一种恢复天然气地下产状的方法与流程

本发明涉及油气资源评价技术领域，特别涉及一种恢复天然气地下产状的方法。

背景技术：

天然气产状指天然气在含油气盆地中赋存的形式与状态。依其采出到地表和处于地下的条件不同，可以分为天然气地表产状和天然气地下产状。通过对天然气存在的相态以及溶解度大小等产状特征的研究，发现天然气地下产状和地表产状存在明显的差异性：①由于地表与地下温度压力不同，天然气在地表和地下存在的相态不同。②由于溶解介质条件的差异，地表状况与地下条件下天然气在油水等流体中的溶解度大小不同，从而造成等量的油水中溶解的天然气量不等。通过了解比较天然气地下产状和地表产状及其赋存条件的差异性后可以认为，依据试采资料获得的油气井、气井，甚或油气藏或气藏，在实际的地质条件下未必真正存在“游离态的天然气”。

针对上述问题，庞雄奇教授所著《排烃门限控油气理论与应用》书中提出了水溶残留气态烃模拟计算与油溶残留气态烃模拟计算方法，主要依据单位体积内组分烃溶解量、岩石孔隙度、岩石孔隙中的液态烃残留饱和量计算残留在地层中的烃量。指明天然气在地上地下产状可能不同，部分天然气藏可能是在油气运移过程中汇聚形成。

但是，由于该方法只是定性研究天然气残留于地层的问题，未定量研究天然气与水、油的溶解关系，各地区地下环境相差巨大，很难有一个统一适用标准，因此该方法一直没有得到很好的应用。

技术实现要素：

本发明的一个目的在于提供一种恢复天然气地下产状的方法。

为达上述目的，一方面，本发明提供了一种恢复天然气地下产状的方法，所述方法包括如下步骤：

(1)确定天然气在恢复区域的地层水中的溶解度，并计算出天然气在恢复区域的地层水中的溶解量；

(2)确定天然气在恢复区域的地层油中的溶解度，并计算出天然气在恢复区域的地层油中的溶解量；

(3)根据步骤(1)得到的天然气在地层水中的溶解度和步骤(2)得到的天然气在地层油中的溶解度，建立地下天然气溶解态模型；

(4)根据地下天然气溶解态模型，恢复天然气地下产状。

根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(1)是根据烃气在地层水中的溶解度来确定天然气在地层水中的溶解度，并计算溶解量。

根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(1)是根据如下公式来计算天然气在地层水中的溶解量：

Q^*_wg＝∑Q_wⁱ；Q_wⁱ＝q_wⁱ·Q_w

其中，Q^*_wg为天然气在地层水中溶解量，m³；Q_wⁱ为烃气(烃)(i)在地层水中的溶解量，m³；Q_i为产水量，m³；q_w(i)为烃气在所述地层水中的溶解度，m³/m³；i代表溶解在地层水中的烃气组分，且i在数量上表示该烃气组分的碳原子数；优选i选自CH₄、C₂H₆、C₃H₈其中之一或多种的组合。

上述的i表示溶解在地层水中的天然气中各种烷烃气(烃)，如i可以表示甲烷、乙烷或丁烷；同时i在数值上表示其代表的烷烃气的碳原子数，譬如i为1时，烃气i表示甲烷，i为2时，烃气i表示乙烷，i为3时，烃气i表示丁烷。

根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(1)是根据地层温度、地层压力、水矿化度来确定烃气在地层水中的溶解度。

根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(1)是根据如下公式来计算烃气在水中的溶解度：

其中，q_w(i)为烃气在所述地层水中的溶解度，m³/m³；T为地层水的温度，℃；p为标准气压，Mpa；X_K为地层水的矿化度，g/l；q_w(1,T,p,X_K)为甲烷的溶解度随温度T、压力p和地层水的矿化度X_K的变化；q_w(i,T,p)为受温度T、压力p条件控制的烃气(i)的水溶解度；i代表溶解在地层水中的烃气组分，且i在数量上表示该烃气组分的碳原子数；优选i选自CH₄、C₂H₆、C₃H₈其中之一或多种的组合。

根据本发明一些具体实施方案，其中，

q_w(i,T,p)＝a_0i+a_1ip+a_2iT+a_3i·p²+a_4i·T²+a_5i·p·T

其中a_0i至a_5i分别为上述的常数。

上述常数a_0i至a_5i可以适用于任何地质条件下的天然气地下产状恢复。

根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(2)是根据烃气在地层油中的溶解度，来确定天然气在地层油中的溶解度，并计算出溶解量。

根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(2)是根据如下公式计算天然气在地层油中的溶解度：

Q^*_og＝∑Q_oⁱ；Q_oⁱ＝q_o(i)·Q_o

其中，Q^*_og为天然气在地层油中溶解量，m³；Q_oⁱ为烃气(i)在地层油中的溶解量，m³；Q_o为产油量，m³；q_o(i)为烃气i在所述地层油中的溶解度，m³/m³；i代表溶解在地层水中的烃气组分，且i在数量上表示该烃气组分的碳原子数；优选i选自CH₄、C₂H₆、C₃H₈和C₄H₁₀其中之一或多种的组合。

本发明的溶解在地层水中的烃气(烃)和溶解在地层油中的烃气(烃)都采用i表示，但是i在分别表示溶解在地层水中的烃气和溶解在地层油中的烃气时，所代表的具体的烷烃气略有不同，如在表示溶解在地层水中的烃气时，i选自CH₄、C₂H₆或C₃H₈；而表示溶解在地层油中的烃气时，i选自CH₄、C₂H₆、C₃H₈或C₄H₁₀。但由于在计算溶解在地层水和溶解在地层油的烃气的量是分别计算的，故这样表示并不会引起误解和混淆。也就是说，在计算溶解在水中的烃气时，本领域技术人员根据说明书的记载不会认为烃气i可以是C₄H₁₀。

根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(2)是根据地层温度、地层压力、油密度来确定烃气在地层油中的溶解度。

根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(2)是根据如下公式计算烃气在油中的溶解度：

q_o(i)＝4.95·K(i)·K(ρ_o)·q_og(T,p)

其中，q_o(i)为烃气i在地层油中的溶解度，m³/m³；i代表溶解在地层水中的烃气组分，且i在数量上表示该烃气组分的碳原子数；优选i选自CH₄、C₂H₆、C₃H₈和C₄H₁₀其中之一或多种的组合；K(i)为各种烃气i在地层油溶解的天然气中所占比例，小数；K(ρ_o)为地层油溶解的烃气i量随油密度变化的校正因子；q_og(T,p)为受一般温压条件控制下的油溶烃气i量统计函数；T为地层油的温度，℃；p为标准气压，Mpa；ρ_o为地层油的密度。

根据本发明一些具体实施方案，其中，

K(ρ_o)＝1.75-1.8ρ_o

q_og(T,p)＝-0.726+0.387p-0.0323T。

上述常数A(i)和B(i)适用于各种地质条件下的天然气地下产状恢复。

根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(3)的模型为：

其中，GSI为天然气在恢复区域溶解状态指数；Q_g为地表天然气产量，m³；Q^*为地下能够溶解在地层油和地层水中的天然气量，Q^*＝Q^*_wg+Q^*_og，m³。

上述的过饱和、饱和、欠饱和是指天然气在地下与油水等流体的共存状态为溶解过饱和态、溶解饱和态和溶解欠饱和态三种。

本发明所述的产油量、产水量和地表天然气产量可以是在开采现场获得的数据，可以采用本领域常规方法获得。

本发明如没有特别说明，所述的烃、烃气、烷烃均指天然气中某种具体烷烃(烷烃气体)成分，如甲烷、乙烷、丁烷和丙烷等。

综上所述，本发明提供了一种恢复天然气地下产状的方法。本发明的方法具有如下优点：

本发明对恢复天然气地下产状具有普遍适用性，且容易操作。用定量计算的方法，确定了天然气地下产状的各个临界值；通过对比分析天然气在地表和地下产状特征的差异，研究探讨天然气的运聚成藏机制，为地下潜在天然气藏的分布预测提供一种新的方法和技术，降低了油气勘探的风险，指明了油气的勘探方向。

附图说明

图1为实施例1塔中隆起水溶气量的三条标准曲线；

图2为实施例1塔中地区油溶气量标准曲线；

图3为塔里木盆地塔中地区各层系天然气地下产状图；

图4为塔里木盆地塔中地区寒武系天然气地下产状特征平面图；

图5为塔里木盆地塔中地区奥陶系天然气地下产状特征平面图；

图6为塔里木盆地塔中地区志留系天然气地下产状特征平面图；

图7为塔里木盆地塔中地区石炭系天然气地下产状特征平面图；

图8为实施例1流程图。

具体实施方式

以下通过具体实施例详细说明本发明的实施过程和产生的有益效果，旨在帮助阅读者更好地理解本发明的实质和特点，不作为对本案可实施范围的限定。

实施例1

应用实例区为中国西部叠合盆地塔里木盆地塔中古隆起。塔中古隆起位于塔里盆地中部，勘探面积2.2×10⁴km²，为一加里东期巨型古隆起，是塔里木盆地三大古隆起之一。塔中地区20年来油气勘探取得了辉煌的成效，在寒武系、奥陶系、志留系和石炭系四个层系均获得了高产的工业油气流和丰富的油气资源。

1.确定烃气在水中的溶解度

根据已知的地层温度(T，℃)、地层压力(p,Mpa)、地层水矿化度(X_K，g/l)以及烃气组分性质和以下公式，可以得出烃气在水中的溶解度(q_w)。计算公式为：

式中：

q_w(i,T,p)＝a_0i+a_1ip+a_2iT+a_3i·p²+a_4i·T²+a_5i·p·T

其中，q_w(i)为烃气在所述地层水中的溶解度，m³/m³；T为地层水的温度，℃；p为标准气压，Mpa；X_K为地层水的矿化度，g/l；q_w(1,T,p,X_K)为甲烷的溶解度随温(T)、压(p)和地层水的矿化度(X_K)的变化；q_w(i,T,p)为受温(T)、压(p)条件控制的烃气气(i)的地层水溶解度；i代表烃气组分，i＝CH₄、C₂H₆和C₃H₈，i为1时，烃气i为甲烷CH₄，i为2时，烃气i为乙烷C₂H₆，i为3时，烃气i为丙烷C₃H₈。

图1为依上列公式计算获得的塔中隆起水溶气量的三条标准曲线。如果某一层段的探井产能落在标准曲线上，说明地下天然气处于饱和状态；如果处在标准线的下方，说明地下天然气处于欠饱和状态；如果处在标准线的上方，说明地下天然气处于过饱和状态。当然，这是相对于水溶气能力而言，实际工作中还要考虑油溶气量。

2.确定烃气的水溶量

根据已知的烃气在地层水中的溶解度(q_w(i))，产水量(Q_i)，计算天然气在地层水中的溶解量。计算公式为：

Q^*_wg＝∑Q_wⁱ；Q_wⁱ＝q_w(i)·Q_w

其中，Q_wⁱ为烃气气(i)在地层水中的溶解量，m³；Q^*_wg为天然气在地层水中溶解量，m³，Q_i为产水量，m³。

3.确定烃气在地层油中的溶解度

根据已知的地层温度(T，℃)、地层压力(p,Mpa)、油密度(ρ_o，mg/l)、烃气气组分特征和以下公式，可以得出烃气在油中的溶解度(q_o(i))。计算公式为：

q_o(i)＝4.95·K(i)·K(ρ_o)·q_og(T,p)

K(ρ_o)＝1.75-1.8ρ_o

q_og(T,p)＝-0.726+0.387p-0.0323T

其中，q_o(i)为烃气i在地层油中的溶解度，m³/m³；i为；CH₄、C₂H₆、C₃H₈和C₄H₁₀，i为1时，烃气i为甲烷CH₄，i为2时，烃气i为乙烷C₂H₆，i为3时，烃气i为丙烷C₃H₈，i为4时，烃气i为丁烷C₄H₁₀；K(i)为各种烃气(i)在地层油溶解的天然气中所占比例，小数；K(ρ_o)为地层油溶解的烃气i量随油密度变化的校正因子；q_og(T,p)为受一般温压条件控制下的油溶烃气i量统计函数；T为油的温度，℃；p为标准气压，Mpa；

图2是依上列公式获得的塔中地区油溶气量标准曲线。如果实际试采气量处于曲线上，说明地下油溶气量正好饱和；如果实际气量处于曲线下方，说明地下油溶气量处于欠饱和；如果实际气量处于曲线上方，说明地下油溶气量处于过饱和。当然，这里没有考虑水溶气量，在实际判别时需要一并考虑。

4.确定烃气的油溶量

根据已知的烃气在地层油中的溶解度(q_o(i))，产油量(Q_o)，计算烃气在地层油中的容解量。计算公式为：

Q^*_og＝∑Q_oⁱ Q_oⁱ＝q_o(i)·Q_o

其中，Q_oⁱ为烃气气(i)在地层油中的溶解量，m³；Q^*_og为天然气在定量油中溶解量，m³，Q_o为产油量，m³。

5.根据已有的天然气在水中的溶解量和天然气在油中的溶解量，建立地下天然气溶解态模型，该计算模型式为：

其中，GSI为天然气溶解状态指数；Q_g为地表天然气产量，m³；Q^*为地下能够溶解在地层油和地层水中的烃气量，它包括油溶烃气气量(Q^*_og)和水溶烃气气量(Q^*_wg)两部分Q^*＝Q^*_wg+Q^*_og，m³。

如GSI>+0.5,说明地表天然气产量大于地下油水溶解的天然气量，天然气处于过饱和状态，在这种情况下，地下天然气能够以游离态存在和富集；如GSI＝≈-0.5～+0.5，说明地下能够溶解的气量与地表产出的气量基本相等，天然气在地下处于饱和状态。这是一种最不稳定的状态，在实际地质条件下较少见；如GSI<-0.5，说明地表天然气产量小于地下油水溶解的天然气量，地下天然气处于欠饱和状态。在这种情况下，天然气不能以独立相在地下存在，因而不可能富集形成具有实际意义的天然气藏。

6.根据已有的地下天然气溶解态模型，判断塔中隆起天然气地下产状。

图3为塔里木盆地塔中地区各层系天然气地下产状图

图4为塔里木盆地塔中地区寒武系天然气地下产状特征平面图

图5为塔里木盆地塔中地区奥陶系天然气地下产状特征平面图

图6为塔里木盆地塔中地区志留系天然气地下产状特征平面图

图7为塔里木盆地塔中地区石炭系天然气地下产状特征平面图

图8为实施流程图

本发明实施例首次提出了恢复天然气地下产状的计算方法，改方法的创新点体现在：1、根据地层温度、地层压力、地层水水矿化度以及烃气组分性质得出烃气在水中的溶解度；2、根据已知的地层温度、地层压力、油密度、烃气气组分特征得出烃气在油中的溶解度；3、建立了地下天然气溶解态模型。

本发明实例解决了塔里木盆地塔中地区天然气地下产状恢复的问题，为该地区地下潜在天然气藏的分布预测提供一种新的方法和技术，降低了油气勘探的风险，指明了油气的勘探方向。