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表1 21世纪初世界可采储量1万亿立方米的天然气田 续表1 截止2001年,世界探明天然气储量149.5×1012m3 俄罗斯47×1012m3,占世界储量31.4%; 伊朗31×1012m3,占15.4%; 卡塔尔11.1×1012m3,占7.5%。 因此,很需要了解和学习俄罗斯气田开发经验 本文介绍四个巨型气田的开发经验,翘首盼望我国能发现具有万亿立方米巨型气田。 一、巨型气田开发简介 俄罗斯最大巨型气田,世界第二。 1978年主力气藏上部西诺曼气藏首先投入开发。 1987年高峰年产量2765×108m3/年 (4%采气速度),占当时全俄罗斯产量的50%。 1、地质特征 同亚姆布尔、梅德维日等巨型气一起位于西西伯利亚北部普尔-纳迪姆油气区。 2)构造 (1)位于西西伯利亚盆地北部乌连戈伊-亚 姆布尔坳陷乌连戈伊长垣构造带。 (2)呈南北走向,构造主体有南、北两个 高点。还有延一亚欣、佩斯佐夫等高点,加 上北乌连戈伊构造,构成了气田的整体 (3)气藏面积超过4000 km2。 3)勘探简史 1966年勘探发现,1974-1976年证实延一亚 欣、佩斯佐夫构造含气。 6)储层 (1)岩性为砂岩、粉砂岩,泥岩胶结性差,河 流相沉积。 (2)气层厚度大。高部位最厚达211m,一般3~ 152m。 (3)埋深1100~1250m。 (4)物性好。平均孔隙度21~27%,平均渗 透率160~550 md。大于500md为好储层; 500~100md为中等储层;差储层小于 100md。 2、开发特征 1)1978年西诺曼组高产气藏优先投产、上 产期8年(1978~1985)、稳产期8年 按2500 ×108m3/年水平,稳产到1992年,采气速度4% 。1996年产量调到1516×108m3/a,主力区采出程度60.9%。主力区生产井777口,延一亚欣区261口,佩斯佐夫145口,北乌连戈伊104口。预计到2025年,采出程度89.3~89.5%。 2)经历了分阶段分区设计、分期分区投入 开发和不断调整修改阶段 3)开发中几个问题 (1)均衡开采问题 大区之间形成了较大的地层压降漏斗,如塔普-亚欣区长期未投入开发,气体向其他区越流,地层压力下降了2.7~4.7MPa。 (2)压缩机站建设滞后,监测系统实施滞后。 (3)气井出水和出砂问题 (4)开发后期应着重研究 ①水淹地层剩余气储量研究 ②出砂的防治 ③低于5MPa地层压力时的修井液研制 地质特征与乌连戈伊相似,气藏面积3825 km2, 原始地质储量5.76×1012m3。 滨海相与冲积三角洲沉积,主力区块有效厚度90~175 m,孔隙度24~31.5%,绝对渗透率1000~2110 md。 1984年制定开发方案,1986年该气藏开发,开采6年后年产量达到1850×108m3/a,有13年的稳产阶段,(单井平均产量1×106m3/d,一个丛式井组钻4~8口定向井)。 1996年总井数782口,采气井676口,实际生产井668口,分布于106个丛式井组中。 开发特点: 层状-块状气藏,衬托着底水。 1997年已采出了33%储量 有178口气井出砂 平均产气层段为54%气层厚度 初始5~7年间,气藏在气驱方式下开发, 随后出现弱弹性水驱。 1997.1.1侵入水量占含气孔隙体积5%,水上升高度为1~35m。预测到2025年,全气藏水淹井总数85口,水淹区占44%气藏孔隙体积。 开发特点(续): 平均渗流参数比1984年方案设计时变坏0.5~1倍 站区间存在着压差,引起了区间的气体越流,1997.1.1,从气体处理站3、4和7号区越流的气量达1484×108m3。从8号站区流入1号站区的越流气量326×108m3。气藏中央部位的压降漏斗。 1997.3.18研究了1700、1600和1500×108m3/年三套开发方案,分别需补钻131、86和47口井。1500×108m3方案较好。 对气藏监测很重视 地质特征与乌连戈伊、亚姆布尔巨型相似 1)丛式井组开采 每井组3~4口井,丛式井组间距0.9~2.5km,1995年1月1日79个丛式组,473口井中有观察井和测压井90口,生产井383口,开发井已钻完。 2)产层具很高产能 保证气井1×106m3/d平均产量,初期要保持生 产压差0.147~0.245MPa,2010年完成该气田开发,停止长输的工业采收率为90.2%,累计产气量1.795×1012m3。1995.1.1侵入地层水量占29.7%原始地层孔隙体积。有50口自行停喷
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