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1、总结国内外经验开发好大气田,主讲人:李士伦 教授西 南 石 油 大 学CNPC特殊气藏开发重点研究室,中国已进入了世界产气大国的行列，开发好大气田已提到议事日程 我国定义为地质储量3001000亿立方米的为大气田，可采储量超过一万亿立方米可称巨型（超大型）气田。19491989的40年间，探明少。19902004的14年间，已探明26个，探明储量2.5万亿立方米，占中国总储量的65。现列出21世纪初世界巨型气田,剩余可采储量总和约2510123。,表21世纪初世界可采储量1万亿立方米的天然气田,续表,截止2001年，世界探明天然气储量149.510123 俄罗斯4710123，占世界储量31.
2、4；伊朗3110123，占15.4；卡塔尔11.110123，占7.5。因此，很需要了解和学习俄罗斯气田开发经验本文介绍四个巨型气田的开发经验，翘首盼望我国能发现具有万亿立方米巨型气田。,一、巨型气田开发简介,俄罗斯最大巨型气田，世界第二。1978年主力气藏上部西诺曼气藏首先投入开发。1987年高峰年产量27651083/年(4%采气速度)，占当时全俄罗斯产量的50。,（一）乌连戈伊气田（俄罗斯）,1、地质特征,1）地理位置,北秋明地区油气田分布图,同亚姆布尔、梅德维日等巨型气一起位于西西伯利亚北部普尔纳迪姆油气区。,2）构造（1）位于西西伯利亚盆地北部乌连戈伊亚 姆布尔坳陷乌连戈伊长垣构造带
3、。（2）呈南北走向，构造主体有南、北两个 高点。还有延一亚欣、佩斯佐夫等高点，加上北乌连戈伊构造，构成了气田的整体（3）气藏面积超过4000 km2。3）勘探简史 1966年勘探发现，1974-1976年证实延一亚欣、佩斯佐夫构造含气。,4）储量探明天然气储量11.210123。其中上白垩统西诺曼组6.759810123；下白垩统1.610123；上侏罗统阿奇莫夫组2.8510123。西诺曼组气藏，乌连戈伊主力区4.8525210123；延一亚欣区1.316210123；北乌连戈伊气藏5890.31083。5）气藏类型层状块状砂岩气藏，衬托着底水。三个巨型气藏均处于同一水动力系统上。有统一的气
4、水界面，气藏埋深11931199m。,6）储层（1）岩性为砂岩、粉砂岩，泥岩胶结性差，河 流相沉积。（2）气层厚度大。高部位最厚达211m，一般3 152m。（3）埋深11001250m。（4）物性好。平均孔隙度2127，平均渗 透率160550 md。大于500md为好储层；500100md为中等储层；差储层小于 100md。,（5）单井产量高达1002001043/天（6）下白垩统、上侏罗统为凝析气藏7）地层压力和温度 原始地层压力11.83MPa，地层温度31 oC8）流体性质天然气：C195.499.3，干气，CO2 0.35，不含H2S，相对密度0.564，低热值7878 kcal/
5、m3,2、开发特征,1）1978年西诺曼组高产气藏优先投产、上产期8年（19781985）、稳产期8年按2500 1083/年水平，稳产到1992年，采气速度4。1996年产量调到15161083/a，主力区采出程度60.9。主力区生产井777口，延一亚欣区261口，佩斯佐夫145口，北乌连戈伊104口。预计到2025年，采出程度89.389.5。2）经历了分阶段分区设计、分期分区投入开发和不断调整修改阶段,3）开发中几个问题（1）均衡开采问题大区之间形成了较大的地层压降漏斗，如塔普-亚欣区长期未投入开发，气体向其他区越流，地层压力下降了2.74.7MPa。（2）压缩机站建设滞后，监测系统实施
6、滞后。（3）气井出水和出砂问题（4）开发后期应着重研究水淹地层剩余气储量研究出砂的防治低于5MPa地层压力时的修井液研制,（二）亚姆布尔巨型气田（俄罗斯）,地质特征与乌连戈伊相似，气藏面积3825 km2，原始地质储量5.7610123。滨海相与冲积三角洲沉积，主力区块有效厚度90175 m，孔隙度2431.5，绝对渗透率10002110 md。1984年制定开发方案，1986年该气藏开发，开采6年后年产量达到18501083/a，有13年的稳产阶段，（单井平均产量11063/d，一个丛式井组钻48口定向井）。1996年总井数782口，采气井676口，实际生产井668口，分布于106个丛式井组
7、中。,开发特点：层状块状气藏，衬托着底水。1997年已采出了33储量 有178口气井出砂 平均产气层段为54气层厚度 初始57年间，气藏在气驱方式下开发，随后出现弱弹性水驱。1997.1.1侵入水量占含气孔隙体积5，水上升高度为135m。预测到2025年，全气藏水淹井总数85口，水淹区占44气藏孔隙体积。,开发特点（续）：平均渗流参数比1984年方案设计时变坏0.51倍站区间存在着压差，引起了区间的气体越流，1997.1.1，从气体处理站3、4和7号区越流的气量达14841083。从8号站区流入1号站区的越流气量3261083。气藏中央部位的压降漏斗。1997.3.18研究了1700、1600
8、和15001083/年三套开发方案，分别需补钻131、86和47口井。15001083方案较好。对气藏监测很重视,地质特征与乌连戈伊、亚姆布尔巨型相似,（三）梅德维日巨型气田（俄罗斯）,梅德维日-内金气田布井图,1）丛式井组开采每井组34口井，丛式井组间距0.92.5km，1995年1月1日79个丛式组，473口井中有观察井和测压井90口，生产井383口，开发井已钻完。2）产层具很高产能保证气井11063/d平均产量，初期要保持生产压差0.1470.245MPa，2010年完成该气田开发，停止长输的工业采收率为90.2，累计产气量1.79510123。1995.1.1侵入地层水量占29.7原始
9、地层孔隙体积。有50口自行停喷井（要 定期放大压差放喷，才能生产）。,3）生产中存在的问题（1）局部地区压力下降不均衡。1979年决定消减中央区产量，增加南区产气量，压力分布逐步趋均衡。为达到各井区均衡负载，有43口井从一个处理站调整进入另一个站。（2）固井质量是个大问题。固井质量不高的井占总井数35。有出现套管外气体窜槽的严重问题。（3）出水出砂。1994年460次测试中有58次超过当时定的防止出砂的允许压差0.140.43MPa。出水的极限压差应不超过0.10.15MPa（而气驱气藏为0.50.6MPa），出水助长出砂。,（4）试井和动态分析到1994年，共进行了460次气体动力学试井，1
10、32次稳定试井。在20余年开发过程中产出剖面也基本未变，占总厚度1020。（5）注N2后期开发水淹气藏的研究梅德维日气田，水层延伸几百公里，排水不是最佳方案。戴尔萨尔基索夫教授们做了大量室内实验，选择了试验区（含63口井），开展了开发后期注N2研究。,计算结果表明：到注N2 13年后，注入N2总量相当于2倍气藏孔隙体积，即27.5试验区原始孔隙体积。水封气剩余体积下降了60，自由态低压气体积几乎增长了一倍（其中13为N2气）。向输气干线输气的时间延长了5年，多采了1101083气；工业采收率由衰竭开发的91.7，提高到95.5。最终采收率从93.5提高到97.4，提高了3.9OGIP。,（四）
11、格罗宁根巨型气田（荷兰）,气田发现于1959年，西欧重要能源基地1、地质特征1）储量：生产15年后确认的探明地质储量2.510123，（初期为1.410123）2）气藏类型：层状块状类型，气水界面在2970m处。驱动方式为弹性气驱3）储层产层为早二叠赤底统，净厚度从70m（南）240m（最北部），除北部外，其余被三面断层封隔。,储层为砂岩，质纯，均质孔隙度1020，渗透率50600 mdKV/KH=0.3,格罗宁根巨型气田,北海,德国,2、开发特征渗透率高，产量大，丛式井组开采为防止出砂，初期产量限制在751043/d，后取消限制，1979年扩大到2.51063/d头一个丛式井组气体处理站处理
12、能力为61063/d，因气藏中没有干扰问题，产量扩大到141063/d，1979年新增装置的处理能力已达到241063/d。,集气系统和售气管线,标准井完井示意图,格罗宁根气田丛式井井组井位布置图,3气藏动态天然气中水含量：14单位体积水/106单位体积气弹性气驱保持气藏均衡开采，1983年保证全气藏最大地层压差不超过2MPa下配产监测水侵措施北部沿气水边界钻一批观察井，用斯仑贝谢脉冲中子测井测气水界面变化，到1979年未见水流动北部含气部分下面衬托着底水，为避免小范围采气集中、压降过大引起水锥，在丛式井组中布置定向井，扩大排气范围，避免采气集中。最低射孔处离气水面50米以上。,在下衬底水的位
13、于Siddebureu丛式井组的中心地区钻几口生产井，穿过气水界面，作水锥试验，允许大产量生产，早期产生水锥的痕迹。在累计采出3001083气后未见气水界面的移动。出砂问题开始限制气井产量在751043/d左右，没有发现出砂后最大允许产量可达到2501043/d。地表沉降问题预测最大可沉降可为30cm,二、值得借鉴的经验,（一）整体部署、分步实施、立体开发,西西伯利亚三个巨型气田开发的思路是：（1）主力气藏（西诺曼组气藏）先行开发，主力区块先行开发，逐步加深，实现区块和层间的接替。乌连戈伊深部上侏罗统深层、大面积、异常高压原油凝析气藏，2007年准备与德国的公司合作开发。（2）宜开辟试验区，先
14、试采，再大规模开发，积累经验，逐步推进。,（二）井型、完井方式和井网井距优化是开发巨型、大型气田的关键,1、努力寻找高产发育区，采用地质、开发综合技术，进行储层横向预测。借用油田开发经验，只要对气田的地质特征有比较客观、实际的认识，开发的技术和方法总会有的。2、长庆经验：长庆气田下古气藏，以地层作为气藏物质基础，走多学科综合研究的道路。地质方面，通过加里东期末古构造研究，前石炭纪奥陶系岩溶古地貌研究，小幅度构造研究和裂缝分布规律研究，配合沉积成岩微相研究，对天然气富集条件进行分析，划分有利区。,气藏工程方面通过气井生产反映特征和压力系统，进行动态反映良好区和流体连通区划分。地质和气藏工程综合划
15、分布井有利区。地球物理方面利用Strata、Jason等先进地震软件进行精细处理、解释。结合地质、气藏工程综合研究成果，综合优选开发井位，提高开发综合效益。,3、世界上许多巨型气田多采用了丛式井组（单井为直井或定向井）开采卡塔尔北方气田和伊朗南帕尔斯气田估计探明地质储量为4210123，仅北方气田估计的储量为25.210123，水深60.96m，1991年生产，产层Khuff（晚二叠、早三叠系地层）为石灰岩、白云岩储层，五个层组，K1-K4为产层，埋深3045-3869m左右。同时含H2S和CO2。早期开发为直井油管，后采用7”油管，优化的大井眼又为，也采用定向井。Ras Gas有限公司已钻了
16、40口单井直筒井，45口优化大井眼井，前者产能为3.51063/d，后者为5.61063/d。,北方气田井型比较（a）开发初期完井方式（b）扩大油管直径（c）优化大井径（OBB）CRA防腐合金；SCSSV井下安全阀,北方气田典型定向井剖面Vertical Depth垂深；Displacement位移；ROB钻速。,4、巨型、大型气田开发井网布署原则（1）因地制宜原则，不同类型气藏应有不同的井网部署（2）均衡开采原则，努力保持均衡开采，水驱气藏更要注意，防止边水舌进或底水锥进（3）水驱气藏延长气井无水采气期的原则（4）高低渗，高低产区协调发展的原则，用“高密低稀”的布井方式，将高、低渗透区的采气
17、速度保持一定比例（长庆采取3左右）,（5）裂缝孔隙型碳酸盐岩气藏，火山岩气藏，都要努力寻找裂缝发育带布井的原则（6）层系与井网有效组合的原则（7）井网部署分步实施原则（8）因地制宜发展丛式井组（直井，定向井）和水平井复杂结构井原则（9）留有余地原则井网部署中必须考虑预备井、观察井。乌连戈伊等三个巨型气田非常重视气藏动态监测,（10）经济效益原则这些原则的体现最终要通过数值模拟技术进行多种方案比照和经济评价确定。川东石炭系气藏和长庆靖边下古气藏的布井思路、方法和做法都可借鉴。,（三）优化气藏开发规模（采气速度）和气井产量,1、优化气藏开发规模（采气速度）和气井合理配产。它是方案设计和随后调整的主
18、要任务，综合考虑用气需要、长输管道经济输送量、快速建成高峰产量和大气区间、气藏所在气区内、气田间的接替。,2、气井配产要合理，主要受到绝对无阻流量（反映储层储渗特征）、排泄区内的压降储量和有无地层水干扰等三个主要因素限制。根据一个国家资源情况，能源政策和天然气需求来定采气速度，如前苏联，一般57，大气田的采气速度要低一些，中、小气田要高些，水驱采气速度比气驱气藏要低，在以下。,（四）气藏驱动方式的确定至关重要格罗宁根经验值得重视，采取了三大措施，搞清楚底水活跃程度后，在气驱条件下，放心大胆地提高气井产量。（五）动态监测要贯彻于开发始终、俄罗斯三巨型气田开发经验值得重视，梅德维日等西诺曼组气藏开
19、发开展了十一项监测工作。2、长庆气田经验靖边气田逐步建立了以观察井网、定点测压井网和区块整体关井测压的压力监测系统。,表2梅德维日气田开发动态监测工作,（六）均衡开采至关重要俄三巨型气田开发中这方面出现的问题和采取的措施值得重视。（七）“工欲善其事，必先利其器”，要发展“进攻”的工艺技术措施 丛式井组中大直径井、定向井、水平井和复杂结构井等钻井、完井、开采工艺、高质量固井工艺、防水治水工艺、防砂治砂工艺、举升排泄工艺等都得跟上，要形成系列配套工艺技术。,具有开放型水域气藏，在开发后期探索注N2保持能量、开发水封气和低压自由气、提高采收率的理念和措施值得研究。（八）制定有关气田开发健康、安全和环保（HSE）的技术措施,谢谢！,
