全國石油工程設(shè)計大賽優(yōu)秀作品鑒賞綜合組(氣藏)

1、 編號：NPEDC253全國石油工程設(shè)計大賽National Petroleum Engineering Design Competition參賽作品單位名稱：團(tuán)隊名稱：負(fù) 責(zé) 人：聯(lián)系方式：指導(dǎo)教師：聯(lián)系方式：完成日期2012 年4 月11日全國石油工程設(shè)計大賽組織委員會制 作品說明 作品說明本組根據(jù)所提供的氣田區(qū)塊基礎(chǔ)數(shù)據(jù)，參照氣田開發(fā)方案編制技術(shù)要求的相關(guān)要求，充分利用所學(xué)專業(yè)知識，查閱相關(guān)資料，使用相關(guān)專業(yè)軟件（CorelDraw，Petrel，Carbon）完成了該區(qū)塊的開發(fā)方案設(shè)計。開發(fā)方案主要從氣藏地質(zhì)、氣藏工程、鉆完工程、采氣工程和地面工程，HSE 管理和經(jīng)濟(jì)評價七個方面進(jìn)行設(shè)

2、計。重點(diǎn)設(shè)計氣藏地質(zhì)與氣藏工程兩個部分。通過開發(fā)方案的對比，以及經(jīng)濟(jì)評價分析，提出了有關(guān)低孔低滲氣藏開發(fā)的方法。氣藏地質(zhì)部分主要利用 CorelDraw 完成了研究區(qū)域構(gòu)造位置圖、構(gòu)造沉積演化圖、地層綜合柱狀圖、含氣層段的柱狀圖、井間含氣層組對比標(biāo)志圖、沉積模式圖等特色地質(zhì)圖。用 Carbon 繪出了多口井的測井曲線，分析知道了氣藏的沉積演化過程和儲層特性。而開發(fā)方案的設(shè)計，我們采用了兩種方法。首先我們采用了常規(guī)衰竭式開發(fā)方式：通過經(jīng)驗公式的計算，我們確定要用 273 口井進(jìn)行開采，采用不規(guī)則井網(wǎng)進(jìn)行開采。由于此為低滲氣藏，且常規(guī)注水開采后期采收率降低，我們又提出采用壓裂的方法進(jìn)行開采，采收率

3、可以有較大提升，團(tuán)隊齊心協(xié)力，在這半個月順利完成了整個開發(fā)方案的設(shè)計，并把零碎的知識通過實踐應(yīng)用整合在了一起。整個競賽是團(tuán)隊每個成員成長與學(xué)習(xí)的過程。同時也感謝老師，自始至終的指導(dǎo)與幫助。 作品說明 負(fù)責(zé)人簽字：團(tuán)隊成員簽字：指導(dǎo)老師簽字：時間： 目錄 目錄第 1 章第 2 章第 3 章第 4 章氣田概況-1氣藏描述- 3地層描述- 3構(gòu)造描述- 4儲層描述-4流體性質(zhì)及分布-21壓力溫度系統(tǒng)-22氣藏類型-24地址建模- 25儲量計算-31容積法儲量-31動態(tài)法儲量-32氣井經(jīng)濟(jì)儲量-33儲量評價-34氣藏工程設(shè)計-37氣藏連通性分析-37開發(fā)方式-37氣井產(chǎn)能評價-38氣井配產(chǎn)- 41采氣

4、速度- 42第 5 章第 6 章 層系劃分與井網(wǎng)系統(tǒng)-43鉆井工程設(shè)計- 51鉆井工程設(shè)計的理論要求及相應(yīng)公式-51依據(jù)所給的實際資料數(shù)據(jù)進(jìn)行的相關(guān)計算-54完井設(shè)計的基本理論-59結(jié)合實際資料設(shè)計的無油管完井方法-65采氣工程設(shè)計-67油氣管柱-67目錄 第 7 章第 8 章第 9 章 射孔-67氣井生產(chǎn)制度優(yōu)化設(shè)計-72增壓開采-75壓裂開采-77防砂處理-78地面建設(shè)工程設(shè)計- 80標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計和模塊化建設(shè)模式- 80天然氣集輸管網(wǎng)系統(tǒng)優(yōu)化設(shè)計-82天然氣循環(huán)凈化工藝方法-84生產(chǎn)施工方面安全問題的對策-86HSE-88“設(shè)計氣田”HSE 風(fēng)險識別-88風(fēng)險評價- 90風(fēng)險削減措施-90經(jīng)

5、濟(jì)評價-100投資估算-100經(jīng)濟(jì)評價-101氣田概況 第1章氣田概況“設(shè)計”氣田位于 M 市 B 區(qū) C 村東北約 10 公里。該地區(qū)屬中溫帶大陸氣候，溫帶半干旱草原、荒漠區(qū)，具有春季多風(fēng)、多發(fā)沙塵暴，夏季多溫?zé)?，秋季多陰雨，冬季多干旱且漫長的特點(diǎn)。降水多集中在 79 月份，以短歷時大強(qiáng)度的雷陣雨為多。夏、秋季多陰雨，是影響工程安全的主要?dú)庀笠蛩刂弧＞畧鲋車愕垒^多，多為村級道路，路面松軟，不能行駛大型車輛，交通較為不便，通訊也不便利。“設(shè)計”氣田地理位置見圖 1.1。圖 1.1 “設(shè)計”氣田地理位置圖區(qū)塊構(gòu)造位置處于 XX 盆地 XX 斜坡，區(qū)域內(nèi)構(gòu)造，斷裂不發(fā)育，總體為北東高-南西低的

6、平緩單斜，平均坡降，傾角小于 ，局部發(fā)育鼻隆構(gòu)造，未形成較大的構(gòu)造圈閉。該塊為新增儲量區(qū)，沒有形成開發(fā)井網(wǎng)，周圍無井站和集輸管網(wǎng)及配套設(shè)施，A 向東 22 公里可進(jìn)入最近的配套集輸設(shè)施覆蓋區(qū) MN，該區(qū)的天然氣處理能力已達(dá)到飽和，外輸能力還有富余，且留有接入點(diǎn)?！霸O(shè)計”氣田共獲探明儲量，NPEDC10 組探明地質(zhì)儲量，其中 NPEDC9 組探明地質(zhì)儲量，具有較好的勘探開發(fā)前景。“設(shè)計”氣田具有特殊的地質(zhì)條件，普遍發(fā)育低滲低孔儲層，具有孔隙度低、滲透率低、含水飽和度高、非均質(zhì)性強(qiáng)、低壓低產(chǎn)等特點(diǎn)，單井產(chǎn)量大，穩(wěn)產(chǎn)難度大?！霸O(shè)計”氣田范圍內(nèi)完成了地震、鉆井、測井、取心及分析化驗等工作。區(qū)1 氣田概

7、況 內(nèi)共鉆探 10 口井，氣藏埋深約-3624-3694m，對 10 口井都進(jìn)行了測井工作，分析其氣層有效厚度為 20m，收集、整理并錄入了研究區(qū) 10 口取心井 100 余塊樣品的物性資料進(jìn)行了統(tǒng)計分析。結(jié)果表明，本區(qū)孔隙度分布在 0.420%之間，平 均 7.2% ； 滲 透 率 分 布 在之間，平均值；其中，孔隙度主要分布在 510%之間(占 56.5)，滲透率主要分布在之間(占 55.9)，表明儲層主體屬超低滲儲層。NPEDC9 組含氣面積，儲量。以 M1 井為例，2011年 9 月試采初期日產(chǎn)氣，累計產(chǎn)水， 至 2011 年 10 月 ， 累 計 產(chǎn) 氣，以 M4 井為例，2011

8、年 7 月試采，初期日產(chǎn)氣，至 2011 年 9 月，累計產(chǎn)氣，水。2 氣藏描述 地層描述第2章氣藏描述地層層序“設(shè)計”氣田鉆井揭示的地層自上而下依次為：第四系，白堊系，侏羅系的NPEDC1 組、NPEDC2 組、NPEDC3 組、NPEDC4 組、NPEDC5 組、NPEDC6 組、NPEDC7組、NPEDC8 組、NPEDC9 組、NPEDC10 組、NPEDC11 組，石炭系的 NPEDC12 組，奧陶系的 NPEDC13 組。該地區(qū)地層除缺失中上奧陶統(tǒng)、志留系、泥盆系和下石炭統(tǒng)以及古近系、新近系外，其他地層發(fā)育基本齊全。M6 井地層綜合柱狀圖3 氣藏描述 2.1.2 地層發(fā)育特征二疊系

9、 NPEDC11 組及下伏地層為海陸交互相的含煤層系，包括炭質(zhì)泥巖、深灰色泥質(zhì)灰?guī)r和煤層。NPEDC10 和 NPEDC9 在本區(qū)主要為三角洲平原辮狀分流河道沉積。NPEDC10 組巖性為灰色、灰黑色細(xì)中粒巖屑灰?guī)r、巖屑質(zhì)石英砂巖和泥質(zhì)巖，砂巖成分成熟度低。NPEDC9 組巖性為淺灰色含礫粗砂巖、灰白色中粗粒砂巖及灰綠色石英砂巖。砂體厚度大，多期疊置，平面展布規(guī)模大。NPEDC8組巖性為棕紅色泥巖、砂質(zhì)泥巖與淺紅色砂巖形成的良好的蓋層。三疊系 NPEDC7、NPEDC6、NPEDC5 為一套反韻律地層，由下到上為棕色泥巖、灰色砂巖、灰綠色砂巖。NPEDC4 地層較厚，約為 800 米，上部為泥

10、巖夾粉細(xì)砂巖，中部主要為厚層、塊狀砂巖夾砂質(zhì)泥巖，下部為長石砂巖夾紫色泥巖。侏羅系 NPEDC3、NPEDC2、NPEDC1 以棕紅色泥巖為主，含少層灰白色砂巖。2.2 構(gòu)造描述下伏陸相-海陸交互相煤系地層呈廣覆式分布且成熟度高；總體近南北向的NPEDC9、NPEDC10 砂體在平緩的西傾單斜背景下，與側(cè)向的河流間灣泥質(zhì)巖遮擋及北部上傾方向的致密巖性遮擋一起構(gòu)成了大面積的巖性圈閉。該氣藏分布主要受控于盆地大面積的巖性圈閉，主力含油氣層系在該區(qū)發(fā)育兩條大型的近南北方向展布的三角洲辮狀河道復(fù)合砂體，在砂體東側(cè)上傾方向，由于分流間灣形成的泥質(zhì)巖作為側(cè)向遮擋，砂體向男延伸而變薄尖滅；砂體向北因沉積混雜

11、，成巖作用強(qiáng)烈而形成致密巖性遮擋。2.3 儲層描述2.3.1 沉積微相與儲集物性沉積微相控制了該區(qū)上古生界巖性圈閉的砂體儲層規(guī)模以及空間展布。沉積相研究和區(qū)域構(gòu)造沉積演化背景的綜合分析表明，該區(qū)的主力儲集層系主要形成于辮狀河、曲流河沉積作用占主導(dǎo)地位的河流三角洲沉積環(huán)境，砂體類型有河道重填砂體、辮狀河砂壩、邊灘砂體以及廢棄河道充填和決口扇、天然堤。不同微相砂體的物性差異大，決口扇、天然堤以及廢棄河道充填砂體分布規(guī)模較小，連續(xù)性較差。由于顆粒較細(xì)、雜質(zhì)含量較高以及分選較差等因素的影響，儲層孔滲條件較差，多數(shù)為致密儲層。分流河道沙壩厚度達(dá)，連片分布范圍大，由于沉積水動力強(qiáng)，顆粒粗、分選好，砂體物性

12、好，往往發(fā)育相對較高孔滲的儲層。4 氣藏描述 圖 2.2 NPEDC9 和 NPEDC10 組氣層砂體分布示意圖整個“設(shè)計”氣田 NPEDC9 組和 NPEDC10 組地層厚度為 336381m，平均 350m，埋藏深度 33753725m。NPEDC9 為一套河流相砂巖，灰白色中粗粒砂巖及灰綠色石英砂巖，是上古生界主力產(chǎn)氣層。NPEDC10 組以河道沉積為主，巖性為灰色、灰黑色細(xì)中粒巖屑砂巖、巖屑質(zhì)石英砂巖和泥質(zhì)巖，砂巖成分成熟低，為上古生界主要產(chǎn)氣層段之一。表 2.1 “設(shè)計”氣田儲層物性統(tǒng)計表“設(shè)計”氣田，總體上，NPEDC9 組，NPEDC10 組儲層為低孔低滲低壓，其中NPEDC92

13、 段儲層物性相對最好，平均孔隙度 7.29，平均滲透率 0.247mD；其次為 NPEDC91 段儲層，平均孔隙度 7.30，平均滲透率 0.102mD；而 NPEDC101、NPEDC102 段，儲層物性相對交差；NPEDC101 孔隙度和滲透率均較低不能成為良好的儲層?？傮w來說，NPEDC9 應(yīng)為相對物性最好的產(chǎn)層。5 氣層組平均孔隙度（）平均滲透率（mD）NPEDC91NPEDC92NPEDC101NPEDC102NPEDC103氣藏描述 圖 2.3 NPEDC92 滲透率孔隙度交匯圖圖 2.4 NPEDC91 滲透率孔隙度交匯圖孔隙度與滲透率總體呈正相關(guān)關(guān)系，NPEDC91 段與 NP

14、EDC92 段的相關(guān)系數(shù)分58、0.891。儲層空隙特征“設(shè)計”氣田主力儲層儲集空間以孔隙為主，裂縫只占儲集空間的極少部分。對巖心樣品的孔隙度和滲透率相關(guān)性分析表明，無論 NPEDC91 還是 NPEDC92段儲層，其滲透率均與孔隙度呈明顯的正相關(guān)關(guān)系，說明滲透率的變化主要受孔隙發(fā)育度的控制。在孔隙構(gòu)成中，次生溶孔占主要地位，薄片分析表明，儲層砂巖主要為巖屑石英砂巖（占 60.6），其次為巖屑砂巖（占 22.2）和石英砂巖（占 17.2）面孔隙率為 013，平均 15，以巖屑溶孔為主，占 52.02其次為晶間微孔（占 15.87）、粒間孔（占 12.20）、粒間溶孔（占 10.87）、雜基溶孔

15、（占6 氣藏描述 7.16）。儲層分類及評價“設(shè)計”氣田與蘇里格氣田具有良好的相似性，因此參照陳小娟等蘇里格氣田盒 8 段氣藏儲層特征及氣井分類評價對該區(qū)儲層進(jìn)行分類與評價。儲層特征參數(shù)計算公式為：式中： 儲層特殊參數(shù)， 測井解釋滲透率， 測井解釋氣層厚度，m 測井解釋及孔隙度， 含氣飽和度，據(jù)資料，儲層特征參數(shù)越大，穩(wěn)定產(chǎn)量越高，兩個參數(shù)之間存在良好的線性關(guān)系?；谝陨咸攸c(diǎn)，根據(jù)測井資料數(shù)據(jù)計算出不同井位不同砂層的特征值。M1井的測井資料解釋表 2.3 M2井的測井資料解釋M3 井的測井資料解釋7 小層厚度m孔隙度%滲透率mD含水飽和度%特征值-410 mDm測井結(jié)論1NPEDC91氣層1N

16、PEDC97氣層2NPEDC97氣層2NPEDC9含氣層2NPEDC9氣水同小層厚度 m孔隙度滲透率 mD含水飽和度特征值-410 mDm測井結(jié)論2NPEDC9氣層1NPEDC10氣層小層厚度 m孔隙度滲透率 mD含水飽和度特征值-410 mDm測井結(jié)論2NPEDC9氣層氣藏描述 層6.2氣水同層氣層23氣層M4井的測井資料解釋M5井的測井資料解釋M6井的測井資料解釋M7井的測井資料解釋8 小層厚度 m孔隙度%滲透率 mD含水飽和度%特征值測井結(jié)論-410 mDm1NPEDC9131.4 含氣層1NPEDC9904.6 氣層2NPEDC9氣層2NPEDC9氣層2NPEDC9含氣層2NPEDC9

17、氣層小層厚度 m孔隙度%滲透率 mD含水飽和度%特征值測井結(jié)論-410 mDm1NPEDC91391.3 氣層2NPEDC9821.6 氣層2NPEDC9138.4 氣層2NPEDC1078.6 含氣層3NPEDC109623.3 氣層3NPEDC106193.2 含氣層小層厚度 m孔隙度滲透率 mD含水飽和度特征值-410 mDm測井結(jié)論2NPEDC9氣層小層厚度 m孔隙度%滲透率 mD含水飽和度%特征值-410 mDm測井結(jié)論1NPEDC9氣層氣藏描述 氣層NPEDC92NPEDC10228氣層氣水同層M8井的測井資料解釋M9井的測井資料解釋M10井的測井資料解釋根據(jù)特征值大小，將該區(qū)域儲

18、層劃分為四個類別(表 2-12)。9 小層厚度 m孔隙度%滲透率 mD含水飽和度%測井結(jié)論2NPEDC9水層2NPEDC9水層2NPEDC9水層1NPEDC10水層2NPEDC10水層3NPEDC10水層小層厚度 m孔隙度%滲透率 mD含水飽和度%測井結(jié)論1NPEDC9氣層2NPEDC9氣層2NPEDC952氣層2NPEDC9氣層3NPEDC106氣層3NPEDC10氣層小層厚度 m孔隙度%滲透率 mD含水飽和度%特征值-410 mDm測井結(jié)論2NPEDC9834氣層2NPEDC9氣層2NPEDC104氣層3NPEDC10氣層氣藏描述 儲層分類評價該區(qū)域儲層沉積環(huán)境主要為辮狀河砂礫質(zhì)心灘，砂體

19、分布連續(xù)性差，通過測井資料分析，該地區(qū)類儲層主要為 M1 井 NPEDC922 砂層，M5 井 NPEDC91 砂層，M6 井的 NPEDC912 砂層，M7 井 NPEDC102 砂層，M10 井 NPEDC921 砂層；類儲層主要為 M4 井 NPEDC92 砂層，M5 井 NPEDC921 砂層和 NPEDC1031 砂層，M6 井 NPEDC924 砂層，M7 井 NPEDC92 砂層，M8 井 NPEDC923 砂層，M9井 NPEDC91 砂層,M10 井 NPEDC102 砂層。儲層縱橫向分布特征NPEDC9 在本區(qū)主要為三角洲平原辮狀分流河道沉積，剖面結(jié)構(gòu)中以粗砂巖、砂礫巖及中

20、粗砂巖為主，細(xì)砂及粉砂沉積在連續(xù)的砂質(zhì)剖面中所占份額很少。砂體厚度大，一般為 1050m；砂層多期疊置，平面展布規(guī)模大，砂體寬度在 20km以上。NPEDC10 在本區(qū)總體上表現(xiàn)為曲流河的沉積特征，砂體相對較差，一般寬度為 35km，砂巖厚度為 515km；砂層在層序上具有明顯的下粗上細(xì)的三元結(jié)構(gòu)，頂部粉細(xì)砂質(zhì)在層序中占有較大比重，NPEDC10 組的砂層結(jié)構(gòu)多以單砂層為主，反應(yīng)多期疊置、沖刷充填的多砂層結(jié)構(gòu)相對少見。儲層非均質(zhì)性儲層非均質(zhì)性是指儲層的基本性質(zhì)在三維空間上分布的不均一性，對油氣田的勘探和開發(fā)效果影響很大，是儲層評價和油氣藏描述的重要內(nèi)容，其研究水平將直接影響到對儲層中油氣水分布

21、規(guī)律的認(rèn)識和開發(fā)中效果的好壞。儲層非均質(zhì)性是沉積、成巖及構(gòu)造等因素共同造成的。儲層非均質(zhì)性首先表現(xiàn)在不同的沉積條件之間，而同一沉積體系不同沉積相帶則由于沉積構(gòu)造、沉積物粒度和分選及礦物成分等特征的不同也具有不同的非均質(zhì)性；成巖作用疊加在儲層沉積格架上，膠結(jié)、溶解和交代等作用不均勻分布于儲集空間，進(jìn)一步增加了儲層的非均質(zhì)性；構(gòu)造運(yùn)動則對已形成的儲層進(jìn)行再次改造，不僅使其發(fā)生形變、錯段，而且其活躍的孔隙水還加劇了成巖作用的發(fā)生，使儲層的斷貌也越發(fā)復(fù)雜。通過對儲層沉積、成巖和構(gòu)造特征的具體分析，判斷各級非均質(zhì)性的空間分布強(qiáng)弱，建立相應(yīng)的儲層非均質(zhì)性模式。10 儲層分類特征值性質(zhì)評價類儲層900天然氣

22、儲量大，滲流能力強(qiáng)，為主力產(chǎn)層好類儲層420900該地區(qū)的主要含氣層，有較好的經(jīng)濟(jì)效益較好類儲層240420現(xiàn)階段不具備開采的經(jīng)濟(jì)技術(shù)條件一般類儲層240儲層物性差，不具備開發(fā)潛力較差氣藏描述 “設(shè)計”氣田 NPEDC9、NPEDC10 組是研究的目的層段。該區(qū)的構(gòu)造平緩，為一西傾構(gòu)造，發(fā)育少量低幅構(gòu)造，斷層不發(fā)育，砂層儲層主要為陸相辮狀河流相到低彎度的曲流河沉積。NPEDC9、NPEDC10 砂巖巖性主要為中粗粒巖屑石英砂巖、巖屑砂巖和石英砂巖；低孔、低滲；孔隙度結(jié)構(gòu)復(fù)雜，砂巖電性特征為低自然伽馬、高電阻率、低次聲波時差，而泥巖電性特征為高自然伽馬、高電阻率、高聲波時差。砂巖壓實、膠結(jié)作用強(qiáng)

23、烈，對儲層孔隙的破壞嚴(yán)重，儲層的各級非/100m；氣藏圈閉類型主要為構(gòu)造巖性復(fù)合圈閉。時間表明砂體的沉積相控制了主相帶砂體的展布，而主相帶的展布及儲層成巖作用控制了儲層的物性和孔隙結(jié)構(gòu)。因此沉積微相和儲層成巖作用是控制儲層各級非均質(zhì)性的主要因素。結(jié)合裘亦楠（1989）的分類方案，我們從以下幾個方面討論非均質(zhì)性，即：層內(nèi)非均質(zhì)性：包括粒度的韻律性、滲透率差異程度及高滲段位置、層內(nèi)不連續(xù)泥質(zhì)夾層分布頻率和大小，以及其他不滲透隔層特征。平面非均質(zhì)性：平面滲透率的變化及非均質(zhì)程度。層間非均質(zhì)性：隔層分布、滲透率較差、突變、變異系數(shù)表征非均質(zhì)性。2.3.5.1 層內(nèi)非均質(zhì)性各砂層沉積韻律特征單砂層內(nèi)部的

24、韻律性主要指巖性、粒度、沉積構(gòu)造序列、物性以及物性的非均質(zhì)性參數(shù)在垂向上的規(guī)律性變化。根據(jù)層內(nèi)最高滲透率段的不同位置，可將本區(qū)的層內(nèi)非均質(zhì)分為三種類型，即正韻律型、反韻律型和復(fù)合韻律型。正韻律型：滲透率在垂向上由下向上變小，最高滲透率段分布于下部或中下部。這種剖面類型主要出現(xiàn)在中等厚層砂巖（24m）的底部，對于厚層砂巖（大于 4m）的大多數(shù)情況下是出現(xiàn)在中上部。11 氣藏描述 正韻律 圖 2.5 M4 井 NPEDC9 組正韻律型剖面 反韻律型：滲透率在垂向上由下向上由小變大，最高滲透率段分布在上部或中上部。這種剖面類型的砂巖主要為中薄砂巖（小于 2m），但在厚層河道砂巖的底部以及側(cè)翼也可見到

25、。12 氣藏描述 反韻律 圖 2.6 M10 井 NPEDC9 組反韻律型剖面 復(fù)合韻律型：厚層砂巖的底部和頂部往往具有反韻律特征，從而構(gòu)成反多期正韻律組合。這種組合特征往往是由于成巖作用造成。由于壓實埋藏過程中，厚砂巖頂?shù)啄鄮r排出的富含鈣離子的地層水進(jìn)入砂巖頂?shù)撞浚捎诳紫犊臻g相對泥巖較大，故孔隙壓力降低，離子析出，膠結(jié)砂巖顆粒，使砂巖孔滲降低。而在厚砂中部則孔滲的影響受沉積作用影響更大，更能反應(yīng)水流能量的變化。隔、夾層識別及分布由于巖性控制物性，物性控制含氣性。因此，巖性識別是評價非均質(zhì)性的重要環(huán)節(jié)，要討論隔、夾層的識別和分布需要建立在測井?dāng)?shù)據(jù)解釋的基礎(chǔ)上，通過分析 10 口井的測井曲線，

26、建立了該研究區(qū) NPEDC9 和 NPEDC10 組測井?dāng)?shù)據(jù)識別巖性的標(biāo)準(zhǔn)（表 2.13）。13 氣藏描述 不同巖性測井?dāng)?shù)據(jù)范圍河流相儲層中各類夾層特別發(fā)育，由短暫而局部的水流狀態(tài)變化所形成的，反映微相或砂體的相變，所以其形態(tài)和分布不穩(wěn)定，夾層的存在增強(qiáng)了儲層非均質(zhì)性，控制了儲層內(nèi)的流體流動，影響了垂向滲透率，增加了油氣的開發(fā)難度。根據(jù)夾層的巖性物性特征，研究區(qū)河流相儲層中的夾層可分為兩類，即泥質(zhì)夾層、物性夾層：泥質(zhì)夾層是河流相中最重要的一類夾層，是在水動力條件較弱的沉積環(huán)境下形成的，河流相儲層中泥質(zhì)夾層往往是不連續(xù)分布的。物性夾層的巖性主要是泥質(zhì)粉砂巖和粉砂質(zhì)泥巖，即泥、粉砂等細(xì)粒沉積物充填

27、了巖石孔隙，形成低滲透層。物性夾層主要是河道滯留沉積的產(chǎn)物，主要分布在河道滯留沉積區(qū)內(nèi)，所以夾層發(fā)育于單期河道砂體內(nèi)部和河道砂體之間，對儲層垂向連通性產(chǎn)生影響。利用各種測井曲線對夾層進(jìn)行標(biāo)定，能夠?qū)崿F(xiàn)夾層在單井上的識別（圖2.7）。14 巖性出現(xiàn)層位自然伽馬（API）聲波時差-1（hsm ）-1密度（gcm ）礫巖NPEDC54060200240粗砂巖NPEDC55565200240中砂巖NPEDC96075200240細(xì)砂巖NPEDC48090200240粉砂巖NPEDC490100200240泥巖NPEDC10100130210240煤NPEDC1190190300410氣藏描述 泥巖夾層

28、 煤夾層 M6 井典型夾層測井曲線特征從垂向上的分布來看，巖性夾層多分布在單個河道砂體的底部，物性夾層多分布在河道砂巖的中上部，如果河道砂巖切割下部河道砂巖，則在河道砂巖的底部也可發(fā)育物性夾層。平面非均質(zhì)性平面非均質(zhì)性是指一個儲層砂體的幾何形態(tài)、規(guī)模、連續(xù)性，以及砂體內(nèi)孔隙度、滲透率的平面變化所引起的非均質(zhì)性。研究區(qū) NPEDC9、NPEDC10 的各個小層以及同一小層內(nèi)不同流動單元的砂體厚度變化范圍很大。砂體厚度的變化嚴(yán)格受到沉積微相的影響，換句話說，沉積微相控制了儲層物性，由洪泛平原河道邊緣主河道，砂體物性條件變好。15 氣藏描述 不同微相孔隙度滲透率參數(shù)統(tǒng)計表本區(qū)沉積微相主要是河道沉積、

29、決口扇沉積、河漫灘沉積，砂體平面形態(tài)多呈帶狀、分叉和交織的帶狀形態(tài)。砂體展布總體呈北東南西向展布。這種帶狀展布的特征，反映了本區(qū)砂體沉積相的河道特征。通過 5 個小層滲透率平均值平面分布圖可以看出：NPEDC91 河道呈西北東南方向，滲透率高值分布在研究區(qū)的東北部，M6 井的滲透率達(dá)井的滲透率達(dá)到少，平均滲透率為；NPEDC92 河道在全區(qū)都發(fā)育，M7；NPEDC101 河漫灘的沉積面積較大，河流沉積；NPEDC102 的滲透率高值主要分別集中在兩條河道的中間，其中 M7 井滲透率最高達(dá)；NPEDC103 的滲透率高值位于 M5、M9、M10 井控制的河道中，其中 M5 井滲透率高達(dá)。從 5

30、個小層的滲透率平面圖上可以看出，各個小層在平面上具有較強(qiáng)的非均質(zhì)性，沉積微相的平面展布導(dǎo)致了滲透率分布的不均一。層間非均質(zhì)性通過對 10 口井 5 個小層的滲透率平均值、最大值及最小值的統(tǒng)計，可以看出層間非均質(zhì)性較強(qiáng)，NPEDC92 的滲透率平均值達(dá) 0.247mD，而 NPEDC101 僅為0.005mD，說明各小層之間的非均質(zhì)性較強(qiáng)（表 2.15）?！霸O(shè)計”氣田各層滲透率統(tǒng)計表表征層內(nèi)滲透率非均質(zhì)程度的有關(guān)定量參數(shù)主要要有滲透率變異系數(shù)（Vk）、滲透率突進(jìn)系數(shù)（Tk）、滲透率極差（Jk）。滲透率變異系數(shù)16 層位(mD)(mD)Kmin(mD)1NPEDC92NPEDC91NPEDC102

31、NPEDC103NPEDC10微相參數(shù)主河道河道邊緣洪泛平原孔隙度（%）范圍值孔隙度（%）平均值滲透率（mD）范圍值滲透率（mD）平均值氣藏描述 變異系數(shù)用于度量統(tǒng)計的若干滲透率數(shù)值對其平均值的分散程度，其計算公式為：Vk (Ki1i K )2 nK式中： 層內(nèi)某樣品的滲透率值，i=1,2,3n； 層內(nèi)所有樣品滲透率的平均值；n 層內(nèi)樣品個數(shù)。透率突進(jìn)系數(shù)（TK）以沙層中最大滲透率與巖層滲透率的比值表示。其計算公式如下：Tk=KmaxK式中：Kmax 層內(nèi)最大滲透率，一般以沙層內(nèi)滲透率最高且相對均質(zhì)層的滲透率表示；K 層內(nèi)所有樣品滲透率的平均值當(dāng) TK2 為均勻型，當(dāng) 2TK3 時為不均勻型。

32、透率極差（JK）即砂層內(nèi)最大滲透率與最小滲透率的比值，其計算公式如下：Jk=KmaxKmin式中：Kmax層內(nèi)最大滲透率，一般以沙層內(nèi)滲透率最高且相對均質(zhì)層的滲透率表示；Kmin最小滲透率，一般以滲透率最低且相對均質(zhì)段的滲透率表示。滲透率極差越大，反映滲透率的非均質(zhì)性越強(qiáng)，反之非均質(zhì)性越弱。根據(jù)以上滲透率參數(shù)的計算方法，分別計算 5 個小層的滲透率參數(shù)（表2.16）。表 2.16 “設(shè)計”氣田各小層非均質(zhì)性評價數(shù)據(jù)表在沉積微相研究的基礎(chǔ)上，結(jié)合物性及夾層研究認(rèn)為，研究區(qū)主要發(fā)育辮狀河和曲流河沉積體系，從主河道（辮狀河道和曲流河道）微相河道邊緣相洪泛平原相，物性依次變差，非均質(zhì)程度依次降低，滲透

33、率非均質(zhì)參數(shù)依次減??；17 層位K 變異系數(shù)（VK）K 突進(jìn)系數(shù)（TK）K 極差（JK）1NPEDC92NPEDC91NPEDC100112NPEDC10683NPEDC1080氣藏描述 沉積微相的空間展布宏觀上控制了砂體不同巖性的非均質(zhì)參數(shù)的空間分布，從各3 2 1NPEDC92 NPEDC101。平均滲透率在平面上的分布均具有較強(qiáng)的非均質(zhì)性，但展布方向與河道一致。總的來看，沉積微相從宏觀上控制砂體的展布方向，從而導(dǎo)致了各層平面物性的非均質(zhì)性。在物性的主控因素中，沉積微相控制了物性的宏觀分布，主河道物性最好，河道邊緣次之，洪泛平原最差。儲層巖性、孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜, 滲透率變化范圍寬, 表現(xiàn)出強(qiáng)烈

34、的非均質(zhì)性。在測井曲線上, 河道和心灘沉積的自然伽馬為低值, 曲線主要呈齒化、微齒化的箱形、鐘形、箱形鐘形。箱形形態(tài)表明沉積過程中水動力條件穩(wěn)定, 河流所攜帶的沉積物粒度相對均一,砂體上下伽馬曲線呈突變; 鐘形形態(tài)表明在沉積過程中水動力條件逐漸減弱, 河流攜帶能力變差, 伽馬曲線底部呈突變, 到上部為漸變。通過對眾多鉆井測井相巖- 電轉(zhuǎn)換模型的分析, 證實自然伽馬能較好地反映泥質(zhì)含量和碎屑粒度變化的沉積序列和演化特征, 以伽馬曲線為代表的測井相類型有如下幾種。1)平滑箱狀曲線。底、頂部呈突變關(guān)系和略顯正韻律變化特征, 反映由含礫粗砂巖和中-粗粒砂巖組成的具有多韻律疊置的辮狀河心灘沉積特征,內(nèi)部

35、結(jié)構(gòu)較均勻。2)齒化箱形曲線。反映由中-粗粒砂巖或中-細(xì)粒砂巖組成的多韻律疊置辮狀河灘和河道充填沉積特征, 內(nèi)部結(jié)構(gòu)不均勻, 可發(fā)育有多個泥巖夾層。3)鐘形曲線。反映由中-粗粒砂巖至中-細(xì)砂巖組成的、由粗變細(xì)的曲流河邊灘或辮狀河心灘砂體的沉積特征。由多個沖刷面、疊置的邊灘或心灘與薄泥巖夾層組合在一起, 因每個疊置砂體的粒級及含泥量的韻律性變化, 可使鐘形曲線多次疊加而呈宏觀的圣誕樹形。4)漏斗形曲線。呈電測曲線幅值向下減小的底部呈漸變而頂部呈突變的關(guān)系,主要為反韻律的薄層砂巖、粉砂巖、泥巖互層。砂巖主要發(fā)育于上部, 反映突發(fā)性的洪水流溢岸沉積, 如決口扇和決口河道。多個決口扇的連續(xù)發(fā)育可形成疊

36、置漏斗狀曲線。5)平滑曲線。平滑-較平滑的高伽瑪值曲線,反映較連續(xù)的炭質(zhì)泥巖段沉積,由于炭屑和有機(jī)質(zhì)含量較高, 其視電阻率值明顯高于普通的泥巖。6)尖刺狀指形曲線。以高伽馬值平滑曲線為背景的尖刺狀指形曲線, 是決口扇和決口河道的典型曲線特征, 以箱狀和鐘形曲線為背景的尖刺狀指形曲線,往往與砂體中有鈣質(zhì)膠結(jié)層有關(guān)。18 小層巖性發(fā)育的非均質(zhì)程度來看，進(jìn)行強(qiáng)弱排序為 NPEDC10 NPEDC10 NPEDC9 氣藏描述 M6 井典型測井曲線特征圖2.3.6 儲層敏感性分析僅僅對 M4 井進(jìn)行了敏感性實驗，以 M4 的結(jié)果可以大致推廣到整個氣藏。敏感性分析如下：敏性實驗：表 2.17 為酸敏性試驗

37、分析表。由酸敏試驗可以得到酸敏指數(shù)為 0.224，酸敏程度為弱酸敏。因此，能夠?qū)舆M(jìn)行酸化改造。表 2.17 酸敏度試驗分析表鹽敏性實驗：表 2.18 為鹽敏性試驗分析表，分析可得，平均臨界鹽度為19 井深m氣體滲透率-3 210 m孔 隙 度(%)地層水滲透率-3 210 m酸后地層水滲透率-3 210 m酸敏指數(shù)酸敏程度弱酸敏9弱酸敏弱酸敏弱酸敏氣藏描述 46083mg/L。表 2.18 鹽敏性試驗分析表水敏性實驗：表 2.19 為水敏試驗分析表，分析知，平均水敏指數(shù)為 0.027，儲層不具備水敏性。2.19 水敏試驗分析表速敏性實驗：對于低滲透的致密巖樣，當(dāng)流體尚未達(dá)到 0.25mL/

38、min 時，而壓力梯度以已大于 3MPa/cm，且隨著流量的增加巖樣滲透率始終無下降，儲層無速敏性。堿敏性實驗：表 2.20 為堿敏試驗分析表，可看出巖樣的滲透率隨著 pH的增大無明顯變化；堿敏指數(shù)為 0.129；堿敏程度為弱堿敏。表 2.20 堿敏試驗分析表由上分析知：儲層物性穩(wěn)定，臨界鹽度為 46083mg/L，適合注酸、堿、水對儲層進(jìn)行改造，提高天然氣采收率。20 井深(m)氣體滲透率-3 210 m-3 2不同 PH 下底層水滲透率10 m堿敏指數(shù)堿敏程度評價井深(m)氣體滲透率-3 210 m堿敏指數(shù)堿敏程度評價弱堿敏弱堿敏弱堿敏弱堿敏弱堿敏井深(m)氣 體 滲透 率-3 210 m

39、孔 隙度(%)地層水滲透 率-3 210 m無離子水滲-3 2率 10 m敏指數(shù)水敏程度評價4無無無無井深(m)氣體滲透率-3 210 m孔隙度(%)地層水滲透率-3 210 m臨界鹽度mg/L41583237625940559405氣藏描述 流體性質(zhì)及分布流體化學(xué)成分分析該區(qū)塊內(nèi)的流體主要為干氣，占流體總量的 90%以上，由 M4 和 M5 井的流體組分分析可知，儲層內(nèi)流體 C1+N2 為 94.173%，C2C6+CO2 為 5.791%，C7+為0.036%，具有干氣藏組分的特征。2.4.2 流體高壓物性特征分別以 M4 和 M5 井，測得流體的高壓物性數(shù)據(jù)如表 2.21 和表 2.22

40、：M4井流體高壓物性表M5井流體高壓物性表2.4.3 地質(zhì)水性質(zhì)在氣田區(qū)塊內(nèi)，對 M1，M4，M5，M6 進(jìn)行地層水分析，分別在井口和噴管口進(jìn)行取樣分析，地層水色澤淡黃，Ca2+含量較多，水型為 CaCl2 型，其為地表大氣降水隔絕的封閉水。2.4.4 氣水分布特征及其控制因素該區(qū)域含氣面積約為，氣層有效厚度為 20m，含氣飽和度為 65%，氣藏埋深 32003400m，氣藏濕度為 379K，氣藏內(nèi)基本無可動水，為一大型彈性驅(qū)動的層狀巖性氣藏。該氣藏主要受控于盆地中部大面積巖性圈閉，主力含氣層系在該區(qū)發(fā)育兩條大型的近南北向展布的三角洲辮狀河復(fù)合河道砂體，砂體向21 地層條件氣體體積系數(shù)：-31

41、0 m/m油氣藏：干氣地層條件氣體體積系數(shù)：-310 m/m油氣藏：干氣氣藏描述 南延伸尖滅，向北沉積混雜，成巖作用強(qiáng)烈而形成致密巖性遮擋。氣藏內(nèi)部因受儲集體發(fā)育程度的影響，其氣層厚度在平面上有一定變化，但整個含氣層分布穩(wěn)定，相對高滲透率、高含氣量的密集帶在平面上呈串珠狀分布。2.5 壓力溫度系統(tǒng)通過 M2，M6，M8 井鉆進(jìn)過程中地層壓力測量，預(yù)測到 NPEDC9 組氣層壓力約為，NPEDC10 組氣層壓力約為。（M2，M4 井地層壓力預(yù)測結(jié)果，見圖、圖）。22 氣藏描述 圖圖M2 井地層壓力預(yù)測結(jié)果圖M4 井地層壓力預(yù)測結(jié)果圖由關(guān)系曲線可看出氣藏壓力系數(shù)在 之間，平均值，屬低壓氣藏?！霸O(shè)計

42、”氣田屬于同一溫度系統(tǒng)，其平均溫度為/100m。氣層段溫度在 115125之間。2.6 氣藏類型23 氣藏描述 2采用單因素指標(biāo)分類法，在綜合分析地質(zhì)、巖芯試驗分析、試氣試采資料、試井解釋等資料的基礎(chǔ)上，以影響氣藏開發(fā)的幾個主要因素進(jìn)行分類。(1)驅(qū)動類型NPEDC92 屬于巖性圈閉氣藏，儲層的分布受砂體展布和物性的控制，屬于無邊底水定容彈性驅(qū)動氣藏。(2)集空間類型NPEDC92 段氣藏儲層的巖性主要是巖屑石英砂石、巖屑砂巖以及少量的石英砂巖。砂巖儲集層在成巖過程中經(jīng)歷了壓實作用，蝕變作用、溶蝕作用和粘土礦物的重結(jié)晶等多種演化過程，原生孔隙大部分遭到破壞，巖石中大量發(fā)育各類溶蝕孔、高嶺石晶間

43、孔等次生孔隙。因此從儲集空間上看，NPEDC92 段氣藏屬溶孔晶間孔型氣藏。(3)集物性NPEDC91 段氣層平均孔隙度 7.3%，平均滲透率；NPEDC92 段氣層平均孔隙度 7.29%，平均滲透率 0.247 mD；NPEDC102 段氣層平均孔隙度 7.6%，平均滲透率；NPEDC103 段氣層平均孔隙度 6.68%，平均滲透率；氣藏屬于典型的低孔、特低滲氣藏。2.7 地質(zhì)建模儲層建模的核心問題是井間儲層預(yù)測，這種預(yù)測實際上是在給定資料的前提下，利用各種數(shù)學(xué)理論和方法對井間未知區(qū)域進(jìn)行預(yù)測，因而儲層建模的原理就是井間數(shù)學(xué)插值方法的原理，根據(jù)儲層的數(shù)學(xué)方法和途徑，儲層建模分為確定性建模和不

44、確定性建模。本節(jié)采用確定性建模的方法，分別做出相關(guān)構(gòu)造模型和儲層屬性模型；整理與分析基礎(chǔ)數(shù)據(jù)；根據(jù)建模的軟件的需要，輸入如下數(shù)據(jù)；整理、輸入工區(qū)邊界；分別準(zhǔn)備、輸入 10 口井井位坐標(biāo)、補(bǔ)心海拔、井斜數(shù)據(jù)，并導(dǎo)入軟件內(nèi)；數(shù)字化 NPEDC91 頂面構(gòu)造線，整理 5 個小層的分層數(shù)據(jù)；整理 10 口井的測井?dāng)?shù)據(jù)。2.7.1 構(gòu)造模型構(gòu)造建模包括地層層面模型和斷層模型，本區(qū)由于構(gòu)造特征簡單，沒有斷層，構(gòu)造模型主要依靠井點(diǎn)資料，對于邊界地區(qū)和井網(wǎng)密度不大的地區(qū)，采用虛擬經(jīng)來控制，通過井點(diǎn)的分層資料和井間地層對比，就可以較好地控制該區(qū)的構(gòu)造形態(tài)。本次所建的構(gòu)造模型，采用了 50 米50 米1 米的網(wǎng)格

45、。此次研究以小層分層數(shù)據(jù)作為層面上井點(diǎn)控制，建立了目的層系各個小層的構(gòu)造模型（圖 2.10），包括 NPEDC91 、NPEDC92、NPEDC101、NPEDC102 和24 “設(shè)計”氣田 NPEDC9 段氣藏類型的劃分是根據(jù)石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，主要?dú)獠孛枋?3性強(qiáng)，地層北東高-南西低，整體呈向西傾斜的單斜。統(tǒng)計地層坡度較緩，每千米下降 2-15m，沒有大的構(gòu)造起伏，且 NPEDC9 段頂面、NPEDC10 段頂面的微構(gòu)造形態(tài)有很好的繼承性，構(gòu)造的主體基本上是向西傾斜的單斜構(gòu)造，只在局部發(fā)育微幅度鼻隆構(gòu)造。圖 氣田構(gòu)造圖2.7.2 沉積微相模型沉積微相模型的建立是建模的重點(diǎn)之一，在本次建模中

46、，主要采用相控建模的方法。1、 相建模的方法選擇定義一個量化的相模型的先決條件之一是綜合分析各種硬的和軟的信息。硬信息是被認(rèn)為不具模糊性的確定性數(shù)據(jù)，而軟信息是各種概念、經(jīng)驗和解釋。硬信息的來源主要是井資料，而軟信息主要來源于露頭、地震資料和與所研究油藏相似的鄰井。在本工區(qū)的建模中，硬數(shù)據(jù)是測井?dāng)?shù)據(jù)二次解釋及測井模板所得的孔隙度、滲透率、含油飽和度等參數(shù)、地質(zhì)分層數(shù)據(jù)。軟數(shù)據(jù)作為約束條件，對三角洲前緣亞相的儲層進(jìn)行約束。地質(zhì)知識的運(yùn)用，來源于儲層地質(zhì)模式，為儲層建模提供不同儲層大小和形狀的定義。定義的長、厚、寬數(shù)據(jù)可以用分布模式，一個相的形狀可以用幾何圖元（盒型、橢球型、半橢球型）會數(shù)值化相的

47、形狀來表征。本次該氣田沉積相建模，采用單井垂向上和平面微相圖平面上控制的方法。單井上，根據(jù)測井曲線，我們在區(qū)域沉積體系的控制下，對單井上沉積微相簡化25 NPEDC10 小層頂面構(gòu)造圖和地層厚度圖?？傮w來看，本區(qū)構(gòu)造特征明顯、規(guī)律氣藏描述 為 3 種類型，分別為河道、河道間和心灘。針對每口井，在小層界面內(nèi)，在垂向上劃分單井的微相。同時，根據(jù)地層厚度圖，砂巖厚度圖，結(jié)合單井的水道追蹤，我們也做了每個小層的平面微相圖，在相建模的過程中，首先將其導(dǎo)入到建模軟件 Petrel 中，數(shù)字化邊界，然后，用邊界來控制相模型在平面的展布范圍。2、相模型的建立依據(jù)該氣田各小層的沉積相特點(diǎn)，我們選用序貫指示模擬方

48、法，通過兩步建模，建立了研究區(qū)的沉積微相模型。選擇的井網(wǎng)大小為 50 米50 米1 米的網(wǎng)格。在建模的過程中，充分運(yùn)用多學(xué)科信息，包括地質(zhì)、測井資料進(jìn)行一體化建模。a、數(shù)據(jù)粗化根據(jù)測井曲線形態(tài)與測井相的對應(yīng)關(guān)系，對研究區(qū)的所有鉆井的測井?dāng)?shù)據(jù)進(jìn)行了數(shù)據(jù)粗化（圖）。 圖 單井測井曲線離散化b、相建模研究結(jié)果及分析從區(qū)域沉積相研究得知，該氣田的沉積相主要為辮狀河砂礫質(zhì)心灘和河道沉積，在此基礎(chǔ)上，我們建立了該氣田各小層的沉積微相模型（圖）。26 氣藏描述 圖 沉積微相模型 2.7.3 屬性模型對于儲層的三維地質(zhì)建模，我們采用算法穩(wěn)健且常用的序貫高斯模擬方法進(jìn)行參數(shù)建模。并且，為了使所建的巖石物理參數(shù)模

49、型更符合地質(zhì)實際，我們采用通過相控建模思路，即針對不同的沉積微相賦予不同的參數(shù)分布，以反映不同沉積微相內(nèi)部儲層參數(shù)空間變化的差異性。具體的做法是首先建立沉積相，然后根據(jù)不同沉積微相的儲層分布規(guī)律，分相（砂體或流動單元）進(jìn)行井間插值或隨機(jī)模擬，建立儲層參數(shù)分布模型。因為相與參數(shù)之間有著密切的關(guān)系，相控制著物性參數(shù)在三維空間的分布，因此相控隨機(jī)模擬方法的思路是符合地質(zhì)規(guī)律的，而且能避免大多數(shù)連續(xù)變量對于平穩(wěn)性、均質(zhì)性的嚴(yán)格要求。本次屬性模型的預(yù)測運(yùn)用適用于連續(xù)變量模擬的序貫高斯模擬算法，采用相控建模模擬技術(shù)，模擬得到孔隙度、滲透率和含水飽和度模型。1、孔隙度模型的建立與相模型一樣，通過數(shù)據(jù)離散化、

50、數(shù)據(jù)分析、模擬及約束等方法，建立了莫里青油田的孔隙度模型（圖）27 氣藏描述 圖 單井孔隙度曲線離散化從孔隙度模型上（圖）可以看出，孔隙度的分布明顯受沉積微相的控制，孔隙度主要沿河道帶及砂壩出現(xiàn)高值，按有效儲層的孔隙度下限 0.4%。不同區(qū)塊之間孔隙度，也存在很大的差異性，不同的小層也存在明顯的變化。 圖 2.14 氣田孔隙度模型2、 滲透率模型的建立滲透率模型的建立與孔隙度模型類似，首先由單井孔隙度轉(zhuǎn)化為單井滲透率，通過建模離散化后，在沉積微相模型約束下，進(jìn)行模型插值，從而得儲層的滲透率模型（圖）。按有效儲層的滲透率下限，滲透率和孔隙度一28 氣藏描述 樣，也受沉積微相的控制，其分布與孔隙度

51、相似，也是在上升半旋回早期和下降半旋回晚期，其滲透率較好；而在上升半旋回的晚期和下降半旋回的早期，滲透率較小；水下分流河道沉積微相的滲透率較好，而水道側(cè)翼和席狀砂的滲透率較低。 圖 氣田滲透率模型3、含水飽和度模型的建立在單井孔隙度的約束下，建立了含水飽和度模型（圖），結(jié)合含水飽和度模型以及含水飽和度模型的剖面圖，含水飽和度模型與孔隙度模型和滲透率模型具有很好的相關(guān)性，在孔隙度小，滲透率低的地區(qū)，含水飽和度也低；反之亦然。 圖 氣田含水飽和度模型29 儲量計算 第 3 章 儲量計算3.1 容積法儲量容積法計算石油儲量的思路是確定天然氣在氣層中所占據(jù)的體積。天然氣儲集在氣層的空隙間內(nèi)，空隙內(nèi)除天

52、然氣外，還有一定數(shù)量的水，因此，只要獲得氣層的幾何體積（即氣層的含氣面積與有效厚度之乘積），有效孔隙度，含氣飽和度等地質(zhì)參數(shù)，便可計算出地下天然氣的地質(zhì)儲量。但由于氣層深埋地下，處于高溫、高壓條件下，天然氣采出地面后，將發(fā)生膨脹，故必須將地下天然氣體積換算為地面體積，必須用地下天然氣體積除以天然氣的體積系數(shù)。天然氣的地質(zhì)儲量計算公式為：AhSgi/Bg所給資料有：井區(qū)含氣面積約為，含氣層的有效厚度為 20m，孔隙度平均為 7.2%，結(jié)合測井資料計算該區(qū)平均含水飽和度為 42.21%，實驗知地層條件下氣體體積系數(shù)為10-m/(標(biāo))m。計算得該區(qū)天然氣地質(zhì)儲量為：20（100）10-)104（萬立

53、方米）108（m）“設(shè)計”氣團(tuán)研究目的層段劃分為 NPEDC91、 NPEDC92、 NPEDC102、NPEDC103 四個層段。通過坐標(biāo)法比例尺換算網(wǎng)格法和幾何平均的方法分別得到各層段的含氣面積、有效厚度、孔隙度和寒氣飽和度（見表），并計算得各層段的地質(zhì)儲量。表 3.1 各層段地質(zhì)儲量表原容積法計算可采儲量與采收率的修正公式為：TscPi Gd Pa/Za Sga Pa/Za SgaSgiZiTPsc G 1 Pi/Zi Sgi =Gd1 Pi/Zi Sgi 顯然，動態(tài)儲量采收率為：30 層位含 氣 面 積（km）有 效 厚 度（m）孔隙度（%）含氣飽和度（%）容 積 法 地 質(zhì) 儲8量（

54、10 m）1NPEDC91512NPEDC93182NPEDC101023NPEDC10116儲量計算 Pa/Za SgaERd=1 Pi/Zi Sgi動態(tài)儲量采收率（ERd）與動態(tài)儲量（Gd）是一一對應(yīng)的匹配關(guān)系，是符合邏輯的，兩者計算的可采儲量是合理的，正確的。容積法地質(zhì)儲量采收率應(yīng)為Gd Pa/Za SgaER= G 1 Pi/Zi Sgi 因此，容積法地質(zhì)儲量采收率與動態(tài)儲量采收率的關(guān)系為：GdER= G ERd該區(qū)塊氣藏容積法計算探明地質(zhì)儲量108m， Sgi=57.79%。根據(jù)氣藏工程研究經(jīng)驗數(shù)據(jù)，得到： Gd/G= 80%，計算氣藏的動態(tài)儲量采收率 ERd =1(5/0.94)/

55、(33.10/1.012)=83.7%折算容積法探明地質(zhì)的儲量采收率：ER0.8=66.96%于是計算該氣藏可采儲量為(億立方米)3.2 動態(tài)法儲量所謂氣藏動態(tài)儲量，是指當(dāng)氣藏地質(zhì)的壓力降為零時。能夠滲流或流動的那部分天然氣/地質(zhì)。動態(tài)儲量是氣藏中可流動天然氣的總和，綜合反映了氣藏的動態(tài)特征，是真正起到貢獻(xiàn)的地質(zhì)儲量。3.2.1 降壓法計算動態(tài)儲量應(yīng)用定容封閉氣藏降壓法計算氣井動態(tài)儲量的公式為：PR Pi GpZR= Zi(1 G )式中：G 為氣井動態(tài)儲量，104m；Gp 為階段累積產(chǎn)氣量，104m；Pi 為原始地層壓力，MPa；PR 為目前地層壓力，MPa；Zi 為原始?xì)怏w偏差系數(shù)；ZR

56、為PR 對應(yīng)的氣體偏差系數(shù)。帶入數(shù)據(jù)，M1 井控制動態(tài)儲量：104mM1 井控制動態(tài)儲量104m31 儲量計算 3.2.2 流動物質(zhì)平衡法首先擬合套壓與累計產(chǎn)量之間的關(guān)系，再通過 Pi/Zi 點(diǎn)繪套壓累計產(chǎn)量線的平衡線，即地層壓力累計產(chǎn)量線，與 x 軸的交點(diǎn)即為動態(tài)儲量。以 M1 、M4井為例計算動態(tài)儲量，結(jié)果如圖，圖 所示。圖 3.1 M1 流動物質(zhì)平衡法求動態(tài)儲量圖 3.2 M4 流動物質(zhì)平衡法求動態(tài)儲量3.3 氣井經(jīng)濟(jì)儲量氣井經(jīng)濟(jì)儲量不限時，先計算氣田單井經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量，在計算出單井經(jīng)濟(jì)極限日產(chǎn)量，最后由以上數(shù)據(jù)得出氣井經(jīng)濟(jì)儲量下限。氣田的評價壽命期選取 20 年，年生產(chǎn)天數(shù)定為 330

57、天，天然氣商品率選取98%，根據(jù)油田實際情況，天然氣價格選擇。經(jīng)查找資料得低滲氣井單井投資為 1500 萬元左右，此時不考慮勘探投資，只考慮鉆井投資和地面建設(shè)投資以及32 儲量計算 其他投資，把勘探投資予以沉沒，資本性投資全部發(fā)生在項目建設(shè)初期，項目建設(shè)過程中無追加投資。氣田單井經(jīng)濟(jì)極限年產(chǎn)量為：R=V+F1R=PQk(P/A,i,n)(P/A,i,n)=(1+i)n1/i(1+i)nQ=( V+F1)/Pk(1+i)n1/i(1+i)n/aV+F1：單井總投資，萬元；R：收益，萬元；P：天然氣價格，（元/m）；i:內(nèi)部收益率，%；k:天然氣商品率，%；Q：氣田單井經(jīng)濟(jì)極限年產(chǎn)量，m3/a；n

58、: 經(jīng)濟(jì)評價期，a。單井經(jīng)濟(jì)極限日產(chǎn)量為：q=3/dq: 單井經(jīng)濟(jì)極限日產(chǎn)量 m3/d；t:年生產(chǎn)天數(shù)，天。天然氣經(jīng)濟(jì)極限儲量為:NR=QNn/Ra=QNE/ q0330=qNE/ q0=0.48635473280/2.7145=980532.718 m3NR: 經(jīng)濟(jì)極限儲量，m3；NE: 地質(zhì)儲量，m3；q0: 單井實際產(chǎn)量，m3/（口/d）。3.4 儲量評價天然氣儲量開發(fā)利用的經(jīng)濟(jì)效果不僅與天然氣儲量的數(shù)量有關(guān)，還取決于儲量的質(zhì)量和開發(fā)難易度。對于氣層厚度大，產(chǎn)量高，物性好，儲集層埋藏淺，氣田所處地區(qū)交通方便的儲量，其開發(fā)建設(shè)投資相對較少。對于氣層厚度薄，產(chǎn)量低，高含水，儲集層埋藏深的儲量

59、，其開發(fā)建設(shè)投資相對較大。分析勘探開發(fā)效果不僅要看探明儲量的多少，還要綜合分析探明地質(zhì)儲量的質(zhì)量。所以，在我國頒布的油氣儲量規(guī)范中明確規(guī)定：對中報的儲量必須進(jìn)行綜合評價。1.量計算可靠性分析的主要內(nèi)容：析各種資料的齊全、準(zhǔn)確程度，看其是否達(dá)到本級儲量的要求；33 儲量計算 分析確定儲量參數(shù)的方法及各種圖版的精度；分析儲量參數(shù)的計算與選用是否合理；分析氣田的地質(zhì)研究工作是否達(dá)到本級儲量要求的認(rèn)識程度；分析氣藏儲集類型及根據(jù)氣藏類型所選擇的儲量計算方法是否合理。2.“設(shè)計”氣田儲量計算可靠性分析該區(qū)已開展沉積相、儲層特征等綜合地質(zhì)研究，并總結(jié)試采特征，研究生產(chǎn)規(guī)律，儲量計算的參數(shù)選取真實可靠，儲量

60、計算方法合理，計算結(jié)果可靠。3.4.2 儲量綜合評價儲量綜合評價是衡量勘探經(jīng)濟(jì)效果、指導(dǎo)儲量綜合利用的一項重要工作。油氣儲量按地質(zhì)儲量、產(chǎn)能、儲量豐度、天然氣埋藏深度四個方面進(jìn)行綜合評價。對氣田按地質(zhì)儲量大小劃分為大型氣田、中型氣田和小型氣田三個等級。如表 3.2 所示?！霸O(shè)計”氣田天然氣地質(zhì)儲量 547.328108m，故“設(shè)計”氣田屬大型氣田。表 3.2 天然氣儲量按地質(zhì)儲量評價所示。M1 井 2011 年 9 月試采，日產(chǎn)氣 1.4971104m，M4 井 2011 年 7 月試采，104m/(kmd)，屬于低產(chǎn)。表 3.3 天然氣儲量按產(chǎn)能評價34 評價等級千米井深的穩(wěn)定產(chǎn)氣量/4（1