氣田開發(fā)方案設計

NationalPetroleumEngineeringDesignContest

全國石油工程設計大賽

NationalPetroleumEngineeringDesignContest

參賽作品

題目：氣田開發(fā)方案設計

作品說明

作品說明

本方案是針對域構造平緩，看似具有深盆氣藏的地質特征的天然氣

藏為巖性圈閉的致密儲層設計的，同時兼顧到該斷塊地層的五敏特性、

地層溫度偏高、泥質含量過高以及產液量下降快等開發(fā)矛盾進行了立

體式設計，本著有效、實際、經濟、創(chuàng)新的原則，力求突出前瞻性、

先進性、特色性并結合高職高專學生特有的一線實踐經驗，合理的運

用現代新技術，有效的解決開發(fā)矛盾。設計采用了從鉆完井工程到采

油工程再到后續(xù)增產開發(fā)的邏輯編寫順序并且將多種方案進行對比從

中選擇最佳方法。此外，還加入完善的HSE生產管理指導思想，使方

案的可實施性增強，始終把安全生產放在第一位。

本設計中鉆井造斜采用LWD（或FEWD）隨鉆地質導向系統(tǒng)。根據

隨鉆測井，確定目的層頂界深度，跟蹤調整井眼軌跡；采用LWD（或

FEWD）隨鉆隨測監(jiān)控井眼軌跡；根據實際情況采用滑動鉆進和復合鉆

進兩種方式施工，隨時調整井斜方位。鉆井液采用低密度鉆井液，實

行欠平衡鉆進，達到保護底層的目的。儲層段采用聚合物潤滑防塌鉆

井液?？刂坡┦?，穩(wěn)定井壁。完井采用射孔完井方式，完井方式可將

層段分隔開，滿足分層開采，也可以滿足采氣過程中進行舉行分層增

產及注水作業(yè)。固井采用全井固井，下部目的層段采用常規(guī)水泥漿，

上部非目的層段用低密度水泥漿體系封固；既降低環(huán)空的液柱壓力，

滿足防止漏失，又保護套管的要求及儲層，保證目的層段的封固質量。

采油采用了排水采氣工藝，氣井在生產過程中，有地層水產出，而且

水對氣井的生產有明顯干擾的氣井做出了良好的實施。而且采油實施

了增壓開采首先要對氣井或氣田從五個方面進行充分論證，避免了盲目

投資,獲取最大經濟效益。

作品說明

本參賽作品由團隊成員獨立完成，不存在剽竊、抄襲等侵權現象。若違反

自愿放棄參賽資格并承擔相關責任。

目錄

目錄

第1章氣藏方案概況

1.1氣田概況........................................................4

1-2氣藏描述........................................................5

1.3儲量計算.......................................................12

1.4氣藏工程設計...................................................13

第2章鉆完井設計方案

2.1地表及淺層地質安全風險評估.....................................19

2.2氣井井口距離...................................................19

2.3井身結構設計方案...............................................19

2.4鉆機選擇.....................................................22

2.5鉆井液.........................................................24

2.6鉆具組合及井身質量控制設計.....................................27

2.7鉆井參數設計及井下復雜情況預測及處理...........................31

2.8氣層保護設計..................................................35

2.9固井及完井設計................................................36

第3章采氣設計方案

3.1油管管柱......................................................44

3.2射孔...........................................................46

3.3采氣方式......................................................48

3.4增產措施......................................................57

3.5采氣特殊問題治理的技術要求....................................64

第4章地面工程建設方案

4.1地面分析.......................................................87

4.2設施及其地理位置...............................................87

2

目錄

4.3管道的防護....................................................89

4.4水、電、熱供給和通訊..........................................89

4.5供氣對象要求及總供氣量.........................................90

4.6其他方面........................................................91

第5章HSE評價報告

5.1評價任務.......................................................95

5.2HSE體系及管理機構.............................................99

5.3工藝過程有害因素分析.........................................101

5.4物料危險有害因素分析.........................................114

第6章經濟評價報告

6.1投產前開發(fā)成本分析...........................................118

6.2成本控制原則及措施...........................................120

附錄.............................................................122

3

第1章氣藏方案概況

第1章氣藏方案概況

1.1氣田概況

1.1.1地理與環(huán)境

1.1.1.1地理位置及交通狀況

地理位置位于M市B區(qū)C村東北約10公里，該地區(qū)位于沙漠地帶附近，井

場周圍便道較多，多為村級道路，路面松軟，不能行駛大型車輛，交通較為不便。

1.1.1.2自然條件

于村落地段，地下水埋藏較淺(0.4m?2.0m),水量較豐外，其余地段地下水

埋藏較深。工程地區(qū)屬中溫帶大陸氣候，溫帶半干旱草原荒漠區(qū)，具有春季多風、

多發(fā)沙塵暴，夏季多溫熱，秋季多陰雨，冬季多干旱且漫長的特點。降水多集中

在7-9月份，以短歷時大強度的雷陣雨為多。且此處地面平均溫度為11TC,年平

均氣溫為6.4℃,平均氣壓為898.1kPa,地震基本烈度為6度。自然條件具體情況

如表1.1

表L1自然條件情況

平均氣壓898.1kPa

年平均氣溫6.4℃

極端最高氣溫40.3℃

極端最低氣溫-24.3℃

平均年降雨量250.0mm

累年平均最多風向NW

地面平均溫度ii.rc

地面極端最高溫度57.5℃

地面極端最低溫度-32.3℃

無霜期122天左右

1.1.1.3社會環(huán)境

4

第1章氣藏方案概況

該地區(qū)通訊不便利，工區(qū)西南方向有一可以提供充足電力水源的村落。此處

波狀沙丘綿延廣布，地勢平坦，地表起伏較小，較為開闊，不良地質現象不發(fā)育、

屬管道工程地質條件簡單地段。

1.1.2區(qū)域地質

區(qū)塊構造位置處于XX盆地XX斜坡，該區(qū)塊具備良好的天然氣成藏條件。

總體近南北向的NPEDC9、NPEDC10砂體在平緩的西傾單斜背景下，地層北東高

-南西低，構造起伏不大，統(tǒng)計地層坡度較緩，且NPEDC9段頂面、NPEDC10段

頂面的微幅度鼻隆構造形態(tài)有很好的繼承性。

1.1.3試采簡況

Ml井試氣射開NPEDC9層位，井段3611?3614m,壓裂后針閥開啟1/2,孔

板直徑8mm,日產氣1.1475x1()4m3,日產水Om?,累積產氣1.7696x1()4累

積產水On?,低產井，2011年9月試采，初期日產氣1.4971x1()4m3,至2011年

10月,累計產氣47.36915x1()4m3,水11.6n?。

M4井試氣射開NPEDC9層位，井段3652?3655m,壓裂后針閥開啟1/3,孔

板直徑8mm,日產氣1.1495x1()4m3,日產水4.5n?,累積產氣25118x1(/

累積產水10.1n?,工業(yè)氣流井。2011年7月試采，初期日產氣1.6251x1()4m3,至

3

2011年9月，累計產氣59.7689x1()4m3,z|c0.06mo

1.2氣藏描述

1.2.1地層概況

121.1地層層序

根據此盆地鉆井所揭示的地層自上而下依次為：第四系，白堊系，侏羅系的

NPEDC1組、NPEDC2組、NPEDC3組，三疊系的NPEDC4組、NPEDC5組、NPEDC6

組、NPEDC7組，二疊系的NPEDC8組、NPEDC9組、NPEDC10組、NPEDC11

組，石炭系的NPEDC12組，奧陶系的NPEDC13組。該地區(qū)地層除缺失中上奧陶

統(tǒng)、志留系、泥盆系和下石炭統(tǒng)以及古近系、新近系外，其它地層發(fā)育基本齊全。

1.2.1.2巖性及巖石特征

含氣目的層為二疊系NPEDC9段和NPEDC10段，根據沉積旋回和氣層分布

特征又分別細分為NPEDC91組、NPEDC92組和NPEDC101組、NPEDC10?組、

NPEDC103組。

5

第1章氣藏方案概況

NPEDC9巖性為淺灰色含礫粗砂巖、灰白色中一粗粒砂巖及灰綠色石英砂巖，

砂巖發(fā)育大型交錯層理，泥質含量少，幾乎無可采煤。不過在中-粗粒砂巖及含礫

砂巖層有氣可采。是上古生界主力產氣層段。

NPEDC10段巖性為灰色、灰黑色細一中粒巖屑砂巖、巖屑質石英砂巖和泥質

巖，砂巖成分成熟度低，夾灰黑色炭質泥巖，厚度約40m左右。為上古生界主要

產氣層段之一。

1.2.1.2氣源巖特征形成分析

早二疊世初期，陸表海環(huán)境廣泛發(fā)育，在古風化殼基礎上形成的陸表海地形

平坦，海平面的小幅度升降即可引起大幅度的海水進退，具有多旋回幕式海侵和

緩慢海退的特點。緩慢海退過程中由碳酸鹽巖潮下過渡到濱岸和淺水三角洲沉積

環(huán)境，最終演替為潮坪或泥炭沼澤沉積環(huán)境。海退之際留下的大范圍覆水環(huán)境，加

上溫暖潮濕的古氣候，有利于植物的大量生長，泥炭沼澤發(fā)育，形成規(guī)模大、分布

廣的煤層。

在氣源巖的另一重要形成時期，煤層和炭質泥巖發(fā)育于從早期陸表海盆地向

這個時期近海湖盆的構造格局轉換過程中，其間也有一個廣泛的湖退過程，北部

源區(qū)的進一步抬升使陸源碎屑沉積增強，對泥炭沼澤體系的沉積間斷有一定影響,

所以二疊系下統(tǒng)煤層主要形成于三角洲平原漫灘沼澤沉積環(huán)境中，在陸表?；A

上發(fā)育的曲流河三角洲具有基底平坦、水體淺和三角洲平原向前推進快的特點，漫

灘沼澤占據很大面積，從而有利于煤層和炭質泥巖的形成。在許多剖面上，煤層或

炭質泥巖發(fā)育于分流河道砂體之上便是有力的例證。

所以該區(qū)域盆地氣藏具有氣源巖為海陸交互相的含煤地層、分布面積大、厚

度大、成熟度高、生氣總量大等共同特點，但氣源條件卻主要表現為燃源巖分布廣

泛、生氣中心不明顯、生氣速率較低、持續(xù)供氣條件較差且供氣分散，難以形成滿

足深盆氣藏氣驅水的動力。

1.2.1.3層組劃分及對比

在本氣田地層部分笛極淺郅策按地質時代劃分重分為第四系白堊系、侏羅系、三疊系、

二疊系、石炭系最后至奧陶系。

而在其中［朱羅系具體層^別為NPEDC1、NPEDC2、NPEDC3；漆瓣泗個

分O■別為NPEDC4、NPEDC5、NPEDC6、NPEDC7；二繇有艙別為NPEDC8、

NPEDC9、NPEDC10、NPEDC11；石炭系只有NPEDC12一個層；奧陶系只有NPEDC13

一個層。含氣目的層為二疊系NPEDC9段和NPEDC10段，根據沉積旋回和氣層

分布特征又分別細分為NPEDC91組、NPEDC92組和NPEDC101組、NPEDC10?組、

6

第1章氣藏方案概況

NPEDC103組。

此地區(qū)地層層組厚度整體呈減小趨勢，但在主要的含氣目的層二疊系NPEDC9

段中地層厚度比及相鄰層厚要厚，這對說明該氣藏有很大的潛在價值。而且在深

部地層層組中許多層含有碳質泥巖、煤層和夾煤層，而在上部地層中并無出現。

1.2.2構造特征及圈閉

該區(qū)塊構造位置處于盆地斜坡位置，總體近南北向的NPEDC9、NPEDC10砂

體在平緩的西傾單斜背景下，與側向的河流間灣泥質巖遮擋及北部上傾方向的致

密巖性遮擋一起構成了大面積的巖性圈閉。而且地層北東高-南西低，構造起伏不

大，統(tǒng)計地層坡度較緩，每千米下降2-15m,且NPEDC9段頂面、NPEDC10段頂

面的微構造形態(tài)有很好的繼承性。構造的主體基本上是向西傾斜的單斜構造，只

在局部發(fā)育微幅度鼻隆構造。地層斷裂處位于M8井西南，氣層高點在M6井東北，

高點埋深-2050m,圈閉幅度230m,圈閉面積2684.591<11?。NPEDC9頂面、NPEDC10

頂面鼻隆構造情況如表1.2。

表1.2NPEDC9頂面、NPEDC10頂面鼻隆構造情況

層位鼻根埋深鼻端埋深起止高差延伸長度隆起幅度面積

(m)(m)(m)(Km)(m)(Km2)

NPEDC9頂-2050>-2280>23021310?352684.59

NPEDC10頂-2050>-2340>29023610-352857.88

此區(qū)域主要為巖性圈閉，也有部分一側為地層斷裂的構造圈閉。在此盆地中巖

性圈閉又分為兩個主要的圈閉，即砂巖透鏡體巖性圈閉和差異成巖作用性的巖性圈

閉。此盆地儲層主要為河流一三角洲沉積，砂體規(guī)模較小，主要為河道疊置的砂體,

呈帶狀或透鏡狀，周圍被物性較差的致密層包圍。而且陸相河流沉積在橫向上相變

較快，砂巖周圍為泥巖所隔，砂體之間不連通，每個砂體可以單獨形成一個油儲，

故形成砂巖透鏡體巖性圈閉。盆地砂體展布方向與盆地區(qū)域構造走向一致，儲層上

傾方向為物性較差的致密層，儲集層物性沿地層上傾方向變差的巖性圈閉。形成原

因有二：第一，同一砂巖體的物性由于受成巖作用和沉積微相的控制，橫向或縱向

上砂巖體物性變差而構成的天然氣遮擋。第二，因差異壓實、差異膠結、白云巖化

等成巖作用，造成儲集層孔隙度和滲透率降低，儲集空間變差而形成差異成巖作用

性的巖性圈閉。

1.2.3儲層概況

7

第1章氣藏方案概況

1.2.3.1沉積相特征

沉積環(huán)境為典型的辮狀河砂礫質心灘，下伏陸相-海陸交互相煤系地層呈廣覆

式分布且成熟度高。NPEDC9組穩(wěn)定分布的近100m河漫灘相泥巖，構成上古生

界氣藏的區(qū)域蓋層。NPEDC9和NPEDC10段儲層屬河流-三角洲相砂體，面積寬

廣，物性較好，構成了良好的儲集體，適合進行開發(fā)。

在本地區(qū)的開發(fā)氣井從Ml至M10在NPEDC91組的沉積微相上大部分處于辮

狀河河道間，另一部分處于辮狀河心灘和辮狀河道沉積微相上；在NPEDC92組的

沉積微相上全部處于辮狀河心灘沉積微相上；在NPEDC101組沉積微相上全部處

于曲流河河道間沉積微相上；在NPEDC102組的沉積微相大部分處于曲流河河道

間和辮狀河河道沉積微相上；在NPEDC103組的沉積微相上大部分處于辮狀河河

道間沉積微相上。而且在各個層組的辮狀河道的水流方向基本上都是是由南向北

的。

1.2.3.1儲集、蓋層特征及分析

研究區(qū)上古生界煤成氣藏的儲集體主要是辮狀河河道砂壩及辮狀三角洲平

原分流河道砂，以I、II類儲集體為主，是最主要的儲集體；三角洲平原分流河道砂

體和前緣水下分流河道砂體儲集性能次之，多為IH、IV類儲集層。受沉積體系和物

源區(qū)的控制，研究區(qū)儲集體巖性主要為石英砂巖、巖屑石英砂巖及巖屑砂巖三類。

砂巖粒度變化范圍較大，以粗粒砂巖、含礫粗砂巖、中粗粒砂巖為主，細砂巖次

之。碎屑成分主要為石英和巖屑，長石含量甚微，填隙物有伊利石、高嶺石、綠

泥石、白鐵礦及黃鐵礦等。

此盆地儲層為低孔低滲致密砂巖，但它們在砂體發(fā)育和物性特征等方面仍存

在一定差異，表現為儲層物性差、非均質性強、展布方向與構造走向一致且上傾方

向為物性較差的致密層，不具備深盆氣藏儲層向上傾方向物性變好的條件。此盆地

儲層主要為河流一三角洲沉積，砂體規(guī)模較小，主要為河道疊置的砂體，呈帶狀或

透鏡狀，周圍被物性較差的致密層包圍，砂體連通性差上水的深盆氣藏。此盆地砂

體展布方向與盆地區(qū)域構造走向一致，儲層上傾方向為物性較差的致密層，無法

產生瓶頸效應，不具備形成水力封堵的條件。此盆地孔滲性普遍偏低，致使需要氣

驅水的動力更大，并且儲層沿上傾方向物性變化不大，整體為低孔低滲，不具有沿

上傾方向孔滲性逐漸變好的條件，不易于在儲層上傾方向形成圈閉。

表1.3儲集層級別劃分表

中值喉道寬

儲集層級別滲透率孔隙度排驅壓力分選系數

度gm

8

第1章氣藏方案概況

%MPa

.八-32

10pm

1>10>12>2<0.1>2.5

II<10-0.1<12-6<2-0.5<1-0.1<2.5-2

III<0.1-0.001<6-2<0.5-0.05<5-1<2-1

IV<0.001<2<0.05>5<1

氣藏的區(qū)域性蓋層，是一套在湖泊沉積環(huán)境中形成的以泥巖和粉砂質泥巖為

主的細粒碎屑巖建造，湖泊相泥質巖具有分布面積廣、單層厚度大的特點，是理想的

區(qū)域性蓋層,物性封閉能力很強。上古生界氣藏的分布受這一區(qū)域性蓋層的控制。

河流、三角洲沉積體系中的河漫灘微相、分流間灣微相泥質巖，具有分布范圍較

小、橫向上連續(xù)性差、常含有粉沙沉積等特點，封閉能力較差，僅起到一定的直接

封蓋和側向遮擋作用。淺海陸棚、泥炭沼澤沉積環(huán)境下形成的泥質巖也可作為氣

藏的直接蓋層，有較強的生氣能力，具有物性封閉和燃濃度封閉雙重效果，是較好的

直接蓋層。

1.2.3.2物性特征

該區(qū)塊10口取心井100余塊樣品的物性資料進行統(tǒng)計分析，本區(qū)孔隙度最大

為20%,最小為0.4%,平均7.2%,孔隙度主要分布在5?10%之間（占56.5%）；

滲透率最大為2398xl0%m2,最小為o.ooipin?,平均值0.43x1滲透率主

要分布在0.1~1之間（占55.9%）,儲層主體屬超低滲儲層。

1.2.3.3儲集空間類型及孔隙結構

該區(qū)塊砂巖儲層孔隙類型多樣、演化機理復雜，依據成因可分為粒間孔、粒

間溶孔、長石溶孔、巖屑溶孔、鑄?？?、晶間微孔、雜基溶孔、收縮縫和微裂隙

等。砂巖儲集體孔隙類型有原生孔隙、次生孔隙和裂縫三類，其中次生孔隙占主

導地位。儲層巖石的面孔率為0%?13%,平均1.5%,以巖屑溶孔為主，占52.02%,

其次為晶間微孔（占15.87%）、粒間孔（占12.20%）、粒間溶孔（占10.87%）、雜基溶

孔（占7.16%）o次生孔隙是由長石、巖屑、碳酸鹽和其它可溶性組分溶解而成,

包括溶蝕粒間孔、溶蝕粒內孔及晶間孔；原生孔隙包括原生粒間孔及原生殘余粒

間孔；裂縫有成巖裂縫和構造裂縫，裂縫細小延伸短，構造裂縫很少發(fā)育。

此盆地以辮狀河沉積為主儲集層具成分成熟度高而結構成熟度中等的巖石學

特點,儲層以次生溶孔和高嶺石晶間孔最為發(fā)育，微孔一中孔是主要的油氣儲集空

9

第1章氣藏方案概況

間，微喉和細喉是儲集層的基本滲流通道，為典型的中低孔、特低滲儲層。平面上儲

層物性受物源、沉積相帶的控制，垂向上壓實和膠結作用使儲層物性明顯變差，溶蝕

作用產生的次生孔隙使儲層物性得到改善。此盆地的儲層砂體主要為石英砂巖、

巖屑石英砂巖及巖屑砂巖，粒度普遍較粗,以粗砂巖為主，分選磨圓中等—好，多為次

棱角狀、次棱角一次圓狀、次圓狀。砂巖儲集空間主要是孔隙，以次生溶孔和高嶺

石晶間孔為主，巖石孔徑分布范圍較寬，儲集空間主要為微孔一中孔,微裂縫和粒內

破裂縫在巖樣中所占比例較小。

1.2.3.4儲層砂巖及其他物質

儲層砂巖主要為巖屑石英砂巖（占60.6%）,其次為巖屑砂巖（占22.2%）和石英

砂巖（占17.2%）,成熟度中等~高，石英（46.0%?98.8%,平均82.9%）。

填隙物平均含量12.6%,其中膠結物含量平均7.3%,以硅質（平均3.2%）、高

嶺石（平均1.9%）和含鐵方解石（平均1.1%）為主，以及少量鐵白云石、白云石、方

解石、綠泥石、伊利石及混層、菱鐵礦和黃鐵礦等。雜基平均5.3%,有水云母（伊

利石）、綠泥石和凝灰質。

膠結物主要是自生粘土礦物（高嶺石、伊利石、伊/蒙混層、綠泥石）、碳酸鹽

礦物（方解石、含鐵方解石、白云石、鐵白云石、菱鐵礦）、硅質（次生加大和自生

石英），個別井段可見石鹽、鈣鹽和石膏等鹽類礦物。

1.2.3.5儲層分類及評價

此盆地本部上古生界廣泛發(fā)育砂巖層，但由于經歷了強烈成巖作用的改造，

大部分砂巖的孔滲性較差。儲層處主要為河流相砂泥巖生儲組合，主要有河道砂與

河間泥的生儲組合和砂泥組合，泥質巖和煤層與上下儲層大都直接接觸，有利的生

儲組合是深盆氣形成。儲層的基本特征是一套低孔、低滲的致密砂巖，砂體厚度大,

分布廣泛。雖然深盆區(qū)內儲層滲透率普遍小于但對于深盆氣的儲集，仍是十分

有效的儲層。源巖生燃演后在構造盆地中擴水動力相對穩(wěn)定，天然氣聚集的地質條

件不能形成突破滲透性好的飽含水儲層與致密含氣儲層間界面阻力的驅動壓差，在

界面阻力的封堵下，氣體擴散速率較小，使得形成的氣藏得以保存，具有良好的勘探

遠景。

1.2.3.6儲層敏感性分析

根據X衍射粘土礦物分析，本區(qū)巖石粘土礦物組成為：綠泥石（46.8%）、伊利

石（31.5%）、高嶺石（20.1%）、伊蒙混層（3.67%）,伊/蒙間層比＜10%。粘土以不同的

產狀充填于孔隙之中或包裹于顆粒表面，不同程度的降低了孔隙與滲透性，同時

10

第1章氣藏方案概況

包殼的形成也不同程度地增強了顆粒的抗壓強度并阻止了次生加大的形成，降低

成巖作用對孔隙的影響。儲層與外界流體接觸后，由于條件改變而發(fā)生物理、化

學反應，影響儲層孔隙結構，使儲層滲透性變差，從而不同程度地損害儲層，導

致產能下降。根據多口井的敏感性試驗，本區(qū)儲層具有弱-中等酸敏、弱堿敏、中

等鹽敏、水敏和速敏變化大，由無?強均存在。

1.2.4流體性質及分布

以M4井為例，地層條件下氣體體積系數4.204x10-3n?/(標)nA氣體偏差系數

1.024、壓縮系數2.305x1(y2i/MPa、粘度2.1928x1(y2mPa?s,地面條件下氣體的相

對密度為0.79。

在參考壓力130MPa條件下，水的體積系數為1.12n?/(標)n?,粘度為1.5

mPa?s,壓縮系數為5.61xi(y6/MPa,巖石的壓縮系數9.98xio"/MPa。地面條件下

水的相對密度為l.OOo

1.2.5地應力分布情況

本區(qū)塊地應力方向大概NE60。?90。，最小水平主應力方位195.85。壓裂裂縫延

伸方位為NE69.8。?81.3。,與砂體走向近似垂直。

砂巖的最小水平主應力為50.43Mpa,最大水平主應力為71.52；泥巖最小水平

主應力為56.62MPa,最大水平主應力為72.56MPa。

1.2.6溫度與壓力系統(tǒng)

該區(qū)塊內鉆探10口井，氣藏埋深約-3624?-3694m。M4、M5、M6、M9井試

氣證實為工業(yè)氣流井。據M4井分析得出，地溫梯度為3.36C/100m,壓力梯度為

0.92IMPa/l00m,為正常的溫壓系統(tǒng)，該井NPEDC9層位高壓物性分析，臨界壓

力5.80MPa、臨界溫度-69.5C,油氣藏類型為干氣。

1.2.6氣藏類型及驅動類型

(1)氣藏類型分析

該區(qū)域構造平緩，源巖為含煤地層，儲層致密，含氣面積大，看似具有深盆氣

藏的地質特征，但是此盆地天然氣藏并非深盆氣藏，因為深盆氣藏不具有明顯的構

造、地層或巖性圈閉，而此盆地天然氣藏為巖性圈閉，應屬于主要由儲層物性控制

的巖性氣藏。它在氣源條件、儲集條件、源儲配置、成藏期次和氣水分布等諸多方

面與典型深盆氣藏存在一定差異。此盆地燃源巖呈廣布式分布、生氣速率較小、生

氣中心不明顯、持續(xù)供氣條件較差且供氣分散，難以形成滿足深盆氣藏活塞式氣驅

11

第1章氣藏方案概況

水的動力；儲層連續(xù)性差、非均質性強、展布方向與構造走向一致、上傾方向為物

性較差的致密層，不具備深盆氣藏儲層向上傾方向物性變好的條件;源儲配置樣式有

自生自儲式和垂向疊置式，由于砂體規(guī)模小、分布不連續(xù)，源儲接觸局限，不具備深

盆氣藏源儲大面積接觸的特征；天然氣發(fā)生3期成藏，在盆地埋藏期與抬升期均可

成藏，成藏時間較早，后期氣藏調整改造強烈，不具備深盆氣藏的保存條件；氣水分

布主要受儲層物性和區(qū)域構造控制，氣水分布復雜、分異不明顯，沒有活塞式氣驅水

形成的氣水倒置界面。

(2)驅動類型說明

該區(qū)塊構造位置處于盆地斜坡位置，總體近南北向的NPEDC9、NPEDC10砂

體在平緩的西傾單斜背景下，與側向的河流間灣泥質巖遮擋及北部上傾方向的致密

巖性遮擋一起構成了大面積的巖性圈閉。而且地層北東高-南西低，構造起伏不大,

統(tǒng)計地層坡度較緩。而且儲集空間主要是孔隙，以次生溶孔和高嶺石晶間孔為主，巖

石孔徑分布范圍較寬，儲集空間主要為微孔一中孔，微裂縫和粒內破裂縫在巖樣中所

占比例較小。儲層以彎片狀喉道和管束狀喉道為主，喉道半徑較小，以微喉為主，孔

喉分選不好，屬于低滲、特低滲毛管壓力曲線特征。儲層物性相對較差，總體屬于中

低孔、特低滲儲層特征，但在大面積低滲背景下存在低一中滲透高產區(qū)域。所以驅

動類型最好選為以不活躍的水驅氣藏開采此氣藏，類物質可以通過溶洞、裂縫等連

通煌源巖和儲集層的通道，從而受水力驅動的作用，提高此氣藏的采收率。

1.2.7地質建模

1.3儲量計算

容積法計算氣田原始地質儲量的公式為：

G=0.01A?h-(p(1-Swi)-Tsc-Pi<Psc-T-Zi)

=0.01x276.5x20x7.2%x(1-0.5147)x293x33.1250(0.101x387.75x1.0158)

=471.4222

G——氣田的原始地質儲量，IO'm3；

A-----含氣面積，km2；

h——平均有效厚度，m；

(P一平均有效孔隙度，f;

Swi——平均原始含水飽和度，f；

T------氣層溫度，K；

12

第1章氣藏方案概況

Tsc——地面標準溫度，K；(Tsc=20℃)

Psc——地面標準壓力，Mpa；(Psc=0.101Mpa)

Pi-----氣田的原始地層壓力，Mpa；

Zi——原始氣體偏差系數，無因次量。

1.4氣藏工程設計

1.4.1氣藏連通性分析

此盆地以辮狀河沉積為主儲集層具成分成熟度高而結構成熟度中等的巖石學

特點,儲層以次生溶孔和高嶺石晶間孔最為發(fā)育，微孔一中孔是主要的油氣儲集空間,

微喉和細喉是儲集層的基本滲流通道，為典型的中低孔、特低滲儲層。平面上儲層

物性受物源、沉積相帶的控制，垂向上壓實和膠結作用使儲層物性明顯變差,溶蝕作

用產生的次生孔隙使儲層物性得到改善。此盆地的儲層砂體主要為石英砂巖、巖屑

石英砂巖及巖屑砂巖，粒度普遍較粗,以粗砂巖為主，分選磨圓中等一好，多為次棱角

狀、次棱角一次圓狀、次圓狀。砂巖儲集空間主要是孔隙，以次生溶孔和高嶺石晶

間孔為主，巖石孔徑分布范圍較寬,儲集空間主要為微孔一中孔，微裂縫和粒內破裂

縫在巖樣中所占比例較小。儲層以彎片狀喉道和管束狀喉道為主，喉道半徑較小，

以微喉為主,孔喉分選不好，屬于低滲、特低滲毛管壓力曲線特征。儲層物性相對較

差，總體屬于中低孔、特低滲儲層特征，但在大面積低滲背景下存在低一中滲透高產

區(qū)域。

1.4.2開采方式

天然氣開采也有其自身特點。由于天然氣密度小，為0.75?0.8千克/立

方米，井筒氣柱對井底的壓力??；天然氣粘度小，在地層和管道中的流動阻

力也小；又由于膨脹系數大，其彈性能量也大。因此天然氣開采時一般采用

自噴方式。這和自噴采油方式基本一樣。不過因為氣井壓力一般較高加上天

然氣屬于易燃易爆氣體，對采氣井口裝置的承壓能力和密封性能比對采油井

口裝置的要求要高的多。首先天然氣和原油一樣與底水或邊水常常是一個儲

藏體系。伴隨天然氣的開采進程，水體的彈性能量會驅使水沿高滲透帶竄入

氣藏。在這種情況下，由于巖石本身的親水性和毛細管壓力的作用，水的侵

入不是有效地驅替氣體，而是封閉縫縫洞洞或空隙中未排出的氣體，形成死

氣區(qū)。這部分被圈閉在水侵帶的高壓氣，數量可以高達巖石孔隙體積的30%?

50%,從而大大地降低了氣藏的最終采收率。其次氣井產水后，氣流入井底

的滲流阻力會增加，氣液兩相沿油井向上的管流總能量消耗將顯著增大。隨

13

第1章氣藏方案概況

著水侵影響的日益加劇，氣藏的采氣速度下降，氣井的自噴能力減弱，單井

產量迅速遞減，直至井底嚴重積水而停產。目前治理氣藏水患主要從兩方面

入手，一是排水，一是堵水。堵水就是采用機械卡堵、化學封堵等方法將產

氣層和產水層分隔開或是在油藏內建立阻水屏障。目前排水辦法較多，主要

原理是排除井筒積水，專業(yè)術語叫排水。

泡沫排水采氣工藝是一種本氣藏最為主要的排水采氣方法。有許多方法可以

排除氣井中的積液，包括優(yōu)選管柱、泡沫排水、柱塞氣舉、有桿泵、電潛泵、水

力活塞泵、水力射流泵等。

（1）小油管排水采氣法

小油管排水采氣法是利用在一定的產氣量下，油管直徑越小，則氣流速

度越大，攜液能力越強的原理，如果油管直徑選擇合理，就不會形成井底積

水。這種方法適應于產水初期，地層壓力高，產水量較少的氣井。

（2）泡沫排水采氣法

泡沫排水采氣方法就是將發(fā)泡劑通過油管或套管加入井中，發(fā)泡劑溶入井

底積水與水作用形成氣泡，不但可以降低積液相對密度，還能將地層中產出

的水隨氣流帶出地面。這種方法適應于地層壓力高，產水量相對較少的氣井。

（3）柱塞氣舉排水采氣法

柱塞氣舉排水采氣方法就是在油管內下入一個柱塞。下入時柱塞中的流

道處于打開狀態(tài)，柱塞在其自重的作用下向下運動。當到達油管底部時柱塞

中的流道自動關閉，由于作用在柱塞底部的壓力大于作用在其頂部的壓力，

柱塞開始向上運動并將柱塞以上的積水排到地面。當其到達油管頂部時柱塞

中的流道又被自動打開，又轉為向下運動。通過柱塞的往復運動，就可不斷

將積液排出。這種方法適用于地層壓力比較充足，產水量又較大的氣井。

（4）深井泵排水采氣法

深井泵排水采氣方法是利用下入井中的深井泵、抽油桿和地面抽油機，

通過油管抽水，套管采氣的方式控制井底壓力。這種方法適用于地層壓力較

低的氣井，特別是產水氣井的中后期開采，但是運行費用相對較高。

1.4.3氣井產能評價及合理產量分析

常規(guī)產能試井方法常規(guī)產能試井首先需要關井求得穩(wěn)定的氣藏壓Pr,然后采

14

第1章氣藏方案概況

用3—5種工作制度，依次取得每種工作制度下的穩(wěn)定產量和壓力,以取得足夠的

資料獲得氣井生產的二項式產能方程和指數式產能方程。二項式產能方程在氣井的

穩(wěn)定回壓試井中,二項式是一個基本的方程式.它可以確定氣井的絕對無阻流量，預

測不同井底流動壓力下的產量變化和對氣井進行生產動態(tài)分析。因此，二項式產能

方程在國內外得到了廣泛的應用。由于二項式既考慮了層流的作用,又考慮到湍流

的影響，故二項式方程又有層流，慣性湍流方程式之稱。并可以作為等時試井的基本

關系式。

二項式產能方程如下：

Pr2-Pwf=AQ2+BQ

式中：

Pr—氣藏壓力，Mpa；

PwJ井底流壓，Mpa；

Q—氣井地面產量，m2/d

A、B—產能方程系數

表1.4系統(tǒng)試井成果表

配產末期穩(wěn)定流壓目前地層壓力無阻流量

井號天數

104m3/dMPaMPa104m3/d

351218.33

Ml261617.9219.2173.29

142017.58

261.518.21

45217.95

M420.0024.47

222.517.43

17315.72

251018.31

241217.28

M520306.74

261416.16

231615.05

21220.88

23318.92

M622.205.18

18417.20

22514.35

利用實測資料回歸出的產能方程為:

15

第1章氣藏方案概況

Pr2-Pwf2=0.9872Q2+0.7622Q

1.4.4合理采氣速度確定

氣藏合理的采氣速度是以儲量為基礎，在現有的開采技術條件下，盡可能滿足

國家和社會對天然氣的需求，使氣藏開采具有一定的規(guī)模和穩(wěn)產期，有較高的采

收率，能獲得最佳的經濟效益和社會效益。綜合考慮多方面的因素，如：儲量、

氣藏類型、氣藏動靜態(tài)特征、流體組分、開發(fā)指標、經濟指標、資源及管網系統(tǒng)

等，對采氣速度進行了研究和探討，在允許條件下，可適當的提高氣藏的采氣速

度，減輕環(huán)境污染，推薦了合理的采氣速度。指出，在技術條少井高產，以縮短

開采年限，減小生產成本，減輕環(huán)境污染。此盆地儲集層為低一中滲透高產區(qū)域,

對于低一中滲透性氣藏，氣低一中滲儲層于常規(guī)物性的儲層相比，具有不同滲流

機理和特性。氣體在低滲地層中流動時，具有“啟動壓差''和"臨界壓力梯度”現象，

只有當地層中的壓力梯度大爺臨界壓力梯度時，氣體才能保持連續(xù)流動，這種低

速非達西滲流的現象在一定條件下還能使氣井產量進一步降低。因此，低滲透性

氣藏由于氣井產能較低，地層能量補給緩慢，氣藏采氣速度比如低于常規(guī)氣藏。

如果采氣速度定的過高，由于單井產能低，為了滿足開采規(guī)模的需要，要么鉆大

量開發(fā)井，井數太多，會影響氣藏開發(fā)的經濟效益；要么減少開發(fā)井數，就需要

提高單井的配產，造成單井的穩(wěn)定時間減短，不能保證方案的順利實施。因此，

應依據經濟合理的井數來確定可能達到的采氣速度。再者為保證天然氣產量的穩(wěn)

定增長和穩(wěn)定供氣，考慮到不同儲量大小氣藏的建設周期，對不同儲量級別的氣

藏生產規(guī)模的選擇，應保證氣藏有足夠長的穩(wěn)產期。一般儲量在50xl()8m3以上的

氣氣藏，穩(wěn)產期應在10年以上，采氣速度以3?5%左右為宜。所以，根據本區(qū)域

所打探井的試采數據和產能、儲量等其他數據，初步確定該區(qū)域所打開發(fā)井的合

理采氣速度為應在2.5%?4.0%,最終確定為3.6%。

1.4.5井網部署

在正常生產后需要動態(tài)監(jiān)測，研究氣藏地質特征，利用開采資料修正與完善地

質模型，復核氣藏儲量，研究剩余可采儲量及其分布，研究氣藏邊、底水活動規(guī)

律，氣藏氣井產氣量、產水量和壓力的預測，監(jiān)測地面和井下設備的腐蝕程度等,

適時的調整采氣速度。由于氣藏目前還處于勘探開發(fā)評價階段，沒有進行穩(wěn)定試

井和數模方案設計，故需對氣藏進行動態(tài)監(jiān)測，利用開采資料修正與完善地質模

型，適時的調整采氣速度。同時研究和應用數值模擬技術，使整個氣藏開發(fā)過程

的理論系統(tǒng)化、數學模型化，形成地層一氣井一地面采氣設備一集輸一加工完整

的計算機模型系統(tǒng)，最終獲得最佳的經濟效益和社會效益。

16

第1章氣藏方案概況

井網井距設計主要考慮儲層分布特征、單井控制儲量及經濟效益等方面，既能

使開發(fā)井網得到最大限度動用儲量，又能實現開發(fā)效益的最大化。儲層形成于沖積

背景下的辮狀河流相沉積體系，為河道亞相沉積中的粗巖相帶，儲集砂體非均質性

強，連續(xù)性較差，儲層本區(qū)孔隙度平均7.2%,孔隙度主要分布在5?10%之間（占

56.5%）；滲透率平均值0.43x1051m2,滲透率主要分布在0.17之間（占55.9%）。

這就造成了單井控制儲量低、氣井產量低、壓力下降快、穩(wěn)產能力較差，給氣田開

發(fā)過程中井網井距的確定帶來了很大難度。

（1）合理井網

所開發(fā)區(qū)域儲層為河流相，儲層NPEDC91組主要分布在東半部分；而儲層

NPEDClOi組在整個區(qū)域內基本不會涉及到；儲層NPEDC92組是含氣目的層的主

要儲集層位，呈整體大范圍覆蓋趨勢；而儲層NPEDCIO?組、NPEDC103組基本呈

南北向條帶狀分布，

試井解釋也得到同樣認識，而且砂體的擺動性強,氣層的平面分布受沉積作用

的控制明顯,沿河道砂體方向展布，據完鉆井資料和氣井試氣成果，認為寬度一般為

600?900m,長度為1200~1500mo如果采用排距與井距相等的正方形井網,雖然在

東西向能滿足砂體寬度要求，但南北向鉆遇同一砂體可能性增大，容易出現井間干

擾,因此不宜采取等井距井網。而菱形井網能滿足砂體分布特征，井排間井點交叉分

布,可以鉆遇兩井之間寬度較窄的條帶狀砂體，與長方形井網相比，可提高砂體鉆遇

率，而且在開發(fā)后期便于根據實際情況進行靈活調整。因此決定采用菱形井網，南北

向排距大于東西向井距。在方案實施過程中可根據實際情況進行適當調整，形成近

似菱形的不規(guī)則井網。

（2）井距優(yōu)選

在相同排距下，井距的變化對平均單井累計產氣量和采收率的影響比較大。隨

著井距的增大，采收率不斷下降，其下降幅度逐步減小。當井距大于某個值時，平均單

井累計產氣量增大趨勢明顯減小;當井距小于某個值時，其值開始迅速下降。當排距

為1400m、井距大于1200m時，平均單井累計產氣量增加明顯減緩。綜合分析認為,

合理井距為800?1200m。

（3）排距優(yōu)選

在相同井距下，排距的變化對平均單井累計產氣量和采收率具有較大的影響。

隨著排距的增加，采收率不斷下降，其下降趨勢逐步變緩;當排距大于某個值時，平均

單井累計產氣量變化不大,當排距小于某個值時，其值下降速度很快。當井距為800m,

17

第1章氣藏方案概況

排距增大到1400m時，平均單井累計產氣量增幅變緩,綜合分析認為，合理排距為

1400m。

(4)采后調整

考慮到本區(qū)域氣藏沉積相特點和地層的非均質特點，整體井網過密與這種強非

均質性儲層特點不適應，而800mxi400m井網具有較靈活的加密方式，為開發(fā)后期保

留了較大的調整余地。由調整后的不均勻井網的生產指標與模擬方案中不同井網

的生產指標對比，初期采用800mxi400m井網開發(fā)，后期可以通過井網加密調整達到

提高采收率。

(5)井口數目

最終確定此區(qū)域所開發(fā)井口數為190口，其中直井數目為94口，水平井數目

為96口。

18

第2章鉆井工程方案

第2章鉆井工程方案

2.1地表及淺層地質安全風險評估

該地鉆井區(qū)地下水埋藏較深，地表波狀沙丘綿延廣布，地勢平坦，地表起伏

較小，較為開闊；表層部分氣井覆蓋區(qū)為黃色流沙、粘土夾礫石層，鉆進中應注

意防漏、防斜。

2.2氣井井口距離

考慮儲層分布特征、單井控制儲量及經濟效益等方面，既能使開發(fā)井網得到最

大限度動用儲量，又能實現開發(fā)效益的最大化，所以決定采用菱形井網，南北向排距

大于東西向井距。在方案實施過程中可根據實際情況進行適當調整，形成近似菱形

的不規(guī)則井網，最終選用800mxi200m菱形對角井距，而且具有較靈活的加密方

式。

2.3井身結構設計方案

2.3.1井身結構確定的原則

（1）能有效的保護油氣層，使不同壓力梯度的油氣層不受泥漿污染損害。

（2）應避免漏、噴、塌卡等情況發(fā)生，為全井順利鉆進創(chuàng)造條件，使鉆井周

期最短。

（3）鉆下部高壓地層時所用的較高密度泥漿產生的液柱壓力，不致壓裂上一

層管鞋處薄弱的露地層。

（4）下套管過程中，井內泥漿液柱壓力之間的壓差，不致產生壓差卡套管事

故。

2.3.2井身結構設計依據

結合本區(qū)塊地質資料，氣田所屬盆地及成藏條件，地層分布及各層巖性特征，

沉積環(huán)境，儲層巖性為依據而確定。

2.3.3直井井身結構

采用二開次井身結構：（p244.5mm/（p273.1mm表層套管下深500m—603m,水

泥漿返至地面，（pl39.7m/（pl77.8油層套管下至井底，水泥漿返至地面，注水井水

泥漿返至地面。

2.3.4普通水平井井身結

19

第2章鉆井工程方案

采用二開次井身結構：(p244.5mm/(p273.1mm表層套管下深約600m,水泥漿返

至地面，(pl39.7m/(pl77.8油層套管下至井底，水泥漿返至地面。各類型井具體情

況見軌道設計表和井身結構示意圖。

2.3.5井身結構設計方案

井身結構設計表

一

W鉆鉆頭套管套管

井深水泥

序尺寸尺寸下深

m封固段

mmmmm

一開501—605311.2/346.1244.5/273.1500~603