气田工程设计 石油大赛设计10.doc

全国石油工程设计大赛全国石油工程设计大赛 national petroleum engineering design contest 参赛作品 题目:气田工程设计 作品说明 本方案是针对此区块低渗这一主要开发矛盾设计的，同时兼顾到 该区块地层温度偏高、泥质含量过高以及产气量下降快等开发矛盾进 行了立体式设计，本着有效、实际、经济、创新的原则，力求突出前 瞻性、先进性、特色性并结合高职高专学生特有的一线实践经验，合 理的运用现代新技术，有效的解决开发矛盾。设计采用了从气藏分析、 钻完井工程到采气工程再到后续增产开发及集气运输的逻辑编写顺序 并且将多种方案进行对比从中选择最佳方法。此外，还加入 hse 生 产管理指导思想，使方案的可实施性增强，始终把安全生产放在第一 位。 本设计中特色的使用了 lwd 随钻测斜研究的新技术的研究成果， 并采用电缆传输射孔工艺,采用油管输送射孔工艺射孔，达到提高采收 率的效果。有机的将射孔、压裂技术一体化结合，效益显著。针对层 间差异性大的特点，直井中采用了不动管柱换层采气工艺技术工艺， 实现了多层同采和对多地层参数的同时智能监测。 我们承诺：本参赛作品由团队成员独立完成，不存在剽窃、抄袭等 侵权现象。若违反自愿放弃参赛资格并承担相关责任。 目录 目录 第第 1 章章 气藏方案概要气藏方案概要7 1.1 气田概况7 1.2 气藏描述.9 1.3 天然气储量计算25 1.4 气藏工程设计28 第第 2 章章 钻井工程设计钻井工程设计34 2.1 地表及浅层地质安全风险评估34 2.2 井眼轨道优化方案35 2.3 直井井身结构36 2.4 井身结构示意图37 2.5 钻井液方案：37 2.6 普通水平井井身结构38 2.7 钻机选择39 2.8 钻具组合设计40 2.9 水力参数设计42 2.10 钻井液方案：43 2.11 油层保护对钻井液性能指标的要求44 2.12 固井方案47 2.13 套管柱设计48 2.14 油气层的保护技术：55 第第 3 章章 采气工程方案采气工程方案57 3.1 油管尺寸57 3.2 油管敏感性分析57 3.3 防腐新措施57 3.4.射 孔58 3.5 射孔参数优化设计67 3.6 采气方式选择及工艺设计71 3.7 增产措施75 3.8 采气特殊问题治理的技术要求78 第第 4 章章 地面工程设计地面工程设计83 4.1 供气对象和主要用户的供气要求及总供气量83 目录 4.2 天然气集、输管网与工艺流程设计83 4.3 天然气净化工艺方法及流程设计85 4.4 集、输、脱的设施及其防腐、结垢、水化物的形成与防护93 4.5 自动控制95 4.6 通信98 4.7 消防101 4.8 供电工程105 4.9 节能105 4.10 劳动安全卫生107 第第 5 章章 hse 相关要求相关要求.108 5.1 项目经理职责108 5.2 项目副经理职责108 5.3 项目技术负责人职责108 5.4 项目 hse 监督员职责.109 5.5 施工队队长 hse 职责.109 5.6 副队长 hse 职责.109 5.7 施工队 hse 监督职责.110 5.8 施工队技术员 hse 职责.110 5.9 作业班组班长 hse 职责.111 第第 6 章章 经济评价经济评价.112 参考文献参考文献.113 第 1 章 气藏方案概要 第 1 章 气藏方案概要 1.1 气田概况 1.1.1 地理与交通 该气藏位于某市区村的东北约 10 公里。虽然井场周围便道较多，但是多为 村级道路；由于路面松软，所以不能行驶大型车辆，总体说交通较为不便。工程 所在地区位于沙漠地带，地震基本烈度为 6 度。管道经过地区除村落地段地下水 埋藏较浅（0.4m2.0m） ，此地区波状沙丘绵延广布，地势平坦，地表起伏较小， 较为开阔。 工程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 7- 9 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。夏、秋季施工应注意井场和住地防洪抗灾，避免人身、财产的 损失。 表 1.1 平均气压898.1kpa 年平均气温 6.4 极端最高气温 40.3 极端最低气温 -24.3 平均年降雨量250.0 mm 累年平均最多风向nw 地面平均温度 11.1 地面极端最高温度 57.5 地面极端最低温度 -32.3 无霜期122 天左右 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。 1.1.2 区域地质 盆地 xx 区块构造位置处于 xx 斜坡，该区块具备良好的天然气成藏条件。 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 第 1 章 气藏方案概要 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。npedc9 组稳 定分布的近 100m 河漫滩相泥岩，构成上古生界气藏的区域盖层。npedc9 和 npedc10 段储层属河流-三角洲相砂体，面积宽广，物性较好，构成了良好的储 集体。npedc9 和 npedc10 段储层属河流-三角洲相砂体，面积宽广，物性较好， 构成了良好的储集体。本区构造特征明显、规律性强，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。 表1.2 npedc9顶面、npedc10顶面鼻隆构造情况 1.1.3 勘探简况与勘探成果 通过地震勘探大概确定气藏位置，主要方法有反射法、折射法和地震测井 。 再通过钻井、测井确定含气层位置，并通过取心及分析化验确定岩层的性质。通 过一系列的勘探及测试确定了开发的区域范围，而且确定了主要开采层位是 npedc9 段和 npedc10 段。 通过对气井的解释成果表的分析可以发现 npedc9 段的 npedc91组与 npedc92组为主要的含气目的层，而 npedc10 段的 npedc101组、npedc102 组、npedc103组虽然含气，但由于其所处地层的孔隙度和渗透率均较低，且有 的小层含水较多为水层，这也大大的减少了其藏的油气资源的的开发，因此 npedc10 段的 npedc101组、npedc102组、npedc103组不作为该气田的主要 开发层。 1.1.4 试采简况 层位鼻根埋 深 （m） 鼻端埋 深 （m） 起止高 差 （m） 延伸长 度 （km） 隆起幅 度 （m） 面积 （km2 ） npedc9顶-2050-228023021310352684.59 npedc10 顶 -2050-234029023610352857.88 第 1 章 气藏方案概要 由 m1 试采资料可知试采时间 2006-8-172006-9-30，开始时日产气量稳定 在 1.48104 立方米左右，从 2006-9-7 有所下降，日产气量稳定在 0.75 左右， 累计产气量为 47.37104 立方米；日产水量开始两天没有，以后基本在 0.20 立 方米至 0.40 立方米之间波动，累计产水量为 11.60 立方米。油压、套压都持续下 降。 由 m4 试采资料可知试采时间 2006-7-252006-9-26，日产气量稳定在 15280 立方米左右，从 2006-9-4 没有了产量，累计产气量为 597689 立方米；日产水量 开始两天没有，以后稳定在 0.003 立方米，到 2006-8-17 没有了产水量，累计产水 量为 0.06 立方米。油压、套压基本没有太大浮动。 由 m5 试采资料可知试采时间 2006-10-202006-12-29，开始时日产气量稳 定在 1.54*104 立方米左右，因为维修中间 2006-10-312006-11-5 有所波动，甚 至没有产量，从 2006-12-16 开始没有了产量，累计产气量为 77.81104 立方米； 日产水量由多到少有的时候甚至没水，最后有点增加，累计产水量为 12.07 立方 米。油压中间有所降低浮动，套压中间有所升高浮动。 由 m6 试采资料可知试采时间 2008-8-172008-9-24，开始时日产气量稳定 在 0.98104 立方米左右，过段时间在 0.78104 立方米左右，累计产气量为 55.47104 立方米；日产水量一般在 1 立方米左右，中间也有大的变化，累计 产水量为 34.20 立方米。油压、套压相对开始有所下降。 1.2 气藏描述 1.2.1 地层描述 1.2.1.1 地层层序 以m4井资料为例，二叠系npedc8主要有泥岩和砂岩层交互，npedc9主要 为泥岩，npedc10为煤层，npedc11为砂岩和煤层。石炭系为灰黑色煤层。奥 陶系为白云岩。 1.2.1.2 岩性及岩石特征 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%)，成熟度中等高，石英（46.0%98.8%，平均 82.9%） 。 填隙物：含量平均 12.6%，其中胶结物含量平均 7.3%，以硅质(平均 3.2%)、 高岭石(平均 1.9%)和含铁方解石(平均 1.1%)为主，以及少量铁白云石、白云石、 方解石、绿泥石、伊利石及混层、菱铁矿和黄铁矿等。杂基平均 5.3%，有水云母 (伊利石)、绿泥石和凝灰质。 第 1 章 气藏方案概要 孔隙类型：该区块砂岩储层孔隙类型多样、演化机理复杂，依据成因可分为 粒间孔、粒间溶孔、长石溶孔、岩屑溶孔、铸模孔、晶间微孔、杂基溶孔、收缩 缝和微裂隙等。 孔隙组合：面孔率为 0%13%，平均 1.5%，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(占 7.16%)。 胶结物：主要有自生粘土矿物(高岭石、伊利石、伊/蒙混层、绿泥石)、碳酸 盐矿物(方解石、含铁方解石、白云石、铁白云石、菱铁矿)、硅质(次生加大和自 生石英)，个别井段可见石盐、钙盐和石膏等盐类矿物。 1.2.1.3 层组划分及对比 xx油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，三叠系的npedc4组、npedc5组、 npedc6组、npedc7组，二叠系的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，其它地层发育 基本齐全。 1.2.1.4 地层厚度横向变化特征 在 npedc91组地层里靠近 m6 井处 的砂体厚度较大，在向 m9 井和 m5 井 的方向地层后地逐渐变薄，在靠近 m2 井、m4 井和 m10 井的地层边缘处地层厚 度最薄，可达 23 米，而在 m3 井的北方和 m7 井的南方地层厚度又稍有增加， 但是其厚度也不超过 10 米。 在 npedc92组地层厚度较厚，而且底层的厚度较均匀，在靠近 m5 井、m6 井、m8 井和 m9 井等地层处底层的厚度甚至可以达到 20 米，为良好的储集油气 的地层，只是在整个地层的西北角和东南角地层厚度有所变薄。 在 npedc101组地层在所示圈闭的面积较少而且圈闭中的砂体的厚度较小， 只有 23 米 ，但是其在圈闭中的厚度变化较小，在横向上的变化几乎为 0. 第 1 章 气藏方案概要 在 npedc102组地层的分布比较不均匀，在围绕 m3 井和 m7 井的地层处底 层砂体厚度较大，然后向四周底层砂体厚度逐渐递减，其中在接近 m4 井和 m9 井的地方地层厚度达到最薄，该地层在横向上的厚度变化较大，呈现出透镜体的 状态。 在 npedc103组 地层中，m3 井、m5 井和 m9 井所围成的三角形区域中地 层厚度较大，可以达到 78 米，而三角形周围的地层厚度逐渐变小，最薄的地 层厚度甚至只有 23 米，由此可以看出此地层在横向上的地层厚度变化较大。 1.2.2 构造描述 1.2.2.1 圈闭特征及要素 该区块构造位置处于 xx 盆地 xx 斜坡，该区块具备良好的天然气成藏条件。 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，闭合度高。 npedc9 组稳定分布的近 100m 河漫滩相泥岩，构成上古生界气藏的区域盖层。 第 1 章 气藏方案概要 npedc9 和 npedc10 段储 层属河流-三角洲相砂体，面积宽广，物性较好，构成 了良好的储集体。井区含气面积约 276.5km2，平均煤层厚度 11m，气层有效厚度 20 米。 1.2.2.2 剖面特征 该区块构造特征明显、规律性强，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。 第 1 章 气藏方案概要 1.2.2.3 断层特征及要素 该断块总体近南北向的 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。npedc9 组稳定分布的近 100m 河漫滩相泥岩，构成上古生界气藏 的区域盖层。npedc9 和 npedc10 段储层属河流-三角洲相砂体，面积宽广，物 性较好，构成了良好的储集体。 1.2.2.4 圈闭类型 本区构造特征明显、规律性强，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。 表1.3 npedc9顶面、npedc10顶面鼻隆构造情况 层位鼻根埋深 （m） 鼻端埋深 （m） 起止高差 （m） 延伸长度 （km） 隆起幅度 （m） 面积 （km2） npedc9顶-2050-228023021310352684.59 npedc10顶-2050-234029023610352857.88 第 1 章 气藏方案概要 1.2.3 储层描述 1.2.3.1 沉积相描述 由岩心资料和测井资料可知 m1 井在 npedc91组的沉积相是辫状河河道间沉积微相，在 npedc92组的 沉积相是辫状河心滩沉积微相。npedc101组的沉积相是曲流河河道间沉积微相、 npedc102组的沉积相是曲流河河道间沉积微相、npedc103组的沉积相是辫状 河河道间沉积微相。 m2 井在 npedc91组的沉积是辫状河河道间沉积微相，npedc92组的沉积 相是辫状河心滩沉积微相。npedc101组的沉积相是曲流河河道间沉积微相、 npedc102组的沉积相是曲流河河道间沉积微相、npedc103组的沉积相是辫状 河河道间沉积微相。 m3 井在 npedc91组的沉积是辫状河河道 npedc92组的沉积相是辫状河心 滩沉积微相。npedc101组的沉积相是曲流河河道间沉积微相、npedc102组的 沉积相是辫状河心滩沉积微相、npedc103组的沉积相是辫状河心滩沉积微相。 m4 井在 npedc91组的沉积是辫状河河道间微相 npedc92组的沉积相是辫 状河心滩沉积微相。npedc101组的沉积相是曲流河河道间沉积微相、 npedc102组的沉积相是曲流河河道间沉积微相、npedc103组的沉积相是辫状 河河道间沉积微相。 m5 井在 npedc91组的沉积是辫状河心滩微相 npedc92组的沉积相是辫状 河心滩沉积微相。npedc101组的沉积相是曲流河河道间沉积微相、npedc102 组的沉积相是辫状河道沉积微相、npedc103组的沉积相是辫状河心滩沉积微相。 m6 井在 npedc91组的沉积是辫状河心滩微相 npedc92组的沉积相是辫状 河心滩沉积微相。npedc101组的沉积相是曲流河河道间沉积微相、npedc102 组的沉积相是曲流河河道间沉积微相、npedc103组的沉积相是辫状河河道间沉 积微相。 m7 井在 npedc91组的沉积是辫状河心滩微相 npedc92组的沉积相是辫状 河心滩沉积微相。npedc101组的沉积相是曲流河河道间沉积微相、npedc102 组的沉积相是辫状河道沉积微相、npedc103组的沉积相是辫状河河道间沉积微 相。 m8 井在 npedc91组的沉积是辫状河河道间微相 npedc92组。的沉积相是 辫状河心滩沉积微相 npedc101组的沉积相是曲流河河道间沉积微相、 npedc102组的沉积相是辫状河道沉积微相、npedc103组的沉积相是辫状河河 第 1 章 气藏方案概要 道间沉积微相。 m9 井在 npedc91组的沉积是辫状河心滩微相 npedc92组的沉积相是辫状 河心滩沉积微相。npedc101组的沉积相是曲流河河道间沉积微相、npedc102 组的沉积相是曲流河河道间沉积微相、npedc103组的沉积相是辫状河道沉积微 相。 m10 井在 npedc91组的沉积是辫状河河道间微相 npedc92组的沉积相是辫 状河心滩沉积微相。npedc101组的沉积相是曲流河河道间沉积微相、 npedc102组的沉积相是辫状河道沉积微相、npedc103组的沉积相是辫状河道 沉积微相。 1.2.3.2 物性特征 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 0.001239810-3m2 之间，平均值 0.4310-3m2；其中，孔隙度主要分布在 510%之间(占 56.5)，渗透率主要分布在 0.11 之间(占 55.9)，表明储层主 体属超低渗储层。其中粘土以不同的产状充填于孔隙之中或包裹于颗粒表面，不 同程度的降低了孔隙与渗透性，同时包壳的形成也不同程度地增强了颗粒的抗压 强度。 1.2.3.3 储集空间类型 m3 井 3625.75-3625.80 米的岩心分析与 m3 井在 3628.58-3628.9 米和 m3 井 3636.83-3636.88 与 m3 井在 3635.4-3638.7 米之间的测井解释分别相比较可知 npedc92的储层空间类型为裂缝，再综合与 m1 井 3792.54-3792.7 米的岩心分析 报告可确定该区块储集空间类型为裂缝。 1.2.3.4 空隙结构特征 孔隙类型：该区块砂岩储层孔隙类型多样、演化机理复杂，依据成因可分为 粒间孔、粒间溶孔、长石溶孔、岩屑溶孔、铸模孔、晶间微孔、杂基溶孔、收缩 缝和微裂隙等。 孔隙组合：面孔率为 0%13%，平均 1.5%，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(占 7.16%)。 1.2.3.5 储层分类及评价 第 1 章 气藏方案概要 表 1.4 按天然气埋藏深度划分标准 分类气藏中部埋藏深度，m 浅层 500 中浅层 5002000 中深层 20003500 深层 35004500 超深层 4500 通过对上面这个表和所给的地层资料分析可以知道，此气藏的埋藏深度均在 3500 米以上 4500 以下，所以从埋藏深度上来划分次气藏属于深层气藏。 1.2.3.6 储层纵横向分布特征 1 横向分布特征 通过对岩心分析资料和测井解释成果的研究发现在横向上储层的分布特征如下 （1） 砂体厚度 在 npedc91组地层里靠近 m6 井处 的砂体厚度较大，在向 m9 井和 m5 井 的方向地层后地逐渐变薄，在靠近 m2 井、m4 井和 m10 井的地层边缘处地层厚 度最薄，可达 23 米，而在 m3 井的北方和 m7 井的南方地层厚度又稍有增加， 但是其厚度也不超过 10 米。 在 npedc92组地层厚度较厚，而且底层的厚度较均匀，在靠近 m5 井、m6 井、m8 井和 m9 井等地层处底层的厚度甚至可以达到 20 米，为良好的储集油气 的地层，只是在整个地层的西北角和东南角地层厚度有所变薄。 在 npedc101组地层在所示圈闭的面积较少而且圈闭中的砂体的厚度较小， 只有 23 米 ，但是其在圈闭中的厚度变化较小，在横向上的变化几乎为 0. 在 npedc102组地层的分布比较不均匀，在围绕 m3 井和 m7 井的地层处底 层砂体厚度较大，然后向四周底层砂体厚度逐渐递减，其中在接近 m4 井和 m9 井的地方地层厚度达到最薄，该地层在横向上的厚度变化较大，呈现出透镜体的 状态。 在 npedc103组 地层中，m3 井、m5 井和 m9 井所围成的三角形区域中地层 厚度较大，可以达到 78 米，而三角形周围的地层厚度逐渐变小，最薄的地层 第 1 章 气藏方案概要 厚度甚至只有 23 米，由此可以看出此地层在横向上的地层厚度变化较大。 （2） 孔隙度 在 npedc91组地层中 m5 井和 m6 井所在的区域的底层的空隙度较大，而围绕 着 m5 井和 m6 井的周围的地层的孔隙度逐渐减小，在横向上显示出孔隙度分布 的不均匀性。 在 npedc92组地层中地层的孔隙度大部分较大，住哟啊分布在该圈闭的南方， 其中在该圈闭的正北方位孔隙度稍有减小，但在整个地层的变化较小。 在 npedc101组地层中，此地层在圈闭种面积较小，而且此地层的孔隙度较低， 但其在横向上的变化最小。 在 npedc102组地层中围绕 m10 井的孔隙度较大，在以 m10 为中心的、向四 周延展的地层中孔隙度逐渐减小，当达到 m3 井处地层的孔隙度又稍有增加，同 时在圈闭的东北角处孔隙度的值也是比较大的，从整体上来看该地层孔隙度的分 布不均匀，变化较大。 在 npedc103组地层中 m5 井、m9 井和 m10 井所在的区域的孔隙度较大，在 其周围的地层中孔隙度逐渐变小，变化幅度不大。 （3）渗透率 在 npedc91组地层中 m6 井和 m9j 井所靠近的地方的渗透率较大，而在其他 的区域内渗透率较小，整体表现是在横向上渗透率变化较大。 在 npedc92组地层中 m1 井和整个圈闭的西北方的渗透率大，在这两个方向 向中间过度的地带渗透率减小，但渗透率最小的地方出现在整个圈闭的正北方。 整体变化幅度较小，但有的区域局部变化幅度快，变化较大。 在 npedc101组地层中，整个地层的渗透率较小，在横向上的分布没有变化。 在 npedc102组地层中 m10 井和 m7 井所在的位置的渗透率相对其他位置的 渗透率较大，而在其他位置处该地层的渗透率都较低，同时该地层的渗透率在整 体的横向上表现出来的也是，整体渗透率低，变化幅度小。 在 npedc103组地层中只有 m5 井和 m9 井的位置处渗透率较大，其他位置处 的渗透率较小，横向上的变化不大。 2 纵向分布特征 储层整体在纵向上的分布是：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。 而且本区构造特征明显、规律性强，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 第 1 章 气藏方案概要 的单斜构造，只在局部发育微幅度鼻隆构造。 1.2.3.7 储层非均质性分析 一方面指各油层组之间、砂层之间泥岩隔层的分部变化，另一方面指砂体剖 面上交互出现的规律性和隔层之间物性的垂向差异性。由测井结果和层间对比可 以看出，隔层泥质含量较高，密封程度较好。下层渗透率较高上层渗透率较低， 沉积旋回为正旋回，容易产生次生地水。小层渗透率级差较大，为缓解层间矛盾， 提高气层纵向开发效果，因分层系进行开发。平面非均质性是指储层砂体的几何 形状、规模、连续性以及储层内各项储集参数的平面变化引起的非均质性，它直 接关系到注入剂的波及效率有沉积微相图可知该断块沉积环境为典型的辫状河砂 砾质心滩。其沉积微相的平均孔隙度为 7.2%，平均渗透率 0.4310-3m2。其中， 孔隙度主要分布在 510%之间(占 56.5)，渗透率主要分布在 0.11 之间(占 55.9)，表明储层主体属低渗储层。 1.2.3.8 储层敏感性分析 储层敏感性分析包括速敏性、水敏性、酸敏性、盐敏性、减敏性等。通过岩 石学分析，常规岩心分析来了解常规岩层的储集状态，如岩性、矿物组成孔隙分 部、岩心渗透率、胶结物成分、粘土含量、粘土类型等，以了解储层可能存在的 损害因素，给出损害程度大小的定性判断，在此基础上，再通过岩心流动实验， 找出储层与外来流体接触时产生速敏性、水敏性、酸敏性、盐敏性、减敏性等敏 感程度值，最后通过综合研究提出钻井、完井、增产措施设计提供建议。 速敏性评价目的在于了解储层渗透率变化与渗流速度的关系，如果储层有速 敏则要找出开始发生速敏现象的临界流速与临界流量 。临界流速的大小为确定气 井合理产能及注入速度提供依据。 表 1.5 下表为 m4 井速敏实验数据 井 深 分 析 数 据备注 气体 渗透 率 10- 3m2 孔隙 度 (%) 速敏 指数 速敏程 度评价 流速 (ml/min) 0.100.250.50 363 4.5 4 压力 (mpa) 19 压力 梯度 大于 0.1583.9无 第 1 章 气藏方案概要 渗透率 (10- 3m2) 0.009 8 3mpa /cm 无速 敏 流速 (ml/min) 0.100.250.50 压力 (mpa) 8.1317.33 364 8.8 8 渗透率 (10- 3m2) 0.022 2 0.03 0.4538.10.147弱 流速 (ml/min) 0.100.250.50 压力 (mpa) 4.1710.2919.98365 1.8 渗透率 (10- 3m2) 0.0420.0426 0.043 8 0.5677.20.041无 流速 (ml/min) 0.100.250.50 压力 (mpa) 17.01 366 9.0 7 渗透率 (10- 3m2) 0.105 压力 梯度 大于 3mpa /cm 无速 敏 0.35.2无 由 m4 井岩心敏感性分析可确定地层速敏变化大。 水敏现象是指与地层不配伍的外来流体进入地层后，引起粘度膨胀、分散、 运移和导致渗透率下降的情况。含水敏粘土的地层有可能因外来流体把气层孔道 堵死。 表 1.6 下表为 m4 井水敏实验数据表 井深 (m) 直径 (cm) 气体渗 透率 10- 3m2 孔 隙 度 (%) 地层水 渗透率 10- 3m2 注入无 离子水 量(pv) 无离子 水渗透 率10- 3m2 水 敏 指 数 水敏 程度 评价 第 1 章 气藏方案概要 3645.4 4 2.50.0444 0.00018 4 20 0.00017 9 0.0 29 无 3649.5 7 2.50.1476.40.00105200.00102 0.0 27 无 3653.92.50.2446.60.0105200.0102 0.0 28 无 3670.6 5 2.50.1745.50.00054200.00053 0.0 25 无 由 m4 井岩心敏感性分析可确定储层水敏变化大。 水敏性地层，含盐性下降导致粘土膨胀，堵塞空隙进而使渗透率降低。 表 1.7 下表为 m4 井盐敏实验数据表 气体渗透率10-3m2 井深 (m) 气体渗 透率 10- 3m2 孔 隙 度 (% ) 地层水 渗透率 10- 3m2 50%35%20%0% 临界 盐度 mg/l 3722. 29 0.136.60.00113 0.001 08 0.001 06 0.001 0.000 98 4158 3 3649. 92 0.2966.80.0195 0.019 4 0.019 3 0.0192 0.018 4 2376 2 3654. 97 0.4196.80.0251 0.024 9 0.024 4 0.02420.024 5940 5 3645. 71 0.0332.6 0.00017 4 0.000 172 0.000 167 0.0001 67 0.000 165 5940 5 由 m4 井岩心敏感性分析可确定储层中等盐敏。 酸敏性是指酸化液进入地层后与地层酸敏性矿物发生反应，产生胶凝、沉淀 或释放出微粒，使地层渗透率下降的现象。 表 1.8 下表为 m4 井酸敏实验数据表 酸液 井深 气体 渗透 率10- 3m2 孔隙 度(%) 地层水 渗透率 10- 3m2 名 称 浓度(%) 用量 (pv) 酸后地 层水渗 透率10- 3m2 酸 敏 指 数 酸敏 程度 3650. 94-1 0.877.80.0455 hc l 150.580.0329 0.2 75 弱酸 敏 3655.0.45590.0089hc150.580.00730.1弱酸 第 1 章 气藏方案概要 94l83敏 3647. 51 0.1676.60.0005 hc l 150.60.0004 0.1 94 弱酸 敏 3723. 25-2 0.2197.40.0016 hc l 150.570.0012 0.2 45 弱酸 敏 由 m4 井岩心敏感性分析可确定储层具有弱-中等酸敏。 表 1.9 下表为 m4 井酸敏实验数据表 不同 ph 下底层水渗透率10-3m2 井深 (m) 气体渗 透率 10- 3m2 孔 隙 度 (%) 7.00 8.50 10.00 11.50 13.00 碱 敏 指 数 碱敏 程度 评价 3585. 92 0.513 12. 3 0.024 7 0.024 4 0.0235 0.021 4 0.020 6 0.1 66 弱碱 敏 3723. 25-1 0.1777.8 0.001 9 0.001 7 0.0016 0.001 6 0.001 5 0.1 71 弱碱 敏 3655. 16 0.56.5 0.024 7 0.027 7 0.021 0.020 6 0.019 5 0.2 12 弱碱 敏 3650. 43 0.4157.1 0.024 1 0.023 9 0.0234 0.022 1 0.021 5 0.1 09 弱碱 敏 3646. 04 0.0333.3 0.000 184 0.000 179 0.00017 7 0.000 176 0.000 167 0.0 95 弱碱 敏 由 m4 井岩心敏感性分析可确定储层具有弱碱敏。 再综合根据 x 衍射粘土矿物分析，本区岩石粘土矿物组成为：绿泥石(46.8%)、 伊利石(31.5%)、高岭石(20.1%)、伊蒙混层(3.67%)，伊/蒙间层比=1000 高渗透率1000k=500 中渗透率500k=50 低渗透率50k=5 超低渗透率k1.8 因为大赛数据包中得知压力系数在 0.91.3，由此可知该气藏为常压气藏。 综上所述：该气藏类型为超低渗透率的层状岩性圈闭型常压干气气藏。 1.2.6.2 气藏驱动类型 第 1 章 气藏方案概要 由前面的地层压力系数可以确定出此气藏为常压气藏，地层驱动能量适中， 因此开采前期依靠地层能量驱动气藏开采，开发后期可以选用注气驱动方式开采。 1.2.8 气田地质特征综合评价 由以上的分析及数据包可知该气藏圈闭为干气气藏岩性圈闭，储集层为低孔 隙度，低渗透率的储集层，且地层流体中主要是甲烷等轻组分气体，流体 性质较为单一稳定，气藏的地层平均压力为 33.10mpa，气藏的压力梯度为 0.91mpa/100m ，又由前面的压力系数分析可知，此气藏为常压气藏，地层 温度 110左右，属于高温地层。 1.3 天然气储量计算 1.3.1 设计阶段的地质储量计算通常采用容积法 g = 0.01hgi gi as b g天然气储量 a气藏面积 h气藏厚度 孔隙度 sgi原始含气饱和度 bgi原始条件下气体体积系数 根据资料包所给数据及其测井解释中所给的含水饱和度（sw+sgi=1）可求出含气 饱和度，再运用差值法计及平均值法，算此区块的含气饱和度，计算可得： 表 1.15 ahsgibgig 276.5 km220 m7.2%55.3% 4.09910-3 m3/(标)m3 537 .2108m3 第 1 章 气藏方案概要 表 1.16 m4 井的 压力-偏差系数数据及曲线 压力(mpa)偏差系数（z） *33.171.0240 30.000.9964 27.000.9792 24.000.9656 21.000.9536 18.000.9466 15.000.9433 12.000.9436 表 1.17 0.93 0.95 0.97 0.99 1.01 1.03 51117232935 压力，mpa 偏差因子（z） 因为是圈闭型气藏无水驱等作用干气藏，故可以认为 sga/sgi =1 第 1 章 气藏方案概要 气藏可采收率 e rd=1-（pa *sga/za）/（pi *sgi /zi） e rd =1-(12/0.9436)/(33.17/1.024)=60.74% 同理 根据 m5 井的 压力-偏差系数数据及曲线 得出气藏采收率 e rd 5=1-(12/0.9336)/(33.08/1.0016)=61.08% e rd=(60.74+61.08)/2=60.91% 所以可开采储量 gr =e rd 537 .2108m3 =327.208108m3 1.3.5 储量评价 1.3.51 对储量丰富度在平面上的变化进行评价 表 1.18 气井产能 m1m4m5m6 稳定日 产 10 4 m3 /d 1.14753.396811.1844.9405 m4 m5 m 6 npedc9 371737 20 井深及 厚度 m 所开采 层系 npedc9 361136 14 npedc1 0 371637 19 npedc1 0 362836 30 npedc9 36103613 有产能表可以看出 m4，m5，m6，产前压裂后都是中高产井即工业气流，而 m1 却是低产井 储层埋藏 。3600m，是典型的深储层 第 1 章 气藏方案概要 1.3.5.2 对算储量进行评价 利用气藏可采收率计算 e rd=1-（pa *sga/za）/（pi *sgi /zi） 因为是封闭性干气藏无凝析气在开采时 sga/sgi =1，故用上边的公式很容易 计算可采收率从而得到可开采储量。 1.3.5.3 对资料与计算参数可靠性进行评价 在计算可开采储量时 运用的参数来自 m4，m5 井的 pvt 实验从中可以得到 所需数据 1.4 气藏工程设计 1.4.1 气藏的连通性分析 npedc91组储层，砂体厚度、有效厚度、孔隙度大小不均匀，横向分布不均 衡，变化较大，且渗透率分布更加局部化，因此导致该层的横向连通性较差。由 测井解释可知 npedc91 组储层当中没有夹层，故 npedc91 组储层纵向连通性很 好。 npedc92组储层，砂体厚度、有效厚度、孔隙度的变化较小横行分布较均 匀，同时其渗透率小范围较好，其他的部分变化幅度小，横向连通情况较为理想。 由测井解释可知 npedc92 组储层当中有很多夹层，故 npedc92 组储层纵向连通 性较差。 npedc101组地层，圈闭中的面积很小，但砂体厚度，有效厚度、孔隙度和 渗透率很小，却比较均衡，变化最小，因此该层在横向上的连通情况也是很差的。 npedc102组地层，孔隙度局部大，四周较小，渗透率在该层的值均较小， 于是导致该层在横向上的连通性比较差。由测井解释可知 npedc102 组储层当中 有夹层，故 npedc102 组储层纵向连通性较差。 npedc103组地层，以 m5 井、m9 井和 m10 井所围成的区域内空隙度较大， 同时向四周的变化幅度较小，渗透率也是一样，m5 井、m9 井和 m10 井周围较 大，其他地方减小，因此该层在横向上的分布特点就是局部的连通性好，整体连 通性差。在纵向上因为没有夹层所以该层纵向连通性较好。 第 1 章 气藏方案概要 1.4.2 开采方式 1.4.2.1 由数据包资料给出的数据可知此气藏为干气藏。以衰竭式方法开采 1.4.3 气井产能评价及合理产量分析 1.4.3.1 气井产能方程建立 pe地层压力 pwf标准大气压 qaof 气井日产量 q d无阻流量 b产能方程系数 第 1 章 气藏方案概要 式(4)即是求取”一点法”经验方程的基础，通过统计该气田修正等时试井结 果，求得 a 值，然后只需在关井测取地层压力的条件下，开井取得一个工作制度 下的稳定产量和井底流动压力，即可求得该井的无阻流量。 严格讲，每口气井的 a 值均不同，因此气井的单点产能计算公式也应不同， 但对同一类型气井而言，由于地质特征差异不大，其 a 值差异也不大。因此，该 气田对单井产能经验方程的推导，采用了分类方法，根据试气无阻流量将气井分 为高、中、低产井(qaof 10 104 m3/d)中产井(10 104 m3/d qaof 4 104 m3/d)和高产井（qaof 采用近平衡压力钻井技术 钻进过程中控制好钻井液密度，利用 dc 指数加强地层压力监测工作，在井下安 全的情况下尽可能采用低密度钻井液。 2降低钻井液滤失量，控制失水； 3控制好 mbt 值，减少固相对储层的损害； 4控制好 ph 值； 5保持钻井液具有良好的润滑性、造壁性及良好的泥饼质量，保证井眼畅通，加 快钻进速度，减少钻井液浸泡时间，达到保护储层的目的； 6控制起下钻速度，减少压力激动； 7加强钻井液性能监测，及时调整钻井液性能，做到勤取样，勤化验，勤调整。 第 2 章 钻井工程设计 8在电测与下套管前我们都用原钻具通井，下钻到底小排量顶通防止地层憋漏， 正常一周后慢慢把排量提升到能满足井下情况的程度，特别是在下套管前的通井 极为重要，双扶通井而且到底排量要比正常钻进时大的多，一要满足协作方的要 求，二还要考虑的井下安全，排量大容易漏，排量小下完套管固井容易漏，所以 我们要在下套管前这次通井看的极为重要，钻具到底后我们先把泥浆泵拆卸两个 凡尔、我们采用少提勤提的办法，让地层慢慢适应相应的排量，这样的做法即简 便又适用。 2.14.1 施工过程中需要注意的相关工作 1、对于下井的工具入井前认真进行检查，防止坏的钻具、仪器入井。 2、及时测斜、准确计算、跟踪作图，及时准确掌握井身轨迹的变化趋势，保证 了井眼轨迹地控制，提高剖面符合率及中靶精度。 3、在钻进过程中，通过随时注意观察扭矩、泵压的变化，发现问题及时分析、 解决；变换钻压来调整钻具受力情况；每钻进完单根划眼 12 次，以保证井眼 平滑、及时清除井底岩屑；定期进行短起下钻、通井等措施，保证了斜井段的顺 利钻进。 4、在全井的施工中全部使用柔性钻具组合，以加重钻杆替代钻铤，使钻具与井 壁的接触面积减少，避免了大斜度井极易出现的粘附及键槽卡钻的井下事故。 5、在起下钻过程中，通过认真仔细检查钻具，发现坏钻具及时更换，定期倒换 井下钻具顺序，定期进行钻具探伤等措施，避免了在大斜度井段钻进过程中发生 钻具事故。 6、正常钻进时，密切关注拉力变化，发现问题及时上提钻具或搞短起下作业。 钻进时，密切注意泵压变化，发现问题及时起钻，检查原因。每打完单根不急于 接单根，充分循环泥浆。起钻前，充分循环泥浆，裸眼井段严禁高速起钻。下钻 时分段打通泥浆，遇阻时以冲为主，防止划出新眼。 7、各相关方密切配合，滑动钻进前加强泥浆润滑，使得滑动钻进顺利进行，解 决水平井托压问题，与地质及时勾通，及时为地质提供计算轨迹数据，为其掐好 层位提供准确数据，根据地质师反馈的地层信息。 第 3 章 采气工程方案 第 3 章 采气工程方案 3.1 油管尺寸 在确定地层压力、井口压力下，油管尺寸对产量有一定影响。在一定条件下， 油管尺寸越大，气产量越高。一般情况，气井试采阶段测试作业比较多，为了方 便仪器下井，建议采用大点尺寸油管生产。这样不会有井底积液。 3.2 油管敏感性分析 油管敏感性就是指不同流速的液体流经不同直径的管柱时压力损失的程度。井 内注水过程中，因水流与粗糙管壁之间存在摩擦阻力，进而产生能量损失，这种 能量损失体现为压力降口，压力降越小，能量损失越小；反之，能量损失越大。 对于注水开发井而言，进行油管敏感性分析可以为注水井油管设计提供可靠的分 析依据。 3.3 防腐新措施 1.针对管道内防腐现场补口的难题，依据倾斜功能材料的机理，提出对 钢管两端头预先进行表面防腐处理，利用不同材料的复合结构机理，一改传 统复合材料有明显界面以及由此带来一系列负面影响的弊端，充分发挥材料 的不同性能，实现高质量的管道内防腐现场补口。具体技术措施为：通过在 钢材表面高温渗入较活跃的金属如铝等，形成一层小于 1mm 的合金层，现 场焊接采用专用渗铝焊条进行焊接，从而在焊口处和管端头形成一致的合金 层，达到防腐补口的目的。 2.现场内补口新方案思路 围绕增加功能、降低成本的目标，补口结构采用涂料涂装工艺做管道内 防腐，使工艺简单、成本下降、便于后方预制；管端头采用渗铝工艺，解决 整根管渗铝耗能大的问题，取其耐高温、抗焦化、耐腐蚀的倾斜功能；为防 止界面反应，钢管在现场组焊时采用渗铝焊条打底，然后再用其他焊条填焊， 在一定范围内保持功能倾斜的一致性，以防止因界面材料不同引起的电子位 移等一系列问题。 3.钢管端头渗铝 此工艺在厂内实施，在钢管做内防腐前做端头渗铝，如图 1 所示。将钢 管两端头涂一层铝膏剂（铝膏量视渗透深度而定） ，长度 200 mm，然后用中频 加热装置加热，温度升至 800左右恒温，当铝膏烘干时即完成渗铝任务。为防 第 3 章 采气工程方案 止现场焊接破坏渗铝层，除采用渗铝焊条打底外，还需将铝的渗透层加深，一般 以 1 mm 为宜。第一，渗铝技术属国内成熟技术，如西安交大就为秦岭电厂处理 了 3 t 预热钢管；第二，钢管内防腐采用涂料喷涂的工艺也已应用多年；第三， 现场所用渗铝焊条目前国内已有生产厂家。因此该补口结