第五章 气藏的开发-2015

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第一节 气藏的勘探开发程序
2．稳产阶段
气藏和气田的开采必须具有稳产期，以便保证向用户平稳供气 因为与石油、煤资源不同，天然气不易储存。稳产期的长短主要取决于气藏储量 的大小、后备资源的补充、采气速度的大小和地质条件的好坏。 稳产阶段的实质是降压定产，气藏原始地层压力和输气压力的大小对稳产期的长 短有直接影响。 稳产阶段是气藏工业性正规开采的主要阶段，按合理程序开发的气藏，稳产阶段 内采气规模大，采气速度高，阶段采出程度也高。 据四川气藏开发情况统计结果 : 无水气藏稳产阶段内采气速度约 6 ％～ 8 ％，阶段 采出程度约40％～50％，稳产期多为5～8年，有水气藏的技术指标低于无水气藏。
渗透率，10-3μm2
≥50 10-50 ＜1
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第二节 气藏的开发方式
水驱气藏特点：
与气驱气藏相比较，水驱气藏有采气速度小、产能递减快、采收率低、投资 大和成本高等特点。 （1）采气速度低 为了控制水驱气藏特别是非均质水驱气藏的选择性水侵或边底水的突进，水 驱气藏开发中采气速度低于气驱气藏。 （2）产能递减快 边、底水较活跃的水驱气藏，开发过程中气井出水是迟早要发生的，边、底 水侵入气井的主要产气阶段，使气体相对渗透率降低，且气井出水后，井筒内流 体密度加大，增加井底回压，使气井产量大幅度递减，甚至水淹。
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第一节 气藏的勘探开发程序
（2）天然气销售合同(Pre-Pay)
在合同签订之前气田是不可能投产开发的，决定气田最佳开发方式所需的基本
参数应该在气田开采之前取得，但在缺乏气田动态资料的情况下完整地获取这些参 数又是不可能的，因此，与天然气销售合同相关的气田(气藏)最佳开发方案设计总 是具有许多不确定性。 气田开发方案设计与油田相比具有更大的风险性，特别是非均质的碳酸盐岩裂 缝性气田(气藏)。 因此，四川气田在正式开发前均进行试采，在此基础上编制的开发方案设计更 能符合气田(气藏)开采实际。
结束稳产阶段。
2．产量递减阶段(1988年～2000年） 为满足天然气外输需要，气藏从1987年底转入定压减产的采气方式并按开发调整方案实施， 采取了在递减期内两次降输压和二次再稳产的开发调整措施，以延缓气藏产量递减；提高工业
采收率。
动态预测表明在此调整措施下气藏到 2000年将降至 3×104m3的日产气量和 1.6MPa 的地层 压力，此时结束工业开采，采收率可达90％。稳产阶段(1980年1月—1987年12月) 3．低压小产量阶段
沿裂缝或高渗区突进，将大量的天然气封存在水中。同时，尚有气体溶入水中和
毛细管的俘留作用等，造成气藏的开采效率大大低于气驱气藏。
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第二节 气藏的开发方式
气藏采收率
据《天然气储量规范》修订稿，19941994 据《天然气储量规范》修订稿，
采收率%
气藏类型 裂缝型（含弱弹性水驱） 强弹性水驱裂缝型 高渗透空隙型 中渗透空隙型 致密型 水驱空隙型 凝析气藏 75-95 40-70 80-90 70-80 50-60 45-60 65-85
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第一节 气藏的勘探开发程序
3．递减阶段 在稳产阶段定产降压生产方式下气井油套压会不断降低，当降至井口输气压力 后，气井只能转入定压降产的生产方式，保持井口压力接近于输压生产。
当气藏靠自然能量再也不能继续稳定生产时就进入了递减阶段，气藏产能、产
量和采气速度都自然衰减下降。 气藏开发递减阶段的持续时间最长，一般长达 10～20年，阶段内采出程度一般， 仅30％左右。该阶段的主要任务是采取各种积极有效的措施减缓气藏产量递减，最 大限度地提高气藏的工业采收率。
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第一节 气藏的勘探开发程序
4．低压小产量阶段 气藏失去工业性开采价值后仍有一定生产能力，虽然压力很低无法远输，产能 很小不足以供大型用户工业性使用，但为了提高自然资源的利用率，尚可以采取就 近利用的办法继续小产量生产，供气田附近的地方性小型工厂和民用。
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第一节 气藏的勘探开发程序
三、气田(气藏)开发特点 油田开采特点： 油田采油易于储集运输，可以据自身条件按照最佳开采方式和 最佳地层能量消耗方式进行开采，很少受地域和用户的影响。
气田(气藏)开采的特点：
（1）用户和市场： 依赖天然气自身弹性能量把地层中的天然气从地下驱动到井口，在地面进行集 输、净化和处理，然后通过管线直接输向用户，产销之间关系十分密切，气田(气藏) 开发在很大程度上受制于用户和市场。
第五章 气藏的开发
第一节 气藏的勘探开发程序
第二节 气藏的开发方式
第三节 气井生产（气井开采工艺）制度和气藏采气速度
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第一节 气藏的勘探开发程序
第一节
气藏勘探开发程序
一、气藏勘探开发程序概述
气藏勘探开发的全过程：发现气藏——气藏失去开采价值 气藏勘探开发周期一般情况下约为30～50年，其中用于开发开采的时间占主要部分， 约为30年左右。 气藏勘探开发程序多具有时间上的先后次序和继承性，依次为预探一详探一试采及产 能建设一开发一开发调整一开采结束。
（气藏）按预定的开发规模和经济效果长期生产直至开发结束。
气田的正规开发包括试采及产能建设、开发与开采和开发调整等几个部分。 Conceptual Design；FEED（Front End Engineering Design）
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第一节 气藏的勘探开发程序
石油天然气三级储量的概念： 1、 预测地质储量：指在圈闭预探阶段预探井获得了油气流或综合解释有油气层存在时，对有进一步勘
该阶段尚未出现，但根据气藏综合研究及数值模拟动态预测结果，参考其它气藏的经验，
这一阶段的出现是必然的。因为气藏结束工业性开采后并非完全丧失了生产能力和经济价值， 至少还可以供气田附近的小用户用气。
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第二节 气藏的开发方式 第二节
一、气藏的驱动方式 油藏驱动方式：水压驱动、气压驱动、溶解气驱等。 气藏主要是弹性气驱和弹性水驱两种。 1. 弹性气驱气藏 在气藏开发过程中，没有边、底水或边、底水不运动，或者水的运动速度大大 落后于气体运动的速度，驱气的主要动力为被压缩气体自身的弹性膨胀能量，气藏
探价值的、可能存在的油（气）藏（田），估算求得的、确定性很低的地质储量。预测地质储量的估算，应
初步查明了构造形态、储层情况，预探井已获得油气流或钻遇了油气层，或紧邻在探明储量（或控制储量） 区并预测有油气层存在，经综合分析有进一步评价勘探的价值。 2、 控制地质储量：指在圈闭预探阶段预探井获得工业油（气）流，并经过初步钻探认为可提供开采后 ，估算求得的、确定性较大的地质储量，其相对误差不超过±50%。控制地质储量的估算，应初步查明了构造
气藏的开发方式
的储气体积保持不变，地层压力表现为自然衰竭的过程。由于是单相流动，而且作
为能量来源的气体又是开采对象，因而开采效率较高。
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第二节 气藏的开发方式
2. 弹性水驱气藏 水驱又可分为弹性水驱和刚性水驱两种，指以边水或底水压头为能量的渗流 驱动方式。
弹性水驱：如果水体和岩石弹性膨胀占据了一部分天然气储集空间，存在封
形态、储层变化、油气层分布、油气藏类型、流体性质及产能等，具有中等的地质可靠程度，可作为油气藏
评价钻探、编制开发规划和开发概念设计的依据。 3、 探明地质储量：指在油气藏评价阶段，经评价钻探证实油气藏（田）可提供开采并能获得经济效后 ，估算求得的、确定性很大的地质储量，其相对误差不超过±20%。探明地质储量的估算，应查明了油气藏类 型、储集类型、驱动类型、流体性质及分布、产能等；流体界面或油气层底界应是钻井、测井、测试或可靠 压力资料证实的；应有合理的井控程度（合理井距另行规定），或开发方案设计的一次开发井网；各项参数 均具有较高的可靠程度。
产三个阶段，如图5-1 所示。
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第一节 气藏的勘探开发程序
图5-1 相国寺石炭系气藏开发阶段划分图
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第一节 气藏的勘探开发程序
1．稳产阶段(1980年1月～1987年12月) 相国寺石炭系气藏于 1980年5月正式按开发设计方案实施，以日产气90×104m3的规模和8 ％的采气速度生产，期间生产井数为5口，稳产8年，到1987年底，因井底流压已降低至输压而
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第一节 气藏的勘探开发程序
二、气藏的开发阶段 开发阶段包括产能建设阶段、稳产阶段、递减阶段、低压小产阶段。 1．产能建设阶段 该阶段是保证气藏开发方案得以实施的关键阶段，目的是使气藏开采能达到设 计要求的规模和速度。如果探井获取的产能已能满足开发方案要求，那么可以直接 投入开发而省去产能建设阶段。
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第一节 气藏的勘探开发程序
四、气藏开发实例——相国寺石炭系气藏 地点：相国寺气田位于川东地区。 开发情况：1977年相18井钻至石炭系获大气发现了石炭系气藏，之后的两年内 集中力量开展详探工作，所获5口气井皆为百万级的高产气井。由于当时气田地面 集输条件较为成熟，因此在气藏详探的同时进行了气井的试生产，至1979年完成了 产能建设和试采工作，并编制出气藏开发设计。因此该气藏的详探、试采和产能建 设三个阶段几乎在三年内同时开展和完成，使气藏于1980年正式投入开发，气藏几 乎经历了勘探开发的全过程，目前已进入开发后期。 根据气藏动态特征和开发指标，可将气藏开发过程划分为稳产、递减和低压小
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第一节 气藏的勘探开发程序
“预探”是指通过地面地质勘测、地震和钻预探井等手段查明构造形态和主要断层，查 明油、气、水层位及其工业价值，估算预测储量和控制储量，为详探提供依据。
“详探”是对含油（气）构造取得必要的资料并进行综合研究，弄清主要地质情况和含
气（油）范围，并计算出探明储量，为编制开发方案作准备。 “开发”就是依据详探成果和必要的生产性开发试验，按照国家对天然气生产的要求和 气田实际生产规律，编制合理的开发方案并实施，对气田（气藏）进行建设和投产，使气田
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第二节 气藏的开发方式
水驱气藏开发阶段的划分和特征: 根据气藏，气井产水情况及生产方式，水驱气藏开发阶段可划分为： 无水采气阶段； 气水同产阶段；（煤层气的开发：套管采气，油管采水） 二次采气人工助排阶段（排水采气阶段） 有时为了分析气藏水侵对产量的影响，也同时使用根据气藏稳产情况划分产 量上升、稳定和递减三个阶段。
闭的边水或底水，在开发过程中由于含水层的岩石和流体的弹性膨胀，储气空隙 体积缩小，地层压力下降缓慢。 刚性水驱：若水体很大，十分活跃，或者水头很高，水侵量与采气量保持平 衡时地层压力得以充分保持而不致下降。 实际上刚性水驱气藏极少，我国有少量的弹性水驱气藏，气驱气藏占绝大多 数。由于气水物性差别较大，气藏储层非均质性使得水在气藏中难以推进，往往
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第二节 气藏的开发方式
（3）采收率低 在非均质水驱气藏中，水窜形成多种方式的水封气，同时气井的水淹也使气
藏废弃压力高于气驱气藏，因而降低了水驱气藏的采收率。气藏非均质性越强，
水侵强度越大，气藏一次采收率越低。 （4）建设投资大，采气成本高 由于水驱气藏建设中，增加了卤水转输、处理、泵站、管网、回注井等配套 建设和二次采气中排水采气井下工艺，地面配套设备以及补充开发井增多，因 而投入资金多，操作费用高，使水驱气藏采气成本大大高于气驱气藏。
如果详探结束后所获气井的产能不能满足开发方案的要求，那么必须布署和钻
开发井以获取足够的产能，同时增建扩建地面设备。 原苏联气田产能建设阶段的时间一般需l～5年；
中国气田开发的产能建设期相对较短为 2～3年。阶段内平均采气速度约2％～
4％，采出程度约2％～15％左右，显然与井位布置的水平和钻井成功率有关。