总结国内外经验开发好大气田.ppt

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1、总结国内外经验 开发好大气田,主讲人:李士伦 教授 西 南 石 油 大 学 CNPC特殊气藏开发重点研究室,中国已进入了世界产气大国的行列，开发好大气田已提到议事日程 我国定义为地质储量3001000亿立方米的为大气田，可采储量超过一万亿立方米可称巨型（超大型）气田。 19491989的40年间，探明少。 19902004的14年间，已探明26个，探明储量2.5万亿立方米，占中国总储量的65。 现列出21世纪初世界巨型气田, 剩余可采储量总和约2510123。,表 21世纪初世界可采储量1万亿立方米的天然气田,续表,截止2001年，世界探明天然气储量149.510123 俄罗斯4710123，

2、占世界储量31.4； 伊朗3110123，占15.4； 卡塔尔11.110123，占7.5。 因此，很需要了解和学习俄罗斯气田开发经验 本文介绍四个巨型气田的开发经验，翘首盼望我国能发现具有万亿立方米巨型气田。,一、巨型气田开发简介,俄罗斯最大巨型气田，世界第二。 1978年主力气藏上部西诺曼气藏首先投入开发。 1987年高峰年产量27651083/年 (4%采气速度)，占当时全俄罗斯产量的50。,（一）乌连戈伊气田（俄罗斯）,1、地质特征,1）地理位置,北秋明地区油气田分布图,同亚姆布尔、梅德维日等巨型气一起位于西西伯利亚北部普尔纳迪姆油气区。,2）构造 （1）位于西西伯利亚盆地北部乌连戈伊

3、亚 姆布尔坳陷乌连戈伊长垣构造带。 （2）呈南北走向，构造主体有南、北两个 高点。还有延一亚欣、佩斯佐夫等高点，加 上北乌连戈伊构造，构成了气田的整体 （3）气藏面积超过4000 km2。 3）勘探简史 1966年勘探发现，1974-1976年证实延一亚 欣、佩斯佐夫构造含气。,4）储量 探明天然气储量11.210123。其中上白垩统西诺 曼组6.759810123；下白垩统1.610123；上侏 罗统阿奇莫夫组2.8510123。西诺曼组气藏，乌 连戈伊主力区4.8525210123；延一亚欣区 1.316210123；北乌连戈伊气藏5890.31083。 5）气藏类型 层状块状砂岩气藏，衬

4、托着底水。三个巨型 气藏均处于同一水动力系统上。有统一的气水界面， 气藏埋深11931199m。,6）储层 （1）岩性为砂岩、粉砂岩，泥岩胶结性差，河 流相沉积。 （2）气层厚度大。高部位最厚达211m，一般3 152m。 （3）埋深11001250m。 （4）物性好。平均孔隙度2127，平均渗 透率160550 md。大于500md为好储层； 500100md为中等储层；差储层小于 100md。,（5）单井产量高达1002001043/天 （6）下白垩统、上侏罗统为凝析气藏 7）地层压力和温度 原始地层压力11.83MPa，地层温度31 oC 8）流体性质 天然气：C195.499.3，干气

5、，CO2 0.35， 不含H2S，相对密度0.564，低热值7878 kcal/m3,2、开发特征,1）1978年西诺曼组高产气藏优先投产、上 产期8年（19781985）、稳产期8年 按2500 1083/年水平，稳产到1992年，采气速度4 。1996年产量调到15161083/a，主力区采出程度60.9。主力区生产井777口，延一亚欣区261口，佩斯佐夫145口，北乌连戈伊104口。预计到2025年，采出程度89.389.5。 2）经历了分阶段分区设计、分期分区投入 开发和不断调整修改阶段,3）开发中几个问题 （1）均衡开采问题 大区之间形成了较大的地层压降漏斗，如塔普-亚欣区长期未投入

6、开发，气体向其他区越流，地层压力下降了2.74.7MPa。 （2）压缩机站建设滞后，监测系统实施滞后。 （3）气井出水和出砂问题 （4）开发后期应着重研究 水淹地层剩余气储量研究 出砂的防治 低于5MPa地层压力时的修井液研制,（二）亚姆布尔巨型气田（俄罗斯）,地质特征与乌连戈伊相似，气藏面积3825 km2， 原始地质储量5.7610123。 滨海相与冲积三角洲沉积，主力区块有效厚度90175 m，孔隙度2431.5，绝对渗透率10002110 md。 1984年制定开发方案，1986年该气藏开发，开采6年后年产量达到18501083/a，有13年的稳产阶段，（单井平均产量11063/d，一

7、个丛式井组钻48口定向井）。 1996年总井数782口，采气井676口，实际生产井668口，分布于106个丛式井组中。,开发特点： 层状块状气藏，衬托着底水。 1997年已采出了33储量 有178口气井出砂 平均产气层段为54气层厚度 初始57年间，气藏在气驱方式下开发， 随后出现弱弹性水驱。 1997.1.1侵入水量占含气孔隙体积5，水上升高度为135m。预测到2025年，全气藏水淹井总数85口，水淹区占44气藏孔隙体积。,开发特点（续）： 平均渗流参数比1984年方案设计时变坏0.51倍 站区间存在着压差，引起了区间的气体越流，1997.1.1，从气体处理站3、4和7号区越流的气量达148

8、41083。从8号站区流入1号站区的越流气量3261083。气藏中央部位的压降漏斗。 1997.3.18研究了1700、1600和15001083/年三套开发方案，分别需补钻131、86和47口井。15001083方案较好。 对气藏监测很重视,地质特征与乌连戈伊、亚姆布尔巨型相似,（三）梅德维日巨型气田（俄罗斯）,梅德维日-内金气田布井图,1）丛式井组开采 每井组34口井，丛式井组间距0.92.5km，1995年1月1日79个丛式组，473口井中有观察井和测压井90口，生产井383口，开发井已钻完。 2）产层具很高产能 保证气井11063/d平均产量，初期要保持生 产压差0.1470.245M

9、Pa，2010年完成该气田开发，停止长输的工业采收率为90.2，累计产气量1.79510123。1995.1.1侵入地层水量占29.7原始地层孔隙体积。有50口自行停喷井（要 定期放大压差放喷，才能生产）。,3）生产中存在的问题 （1）局部地区压力下降不均衡。1979年决定 消减中央区产量，增加南区产气量，压力分布逐步趋均衡。为达到各井区均衡负载，有43口井从一个处理站调整进入另一个站。 （2）固井质量是个大问题。固井质量不高的井占总井数35。有出现套管外气体窜槽的严重问题。 （3）出水出砂。1994年460次测试中有58次超过当时定的防止出砂的允许压差0.140.43MPa。出水的极限压差应

10、不超过0.10.15MPa（而气驱气藏为0.50.6MPa），出水助长出砂。,（4）试井和动态分析 到1994年，共进行了460次气体动力学试井， 132次稳定试井。在20余年开发过程中产出剖面 也基本未变，占总厚度1020。 （5）注N2后期开发水淹气藏的研究 梅德维日气田，水层延伸几百公里，排水不是最佳方案。戴尔萨尔基索夫教授们做了大量室内实验，选择了试验区（含63口井），开展了开发后期注N2研究。,计算结果表明： 到注N2 13年后，注入N2总量相当于2倍气藏孔隙体积，即27.5试验区原始孔隙体积。 水封气剩余体积下降了60，自由态低压气体积几乎增长了一倍（其中13为N2气）。 向输气干

11、线输气的时间延长了5年，多采了1101083气；工业采收率由衰竭开发的91.7，提高到95.5。最终采收率从93.5提高到97.4，提高了3.9OGIP。,（四）格罗宁根巨型气田（荷兰）,气田发现于1959年，西欧重要能源基地 1、地质特征 1）储量：生产15年后确认的探明地质储量 2.510123，（初期为1.410123 ） 2）气藏类型：层状块状类型，气水界面在 2970m处。驱动方式为弹性气驱 3）储层 产层为早二叠赤底统，净厚度从70m（南）240m（最北部），除北部外，其余被三面断层封隔。,储层为砂岩，质纯，均质 孔隙度1020，渗透率50600 md KV/KH=0.3,格罗宁根

12、巨型气田,北海,德国,2、开发特征 渗透率高，产量大，丛式井组开采 为防止出砂，初期产量限制在751043/d， 后取消限制，1979年扩大到2.51063/d 头一个丛式井组气体处理站处理能力为61063/d，因气藏中没有干扰问题，产量扩大到141063/d，1979年新增装置的处理能力已达到241063/d 。,集气系统和售气管线,标准井完井示意图,格罗宁根气田丛式井井组井位布置图,3气藏动态 天然气中水含量：14单位体积水/106单位体积气 弹性气驱 保持气藏均衡开采，1983年保证全气藏最大地层压差不超过2MPa下配产 监测水侵措施 北部沿气水边界钻一批观察井，用斯仑贝谢脉冲中子测井测

13、气水界面变化，到1979年未见水流动 北部含气部分下面衬托着底水，为避免小范围采气集中、压降过大引起水锥，在丛式井组中布置定向井，扩大排气范围，避免采气集中。最低射孔处离气水面50米以上。,在下衬底水的位于Siddebureu丛式井组的中心地区钻几口生产井，穿过气水界面，作水锥试验，允许大产量生产，早期产生水锥的痕迹。在累计采出3001083气后未见气水界面的移动。 出砂问题 开始限制气井产量在751043/d左右，没有发现出砂后最大允许产量可达到2501043/d。 地表沉降问题 预测最大可沉降可为30cm,二、值得借鉴的经验,（一）整体部署、分步实施、立体开发,西西伯利亚三个巨型气田开发的

14、思路是： （1）主力气藏（西诺曼组气藏）先行开发，主力区块先行开发，逐步加深，实现区块和层间的接替。乌连戈伊深部上侏罗统深层、大面积、异常高压原油凝析气藏，2007年准备与德国的公司合作开发。 （2）宜开辟试验区，先试采，再大规模开发，积累经验，逐步推进。,（二）井型、完井方式和井网井距 优化是开发巨型、大型气田的关键,1、努力寻找高产发育区，采用地质、开发综合技术，进行储层横向预测。借用油田开发经验，只要对气田的地质特征有比较客观、实际的认识，开发的技术和方法总会有的。 2、长庆经验：长庆气田下古气藏，以地层作为气藏物质基础，走多学科综合研究的道路。 地质方面，通过加里东期末古构造研究，前石

15、炭纪奥陶系岩溶古地貌研究，小幅度构造研究和裂缝分布规律研究，配合沉积成岩微相研究，对天然气富集条件进行分析，划分有利区。,3、世界上许多巨型气田多采用了丛式井组（单井为直井或定向井）开采 卡塔尔北方气田和伊朗南帕尔斯气田估计探明地质储量为4210123，仅北方气田估计的储量为25.210123，水深60.96m，1991年生产，产层Khuff（晚二叠、早三叠系地层）为石灰岩、白云岩储层，五个层组，K1-K4为产层，埋深3045-3869m左右。同时含H2S和CO2。早期开发为直井油管，后采用7”油管，优化的大井眼又为 ，也采用定向井。Ras Gas有限公司已钻了40口单井直筒井，45口优化大井

16、眼井，前者产能为3.51063/d，后者为5.61063/d。,北方气田井型比较 （a）开发初期完井方式 （b）扩大油管直径 （c）优化大井径（OBB） CRA防腐合金；SCSSV井下安全阀,北方气田典型定向井剖面 Vertical Depth垂深；Displacement位移；ROB钻速。,4、巨型、大型气田开发井网布署原则 （1）因地制宜原则，不同类型气藏应有不同的井 网部署 （2）均衡开采原则，努力保持均衡开采，水驱气 藏更要注意，防止边水舌进或底水锥进 （3）水驱气藏延长气井无水采气期的原则 （4）高低渗，高低产区协调发展的原则，用“高密 低稀”的布井方式，将高、低渗透区的采气速 度保

17、持一定比例（长庆采取3左右）,（5）裂缝孔隙型碳酸盐岩气藏，火山岩气藏， 都要努力寻找裂缝发育带布井的原则 （6）层系与井网有效组合的原则 （7）井网部署分步实施原则 （8）因地制宜发展丛式井组（直井，定向井）和 水平井复杂结构井原则 （9）留有余地原则 井网部署中必须考虑预备井、观察井。乌连 戈伊等三个巨型气田非常重视气藏动态监测,（10）经济效益原则 这些原则的体现最终要通过数值模拟技术进 行多种方案比照和经济评价确定。川东石炭 系气藏和长庆靖边下古气藏的布井思 路、方法和做法都可借鉴。,（三）优化气藏开发规模（采气速度）和气井产量,1、优化气藏开发规模（采气速度）和气井合理配产。它是方案

18、设计和随后调整的主要任务，综合考虑用气需要、长输管道经济输送量、快速建成高峰产量和大气区间、气藏所在气区内、气田间的接替。,2、气井配产要合理，主要受到绝对无阻流量（反映储层储渗特征）、排泄区内的压降储量和有无地层水干扰等三个主要因素限制。根据一个国家资源情况，能源政策和天然气需求来定采气速度，如前苏联，一般57，大气田的采气速度要低一些，中、小气田要高些，水驱采气速度比气驱气藏要低，在以下。,（四）气藏驱动方式的确定至关重要 格罗宁根经验值得重视，采取了三大措施，搞清楚底水活跃程度后，在气驱条件下，放心大胆地提高气井产量 。 （五）动态监测要贯彻于开发始终 、俄罗斯三巨型气田开发经验值得重视

19、，梅德维日等西诺曼组气藏开发开展了十一项监测工作。 2、长庆气田经验 靖边气田逐步建立了以观察井网、定点测压井网和区块整体关井测压的压力监测系统。,表2 梅德维日气田开发动态监测工作,（六）均衡开采至关重要 俄三巨型气田开发中这方面出现的问题和采取的措施值得重视。 （七）“工欲善其事，必先利其器”，要发展“进攻”的工艺技术措施 丛式井组中大直径井、定向井、水平井和复杂结构井等钻井、完井、开采工艺、高质量固井工艺、防水治水工艺、防砂治砂工艺、举升排泄工艺等都得跟上，要形成系列配套工艺技术。,具有开放型水域气藏，在开发后期探索注N2保持能量、开发水封气和低压自由气、提高采收率的理念和措施值得研究。 （八）制定有关气田开发健康、安全和环保（HSE）的技术措施,谢谢！,