力降低幅度較大，高壓時降低幅度較?。粶囟刃∮?00℃左右時，壓力對甲烷氣中凝析水含量的影響比較小，溫度大于100℃左右時，壓力對其影響明顯增大（圖3（b））。

氣相中凝析水含量與溫度和壓力的關系與前人的研究結(jié)果一致，即甲烷氣相中凝析水的含量隨著壓力的增大而減小，隨著溫度的增高而增大［14-19］。所以，甲烷氣中凝析水含量不是在高溫高壓條件下最高，而是在高溫低壓時最高、低溫高壓時最低。本次實驗的最高溫壓條件即溫度180℃、壓力130MPa時甲烷氣中凝析水含量僅為12.36 g/m3，摩爾分數(shù)占整個氣相體系的1.51%，所以在高溫高壓條件下，氣相中水含量是很小的。這也說明了高溫高壓條件下，甲烷氣和水仍表現(xiàn)為氣液兩相，天然氣主要是氣態(tài)，地層水主要呈液態(tài)。Olds等［14］也做過類似的實驗，但實驗條件是淡水，且實驗壓力較低。溫度為100℃左右和140℃左右的兩組實驗數(shù)據(jù)對比結(jié)果表明，本次實驗和Olds等的實驗結(jié)果在低壓時兩者吻合性較好，同時也說明地層水的類型對凝析水的影響不是很大（圖4）。

表1　實驗測得不同溫度壓力條件下氣相中凝析水的摩爾分數(shù)Table 1 Experimental mole fraction of water content in coexisting gas phase under different temperatures and pressures

圖3　甲烷氣相中凝析水的含量與溫度、壓力的關系Fig.3 Relationship between experimental water content in coexisting gas phase and temperature and pressure

圖4　不同溶液條件下氣相中凝析水的含量Fig.4 Experimental water content in coexisting gas phase in different solutions

3　高含水和低含氣飽和度天然氣藏成因分析

3.1高溫高壓帶氣藏中水的來源

甲烷氣中凝析水含量的實驗可以較好地解釋天然氣藏產(chǎn)水的性質(zhì)。在中國南海鶯歌海盆地高溫高壓帶的勘探中，發(fā)現(xiàn)天然氣中普遍含有一定量的水，且有的含量較高（表2），有人懷疑這些水是氣藏中溶于天然氣的氣態(tài)水。然而，本次實驗數(shù)據(jù)不支持這一觀點，因為高壓氣藏日產(chǎn)水氣比值一般都大于相同溫壓實驗條件下天然氣中凝析水含量，并且同一氣藏淺部位水氣比值遠低于深部位，這說明高溫高壓帶氣藏中除了有少量凝析水外，氣藏中尚有自由水。目前每口氣井都出水，但含量不等，這些水主要是孔隙水，而不是凝析水。分析其原因主要有兩個：一是儲層巖性以粉砂巖為主，泥質(zhì)含量較高，物性比較差，尤其是滲透率較低，導致低滲儲層孔隙中束縛水含量較高；二是低滲儲層非均質(zhì)性較強，氣藏中某些物性差的薄層氣水分異差，含水量較高。

3.2高含水和低含氣飽和度氣藏的成因

鶯歌海盆地DF區(qū)高溫高壓帶黃流-梅山組主要發(fā)育中高孔、中低滲儲層，且低滲儲層比例較大（儲層孔隙度主要分布在10%～20%，滲透率主要分布在（0.1～100）×10-3μm2）。由這種儲層組成的圈閉，不僅發(fā)育相當厚的氣水過渡帶，而且還具有較高的含水飽和度。為了分析這些氣藏較低含氣飽和度和較高含水飽和度的原因，本次通過半滲透隔板氣驅(qū)水實驗獲得了不同物性條件下儲層巖心樣品的最大含氣飽和度，結(jié)合實際地質(zhì)資料，分析含氣飽和度的控制因素及低含氣飽和度的原因。

表2　氣井實際產(chǎn)水量與標準狀態(tài)下計算的氣相中凝析水含量的對比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，儲層物性控制氣藏含氣飽和度的高低。半滲透隔板氣驅(qū)水實驗實測數(shù)據(jù)顯示，DF區(qū)黃流組儲層最大含氣飽和度（即Sg=1-Swi束縛水飽和度）與儲層物性呈較好的正相關性，與儲層滲透率的相關性要更好一些（圖5）。儲層物性變差，其最大含氣飽和度迅速降低。其中，中滲儲層最大含氣飽和度為65%～75%，對應束縛水飽和度為20%～35%，低滲儲層的最大含氣飽和度為20%～65%，對應束縛水飽和度為35%～80%。

圖5　DF區(qū)黃流組儲層物性與最大含氣飽和度關系Fig.5 Relationship between maximum gas saturation and physical properties of reservoirs in Huangliu Formation of DF area

其次，儲層中非滲透性隔層的存在也會降低氣藏含氣飽和度和氣水分異程度。以大型疊覆海底扇沉積砂體為主要儲集體的DF13-2區(qū)、DF13-1區(qū)，甚至DF1-1區(qū)，黃流組各氣組中普遍存在非滲透性隔層。這些非滲透性隔層的存在使得宏觀上連通的、本來具有較高圈閉閉合度的單個巖性圈閉（或構(gòu)造-巖性圈閉）成為多個復合圈閉，延長了各氣組氣水過渡帶的厚度，降低了純氣段厚度和含氣飽和度，同時也使各氣組氣水關系變得更加復雜。例如，地震資料和儲層預測結(jié)果均表明，DF1-1-B、DF13 -1-C和DF13-1-G井鉆遇的黃流組Ⅰ氣組是同一砂體圈閉，這三口井MDT測壓資料也顯示，鉆遇的Ⅰ氣組屬于統(tǒng)一的壓力系統(tǒng)，具有相同的氣水界面，該氣組是一個獨立的氣藏，但該氣組縱向上氣水過渡帶厚度不一，純氣段厚度和含氣飽和度差別較大（圖6）。

在鶯歌海盆地DF區(qū)中深層高溫高壓帶，儲層物性以低滲為主，且非（差）滲透性隔層發(fā)育，這是導致天然氣藏較高含水飽和度及較低含氣飽和度的主要原因。

圖6　DF13-1區(qū)黃流組I氣組含氣飽和度變化Fig.6 Change of gas saturation in N1h1Igas group of DF13-1 area

4　結(jié) 論

（1）甲烷氣相中凝析水含量與溫度呈正相關關系，隨溫度的增高而增大，在低溫時增大幅度較小，溫度越高增大幅度越大；凝析水含量與壓力呈負相關關系，隨壓力的增高反而降低，低壓時降低幅度較大，高壓時降低幅度較小。實驗的最高溫度、最高壓力條件下甲烷氣相中凝析水含量不高，180℃、130 MPa時甲烷氣中凝析水的摩爾分數(shù)僅占整個氣相體系的1.51%，說明高溫高壓氣藏中凝析水含量并不高，鶯歌海盆地DF區(qū)高溫高壓帶氣藏中產(chǎn)出的水主要是孔隙水，凝析水不是主要的。

（2）儲層物性變差，其最大含氣飽和度迅速降低；非（或差）滲透性隔層的存在也會降低氣藏純氣段厚度和含氣飽和度。控制儲層含氣飽和度的主要因素為儲層物性和隔層，低滲儲層和隔層發(fā)育是鶯歌海盆地DF區(qū)高溫高壓帶天然氣藏較高含水及較低含氣飽和度的主要原因。

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（編輯 修榮榮）

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”國家重大專項（2011ZX05023-004-008）

馬劍（1987-），女，博士研究生，研究方向為油氣藏形成與分布。E-mail：202majian@163.com。

黃志龍（1962-），男，教授，博士，博士生導師，研究方向為油氣藏形成機理與分布規(guī)律。E-mail：huang5288@163.com。

引用格式：馬劍，黃志龍，李緒深，等.鶯歌海盆地DF區(qū)高溫高壓帶高含水及低含氣飽和度天然氣藏成因分析［J］.中國石油大學學報：自然科學版，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.