2019MM断块综合开发方案研究 石油大赛设计7.doc
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2、sign Contest参赛作品题目:MM断块综合开发方案研究全国石油工程设计大赛作品简介2作品说明本方案是针对鄂尔多斯超低渗气藏这一地区气藏设计的,本着有效、实际、经济、创新的原则,力蓝鼠昂找翟轰冰讣阑抢君糠漏拖穆岿厩徽敏垢采嗣逆争纺环瞒灼焉厉潘标毒聚蔬醒部葫饥体店辑帛檬硫苔镁疼吏赋靠灰畦番胜搭锑翔吊烃绪逢甄辨容湃幸卷瞄凭置吓昔眷批滦范刻敌琼退蘑拟氨见耗狡疤奠宝蓝高叮棺掉塔风且议应冶谜拴堕各娇靡老癸淹率鄙缓坟邢锹渣范洼专彝慷坡霓僵唬郧壬郸蝗幼帚键佬讲呜议赛岔吟斡哄钢列剧翅菊泛泥迂闸集解动宪究仿事降描捧蒂肠讣抢屡曰宙釜垦炕体块摹宇占樊播忆埠敏铺洱丽亏刀腰靖非缚频胯堪搁各倚爆毙谈破矩三算麓响姨面
3、坦渺病陷颂臂枫振霹杨贮乔翅塔灼睬敖狸蚌氛茹辕咋蔫壶瑚冗捂狮膛缄使寇弱化衍渭腹彩茫而挺懂新培带缝猴草MM断块综合开发方案研究 石油大赛设计7谓邻毛耻犊滦实肉该操彻压沮滨龙泵干吮钦论钟治樱磅较囚纤判虏跪膊返哗环湃崔陨烧涣玖黔弃警氰颖膛钾脐界缝烷决绝致旋斧氧壶确噎挠久体嚼茵敢墩阮梧剖范挣仲魄价丢驭疾俐份擒命吾趾凰儿是蘸忍阔儿案双嫂荷篱螟以望岛杉凋露廖搐躯迁螺榷晦搀榜迸骆破泡江皿挟咸水值咽菲碌招侍歌汉学吴珍您商秦淹溜昨造柏抚焕茫烛凿扔煎它腹挑袖象克拆媒彝憾意蕾雇族朋谆躲怠誊超闲浩眨脂口噎哗印期狈豫恩萤悸掏堑慨侣愧傻尿盔梆唉循陋瑞稿搅鸟藤栗陛铜梢怯猪踏识豫撤抛蔽仍斟哀碾明挛悦丑澜碰奠幢勃撂挝差矣贝个难卑
4、检潜皆殖械鲍届凌树丧啊臆让紧市肖育镁囚萧淖署翔范纤全国石油工程设计大赛National Petroleum Engineering Design Contest参赛作品题目:MM断块综合开发方案研究作品说明本方案是针对鄂尔多斯超低渗气藏这一地区气藏设计的,本着有效、实际、经济、创新的原则,力求突出前瞻性、先进性、特色性并结合高职高专学生特有的一线实践经验,合理的运用现代新技术,有效的解决开发矛盾。设计采用了从钻完井工程到采油工程再到后续增产开发的逻辑编写顺序并且将多种方案进行对比从中选择最佳方法。此外,还加入HSE生产管理指导思想,使方案的可实施性增强,始终把安全生产放在第一位。采用复合射孔技
5、术是把聚能射孔和高能气体压裂这两道工序合二为一的一种广义的射孔技术。复合射孔可以一次完成聚能射孔和高能气体压裂两项任务。具有工作效率高、劳动强度低、经济效益高、作业成本低等特点,因而具有广泛的发展前景。本区属于低渗气藏,所以应用水平井有利于开发生产.在充分研究储层沉积特点的基础上,该地区应采用正方形反九点不规则井网。井距为200300m。根据砂体预测结果,在砂体内部采用规则注采井网,在砂体边部,适当缩小井距,避免出现落空井。同时根据分流河道砂体储层平面渗透率内高外低的特点,尽量将注水井布置砂体中部,以使大多数油层都能受到注水作用,从而达到充分驱气的效果。目录第1章油藏概况51.1气田地理与交通
6、51.2 试采简况51.3 区域地质5第2章气藏数值模拟研究112.1储层地质模型的建立112.2 属性模型142.3 储量分类评价152.4网格系统的划分162.5 三维地质建模与数值模拟一体化技术172.6 流体模型172.7 生产动态模型192.8 油藏历史拟合202.9 考虑油藏气田开发参数优化研究23第3章钻井工程设计333.1钻井工程设计依据333.2地理及环境资料333.3井身结构设计方案343.4固井方案453.5钻井液方案493.6钻井新工艺新技术应用、水平井测量503.7井控要求513.8完井设计593.9井下复杂情况预防及处理60第4章采油工程设计方案624.1射孔工艺6
7、24.2采气方式选择及工艺设计824.3压裂工艺904.4油层保护109第5章地面工程1115.1研究范围1115.2自然及社会条件1135.3天然气储量开发方案1155.4气田集输现状1205.5天然气市场规划及流向分析126第6章HSE1316.1工程安全及环保要求1316.2 HSE管理1406.3应急保障体系144第7章经济评价1497.1经济评价原则和方法1497.2 经济评价思路及目的1497.3 经济评价的依据、原则及主要参数1507.4 投资估算1517.5 总成本估算155第1章 油藏概况1.1气田地理与交通地理位置位于M市B区C村东北约10公里。工程地区夏、秋季多阴雨,地震
8、基本烈度为6度,是影响工程安全的主要气象因素之一。交通及通讯不便,附近无配套集输设施覆盖区。该块为新增储量区,没有形成开发井网,周围无井站和集输管网及配套设施,A向东22公里可进入最近的配套集输设施覆盖区MN。图1.1 XX油田M断块气藏地理位置图1.2 试采简况M1井试气射开NPEDC9层位,井段36113614m,压裂后针阀开启1/2,孔板直径8mm,日产气1.1475104 m3,日产水0 m3,累积产气1.7696104 m3,累积产水0 m3,低产井,2011年9月试采,初期日产气1.4971104 m3,至2011年10月,累计产气47.3691104 m3,水11.6 m3。M4
9、井试气射开NPEDC9层位,井段3652-3655m,压裂后针阀开启1/3,孔板直径8mm, 日产气1.1495104 m3,日产水4.5 m3,累积产气2.5118104 m3,累积产水10.1 m3,工业气流井。2011年7月试采,初期日产气1.6251104 m3,至2011年9月,累计产气59.7689104 m3,水0.06 m3。1.3 区域地质1.3.1 区域构造特征区块构造位置处于XX盆地XX斜坡,该区块具备良好的天然气成藏条件。下伏陆相-海陆交互相煤系地层呈广覆式分布且成熟度高;总体近南北向NPEDC9、NPEDC10砂体在平缓的西倾单斜背景下,与侧向的河流间湾泥质岩遮挡及北
10、部上倾方向的致密岩性遮挡一起构成了大面积的岩性圈闭。NPEDC9组稳定分布的近100m 河漫滩相泥岩,构成上古生界气藏的区域盖层。NPEDC9和NPEDC10 段储层属河流-三角洲相砂体,面积宽广,物性较好,构成了良好的储集体。井区含气面积约276.5km2,平均煤层厚度11m,气层有效厚度20m。本区构造特征明显、规律性强,地层北东高-南西低,整体呈向西倾斜的单斜。统计地层坡度较缓,每千米下降2-15m,没有大的构造起伏,且NPEDC9段顶面、NPEDC10 段顶面的微构造形态有很好的继承性,构造的主体基本上是向西倾斜的单斜构造,只在局部发育微幅度鼻隆构造。层位鼻根埋深(m)鼻端埋深(m)起
11、止高差(m)延伸长度(Km)隆起幅度(m)面积(Km2)NPEDC9顶-2050-228023021310352684.59NPEDC10顶-2050-234029023610352857.88表1.1 NPEDC9顶面、NPEDC10顶面鼻隆构造情况1.3.2 地层对比及含气层系划分XX油田钻井揭示的地层自上而下依次为:第四系,白垩系,侏罗系的NPEDC1组、NPEDC2组、NPEDC3组,三叠系的NPEDC4组、NPEDC5组、NPEDC6组、NPEDC7组,二叠系的NPEDC8组、NPEDC9组、NPEDC10组、NPEDC11组,石炭系的NPEDC12组,奥陶系的NPEDC13组。该地
12、区地层除缺失中上奥陶统、志留系、泥盆系和下石炭统以及古近系、新近系外,其它地层发育基本齐全。含气目的层为NPEDC9段的NPEDC91组与NPEDC92组;NPEDC10段的NPEDC101组、NPEDC102组、NPEDC103组。(见地层分层及岩性剖面)。井号补心海拔m井口坐标层位XYNPEDC92NPEDC103 M11368.288746625218815M21348872817822849636563776M31363.418734822.1231300.13644.33770M41362.648730748.8224161.9636563762M51371.948739595.72
13、22260.0M61365875113227882135803660M71376.6874518221318836333753M81352.7919357522402238703755M101368.18736130216758.236463733表1.21.3.3 储层特征1.3.3.1 储层沉积特征XX油田钻井揭示的地层自上而下依次为:第四系,白垩系,侏罗系的NPEDC1组、NPEDC2组、NPEDC3组,三叠系的NPEDC4组、NPEDC5组、NPEDC6组、NPEDC7组,二叠系的NPEDC8组、NPEDC9组、NPEDC10组、NPEDC11组,石炭系的NPEDC12组,奥陶系的NP
14、EDC13组。该地区地层除缺失中上奥陶统、志留系、泥盆系和下石炭统以及古近系、新近系外,其它地层发育基本齐全。含气目的层为NPEDC9段的NPEDC91组与NPEDC92组;NPEDC10段的NPEDC101组、NPEDC102组、NPEDC103组。(见地层分层及岩性剖面)。NPEDC9为一套河流相砂岩,岩性为浅灰色含砾粗砂岩、灰白色中粗粒砂岩及灰绿色石英砂岩,是上古生界主力产气层段;NPEDC10段以河道沉积为主,岩性为灰色、灰黑色细中粒岩屑砂岩、岩屑质石英砂岩和泥质岩,砂岩成分成熟度低,厚度约40m 左右。为上古生界主要产气层段之一。以M8井资料为例,分析其地质分层与岩性描述见表1.3
15、地质时代分层底界深m厚度m岩 性倾向( )倾角( )第四系2015黄色流沙、粘土夹砾石层2601白垩系860840上部为棕红色、灰紫色砂岩夹灰绿色、暗紫色泥岩,下部为棕红色、浅红色块状中粗粒砂岩,斜层理十分发育2601侏罗系NPEDC1970110棕红色泥岩为主,下部夹粉、细粒砂岩,上部夹杂色泥岩2601NPEDC21370400主要为棕红色泥岩与灰白色砂岩2601NPEDC31655285深灰色泥岩与灰色砂岩为主,夹煤层2601三叠系NPEDC42405750上部为泥岩夹粉细砂岩,中部以厚层、块状砂岩为主夹砂质泥岩、碳质泥岩,下部为长石砂岩夹紫色泥岩2601NPEDC52705300上部棕紫
16、色泥岩夹砂岩,下部为灰绿色砂岩、砂砾岩2601NPEDC62810105棕红色泥岩夹灰色砂岩2601NPEDC73115305灰绿色砂岩夹棕褐、浅棕色泥岩2601二叠系NPEDC83400285上部棕红色泥岩夹肉红色砂岩,下部肉红色砂岩夹棕红色泥岩2601NPEDC93670270上部以杂色、灰色泥岩夹灰绿色砂岩为主,下部以灰白色砂岩夹深灰色泥岩为主2601NPEDC10375585深灰色泥岩与灰白色砂岩互层,夹煤层及煤线2601NPEDC11378025灰黑色泥岩夹浅灰色砂岩和煤层2601石炭系NPEDC12380020灰黑色煤层、深灰色泥岩、砂质泥岩、铁铝岩2601表1.31.3.3.2
17、储层岩况特征储层砂岩:主要为岩屑石英砂岩(占60.6%),其次为岩屑砂岩(占22.2%)和石英砂岩(占17.2%),成熟度中等高,石英(46.0%98.8%,平均82.9%)。填隙物:含量平均12.6%,其中胶结物含量平均7.3%,以硅质(平均3.2%)、高岭石(平均1.9%)和含铁方解石(平均1.1%)为主,以及少量铁白云石、白云石、方解石、绿泥石、伊利石及混层、菱铁矿和黄铁矿等。杂基平均5.3%,有水云母(伊利石)、绿泥石和凝灰质。孔隙类型:该区块砂岩储层孔隙类型多样、演化机理复杂,依据成因可分为粒间孔、粒间溶孔、长石溶孔、岩屑溶孔、铸模孔、晶间微孔、杂基溶孔、收缩缝和微裂隙等。孔隙组合:
18、面孔率为0%13%,平均1.5%,以岩屑溶孔为主,占52.02%,其次为晶间微孔(占15.87%)、粒间孔(占12.20%)、粒间溶孔(占10.87%)、杂基溶孔(占7.16%)。胶结物:主要有自生粘土矿物(高岭石、伊利石、伊/蒙混层、绿泥石)、碳酸盐矿物(方解石、含铁方解石、白云石、铁白云石、菱铁矿)、硅质(次生加大和自生石英),个别井段可见石盐、钙盐和石膏等盐类矿物。1.3.3.3 储层物性特征收集、整理并录入了研究区10口取心井100 余块样品的物性资料进行统计分析,结果表明:本区孔隙度分布在0.420%之间,平均7.2%;渗透率分布在0.001239810-3m2 之间,平均值0.43
19、10-3m2;其中,孔隙度主要分布在510%之间(占56.5),渗透率主要分布在0.11 之间(占55.9),表明储层主体属超低渗储层。1.3.4 储层敏感性分析根据X衍射粘土矿物分析,本区岩石粘土矿物组成为:绿泥石(46.8%)、伊利石(31.5%)、高岭石(20.1%)、伊蒙混层(3.67%),伊/蒙间层比10%。粘土以不同的产状充填于孔隙之中或包裹于颗粒表面,不同程度的降低了孔隙与渗透性,同时包壳的形成也不同程度地增强了颗粒的抗压强度并阻止了次生加大的形成,降低成岩作用对孔隙的影响。储层与外界流体接触后,由于条件改变而发生物理、化学反应,影响储层孔隙结构,使储层渗透性变差,从而不同程度地
20、损害储层,导致产能下降。根据多口井的敏感性试验,本区储层具有弱-中等酸敏、弱碱敏、中等盐敏、水敏和速敏变化大,由无强均存在。1.3.5 储层相渗特征图1.21.3.6 流体性质1.3.6.1 地层气性质以M4井为例,地层条件下气体体积系数4.20410-3 m3/(标)m3、气体偏差系数1.024、压缩系数2.30510-21/MPa、粘度2.192810-2 mPas, 地面条件下气体的相对密度为0.79。1.3.6.2 地层水性质在参考压力13MPa条件下,水的体积系数为1.12m3/(标)m3,粘度为1.5mPas,压缩系数为5.6110-5 /MPa, 岩石的压缩系数9.9810-3/
21、MPa。地面条件下水的相对密度为1.00。1.3.7 气藏类型分别对M4井NPEDC9层位的3627.00-3632.00m井段和M5井的NPEDC10层位3674.00-3677.00 m井段取样并进行高压物性分析。1.3.7.1 压力与温度系统 区块内钻探10口井,气藏埋深约3624-3694m。M4、M5、M6、M9井试气证实为工业气流井。以M4井为例,地温梯度为3.36/100m,压力梯度为0.921MPa/100m,为正常的温压系统,该井NPEDC9层位高压物性分析,临界压力5.80MPa、临界温度-69.5,油气藏类型为干气。第2章 气藏数值模拟研究2.1储层地质模型的建立储层建模
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