T = 38.389 − 0.0290 × H
-3100 -3300 -3500 -3700 -3900 -4100 -4300 徐深8 徐深801 徐深9 徐深901 徐深902 徐深3 徐深301 徐深8-1 徐深7
-3100 -3300 -3500 -3700 -3900 -4100 -4300
60 50 40 30 20 10 115℃
3 含水量 g/m
∆L
井口 0.0 2.0 4.0
75℃
32℃ 6.0 8.0 10.0 12.0
压力 MPa
18
1.3 气藏分类
1.4.1 基本分类
气层气：在原始储层条件下，烃类以自由气相存在。 溶解气：在原始储层条件下，烃类气体以溶解状态存在于原油中。 气顶气：在原始储层条件下，烃类以自由气相存在，但与原油接触，形 成气顶。 水溶气：在原始储层条件下，烃类气体溶于水中。 凝析气：在原始储层条件下，烃类以自由气相存在，但当压力降至某一 程度时，即凝析出凝析油。
2、气藏驱动能力及驱动类型划分
分类
低压气藏
常压气藏
高压气藏
超高压气藏
地层压力系数 MPa/100m
＜0.9
0.9～1.3
1.3～1.8
＞1.8
6
1.1 气藏性质
1.1.4 实例 --徐深8、9区块
1、流体性质
（1）天然气性质：以甲烷为主的干气气藏
徐深8区块：甲烷：71.81～80.23%；CO2：14.84～24.52% 徐深7区块：甲烷：94.05～94.95%；CO2：0.37～0.63% 徐深9区块：甲烷：81.49～94.96%；CO2：2.21～10.22% 徐深3区块：甲烷：86.07～92.27%；CO2：1.48～4.48%
徐深8井区属于同一个气水系统
2
4 3
气层压力点分散， 多个压力系统
多个火山岩体叠置
CO2垂向分布 CO2平面分布 2.45-2.67% 5.64%
气层压力点一致， 一个压力系统
同一火山岩体
14.84% 24.31% 24.52%
2.21-10.22%
气水关系复杂
ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
流体性质在平面和纵向上存在差异
100 T(℃) 110
80 2500 2700 2900 3100
D(m)
90
120
130
T= 0.0241*D + 25.677 R2 = 0.8697
3300 3500 3700 3900 4100 4300 4500
5
1.1 气藏性质
1.1.3 气藏能量
1、气藏天然能量
气藏天然能量主要来自于气藏自身的弹性能和周围水体的弹性膨胀。
•徐深9井水层产水量为5.96m3/d; •徐深3井水层产水量为4.03m3/d；
隔、夹层较发育，厚度大（8.2～194.6m，平均67.8m），物性差（孔隙度1.53%； 渗透率0.022mD），如果裂缝不发育，则隔、夹层对水体上升具有一定的封隔作用；
11
1.2 天然气中的水蒸气含量
1.2.1 天然气的水露点和烃露点
8 3
天然气地下体积
8 3 (10 m )
水体倍数 4.2 3.5 4.4 4.9 4.38
0.342 0.033 0.559 0.159 1.093
（2）水体自身能量较弱
横向上受火山岩体控制，连通性差，水体体积较小、供给范围小； 水层渗透率低（平均为0.53mD），地层水产能总体较低、差异大；
10
徐深8、9区块
5、水体分析
（1）水体体积较小(水体倍数为4.38)
徐深8井区：4.2(水体倍数); 徐深9井区：4.4; 徐深7井区：3.5; 徐深3井区：4.9
井区 徐深 8井区 徐深 7井区 徐深 9井区 徐深 3井区 合计 水体体积 (10 m ) 1.447 0.116 2.454 0.772 4.789
储层受火山岩体控制，分布不连片 气藏受构造、岩性控制 平面：不同火山岩体气水系统不同 纵向：具有多个气水系统 总体：表现为边底水特征
（2）不同井区气藏类型不同
徐深3井区：气水界面-3780m，构造气藏 徐深7井区：气水界面-3781m，构造气藏 徐深8井区：气水界面-3590m，构造气藏 徐深9井区：多个气水界面，构造-岩性气藏
统一的气水界面
流体性质一致
徐深7井区初步认为属于同一个气水系统
无可靠的压力资料
徐深3井区属于2个不同的气水系统
多个火山岩体
CO2平面分布
统一的气水界面 同一火山岩体 统一的气水界面
4.48% 1.48-1.88%
9 流体性质基本一致
徐深8、9区块
4、气藏类型
（1）总体表现为构造-岩性气藏
徐深9、3区块 T= 42.051-0.0301H
xsh902
xsh901
海拔深度H，m
地层温度T ，℃ 0 50 100 150 200
徐深9、3区块：温度梯度为 3.01℃/100m T = 42.051 − 0.0301 × H
4 3
1
-3100 -3300 -3500 -3700 -3900 -4100 -4300 徐深8、7区块 T =38.389 -0.029H
1、天然气的水露点
是指在一定压力下与天然气的饱和水蒸汽量对应的温度；或在一定压力 下，天然气中的水蒸汽开始冷凝结露的温度。
2、天然气的烃露点
是指在一定压力下，气相中析出第一滴“微小”的烃类液体的平衡温度。
1.2.2 天然气的溶解度
溶解度定义 在一定压力下，单位体积石油或水中所溶解的天然气量。 溶解度影响因素 主要取决于温度和压力，也与油、水的性质和天然气的组分有关。
15
1.2 天然气中的水蒸气含量
（2）公式计算法 方法1 基于水蒸气的饱和蒸汽压，并对盐类组成和酸气含量，根据拉乌尔定律进行了修正。
WH= 804 × 2O
psw (1 − S − yH 2 S − yCO2 ) p − psw (1 − S − yH 2 S − yCO2 )
WH 2O − 天然气中水蒸气含量，g/m 3 psw − 水蒸气的饱和蒸汽压力，Mpa S − 天然气中水分的盐类含量， % yH 2 S − 天然气中H 2 S的摩尔分数， %
13
X=
m pvw = V RwT
1.2 天然气中的水蒸气含量
4、影响天然气中含水量的因素 随压力增加而降低； 随温度增加而增加； 与天然气相平衡的自由水中盐溶解度有关，随含盐量的增加，天然气中 含水量降低； 高密度的天然气组分中水蒸气含水量少； 气体中N2含量高，水蒸气含量降低； 气体中CO2和H2S含量高，水蒸气含量上升。
lg A(T ) = 10.9351 − 1638.36T −1 − 98.162T −2
lg B(T ) = 6.69449 − 1713.26T −1
式中： T—地层温度，K。 该方法适用压力范围是1.4-21MPa。
17
1.2 天然气中的水蒸气含量
（3）气井凝析水定量分析
通过气藏与井口两种状态下天然气的 饱和水量，判断是否有水凝析，计算 凝析水量。
讲课大纲
第1章 概论 1.1 气藏性质 1.2 天然气中的水蒸气含量 1.3 气藏分类
1
1.1 气藏性质
1.1.1 流体分布 主要含有水和气二类流体 赋集状态、物理性质和分布规律
生产井 气层 高 导 缝
气水层
水层
～ ～ ～ ～ ～～ ～ ～ ～ ～ ～ ～ ～ ～～ ～～
2
1.1 气藏性质
1.1.1 流体分布
当 Tc > Tsw
T T T f sw = 7.21275 + 4.33 sw − 0.745 + 185 sw − 0.745 Tc Tc Tc
2 5
16
1.2 天然气中的水蒸气含量
Bukacek 方法 Bukacek （布卡克凯克）发现天然气中的水蒸气含量可表述为：
14
1.2 天然气中的水蒸气含量
6、气体中水蒸气的含量的确定方法
（1）图版方法 Mcketta-Wehe 。 图 中 的曲 线 是以 天 然 气相对密度为0.6，纯水为基础得到的。 校正曲线在图版左上侧，为：
W=Wo ⋅ CRD ⋅ CS
W —天然气中水蒸气含量； Wo —相对密度为0.6的天然气中水蒸气的含量； CRD —相对密度校正系数； CS —含盐量校正系数
CO2垂向分布
（3）地层水：水型均为NaHCO3
徐深8区块：矿化度：20933mg/L， pH值在6.56。 徐深9区块：矿化度：12200 mg/L，pH值在7.4。 徐深3区块：矿化度： 6285mg/L， pH值在7.96。
（4）天然气中水蒸汽含量：
理论计算：0.1331~0.1896×m3/104m3,平均0.1571×m3/104m3 试采稳定水气比（徐深902井）：0.11~0.15 × m3/104m3, 二者基本一致。
12
1.2 天然气中的水蒸气含量
1.2.3 天然气中含水量的表示方法
1、绝对湿度表示法 每1 m3的湿天然气所含水蒸汽的质量。 式中：X-绝对湿度，Kg/m3 m-水蒸气的质量，kg; V-湿天然气的体积，m3 Pnw-水蒸气的分压,MPa; Rw-水蒸气的体积常数，Rw=47.1 kg.m3/(kg.K) 2、饱和绝对湿度表示法 指在某一温度下，天然气中含有最大的水蒸汽量 3、相对湿度表示法 在同样温度下，绝对湿度与饱和绝对湿度之比
3
1.1 气藏性质
1.1.1 流体分布
3、预测地层水分布范围，分析气藏开发中地层水活动特点及对采气的 影响。 4、流体高压物性 天然气相态特征、粘度、压缩因子、压缩系数、体积系数 气体的含水量、溶解度等； 地层水粘度。