气田开发技术.ppt

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1、气田开发技术,前 言,以木材为主要能源，人类进入工业起步时期；以煤炭为主要能源，人类进入工业革命时期；以石油为主要能源，人类进入工业文明时期；以天然气为主要能源，人类进入了生态文明时期。,21世纪将是天然气世纪！,世界能源发展的总趋势是向低碳化演变，最终向无碳化发展。,我国天然气资源比较丰富；天然气资源利用率和发现率都还比较低；西部大开发战略为天然气工业发展提供了良好机遇；天然气输气管网建设为天然气产地和用户构建了桥梁。,我国天然气工业已经进入快速发展阶段,标志着天然气工业快速发展的到来！,“十一五”期间，特别需要大力发展和创新低渗砂岩气藏、深层异常高压气藏、多层疏松砂岩水驱气藏、高含硫气藏和

2、深层凝析气藏经济有效的开发开采技术；,本文借鉴俄罗斯和欧美经验，提出应该创新发展一些实用、先进、经济的开发技术十项建议。,一、处理好储量和产量的关系是快速发展天然气工业的基础,1、长输管道、城市输配气管网、大型燃气电厂和化工厂建设都需要巨额投资，都要有足够的浓厚的天然气储量作为基础。,在时间上，要提前5-10年进行天然气勘探。在资源上，至少要有20-30年供气资源保证。,在四川气区稳定增长的18年中，采气量上升的三个台阶中，即：50、70、90108m3，他们以剩余可采储量614.5108m3，1485.3108m3和2416.2108m3作保证的。剩余可采储量储采比分别为12.3、21.2、

3、34.5。稳定供气的焦点是储采比，它是气田开发潜力和效益的重要指标。储采比大致在20:1左右较为稳妥。,2、我国气田地质情况复杂，要充分考虑天然气储量品位情况，对勘探提供的储量要做过细工作，要根据地质、开发的静、动态资料，确定I、II、III、IV类储层和相应的储量，在目前经济技术条件下III、IV类储量是出不了力的，我国低渗气藏储量几乎占50%，这类储量分布特点具普遍性。,3、我国中小型气田居多，储量丰度低，物性差，非均质性强，气水关系复杂，单井产量低，稳产周期短，增产措施见效期也短。早期评价中，对储量、产量常不易测准，对以后的气田开发和稳产都有很大影响。,4、常没有试采，缺乏动态资料，方案

4、有许多不确定性和风险性。,5、在气田勘探开发过程中，必须从实际出发，符合客观规律，不能主管臆断，急于求成，必须实现储采比稳定增长和保持合理的储采比，以保证天然气工业的可持续发展。,二、气田开发的节奏可以加快，但程序不可逾越,编制开发方案一定要具备两个基本条件：储量达到探明的程度；气藏经历了试采阶段。试采的主要任务是：通过部分评价井的试生产、试井和生产测井，了解气井产能、产出剖面、压力系统和井间连通关系，尽可能了解气藏驱动类型和核算动态储量等内容。,四川新气田投入开发前均要试采，在取得丰富的动态资料基础上再编制开发方案。海上、沙漠的大气田，投产前往往没有条件试采，有很大的风险性。,三、充分认识气

5、驱气藏开发的基本特征,1、采气速度制约着气藏的稳产年限；2、采气速度对气藏的最终采收率影响不大。,气驱气藏开发三个特点：,3、采气速度、稳产年限和稳产期采出程度间有个合理配置关系。根据四川中小气驱气田开发经验，最佳配置大致是：采气速度5-7%，稳产年限8-10年，稳产期采出程度可达60%以上。另外，气驱气藏开发还应重视气藏能量的合理利用。“压力是气藏开发的灵魂”。,四、发展水驱气藏开发中、后期多种阻水治水技术,绝大多数水驱气藏的裂缝或大孔道是主要水窜通道，水绕过低渗透、低孔隙带沿裂缝或大孔道推进，故水驱气藏易形成低渗透带死气区。,1、世界各国对水驱气藏十分重视早期的水文地质研究。具有底水的荷兰

6、格罗宁根大气田，开发早期专门钻穿过气水界面而用于高速开采的试验井，了解水体能量。在证实了气藏为弹性气驱之后，就增大了开发井气层打开程度，采用8-10口井的丛式井组加大开采，开发顺利，采收率90%。四川相国寺石炭系气藏，重视边水能量和水侵检测，预测水侵量，合理配产，20余年高效、高产开发，采收率90%以上。,2、早期整体治水，避免或减弱水侵强度。法国拉克气田H2S含量高达15%，高温高压，但无边底水，提高了气井耐腐蚀的寿命；四川威远震旦系气藏，含H2S仅1.2-1.4%，由于底水侵入，气井腐蚀严重。重要启示是：在开发四川高含硫水驱气藏时，一定要采用“早期整体治水”，避免或减弱水侵强度，延长无水采

7、气期。堵水工艺在水驱气藏中的应用是有条件的。控制气井临界产量（压差）、控制气井钻开程度是常采取的有效措施。,四川中坝须二和威远震旦系气藏都采用了“整体治水”的方法。（成功范例）从1978年中4井开始产地层水后，气藏北部生产井相继见水，从多年排水采气实践中认识到该气藏的水体是封闭的，决定在气藏北部利用水淹井开展人工排水。1993年5月开展阻水排水工艺措施后，中4井、中36井、中31井相继见效，两口水淹井中35、中19井经强排水后气水同产，预期可提高采收率8.05-11.07%。,兴利除弊，还有两种治水措施：,1)俄罗斯奥伦堡气藏，裂缝-孔隙型碳酸盐岩储层，与我国威远气田极为相似，在地层水活跃的断

8、裂带、裂缝发育带用高分子聚合物粘稠液建立阻水屏障，变水驱为气驱。以三口井为一组，井组与水侵方向垂直，井排两边的井为排水井，中间井注入粘稠液，它由聚丙烯酰胺与排出的地层水按比例配成，用过硫酸胺作聚合反应的引发剂，用醋酸盐类作抑制剂。在注入井与排水井间建立一定压差后，就能使注入的粘稠液只进入有地层水侵入的高渗透层中，从而建立阻水屏障。若不建立阻水屏障，稳产期仅6年，采收率也仅为40%，建立了阻水屏障后，稳产期为22年，采收率高达93%。,2)欧洲北海开展了注N2开发水驱气藏与凝析气藏的研究。在水层或气水界面处注价格低廉的N2，形成N2气段塞，可提高采收率30-50%。经研究，该气藏的最佳N2段塞为

9、0.4HCPV（烃类孔隙体积）。,3、发展水驱气藏后期“二次采气”技术在水淹气藏中，可采用人工举升助排工艺、结合自喷井带水采气排出侵入储气空间的水和井筒积液，使部分“水封气”解堵，变为可动气而被采出，称“二次采气技术”，约可提高采收率10-20%。大量排水涉及生态环境保护，影响气田开发经济效益。俄罗斯乌连戈伊、梅德维日、雅姆布尔等巨型气田地层剩余气储量中有75%集中于水淹区中。戴尔-萨尔基萨夫教授及其同事们提出水驱气藏注N2开发水淹气藏的设想，作了大量实验研究，针对梅德维日巨型气田作了数值模拟研究。,表1 传统的和注N2方法开采低压气工艺措施比较,五、发展提高凝析气井产量的技术,反凝析液易积聚

10、在近井地带，严重影响气相渗透率和气井产量，这是衰竭式开发凝析气藏中需要特别重视和解决的问题。,1）塔里木柯克亚已作了试验，有效果并取得了经验。2）俄罗斯柯米自治共和国西萨帕列克凝析气田于20世纪90年代初就实施了9口井，6口有效，该气田埋深4200-4300m，地层渗透率5-10010-3um2，孔隙度6-17%，原始地层压力35MPa，现行地层压力10-15MPa。,1、注干气（C1为主）单井吞吐,（1）地层压力低于最大凝析压力（处于正常蒸发区）时，气井处理效果比高于时好。（2）未发现有大量析出凝析油蒸发现象，主要增产机理是净化近井地带，把凝析油挤向地层深处，原则上处理半径应在15-20m（

11、视现行地层压力，即地层能量定）。（3）产量降低原因主要是由于反凝析液污染引起的。（4）操作变量都要优化，施工前要搞实验研究和注气设计。,3）得到的认识是：,2、CO2处理凝析气井近井带,3、液态溶剂处理凝析气井近井带 指富含C2-C5组分的烃类混合物，近井带含有分散的原油时更为有效。,4、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，用富气处理近井带可采出35%析出在近井地带凝析油，而注干气只有12-15%。又有实验证明，在14.1MPa下，凝析气中加入40mol%C3时，可使反凝析液所占的烃孔隙空间体积从50%下降到20%。,5、甲醇前置段塞干气处理凝析气井近

12、井地带甲醇是一种易挥发的极性物质，能与水混合，它作为驱替近井带凝析油/水的双效溶剂，又能使地层水加速蒸发，使气液和液相间界面张力降低，降低克服水锁效应所需的启动压力。美国哈特斯邦凝析气田气井注甲醇后，表皮系数由0.68降低到-1.9，气产量由7.08103m3/d提高到14.2103m3/d，凝析油由13.8m3/d上升到24.96m3/d。,六、发展凝析气藏开发中后期多种保持压力开发技术,1、注气开发技术 1）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采取中后期低压注气，尽管采收率不如开发初期注气，但却能弥补衰竭开发的某些不足，权衡经济、技术因素有时是可行的。,从1993年在乌克蒂尔

13、大型凝析气田实行大规模工业性回注干气试验，此时地层压力已降到最大凝析压力以下（地层压力7-10MPa）。试验的目的有：（1）用干气置换（驱替）地层凝析气；（2）再蒸发在反凝析阶段已析出的凝析油；（3）减缓地层压力下降速度；（4）阻挡边水进入凝析气区；（5）让生产井不断处于良好工作状态；（6）提高凝析油最终采收率。,表2-8各井采出烃类组分（单位：103t）,下面列出集气站-8片区试验结果，如下表。,2）以储气库方式后期开发凝析气藏在该区接近枯竭的凝析气藏，“一箭双雕”地解决储气和提高凝析油采收率。俄罗斯乌克蒂尔凝析气田开发后期有作这种双重功能的报道。目前，我国要解决以下几个问题：（1）在储气库

14、设计时，开发与储运专业人员要互相结合。（2）现行管理体制要适当调整，让储气库管理的公司与油公司互相结合，共同管理。（3）要同时录取储气库和后期气田开发的相关资料。,3）后期注N2开发部分水淹凝析气藏,4）气水交替注入开发凝析气藏美国学者针对东安休斯牧场凝析气田气（注N2）水交替开发方式作了试验和数值模拟研究，以克服连续注气中不利的流度比和防止气窜的通病。对三层层状数值模型研究结果显示，气水交替比连续注气提高的采收率幅度很大，达28-42%。试验研究，在连续注1.2倍烃孔隙体积的注入量条件下，高渗层（1010-3um2）在底部、低渗透层（0.310-3um2）在顶部的情况，气水交替比连续注气法采

15、收率高出40%。,2 注水开发技术1）注水开发带油环凝析气藏和凝析气顶油藏早已在独联体和美国成功地应用，一般采用在油气边界和含油一侧进行“屏障注水”。2）与连续注气相比，水气交替注入法用气少，凝析油采收率高。,3）国外凝析气藏直接注水已提出近半个世纪，工业应用还没有。最近十几年有些文章，还只是停留在实验和数值模拟研究上，主要问题是水驱后剩余气饱和度高，气井见水后气产量会降低。若要采取注水工艺，决策前一定要做好地质、实验、数值模拟、经济评价、注采工艺等前期研究工作，采取慎重、积极，因地制宜的态度对待此项技术。我国大港油田在已接近废弃的凝析气田上作了注水现场试验。,七、搞好气藏，特别是低渗气藏开发

16、的监测工作,1、发展适合低渗透气藏快速、简便、有效的试井和动态分析方法1）对于储层渗透率为几十毫达西、几个或零点几个毫达西的气藏，则要采用各种形式的修正的稳定试井方法，它们能缩短时间和加快试井进程，并能获得工程上要求的精度。,（1）等时试井，每个生产制度后，关井压力一定要恢复到开井前的地层压力Pf是其必要条件。（2）快速试井方法，每个生产制度后，关井压力不完全恢复到开井前的地层压力，约0.95-0.98PfPf假定，而且遵守条件：Pf1假定Pf2假定Pfn假定const；每个生产制度工作时间tp1tp2tpnconst。（3）修正等时试井方法，每个生产制度工作时间tpi和每个制度后压力恢复时间

17、tBi都相等，遵守条件是：tp1tp2tpntB1tB2tBnconst。,修正的稳定试井方法，有：,（4）阶梯式产量单调变化的试井方法，它是靠缩短每个生产制度间压力恢复时间来加快试井进程的。以稳定产量Q0生产，时间为t0，约4-10小时，关井压力恢复到Pw0。然后用以下方式试井：以Q1(tp)生产，Pw1，Q1，关井，时间为20-30分钟；转第二个工作制度，一般tp0.32-2.0小时。,2）现已有用日常生产数据来确定生产动态参数。3）应用瞬态压力物质平衡方程用于气藏动态储量计算和动态分析,八、发展我国注气压缩机装备和注气工艺技术,“工欲善其事，必先利其器”。注气提高原油和凝析油采收率，气井

18、、凝析气井举升排液，水驱气藏开发后期注气，各类气藏后期压缩机开采，天然气矿场采输和长距离输气等技术发展都依赖于压缩机装备。完全从国外引进会影响气田开发效益和水平。我国要引进国外技术和投资来发展国产压缩机技术。发展制N2(CO2)、注N2(CO2)，脱N2(CO2)及CO2防腐工艺技术和装备。,九、在学习西方石油发达国家先进经验同时，特别要重视俄罗斯的气田开发开采技术,以俄罗斯为首的独联体国家油气资源相当丰富，与我国联系交往也越来越密切。以俄罗斯为例，2001.1.1探明的天然气地质储量就达到46.9851012m3，占世界总储量31.4%，探明石油地质储量66.64108t，气产量5840108m3，油产量3.13108t。气田与凝析气田开发方面经验，有独特的地方。,有以下建议：,1、在高校中，重视俄语师资培养和俄语课程学习。研究生第二外口语首选俄语。2、多派研究生、访问学者和公司实习生等，使后继有人。3、重视阿拉伯语和西班牙语的师资培养和课程开设。,十、继续提倡大气区间和大气区内成组气田优化开发的研究,我国必将建成全国大型供气系统。在统一管网下，给我们提供了大石油集团公司成组大气区间开发、输气的调配和优化，保证安全可靠提供气源和降低管输成本和压力的课题。在每个大气区内实现成组气田的优化开发，要支持研究解决这类问题的方法和相应软件。,谢谢大家！,