【正文】 巖為主，夾深灰色泥巖，為下油組。礫石 礫徑一般 25 毫米，含量 1020%，礫石磨圓度較好。 復(fù)正韻律：一般由多個完整或不完整的正韻律組成，底部有沖刷面積滯留沉積，中間多次疊復(fù)沖刷，該區(qū)大多數(shù)有這種類型組成，厚度中等，單個韻律厚 17米。 THN1 區(qū)塊三疊系中油組屬于辯狀河沉積，河道微砂體發(fā)育。 從表 15 可看出從 THN1TW1 到 THN1TW15 巖樣中，孔隙度均為 25%，最大值 %,最小值 %，孔隙度變化不大，只有 THN1TW80,81,82 較低。 錯誤 !未找到引用源。 層間均質(zhì)性：粒度韻律性，滲透率差異程度及高滲段位置，該區(qū)域內(nèi) 衣多數(shù)為復(fù)正韻律，底部有沖刷面及滯留沉積；滲透率變化差異大，大至 達(dá)西，小至 達(dá)西，相差數(shù)倍高達(dá) 倍，共有四個高滲段，如 中分析得。 微觀空隙結(jié)構(gòu)（結(jié)合壓汞曲線） 對 THN1 井 米井段中取巖心樣品，進(jìn)行毛管壓力測試，測試結(jié)果見下表 進(jìn)泵飽和度（ %） 毛管壓力（ MPa） 10 井泵飽和度（ %） 61． 3718 毛管壓力（ MPa） 進(jìn)泵飽和度（ %） 0 毛管壓力（ MPa） 畢業(yè)設(shè)計（論文）用箋 第 14 頁 1101001000020406080100進(jìn)汞飽和度(%)毛管壓力(MPa) 根據(jù)上面的壓汞曲線可以看出：毛管壓力曲線平緩段位置靠下，說明巖石吼道半徑較大；中間平緩段較長，說明巖石的吼道分布越集中，分選越好。從區(qū)域地質(zhì)上來說，在三疊系揭示有油氣；從構(gòu)造特征上來講，其中背斜、巖性尖滅發(fā)育，中油組圈閉閉合面積較大，此外 THN1 區(qū)塊斷層十分發(fā)育，中北部發(fā)育十余條東西向展布的層間細(xì)小斷層，多為活動斷層。 下圖為 THN1 區(qū)塊油組對比圖，從圖中也可看出 THN1 井有較好的產(chǎn)油，氣顯示。 4 氣藏流體性質(zhì)及滲流特征 地面流體性質(zhì) 畢業(yè)設(shè)計（論文）用箋 第 19 頁 下 表 THN1 常規(guī)由分析報告 取樣日期 采樣地點 井口 井深 43264330m 層位 T2a 水分 % 無 含鹽量 mg/l 密度 G/cm^3 含硫量 % 運動粘度 mm^2/s 含蠟量 % 凝固點 C 14 開口閃點 C 24 燃點 C 24 初餾點： 餾量 溫度 C 溫度 餾量 10 16 20 30 49 40 215 50 終餾點 73 85 總餾量 備注：生產(chǎn)制度為 6mm油嘴 取樣日期 采樣地點 分離器 井深 4226m4230m 層位 T2a 組分 體積分?jǐn)?shù) % 含空氣 無空氣 甲烷 乙烷 丙烷 異丁烷 正丁烷 異戊烷 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 氦氣 標(biāo)況高熱值 標(biāo)況低熱值 畢業(yè)設(shè)計（論文）用箋 第 20 頁 相對密度 備注：生產(chǎn)制度 6mm油嘴 組分 分離器氣 % 分離器油 % 井流物 % N2 CO2 CH4 C2H2 C3H8 iC4 nC4 iC5 nC5 iC6 nC6 C7+ C7+分子量： 295 脫氣分子量： 282 脫氣密度： PVT 分析研究成果數(shù)據(jù)表 地層壓力： 地層溫度： 露點壓力： 臨界壓力： 地露壓力： 臨界溫度： 露點體積系數(shù)： 1 油罐油密度： ^3 露點壓力偏差系數(shù)： 油管油分子量 很具所列出的 THN1 井常規(guī)氣分析報告， THN1 常規(guī)油分析報告，井流物組分組成， PVt 分析研究成果數(shù)據(jù)面可總結(jié)出地面流體性質(zhì)。 畢業(yè)設(shè)計（論文）用箋 第 22 頁 單相氣流區(qū)： 其曲線特征表現(xiàn)為 So 很小時， Kro 趨近 0 油氣同流區(qū)：該區(qū)域由于油氣同流，造成油氣互相干擾，互相作用，因此油氣同流區(qū)是流動阻力效應(yīng)最為明顯的區(qū)域， Kro+Krg 出現(xiàn)最低值。 由氣水相滲曲線圖看出，水箱為非濕相，氣相為濕相 純水流動區(qū)：其曲線特征表現(xiàn)為 Sg很小， Krg 趨近 0，當(dāng)含水飽和度很小時，氣相流動能力弱，水相流動能力強，反之水相流動能力弱，氣相流動能力強。 5 氣藏類型 氣藏溫度，壓力系統(tǒng) 氣藏壓力及溫度是氣藏保持熱力學(xué)平衡的兩個條件，描述的內(nèi)容如下： （ 1） 氣藏原始地層壓力，地層壓力系數(shù)，壓力梯度，正常及異常壓力分析 （ 2） 氣藏原始地層溫度，地溫梯度等 表 113 THN1 井靜壓（溫）梯度報告 測井日期 2020 年 9 月 17 日 井口壓力（ MPa） 儀器入井前 油壓（ MPa）： 套壓（ MPa） :30 儀器出井時 油壓（ MPa）： 套壓（ MPa） :30 油嘴通徑（ mm） / 油管下深（ m） / 畢業(yè)設(shè)計（論文）用箋 第 23 頁 電子壓力計下深（ m） 4300 最高測壓（ MPa） 儀器型號 PPS2500 選用梯度（ MPa/100m） 儀器編號 SN6053/SN1250 油層中部井深（ m） 最高測溫（ ℃ ） 油層中部壓力（ MPa） 選用梯度（ ℃ /100m） 油層中部溫度（ ℃ ） 井深（ m） 壓力（ MPa） 壓力梯度（ MPa/100m） 溫度（ ℃ ） 溫度梯度（ ℃ /100m） 0 500 （ ） 1000 1500 2020 2500 3000 3500 4000 4100 4200 4300 備注 采用電纜 +存儲式 +直讀（ 1250）電子壓力計測試工藝。 壓力梯度 錯誤 !未找到引用源。 綜上， THN1 井的驅(qū)動類型為彈性氣驅(qū)和水驅(qū)。 2）含氣面積確定： 南部以中油組尖滅線為界，其它方向以氣水界面為界 經(jīng)初步計算，根據(jù)比例尺，含氣面積大約為 3）有效厚度： 根據(jù)地層電阻率、孔隙度、含油飽和度、泥質(zhì)含量將各井各油組含油氣井段不合標(biāo)準(zhǔn)的泥質(zhì)夾層、水層、油水同層剔除；剩下的厚度即為單井油氣層有效厚度（定油氣層起算厚度和夾層起算厚度均為 ） 4） 有效孔隙度： 利用測井解釋孔隙度，經(jīng)體積加權(quán)后，壓實校正獲得 5）原始含氣飽和度：測井解釋，綜合分析 6）地層溫度壓力（根據(jù)壓力恢復(fù)曲線， MDT 測試，測壓資料綜合分析獲得） 7）其它參數(shù)（原始汽油比、凝析油厚度、氣體的偏差系數(shù)、天然氣的摩爾分?jǐn)?shù)等） 天然氣相對密度 ，查圖版得知： Tpc= Ppc= Tpr= Ppr= 查圖得 Z= 有效厚度 h=10m 含氣面積 A= 孔隙度 22％ Sgi=％ 儲量計算結(jié)果 (采用容積法計算儲量 ) Q= =10247。儲量豐度、單井產(chǎn)能等進(jìn)行分析） 儲量豐度： Ωg=G247。采收率達(dá)到 100％是不可能的。 :可采儲量 錯誤 !未找到引用源。 *錯誤 !未找到引用源。 THN1 井： 2020 年 06 月 28 日開鉆， 2020 年 08 月 08 日完鉆，設(shè)計井深 ，完鉆井深 ，完鉆層位柯吐爾組，本次試油層位： 錯誤 !未找到引用源。 =錯誤 !未找到引用源。 =錯誤 !未找到引用源。 凝析有相對密度為 錯誤 !未找到引用源。 =0 時 即 錯誤 !未找到引用源。 無阻流量 錯誤 !未找到引用源。 THN2 井射開 ，初期含水 20=50%，目前不含水，初期含稅為完井液， 證實其頂部為氣層； THN3 井射開 43334335m，含水，證實氣水界面在 43334335m 左右（海拔——） 1)THN1 井穩(wěn)定試井?dāng)?shù)據(jù)表： 序號 工作制度 mm 穩(wěn)定油壓 MPa 日產(chǎn)油m3 日產(chǎn)氣104m3 日產(chǎn)水m3 地層壓力 MPa 油層中部流壓MPa 壓差MPa 1 測靜壓（溫） 2 4 29 微 3 5 4,71 0 4 6 0 5 7 28 0 凝析油相對密度為 ，分子量為 282（ PVT 分析結(jié)果） 2)THN3 井穩(wěn)定試井?dāng)?shù)據(jù)表 ： 序號 工作制度 mm 穩(wěn)定油壓 MPa 日產(chǎn)油m3 日產(chǎn)氣104m3 日產(chǎn)水m3 地層壓力 MPa 油層中部流壓MPa 壓差MPa 1 測靜壓（溫） 20 2 6 19 54 10 3 18 51 4 7 61 6 14 畢業(yè)設(shè)計（論文）用箋 第 31 頁 5 16 69 凝析油相對密度為 ，分子量為 282（ PVT 分析結(jié)果） 2020 年對 THN1 進(jìn)行了壓恢測試，測試前以穩(wěn)定產(chǎn)氣量 6*104 m3/d,油產(chǎn)量 43 m3/d，生產(chǎn)了 13630 小時后關(guān)井測試，以下為 THN1 不穩(wěn)定試井測試數(shù)據(jù) ： Δt(hr) Pws(Mpa) mPws(Mpa2/) Ψ(p) 1 2 4 6 7 8 12 16 20 24 30 40 50 60 70 畢業(yè)設(shè)計（論文）用箋 第 32 頁 作圖如下： 三 氣藏工程研究 1 氣井產(chǎn)能分析 利用生產(chǎn)歷史資料計算氣井產(chǎn)能 氣井產(chǎn)能為一定井底回壓下的氣井供氣量，氣井產(chǎn)能分析主要靠穩(wěn)定試井方法實現(xiàn)。 （凝析油折算為氣量） 穩(wěn)定產(chǎn)能方程計算氣井產(chǎn)能 氣藏直井（考慮不完善性）的產(chǎn)量公式： 錯誤 !未找到引用源 。 錯誤 !未找到引用源。 。9 8 9 0 1 0 0 SJ?? 一點法產(chǎn)能公式 1） 錯誤 !未找到引用源。 即 錯誤 !未找到引用源。 錐體上升的速度取決與該點處勢梯度 錯誤 !未找到引用源。如果氣井產(chǎn)量小魚臨界產(chǎn)量將形成以穩(wěn)定的錐狀體，其頂部不再向上擴展 。 時，底水到達(dá)井底的時間 （ 1） 臨界產(chǎn)量的計算 D Dupuit 在解決地下水工程時，第一次提出“臨界產(chǎn)量”的概念，并以為：如果產(chǎn)水不超過“臨界產(chǎn)量”時，則水面之上的氣體滯留不動而只采出水。 (均質(zhì)各向同性底水氣藏 ) 畢業(yè)設(shè)計（論文）用箋 第 37 頁 錯誤 !未找到引用源。 進(jìn)行經(jīng)驗配產(chǎn)。在此前提下，考慮開發(fā)技術(shù)的先進(jìn)性、開發(fā)指標(biāo)的合理性，充分應(yīng)用先進(jìn)成熟的工藝技術(shù)，實施水平井開發(fā)，優(yōu)選單井產(chǎn)能大于經(jīng)濟(jì)界限的高產(chǎn)富集區(qū)或氣井優(yōu)先投入開發(fā)。 (3) 穩(wěn)定生產(chǎn)原則。 (a) 由于上、中、下油組油氣藏類型不同，須分層開采，中油組凝析氣藏層較薄，畢業(yè)設(shè)計（論文）用箋 第 38 頁 勿須再分層開采，以提高儲量動用率和開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益。 (2) 分步實施 在目前井網(wǎng)和評價區(qū)域內(nèi)，基于目前的地質(zhì)認(rèn)識，針對存在的地質(zhì)問題提出分步實施計劃，先鉆關(guān)鍵井，然后再鉆一般開發(fā)井。 對 THN1 井開發(fā)層系的劃分 三疊系 錯誤 !未找到引用源。 ， 錯誤 !未找 到引用源。 4332m 及 4334 錯誤 !未找到引用源。 4330m THN2:射孔井段： 錯誤 !未找到引用源。 才氣速度研究 配產(chǎn)采氣量 錯誤 !