全國(guó)石油工程設(shè)計(jì)大賽優(yōu)秀作品鑒賞綜合組(氣藏)

1、 編號(hào)：NPEDC253全國(guó)石油工程設(shè)計(jì)大賽National Petroleum Engineering Design Competition參賽作品單位名稱(chēng)：團(tuán)隊(duì)名稱(chēng)：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(guó)石油工程設(shè)計(jì)大賽組織委員會(huì)制 作品說(shuō)明 作品說(shuō)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(kāi)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(zhuān)業(yè)知識(shí)，查閱相關(guān)資料，使用相關(guān)專(zhuān)業(yè)軟件（CorelDraw，Petrel，Carbon）完成了該區(qū)塊的開(kāi)發(fā)方案設(shè)計(jì)。開(kāi)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(píng)價(jià)七個(gè)方面進(jìn)行設(shè)

2、計(jì)。重點(diǎn)設(shè)計(jì)氣藏地質(zhì)與氣藏工程兩個(gè)部分。通過(guò)開(kāi)發(fā)方案的對(duì)比，以及經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)分析，提出了有關(guān)低孔低滲氣藏開(kāi)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(duì)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(cè)井曲線(xiàn)，分析知道了氣藏的沉積演化過(guò)程和儲(chǔ)層特性。而開(kāi)發(fā)方案的設(shè)計(jì)，我們采用了兩種方法。首先我們采用了常規(guī)衰竭式開(kāi)發(fā)方式：通過(guò)經(jīng)驗(yàn)公式的計(jì)算，我們確定要用 273 口井進(jìn)行開(kāi)采，采用不規(guī)則井網(wǎng)進(jìn)行開(kāi)采。由于此為低滲氣藏，且常規(guī)注水開(kāi)采后期采收率降低，我們又提出采用壓裂的方法進(jìn)行開(kāi)采，采收率

3、可以有較大提升，團(tuán)隊(duì)齊心協(xié)力，在這半個(gè)月順利完成了整個(gè)開(kāi)發(fā)方案的設(shè)計(jì)，并把零碎的知識(shí)通過(guò)實(shí)踐應(yīng)用整合在了一起。整個(gè)競(jìng)賽是團(tuán)隊(duì)每個(gè)成員成長(zhǎng)與學(xué)習(xí)的過(guò)程。同時(shí)也感謝老師，自始至終的指導(dǎo)與幫助。 作品說(shuō)明 負(fù)責(zé)人簽字：團(tuán)隊(duì)成員簽字：指導(dǎo)老師簽字：時(shí)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(chǔ)層描述-4流體性質(zhì)及分布-21壓力溫度系統(tǒng)-22氣藏類(lèi)型-24地址建模- 25儲(chǔ)量計(jì)算-31容積法儲(chǔ)量-31動(dòng)態(tài)法儲(chǔ)量-32氣井經(jīng)濟(jì)儲(chǔ)量-33儲(chǔ)量評(píng)價(jià)-34氣藏工程設(shè)計(jì)-37氣藏連通性分析-37開(kāi)發(fā)方式-37氣井產(chǎn)能評(píng)價(jià)-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(jì)- 51鉆井工程設(shè)計(jì)的理論要求及相應(yīng)公式-51依據(jù)所給的實(shí)際資料數(shù)據(jù)進(jìn)行的相關(guān)計(jì)算-54完井設(shè)計(jì)的基本理論-59結(jié)合實(shí)際資料設(shè)計(jì)的無(wú)油管完井方法-65采氣工程設(shè)計(jì)-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(jì)-72增壓開(kāi)采-75壓裂開(kāi)采-77防砂處理-78地面建設(shè)工程設(shè)計(jì)- 80標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)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(jì)-82天然氣循環(huán)凈化工藝方法-84生產(chǎn)施工方面安全問(wèn)題的對(duì)策-86HSE-88“設(shè)計(jì)氣田”HSE 風(fēng)險(xiǎn)識(shí)別-88風(fēng)險(xiǎn)評(píng)價(jià)- 90風(fēng)險(xiǎn)削減措施-90經(jīng)

5、濟(jì)評(píng)價(jià)-100投資估算-100經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)-101氣田概況 第1章氣田概況“設(shè)計(jì)”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(zhǎng)的特點(diǎn)。降水多集中在 79 月份，以短歷時(shí)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?。井?chǎng)周?chē)愕垒^多，多為村級(jí)道路，路面松軟，不能行駛大型車(chē)輛，交通較為不便，通訊也不便利?！霸O(shè)計(jì)”氣田地理位置見(jiàn)圖 1.1。圖 1.1 “設(shè)計(jì)”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(chǔ)量區(qū)，沒(méi)有形成開(kāi)發(fā)井網(wǎng)，周?chē)鸁o(wú)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)。“設(shè)計(jì)”氣田共獲探明儲(chǔ)量，NPEDC10 組探明地質(zhì)儲(chǔ)量，其中 NPEDC9 組探明地質(zhì)儲(chǔ)量，具有較好的勘探開(kāi)發(fā)前景。“設(shè)計(jì)”氣田具有特殊的地質(zhì)條件，普遍發(fā)育低滲低孔儲(chǔ)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(jì)”氣田范圍內(nèi)完成了地震、鉆井、測(cè)井、取心及分析化驗(yàn)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(duì) 10 口井都進(jìn)行了測(cè)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(jì)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(chǔ)層主體屬超低滲儲(chǔ)層。NPEDC9 組含氣面積，儲(chǔ)量。以 M1 井為例，2011年 9 月試采初期日產(chǎn)氣，累計(jì)產(chǎn)水， 至 2011 年 10 月 ， 累 計(jì) 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(jì)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(jì)”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(zhǎng)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(chǔ)層描述2.3.1 沉積微相與儲(chǔ)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(chǔ)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(chǔ)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(lèi)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(chǔ)層孔滲條件較差，多數(shù)為致密儲(chǔ)層。分流河道沙壩厚度達(dá)，連片分布范圍大，由于沉積水動(dòng)力強(qiáng)，顆粒粗、分選好，砂體物性

12、好，往往發(fā)育相對(duì)較高孔滲的儲(chǔ)層。4 氣藏描述 圖 2.2 NPEDC9 和 NPEDC10 組氣層砂體分布示意圖整個(gè)“設(shè)計(jì)”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(jì)”氣田儲(chǔ)層物性統(tǒng)計(jì)表“設(shè)計(jì)”氣田，總體上，NPEDC9 組，NPEDC10 組儲(chǔ)層為低孔低滲低壓，其中NPEDC92

13、 段儲(chǔ)層物性相對(duì)最好，平均孔隙度 7.29，平均滲透率 0.247mD；其次為 NPEDC91 段儲(chǔ)層，平均孔隙度 7.30，平均滲透率 0.102mD；而 NPEDC101、NPEDC102 段，儲(chǔ)層物性相對(duì)交差；NPEDC101 孔隙度和滲透率均較低不能成為良好的儲(chǔ)層。總體來(lái)說(shuō)，NPEDC9 應(yīng)為相對(duì)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(chǔ)層空隙特征“設(shè)計(jì)”氣田主力儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間以孔隙為主，裂縫只占儲(chǔ)集空間的極少部分。對(duì)巖心樣品的孔隙度和滲透率相關(guān)性分析表明，無(wú)論 NPEDC91 還是 NPEDC92段儲(chǔ)層，其滲透率均與孔隙度呈明顯的正相關(guān)關(guān)系，說(shuō)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(chǔ)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(chǔ)層分類(lèi)及評(píng)價(jià)“設(shè)計(jì)”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(chǔ)層特征及氣井分類(lèi)評(píng)價(jià)對(duì)該區(qū)儲(chǔ)層進(jìn)行分類(lèi)與評(píng)價(jià)。儲(chǔ)層特征參數(shù)計(jì)算公式為：式中： 儲(chǔ)層特殊參數(shù)， 測(cè)井解釋滲透率， 測(cè)井解釋氣層厚度，m 測(cè)井解釋及孔隙度， 含氣飽和度，據(jù)資料，儲(chǔ)層特征參數(shù)越大，穩(wěn)定產(chǎn)量越高，兩個(gè)參數(shù)之間存在良好的線(xiàn)性關(guān)系?；谝陨咸攸c(diǎn)，根據(jù)測(cè)井資料數(shù)據(jù)計(jì)算出不同井位不同砂層的特征值。M1井的測(cè)井資料解釋表 2.3 M2井的測(cè)井資料解釋M3 井的測(cè)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(cè)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(cè)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(cè)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(cè)井資料解釋M5井的測(cè)井資料解釋M6井的測(cè)井資料解釋M7井的測(cè)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(cè)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(cè)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(cè)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(cè)井結(jié)論1NPEDC9氣層氣藏描述 氣層NPEDC92NPEDC10228氣層氣水同層M8井的測(cè)井資料解釋M9井的測(cè)井資料解釋M10井的測(cè)井資料解釋根據(jù)特征值大小，將該區(qū)域儲(chǔ)

18、層劃分為四個(gè)類(lèi)別(表 2-12)。9 小層厚度 m孔隙度%滲透率 mD含水飽和度%測(cè)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(cè)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(cè)井結(jié)論2NPEDC9834氣層2NPEDC9氣層2NPEDC104氣層3NPEDC10氣層氣藏描述 儲(chǔ)層分類(lèi)評(píng)價(jià)該區(qū)域儲(chǔ)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(guò)測(cè)井資料分析，該地區(qū)類(lèi)儲(chǔ)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(lèi)儲(chǔ)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(chǔ)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(duì)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(duì)少見(jiàn)。儲(chǔ)層非均質(zhì)性?xún)?chǔ)層非均質(zhì)性是指儲(chǔ)層的基本性質(zhì)在三維空間上分布的不均一性，對(duì)油氣田的勘探和開(kāi)發(fā)效果影響很大，是儲(chǔ)層評(píng)價(jià)和油氣藏描述的重要內(nèi)容，其研究水平將直接影響到對(duì)儲(chǔ)層中油氣水分布

21、規(guī)律的認(rèn)識(shí)和開(kāi)發(fā)中效果的好壞。儲(chǔ)層非均質(zhì)性是沉積、成巖及構(gòu)造等因素共同造成的。儲(chǔ)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(chǔ)層沉積格架上，膠結(jié)、溶解和交代等作用不均勻分布于儲(chǔ)集空間，進(jìn)一步增加了儲(chǔ)層的非均質(zhì)性；構(gòu)造運(yùn)動(dòng)則對(duì)已形成的儲(chǔ)層進(jìn)行再次改造，不僅使其發(fā)生形變、錯(cuò)段，而且其活躍的孔隙水還加劇了成巖作用的發(fā)生，使儲(chǔ)層的斷貌也越發(fā)復(fù)雜。通過(guò)對(duì)儲(chǔ)層沉積、成巖和構(gòu)造特征的具體分析，判斷各級(jí)非均質(zhì)性的空間分布強(qiáng)弱，建立相應(yīng)的儲(chǔ)層非均質(zhì)性模式。10 儲(chǔ)層分類(lèi)特征值性質(zhì)評(píng)價(jià)類(lèi)儲(chǔ)層900天然氣

22、儲(chǔ)量大，滲流能力強(qiáng)，為主力產(chǎn)層好類(lèi)儲(chǔ)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(lèi)儲(chǔ)層240420現(xiàn)階段不具備開(kāi)采的經(jīng)濟(jì)技術(shù)條件一般類(lèi)儲(chǔ)層240儲(chǔ)層物性差，不具備開(kāi)發(fā)潛力較差氣藏描述 “設(shè)計(jì)”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(chǔ)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(shí)差，而泥巖電性特征為高自然伽馬、高電阻率、高聲波時(shí)差。砂巖壓實(shí)、膠結(jié)作用強(qiáng)

23、烈，對(duì)儲(chǔ)層孔隙的破壞嚴(yán)重，儲(chǔ)層的各級(jí)非/100m；氣藏圈閉類(lèi)型主要為構(gòu)造巖性復(fù)合圈閉。時(shí)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(chǔ)層成巖作用控制了儲(chǔ)層的物性和孔隙結(jié)構(gòu)。因此沉積微相和儲(chǔ)層成巖作用是控制儲(chǔ)層各級(jí)非均質(zhì)性的主要因素。結(jié)合裘亦楠（1989）的分類(lèi)方案，我們從以下幾個(gè)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(lèi)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(lèi)型主要出現(xiàn)在中等厚層砂巖（24m）的底部，對(duì)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(lèi)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(jiàn)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(shí)埋藏過(guò)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?，由于孔隙空間相對(duì)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(shí)別及分布由于巖性控制物性，物性控制含氣性。因此，巖性識(shí)別是評(píng)價(jià)非均質(zhì)性的重要環(huán)節(jié)，要討論隔、夾層的識(shí)別和分布需要建立在測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)解釋的基礎(chǔ)上，通過(guò)分析 10 口井的測(cè)井曲線(xiàn)，

26、建立了該研究區(qū) NPEDC9 和 NPEDC10 組測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)識(shí)別巖性的標(biāo)準(zhǔn)（表 2.13）。13 氣藏描述 不同巖性測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)范圍河流相儲(chǔ)層中各類(lèi)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(chǔ)層非均質(zhì)性，控制了儲(chǔ)層內(nèi)的流體流動(dòng)，影響了垂向滲透率，增加了油氣的開(kāi)發(fā)難度。根據(jù)夾層的巖性物性特征，研究區(qū)河流相儲(chǔ)層中的夾層可分為兩類(lèi)，即泥質(zhì)夾層、物性?shī)A層：泥質(zhì)夾層是河流相中最重要的一類(lèi)夾層，是在水動(dòng)力條件較弱的沉積環(huán)境下形成的，河流相儲(chǔ)層中泥質(zhì)夾層往往是不連續(xù)分布的。物性?shī)A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?shī)A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?shī)A層發(fā)育于單期河道砂體內(nèi)部和河道砂體之間，對(duì)儲(chǔ)層垂向連通性產(chǎn)生影響。利用各種測(cè)井曲線(xiàn)對(duì)夾層進(jìn)行標(biāo)定，能夠?qū)崿F(xiàn)夾層在單井上的識(shí)別（圖2.7）。14 巖性出現(xiàn)層位自然伽馬（API）聲波時(shí)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(cè)井曲線(xiàn)特征從垂向上的分布來(lái)看，巖性?shī)A層多分布在單個(gè)河道砂體的底部，物性?shī)A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?shī)A層。平面非均質(zhì)性平面非均質(zhì)性是指一個(gè)儲(chǔ)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(gè)小層以及同一小層內(nèi)不同流動(dòng)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(huà)說(shuō)，沉積微相控制了儲(chǔ)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(jì)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(guò) 5 個(gè)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(gè)小層的滲透率平面圖上可以看出，各個(gè)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(guò)對(duì) 10 口井 5 個(gè)小層的滲透率平均值、最大值及最小值的統(tǒng)計(jì)，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(shuō)明各小層之間的非均質(zhì)性較強(qiáng)（表 2.15）。“設(shè)計(jì)”氣田各層滲透率統(tǒng)計(jì)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(jì)的若干滲透率數(shù)值對(duì)其平均值的分散程度，其計(jì)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(gè)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(jì)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(duì)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(shí)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(jì)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(duì)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(duì)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(jì)算方法，分別計(jì)算 5 個(gè)小層的滲透率參數(shù)（表2.16）。表 2.16 “設(shè)計(jì)”氣田各小層非均質(zhì)性評(píng)價(jià)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(guān)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(lái)看，沉積微相從宏觀(guān)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(guān)分布，主河道物性最好，河道邊緣次之，洪泛平原最差。儲(chǔ)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(cè)井曲線(xiàn)上, 河道和心灘沉積的自然伽馬為低值, 曲線(xiàn)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(guò)程中水動(dòng)力條件穩(wěn)定, 河流所攜帶的沉積物粒度相對(duì)均一,砂體上下伽馬曲線(xiàn)呈突變; 鐘形形態(tài)表明在沉積過(guò)程中水動(dòng)力條件逐漸減弱, 河流攜帶能力變差, 伽馬曲線(xiàn)底部呈突變, 到上部為漸變。通過(guò)對(duì)眾多鉆井測(cè)井相巖- 電轉(zhuǎn)換模型的分析, 證實(shí)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(xiàn)為代表的測(cè)井相類(lèi)型有如下幾種。1)平滑箱狀曲線(xiàn)。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(xiàn)。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(gè)泥巖夾層。3)鐘形曲線(xiàn)。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(gè)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(gè)疊置砂體的粒級(jí)及含泥量的韻律性變化, 可使鐘形曲線(xiàn)多次疊加而呈宏觀(guān)的圣誕樹(shù)形。4)漏斗形曲線(xiàn)。呈電測(cè)曲線(xiàn)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(gè)決口扇的連續(xù)發(fā)育可形成疊

36、置漏斗狀曲線(xiàn)。5)平滑曲線(xiàn)。平滑-較平滑的高伽瑪值曲線(xiàn),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(xiàn)。以高伽馬值平滑曲線(xiàn)為背景的尖刺狀指形曲線(xiàn), 是決口扇和決口河道的典型曲線(xiàn)特征, 以箱狀和鐘形曲線(xiàn)為背景的尖刺狀指形曲線(xiàn),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(lái)看，進(jìn)行強(qiáng)弱排序?yàn)?NPEDC10 NPEDC10 NPEDC9 氣藏描述 M6 井典型測(cè)井曲線(xiàn)特征圖2.3.6 儲(chǔ)層敏感性分析僅僅對(duì) M4 井進(jìn)行了敏感性實(shí)驗(yàn)，以 M4 的結(jié)果可以大致推廣到整個(gè)氣藏。敏感性分析如下：敏性實(shí)驗(yàn)：表 2.17 為酸敏性試驗(yàn)

37、分析表。由酸敏試驗(yàn)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)?chǔ)層進(jìn)行酸化改造。表 2.17 酸敏度試驗(yàn)分析表鹽敏性實(shí)驗(yàn)：表 2.18 為鹽敏性試驗(yàn)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(yàn)分析表水敏性實(shí)驗(yàn)：表 2.19 為水敏試驗(yàn)分析表，分析知，平均水敏指數(shù)為 0.027，儲(chǔ)層不具備水敏性。2.19 水敏試驗(yàn)分析表速敏性實(shí)驗(yàn)：對(duì)于低滲透的致密巖樣，當(dāng)流體尚未達(dá)到 0.25mL/

38、min 時(shí)，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(wú)下降，儲(chǔ)層無(wú)速敏性。堿敏性實(shí)驗(yàn)：表 2.20 為堿敏試驗(yàn)分析表，可看出巖樣的滲透率隨著 pH的增大無(wú)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(yàn)分析表由上分析知：儲(chǔ)層物性穩(wěn)定，臨界鹽度為 46083mg/L，適合注酸、堿、水對(duì)儲(chǔ)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(píng)價(jià)井深(m)氣體滲透率-3 210 m堿敏指數(shù)堿敏程度評(píng)價(jià)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(wú)離子水滲-3 2率 10 m敏指數(shù)水敏程度評(píng)價(jià)4無(wú)無(wú)無(wú)無(wú)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(chǔ)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(cè)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(duì) 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(wú)可動(dòng)水，為一大型彈性驅(qū)動(dòng)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(chǔ)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(gè)含氣層分布穩(wěn)定，相對(duì)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(guò) M2，M6，M8 井鉆進(jìn)過(guò)程中地層壓力測(cè)量，預(yù)測(cè)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(cè)結(jié)果，見(jiàn)圖、圖）。22 氣藏描述 圖圖M2 井地層壓力預(yù)測(cè)結(jié)果圖M4 井地層壓力預(yù)測(cè)結(jié)果圖由關(guān)系曲線(xiàn)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(jì)

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(lèi)型23 氣藏描述 2采用單因素指標(biāo)分類(lèi)法，在綜合分析地質(zhì)、巖芯試驗(yàn)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(kāi)發(fā)的幾個(gè)主要因素進(jìn)行分類(lèi)。(1)驅(qū)動(dòng)類(lèi)型NPEDC92 屬于巖性圈閉氣藏，儲(chǔ)層的分布受砂體展布和物性的控制，屬于無(wú)邊底水定容彈性驅(qū)動(dòng)氣藏。(2)集空間類(lèi)型NPEDC92 段氣藏儲(chǔ)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(chǔ)集層在成巖過(guò)程中經(jīng)歷了壓實(shí)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(guò)程，原生孔隙大部分遭到破壞，巖石中大量發(fā)育各類(lèi)溶蝕孔、高嶺石晶間

43、孔等次生孔隙。因此從儲(chǔ)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(chǔ)層建模的核心問(wèn)題是井間儲(chǔ)層預(yù)測(cè)，這種預(yù)測(cè)實(shí)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(duì)井間未知區(qū)域進(jìn)行預(yù)測(cè)，因而儲(chǔ)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(chǔ)層的數(shù)學(xué)方法和途徑，儲(chǔ)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(chǔ)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(xiàn)，整理 5 個(gè)小層的分層數(shù)據(jù)；整理 10 口井的測(cè)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(jiǎn)單，沒(méi)有斷層，構(gòu)造模型主要依靠井點(diǎn)資料，對(duì)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(lái)控制，通過(guò)井點(diǎn)的分層資料和井間地層對(duì)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(gè)小層的構(gòu)造模型（圖 2.10），包括 NPEDC91 、NPEDC92、NPEDC101、NPEDC102 和24 “設(shè)計(jì)”氣田 NPEDC9 段氣藏類(lèi)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(jì)地層坡度較緩，每千米下降 2-15m，沒(méi)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(gè)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(yàn)和解釋。硬信息的來(lái)源主要是井資料，而軟信息主要來(lái)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(cè)井?dāng)?shù)據(jù)二次解釋及測(cè)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(duì)三角洲前緣亞相的儲(chǔ)層進(jìn)行約束。地質(zhì)知識(shí)的運(yùn)用，來(lái)源于儲(chǔ)層地質(zhì)模式，為儲(chǔ)層建模提供不同儲(chǔ)層大小和形狀的定義。定義的長(zhǎng)、厚、寬數(shù)據(jù)可以用分布模式，一個(gè)相的形狀可以用幾何圖元（盒型、橢球型、半橢球型）會(huì)數(shù)值化相的

47、形狀來(lái)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(cè)井曲線(xiàn)，我們?cè)趨^(qū)域沉積體系的控制下，對(duì)單井上沉積微相簡(jiǎn)化25 NPEDC10 小層頂面構(gòu)造圖和地層厚度圖?？傮w來(lái)看，本區(qū)構(gòu)造特征明顯、規(guī)律氣藏描述 為 3 種類(lèi)型，分別為河道、河道間和心灘。針對(duì)每口井，在小層界面內(nèi)，在垂向上劃分單井的微相。同時(shí)，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(gè)小層的平面微相圖，在相建模的過(guò)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(lái)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(guò)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(guò)程中，充分運(yùn)用多學(xué)科信息，包括地質(zhì)、測(cè)井資料進(jìn)行一體化建模。a、數(shù)據(jù)粗化根據(jù)測(cè)井曲線(xiàn)形態(tài)與測(cè)井相的對(duì)應(yīng)關(guān)系，對(duì)研究區(qū)的所有鉆井的測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)進(jìn)行了數(shù)據(jù)粗化（圖）。 圖 單井測(cè)井曲線(xiàn)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(duì)于儲(chǔ)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(shí)際，我們采用通過(guò)相控建模思路，即針對(duì)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?jī)?chǔ)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(chǔ)層分布規(guī)律，分相（砂體或流動(dòng)單元）進(jìn)行井間插值或隨機(jī)模擬，建立儲(chǔ)層參數(shù)分布模型。因?yàn)橄嗯c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(duì)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(cè)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(guò)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(xiàn)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(chǔ)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(lèi)似，首先由單井孔隙度轉(zhuǎn)化為單井滲透率，通過(guò)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(chǔ)層的滲透率模型（圖）。按有效儲(chǔ)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??；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(chǔ)量計(jì)算 第 3 章 儲(chǔ)量計(jì)算3.1 容積法儲(chǔ)量容積法計(jì)算石油儲(chǔ)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(chǔ)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(jì)算出地下天然氣的地質(zhì)儲(chǔ)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(chǔ)量計(jì)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(cè)井資料計(jì)算該區(qū)平均含水飽和度為 42.21%，實(shí)驗(yàn)知地層條件下氣體體積系數(shù)為10-m/(標(biāo))m。計(jì)算得該區(qū)天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量為：20（100）10-)104（萬(wàn)立

53、方米）108（m）“設(shè)計(jì)”氣團(tuán)研究目的層段劃分為 NPEDC91、 NPEDC92、 NPEDC102、NPEDC103 四個(gè)層段。通過(guò)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(jiàn)表），并計(jì)算得各層段的地質(zhì)儲(chǔ)量。表 3.1 各層段地質(zhì)儲(chǔ)量表原容積法計(jì)算可采儲(chǔ)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(dòng)態(tài)儲(chǔ)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(chǔ)8量（

54、10 m）1NPEDC91512NPEDC93182NPEDC101023NPEDC10116儲(chǔ)量計(jì)算 Pa/Za SgaERd=1 Pi/Zi Sgi動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量采收率（ERd）與動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量（Gd）是一一對(duì)應(yīng)的匹配關(guān)系，是符合邏輯的，兩者計(jì)算的可采儲(chǔ)量是合理的，正確的。容積法地質(zhì)儲(chǔ)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(chǔ)量采收率與動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量采收率的關(guān)系為：GdER= G ERd該區(qū)塊氣藏容積法計(jì)算探明地質(zhì)儲(chǔ)量108m， Sgi=57.79%。根據(jù)氣藏工程研究經(jīng)驗(yàn)數(shù)據(jù)，得到： Gd/G= 80%，計(jì)算氣藏的動(dòng)態(tài)儲(chǔ)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(chǔ)量采收率：ER0.8=66.96%于是計(jì)算該氣藏可采儲(chǔ)量為(億立方米)3.2 動(dòng)態(tài)法儲(chǔ)量所謂氣藏動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量，是指當(dāng)氣藏地質(zhì)的壓力降為零時(shí)。能夠滲流或流動(dòng)的那部分天然氣/地質(zhì)。動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量是氣藏中可流動(dòng)天然氣的總和，綜合反映了氣藏的動(dòng)態(tài)特征，是真正起到貢獻(xiàn)的地質(zhì)儲(chǔ)量。3.2.1 降壓法計(jì)算動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量應(yīng)用定容封閉氣藏降壓法計(jì)算氣井動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量的公式為：PR Pi GpZR= Zi(1 G )式中：G 為氣井動(dòng)態(tài)儲(chǔ)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(duì)應(yīng)的氣體偏差系數(shù)。帶入數(shù)據(jù)，M1 井控制動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量：104mM1 井控制動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量104m31 儲(chǔ)量計(jì)算 3.2.2 流動(dòng)物質(zhì)平衡法首先擬合套壓與累計(jì)產(chǎn)量之間的關(guān)系，再通過(guò) Pi/Zi 點(diǎn)繪套壓累計(jì)產(chǎn)量線(xiàn)的平衡線(xiàn)，即地層壓力累計(jì)產(chǎn)量線(xiàn)，與 x 軸的交點(diǎn)即為動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量。以 M1 、M4井為例計(jì)算動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量，結(jié)果如圖，圖 所示。圖 3.1 M1 流動(dòng)物質(zhì)平衡法求動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量圖 3.2 M4 流動(dòng)物質(zhì)平衡法求動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量3.3 氣井經(jīng)濟(jì)儲(chǔ)量氣井經(jīng)濟(jì)儲(chǔ)量不限時(shí)，先計(jì)算氣田單井經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量，在計(jì)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(chǔ)量下限。氣田的評(píng)價(jià)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(shí)際情況，天然氣價(jià)格選擇。經(jīng)查找資料得低滲氣井單井投資為 1500 萬(wàn)元左右，此時(shí)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(chǔ)量計(jì)算 其他投資，把勘探投資予以沉沒(méi)，資本性投資全部發(fā)生在項(xiàng)目建設(shè)初期，項(xiàng)目建設(shè)過(guò)程中無(wú)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：?jiǎn)尉偼顿Y，萬(wàn)元；R：收益，萬(wàn)元；P：天然氣價(jià)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(píng)價(jià)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(chǔ)量為:NR=QNn/Ra=QNE/ q0330=qNE/ q0=0.48635473280/2.7145=980532.718 m3NR: 經(jīng)濟(jì)極限儲(chǔ)量，m3；NE: 地質(zhì)儲(chǔ)量，m3；q0: 單井實(shí)際產(chǎn)量，m3/（口/d）。3.4 儲(chǔ)量評(píng)價(jià)天然氣儲(chǔ)量開(kāi)發(fā)利用的經(jīng)濟(jì)效果不僅與天然氣儲(chǔ)量的數(shù)量有關(guān)，還取決于儲(chǔ)量的質(zhì)量和開(kāi)發(fā)難易度。對(duì)于氣層厚度大，產(chǎn)量高，物性好，儲(chǔ)集層埋藏淺，氣田所處地區(qū)交通方便的儲(chǔ)量，其開(kāi)發(fā)建設(shè)投資相對(duì)較少。對(duì)于氣層厚度薄，產(chǎn)量低，高含水，儲(chǔ)集層埋藏深的儲(chǔ)量

59、，其開(kāi)發(fā)建設(shè)投資相對(duì)較大。分析勘探開(kāi)發(fā)效果不僅要看探明儲(chǔ)量的多少，還要綜合分析探明地質(zhì)儲(chǔ)量的質(zhì)量。所以，在我國(guó)頒布的油氣儲(chǔ)量規(guī)范中明確規(guī)定：對(duì)中報(bào)的儲(chǔ)量必須進(jìn)行綜合評(píng)價(jià)。1.量計(jì)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(jí)儲(chǔ)量的要求；33 儲(chǔ)量計(jì)算 分析確定儲(chǔ)量參數(shù)的方法及各種圖版的精度；分析儲(chǔ)量參數(shù)的計(jì)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(jí)儲(chǔ)量要求的認(rèn)識(shí)程度；分析氣藏儲(chǔ)集類(lèi)型及根據(jù)氣藏類(lèi)型所選擇的儲(chǔ)量計(jì)算方法是否合理。2.“設(shè)計(jì)”氣田儲(chǔ)量計(jì)算可靠性分析該區(qū)已開(kāi)展沉積相、儲(chǔ)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(chǔ)量計(jì)算的參數(shù)選取真實(shí)可靠，儲(chǔ)量

60、計(jì)算方法合理，計(jì)算結(jié)果可靠。3.4.2 儲(chǔ)量綜合評(píng)價(jià)儲(chǔ)量綜合評(píng)價(jià)是衡量勘探經(jīng)濟(jì)效果、指導(dǎo)儲(chǔ)量綜合利用的一項(xiàng)重要工作。油氣儲(chǔ)量按地質(zhì)儲(chǔ)量、產(chǎn)能、儲(chǔ)量豐度、天然氣埋藏深度四個(gè)方面進(jìn)行綜合評(píng)價(jià)。對(duì)氣田按地質(zhì)儲(chǔ)量大小劃分為大型氣田、中型氣田和小型氣田三個(gè)等級(jí)。如表 3.2 所示。“設(shè)計(jì)”氣田天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量 547.328108m，故“設(shè)計(jì)”氣田屬大型氣田。表 3.2 天然氣儲(chǔ)量按地質(zhì)儲(chǔ)量評(píng)價(jià)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(chǔ)量按產(chǎn)能評(píng)價(jià)34 評(píng)價(jià)等級(jí)千米井深的穩(wěn)定產(chǎn)氣量/4（1