气藏工程课件(1)

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



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
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
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
一 地层中天然气的状态 伴生气--和原油伴生的油田气。包括溶解气和气顶气。 非伴生气--单独存在，例CO2 ,煤层气 二 成分--以甲烷为主的挥发性石蜡族烃。 主要：甲烷 煤 其余：不同含量的较重的烃类气体 （乙烷，丙烷，丁烷） 另外：非烃类，CO2 ,N2 ,H2S ,He ,Hr . 三 用途

3.气田开发初步方案
构造，储层，储集空间，隔层，流体性质及分布， 渗流特征，温度和压力系统，驱动能量及类型，气藏 类型，估算分层和分块的地质储量和可采储量
1）进行气藏描述，建立初步地质模型
2）初步计算地质储量和可采储量 3）根据地质特征，进行气藏工程的初步论证：
气藏类型，驱动类型，层系划分，井网部署，开发阶 段，单井产能，废弃压力
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
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。
引 言
石油 37.9% 30.7% 水力 6.7% 核能4.5% 天然气 20.1%
工业 民用燃料 化工原料 饮食 （ 1985 ） 四 能源 1.五大能源分配比例 2 .天然气储量 1985年底，证实天然气储量为9.8*1013m3按目前开采速度，气藏在60年 衰竭。 而原油储量为9.6*1010t ,35年衰竭。所以预计在今后几十年中，天然气将占有显著地 位。 3. 天然气资源概况 中国石油已探明气层气地质储量1.559×1012m3（表1），溶解气储量 0.7612×1012m3，天然气田主要分布在中西部地区（表2）。 4. 天然气的生产概况 截 止 1999 年 底 ， 中 国 石 油 已 开 发 气 田 94 个 ， 试 采 11 个 。 投 入 开 发 储 量 0.8269×1012m3 ， 可 采 储 量 0.5377×1012m3 ， 开 发 井 数 1971 口 ， 年 产 气 层 气 110.5×108m3，年产溶解气 79.3×108m3。合计年产天然气 189.8×108m3，其中工 业产气量 162.6×108m3。中国石油拥有天然气输送管道长度11515． 87km，年输气 118.927×108m3。
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。
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。
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
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
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
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。
四、气田开发方案

1.油田开发方案和气田开发方案 2.气田开发的概念方案 3.气田开发的初步方案 4.气田开发的开发方案
气田开发的概念方案
开发概念设计研究
收集气藏地质，物探，测井，测试，分析化 验，钻井采气，集输，经济参数等基础资料
地面建设工程研究 A 气藏工程研究 B 建立概念地质模型 X 确定开采规模，编制数个 概念方案及开采指标预测 钻井工程研究 C
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
图1
五大能源分配表
பைடு நூலகம்
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