《XXXX石油工程设计大赛-气藏工程指导》((陈小凡XXXX.pptx

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1、1陈小凡陈小凡20122012年年3 3月月234567油油井井井数井数3 32 23 3层数层数3 3项目项目工程工程报废报废井井未下未下套管套管井井完钻完钻井井取芯取芯井井采气井采气井2020气井气井获工 业油获工 业油气流井气流井试气井试气井130130363640402626343422228910111213长811长812长813长811长812-1长812-2长8131415151617储层基本特征储层基本特征砂岩粒度细、碎屑成分杂、填隙物含量高、成分成熟度低砂岩粒度细、碎屑成分杂、填隙物含量高、成分成熟度低砂层薄而不发育，连通性差砂层薄而不发育，连通性差储层物性以低孔低渗为主储

2、层物性以低孔低渗为主储集空间类型以粒间孔隙和溶蚀孔隙为主储集空间类型以粒间孔隙和溶蚀孔隙为主粘土矿物以高岭石和伊粘土矿物以高岭石和伊/ /蒙混层含量最高蒙混层含量最高储层敏感性较强储层敏感性较强180.002.004.006.008.0010.0012.0014.0016.00孔隙度(%)123456砂层组19流体分布复杂流体分布复杂4 4套含气层系套含气层系气层埋深在气层埋深在2576-4090m2576-4090m含气井段约含气井段约1515m1515m气水分布复杂气水分布复杂, ,纵向上分布三套气层纵向上分布三套气层水层集中分布在沙二下水层集中分布在沙二下沙三上沙三上1 1砂砂组，之下水

3、层不发育组，之下水层不发育21层含气有效综合天然气凝析油位面积厚度系数地质储量地质储量（k m2）（m ）(104m3/Km2.m)（1 08m3）（1 04t）沙二下6.68.2196510.3812.3沙三上16.34.6220716.1229.5沙三中16.28.2223328.77110.9小计24.455.27152.7沙三下11.612.0218029.16121.6合 计25.116.084.43274.3沙二下4.14.622814.205.0沙三上5.75.225667.4113.6沙三中3.92.925402.7910.7小计14.3929.3沙三下5.78.3277412

4、.6152.6合 计27.0081.9类型+22沙二下16%沙三上27%沙三中10%沙三下47%类储量类储量沙三上19%沙三中34%沙二下12%沙三下35%+类储量类储量储量构成图储量构成图23* * *气田沙三上有效厚度图气田沙三上有效厚度图24天然气地质储量天然气地质储量16.12108m3，主要，主要分布在构造分布在构造南部南部9个断块，占个断块，占84.8%储量品质较好，储量品质较好，I类储量类储量7.41108m3，占，占46%。与上报探明储量与上报探明储量15.96108m3相比，含气面积扩相比，含气面积扩大了大了6.94km2，储量增加，储量增加0.16108m3，说明该层，说明

5、该层系储量落实，但丰度变低。系储量落实，但丰度变低。25GGZpZppii1y = -0.0073x + 34.898R2 = 0.9914051015202530354005001000150020002500300035004000累积采气量(104m3)视地层压力P/Z(MPa)G=4780.55104m326老 井 压 降 储 量 计 算 结 果 表井 号层 位井 控 动 态 储 量 (104m3)白 20沙 二 下1489.34白 8沙 三 上1565.50白 10沙 三 上4780.55白 24沙 三 上5397.24白 52沙 三 上5467.70开 28沙 三 上7421.59

6、白 18沙 三 中3704.4827公式计算法废弃压力计算结果层系气藏中部深度(m)废弃压力(MPa)沙二下2831.511.23沙三上3176.511.41沙三中3397.511.52沙三下3870.511.7728不同类型气藏废弃压力气藏类型适用条件经验公式弱水驱裂缝型Pa/Za=(0.200.05)Pi/Zi强水驱裂缝型Pa/Za=(0.600.30)Pi/Zi定容高渗透孔隙型k5010-3um2Pa/Za=(0.200.10)Pi/Zi定容中渗透孔隙型k=105010-3um2Pa/Za=(0.400.20)Pi/Zi定容低渗透孔隙型k=11010-3um2Pa/Za=(0.500.4

7、0)Pi/Zi定容致密型k110-3um2Pa/Za=(0.700.50)Pi/Zi29经验取值法确定废弃压力表层系原始地层压力(MPa)原始气体偏差因子Pi/ZiPa/Za废弃压力(MPa)沙二下28.250.9629.4311.7710.00沙三上36.431.03835.1014.0411.70沙三中48.121.16641.2720.6319.00沙三下65.291.37247.5923.7921.8030 埋深法废弃压力计算表层系原始地层压力(MPa)气藏中部深度(m)废弃压力(MPa)沙二下28.252831.56.08沙三上36.433176.56.83沙三中48.123397.

8、57.30沙三下65.293870.58.3231白庙气田废弃压力取值结果表废弃压力(MPa)层系原始地层压力(MPa)气藏中部深度(m)公式法 经验取值法 埋深法废弃压力取值(MPa)沙二下28.252831.511.2310.006.0810.00沙三上36.433176.511.4111.706.8311.70沙三中48.123397.511.5219.007.3019.00沙三下65.293870.511.7721.808.3221.803232物质平衡法计算气藏采收率物质平衡法计算气藏采收率压 降 法 采 收 率 计 算 表层 系气 藏 中 部 深 度(m)原 始 地 层 压 力(M

9、Pa)废 弃 压 力(MPa)采 收 率(%)沙 二 下2831.528.2510.060沙 三 上3176.536.4311.760沙 三 中3397.548.1219.050沙 三 下3870.565.2921.850平 均5533生产动态资料确定采收率生产动态资料确定采收率生产动态资料确定天然气、凝析油采收率井号层位井控天然气储量(104m3)累积采气量(104m3)天然气采收率（%）井控凝析油储量(104t)累积采油量(t)凝析油采收率（%）白 20沙二下1489.3461741.430.1819011白 27沙二下716.2144261.710.0825730白 10沙三上4780.

10、55324067.770.88195522白 8沙三上1565.5821.9752.510.2961722白 24沙三上5397.242824.152.320.99135114白 52沙三上5467.72997.0754.811201420平均值55.0920=天然气采收率：天然气采收率：41.4-67.7%41.4-67.7%，平均平均55%55%=凝析油采收率：凝析油采收率：11-30%11-30%， 平均平均20%20%34综合确定气田采收率综合确定气田采收率白庙气田油气采收率综合取值结果表天然气采收率(%)凝析油采收率(%)采收率取值(%)层系压降法 生产动态法 经验公式 生产动态法

11、天然气凝析油沙二下 60.0029.5320.5060.0025.00沙三上 60.0031.3319.5060.0025.00沙三中 50.0027.8050.0025.00沙三下 50.0055.09 29.5950.0025.00平均55.0055.0929.5620.0055.0025.0035=天然气地质储量为天然气地质储量为84.4384.4310108 8m m3 3, ,为中为中- -小型气田小型气田=四套层系叠合含气面积为四套层系叠合含气面积为25.2 Km25.2 Km2 2，储量丰度，储量丰度3.353.3510108 8m m3 3/Km/Km2 2，为低丰度储量，为低

12、丰度储量=气藏埋深气藏埋深2576-4090m 2576-4090m 为中深为中深超深层气藏超深层气藏=千米井深稳定产量千米井深稳定产量1 110104 4 m m3 3/d/d，为低产气田，为低产气田=凝析油含量在凝析油含量在138.5-1000g/m138.5-1000g/m3 3，为中，为中高含凝析高含凝析油的凝析气藏油的凝析气藏* * *气田沙二下砂层对比图气田沙二下砂层对比图38* * *气田沙三中砂层对比图气田沙三中砂层对比图吐 哈 石 油 勘 探 开 发 研 究 院 开 发 二 室编 图绘 图审 核技 术 负 责一 九 九 八 年 七 月 十 五 日秦 玉 花葡葡 北北 油油 田

13、田 P PB B1 10 01 1- - -P PB B3 3- -6 6井井 油油 藏藏 剖剖 面面 图图00.40.8 1.21.6Km00.40.81.21.6Km横 比 例 尺纵 比 例 尺- -2 28 80 00 0- -2 29 90 00 0- -3 30 00 00 0- -3 31 10 00 0- -3 31 10 00 0葡葡 北北 5 5- -3 3葡葡 北北 3 3- -6 6海 拔(m)o ow wc c: :- -2 28 84 46 6m m( (Q Q1 11 1) )O OW WC C: :- -2 28 87 70 0m m( (Q Q3 31 1) )

14、o ow wc c: :- -2 29 90 07 7m m( (Q Q4 41 1) )o ow wc c: :- -2 28 86 66 6m m( (Q Q2 21 1) )o ow wc c: :- -2 29 94 42 2m mo ow wc c: :- -2 29 98 82 2m mQ21Q31Q11S11S21S31Q21Q41Q31Q41S11S21S21S21S31S31- -2 28 80 00 0- -2 29 90 00 0- -3 30 00 00 0海 拔(m) S3+41 S21 Q41 Q21完 钻 井 深 ： 3520.00mS21葡葡 北北 1 10 0

15、1 1O OW WC C: :- -2 28 87 74 4m m( (Q Q2 21 1) )40D Dp pD Dp p开发方式：开发方式：=地层能量衰竭方式开发地层能量衰竭方式开发=保持地层压力开采保持地层压力开采衰竭式开发衰竭式开发: :产能试井资料解释产能试井资料解释井号层位井 段（m）厚度/层数（m/n）无因次压力(Pe2-Pw2)/Pe2无阻流量（104m3/d）方法ES3 中3372.8-3401.42.2/31.28指数式3133.4-3157.00.752.40白 8ES3 上压 裂9.2/40.403.66一点法白 9ES3 中3574.0-3575.01.0/10.45

16、3.41白 10ES3 上3064.2-3077.613.4/1140.8指数式白 11ES3 下3990.0-4000.512.5/30.751.58白 17ES3 下4009.5-4032.013.0/40.514.44白 18ES3 中3556.8-3645.00.864.20ES2 下2705.0-2706.81.8/10.421.71一点法ES2 下2768-26905.0/27.59白 20ES2 下2629.6-26638.6/520.06指数式白 24ES3 上30763214.516.5/40.216.54白 26ES2 下2940.0-2933.07/10.732.53白

17、27ES2 下2952.6-2964.36.6/50.3034.41白 29ES3 中3086.0-3108.022/10.771.22白 52ES3 上3137.8-3208.018/80.0347.51开 28ES3 上3062.0-3065.53.5/10.283.80一点法（1 1）气井产能以低产）气井产能以低产特低产层为主特低产层为主=无阻流量无阻流量 5505010104 4m m3 3/d /d 1 1层，层，6%6%（2 2）沙二下、沙三上的产能高于沙三中和沙三下）沙二下、沙三上的产能高于沙三中和沙三下（3 3）气井产能与有效厚度关系不明显）气井产能与有效厚度关系不明显（4 4

18、）气井产能与射开气层层数有一定的关系）气井产能与射开气层层数有一定的关系（1 1）统计方法预测）统计方法预测当当khkh 20201010-3-3mm2 2mm时：时：125.11)(6324.0khQAOF（R=0.9947R=0.9947）当当kh20kh20kh20）无阻流量与地层系数（无阻流量与地层系数（khkh）关系曲线（）关系曲线（kh20kh20）（2 2）数学模型预测）数学模型预测00),(lim10)0 ,(11122eDDDDDrrDDDDDrrDDDWDrDDDDDDDDDDDrPtrPrPSPPrPrPtPrPrrP012345602004006008001000120

19、0生产时间（d）气产量(104m3/d)0510152025303540压力(MPa)实测流压拟合流压00.511.522.5305101520生产时间(年)产气量(104m3/d)单井稳定产能计算表井 号层 位稳定产量（104m3/d）白 8沙三上0.8白 10沙三上2.5白 23沙三上1.0白 24沙三上4.0白 52沙三上2.0开 28沙三上1.5白 18沙三中1.0稳定产能与地层系数(kh)关系表井名稳定产能(104m3/d)厚度(m)渗透率(10-3m2)地层系数 kh(10-3m2.m)单位 kh 稳定产能(104m3/10-3m2.m)白 80.804.006.3325.320.

20、0316白 102.5013.404.2056.280.0444白 181.0018.400.7914.5360.0688白 231.008.001.199.520.1050白 243.0016.503.0750.6550.0592白 522.0011.408.2493.9360.0213开 281.206.502.00130.0923平均0.0604开发层系的划分：开发层系的划分：=地质特征、沉积环境、水动力学特征具有相似性地质特征、沉积环境、水动力学特征具有相似性=每一套层系应具有一定的储量，可以保证满足一每一套层系应具有一定的储量，可以保证满足一定的采气速度定的采气速度=开发层系之间应具

21、有稳定的隔层分隔开发层系之间应具有稳定的隔层分隔=开发层系的划分不应过细，以减少建设工作量。开发层系的划分不应过细，以减少建设工作量。 =含气井段长达含气井段长达15151515米米=纵向上非均质性强，流体性质差异大纵向上非均质性强，流体性质差异大=具有稳定分布的隔层具有稳定分布的隔层=气田储量丰度低、井控储量小气田储量丰度低、井控储量小 一套开发井网开发四套含气层系，多一套开发井网开发四套含气层系，多层合采、逐层系上返的开发方式。层合采、逐层系上返的开发方式。布井方式：布井方式：=均匀布井均匀布井=非均匀布井非均匀布井 * * *气田凝析气藏：气田凝析气藏：=地质情况复杂地质情况复杂=断裂系

22、统发育断裂系统发育=整个气藏被多组断裂系整个气藏被多组断裂系统分割成小的区块统分割成小的区块=储量分布极不均匀储量分布极不均匀=单井产能差异大单井产能差异大 =非均匀布井非均匀布井井距井距=渗透性好、单井控制储量大的区渗透性好、单井控制储量大的区块采用块采用500m井距井距=渗透性差、单井控制储量小的区渗透性差、单井控制储量小的区块井距小于块井距小于500m井距井距单井控制半径计算表井 号层 位井控动态储量(104m3)有效厚度(m)孔隙度(%)原始含气饱和度(%)原始地层压力(MPa)气藏温度(C)天然气偏差因子单井控制面积(km2)单井控制半径(m)白 20 沙二下1489.344.213

23、6428.52920.960.1805239.69白 8沙三上1565.540.1774237.63白 10 沙三上4780.5513.40.1617226.88白 24 沙三上5397.243.40.7195478.57白 52 沙三上5467.711.40.2174263.06开 28 沙三上7421.596.5136336.431051.0380.5175405.87白 18 沙三中3704.489.5126048.121131.1660.1746235.74=沙三上沙三上2 2砂组：砂组：440 m440 m，上限上限=其它各层组其它各层组 ： 250 m250 m，下限下限开发方案设

24、计开发方案设计1 1、产能建设规模、产能建设规模0.60.610108 8mm3 3、0.80.810108 8mm3 3、1.01.010108 8mm3 3、1.21.210108 8mm3 3、1.51.510108 8mm3 3。2 2、开发井网及开发层系、开发井网及开发层系用一套井网开发四套层系，逐层段上返。用一套井网开发四套层系，逐层段上返。采用不均匀井网，分采用不均匀井网，分3 3个阶段布井，每一阶个阶段布井，每一阶段大致稳产段大致稳产3 3年。年。3 3、产能接替、产能接替通过层间接替和井间接替实现气田的稳产。通过层间接替和井间接替实现气田的稳产。4 4、开发方式、开发方式整个

25、气藏考虑为衰竭式开发整个气藏考虑为衰竭式开发考虑沙三下回注干气保持压力开发考虑沙三下回注干气保持压力开发白庙气田数值模拟储量拟合对比表容积法数值模拟法层位气（108m3)凝析油（104t)气（108m3)相对误差（%）凝析油（104t)相对误差（%）ES2下10.3812.311.268.4813.429.1ES3上16.1229.516.381.6129.370.4ES3中28.78110.928.660.42120.498.6ES3下29.16121.529.501.17126.113.8合 计84.44274.285.801.61289.395.5图5-5 白庙气田气产量历史拟合图0.0

26、50.0100.0150.0200.0250.01994.11994.71995.11995.71996.11996.71997.11997.71998.11998.71999.11999.72000.1日期累产气(106m3)020406080100120140160180日产气（103m3）拟合累产气累产气拟合日产气日产气方案方案一方案二方案三方案四方案五方案六方案七方案八方案九方案十0.60.60.80.8111.21.21.51.5利用井16161616161616161616新钻井15171720202220222224总井数31333336363836383840投利用井13131

27、313131313131313阶段一新钻井445567891011产总井数17171818192021222324利用井10101211141516161717程阶段二新钻井5668898989总井数15161819222424252525序利用井2344443322阶段三新钻井6767664444总井数8101011101077667867554433168.08168.48218.3220.38273.61277.58330.66334.35410.71411.3347.4546.0975.7678.8782.884.8694.8196.46120.15123.496.98.297.698

28、.637.87.886.947.016.027.035.295.976.767.896.236.515.224.094.945.39807.96970.73966.961062.96994.121069.12934.22985.97863.96902.75199.98220.37304.4336.22304.26308.1288.29296.03255.88269.219.3511.2411.1912.3111.5112.3810.8211.411010.457.187.9110.9312.0710.9211.0610.3510.639.189.66预测期末油采收率（%）投产井年产规模（108

29、m3）日产气水平（1 03m3）日产油水平（m3）累产气（106m3）累产油（103m3）稳产期气采出程度（%）稳产期油采出程度（%）稳产年限预测期末气采收率（%）白庙气田方案指标预测对比表指标各各 个个 开开 发发 方方 案案 经经 济济 效效 益益 指指 标标 表表方 案 3方 案 5方 案 7注 气衰 竭 式 方 案指 标F3F5F7F11F12产 量 (亿 方 /年 )0.811.20.20.2总 井 数 (口 )1720201711稳 产 期 (年 )65483采 气 成 本 (元 /千 方 )833.95837.55813.743901.14 2017.38内 部 收 益 率 (% )13.896.498.02-53.66-30.07净 现 值 (万 元 )3200.9-5166.2 -3749.8-39351-16375净 现 值 率 (% )4.79-19.94-14.47-171.7-114.51投 资 利 润 率 (% )4.631.513.41-25.54-16.42投 资 利 税 率 (% )7.874.637.18-24.81-14.76资 本 金 利 润 率 (% )15.575.1611.66-87.35-56.17投 资 回 收 期 (年 )6541515借 款 偿 还 期 (年 )5.615.915.051515谢谢！谢谢！