塔里木盆地超深油气藏流体相行为变化特征.pdf

第 44 卷 第 4 期2023 年 8 月OIL&GAS GEOLOGY塔里木盆地超深油气藏流体相行为变化特征胡伟1，2，徐婷2，杨阳1，2，伦增珉1，2，李宗宇3，康志江2，赵瑞明3，梅胜文3（1.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室，北京 102206；2.中国石化 石油勘探开发研究院，北京 102206；3.中国石化 西北油田分公司，新疆 乌鲁木齐 830011）摘要：超深储层复杂的地质条件导致流体相态特征呈现多样性和多变性，为勘探开发带来了极大挑战。以塔里木盆地顺北地区为例，通过建立超深油气藏流体相态研究方法，采用等时间间隔井下取样方法，在获取不同生产阶段地层流体样品的基础上，研究了典型油气井地层流体的相行为变化特征，并通过开展两期充注流体混合开发沥青质沉积实验，揭示了凝析气井发生沥青质沉积的原因，从流体相变角度提出了合理开采建议。研究结果表明，顺北4号断裂带D1井钻遇的断溶体存在深部原油供给，垂向上呈现上气下油的组分梯度变化，开采过程中地层流体类型由凝析气向近临界态凝析气、再向挥发油转变。反凝析后的凝析油来源于两期充注流体，一是凝析气中自含的凝析油，另一小部分来自于深部原油被凝析气抽提出的轻质组分。而D2井钻遇断溶体为单一封闭凝析气藏，其相态变化规律与常规凝析气相近。D1井出现的沥青质沉积与上部凝析气和深部原油被同时动用有关，当凝析气与深部原油混合开采时，会导致沥青质沉积起始压力和沉积量大幅增加，加剧沥青质在储层和井筒中沉积。建议采用先油藏后气藏、保压方式开采上气下油型断溶体油气藏。取得的成果为超深油气藏高效勘探开发提供了参考和借鉴。关键词：沥青质；两期充注；相行为；断溶体；凝析气；超深层；塔里木盆地中图分类号：TE372 文献标识码：AFluid phases and behaviors in ultra-deep oil and gas reservoirs，Tarim BasinHU Wei1，2，XU Ting2，YANG Yang1，2，LUN Zengmin1，2，LI Zongyu3，KANG Zhijiang2，ZHAO Ruiming3，MEI Shengwen3（1.State Key Laboratory of Shale Oil and Gas Enrichment Mechanisms and Effective Development，Beijing，102206，China；2.Petroleum Exploration and Production Research Institute，SINOPEC，Beijing 102206，China；3.Northwest Oil Field Company，SINOPEC，Urumqi，Xinjiang 830011，China）Abstract：The complex geological conditions of ultra-deep reservoirs lead to the diversity and variability of fluid phase characteristics，imposing great challenges to oil and gas exploration and development.This study established a method for studying the fluid phase behaviors of ultra-deep oil and gas reservoirs in the Shunbei area of Tarim Basin through the equal-time-interval downhole sampling to obtain formation fluid samples at different production stages.During the process，the causes of asphaltene deposition in gas condensate wells were revealed by experiments of asphaltene deposition during commingled recovery of hydrocarbon fluids charged in two stages，and suggestions for optimal recovery scheme were put forward from the point of view of fluid phase change.The results show that the fault-karst bodies encountered by Well D1 in the Shunbei No.4 fault zone are receivers of deep oil supply，showing a vertical composition gradient with gas upon oil.The hydrocarbon fluid phase changes first from condensate gas to gas of near critical condensate saturation and finally to gas condensate（volatile oil），with the latter being the result of mixing of hydrocarbon fluids charged in two stages：the crude contained in condensate gas and the light components extracted by gas from deep crude.The fault-karst body penetrated by Well D2 contains only a closed gas reservoir with hydrocarbon fluid phase changing in a way similar to that of a conventional condensate gas reservoir.The asphaltene deposition in Well D1 is suggested to be related to its commingled production with deep crude，which could lead to the significant increase in initiation pressure and volume of asphaltene deposition within the reservoir and the wellbore.A production scheme that extracts oil before gas with reservoir pressure 文章编号：0253-9985（2023）04-1044-10doi：10.11743/ogg20230419收稿日期：2022-12-05；修回日期：2023-05-26。第一作者简介：胡伟（1988），男，博士、副研究员，非常规油气流体相态表征。E-mail：。基金项目：国家自然科学基金企业创新发展联合基金项目（U19B6003-02-06）；中国石化科技部攻关项目（P22030）。well controlled is therefore recommended for such gas-over-oil fault-karst reservoirs.The results are of great reference value for the exploration and production of ultra-deep oil and gas reservoirs.Key words：asphaltene，two-stage charging，phase behavior，fault-karst body，condensate gas，ultra-deep layer，Tarim Basin引用格式：胡伟，徐婷，杨阳，等.塔里木盆地超深油气藏流体相行为变化特征 J.石油与天然气地质，2023，44（4）：1044-1053.DOI：10.11743/ogg20230419.HU Wei，XU Ting，YANG Yang，et al.Fluid phases and behaviors in ultra-deep oil and gas reservoirs，Tarim Basin J.Oil&Gas Geology，2023，44（4）：1044-1053.DOI：10.11743/ogg20230419.埋深超过6 000 m的陆地超深新层系逐渐成为石油工业发展最具战略性的领域之一，也是中国引领未来油气勘探与开发最重要的战略现实领域1。超深油气藏具有温度高、埋藏深、岩石类型多、次生孔隙发育和压力异常等特征。由于异常高压、断裂和深部热度活动等原因，深层多期流体交互现象频发，导致其蕴藏的流体相态类型多且复杂2-4。以塔里木盆地的顺北地区为例，该区位于顺托果勒低隆起中部，属于奥陶系超深断溶体油气藏，储层发育主要受走滑断裂带控制，油气沿断裂带富集。该区油气藏类型涵盖了黑油、挥发油、凝析气和湿气气藏，不同断裂带甚至同一断裂带不同区域的地层流体高压物性参数差异很大。中国石化西北油气分公司通过开展大量地层流体样品取样分析工作，已基本明确了该地区平面流体相态分布整体呈“西油东气”的特点。但由于对地层成藏以及断溶体连通性方面缺乏有效认识，开发过程中频繁出现地层流体组成与相行为不匹配的问题。以 4号断裂带为例，从北向南地层流体类型由高含凝析油的凝析气向低含凝析油的凝析气（或湿气）变化，但在生产过程中却有沥青质堵塞现象。此外，部分凝析气井在同一取样时间、不同取样深度（取样点压力均远高于露点压力）获取的井下样品的高压物性参数存在较大差异，仅依赖一次稳定的取样无法真实反映实际油气藏流体相态特征，这给油气藏类型定性、储量计算以及开发方案制定带了极大干扰。地层流体相态类型的多样性和多变性严重困扰着现场开发。然而，目前国内外对于超深储层流体相态的研究方法主要是延用常规油气藏流体相态的研究方法，而已经公开的关于超深储层流体相态的研究成果更是少之又少。Qi等5 在开展富含气态地层水凝析气PVT相态实验的基础上，建立了考虑储层形变和水影响下的露点压力预测模型和反凝析液量预测模型。Chen等6 采用将PVT相态模拟与盆地建模相结合的方法，研究了塔里木盆地两个轻质油藏在深部环境成藏过程中的相态演化历史。Murgich等7 采用分子模拟研究了微量水存在下沥青质聚集的相行为，认为水会加速沥青质的聚集速度。Tharanivasan等8 通过实验发现，在沥青质沉积前，乳化水对沥青质的溶解度没有明显影响。而当沥青质开始沉积时，沥青质会被吸附在乳化液滴表面，形成“水沉淀”。综上可知，由于对（超）深层流体相态缺乏有效的实验研究方法，加之实验仪器很难达到超高温高压的条件，导致大部分研究方法以模拟计算为主，由于缺乏有效的实验支撑，导致模拟结果存在很大局限性。鉴于此，笔者提出采用等时间间隔连续井下取样方法，在获取不同生产阶段地层流体样品的基础上，研究了多次取样样品的高压物性参数、相图及反凝析液量的变化特征，明确了超深层流体相行为的变化特征，并通过开展两期充注流体混合开发沥青质沉积实验，揭示了凝析气井发生沥青质沉积的原因，对开采方式提出了建议，为超深层油气藏流体相态研究提供了方法和依据。1超深油气藏流体相态研究方法1.1等时间间隔井下取样通常，在开发过程中，随着储层压力和开发时间的不断变化，地层流体的相态参数也会随之发生变化。对于超深巨厚型断溶体储层，储层厚度在百米以上，地层流体组分重力分异明显，开发过程中地层流体的物性参数更容易受到压力变化的影响。因此，理论上而言，根据井底流压的变化来进行等间隔压降取样更加客观和准确。然而在实际生产中，取样井作为代表性油气井，具有高产且背负油田增储上产的重任，很难采用固定的生产制度持续生产若干年。现场开发中取样井的工作制度会被频繁调整（这是不可避免的问题），导致流压和油压也在不断变化。而长期进行井底流压测量不但作业复杂、成本高昂、耗时，更难以长期连续监测，因而很难根据井底流压的变化来确定取样时机。此外，由于超深油气井井筒垂深达到6 000 m以上，井筒内流体会出现各种流态，想要根据油压的变化来反算井底流压也是异常困难的。再者，对于多期充注的超深油气储层，油气井在开发过程中第 4 期胡伟，等.塔里木盆地超深油气藏流体相行为变化特征well controlled is therefore recommended for such gas-over-oil fault-karst reservoirs.The results are of great reference value for the exploration and production of ultra-deep oil and gas reservoirs.Key words：asphaltene，two-stage charging，phase behavior，fault-karst body，condensate gas，ultra-deep layer，Tarim Basin引用格式：胡伟，徐婷，杨阳，等.塔里木盆地超深油气藏流体相行为变化特征 J.石油与天然气地质，2023，44（4）：1044-1053.DOI：10.11743/ogg20230419.HU Wei，XU Ting，YANG Yang，et al.Fluid phases and behaviors in ultra-deep oil and gas reservoirs，Tarim Basin J.Oil&Gas Geology，2023，44（4）：1044-1053.DOI：10.11743/ogg20230419.埋深超过6 000 m的陆地超深新层系逐渐成为石油工业发展最具战略性的领域之一，也是中国引领未来油气勘探与开发最重要的战略现实领域1。超深油气藏具有温度高、埋藏深、岩石类型多、次生孔隙发育和压力异常等特征。由于异常高压、断裂和深部热度活动等原因，深层多期流体交互现象频发，导致其蕴藏的流体相态类型多且复杂2-4。以塔里木盆地的顺北地区为例，该区位于顺托果勒低隆起中部，属于奥陶系超深断溶体油气藏，储层发育主要受走滑断裂带控制，油气沿断裂带富集。该区油气藏类型涵盖了黑油、挥发油、凝析气和湿气气藏，不同断裂带甚至同一断裂带不同区域的地层流体高压物性参数差异很大。中国石化西北油气分公司通过开展大量地层流体样品取样分析工作，已基本明确了该地区平面流体相态分布整体呈“西油东气”的特点。但由于对地层成藏以及断溶体连通性方面缺乏有效认识，开发过程中频繁出现地层流体组成与相行为不匹配的问题。以 4号断裂带为例，从北向南地层流体类型由高含凝析油的凝析气向低含凝析油的凝析气（或湿气）变化，但在生产过程中却有沥青质堵塞现象。此外，部分凝析气井在同一取样时间、不同取样深度（取样点压力均远高于露点压力）获取的井下样品的高压物性参数存在较大差异，仅依赖一次稳定的取样无法真实反映实际油气藏流体相态特征，这给油气藏类型定性、储量计算以及开发方案制定带了极大干扰。地层流体相态类型的多样性和多变性严重困扰着现场开发。然而，目前国内外对于超深储层流体相态的研究方法主要是延用常规油气藏流体相态的研究方法，而已经公开的关于超深储层流体相态的研究成果更是少之又少。Qi等5 在开展富含气态地层水凝析气PVT相态实验的基础上，建立了考虑储层形变和水影响下的露点压力预测模型和反凝析液量预测模型。Chen等6 采用将PVT相态模拟与盆地建模相结合的方法，研究了塔里木盆地两个轻质油藏在深部环境成藏过程中的相态演化历史。Murgich等7 采用分子模拟研究了微量水存在下沥青质聚集的相行为，认为水会加速沥青质的聚集速度。Tharanivasan等8 通过实验发现，在沥青质沉积前，乳化水对沥青质的溶解度没有明显影响。而当沥青质开始沉积时，沥青质会被吸附在乳化液滴表面，形成“水沉淀”。综上可知，由于对（超）深层流体相态缺乏有效的实验研究方法，加之实验仪器很难达到超高温高压的条件，导致大部分研究方法以模拟计算为主，由于缺乏有效的实验支撑，导致模拟结果存在很大局限性。鉴于此，笔者提出采用等时间间隔连续井下取样方法，在获取不同生产阶段地层流体样品的基础上，研究了多次取样样品的高压物性参数、相图及反凝析液量的变化特征，明确了超深层流体相行为的变化特征，并通过开展两期充注流体混合开发沥青质沉积实验，揭示了凝析气井发生沥青质沉积的原因，对开采方式提出了建议，为超深层油气藏流体相态研究提供了方法和依据。1超深油气藏流体相态研究方法1.1等时间间隔井下取样通常，在开发过程中，随着储层压力和开发时间的不断变化，地层流体的相态参数也会随之发生变化。对于超深巨厚型断溶体储层，储层厚度在百米以上，地层流体组分重力分异明显，开发过程中地层流体的物性参数更容易受到压力变化的影响。因此，理论上而言，根据井底流压的变化来进行等间隔压降取样更加客观和准确。然而在实际生产中，取样井作为代表性油气井，具有高产且背负油田增储上产的重任，很难采用固定的生产制度持续生产若干年。现场开发中取样井的工作制度会被频繁调整（这是不可避免的问题），导致流压和油压也在不断变化。而长期进行井底流压测量不但作业复杂、成本高昂、耗时，更难以长期连续监测，因而很难根据井底流压的变化来确定取样时机。此外，由于超深油气井井筒垂深达到6 000 m以上，井筒内流体会出现各种流态，想要根据油压的变化来反算井底流压也是异常困难的。再者，对于多期充注的超深油气储层，油气井在开发过程中1045第 44 卷石 油 与 天 然 气 地 质流体组分及组成不停变化，导致饱和压力也随之变化，很难根据某一固定的饱和压力界限来判定取样时机。因此，在综合考虑井场可操作性和样品代表性基础上，提出采用等时间间隔连续取样方法，获取不同生产阶段代表性的地层流体样品，分析各批次样品的高压物性参数变化。等时间间隔井下取样的基本原则：选取的取样井必须具有代表性；每次井下取样深度保持不变；时间间隔不可太密或太疏，应根据实际工作制度及油样的变化来确定；取样井未发生作业堵塞等问题9。以顺北地区4号断裂带的典型井D1和D2井为例，这两口井分别位于 4号断裂带的北段和南段，垂直井深分别为7 883 m和8 112 m。D1井2021年投产初期以10 mm油嘴生产，日产油、气分别约为398 t和40104 m3。D2 井 2021 年投产初期以 10 mm 油嘴生产，日产油、气分别约为130 t和50104 m3。根据现场油井工作制度及油压下降速度，确定按照4个月时间间隔进行井下取样，图1为D1和D2井生产动态以及02468101201020304050油压油嘴2021/03/272021/04/112021/04/262021/05/112021/05/262021/06/102021/06/252021/07/102021/07/252021/08/092021/08/242021/09/082021/09/232021/10/082021/10/232021/11/072021/11/222021/12/072021/12/222022/01/062022/01/212022/02/052022/02/202022/03/072022/03/222022/04/062022/04/212022/05/062022/05/212022/06/052022/06/202022/07/052022/07/202022/08/042022/08/192022/09/032022/09/182022/10/03油压/MPa油嘴/mmd第1次取样第2次取样第3次取样01002003004005000100200300400气油比日产油日产气2021/11/042021/11/192021/12/042021/12/192022/01/032022/01/182022/02/022022/02/172022/03/042022/03/192022/04/032022/05/032022/05/182022/06/022022/06/172022/07/022022/07/172022/08/012022/08/162022/08/312022/09/152022/09/302022/10/152022/04/18日产油/t，气油比/m3/m3日产气/103 m3a4个月4个月()()日期日期05001 0001 5002 0002 500020406080100120日产油日产气气油比2021/03/272021/04/112021/04/262021/05/112021/05/262021/06/102021/06/252021/07/102021/07/252021/08/092021/08/242021/09/082021/09/232021/10/082021/10/232021/11/072021/11/222021/12/072021/12/222022/01/062022/01/212022/02/052022/02/202022/03/072022/03/222022/04/062022/04/212022/05/062022/05/212022/06/052022/06/202022/07/052022/07/202022/08/042022/08/192022/09/032022/09/182022/10/03日产油/t，日产气/103 m3气 油比/m3/m3c4个月4个月()()日期45678910110102030405060油压油嘴2021/11/042021/11/192021/12/042021/12/192022/01/032022/01/182022/02/022022/02/172022/03/042022/03/192022/04/032022/05/032022/05/182022/06/022022/06/172022/07/022022/07/172022/08/012022/08/162022/08/312022/09/152022/09/302022/10/152022/04/18油压/MPa油嘴/mmb第1次取样第2次取样第3次取样日期图1塔里木盆地顺北地区4号带典型井D1井（a，b）和D2井（c，d）生产动态以及3次连续取样时间Fig.1Performance 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 shown1046第 4 期胡伟，等.塔里木盆地超深油气藏流体相行为变化特征每次取样时间。所有井下样品均采用相同的设备（地层流体相态分析仪，Vinci 200/250型，最高温度和最大压力分别为200 和200 MPa，腔体最大体积250 mL，可耐76 g/m3 H2S腐蚀）和操作人员进行检测，以避免人为和设备因素对实验结果的干扰。1.2两期充注流体混合开发沥青质沉积实验1.2.1凝析气中沥青质沉积验证实验大量文献10-12表明，沥青质被定义为原油中最重组分（沥青质碳数至少在C40以上），不溶于正戊烷或正庚烷的轻质正构烷烃，但溶于甲苯等芳香烃，属于强极性分子，极易聚集缔合。因而，凝析气中通常不含沥青质（或含有少量沥青质），且沥青质无法以单分子形式稳定存在于凝析气中，也就是说凝析气衰竭开发中不会产生沥青质沉积。因此，为了验证这一结论，采用Vinci固相颗粒分析系统（型号RFP 1000，最大压力为20 000 psi（约 138 MPa），温度范围为-30 200，颗粒探测尺寸粒径0.2 m，激光探测器波长为近红外）对D1井样品衰竭降压过程中的沥青质沉积起始压力进行激光探测，并对沥青质团簇尺寸进行高压显微镜（HPM）观测。实验温度恒定在储层温度（165）下，从略低于地层压力的80 MPa开始降压，直至压力降至露点压力为止，记录压降过程中近红外光的透光率以及高压显微图像。1.2.2混合流体沥青质沉积起始压力及沉积量测定实验顺北地区凝析气井开发过程中出现的沥青质沉积主要与深部储集体中原油被同时动用有关。因此，为了进一步验证这种推论，将凝析气与挥发油按照一定比例混合，模拟两期成藏流体混合开发中的沥青质沉积。实验中选取挥发油而非黑油作为混合相的原因，一是因为挥发油气油比大，原油组分轻，在垂向上能够与上部凝析气稳定共存；二是因为挥发油中沥青质稳定性更容易受到伴生气组分及气油比的影响13-15。鉴于目前无法获取D1井深部原油样品，因此，本次实验中将D1井取样样品与临近5号断裂带的挥发油样品进行混合（表1），混合比例为7 3（该比例是按照2.3节中的上/下层凝析油之比，推算出凝析气与挥发油的动用比例）。然后分别开展以下实验：用固相颗粒分析系统，测定恒定温度（165）下的挥发油和混合流体的沥青质沉积起始压力；采用沥青质重量分析法，测定恒定温度（165）不同压力下挥发油和混合流体的沥青质含量。2超深油气藏流体相行为变化特征2.1高压物性参数变化特征2.1.1D1井高压物性参数变化表2为4号断裂带北段典型井（D1）3次井下取样高压物性参数对比。从表中可以看出，取样深度均在4 500 m，取样点压力均在粗测露点压力37 MPa以上，且地层与露点压力之差均达到50 MPa，表明3次取样样品的代表性较高，均能代表取样时间下的地层流体性质。从表2可以进一步可以看出，随着开发时间的增加，露点压力上升，气油比降低，凝析气中凝析油含量也明显增加。这些参数的变化规律明显与常规认识相悖，因为对于常规凝析气藏而言，当取样点压力高于露点压力时，获取的流体样品的气油比是不会变化的（因为没有发生反凝析），露点压力也是恒定的16-17。但是D1井3次取样样品的气油比降低，凝析气中凝析油含量增加，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，所有这些参数的变化规律都表明 D1井存在深部储集体供给，且深部原油被同时动用。表1塔里木盆地顺北地区挥发油及混合流体高压物性参数Table 1Physical property parameters of volatile oil and mixed fluids under high pressure，Shunbei area，Tarim Basin流体类型挥发油凝析气（D1井）混合流体溶解气油比/（m3/m3）193.6962.3781.2地层流体体积系数1.4742.7633.513地层流体饱和压力/MPa32.040.039.3油罐油SARA族组分含量/%饱和烃55.271.567.4芳香烃12.35.713.7胶质6.82.47.3沥青质2.71.34.2AOP（沥青质沉积起始压力）/MPa38.950.8沥青质最大沉积量/%4.518.9注：“”表示无数据。1047第 44 卷石 油 与 天 然 气 地 质2.1.2D2井高压物性参数变化表3为4号断裂带南段典型井（D2）3次井下取样高压物性参数对比。从表中可以看出，由于地层压力供给不足，第2次取样点压力仅略高于第1次取样露点压力0.3 MPa，而第3次取样点压力仅为37.6 MPa，说明第3次取样时井底已经发生反凝析。虽然第3次取样时井底已经发生反凝析，该样品不代表原始储层地层流体性质，但是却能代表该生产阶段下进入井筒的地层流体性质。通过对比3次样品高压物性参数的变化可以看出，D2井的高压物性参数变化规律与D1井完全相反，即随着开发时间的增加，露点压力降低，气油比快速增加，凝析气中凝析油含量大幅降低，这是因为 D2井钻遇的断溶体空间有限，地层压力快速降低时，发生反凝析，重质组分因重力作用产生沉降，仅轻质组分被产出，导致油罐油密度、平均分子量和井流物C7+含量均明显降低。D2井的高压物性参数变化规律虽然与D1井相反，但与常规凝析气藏衰竭开发中高压物性参数的变化规律一致18-19。2.2相图变化特征2.2.1D1井相图变化图2为D1井3次井下取样流体相图的变化特征。其中图 2a 显示的三角相图的变化，三角相图主要代表流体样品中组分的变化，从左到右划定为 3 个区域，分别代表黑油油藏、挥发油藏和凝析气（干/湿气藏，越靠近最右边区域代表流体组分越轻）。从图2a可以看出，随着开发时间的增加，3 次取样样品所属油气藏类型由凝析气藏向凝析气-挥发油过渡型气藏变化，说明流体样品中重质组分含量增加。从图 2b可以看出，3次流体样品对应的 p-T相图中临界点向右上移动，向储层温度等温线靠近，露点包络线向右外扩，露点压力增大，说明流体性质由凝析气藏向近临界态凝析气藏（临界点接近储层温度）变化。根据p-T相图的变化规律，可以推断如果后期持续进行井下取样，未来第N次取样流体的临界点会移动至储层温度等温线的右边，露点包络线会进一步向右外扩，流体性质由凝析气藏变为挥发油藏。D1井相图的变化规律与常规凝析气藏的变化相图相悖，这将在下一节中详细论述。2.2.2D2井相图变化图3为D2井3次井下取样流体相图的变化规律。从图3a三角相图的变化规律可以看出，3次取样样品所属油气藏类型由凝析气藏向湿气气藏变化，这是由于凝析气发生反凝析后，凝析气中凝析油的重质组分被滞留在储层，只有轻质组分被产出，导致产出流体中凝析油含量越来越少，流体性质逐渐变为湿气。从图3b可以看出，临界点向左下方移动，远离储层温度表3塔里木盆地顺北地区4号带D2井3次井下取样高压物性参数对比Table 3Comparison of high-pressure physical property parameters of three samples from Well D1 in No.4 fault zone，Shunbei area，Tarim Basin取样次序123取样点压力/MPa66.747.537.6取样点温度/139139139取样深度/m610061006100露点压力/MPa47.1945.5029.25气油比/（m3/m3）1036.81584.01914.3地露压差/MPa33.041.83已反凝析油罐油分子量/（g/mol）119.2112.3105.5油罐油密度（20）/（g/cm3）0.790 60.784 20.778 5凝析油含量/（g/cm3）605.0477.9229.2最大反凝析液量百分数/%21.608.404.42井流物组分含量/%C1+N277.0482.6488.12C2-C6+CO213.4310.958.60C7+9.326.393.28表2塔里木盆地顺北地区4号带D1井3次井下取样高压物性参数对比Table 2Comparison of high-pressure physical property parameters of three samples from Well D1 in No.4 fault zone，Shunbei area，Tarim Basin取样次序123取样点压力/MPa56.5660.1758.27取样点温度/148.3148.3148.3取样深度/m4 5004 5004 500露点压力/MPa37.1738.4040.00气油比/（m3/m3）1 119.01 012.0962.3地露压差/MPa53.3852.1550.55油罐油分子量/（g/mol）119.0148.0151.6油罐油密度（20）/（g/cm3）0.749 60.786 60.787 8凝析油含量/（g/cm3）634.7696.1865.1最大反凝析液量百分数/%16.9617.6819.24井流物组分含量/%C1+N276.2476.3077.68C2-C6+CO213.2113.799.55C7+7.149.9012.771048第 4 期胡伟，等.塔里木盆地超深油气藏流体相行为变化特征等温线，露点线向内收缩，露点压力降低，流体样品性质由凝析气藏向湿气气藏变化。D2井的相图变化规律与常规凝析气藏相图的变化规律基本一致，说明D2井钻遇的断溶体为单一封闭凝析气藏，不存在深部原油供给。2.3反凝析变化特征在对D1井第3次样品开展恒质膨胀实验中发现了3个与常规凝析气反凝析不同的现象：1）当压力降至露点压力（40 MPa）后，凝析油立即快速大量析出，反凝析液量百分数（图4a，蓝线）急剧增大。当压力降幅仅为1 MPa时（即压力降至39 MPa时），在 PVT 容器中即可观测到较高的液面（图 5 中39 MPa图片），说明该样品中凝析油含量很高，最大反凝析液量百分数能够达到20.8%。而常规凝析气反凝析过程中，当压力降至露点压力后，凝析油的析出相对缓慢。以D2井为例（2.1和2.2节中已经说明了D2井凝析气的高压物性参数及相图的变化规律与常规凝0第2次第1次第3次第N次偏移储层(165.5,90.55 MPa)井底(165.5,44 MPa)-5050100150200250300350400温度/454035302520151050压力/MPa第1次取样第2次取样第3次取样(C1+N2)含量/%(C2-C6+CO2)含量/%C7+含量/%010010010000原油挥发油凝析气、干/湿气ab图2塔里木盆地顺北地区4号带D1井3次流体样品对应的相图变化Fig.2Diagram showing phase changes corresponding to three fluid samples from Well D1 in No.4 fault zone，Shunbei area，Tarim Basina流体组分三角相图；b.流体p-T（压力-温度）相图0储层(163.2,84.78 MPa)第1次取样第2次取样第3次取样第1次取样第2次取样第3次取样井底(163.2,5 MPa)-100温度/10020030040060483624120压力/MPa0100C7+含量/%1000(C2-C6 CO2)含量/%1000凝析气藏挥发性油藏黑油油藏10%10%+ab(C1+N2)含量/%图3塔里木盆地顺北地区4号带D2井3次流体样品对应的相图变化Fig.3Diagram showing phase changes corresponding to three fluid samples from Well D2 in No.4 fault zone，Shunbei area，Tarim Basina流体组分三角相图；b.流体p-T（压力-温度）相图1049第 44 卷石 油 与 天 然 气 地 质析气相似），从D2井的反凝析液量百分数曲线的变化（图4b）可以看出，反凝析液量百分数的增幅相对缓慢，且当压力降幅为 1.4 MPa（即从露点降至 45.8 MPa）时，在PVT容器中仍观测不到液面。2）从露点压力至最大反凝析压力（最大反凝析液百分数对应的压力）的压力间隔非常小，仅为 7 MPa（图4a，蓝线）。而根据统计，常规凝析气反凝析过程中露点压力至最大反凝析压力的压力间隔至少在13 MPa 以上，例如 D2 井的压力间隔达到 15 MPa（图4b）。说明D1样品中凝析油析出速度很快，能够在露点压力以下的较小压差内快速大量析出。3）压力下降过程中，凝析油中出现了明显的上下分层现象（图 5）。下层凝析油在压力降至露点压