本發(fā)明涉及油氣資源評價技術(shù)領(lǐng)域，特別涉及一種恢復(fù)天然氣地下產(chǎn)狀的方法。

背景技術(shù)：

天然氣產(chǎn)狀指天然氣在含油氣盆地中賦存的形式與狀態(tài)。依其采出到地表和處于地下的條件不同，可以分為天然氣地表產(chǎn)狀和天然氣地下產(chǎn)狀。通過對天然氣存在的相態(tài)以及溶解度大小等產(chǎn)狀特征的研究，發(fā)現(xiàn)天然氣地下產(chǎn)狀和地表產(chǎn)狀存在明顯的差異性：①由于地表與地下溫度壓力不同，天然氣在地表和地下存在的相態(tài)不同。②由于溶解介質(zhì)條件的差異，地表狀況與地下條件下天然氣在油水等流體中的溶解度大小不同，從而造成等量的油水中溶解的天然氣量不等。通過了解比較天然氣地下產(chǎn)狀和地表產(chǎn)狀及其賦存條件的差異性后可以認為，依據(jù)試采資料獲得的油氣井、氣井，甚或油氣藏或氣藏，在實際的地質(zhì)條件下未必真正存在“游離態(tài)的天然氣”。

針對上述問題，龐雄奇教授所著《排烴門限控油氣理論與應(yīng)用》書中提出了水溶殘留氣態(tài)烴模擬計算與油溶殘留氣態(tài)烴模擬計算方法，主要依據(jù)單位體積內(nèi)組分烴溶解量、巖石孔隙度、巖石孔隙中的液態(tài)烴殘留飽和量計算殘留在地層中的烴量。指明天然氣在地上地下產(chǎn)狀可能不同，部分天然氣藏可能是在油氣運移過程中匯聚形成。

但是，由于該方法只是定性研究天然氣殘留于地層的問題，未定量研究天然氣與水、油的溶解關(guān)系，各地區(qū)地下環(huán)境相差巨大，很難有一個統(tǒng)一適用標準，因此該方法一直沒有得到很好的應(yīng)用。

技術(shù)實現(xiàn)要素：

本發(fā)明的一個目的在于提供一種恢復(fù)天然氣地下產(chǎn)狀的方法。

為達上述目的，一方面，本發(fā)明提供了一種恢復(fù)天然氣地下產(chǎn)狀的方法，所述方法包括如下步驟：

(1)確定天然氣在恢復(fù)區(qū)域的地層水中的溶解度，并計算出天然氣在恢復(fù)區(qū)域的地層水中的溶解量；

(2)確定天然氣在恢復(fù)區(qū)域的地層油中的溶解度，并計算出天然氣在恢復(fù)區(qū)域的地層油中的溶解量；

(3)根據(jù)步驟(1)得到的天然氣在地層水中的溶解度和步驟(2)得到的天然氣在地層油中的溶解度，建立地下天然氣溶解態(tài)模型；

(4)根據(jù)地下天然氣溶解態(tài)模型，恢復(fù)天然氣地下產(chǎn)狀。

根據(jù)本發(fā)明一些具體實施方案，其中，步驟(1)是根據(jù)烴氣在地層水中的溶解度來確定天然氣在地層水中的溶解度，并計算溶解量。

根據(jù)本發(fā)明一些具體實施方案，其中，步驟(1)是根據(jù)如下公式來計算天然氣在地層水中的溶解量：

Q^*_wg＝∑Q_wⁱ；Q_wⁱ＝q_wⁱ·Q_w

其中，Q^*_wg為天然氣在地層水中溶解量，m³；Q_wⁱ為烴氣(烴)(i)在地層水中的溶解量，m³；Q_i為產(chǎn)水量，m³；q_w(i)為烴氣在所述地層水中的溶解度，m³/m³；i代表溶解在地層水中的烴氣組分，且i在數(shù)量上表示該烴氣組分的碳原子數(shù)；優(yōu)選i選自CH₄、C₂H₆、C₃H₈其中之一或多種的組合。

上述的i表示溶解在地層水中的天然氣中各種烷烴氣(烴)，如i可以表示甲烷、乙烷或丁烷；同時i在數(shù)值上表示其代表的烷烴氣的碳原子數(shù)，譬如i為1時，烴氣i表示甲烷，i為2時，烴氣i表示乙烷，i為3時，烴氣i表示丁烷。

根據(jù)本發(fā)明一些具體實施方案，其中，步驟(1)是根據(jù)地層溫度、地層壓力、水礦化度來確定烴氣在地層水中的溶解度。

根據(jù)本發(fā)明一些具體實施方案，其中，步驟(1)是根據(jù)如下公式來計算烴氣在水中的溶解度：

其中，q_w(i)為烴氣在所述地層水中的溶解度，m³/m³；T為地層水的溫度，℃；p為標準氣壓，Mpa；X_K為地層水的礦化度，g/l；q_w(1,T,p,X_K)為甲烷的溶解度隨溫度T、壓力p和地層水的礦化度X_K的變化；q_w(i,T,p)為受溫度T、壓力p條件控制的烴氣(i)的水溶解度；i代表溶解在地層水中的烴氣組分，且i在數(shù)量上表示該烴氣組分的碳原子數(shù)；優(yōu)選i選自CH₄、C₂H₆、C₃H₈其中之一或多種的組合。

根據(jù)本發(fā)明一些具體實施方案，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分別為上述的常數(shù)。

上述常數(shù)a_0i至a_5i可以適用于任何地質(zhì)條件下的天然氣地下產(chǎn)狀恢復(fù)。

根據(jù)本發(fā)明一些具體實施方案，其中，步驟(2)是根據(jù)烴氣在地層油中的溶解度，來確定天然氣在地層油中的溶解度，并計算出溶解量。

根據(jù)本發(fā)明一些具體實施方案，其中，步驟(2)是根據(jù)如下公式計算天然氣在地層油中的溶解度：

Q^*_og＝∑Q_oⁱ；Q_oⁱ＝q_o(i)·Q_o

其中，Q^*_og為天然氣在地層油中溶解量，m³；Q_oⁱ為烴氣(i)在地層油中的溶解量，m³；Q_o為產(chǎn)油量，m³；q_o(i)為烴氣i在所述地層油中的溶解度，m³/m³；i代表溶解在地層水中的烴氣組分，且i在數(shù)量上表示該烴氣組分的碳原子數(shù)；優(yōu)選i選自CH₄、C₂H₆、C₃H₈和C₄H₁₀其中之一或多種的組合。

本發(fā)明的溶解在地層水中的烴氣(烴)和溶解在地層油中的烴氣(烴)都采用i表示，但是i在分別表示溶解在地層水中的烴氣和溶解在地層油中的烴氣時，所代表的具體的烷烴氣略有不同，如在表示溶解在地層水中的烴氣時，i選自CH₄、C₂H₆或C₃H₈；而表示溶解在地層油中的烴氣時，i選自CH₄、C₂H₆、C₃H₈或C₄H₁₀。但由于在計算溶解在地層水和溶解在地層油的烴氣的量是分別計算的，故這樣表示并不會引起誤解和混淆。也就是說，在計算溶解在水中的烴氣時，本領(lǐng)域技術(shù)人員根據(jù)說明書的記載不會認為烴氣i可以是C₄H₁₀。

根據(jù)本發(fā)明一些具體實施方案，其中，步驟(2)是根據(jù)地層溫度、地層壓力、油密度來確定烴氣在地層油中的溶解度。

根據(jù)本發(fā)明一些具體實施方案，其中，步驟(2)是根據(jù)如下公式計算烴氣在油中的溶解度：

q_o(i)＝4.95·K(i)·K(ρ_o)·q_og(T,p)

其中，q_o(i)為烴氣i在地層油中的溶解度，m³/m³；i代表溶解在地層水中的烴氣組分，且i在數(shù)量上表示該烴氣組分的碳原子數(shù)；優(yōu)選i選自CH₄、C₂H₆、C₃H₈和C₄H₁₀其中之一或多種的組合；K(i)為各種烴氣i在地層油溶解的天然氣中所占比例，小數(shù)；K(ρ_o)為地層油溶解的烴氣i量隨油密度變化的校正因子；q_og(T,p)為受一般溫壓條件控制下的油溶烴氣i量統(tǒng)計函數(shù)；T為地層油的溫度，℃；p為標準氣壓，Mpa；ρ_o為地層油的密度。

根據(jù)本發(fā)明一些具體實施方案，其中，

K(ρ_o)＝1.75-1.8ρ_o

q_og(T,p)＝-0.726+0.387p-0.0323T。

上述常數(shù)A(i)和B(i)適用于各種地質(zhì)條件下的天然氣地下產(chǎn)狀恢復(fù)。

根據(jù)本發(fā)明一些具體實施方案，其中，步驟(3)的模型為：

其中，GSI為天然氣在恢復(fù)區(qū)域溶解狀態(tài)指數(shù)；Q_g為地表天然氣產(chǎn)量，m³；Q^*為地下能夠溶解在地層油和地層水中的天然氣量，Q^*＝Q^*_wg+Q^*_og，m³。

上述的過飽和、飽和、欠飽和是指天然氣在地下與油水等流體的共存狀態(tài)為溶解過飽和態(tài)、溶解飽和態(tài)和溶解欠飽和態(tài)三種。

本發(fā)明所述的產(chǎn)油量、產(chǎn)水量和地表天然氣產(chǎn)量可以是在開采現(xiàn)場獲得的數(shù)據(jù)，可以采用本領(lǐng)域常規(guī)方法獲得。

本發(fā)明如沒有特別說明，所述的烴、烴氣、烷烴均指天然氣中某種具體烷烴(烷烴氣體)成分，如甲烷、乙烷、丁烷和丙烷等。

綜上所述，本發(fā)明提供了一種恢復(fù)天然氣地下產(chǎn)狀的方法。本發(fā)明的方法具有如下優(yōu)點：

本發(fā)明對恢復(fù)天然氣地下產(chǎn)狀具有普遍適用性，且容易操作。用定量計算的方法，確定了天然氣地下產(chǎn)狀的各個臨界值；通過對比分析天然氣在地表和地下產(chǎn)狀特征的差異，研究探討天然氣的運聚成藏機制，為地下潛在天然氣藏的分布預(yù)測提供一種新的方法和技術(shù)，降低了油氣勘探的風險，指明了油氣的勘探方向。

附圖說明

圖1為實施例1塔中隆起水溶氣量的三條標準曲線；

圖2為實施例1塔中地區(qū)油溶氣量標準曲線；

圖3為塔里木盆地塔中地區(qū)各層系天然氣地下產(chǎn)狀圖；

圖4為塔里木盆地塔中地區(qū)寒武系天然氣地下產(chǎn)狀特征平面圖；

圖5為塔里木盆地塔中地區(qū)奧陶系天然氣地下產(chǎn)狀特征平面圖；

圖6為塔里木盆地塔中地區(qū)志留系天然氣地下產(chǎn)狀特征平面圖；

圖7為塔里木盆地塔中地區(qū)石炭系天然氣地下產(chǎn)狀特征平面圖；

圖8為實施例1流程圖。

具體實施方式

以下通過具體實施例詳細說明本發(fā)明的實施過程和產(chǎn)生的有益效果，旨在幫助閱讀者更好地理解本發(fā)明的實質(zhì)和特點，不作為對本案可實施范圍的限定。

實施例1

應(yīng)用實例區(qū)為中國西部疊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，勘探面積2.2×10⁴km²，為一加里東期巨型古隆起，是塔里木盆地三大古隆起之一。塔中地區(qū)20年來油氣勘探取得了輝煌的成效，在寒武系、奧陶系、志留系和石炭系四個層系均獲得了高產(chǎn)的工業(yè)油氣流和豐富的油氣資源。

1.確定烴氣在水中的溶解度

根據(jù)已知的地層溫度(T，℃)、地層壓力(p,Mpa)、地層水礦化度(X_K，g/l)以及烴氣組分性質(zhì)和以下公式，可以得出烴氣在水中的溶解度(q_w)。計算公式為：

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)為烴氣在所述地層水中的溶解度，m³/m³；T為地層水的溫度，℃；p為標準氣壓，Mpa；X_K為地層水的礦化度，g/l；q_w(1,T,p,X_K)為甲烷的溶解度隨溫(T)、壓(p)和地層水的礦化度(X_K)的變化；q_w(i,T,p)為受溫(T)、壓(p)條件控制的烴氣氣(i)的地層水溶解度；i代表烴氣組分，i＝CH₄、C₂H₆和C₃H₈，i為1時，烴氣i為甲烷CH₄，i為2時，烴氣i為乙烷C₂H₆，i為3時，烴氣i為丙烷C₃H₈。

圖1為依上列公式計算獲得的塔中隆起水溶氣量的三條標準曲線。如果某一層段的探井產(chǎn)能落在標準曲線上，說明地下天然氣處于飽和狀態(tài)；如果處在標準線的下方，說明地下天然氣處于欠飽和狀態(tài)；如果處在標準線的上方，說明地下天然氣處于過飽和狀態(tài)。當然，這是相對于水溶氣能力而言，實際工作中還要考慮油溶氣量。

2.確定烴氣的水溶量

根據(jù)已知的烴氣在地層水中的溶解度(q_w(i))，產(chǎn)水量(Q_i)，計算天然氣在地層水中的溶解量。計算公式為：

Q^*_wg＝∑Q_wⁱ；Q_wⁱ＝q_w(i)·Q_w

其中，Q_wⁱ為烴氣氣(i)在地層水中的溶解量，m³；Q^*_wg為天然氣在地層水中溶解量，m³，Q_i為產(chǎn)水量，m³。

3.確定烴氣在地層油中的溶解度

根據(jù)已知的地層溫度(T，℃)、地層壓力(p,Mpa)、油密度(ρ_o，mg/l)、烴氣氣組分特征和以下公式，可以得出烴氣在油中的溶解度(q_o(i))。計算公式為：

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)為烴氣i在地層油中的溶解度，m³/m³；i為；CH₄、C₂H₆、C₃H₈和C₄H₁₀，i為1時，烴氣i為甲烷CH₄，i為2時，烴氣i為乙烷C₂H₆，i為3時，烴氣i為丙烷C₃H₈，i為4時，烴氣i為丁烷C₄H₁₀；K(i)為各種烴氣(i)在地層油溶解的天然氣中所占比例，小數(shù)；K(ρ_o)為地層油溶解的烴氣i量隨油密度變化的校正因子；q_og(T,p)為受一般溫壓條件控制下的油溶烴氣i量統(tǒng)計函數(shù)；T為油的溫度，℃；p為標準氣壓，Mpa；

圖2是依上列公式獲得的塔中地區(qū)油溶氣量標準曲線。如果實際試采氣量處于曲線上，說明地下油溶氣量正好飽和；如果實際氣量處于曲線下方，說明地下油溶氣量處于欠飽和；如果實際氣量處于曲線上方，說明地下油溶氣量處于過飽和。當然，這里沒有考慮水溶氣量，在實際判別時需要一并考慮。

4.確定烴氣的油溶量

根據(jù)已知的烴氣在地層油中的溶解度(q_o(i))，產(chǎn)油量(Q_o)，計算烴氣在地層油中的容解量。計算公式為：

Q^*_og＝∑Q_oⁱ Q_oⁱ＝q_o(i)·Q_o

其中，Q_oⁱ為烴氣氣(i)在地層油中的溶解量，m³；Q^*_og為天然氣在定量油中溶解量，m³，Q_o為產(chǎn)油量，m³。

5.根據(jù)已有的天然氣在水中的溶解量和天然氣在油中的溶解量，建立地下天然氣溶解態(tài)模型，該計算模型式為：

其中，GSI為天然氣溶解狀態(tài)指數(shù)；Q_g為地表天然氣產(chǎn)量，m³；Q^*為地下能夠溶解在地層油和地層水中的烴氣量，它包括油溶烴氣氣量(Q^*_og)和水溶烴氣氣量(Q^*_wg)兩部分Q^*＝Q^*_wg+Q^*_og，m³。

如GSI>+0.5,說明地表天然氣產(chǎn)量大于地下油水溶解的天然氣量，天然氣處于過飽和狀態(tài)，在這種情況下，地下天然氣能夠以游離態(tài)存在和富集；如GSI＝≈-0.5～+0.5，說明地下能夠溶解的氣量與地表產(chǎn)出的氣量基本相等，天然氣在地下處于飽和狀態(tài)。這是一種最不穩(wěn)定的狀態(tài)，在實際地質(zhì)條件下較少見；如GSI<-0.5，說明地表天然氣產(chǎn)量小于地下油水溶解的天然氣量，地下天然氣處于欠飽和狀態(tài)。在這種情況下，天然氣不能以獨立相在地下存在，因而不可能富集形成具有實際意義的天然氣藏。

6.根據(jù)已有的地下天然氣溶解態(tài)模型，判斷塔中隆起天然氣地下產(chǎn)狀。

圖3為塔里木盆地塔中地區(qū)各層系天然氣地下產(chǎn)狀圖

圖4為塔里木盆地塔中地區(qū)寒武系天然氣地下產(chǎn)狀特征平面圖

圖5為塔里木盆地塔中地區(qū)奧陶系天然氣地下產(chǎn)狀特征平面圖

圖6為塔里木盆地塔中地區(qū)志留系天然氣地下產(chǎn)狀特征平面圖

圖7為塔里木盆地塔中地區(qū)石炭系天然氣地下產(chǎn)狀特征平面圖

圖8為實施流程圖

本發(fā)明實施例首次提出了恢復(fù)天然氣地下產(chǎn)狀的計算方法，改方法的創(chuàng)新點體現(xiàn)在：1、根據(jù)地層溫度、地層壓力、地層水水礦化度以及烴氣組分性質(zhì)得出烴氣在水中的溶解度；2、根據(jù)已知的地層溫度、地層壓力、油密度、烴氣氣組分特征得出烴氣在油中的溶解度；3、建立了地下天然氣溶解態(tài)模型。

本發(fā)明實例解決了塔里木盆地塔中地區(qū)天然氣地下產(chǎn)狀恢復(fù)的問題，為該地區(qū)地下潛在天然氣藏的分布預(yù)測提供一種新的方法和技術(shù)，降低了油氣勘探的風險，指明了油氣的勘探方向。