磨溪气田概况PPT演示课件

磨溪气田概况刘永辉副教授,2012年7月,SouthwestPetroleumUniversity,1,1自然地理条件,磨溪气田位于四川省遂宁市城区以南约30公里，地跨遂宁、蓬溪、潼南、安岳四县市，勘探控制面积约700平方公里左右，处于川中油区南部。地面海拔一般300m左右。常年平均气温17，终年气候温和，年平均降雨量1000mm以上，雨季集中在57月。,2,2气藏勘探开发简史,1987年1月磨9井在中三迭统雷一1段获得重大发现，岩心有发育的溶孔，呈针孔状，肉眼可见，岩心分析孔隙度达9.74，对雷一1段裸眼测试，获日产天然气11.8104m3，从而发现了雷一1段孔隙性气藏。根据磨9井的发现，立即部署了雷一1段专层评价勘探，在120平方公里构造主体含气面积内获探明地质储量253.87108m3，并报国家储审委审查通过。,3,2气藏勘探开发简史（续）,1988年9月，开始第一期产能建设，1991年2月气藏投入试生产，先后投入试采井33口，日产气45104m3。在此期间完成了第二期产能建设和开发方案编制。1994年3月按开发方案部署，气藏全面投产。投入生产井72口，日产天然气125104m3。,4,3气藏地质特征,5,(1)具有平缓完整的短轴背斜构造,构造轴线呈北东南西向，圈闭面积224.5平方公里，闭合高度103.1m，两翼倾角1.12.2，北西缓、南东陡。构造完整、平缓，但形态复杂，次级小构造发育。落实断层6条，均未破坏气藏整装性。,6,（2）储层为横向分布稳定的白云岩含气地层。雷一1亚段由白云岩、石灰岩和石膏组成，埋深2700m，层厚60m，其中中段上部白云岩质纯，储集条件好，是气藏主要储层，上段及中段下部为薄层，是次要储层。（3）储层具有中孔、低渗、薄层的基本特征，同时具有多层性和非均质性。孔隙度加权平均为7.268.5。渗透率加权平均为0.2590.815mD。,7,（4）气藏具有基本统一的气水界面，具有“过渡带”气藏特征，从气藏顶部至翼部含水饱和度由20增至100。（5）流体为含硫干气和高矿化度黑卤。产出天然气甲烷含量大于95，基本不含C3以上组分，H2S含量平均约为1.82.0%，含N2和CO2等酸气，相对密度为0.54610.5969g/cm3。地层水矿化度平均250g/l，含典、溴、硼等微量元素，CaCl2水型，相对密度1.1061.199g/cm3。,8,（6）具有统一压力温度场气藏温度87（-2410m），地温梯度2.6/100m。气藏原始地层压力32.61MPa。（7）气藏储量大，丰度低。磨溪气田雷一1气藏232.19km2范围内已提交天然气探明储量349.47108m3，控制储量42.68108m3，平均储量丰度为1.688108m3/km2。,9,（1）具有统一水动力场的整装气藏通过干扰试井和大量的动态监测，从气藏开发实践进一步验证雷一1气藏为以具有统一水动力场的整装气藏。a.气藏具有基本一致的原始折算压力气藏开发初期34口井测压资料表明雷一1气藏地层压力值比较接近。原始压力为31.0233.72MPa，加权平均值为32.56MPa。压力梯度1.21.26，平均值为1.23。折算压力32.0133.12MPa，折算气藏平均地层压力32.61MPa，约高于水柱压力。,4气藏开采动态特征,10,b.气藏内各井相互连通，但连通程度存在差异由气藏等压图分析，气藏在不同的开发时期都形成了以气藏中心为底部的压降漏斗，表明气藏内各井是相互连通的。气藏中区2000年新投产井测压值与同期气藏等压线值接近，表明整个气藏在开发过程中压力的下降是同步的，气藏是具有统一水动力学系统的整装气藏。由于各井储渗条件不一致，气井连通性存在一定差异，中部渗透性能好的区域连通较好，而西端和南翼边部低渗带，连通性相对较差。,11,c.导压系数低，井间干扰不明显,在磨61井区进行的井间干扰试验表明，雷一1气藏生产井之间的井间干扰不明显，水动力联系弱。,12,（2）单井产能低，控制储量小,a.气井测试产量低，无阻流量小磨溪气田雷一1气藏属中等孔隙度，特低渗透率的低渗透气藏。气井投产初期测试产量低，一般在1.06.0104m3之间，单井平均测试产量约2.5104m3左右。b.气藏、气井产能分布与储能系数密切相关根据测井解释和试气成果，得到气井测试无阻流量与储层产能系数具有良好的线性关系。,13,c.气井单井控制储量小利用气藏动态生产数据，采用压降法计算8口气井的单井控制储量在0.443.27104m3，平均仅为1.69104m3，相对而言，在储渗性能较好的中部区单井控制储量较大，在开发区西端和东端，气井单井控制储量低。d.合理生产制度下气井具有较好的稳产能力已投产的73口气井日产气量一般在13104m3之间，平均为2.2104m3，单井产量普遍较低，但只要按合理组织生产，气井仍具有较好的稳产能力。,14,（3）以弹性气驱为主，边水对气藏开采影响不大,a.气藏的主要驱动能量为气体的弹性能该气藏开采开采十多年获得的压降资料证实，气藏压降储量关系基本为直线关系，看不到边水大面积推进而产生的曲线明显上翘。根据物质平衡原理，磨溪气体雷一1气藏至今仍是以气体弹性能量为主要驱动能量的弹性气驱气藏。b.气藏产水量不大，水气比上升趋势缓慢雷一1气藏2006年5月底累计产水5.45104m3，累计产气53.7108m3，综合水气比为9.83m3/106m3,与气藏投产初期相比，产水量和气水比略有增加，水气比呈缓慢上升趋势。,15,c.单井产水量低，但差异较大目前气藏单井月产水分布在120m3，单井平均月产水5.4m3左右。单井累计产水在202700m3之间，只有6口井累计产水大于1000m3，占气藏总产水量的26。气水比较高的井主要分布于气藏靠近气水界面的磨111井区、磨14井区、磨87井区、磨68井区及东部磨80磨73井区，生产气水比分布规律符合气藏流体分布规律和开采动态特征。,16,d.产出水以气藏内部过渡带可动水为主，边水对气藏开采影响不大磨溪气田雷一1气藏宏观上处于气水过渡带，在整个含气范围内，气层原始含水饱和度高于束缚水饱和度，也就是说在整个含气范围内存在可动水。气藏开发证实，气井几乎没有无水采气期，即使在气藏顶部的气井投产数月内就产出少量地层水。动态监测资料显示，气藏投产以来，气水边界附近的观察井（水井、气水井）的压力随气藏内部压力下降而下降，形成了正常的压降漏斗，表明边水与气藏连通。比较观察井和气藏内部生产井的压降速度，表明气藏外部边水能量补给有限。,17,（4）产出流体性质稳定，H2S含量约有上升,经过十多年的开发，气藏产出气、水流体基本性质与投产初期基本相同，但随着开采时间的延长，地层压力不断下降和累产水量的增加，溶于地层水的H2S析出，动态监测表明天然气中H2S含量普遍增加。,18,（5）地层压力下降，井下腐蚀是气井产能下降的主要因素,a.随着地层压力下降，气井无阻流量下降了近四成2004年气藏平均地层压力降至20MPa左右时，16口生产井的无阻流量平均值为5104m3/d，仅为投产初期平均无阻流量的60左右。b.井下腐蚀，堵塞加剧气井产能损失雷一1气藏含H2S、CO2，气井普遍产少量高矿化度水，井下管串腐蚀严重，气井投产一段时间后，套管射孔段及环空普遍被腐蚀物充填堵塞，导致井口压力、产量大幅下降，甚至油管断落使气井失去生产能力，严重影响气井正常生产。,19,5气藏开发生产现状,截止2006年5月底，磨溪气田共完钻井114口，其中雷一1层试油96口，获气井78口（含4口水平井），目前有产层井75口，其中水井、气水井及观察井共8口中，气藏目前共有生产井67口。气藏至1994年3月全面投产以来，日产气量一直稳定在110125104m3/d左右，截止2006年5月底，气藏已累计产气53.7108m3，累计产水5.45104m3。,20,21,6磨溪气田主要地面设施,50万方和80万方脱硫装置各一套建成76口输气井站装置，12座输气站建成集气干线97公里，集气支线、支干线约300公里与之配套的水电训燃料等附属设施,(1)集输管网基本情况,22,(2)气田地面工程建设概况,a.气田内部建设以“成组型”为主要特点目前气田内部已建成集气站12座，其中多井集气站11座，集气总站1座。单井集气4口井。b.集气管线建成各种规格集输气管线350km，其中单井集气支线（5789）206km，气田内部集输干线（219、273、159、108）60km，原料气总干线（325）21.5km，净化气长输管线60.5km.c.整个气田实行统一供电、讯、燃料气,23,（3）气田集输工艺,a.集输设备撬装化水套加热炉撬装：集防冻、保温、压力调节及产量控制于一体。(磨深1井)井口缓蚀剂加注罐：向套管滴注缓蚀剂。（磨75-H）卧式分离器计量撬：集气、液分离及天然气计量于一体。(磨75-H、磨深1井)自用气配气撬：满足井站生产、生活用气。,24,b.单井集输工艺单井加热节流，分离器计量后输至集气站（水量小）单井加热节流后输到集气站分离计量（水量大）单井节流后输到集气站后多井轮流分离计量单井至站上高压混输流程（9号站河坝4井）c.集气站工艺多口单井气流进入集气站进行分离、计量，经气田内部干线进入集气总站进行二次分离、计量。,25,(4)天然气长输工艺,原料气经气田内集气支干线、干线汇集到总站，分离计量后，输至联合站，经再次分离计量后进入脱硫厂。净化后的天然气由脱硫厂返回联合站，经自动计量后输至射洪末站，最后进入北干线。原料气集输主干线（325821.5）净化气长输管线（426760.5）,26,(5)天然气计量工艺,目前气田内部单井、集气站计量工艺仍以简易孔板阀进行节流，以传统的双波纹管差压式流量计进行计量。目前已大部分更换。外输气计量多数采用微机自动计量系统，该系统主要由高级孔板阀取压装置、差压、静压和温度变送器、A/D卡、微机、UPS电源等组成。,27,（6）天然气节流工艺,投产初期采用针形阀节流降压，效果较差。目前情况采用川中自行研制的抗硫节流器，配以高硬度的陶瓷油嘴节流器，能较好的满足生产需要。井下节流工艺将节流器安装于油管的适当位置来实现井下调压,充分利用地温对节流后的天然气加热,从而改变天然气水合物的生成条件,对于防止水合物生成起到了积极的作用。,28,29,（6）清管工艺小管径清管工艺：川中自行开发研制出相应规格的简易清管装置，有效清除管内积液及赃物杜塞。集输气支、干线清管：采用清管球及清管器相结合的清管工艺。（7）缓蚀剂加注工艺单井加注：在各井井口设有条形撬装缓蚀剂管或球形缓蚀剂罐，将缓蚀剂定期按量滴入套管内；或配用泵注车加注。管线加注：用泵注车向集输气管线泵注缓蚀剂。,30,磨溪气田5个实习站内容,磨1井（直井）磨75-H井（水平井）磨131井（污水回注）集气总站净化站,31,磨1井实习内容,直井井身结构？生产简史？产气量、产水量，能否应用气井自身产气量排水？为什么？观察地面节流温降、压降变化情况？单井集输流程？为何采用多级节流？卧式气液分离器分离原理？孔板流量计与数值流量计的区别？观察油套压是否相等？为什么？提喷管线作用？,32,磨75-H井实习内容,为什么将直井改为水平井？水平井井身结构？对比直井、水平井生产简史（产气量、产水量）？能否应用气井自身产气量排水？为什么？井口装置流程与磨1井有何区别？如何依据支线压力控制该井开关？滴入缓蚀剂