锦州251南油气田投产的方案0910精选课件

1、锦州25-1南油气田投产方案（地质油藏）中海石油（中国）有限公司天津分公司生产部 2009. 10汇 报 提 纲油气田地质概况油气田开发简介 井位调整与优化 开发井投产方式及资料录取 2地理位置及区域特征锦州20-2锦州25-1南绥中36-13140.2km37.3km位于辽东湾北部海域西南距绥中36-1CEP平台约37.3km东北距锦州20-2中北平台约40.2km平均水深： 22.7-24.6m3辽西低凸起中北段 两侧分别为： 辽中凹陷中洼 和辽西凹陷中洼锦州20-2锦州25-1南绥中36-132140.2km37.3km构造位置图区域特征4构造特征古潜山背景上发育的近NE向断裂半背斜；南

2、北长(24km)东西窄( 9km)被辽西2号断层分割为东、西两个高带；东高带西高带层辽西2号断5沙河街组太古界扇三角洲前缘亚相砂岩片麻岩沙二段锦州25-1南油气田油气层综合柱状图含油气层系6n=148沙河街组储层特征n=148中高孔渗的储集物性 7岩心分析孔隙度（）岩心分析渗透率（mD）小柱样常规物性分析结果为孔隙度1.012.5，平均6.2，渗透率0.093112.23mD，一般小于1mD 储层特征太古界储层具有孔（洞）、缝并存、非均质程度较高的双重介质特点。8流体性质地面原油具有密度中等、粘度低、胶质沥青质含量中等、凝固点低、含蜡量及含硫量低的特点9流体性质地层原油饱和压力高、溶解气油比中

3、等以及粘度低等特点 沙河街组地层原油地饱压差比较小 （0.151.94MPa ）太古界地层原油地饱压差相对较大（2.877.38MPa ）10流体性质地面凝析油具有密度、粘度、胶质沥青质含量、凝固点、含蜡量及含硫量均较低的特点 11C1：83.92-91.61%C2-6：7.38-13.75%非烃类气体： 主要为CO2 含量0.16-0.49%,相对密度：0.664气油比:14818C1：65.46-90.44%C2-6：6.04-31.93%非烃类气体： 主要为CO2 含量0.28-1.63%相对密度：0.754C1：82.96-84.89%C2-6：10.92-15.86%非烃类气体： 主

4、要为CO2 含量0.06-0.44%相对密度：0.713沙二段气层气沙二段溶解气太古界溶解气 天然气非烃含量低 流体性质天然气性质12 油气层分布主要受构造控制，局部受岩性影响，同一高带的不同油组分属于不同压力系统，油藏类型属于由多个断块组成、纵向上具多套油气水系统的层状构造油气藏 油藏类型沙河街13油藏类型太古界潜山油藏模式：潜山为强非均质块状油藏（具有似层状性质）太古界14锦州25-1南油气田储量锦州25-1南油气田控制储量计算结果沙河街组：1420104m3 太古界潜山：1291 104m3 全油田：2711104m315汇 报 提 纲油气田地质概况油气田开发简介 井位调整与优化 开发井

5、投产方式及资料录取 16开发原则总体设计，分期实施，滚动开发，不断优化。油气并举，强化采油，防止油侵气藏，提高原油和天然气的采收率。分层系开采，减少层间干扰。沙河街组油气藏充分利用气顶和边水能量，衰竭开发。太古界潜山油藏适时注水,保持合理地层压力,保证油井高产稳产。气井少井高产，后期油井上返采气，保障稳定供气。充分应用新工艺新技术，提高油气井产能和油气田综合效益。17开发层系划分 分三套开发层系：潜山沙二段I油组沙二段II油组 18开发井网东高带沙河街I油组油气藏弱边水带气顶的油气藏 西高带I油组属于弱边水气藏或带油环的气藏 西高带II油组属于弱边水带气顶的油藏 气少油多，气顶气的地质储量只有

6、14.2108m3，顶部布一口气井，油环上布一排油井,采用500m井距 仅在气藏高部位布气井仅在油环上布油井，气顶不布井开发,采用800m井距 太古界潜山断层较多，可能存在底水的特点，采用顶密边稀的不规则布井方式，井距控制在400-500m之间 19油气井产能分析_沙河街20油井产能分析_太古界21 锦州25-1南油气田总井数（ODP）三座平台：A平台2019年2月1日投产，B平台2019年9月1日投产，C平台2019年2月1日投产。22锦州25-1南油气田产油量构成图高峰年产油量89.2104m3 ， 25年累积产油755.1104m3，原油采出程度为18.1%，23高峰年产气为5108m3

7、，年供气4108m3 ， 25年累积产气74.4108m3，天然气采出程度60.0%。 图 3.8-11 锦州25-1南油气田推荐方案产气量构成图01234562019年2019年2019年2019年2019年2019年2019年2019年2018年2019年2020年2021年2022年2023年2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年2031年2032年2033年时间年产气量(108m3)太古界沙河街锦州25-1南油气田产气量构成图24汇 报 提 纲油气田地质概况油气田开发简介 井位调整与优化 开发井投产方式及资料录取 252019年9月钻JZ25-1S-9井

8、，9井钻遇水层，向高部位侧钻9s井，9s井钻遇19.3m油层，并钻遇油水界面（1664m），基本控制了气油界面（1628m） 开发兼评价井落实情况26西高带沙二段I油组储量27B13hB14hB15hB16hB17hB18h布置了6口油井，同时增加了一口水源井B19W（II油组存在注水可能性，海管置换及后期修井）西高带沙二段I油组储量28西高带沙二段I油组油井产能分析29锦州25-1南油气田开发指标汇总表与原ODP对比：探明石油地质储量由5302万方增加到5768.1万方；总井数由61口增加到66口； 高峰年产油量由89.2万方增加到105.8万方；累产油量由755.1万方增加到805.6万方

9、；30钻前井位优化成果沙二段油组井型优化：为大气顶窄油环的油气藏特征，将东高带定向井优化为水平井。 井数优化：综合考虑流体界面、井网、井控储量等因素之后，对开发井数进一步优化。东高带油组优化结果为8口水平井，西高带3井区优化结果为6口水平井 沙二段II油组根据地质油藏认识，结合数值模拟结果，取消低效井B2、A5井31优化前后井数对比情况东高带油组4口定向井优化为两口水平井A34H、A38H、（A26、A29）西高带二油组优化后减少了两口低效井： A5、B232汇 报 提 纲油气田地质概况油气田开发简介 井位调整与优化 开发井投产方式及资料录取 33A平台：第一批钻井顺序：A18、A35、A31

10、、A9、A20w、A13、A16、A25 、A17、A28h（10口）； 第二批钻井顺序：A33h、A37h、A40h、A38h、A27h、A36h（6口）； 第三批钻井顺序：A42、A2h、A24h、A22h、A32h、A34h、A41h、A10h、A8h（9口）； 第四批钻井顺序：A12、A11h、A7h、A15、A14、A6h、A30（7口）； 第五批钻井顺序：A1、A3、A4、A19、A39、A21、A23h（7口）； 锦州25-1南油气田开发井钻井计划B平台：第一批：B19w、 B14h、B13h 、B16h、B17h、B18h、B15h（7口） 第二批：B3、B7、B6、B9h、B

11、8h、B1h、B10h、B11h、B4h、B5h（10口） C平台：6口井计划2019年开钻，计划2019年2月投产（6口）。A18、A35、A31、A9、A20w B平台5口中除B19W为水源井外，其余4口井皆为西高带沙二段I油组水平井。 A平台中5口井中A20W为水源井，A35井为注水井，A9井为气井，其余3口井都为开采太古界的油井。B19w、 B14h、B13h 、B16h、B17h 34投产井基本情况-A平台井名井 别开发层位井深（m）防砂方式生产管柱类型A9生产井沙河街I油组气井16405-1/2”绕丝筛管+砾石充填自喷合采A18生产井太古界26228-1/2”裸眼+筛管普通合采管柱

12、A31生产井太古界24128-1/2”裸眼+筛管普通合采管柱A35注水井太古界27958-1/2”裸眼+筛管Y合管柱A20W水源井馆陶22197”筛管普通合采管柱35开发井基本情况-B平台井 号井 别开发层位井深（m）防砂方式生产管柱类型压力监测B13h生产井沙河街I油组27258-1/2裸眼7优质筛管自喷合采压力计B14h生产井沙河街I油组25358-1/2裸眼7优质筛管自喷合采压力计B16h生产井沙河街I油组27448-1/2裸眼7优质筛管自喷合采压力计B17h生产井沙河街I油组30958-1/2裸眼7优质筛管自喷合采压力计B19W水源井馆陶19507优质筛管普通合采N/A361、投产顺序

13、：开井顺序确定原则：考虑海管最小管输要求及后续完井需要，水源井先开井；考虑生产压差及生产动态监测的需要，下有压力计或泵工况的井先开井；其它生产井按产量从高到底安排。 B平台开井顺序：B19W、B16h、B17h、B13h、B14h A平台开井顺序:A20W、A9、 A18、A31、A35 2、生产方式：初期电泵井均启电泵生产，其余井自喷生产。工作制度：电泵井初期油嘴控制在6.35mm，自喷井初期油嘴控制在4mm生产压差：水平井生产压差控制在0.5MPa，定向井生产压差控制在1.5MPa。投产方式37资料录取1、生产资料录取 压力数据录取 对于带有地面直读式电子压力计的井投产前读取静压值并记录下来。 生产数据 投产初期严格按照油气井的生产管理