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1、气田开发方案摘要一、萨曼杰佩气田开发调整方案萨曼杰佩气田是阿姆河右岸最大的整装气田，也是合同区块内唯一投入开发过的气田，该气田1970年上报容积法储量1013.74108m3（下石膏层：94.4108m3， 层状灰岩：77108m3，块状灰岩：842.34108m3）。重新复算块状灰岩+层状灰岩地质储量为1380.52108m3；其中土方为1166.67108m3（块状灰岩732.00108m3、层状灰岩434.67108 m3）。根据气藏动态分析结果，气藏原有气井产能高，气井生产稳定性好，产水量小且主要为凝析水，未见水侵现象。气藏地层压力同步下降，没有形成压降漏斗，井间连通性较好。气藏p/Z
2、-Gp曲线呈直线关系，反映目前驱动类型为弹性气驱，压降储量1326108 m3左右。【节点分析法：节点分析是采气工程中一个重要的分析方法。具体步骤为一、将系统分为8个节点从上至下依次为1、分离器、2、计量阀、3、井口、4、井下气嘴、5、井下安全阀、6、井底、7、射孔、8、地层二、选一节点，分别从流入、流出两方面计算压力降三、绘制流入流出动态曲线，交点对应的压力即为生产压力 还有很多细节要注意，建议你看看杨川东的采气工程】【7、井下气嘴设计：按照不同的设计目标对气嘴的工作参数进行设计，确保气井不形成水合物；同时对已下入节流器的老井，对气嘴直径和下入深度做敏感性分析，达到优化的目的。】萨曼杰佩气田
3、目的层构造形态简单，为一个完整的、平缓的穹隆状背斜构造，构造拱曲幅度在220m左右，其东北区域已进入乌兹别克境内（如图1.2）。图1.2 萨曼杰佩气田区域构造位置图背斜构造轴线在西部为北西向，中部为东西向，北东部转变为北东向，为一个不对称背斜。由于构造起伏较低，受力较弱，含气范围内未见断层。隔夹层分布：萨曼杰佩气田卡洛夫-牛津阶为一套碳酸盐岩地层，岩性主要为石灰岩，次为石膏，还有少量白云岩，当物性较好或裂缝较发育时均可构成有效储层。通过岩心资料分析，尤其是测井解释结果可知，硬石膏灰岩互层（XVac）、层状灰岩（XVp）、块状灰岩（XVm）内部均存在夹层， 硬石膏灰岩互层中主要为岩性夹层（石膏）
4、；而层状灰岩和块状灰岩内均属物性夹层，即致密的低孔石灰岩等（图2.23）。硬石膏灰岩互层中的石膏或灰质膏岩致密层的单层厚度较大，岩性致密，但分析也有一定的裂缝发育程度，它们究竟仅是夹层，能否成为隔层，仅凭现有资料尚不能定论。块状灰岩、尤其是层状灰岩中低孔渗的致密灰岩，单层厚度较薄，也有裂缝发育，分析其主要起夹层作用。根据部分井统计，层状灰岩夹层频率在0.110.26层/米之间，夹层密度在53.2%77.2%之间，夹层基质孔隙度平均值为1.4%2.5%，渗透率平均值为00.01mD，属于物性夹层（表2.4）。块状灰岩段夹层频率在0.060.20层/米之间，夹层密度在10.6%71.0%之间，夹层
5、基质孔隙度平均值为04.9%，渗透率平均值为00.06mD，亦属于物性夹层（表2.5）。由上述隔夹层统计参数和隔夹层对比图（附图13）可以看出，块状灰岩内部夹层数较少、单夹层厚度较小，不仅各井间夹层密度发育不尽相同，且纵向上发育的层位也不尽相同，找不到比较好的连续分布的夹层，因此难以对流体构成有效遮挡。相对而言，层状灰岩内部夹层频率、夹层密度较块状灰岩大，单夹层厚度也较块状灰岩的厚，总夹层厚度从气田的西北部往东南部变薄（主要是因为地层厚度变薄），厚度较小者位于气田东南部的萨60井附近（厚度小于10m，附图14），因此层状灰岩（XVp）和块状灰岩（XVm）应为同一水动力系统；在部分地区（主要是气
6、田的西北部）相对较厚，可能对开发有一定的影响。储层的非均质性：储层非均质性是指储层的岩性、物性和含油性的差异性。研究储层非均质性的目的是揭示储层展布，连通程度以及在纵、横向的变化规律，为改善油气田开发效果提供地质依据。储层非均质性分层内非均质性和平面非均质性。萨曼杰佩气田上侏罗统牛津-卡洛夫组主要储层段为层状灰岩段和块状灰岩段，其平面非均质性可以通过基质物性参数和裂缝参数的平面变化来表述，本节主要讨论其层内非均质性。层内非均质性主要表现在两个方面：一是储层内部存在着一些物性较差且不连续的夹层，二是各有效厚度段之间的渗透率存在差异。本次研究主要利用测井资料求取储层非均质参数（渗透率变异系数、渗透
7、率突进系数、渗透率级差）对层状灰岩（XVp）和块状灰岩（XVm）的层内非均质性进行描述。气藏类型：根据构造特征、储层发育情况及试气资料证实，萨曼杰佩气田卡洛夫-牛津组气藏主要受背斜构造控制，为背斜构造圈闭气藏；层状灰岩局部还受物性控制。主要依据如下：（1）背斜构造高部位为有利的含气区域，表现为储层厚度大，试油产量高；而背斜边部储层厚度相对较小，并存在试气干层（附图15）。（2）通过对试气资料的统计，层状灰岩（XVp）和块状灰岩（XVm）在海拔-2317m以上测试了53层，其中气层有47层，水层1层（XVm），干层5层；而在海拔-2317m以下（或跨-2317m）测试了24层，其中气层4层，水层
8、13层，干层7层（表2.7、附图16）。而通过单井测井资料的流体性质识别，气水界面海拔也大体在-2317m附近（表2.8），因此目前将气田的气水界面统一定为海拔-2317m是合理的。（3）气藏底部存在礁下致密层，其厚度大，物性差，分布稳定，因此对底水的活跃程度有所制约（附图17）。但礁下致密层在水上的分布范围相对较小，面积仅28.3km2（附图18）。 二、鲍坦乌气田试采方案气田废弃压力确定废弃压力是影响采收率的主要因素之一，由地质特征、开采方式和经济评价等方面综合确定。不同地区及不同类型气藏的废弃条件都会有所不同。鲍-坦-乌气田群的废弃压力由以下几种方法确定。(1)加拿大休梅克统计方法废弃压
9、力按深度计算，每千英尺的废弃压力为100Psi，单位换算后为Pa=0.002232H （1）一般通用公式为 Pa=0.3447+0.0010506H （2）原始压力的10%加上100Psi作为废弃压力的近似值，单位换算后为Pa=0.1Pi+0.6894 （3）(2)美国比较常用的方法是将气藏原始压力的15%作为废弃压力，即：Pa=0.15Pi （4）要想使气藏开采的废弃压力进一步下降，则需要补充技术-工艺解决方案，但通常经济上不可行。在公式（1）-（4）中：Pa为气藏废弃压力，MPa；Pi为原始地层压力，MPa；H为气藏埋深，m。按上述计算公式计算结果见表4.4，取平均值为6MPa左右，本次试
10、采方案中气藏开发的废弃压力取6MPa。表4.4 各种经验公式计算废气压力结果统计表气田气藏埋深（m）原始地层压力（MPa）公式1（MPa）公式2（MPa）公式3（MPa）公式4（MPa）Bota-1井区3264.2 53.91 7.29 3.77 6.08 8.09 Tan-6井区3145.7 57.34 7.02 3.65 6.42 8.60 Tan-4井区3237.5 58.67 7.23 3.75 6.56 8.80 乌兹恩古伊3284.8 55.62 7.33 3.80 6.25 8.34 采气速度采气速度是衡量气藏开发状况的一个综合指标，合理的采气速度对气藏开采起着及其重要的作用。鲍
11、-坦-乌气田群地质储量为197.2108m3，本次方案动用储量182.2108m3。根据国内外开发边、底水气田的经验鲍-坦-乌气田群，采气速度4%6%为宜。其中，乌兹恩古伊为岩性封闭气藏，Tan-6井区为跨境气藏，且两个井区水体倍数较小，可适当提高采气速度。乌兹恩古伊井区采气速度为6.2%，年产气4108m3；Tan-6井区采气速度为5.8%，年产气2108m3；Tan-4和Bota-1井区发育边、底水，采气速度不宜过高，Tan-4井区采气速度为5.3%，年产气2108m3；Bota-1井区采气速度为4.5%，年产气2108m3。鲍-坦-乌气田群共计年产气10108m3。*方案设计使用基本参数
12、：气井年生产时率0.932（年开井340天），方案预测期28年（2014年1月2041年12月），气藏废弃压力6MPa，最低开井井口压力1.2MPa。开采方式鲍-坦-乌气田群J3k-o气藏属于微含凝析油的湿气气藏。潜凝析油含量46.3g/m3，在开发过程中井底不会有凝析油析出，因此，鲍-坦-乌气田群适合采用衰竭式开发方式。*乌兹恩古伊受岩性控制，水体能量弱（水体倍数为1）。其他气田水体能量与乌兹恩古伊气田相比相对较强（水体倍数2.9 13.7），图5.20。*气井产地层水时必须测定产液剖面，分析地层水的出水通道；*1）地层压力是指作用在地层孔隙中流体的压力（即孔隙压力），又称孔隙流体压力。如果
13、孔隙流体是水，那么地层压力等于静水压力值。2）地层压力系数表示的是该储层流体压力（即地层压力）与该处静水柱压力的比值（用深度来计算，石油工程上静水比重常用1.02）。3) 地层压力梯度表示深度增加1m（或100m）所增加的地层压力。静水压力（中学的物理课程）：Pw=Hwg式中： H为水柱的高度。4）如果计算得出：压力系数0.75， 超低压；0.75压力系数0.9，低压；0.9压力系数1.1，常压；1.1压力系数1.4，超高压，异常高压，如气田*钻井复杂提示：1. 本井区附近局部区域浅层地下水较活跃。要求本井区浅层（布哈尔层以上）注意防范出水造成井塌、卡钻等井下复杂情况。2. 基末利阶盐岩、膏岩
14、层存在大量的透镜状高压盐水体（压力系数1.35-1.65），是造成大量钻井复杂甚至报废井的主要原因。要求钻开基末利阶前，必须做好防盐膏污染、高压盐水侵以及盐岩层塑性变形、挤毁套管等复杂情况的预防工作，确保井眼的安全。此外，由于盐层的存在，还容易造成脱靶的风险，因此本区域存在较大的工程风险。快速钻过膏盐层，快速固井，是减少钻井风险的最佳途径。3. 阿姆河右岸B区块内卡洛夫牛津阶属区域性高压气藏）。本井区处在构造较高部位，靠近断层，预计储层孔隙、裂缝较发育，钻达目的层发生井漏、井喷均有可能。因此，钻开目的层前必须做好预防气侵、井喷的技术对策及处理预案，做好井控安全工作。此外，目的层卡洛夫牛津阶气藏
15、为含硫气藏，故钻井过程中要加强H2S监测、报警工作，搞好相关应急预案，加强防喷、防H2S、防CO2及井控安全工作，做好加重材料或高密度钻井液的储备，防止发生意外事故。4. 本构造下石膏层（HA）及GAP层普遍夹有薄层状灰岩，存在薄气层。容易因气侵关井，防喷器损坏而导致井喷，着火，因此，建议本井在钻至下石膏层前，做好相应技术措施及处理预案，预防气侵及井喷事故。5. 7.3 完井工程方案6. 7.3.1 完井方式选择根据试采方案要求，完井方式应主要考虑以下因素：1）大斜度水平井的特点；2）高产气井安全生产的要求；3）酸性气体含量较高的特点；4）防止产层垮塌；5）满足高产和长期稳定生产；6）能满足增产措施的要求；7）考虑先期控水、后期堵水。.1直井完井方式方案涉及直井2口，配产400500103m3/d，目前涉及的井筒作业主要为酸化、分层测试等。基于以下考虑，鲍-坦-乌气田直井推荐采用套管
