气藏工程课件(1)

天然气储量计 算 气藏采收率和 废弃压力的确 定
指示曲线分析 无阻流量的确定
6.气井产能分析
井底压力计算 单井产量预测
参考书
1.气藏工程，王鸣华，石油工业出版社，1997
2.气藏工程原理，荷（J.Hagoort），石油工业 出版社，1992 3.石油及天然气储量计算方法，杨通佑，石油 工业出版社，1991 4.天然气藏工程，（美）C.U.伊克库，92，科 普出版社 5.《气藏开发模式》丛书，石油工业出版社， 1997
三、勘探开发程序
1.勘探程序
气田评价勘探 区域勘探 圈闭预探 气田正式开发
气田工业性试采
2.开发程序 指油气田从评价钻探到全面投入开发过程的工作 程序和步骤。包括：祥探，试采，初步开发方案，正 式开发方案。 3.不同类型气藏，其开发程序不同。 多裂缝系统：滚动式开发 单一裂缝系统：相同于孔隙性 裂缝-孔隙式：正规开发方案
Y
技术经济评价
A：1）天然气的集输 2）原料气输送管道走向及设计 3）天然气净化场的设计及场址选择 4）自动控制 5）通讯，供电，土建，给水，排水 B：1）气藏的地质，构造，储层，储量综合评价研究 2）气藏类型，流体性质，气水关系 压力系统，驱动 类型，地层压力 温度分析 3）进行单井动态分析，新井产能预测 C: 1）钻井，完井及油气层保护方法研究 2）射孔工艺的选择 3）气层改造，增产措施 4）采气方式及工艺技术的选择 5）井下作业，动态监测及技术装备计划等
中国 石油 中国 石化 原中国 新星
62
51
65
479.8
中国 海洋
中国 地方
606. 9
2800. 32
170.5 1
72
2014. 08
102.3
41.8 6
1.09
161.5 7
1.09
1852. 51
101.2 1
1015. 8
306.0
472.7
12.1
60
91.8
盆地
表2 计
中国陆上中西部主要盆地天然气资源统
二、气田开发与油田开发的区别 天然气比重小 ,比油小2-3倍 天然气粘度小，比油小2-3数量级 天然气压缩性非常大，比油提高2个数量级 不象一般商品，不能长期的大量储存
1.储气层物性一般比油层差 容易造成污染，认识水平低，气层不易被发现。 2.气田 井距较大，开发井数较少 3.天然气既是驱动能源又是开采对象 4.由于天然气具有可压缩性，粘度低，导致流速高，其 渗流属于非 达西流动，所以渗流方程为二项式和指 数式。特别凝析气藏应考虑组分变化。 5.要求更严格的气层保护措施，更强化的气层改造技术。 6.气储存比较困难，市场的需求直接制约气田开发。
五、气田动态监测和开发动态分析 一）监测系统 1.气藏动态监测 2.井下技术状况监测 3.油气水生产计量与设备运转状况监护 手段：计量 测压 试井 观察井测试 生 产测井


动态监测方案
根据大牛地气田储层地质特征及气田开发需要，20口开 发准备井动态监测内容主要包括压力温度监测、产能监测、 流体性质监测、产出剖面监测等。 采气井动态监测是科学管理气井的重要技术手段，它通 过对气井在生产过程中的产量、压力、流体物性的变化， 以及井下、地面工程的变化等的监测，及时有效地指导其 合理开采。动态监测技术主要有测试技术和生产测井技术。 1、测试技术 通过试井测试确定气层的产出情况、地层压力、渗透率等储层 参数、井筒污染情况，为增产措施的选择、气田动态分析 和制定合理的开发方案提供依据。试井技术包括不稳定试 井和稳定试井。 （1）不稳定试井技术-压力恢复测试。 （2）产能试井技术 针对储层地质特征，主要采用修正等时试井和一点法试井。
a.压力温度监测 气藏开发初期，地层压力变化较大，应对气藏分区块进行连续压力、温度跟 踪测试，在气藏的稳产阶段和中后期开发阶段，选择气藏不同构造部位的井，每 半年测试一次地层压力、流动压力、井底温度和井温梯度。 b.产能监测 气井须进行产能测试，投产后每两年进行一次产能测试。当预计无阻流量大 于50×104m3/d时，进行系统试井，当预计无阻流量在10-50×104m3/d时，进 行修正等时试井，预计无阻流量小于10×104m3/d时，进行一点法试井。 c.不稳定试井 针对不同需要对生产井进行不稳定试井，其中包括地层测试、压恢测试、压 降测试和干扰试井。 d.流体性质监测 所有生产井每天应监测并记录井流物性质变化，每日进行氯根滴定，油、水 产量及性质发生突变时应及时取样并进行分析。每月对各生产井井流物进行一次 全分析，净生产时间达半年后改为每季度进行一次全分析。 e.产出剖面 选择部分多层合采井进行DDL-III生产测井，了解出气层位及各层产气情况。
资源量， 1012m3 8.38 探明储量， 1012m3 0.5043 探明率， % 6.02
塔里木
四川
鄂尔多斯 柴达木 准噶尔 吐鲁番—哈密
7.36
4.2 0.9756 1.2289 0.25
0.5895
0.3809 0.1576 0.22078 0.0735
8.01
9.07 16.15 17.98 29.41
单位
面 积 km3
978 1.3 835 0.8 407. 9 408. 3
储量 108 m3
2063 5.7 1559 4.3 878.1 1 1204. 77
储量 108 m3
1312 6.9 9777. 92 445.4 9 787.1 8
历年 累计
全国
2836. 26 2410. 86 195.5 3 67.21
4）提出有效可行的开采方式及采气工艺 5）进行早期数值模拟初选开发方案，估算开发 指标，作出经济技术评价
4.气田开发方案 1）气田的地理地质位置，勘探简史及试采概况 2）气田地质特征的详细论述： 构造，储层，储集空间，流体分布，流体性质，压力温度系统，气藏 类型，驱动类型，产能 3）分层的天然气探明储量，可采储量，及凝析油的储量计算与评价 4）开发部署论证 设计原则及依据，层系划分，井网部署，开发方式，开发阶段，产能， 开采程度，增压开采时间条件，废弃压力，稳产分析 5）开发方案的优选 多种方案的设想，特点及区别 数模计算及动态预测 技术经济指标的评价 推荐方案达到要点及开发指标预测 6）方案实施计划和要求 产能建设步骤 开发井的钻井，测井，录井， 完井， 射孔技术的要求 采气工程及气层改造技术 油气集输，净化及增压工程
图1
五大能源分配表
表1 1999年底气层气探明资源状况表
探明储量 可采储量 采 收 率 % 63 采出量 当 年 采 出 178. 09 111. 69 11.3 2 12.1 3 剩余 可采 储量 108 m3 10253 .08 7338. 05 249.9 6 719.9 7 凝析 油地 质储 量 104 t 1122 6.3 8543. 2 276.7 1125. 2 凝析 油可 采储 量 104 t 4081. 7 3007. 6 41.2
图2
中国石油年产气量曲线
第一章 气田开发与气藏工程研究 第一节 气田开发 一、气田开发地质特征 二、气田开发与油田开发区别 三、勘探开发程序（开发部署） 四、气田开发方案 五、气田开发监测和开发动态分析 六、气田开发调整
一、气田开发地质特征
1. 气田小，而且比较分散 前苏联： 1500个，G〉1000*108m3, 51个 我国： G 〉1000*108m3, 2个 G：300--500*108m3, 6个 G：〉100 *108m3, 14个 2 . 气层物性差（孔，渗等） 前苏联：孔２０％ 渗〉100＊10-3 m 2 2 我国：孔5% 渗<5* 10-3 m 3. 多裂缝，多断块，复杂岩性气藏为主 四川：低孔低渗致密气田占51%，裂缝发育 ４气藏埋藏深 古生界预测的天然气资源量约占62％，而世界天然气资源量中，古生界不到30％。地层越老，埋藏 越深。我国已探明的气田其埋藏深度大多在3000～6000m之间，埋深 大于3500m的天然气资源 为58.39％，而美国有近70％的天然气资源埋藏在3000m以内，前苏联有60％的天然气资源埋藏 在2000m以内。开发埋藏较深的气田必须要有水平较高的采气工程技术； 5 含硫气藏多，0-1%. 井下容易腐蚀，井口脱硫装置设备易污染 据统计，仅四川盆地气田的硫化氢含量大于200mg/m3的天然气储量就占探明储量的70％，需脱硫处 理后才能外输的气量占总气量的64％左右。四川盆地卧龙河气田嘉五1、嘉四3气藏硫化氢含量的体 积比为5.92％～9.55％，中坝气田雷口坡气藏为5.67％～10.11％，都属于硫化氢含量在5％以上的 高含硫气田。 华北油田赵兰庄特高含硫气藏，含硫高达92％。吉林油田万金塔气藏的万2－2井，二氧化碳和硫化 氢合计含量高达99.77％。 四川盆地威远气田几乎两至三年必须更换一次井下油管，川中磨溪气田雷一1气藏及川东地区部分石 炭系气藏也连续发现井下管串严重腐蚀的情况，从而给采气工程作业及配套装备提出了苛刻的要求。
1.气田开发与气藏工程研究
4.气井产量递减 分析
递减类型的判 断 递减规律的预测
气藏烃类体系的 相态特性
2.地层天然气的物理 性质
天然气储量的 定 义和分级
天然气高压物性
5.天然气储量计算
常压系统气藏的物 质平衡方程式
3.气藏的物质平衡 方程式
异常高压气藏的物质 平衡方程式 凝析气藏的 物 质平衡方程式



2、生产测井技术 （1）生产测井技术 大牛地气田采用产气剖面的测井方法为当气井稳定生产时，将流量、 密度、持水率、温度、压力、自然伽玛、磁定位、WTC（多路遥测系统） 等仪器组合起来一次下井，采取连续和定点测量的方式，测量气井的体积 流量、持水率、流体密度、温度、压力等参数。 （2）生产动态监测方案设计与实施要求
引 言
石油 37.9% 30.7% 水力 6.7% 核能4.5% 天然气 20.1%