一种恢复天然气地下产状的方法.pdf

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量和步骤(2)得到的天然气在地层油中的溶解量，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。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。

1.一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量和步骤(2)得到的天然气在地层油
中的溶解量，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。
2.根据权利要求1所述的方法，其中，步骤(1)是根据烃气在所述地层水中的溶解度来
确定天然气在水中的溶解度；优选步骤(1)是根据地层温度、地层压力、地层水矿化度来确
定烃气在所述地层水中的溶解度。
3.根据权利要求2所述的方法，其中，步骤(1)是根据如下公式来计算天然气在所述地
层水中的溶解量：
Q^*_wg＝∑Q_wⁱ；Q_wⁱ＝q_w(i)·Q_w
其中，Q^*_wg为天然气在地层水中的溶解量，m³；Q_wⁱ为烃气i在所述地层水中的溶解量，m³；
Q_w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和C₃H₈其中之一或多种
的组合。
4.根据权利要求2或3所述的方法，其中，步骤(1)是根据如下公式来计算烃气在所述地
层水中的溶解度：
$q_w\left(i\right)=q_w(1,T,p,X_K)\·\frac{q_w(i,T,p)}{q_w(1,T,p)}$
其中，q_w(i)为烃气在所述地层水中的溶解度，m³/m³；T为所述地层水的温度，℃；p为标
准气压，Mpa；X_K为所述地层水的矿化度，g/l；q_w(1,T,p,X_K)为甲烷的溶解度随温度T、压力p
和所述地层水的矿化度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和C₃H₈其中之一或多种的组合。
5.根据权利要求4所述的方法，其中，
$q_w(1,T,p,X_K)=(1.15\×0.005T^{1.33}\×\frac{22.4}{16})\×(0.994-0.0032X_K+0.00070T)$
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。
6.根据权利要求1所述的方法，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。
7.根据权利要求6所述的方法，其中，步骤(2)是根据如下公式计算天然气在地层油中
的溶解量：
Q^*_og＝∑Q_oⁱ；Q_oⁱ＝q_o(i)·Q_o
其中，Q^*_og为天然气在所述地层油中溶解量，m³；Q_oⁱ为烃气i在所述地层油中的溶解量，
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代表溶解在地层油中的
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。
8.根据权利要求6或7所述的方法，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；
其中优选是根据如下公式计算烃气在地层油中的溶解度：
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体积比例，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地层油溶烃气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。
9.根据权利要求8所述的方法，其中，
$K\left(i\right)=\frac{1}{100}\left(A\right(i)+B(i)\·p)$

K(ρ_o)＝1.75-1.8ρ_o
q_og(T,p)＝-0.726+0.387p-0.0323T。
10.根据权利要求1所述的方法，其中，步骤(3)的模型为：

其中，GSI为天然气在恢复区域的溶解状态指数；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。

一种恢复天然气地下产状的方法

技术领域

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。

发明内容

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。