2
2、气田类型分布
天然气成因类型很多，有煤成气、生物气、湖 相泥岩气和碳酸岩气；无机成因的CO2和N2气。煤 成气的探明储量已增加到57％。
东部主要为湖相泥岩气、煤成气、浅层生物气。 东部和近海还发现28个CO2气田。
3
3、气田的层位分布
新生界、中生界、上古生界、下古生界和 元古界分别占探明地质储量的38％、17％、 30％、13％和2％，按储量大小依次为第三系、 石炭系、奥陶系、三叠系、第四系、白垩系、 二叠系、侏罗系和震旦系。泥盆系、志留系和 寒武系尚未获得天然气。
× 10-3µm2、孔隙度>15％为低渗气藏；有效渗透率<0.1 × 10-3µm2(绝 对渗透率<1× 10-3µm2）、孔隙度<10%为致密气藏。认识和掌握这类气 藏的特殊规律(地质和开发特征）是开发好低渗致密气藏的前提。确 定合理的开发方式、层系井网和气井生产制度是开发好这类气藏的基 础。采用先进实用配套的工艺技术是开发好这类气藏的保证。 1）低渗致密气藏的地质特征 （1）构造特征 ① 断裂活动引起一系列构造地层的变化。低渗透断块气藏是面积小、 物性差、产能小和储量不大。 ② 透镜体占相当大的比重，确定大小、形态、方位和分布是关键。 ③ 只要与裂缝配合，就能形成相对高产。
>30
20
小结
（1）以构造气藏为主 （2）以碎屑岩气藏为主 （3）以干气气藏为主 （4）以孔隙型、裂缝－孔隙型为主 （5）以气驱和弱弹性水驱为主 （6）未开发和试采气藏储量占相当比例 （7）以正常压力为主 （8）大型、特大型气藏储量占一定规模
结论：具有很大潜力，也有很大难度。
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第四讲
气藏（田）的地质和开发特征
18
1）按储量大小划分 （1）极小气田：地质储量<10×108m3； （2）小气田：（10－50）×108m3； （3）中等气田：（50－300）×108m3； （4）大气田：（300－1000）×108m3； （5）特大气田：>1000×108m3。 2）按埋藏深度划分 （1）浅层气藏，埋深小于2000m; （2）中深气藏，埋深（2000－3200）m； （3）深层气藏，埋深（3200－4000）m； （4）超深气藏，埋深大于4000m。
煤油馏分及少量高分子烃类呈均一蒸汽状态，并在地 层温度一定条件下在一定压力范围内符和反凝析规律 其地质特征： 1）高温、高压是形成凝析气藏的重要条件，压力起 主导作用，温度次之。 2）具有足够数量的气态烃。 3）具有一定数量的液态烃，临界值（气油比在 （600-800）m3/ m3间）。
24
4）井流物特点：
类型
微含 N2
低含N2
中含N2
高含 N2
特高含N2
N2 气藏
N2 （%）
<2.0
2.0~
10.0~
5.0~<10.0
50.0~<70.0 ≥70.0
<5.0
50.0
17
6、压力因素
异常高压，压力系数>1.8；常压，压力系数 0.9－1.3；低压，压力系数<0.9。
7、经济因素
1）按储量大小划分 2）按埋藏深度划分 3）按气井产能划分
小气顶油藏 大气顶油藏 大油环气藏 小油环气藏
<0.2 0.2~≤0.5 >0.5~≤0.7
>0.7
<0.5 0.5~≤1.0 >1.0~≤1.5
>1.5
12
目前可将含凝析油量大于50g/m3者称为凝析气 藏。(如下表所示）
表2－5 凝析气藏按凝析油含量的划分类型
类型 特高含凝析油的凝析气藏 高含凝析油的凝析气藏 中含凝析油的凝析气藏 低含凝析油的凝析气藏 微含凝析油的凝析气藏
25
（8） 油罐油凝固点<11℃ 。 （9） 油罐油的初馏点一般<80 ℃，200 ℃前馏分含量>45%。 （10） 油罐油的含硫量一般<0.5%。 （11） 油罐油含蜡量<0.1％ 。 （12）油罐油的胶质、沥青质含g 量一般<8%。
目前，世界上对凝析气藏凝析油含量划分尚未有统一 的标准，俄罗斯一般认为气油比在（18000-1000） m3/ m3之 间，美国也在17600 m3/ m3左右（凝析油含量（40.9-45）g/ m3）。
采气 条件
采油 条件
表2－2 气藏的储层物性分类
高渗透层 （I）
中渗透 层（II）
低渗透层 （II）
特高渗 （I1）
高渗（I2）
中渗
较低渗 低渗 （III1） （III2）
致密层 （IV）
——
>25
20~25 20~25 15~20 8~15
2~8
>1000
300~1000 50~300
15~50
0.1~10
凝析油含量（g/m3） >600
250~600 100~<250 50~<100
<50
13
5、组分因素
有75％以上气藏，其CH4含量超过90％，有 67.7％的气藏含CO2，有32.3％气藏含H2S，He含 量小于0.05％。
C2H6以上与CH4的摩尔分数含量之比<5为干气， >5为湿气。
含H2S、 CO2、N2的烃类气藏分类情况见下表 所示。
7
2、储层因素
1）按储层岩石分类：在沉积岩石学中一般分碎屑 岩和化学、生物岩。
2）按储集层形态分类：块状、层状和透镜体状。 3）按储层类型分：可分五类。 4）按储渗类型分类：孔隙型、洞穴型和裂缝型。
90％以上的气藏储层为缝、孔、洞复合型。
8
类别
亚类
孔隙度 （％） 渗透率 （10－ 3um2）
产出物
易出砂 长井段多层合采
高温高压 大产量。岩石变形
H2S腐硫蚀沉、积污染、 气液两相渗流
提高凝析油采收率 非均质、低渗透、
低产量
控制采气速度，排 水采气
出砂控制 储层变形，流固耦
和渗流 井控 高温高压测试井下 管柱、采气设备耐
压
防腐、净化技术
注气保持压力 气液两相渗流
气层改造，水平井， 储层预测
23
1、凝析气藏（田） 地下聚集的烃类物质在原始储层压力和温度下，汽、
14
表2－6 含H2S烃类气藏分类
类型
微含 H2S
低含 H2S
中含H2S
高含 特高 H2S气 H2S 含H2S 藏
H2S （g/m3）
<0.02
0.02~ <5.0
5.0~<30.0
30.0~ 150.0
150.0~ <770.0
>770.0
H2S(%)
<0.0013
0.0013 ~<0.3
0.3~<2.0
2.0~ <10.0
10.0~ <50.0
>50.0
15
表2－7 含CO2烃类气藏分类
类型
微含 CO2
低含 CO2
中含CO2
高含 CO2
特高含CO2
CO2 气藏
CO2 （%）
<0.01
0.01~ <2.0
10.0~ 2.0~<10.0
50.0
50.0~<70.0
≥70.0
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表2－8 含N2烃类气藏分类
26
开发特征为：
1）在凝析气藏开发过程中，凝析油气体系会发生反凝析现象，凝析 油析出在地层中造成损失。凝析油气体系的相态和组分随时随地变化， 多孔介质界面特性及束缚水的存在都会对油气相态产生影响，粘滞力、 重力、惯性力和毛管力等相互作用，影响凝析油气的渗流特征。 2）热动力学条件（压力、温度和组成）变化也会直接影响到凝析油
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3）按气井产能划分
表2－9 按气井产能分类
类别
指标
特低产 低产ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
中产
高产 特高产
QAOF（绝对无阻 流量)(104m3/d)
<5
5-50 >50-100 >100-500 >500
稳定产量 （104m3/d）
<1 1-10 >10-30 >30-100 >100
千米井稳定产量
（104m3/d）
<0.3 0.3-3 >3-10 >10-30
27
开发中应特别注意： 1）准确取样和凝析气藏保持压力开发。 2）带油环凝析气藏要恰当地控制油气、油水两个界面的运动， 合理选择开发方式。 3）要拓展气液固相态、注气过程的相态、近临界态相态、 多孔介质相态、渗流过程的相态（相对渗透率曲线、近井带 饱和度分布，凝析油临界流动饱和度等）。 4）注气保持压力开发凝析气藏要发展以下八项配套技术： 气藏描述技术；油气相态分析技术；气藏工程技术；多组分数 值模拟技术；钻井完井工艺技术；注采工艺技术；注气开发动 态监测技术和地面工艺技术。
4.0 34.2
60.7
弹性水驱
10
0.120.32
0.23 2.9
29.5
3.6 37.3
69.2
弱弹性水 驱
7
0.020.16
0.08 7.2
34.0
7.3 41.5
80.3
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4、相态因素
1）双相系统的油气藏分类
表2－4 双向系统油藏类型
类型
亚类
天然气储量系数 含气面积系数
气顶油藏 油环油藏
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我国主要气田类型开发所需技术见表1:
表1 我国主要气田类型所需技术
气田类型
典型气田
储量比例 （％）
气田特点
所需技术、理论
水驱气田
四川威远气田