塔里木盆地超深油氣藏流體相行為變化特征

胡偉，徐婷，楊陽(yáng)，倫增珉，李宗宇，康志江，趙瑞明，梅勝文

（1.頁(yè)巖油氣富集機(jī)理與有效開(kāi)發(fā)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102206；2.中國(guó)石化 石油勘探開(kāi)發(fā)研究院，北京 102206；3.中國(guó)石化 西北油田分公司，新疆 烏魯木齊 830011）

埋深超過(guò)6000 m的陸地超深新層系逐漸成為石油工業(yè)發(fā)展最具戰(zhàn)略性的領(lǐng)域之一，也是中國(guó)引領(lǐng)未來(lái)油氣勘探與開(kāi)發(fā)最重要的戰(zhàn)略現(xiàn)實(shí)領(lǐng)域［1］。超深油氣藏具有溫度高、埋藏深、巖石類型多、次生孔隙發(fā)育和壓力異常等特征。由于異常高壓、斷裂和深部熱度活動(dòng)等原因，深層多期流體交互現(xiàn)象頻發(fā)，導(dǎo)致其蘊(yùn)藏的流體相態(tài)類型多且復(fù)雜［2-4］。以塔里木盆地的順北地區(qū)為例，該區(qū)位于順托果勒低隆起中部，屬于奧陶系超深斷溶體油氣藏，儲(chǔ)層發(fā)育主要受走滑斷裂帶控制，油氣沿?cái)嗔褞Ц患?。該區(qū)油氣藏類型涵蓋了黑油、揮發(fā)油、凝析氣和濕氣氣藏，不同斷裂帶甚至同一斷裂帶不同區(qū)域的地層流體高壓物性參數(shù)差異很大。中國(guó)石化西北油氣分公司通過(guò)開(kāi)展大量地層流體樣品取樣分析工作，已基本明確了該地區(qū)平面流體相態(tài)分布整體呈“西油東氣”的特點(diǎn)。但由于對(duì)地層成藏以及斷溶體連通性方面缺乏有效認(rèn)識(shí)，開(kāi)發(fā)過(guò)程中頻繁出現(xiàn)地層流體組成與相行為不匹配的問(wèn)題。以4號(hào)斷裂帶為例，從北向南地層流體類型由高含凝析油的凝析氣向低含凝析油的凝析氣（或濕氣）變化，但在生產(chǎn)過(guò)程中卻有瀝青質(zhì)堵塞現(xiàn)象。此外，部分凝析氣井在同一取樣時(shí)間、不同取樣深度（取樣點(diǎn)壓力均遠(yuǎn)高于露點(diǎn)壓力）獲取的井下樣品的高壓物性參數(shù)存在較大差異，僅依賴一次穩(wěn)定的取樣無(wú)法真實(shí)反映實(shí)際油氣藏流體相態(tài)特征，這給油氣藏類型定性、儲(chǔ)量計(jì)算以及開(kāi)發(fā)方案制定帶了極大干擾。地層流體相態(tài)類型的多樣性和多變性嚴(yán)重困擾著現(xiàn)場(chǎng)開(kāi)發(fā)。

然而，目前國(guó)內(nèi)外對(duì)于超深儲(chǔ)層流體相態(tài)的研究方法主要是延用常規(guī)油氣藏流體相態(tài)的研究方法，而已經(jīng)公開(kāi)的關(guān)于超深儲(chǔ)層流體相態(tài)的研究成果更是少之又少。Qi等［5］在開(kāi)展富含氣態(tài)地層水凝析氣PVT相態(tài)實(shí)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，建立了考慮儲(chǔ)層形變和水影響下的露點(diǎn)壓力預(yù)測(cè)模型和反凝析液量預(yù)測(cè)模型。Chen等［6］采用將PVT相態(tài)模擬與盆地建模相結(jié)合的方法，研究了塔里木盆地兩個(gè)輕質(zhì)油藏在深部環(huán)境成藏過(guò)程中的相態(tài)演化歷史。Murgich等［7］采用分子模擬研究了微量水存在下瀝青質(zhì)聚集的相行為，認(rèn)為水會(huì)加速瀝青質(zhì)的聚集速度。Tharanivasan等［8］通過(guò)實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，在瀝青質(zhì)沉積前，乳化水對(duì)瀝青質(zhì)的溶解度沒(méi)有明顯影響。而當(dāng)瀝青質(zhì)開(kāi)始沉積時(shí)，瀝青質(zhì)會(huì)被吸附在乳化液滴表面，形成“水沉淀”。綜上可知，由于對(duì)（超）深層流體相態(tài)缺乏有效的實(shí)驗(yàn)研究方法，加之實(shí)驗(yàn)儀器很難達(dá)到超高溫高壓的條件，導(dǎo)致大部分研究方法以模擬計(jì)算為主，由于缺乏有效的實(shí)驗(yàn)支撐，導(dǎo)致模擬結(jié)果存在很大局限性。鑒于此，筆者提出采用等時(shí)間間隔連續(xù)井下取樣方法，在獲取不同生產(chǎn)階段地層流體樣品的基礎(chǔ)上，研究了多次取樣樣品的高壓物性參數(shù)、相圖及反凝析液量的變化特征，明確了超深層流體相行為的變化特征，并通過(guò)開(kāi)展兩期充注流體混合開(kāi)發(fā)瀝青質(zhì)沉積實(shí)驗(yàn)，揭示了凝析氣井發(fā)生瀝青質(zhì)沉積的原因，對(duì)開(kāi)采方式提出了建議，為超深層油氣藏流體相態(tài)研究提供了方法和依據(jù)。

1 超深油氣藏流體相態(tài)研究方法

1.1 等時(shí)間間隔井下取樣

通常，在開(kāi)發(fā)過(guò)程中，隨著儲(chǔ)層壓力和開(kāi)發(fā)時(shí)間的不斷變化，地層流體的相態(tài)參數(shù)也會(huì)隨之發(fā)生變化。對(duì)于超深巨厚型斷溶體儲(chǔ)層，儲(chǔ)層厚度在百米以上，地層流體組分重力分異明顯，開(kāi)發(fā)過(guò)程中地層流體的物性參數(shù)更容易受到壓力變化的影響。因此，理論上而言，根據(jù)井底流壓的變化來(lái)進(jìn)行等間隔壓降取樣更加客觀和準(zhǔn)確。然而在實(shí)際生產(chǎn)中，取樣井作為代表性油氣井，具有高產(chǎn)且背負(fù)油田增儲(chǔ)上產(chǎn)的重任，很難采用固定的生產(chǎn)制度持續(xù)生產(chǎn)若干年?，F(xiàn)場(chǎng)開(kāi)發(fā)中取樣井的工作制度會(huì)被頻繁調(diào)整（這是不可避免的問(wèn)題），導(dǎo)致流壓和油壓也在不斷變化。而長(zhǎng)期進(jìn)行井底流壓測(cè)量不但作業(yè)復(fù)雜、成本高昂、耗時(shí)，更難以長(zhǎng)期連續(xù)監(jiān)測(cè)，因而很難根據(jù)井底流壓的變化來(lái)確定取樣時(shí)機(jī)。此外，由于超深油氣井井筒垂深達(dá)到6000 m以上，井筒內(nèi)流體會(huì)出現(xiàn)各種流態(tài)，想要根據(jù)油壓的變化來(lái)反算井底流壓也是異常困難的。再者，對(duì)于多期充注的超深油氣儲(chǔ)層，油氣井在開(kāi)發(fā)過(guò)程中流體組分及組成不停變化，導(dǎo)致飽和壓力也隨之變化，很難根據(jù)某一固定的飽和壓力界限來(lái)判定取樣時(shí)機(jī)。因此，在綜合考慮井場(chǎng)可操作性和樣品代表性基礎(chǔ)上，提出采用等時(shí)間間隔連續(xù)取樣方法，獲取不同生產(chǎn)階段代表性的地層流體樣品，分析各批次樣品的高壓物性參數(shù)變化。

等時(shí)間間隔井下取樣的基本原則：①選取的取樣井必須具有代表性；②每次井下取樣深度保持不變；③時(shí)間間隔不可太密或太疏，應(yīng)根據(jù)實(shí)際工作制度及油樣的變化來(lái)確定；④取樣井未發(fā)生作業(yè)堵塞等問(wèn)題［9］。以順北地區(qū)4號(hào)斷裂帶的典型井D1和D2井為例，這兩口井分別位于4號(hào)斷裂帶的北段和南段，垂直井深分別為7883 m和8112 m。D1井2021年投產(chǎn)初期以10 mm油嘴生產(chǎn)，日產(chǎn)油、氣分別約為398 t和40×104m3。D2井2021年投產(chǎn)初期以10 mm油嘴生產(chǎn)，日產(chǎn)油、氣分別約為130 t和50×104m3。根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)油井工作制度及油壓下降速度，確定按照4個(gè)月時(shí)間間隔進(jìn)行井下取樣，圖1為D1和D2井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)以及每次取樣時(shí)間。所有井下樣品均采用相同的設(shè)備（地層流體相態(tài)分析儀，Vinci 200/250型，最高溫度和最大壓力分別為200 ℃和200 MPa，腔體最大體積250 mL，可耐76 g/m3H2S腐蝕）和操作人員進(jìn)行檢測(cè)，以避免人為和設(shè)備因素對(duì)實(shí)驗(yàn)結(jié)果的干擾。

圖1 塔里木盆地順北地區(qū)4號(hào)帶典型井D1井（a，b）和D2井（c，d）生產(chǎn)動(dòng)態(tài)以及3次連續(xù)取樣時(shí)間Fig.1 Performance of typical wells D1 （a，b） and D2 （c，d） in No.4 fault zone， Shunbei area， Tarim Basin， with three consecutive sampling times being shown

1.2 兩期充注流體混合開(kāi)發(fā)瀝青質(zhì)沉積實(shí)驗(yàn)

1.2.1 凝析氣中瀝青質(zhì)沉積驗(yàn)證實(shí)驗(yàn)

大量文獻(xiàn)［10-12］表明，瀝青質(zhì)被定義為原油中最重組分（瀝青質(zhì)碳數(shù)至少在C40以上），不溶于正戊烷或正庚烷的輕質(zhì)正構(gòu)烷烴，但溶于甲苯等芳香烴，屬于強(qiáng)極性分子，極易聚集締合。因而，凝析氣中通常不含瀝青質(zhì)（或含有少量瀝青質(zhì)），且瀝青質(zhì)無(wú)法以單分子形式穩(wěn)定存在于凝析氣中，也就是說(shuō)凝析氣衰竭開(kāi)發(fā)中不會(huì)產(chǎn)生瀝青質(zhì)沉積。因此，為了驗(yàn)證這一結(jié)論，采用Vinci固相顆粒分析系統(tǒng)（型號(hào)RFP 1000，最大壓力為20000 psi（約138 MPa），溫度范圍為-30 ～ 200 ℃，顆粒探測(cè)尺寸粒徑≥0.2 μm，激光探測(cè)器波長(zhǎng)為近紅外）對(duì)D1井樣品衰竭降壓過(guò)程中的瀝青質(zhì)沉積起始?jí)毫M(jìn)行激光探測(cè)，并對(duì)瀝青質(zhì)團(tuán)簇尺寸進(jìn)行高壓顯微鏡（HPM）觀測(cè)。實(shí)驗(yàn)溫度恒定在儲(chǔ)層溫度（165 ℃）下，從略低于地層壓力的80 MPa開(kāi)始降壓，直至壓力降至露點(diǎn)壓力為止，記錄壓降過(guò)程中近紅外光的透光率以及高壓顯微圖像。

1.2.2 混合流體瀝青質(zhì)沉積起始?jí)毫俺练e量測(cè)定實(shí)驗(yàn)

順北地區(qū)凝析氣井開(kāi)發(fā)過(guò)程中出現(xiàn)的瀝青質(zhì)沉積主要與深部?jī)?chǔ)集體中原油被同時(shí)動(dòng)用有關(guān)。因此，為了進(jìn)一步驗(yàn)證這種推論，將凝析氣與揮發(fā)油按照一定比例混合，模擬兩期成藏流體混合開(kāi)發(fā)中的瀝青質(zhì)沉積。實(shí)驗(yàn)中選取揮發(fā)油而非黑油作為混合相的原因，一是因?yàn)閾]發(fā)油氣油比大，原油組分輕，在垂向上能夠與上部凝析氣穩(wěn)定共存；二是因?yàn)閾]發(fā)油中瀝青質(zhì)穩(wěn)定性更容易受到伴生氣組分及氣油比的影響［13-15］。

鑒于目前無(wú)法獲取D1井深部原油樣品，因此，本次實(shí)驗(yàn)中將D1井取樣樣品與臨近5號(hào)斷裂帶的揮發(fā)油樣品進(jìn)行混合（表1），混合比例為7∶3（該比例是按照2.3節(jié)中的上/下層凝析油之比，推算出凝析氣與揮發(fā)油的動(dòng)用比例）。然后分別開(kāi)展以下實(shí)驗(yàn)： ①用固相顆粒分析系統(tǒng)，測(cè)定恒定溫度（165 ℃）下的揮發(fā)油和混合流體的瀝青質(zhì)沉積起始?jí)毫?；②采用瀝青質(zhì)重量分析法，測(cè)定恒定溫度（165 ℃）不同壓力下?lián)]發(fā)油和混合流體的瀝青質(zhì)含量。

表1 塔里木盆地順北地區(qū)揮發(fā)油及混合流體高壓物性參數(shù)Table 1 Physical property parameters of volatile oil and mixed fluids under high pressure， Shunbei area， Tarim Basin

2 超深油氣藏流體相行為變化特征

2.1 高壓物性參數(shù)變化特征

2.1.1 D1井高壓物性參數(shù)變化

表2為4號(hào)斷裂帶北段典型井（D1）3次井下取樣高壓物性參數(shù)對(duì)比。從表中可以看出，取樣深度均在4500 m，取樣點(diǎn)壓力均在粗測(cè)露點(diǎn)壓力37 MPa以上，且地層與露點(diǎn)壓力之差均達(dá)到50 MPa，表明3次取樣樣品的代表性較高，均能代表取樣時(shí)間下的地層流體性質(zhì)。從表2可以進(jìn)一步可以看出，隨著開(kāi)發(fā)時(shí)間的增加，露點(diǎn)壓力上升，氣油比降低，凝析氣中凝析油含量也明顯增加。這些參數(shù)的變化規(guī)律明顯與常規(guī)認(rèn)識(shí)相悖，因?yàn)閷?duì)于常規(guī)凝析氣藏而言，當(dāng)取樣點(diǎn)壓力高于露點(diǎn)壓力時(shí)，獲取的流體樣品的氣油比是不會(huì)變化的（因?yàn)闆](méi)有發(fā)生反凝析），露點(diǎn)壓力也是恒定的［16-17］。但是D1井3次取樣樣品的氣油比降低，凝析氣中凝析油含量增加，井流物中C7+含量也增大，且油罐油密度和平均分子量均在增大，所有這些參數(shù)的變化規(guī)律都表明D1井存在深部?jī)?chǔ)集體供給，且深部原油被同時(shí)動(dòng)用。

表2 塔里木盆地順北地區(qū)4號(hào)帶D1井3次井下取樣高壓物性參數(shù)對(duì)比Table 2 Comparison of high-pressure physical property parameters of three samples from Well D1 in No.4 fault zone， Shunbei area， Tarim Basin

2.1.2 D2井高壓物性參數(shù)變化

表3為4號(hào)斷裂帶南段典型井（D2）3次井下取樣高壓物性參數(shù)對(duì)比。從表中可以看出，由于地層壓力供給不足，第2次取樣點(diǎn)壓力僅略高于第1次取樣露點(diǎn)壓力0.3 MPa，而第3次取樣點(diǎn)壓力僅為37.6 MPa，說(shuō)明第3次取樣時(shí)井底已經(jīng)發(fā)生反凝析。雖然第3次取樣時(shí)井底已經(jīng)發(fā)生反凝析，該樣品不代表原始儲(chǔ)層地層流體性質(zhì)，但是卻能代表該生產(chǎn)階段下進(jìn)入井筒的地層流體性質(zhì)。通過(guò)對(duì)比3次樣品高壓物性參數(shù)的變化可以看出，D2井的高壓物性參數(shù)變化規(guī)律與D1井完全相反，即隨著開(kāi)發(fā)時(shí)間的增加，露點(diǎn)壓力降低，氣油比快速增加，凝析氣中凝析油含量大幅降低，這是因?yàn)镈2井鉆遇的斷溶體空間有限，地層壓力快速降低時(shí)，發(fā)生反凝析，重質(zhì)組分因重力作用產(chǎn)生沉降，僅輕質(zhì)組分被產(chǎn)出，導(dǎo)致油罐油密度、平均分子量和井流物C7+含量均明顯降低。D2井的高壓物性參數(shù)變化規(guī)律雖然與D1井相反，但與常規(guī)凝析氣藏衰竭開(kāi)發(fā)中高壓物性參數(shù)的變化規(guī)律一致［18-19］。

表3 塔里木盆地順北地區(qū)4號(hào)帶D2井3次井下取樣高壓物性參數(shù)對(duì)比Table 3 Comparison of high-pressure physical property parameters of three samples from Well D1 in No.4 fault zone， Shunbei area， Tarim Basin

2.2 相圖變化特征

2.2.1 D1井相圖變化

圖2為D1井3次井下取樣流體相圖的變化特征。其中圖2a顯示的三角相圖的變化，三角相圖主要代表流體樣品中組分的變化，從左到右劃定為3個(gè)區(qū)域，分別代表黑油油藏、揮發(fā)油藏和凝析氣（干/濕氣藏，越靠近最右邊區(qū)域代表流體組分越輕）。從圖2a可以看出，隨著開(kāi)發(fā)時(shí)間的增加，3次取樣樣品所屬油氣藏類型由凝析氣藏向凝析氣-揮發(fā)油過(guò)渡型氣藏變化，說(shuō)明流體樣品中重質(zhì)組分含量增加。從圖2b可以看出，3次流體樣品對(duì)應(yīng)的p-T相圖中臨界點(diǎn)向右上移動(dòng)，向儲(chǔ)層溫度等溫線靠近，露點(diǎn)包絡(luò)線向右外擴(kuò)，露點(diǎn)壓力增大，說(shuō)明流體性質(zhì)由凝析氣藏向近臨界態(tài)凝析氣藏（臨界點(diǎn)接近儲(chǔ)層溫度）變化。根據(jù)p-T相圖的變化規(guī)律，可以推斷如果后期持續(xù)進(jìn)行井下取樣，未來(lái)第N次取樣流體的臨界點(diǎn)會(huì)移動(dòng)至儲(chǔ)層溫度等溫線的右邊，露點(diǎn)包絡(luò)線會(huì)進(jìn)一步向右外擴(kuò)，流體性質(zhì)由凝析氣藏變?yōu)閾]發(fā)油藏。D1井相圖的變化規(guī)律與常規(guī)凝析氣藏的變化相圖相悖，這將在下一節(jié)中詳細(xì)論述。

圖2 塔里木盆地順北地區(qū)4號(hào)帶D1井3次流體樣品對(duì)應(yīng)的相圖變化Fig.2 Diagram showing phase changes corresponding to three fluid samples from Well D1 in No.4 fault zone， Shunbei area， Tarim Basina．流體組分三角相圖；b.流體p-T（壓力-溫度）相圖

2.2.2 D2井相圖變化

圖3為D2井3次井下取樣流體相圖的變化規(guī)律。從圖3a三角相圖的變化規(guī)律可以看出，3次取樣樣品所屬油氣藏類型由凝析氣藏向濕氣氣藏變化，這是由于凝析氣發(fā)生反凝析后，凝析氣中凝析油的重質(zhì)組分被滯留在儲(chǔ)層，只有輕質(zhì)組分被產(chǎn)出，導(dǎo)致產(chǎn)出流體中凝析油含量越來(lái)越少，流體性質(zhì)逐漸變?yōu)闈駳狻膱D3b可以看出，臨界點(diǎn)向左下方移動(dòng)，遠(yuǎn)離儲(chǔ)層溫度等溫線，露點(diǎn)線向內(nèi)收縮，露點(diǎn)壓力降低，流體樣品性質(zhì)由凝析氣藏向濕氣氣藏變化。D2井的相圖變化規(guī)律與常規(guī)凝析氣藏相圖的變化規(guī)律基本一致，說(shuō)明D2井鉆遇的斷溶體為單一封閉凝析氣藏，不存在深部原油供給。

圖3 塔里木盆地順北地區(qū)4號(hào)帶D2井3次流體樣品對(duì)應(yīng)的相圖變化Fig.3 Diagram showing phase changes corresponding to three fluid samples from Well D2 in No.4 fault zone， Shunbei area， Tarim Basina．流體組分三角相圖；b.流體p-T（壓力-溫度）相圖

2.3 反凝析變化特征

在對(duì)D1井第3次樣品開(kāi)展恒質(zhì)膨脹實(shí)驗(yàn)中發(fā)現(xiàn)了3個(gè)與常規(guī)凝析氣反凝析不同的現(xiàn)象：

1） 當(dāng)壓力降至露點(diǎn)壓力（40 MPa）后，凝析油立即快速大量析出，反凝析液量百分?jǐn)?shù)（圖4a，藍(lán)線）急劇增大。當(dāng)壓力降幅僅為1 MPa時(shí)（即壓力降至39 MPa時(shí)），在PVT容器中即可觀測(cè)到較高的液面（圖5中39 MPa圖片），說(shuō)明該樣品中凝析油含量很高，最大反凝析液量百分?jǐn)?shù)能夠達(dá)到20.8 %。而常規(guī)凝析氣反凝析過(guò)程中，當(dāng)壓力降至露點(diǎn)壓力后，凝析油的析出相對(duì)緩慢。以D2井為例（2.1和2.2節(jié)中已經(jīng)說(shuō)明了D2井凝析氣的高壓物性參數(shù)及相圖的變化規(guī)律與常規(guī)凝析氣相似），從D2井的反凝析液量百分?jǐn)?shù)曲線的變化（圖4b）可以看出，反凝析液量百分?jǐn)?shù)的增幅相對(duì)緩慢，且當(dāng)壓力降幅為1.4 MPa（即從露點(diǎn)降至45.8 MPa）時(shí)，在PVT容器中仍觀測(cè)不到液面。

圖4 塔里木盆地順北地區(qū)4號(hào)帶D1井和D2井反凝析液量百分?jǐn)?shù)隨壓力的變化Fig.4 Percentage of retrograde condensate volume changing with pressure in wells D1 and D2 in No.4 fault zone， Shunbei area， Tarim Basina.D1井 ；b.D2井

圖5 塔里木盆地順北地區(qū)4號(hào)帶D1井第3次取樣樣品恒質(zhì)膨脹實(shí)驗(yàn)中凝析油分層現(xiàn)象Fig.5 Condensate layering in constant mass expansion test of the third sample taken from Well D1 in No.4 fault zone， Shunbei area， Tarim BasinV.下部凝析油體積

2） 從露點(diǎn)壓力至最大反凝析壓力（最大反凝析液百分?jǐn)?shù)對(duì)應(yīng)的壓力）的壓力間隔非常小，僅為7 MPa（圖4a，藍(lán)線）。而根據(jù)統(tǒng)計(jì)，常規(guī)凝析氣反凝析過(guò)程中露點(diǎn)壓力至最大反凝析壓力的壓力間隔至少在13 MPa以上，例如D2井的壓力間隔達(dá)到15 MPa（圖4b）。說(shuō)明D1樣品中凝析油析出速度很快，能夠在露點(diǎn)壓力以下的較小壓差內(nèi)快速大量析出。

3） 壓力下降過(guò)程中，凝析油中出現(xiàn)了明顯的上下分層現(xiàn)象（圖5）。下層凝析油在壓力降至露點(diǎn)壓力時(shí)，立即快速大量析出，體積很快穩(wěn)定不變（最大體積為2.07 mL），而上層凝析油體積則隨壓力降低逐漸增大。當(dāng)壓力降至35 MPa時(shí)，上層和下層凝析油才混為單相。結(jié)合高壓物性參數(shù)及反凝析特征變化推測(cè)，成藏時(shí)期至少有兩期不同烴類流體充注，上層凝析油是凝析氣中原始蘊(yùn)含的凝析油，而下層凝析油是開(kāi)發(fā)過(guò)程中深部流體被凝析氣抽提出的輕質(zhì)油。通過(guò)測(cè)定上層和下層凝析油體積隨壓力的變化后，可以獲得去除底部凝析油后的上層反凝析液量百分?jǐn)?shù)隨壓力的變化（圖4a，紅線），即圖4a中紅線才是實(shí)際凝析氣中原始蘊(yùn)含的凝析油量的變化特征。

2.4 斷溶體油氣藏類型

根據(jù)壓力與地層氣體和地層水的密度采用靜壓試井測(cè)試方法，可以計(jì)算出D1和D2井的氣-水界面深度大概在8744 m和8590 m，其中D1井在井底與氣-水界面之間存在1200 m左右的盲區(qū)（地質(zhì)勘探認(rèn)識(shí)不清）。因此，結(jié)合D1和D2井開(kāi)發(fā)過(guò)程中的地層流體相行為變化特征，從流體相變角度可以將順北4號(hào)斷裂帶的儲(chǔ)層和連通類型歸納為以下4種類型，單一封閉型斷溶體（圖6中如D2井，斷溶體內(nèi)蘊(yùn)含著單一類型流體，壓力補(bǔ)給不足）、單一連通型斷溶體（圖6中如D4井，斷溶體內(nèi)雖然只含一種類型流體，但與附近其它斷溶體相連通）、上氣下油型斷溶體（圖6中如D1井，垂向上呈現(xiàn)上氣下油的分布）、底水型斷溶體（圖6中如D3井，多個(gè)斷溶體與底水相連通，壓力補(bǔ)給充足）。因此，在衰竭開(kāi)發(fā)中，D2井的地層流體相行為變化規(guī)律與常規(guī)單一凝析氣藏相似，而D1井的地層流體相行為變化規(guī)律受到深部?jī)?chǔ)集體中原油的影響。D3井的地層流體相行為變化規(guī)律受到油氣和油水界面深度影響，當(dāng)油水界面較淺（靠近井底深度）時(shí)，則會(huì)出現(xiàn)大底水油氣藏的開(kāi)發(fā)規(guī)律。D4井的地層流體相態(tài)變化規(guī)律受到臨近D1井開(kāi)發(fā)的影響，當(dāng)斷溶體整體壓力下降較快時(shí)，D4井地層流體相行為變化規(guī)律與單一凝析氣藏相似。

圖6 塔里木盆地順北地區(qū)4號(hào)斷裂帶流體垂向分布示意圖Fig.6 Diagram showing the vertical distribution of fluids in No.4 fault zone， Shunbei area， Tarim Basin

3 兩期充注流體瀝青質(zhì)沉積特征

3.1 凝析氣透光率變化特征

圖7為D1井第3次取樣樣品在恒溫（165 ℃）條件下透光率隨壓力的變化，從圖中可以看出，從80 MPa開(kāi)始，隨著壓力的降低，透光率呈線性增大趨勢(shì)，這是由于壓力大于露點(diǎn)壓力時(shí)，凝析氣為單相狀態(tài)，隨著壓力的降低，凝析氣體積增大，密度減小，導(dǎo)致透光率不斷增加。而當(dāng)壓力降至露點(diǎn)壓力時(shí)，由于凝析氣中出現(xiàn)霧狀小液滴，導(dǎo)致樣品的透光率開(kāi)始大幅下降，隨著析出液量的增多，透光率不斷降低。當(dāng)油、氣兩相達(dá)到相對(duì)穩(wěn)定狀態(tài)時(shí)，透光率又會(huì)快速回升。通常測(cè)定瀝青質(zhì)起始沉積壓力主要是在飽和壓力以上進(jìn)行測(cè)定，當(dāng)樣品出現(xiàn)油、氣兩相分離時(shí)，則會(huì)對(duì)透光率產(chǎn)生較大影響。通過(guò)透光率實(shí)驗(yàn)驗(yàn)證了凝析氣中不會(huì)發(fā)生瀝青質(zhì)沉積，進(jìn)一步證實(shí)了凝析氣井發(fā)生瀝青質(zhì)沉積是因?yàn)樯畈績(jī)?chǔ)集體中的原油被動(dòng)用所致。

圖7 塔里木盆地順北地區(qū)4號(hào)帶D1井第3次取樣樣品恒溫條件下透光率隨壓力的變化Fig.7 Light transmittance changing with pressure under constant temperature for the third sample from Well D1 in No.4 fault zone，Shunbei area， Tarim Basinpd.露點(diǎn)壓力；T.溫度

3.2 混合流體瀝青質(zhì)沉積特征

瀝青質(zhì)沉積起始?jí)毫ΓˋOP）是指在恒溫降壓過(guò)程中，瀝青質(zhì)開(kāi)始從地層原油中產(chǎn)生沉積時(shí)對(duì)應(yīng)的壓力，隨著體系壓力繼續(xù)降低，瀝青質(zhì)沉積量增加，瀝青質(zhì)團(tuán)簇尺寸也增大，當(dāng)壓力降至泡點(diǎn)壓力（pb）時(shí)，瀝青質(zhì)沉積量達(dá)到最大［20-24］。圖8為揮發(fā)油和混合流體在恒溫降壓過(guò)程中透光率隨壓力的變化，從圖中可以看出，混合前，揮發(fā)油（藍(lán)線）的透光率隨著壓力的降低而減小，并在2個(gè)壓力點(diǎn)處出現(xiàn)了明顯拐點(diǎn)，同時(shí)輔以高壓顯微鏡圖像（HPM），可以準(zhǔn)確判定38.9 MPa和32.0 MPa分別對(duì)應(yīng)著揮發(fā)油的AOP和pb。而當(dāng)兩種流體混合后，AOP則大幅升至50.8 MPa，并在46.0 MPa壓力下觀察到大量黑色瀝青質(zhì)顆粒沉積，瀝青質(zhì)最大團(tuán)簇尺寸約在3 μm。此外，結(jié)合混合前后流體中瀝青質(zhì)含量的變化（圖9）可以看出，混合后，不但AOP大幅提前，當(dāng)壓力降至飽和壓力（39.3 MPa）時(shí)，瀝青質(zhì)含量也大幅增加，質(zhì)量含量由混合前的4.5 %增至18.9 %，說(shuō)明上部凝析氣與下部揮發(fā)油混合開(kāi)采會(huì)導(dǎo)致?lián)]發(fā)油的AOP大幅提前，且瀝青質(zhì)沉積量也大幅增加。

圖8 塔里木盆地順北地區(qū)4號(hào)帶揮發(fā)油和混合流體透光率隨壓力的變化Fig.8 Light transmittance of volatile oil and mixed fluids changing with pressure， No.4 fault zone， Shunbei area， Tarim Basinp.壓力；pb.泡點(diǎn)壓力；AOP.瀝青質(zhì)沉積起始?jí)毫?/p>

圖9 塔里木盆地順北地區(qū)4號(hào)帶揮發(fā)油和混合流體中瀝青質(zhì)含量隨壓力的變化Fig.9 Variation of asphaltene content in volatile oil and mixed fluids with pressure in No.4 fault zone， Shunbei area， Tarim BasinAOP.瀝青質(zhì)沉積起始?jí)毫?/p>

3.3 瀝青質(zhì)沉積相圖

基于實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，采用PVTsim軟件可以計(jì)算出揮發(fā)油和混合流體的瀝青質(zhì)沉積起始線（由不同溫度下的瀝青質(zhì)沉積起始?jí)毫λ鶚?gòu)成，圖10中虛線）。從圖10可以看出，混合流體的飽和壓力線（紅色實(shí)線）和瀝青質(zhì)沉積起始線（紅色虛線）均明顯向上大幅移動(dòng)。如果先開(kāi)采下部揮發(fā)油藏，壓力需降至38.9 MPa才開(kāi)始出現(xiàn)瀝青質(zhì)沉積。但是如果混合開(kāi)采凝析氣與揮發(fā)油，當(dāng)壓力降至50.8 MPa時(shí)就已經(jīng)開(kāi)始出現(xiàn)瀝青質(zhì)沉積，當(dāng)壓力繼續(xù)降低，會(huì)在井筒和儲(chǔ)層中出現(xiàn)嚴(yán)重的瀝青質(zhì)沉積現(xiàn)象。如果先開(kāi)采頂部凝析氣再開(kāi)采揮發(fā)油，將會(huì)造成原始儲(chǔ)層溫度和壓力大幅降低，當(dāng)再繼續(xù)開(kāi)采底部揮發(fā)油藏時(shí)，瀝青質(zhì)沉積起始?jí)毫?huì)進(jìn)一步提高（黑色虛線與紅色虛線交點(diǎn)對(duì)應(yīng)的壓力達(dá)到58 MPa），此時(shí)儲(chǔ)層中已經(jīng)發(fā)生了嚴(yán)重的瀝青質(zhì)沉積，將會(huì)造成井底流壓和近井儲(chǔ)層壓力突降。這一現(xiàn)象已經(jīng)在順北1號(hào)和5號(hào)斷裂帶的開(kāi)發(fā)中出現(xiàn)過(guò)，與實(shí)驗(yàn)描述的現(xiàn)象高度吻合。因此，在開(kāi)發(fā)這種兩期（或多期）成藏且易發(fā)生瀝青質(zhì)沉積的油氣藏時(shí)，一定要注意保壓開(kāi)發(fā)，設(shè)定合理壓力界限是能否高效持續(xù)開(kāi)發(fā)的關(guān)鍵。

圖10 塔里木盆地順北地區(qū)4號(hào)帶揮發(fā)油與混合流體的瀝青質(zhì)沉積相圖變化Fig.10 Diagram showing asphaltene deposit phase changes in volatile oil and mixed fluids， No.4 fault zone， Shunbei area，Tarim Basin

4 結(jié)論

1） D1井鉆遇的斷溶體存在深部原油供給，垂向上呈現(xiàn)上氣下油的組分梯度變化，開(kāi)發(fā)過(guò)程中樣品所屬油氣藏類型由凝析氣向近臨界態(tài)凝析氣過(guò)渡，再向揮發(fā)油變化。D2井鉆遇斷溶體為單一封閉凝析氣藏，不存在深部原油供給，相態(tài)變化規(guī)律與常規(guī)凝析氣一致。

2） D1井反凝析后的凝析油來(lái)源于兩期充注流體，一是凝析氣中自身蘊(yùn)含的凝析油，另一小部分來(lái)自于深部?jī)?chǔ)層中被凝析氣抽提出的輕質(zhì)油。

3） 實(shí)驗(yàn)證明凝析氣不會(huì)發(fā)生瀝青質(zhì)沉積，D1井出現(xiàn)的瀝青質(zhì)沉積與上部凝析氣和深部原油被同時(shí)動(dòng)用有關(guān)，當(dāng)凝析氣與揮發(fā)油混合開(kāi)采時(shí)，會(huì)嚴(yán)重影響揮發(fā)油中瀝青質(zhì)的穩(wěn)定性，導(dǎo)致瀝青質(zhì)沉積起始?jí)毫统练e量大幅增加，加劇儲(chǔ)層和井筒中瀝青質(zhì)沉積。

4） 對(duì)于易發(fā)生瀝青質(zhì)沉積的上氣下油型連通斷溶體，建議保壓開(kāi)發(fā)，并采用先油藏后氣藏的開(kāi)發(fā)順序，以避免瀝青質(zhì)沉積起始?jí)毫统练e量的大幅增加。