第二讲气田开发总论.

第二讲气田开发总论主讲：李士伦（教授）2004年3月第一节气田开发特点和规律性认识1、埋藏的隐蔽性和模糊性2、地质情况复杂性、非均质性、非连续性、非有序性3、地质、生产信息的分散性、非确定性和跳跃性4、开发过程的系统性5、开发的风险性6、地层流体渗流的复杂性（多相渗流、物化渗流、非牛顿流体渗流、流固耦合）一、复杂性二、特殊性1、生气成因的广泛性◆腐泥质和腐植质干酪根均可为生气母质◆陆相和海相地层均了产生◆深浅层均可产气◆气体类型众多◆气藏纵向分布窗口比油藏广泛得多2、盖底层的严密性◆要求比油藏高得多4、气体流动的活跃性◆气体粘度比水小100倍，比原油小2－3个数量级◆高渗流速度带来紊流和惯性效应，近井带常破坏达西渗流定律◆非线性渗流方程，更具复杂性3、气体显示的隐蔽性◆综合方法才能发现气层◆高压时要考虑气体偏离理想气体定律，用气体偏差系数Z表示气体状态方程。◆P14.14MPa(2000psi)时,渗流方程中压力用P2表示。◆P24.74MPa(3500psi)时，渗流方程中压力用P表示,似液体，最好用拟压力函数表示。5、气体的压缩性7、开发的效益性◆气藏采收率高◆定容封闭气藏采收率达50－90％，平均85％◆水驱气藏35－65％◆有不同开发程序、井网部署、层系划分、动态特征和采气工艺技术6、开发的同步性◆地面地下的一致性8、钻井工艺复杂性◆压力控制要求高◆井身结构耐压、严密性要求高◆气体喷射迅猛性◆含H2S和CO2的腐蚀性9、气井开采安全性◆井身结构、井口、井场设备耐压高，密封性要求高◆防火、防爆、安全可靠性要求高◆专有水合物防治问题◆要脱H2S和CO2，符合国家气质标准10、储存运输的系统性◆气层－气井－矿场－输气干线－用户是紧密相连的系统工程◆要考虑昼夜和季节的气体调峰1、气田开发受控于市场，产销双方关系密切。2、输气干线是桥梁。3、地层水对天然气开采影响不可低估，水驱气剩余气饱和度在15－50％范围变化。4、气体流动性好，开发井井距大于油藏。5、输气管网把全国、本油气区、本气田形成一个大系统。6、编制开发方案前取得开发动态资料至关重要。特别强调：三、规律性1、正确认识气藏地质和开发特征，这是有效开发气藏的前提。♦若在地质认识上发生了偏差，很强的技术实力也不会有好的效果♦开发初期不失时机录取各项资料，做到静动结合♦大井距增加认识气藏难度♦压力是气藏开发的灵魂♦能量损失的三个组成部分：♣气层渗流阻力♣井筒摩擦阻力♣地面压力损失三者损失达到最小，就会取得最高采收率2、合理利用气藏能量，有效利用压力，提高经济采收率和高效开发。♦降低渗流阻力措施♣改造气层，降低生产压差♣确保单相气相渗流♣强化气层保护和完井工艺♣优化射孔♣气井产量控制在产气方程直线段范围♦优选油管直径，降低井筒摩阻♣拉克气田原摩阻损失占Pi29％放大油管127mm，摩阻仅占0.6％Pi♦确定合理的外输压力♣罗马尼亚特兰西尼亚盆地采用4、2.5、0.9－1.4MPa三套管网3、在高渗区集中布井是非均质气藏合理的布井方式。♦高渗区采低渗区气，避免打无效、低效井♦中、低产区分布面积大和高产区面积较小的大气田仅靠高产区气井开采不够♣控制高产区采气速度/低产区产气速度小于34、排水采气是封闭性水驱气藏提高采收率的重要技术。♦早期重视水文地质研究，及早认识边底水封闭性5、勘探开发一体化是开发好复杂的中、小型气田的开发程序。6、严格控制水侵和有效防腐技术是含硫气田高效开发的保证。7、水驱气藏采收率高低主要取决于水侵强度和废弃压力的大小。♦方法有:♣降低井口输压♣排液采气♣储层改造♣优化射孔♣水平井开采♣二次采气♣早期整体治水♣凝析气藏保压开发8、多系统协调优化，制定总体开发方案。♦多学科联合攻关♦因地制宜、先进适用技术9、不断实践，不断认识，按照气藏开发阶段性进行部署和调整，加强动态监测、分析，对开发过程实行有效控制。♦气藏动态分析贯穿于开发过程始终♦充分发挥气井双重作用——生产与信息的效能10、工欲善其事，必先利其器♦看准了科技项目，敢于花力气，花本钱，锲而不舍，坚持到底♦重视改造性技术，甚至胜于认识性技术第二节气藏开发方案编制中的重要问题一、我国气田、凝析气田的分布1、地区分布截止1998年底，中国陆上及近海海域气田总数为321个，其中中型54个，大型15个，分布在中国东部、中部、西部、南部和海域区，分别占已发现气田总数的43％、39％、14％、1％和3％；占已探明地质储量15％、47％、23％、0％和15％。2、气田类型分布天然气成因类型很多，有煤成气、生物气、湖相泥岩气和碳酸岩气；无机成因的CO2和N2气。煤成气的探明储量已增加到57％。东部主要为湖相泥岩气、煤成气、浅层生物气。东部和近海还发现28个CO2气田。3、气田的层位分布新生界、中生界、上古生界、下古生界和元古界分别占探明地质储量的38％、17％、30％、13％和2％，按储量大小依次为第三系、石炭系、奥陶系、三叠系、第四系、白垩系、二叠系、侏罗系和震旦系。泥盆系、志留系和寒武系尚未获得天然气。大中型气田以第三系、奥陶系、石炭系、第四系和三叠系为主。4、大中型气田分布特点1）多种类型天然气混合分布在同一气藏中2）煤成气占重要地位3）过成熟裂解气分布在四川和塔里木盆地4）浅层生物气田主要分布在柴达木盆地5）溶解气主要分布在松辽、渤海湾和准葛尔盆地6）幔源无机CO2分布在东部盆地中二、气藏分类从性质上可以分为：勘探、开发和经济三个系列。常用的有：圈闭（气储形态、构造形态、圈闭形态和其它）、储层（岩石类型、储渗空间、储渗物性、均质程度和孔隙结构）、天然气成因（物质来源、生成母质和热演化程度）、气体组分组成（组分比例、气体湿度、特殊气体）、相态特征（物理状态、组合比例和赋存方式）、驱动类型（驱动力源、水体类型、水体能量）、地层压力（压力系统、压力高低）、物质基础（储量大小、气井产能）和工程条件（埋藏深度、集输条件），共9种因素、27项指标。主要的6种是：圈闭、储层、驱动、压力、相态和组分，其中储层和驱动又是更主要的因素。1、圈闭因素类构造气藏岩性气藏地层气藏裂缝气藏亚类背斜气藏透镜体气藏不整合气藏多裂缝系统成组气藏——岩性封闭气藏古潜山气藏——断块气藏生物礁气藏风化壳气藏单裂缝系统整装气藏表2－1气藏圈闭类型分类表2、储层因素1）按储层岩石分类：在沉积岩石学中一般分碎屑岩和化学、生物岩。2）按储集层形态分类：块状、层状和透镜体状。3）按储层类型分：可分五类。4）按储渗类型分类：孔隙型、洞穴型和裂缝型。90％以上的气藏储层为缝、孔、洞复合型。表2－2气藏的储层物性分类类别高渗透层（I）中渗透层（II）低渗透层（II）致密层（IV）非渗透层（V）亚类特高渗（I1）高渗（I2）中渗较低渗（III1）低渗（III2）————孔隙度（％）2520~2520~2515~208~152~82渗透率（10－3um2）1000300~100050~30015~500.1~100.001-0.10.001产出物稠油、气重油、气常规油、气轻质油、气气束缚水采气条件常规常规常规常规、解堵措施酸化、压裂裂缝发育、酸化压裂——采油条件热采、常规常规常规酸化、压裂裂缝发育、酸化压裂————3、驱动因素按驱动能量可分气驱驱动指数：WEDI≤0.3,属弱弹性水驱。))(wpgpgigBWBGBBGEDI（)wpgpeBWBGWWEDI（表2－3按水驱类型的分类指标类型气藏个数WEDI平均无水期平均稳产期平均采收率（％）范围平均年采出程度（％）年采出程度（％）气驱气藏－－－－－－－85强弹性水驱100.32-0.880.492.014.54.034.260.7弹性水驱100.12-0.320.232.929.53.637.369.2弱弹性水驱70.02-0.160.087.234.07.341.580.34、相态因素1）双相系统的油气藏分类类型亚类天然气储量系数含气面积系数气顶油藏小气顶油藏0.20.5大气顶油藏0.2~≤0.50.5~≤1.0油环油藏大油环气藏0.5~≤0.71.0~≤1.5小油环气藏0.71.5表2－4双向系统油藏类型目前可将含凝析油量大于50g/m3者称为凝析气藏。(如下表所示）类型凝析油含量（g/m3）特高含凝析油的凝析气藏600高含凝析油的凝析气藏250~600中含凝析油的凝析气藏100~250低含凝析油的凝析气藏50~100微含凝析油的凝析气藏50表2－5凝析气藏按凝析油含量的划分类型5、组分因素有75％以上气藏，其CH4含量超过90％，有67.7％的气藏含CO2，有32.3％气藏含H2S，He含量小于0.05％。C2H6以上与CH4的摩尔分数含量之比5为干气，5为湿气。含H2S、CO2、N2的烃类气藏分类情况见下表所示。表2－6含H2S烃类气藏分类类型微含H2S低含H2S中含H2S高含H2S特高含H2SH2S气藏H2S（g/m3）0.020.02~5.05.0~30.030.0~150.0150.0~770.0770.0H2S(%)0.00130.0013~0.30.3~2.02.0~10.010.0~50.050.0表2－7含CO2烃类气藏分类类型微含CO2低含CO2中含CO2高含CO2特高含CO2CO2气藏CO2（%）0.010.01~2.02.0~10.010.0~50.050.0~70.0≥70.0表2－8含N2烃类气藏分类类型微含N2低含N2中含N2高含N2特高含N2N2气藏N2（%）2.02.0~5.05.0~10.010.0~50.050.0~70.0≥70.06、压力因素异常高压，压力系数1.8；常压，压力系数0.9－1.3；低压，压力系数0.9。7、经济因素1）按储量大小划分2）按埋藏深度划分3）按气井产能划分1）按储量大小划分（1）极小气田：地质储量10×108m3；（2）小气田：（10－50）×108m3；（3）中等气田：（50－300）×108m3；（4）大气田：（300－1000）×108m3；（5）特大气田：1000×108m3。2）按埋藏深度划分（1）浅层气藏，埋深小于2000m;（2）中深气藏，埋深（2000－3200）m；（3）深层气藏，埋深（3200－4000）m；（4）超深气藏，埋深大于4000m。3）按气井产能划分类别指标特低产低产中产高产特高产QAOF（绝对无阻流量)(104m3/d)55-5050-100100-500500稳定产量（104m3/d）11-1010-3030-100100千米井稳定产量（104m3/d）0.30.3-33-1010-3030表2－9按气井产能分类小结（1）以构造气藏为主（2）以碎屑岩气藏为主（3）以干气气藏为主（4）以孔隙型、裂缝－孔隙型为主（5）以气驱和弱弹性水驱为主（6）未开发和试采气藏储量占相当比例（7）以正常压力为主（8）大型、特大型气藏储量占一定规模结论：具有很大潜力，也有很大难度。三、气藏的驱动类型（方式）油藏的驱动类型根据主要能量的形式可分：水压驱动、弹性水压驱动、气压驱动、溶解气驱和重力驱动。气藏的驱动类型不仅考虑主要的驱气动力，而且，相当重要的是在开发各阶段气藏的动态变化和气藏与周围供水区的相互作用，主要指气藏压力和储气孔隙体积的变化。气藏的驱动类型可分为：1、气驱没有边、底水，或边、底水不运动，驱气的主要动力为气体本身的压能，储气孔隙体积保持不变。2、弹性水驱边水或底水影响大，储气孔隙体积缩小，地层压力下降缓慢。3、刚性水驱四、气井生产制度和气藏开采速度1、气井生产制度指在井底（或井口）或地面装置上控制压力和产量变化的条件，确保气井的安全生产和保护地下资源。我国最常用的气井生产制度是定产量生产和定压生产两种。气井定产主要是根据试井资料，通用的是系统试井。限制气井产能的因素有：1）自然因素2）工艺因素3）经济因素4）其它因素2、开采速度1）气藏比油藏具有更有利的开采条件。确定开采速度应考虑：（1）要