气田与凝析气田开发基本原理和方法.ppt

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1、气田与凝析气田开发基本原理和方法,气田与凝析气田开发,1.油气田开发科学技术发展趋势2.我国主要气田类型的地质和开发特征3.气田开发经验和开发方案设计4.对高含硫气田开发的几点建议5.拓展新思路提高凝析气藏采收率和气井产量6.总结国内外经验，开发好大气田,1.1 概述,1.油气田开发科学技术发展趋势,1.1.1 石油 石油是其它能源不可替代的战略资源 石油是工业的血液 石油是不可再生的矿物资源 石油是现代战争的根源之一,1.1 概述,1.油气田开发科学技术发展趋势,1.1.2 天然气 洁净、优质、高效的燃料 重要的石油化工原料,1.1 概述,1.油气田开发科学技术发展趋势,1.1.3 石油、天

2、然气工业 知识密集、技术密集、人才密集的行业 国际性行业 具有很大风险的行业 对国家有重大贡献的行业 具有优良传统、有爱国、创业、求实、奉献行业精神,1.1 概述,1.油气田开发科学技术发展趋势,1.1.4 世界能源发展趋势 从环保和优质能源出发，二十一世纪为 天然气世纪，世界能源发展总趋势是向低碳化以至无碳化方向发展。,1.1 概述,1.油气田开发科学技术发展趋势,1.1.5 中国能源工业发展的两个阶段 1）2020年前（1）适度提高石油天然气在能源结构和消费结构中比重（2）努力推广煤炭净化和高效利用技术（3）做好新的可再生能源的研究和开发,1.1 概述,1.油气田开发科学技术发展趋势,2）

3、2020年后（1）大力推广和发展新能源、可再生能源（2）使洁净能源在能源结构中比重2050年超过50%（3）初步实现经济、能源和环保的协调发展,1.1 概述,1.油气田开发科学技术发展趋势,1.1.6 石油天然气工业发展战略 1）立足国内 2）开拓国际 3）厉行节约 4）建立储备,1.1 概述,1.油气田开发科学技术发展趋势,5）在战略上做到四个结合（1）稳定东部与发展西部结合（2）重视石油与加快发展天然气结合（3）开发生产与节约利用石油资源结合（4）国内石油勘探开发与国外建立石油生产基地结合,2006年的新一轮常规油气资源评价结果：我国石油远景资源量为1086108t 石油地质资源量7651

4、08t 石油可采资源量212108t 天然气远景资源量561012m3 天然气地质资源量351012m3 天然气可采资源量221012m3,1.1 概述,1.油气田开发科学技术发展趋势,1.1.7 中国能源发展方案设想,1.油气田开发科学技术发展趋势,1.1.7 中国能源发展方案设想,天然气远景资源见下表：,表1 中国主要盆地资源量数据表（1012m3）,1.油气田开发科学技术发展趋势,表2 中国天然气资源探明程度统计表,1.油气田开发科学技术发展趋势,表3 中国能源消费总量及构成,1.油气田开发科学技术发展趋势,表4 中国21世纪初期天然气储量与产量预测,1.1 概述,1.油气田开发科学技术

5、发展趋势,1.1.7 中国能源发展方案设想,1.1 概述,1.油气田开发科学技术发展趋势,1.1.8 世界油气资源情况,1.油气田开发科学技术发展趋势,1.1.9 我国气田开发所需技术,1.1 概述,1.油气田开发科学技术发展趋势,1.1.9 我国气田开发所需技术,1.2 未来的油气田开发研究项目（世界发展趋势）应集 中在提高油气井产能和油气藏采收率,1.油气田开发科学技术发展趋势,1.2.1 主要目标,1）新IOR技术，经济实用又符合环保要求 2）更好的描述油气藏现象 3）解决井筒堵塞、腐蚀和其它生产问题 4）开发新型的改善生产、防治腐蚀的新材料和催化剂,1.2 未来的油气田开发研究项目（世

6、界发展趋势）应集 中在提高油气井产能和油气藏采收率,1.油气田开发科学技术发展趋势,1.2.1 主要目标,5）发展最小环境危害、最大能源效益的油气生产技术6）发展更为精确的描述油气生产过程和环保的数学模型7）提高人们、研究工作者劳动生产率和改善工作环境8）开发工艺技术市场及其转让市场的议定书（备忘录、草约）,1.2 未来的油气田开发研究项目（世界发展趋势）应集 中在提高油气井产能和油气藏采收率,1.油气田开发科学技术发展趋势,1.2.2 重点加强的领域,1）能源科学2）环境科学3）信息技术4）材料科学,1.2 未来的油气田开发研究项目（世界发展趋势）应集 中在提高油气井产能和油气藏采收率,1.

7、油气田开发科学技术发展趋势,1.2.3 研究特点,严格专门化（tight specialization)的时代已经过去，实际需要的是跨专业探索,1）创新研究 前人未曾研究过的方向。它是建立在物理、化学基本观察基础上的。这些研究将导致工艺技术和新过程的突破，特别在轻质原油和天然气方面。常规实验分析应归到专门的非研究性组织机构中。,1.2 未来的油气田开发研究项目（世界发展趋势）应集 中在提高油气井产能和油气藏采收率,1.油气田开发科学技术发展趋势,1.2.3 研究特点,2）跨专业研究 目前在石油科技研究中要做到这一点还较难，但绝大多数研究都是由来自各专业的科学家团队来完成，如石油工程、化学工程、

8、计算机工程、环境工程、地球物理和地质等科学家组成的团队来完成。,1.2 未来的油气田开发研究项目（世界发展趋势）应集 中在提高油气井产能和油气藏采收率,1.油气田开发科学技术发展趋势,1.2.3 研究特点,3）绿色工艺技术 应优先发展有环保要求的项目。,1.3 各种具体项目,1.油气田开发科学技术发展趋势,1.3.1 人力资源开发研究,1）奖励科技工作者，增加劳动生产率2）改善工作环境的质量，在工作岗位上愉快3）人员培训4）更高级别的教育“手把手教”的课程；跨学科的合教课程；研究的融合；动态课程教学，等等。,在发展中国家，人力资源开发研究尤为重要，但常为人们所忽视。,1.3 各种具体项目,1.

9、油气田开发科学技术发展趋势,1.3.2 计划和市场研究,1）作业程序2）管理风格3）创新思维4）计划与市场结合5）现状估算,1.3 各种具体项目,1.油气田开发科学技术发展趋势,1.3.3 IOR(改善石油采收率)研究,任何一个新的IOR技术的最大挑战是在更困难的经济和环保的限制条件下进行的。可分创新项目和低风险项目两类进行。,1.3 各种具体项目,1.油气田开发科学技术发展趋势,1.3.3 IOR(改善石油采收率)研究,（1）流体的基本相态 研究改变流体/流体、岩石/流体界面微观结构新过程。必须与环保治理相结合，必须与CO2、废气和其它与能源有关的有害气体利用相结合。重要的力量还应致力于表征

10、流体上，如凝析气和乳状液等上。,1）创新项目,1.3 各种具体项目,1.油气田开发科学技术发展趋势,1.3.3 IOR(改善石油采收率)研究,(2）人工智能专家系统与IOR技术相结合(3）跨专业的IOR技术研究(4）井下炼制(Downhole refinery）这项研究刚刚起步，任何一个国家都能在比赛中走在前头。改变生产矿物燃料的方式必须想出来。若能成功，连续的环保伤害将成为不可能。,1.3 各种具体项目,1.油气田开发科学技术发展趋势,1.3.3 IOR(改善石油采收率)研究,(5）微生物采油 用微生物来提高原油采收率和治理环境是有吸引力的。,1.3 各种具体项目,1.油气田开发科学技术发展

11、趋势,1.3.3 IOR(改善石油采收率)研究,2）低风险项目,（1）注气（包括温室气体和废气）提高石油采收率 对裂缝性和非均质储层予以特别重视。（2）堵水锥（3）低成本表面活性剂和水驱或气驱的流度控制剂（4）各种过程的风险分析,1.3 各种具体项目,1.油气田开发科学技术发展趋势,1.3.4 油气藏表征（Characterization）,1）创新项目,（1）四维（4-D)地震油藏描述 有势不可挡的影响。（2）激光测井（3）虚拟技术（4）流体驱替前缘的遥感技术（5）表征非均质地层的新方法、新技术,1.3 各种具体项目,1.油气田开发科学技术发展趋势,1.3.4 油气藏表征（Character

12、ization）,2）低风险项目,（1）水平井测井（2）水平井压裂（3）地层多重孔隙度、渗透率介质描述（4）油气藏模型与风险分析模型的耦合（5）水平井井网优化,1.3 各种具体项目,1.油气田开发科学技术发展趋势,1.3.5 采油（气）工程研究,1）创新项目,（1）井筒修井专家系统（2）智能井（3）水合物防治新方法、新技术（4）防治固相沉积新方法、新技术（5）防腐新材料（6）防治井下腐蚀的新型注水泥工艺技术,1.3 各种具体项目,1.油气田开发科学技术发展趋势,1.3.5 采油（气）工程研究,2）低风险项目,（1）井筒的生物修井（2）水合物抑制剂筛选准则（3）砂控和带砂生产（4）高水油比(WO

13、R)问题（5）生产优化专家系统（6）遥感数据采集（7）生产策略分析,1.3 各种具体项目,1.油气田开发科学技术发展趋势,1.3.6 钻井工程研究,1）创新项目,（1）有效钻井专家系统（2）激光钻井和射孔（3）支配海上钻井的混合系统（核能海上钻井）（4）井壁稳定性（含水平井）研究（5）钻井废液管理（6）新型固井材料,1.3 各种具体项目,1.油气田开发科学技术发展趋势,1.3.7 环境工程研究,1）创新项目,（1）CO2和其它温室气体治理（新的气体分离方法）（2）产出油气对环保影响最小的新材料（3）分离效率最大化的新分离方法（4）钻井/采油废液处理新技术（5）石油废液转化新技术（6）重金属生物

14、防治技术（7）无放空火炬设计,1.3 各种具体项目,1.油气田开发科学技术发展趋势,1.3.7 环境工程研究,2）低风险项目,（1）油气污染大气扩散模型（2）石油泄露防治（3）替代能源再生,1.3 各种具体项目,1.油气田开发科学技术发展趋势,1.3.8 油气藏数值模拟研究,1）创新项目,（1）石油和环保过程的新模拟方法、技术（2）凝析气藏中凝析油阻塞模拟（3）各种水平井结构下油气藏复杂现象的模拟（4）描述流体流动和岩石力学性质的新方程研究（5）解决油气藏问题的人工智能研究,1.3 各种具体项目,1.油气田开发科学技术发展趋势,1.3.8 油气藏数值模拟研究,2）低风险项目,（1）油气藏模拟与

15、井筒模拟的综合研究（2）现存模拟器提高对非均质油气藏开发精度的研究考虑精确的三维对流扩散方程。,气田与凝析气田开发,1.油气田开发科学技术发展趋势2.我国主要气田类型的地质和开发特征3.对高含硫气田开发的几点建议4.拓展新思路提高凝析气藏采收率和气井产量5.总结国内外经验，开发好大气田6.气田开发经验和开发方案设计,2我国主要气田类型的地质和开发特征,表1 我国不同类型气藏分布与面临的挑战,2我国主要气田类型的地质和开发特征,1.边底水很不活跃的气藏或无水的气藏称定容封闭气藏。到2004年底，中国石油该类大、中型气藏47个，探明地质储量1.11691012m3,占总大中型气田储量38.2%，产

16、量占总产量52%，采出程度仅13.5%，储采比60。2.最简单、最基本，采气速度和采收率最高的一种气藏类型。占38%储量、52%产量。,2.1气驱气藏（田）,2我国主要气田类型的地质和开发特征,3.定容封闭气藏，在开发过程中，地下储气孔隙体积保持不变。驱气动力靠它自身弹性膨胀能量，单相气体渗流，气藏采收率最高。4.近井带渗流速度高，常破坏达西直线渗流定律，惯性力和紊流效应大，要尽量减少井底及周围地层的污染。,2.1气驱气藏（田）,2我国主要气田类型的地质和开发特征,5.开发过程分产能建设、稳产、递减和低压小产量四个阶段，在稳产阶段，采出程度一般要在4050%左右。有后备储量、有产能接替以及储层

17、和井口设备不受破坏，提高采气速度是可行的，采气速度快慢对气藏最终采收率没有影响。但气藏的压缩机开采阶段迅速到来。,2.1气驱气藏（田）,2我国主要气田类型的地质和开发特征,6.采气速度、稳产年限和稳产期采出程度有个合理配置关系，即采气速度是要受到制约的。以四川中小型碳酸盐岩裂缝孔隙似均质气驱气藏为例，这样的配置关系较优的，即：57%采气速度，稳产810年，稳产期采出程度可达5060%。,2.1气驱气藏（田）,2我国主要气田类型的地质和开发特征,7.据统计：地质储量4%；地质储量100108m3气驱气藏，采气速度在23.5%。,2.1气驱气藏（田）,2我国主要气田类型的地质和开发特征,1统一的水

18、动力系统中存在着天然气和水，在天然气开采中，由于水的侵入，使储气孔隙体积缩小，并补充了天然气的驱动能量，这种气藏称水驱气藏。驱气能量除气体本身能量外，还存在地层水能量。地层孔隙体积（PV）or地层烃类孔隙体积（HCPV）在开发过程中不断减小。,2.2 水驱气藏（田）,2我国主要气田类型的地质和开发特征,采气速度影响最终采收率，实验分析水封气残余气饱和度在30%50%变化。砂岩最高达30%，碳酸盐岩达50%以上，存在二次采气问题。按气水关系可分边水气藏和底水气藏；按水驱能量大小可分刚性水压驱动和弹性水压驱动；碳酸盐岩水驱气藏可分裂缝孔隙似均质、非均质和多裂缝系统水驱气藏。,2.2 水驱气藏（田）

19、,2我国主要气田类型的地质和开发特征,到2004年底，中国石油已发现大中型气田10个，主要分布在塔里木、四川、华北等，探明天然气地质储量1351108m3,占总储量4.6%，投入开发6个气田，年产气量16.9 108m3,占总产量8.4%。,2.2 水驱气藏（田）,2我国主要气田类型的地质和开发特征,2为控制边、底水突进和锥进，水驱气藏的采气速度应低于气驱气藏，且影响最终采收率。在非均质水驱气藏中水窜会形成“水封气”，气井水淹会使气藏废弃压力提高，因而降低最终采收率。云和寨、双家坝两个气田动态储量分别降了14%和35%。威远被水分成6个区块，地层压力降了65%，采出程度仅35%。,2.2 水驱

20、气藏（田）,2我国主要气田类型的地质和开发特征,3.川渝水驱气藏开发可分无水采气、气水同产和排水采气三个阶段。排水采气的前提是：水体是封闭的，能量是有限的；有一定数量的高产气井、水井；产出的地层水有出路。要进一步探索既能利用水驱能量又能防水治水的双赢的技术和方法。,2.2 水驱气藏（田）,2我国主要气田类型的地质和开发特征,4堵水工艺应用是有条件的，气水同层、水气同缝的气水同产的气井，实施效果不好。控制气井钻开程度是经常采取的有效措施，底水气井钻开厚度集中在顶部1/3厚处，较为合适。5水驱气藏开发复杂，开发投资大，采气成本高。,2.2 水驱气藏（田）,2我国主要气田类型的地质和开发特征,1.陆

21、地总面积约有75%直接由沉积岩覆盖，沉积岩体中约有1/5由碳酸盐岩组成，占世界油气总量的40%。依赖生物活动及极易遭受沉积后的改造，在溶解、胶结、重结晶、交代及内沉积物的加入过程中，产生明显复杂变化，沉积后的成岩作用和后生作用，使其原生孔隙度大大减少。,2.3 碳酸盐岩气藏（田）,2我国主要气田类型的地质和开发特征,碳酸盐岩属脆性岩石，通常产生裂缝，常具有双重介质系统，即基岩孔隙和裂缝系统，是复杂岩石储集层。碳酸盐岩储层一般有四类：1）孔隙型（粒间孔隙）；2）裂缝型；3）洞穴型；4）混合型。还可再细分。,2.3 碳酸盐岩气藏（田）,2我国主要气田类型的地质和开发特征,2.3 碳酸盐岩气藏（田）

22、,2四川盆地碳酸盐岩气田大致分裂缝孔隙似均质、非均质和多裂缝系统三类。储集层大都是低孔、低渗和裂缝性的。据9252块岩心分析统计平均孔隙度1.79%，平均渗透率1.10md占98.3%；石炭系储层平均孔隙度5.49%，平均渗透率2.5md；川南下二叠系平均孔隙度仅0.8%，平均渗透率0.1md。裂缝是天然气渗流的主要通道，钻遇裂缝机遇率仅10%。,2我国主要气田类型的地质和开发特征,2.3 碳酸盐岩气藏（田）,气井产量总体上较低。震旦系、石炭系、飞仙关鲕滩、嘉五1和雷口坡等气藏普遍含H2S，也含一定的CO2，石炭系H2S含量低，12%，飞仙关组鲕滩最高，15.816.2%（240250g/m3

23、，渡口河气藏）。含H2S天然气储量占川渝气田总储量68%。,2我国主要气田类型的地质和开发特征,2.3 碳酸盐岩气藏（田）,川渝石炭系气田储量占四川石油管理局、西南油气田分公司储量70%。其特点是：碳酸盐岩储层中有连续分布的孔隙储层，横向对比明显，又有裂缝相串；含气边界清楚，有统一气水界面；气藏探明储量较大，气井生产稳定性好。,2我国主要气田类型的地质和开发特征,2.3 碳酸盐岩气藏（田）,川南下二叠系裂缝性气藏的特点是：构造小，圈闭面积2030km2；闭合高度100300m；断层发育，60100m断距，均为逆断层，主要断裂走向与构造轴线近似平行；气藏埋深20003000m，储层低孔低渗，极不

24、均质，以裂缝孔洞为主，基岩平均孔隙度小于1%，裂缝渗透率很高，小于105个达西；,2我国主要气田类型的地质和开发特征,2.3 碳酸盐岩气藏（田）,裂缝系统多，储量小，分散，不同程度含硫，裂缝系统普遍含水，均为封闭型边底水，气水共存，关系复杂，存在多个气水界面，可能高部位产水，低部位产气。,2我国主要气田类型的地质和开发特征,2.3 碳酸盐岩气藏（田）,3气藏开发中要重视储层、裂缝分布研究。储量计算要用多种方法反复核实。合理布井和科学地确定采气速度。针对地层特点，制定正确的完井方法和稳产方案。发展排水采气、压裂酸化增产技术。,2我国主要气田类型的地质和开发特征,2.3 碳酸盐岩气藏（田）,4.水

25、驱气藏采收率0.450.60，其中边水驱0.650.85；底水驱0.400.80；裂缝性水驱0.300.50。合理采气速度2.54.0%，其中，底水气藏2%为宜；裂缝孔隙性似均质气藏56%；裂缝孔隙性非均质气藏34.5%。,2我国主要气田类型的地质和开发特征,2.4 低渗致密气藏（田）,根据我国标准，按储层物性对气藏分类，有效渗透率0.110-3m2绝对渗透率为（120）10-3m2、孔隙度15%为低渗透气藏；有效渗透率0.110-3m2（绝对渗透率110-3m2、孔隙度10%）为致密气藏。,2我国主要气田类型的地质和开发特征,2.4 低渗致密气藏（田）,2.4.1 低渗致密气藏的地质特征,（

26、1）构造特征,断裂活动引起一系列构造、地层的变化。低渗透断块气藏常是面积小、物性差、产能小和储量不大。透镜体在低渗致密砂岩储层中占相当大的比重，准确确定透镜状砂层的大小、形态、方位和分布是关键。低渗致密储层的渗透能力低，只要与裂缝搭配，就能形成相对高产的储层，裂缝主要对油气渗流作贡献。,2我国主要气田类型的地质和开发特征,2.4 低渗致密气藏（田）,2.4.1 低渗致密气藏的地质特征,（2）储层特征,低渗致密砂岩主要特征是非均质性强，低孔低渗和高含水饱和度。非均质性强 储层物性在纵横向的各向异性非常明显，厚度和岩性都不稳定。,2我国主要气田类型的地质和开发特征,2.4 低渗致密气藏（田）,2.

27、4.1 低渗致密气藏的地质特征,（2）储层特征,低孔低渗，孔隙类型多样，孔喉半径小和泥质成分多。这类储层一般有粒间孔隙、次生孔隙、微孔隙和裂缝四种基本类型，粒间孔隙所占比例愈大，渗透率就越高。受后生成岩作用的影响明显，并伴随大量的微孔隙。,2我国主要气田类型的地质和开发特征,2.4 低渗致密气藏（田）,2.4.1 低渗致密气藏的地质特征,（2）储层特征,不论何种成因，不论性质有何差异，这类砂岩具有孔隙连通但喉道细小的特征。泥质含量高，伴生大量自身粘土矿物，这又是一个明显特征。,2我国主要气田类型的地质和开发特征,2.4 低渗致密气藏（田）,2.4.1 低渗致密气藏的地质特征,（2）储层特征,渗

28、透率是储层渗透能力的决定因素，渗透率很低，且实验室测定的空气渗透率与实际储层条件下的渗透率差别很大，与上覆岩层压力有关。埋藏愈深，压实、胶结和成岩作用愈强烈，渗透率随埋深的加大、压力的增高而急剧地减小。具有强烈的应力敏感特性，压力卸载后，渗透率往往恢复不到原值。,2我国主要气田类型的地质和开发特征,2.4 低渗致密气藏（田）,2.4.1 低渗致密气藏的地质特征,（2）储层特征,高含水饱和度 不出现分离的气水接触面，大多产水不大，但储层的含水饱和度很高，一般为30-70%，通常以40%作为估算储量的下限。,2我国主要气田类型的地质和开发特征,2.4 低渗致密气藏（田）,2.4.2 低渗致密气藏的

29、开发特征,（1）单井控制储量和可采储量小，产量低，递减快，气井稳产条件差。（2）低渗透、非均质的地质特点决定了气井的自然产能低，大多数气井需经加砂压裂或压裂酸化（对碳酸盐岩储层）才能获得较高的产量或接近工业气井的标准，但投产后的递减率高。,2我国主要气田类型的地质和开发特征,2.4 低渗致密气藏（田）,2.4.2 低渗致密气藏的开发特征,（3）气藏内主力气层采气速度较大，采出程度较高，储量动用充分，而非主力气层，采气速度低，储量基本未动用，一般多为长井段开采，层间矛盾更加突出。（4）井筒积液严重，常给气井生产带来不利影响。,2我国主要气田类型的地质和开发特征,2.4 低渗致密气藏（田）,2.4

30、.2 低渗致密气藏的开发特征,（5）气井生产压差大，单位地层压力降产气量小。所以可供利用的压力资源有限。（6）孔隙结构特征差异大，毛细管压力曲线都为细歪度型，细喉峰非常突出，喉道半径均值很小，排驱压力很高，这些特征会对气体渗流产生很大的影响。有人认为它也存在着“启动压力”现象，并为低速非达西流。,2我国主要气田类型的地质和开发特征,2.4 低渗致密气藏（田）,2.4.2 低渗致密气藏的开发特征,（7）国内外大致采用低渗致密气藏的十项配套工艺技术。钻井、完井和气层保护技术；优化射孔技术；气藏描述技术；气藏工程分析技术；压裂改造技术；,2我国主要气田类型的地质和开发特征,2.4 低渗致密气藏（田）

31、,2.4.2 低渗致密气藏的开发特征,低压低产气井井筒举升工艺技术；气井动态监测技术；降低建设成本，采用科学、合理的地面流程；富含凝析油型低渗致密凝析气藏采用全部或部分回注干气保持压力技术；水平井开采技术。,2我国主要气田类型的地质和开发特征,2.4 低渗致密气藏（田）,2.4.2 低渗致密气藏的开发特征,（8）到2004年底，中国石油共发现大中型低渗透致密气藏13个，探明地质储量1.28811012m3,占其总储量44%，其中集中在鄂尔多斯盆地占总探明储量41%。低渗致密气藏又以层状、透镜状气藏为主。年产气量79.4108m3，占总产量的39.5%。,2我国主要气田类型的地质和开发特征,2.

32、5异常高压（超高压）气藏（田）,2.5.1 气藏能量大，天然气储量也大,在相同的储层孔隙体积条件下，气藏压力愈高，储量也就愈大，驱气能量也就愈充足。驱动力源多，驱气能量就大，除气体本身膨胀压能和边底水弹性膨胀能量外，还有一些特别的能量：,储层岩石和束缚水膨胀所引起的驱动力和能量；储层内岩石的挤压和破碎所引起的驱动力和能量；从邻层泥页岩向气藏的水侵所引起的驱动力和能量。,2我国主要气田类型的地质和开发特征,2.5异常高压（超高压）气藏（田）,2.5.2 储层岩石具有明显的变形,储层岩石变形会影响用物质平衡方程计算的储量和气藏开发动态特征，它还会影响气层的渗透率和孔隙度。在中、低压气藏中，气体的压

33、缩系数（Cg）很大，在常压下约为17710-4MPa-1，地层岩石的压缩系数（Cf）约为10.6410-4MPa-1，地层水压缩系数(Cn)约为2.1310-4MPa-1。Cw和Cf只有在压力超过56.72MPa（8000psi）后会在气藏开发历史中起重要作用。,2我国主要气田类型的地质和开发特征,2.5异常高压（超高压）气藏（田）,2.5.2 储层岩石具有明显的变形,开采过程中，随着地层压力的下降，岩石的孔隙度、渗透率将发生变化，渗透率的变化要比孔隙度大。开发后期，处于中、低压时，气层的压缩性最大，纵横向上分布不均的孔隙、裂缝系统就会呈现不同的压缩状态，在有的构造部位和层段，裂缝就会完全闭合

34、，气藏的连通性遭到破坏而处于分割状态。,2我国主要气田类型的地质和开发特征,2.5异常高压（超高压）气藏（田）,2.5.3 储层岩石具有明显的变形,由于特殊的高压环境，增加了钻井工程的复杂性和难度。,钻井装备工具、井身结构和固井等耐压和气密封要求更高；储层变形大，易使井下套管和油管被挤毁；地层孔隙压力和破裂压力之间的差值小，钻井的范围和窗口极小，稍有偏差，就会造成钻井液的漏失；钻井液密度不再是一个常数，会随地层压力和温度而变化，常导致钻井液的凝胶作用和重晶石沉淀。,2我国主要气田类型的地质和开发特征,2.5异常高压（超高压）气藏（田）,2.5.4 储层应力敏感性实验,在气藏投入开发前，最好要开

35、展储层应力敏感性实验。,岩石变形对高温高压气藏开发效果的影响。异常高压气藏岩石应力敏感性实验研究；通过理论和实验两个方面研究储层流体的渗流特性，衰竭开发压力降落的特征和物质平衡方程，分析考虑岩石变形、束缚水膨胀的开发特征并预测气藏的天然气采收率。,2我国主要气田类型的地质和开发特征,2.6 凝析气藏（田）,1）埋藏深、高压、高温,大多数凝析气藏的的埋藏深度大于1500米，压力范围在2142MPa之间，温度在93204之间。,2）超临界态气态烃含量占优势,凝析气藏地层烃类流体组分中90（体积百分比或摩尔百分比）以上为甲烷、乙烷和丙烷。在高温、高压下，处于超临界状态的甲烷、乙烷和丙烷等气态烃组分对

36、一定数量的液态烃产生萃取抽提，使之溶解在气体中，从而形成凝析气藏。,2.6.1地质特征,2我国主要气田类型的地质和开发特征,3）凝析气井采出井流物组成分布特征,开采初期，凝析气井采出的原始井流物组成分布一般具有以下规律：,甲烷（C1）含量约在75-90%左右；C2+含量在7-15%范围。若C2+10%，凝析气藏一般有油环；气体干燥系数（C1/C2+C3，均为摩尔或体积含量比），在10-20之间；,2.6.1地质特征,2我国主要气田类型的地质和开发特征,3）凝析气井采出井流物组成分布特征,气体的湿度（C2+/C1，均为摩尔或体积含量比），在6-15之间；分离器气体的相对密度（相对于空气，空气密度

37、=1），g=0.6-0.7；油罐油（或称稳定凝析油）的相对密度（相对于水，水密度o 1），在0.7260-0.8120之间；地面凝析油的粘度o3mPas；,2.6.1地质特征,2我国主要气田类型的地质和开发特征,3）凝析气井采出井流物组成分布特征,凝析油的凝固点一般45%；含蜡量一般1.0%；胶质沥青质含量一般8%；,2.6.1地质特征,2我国主要气田类型的地质和开发特征,3）凝析气井采出井流物组成分布特征,气油比：俄罗斯统计一般在1000-18000m3/m3之间，美国是在17600m3/m3左右。都认为气油比有个临界值，介于600-800 m3/m3之间，气油比小于此值，只能形成油藏；凝析

38、油含量：俄罗斯认为，对应于气油比高限的凝析油含量约为39.6-45g/m3，美国是在凝析油含量为40.9-45g/m3左右；对应于气油比低限的凝析油含量可达600-1000 g/m3。,2.6.1地质特征,2我国主要气田类型的地质和开发特征,4）凝析气藏的分类,按气油比和天然气中的凝析油含量，国际上较多的是按以下标准来划分不同类型的凝析气藏：低含凝析油的凝析气藏：5000 m3/m3GOR18000 m3/m3 45g/m3CN150g/m3 中等含凝析油的凝析气藏：2500 m3/m3GOR5000 m3/m3 150g/m3CN290g/m3,2.6.1地质特征,2我国主要气田类型的地质和

39、开发特征,高含凝析油凝析气藏：1000 m3/m3GOR2500 m3/m3 290g/m3CN675g/m3特高含凝析油的凝析气藏：600 m3/m3GOR1000 m3/m3 675g/m3CN1035g/m3,世界上还有含量超过1035 g/m3，如美国加州卡尔卡尔纳（Cal Canal）凝析气田的凝析油含量达1590cm3/m3。我国则按凝析油含量给出了细分类标准（参见SYT61681995气藏分类）。,4）凝析气藏的分类,2我国主要气田类型的地质和开发特征,2.6 凝析气藏（田）,1.衰竭式开发会产生反凝析损失。在凝析气藏开发过程中，储层油气体系在地下和地面都会发生反凝析现象，气井既

40、产气又产凝析油。2.凝析油气体系相态变化与其组分、组成和压力、温度之间的关系密切相关，引起凝析气井井流物组分组成及相态变化的热动力学条件（压力、温度和组成）变化，也会直接影响到凝析油和其它烃类的地面回收率，必须采用上下游一体化的配套开发与开采工艺技术，才能科学合理开发凝析气藏。,2.6.2开发特征,2我国主要气田类型的地质和开发特征,3.凝析油气在储层中渗流是一种有质量交换、并发生相态变化的物理化学渗流，这是目前渗流力学研究中的重点和难点。4.近些年来，我国又相继发现深层、近临界态的、高含蜡的富含凝析油的凝析气藏，它们埋藏深、压力高、体系复杂，开发难度更大，相应的投资大、成本高和技术要求也高。

41、,2.6.2开发特征,2我国主要气田类型的地质和开发特征,5.我国西部，多为带油环的凝析气藏或带凝析气顶的油藏。6.许多油气区凝析气田、气顶油田和干气气田往往成片分布，伴生气、气顶气和气层气同时存在，有个成组优化开发的问题。7.判断油气藏类型还主要靠其相图。,2.6.2开发特征,2我国主要气田类型的地质和开发特征,8.到2004年底，中国石油已探明凝析气地质储量3825108m3,占总储量13.1%。凝析油地质储量1.15108t。共18个大中型凝析气田投入开发，牙哈、柯克亚和大港大张沱实行或实行过注气开发。,2.6.2开发特征,2我国主要气田类型的地质和开发特征,9.针对凝析气藏地质、开发特

42、点，在凝析气藏开发上应特别注意：,1）准确取样和凝析气PVT相态分析评价是凝析气藏开发的基础，必须不失时机地在凝析气井投入开采时就要取得合格的样品，必须相应地发展一套先进适用的油气取样和实验分析技术。,2.6.2开发特征,2我国主要气田类型的地质和开发特征,2）对于高含凝析油的凝析气藏（含量超过600g/m3以上），要考虑保持压力开发和注入工作介质（烃类富气、干气、N2、CO2以及特定条件下的气水交替和注水等）优选的技术经济可行性论证。3）要千方百计地提高中间烃（C2C6）和凝析油（C7+)的地面回收率。4）带油环凝析气藏开发过程中要正确发挥油气水三相驱动力的作用，要恰当地控制油气、油水两个界

43、面的运动，要合理选择开发方式。,2.6.2开发特征,2我国主要气田类型的地质和开发特征,5）要拓展气液固（蜡、沥青质、元素硫和水合物等）相态、注气过程的相态、近临界态相态、多孔介质相态、渗流过程相态（相渗曲线、近井带饱和度分布、凝析油临界流动饱和度等）和凝析气与地层水体系的相态研究，开发出新的并能更好指导这类气藏开发的数值模拟软件及相应的注气、采气工艺技术。6）注气保持压力开发凝析气藏特别要发展以下八项配套技术：注气开发气藏工程技术，注气开发多组分数值模拟技术，注气开发钻井完井工艺技术，注气开发注、采工艺技术，注气开发动态监测技术和注气开发地面工艺技术。,2.6.2开发特征,2我国主要气田类型

44、的地质和开发特征,7）衰竭式开发凝析气藏除发展上述有类同的技术外，还特别要注意介决以下问题：油气取样方法和工具的改进，以及油气相态实验分析技术的拓展；近井带凝析油析出和对气井产能影响机理及防治方法研究；凝析气井的产能和动态分析研究；,2.6.2开发特征,2我国主要气田类型的地质和开发特征,凝析气井稳定和不稳定试井方法研究；凝析气井近井带凝析油饱和度分析和临界流动饱和度的实验和理论研究；凝析气藏水平井开采技术研究；凝析油气一些工程参数的测定研究等。,2.6.2开发特征,2我国主要气田类型的地质和开发特征,8）再就提高气井产量和保持压力开发的两项关键技术展开说明,（1）凝析气井增产技术 注干气（C

45、1为主）单井吞吐 a.地层压力低于最大凝析压力 b.主要的增产机理是把凝析油挤向地层深处，清扫近井地带,2.6.2开发特征,2我国主要气田类型的地质和开发特征,CO2处理凝析气井近井地带 乌克兰季莫菲也夫凝析气田处理后产量提高了0.3-0.5倍。液态溶剂处理凝析气井近井地带 采用富气处理凝析气井近井地带 富气指脱了凝析油后富含C3-C4组分的C1混合物。甲醇前置段塞+干气处理凝析气井近井地带,2.6.2开发特征,2我国主要气田类型的地质和开发特征,（2）凝析气藏开发中、后期多种保持压力开发技术 注气开发技术 有四种注气保持压力技术很有新意 a.凝析气藏开发中后期低于最大凝析压力下的注气开发技术

46、 b.以储气库方式后期开发凝析气藏 c.后期注N2开发部分水淹的凝析气藏 d.气水交替注入开发凝析气藏,2.6.2开发特征,2我国主要气田类型的地质和开发特征,注水开发技术 a.屏障注水 b.水气交替注入 c.直接注水,2.6.2开发特征,气田与凝析气田开发,1.油气田开发科学技术发展趋势2.我国主要气田类型的地质和开发特征3.气田开发经验和开发方案设计4.对高含硫气田开发的几点建议5.拓展新思路提高凝析气藏采收率和气井产量6.总结国内外经验，开发好大气田,3 气田开发经验和开发方案设计,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

47、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）,3.1.1 复杂性,3.1 气田开发特点和规律性认识,3 气田开发经验和开发方案设计,1、生气成因广泛性2、盖底层的严密性3、气体显示的隐蔽性4、气体流动的活跃性5、气体的压缩性6、开发的同步性7、开发的效益性8、钻井工艺复杂性9、气井开采安全性10、储存运输的系统性,3.1.2 特殊性,3 气田开发经验和开发方案设计,1、气田开发受控于市场，销售合同签定前不可能投产2、地层水对气田开发影响不能低估3、气体流动性对井网、井距的影响,特别强调：,3 气田开发经验和开发方案设计,

48、1、正确认识气藏地质和开发特征，这是有效开发的前提。2、合理利用气藏能量，有效利用压力。3、中小气藏在高渗区布井是非均质气藏合理的布井方式。4、排水采气是封闭型水驱气藏提高采收率的重要技术。5、勘探开发一体化，开发好复杂的中小型气藏。,3.1.3 规律性,3 气田开发经验和开发方案设计,6、严格控制水侵和有效防腐技术是高含硫气藏开发的保证。7、气藏采收率高低主要取决于水侵强度和废弃地层压力的大小。8、多专业、多系统协调优化，制定总体开发方案。9、不断实践，不断认识按照气藏开发阶段性部署和调整。加强经常性动态监测、分析和管理，对开发全过程实行有效控制。10、积极发展有针对性配套的开采工艺技术，不

49、断增强气藏开发的实力。,3 气田开发经验和开发方案设计,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。,3.2.1 我国气田、凝析气田的分布,3.2气藏开发方案编制中的重要问题,3 气田开发经验和开发方案设计,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

50、气田。,3 气田开发经验和开发方案设计,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。,3 气田开发经验和开发方案设计,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,