油氣采輸工藝課件

天然氣采輸工藝專題油氣采輸工藝

石油工程學(xué)院

李凌峰（博士）電話/p>

郵箱：403089315@天然氣采輸工藝專題石油工程學(xué)院李凌峰2014.4油氣采輸工藝1、總結(jié)國內(nèi)外經(jīng)驗(yàn)，開發(fā)好大氣田2、氣田開發(fā)經(jīng)驗(yàn)和開發(fā)方案設(shè)計(jì)3、對高含硫氣田開發(fā)的幾點(diǎn)建議天然氣采輸工藝專題總結(jié)國內(nèi)外經(jīng)驗(yàn)，開發(fā)好大氣田

中國已進(jìn)入了世界產(chǎn)氣大國的行列，開發(fā)好大氣田已提到議事日程我國定義為地質(zhì)儲量300～1000億立方米的為大氣田，可采儲量超過一萬億立方米可稱巨型（超大型）氣田

1949～1989的40年間，探明少

1990～2004的14年間，已探明26個(gè)，探明儲量2.5萬億立方米，占中國總儲量的65％現(xiàn)列出21世紀(jì)初世界巨型氣田,剩余可采儲量總和約25×1012ｍ3序號名稱國別儲量（1012ｍ3）1North-southPars卡塔爾、伊朗13.4502Urengoy(烏連戈伊)俄羅斯10.2003Yambury(楊堡)俄羅斯5.2424Bovanenko(波瓦年科)俄羅斯4.3855Zapolyarnoye(扎波利亞爾)俄羅斯3.5326Stokmanov(什托克馬諾夫)俄羅斯2.7627Arktichesky(北極)俄羅斯2.7628Astrakhan(阿斯特拉罕)俄羅斯2.7119Gronigen(格羅寧根)荷蘭2.68010HassiR’Mel(哈西魯邁爾)阿爾及利亞2.54911Medvezhye(麥德維熱)俄羅斯2.270

總結(jié)國內(nèi)外經(jīng)驗(yàn)，開發(fā)好大氣田

表１21世紀(jì)初世界可采儲量1萬億立方米的天然氣田續(xù)表１12Panhandle-Hugoton(潘漢德-胡果頓)美國2.03913Orenberg(奧倫堡)俄羅斯1.89814Danletabad-Donmez(道列達(dá)巴德-頓麥茲)土庫曼1.60215Ghawar(賈瓦爾)沙特1.50016Pazanan(帕扎楠)伊朗1.41417Karachaganak(卡拉恰甘納克)哈薩克1.34518Pars(帕爾斯)伊朗1.32619Troll(特羅爾)挪威1.30820Kharasavey(哈拉薩維伊)俄羅斯1.2621South-Tambey(南坦別伊)俄羅斯1.00622Dorra(多拉)不詳1.000總結(jié)國內(nèi)外經(jīng)驗(yàn)，開發(fā)好大氣田總結(jié)國內(nèi)外經(jīng)驗(yàn)，開發(fā)好大氣田截止2001年，世界探明天然氣儲量149.5×1012ｍ3

俄羅斯47×1012ｍ3，占世界儲量31.4％；伊朗31×1012ｍ3，占15.4％；卡塔爾11.1×1012ｍ3，占7.5％。因此，很需要了解和學(xué)習(xí)俄羅斯氣田開發(fā)經(jīng)驗(yàn)本文介紹四個(gè)巨型氣田的開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，翹首盼望我國能發(fā)現(xiàn)具有萬億立方米巨型氣田總結(jié)國內(nèi)外經(jīng)驗(yàn)，開發(fā)好大氣田俄羅斯最大巨型氣田，世界第二1978年主力氣藏上部西諾曼氣藏首先投入開發(fā)1987年高峰年產(chǎn)量2765×108ｍ3/年(4%采氣速度)，占當(dāng)時(shí)全俄羅斯產(chǎn)量的50％巨型氣田開發(fā)簡介1烏連戈伊氣田（俄羅斯）總結(jié)國內(nèi)外經(jīng)驗(yàn)，開發(fā)好大氣田1）地質(zhì)特征

（1）地理位置

同亞姆布爾、梅德維日等巨型氣一起位于西西伯利亞北部普爾－納迪姆油氣區(qū)。總結(jié)國內(nèi)外經(jīng)驗(yàn)，開發(fā)好大氣田（2）構(gòu)造①位于西西伯利亞盆地北部烏連戈伊－亞姆布爾坳陷烏連戈伊長垣構(gòu)造帶②呈南北走向，構(gòu)造主體有南、北兩個(gè)高點(diǎn)。還有延一亞欣、佩斯佐夫等高點(diǎn)，加上北烏連戈伊構(gòu)造，構(gòu)成了氣田的整體③氣藏面積超過4000km2（3）勘探簡史

1966年勘探發(fā)現(xiàn)，1974-1976年證實(shí)延一亞欣、佩斯佐夫構(gòu)造含氣?？偨Y(jié)國內(nèi)外經(jīng)驗(yàn)，開發(fā)好大氣田（4）儲量（5）氣藏類型探明天然氣儲量11.2×1012ｍ3。其中上白堊統(tǒng)西諾曼組6.7598×1012ｍ3；下白堊統(tǒng)1.6×1012ｍ3；上侏羅統(tǒng)阿奇莫夫組2.85×1012ｍ3。西諾曼組氣藏，烏連戈伊主力區(qū)4.85252×1012ｍ3；延一亞欣區(qū)1.3162×1012ｍ3；北烏連戈伊氣藏5890.3×108ｍ3。層狀－塊狀砂巖氣藏，襯托著底水。三個(gè)巨型氣藏均處于同一水動(dòng)力系統(tǒng)上。有統(tǒng)一的氣水界面，氣藏埋深1193～1199m?？偨Y(jié)國內(nèi)外經(jīng)驗(yàn)，開發(fā)好大氣田（6）儲層①巖性為砂巖、粉砂巖，泥巖膠結(jié)性差，河流相沉積②氣層厚度大。高部位最厚達(dá)211m，一般3～152m③埋深1100～1250m④物性好。平均孔隙度21～27％，平均滲透率160～550md。大于500md為好儲層；500～100md為中等儲層；差儲層小于100md總結(jié)國內(nèi)外經(jīng)驗(yàn)，開發(fā)好大氣田（7）地層壓力和溫度⑤單井產(chǎn)量高達(dá)100～200×104ｍ3/天⑥下白堊統(tǒng)、上侏羅統(tǒng)為凝析氣藏（8）流體性質(zhì)原始地層壓力11.83MPa，地層溫度31oC天然氣：C195.4～99.3％，干氣，CO20.35％，不含H2S，相對密度0.564，低熱值7878kcal/m3

總結(jié)國內(nèi)外經(jīng)驗(yàn)，開發(fā)好大氣田2開發(fā)特征1）1978年西諾曼組高產(chǎn)氣藏優(yōu)先投產(chǎn)，上產(chǎn)期8年（1978～1985），穩(wěn)產(chǎn)期8年按2500×108ｍ3/年水平，穩(wěn)產(chǎn)到1992年，采氣速度4％。1996年產(chǎn)量調(diào)到1516×108ｍ3/a，主力區(qū)采出程度60.9％。主力區(qū)生產(chǎn)井777口，延一亞欣區(qū)261口，佩斯佐夫145口，北烏連戈伊104口。預(yù)計(jì)到2025年，采出程度89.3～89.5％。2）經(jīng)歷了分階段分區(qū)設(shè)計(jì)，分期分區(qū)投入開發(fā)和不斷調(diào)整修改階段總結(jié)國內(nèi)外經(jīng)驗(yàn)，開發(fā)好大氣田

3）開發(fā)中幾個(gè)問題（1）均衡開采問題 大區(qū)之間形成了較大的地層壓降漏斗，如塔普-亞欣區(qū)長期未投入開發(fā)，氣體向其他區(qū)越流，地層壓力下降了2.7～4.7MPa。（2）壓縮機(jī)站建設(shè)滯后，監(jiān)測系統(tǒng)實(shí)施滯后（3）氣井出水和出砂問題（4）開發(fā)后期應(yīng)著重研究①水淹地層剩余氣儲量研究②出砂的防治③低于5MPa地層壓力時(shí)的修井液研制總結(jié)國內(nèi)外經(jīng)驗(yàn)，開發(fā)好大氣田2亞姆布爾巨型氣田（俄羅斯）地質(zhì)特征與烏連戈伊相似，氣藏面積3825km2， 原始地質(zhì)儲量5.76×1012ｍ3濱海相與沖積三角洲沉積，主力區(qū)塊有效厚度90～175m，孔隙度24～31.5％，絕對滲透率1000～2110md1984年制定開發(fā)方案，1986年該氣藏開發(fā)，開采6年后年產(chǎn)量達(dá)到1850×108ｍ3/a，有13年的穩(wěn)產(chǎn)階段，（單井平均產(chǎn)量1×106ｍ3/d，一個(gè)叢式井組鉆4～8口定向井）1996年總井?dāng)?shù)782口，采氣井676口，實(shí)際生產(chǎn)井668口，分布于106個(gè)叢式井組中總結(jié)國內(nèi)外經(jīng)驗(yàn)，開發(fā)好大氣田開發(fā)特點(diǎn)：

層狀－塊狀氣藏，襯托著底水

1997年已采出了33％儲量有178口氣井出砂平均產(chǎn)氣層段為54％氣層厚度初始5～7年間，氣藏在氣驅(qū)方式下開發(fā)，隨后出現(xiàn)弱彈性水驅(qū)1997.1.1侵入水量占含氣孔隙體積5％，水上升高度為1～35m。預(yù)測到2025年，全氣藏水淹井總數(shù)85口，水淹區(qū)占44％氣藏孔隙體積

總結(jié)國內(nèi)外經(jīng)驗(yàn)，開發(fā)好大氣田開發(fā)特點(diǎn)（續(xù)）：

平均滲流參數(shù)比1984年方案設(shè)計(jì)時(shí)變壞0.5～1倍站區(qū)間存在著壓差，引起了區(qū)間的氣體越流，1997.1.1，從氣體處理站3、4和7號區(qū)越流的氣量達(dá)1484×108ｍ3。從8號站區(qū)流入1號站區(qū)的越流氣量326×108ｍ3。氣藏中央部位的壓降漏斗1997.3.18研究了1700、1600和1500×108ｍ3/年三套開發(fā)方案，分別需補(bǔ)鉆131、86和47口井。1500×108ｍ3方案較好對氣藏監(jiān)測很重視

總結(jié)國內(nèi)外經(jīng)驗(yàn)，開發(fā)好大氣田3梅德維日巨型氣田（俄羅斯）地質(zhì)特征與烏連戈伊、亞姆布爾巨型相似梅德維日-內(nèi)金氣田布井圖

總結(jié)國內(nèi)外經(jīng)驗(yàn)，開發(fā)好大氣田1）叢式井組開采

每井組3～4口井，叢式井組間距0.9～2.5km，1995年1月1日79個(gè)叢式組，473口井中有觀察井和測壓井90口，生產(chǎn)井383口，開發(fā)井已鉆完。2）產(chǎn)層具很高產(chǎn)能

保證氣井1×106ｍ3/d平均產(chǎn)量，初期要保持生產(chǎn)壓差0.147～0.245MPa，2010年完成該氣田開發(fā)，停止長輸?shù)墓I(yè)采收率為90.2％，累計(jì)產(chǎn)氣量1.795×1012ｍ3。1995.1.1侵入地層水量占29.7％原始地層孔隙體積。有50口自行停噴井（要定期放大壓差放噴，才能生產(chǎn)）。

總結(jié)國內(nèi)外經(jīng)驗(yàn)，開發(fā)好大氣田

3）生產(chǎn)中存在的問題 （1）局部地區(qū)壓力下降不均衡。1979年決定消減中央?yún)^(qū)產(chǎn)量，增加南區(qū)產(chǎn)氣量，壓力分布逐步趨均衡。為達(dá)到各井區(qū)均衡負(fù)載，有43口井從一個(gè)處理站調(diào)整進(jìn)入另一個(gè)站。（2）固井質(zhì)量是個(gè)大問題。固井質(zhì)量不高的井占總井?dāng)?shù)35％。有出現(xiàn)套管外氣體竄槽的嚴(yán)重問題。（3）出水出砂。1994年460次測試中有58次超過當(dāng)時(shí)定的防止出砂的允許壓差0.14～0.43MPa。出水的極限壓差應(yīng)不超過0.1～0.15MPa（而氣驅(qū)氣藏為0.5～0.6MPa），出水助長出砂。

總結(jié)國內(nèi)外經(jīng)驗(yàn)，開發(fā)好大氣田（4）試井和動(dòng)態(tài)分析 到1994年，共進(jìn)行了460次氣體動(dòng)力學(xué)試井，132次穩(wěn)定試井。在20余年開發(fā)過程中產(chǎn)出剖面也基本未變，占總厚度10～20％。（5）注N2后期開發(fā)水淹氣藏的研究 梅德維日氣田，水層延伸幾百公里，排水不是最佳方案。戴爾－薩爾基索夫教授們做了大量室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，選擇了試驗(yàn)區(qū)（含63口井），開展了開發(fā)后期注N2研究。

總結(jié)國內(nèi)外經(jīng)驗(yàn)，開發(fā)好大氣田計(jì)算結(jié)果表明：到注N213年后，注入N2總量相當(dāng)于2倍氣藏孔隙體積，即27.5％試驗(yàn)區(qū)原始孔隙體積水封氣剩余體積下降了60％，自由態(tài)低壓氣體積幾乎增長了一倍（其中13％為N2氣）向輸氣干線輸氣的時(shí)間延長了5年，多采了110×108ｍ3氣；工業(yè)采收率由衰竭開發(fā)的91.7％，提高到95.5％。最終采收率從93.5％提高到97.4％，提高了3.9％OGIP

總結(jié)國內(nèi)外經(jīng)驗(yàn)，開發(fā)好大氣田1）地質(zhì)特征1）儲量：生產(chǎn)15年后確認(rèn)的探明地質(zhì)儲量2.5×1012ｍ3，（初期為1.4×1012ｍ3

）2）氣藏類型：層狀－塊狀類型，氣水界面在2970m處。驅(qū)動(dòng)方式為彈性氣驅(qū)3）儲層：產(chǎn)層為早二疊赤底統(tǒng)，凈厚度從70m（南）240m（最北部），除北部外，其余被三面斷層封隔4格羅寧根巨型氣田（荷蘭）氣田發(fā)現(xiàn)于1959年，西歐重要能源基地。

總結(jié)國內(nèi)外經(jīng)驗(yàn)，開發(fā)好大氣田儲層為砂巖，質(zhì)純，均質(zhì)孔隙度10～2％，滲透率50～600mdKV/KH=0.3格羅寧根巨型氣田

總結(jié)國內(nèi)外經(jīng)驗(yàn)，開發(fā)好大氣田2）開發(fā)特征滲透率高，產(chǎn)量大，叢式井組開采為防止出砂，初期產(chǎn)量限制在75×104ｍ3/d， 后取消限制，1979年擴(kuò)大到2.5×106ｍ3/d頭一個(gè)叢式井組氣體處理站處理能力為6×106ｍ3/d，因氣藏中沒有干擾問題，產(chǎn)量擴(kuò)大到14×106ｍ3/d，1979年新增裝置的處理能力已達(dá)到24×106ｍ3/d

總結(jié)國內(nèi)外經(jīng)驗(yàn)，開發(fā)好大氣田集氣系統(tǒng)和售氣管線標(biāo)準(zhǔn)井完井示意圖

總結(jié)國內(nèi)外經(jīng)驗(yàn)，開發(fā)好大氣田格羅寧根氣田叢式井井組井位布置圖

總結(jié)國內(nèi)外經(jīng)驗(yàn)，開發(fā)好大氣田3）氣藏動(dòng)態(tài)天然氣中水含量：1～4單位體積水/106單位體積氣彈性氣驅(qū)保持氣藏均衡開采，1983年保證全氣藏最大地層壓差不超過2MPa下配產(chǎn)監(jiān)測水侵措施北部沿氣水邊界鉆一批觀察井，用斯侖貝謝脈沖中子測井測氣水界面變化，到1979年未見水流動(dòng)北部含氣部分下面襯托著底水，為避免小范圍采氣集中、壓降過大引起水錐，在叢式井組中布置定向井，擴(kuò)大排氣范圍，避免采氣集中。最低射孔處離氣水面50米以上

總結(jié)國內(nèi)外經(jīng)驗(yàn)，開發(fā)好大氣田在下襯底水的位于Siddebureu叢式井組的中心地區(qū)鉆幾口生產(chǎn)井，穿過氣水界面，作水錐試驗(yàn)，允許大產(chǎn)量生產(chǎn)，早期產(chǎn)生水錐的痕跡。在累計(jì)采出300×108ｍ3氣后未見氣水界面的移動(dòng)。出砂問題開始限制氣井產(chǎn)量在75×104ｍ3/d左右，沒有發(fā)現(xiàn)出砂后最大允許產(chǎn)量可達(dá)到250×104ｍ3/d。地表沉降問題預(yù)測最大可沉降可為30cm

總結(jié)國內(nèi)外經(jīng)驗(yàn)，開發(fā)好大氣田2值得借鑒的經(jīng)驗(yàn)2.1整體部署、分步實(shí)施、立體開發(fā)西西伯利亞三個(gè)巨型氣田開發(fā)的思路是：（1）主力氣藏（西諾曼組氣藏）先行開發(fā)，主力區(qū)塊先行開發(fā)，逐步加深，實(shí)現(xiàn)區(qū)塊和層間的接替。烏連戈伊深部上侏羅統(tǒng)深層、大面積、異常高壓原油－凝析氣藏，2007年準(zhǔn)備與德國的公司合作開發(fā)。（2）宜開辟試驗(yàn)區(qū)，先試采，再大規(guī)模開發(fā)，積累經(jīng)驗(yàn)，逐步推進(jìn)。6總結(jié)國內(nèi)外經(jīng)驗(yàn)，開發(fā)好大氣田2.2井型、完井方式和井網(wǎng)井距優(yōu)化是開發(fā)巨型、大型氣田的關(guān)鍵1、努力尋找高產(chǎn)發(fā)育區(qū)，采用地質(zhì)、開發(fā)綜合技術(shù)，進(jìn)行儲層橫向預(yù)測。借用油田開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，只要對氣田的地質(zhì)特征有比較客觀、實(shí)際的認(rèn)識，開發(fā)的技術(shù)和方法總會有的。2、長慶經(jīng)驗(yàn)：長慶氣田下古氣藏，以地層作為氣藏物質(zhì)基礎(chǔ)，走多學(xué)科綜合研究的道路。

地質(zhì)方面，通過加里東期末古構(gòu)造研究，前石炭紀(jì)奧陶系巖溶古地貌研究，小幅度構(gòu)造研究和裂縫分布規(guī)律研究，配合沉積－成巖微相研究，對天然氣富集條件進(jìn)行分析，劃分有利區(qū)。

總結(jié)國內(nèi)外經(jīng)驗(yàn)，開發(fā)好大氣田氣藏工程方面通過氣井生產(chǎn)反映特征和壓力系統(tǒng)，進(jìn)行動(dòng)態(tài)反映良好區(qū)和流體連通區(qū)劃分。地質(zhì)和氣藏工程綜合劃分布井有利區(qū)。地球物理方面利用Strata、Jason等先進(jìn)地震軟件進(jìn)行精細(xì)處理、解釋。結(jié)合地質(zhì)、氣藏工程綜合研究成果，綜合優(yōu)選開發(fā)井位，提高開發(fā)綜合效益。

總結(jié)國內(nèi)外經(jīng)驗(yàn)，開發(fā)好大氣田3、世界上許多巨型氣田多采用了叢式井組（單井為直井或定向井）開采

卡塔爾北方氣田和伊朗南帕爾斯氣田估計(jì)探明地質(zhì)儲量為42×1012ｍ3，僅北方氣田估計(jì)的儲量為25.2×1012ｍ3，水深60.96m，1991年生產(chǎn)，產(chǎn)層Khuff（晚二疊、早三疊系地層）為石灰?guī)r、白云巖儲層，五個(gè)層組，K1-K4為產(chǎn)層，埋深3045-3869m左右。同時(shí)含H2S和CO2。早期開發(fā)為直井油管，后采用7”油管，優(yōu)化的大井眼又為×，也采用定向井。RasGas有限公司已鉆了40口單井直筒井，45口優(yōu)化大井眼井，前者產(chǎn)能為3.5×106ｍ3/d，后者為5.6×106ｍ3/d。

總結(jié)國內(nèi)外經(jīng)驗(yàn)，開發(fā)好大氣田北方氣田井型比較（a）開發(fā)初期完井方式（b）擴(kuò)大油管直徑（c）優(yōu)化大井徑（OBB）CRA－防腐合金；SCSSV－井下安全閥

總結(jié)國內(nèi)外經(jīng)驗(yàn)，開發(fā)好大氣田北方氣田典型定向井剖面VerticalDepth－垂深；Displacement－位移；ROB－鉆速。

總結(jié)國內(nèi)外經(jīng)驗(yàn)，開發(fā)好大氣田4、巨型、大型氣田開發(fā)井網(wǎng)布署原則（1）因地制宜原則，不同類型氣藏應(yīng)有不同的井網(wǎng)部署（2）均衡開采原則，努力保持均衡開采，水驅(qū)氣 藏更要注意，防止邊水舌進(jìn)或底水錐進(jìn)（3）水驅(qū)氣藏延長氣井無水采氣期的原則（4）高低滲，高低產(chǎn)區(qū)協(xié)調(diào)發(fā)展的原則，用“高密 低稀”的布井方式，將高、低滲透區(qū)的采氣速 度保持一定比例（長慶采取3左右）

總結(jié)國內(nèi)外經(jīng)驗(yàn)，開發(fā)好大氣田（5）裂縫—孔隙型碳酸鹽巖氣藏，火山巖氣藏， 都要努力尋找裂縫發(fā)育帶布井的原則（6）層系與井網(wǎng)有效組合的原則（7）井網(wǎng)部署分步實(shí)施原則（8）因地制宜發(fā)展叢式井組（直井，定向井）和 水平井復(fù)雜結(jié)構(gòu)井原則（9）留有余地原則

井網(wǎng)部署中必須考慮預(yù)備井、觀察井。烏連

戈伊等三個(gè)巨型氣田非常重視氣藏動(dòng)態(tài)監(jiān)測

總結(jié)國內(nèi)外經(jīng)驗(yàn)，開發(fā)好大氣田（10）經(jīng)濟(jì)效益原則 這些原則的體現(xiàn)最終要通過數(shù)值模擬技術(shù)進(jìn) 行多種方案比照和經(jīng)濟(jì)評價(jià)確定。川東石炭 系氣藏和長慶靖邊下古氣藏的布井思 路、方法和做法都可借鑒?？偨Y(jié)國內(nèi)外經(jīng)驗(yàn)，開發(fā)好大氣田3優(yōu)化氣藏開發(fā)規(guī)模（采氣速度）和氣井產(chǎn)量1、優(yōu)化氣藏開發(fā)規(guī)模（采氣速度）和氣井合理配產(chǎn)。它是方案設(shè)計(jì)和隨后調(diào)整的主要任務(wù)，綜合考慮用氣需要、長輸管道經(jīng)濟(jì)輸送量、快速建成高峰產(chǎn)量和大氣區(qū)間、氣藏所在氣區(qū)內(nèi)、氣田間的接替。

總結(jié)國內(nèi)外經(jīng)驗(yàn)，開發(fā)好大氣田

優(yōu)化氣藏開發(fā)規(guī)模（采氣速度）和氣井產(chǎn)量

2、氣井配產(chǎn)要合理，主要受到絕對無阻流量（反映儲層儲滲特征）、排泄區(qū)內(nèi)的壓降儲量和有無地層水干擾等三個(gè)主要因素限制。根據(jù)一個(gè)國家資源情況，能源政策和天然氣需求來定采氣速度，如前蘇聯(lián)，一般5％—7％，大氣田的采氣速度要低一些，中、小氣田要高些，水驅(qū)采氣速度比氣驅(qū)氣藏要低，在４％以下。6總結(jié)國內(nèi)外經(jīng)驗(yàn)，開發(fā)好大氣田4氣藏驅(qū)動(dòng)方式的確定至關(guān)重要

格羅寧根經(jīng)驗(yàn)值得重視，采取了三大措施，搞清楚底水活躍程度后，在氣驅(qū)條件下，放心大膽地提高氣井產(chǎn)量。5動(dòng)態(tài)監(jiān)測要貫徹于開發(fā)始終

１、俄羅斯三巨型氣田開發(fā)經(jīng)驗(yàn)值得重視，梅德維日等西諾曼組氣藏開發(fā)開展了十一項(xiàng)監(jiān)測工作

2、長慶氣田經(jīng)驗(yàn)靖邊氣田逐步建立了以觀察井網(wǎng)、定點(diǎn)測壓井網(wǎng)和區(qū)塊整體關(guān)井測壓的壓力監(jiān)測系統(tǒng)

總結(jié)國內(nèi)外經(jīng)驗(yàn)，開發(fā)好大氣田編號監(jiān)測內(nèi)容規(guī)模周期性1在生產(chǎn)井－管線－氣體處理站系統(tǒng)測壓、測溫所有投產(chǎn)的生產(chǎn)井每個(gè)季度2測靜壓和地層壓力生產(chǎn)井、觀察井每個(gè)季度3監(jiān)測油套環(huán)形空間顯示情況所有井每季度4穩(wěn)定試井用試井裝置試井生產(chǎn)井50％生產(chǎn)井不少于一年一次在氣藏穩(wěn)產(chǎn)階段進(jìn)行5測井徑和井底位置所有井長期關(guān)井后，深井測井，修井前后6測液面測壓井每季度7確定帶出的地層液體體積生產(chǎn)井至少一年一次8取地層樣作化學(xué)分析生產(chǎn)井至少兩月一次9電阻測井系列測量觀察井每年1～2次10井技術(shù)狀況檢查需大修井井大修前后11生產(chǎn)測井測產(chǎn)氣剖面一年一次表2梅德維日氣田開發(fā)動(dòng)態(tài)監(jiān)測工作

總結(jié)國內(nèi)外經(jīng)驗(yàn)，開發(fā)好大氣田6均衡開采至關(guān)重要

俄三巨型氣田開發(fā)中這方面出現(xiàn)的問題和采取的措施值得重視。7“工欲善其事，必先利其器”，要發(fā)展“進(jìn)攻”的工藝技術(shù)措施

叢式井組中大直徑井、定向井、水平井和復(fù)雜結(jié)構(gòu)井等鉆井、完井、開采工藝、高質(zhì)量固井工藝、防水治水工藝、防砂治砂工藝、舉升排泄工藝等都得跟上，要形成系列配套工藝技術(shù)?？偨Y(jié)國內(nèi)外經(jīng)驗(yàn)，開發(fā)好大氣田

具有開放型水域氣藏，在開發(fā)后期探索注N2保持能量、開發(fā)水封氣和低壓自由氣、提高采收率的理念和措施值得研究。8制定有關(guān)氣田開發(fā)健康、安全和環(huán)保（HSE）的技術(shù)措施2.我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征表1我國不同類型氣藏分布與面臨的挑戰(zhàn)氣藏類型主要分布面臨挑戰(zhàn)氣驅(qū)氣藏水驅(qū)氣藏異常高壓塔里木高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)中高壓川渝高產(chǎn)、安全疏松砂巖青海防出水、出砂低滲氣藏碳酸鹽巖長慶、川渝提高產(chǎn)量和儲量動(dòng)用砂巖長慶、川渝有效層預(yù)測、成本火山巖大慶氣層預(yù)測、提高產(chǎn)量凝析氣藏高壓、底水塔里木提高凝析油采收率2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征

1.邊底水很不活躍的氣藏或無水的氣藏稱定容封閉氣藏。到2004年底，中國石油該類大、中型氣藏47個(gè)，探明地質(zhì)儲量1.1169×1012m3,占總大中型氣田儲量38.2%，產(chǎn)量占總產(chǎn)量52%，采出程度僅13.5%，儲采比60。

2.最簡單、最基本，采氣速度和采收率最高的一種氣藏類型。占38%儲量、52%產(chǎn)量。2.1氣驅(qū)氣藏（田）2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征

3.定容封閉氣藏，在開發(fā)過程中，地下儲氣孔隙體積保持不變。驅(qū)氣動(dòng)力靠它自身彈性膨脹能量，單相氣體滲流，氣藏采收率最高。

4.近井帶滲流速度高，常破壞達(dá)西直線滲流定律，慣性力和紊流效應(yīng)大，要盡量減少井底及周圍地層的污染。2.1氣驅(qū)氣藏（田）2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征

5.開發(fā)過程分產(chǎn)能建設(shè)、穩(wěn)產(chǎn)、遞減和低壓小產(chǎn)量四個(gè)階段，在穩(wěn)產(chǎn)階段，采出程度一般要在40~50%左右。

有后備儲量、有產(chǎn)能接替以及儲層和井口設(shè)備不受破壞，提高采氣速度是可行的，采氣速度快慢對氣藏最終采收率沒有影響。但氣藏的壓縮機(jī)開采階段迅速到來。2.1氣驅(qū)氣藏（田）2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征

6.采氣速度、穩(wěn)產(chǎn)年限和穩(wěn)產(chǎn)期采出程度有個(gè)合理配置關(guān)系，即采氣速度是要受到制約的。以四川中小型碳酸鹽巖裂縫~孔隙似均質(zhì)氣驅(qū)氣藏為例，這樣的配置關(guān)系較優(yōu)的，即：5~7%采氣速度，穩(wěn)產(chǎn)8~10年，穩(wěn)產(chǎn)期采出程度可達(dá)50~60%。2.1氣驅(qū)氣藏（田）2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征7.據(jù)統(tǒng)計(jì)：地質(zhì)儲量<50×108m3氣驅(qū)氣藏，采氣速度基本上>4%；地質(zhì)儲量<50~100×108m3氣驅(qū)氣藏，采氣速度在2.5-5%之間；地質(zhì)儲量>100×108m3氣驅(qū)氣藏，采氣速度在2~3.5%。2.1氣驅(qū)氣藏（田）2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征

1．統(tǒng)一的水動(dòng)力系統(tǒng)中存在著天然氣和水，在天然氣開采中，由于水的侵入，使儲氣孔隙體積縮小，并補(bǔ)充了天然氣的驅(qū)動(dòng)能量，這種氣藏稱水驅(qū)氣藏。驅(qū)氣能量除氣體本身能量外，還存在地層水能量。地層孔隙體積（PV）or地層烴類孔隙體積（HCPV）在開發(fā)過程中不斷減小。2.2水驅(qū)氣藏（田）2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征采氣速度影響最終采收率，實(shí)驗(yàn)分析水封氣殘余氣飽和度在30%~50%變化。砂巖最高達(dá)30%，碳酸鹽巖達(dá)50%以上，存在二次采氣問題。按氣水關(guān)系可分邊水氣藏和底水氣藏；按水驅(qū)能量大小可分剛性水壓驅(qū)動(dòng)和彈性水壓驅(qū)動(dòng)；碳酸鹽巖水驅(qū)氣藏可分裂縫—孔隙似均質(zhì)、非均質(zhì)和多裂縫系統(tǒng)水驅(qū)氣藏。2.2水驅(qū)氣藏（田）2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征

到2004年底，中國石油已發(fā)現(xiàn)大中型氣田10個(gè)，主要分布在塔里木、四川、華北等，探明天然氣地質(zhì)儲量1351×108m3,占總儲量4.6%，投入開發(fā)6個(gè)氣田，年產(chǎn)氣量16.9×108m3,占總產(chǎn)量8.4%。2.2水驅(qū)氣藏（田）2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征

2．為控制邊、底水突進(jìn)和錐進(jìn)，水驅(qū)氣藏的采氣速度應(yīng)低于氣驅(qū)氣藏，且影響最終采收率。在非均質(zhì)水驅(qū)氣藏中水竄會形成“水封氣”，氣井水淹會使氣藏廢棄壓力提高，因而降低最終采收率。云和寨、雙家壩兩個(gè)氣田動(dòng)態(tài)儲量分別降了14%和35%。威遠(yuǎn)被水分成6個(gè)區(qū)塊，地層壓力降了65%，采出程度僅35%。2.2水驅(qū)氣藏（田）2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征3.川渝水驅(qū)氣藏開發(fā)可分無水采氣、氣水同產(chǎn)和排水采氣三個(gè)階段。排水采氣的前提是：

水體是封閉的，能量是有限的；

有一定數(shù)量的高產(chǎn)氣井、水井；

產(chǎn)出的地層水有出路。

要進(jìn)一步探索既能利用水驅(qū)能量又能防水治水的雙贏的技術(shù)和方法。2.2水驅(qū)氣藏（田）2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征

4．堵水工藝應(yīng)用是有條件的，氣水同層、水氣同縫的氣水同產(chǎn)的氣井，實(shí)施效果不好?？刂茪饩@開程度是經(jīng)常采取的有效措施，底水氣井鉆開厚度集中在頂部1/3厚處，較為合適。

5．水驅(qū)氣藏開發(fā)復(fù)雜，開發(fā)投資大，采氣成本高。2.2水驅(qū)氣藏（田）2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征

1.陸地總面積約有75%直接由沉積巖覆蓋，沉積巖體中約有1/5由碳酸鹽巖組成，占世界油氣總量的40%。依賴生物活動(dòng)及極易遭受沉積后的改造，在溶解、膠結(jié)、重結(jié)晶、交代及內(nèi)沉積物的加入過程中，產(chǎn)生明顯復(fù)雜變化，沉積后的成巖作用和后生作用，使其原生孔隙度大大減少。2.3碳酸鹽巖氣藏（田）2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征碳酸鹽巖屬脆性巖石，通常產(chǎn)生裂縫，常具有雙重介質(zhì)系統(tǒng)，即基巖孔隙和裂縫系統(tǒng)，是復(fù)雜巖石儲集層。碳酸鹽巖儲層一般有四類：1）孔隙型（粒間孔隙）；2）裂縫型；3）洞穴型；4）混合型。還可再細(xì)分。2.3碳酸鹽巖氣藏（田）2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征2.3碳酸鹽巖氣藏（田）

2．四川盆地碳酸鹽巖氣田大致分裂縫—孔隙似均質(zhì)、非均質(zhì)和多裂縫系統(tǒng)三類。儲集層大都是低孔、低滲和裂縫性的。據(jù)9252塊巖心分析統(tǒng)計(jì)平均孔隙度1.79%，平均滲透率＜1.10md占98.3%；石炭系儲層平均孔隙度5.49%，平均滲透率2.5md；川南下二疊系平均孔隙度僅0.8%，平均滲透率0.1md。裂縫是天然氣滲流的主要通道，鉆遇裂縫機(jī)遇率僅10%。2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征2.3碳酸鹽巖氣藏（田）氣井產(chǎn)量總體上較低。震旦系、石炭系、飛仙關(guān)鮞灘、嘉五1和雷口坡等氣藏普遍含H2S，也含一定的CO2，石炭系H2S含量低，1~2%，飛仙關(guān)組鮞灘最高，15.8~16.2%（240~250g/m3，渡口河氣藏）。含H2S天然氣儲量占川渝氣田總儲量68%。2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征2.3碳酸鹽巖氣藏（田）川渝石炭系氣田儲量占四川石油管理局、西南油氣田分公司儲量70%。其特點(diǎn)是：碳酸鹽巖儲層中有連續(xù)分布的孔隙儲層，橫向?qū)Ρ让黠@，又有裂縫相串；含氣邊界清楚，有統(tǒng)一氣水界面；氣藏探明儲量較大，氣井生產(chǎn)穩(wěn)定性好。2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征2.3碳酸鹽巖氣藏（田）川南下二疊系裂縫性氣藏的特點(diǎn)是：構(gòu)造小，圈閉面積20—30km2；閉合高度100—300m；斷層發(fā)育，60—100m斷距，均為逆斷層，主要斷裂走向與構(gòu)造軸線近似平行；氣藏埋深2000—3000m，儲層低孔低滲，極不均質(zhì)，以裂縫孔洞為主，基巖平均孔隙度小于1%，裂縫滲透率很高，小于10—5個(gè)達(dá)西；2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征2.3碳酸鹽巖氣藏（田）裂縫系統(tǒng)多，儲量小，分散，不同程度含硫，裂縫系統(tǒng)普遍含水，均為封閉型邊底水，氣水共存，關(guān)系復(fù)雜，存在多個(gè)氣水界面，可能高部位產(chǎn)水，低部位產(chǎn)氣。2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征2.3碳酸鹽巖氣藏（田）

3．氣藏開發(fā)中要重視儲層、裂縫分布研究。儲量計(jì)算要用多種方法反復(fù)核實(shí)。合理布井和科學(xué)地確定采氣速度。針對地層特點(diǎn)，制定正確的完井方法和穩(wěn)產(chǎn)方案。發(fā)展排水采氣、壓裂酸化增產(chǎn)技術(shù)。2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征2.3碳酸鹽巖氣藏（田）

4.水驅(qū)氣藏采收率0.45—0.60，其中邊水驅(qū)0.65—0.85；底水驅(qū)0.40—0.80；裂縫性水驅(qū)0.30—0.50。合理采氣速度2.5—4.0%，其中，底水氣藏2%為宜；裂縫—孔隙性似均質(zhì)氣藏5—6%；裂縫—孔隙性非均質(zhì)氣藏3—4.5%。2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征2.4低滲致密氣藏（田）根據(jù)我國標(biāo)準(zhǔn)，按儲層物性對氣藏分類，有效滲透率>0.1×10-3μm2[絕對滲透率為（>1~20）×10-3μm2、孔隙度>15%]為低滲透氣藏；有效滲透率<0.1×10-3μm2（絕對滲透率<1×10-3μm2、孔隙度<10%）為致密氣藏。2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征2.4低滲致密氣藏（田）2.4.1低滲致密氣藏的地質(zhì)特征

（1）構(gòu)造特征

①斷裂活動(dòng)引起一系列構(gòu)造、地層的變化。低滲透斷塊氣藏常是面積小、物性差、產(chǎn)能小和儲量不大。②透鏡體在低滲致密砂巖儲層中占相當(dāng)大的比重，準(zhǔn)確確定透鏡狀砂層的大小、形態(tài)、方位和分布是關(guān)鍵。③低滲致密儲層的滲透能力低，只要與裂縫搭配，就能形成相對高產(chǎn)的儲層，裂縫主要對油氣滲流作貢獻(xiàn)。2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征2.4低滲致密氣藏（田）2.4.1低滲致密氣藏的地質(zhì)特征

（2）儲層特征

低滲致密砂巖主要特征是非均質(zhì)性強(qiáng)，低孔低滲和高含水飽和度。①非均質(zhì)性強(qiáng)儲層物性在縱橫向的各向異性非常明顯，厚度和巖性都不穩(wěn)定。2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征2.4低滲致密氣藏（田）2.4.1低滲致密氣藏的地質(zhì)特征

（2）儲層特征

②低孔低滲，孔隙類型多樣，孔喉半徑小和泥質(zhì)成分多。這類儲層一般有粒間孔隙、次生孔隙、微孔隙和裂縫四種基本類型，粒間孔隙所占比例愈大，滲透率就越高。受后生成巖作用的影響明顯，并伴隨大量的微孔隙。2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征2.4低滲致密氣藏（田）2.4.1低滲致密氣藏的地質(zhì)特征

（2）儲層特征

不論何種成因，不論性質(zhì)有何差異，這類砂巖具有孔隙連通但喉道細(xì)小的特征。泥質(zhì)含量高，伴生大量自身粘土礦物，這又是一個(gè)明顯特征。2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征2.4低滲致密氣藏（田）2.4.1低滲致密氣藏的地質(zhì)特征

（2）儲層特征

滲透率是儲層滲透能力的決定因素，滲透率很低，且實(shí)驗(yàn)室測定的空氣滲透率與實(shí)際儲層條件下的滲透率差別很大，與上覆巖層壓力有關(guān)。埋藏愈深，壓實(shí)、膠結(jié)和成巖作用愈強(qiáng)烈，滲透率隨埋深的加大、壓力的增高而急劇地減小。具有強(qiáng)烈的應(yīng)力敏感特性，壓力卸載后，滲透率往往恢復(fù)不到原值。2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征2.4低滲致密氣藏（田）2.4.1低滲致密氣藏的地質(zhì)特征

（2）儲層特征

③高含水飽和度不出現(xiàn)分離的氣水接觸面，大多產(chǎn)水不大，但儲層的含水飽和度很高，一般為30-70%，通常以40%作為估算儲量的下限。

2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征2.4低滲致密氣藏（田）2.4.2低滲致密氣藏的開發(fā)特征

（1）單井控制儲量和可采儲量小，產(chǎn)量低，遞減快，氣井穩(wěn)產(chǎn)條件差。（2）低滲透、非均質(zhì)的地質(zhì)特點(diǎn)決定了氣井的自然產(chǎn)能低，大多數(shù)氣井需經(jīng)加砂壓裂或壓裂酸化（對碳酸鹽巖儲層）才能獲得較高的產(chǎn)量或接近工業(yè)氣井的標(biāo)準(zhǔn)，但投產(chǎn)后的遞減率高。2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征2.4低滲致密氣藏（田）2.4.2低滲致密氣藏的開發(fā)特征

（3）氣藏內(nèi)主力氣層采氣速度較大，采出程度較高，儲量動(dòng)用充分，而非主力氣層，采氣速度低，儲量基本未動(dòng)用，一般多為長井段開采，層間矛盾更加突出。（4）井筒積液嚴(yán)重，常給氣井生產(chǎn)帶來不利影響。2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征2.4低滲致密氣藏（田）2.4.2低滲致密氣藏的開發(fā)特征

（5）氣井生產(chǎn)壓差大，單位地層壓力降產(chǎn)氣量小。所以可供利用的壓力資源有限。（6）孔隙結(jié)構(gòu)特征差異大，毛細(xì)管壓力曲線都為細(xì)歪度型，細(xì)喉峰非常突出，喉道半徑均值很小，排驅(qū)壓力很高，這些特征會對氣體滲流產(chǎn)生很大的影響。有人認(rèn)為它也存在著“啟動(dòng)壓力”現(xiàn)象，并為低速非達(dá)西流。2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征2.4低滲致密氣藏（田）2.4.2低滲致密氣藏的開發(fā)特征

（7）國內(nèi)外大致采用低滲致密氣藏的十項(xiàng)配套工藝技術(shù)。①鉆井、完井和氣層保護(hù)技術(shù)；②優(yōu)化射孔技術(shù)；③氣藏描述技術(shù)；④氣藏工程分析技術(shù)；⑤壓裂改造技術(shù)；2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征2.4低滲致密氣藏（田）2.4.2低滲致密氣藏的開發(fā)特征

⑥低壓低產(chǎn)氣井井筒舉升工藝技術(shù)；⑦氣井動(dòng)態(tài)監(jiān)測技術(shù)；⑧降低建設(shè)成本，采用科學(xué)、合理的地面流程；⑨富含凝析油型低滲致密凝析氣藏采用全部或部分回注干氣保持壓力技術(shù)；⑩水平井開采技術(shù)。2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征2.4低滲致密氣藏（田）2.4.2低滲致密氣藏的開發(fā)特征

（8）到2004年底，中國石油共發(fā)現(xiàn)大中型低滲透致密氣藏13個(gè)，探明地質(zhì)儲量1.2881×1012m3,占其總儲量44%，其中集中在鄂爾多斯盆地占總探明儲量41%。低滲致密氣藏又以層狀、透鏡狀氣藏為主。年產(chǎn)氣量79.4×108m3，占總產(chǎn)量的39.5%。2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征2.5異常高壓（超高壓）氣藏（田）2.5.1氣藏能量大，天然氣儲量也大在相同的儲層孔隙體積條件下，氣藏壓力愈高，儲量也就愈大，驅(qū)氣能量也就愈充足。驅(qū)動(dòng)力源多，驅(qū)氣能量就大，除氣體本身膨脹壓能和邊底水彈性膨脹能量外，還有一些特別的能量：儲層巖石和束縛水膨脹所引起的驅(qū)動(dòng)力和能量；儲層內(nèi)巖石的擠壓和破碎所引起的驅(qū)動(dòng)力和能量；從鄰層泥頁巖向氣藏的水侵所引起的驅(qū)動(dòng)力和能量。2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征2.5異常高壓（超高壓）氣藏（田）2.5.2儲層巖石具有明顯的變形儲層巖石變形會影響用物質(zhì)平衡方程計(jì)算的儲量和氣藏開發(fā)動(dòng)態(tài)特征，它還會影響氣層的滲透率和孔隙度。在中、低壓氣藏中，氣體的壓縮系數(shù)（Cg）很大，在常壓下約為177×10-4MPa-1，地層巖石的壓縮系數(shù)（Cf）約為10.64×10-4MPa-1，地層水壓縮系數(shù)(Cn)約為2.13×10-4MPa-1。Cw和Cf只有在壓力超過56.72MPa（8000psi）后會在氣藏開發(fā)歷史中起重要作用。2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征2.5異常高壓（超高壓）氣藏（田）2.5.2儲層巖石具有明顯的變形開采過程中，隨著地層壓力的下降，巖石的孔隙度、滲透率將發(fā)生變化，滲透率的變化要比孔隙度大。開發(fā)后期，處于中、低壓時(shí)，氣層的壓縮性最大，縱橫向上分布不均的孔隙、裂縫系統(tǒng)就會呈現(xiàn)不同的壓縮狀態(tài)，在有的構(gòu)造部位和層段，裂縫就會完全閉合，氣藏的連通性遭到破壞而處于分割狀態(tài)。2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征2.5異常高壓（超高壓）氣藏（田）2.5.3儲層巖石具有明顯的變形由于特殊的高壓環(huán)境，增加了鉆井工程的復(fù)雜性和難度。鉆井裝備工具、井身結(jié)構(gòu)和固井等耐壓和氣密封要求更高；儲層變形大，易使井下套管和油管被擠毀；地層孔隙壓力和破裂壓力之間的差值小，鉆井的范圍和窗口極小，稍有偏差，就會造成鉆井液的漏失；鉆井液密度不再是一個(gè)常數(shù)，會隨地層壓力和溫度而變化，常導(dǎo)致鉆井液的凝膠作用和重晶石沉淀。2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征2.5異常高壓（超高壓）氣藏（田）2.5.4儲層應(yīng)力敏感性實(shí)驗(yàn)在氣藏投入開發(fā)前，最好要開展儲層應(yīng)力敏感性實(shí)驗(yàn)。巖石變形對高溫高壓氣藏開發(fā)效果的影響。異常高壓氣藏巖石應(yīng)力敏感性實(shí)驗(yàn)研究；通過理論和實(shí)驗(yàn)兩個(gè)方面研究儲層流體的滲流特性，衰竭開發(fā)壓力降落的特征和物質(zhì)平衡方程，分析考慮巖石變形、束縛水膨脹的開發(fā)特征并預(yù)測氣藏的天然氣采收率。2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征2.6凝析氣藏（田）1）埋藏深、高壓、高溫大多數(shù)凝析氣藏的的埋藏深度大于1500米，壓力范圍在21～42MPa之間，溫度在93～204℃之間。2）超臨界態(tài)氣態(tài)烴含量占優(yōu)勢凝析氣藏地層烴類流體組分中90％（體積百分比或摩爾百分比）以上為甲烷、乙烷和丙烷。在高溫、高壓下，處于超臨界狀態(tài)的甲烷、乙烷和丙烷等氣態(tài)烴組分對一定數(shù)量的液態(tài)烴產(chǎn)生萃取抽提，使之溶解在氣體中，從而形成凝析氣藏。2.6.1地質(zhì)特征2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征3）凝析氣井采出井流物組成分布特征開采初期，凝析氣井采出的原始井流物組成分布一般具有以下規(guī)律：

甲烷（C1）含量約在75-90%左右；C2+含量在7-15%范圍。若C2+>10%，凝析氣藏一般有油環(huán)；氣體干燥系數(shù)（C1/C2+C3，均為摩爾或體積含量比），在10-20之間；2.6.1地質(zhì)特征2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征3）凝析氣井采出井流物組成分布特征氣體的濕度（C2+/C1，均為摩爾或體積含量比），在6-15之間；分離器氣體的相對密度（相對于空氣，空氣密度=1），γg=0.6-0.7；油罐油（或稱穩(wěn)定凝析油）的相對密度（相對于水，水密度γo

＝1），在0.7260-0.8120之間；地面凝析油的粘度μo<3mPa·s；2.6.1地質(zhì)特征2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征3）凝析氣井采出井流物組成分布特征凝析油的凝固點(diǎn)一般<11℃；凝析油的初餾點(diǎn)一般<80℃，而且小于200℃的餾分含量>45%；含蠟量一般<1.0%；膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量一般<8%；2.6.1地質(zhì)特征2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征3）凝析氣井采出井流物組成分布特征氣油比：俄羅斯統(tǒng)計(jì)一般在1000-18000m3/m3之間，美國是在17600m3/m3左右。都認(rèn)為氣油比有個(gè)臨界值，介于600-800m3/m3之間，氣油比小于此值，只能形成油藏；凝析油含量：俄羅斯認(rèn)為，對應(yīng)于氣油比高限的凝析油含量約為39.6-45g/m3，美國是在凝析油含量為40.9-45g/m3左右；對應(yīng)于氣油比低限的凝析油含量可達(dá)600-1000g/m3。2.6.1地質(zhì)特征2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征4）凝析氣藏的分類按氣油比和天然氣中的凝析油含量，國際上較多的是按以下標(biāo)準(zhǔn)來劃分不同類型的凝析氣藏：

低含凝析油的凝析氣藏：5000m3/m3<GOR<18000m3/m3

45g/m3<CN<150g/m3

中等含凝析油的凝析氣藏：2500m3/m3<GOR<5000m3/m3150g/m3<CN<290g/m32.6.1地質(zhì)特征2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征高含凝析油凝析氣藏：1000m3/m3<GOR<2500m3/m3290g/m3<CN<675g/m3特高含凝析油的凝析氣藏：600m3/m3<GOR<1000m3/m3675g/m3<CN<1035g/m3世界上還有含量超過1035g/m3，如美國加州卡爾—卡爾納（CalCanal）凝析氣田的凝析油含量達(dá)1590cm3/m3。我國則按凝析油含量給出了細(xì)分類標(biāo)準(zhǔn)（參見SY／T6168－1995《氣藏分類》）。

4）凝析氣藏的分類2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征2.6凝析氣藏（田）1.衰竭式開發(fā)會產(chǎn)生反凝析損失。在凝析氣藏開發(fā)過程中，儲層油氣體系在地下和地面都會發(fā)生反凝析現(xiàn)象，氣井既產(chǎn)氣又產(chǎn)凝析油。2.凝析油氣體系相態(tài)變化與其組分、組成和壓力、溫度之間的關(guān)系密切相關(guān)，引起凝析氣井井流物組分組成及相態(tài)變化的熱動(dòng)力學(xué)條件（壓力、溫度和組成）變化，也會直接影響到凝析油和其它烴類的地面回收率，必須采用上下游一體化的配套開發(fā)與開采工藝技術(shù)，才能科學(xué)合理開發(fā)凝析氣藏。2.6.2開發(fā)特征2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征3.凝析油氣在儲層中滲流是一種有質(zhì)量交換、并發(fā)生相態(tài)變化的物理化學(xué)滲流，這是目前滲流力學(xué)研究中的重點(diǎn)和難點(diǎn)。4.近些年來，我國又相繼發(fā)現(xiàn)深層、近臨界態(tài)的、高含蠟的富含凝析油的凝析氣藏，它們埋藏深、壓力高、體系復(fù)雜，開發(fā)難度更大，相應(yīng)的投資大、成本高和技術(shù)要求也高。2.6.2開發(fā)特征2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征5.我國西部，多為帶油環(huán)的凝析氣藏或帶凝析氣頂?shù)挠筒亍?.許多油氣區(qū)凝析氣田、氣頂油田和干氣氣田往往成片分布，伴生氣、氣頂氣和氣層氣同時(shí)存在，有個(gè)成組優(yōu)化開發(fā)的問題。7.判斷油氣藏類型還主要靠其相圖。2.6.2開發(fā)特征2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征8.到2004年底，中國石油已探明凝析氣地質(zhì)儲量3825×108m3,占總儲量13.1%。凝析油地質(zhì)儲量1.15×108t。共18個(gè)大中型凝析氣田投入開發(fā)，牙哈、柯克亞和大港大張沱實(shí)行或?qū)嵭羞^注氣開發(fā)。2.6.2開發(fā)特征2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征9.針對凝析氣藏地質(zhì)、開發(fā)特點(diǎn)，在凝析氣藏開發(fā)上應(yīng)特別注意：

1）準(zhǔn)確取樣和凝析氣PVT相態(tài)分析評價(jià)是凝析氣藏開發(fā)的基礎(chǔ)，必須不失時(shí)機(jī)地在凝析氣井投入開采時(shí)就要取得合格的樣品，必須相應(yīng)地發(fā)展一套先進(jìn)適用的油氣取樣和實(shí)驗(yàn)分析技術(shù)。2.6.2開發(fā)特征2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征

2）對于高含凝析油的凝析氣藏（含量超過600g/m3以上），要考慮保持壓力開發(fā)和注入工作介質(zhì)（烴類富氣、干氣、N2、CO2以及特定條件下的氣水交替和注水等）優(yōu)選的技術(shù)經(jīng)濟(jì)可行性論證。

3）要千方百計(jì)地提高中間烴（C2—C6）和凝析油（C7+)的地面回收率。

4）帶油環(huán)凝析氣藏開發(fā)過程中要正確發(fā)揮油氣水三相驅(qū)動(dòng)力的作用，要恰當(dāng)?shù)乜刂朴蜌?、油水兩個(gè)界面的運(yùn)動(dòng)，要合理選擇開發(fā)方式。2.6.2開發(fā)特征2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征

5）要拓展氣液固（蠟、瀝青質(zhì)、元素硫和水合物等）相態(tài)、注氣過程的相態(tài)、近臨界態(tài)相態(tài)、多孔介質(zhì)相態(tài)、滲流過程相態(tài)（相滲曲線、近井帶飽和度分布、凝析油臨界流動(dòng)飽和度等）和凝析氣與地層水體系的相態(tài)研究，開發(fā)出新的并能更好指導(dǎo)這類氣藏開發(fā)的數(shù)值模擬軟件及相應(yīng)的注氣、采氣工藝技術(shù)。

6）注氣保持壓力開發(fā)凝析氣藏特別要發(fā)展以下八項(xiàng)配套技術(shù)：注氣開發(fā)氣藏工程技術(shù)，注氣開發(fā)多組分?jǐn)?shù)值模擬技術(shù)，注氣開發(fā)鉆井完井工藝技術(shù)，注氣開發(fā)注、采工藝技術(shù)，注氣開發(fā)動(dòng)態(tài)監(jiān)測技術(shù)和注氣開發(fā)地面工藝技術(shù)。2.6.2開發(fā)特征2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征

7）衰竭式開發(fā)凝析氣藏除發(fā)展上述有類同的技術(shù)外，還特別要注意介決以下問題：①油氣取樣方法和工具的改進(jìn)，以及油氣相態(tài)實(shí)驗(yàn)分析技術(shù)的拓展；②近井帶凝析油析出和對氣井產(chǎn)能影響機(jī)理及防治方法研究；③凝析氣井的產(chǎn)能和動(dòng)態(tài)分析研究；2.6.2開發(fā)特征2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征④凝析氣井穩(wěn)定和不穩(wěn)定試井方法研究；⑤凝析氣井近井帶凝析油飽和度分析和臨界流動(dòng)飽和度的實(shí)驗(yàn)和理論研究；⑥凝析氣藏水平井開采技術(shù)研究；⑦凝析油氣一些工程參數(shù)的測定研究等。2.6.2開發(fā)特征2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征

8）再就提高氣井產(chǎn)量和保持壓力開發(fā)的兩項(xiàng)關(guān)鍵技術(shù)展開說明（1）凝析氣井增產(chǎn)技術(shù)①注干氣（C1為主）單井吞吐

a.地層壓力低于最大凝析壓力

b.主要的增產(chǎn)機(jī)理是把凝析油擠向地層深處，清掃近井地帶2.6.2開發(fā)特征2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征②CO2處理凝析氣井近井地帶烏克蘭季莫菲也夫凝析氣田處理后產(chǎn)量提高了0.3-0.5倍。③液態(tài)溶劑處理凝析氣井近井地帶④采用富氣處理凝析氣井近井地帶富氣指脫了凝析油后富含C3-C4組分的C1混合物。⑤甲醇前置段塞+干氣處理凝析氣井近井地帶2.6.2開發(fā)特征2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征（2）凝析氣藏開發(fā)中、后期多種保持壓力開發(fā)技術(shù)

①注氣開發(fā)技術(shù)有四種注氣保持壓力技術(shù)很有新意

a.凝析氣藏開發(fā)中后期低于最大凝析壓力下的注氣開發(fā)技術(shù)

b.以儲氣庫方式后期開發(fā)凝析氣藏

c.后期注N2開發(fā)部分水淹的凝析氣藏

d.氣水交替注入開發(fā)凝析氣藏2.6.2開發(fā)特征2我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征②注水開發(fā)技術(shù)

a.屏障注水

b.水氣交替注入

c.直接注水2.6.2開發(fā)特征氣田與凝析氣田開發(fā)1.油氣田開發(fā)科學(xué)技術(shù)發(fā)展趨勢2.我國主要?dú)馓镱愋偷牡刭|(zhì)和開發(fā)特征3.氣田開發(fā)經(jīng)驗(yàn)和開發(fā)方案設(shè)計(jì)4.對高含硫氣田開發(fā)的幾點(diǎn)建議5.拓展新思路提高凝析氣藏采收率和氣井產(chǎn)量6.總結(jié)國內(nèi)外經(jīng)驗(yàn)，開發(fā)好大氣田3氣田開發(fā)經(jīng)驗(yàn)和開發(fā)方案設(shè)計(jì)1、埋藏的隱蔽性和模糊性2、地質(zhì)情況復(fù)雜性、非均質(zhì)性、非連續(xù)性、非有序性3、地質(zhì)、生產(chǎn)信息的分散性、非確定性和跳躍性4、開發(fā)過程的系統(tǒng)性5、開發(fā)的風(fēng)險(xiǎn)性6、地層流體滲流的復(fù)雜性（多相滲流、物化滲流、非牛頓流體滲流、流固耦合）3.1.1復(fù)雜性3.1氣田開發(fā)特點(diǎn)和規(guī)律性認(rèn)識3氣田開發(fā)經(jīng)驗(yàn)和開發(fā)方案設(shè)計(jì)1、生氣成因廣泛性2、蓋底層的嚴(yán)密性3、氣體顯示的隱蔽性4、氣體流動(dòng)的活躍性5、氣體的壓縮性6、開發(fā)的同步性7、開發(fā)的效益性8、鉆井工藝復(fù)雜性9、氣井開采安全性10、儲存運(yùn)輸?shù)南到y(tǒng)性3.1.2特殊性3氣田開發(fā)經(jīng)驗(yàn)和開發(fā)方案設(shè)計(jì)1、氣田開發(fā)受控于市場，銷售合同簽定前不可能投產(chǎn)2、地層水對氣田開發(fā)影響不能低估3、氣體流動(dòng)性對井網(wǎng)、井距的影響特別強(qiáng)調(diào)：3氣田開發(fā)經(jīng)驗(yàn)和開發(fā)方案設(shè)計(jì)1、正確認(rèn)識氣藏地質(zhì)和開發(fā)特征，這是有效開發(fā)的前提。2、合理利用氣藏能量，有效利用壓力。3、中小氣藏在高滲區(qū)布井是非均質(zhì)氣藏合理的布井方式。4、排水采氣是封閉型水驅(qū)氣藏提高采收率的重要技術(shù)。5、勘探開發(fā)一體化，開發(fā)好復(fù)雜的中小型氣藏。3.1.3規(guī)律性3氣田開發(fā)經(jīng)驗(yàn)和開發(fā)方案設(shè)計(jì)6、嚴(yán)格控制水侵和有效防腐技術(shù)是高含硫氣藏開發(fā)的保證。7、氣藏采收率高低主要取決于水侵強(qiáng)度和廢棄地層壓力的大小。8、多專業(yè)、多系統(tǒng)協(xié)調(diào)優(yōu)化，制定總體開發(fā)方案。9、不斷實(shí)踐，不斷認(rèn)識按照氣藏開發(fā)階段性部署和調(diào)整。加強(qiáng)經(jīng)常性動(dòng)態(tài)監(jiān)測、分析和管理，對開發(fā)全過程實(shí)行有效控制。10、積極發(fā)展有針對性配套的開采工藝技術(shù)，不斷增強(qiáng)氣藏開發(fā)的實(shí)力。3氣田開發(fā)經(jīng)驗(yàn)和開發(fā)方案設(shè)計(jì)

1、地區(qū)分布

截止1998年底，中國陸上及近海海域氣田總數(shù)為321個(gè)，其中中型54個(gè)，大型15個(gè)，分布在中國東部、中部、西部、南部和海域區(qū)，分別占已發(fā)現(xiàn)氣田總數(shù)的43％、39％、14％、1％和3％；占已探明地質(zhì)儲量15％、47％、23％、0％和15％。3.2.1我國氣田、凝析氣田的分布3.2氣藏開發(fā)方案編制中的重要問題3氣田開發(fā)經(jīng)驗(yàn)和開發(fā)方案設(shè)計(jì)

2、氣田類型分布

天然氣成因類型很多，有煤成氣、生物氣、湖相泥巖氣和碳酸巖氣；無機(jī)成因的CO2和N2氣。煤成氣的探明儲量已增加到57％。東部主要為湖相泥巖氣、煤成氣、淺層生物氣。東部和近海還發(fā)現(xiàn)28個(gè)CO2氣田。

3氣田開發(fā)經(jīng)驗(yàn)和開發(fā)方案設(shè)計(jì)

3、氣田的層位分布新生界、中生界、上古生界、下古生界和元古界分別占探明地質(zhì)儲量的38％、17％、

30％、13％和2％，按儲量大小依次為第三系、石炭系、奧陶系、三疊系、第四系、白堊系、二疊系、侏羅系和震旦系。泥盆系、志留系和寒武系尚未獲得天然氣。大中型氣田以第三系、奧陶系、石炭系、第四系和三疊系為主。3氣田開發(fā)經(jīng)驗(yàn)和開發(fā)方案設(shè)計(jì)

4、大中型氣田分布特點(diǎn)1）多種類型天然氣混合分布在同一氣藏中2）煤成氣占重要地位3）過成熟裂解氣分布在四川和塔里木盆地4）淺層生物氣田主要分布在柴達(dá)木盆地5）溶解氣主要分布在松遼、渤海灣和準(zhǔn)葛爾盆地6）幔源無機(jī)CO2分布在東部盆地中3氣田開發(fā)經(jīng)驗(yàn)和開發(fā)方案設(shè)計(jì)

從性質(zhì)上可以分為：勘探、開發(fā)和經(jīng)濟(jì)三個(gè)系列。常用的有：圈閉（氣儲形態(tài)、構(gòu)造形態(tài)、圈閉形態(tài)和其它）、儲層（巖石類型、儲滲空間、儲滲物性、均質(zhì)程度和孔隙結(jié)構(gòu)）、天然氣成因（物質(zhì)來源、生成母質(zhì)和熱演化程度）、氣體組分組成（組分比例、氣體濕度、特殊氣體）、相態(tài)特征（物理狀態(tài)、組合比例和賦存方式）、驅(qū)動(dòng)類型（驅(qū)動(dòng)力源、水體類型、水體能量）、地層壓力（壓力系統(tǒng)、壓力高低）、物質(zhì)基礎(chǔ)（儲量大小、氣井產(chǎn)能）和工程條件（埋藏深度、集輸條件），共9種因素、27項(xiàng)指標(biāo)。主要的6種是：圈閉、儲層、驅(qū)動(dòng)、壓力、相態(tài)和組分，其中儲層和驅(qū)動(dòng)又是更主要的因素。3.2.2氣藏分類3氣田開發(fā)經(jīng)驗(yàn)和開發(fā)方案設(shè)計(jì)1、圈閉因素類構(gòu)造氣藏巖性氣藏地層氣藏裂縫氣藏亞類背斜氣藏透鏡體氣藏不整合氣藏多裂縫系統(tǒng)成組氣藏——巖性封閉氣藏古潛山氣藏——斷塊氣藏生物礁氣藏風(fēng)化殼氣藏單裂縫系統(tǒng)整裝氣藏表3-1氣藏圈閉類型分類表3氣田開發(fā)經(jīng)驗(yàn)和開發(fā)方案設(shè)計(jì)2、儲層因素

1）按儲層巖石分類：在沉積巖石學(xué)中一般分碎屑巖和化學(xué)、生物巖。

2）按儲集層形態(tài)分類：塊狀、層狀和透鏡體狀。

3）按儲層類型分：可分五類。

4）按儲滲類型分類：孔隙型、洞穴型和裂縫型。90％以上的氣藏儲層為縫、孔、洞復(fù)合型。3氣田開發(fā)經(jīng)驗(yàn)和開發(fā)方案設(shè)計(jì)表3-2氣藏的儲層物性分類類別高滲透層（I）中滲透層（II）低滲透層（II）致密層（IV）非滲透層（V）亞類特高滲（I1）高滲（I2）中滲較低滲（III1）低滲（III2）————孔隙度（％）>2520~2520~2515~208~152~8<2滲透率10-3um2>1000300~100050~30015~500.1~100.001-0.1<0.001產(chǎn)出物稠油、氣重油、氣常規(guī)油、氣輕質(zhì)油、氣氣束縛水采氣條件常規(guī)常規(guī)常規(guī)常規(guī)、解堵措施酸化、壓裂裂縫發(fā)育、酸化壓裂——采油條件熱采、常規(guī)常規(guī)常規(guī)酸化、壓裂裂縫發(fā)育、酸化壓裂————按驅(qū)動(dòng)能量可分氣驅(qū)驅(qū)動(dòng)指數(shù)：WEDI≤0.3,屬弱彈性水驅(qū)。3氣田開發(fā)經(jīng)驗(yàn)和開發(fā)方案設(shè)計(jì)3、驅(qū)動(dòng)因素3氣田開發(fā)經(jīng)驗(yàn)和開發(fā)方案設(shè)計(jì)表3-3按水驅(qū)類型的分類指標(biāo)類型氣藏個(gè)數(shù)WEDI平均無水期平均穩(wěn)產(chǎn)期平均采收率（％）范圍平均年采出程度（％）年采出程度（％）氣驅(qū)氣藏－－－－－－－>85強(qiáng)彈性水驅(qū)100.32-0.880.492.014.54.034.260.7彈性水驅(qū)100.12-0.320.232.929.53.637.369.2弱彈性水驅(qū)70.02-0.160.087.234.07.341.580.33氣田開發(fā)經(jīng)驗(yàn)和開發(fā)方案設(shè)計(jì)4、相態(tài)因素1）雙相系統(tǒng)的油氣藏分類類型亞類天然氣儲量系數(shù)含氣面積系數(shù)氣頂油藏小氣頂油藏<0.2<0.5大氣頂油藏0.2~≤0.50.5~≤1.0油環(huán)油藏大油環(huán)氣藏>0.5~≤0.7>1.0~≤1.5小油環(huán)氣藏>0.7>1.5表3-4雙向系統(tǒng)油藏類型3氣田開發(fā)經(jīng)驗(yàn)和開發(fā)方案設(shè)計(jì)

目前可將含凝析油量大于50g/m3者稱為凝析氣藏。類型凝析油含量（g/m3）特高含凝析油的凝析氣藏>600高含凝析油的凝析氣藏250~600中含凝析油的凝析氣藏100~<250低含凝析油的凝析氣藏50~<100微含凝析油的凝析氣藏<50表3-5凝析氣藏按凝析油含量的劃分類型3氣田開發(fā)經(jīng)驗(yàn)和開發(fā)方案設(shè)計(jì)

目前可將含凝析油量大于50g/m3者稱為凝析氣藏。類型凝析油含量（g/m3）特高含凝析油的凝析氣藏>600高含凝析油的凝析氣藏250~600中含凝析油的凝析氣藏100~<250低含凝析油的凝析氣藏50~<100微含凝析油的凝析氣藏<50表3-5凝析氣藏按凝析油含量的劃分類型3氣田開發(fā)經(jīng)驗(yàn)和開發(fā)方案設(shè)計(jì)5、組分因素有75％以上氣藏，其CH4含量超過90％，有67.7％的氣藏含CO2，有32.3％氣藏含H2S，He含量小于0.05％。

C2H6以上與CH4的摩爾分?jǐn)?shù)含量之比<5為干氣，>5為濕氣。含H2S、CO2、N2的烴類氣藏分類情況見下表所示。3氣田開發(fā)經(jīng)驗(yàn)和開發(fā)方案設(shè)計(jì)表3-6含H2S烴類氣藏分類類型微含H2S低含H2S中含H2S高含H2S特高含H2SH2S氣藏H2S（g/m3）<0.020.02~<5.05.0~<30.030.0~150.0150.0~<770.0>770.0H2S(%)<0.00130.0013~<0.30.3~<2.02.0~<10.010.0~<50.0>50.03氣田開發(fā)經(jīng)驗(yàn)和開發(fā)方案設(shè)計(jì)表3-7含CO2烴類氣藏分類類型微含CO2低含CO2中含CO2高含CO2特高含CO2CO2氣藏CO2（%）<0.010.01~<2.02.0~<10.010.0~50.050.0~<70.0≥70.03氣田開發(fā)經(jīng)驗(yàn)和開發(fā)方案設(shè)計(jì)表3-8含N2烴類氣藏分類類型微含N2低含N2中含N2高含N2特高含N2N2氣藏N2（%）<2.02.0~<5.05.0~<10.010.0~50.050.0~<70.0≥70.03氣田開發(fā)經(jīng)驗(yàn)和開發(fā)方案設(shè)計(jì)6、壓力因素

異常高壓，壓力系數(shù)>1.8；常壓，壓力系數(shù)0.9~1.3；低壓，壓力系數(shù)<0.9。7、經(jīng)濟(jì)因素

1）按儲量大小劃分

2）按埋藏深度劃分

3）按氣井產(chǎn)能劃分3氣田開發(fā)經(jīng)驗(yàn)和開發(fā)方案設(shè)計(jì)1）按儲量大小劃分（1）極小氣田：地質(zhì)儲量<10×108m3；（2）小氣田：（10－50）×108m3；（3）中等氣田：（50－300）×108m3；（4）大氣田：（300－1000）×108m3；（5）特大氣田：>1000×108m3。2）按埋藏深度劃分（1）淺層氣藏，埋深小于2000m;（2）中深氣藏，埋深（2000－3200）m；（3）深層氣藏，埋深（3200－4000）m；（4）超深氣藏，埋深大于4000m。3氣田開發(fā)經(jīng)驗(yàn)和開發(fā)方案設(shè)計(jì)3）按氣井產(chǎn)能劃分

類別

指標(biāo)特低產(chǎn)低產(chǎn)中產(chǎn)高產(chǎn)特高產(chǎn)QAOF（絕對無阻流量)(104m3/d)<55-50>50-100>100-500>500穩(wěn)定產(chǎn)量（104m3/d）<11-10>10-30>30-100>100千米井穩(wěn)定產(chǎn)量（104m3/d）<0.30.3-3>3-10>10-30>30表3-9按氣井產(chǎn)能分類3氣田開發(fā)經(jīng)驗(yàn)和開發(fā)方案設(shè)計(jì)小結(jié)（1）以構(gòu)造氣藏為主（2）以碎屑巖氣藏為主（3）以干氣氣藏為主（4）以孔隙型、裂縫－孔隙型為主（5）以氣驅(qū)和弱彈性水驅(qū)為主（6）未開發(fā)和試采氣藏儲量占相當(dāng)比例（7）以正常壓力為主（8）大型、特大型氣藏儲量占一定規(guī)模

結(jié)論：具有很大潛力，也有很大難度。3氣田開發(fā)經(jīng)驗(yàn)和開發(fā)方案設(shè)計(jì)油藏的驅(qū)動(dòng)類型根據(jù)主要能量的形式可分：水壓驅(qū)動(dòng)、彈性水壓驅(qū)動(dòng)、氣壓驅(qū)動(dòng)、溶解氣驅(qū)和重力驅(qū)動(dòng)。氣藏的驅(qū)動(dòng)類型不僅考慮主要的驅(qū)氣動(dòng)力，而且，相當(dāng)重要的是在開發(fā)各階段氣藏的動(dòng)態(tài)變化和氣藏與周圍供水區(qū)的相互作用，主要指氣藏壓力和儲氣孔隙體積的變化。3.2.3氣藏的驅(qū)動(dòng)類型（方式）3氣田開發(fā)經(jīng)驗(yàn)和開發(fā)方案設(shè)計(jì)氣藏的驅(qū)動(dòng)類型可分為：1、氣驅(qū)沒有邊、底水，或邊、底水不運(yùn)動(dòng)，驅(qū)氣的主要?jiǎng)恿闅怏w本身的壓能，儲氣孔隙體積保持不變。2、彈性水驅(qū)

邊水或底水影響大，儲氣孔隙體積縮小，地層壓力下降緩慢。3、剛性水驅(qū)3.2.3氣藏的驅(qū)動(dòng)類型（方式）3氣田開發(fā)經(jīng)驗(yàn)和開發(fā)方案設(shè)計(jì)

1、氣井生產(chǎn)制度

指在井底（或井口）或地面裝置上控制壓力和產(chǎn)量變化的條件，確保氣井的安全生產(chǎn)和保護(hù)地下資源。我國最常用的氣井生產(chǎn)制度是定產(chǎn)量生產(chǎn)和定壓生產(chǎn)兩種。氣井定產(chǎn)主要是根據(jù)試井資料，通用的是系統(tǒng)試井。

限制氣井產(chǎn)能的因素有：

1）自然因素2）工藝因素

3）經(jīng)濟(jì)因素4）其它因素3.2.4氣井生產(chǎn)制度和氣藏開采速度3氣田開發(fā)經(jīng)驗(yàn)和開發(fā)方案設(shè)計(jì)

2、開采速度1）氣藏比油藏具有更有利的開采條件。

確定開采速度應(yīng)考慮：

（1）要使氣井和地面設(shè)備更經(jīng)濟(jì)；（2）用戶需求量和長期穩(wěn)定供氣；（3）有無后備儲量接替（4）國家的能源政策；（5）天然氣的價(jià)格。2）國情不同，實(shí)際開采速度不一致。

羅馬尼亞5％，前蘇聯(lián)5－7％，而美國均在5％左右，水驅(qū)氣藏在4％以下。儲采比為10左右時(shí)，抗風(fēng)險(xiǎn)能力過低；15時(shí)具有較合理的抗風(fēng)險(xiǎn)能力；大于20時(shí)，應(yīng)適當(dāng)擴(kuò)大生產(chǎn)規(guī)模。3氣田開發(fā)經(jīng)驗(yàn)和開發(fā)方案設(shè)計(jì)1、劃分開發(fā)層系的意義

1）充分發(fā)揮各類氣層的作用

2）部署井網(wǎng)和生產(chǎn)設(shè)施的基礎(chǔ)

3）采氣工藝技術(shù)的發(fā)展水平

4）氣藏開發(fā)的高速度要求3.2.5氣田開發(fā)層系的劃分3氣田開發(fā)經(jīng)驗(yàn)和開發(fā)方案設(shè)計(jì)2、劃分原則1）有一定儲量，氣井有一定的生產(chǎn)能力和穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間，采氣工藝簡單，較好的經(jīng)濟(jì)效果。2）有良好的隔層3）沉積條件相近，滲透率、氣層分布面積和層內(nèi)非均質(zhì)程度相近。4）構(gòu)造形態(tài)、油、氣、水分布情況、壓力系統(tǒng)和天然氣性質(zhì)應(yīng)當(dāng)接近。5）按目前的采氣工藝水平不要分得過細(xì)。3.2.5氣田開發(fā)層系的劃分3氣田開發(fā)經(jīng)驗(yàn)和開發(fā)方案設(shè)計(jì)3、劃分與組合開發(fā)層系的基本方法下列情況應(yīng)該劃分層系：1）氣層的構(gòu)造形態(tài)有顯著差異。2）含氣面積差異很大，油、氣、水分布規(guī)律有顯著差異。3）驅(qū)動(dòng)類型或壓力系統(tǒng)明顯不同。4）各氣層的天然氣性質(zhì)不同。5）氣層物性有顯著差別，包括氣層形態(tài)、分布面積、內(nèi)部結(jié)構(gòu)和生產(chǎn)能力等?？赡苄灾饕袃蓚€(gè)條件：有無隔層、有無獨(dú)立生產(chǎn)能力；必須符合經(jīng)濟(jì)指標(biāo)，不能虧損。3.2.5氣田開發(fā)層系的劃分3氣田開發(fā)經(jīng)驗(yàn)和開發(fā)方案設(shè)計(jì)4、層系劃分的主要工作

1）研究和掌握氣層特性。2）分析氣層沉積背景、沉積條件、沉積類型和巖性組合。3）研究氣層內(nèi)部的韻律性。4）研究氣層分布形態(tài)和性質(zhì)，碎屑巖儲層應(yīng)從含氣砂體入手。5）研究各類砂體特性。6）劃分開發(fā)層系的基本單元。7）已開發(fā)地區(qū)進(jìn)行氣砂體動(dòng)態(tài)分析。8）綜合對比，選擇層系劃分與組合的最佳方案。3.2.5氣田開發(fā)層系的劃分3氣田開發(fā)經(jīng)驗(yàn)和開發(fā)方案設(shè)計(jì)主要對比指標(biāo)有：1）層系組合所能控制的儲量。2）層系組合所能達(dá)到的采氣速度和穩(wěn)產(chǎn)年限。3）層系組合所能達(dá)到的采收率。4）層系組合所能達(dá)到的經(jīng)濟(jì)指標(biāo)。3.2.5