气田开发的方案编制.docVIP

气田开发方案摘要 一、萨曼杰佩气田开发调整方案 萨曼杰佩气田是阿姆河右岸最大的整装气田，也是合同区块内唯一投入开发过的气田，该气田1970年上报容积法储量1013.74×108m3（下石膏层94.4×108m3， 层状灰岩77×108m3，块状灰岩842.34×108m3）重新复算块状灰岩+层状灰岩地质储量为1380.52×108m3；其中土方为1166.67×108m3（块状灰岩732.00×108m3、层状灰岩434.67×108 m3）。根据气藏动态分析结果，气藏原有气井产能高，气井生产稳定性好，产水量小且主要为凝析水，未见水侵现象。气藏地层压力同步下降，没有形成压降漏斗，井间连通性较好。气藏p/Z-Gp曲线呈直线关系，反映目前驱动类型为弹性气驱，压降储量1326×108 m3左右。节点分析是采气工程中一个重要的分析方法。具体步骤为一、将系统分为8个节点从上至下依次为1、分离器、2、计量阀、3、井口、4、井下气嘴、5、井下安全阀、6、井底、7、射孔、8、地层二、选一节点，分别从流入、流出两方面计算压力降三、绘制流入流出动态曲线，交点对应的压力即为生产压力 还有很多细节要注意，建议你看看杨川东的《采气工程》萨曼杰佩气田目的层构造形态简单，为一个完整的、平缓的穹隆状背斜构造，构造拱曲幅度在220m左右，其东北区域已进入乌兹别克境内（如图1.2）。图1.2 萨曼杰佩气田区域构造位置图 背斜轴线在西部为北西向，中部为东西向，北东部转变为北东向为一个不对称。由于构造起伏较低，受力较弱，含气范围内未见断层。萨曼杰佩气田卡洛夫-牛津阶为一套碳酸盐岩地层，岩性主要为石灰岩，次为石膏，还有少量白云岩，当物性较好或裂缝较发育时均可构成有效储层。通过岩心资料分析，尤其是测井解释结果可知，硬石膏灰岩互层（XVac）、层状灰岩（XVp）、块状灰岩（XVm）内部均存在夹层， 硬石膏灰岩互层中主要为岩性夹层（石膏）；而层状灰岩和块状灰岩内均属物性夹层，即致密的低孔石灰岩等（图2.）。 硬石膏灰岩互层中的石膏或灰质膏岩致密层的单层厚度较大，岩性致密，但分析也有一定的裂缝发育程度，它们究竟仅是夹层，能否成为隔层，仅凭现有资料尚不能定论。 块状灰岩、尤其是层状灰岩中低孔渗的致密灰岩，单层厚度较薄，也有裂缝发育，分析其主要起夹层作用。 根据井统计，层状灰岩夹层频率在0.11～0.26层/米之间，夹层密度在53.2%～77.2%之间，夹层基质孔隙度平均值为1.4%～2.5%，渗透率平均值为0～0.01，属于物性夹层（表）。块状灰岩段夹层频率在0.06～0.20层/米之间，夹层密度在10.6%～71.0%之间，夹层基质孔隙度平均值为0～4.9%，渗透率平均值为0～0.06mD，亦属于物性夹层（表）。 由上述夹层统计参数和夹层对比图（附图1）可以看出，块状灰岩内部夹层数较少、单夹层厚度较小，不仅各井间夹层密度发育不尽相同，且纵向上发育的层位也不尽相同，找不到比较好的连续分布的夹层，因此难以对流体构成有效遮挡。相对而言，层状灰岩内部夹层频率、夹层密度较块状灰岩大，单夹层厚度也较块状灰岩的厚，）在部分地区（主要是气田的西北部）可能对开发有一定的影响。储层非均质性是指储层的岩性、物性和含油性的差异性。研究储层非均质性的目的是揭示储层展布，连通程度以及在纵、横向的变化规律，为改善油气田开发效果提供地质依据。储层非均质性分层内非均质性和平面非均质性。萨曼杰佩气田上侏罗统牛津-卡洛夫组主要储层段为层状灰岩段和块状灰岩段，其平面非均质性可以通过基质物性参数和裂缝参数的平面变化来表述，本节主要讨论其层内非均质性。层内非均质性主要表现在两个方面：一是储层内部存在着一些物性较差且不连续的夹层，二是各有效厚度段之间的渗透率存在差异。本次研究主要利用测井资料求取储层非均质参数（渗透率变异系数、渗透率突进系数、渗透率级差）对层状灰岩（XVp）和块状灰岩（XVm）的层内非均质性进行描述。 根据构造特征、储层发育情况及试气资料证实，萨曼杰佩气田卡洛夫-牛津组气藏主要受背斜构造控制，为背斜构造圈闭气藏；层状灰岩局部还受物性控制。主要依据如下： （1）背斜构造高部位为有利的含气区域，表现为储层厚度大，试油产量高；而背斜边部储层厚度相对较小，并存在试气干层（附图15）。 （2）通过对试气资料的统计，层状灰岩（XVp）和块状灰岩（XVm）在海拔-2317m以上测试了53层，其中气层有47层，水层1层（XVm），干层5层；而在海拔-2317m以下（或跨-2317m）测试了24层，其中气层4层，水层13层，干层7层（表2.、附图16）。而通过单井测井资料的流体性质识别，气水界面海拔也大体在-2317m附近（表2.），因此目前将气田的气水界面统一定为海拔-2317m是合理的。 气田废弃压力确定 废