《XXXX石油工程设计大赛-气藏工程指导》((陈小凡XXXX

1第二届全国石油工程设计大赛（方案及气藏工程部分）陈小凡2012年3月234567**气田钻井情况统计表油井井数323层数3项目工程报废井未下套管井完钻井取芯井采气井20气井获工业油气流井试气井13036402634228910111213长811长812长813长811长812-1长812-2长8131415151617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●砂层薄而不发育，连通性差●储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●粘土矿物以高岭石和伊/蒙混层含量最高●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4套含气层系气层埋深在2576-4090m含气井段约1515m气水分布复杂,纵向上分布三套气层水层集中分布在沙二下—沙三上1砂组，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（km2）（m）(104m3/Km2.m)（108m3）（104t）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5.78.3277412.6152.6合计27.0081.9类型Ⅰ+ⅡⅠ22沙二下16%沙三上27%沙三中10%沙三下47%Ⅰ类储量沙三上19%沙三中34%沙二下12%沙三下35%Ⅰ+Ⅱ类储量储量构成图23**气田沙三上有效厚度图地质储量16.12×108m3I类储量7.41×108m324※天然气地质储量16.12×108m3，主要分布在构造南部9个断块，占84.8%※储量品质较好，I类储量7.41×108m3，占46%。※与上报探明储量15.96×108m3相比，含气面积扩大了6.94km2，储量增加0.16×108m3，说明该层系储量落实，但丰度变低。25GGZpZppii1y=-0.0073x+34.898R2=0.9914051015202530354005001000150020002500300035004000累积采气量(104m3)视地层压力P/Z(MPa)G=4780.55×104m326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=(0.20～0.05)Pi/Zi强水驱裂缝型Pa/Za=(0.60～0.30)Pi/Zi定容高渗透孔隙型k≥50×10-3um2Pa/Za=(0.20～0.10)Pi/Zi定容中渗透孔隙型k=10～50×10-3um2Pa/Za=(0.40～0.20)Pi/Zi定容低渗透孔隙型k=1～10×10-3um2Pa/Za=(0.50～0.40)Pi/Zi定容致密型k〈1×10-3um2Pa/Za=(0.70～0.50)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48.123397.57.30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EGGPZPZRRaaii1//压降法采收率计算表层系气藏中部深度(m)原始地层压力(MPa)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4780.55324067.770.88195522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：41.4-67.7%，平均55%凝析油采收率：11-30%，平均20%34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50.0027.80　50.0025.00沙三下50.0055.09　29.59　50.0025.00平均55.0055.0929.5620.0055.0025.00天然气采收率55%凝析油采收率25%35天然气地质储量为84.43×108m3,为中-小型气田四套层系叠合含气面积为25.2Km2，储量丰度3.35×108m3/Km2，为低丰度储量气藏埋深2576-4090m为中深—超深层气藏千米井深稳定产量＜1×104m3/d，为低产气田凝析油含量在138.5-1000g/m3，为中—高含凝析油的凝析气藏储量综合评价**气田沙二下砂层对比图砂体呈条带状、透镜状，一般厚度大（4-10m），延伸长度远（0.5-2km）38**气田沙三中砂层对比图砂体呈条带状、透镜状，层薄而分散，厚度一般1-4m，延伸长度200-600m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北油田PB101--PB3-6井油藏剖面图00.40.81.21.6Km00.40.81.21.6Km横比例尺纵比例尺-2800-2900-3000-3100-3100葡北5-3葡北3-6海拔(m)owc:-2846m(Q11)OWC:-2870m(Q31))owc:-2907m(Q41)owc:-2866m(Q21)owc:-2942mowc:-2982mQ21Q31Q11S11S21S31Q21Q41Q31Q41S11S21S21S21S31S31-2800-2900-3000海拔(m)S3+41S21Q41Q21完钻井深：3520.00mS21葡北101OWC:-2874m(Q21)40OWCABC原始地层压力pi(MPa)深度(m)ABCDDEEDpDpDp开发方式：地层能量衰竭方式开发保持地层压力开采衰竭式开发:投资相对较少采气工艺技术相对简单较高的天然气采收率凝析油采收率低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3372.8-3401.42.2/3　1.28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3574.0-3575.01.0/10.453.41　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3556.8-3645.0　0.864.20ES2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3076－3214.516.5/40.216.54白26ES2下2940.0-2933.07/10.732.53白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）气井产能以低产—特低产层为主无阻流量5×104m3/d11层，64.5%无阻流量5-50×104m3/d5层，29.5%无阻流量50×104m3/d1层，6%（2）沙二下、沙三上的产能高于沙三中和沙三下（3）气井产能与有效厚度关系不明显（4）气井产能与射开气层层数有一定的关系（1）统计方法预测当kh20×10-3μm2·m时：125.11)(6324.0khQAOF（R=0.9947）当kh20×10-3μm2·m时：)(2761.0khQAOF（R=0.7446）QAOF=0.6234(kh)-11.125R2=0.989501020304050020406080100kh,10-3μm2.m无阻流量,104m3/dQAOF=0.2761(kh)R2=0.55440123450246810121416kh，10-3μm2.m无阻流量，104m3/d无阻流量与地层系数（kh）关系曲线（kh20）无阻流量与地层系数（kh）关系曲线（kh20）（2）数学模型预测00),(lim10)0,(11122eDDDDDrrDDDDDrrDDDWDrDDDDDDDDDDDrPtrPrPSPPrPrPtPrPrrP0123456020040060080010001200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(10-3μm2)地层系数kh(10-3μm2.m)单位kh稳定产能(104m3/10-3μm2.m)白80.804.006.3325.320.0316白102.5013.404.2056.280.0444白181.0018.400.7914.5360.0688白