【文档说明】《XXXX石油工程设计大赛-气藏工程指导》((陈小凡XXXX.pptx，共(74)页，3.636 MB，由精品优选上传

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1第二届全国石油工程设计大赛（方案及气藏工程部分）陈小凡2012年3月234567**气田钻井情况统计表油井井数323层数3项目工程报废井未下套管井完钻井取芯井采气井20气井获工业油气流井试气井13036402634228910111213长811长812长813长811长812-1长812-2

长8131415151617储层基本特征●砂岩粒度细、碎屑成分杂、填隙物含量高、成分成熟度低●砂层薄而不发育，连通性差●储层物性以低孔低渗为主●储集空间类型以粒间孔隙和溶蚀孔隙为主●粘土矿物以高岭石和伊/蒙混层含量最高●储层敏感性较强180.002.004.006.0

08.0010.0012.0014.0016.00孔隙度(%)123456砂层组19流体分布复杂4套含气层系气层埋深在2576-4090m含气井段约1515m气水分布复杂,纵向上分布三套气层水层集中分布在沙二下—沙三上1砂组，之下水层不发育2

1层含气有效综合天然气凝析油位面积厚度系数地质储量地质储量（km2）（m）(104m3/Km2.m)（108m3）（104t）沙二下6.68.2196510.3812.3沙三上16.34.6220716.1229.5沙三中16.28.2223328

.77110.9小计24.455.27152.7沙三下11.612.0218029.16121.6合计25.116.084.43274.3沙二下4.14.622814.205.0沙三上5.75.225667.4113.6沙

三中3.92.925402.7910.7小计14.3929.3沙三下5.78.3277412.6152.6合计27.0081.9类型Ⅰ+ⅡⅠ22沙二下16%沙三上27%沙三中10%沙三下47%Ⅰ类储量沙三上19%沙三中34%沙二下12%沙三下35%Ⅰ+Ⅱ类储量储量构成图23**气田沙三上

有效厚度图地质储量16.12×108m3I类储量7.41×108m324※天然气地质储量16.12×108m3，主要分布在构造南部9个断块，占84.8%※储量品质较好，I类储量7.41×108m3，占46%。※与上报探明储量15.96×108m3相比，含气面积扩大了6.94km

2，储量增加0.16×108m3，说明该层系储量落实，但丰度变低。25−=GGZpZppii1y=-0.0073x+34.898R2=0.99140510152025303540050010001500200

02500300035004000累积采气量(104m3)视地层压力P/Z(MPa)G=4780.55×104m326老井压降储量计算结果表井号层位井控动态储量(104m3)白20沙二下1489.34白8沙三上1565.50白10沙

三上4780.55白24沙三上5397.24白52沙三上5467.70开28沙三上7421.59白18沙三中3704.4827公式计算法废弃压力计算结果层系气藏中部深度(m)废弃压力(MPa)沙二下2831.511.23沙三上3176.511.41沙三中3397.511.

52沙三下3870.511.7728不同类型气藏废弃压力气藏类型适用条件经验公式弱水驱裂缝型Pa/Za=(0.20～0.05)Pi/Zi强水驱裂缝型Pa/Za=(0.60～0.30)Pi/Zi定容高渗透孔隙型k≥50×10-3um2

Pa/Za=(0.20～0.10)Pi/Zi定容中渗透孔隙型k=10～50×10-3um2Pa/Za=(0.40～0.20)Pi/Zi定容低渗透孔隙型k=1～10×10-3um2Pa/Za=(0.50～0.40)Pi/Zi定容致密型k〈1×10-3

um2Pa/Za=(0.70～0.50)Pi/Zi29经验取值法确定废弃压力表层系原始地层压力(MPa)原始气体偏差因子Pi/ZiPa/Za废弃压力(MPa)沙二下28.250.9629.4311.7710.00沙三上36.43

1.03835.1014.0411.70沙三中48.121.16641.2720.6319.00沙三下65.291.37247.5923.7921.8030埋深法废弃压力计算表层系原始地层压力(MPa)气藏中部深度(

m)废弃压力(MPa)沙二下28.252831.56.08沙三上36.433176.56.83沙三中48.123397.57.30沙三下65.293870.58.3231白庙气田废弃压力取值结果表废弃压力(MPa)层系原始地层压力(MPa)气藏中部深度(m)公

式法经验取值法埋深法废弃压力取值(MPa)沙二下28.252831.511.2310.006.0810.00沙三上36.433176.511.4111.706.8311.70沙三中48.123397.511.5219.007.3019.00沙三下65.293870.511.7721.808.3

221.803232物质平衡法计算气藏采收率EGGPZPZRRaaii==−1//压降法采收率计算表层系气藏中部深度(m)原始地层压力(MPa)废弃压力(MPa)采收率(%)沙二下2831.528.2510.060

沙三上3176.536.4311.760沙三中3397.548.1219.050沙三下3870.565.2921.850平均5533生产动态资料确定采收率生产动态资料确定天然气、凝析油采收率井号层位井控天然气储量(104m3)累积采气量(104m3)天然气采收率（%）井控

凝析油储量(104t)累积采油量(t)凝析油采收率（%）白20沙二下1489.3461741.430.1819011白27沙二下716.2144261.710.0825730白10沙三上4780.55324067.770.88195522白8沙三

上1565.5821.9752.510.2961722白24沙三上5397.242824.152.320.99135114白52沙三上5467.72997.0754.811201420平均值55.0920天

然气采收率：41.4-67.7%，平均55%凝析油采收率：11-30%，平均20%34综合确定气田采收率白庙气田油气采收率综合取值结果表天然气采收率(%)凝析油采收率(%)采收率取值(%)层系压降法生产动态法经验公式生产动态法天然气

凝析油沙二下60.0029.5320.5060.0025.00沙三上60.0031.3319.5060.0025.00沙三中50.0027.8050.0025.00沙三下50.0055.0929.5950.0025.00平均

55.0055.0929.5620.0055.0025.00天然气采收率55%凝析油采收率25%35天然气地质储量为84.43×108m3,为中-小型气田四套层系叠合含气面积为25.2Km2，储量丰度3.35×108m3/Km2，为低丰度

储量气藏埋深2576-4090m为中深—超深层气藏千米井深稳定产量＜1×104m3/d，为低产气田凝析油含量在138.5-1000g/m3，为中—高含凝析油的凝析气藏储量综合评价**气田沙二下砂层

对比图砂体呈条带状、透镜状，一般厚度大（4-10m），延伸长度远（0.5-2km）38**气田沙三中砂层对比图砂体呈条带状、透镜状，层薄而分散，厚度一般1-4m，延伸长度200-600m吐哈石油勘探开发

研究院开发二室编图绘图审核技术负责一九九八年七月十五日秦玉花葡北油田PB101--PB3-6井油藏剖面图00.40.81.21.6Km00.40.81.21.6Km横比例尺纵比例尺-2800-2900-3000-3100-3100葡北5-3葡北3-6海拔(m)owc:-2

846m(Q11)OWC:-2870m(Q31))owc:-2907m(Q41)owc:-2866m(Q21)owc:-2942mowc:-2982mQ21Q31Q11S11S21S31Q21Q41Q31Q41S11S21S21S21S31S

31-2800-2900-3000海拔(m)S3+41S21Q41Q21完钻井深：3520.00mS21葡北101OWC:-2874m(Q21)40OWCABC原始地层压力pi(MPa)深度(m)ABCDDEEDpDpDp开发方式：地层能量衰竭方式开发保

持地层压力开采衰竭式开发:✓投资相对较少✓采气工艺技术相对简单✓较高的天然气采收率凝析油采收率低产能试井资料解释井号层位井段（m）厚度/层数（m/n）无因次压力(Pe2-Pw2)/Pe2无阻流量（104m3/d）方法ES3中3372.8-34

01.42.2/31.28指数式3133.4-3157.00.752.40白8ES3上压裂9.2/40.403.66一点法白9ES3中3574.0-3575.01.0/10.453.41白10ES3上3064.2-3077.613.4/1140.8指数式白11E

S3下3990.0-4000.512.5/30.751.58白17ES3下4009.5-4032.013.0/40.514.44白18ES3中3556.8-3645.00.864.20ES2下2705.0-2706.81.8/10.421.71一点法E

S2下2768-26905.0/27.59白20ES2下2629.6-26638.6/520.06指数式白24ES3上3076－3214.516.5/40.216.54白26ES2下2940.0-29

33.07/10.732.53白27ES2下2952.6-2964.36.6/50.3034.41白29ES3中3086.0-3108.022/10.771.22白52ES3上3137.8-3208.0

18/80.0347.51开28ES3上3062.0-3065.53.5/10.283.80一点法（1）气井产能以低产—特低产层为主无阻流量<5×104m3/d11层，64.5%无阻流量5-50×104m3/d5层，29.5%无阻流量>50×104m3/d1层，6

%（2）沙二下、沙三上的产能高于沙三中和沙三下（3）气井产能与有效厚度关系不明显（4）气井产能与射开气层层数有一定的关系（1）统计方法预测当kh20×10-3μm2·m时：125.11)(6324.0−=khQAOF（R=0.9947）当kh<20×10-3μm

2·m时：)(2761.0khQAOF=（R=0.7446）QAOF=0.6234(kh)-11.125R2=0.989501020304050020406080100kh,10-3μm2.m无阻流量,104m3/dQAO

F=0.2761(kh)R2=0.55440123450246810121416kh，10-3μm2.m无阻流量，104m3/d无阻流量与地层系数（kh）关系曲线（kh>20）无阻流量与地层系数（kh）关系曲线（kh<20）（2）数学模型预测00),(lim

10)0,(11122==−=−===+−→−−eDDDDDrrDDDDDrrDDDWDrDDDDDDDDDDDrPtrPrPSPPrPrPtPrPrrP0123456020040060080010001200生产时间（d）气产量

(104m3/d)0510152025303540压力(MPa)实测流压拟合流压00.511.522.5305101520生产时间(年)产气量(104m3/d)单井稳定产能计算表井号层位稳定产量（104m3/d

）白8沙三上0.8白10沙三上2.5白23沙三上1.0白24沙三上4.0白52沙三上2.0开28沙三上1.5白18沙三中1.0稳定产能与地层系数(kh)关系表井名稳定产能(104m3/d)厚度(m)渗透率(10-

3μm2)地层系数kh(10-3μm2.m)单位kh稳定产能(104m3/10-3μm2.m)白80.804.006.3325.320.0316白102.5013.404.2056.280.0444白181.0018.400.7914.5360.06

88白231.008.001.199.520.1050白243.0016.503.0750.6550.0592白522.0011.408.2493.9360.0213开281.206.502.00130.0923平均0.0604开

发层系的划分：地质特征、沉积环境、水动力学特征具有相似性每一套层系应具有一定的储量，可以保证满足一定的采气速度开发层系之间应具有稳定的隔层分隔开发层系的划分不应过细，以减少建设工作量。含气井段长达1515米纵向上非均质性强，流体性质差异大具有稳定分布的

隔层气田储量丰度低、井控储量小一套开发井网开发四套含气层系，多层合采、逐层系上返的开发方式。布井方式：均匀布井非均匀布井**气田凝析气藏：地质情况复杂断裂系统发育整个气藏被多组断裂系统分割成小的区块储量分布

极不均匀单井产能差异大非均匀布井井距渗透性好、单井控制储量大的区块采用500m井距渗透性差、单井控制储量小的区块井距小于500m井距单井控制半径计算表井号层位井控动态储量(104m3)有效厚度(m)孔隙度(%)原始含气饱和度(%)原始地层压力(MPa)气藏温度(C)天然气偏差因子单井控制

面积(km2)单井控制半径(m)白20沙二下1489.344.2136428.52920.960.1805239.69白8沙三上1565.540.1774237.63白10沙三上4780.5513.40.1617226.88白24沙三上5397.243.40.7195478.57白52沙三

上5467.711.40.2174263.06开28沙三上7421.596.5136336.431051.0380.5175405.87白18沙三中3704.489.5126048.121131.1660.1746235.7

4沙三上2砂组：440m，上限其它各层组：250m，下限开发方案设计1、产能建设规模0.6×108m3、0.8×108m3、1.0×108m3、1.2×108m3、1.5×108m3。2、开发井网及开发层系

用一套井网开发四套层系，逐层段上返。采用不均匀井网，分3个阶段布井，每一阶段大致稳产3年。3、产能接替通过层间接替和井间接替实现气田的稳产。4、开发方式整个气藏考虑为衰竭式开发考虑沙三下回注干气保持压力开发白庙气田数值模拟储量拟合对比表容积法数值模拟法层位气（108m3)凝析油（104t)气（

108m3)相对误差（%）凝析油（104t)相对误差（%）ES2下10.3812.311.268.4813.429.1ES3上16.1229.516.381.6129.370.4ES3中28.78110.928.660.42120.498.6ES3下29

.16121.529.501.17126.113.8合计84.44274.285.801.61289.395.5图5-5白庙气田气产量历史拟合图0.050.0100.0150.0200.0250.01994.11994.71995.11995.71

996.11996.71997.11997.71998.11998.71999.11999.72000.1日期累产气(106m3)020406080100120140160180日产气（103m3）拟合累产气累产气拟合日产气日产气方案方案一方案二方案三方案四方案五方案六方

案七方案八方案九方案十0.60.60.80.8111.21.21.51.5利用井16161616161616161616新钻井15171720202220222224总井数31333336363836383840投利用井13131313131313131313阶段一新钻井445567

891011产总井数17171818192021222324利用井10101211141516161717程阶段二新钻井5668898989总井数15161819222424252525序利用井2344443322阶段三新钻井6767664

444总井数8101011101077667867554433168.08168.48218.3220.38273.61277.58330.66334.35410.71411.3347.4546.0975.7678.8782.884.8694.8196.46120.15123.496.

98.297.698.637.87.886.947.016.027.035.295.976.767.896.236.515.224.094.945.39807.96970.73966.961062.96994.121069.12934.22985.97863.96902.75199.9822

0.37304.4336.22304.26308.1288.29296.03255.88269.219.3511.2411.1912.3111.5112.3810.8211.411010.457.187.9110.9312.0710.9211.0610.35

10.639.189.66预测期末油采收率（%）投产井年产规模（108m3）日产气水平（103m3）日产油水平（m3）累产气（106m3）累产油（103m3）稳产期气采出程度（%）稳产期油采出程度（%）稳产年限预测期末气采收率（%）白庙气田方案指

标预测对比表指标各个开发方案经济效益指标表方案3方案5方案7注气衰竭式方案指标F3F5F7F11F12产量(亿方/年)0.811.20.20.2总井数(口)1720201711稳产期(年)65483采气成本(元/千方)833.9583

7.55813.743901.142017.38内部收益率(%)13.896.498.02-53.66-30.07净现值(万元)3200.9-5166.2-3749.8-39351-16375净现值率(%)4.79-19.94-14.47-171.7-114.51投资

利润率(%)4.631.513.41-25.54-16.42投资利税率(%)7.874.637.18-24.81-14.76资本金利润率(%)15.575.1611.66-87.35-56.17投资回收期(年)6541515借款偿还期(年)5.615.915.051515谢谢！