08年7月轮班培训地质教学内容

1、第一部分 常用术语解释1、生产压差：地层压力与井底流动压力之差，又称采气压差。与套油压差的区别。2、衰竭式开采：气驱气藏依靠自身的驱动能量进行开采，直至气田报废的开发方式。3、采气指数：气井日产气量与生产压差的比值。4、地层压力系数：某一深度的原始地层压力与同深度的静水柱压力的比值。具有正常地层压力的油藏，其压力系数为0.7-1.2之间，气藏的压力系数为0.91.2。低于0.9为异常低压气藏，1.2-1.5为异常高压气藏，1.5-1.8为超压气藏，大于1.8为特高压气藏。5、单位压降采气量：气藏平均地层压力下降一个单位压力所能采出的气量，又称气田产率。6、临界产量：对于底水气藏的气井及边水气藏

2、边缘井，临界产量指能控制水窜高度小于井底至裂缝气水界面高度的气井最大的生产压差。临界压差下的产气量即临界产量。在实际生产中，常根据氯离子含量与产气量的关系曲线来确定临界产量。大多数气井在生产中当大于某一产气量时，氯离子含量迅速开始上升，产量点即是临界产量。7、水淹：气井出水后，气体相对渗透率变小，气产量递减增快，同时井筒内流体密度不断增大，回压上升，生产压差变小，水气比上升，井筒积液不断增加，当井筒回压上升到与地层压力相平衡时气井停产，虽然气井仍有较高的地层压力，但气井控制范围的剩余储量靠自然能量已不能采出，被井筒及井筒广州为裂缝中的水封隔在地下，通常称为水淹。8、排水采气：水驱气藏在开发中，

3、水侵波及到某些气井、区块，甚至全气藏时，采用人工举升、助排工艺，结合自喷井的带水采气、排出侵入储气空间的水及井筒积液，使部分水封气“解封”变为可动气被采出，这种生产技术叫排水采气。9、水气比：气井气流中水的含量，在标准条件下水的体积与气体的体积之比，又称耗水率。10、压力系统：指受同一压力源控制的、能相互影响和传递的压力统一体，即同一压力场。11、地层总压差：气藏或开发层系原始平均地层压力与目前平均地层压力之差。12、递减率：气田开发一段时间后，单位时间内产量递减的百分数。13、自然递减率：下阶段采气量在扣除新井及各种增产措施增加的产量后与上阶段采气量之差值，再与上阶段采气量之比。自然递减率=

4、100%14、综合递减率：下阶段采气量扣除新井产量后与上阶段采气量的差值，再与上阶段采气量之比。综合递减率=100%15、单井动态分析：通过单井数据和地质资料，分析该井工作状况及其变化情况、原因，进行单井动态预测，并为改善单井生产状况提供新的措施依据的全部工作统称单井动态分析。16、折算年产量：根据日产气量水平所计算的年产气量，又称年产能力。17、储采比：气田年初剩余可采储量与当年采气量之比。18、储量替换率：气田当年新增可采储量与当年产气量之比。19、气田开发：通过制定气田开发方针和政策，编制气田开发方案，按其要求进行钻井和地面建设，高效地开采天然气资源，这个工作的全过程就称气田开发。20、

5、探明储量：在气田评价钻探阶段完成或基本完成后计算的储量，在现代技术和经济条件下可提供开采并能获得社会、经济效益的可靠储量。探明储量时编制油田开发方案的依据。21、控制储量：在预探井发现工业气流后，并经少数评价井钻探，证实为气田，出气层位、岩性清楚，圈闭形态已经查明，气藏类型和储层特性、流体分布有了初步了解，并取得储量计算各项参数的必要资料，或邻近区域相同气藏类型的类比资料，经综合研究后所估算的储量。它可作为进一步评价钻探和长远规划的依据。储量允许误差不应超过50%。22、预测储量：在地震或其他方法确定的圈闭上，经钻探获得工业有气流、油气层或油气显示，按区域地质特征及分析研究结果，用溶剂法估算的

6、储量。但其油气水分布、储量计算的各项参数尚未取全，仅是根据少量资料，按经验或类比方法确定的。储量误差较大，仅作为进一步钻探和规划的依据。23、井底污染：在钻井、射孔或修井过程中，由于工作液渗漏入地层，使井底附近地区的地层渗透率降低，也称井底损害。24、井筒储存效应：地面关井后，地层流体向井筒继续聚积，地面开井后，地层流体不能马上流入井筒，这种现象统称为井筒储存效应，也称井筒续流、井筒加载、井筒卸载。25、井筒储存系数：描述续流量大小的物理量，定义为整个续流段井筒内流体体积改变量与井底压力改变量之比，也称续流系数。26、压降漏斗：在平面径向流时，由于井的投产造成地层压力下降（从井壁到供给边缘），

7、压降形状从整个地层来看很象一个漏斗状的曲面，该曲面称为压降漏斗。27、井间干扰：在同一气层内，若两口以上的气井同时生产，如果其中任何一口井的生产对其它井产生影响，这种现象称为井间干扰。28、产能负荷因子：指气田配产量与气田设计生产能力的比值，一般为0.80.9。29、关于气井的几个常用术语高含硫气藏：h2s含量大于30g/m3。特低渗气藏：储层空气渗透率小于1md。酸性气藏：气藏中天然气h2s含量达到0.02g/m3以上或co2分压高于0.021mpa的气藏。高温气藏：地层温度高于149的气藏。非烃气藏开发：非烃组分（h2s、co2、n2等）大于70%的气藏。高产：日产气大于20万立方米。10

8、-20万立方米为中产井，小于10万立方米为小产量井。高压气井： 浅层井：井深小于1500m的气井。15003200m中深井，32004000m深井，大于4000m超深井。第二部分 理论知识第一节 气井的完井方法、井身结构的相关知识气井完井工程指从钻开生产目的层开始，直到气井投入生产为止的全过程。它既是钻井工程的最终一道工序，又是采气工程的开始，对钻井工程和采气工程起着承前启后的重要作用。气井合理的完井方法应该力求满足以下几点要求：（1）气层和井筒之间应保持最佳的连通条件，气层所受的损害最小；（2）气层和井筒之间应具有尽可能大的渗流面积，气入井的阻力最小；（3）应能有效地封隔气、水层，防止气窜或

9、水窜，防止层间的相互干扰；（4）应能有效地控制气层出砂，防止井壁垮塌，确保气井长期生产；（5）应具备进行分层压裂、酸化等分层措施以及便于人工举升和井下作业等条件；（6）施工工艺尽可能简便、成本尽可能低。一、气井的完井方法根据气藏的特性和储层特点，为更好的使气层与井筒连通，钻井的最后一道工序是完井。完井的方法很多，主要有裸眼完井、射孔完井、衬管完井和尾管完井。a、裸眼完井 衬管完井裸眼完井当钻到气层顶部时，下油层套管固井，再用小钻头钻开气层，这种完井方法称为裸眼完井。气流入井地层能量主要消耗于地层。裸眼完井法的优点是：气层完全裸露，气流动的阻力小，在相同地层条件下， 气井的无阻流量高。由于单井产

10、量高，在同样开发规模时，气田需要的总井数减少，降低了开发费用和采气成本。对裂缝性气层，裸眼完井可以使裂缝完全暴露。使用其它完井（射孔完井、尾管完井）方法时，要射到裂缝上相当困难。裸眼完井法的缺点是：当气层中有夹层水时不能被封闭，采气时气、水互相干扰，裸眼井段地层易垮塌，不能进行选择性的上增产措施。裸眼完井法主要适用于坚硬不易垮塌无夹层水的裂缝性石灰岩气层。 b、射孔完井钻井时一直钻完气层，下油层套管固井，然后用射孔枪在气层射孔，射孔弹穿过套管和水泥环射入气层，形成若干条人工通道，让气进入井筒，这种完井方法称为射孔完井。气流入井地层能量主要消耗于气层、射孔孔眼及其附近区域。射孔完井和裸眼完井的优

11、缺点刚好相反。主要用于易垮塌的砂岩气层、要进行选择性增产措施的气层、多产层的气藏、有底水的气藏和气、水关系复杂的气层，为防止水对开采的干扰，多采用射孔完井。射孔完井尾管完井c、衬管完井衬管完井是改进了的裸眼完井，当钻到气层顶部时，下油层套管固井，然后钻开气层，再下带缝或孔的衬管，并用悬挂器将衬管挂在油层套管底部。衬管完井除具有裸眼完井的优点外，同时可防止地层垮塌的缺点。d、射孔-砾石衬管完井在射孔井段再下一带筛眼的衬管，并在衬管与油管之间充填砾石，则称为射孔-砾石衬管完井。多用于高渗透性、胶结疏松的砂层，孔眼周围压实环的渗透性要好一些，但被砾石充填的孔道单相渗透的阻力明显增加。e、尾管完井钻完

12、气层后下尾管固井。尾管用悬挂器挂在上层套管的底部，用射孔枪射开气层，这种完井方法称为尾管完井。尾管完井具有射孔完井的优点，但又节省了大量套管。 尾管顶部装有回接接头，必要时，还可回接套管一直到井口。尾管完井特别适用于探井，因为探井对气层有无工业价值情况不明，下套管有时会造成浪费。f、封隔器分层开采的完井方法国内有相当多的气藏地质结构复杂，储层纵向上多产层，横向上多裂缝系统，物性差，非均质性强，各气层埋藏深度不一，部分气藏有边、底水，每个气藏产层23层以上。产层的压力及渗透率往往有显著的不同，甚至产层流体性质也有很大差异，对这类具有多产层气藏的气井，可以采用封隔器分层开采的完井方法。a单管单封隔

13、器油管、套管分（合）采由一个封隔器将上、下生产层隔开，下层气从油管采出，上层气从油管、套管环形空间采出。适用于上层所产天然气不含硫化氢或含量甚微的气井，选用常规抗硫化氢采气井口装置和封隔器就可以进行分采。b单管双封隔器转向油管、套管分采用两个封隔器分别座封在上、下生产层的上面，在两封隔器之间设置一转向接头，上层含硫化氢的天然气从油管采出，下层不含硫化氢的天然气从油管、套管环形空间采出。适用于上层所产天然气含硫化氢气体而下层天然气不含硫化氢的气体，可避免硫化氢对上部通道的腐蚀。c单管双封隔器节流嘴控压分（合）采两层用两个封隔器分别座封在上、下生产层的上面，并在油管上按产层位置设置带有测孔的滑套开

14、关和一承座短节，其内装有可控制产量的节流嘴构成的阻流器，阻流器内还装有一只嵌入式回压阀，以阻止层间流体的窜流。这样不仅下层气可以直接通过节流嘴进入油管，而且上层气也可以通过阻流器进入油管，达到两层气同时从一根油管内产出的目的。该方案适用于上层产气量不太大的井。双管气举采气管柱图d双管双封隔器油管分（合）采某井井身结构图下入一个双封隔器和一个单管封隔器，同一井筒内下入两根油管，即采用双管开采。但双管采气必须具备井筒内可以下两根油管，一般要求技术套管直径不小于244.5mm，悬挂衬管直径不小于177.8mm。用73mm油管开采上部层系，用73mm或组合88.9+73mm油管开采下部层系。而分层开采

15、的完井方法与高压含硫化氢气井的完井方法都要求有成熟的使用插管生产封隔器类似的井下作业技术，还要有使用钢丝作业改变井下滑套开关的技术，使井下产气层之间获得封隔，而且按照人们的意志去开启或关闭井下滑套达到分层采气的目的。二、气井井身结构井身结构是指气井地下部分的结构。井身结构主要包括：油管柱尺寸和下入深度；油管下端管件（油管鞋、筛管等）；各层套管尺寸及下入深度；各层套管相应的钻头尺寸；各层套管外水泥浆的返回高度；井底深度或射孔完成的水泥塞深度；完井方法等。（一）、井身结构图井身结构通常用井身结构图来表示，它是气井地下部分结构的示意图。井身结构图应包括以下几项数据：1地面海拔和补心海拔。（钻井时转盘

16、面的海拔为补心海拔）2日期。（开钻和完钻日期）3产层段。4钻头程序。5套管程序6完钻井深及射孔完成井的水泥塞深度。7水泥返高及试压情况。8油管规格及下入深度。9油气层完井方法。10其他情况（井下落物情等）。（二）、油管柱油管柱由油管、油管挂、筛管、油管鞋组成。1油管油管是垂直悬挂在井里的钢制空心管柱，油管一般下到气层中部，但对裸眼完井，只能下到套管鞋，以防止在裸眼中被地层垮塌物卡住。2油管挂又称锥管挂，是由金属制成的带有外密封圈的空心锥体，座在大四通内，并将油、套管的环型空间密闭起来。3筛管由油管钻孔制成，每根310m，钻孔孔径1012mm，孔眼的总面积要求大于油管的横断面积。4油管鞋接在油管

17、的最下部，是一个内径小于井底压力计直径的短节，用于防止测压时压力计落到井底。目前用过油管射孔完井的井，油管鞋是一外径100110mm，内径62mm的喇叭口，使射孔枪下出油管鞋射孔后，容易起出。油管鞋示意图5油管柱的作用油管柱的作用有三点：1）使地层产出的油、气、水从井底输送到井口。由于油管的横断面积比套管的横断面积小得多在相同的产气量下，油管中的气流速度比套管中的速度高，携带井内的积液和砂粒的能力强，能保持井底在较清洁的状况下采气。2）压井、洗井、酸化压裂都要通过油管进行。对高压力、高硫化氢气井，需要下封隔器保护套管时，也要把封隔器连接在油管下部放入井里，并在油、套管环型空间注入保护液。3）采

18、气过程中可保护套管。油管腐蚀、磨损后可以更换。为了增加携带井底积液能力，也可把大直径油管换成小直径油管。（三）、套管为防止井壁垮塌，根据地层情况和钻井、采气工艺要求，钻井过程中沿井壁下入井内的空心管串叫套管。根据井的深度和穿过地层的岩性情况，一口井有多层套管。它们的作用如下：1导管引导钻头入井开钻和作为泥浆的出口。导管是在开钻前由人工挖成的深2m左右的圆井中下入壁厚35mm的钢管，外面浇注水泥制成。2表层套管是下入井内的第一层套管，用于封隔地表附近不稳定的地层或水层，安装井口防喷器和支撑技术套管的重量。表层套管一般下入几十米至几百米。3技术套管是下入井内的第二层套管，用来封隔表层套管以下至钻开

19、油气层以前易垮塌的松散地层、水层、漏层，或非钻探目的的中间油气层，以保证钻至目的层。技术套管外面的水泥要求返至需要封隔的最上部地层100m左右，对高压气井，为防止窜气，水泥要返至地面。4油层套管是下入井内的最后一层套管，用来把油气层和其它层隔开，同时建立起一条从油气层到地面的油气通道，其上安装采气树，以控制气井。（四）、井下安全阀井下安全阀是一种新型的井下安全系统，可以起到在井下截断井筒流体的作用。它主要由井下安全阀、液压控制管线和地面控制系统组成。1. 主要作用（1）当地面设备工作压力超过设定值时在井下截断井筒流体；井下安全阀安装位置图（2）当地面设备工作压力的压降速率超过设定值时在井下截断

20、井筒流体；（3）当地面设备着火时在井下截断井筒流体；（4）在紧急情况下可就地或远程控制在井下截断井筒流体。 2. 控制原理井下安全阀的开关是通过连接井下安全阀和地面控制系统的液压控制管线来实现的，通过地面控制系统对液压控制管线加压，当加压至一定值时井下安全阀将打开，使井筒通道连通恢复正常生产；通过地面控制系统可以对液压控制管线泄压，液压控制管线一旦泄压，井下安全阀将关闭，井下高压流体将不会通过井筒通道流到地面设备中，从而实现井下安全截断的控制目的。第二节 气井气藏合理产量确定气井合理产量是气藏开发的重要指标之一，研究气井的合理产量对高效开发气藏具有十分重要的意义。气井合理产量的确定与气藏储量、

21、储层性质及其参数、井身结构、稳产年限、经济效益等因素相关。根据气藏的具体情况不同，有时可依据单因素来确定气井合理产量，有时还要考虑多种因素来综合确定合理产量，但总的原则是合理产量必须遵循资源保护和环境保护的原则，保证气井平稳安全地供气。一、制约气藏合理产量的因素1、自然因素指储层性质和天然气中的凝析液。当储气层时由非胶结的砂子或者胶结差的砂岩所组成，气井生产超过某一产量时，储层就会发生破坏，在近井区形成洞穴或岩层垮塌，情况严重时可使套管折断，气井报废。在这种疏松的砂岩储气层中，气井生产应控制在允许的地层压差条件下，使井底和近井区储层不受破坏。在这种情况下，可以通过井底加固的防砂措施，提高允许地

22、层压差，使合理产量得以提高。气井在开采过程汇中，由于井筒压力和温度的下降，溶解在天然气中的凝析水或凝析油将在井筒中析出，如果产量过小不能将凝析液带出井筒，凝析液将积聚在气井井底和近井区，增加井底回压和渗流阻力，时气井产量降低，严重时会使气井停产。这种情况下，气井合理产量应大于带液最小产量，使凝析液随着气流不断带出井筒，保持井底和近井区储层不受凝析液的污染。排液临界流量指的是在一定的油管内径条件下，不发生井筒积液的最小流速，气井连续排液的临界流量、临界流速、对比流量、对比流速可分别由下式确定：气体携液的临界流速公式为：最小携液产量公式均为： 式中: 临界流速，m/s；气流携带液滴所需的最小气流量

23、，104m3/d；井内液体密度，kg/m3；p,t条件下的气体密度，kg/m3；a油管截面积，m2；p井内计算点流动压力，mpa；t井内计算点流动温度，k；zp,t条件下的气体偏差系数； 井内气、液之间表面张力，mn/m。在实际计算中对水通常取 =60mn/m，对凝析油通常取=20mn/m。为了安全起见，考虑到井深和含有硫化氢，计算得到临界携液流量值已考虑了30%的安全系数。2、技术因素主要是指油管的直径。地层中的天然气通常是流经井筒内的油管到地面，油管的直径大小对气井产能有制约作用。直径过小导致地层的流入能力大于油管的流出能力，限制了气井生产能力的发挥。油管直径过大，地层的流入能力小于油管的

24、流出能力，导致带液困难或者不必要的浪费。制约气井产量的技术因素还应考虑井口采气树和地面设备发生震动的可能性。由于气井产量过大会引起井口采气树和地面设备的震动，肯能引起设备疲劳性的破坏威胁气井安全生产。随复杂气藏的开发，新的技术因素会相继出现，比如某些地层温度较低的气藏，在开采时井底可能形成水合物而影响气井产量，在确定合理产量时，应结合实际生产多方面地考虑。3、经济因素首先从气井合理产量的自然和技术制约条件出发，从全气藏合理开发角度考虑，通过各方案开发指标的运算和预测对比，最终确定气藏开发经济指标最优的气井产量为合理产量。在某些情况下，为达到良好的开发经济效益，开发井投产常采用接替方法，而不是一

25、次性的投产，先用少量的气井，以符合自然因素和技术条件的最大产量来达到气藏开发的产量规模，当气井产量出现递减时，再补充开发井，使气藏产量保持继续稳产，分散了开发井的投资，减少贷款利息，使气藏开发能获得较好的经济效益。4、经验统计根据国外资料介绍，在胶结好的砂岩和碳酸盐岩储层中，在边底水不活跃的气藏中，气井合理产量可定位在1/3无阻流量。这种方法没有考虑气井的稳产年限，但在实际运用中十分简便。利用产气方程来确定合理产量：根据二项式渗流方程分析，在某一临界产量下（惯性附加阻力接近为零），生产差压和产量近似于一条直线，生产压差和产量成比例增加，当产量超过此临界值后，产量增加不呈线形关系，单位生产压差采

26、气增量越来越小，使气井地层能量不能合理利用，因此把临界点产量定为气井合理产量。通过四川气田57口气井试井和生产资料统计，其临界点产量为绝对无阻流量的15-20%。从气井能量合理利用角度看，单井合理产量占绝对无阻流量的15-30%是可行的。（纯气井）二、产能测试在气井合理产能的评价中的作用中途测试：在钻井过程中发现了气流，进行裸眼测试，所取得的资料可及时了解气层的产能状况。完井测试：完井后进行测试，不仅了解气井完井后的产能状况，还能分析钻井、完井过程中的污染状况。酸化（或压裂）后测试：完井后，若气层有污染，应先进行酸化再进行测试，可了解增产措施效果，以及增产措施后的产能状况。产能测试：气井投产后

27、，为进一步核实产能进行测试。高产气井一般采取稳定试井，低渗透气井则采用修正等时试井。分层测试：为了解剖面上分层产气状况，进行分层测试。第三节 压降法求储量的相关知识1、压降法成立的地质模型假设在任意时间内整个气藏内的压力处于平衡状态，气藏内没有压降漏斗或压力梯度存在；气藏储层物性和天然气性质时均一的，各向同性；不考虑气藏的毛细管力和重力的影响；忽略随地层压力下降，储层岩石骨架等弹性膨胀和溶解在隙间水中的天然气的释放量。2、影响压降法储量准确性的因素全气藏各气井定期同时关井，测取关井压力恢复数据和最大关井井底压力。根据四川实践，一般为15天，最长不超过30天。按此方法在采出量达到3-5%就可能算

28、准压降储量。当含气面积较大，或因生产需要不能全气藏关井时，可在短时间内气井分片轮流关井，测取关井井底压力恢复数据和最大关井井底压力。这种方法计算储量时，压力点有所波动，要求采出程度达到10-15%，才具有规定的精度。采用高精度的测压仪表和流体计量仪表，充分重视凝析油和地层水的计量精度。累计产气量应包括各种情况下的放空气量，而放空气量常为估计量，对早期压降储量计算精度影响较大。气藏平均地层压力的确定对压降储量的计算精度有重要的影响，用单井或观察井的地层压力来代替，都会造成储量计算的误差，应根据地层压力等值线图计算，按有效储气体积加权平均地层压力。3、气驱气藏压降储量线的特点气驱气藏压降储量线主要

29、有两种类型：直线型和上翘型直线型：气藏在开发过程中p/z-gp曲线至始至终呈线性关系，反映气驱（定容气藏）的特征，如相国寺石炭系气藏压降储量线始终为一条直线。压降储量线为直线的气藏有如下特点：a、气藏出基层的孔隙度和渗透率一般较高，在砂岩储集层孔隙度大于12%，在碳酸盐岩储集层中孔隙度大于6%，渗透率均在110-3m2以上，储集层分布均一，横向变化不大。b、该类气藏时封闭的，在开发过程中没有地层水推进，或虽有边水推进，但水侵量较小，不足以影响气藏的开发过程。c、井间连通良好，在开发过程中气藏内部没有形成明显的地层压降漏斗，地层压力分布均衡，各种方法计算的平均地层压力都较为接近。上翘型：在非均质

30、无水（封闭）气藏中，虽然无边、底水的活动，但由于储集层高低渗透去的存在，开发井大都部署在高渗透区，低渗透区气井少，产量低，天然气主要从高渗透区的高产井中产出。随着开采的进行，逐渐形成以高渗透区为中心的压降漏斗。随着压降漏斗的加深和扩大，外围的低渗透区气量不断向高渗透区流动，使气藏的压降储量随着天然气累积产量增大而扩大，p/z-gp的关系偏离直线，发生上翘。例如：卧龙河t1j51气藏原始探明储量由初始的128亿立方米逐渐增大至目前的154-164亿立方米，还还可能有增大的趋势。从该压降储量线的特点来看，它和弹性氺驱气藏的压降线有相似之处，气层能量在开采过程中都不断地得到外来的补充，水驱气藏外来补

31、给时地层水，而非均质无水气藏外来补给时低渗透区的天然气。因此，仅根据压降储量线来判断气藏是属于弹性气驱还是水驱类型是不够的。弹性水驱还应具备以下资料：开发井产地层水和水淹资料、边底水水层观察井的液面或压力变化资料、生产气井中带出水的水性变化资料、有条件时还应有生产测井录取地层气、水剖面的资料。4、压降法储量和容积法储量的关系从理论上讲，压降法和容积法计算气藏储量都是科学的，结果应该一致。但在实际应用中，由于储层性质的不均质性，参与容积法计算的储量参数的准确性，以及气藏平均地层压力计算误差等因素，常造成两种方法各自的误差，使容积法和压降储量计算结果有时差别较大。根据四川石炭系18各气藏容积法和压

32、降储量计算分析对比，有以下认识：a、影响容积法储量计算精度主要时含气面积。由于确定含气面积的直接资料较少，常用气水界面预测和地震资料解释成果来圈定，会造成一定的误差。其次是井网密度，象石炭系这样的储层，探井井网密度小于6平方公里/井，储量精度均在15%以内，超出6平方公里/井，储量误差就要超过20%。b、储层不均质性对压降储量有较大影响：对以+类储层为主的气藏，即中、高渗透性气藏，在低采出程度时，压降法和容积法储量基本相近，对类储层占相当比例的气藏，即具有高、低渗透区（带）的非均质气藏，压降储量随采出程度提高而增大，当采出程度超过30-40%以上时，压降储量和容积法储量才接近。第四节 气藏采气

33、速度的相关知识采气速度：气藏年产量与原始探明储量的比值，是气田开发的一项重要指标。1、影响采气速度的因素a、气藏储渗条件气藏储渗条件时影响采气速度的内在因素，储渗条件差的气藏，单井产量低，要提高气藏采气速度就要钻很多开发井，影响气藏开发的经济效益。例如：柴达木盆地的涩北一号气田的开发：由于储集层为疏松砂岩，为防止砂层垮塌，气井生产压差控制得较低，单井产量3.5-7.5万方/天，为达到2.6%的采气速度，气藏部署开发井67口，预备井7口； 磨溪雷一气藏的储集层为低孔低渗储层，单井产量平均在1.5万方/天，气藏采气速度只有1.5%; 相国寺石炭系气藏储渗条件较佳，渗透率均在10010-3m2以上，

34、气藏采气速度高达8%，铜锣峡长兴气藏采气速度高达13%。b、市场需求市场需求时影响气藏采气速度的外部因素。若供大于求，气量低于开发规模设计要求，经济效益低。供不应求时，则常出项超规模生产，博士提高气藏采气速度，对气藏进行破坏性开采。因此，应对市场进行充分的调查研究使气藏采气速度以及变化能适应市场发展的需求，获得可靠的经济效益。c、后备资源增长状况后备资源增长速度较慢，从气田开发长远考虑，采气速度不会很高，否则会出现气田产量滑坡供气紧张，为维持稳定供气，势必加大气田的开发工作量，时气田开发效益地下，甚至出现供气量越多，亏损越大。若勘探顺利，后备资源增长速度快，气藏采气速度可以相对较高，一个气田产

35、量递减，另一个可以及时投产接替，保持稳定供气，既满足用户需要，也有良好的经济效益。2、采气速度、稳产年限和采出程度的关系a、气藏稳产期的长短和气藏的采气速度有着明显的关系，采气速度高，稳产时间短，采气速度小，稳产时间长。在气驱气藏中，采气速度制约着气藏的稳产年限。b、气驱气藏中，在后备储量、气田接替跟得上、储集层不受破坏的前提下，提高气藏采气速度时可行的，对气藏最终采收率不会有明显影响。c、采气速度、稳产年限和采出程度有合理搭配关系在稳产前期采出程度增加较快，随着稳产期的延长，采出程度增加幅度变缓，并非稳产期越长越好，三者有合理的配置关系：气藏既有较高的采气速度和稳产年限，又有较高的稳产期采出

36、程度（总公司开发管理纲要要求稳产期采出程度达60%以上）。第五节 水驱气藏开发相关知识一、水驱气藏开发难点与气驱气藏相比较，水驱气藏有采气速度小、产能递减快、采收率低、投资大成本高等特点。1、采气速度低：为了控制水驱气藏特别时非均质水驱气藏的选择性水侵或边底水突进，水驱气藏采气速度低于气驱气藏。2、产能递减快：边底水活跃的水驱气藏，开发过程中出水不可避免，边底水入侵到主要产气层段后，气体相对渗透率降低，井筒内流体密度加大，增加了井底回压，导致气井产量大幅度递减，甚至水淹。3、采收率低：在非均质水驱气藏中，水窜形成多种方式的水封气，降低了可采储量，气井的水淹也使气藏废弃压力高于气驱气藏，因而降低

37、了采收率，非均质性越强，水侵强度越大，采收率越低。4、建设投资大，采气成本高：增加了水处理、排水采气等配套工艺设备，补充开发井增多，使资金投入多，操作费用高，采气成本远远高于气驱气藏。二、水驱气藏开发阶段的划分和特征1、无水采气阶段：时水驱气藏开发初期，生产气井尚未出地层水的开发阶段（不包括已钻穿气水界面的气水同产井）。此阶段气井所产的水全部时凝析水。一旦气藏的主产气井出地层水，则进入气水同产阶段。尽量延长气藏气井的无水采气期，是水驱气藏减少水封气的形成提高采收率的重要措施。无水采气期越长，气藏稳定期也越长，稳产期末采出程度越高。2、气水同产阶段：对于水活跃和次活跃的边底水气藏来说，气水同产时

38、气藏主要的生产阶段。该阶段可能跨越产量上升期、稳产期和递减期，也可能只包括稳产期和递减期。当气藏第一口气井或主产气井产出地层水时，气藏便进入气水同产阶段，标志着气藏水侵已经在气井生产中直接表露出来。气井出水后，最主要的动态特征时产能递减增快，产水量明显增加，水气比上升，井口流动压力下降，套油压差增大，甚至造成水淹停产。非均质水驱气藏，气水同产阶段也是气藏选择性水侵形成水封气的主要阶段，对于整装气藏要合理配产，出水气井要控制合理产量（压差）来控制选择性水侵的波及范围、减缓气井的递减及水封气的形成。对于多裂缝系统气藏不能控水采气，要优化气井的水气比，实施早期排水，减轻后期排水采气的难度，达到提高采

39、收率的目的。从第一口井出水开始，就要开展排水采气工艺技术的论证和试验，做好人工助排工艺技术选型和接替的准备工作。3、二次采气人工助排阶段（排水采气阶段）：无水采气及气水同产两个阶段时依靠气藏自然能量驱动，统称为一次采气，人工助排阶段时需要用物理和机械的外力来降低井筒内回压来克服井筒内流体的回压，使气井恢复生产，称为二次采气。该阶段主要的动态特征是气藏产水量明显增加，气产量递减减缓，也可能出现一段时间的上升和稳产，初期产水量增加幅度大于产气量的增加幅度，故水气比明显上升。气藏或气井排水采气效果的好坏，决定于“侵排比”，即单位时间排水量和侵水量之比，当排侵比大于1时为强排水。气井排水采气阶段是以提

40、高气井产量和复活水淹井为目的，气藏排水阶段是气藏全面水侵，根据气藏排水采气方案，以提高气藏采收率为主要目的实施气藏整体有计划超水侵量排水，使净水侵量逐渐减少，从根本上改善气藏内的气水关系，提高开发后期的采气速度，保持稳产或减缓产量递减幅度。为了把水驱气藏水侵强度的分类更简化和实用，尽早确定气藏或裂缝系统的水活跃程度，根据川西南气区63个水驱气藏和裂缝系统的水侵特征，得出3个主要认识：气水比大于3方/万方，一般都是水活跃型或较活跃型水体，小于3方/万方，水体不活跃；水越活跃，一次采气采收率较低，水体活跃气藏采收率一般小于40%，较活跃气藏大于40%；水不活跃，一次采气采收率跟储层物性相关，裂缝发

41、育高渗的气藏一次采收率大于40%，平均0.63，而裂缝不发育低渗透气藏一次采收率小于40%，平均28%。三、出水气井类型及特征及治水措施1、裂缝型出水气井大多出现在碳酸盐岩水驱气藏中，地层水沿裂缝进入井底而出水的气井。主要特征：井底有明显的裂缝，如钻进中有放空、井喷、井漏等现象或岩屑中有明显的裂缝充填物、无水采气期较短、出水后地层水显示阶段短，氯离子含量迅速达到地层水氯离子含量、产水量增长快，一般在40-50方/天以上。措施：出水难控制，开采不当易水淹，最好的措施是人工强化排水。2、水锥型出水气井大多出现在砂岩和碳酸盐岩底水气藏中，地层水主要沿孔隙或微裂缝进入井底而出水的气井。主要特征：井底无

42、大、中裂缝存在，渗透率相对较低、水显示时间长（1年以上）、显示阶段气井关井后水能退回地层，再开井有一段时间无水采气期、水量增加不大，几方到20方。措施：底水沿微裂缝或孔隙逐渐向井底锥进，增加渗流阻力，引起气井产量下降明显。当水锥突破井底进入井筒，可能造成气井水淹。治水分为两步进行：先控制合理压差、确定合理产量，延长出水显示期和带水生产阶段，当气量下降快水量增长大的情况下进入第二步，采取人工排水措施增产。3、异层型出水气井主要出现在多层组气藏中，其中有一层时水层或水侵层。主要特征：气井同时打开了不同层段的气水层、水层沿高渗段横向水侵、出水后水量一般较稳定。措施：由于气水产自不同层段，水对气层的污

43、染相对小一些，一般带水生产周期较长。带水生产周期长短，取决于气水层各自能量衰减程度，气层能量大于水层，则带水采气期长，反之则短。一般采取水层封堵措施。4、高含水饱和度气层中出水的气井主要出现在高含水饱和度的砂岩或碳酸盐岩气藏中，由于气层压力下降，饱和在岩石孔隙中的束缚水或少量自由水，因岩石和水本身的弹性膨胀被挤出，被气流带到井底形成气水同产。主要特征：气层含水饱和度高，一般大于35%、出水量小水量稳定、对气井生产影响不大。措施：加强对地层水性质的监测，注意防止井底积液，就能维持气井正常生产。四、提高水驱气藏采收率的途径1、延长无水采气期的主要措施有三项：a、控制气井在临界产量（压差）以下生产：

44、可以控制水侵，延长无水采气期；b、控制气井的钻开程度：对于储层特征均质或视均质的气藏，水侵方式为水锥的方式，国外有把控制气井的钻开程度作为延长无水采气期的一项措施，并提出一般底水气藏钻开程度小于30%,边水气藏钻开程度以50-60%为宜，并提出建立“人工挡板”，以及气井出水后打水泥塞以减少钻开程度等措施。对于非均质特别时裂缝型水驱气藏来说，出水压差的大小主要决定于裂缝的发育程度、产状（垂直缝或水平缝，大缝或网状微细缝）及水侵方式，生产实践表明，钻开程度与出水压差的关系不明显。c、堵水：实践证明，堵水工艺在水驱气藏的应用时有条件的俄，对于气水不同层或薄的高渗透夹层水侵，进行选择性堵水效果较好。而

45、对气水同层、气水同缝的气井，选择性堵水效果不好，即使能降低水产量也时短期的，因为堵水剂达到的范围有限，并且逐渐被气水带出水，所以选择性堵水，目前国内外很少采用。2、排水采气是水驱气藏提高采收率的主要措施五、实施排水采气的地质基础水驱气藏排水采气不一定都能提高采收率和经济效益，实践证明，适合进行排水采气的水驱气藏有以下地质特征：1、 储集层非均质性强的水驱气藏这类气藏的选择性水侵，产生多种形式的水封，一次采气采收率低，剩余水封气的丰度较大，成为二次采气水侵治理的物质基础。实施排水采气对提高采收率和产气能力的效果较为明显。2、 水体具有封闭性的非刚性水驱气藏这类边底水气藏的水体弹性能量有限，具可排

46、性，排水可消耗水体能量，降低水体压力，使水封气解封，“大排出大气，小排出小气，不排没有气”。3、 剩余储量较大的水驱气藏4、 有一定高产气、水井的水驱气藏排水强度要达到气藏工程要求，需要一批大排水井作保证，而且裂缝发育的高产井排水采气效果最好。一般井较深、低渗透、裂缝不发育的水驱气藏中的气井，排水效果不好。5、 产出的地层水有出路的水驱气藏地层水时气田主要污染源之一，往往成为制约水驱气藏开发生产的主要原因，制定排水采气方案时必须首先考虑地层水集输处理方案。目前有3种方式：回注（一般选择封闭性号、渗透性号、储集空间大、采出程度高的废气层作为回注层）、浓缩制盐或提取稀有化工元素进行综合利用、达标排

47、放。六、排水采气工艺技术及选择排水采气习惯性地限定在开展人工助排和人工举升的气井。广义的排水采气同国外有关文献所说的“气水同产”、“有计划的气水同产”、“气水联合开采”一样，其含义时根据气藏工程提出的与产气量相匹配的排水强度。结合气井的自喷能力，排水的方式有两种：一是自喷带水采气井所产出的水，另一种时人工助排和人工举升工艺井所排出的水。应根据气井的地层压力，气、水产量及气藏排水采气方案确定气井的排水强度。根据实践经验提出排水采气工艺选型的参考建议。自喷井排水采气工艺技术带水采气技术管理小油管排水采气工艺水淹井复产工艺技术大压差放喷技术增压工艺技术液氮排水工艺技术连续油管气举工艺技术工艺排水采气

48、工艺技术机抽排水采气工艺气举排水采气工艺泡沫排水采气工艺开式气举半闭式气举全闭式气举喷射式气举柱塞排水采气工艺电动潜油离心泵排水采气工艺射流泵排水采取工艺复合排水采气工艺机抽（泵挂深度小于1500m）深抽（泵挂深度大于1500m）套管注气油管注气气举-泡排复合工艺气举-柱塞复合工艺气举-机抽复合工艺气举-电动潜油离心泵复合工艺七、其他影响排水采气工艺选择的因素上工艺时间选择：人工助排时间的选择非常关键，过早不经济，过晚待气井水淹严重时，气相渗透率急剧下降而影响采气效果，所以选择在气井出现脉冲或自身压井之前开始人工助排较为合适，时延长出水气井开采期的最佳时机。井深：一般井越浅排水采气效果越好，成

49、本更低；井越深对机抽、泡排工艺越不利；井温：井底温度过高对电动潜油离心泵有影响；井斜：井斜大于80，不宜选用机抽；出砂：井下出砂严重，机抽工艺、电动潜油离心泵工艺、柱塞工艺慎用。酸性气体含量：尽量选用非机械助排举升工艺，如气举、泡排等。射流泵、电动潜油离心泵、机抽等机械助排举升工艺易腐蚀、难度大、成本高、检泵周期短。八、泡沫排水采气工艺设计1、 选井选井的目的时尽量避免不必要的投资，提高工艺的增产效益。选井正确与否，直接关系到泡沫排水采气工艺的效果好坏。气井产量：泡沫排水的主要对象是产量不高的中小型气水井。产水量一般在100m3/d以下、气水比在1601500m3/m3之间时，发泡条件最佳。矿

50、化度较高的井不宜采用。管串要求：、油管下入深度方面，油管鞋要下在气层中部，使产出的水全部能进入油管，不在井底聚积。如果油管鞋未下到气层中部，井底积水过高，发泡剂流到油管鞋处即被气流带走，达不到排除积水的效果。、油管管柱严密不漏，无破裂，锥管挂密封可靠。防止发泡剂短路，流不到井底。、油套环形空间通畅，通常情况下，起泡剂是通过油套环空流入井底后与积液充分混合形成泡沫，降低积液密度，再通过油管将积液带出井口，因此，要求环空保持通畅，起泡剂才能顺利流入井底。井深：井深过大，起泡剂在垂直管流阶段会发生泡沫自动消泡等现象，不利于带液，要求泡沫有较强的稳定性，但稳定性越好越不利于地面消泡。2、起泡剂加入时间

51、选择当气井的实际流速小于临界携液流速，井底开始产生积液时，就需要加入起泡剂助排。对于连续产水的气井，可按照一定的加注制度连续加注起泡剂，对于不连续产水的气井或者间歇生产气井，起泡剂的加注视情况而定。不连续产水的气井出现套压压差增大，井底开始积液征兆时，及时加入起泡剂可起到助排作用，当积液带出后，气井套油压差减少到正常值，可暂停加注，待下一次积液开始形成时再加注起泡剂；间歇生产气井通常在关井复压后开井生产有一段时间的无水采气期，随产气量和压力的下降，井底开始出现积液，应密切关注生产套油压差和产气量的变化，在刚开始积液时加入起泡剂助排。3、起泡剂加入浓度和注入量的确定、加注浓度的选择起泡剂注入浓度

52、必须根据其性能和气井本身的条件来确定。注入浓度过低，起不到降低积液密度改善井筒气水两相流流态的目的；注入浓度过高，增加流动阻力，且地面消泡困难，影响下游计量和管输效率，并且造成药剂浪费。根据实践经验，各类起泡剂的浓度在400600mg/l时带水能力较好，初始加注时，可考虑使用浓度为600mg/l。在实际生产中，影响起泡剂浓度的因素很多，应结合气井生产的气流速度、分离条件、井温、是否产凝析油等情况具体分析，酌情调整加注浓度，找到最佳浓度配比。、加注量的选择原则上根据起泡剂注入浓度和气井产水量，直接计算起泡剂注入量。比如，浓度为600mg/l，日产水2m3的气井，需要加注起泡剂的量为1200g，即

53、1.2公斤左右。实际应用中，还要结合起泡剂的类型、气井带水生产平稳状况、温度和不溶物等物性参数，主要以气井带水稳定联系为宜。4、消泡剂注入浓度和注入量消泡是为了使泡沫排水井能连续稳定生产，避免起泡剂加注过量，防止起泡剂第二次气泡，使产出流体易于分离、计量和输送，防止井口压力升高。消泡剂可采用泵注法或平衡罐注法，注入位置选在分离器前两级针型阀之间，这样能提高消泡能力，使气水通过分离器的分离效果更好。不同类型的消泡剂使用的浓度不同，应根据配方确定。注入量须根据起泡剂的用量、气井产水量、井温等参数来确定，同时还应根据分离后液体中泡沫的多少，酌情加减消泡剂的用量。5、起泡剂注入方式、泵注法将起泡剂溶液

54、过滤后，从井口套管或油管泵入井内，适用于有人看守或距离井站较近又需要连续注入起泡剂的气井，气水比一般大于160m3/m3。也可用于间歇注入起泡剂的气井。、平衡罐注法将起泡剂过滤后，倒入平衡罐内，在压差的作用下，利用起泡剂本身的重力，从井口套管或油管流入井底。主要用于无动力电源或需要间歇注入起泡剂的气井，气水比一般大于330 m3/m3。、泡沫排水车注法方法与泵注法相同，只是注入起泡剂的动力不是高压电源，通过安装在汽车上的机泵来实施。主要用于边远又无人看守或间歇注入起泡剂的气井，或者用于实施泵注泡沫排水工艺前，气井的泡沫排水试验。气水比一般大于200 m3/m3。、投注法将棒状固体起泡剂从井口油

55、管投入井内，在重力的作用下落入井底。主要用于环空不通畅的、间歇生产或间歇加注起泡剂气井，以及无人看守的边远小产量气井，气水比一般大于330 m3/m3，产水量小于80m3/d，液体在井筒内的流速不宜过高。第六节 利用气田水分析资料初步判断气田水性质气井在生产过程中是否产生了地层水，是气井开采中最为关注的敏感问题，气井产地层水后不但影响产量，还给以后的开采工艺及水处理带来一系列的难题，因此，加强动态监测，捕捉出水征兆，正确判断是否产出地层水，对于及时采取控水措施，维持气井正常生产具有十分重要的意义。一、气田水的化学成分与水型划分1、气田水化学成分常见无机离子五组：na+k+、ca2+mg2+、cl-、so42-、hco3-、co32-特殊化学成分：i-、br-、b、ba2+、sr2+、li+ 等微量元素、钠离子、钾离子存在于水中的碱金属离子以钠离子为主，氯化钠溶解度高，并具有很强的迁移性能，钾盐的迁移性能弱，容易被突然和岩石吸附，因此水中的钾离子含量一般为钠离子含量的百分之几。水中的纳盐主要来源于海相沉积和陆相沉积中钠盐矿床。、钙离子、镁离子钙时地壳中最丰富的元素，是石灰岩、白云岩、石膏等岩石的重要成分。钙的生