全国石油工程设计大赛优秀作品鉴赏综合组(气藏)

1、 编号：NPEDC253全国石油工程设计大赛National Petroleum Engineering Design Competition参赛作品单位名称：团队名称：负 责 人：联系方式：指导教师：联系方式：完成日期2012 年4 月11日全国石油工程设计大赛组织委员会制 作品说明 作品说明本组根据所提供的气田区块基础数据，参照气田开发方案编制技术要求的相关要求，充分利用所学专业知识，查阅相关资料，使用相关专业软件（CorelDraw，Petrel，Carbon）完成了该区块的开发方案设计。开发方案主要从气藏地质、气藏工程、钻完工程、采气工程和地面工程，HSE 管理和经济评价七个方面进行设

2、计。重点设计气藏地质与气藏工程两个部分。通过开发方案的对比，以及经济评价分析，提出了有关低孔低渗气藏开发的方法。气藏地质部分主要利用 CorelDraw 完成了研究区域构造位置图、构造沉积演化图、地层综合柱状图、含气层段的柱状图、井间含气层组对比标志图、沉积模式图等特色地质图。用 Carbon 绘出了多口井的测井曲线，分析知道了气藏的沉积演化过程和储层特性。而开发方案的设计，我们采用了两种方法。首先我们采用了常规衰竭式开发方式：通过经验公式的计算，我们确定要用 273 口井进行开采，采用不规则井网进行开采。由于此为低渗气藏，且常规注水开采后期采收率降低，我们又提出采用压裂的方法进行开采，采收率

3、可以有较大提升，团队齐心协力，在这半个月顺利完成了整个开发方案的设计，并把零碎的知识通过实践应用整合在了一起。整个竞赛是团队每个成员成长与学习的过程。同时也感谢老师，自始至终的指导与帮助。 作品说明 负责人签字：团队成员签字：指导老师签字：时间： 目录 目录第 1 章第 2 章第 3 章第 4 章气田概况-1气藏描述- 3地层描述- 3构造描述- 4储层描述-4流体性质及分布-21压力温度系统-22气藏类型-24地址建模- 25储量计算-31容积法储量-31动态法储量-32气井经济储量-33储量评价-34气藏工程设计-37气藏连通性分析-37开发方式-37气井产能评价-38气井配产- 41采气

4、速度- 42第 5 章第 6 章 层系划分与井网系统-43钻井工程设计- 51钻井工程设计的理论要求及相应公式-51依据所给的实际资料数据进行的相关计算-54完井设计的基本理论-59结合实际资料设计的无油管完井方法-65采气工程设计-67油气管柱-67目录 第 7 章第 8 章第 9 章 射孔-67气井生产制度优化设计-72增压开采-75压裂开采-77防砂处理-78地面建设工程设计- 80标准化设计和模块化建设模式- 80天然气集输管网系统优化设计-82天然气循环净化工艺方法-84生产施工方面安全问题的对策-86HSE-88“设计气田”HSE 风险识别-88风险评价- 90风险削减措施-90经

5、济评价-100投资估算-100经济评价-101气田概况 第1章气田概况“设计”气田位于 M 市 B 区 C 村东北约 10 公里。该地区属中温带大陆气候，温带半干旱草原、荒漠区，具有春季多风、多发沙尘暴，夏季多温热，秋季多阴雨，冬季多干旱且漫长的特点。降水多集中在 79 月份，以短历时大强度的雷阵雨为多。夏、秋季多阴雨，是影响工程安全的主要气象因素之一。井场周围便道较多，多为村级道路，路面松软，不能行驶大型车辆，交通较为不便，通讯也不便利。“设计”气田地理位置见图 1.1。图 1.1 “设计”气田地理位置图区块构造位置处于 XX 盆地 XX 斜坡，区域内构造，断裂不发育，总体为北东高-南西低的

6、平缓单斜，平均坡降，倾角小于 ，局部发育鼻隆构造，未形成较大的构造圈闭。该块为新增储量区，没有形成开发井网，周围无井站和集输管网及配套设施，A 向东 22 公里可进入最近的配套集输设施覆盖区 MN，该区的天然气处理能力已达到饱和，外输能力还有富余，且留有接入点。“设计”气田共获探明储量，NPEDC10 组探明地质储量，其中 NPEDC9 组探明地质储量，具有较好的勘探开发前景。“设计”气田具有特殊的地质条件，普遍发育低渗低孔储层，具有孔隙度低、渗透率低、含水饱和度高、非均质性强、低压低产等特点，单井产量大，稳产难度大。“设计”气田范围内完成了地震、钻井、测井、取心及分析化验等工作。区1 气田概

7、况 内共钻探 10 口井，气藏埋深约-3624-3694m，对 10 口井都进行了测井工作，分析其气层有效厚度为 20m，收集、整理并录入了研究区 10 口取心井 100 余块样品的物性资料进行了统计分析。结果表明，本区孔隙度分布在 0.420%之间，平 均 7.2% ； 渗 透 率 分 布 在之间，平均值；其中，孔隙度主要分布在 510%之间(占 56.5)，渗透率主要分布在之间(占 55.9)，表明储层主体属超低渗储层。NPEDC9 组含气面积，储量。以 M1 井为例，2011年 9 月试采初期日产气，累计产水， 至 2011 年 10 月 ， 累 计 产 气，以 M4 井为例，2011

8、年 7 月试采，初期日产气，至 2011 年 9 月，累计产气，水。2 气藏描述 地层描述第2章气藏描述地层层序“设计”气田钻井揭示的地层自上而下依次为：第四系，白垩系，侏罗系的NPEDC1 组、NPEDC2 组、NPEDC3 组、NPEDC4 组、NPEDC5 组、NPEDC6 组、NPEDC7组、NPEDC8 组、NPEDC9 组、NPEDC10 组、NPEDC11 组，石炭系的 NPEDC12 组，奥陶系的 NPEDC13 组。该地区地层除缺失中上奥陶统、志留系、泥盆系和下石炭统以及古近系、新近系外，其他地层发育基本齐全。M6 井地层综合柱状图3 气藏描述 2.1.2 地层发育特征二叠系

9、 NPEDC11 组及下伏地层为海陆交互相的含煤层系，包括炭质泥岩、深灰色泥质灰岩和煤层。NPEDC10 和 NPEDC9 在本区主要为三角洲平原辫状分流河道沉积。NPEDC10 组岩性为灰色、灰黑色细中粒岩屑灰岩、岩屑质石英砂岩和泥质岩，砂岩成分成熟度低。NPEDC9 组岩性为浅灰色含砾粗砂岩、灰白色中粗粒砂岩及灰绿色石英砂岩。砂体厚度大，多期叠置，平面展布规模大。NPEDC8组岩性为棕红色泥岩、砂质泥岩与浅红色砂岩形成的良好的盖层。三叠系 NPEDC7、NPEDC6、NPEDC5 为一套反韵律地层，由下到上为棕色泥岩、灰色砂岩、灰绿色砂岩。NPEDC4 地层较厚，约为 800 米，上部为泥

10、岩夹粉细砂岩，中部主要为厚层、块状砂岩夹砂质泥岩，下部为长石砂岩夹紫色泥岩。侏罗系 NPEDC3、NPEDC2、NPEDC1 以棕红色泥岩为主，含少层灰白色砂岩。2.2 构造描述下伏陆相-海陆交互相煤系地层呈广覆式分布且成熟度高；总体近南北向的NPEDC9、NPEDC10 砂体在平缓的西倾单斜背景下，与侧向的河流间湾泥质岩遮挡及北部上倾方向的致密岩性遮挡一起构成了大面积的岩性圈闭。该气藏分布主要受控于盆地大面积的岩性圈闭，主力含油气层系在该区发育两条大型的近南北方向展布的三角洲辫状河道复合砂体，在砂体东侧上倾方向，由于分流间湾形成的泥质岩作为侧向遮挡，砂体向男延伸而变薄尖灭；砂体向北因沉积混杂

11、，成岩作用强烈而形成致密岩性遮挡。2.3 储层描述2.3.1 沉积微相与储集物性沉积微相控制了该区上古生界岩性圈闭的砂体储层规模以及空间展布。沉积相研究和区域构造沉积演化背景的综合分析表明，该区的主力储集层系主要形成于辫状河、曲流河沉积作用占主导地位的河流三角洲沉积环境，砂体类型有河道重填砂体、辫状河砂坝、边滩砂体以及废弃河道充填和决口扇、天然堤。不同微相砂体的物性差异大，决口扇、天然堤以及废弃河道充填砂体分布规模较小，连续性较差。由于颗粒较细、杂质含量较高以及分选较差等因素的影响，储层孔渗条件较差，多数为致密储层。分流河道沙坝厚度达，连片分布范围大，由于沉积水动力强，颗粒粗、分选好，砂体物性

12、好，往往发育相对较高孔渗的储层。4 气藏描述 图 2.2 NPEDC9 和 NPEDC10 组气层砂体分布示意图整个“设计”气田 NPEDC9 组和 NPEDC10 组地层厚度为 336381m，平均 350m，埋藏深度 33753725m。NPEDC9 为一套河流相砂岩，灰白色中粗粒砂岩及灰绿色石英砂岩，是上古生界主力产气层。NPEDC10 组以河道沉积为主，岩性为灰色、灰黑色细中粒岩屑砂岩、岩屑质石英砂岩和泥质岩，砂岩成分成熟低，为上古生界主要产气层段之一。表 2.1 “设计”气田储层物性统计表“设计”气田，总体上，NPEDC9 组，NPEDC10 组储层为低孔低渗低压，其中NPEDC92

13、 段储层物性相对最好，平均孔隙度 7.29，平均渗透率 0.247mD；其次为 NPEDC91 段储层，平均孔隙度 7.30，平均渗透率 0.102mD；而 NPEDC101、NPEDC102 段，储层物性相对交差；NPEDC101 孔隙度和渗透率均较低不能成为良好的储层。总体来说，NPEDC9 应为相对物性最好的产层。5 气层组平均孔隙度（）平均渗透率（mD）NPEDC91NPEDC92NPEDC101NPEDC102NPEDC103气藏描述 图 2.3 NPEDC92 渗透率孔隙度交汇图图 2.4 NPEDC91 渗透率孔隙度交汇图孔隙度与渗透率总体呈正相关关系，NPEDC91 段与 NP

14、EDC92 段的相关系数分58、0.891。储层空隙特征“设计”气田主力储层储集空间以孔隙为主，裂缝只占储集空间的极少部分。对岩心样品的孔隙度和渗透率相关性分析表明，无论 NPEDC91 还是 NPEDC92段储层，其渗透率均与孔隙度呈明显的正相关关系，说明渗透率的变化主要受孔隙发育度的控制。在孔隙构成中，次生溶孔占主要地位，薄片分析表明，储层砂岩主要为岩屑石英砂岩（占 60.6），其次为岩屑砂岩（占 22.2）和石英砂岩（占 17.2）面孔隙率为 013，平均 15，以岩屑溶孔为主，占 52.02其次为晶间微孔（占 15.87）、粒间孔（占 12.20）、粒间溶孔（占 10.87）、杂基溶孔

15、（占6 气藏描述 7.16）。储层分类及评价“设计”气田与苏里格气田具有良好的相似性，因此参照陈小娟等苏里格气田盒 8 段气藏储层特征及气井分类评价对该区储层进行分类与评价。储层特征参数计算公式为：式中： 储层特殊参数， 测井解释渗透率， 测井解释气层厚度，m 测井解释及孔隙度， 含气饱和度，据资料，储层特征参数越大，稳定产量越高，两个参数之间存在良好的线性关系。基于以上特点，根据测井资料数据计算出不同井位不同砂层的特征值。M1井的测井资料解释表 2.3 M2井的测井资料解释M3 井的测井资料解释7 小层厚度m孔隙度%渗透率mD含水饱和度%特征值-410 mDm测井结论1NPEDC91气层1N

16、PEDC97气层2NPEDC97气层2NPEDC9含气层2NPEDC9气水同小层厚度 m孔隙度渗透率 mD含水饱和度特征值-410 mDm测井结论2NPEDC9气层1NPEDC10气层小层厚度 m孔隙度渗透率 mD含水饱和度特征值-410 mDm测井结论2NPEDC9气层气藏描述 层6.2气水同层气层23气层M4井的测井资料解释M5井的测井资料解释M6井的测井资料解释M7井的测井资料解释8 小层厚度 m孔隙度%渗透率 mD含水饱和度%特征值测井结论-410 mDm1NPEDC9131.4 含气层1NPEDC9904.6 气层2NPEDC9气层2NPEDC9气层2NPEDC9含气层2NPEDC9

17、气层小层厚度 m孔隙度%渗透率 mD含水饱和度%特征值测井结论-410 mDm1NPEDC91391.3 气层2NPEDC9821.6 气层2NPEDC9138.4 气层2NPEDC1078.6 含气层3NPEDC109623.3 气层3NPEDC106193.2 含气层小层厚度 m孔隙度渗透率 mD含水饱和度特征值-410 mDm测井结论2NPEDC9气层小层厚度 m孔隙度%渗透率 mD含水饱和度%特征值-410 mDm测井结论1NPEDC9气层气藏描述 气层NPEDC92NPEDC10228气层气水同层M8井的测井资料解释M9井的测井资料解释M10井的测井资料解释根据特征值大小，将该区域储

18、层划分为四个类别(表 2-12)。9 小层厚度 m孔隙度%渗透率 mD含水饱和度%测井结论2NPEDC9水层2NPEDC9水层2NPEDC9水层1NPEDC10水层2NPEDC10水层3NPEDC10水层小层厚度 m孔隙度%渗透率 mD含水饱和度%测井结论1NPEDC9气层2NPEDC9气层2NPEDC952气层2NPEDC9气层3NPEDC106气层3NPEDC10气层小层厚度 m孔隙度%渗透率 mD含水饱和度%特征值-410 mDm测井结论2NPEDC9834气层2NPEDC9气层2NPEDC104气层3NPEDC10气层气藏描述 储层分类评价该区域储层沉积环境主要为辫状河砂砾质心滩，砂体

19、分布连续性差，通过测井资料分析，该地区类储层主要为 M1 井 NPEDC922 砂层，M5 井 NPEDC91 砂层，M6 井的 NPEDC912 砂层，M7 井 NPEDC102 砂层，M10 井 NPEDC921 砂层；类储层主要为 M4 井 NPEDC92 砂层，M5 井 NPEDC921 砂层和 NPEDC1031 砂层，M6 井 NPEDC924 砂层，M7 井 NPEDC92 砂层，M8 井 NPEDC923 砂层，M9井 NPEDC91 砂层,M10 井 NPEDC102 砂层。储层纵横向分布特征NPEDC9 在本区主要为三角洲平原辫状分流河道沉积，剖面结构中以粗砂岩、砂砾岩及中

20、粗砂岩为主，细砂及粉砂沉积在连续的砂质剖面中所占份额很少。砂体厚度大，一般为 1050m；砂层多期叠置，平面展布规模大，砂体宽度在 20km以上。NPEDC10 在本区总体上表现为曲流河的沉积特征，砂体相对较差，一般宽度为 35km，砂岩厚度为 515km；砂层在层序上具有明显的下粗上细的三元结构，顶部粉细砂质在层序中占有较大比重，NPEDC10 组的砂层结构多以单砂层为主，反应多期叠置、冲刷充填的多砂层结构相对少见。储层非均质性储层非均质性是指储层的基本性质在三维空间上分布的不均一性，对油气田的勘探和开发效果影响很大，是储层评价和油气藏描述的重要内容，其研究水平将直接影响到对储层中油气水分布

21、规律的认识和开发中效果的好坏。储层非均质性是沉积、成岩及构造等因素共同造成的。储层非均质性首先表现在不同的沉积条件之间，而同一沉积体系不同沉积相带则由于沉积构造、沉积物粒度和分选及矿物成分等特征的不同也具有不同的非均质性；成岩作用叠加在储层沉积格架上，胶结、溶解和交代等作用不均匀分布于储集空间，进一步增加了储层的非均质性；构造运动则对已形成的储层进行再次改造，不仅使其发生形变、错段，而且其活跃的孔隙水还加剧了成岩作用的发生，使储层的断貌也越发复杂。通过对储层沉积、成岩和构造特征的具体分析，判断各级非均质性的空间分布强弱，建立相应的储层非均质性模式。10 储层分类特征值性质评价类储层900天然气

22、储量大，渗流能力强，为主力产层好类储层420900该地区的主要含气层，有较好的经济效益较好类储层240420现阶段不具备开采的经济技术条件一般类储层240储层物性差，不具备开发潜力较差气藏描述 “设计”气田 NPEDC9、NPEDC10 组是研究的目的层段。该区的构造平缓，为一西倾构造，发育少量低幅构造，断层不发育，砂层储层主要为陆相辫状河流相到低弯度的曲流河沉积。NPEDC9、NPEDC10 砂岩岩性主要为中粗粒岩屑石英砂岩、岩屑砂岩和石英砂岩；低孔、低渗；孔隙度结构复杂，砂岩电性特征为低自然伽马、高电阻率、低次声波时差，而泥岩电性特征为高自然伽马、高电阻率、高声波时差。砂岩压实、胶结作用强

23、烈，对储层孔隙的破坏严重，储层的各级非/100m；气藏圈闭类型主要为构造岩性复合圈闭。时间表明砂体的沉积相控制了主相带砂体的展布，而主相带的展布及储层成岩作用控制了储层的物性和孔隙结构。因此沉积微相和储层成岩作用是控制储层各级非均质性的主要因素。结合裘亦楠（1989）的分类方案，我们从以下几个方面讨论非均质性，即：层内非均质性：包括粒度的韵律性、渗透率差异程度及高渗段位置、层内不连续泥质夹层分布频率和大小，以及其他不渗透隔层特征。平面非均质性：平面渗透率的变化及非均质程度。层间非均质性：隔层分布、渗透率较差、突变、变异系数表征非均质性。2.3.5.1 层内非均质性各砂层沉积韵律特征单砂层内部的

24、韵律性主要指岩性、粒度、沉积构造序列、物性以及物性的非均质性参数在垂向上的规律性变化。根据层内最高渗透率段的不同位置，可将本区的层内非均质分为三种类型，即正韵律型、反韵律型和复合韵律型。正韵律型：渗透率在垂向上由下向上变小，最高渗透率段分布于下部或中下部。这种剖面类型主要出现在中等厚层砂岩（24m）的底部，对于厚层砂岩（大于 4m）的大多数情况下是出现在中上部。11 气藏描述 正韵律 图 2.5 M4 井 NPEDC9 组正韵律型剖面 反韵律型：渗透率在垂向上由下向上由小变大，最高渗透率段分布在上部或中上部。这种剖面类型的砂岩主要为中薄砂岩（小于 2m），但在厚层河道砂岩的底部以及侧翼也可见到

25、。12 气藏描述 反韵律 图 2.6 M10 井 NPEDC9 组反韵律型剖面 复合韵律型：厚层砂岩的底部和顶部往往具有反韵律特征，从而构成反多期正韵律组合。这种组合特征往往是由于成岩作用造成。由于压实埋藏过程中，厚砂岩顶底泥岩排出的富含钙离子的地层水进入砂岩顶底部，由于孔隙空间相对泥岩较大，故孔隙压力降低，离子析出，胶结砂岩颗粒，使砂岩孔渗降低。而在厚砂中部则孔渗的影响受沉积作用影响更大，更能反应水流能量的变化。隔、夹层识别及分布由于岩性控制物性，物性控制含气性。因此，岩性识别是评价非均质性的重要环节，要讨论隔、夹层的识别和分布需要建立在测井数据解释的基础上，通过分析 10 口井的测井曲线，

26、建立了该研究区 NPEDC9 和 NPEDC10 组测井数据识别岩性的标准（表 2.13）。13 气藏描述 不同岩性测井数据范围河流相储层中各类夹层特别发育，由短暂而局部的水流状态变化所形成的，反映微相或砂体的相变，所以其形态和分布不稳定，夹层的存在增强了储层非均质性，控制了储层内的流体流动，影响了垂向渗透率，增加了油气的开发难度。根据夹层的岩性物性特征，研究区河流相储层中的夹层可分为两类，即泥质夹层、物性夹层：泥质夹层是河流相中最重要的一类夹层，是在水动力条件较弱的沉积环境下形成的，河流相储层中泥质夹层往往是不连续分布的。物性夹层的岩性主要是泥质粉砂岩和粉砂质泥岩，即泥、粉砂等细粒沉积物充填

27、了岩石孔隙，形成低渗透层。物性夹层主要是河道滞留沉积的产物，主要分布在河道滞留沉积区内，所以夹层发育于单期河道砂体内部和河道砂体之间，对储层垂向连通性产生影响。利用各种测井曲线对夹层进行标定，能够实现夹层在单井上的识别（图2.7）。14 岩性出现层位自然伽马（API）声波时差-1（hsm ）-1密度（gcm ）砾岩NPEDC54060200240粗砂岩NPEDC55565200240中砂岩NPEDC96075200240细砂岩NPEDC48090200240粉砂岩NPEDC490100200240泥岩NPEDC10100130210240煤NPEDC1190190300410气藏描述 泥岩夹层

28、 煤夹层 M6 井典型夹层测井曲线特征从垂向上的分布来看，岩性夹层多分布在单个河道砂体的底部，物性夹层多分布在河道砂岩的中上部，如果河道砂岩切割下部河道砂岩，则在河道砂岩的底部也可发育物性夹层。平面非均质性平面非均质性是指一个储层砂体的几何形态、规模、连续性，以及砂体内孔隙度、渗透率的平面变化所引起的非均质性。研究区 NPEDC9、NPEDC10 的各个小层以及同一小层内不同流动单元的砂体厚度变化范围很大。砂体厚度的变化严格受到沉积微相的影响，换句话说，沉积微相控制了储层物性，由洪泛平原河道边缘主河道，砂体物性条件变好。15 气藏描述 不同微相孔隙度渗透率参数统计表本区沉积微相主要是河道沉积、

29、决口扇沉积、河漫滩沉积，砂体平面形态多呈带状、分叉和交织的带状形态。砂体展布总体呈北东南西向展布。这种带状展布的特征，反映了本区砂体沉积相的河道特征。通过 5 个小层渗透率平均值平面分布图可以看出：NPEDC91 河道呈西北东南方向，渗透率高值分布在研究区的东北部，M6 井的渗透率达井的渗透率达到少，平均渗透率为；NPEDC92 河道在全区都发育，M7；NPEDC101 河漫滩的沉积面积较大，河流沉积；NPEDC102 的渗透率高值主要分别集中在两条河道的中间，其中 M7 井渗透率最高达；NPEDC103 的渗透率高值位于 M5、M9、M10 井控制的河道中，其中 M5 井渗透率高达。从 5

30、个小层的渗透率平面图上可以看出，各个小层在平面上具有较强的非均质性，沉积微相的平面展布导致了渗透率分布的不均一。层间非均质性通过对 10 口井 5 个小层的渗透率平均值、最大值及最小值的统计，可以看出层间非均质性较强，NPEDC92 的渗透率平均值达 0.247mD，而 NPEDC101 仅为0.005mD，说明各小层之间的非均质性较强（表 2.15）。“设计”气田各层渗透率统计表表征层内渗透率非均质程度的有关定量参数主要要有渗透率变异系数（Vk）、渗透率突进系数（Tk）、渗透率极差（Jk）。渗透率变异系数16 层位(mD)(mD)Kmin(mD)1NPEDC92NPEDC91NPEDC102

31、NPEDC103NPEDC10微相参数主河道河道边缘洪泛平原孔隙度（%）范围值孔隙度（%）平均值渗透率（mD）范围值渗透率（mD）平均值气藏描述 变异系数用于度量统计的若干渗透率数值对其平均值的分散程度，其计算公式为：Vk (Ki1i K )2 nK式中： 层内某样品的渗透率值，i=1,2,3n； 层内所有样品渗透率的平均值；n 层内样品个数。透率突进系数（TK）以沙层中最大渗透率与岩层渗透率的比值表示。其计算公式如下：Tk=KmaxK式中：Kmax 层内最大渗透率，一般以沙层内渗透率最高且相对均质层的渗透率表示；K 层内所有样品渗透率的平均值当 TK2 为均匀型，当 2TK3 时为不均匀型。

32、透率极差（JK）即砂层内最大渗透率与最小渗透率的比值，其计算公式如下：Jk=KmaxKmin式中：Kmax层内最大渗透率，一般以沙层内渗透率最高且相对均质层的渗透率表示；Kmin最小渗透率，一般以渗透率最低且相对均质段的渗透率表示。渗透率极差越大，反映渗透率的非均质性越强，反之非均质性越弱。根据以上渗透率参数的计算方法，分别计算 5 个小层的渗透率参数（表2.16）。表 2.16 “设计”气田各小层非均质性评价数据表在沉积微相研究的基础上，结合物性及夹层研究认为，研究区主要发育辫状河和曲流河沉积体系，从主河道（辫状河道和曲流河道）微相河道边缘相洪泛平原相，物性依次变差，非均质程度依次降低，渗透

33、率非均质参数依次减小；17 层位K 变异系数（VK）K 突进系数（TK）K 极差（JK）1NPEDC92NPEDC91NPEDC100112NPEDC10683NPEDC1080气藏描述 沉积微相的空间展布宏观上控制了砂体不同岩性的非均质参数的空间分布，从各3 2 1NPEDC92 NPEDC101。平均渗透率在平面上的分布均具有较强的非均质性，但展布方向与河道一致。总的来看，沉积微相从宏观上控制砂体的展布方向，从而导致了各层平面物性的非均质性。在物性的主控因素中，沉积微相控制了物性的宏观分布，主河道物性最好，河道边缘次之，洪泛平原最差。储层岩性、孔隙结构复杂, 渗透率变化范围宽, 表现出强烈

34、的非均质性。在测井曲线上, 河道和心滩沉积的自然伽马为低值, 曲线主要呈齿化、微齿化的箱形、钟形、箱形钟形。箱形形态表明沉积过程中水动力条件稳定, 河流所携带的沉积物粒度相对均一,砂体上下伽马曲线呈突变; 钟形形态表明在沉积过程中水动力条件逐渐减弱, 河流携带能力变差, 伽马曲线底部呈突变, 到上部为渐变。通过对众多钻井测井相岩- 电转换模型的分析, 证实自然伽马能较好地反映泥质含量和碎屑粒度变化的沉积序列和演化特征, 以伽马曲线为代表的测井相类型有如下几种。1)平滑箱状曲线。底、顶部呈突变关系和略显正韵律变化特征, 反映由含砾粗砂岩和中-粗粒砂岩组成的具有多韵律叠置的辫状河心滩沉积特征,内部

35、结构较均匀。2)齿化箱形曲线。反映由中-粗粒砂岩或中-细粒砂岩组成的多韵律叠置辫状河滩和河道充填沉积特征, 内部结构不均匀, 可发育有多个泥岩夹层。3)钟形曲线。反映由中-粗粒砂岩至中-细砂岩组成的、由粗变细的曲流河边滩或辫状河心滩砂体的沉积特征。由多个冲刷面、叠置的边滩或心滩与薄泥岩夹层组合在一起, 因每个叠置砂体的粒级及含泥量的韵律性变化, 可使钟形曲线多次叠加而呈宏观的圣诞树形。4)漏斗形曲线。呈电测曲线幅值向下减小的底部呈渐变而顶部呈突变的关系,主要为反韵律的薄层砂岩、粉砂岩、泥岩互层。砂岩主要发育于上部, 反映突发性的洪水流溢岸沉积, 如决口扇和决口河道。多个决口扇的连续发育可形成叠

36、置漏斗状曲线。5)平滑曲线。平滑-较平滑的高伽玛值曲线,反映较连续的炭质泥岩段沉积,由于炭屑和有机质含量较高, 其视电阻率值明显高于普通的泥岩。6)尖刺状指形曲线。以高伽马值平滑曲线为背景的尖刺状指形曲线, 是决口扇和决口河道的典型曲线特征, 以箱状和钟形曲线为背景的尖刺状指形曲线,往往与砂体中有钙质胶结层有关。18 小层岩性发育的非均质程度来看，进行强弱排序为 NPEDC10 NPEDC10 NPEDC9 气藏描述 M6 井典型测井曲线特征图2.3.6 储层敏感性分析仅仅对 M4 井进行了敏感性实验，以 M4 的结果可以大致推广到整个气藏。敏感性分析如下：敏性实验：表 2.17 为酸敏性试验

37、分析表。由酸敏试验可以得到酸敏指数为 0.224，酸敏程度为弱酸敏。因此，能够对储层进行酸化改造。表 2.17 酸敏度试验分析表盐敏性实验：表 2.18 为盐敏性试验分析表，分析可得，平均临界盐度为19 井深m气体渗透率-3 210 m孔 隙 度(%)地层水渗透率-3 210 m酸后地层水渗透率-3 210 m酸敏指数酸敏程度弱酸敏9弱酸敏弱酸敏弱酸敏气藏描述 46083mg/L。表 2.18 盐敏性试验分析表水敏性实验：表 2.19 为水敏试验分析表，分析知，平均水敏指数为 0.027，储层不具备水敏性。2.19 水敏试验分析表速敏性实验：对于低渗透的致密岩样，当流体尚未达到 0.25mL/

38、min 时，而压力梯度以已大于 3MPa/cm，且随着流量的增加岩样渗透率始终无下降，储层无速敏性。碱敏性实验：表 2.20 为碱敏试验分析表，可看出岩样的渗透率随着 pH的增大无明显变化；碱敏指数为 0.129；碱敏程度为弱碱敏。表 2.20 碱敏试验分析表由上分析知：储层物性稳定，临界盐度为 46083mg/L，适合注酸、碱、水对储层进行改造，提高天然气采收率。20 井深(m)气体渗透率-3 210 m-3 2不同 PH 下底层水渗透率10 m碱敏指数碱敏程度评价井深(m)气体渗透率-3 210 m碱敏指数碱敏程度评价弱碱敏弱碱敏弱碱敏弱碱敏弱碱敏井深(m)气 体 渗透 率-3 210 m

39、孔 隙度(%)地层水渗透 率-3 210 m无离子水渗-3 2率 10 m敏指数水敏程度评价4无无无无井深(m)气体渗透率-3 210 m孔隙度(%)地层水渗透率-3 210 m临界盐度mg/L41583237625940559405气藏描述 流体性质及分布流体化学成分分析该区块内的流体主要为干气，占流体总量的 90%以上，由 M4 和 M5 井的流体组分分析可知，储层内流体 C1+N2 为 94.173%，C2C6+CO2 为 5.791%，C7+为0.036%，具有干气藏组分的特征。2.4.2 流体高压物性特征分别以 M4 和 M5 井，测得流体的高压物性数据如表 2.21 和表 2.22

40、：M4井流体高压物性表M5井流体高压物性表2.4.3 地质水性质在气田区块内，对 M1，M4，M5，M6 进行地层水分析，分别在井口和喷管口进行取样分析，地层水色泽淡黄，Ca2+含量较多，水型为 CaCl2 型，其为地表大气降水隔绝的封闭水。2.4.4 气水分布特征及其控制因素该区域含气面积约为，气层有效厚度为 20m，含气饱和度为 65%，气藏埋深 32003400m，气藏湿度为 379K，气藏内基本无可动水，为一大型弹性驱动的层状岩性气藏。该气藏主要受控于盆地中部大面积岩性圈闭，主力含气层系在该区发育两条大型的近南北向展布的三角洲辫状河复合河道砂体，砂体向21 地层条件气体体积系数：-31

41、0 m/m油气藏：干气地层条件气体体积系数：-310 m/m油气藏：干气气藏描述 南延伸尖灭，向北沉积混杂，成岩作用强烈而形成致密岩性遮挡。气藏内部因受储集体发育程度的影响，其气层厚度在平面上有一定变化，但整个含气层分布稳定，相对高渗透率、高含气量的密集带在平面上呈串珠状分布。2.5 压力温度系统通过 M2，M6，M8 井钻进过程中地层压力测量，预测到 NPEDC9 组气层压力约为，NPEDC10 组气层压力约为。（M2，M4 井地层压力预测结果，见图、图）。22 气藏描述 图图M2 井地层压力预测结果图M4 井地层压力预测结果图由关系曲线可看出气藏压力系数在 之间，平均值，属低压气藏。“设计

42、”气田属于同一温度系统，其平均温度为/100m。气层段温度在 115125之间。2.6 气藏类型23 气藏描述 2采用单因素指标分类法，在综合分析地质、岩芯试验分析、试气试采资料、试井解释等资料的基础上，以影响气藏开发的几个主要因素进行分类。(1)驱动类型NPEDC92 属于岩性圈闭气藏，储层的分布受砂体展布和物性的控制，属于无边底水定容弹性驱动气藏。(2)集空间类型NPEDC92 段气藏储层的岩性主要是岩屑石英砂石、岩屑砂岩以及少量的石英砂岩。砂岩储集层在成岩过程中经历了压实作用，蚀变作用、溶蚀作用和粘土矿物的重结晶等多种演化过程，原生孔隙大部分遭到破坏，岩石中大量发育各类溶蚀孔、高岭石晶间

43、孔等次生孔隙。因此从储集空间上看，NPEDC92 段气藏属溶孔晶间孔型气藏。(3)集物性NPEDC91 段气层平均孔隙度 7.3%，平均渗透率；NPEDC92 段气层平均孔隙度 7.29%，平均渗透率 0.247 mD；NPEDC102 段气层平均孔隙度 7.6%，平均渗透率；NPEDC103 段气层平均孔隙度 6.68%，平均渗透率；气藏属于典型的低孔、特低渗气藏。2.7 地质建模储层建模的核心问题是井间储层预测，这种预测实际上是在给定资料的前提下，利用各种数学理论和方法对井间未知区域进行预测，因而储层建模的原理就是井间数学插值方法的原理，根据储层的数学方法和途径，储层建模分为确定性建模和不

44、确定性建模。本节采用确定性建模的方法，分别做出相关构造模型和储层属性模型；整理与分析基础数据；根据建模的软件的需要，输入如下数据；整理、输入工区边界；分别准备、输入 10 口井井位坐标、补心海拔、井斜数据，并导入软件内；数字化 NPEDC91 顶面构造线，整理 5 个小层的分层数据；整理 10 口井的测井数据。2.7.1 构造模型构造建模包括地层层面模型和断层模型，本区由于构造特征简单，没有断层，构造模型主要依靠井点资料，对于边界地区和井网密度不大的地区，采用虚拟经来控制，通过井点的分层资料和井间地层对比，就可以较好地控制该区的构造形态。本次所建的构造模型，采用了 50 米50 米1 米的网格

45、。此次研究以小层分层数据作为层面上井点控制，建立了目的层系各个小层的构造模型（图 2.10），包括 NPEDC91 、NPEDC92、NPEDC101、NPEDC102 和24 “设计”气田 NPEDC9 段气藏类型的划分是根据石油天然气行业标准，主要气藏描述 3性强，地层北东高-南西低，整体呈向西倾斜的单斜。统计地层坡度较缓，每千米下降 2-15m，没有大的构造起伏，且 NPEDC9 段顶面、NPEDC10 段顶面的微构造形态有很好的继承性，构造的主体基本上是向西倾斜的单斜构造，只在局部发育微幅度鼻隆构造。图 气田构造图2.7.2 沉积微相模型沉积微相模型的建立是建模的重点之一，在本次建模中

46、，主要采用相控建模的方法。1、 相建模的方法选择定义一个量化的相模型的先决条件之一是综合分析各种硬的和软的信息。硬信息是被认为不具模糊性的确定性数据，而软信息是各种概念、经验和解释。硬信息的来源主要是井资料，而软信息主要来源于露头、地震资料和与所研究油藏相似的邻井。在本工区的建模中，硬数据是测井数据二次解释及测井模板所得的孔隙度、渗透率、含油饱和度等参数、地质分层数据。软数据作为约束条件，对三角洲前缘亚相的储层进行约束。地质知识的运用，来源于储层地质模式，为储层建模提供不同储层大小和形状的定义。定义的长、厚、宽数据可以用分布模式，一个相的形状可以用几何图元（盒型、椭球型、半椭球型）会数值化相的

47、形状来表征。本次该气田沉积相建模，采用单井垂向上和平面微相图平面上控制的方法。单井上，根据测井曲线，我们在区域沉积体系的控制下，对单井上沉积微相简化25 NPEDC10 小层顶面构造图和地层厚度图。总体来看，本区构造特征明显、规律气藏描述 为 3 种类型，分别为河道、河道间和心滩。针对每口井，在小层界面内，在垂向上划分单井的微相。同时，根据地层厚度图，砂岩厚度图，结合单井的水道追踪，我们也做了每个小层的平面微相图，在相建模的过程中，首先将其导入到建模软件 Petrel 中，数字化边界，然后，用边界来控制相模型在平面的展布范围。2、相模型的建立依据该气田各小层的沉积相特点，我们选用序贯指示模拟方

48、法，通过两步建模，建立了研究区的沉积微相模型。选择的井网大小为 50 米50 米1 米的网格。在建模的过程中，充分运用多学科信息，包括地质、测井资料进行一体化建模。a、数据粗化根据测井曲线形态与测井相的对应关系，对研究区的所有钻井的测井数据进行了数据粗化（图）。 图 单井测井曲线离散化b、相建模研究结果及分析从区域沉积相研究得知，该气田的沉积相主要为辫状河砂砾质心滩和河道沉积，在此基础上，我们建立了该气田各小层的沉积微相模型（图）。26 气藏描述 图 沉积微相模型 2.7.3 属性模型对于储层的三维地质建模，我们采用算法稳健且常用的序贯高斯模拟方法进行参数建模。并且，为了使所建的岩石物理参数模

49、型更符合地质实际，我们采用通过相控建模思路，即针对不同的沉积微相赋予不同的参数分布，以反映不同沉积微相内部储层参数空间变化的差异性。具体的做法是首先建立沉积相，然后根据不同沉积微相的储层分布规律，分相（砂体或流动单元）进行井间插值或随机模拟，建立储层参数分布模型。因为相与参数之间有着密切的关系，相控制着物性参数在三维空间的分布，因此相控随机模拟方法的思路是符合地质规律的，而且能避免大多数连续变量对于平稳性、均质性的严格要求。本次属性模型的预测运用适用于连续变量模拟的序贯高斯模拟算法，采用相控建模模拟技术，模拟得到孔隙度、渗透率和含水饱和度模型。1、孔隙度模型的建立与相模型一样，通过数据离散化、

50、数据分析、模拟及约束等方法，建立了莫里青油田的孔隙度模型（图）27 气藏描述 图 单井孔隙度曲线离散化从孔隙度模型上（图）可以看出，孔隙度的分布明显受沉积微相的控制，孔隙度主要沿河道带及砂坝出现高值，按有效储层的孔隙度下限 0.4%。不同区块之间孔隙度，也存在很大的差异性，不同的小层也存在明显的变化。 图 2.14 气田孔隙度模型2、 渗透率模型的建立渗透率模型的建立与孔隙度模型类似，首先由单井孔隙度转化为单井渗透率，通过建模离散化后，在沉积微相模型约束下，进行模型插值，从而得储层的渗透率模型（图）。按有效储层的渗透率下限，渗透率和孔隙度一28 气藏描述 样，也受沉积微相的控制，其分布与孔隙度

51、相似，也是在上升半旋回早期和下降半旋回晚期，其渗透率较好；而在上升半旋回的晚期和下降半旋回的早期，渗透率较小；水下分流河道沉积微相的渗透率较好，而水道侧翼和席状砂的渗透率较低。 图 气田渗透率模型3、含水饱和度模型的建立在单井孔隙度的约束下，建立了含水饱和度模型（图），结合含水饱和度模型以及含水饱和度模型的剖面图，含水饱和度模型与孔隙度模型和渗透率模型具有很好的相关性，在孔隙度小，渗透率低的地区，含水饱和度也低；反之亦然。 图 气田含水饱和度模型29 储量计算 第 3 章 储量计算3.1 容积法储量容积法计算石油储量的思路是确定天然气在气层中所占据的体积。天然气储集在气层的空隙间内，空隙内除天

52、然气外，还有一定数量的水，因此，只要获得气层的几何体积（即气层的含气面积与有效厚度之乘积），有效孔隙度，含气饱和度等地质参数，便可计算出地下天然气的地质储量。但由于气层深埋地下，处于高温、高压条件下，天然气采出地面后，将发生膨胀，故必须将地下天然气体积换算为地面体积，必须用地下天然气体积除以天然气的体积系数。天然气的地质储量计算公式为：AhSgi/Bg所给资料有：井区含气面积约为，含气层的有效厚度为 20m，孔隙度平均为 7.2%，结合测井资料计算该区平均含水饱和度为 42.21%，实验知地层条件下气体体积系数为10-m/(标)m。计算得该区天然气地质储量为：20（100）10-)104（万立

53、方米）108（m）“设计”气团研究目的层段划分为 NPEDC91、 NPEDC92、 NPEDC102、NPEDC103 四个层段。通过坐标法比例尺换算网格法和几何平均的方法分别得到各层段的含气面积、有效厚度、孔隙度和寒气饱和度（见表），并计算得各层段的地质储量。表 3.1 各层段地质储量表原容积法计算可采储量与采收率的修正公式为：TscPi Gd Pa/Za Sga Pa/Za SgaSgiZiTPsc G 1 Pi/Zi Sgi =Gd1 Pi/Zi Sgi 显然，动态储量采收率为：30 层位含 气 面 积（km）有 效 厚 度（m）孔隙度（%）含气饱和度（%）容 积 法 地 质 储8量（

54、10 m）1NPEDC91512NPEDC93182NPEDC101023NPEDC10116储量计算 Pa/Za SgaERd=1 Pi/Zi Sgi动态储量采收率（ERd）与动态储量（Gd）是一一对应的匹配关系，是符合逻辑的，两者计算的可采储量是合理的，正确的。容积法地质储量采收率应为Gd Pa/Za SgaER= G 1 Pi/Zi Sgi 因此，容积法地质储量采收率与动态储量采收率的关系为：GdER= G ERd该区块气藏容积法计算探明地质储量108m， Sgi=57.79%。根据气藏工程研究经验数据，得到： Gd/G= 80%，计算气藏的动态储量采收率 ERd =1(5/0.94)/

55、(33.10/1.012)=83.7%折算容积法探明地质的储量采收率：ER0.8=66.96%于是计算该气藏可采储量为(亿立方米)3.2 动态法储量所谓气藏动态储量，是指当气藏地质的压力降为零时。能够渗流或流动的那部分天然气/地质。动态储量是气藏中可流动天然气的总和，综合反映了气藏的动态特征，是真正起到贡献的地质储量。3.2.1 降压法计算动态储量应用定容封闭气藏降压法计算气井动态储量的公式为：PR Pi GpZR= Zi(1 G )式中：G 为气井动态储量，104m；Gp 为阶段累积产气量，104m；Pi 为原始地层压力，MPa；PR 为目前地层压力，MPa；Zi 为原始气体偏差系数；ZR

56、为PR 对应的气体偏差系数。带入数据，M1 井控制动态储量：104mM1 井控制动态储量104m31 储量计算 3.2.2 流动物质平衡法首先拟合套压与累计产量之间的关系，再通过 Pi/Zi 点绘套压累计产量线的平衡线，即地层压力累计产量线，与 x 轴的交点即为动态储量。以 M1 、M4井为例计算动态储量，结果如图，图 所示。图 3.1 M1 流动物质平衡法求动态储量图 3.2 M4 流动物质平衡法求动态储量3.3 气井经济储量气井经济储量不限时，先计算气田单井经济极限产量，在计算出单井经济极限日产量，最后由以上数据得出气井经济储量下限。气田的评价寿命期选取 20 年，年生产天数定为 330

57、天，天然气商品率选取98%，根据油田实际情况，天然气价格选择。经查找资料得低渗气井单井投资为 1500 万元左右，此时不考虑勘探投资，只考虑钻井投资和地面建设投资以及32 储量计算 其他投资，把勘探投资予以沉没，资本性投资全部发生在项目建设初期，项目建设过程中无追加投资。气田单井经济极限年产量为：R=V+F1R=PQk(P/A,i,n)(P/A,i,n)=(1+i)n1/i(1+i)nQ=( V+F1)/Pk(1+i)n1/i(1+i)n/aV+F1：单井总投资，万元；R：收益，万元；P：天然气价格，（元/m）；i:内部收益率，%；k:天然气商品率，%；Q：气田单井经济极限年产量，m3/a；n

58、: 经济评价期，a。单井经济极限日产量为：q=3/dq: 单井经济极限日产量 m3/d；t:年生产天数，天。天然气经济极限储量为:NR=QNn/Ra=QNE/ q0330=qNE/ q0=0.48635473280/2.7145=980532.718 m3NR: 经济极限储量，m3；NE: 地质储量，m3；q0: 单井实际产量，m3/（口/d）。3.4 储量评价天然气储量开发利用的经济效果不仅与天然气储量的数量有关，还取决于储量的质量和开发难易度。对于气层厚度大，产量高，物性好，储集层埋藏浅，气田所处地区交通方便的储量，其开发建设投资相对较少。对于气层厚度薄，产量低，高含水，储集层埋藏深的储量

59、，其开发建设投资相对较大。分析勘探开发效果不仅要看探明储量的多少，还要综合分析探明地质储量的质量。所以，在我国颁布的油气储量规范中明确规定：对中报的储量必须进行综合评价。1.量计算可靠性分析的主要内容：析各种资料的齐全、准确程度，看其是否达到本级储量的要求；33 储量计算 分析确定储量参数的方法及各种图版的精度；分析储量参数的计算与选用是否合理；分析气田的地质研究工作是否达到本级储量要求的认识程度；分析气藏储集类型及根据气藏类型所选择的储量计算方法是否合理。2.“设计”气田储量计算可靠性分析该区已开展沉积相、储层特征等综合地质研究，并总结试采特征，研究生产规律，储量计算的参数选取真实可靠，储量

60、计算方法合理，计算结果可靠。3.4.2 储量综合评价储量综合评价是衡量勘探经济效果、指导储量综合利用的一项重要工作。油气储量按地质储量、产能、储量丰度、天然气埋藏深度四个方面进行综合评价。对气田按地质储量大小划分为大型气田、中型气田和小型气田三个等级。如表 3.2 所示。“设计”气田天然气地质储量 547.328108m，故“设计”气田属大型气田。表 3.2 天然气储量按地质储量评价所示。M1 井 2011 年 9 月试采，日产气 1.4971104m，M4 井 2011 年 7 月试采，104m/(kmd)，属于低产。表 3.3 天然气储量按产能评价34 评价等级千米井深的稳定产气量/4（1