天然气工程.ppt

1,天然气工程(章选),2,主要内容,第一章 石油天然气工业形势概论第二章 气田开发总论第三章 气藏动态分析简述第六章 气井的不稳定试井第七章 气井的产能试井第八章 气井试井的设计与实施第九章 气井、气田的递减曲线分析,3,主要内容,1 石油天然气工业形势,3 发展注气提高采收率配套 技术开发低渗透油藏,2 未来能源与天然气,4,第一章 石油天然气工业形势概论,5,主要内容,1 石油天然气工业形势,3 发展注气提高采收率配套 技术开发低渗透油藏,2 未来能源与天然气,6,第一节 石油天然气工业形势,7,一、50多年油气勘探成果,石油方面：发现576个油田（2004年前）勘探石油地质储量：225.6108t 可采储量：63.4108t（2004年前）全国石油剩余经济可采储量20.43亿 吨（2006年底）,8,天然气方面：发现193个气田 探明天然气地质储量：4.49371012m3 其中气层气：3.37271012m3 溶解气：1.1211012m3 天然气可采储量：2.57041012m3 其中气层气：2.20021012m3 溶解气：3702108m3,天然气剩余经济可采储量24490亿立方米(2006年）,9,注：2004年对石油天然气储量分类作出重大修改，颁布了新石油天然气资源储量国家标准，增加：探明技术可采储量、经济可采储量、新增探明经济可采储量 等,统计结果表明：2006年，我国石油新增探明经济可采储量1.72亿吨，天然气新增探明经济可采储量2935.71亿立方米。2006年，全国石油勘查新增探明地质储量9.49亿吨，同比下降1.6%；新增探明技术可采储量1.95亿吨，同比增长10.8%。有六大盆地石油新增探明经济可采储量大于1000万吨。分别是：渤海湾盆地、松辽盆地、鄂尔多斯盆地、塔里木盆地、准噶尔盆地、渤海海域盆地；全国天然气勘查新增探明地质储量5815.97亿立方米，同比下降6.2%。全国天然气新增探明经济可采储量大于100亿立方米的盆地有3个，分别是四川盆地、塔里木盆地、鄂尔多斯盆地。,剩余经济可采储量是指一国或一公司探明的已开发石油经济可采储量与扣除累计产量后的差值，反映出在一定的经济、技术条件下，国家或公司未来可能得到的实际经济利益。,10,以2006年我国消费水平计算，石油剩余经济可采储量可供使用6.38年，世界平均水平为40年;天然气可使用44.04年,世界平均水平为70年。反映石油资源最重要的指标有两个：储量替代率、储采比。储量替代率是反映储量接替能力的指标。2006年我国石油新增探明技术可采储量1.95亿吨，同年采出的石油量为1.84亿吨，储量替代率大于1，说明我国新增的石油储量可以弥补储量的消耗。储采比反映了目前国内剩余石油资源在当前生产能力下可供开采时间的长短。1990年以来我国石油储采比一般在1415之间，2006年石油储采比为11，储采比有所下降。总体上看，我国石油资源需要加强勘查工作，提高资源保障程度。,11,2000年三大公司上游利润：1148亿元占全国国有企业、国家控股企业利润45%,12,1、剩余可采储量资源量 150108t 人均资料12t/人，世界68t/人2、人均探明地质储量 4.8t/人，世界的1/10 人均可采储量 1.9t/人，世界的1/12,二、面临的严峻挑战,13,3、全国油田总体上进入高含水期 平均含水率84.2%，大庆油田5000万吨以上产量稳定了27年，2004起开始递减，今后每年降150200104t4、1993年起石油进口量出口量 2002年进口量7185104t，已占全国消费量30%，花费外汇142108美元,14,5、按GDP与石油消费量比例 2020年石油消费量达8108t，大力提倡节油，力求控制在44.3108t，使上劲，国内仅能产1.82.0108t，仅能达到50%自给程度。,6、天然气产量达到1200108m3 石油安全问题更加突出,15,三、发展战略,1、发挥国内油气资源基础性保障作用“调整东部，发展西部，加快海上”,2、树立石油安全全球观 国外油气资源利用，获取经济稳定油气资源，两种资源 两种市场,16,3、节约用油要成为基本国策4、技术创新5、战略储备，商业储备6、环境保护,17,四、发展任务,1、大力开拓新勘探新领域,2、提高石油采收率 1）改善水驱 提高波及体积，再提高35%采收率 2）发展多种提高石油采收率（EOR或IOR）技术,18,3）加强已探明的难动用储量开发 全国低渗透油田储量63108t，仅动用了31108t，已动用的提高效益，降低成本，未动用的32108t，依靠科技进步，改进经营管理体制与机制，使能很好地开发出来。,19,第二节 未来能源与天然气,20,廿一世纪 天然气世纪,天然气,世界能源市场上的首选燃料,21,一、寻找未来新能源,二、世界天然气开发和利用,三、石油天然气工业发展战略,四、天然气工业科技发展战略,主要内容,22,一、寻找未来新能源,（一）能源问题事关重大（二）超前思维，寻找未来新能源（三）天然气将是继薪柴、煤炭和石油之后第四个能源时代,23,（一）能源问题事关重大,能源是人类生存、繁衍的基本条件和生物进化的关键因素。,天然气将是继薪柴、煤炭和石油之后第四个能源时代。,24,科技发展提出了能源优质化要求，为能源低碳化创造前提日益高涨的环保浪潮是能源优质化的强大推动力量可持续发展目标推动了天然气和不含碳的H2等可再生能源走上能源历史舞台中国是一个人均能源不足的国家，能源问题的现状和未来应该引起高层领导的更大关注,25,（二）超前思维，寻找未来新能源,1、太阳能太阳是地球能量的源泉太阳能利用方式之一：发电英国BP和壳牌石油公司投资近10亿美元，用于太阳能开发利用中国投资8000万美元建20万个太阳能房顶计划太阳能利用方式之二：风能利用德国 世界第一 28.74108W中国名列第八,26,2、海洋能3、核能 核电在未来可能担当可持续发展能源的主角，除发电外还可城市供热,27,4、水力发电全球水资源 39784.51012Wh经济可开发资源 964.11012Wh中国水电设备总容量 65.07109W(GW)占总电量23.55、煤煤的深度加工、液化、气化洁净燃烧技术,28,新能源前景可观，需加大投入和研究，但2020年前仍以石油为主。,29,（三）天然气将是继薪柴、煤炭和石油之后第四个能源时代,天然气热效率高，环境效益好，发展利用天然气成为当今世界能源发展的潮流。最终将进一步降低能源含碳量，即可再生的太阳能、H2能源、核能取代现有大部分矿物能源，成为最重要的能源。,30,二、世界天然气开发和利用,（一）世界天然气资源（二）天然气市场（三）天然气输送（四）天然气应用,31,（一）世界天然气资源,世界天然气探明和未探明的资源量 4001012m3美国产气量最大 5556 108m3 占世界总产量 22.9%俄罗斯探明储量最大 48.14 1012m3 占世界总储量32.1%世界2000年总产气量 2.4223 1012m3世界2001年总储量 150.19 1012m3美国探明储量虽仅 4.74 1012m3，但有超过10 1012m3 非常规气源（低渗砂岩、页岩和煤层中的气）,32,全球煤层气可能超过210 1012m3有一种潜在的天然气资源水合甲烷（Methane hydrates）最近公布数字相差幅度缩小，在3000 101230000 1012m3之间美国拥此资源量9000 1012m3，主要在阿拉斯加海上。,33,（二）世界天然气市场,10 108人口生活在工业发达地区消耗了世界60%能源，北美占总消耗量31%独联体国家占27%欧洲占20%气代煤、气代油成为趋势。2020年达4.59 1012m3南北美洲主要在地区内平衡。俄罗斯主要提供欧洲，非洲产气国主要有阿尔及利亚、尼日利亚、埃及和利比亚，这些国家有管道通欧洲。亚洲产气国主要有印度尼西亚、马来西亚、文莱，还有澳大利亚，出口对象：日本、韩国和台湾地区，主要以LNG形式。,34,（三）天然气的输送,大致有管道输送；LNG；以电输送；气体转化液体。,较多的是采用管道输送甲烷在-162下液化成LNG，用绝热油槽运到用户处港口，重新气化。在产地发电，将电输给用户。把气体转化成液体，输送液体产品。,35,（四）天然气应用,1、发电天然气用量最大的领域发电、高能耗工业（钢铁、玻璃工业等）、取暖和家用燃料。随着“联合循环气体透平”（CCGT）技术发展，用天然气发电增长速度很快。,36,2、合成气（GTP,Gas to Products）天然气制H2合成气生产化肥（合成氨）尿素合成气生产甲醇，生产许多高价值化工产品，如甲醛、甲酸，DME（二甲基醚）,DME 很有潜力的化工产品，将来很可能会替代一般柴油燃料,37,3、GTL(Gas to Liquid)到2020年 将会有20套GTL工业装置，生产约50Mt/a的油品。以现有的技术，投入很大，建一套2.0Mt/a 装置要投入10亿美元。,38,三、2020年中国GDP翻两番目标下石油天然气工业发展战略,（一）2020年中国经济发展与能源需求（二）石油天然气在未来中国一次能源的地位（三）石油天然气发展战略,39,（一）2020年中国经济发展与能源需求,1、经济发展与能源消费主要指标对比 到2020年，国内生产总值（GDP）要翻两番，将达到4万亿美元。中国2020年经济和一次能源需求预计结果见表。世界经济发展与能源消费主要指标见表。,40,表1-1 2020年中国经济发展与能源消费主要指标,41,表1-2 2020年世界经济发展与能源消费主要指标,42,2.未来能源消费演化趋势,1)石油在能源消费结构中比重下降2)天然气在能源消费结构中比重稳步上升3)煤炭在能源消费结构中比重仍稳步下降,43,3.未来石油天然气可供性分析,1）世界石油生产前景预计世界最终石油资源量4000亿吨（贾文瑞等估计38404700亿吨）目前探明率60%世界石油最高年产量40亿吨左右2010年 36.5亿吨2020年 39.6亿吨,44,2）世界天然气生产前景预计世界常规天然气资源量400-550万亿m3（贾文瑞等估计360440万亿m3)最高年产量 3.3万亿m32010年 2.812.96万亿m32020年 2.933.19万亿m3非常规天然气：煤层气 1801012 m3水合物 300030000 1012 m3有可能成为21世纪主要能源。,45,3）中国石油生产前景预计全国石油资源量 940108吨 当前已超过 1000 108吨 石油可采资源量 大致都在 110140 108吨2000年底中国已探明石油可采储量 60.95 108吨 已累计采出 36.44 108吨2000年全国原油产量 1.65 108吨2010年年产量 1.75 108吨2020年 1.60 108吨,46,4）中国天然气生产前景预计常规天然气可采资源量 1014.71012 m32000年已探明可采储量 1.61012 m32000年全国天然气产量 262 108 m3今后天然气将进入高速发展期最高年产量将达到 12001400 108 m32010年 年产量 800 108 m32020年 1200 108 m3中国煤层气储量也较丰富。天然气水合物和其它形式非常规天然气尚未评价。,47,（二）石油天然气在未来中国一次能源中的地位,1、中国能源发展模式中国能源发展受两个条件制约：一是资源条件制约二是环境制约,所以只能走 以煤为主，能源多元化，以清洁可再生能源为主的发展路线。,48,2、能源发展思路和石油天然气在一次能源中的地位能源发展方针引导和适当控制石油消费，积极发展新能源、可再生能源和热电联产，大力开发煤炭净化和高效利用技术，将节能作为长期国策。能源发展方案设想2020年油气在能源消费结构中比重达到35左右。石油大体控制在44.5 108吨，天然气30003500 108 m3,49,（三）石油天然气发展战略,1、一个目标2、两个立足点3、三方面调整4、四项基本政策措施,50,1、一个目标,利用全球经济一体化，积极发展石油天然气生产和贸易，力争2020年石油天然气在能源消费结构中占35左右。,51,2、两个立足点,立足于国内和国际两个市场，两个油气资源。2020年国内石油自给率不足402020年天然气自给率 45力争20012020年新增可采储量3035亿吨利用国际资源重点：中东和周边国家（中东、中亚、俄罗斯等油气资源占国际总资源70）,52,3、三方面调整,布局调整（1）东部地区原油产量将呈下降趋势（2）西部地区和海域将呈稳步上升趋势（3）天然气以西部和海洋为主，2020年天然气产量1000亿m3产品结构调整管理方式调整,在油气行业中公有制、非公有制经济成分并存。,53,4、四项基本政策措施,积极促进国际能源与经济合作，建立中亚、俄罗斯和东亚的能源合作体系。充分利用和适当保护国内油气资源，建立以企业为主体的石油商业储备制度。积极开展煤层气、天然气水合物等新矿物能源研究。积极鼓励和支援国内石油、非石油企业参与国际石油市场投资。,54,四、天然气工业科技发展战略,（一）我国天然气工业新形势（二）天然气工业科技概况,55,（一）我国天然气工业新形势,天然气资源量巨大，但探明程度低，仅67新探明储量多属于难采储量天然气供需失衡问题突出,56,（二）天然气工业科技概况,起步晚，直到20世纪80年代才开始重视天然气开发和利用。以引进为主，自己开发创新少。全面落后510年。气藏开发方面，国外的巨型压裂、凝析气藏循环注气等技术已相当成熟，致密气藏开发技术也得到全面应用，我国除排水采气方面取得优势外，其余技术均较落后。我国气藏开发所需技术见表,57,表1-3 我国气藏开发所需技术,58,优先发展比较基础的、具有广泛影响的科技领域，全面提高科技发展水平。低渗气田应作为天然气科技发展战略的重点。对储层的横向预测和气层识别技术也应引起足够重视。复杂气藏（低渗气藏、异常高压气藏和凝析气藏等）渗流理论也应该是研究重点。对气藏认识的科技比较重视，对改造技术相对关注较少，“工欲善其事，必先利其器”。,59,第三节 发展注气提高采收率配套技术,开发低渗透油藏,60,一、低渗透油藏的地质特征和开发特征,低渗油层：,K 5010-3m2,1.构造特征,低渗断块油藏：,面积小,物性差,产能小,储量低,61,透镜体在低渗砂岩储油层中占相当大的比重，其大小、形态、方位和分布是能否成功地开发这类油藏的关键。,储层渗透能力很低，只要能与裂缝搭配，就能相对高产；对裂缝系统的研究是开发好这类油藏的重要课题。,单井产量低，且递减快，稳产条件差。,62,2.储层特征,非均质性强,低孔低渗,高含水饱和度,各向异性非常明显，厚度和岩性都不稳定,孔隙结构主要特征是孔隙类型多样，孔喉半径小和泥质成分多。粒间孔隙愈少，微孔隙比例愈大，渗透率就愈低。,63,孔隙连通但喉道细小。,泥质含量高。,含水饱和度高，一般30%70%。,北美172个低渗砂岩油藏，一般 K 10010-3m2。,岩石具有强烈的应力敏感性，压力卸载后，K恢复不到原值。,64,油井自然产能低，需压裂或酸化后投产。投产后递减率高，生产压差大，弹性能量小。,3.受岩性控制，水动力联系差，边底水驱动不明显，能量补给差，一次采收率低，812%，二次采收率也仅能提高到2530%。,65,4.毛管压力曲线多为细歪度型，细喉尖峰突出，喉道半径均值很小，排驱压力高，存在“启动压力”现象。,5.孔隙结构复杂，泥质含量高，存在水敏性矿物，在整个采油工艺系列中，保护油层至关重要。,66,这类油藏开发应特别注意：,（1）储量较大，今后开发难点和重点之一。,（2）进行精细油藏描述是开发成功的关键。,（3）开发过程中自始至终认真对待储层保护。,（4）普遍进行压裂改造等增产措施。,67,（5）钻加密井，合理调整开发井网。,（6）优先利用天然能量开发。,（7）注水注气保持压力开发。,（8）水平井-可供选择的方式。,68,二、国内外发展注气提高石油采收率技术概况,1999年，17个油区，参评储量101.36108 t，占已投入开发地质储量72.6%。,1.国内概况,注气非混相驱 的覆盖储量7.02108 t，与水驱相比平均可提高采收率8.7%，增加可采储量0.608108 t;,其中适于注气混相驱 I 类潜力的覆盖储量5.25108 t，与水驱相比平均可提高采收率18.2%，增加可采储量0.954108 t;,69,I 类潜力 指技术上可行、风险小、近期内实现的可行性较大的潜力。,II 类潜力 技术上通过了各项筛选标准，但由于在筛选及潜力预测中未考虑的各种因素影响（如高温、高压、大孔道、注入能力低、无气源、井况差、裂缝影响实施等因素），使其实施困难较大、风险高的潜力。,70,应加强注气提高采收率配套技术研究，以较快的速度，使其发展成为经济有效的提高采收率技术。,II类潜力注气混相驱覆盖储量4.482108 t，提高采收率18.1%，增加可采储量8100104 t。,注气非混相驱覆盖储量3.20108 t，提高采收率5.9%，增加可采储量1900104 t。,71,中石油开展了：,葡北油田注烃混相驱，塔中注烃非混相驱，牙哈、塔西南柯克亚、大港大张坨凝析气田回注干气，大庆、吉林、辽河等开展了CO2、N2和天然气驱开发低渗透油田。,中石化开展了：,江苏、江汉、中原、胜利和滇黔桂等开展了天然气、CO2、N2和空气驱等多种矿场试验。,72,注气配套技术研究 机理和数值模拟技术 注入工艺 动态监测 防气窜 室内评价技术研究,当前主要要搞好：,73,世界石油生产大国（以美国、加拿大为代表）把蒸汽驱作为主导技术，化学驱的应用减少，注气驱逐年增长，它具有显著成效，具有很大潜力和前景。,2.世界发展概况,1）美国自19962002年EOR项目变化见表1-4：,74,75,2002年EOR项目：,76,2002年EOR项目总日增油：10.6371104m3/d:热采:5.9062104m3/d 化学驱：9m3/d 注气：4.7299104m3/d,77,2003年探明石油地质储量：1928.67108m3（1,212,880,852,000 桶 bbl）探明天然气地质储量：1541012m3（5.5 quardrillion(1015)scf）,2000年所列美国大多数EOR项目继续执行,最普及的EOR项目:蒸汽驱、CO2驱、烃类混相驱及化学驱（主要在中国）,78,CO2驱的主要技术进步：“气藏表征”的改善；CO2段塞尺寸的增加；水平井、四维地震和层析成像测井有限地应用；膜分离CO2技术已趋成熟,79,原油、CO2和燃料的价格影响：CO2价折合146元/t人民币或0.29元/m3和油价18美元/桶时，西德克萨斯州二迭盆地的CO2驱经济可行。,EOR潜力：(a)在未来15年中约有14106t CO2（折合70.84108m3）储存于油气藏中，可避免排入大气和污染环境。,80,(b)一批SAGD（蒸汽驱+重力驱）项目在加拿大有前景，加拿大资源有限公司的SAGD项目到2009年相当于从700口水平井中日产7950 m3/d11130m3/d 原油。,81,三、几个低渗透油藏注气提高采收率具体建议技术,（在此着重介绍注N2气驱及CO2单井吞吐）,1、N2混相驱和非混相驱,自20世纪60年代以来，人们逐渐地把气源扩展到非烃类气体，效果最好的是CO2，但N2（或烟道气）以其广泛的来源和低廉的价格越来越受到人们的重视。,82,N2作为驱替剂的特点：,惰性气体，不需防腐；密度小于油藏气，粘度则与气顶气接近，适合于顶部注气驱油；偏差系数比气顶气、烟道气和CO2都大，不溶于水，较少溶于油，具有良好的膨胀性，弹性能量大，有利于气顶油藏气顶注N2;能抽提（蒸发）原油中的轻烃和中间组分，有利于轻质油油藏、挥发性油藏和凝析气藏注N2以混相或非混相蒸发气驱开采原油，已形成一套制N2注N2脱N2的工业化流程与配套设备。,83,烟道气主要成分是N2（8085%）和CO2（1015%）。驱油机理与N2的驱油机理相似，但因含有CO2，在驱油过程中能起到一定的溶解降粘、改善原油流动性的作用。缺点：具有一定腐蚀性。,84,注N2驱类型：,多次接触混相驱（包括驱赶CO2、富烃气驱）；多次接触非混相或近混相驱；循环注N2以保持油藏压力;重力驱。,85,混相驱或非混相驱适用于油层物性较差、原油中有一定溶解气、原油相对密度在0.83480.7753（3851API）范围的埋藏较深的轻质油藏。循环注气保持油藏压力适于注水效果差、低孔低渗，原油相对密度在0.87080.7389（3160API）范围的埋藏较浅的油藏。重力驱适合于油层物性好、埋藏较深、闭合高度大的盐丘、礁块或背斜油藏。,86,N2驱筛选标准：,（1）含油饱和度30%PV；（2）储层为砂岩或碳酸盐岩；（3）厚度薄有利；（4）渗透率无限制；（5）深度大于1371.6m（4500ft）；（6）地层温度无限制,87,（7）陡峭的倾斜油藏；（8）原油相对密度35API）；（9）原油粘度 10mPa.s；（10）原油组成富含C1C7。,可放宽到：原油相对密度35 API）；地层温度100；埋藏深度1500m。,88,特别推荐几种N2驱类型：,（1）注N2推动易混相气体段塞的混相驱,注N2混相驱要求的条件较高，混相压力高，要求原油中间烃含量高，实施难度较大，适用范围较窄。可通过注N2和烃类气体段塞混相驱来提高采收率。如果易混相气体段塞的尺寸选择合理，则比连续注N2经济效益更好。,89,2000年SPE62547文章介绍一个块状裂缝性碳酸盐岩水驱挥发性油藏注N2推动富含C2C6产出气段塞高压混相驱先导试验的成功做法。石油地质储量19.08108m3，一次采油仅采出了原油1.908108m3，产出气中富含C2 C6，初始含量0.28390.5679m3/m3。1994年着手先导试验3年。在注N2前注10%PV富含C2C6的产出气段塞，混相压力降到22.048MPa。,90,（2）重力稳定驱,对倾斜的、垂向渗透率较高的地层，在含油气构造顶部注气。重力稳定驱必须要求油层具有足够高的垂向渗透率，且注入速度小于临界速度。,（3）保持地层压力,注N2的目的是使油气藏的压力保持在露点或泡点压力之上。,91,2、单井CO2吞吐采油,（1）CO2基本性质和增产原理,1）CO2易溶于油，可以：增大原油体积；降低原油粘度；改善毛细管渗吸作用。,2）CO2溶于水，可以：提高水的粘度；CO2水溶液与碳酸盐岩石起反应，提高储层的渗透性能；降低油水界面张力。,3）萃取原油中C2C30烃类。,92,4）改善油水相对渗透率，降低最终残余油饱和度。,5）CO2具有与原油混相的能力。,6）注入碳酸水，可使含水带前缘形成和保持CO2游离气带。,7）CO2密度为空气的1.53倍。压力 2.017 Mpa，温度低于 17时以液态存在。CO2临界温度 31，临界压力7.399MPa。CO2的偏差系数受压力和温度影响较大。CO2局部溶于水，易溶于原油。,93,CO2吞吐又称循环注CO2 或CO2增产措施。它起源于注蒸汽单井吞吐。,开采机理主要是：1）降粘，如果原油粘度降低50%，产量约提高一倍；2）膨胀，CO2 注入油后体积可增加0.50.7倍，增加储集空间含油饱和度；3）解堵，CO2溶于水产生H2CO3，溶解某些胶结物；4）降低界面张力；5）轻质油藏CO2汽化中间烃和C7+组分，在近混相过程中完成吞吐过程。,94,（2）备选油藏的筛选和油藏参数的作用,1）影响CO2吞吐过程的两类变量。,a)操作变量，是可控变量。,b)油藏变量，是自然因素。包括：油藏压力和原油粘度；原油密度；当前原油饱和度；初始含气饱和度；地层渗透率；润湿性。,95,重要的操作变量：作业压力；CO2注入量；油井开井时的井底回压；循环次数（周期）；焖井（浸泡）时间。,作业压力或注入速度-高的作业压力使更多的CO2溶于油中，降低原油粘度。应以可能的最快速度注入。根据油藏条件，在较高的地层压力下处理半径可扩大些，在较低压力环境下，选择较小的处理半径。也有研究者认为：很高或很低流动速度均使总采收率和气体利用率变差。,96,CO2注入体积-用每 ft 净产层注入CO2 106 scf表示措施注入量。一般为：10.1018.3 m3/m（0.110.2 103 cf/ft）。,回压也是关键参数之一。,浸泡期-23周或更长的浸泡期可采出一样或更多的原油。有人在评价106口单井施工资料后认为有一个最佳浸泡期。,循环周期数-第一个循环总是最好的。有利的循环周期数平均为35次。,97,（3）单井注混合气吞吐过程值得重视,（4）我国注CO2单井吞吐现场试验简介,1994年后，吉林油田到1998年，对144口井实施了CO2吞吐试验，平均 1 t CO2 换 3.3 t 原油；对119口井开展了CO2 泡沫压裂，平均 1 t CO2 增油 8.6 t。还开展了水井降压增注，注水井CO2段塞水气交替注入等工艺技术措施。,98,江苏油田开展了CO2吞吐和驱替试验、CO2 酸化试验。,江汉油田积极开展了注 N2 单井吞吐和驱替试验。,中原油田也积极地开展单井吞吐和准备驱替试验，并回收了石化厂排放的CO2。,此外，大庆、辽河、胜利、吐哈等都开展了这方面的现场试验，吐哈还开展了油井混气（液N2）压裂或酸化试验。,99,谢谢！,100,第二章 气田开发总论,101,第一节气田开发特点和规律性认识,第二节气藏开发方案编制中的重要问题,102,第一节气田开发特点和规律性认识,复杂性、特殊性、规律性,103,1、埋藏的隐蔽性和模糊性2、地质情况复杂性、非均质性、非连续性、非有序性3、地质、生产信息的分散性、非确定性和跳跃性4、开发过程的系统性5、开发的风险性6、地层流体渗流的复杂性（多相渗流、物化渗流、非牛顿流体渗流、流固耦合）,一、复杂性,104,二、特殊性1、生气成因的广泛性腐泥质和腐植质干酪根均可为生气母质陆相和海相地层均了产生深浅层均可产气气体类型众多气藏纵向分布窗口比油藏广泛得多,2、盖底层的严密性要求比油藏高得多,105,4、气体流动的活跃性气体粘度比水小100倍，比原油小23个数量级高渗流速度带来紊流和惯性效应，近井带常破坏达西渗流定律非线性渗流方程，更具复杂性,3、气体显示的隐蔽性综合方法才能发现气层,106,高压时要考虑气体偏离理想气体定律，用气体偏差系数Z表示气体状态方程。P24.74MPa(3500psi)时，渗流方程中压力用P表示,似液体，最好用拟压力函数表示。,5、气体的压缩性,107,7、开发的效益性气藏采收率高定容封闭气藏采收率达5090，平均85水驱气藏3565有不同开发程序、井网部署、层系划分、动 态特征和采气工艺技术,6、开发的同步性地面地下的一致性,108,8、钻井工艺复杂性压力控制要求高井身结构耐压、严密性要求高气体喷射迅猛性含H2S和CO2的腐蚀性,109,9、气井开采安全性井身结构、井口、井场设备耐压高，密封性要求高防火、防爆、安全可靠性要求高专有水合物防治问题要脱H2S和CO2，符合国家气质标准,110,10、储存运输的系统性气层气井矿场输气干线用户是紧密相连的系统工程要考虑昼夜和季节的气体调峰,111,1、气田开发受控于市场，产销双方关系密切。2、输气干线是桥梁。3、地层水对天然气开采影响不可低估，水驱气剩余气饱和度在1550范围变化。4、气体流动性好，开发井井距大于油藏。5、输气管网把全国、本油气区、本气田形成一个大系统。6、编制开发方案前取得开发动态资料至关重要。,特别强调：,112,三、规律性,1、正确认识气藏地质和开发特征，这是有效开发气藏的前提。若在地质认识上发生了偏差，很强的技术实力也不会有好的效果开发初期不失时机录取各项资料，做到静动结合大井距增加认识气藏难度,113,压力是气藏开发的灵魂能量损失的三个组成部分：气层渗流阻力 井筒摩擦阻力 地面压力损失三者损失达到最小，就会取得最高采收率,2、合理利用气藏能量，有效利用压力，提高经济采收率和高效开发。,114,降低渗流阻力措施 改造气层，降低生产压差 确保单相气相渗流 强化气层保护和完井工艺 优化射孔 气井产量控制在产气方程直线段范围,115,优选油管直径，降低井筒摩阻 拉克气田 原摩阻损失占 Pi 29 放大油管127mm，摩阻仅占0.6 Pi,确定合理的外输压力 罗马尼亚 特兰西尼亚盆地 采用4、2.5、0.91.4MPa 三套管网,116,3、在高渗区集中布井是非均质气藏合理的布井方式。高渗区采低渗区气，避免打无效、低效井中、低产区分布面积大和高产区面积较小的大气田仅靠高产区气井开采不够 控制高产区采气速度/低产区产气速度小于3,117,4、排水采气是封闭性水驱气藏提高采收率的重要技术。早期重视水文地质研究，及早认识边底水封闭性,5、勘探开发一体化是开发好复杂的中、小型气田的开发程序。6、严格控制水侵和有效防腐技术是含硫气田高效开发的保证。,118,7、水驱气藏采收率高低主要取决于水侵强度和废弃压力的大小。方法有:,降低井口输压排液采气储层改造优化射孔,水平井开采二次采气早期整体治水凝析气藏保压开发,119,8、多系统协调优化，制定总体开发方案。多学科联合攻关因地制宜、先进适用技术,9、不断实践，不断认识，按照气藏开发阶段性进行部署和调整，加强动态监测、分析，对开发过程实行有效控制。气藏动态分析贯穿于开发过程始终充分发挥气井双重作用生产与信息的效能,120,10、工欲善其事，必先利其器看准了科技项目，敢于花力气，花本钱，锲而不舍，坚持到底重视改造性技术，甚至胜于认识性技术,121,第二节气藏开发方案编制中的重要问题,1我国气田与凝析气田的分布、2气藏分类、3气藏的驱动类型、4气井生产制度和气藏开采速度、5气田开发层系的划分、6气藏的井网部署、7气藏天然气储量估算和采收率、8气田与凝析气田开发的方针原则、9开发阶段和开发程序、10气田开发概念设计的编制、11气田开发方案编制、12气田开发方案后评估,122,一、我国气田、凝析气田的分布,1、地区分布 截止1998年底，中国陆上及近海海域气田总数为321个，其中中型54个，大型15个，分布在中国东部、中部、西部、南部和海域区，分别占已发现气田总数的43、39、14、1和3；占已探明地质储量15、47、23、0和15。,123,2、气田类型分布 天然气成因类型很多，有煤成气、生物气、湖相泥岩气和碳酸岩气；无机成因的CO2和N2气。煤成气的探明储量已增加到57。东部主要为湖相泥岩气、煤成气、浅层生物气。东部和近海还发现28个CO2气田。,124,3、气田的层位分布 新生界、中生界、上古生界、下古生界和元古界分别占探明地质储量的38、17、30、13和2，按储量大小依次为第三系、石炭系、奥陶系、三叠系、第四系、白垩系、二叠系、侏罗系和震旦系。泥盆系、志留系和寒武系尚未获得天然气。大中型气田以第三系、奥陶系、石炭系、第四系和三叠系为主。,125,4、大中型气田分布特点1）多种类型天然气混合分布在同一气藏中2）煤成气占重要地位3）过成熟裂解气分布在四川和塔里木盆地4）浅层生物气田主要分布在柴达木盆地5）溶解气主要分布在松辽、渤海湾和准葛尔盆地6）幔源无机CO2分布在东部盆地中,126,二、气藏分类,从性质上可以分为：勘探、开发和经济三个系列。常用的有：圈闭（气储形态、构造形态、圈闭形态和其它）、储层（岩石类型、储渗空间、储渗物性、均质程度和孔隙结构）、天然气成因（物质来源、生成母质和热演化程度）、气体组分组成（组分比例、气体湿度、特殊气体）、相态特征（物理状态、组合比例和赋存方式）、驱动类型（驱动力源、水体类型、水体能量）、地层压力（压力系统、压力高低）、物质基础（储量大小、气井产能）和工程条件（埋藏深度、集输条件），共9种因素、27项指标。主要的6种是：圈闭、储层、驱动、压力、相态和组分，其中储层和驱动又是更主要的因素。,127,1、圈闭因素,表21 气藏圈闭类型分类表,128,2、储层因素,1）按储层岩石分类：在沉积岩石学中一般分碎屑岩和化学、生物岩。2）按储集层形态分类：块状、层状和透镜体状。3）按储层类型分：可分五类。4）按储渗类型分类：孔隙型、洞穴型和裂缝型。90以上的气藏储层为缝、孔、洞复合型。,129,表22 气藏的储层物性分类,130,3、驱动因素,按驱动能量可分气驱驱动指数：WEDI0.3,属弱弹性水驱。,131,表23 按水驱类型的分类指标,132,4、相态因素,1）双相系统的油气藏分类,表24 双相系统油藏类型,133,目前可将含凝析油量大于50g/m3者称为凝析气藏。(如下表所示）,表25 凝析气藏按凝析油含量的划分类型,2）单相系统的气藏,134,5、组分因素,有75以上气藏，其CH4含量超过90，有67.7的气藏含CO2，有32.3气藏含H2S，He含量小于0.05。C2H6以上与CH4的摩尔分数含量之比5为湿气。含H2S、CO2、N2的烃类气藏分类情况见下表所示。,135,表26 含H2S烃类气藏分类,136,表27 含CO2烃类气藏分类,137,表28 含N2烃类气藏分类,138,6、压力因素,异常高压，压力系数1.8；常压，压力系数0.91.3；低压，压力系数0.9。7、经济因素 1）按储量大小划分 2）按埋藏深度划分 3）按气井产能划分,139,1）按储量大小划分（1）极小气田：地质储量1000108m3。2）按埋藏深度划分（1）浅层气藏，埋深小于2000m;（2）中深气藏，埋深（20003200）m；（3）深层气藏，埋深（32004000）m；（4）超深气藏，埋深大于4000m。,140,3）按气井产能划分,表29 按气井产能分类,141,小 结,（1）以构造气藏为主（2）以碎屑岩气藏为主（3）以干气气藏为主（4）以孔隙型、裂缝孔隙型为主（5）以气驱和弱弹性水驱为主（6）未开发和试采气藏储量占相当比例（7）以正常压力为主（8）大型、特大型气藏储量占一定规模,结论：具有很大潜力，也有很大难度。,142,三、气藏的驱动类型（方式）,油藏的驱动类型根据主要能量的形式可分：水压驱动、弹性水压驱动、气压驱动、溶解气驱和重力驱动。气藏的驱动类型不仅考虑主要的驱气动力，而且，相当重要的是在开发各阶段分析气藏的动态变化和气藏与周围供水区的相互作用，主要指气藏压力和储气孔隙体积的变化。,143,气藏的驱动类型可分为：1、气驱 没有边、底水，或边、底水不活跃，驱气的主要动力为气体本身的压能，储气孔隙体积保持不变。2、弹性水驱 边水或底水影响大，储气孔隙体积缩小，地层压力下降缓慢。3、刚性水驱,144,四、气井生产制度和气藏开采速度,1、气井生产制度 指在井底（或井口）或地面装置上控制压力和产量变化的条件，确保气井的安全生产和保护地下资源。我国最常用的气井生产制度是定产量生产和定压生产两种。气井定产主要是根据试井资料，通用的是系统试井。限制气井产能的因素有：1）自然因素 2）工艺因素 3）经济因素 4）其它因素,145,2、开采速度,1）气藏比油藏具有更有利的开采条件。确定开采速度应考虑：（1）要使气井和地面设备更经济；（2）用户需求量和长期稳定供气；（3）有无后备储量接替（4）国家的能源政策；（5）天然气的价格。2）国情不同，实际开采速度不一致。罗马尼亚5，前苏联57，而美国均在5左右，水驱气藏在4以下。储采比为10左右时，抗风险能力过低；15时具有较合理的抗风险能力；大于20时，应适当扩大生产规模。,146,五、气田开发层系的划分,1、划分开发层系的意义1）充分发挥各类气层的作用2）部署井网和生产设施的基础3）采气工艺技术的发展水平4）气藏开发的高速度要求,147,2、划分原则1）有一定储量，气井有一定的生产能力和稳产时间，采气工艺简单，较好的经济效果。2）有良好的隔层3）沉积条件相近，渗透率、气层分布面积和层内非均质程度相近。4）构造形态、油、气、水分布情况、压力系统和天然气性质应当接近。5）按目前的采气工艺水平不要分得过细。,148,3、划分与组合开发层系的基