大庆西部气田开发特征研究.docVIP

大庆西部气田开发特征研究 李 娜 （采油九厂泰来作业区技术队） 摘要：大庆西部斜坡区气田地质条件复杂，砂体比较小，储层疏松，边水发育，开发难度大。为了制定气田合理工作制度，根据每个气藏地质特征和动态监测资料，获得气藏试采特征。对每个气藏开发动态进行分析，掌握了驱动类型、边水活动特征等动态情况，计算不同气藏的动态采收率，制定气藏合理工作制度。 主题词：采收率 合理工作制度 大庆西部斜坡区气田 1、气藏概况 1.1储层特征 阿拉新、二站、白音诺勒气田位于齐齐哈尔市泰来县大兴乡和大庆市泰康县白音诺勒乡境内，构造位置位于松辽盆地西部斜坡区泰康隆起上，含气面积58.9m3，地质储量49.95×108m3，动态储量13.9×108m3。 阿拉新、二站气田主要含气层位是萨尔图层，油层埋藏深度为580-760m，储层物性较好，平均孔隙度为27.1%，渗透率为438.3-617.2×10-3μm -2。气层压力7.08-7.73MPa，压力系数1.01-1.07，温度29-34.4℃，温度梯度4.25-5.8℃/100m。地层水氯离子含量为3260-3653mg/l，总矿化度为6720-7200mg/l，水型为NaHCO3型。储层泥质含量平均为12.72%,胶结物以泥质和钙质为主，砂岩胶结疏松，胶结类型为孔隙-薄膜和孔隙-接触式，孔隙类型为粒间孔。 白音诺勒气田主要含气层位是高台子油层，油层埋藏深度为1160m，平均孔隙度为22.7%，渗透率为276.6×10-3μm -2，气层压力11.74MPa，压力系数1.12-1.2，温度54.2-68.3℃，温度梯度4.9-6.2℃/100m。地层水氯离子含量为3432.mg/l，总矿化度为7337mg/l，水型为重NaHCO3型。储层泥质含量为7.3%,胶结物以泥质胶结为主，孔隙类型为粒间孔。 1.2开采简况 气田于1991年投产，日产气截止到2005年8月，共基建气井13口，投产11口井，日产气能力16.1×104m3，累积产气5.56×108m3，采气速度3.23%，动态采出程度38.3%。 2、气藏驱动类型研究 气藏驱动类型是指气藏开采时驱动地层中的天然气流向井底的主要动力方式，包括气驱和水驱等。利用气田动静态资料判断气田驱动类型和水侵影响程度，是制定气田开发政策的主要依据。 2.1阿拉新气田 一是水侵判断法 阿拉新气田投产初期的的水侵速度随时间变化，水向气藏的水侵过程为一个不稳定的过程。近似为非稳定流法，以杜603井为例计算该井水侵量。 基本原理:建立数学模型，为了求解方便，形式统一。 定义无量纲变量: —天然水域的有效孔隙度； —天然水域中的有效压缩系数，1/MPa； 通过计算tD、rD的值，对应的Qd(td)、We有相应的公式。 当、时： 杜603井的天然累积水侵量为5.21m3，认为边水不活跃，预测气井无经济效益时累计产水仅15.22 m3，因此边水对气藏开采不会造成严重影响，表明阿拉新气田为气驱气田。 二是应用P/Z～Gp曲线法： 　　　　 阿拉新气田压降储量曲线图 图1 在直角坐标系中，P/Z与Gp为线性关系，表明为阿拉新气田是气驱（图1）。 2.2 白音诺勒气田 一是水侵判断法 气田边水能量充足，投产初期时已见地层水，在气资源每断采出的时候天然水能够很快的补充，地层压力下降缓慢，总压差1.64MPa。水侵速度不随时间变化达到稳定流动，白音诺勒近似看为稳定流。 利用达西稳定流定律，得到天然水侵量的表达式： 其中、由生产数据可知， —水侵常数，它与天然水域的储层物性、流体物性和气藏边界形状有关。 —水域地层的渗透率，μm2； —天然水域有效厚度，m； —气水接触面半径，mm； —天然水的外缘半径，mm； —地层水粘度，mPa·s。 计算白音诺勒气田的水侵系数k=1079.8m3/(MPa·d)，杜402井天然水累积量6911.712m3。该井的水侵常数高，表明白音诺勒气田为水驱气田。 二是应用P/Z～Gp曲线法： 杜402井压降储量曲线图 图2 天然水驱气藏的视地层压力(P/Z)与累积产气量(GP)之间不存在直线关系，而是随着水侵量的增加，气藏的视地层压力下降率随累积产气量的增加不断减少，是一条曲线(如图2所示)。表明白音诺勒气田为水驱气田。 2.3 二站气田 一是水侵判断法 气田为弱水气藏，投产初期已见地层水，平均渗透