全國石油工程設(shè)計大賽

NationalPetroleumEngineeringDesignCompetition

全國石油工程設(shè)計大賽

NationalPetroleumEngineeringDesignCompetition

參賽作品

題目：氣田開發(fā)方案設(shè)計

目錄

作品說明

本方案是最大化開采本區(qū)塊而設(shè)計的，提出的部分氣井開采

NPEDC103層，在開采NPEDC103層時采用水平井鉆井技術(shù)，水平段套

管完井方式。開采NPEDC1CF層以MU井為例，具體設(shè)計了MU鉆井

工程方案。根據(jù)生產(chǎn)動態(tài)資料比較初步確定，采氣設(shè)計采用分層開采

法，其中涉及到分層射孔，分層壓裂，分層酸化等技術(shù)。針對西南大

學(xué)發(fā)表的《氣井射孔參數(shù)對氣井產(chǎn)能的規(guī)律》本方案射孔設(shè)計采用大

孔徑射孔彈，同時提出了水力噴射分段壓裂技術(shù)僅用于分層壓裂的新

方法。

鉆井工程設(shè)計以MU為例，設(shè)計出了一整套的鉆井工程設(shè)計。在

遵循SYT6106-2008《氣田開發(fā)方案編制技術(shù)要求》、《區(qū)塊氣藏工程設(shè)

計》及相關(guān)的行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、法律法規(guī)等的基礎(chǔ)上進(jìn)行鉆井工程設(shè)計，通

過地質(zhì)分層數(shù)據(jù)分析Mil井預(yù)計垂深3680米,通過天然氣組分?jǐn)?shù)據(jù)分

析做出有毒有害氣體預(yù)告，通過已有的知識儲備，確定設(shè)計出水平井

的井身結(jié)構(gòu)以及井身結(jié)構(gòu)數(shù)據(jù)確定，并選配鉆機(jī)類型與鉆井設(shè)備，井

身結(jié)構(gòu)井身剖面與井眼軌道設(shè)計。以及健康、安全與環(huán)境管理和完井

提交資料等內(nèi)容。

根據(jù)合理開采方式，選擇在投產(chǎn)早期射開NPEDC92層，在開發(fā)中

后期射開NPEDC91層、NPEDC103層，射孔技術(shù)選用全通徑射孔技術(shù)

油管傳輸射孔技術(shù)，采用雙復(fù)型復(fù)合射孔器、BH48RDX25-1(127/40)

型大孔徑型射孔彈。射孔完成后，優(yōu)先采用水力噴射分段壓裂技術(shù)，

僅采用水力壓裂的分層壓裂技術(shù)，其射孔過程的效果加速了分層壓裂

過程，使分層壓裂效果更明顯。氣井增產(chǎn)措施有酸化增產(chǎn)、壓裂增產(chǎn)、

射孔增產(chǎn)。酸化增產(chǎn)建議前期用土酸增產(chǎn)，又因土酸存在初期增產(chǎn)而

目錄

后期遞減迅速的缺點，故后期可用氟硼酸酸化。壓裂增產(chǎn)措施為滑套

式分隔器分段壓裂技術(shù)。射孔增產(chǎn)為射開NPEDC91層、NPEDC101層

增產(chǎn)措施。

此方案將氣層產(chǎn)能發(fā)揮到最大值，特別是對水平井，具有良好的

生產(chǎn)能力，對于后期不能繼續(xù)開采的井，直接轉(zhuǎn)為注氣井，為二次開

采提供動力。

本參賽作品由團(tuán)隊成員獨立完成，不存在剽竊、抄襲等侵權(quán)現(xiàn)象。

若違反自愿放棄參賽資格并承擔(dān)相關(guān)責(zé)任。

目錄

目錄

第1章氣田方案概要..............................................1

1.1氣田概況..............................................................1

1.2氣藏描述..............................................................3

1.3儲量計算.............................................................17

1.4試采情況.............................................................20

第2章鉆井地質(zhì)設(shè)計.............................................24

2.1.地理簡況............................................................24

2.2基本數(shù)據(jù).............................................................25

2.3構(gòu)造概況.............................................................25

2.4.設(shè)計依據(jù)............................................................28

2.5設(shè)計地層剖面及預(yù)計氣水層位置.........................................29

2.6工程設(shè)計要求.........................................................31

2.7資料錄取要求.........................................................31

第3章鉆井工程方案.............................................33

3.1設(shè)計依據(jù)..............................................................33

32技術(shù)指標(biāo)及質(zhì)量要求....................................................35

3.2.1井身質(zhì)量及技術(shù)要求..................................................35

3.2.2保護(hù)油層的鉆井液要求...............................................36

3.3工程設(shè)計............................................................37

34健康、安全與環(huán)境管理..................................................66

3.5.完井提交資料........................................................72

3.6.附則............................................................73

第4章采氣工程設(shè)計.............................................74

4.1.油管管柱設(shè)計原則.....................................................74

4.2氣田完井管柱結(jié)構(gòu).....................................................74

4.3射孔參數(shù)設(shè)計.........................................................76

4.4壓裂設(shè)計.............................................................78

目錄

4.5采氣方式選擇與設(shè)計...................................................86

4.6增產(chǎn)措施要求.........................................................91

4.7其他事項及要求.......................................................98

第5章地面工程................................................106

5.1日產(chǎn)量的處理........................................................106

5.2選管，設(shè)計管網(wǎng)......................................................112

5.3天然氣的增壓設(shè)計....................................................113

5.4防腐、凈化、脫水'水氣分離..........................................117

5.5氣體集輸狀況.......................................................123

第6章HSE相關(guān)要求..........................................128

6.1危險有害因素分析....................................................128

6.2生產(chǎn)工藝危險有害因素分析............................................129

6.3環(huán)境危害因素分析....................................................131

6.4地面集輸工程對策措施................................................132

6.5HSE管理............................................................134

6.6應(yīng)急保障體系........................................................137

第7章資金預(yù)測..............................................138

參考文獻(xiàn).......................................................139

第1章氣田方案概要

第1章氣田方案概要

1.1氣田概況

1.1.1地理與交通

地理位置位于M市B區(qū)C村東北約10公里。管道經(jīng)過地區(qū)除村落地段地下

水埋藏較淺(0.4m?2.0m),水量較豐外，其余地段地下水埋藏較深。工程地區(qū)屬

中溫帶大陸氣候，溫帶半干旱草原荒漠區(qū)，具有春季多風(fēng)、多發(fā)沙塵暴，夏季多

溫?zé)?，秋季多陰雨，冬季多干旱且漫長的特點。降水多集中在7-9月份，以短歷時

大強(qiáng)度的雷陣雨為多。夏、秋季多陰雨，是影響工程安全的主要氣象因素之一。

夏、秋季施工應(yīng)注意井場和住地防洪抗災(zāi)，避免人身、財產(chǎn)的損失。

表1』氣田概況基本表

平均氣壓898.1kPa

年平均氣溫6.4℃

極端最高氣溫40.3℃

極端最低氣溫-24.3℃

平均年降雨量250.0mm

累年平均最多風(fēng)向NW

地面平均溫度11.1℃

地面極端最高溫度57.5℃

地面極端最低溫度-32.3℃

無霜期122天左右

工程所在地區(qū)地震基本烈度為6度。管道途徑地區(qū)波狀沙丘綿延廣布，地勢

平坦，地表起伏較小，較為開闊，不良地質(zhì)現(xiàn)象不發(fā)育、屬管道工程地質(zhì)條件簡

單地段。該地區(qū)位于沙漠地帶附近，井場周圍便道較多，多為村級道路，路面松

軟，不能行駛大型車輛，交通較為不便。

1.1.2區(qū)域地質(zhì)

區(qū)塊構(gòu)造位置處于XX盆地XX斜坡，該區(qū)塊具備良好的天然氣成藏條件。下

伏陸相-海陸交互相煤系地層呈廣覆式分布且成熟度高；總體近南北向的NPEDC9、

NPEDC10砂體在平緩的西傾單斜背景下，與側(cè)向的河流間灣泥質(zhì)巖遮擋及北部上

傾方向的致密巖性遮擋一起構(gòu)成了大面積的巖性圈閉。

1.1.3勘探簡況與勘探成果

第1章氣田方案概要

通過對氣井的解釋成果表的分析可以發(fā)現(xiàn)NPEDC9段的NPEDC91組與

NPEDC92組為主要的含氣目的層，而NPEDC10段的NPEDC101組、NPEDC102

組、NPEDC103組雖然含氣，但由于其所處地層的孔隙度和滲透率均較低，且有

的小層含水較多為水層，這也大大的減少了其藏的油氣資源的的開發(fā)，因此

NPEDC10段的NPEDC101組、NPEDC102組、NPEDC103組不作為該氣田的主要

開發(fā)層。

1.1.4試采簡況

該氣田在開發(fā)前對Ml,M4,M5,M6四口井進(jìn)行了試采.其中試采的數(shù)據(jù)如

下表：

表1.2Ml井試采數(shù)據(jù)表

壓力變化單井日產(chǎn)累計產(chǎn)量

試采時間

油壓套壓量(104m3)(104m3)

2006-8-17-

17.8517.401.1147.37

2006-9-30

表1.3M4井試采數(shù)據(jù)表

壓力變化單井日產(chǎn)量累計產(chǎn)量(104

試采時間

油壓套壓(IO,m3)m3)

2006-7-25-

4.702.571.531.20

2006-9-26

表1.4M5井試采數(shù)據(jù)表

壓力變化單井日產(chǎn)量累計產(chǎn)量(104

試采時間

油壓套壓(104m3)m3)

2006-10-20-

9.326.971.3977.81

2006-12-29

第1章氣田方案概要

表1.5M6井試采數(shù)據(jù)表

壓力變化單井日產(chǎn)量累計產(chǎn)量（104

試采時間

油壓套壓（104m3）m3）

2008-6-17-

10.569.690.88110.94

2008-8-24

1.2氣藏描述

1.2.1地層描述

1.2.1.1地層層序

XX油田鉆井揭示的地層自上而下依次為：第四系，白堊系，侏羅系的NPEDC1

組、NPEDC2組、NPEDC3組，三疊系的NPEDC4組、NPEDC5組、NPEDC6組、

NPEDC7組，二疊系的NPEDC8組、NPEDC9組、NPEDC10組、NPEDC11組，

石炭系的NPEDC12組，奧陶系的NPEDC13組。該地區(qū)地層除缺失中上奧陶統(tǒng)、

志留系、泥盆系和下石炭統(tǒng)以及古近系、新近系外，其它地層發(fā)育基本齊全。

1.2.1.2巖性及巖石特征

該斷塊主要為巖屑石英砂巖（占60.6%）,其次為巖屑砂巖（占22.2%）和石英砂

巖（占17.2%）,成熟度中等?高，石英（46.0%?98.8%,平均82.9%）。個別井段可

見石鹽、鈣鹽和石膏等鹽類礦物。

1.2.1.3層組劃分及對比

XX油田鉆井揭示的地層自上而下依次為：第四系，白堊系，侏羅系的NPEDC1

組、NPEDC2組、NPEDC3組，三疊系的NPEDC4組、NPEDC5組、NPEDC6組、

NPEDC7組，二疊系的NPEDC8組、NPEDC9組、NPEDC10組、NPEDC11組，

石炭系的NPEDC12組，奧陶系的NPEDC13組。

1.2.1.4地層厚度橫向變化特征

在NPEDC91組地層里靠近M6井處的砂體厚度較大，在向M9井和M5井的

方向地層后地逐漸變薄，在靠近M2井、M4井和M10井的地層邊緣處地層厚度最

薄，可達(dá)2?3米，而在M3井的北方和M7井的南方地層厚度又稍有增加，但是

其厚度也不超過10米。

第1章氣田方案概要

在NPEDC92組地層厚度較厚，而且底層的厚度較均勻，在靠近M5井、M6

井、M8井和M9井等地層處底層的厚度甚至可以達(dá)到20米，為良好的儲集油氣

的地層，只是在整個地層的西北角和東南角地層厚度有所變薄。

在NPEDC101組地層在所示圈閉的面積較少而且圈閉中的砂體的厚度較小，

只有2?3米，但是其在圈閉中的厚度變化較小，在橫向上的變化幾乎為0。

在NPEDCIO?組地層的分布比較不均勻，在圍繞M3井和M7井的地層處底

層砂體厚度較大，然后向四周底層砂體厚度逐漸遞減，其中在接近M4井和M9井

的地方地層厚度達(dá)到最薄，該地層在橫向上的厚度變化較大，呈現(xiàn)出透鏡體的狀

，d、o

在NPEDC103組地層中，M3井、M5井和M9井所圍成的三角形區(qū)域中地

層厚度較大，可以達(dá)到7?8米，而三角形周圍的地層厚度逐漸變小，最薄的地層

厚度甚至只有2?3米，由此可以看出此地層在橫向上的地層厚度變化較大。

1.2.2構(gòu)造描述

1.2.2,1圈閉特征及要素

區(qū)塊構(gòu)造位置處于XX盆地XX斜坡，該區(qū)塊具備良好的天然氣成藏條件。下

伏陸相-海陸交互相煤系地層呈廣覆式分布且成熟度高；總體近南北向的NPEDC9、

NPEDC10砂體在平緩的西傾單斜背景下，與側(cè)向的河流間灣泥質(zhì)巖遮擋及北部上

傾方向的致密巖性遮擋一起構(gòu)成了大面積的巖性圈閉。NPEDC9組穩(wěn)定分布的近

100m河漫灘相泥巖，構(gòu)成上古生界氣藏的區(qū)域蓋層。NPEDC9和NPEDC10段儲

層屬河流-三角洲相砂體，面積寬廣，物性較好，構(gòu)成了良好的儲集體。井區(qū)含氣

面積約276.5km2,平均煤層厚度Um,氣層有效厚度20mo

1.2.2.2剖面特征

該區(qū)塊構(gòu)造特征明顯、規(guī)律性強(qiáng)，地層北東高-南西低，整體呈向西傾斜的單

斜。統(tǒng)計地層坡度較緩，每千米下降2-15m,沒有大的構(gòu)造起伏，且NPEDC9段

頂面、NPEDC10段頂面的微構(gòu)造形態(tài)有很好的繼承性，構(gòu)造的主體基本上是向西

傾斜的單斜構(gòu)造，只在局部發(fā)育微幅度鼻隆構(gòu)造。

第1章氣田方案概要

圖1.1.NPEDC9構(gòu)造圖

1.2.2.3斷層特征及要素

該斷塊總體近南北向的NPEDC9、NPEDC10砂體在平緩的西傾單斜背景下，

與側(cè)向的河流間灣泥質(zhì)巖遮擋及北部上傾方向的致密巖性遮擋一起構(gòu)成了大面積

的巖性圈閉。NPEDC9組穩(wěn)定分布的近100m河漫灘相泥巖，構(gòu)成上古生界氣藏

的區(qū)域蓋層。NPEDC9和NPEDC10段儲層屬河流-三角洲相砂體，面積寬廣，物

性較好，構(gòu)成了良好的儲集體。

1.2,2.4圈閉類型

本區(qū)構(gòu)造特征明顯、規(guī)律性強(qiáng)，地層北東高-南西低，整體呈向西傾斜的單斜。

統(tǒng)計地層坡度較緩，每千米下降2-15m,沒有大的構(gòu)造起伏，且NPEDC9段頂面、

NPEDC10段頂面的微構(gòu)造形態(tài)有很好的繼承性，構(gòu)造的主體基本上是向西傾斜的

單斜構(gòu)造，只在局部發(fā)育微幅度鼻隆構(gòu)造。

表1.6NPEDC9頂面、NPEDC10頂面鼻隆構(gòu)造情況表

層位鼻根埋深鼻端埋深起止高差延伸長度隆起幅度面積

(m)(m)(m)(Km)(m)(Km2)

NPEDC9頂-2050>-2280>23021310-352684.59

NPEDC10頂-2050>-2340>29023610-352857.88

1.2.3儲層描述

第1章氣田方案概要

1.2.3.1沉積相描述

由巖心資料和測井資料可知

Ml井在NPEDC91組的沉積相是辮狀河河道間沉積微相，在NPEDC92組的沉

積相是辮狀河心灘沉積微相。NPEDC101組的沉積相是曲流河河道間沉積微相、

NPEDC102組的沉積相是曲流河河道間沉積微相、NPEDC103組的沉積相是辮狀河

河道間沉積微相。

M2井在NPEDC91組的沉積是辮狀河河道間沉積微相，NPEDC92組的沉積相

是辮狀河心灘沉積微相。NPEDC101組的沉積相是曲流河河道間沉積微相、

NPEDC102組的沉積相是曲流河河道間沉積微相、NPEDC103組的沉積相是辮狀河

河道間沉積微相。

M3井在NPEDC91組的沉積是辮狀河河道NPEDC92組的沉積相是辮狀河心灘

沉積微相。NPEDCICP組的沉積相是曲流河河道間沉積微相、NPEDC102組的沉積

相是辮狀河心灘沉積微相、NPEDC103組的沉積相是辮狀河心灘沉積微相。

M4井在NPEDC91組的沉積是辮狀河河道間微相NPEDC92組的沉積相是辮狀

河心灘沉積微相。NPEDC101組的沉積相是曲流河河道間沉積微相、NPEDC10?組

的沉積相是曲流河河道間沉積微相、NPEDCICP組的沉積相是辮狀河河道間沉積微

相。

M5井在NPEDC91組的沉積是辮狀河心灘微相NPEDC92組的沉積相是辮狀河

心灘沉積微相。NPEDC101組的沉積相是曲流河河道間沉積微相、NPEDCIO2組的

沉積相是辮狀河道沉積微相、NPEDC103組的沉積相是辮狀河心灘沉積微相。

M6井在NPEDC91組的沉積是辮狀河心灘微相NPEDC92組的沉積相是辮狀河

心灘沉積微相。NPEDC101組的沉積相是曲流河河道間沉積微相、NPEDCICP組的

沉積相是曲流河河道間沉積微相、NPEDC103組的沉積相是辮狀河河道間沉積微

相。

M7井在NPEDC91組的沉積是辮狀河心灘微相NPEDC92組的沉積相是辮狀河

心灘沉積微相。NPEDC101組的沉積相是曲流河河道間沉積微相、NPEDCICP組的

沉積相是辮狀河道沉積微相、NPEDC103組的沉積相是辮狀河河道間沉積微相。

M8井在NPEDC91組的沉積是辮狀河河道間微相NPEDC92組。的沉積相是辮

狀河心灘沉積微相NPEDC101組的沉積相是曲流河河道間沉積微相、NPEDC102

組的沉積相是辮狀河道沉積微相、NPEDC103組的沉積相是辮狀河河道間沉積微

相。

M9井在NPEDC91組的沉積是辮狀河心灘微相NPEDC92組的沉積相是辮狀

河心灘沉積微相。NPEDC101組的沉積相是曲流河河道間沉積微相、NPEDCICP組

的沉積相是曲流河河道間沉積微相、NPEDC103組的沉積相是辮狀河道沉積微相。

第1章氣田方案概要

M10井在NPEDC91組的沉積是辮狀河河道間微相NPEDC92組的沉積相是辮

狀河心灘沉積微相。NPEDC101組的沉積相是曲流河河道間沉積微相、NPEDC102

組的沉積相是辮狀河道沉積微相、NPEDC103組的沉積相是辮狀河道沉積微相。

1.2.3.2物性特征

收集、整理并錄入了研究區(qū)10口取心井100余塊樣品的物性資料進(jìn)行統(tǒng)計分

析，結(jié)果表明：本區(qū)孔隙度分布在0.4?20%之間，平均7.2%；滲透率分布在0.001-

2398xl0-3nm2之間，平均值0.43x1（^國心其中，孔隙度主要分布在5?10%之間

（占56.5%）,滲透率主要分布在0.1~1之間（占55.9%）,表明儲層主體屬超低滲儲

層。其中粘土以不同的產(chǎn)狀充填于孔隙之中或包裹于顆粒表面，不同程度的降低

了孔隙與滲透性，同時包殼的形成也不同程度地增強(qiáng)了顆粒的抗壓強(qiáng)度。

1.2.3.3儲集空間類型

M3井3625.75-3625.80米的巖心分析與M3井在3628.58-3628.9米和M3井

3636.83-3636.88與M3井在3635.4-3638.7米之間的測井解釋分別相比較可知

NPEDC92的儲層空間類型為裂縫，再綜合與Ml井3792.54-3792.7米的巖心分析

報告可確定該區(qū)塊儲集空間類型為裂縫。

1.2.3.4孔隙結(jié)構(gòu)類型

孔隙類型：該區(qū)塊砂巖儲層孔隙類型多樣、演化機(jī)理復(fù)雜，依據(jù)成因可分為

粒間孔、粒間溶孔、長石溶孔、巖屑溶孔、鑄?？?、晶間微孔、雜基溶孔、收縮

縫和微裂隙等。

孔隙組合：面孔率為0%?13%,平均1.5%,以巖屑溶孔為主，占52.02%,其

次為晶間微孔（占15.87%）、粒間孔（占12.20%）、粒間溶孔（占10.87%）、雜基溶孔（占

7.16%）o

1.2.3.5儲層分類與評價

表L7按天然氣埋藏深度劃分標(biāo)準(zhǔn)表

分類氣藏中部埋藏深度，m

淺層<500

中淺層叁500?<2000

中深層叁2000?<3500

深層叁3500?<4500

超深層叁4500

第1章氣田方案概要

通過對上面這個表和所給的地層資料分析可以知道，此氣藏的埋藏深度均在

3500米以上4500米以下，所以從埋藏深度上來劃分次氣藏屬于深層氣藏。此外在

對地層的空隙分析過程中發(fā)現(xiàn)，該地層的空隙以巖屑溶孔為主，其次的是一些晶

間和粒間的溶孔，所以從空隙類型來劃分該地層屬于孔洞型儲集地層。

1.2.3.6儲層縱橫向分布特征

1.2.3.6.1橫向分布特征

通過對巖心分析資料和測井解釋成果的研究發(fā)現(xiàn)在橫向上儲層的分布特征如

下

（1）砂體厚度

在NPEDC91組地層里靠近M6井處的砂體厚度較大，在向M9井和M5井的

方向地層后地逐漸變薄，在靠近M2井、M4井和M10井的地層邊緣處地層厚度最

薄，可達(dá)2?3米，而在M3井的北方和M7井的南方地層厚度又稍有增加，但是

其厚度也不超過10米。

在NPEDC92組地層厚度較厚，而且底層的厚度較均勻，在靠近M5井、M6

井、M8井和M9井等地層處底層的厚度甚至可以達(dá)到20米，為良好的儲集油氣

的地層，只是在整個地層的西北角和東南角地層厚度有所變薄。

在NPEDC101組地層在所示圈閉的面積較少而且圈閉中的砂體的厚度較小，

只有2?3米，但是其在圈閉中的厚度變化較小，在橫向上的變化幾乎為0.

在NPEDC1（）2組地層的分布比較不均勻，在圍繞M3井和M7井的地層處底

層砂體厚度較大，然后向四周底層砂體厚度逐漸遞減，其中在接近M4井和M9井

的地方地層厚度達(dá)到最薄，該地層在橫向上的厚度變化較大，呈現(xiàn)出透鏡體的狀

O

在NPEDC103組地層中，M3井、M5井和M9井所圍成的三角形區(qū)域中地層

厚度較大，可以達(dá)到7?8米，而三角形周圍的地層厚度逐漸變小，最薄的地層厚

度甚至只有2?3米，由此可以看出此地層在橫向上的地層厚度變化較大。

（2）孔隙度

在NPEDC91組地層中M5井和M6井所在的區(qū)域的底層的空隙度較大，而圍

繞著M5井和M6井的周圍的地層的孔隙度逐漸減小，在橫向上顯示出孔隙度分布

的不均勻性。

在NPEDC92組地層中地層的孔隙度大部分較大，主要分布在該圈閉的南方，

其中在該圈閉的正北方位孔隙度稍有減小，但在整個地層的變化較小。

在NPEDC101組地層中，此地層在圈閉種面積較小，而且此地層的孔隙度較低，

但其在橫向上的變化最小。

第1章氣田方案概要

在NPEDCIO?組地層中圍繞M10井的孔隙度較大，在以M10為中心的、向四

周延展的地層中孔隙度逐漸減小，當(dāng)達(dá)到M3井處地層的孔隙度又稍有增加，同時

在圈閉的東北角處孔隙度的值也是比較大的，從整體上來看該地層孔隙度的分布

不均勻，變化較大。

在NPEDC103組地層中M5井、M9井和M10井所在的區(qū)域的孔隙度較大，在

其周圍的地層中孔隙度逐漸變小，變化幅度不大。

(3)滲透率

在NPEDC91組地層中M6井和M9J井所靠近的地方的滲透率較大，而在其他

的區(qū)域內(nèi)滲透率較小，整體表現(xiàn)是在橫向上滲透率變化較大。

在NPEDC92組地層中Ml井和整個圈閉的西北方的滲透率大，在這兩個方向向

中間過度的地帶滲透率減小，但滲透率最小的地方出現(xiàn)在整個圈閉的正北方。整

體變化幅度較小，但有的區(qū)域局部變化幅度快，變化較大。

在NPEDC101組地層中，整個地層的滲透率較小，在橫向上的分布沒有變化。

在NPEDCIOz組地層中M10井和M7井所在的位置的滲透率相對其他位置的滲

透率較大，而在其他位置處該地層的滲透率都較低，同時該地層的滲透率在整體

的橫向上表現(xiàn)出來的也是，整體滲透率低，變化幅度小。

在NPEDC103組地層中只有M5井和M9井的位置處滲透率較大，其他位置處

的滲透率較小，橫向上的變化不大。

1.2.3.6.2縱向分布特征

儲層整體在縱向上的分布是：總體近南北向的NPEDC9、NPEDC10砂體在平

緩的西傾單斜背景下，與側(cè)向的河流間灣泥質(zhì)巖遮擋及北部上傾方向的致密巖性

遮擋一起構(gòu)成了大面積的巖性圈閉。

而且本區(qū)構(gòu)造特征明顯、規(guī)律性強(qiáng)，地層北東高-南西低，整體呈向西傾斜的

單斜。統(tǒng)計地層坡度較緩，每千米下降2-15m,沒有大的構(gòu)造起伏，且NPEDC9

段頂面、NPEDC10段頂面的微構(gòu)造形態(tài)有很好的繼承性，構(gòu)造的主體基本上是向

西傾斜的單斜構(gòu)造，只在局部發(fā)育微幅度鼻隆構(gòu)造。

1.2.3.7儲層非均質(zhì)性分析

一方面指各油層組之間、砂層之間泥巖隔層的分部變化，另一方面指砂體剖

面上交互出現(xiàn)的規(guī)律性和隔層之間物性的垂向差異性。由測井結(jié)果和層間對比可

以看出，隔層泥質(zhì)含量較高，密封程度較好。下層滲透率較高上層滲透率較低，

沉積旋回為正旋回，容易產(chǎn)生次生地水。小層滲透率級差較大，為緩解層間矛盾，

提高氣層縱向開發(fā)效果，因分層系進(jìn)行開發(fā)。平面非均質(zhì)性是指儲層沙體的幾何

形狀、規(guī)模、連續(xù)性以及儲層內(nèi)各項儲集參數(shù)的平面變化引起的非均質(zhì)性，它直

第1章氣田方案概要

接關(guān)系到注入劑的波及效率有沉積微相圖可知該斷塊沉積環(huán)境為典型的辮狀河砂

礫質(zhì)心灘。其沉積微相的平均孔隙度為7.2%,平均滲透率0.43x10-3^^。其中，

孔隙度主要分布在5?10%之間（占56.5%）,滲透率主要分布在0.1~1之間（占

55.9%）,表明儲層主體屬超低滲儲層。

1.2.3.8儲層敏感性分析

儲層敏感性分析包括速敏性、水敏性、酸敏性、鹽敏性、堿敏性等。通過巖

石學(xué)分析，常規(guī)巖心分析來了解常規(guī)巖層的儲集狀態(tài)，如巖性、礦物組成孔隙分

部、巖心滲透率、膠結(jié)物成分、粘土含量、粘土類型等，以了解儲層可能存在的

損害因素，給出損害程度大小的定性判斷，在此基礎(chǔ)上，再通過巖心流動實驗，

找出儲層與外來流體接觸時產(chǎn)生速敏性、水敏性、酸敏性、鹽敏性、堿敏性等敏

感程度值，最后通過綜合研究提出鉆井、完井、增產(chǎn)措施設(shè)計提供建議。

速敏性評價目的在于了解儲層滲透率變化與滲流速度的關(guān)系，如果儲層有速

敏則要找出開始發(fā)生速敏現(xiàn)象的臨界流速與臨界流量。臨界流速的大小為確定氣

井合理產(chǎn)能及注入速度提供依據(jù)。

表1.8M4井速敏實驗數(shù)據(jù)表

速

氣體

孔速敏

滲透

井隙敏程

分析數(shù)據(jù)備注率

深度指度

X1O-V

（%）數(shù)評

m2

價

流速壓力

0.100.250.50

(ml/min)梯度

363壓力大于

19

4.5(MPa)3MPa0.1583.9無

4滲透率/cm

0.009

(xl0-3pt無速

8

m2)敏

流速

3640.100.250.50

(ml/min)0.1

8.80.4538.1弱

壓力47

88.1317.33

(MPa)

第1章氣田方案概要

滲透率

0.022

(xlO-V0.03

2

m2)

流速

0.100.250.50

(ml/min)

壓力

3654.1710.2919.980.0

(MPa)0.5677.2無

1.841

滲透率

0.043

(xl0-3pi0.0420.0426

8

m2)

流速壓力

0.100.250.50

(ml/min)梯度

366壓力大于

17.01

9.0(MPa)3MPa0.35.2無

7滲透率/cm

(xl0-3pi0.105無速

m2)敏

由M4井巖心敏感性分析可確定M4井地層速敏變化小。

水敏現(xiàn)象是指與地層不配伍的外來流體進(jìn)入地層后，引起粘度膨脹、分散、

運(yùn)移和導(dǎo)致滲透率下降的情況。含水敏粘土的地層有可能因外來流體把氣層孔道

堵死。

表1.9M4井水敏實驗數(shù)據(jù)表

無離子

氣體滲孔地層水水

注入無水滲透水敏

井深直徑透率隙滲透率敏

離子水率程度

(m)(cm)x10-311m度x10-311m指

xICT'

22量(PV)評價

(%)2數(shù)

3645.40.000180.000170.0

2.50.044420無

44929

3649.50.0

2.50.1476.40.00105200.00102無

727

0.0

3653.92.50.2446.60.0105200.0102無

28

3670.60.0

2.50.1745.50.00054200.00053無

525

由M4井巖心敏感性分析可確定M4井儲層水敏變化無。

第1章氣田方案概要

水敏性地層，含鹽性下降導(dǎo)致粘土膨脹，堵塞空隙進(jìn)而使?jié)B透率降低。

表1.10下M4井鹽敏實驗數(shù)據(jù)表

孔氣體滲透率x10-3國1

氣體滲地層水

隙臨界

井深透率滲透率

度鹽度

(m)X10VX10Tlim50%35%20%0%

mg/L

m2(%2

)

3722.0.0010.0010.0004158

0.136.60.001130.001

290806983

3649.0.0190.0190.0182376

0.2966.80.01950.0192

924342

3654.0.0240.0245940

0.4196.80.02510.02420.024

97945

3645.0.000170.0000.0000.00010.0005940

0.0332.6

714172167671655

由M4井巖心敏感性分析可確定儲層中等鹽敏。

酸敏性是指酸化液進(jìn)入地層后與地層酸敏性礦物發(fā)生反應(yīng)，產(chǎn)生膠凝、沉淀

或釋放出微粒，使地層滲透率下降的現(xiàn)象。

表1.HM4井酸敏實驗數(shù)據(jù)表

氣體酸液

地層水酸后地酸

滲透

孔隙滲透率層水滲敏酸敏

井深率名用量

度(％)X10°11nl濃度(％)透率指程度

義10?稱(PV)

2-m2數(shù)

m2xioV

3650.HC0.2弱酸

0.877.80.0455150.580.0329

94-1175敏

3655.HC0.1弱酸

0.45590.0089150.580.0073

94183敏

3647.HC0.1弱酸

0.1676.60.0005150.60.0004

51194敏

3723.HC0.2弱酸

0.2197.40.0016150.570.0012

25-2145敏

由M4井巖心敏感性分析可確定M4井儲層具有弱酸敏。

表1.12M4井酸敏實驗數(shù)據(jù)表

井深氣體滲孔隙不同PH下底層水滲透率xlOfm?堿堿敏

第1章氣田方案概要

(m)透率度敏程度

xwV(%)7.008.5010.0011.5013.00指評價

m2數(shù)

3585.0.020.0240.1弱堿

0.51312.30.02350.02140.0206

9247466敏

3723.0.000.0010.1弱堿

0.1777.80.00160.00160.0015

25-119771敏

3655.0.020.0270.2弱堿

0.56.50.0210.02060.0195

1647712敏

3650.0.020.0230.1弱堿

0.4157.10.02340.02210.0215

4341909敏

3646.0.000.0000.00010.0弱堿

0.0333.30.0001770.000167

0401841797695敏

由M4井巖心敏感性分析可確定M4井儲層具有弱堿敏。

再綜合根據(jù)X衍射粘土礦物分析，本區(qū)巖石粘土礦物組成為：綠泥石(46.8%)、

伊利石(31.5%)、高嶺石(20.1%)、伊蒙混層(3.67%),伊/蒙間層比＜10%。粘土以不

同的產(chǎn)狀充填于孔隙之中或包裹于顆粒表面，不同程度的降低了孔隙與滲透性，

同時包殼的形成也不同程度地增強(qiáng)了顆粒的抗壓強(qiáng)度并阻止了次生加大的形成，

降低成巖作用對孔隙的影響。儲層與外界流體接觸后，由于條件改變而發(fā)生物理、

化學(xué)反應(yīng)，影響儲層孔隙結(jié)構(gòu)，使儲層滲透性變差，從而不同程度地?fù)p害儲層，

導(dǎo)致產(chǎn)能下降。根據(jù)多口井的敏感性試驗，本區(qū)儲層具有弱-中等酸敏、弱堿敏、

中等鹽敏、水敏和速敏變化大，由無?強(qiáng)均存在。

1.2.3.9儲層發(fā)育控制性因素分析

根據(jù)X衍射粘土礦物分析，本區(qū)巖石粘土礦物組成為：綠泥石(46.8%)、伊利

石(31.5%)、高嶺石(20.1%)、伊蒙混層(3.67%),伊/蒙間層比＜10%。粘土以不同的

產(chǎn)狀充填于孔隙之中或包裹于顆粒表面，不同程度的降低了孔隙與滲透性，同時

包殼的形成也不同程度地增強(qiáng)了顆粒的抗壓強(qiáng)度并阻止了次生加大的形成，降低

成巖作用對孔隙的影響。

1.2.4流體性質(zhì)及分布

1.2.4.1流體的化學(xué)組分特征

地層流體主要是甲烷、乙烷等輕燃組分，含有的重燃組分較少，此外還有一部

分是非燃物質(zhì)，如N2、CO2另外還有少量的有毒氣體H2S,故可依次判定此氣藏

第1章氣田方案概要

的流體化學(xué)性質(zhì)較為單一，但在開采過程中應(yīng)注意控制有毒氣體H2s的量，以防

引起中毒。

1.2.4.2流體高壓物性特征分析

以M4井和M5井為例

表1.13M4井流體高壓物性特征表

壓縮系數(shù)體積系數(shù)（n?/標(biāo)平均能分子量粘度（mPa.s）壓縮因子

m3）

0.023054.204x10-317.482.1928x10-21.0240

表1.14M5井流體高壓物性特征表

壓縮系數(shù)體積系數(shù)（n?/標(biāo)平均能分子量粘度（mPa.s）壓縮因子

m3）

0.023043.994x10'17.892.2538x10-21.0016

通過對以上兩個表的分析可以知道流體的壓縮系數(shù)在0.0023左右，體積系數(shù)

變化較大，但也在4.1附近，而氣體的平均分子量則在17?18之間，氣體粘度在

2.19-2.25中間，壓縮因子則在1.0附近。

1.2.4.3地層水性質(zhì)

表1.15水質(zhì)分析報表

井號PH值色澤總礦化度水型

Ml6.0淡黃19.97CaCl2

M46.0淡黃29.75CaCl2

M56.0淡黃22.06