气藏方案设计

气藏方案设计内容摘要：

HN1TW74至 THN1TW82，三个低渗层为隔层或夹层，分别为 米 米， 米 米， 米 米。 储集空间类型（孔隙（粒间孔隙、粒内孔隙）、裂缝） 储集空间类型包括空隙和裂缝，其中空隙包括粒间空隙和粒内空隙。 裂缝以构造裂缝为主，一般较窄，延伸长度有限，主要是层内缝，裂缝发育程度主要受构造作用控制。 微观空隙结构（结合压汞曲线） 对 THN1 井 米井段中取岩心样品，进行毛管压力测试，测试结果见下表 进泵饱和度（ %） 毛管压力（ MPa） 10 井泵饱和度（ %） 61． 3718 毛管压力（ MPa） 进泵饱和度（ %） 0 毛管压力（ MPa） 毕业设计（论文）用笺 第 14 页 1101001000020406080100进汞饱和度(%)毛管压力(MPa) 根据上面的压汞曲线可以看出：毛管压力曲线平缓段位置靠下，说明岩石吼道半径较大；中间平缓段较长，说明岩石的吼道分布越集中，分选越好。 由上图可看出该区域分选好，吼道半径大，比较有利于开发开采 敏感性分析 为了研究有效覆压下渗透率变化下有三块岩心样品数据 表 121 THN1TW34 岩心应力敏感实验数据表 井号 THN1 井深， m 岩心长度 cm 层位 岩心直径 cm 测试温度 c 20 净围压 渗透率， mD 第一次升压 第一次降压 第二次升压 第二次降压 5 7 10 15 20 358 30 40 358 50 336 60 毕业设计（论文）用笺 第 15 页 上图为 THN1TW34 岩心应力敏感曲 线，图中 曲线可以 利用公式k=^(),由公式可以看出，储集层岩石应力敏感常数为 b=用 terzaghi 有效应力评价储集层敏感性，得压力下降 10MPa 时应力敏感指数为 Sip=1e^()=2% 表 122 THN1TW48 岩心应力敏感实验数据表 净围压 MPa 渗透率， mD 第一次升压 第一次降压 第二次升压 第二次降压 419． 4 5 7 10 15 20 341 30 40 313 50 60 毕业设计（论文）用笺 第 16 页 上图为 THN1TW48 岩心应力敏感曲线 k=^(),应力敏感常数b=,Sip=1e^()=%,表示为弱应力敏感 下图为 THN1TW53 岩心应力敏感曲线 ф=， k=^(),应力敏感常数 b=,Sip=1e^()=% 表 123 THN1TW53 岩心应力敏感实验数据表 净围压 渗透率， mD 第一次升压 第一次降压 第二次升压 第二次降压 5 7 10 200 15 200 20 30 40 50 60 毕业设计（论文）用笺 第 17 页 数据分析： 由上图可得： k034=； k048=； k053= 由公式 错误 !未找到引用源。 可得： b34=； b48=； b53= 用 Terzahi有效应力评价储层敏感性，得压力下降 10MPa 时应力敏感指数为： SIp34=1 ﹣ e ﹣ 10=3% ； SIp48=1 ﹣ e ﹣ 10=% ； SIp53=1 ﹣ e ﹣10=% 五敏测试 THN1 区块未做敏感性分析及润湿性分析，借鉴 TH 油田 9 区的敏感性测试分析结果。 速敏指数 Iv=；水敏指数 Iw=；酸敏指数 Ia=； 碱敏指数 Ib=；临界盐度： 储层综合评价 综合以上资料显示： THN1 井有较好的油气显示。 从区域地质上来说，在三叠系揭示有油气；从构造特征上来讲，其中背斜、岩性尖灭发育，中油组圈闭闭合面积较大，此外 THN1 区块断层十分发育，中北部发育十余条东西向展布的层间细小断层，多为活动断层。 根据岩心分析，该区块的孔隙度较大，比较利于油气的运移，并且很多区块的渗透率较大，有利于油气的采出。 储层综合评价 综合以上资料显示： THN1 井有较好的油气显示，从区域地质上来说，在三叠系揭示有油气；从构造特征上来讲，其中背斜岩性尖灭发育，中油组圈闭合面积较大，此外 THN1 区块断层十分发达，中北部发育十余条东西向展布的层间展布的细小断层，多为活动断层。 根据岩心分析，该区块的孔隙度较大，比较有利于油气的运移，此外，很多去开中的渗透率比较大，有利于油气的产出。 下图为 THN1 区块油组对比图，从图中也可看出 THN1 井有较好的产油，气显示。 毕业设计（论文）用笺 第 18 页 勘探开发简况： THN1 井：初期 6mm 油嘴自喷，折算日产液 方，日 产油 方，日产气97995 方，系统测试时 4mm 油嘴日产油 17 方，日产气 32293 方， 5mm 油嘴日产油 方，日产气 46621 方， 6mm 油嘴日产油 方，日产气 63825 方，截止2020 年 4 月月底 THN1 区块累计产油 22606 方，气 3471 万方，水 21042 方，气田含水 %，气田处于开发初期的上产阶段。 THN2 井：该井于 2020 年 11 月 28 日投产，产层三叠系中油组，已累计产油 6328方，不含水，目前 5mm 油嘴，油压 15MPa，日产油 方，日产气 万方，含水 %。 勘 探开发效果， THN1 井效果最好。 4 气藏流体性质及渗流特征 地面流体性质 毕业设计（论文）用笺 第 19 页 下 表 THN1 常规由分析报告 取样日期 采样地点 井口 井深 43264330m 层位 T2a 水分 % 无 含盐量 mg/l 密度 G/cm^3 含硫量 % 运动粘度 mm^2/s 含蜡量 % 凝固点 C 14 开口闪点 C 24 燃点 C 24 初馏点： 馏量 温度 C 温度 馏量 10 16 20 30 49 40 215 50 终馏点 73 85 总馏量 备注：生产制度为 6mm油嘴 取样日期 采样地点 分离器 井深 4226m4230m 层位 T2a 组分 体积分数 % 含空气 无空气 甲烷 乙烷 丙烷 异丁烷 正丁烷 异戊烷 正戊烷 3二甲基丁烷 2甲基戊烷 3甲基戊烷 正己烷 氧 1 氮 二氧化碳 氦气 标况高热值 标况低热值 毕业设计（论文）用笺 第 20 页 相对密度 备注：生产制度 6mm油嘴 组分 分离器气 % 分离器油 % 井流物 % N2 CO2 CH4 C2H2 C3H8 iC4 nC4 iC5 nC5 iC6 nC6 C7+ C7+分子量： 295 脱气分子量： 282 脱气密度： PVT 分析研究成果数据表 地层压力： 地层温度： 露点压力： 临界压力： 地露压力： 临界温度： 露点体积系数： 1 油罐油密度： ^3 露点压力偏差系数： 油管油分子量 很具所列出的 THN1 井常规气分析报告， THN1 常规油分析报告，井流物组分组成， PVt 分析研究成果数据面可总结出地面流体性质。 地面凝析油的性 质，初馏点 度，终馏点 度，总馏量 %，地面凝析油有四低一高的特点：密度低，粘度低，凝固点低，初馏点低，汽油含量高 常规天然气中 CH4 含量最高，其次是 N2，含空气的天然气中 CH4， N2 的含量低于不含空气的天然气中该些气体的含量。 地层流体性质 如井流物组组分组成和油气 PVT 分析研究成果数据表所示 脱气油分子量为 282KG/mol,脱气油密度为 ^3 地层压力为 ，地层温度 度时，油气露点压力位 ，临界压力位 ，临界 温度为 度 渗流特征 油气渗流曲线数据： So Krg Kro 0 毕业设计（论文）用笺 第 21 页 0 气水相渗曲线： Sg Krg Krw 0 1 根据油气相渗曲线数据和气水相渗曲线数据做出油气相渗曲线图和气水相渗曲线图。 由油气相渗曲线可以看出，当含油饱和度 So 较小时，气相流动能力强，油相流动能力弱，繁殖，油相流动能力强，气相流动能力弱。 毕业设计（论文）用笺 第 22 页 单相气流区： 其曲线特征表现为 So 很小时， Kro 趋近 0 油气同流区：该区域由于油气同流，造成油气互相干扰，互相作用，因此油气同流区是流动阻力效应最为明显的区域， Kro+Krg 出现最低值。 纯油流动区： Krg 趋近 0， Kro 增加剧烈，此时非湿气相气体已失去连续性，而成为小气泡滞留于岩石空隙中。 无 论湿相还是非湿相都存在一个刚刚能流动的最低饱和度，当流体饱和度小于最低饱和度时，则不能再空隙中流动。 两相同流时，其两项相对渗透率之和必定小于 1，且出现渗透率只和最小值。 由气水相渗曲线图看出，水箱为非湿相，气相为湿相 纯水流动区：其曲线特征表现为 Sg很小， Krg 趋近 0，当含水饱和度很小时，气相流动能力弱，水相流动能力强，反之水相流动能力弱，气相流动能力强。 气水同流区：该区域由气水同流，造成气水互相干扰，互相作用，因此气水同流区是流动阻力效应明显区域， Krg+Krw 出现最低值。 单相气流区， Krw= 急剧增加，此时非湿相已失去连续性，被滞留在空隙中。 无论是水相还是气相都存在一个刚刚能开始流动的最低饱和度，当流体饱和度小于最低饱和度时，则不能流动，两相同流时，其两相相对渗透率只和必定小于 1，切出现渗透率之和最小值。 5 气藏类型 气藏温度，压力系统 气藏压力及温度是气藏保持热力学平衡的两个条件，描述的内容如下： （ 1） 气藏原始地层压力，地层压力系数，压力梯度，正常及异常压力分析 （ 2） 气藏原始地层温度，地温梯度等 表 113 THN1 井静压（温）梯度报告 测井日期 2020 年 9 月 17 日 井口压力（ MPa） 仪器入井前 油压（ MPa）： 套压（ MPa） :30 仪器出井时 油压（ MPa）： 套压（ MPa） :30 油嘴通径（ mm） / 油管下深（ m） / 毕业设计（论文）用笺 第 23 页 电子压力计下深（ m） 4300 最高测压（ MPa） 仪器型号 PPS2500 选用梯度（ MPa/100m） 仪器编号 SN6053/SN1250 油层中部井深（ m） 最高测温（ ℃ ） 油层中部压力（ MPa） 选用梯度（ ℃ /100m） 油层中部温度（ ℃ ） 井深（ m） 压力（ MPa） 压力梯度（ MPa/100m） 温度（ ℃ ） 温度梯度（ ℃ /100m） 0 500 （ ） 1000 1500 2020 2500 3000。