【正文】 20 年 6 月 28 日 2020 年 10 月 27 日 2020 年 10 月 23 日 完鉆日期 2020 年 8 月 8 日 2020 年 11 月 13 日 2020 年 11 月 17 日 完井井深 4534 4370 4329 設(shè)計(jì)井深 4534 4370 4372 尾管下深 完井層位 T2a T2a 完井方式 套管射孔完井 套管射孔完井 套管射孔完井 測(cè)試井段 上油組 中 43264330 下 射孔與否 上油組 中 43264330 下 初投產(chǎn)日期 2020 年 9 月 21 日 2020 年 12 月 6 日 2020 年 11 月 29 日 初產(chǎn)量 油 m3/d 氣 30500 91539 58000 水 0 0 綜合含水 % 0 0 目前生產(chǎn)層段 43254327 43334335 初產(chǎn)量 油 m3/d 氣 82334 69403 33008 水 綜合含水 % 凝析氣井流量的校正（折合產(chǎn)量） 錯(cuò)誤 !未找到引用源。 =錯(cuò)誤 !未找到引用源。從氣藏原始地質(zhì)儲(chǔ)量中可以采出的儲(chǔ)量百分?jǐn)?shù) 氣藏的開發(fā)實(shí)踐表明。其測(cè)井解釋的氣水結(jié)果見表 118 ： 表 118 測(cè)井解釋的氣水結(jié)果 畢業(yè)設(shè)計(jì)（論文）用箋 第 25 頁 完井試油資料分析： THN1 井中油組的 經(jīng)套管射孔測(cè)試，日產(chǎn)油 9m3，氣 95790 m3，不含水，證實(shí)中油組頂部為氣層； THN2 井射開 ，初期含水 2050%，目前不含水，初期含水為完井液，證實(shí)其頂部為氣層； THN3 井射開 43334335m，含水，證明氣水界面在 43334335m 左右 (海拔 — )。 同理，海拔深度與地層壓力的回歸方程為： 錯(cuò)誤 !未找到引用源。兩相同流時(shí)，其兩項(xiàng)相對(duì)滲透率之和必定小于 1，且出現(xiàn)滲透率只和最小值。 勘 探開發(fā)效果， THN1 井效果最好。 速敏指數(shù) Iv=；水敏指數(shù) Iw=；酸敏指數(shù) Ia=； 堿敏指數(shù) Ib=；臨界鹽度： 儲(chǔ)層綜合評(píng)價(jià) 綜合以上資料顯示： THN1 井有較好的油氣顯示。 公式 計(jì)算得 孔隙度 =% 滲透率 = 所以孔隙度分布為弱非均質(zhì)性，滲透率為強(qiáng)非均質(zhì)性 儲(chǔ)集層非均質(zhì)性 儲(chǔ)集層非均質(zhì)性是指儲(chǔ)層的基本性質(zhì)在三維空間分布的不均一性。這些性質(zhì)可由表 15 得出結(jié) 論。另一類是底部不見沖刷痕跡，下部巖性為含礫粗砂，向上為中粗砂，缺少細(xì)沙段。 沉積特征 巖性特征 三疊系中統(tǒng)阿克庫勒組和上統(tǒng)哈拉哈塘組在 THN1 區(qū)塊三疊系油氣藏均有發(fā)育，橫向變化穩(wěn)定。本區(qū)斷層要素見表 13 表 13 THN1 區(qū)塊 8 號(hào)圈閉斷層要素表 斷層名稱 斷層性質(zhì) 目的斷層距（ m） 斷層產(chǎn)狀 走向 傾向 傾角 延伸長(zhǎng)度 落實(shí)程度 F1 正斷層 20 NE NW 8590 大于3596 可靠 F2 正斷層 17 NE SE 8590 大于4311 可靠 F3 正斷層 3 NE NW 8590 1693 可靠 畢業(yè)設(shè)計(jì)（論文）用箋 第 6 頁 F4 正斷層 2 EW S 8590 大于4742 可靠 F5 正斷層 3 EW N 8590 2157 可靠 F6 正斷層 2 NW NE 5060 3268 可靠 F7 正斷層 1 NE NE 5060 768 較可 靠 F8 正斷層 2 NW SE 5060 853 較可 靠 3 儲(chǔ)層特征 層組劃分 THN1 區(qū)塊三疊系油氣藏已解釋的產(chǎn)氣層段有一個(gè)：中統(tǒng)阿克庫勒組第三段砂體，按塔北三疊系油氣組劃分習(xí)慣，稱為中油組 表 14，縱向上中油組與上覆和下伏的泥巖段儲(chǔ)組成儲(chǔ)蓋組合。 哈拉哈塘組和阿克庫勒組地層整合接觸， THN1 區(qū)塊中有組儲(chǔ)層往西南方向尖滅。 地質(zhì)概況：根據(jù)鉆井揭示， THN 地區(qū)的地層從上而下為第四系，上第三系，下第三系，白堊紀(jì)下統(tǒng)，侏羅紀(jì)下統(tǒng)，三疊紀(jì)。 阿克庫勒組約厚 258 米，下部 T111 砂體厚約 145，為雜色細(xì)礫巖，淺灰色礫質(zhì)粗砂巖，中砂巖，細(xì)砂巖夾灰色泥巖。與南側(cè)向南突出的中油組的沙尖滅線及東南側(cè)北東向展布的斷層構(gòu)造成閉合圈閉形態(tài)，從而形成巖性上傾尖滅型圈閉，構(gòu)造要素見表 ，南北向，東北向時(shí)間剖面上可看出，中油組均變現(xiàn)為低幅度的構(gòu)造及巖性尖滅特性，地層整體向南抬升，中油組圈閉閉合面積較大，為 平方公里，外圈等值線 4315 米，閉合幅度 50 米。湖泊相可識(shí)別出濱線湖亞相，半深湖深湖亞相。礫石 礫徑一般 25 毫米，含量 1020%，礫石磨圓度較好。 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。 錯(cuò)誤 !未找到引用源。 微觀空隙結(jié)構(gòu)（結(jié)合壓汞曲線） 對(duì) THN1 井 米井段中取巖心樣品，進(jìn)行毛管壓力測(cè)試，測(cè)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(jì)（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(zhǎng)，說明巖石的吼道分布越集中，分選越好。 下圖為 THN1 區(qū)塊油組對(duì)比圖，從圖中也可看出 THN1 井有較好的產(chǎn)油，氣顯示。 畢業(yè)設(shè)計(jì)（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(shí)， 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(dòng)阻力效應(yīng)最為明顯的區(qū)域， Kro+Krg 出現(xiàn)最低值。 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(gè)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(bào)告 測(cè)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(shí) 油壓（ MPa）： 套壓（ MPa） :30 油嘴通徑（ mm） / 油管下深（ m） / 畢業(yè)設(shè)計(jì)（論文）用箋 第 23 頁 電子壓力計(jì)下深（ m） 4300 最高測(cè)壓（ MPa） 儀器型號(hào) PPS2500 選用梯度（ MPa/100m） 儀器編號(hào) SN6053/SN1250 油層中部井深（ m） 最高測(cè)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(chǔ)式 +直讀（ 1250）電子壓力計(jì)測(cè)試工藝。 綜上， THN1 井的驅(qū)動(dòng)類型為彈性氣驅(qū)和水驅(qū)。儲(chǔ)量豐度、單井產(chǎn)能等進(jìn)行分析） 儲(chǔ)量豐度： Ωg=G247。 :可采儲(chǔ)量 錯(cuò)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(jì)井深 ，完鉆井深 ，完鉆層位柯吐爾組，本次試油層位： 錯(cuò)誤 !未找到引用源。 =錯(cuò)誤 !未找到引用源。 =0 時(shí) 即 錯(cuò)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(shí)其頂部為氣層； THN3 井射開 43334335m，含水，證實(shí)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(hào) 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(cè)靜壓（溫） 2 4 29 微 3 5 4,71 0 4 6 0 5 7 28 0 凝析油相對(duì)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(hào) 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(cè)靜壓（溫） 20 2 6 19 54 10 3 18 51 4 7 61 6 14 畢業(yè)設(shè)計(jì)（論文）用箋 第 31 頁 5 16 69 凝析油相對(duì)密度為 ，分子量為 282（ PVT 分析結(jié)果） 2020 年對(duì) THN1 進(jìn)行了壓恢測(cè)試，測(cè)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(shí)后關(guān)井測(cè)試，以下為 THN1 不穩(wěn)定試井測(cè)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(jì)（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(jì)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(shí)現(xiàn)。 錯(cuò)誤 !未找到引用源。9 8 9 0 1 0 0 SJ?? 一點(diǎn)法產(chǎn)能公式 1） 錯(cuò)誤 !未找到引用源。 錐體上升的速度取決與該點(diǎn)處勢(shì)梯度 錯(cuò)誤 !未找到引用源。 時(shí)，底水到達(dá)井底的時(shí)間 （ 1） 臨界產(chǎn)量的計(jì)算 D Dupuit 在解決地下水工程時(shí)，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(shí)，則水面之上的氣體滯留不動(dòng)而只采出水。 進(jìn)行經(jīng)驗(yàn)配產(chǎn)。 (3) 穩(wěn)定生產(chǎn)原則。 (2) 分步實(shí)施 在目前井網(wǎng)和評(píng)價(jià)區(qū)域內(nèi)，基于目前的地質(zhì)認(rèn)識(shí)，針對(duì)存在的地質(zhì)問題提出分步實(shí)施計(jì)劃，先鉆關(guān)鍵井，然后再鉆一般開發(fā)井。 ， 錯(cuò)誤 !未找 到引用源。 4330m THN2:射孔井段： 錯(cuò)誤 !未找到引用源。 水平井長(zhǎng)度的論證 一般認(rèn)為水平井應(yīng)該越長(zhǎng)越好，但井筒中的磨損可能是限制水平井有效長(zhǎng)度的一個(gè)因素。 錯(cuò)誤 !未找到引用源。 （不含稅），凝析有價(jià)格 3000、 4000、5000 元 /t（不含稅 。 廢棄壓力下： 錯(cuò)誤 !未找到引用源。因?yàn)槟p的原因，井底段是 不生產(chǎn)的。 4335m 開發(fā)方式 THN 區(qū)塊為正韻律特征，呈現(xiàn)下粗上細(xì)的特征，在開發(fā)是必須注意防水，避免發(fā)現(xiàn)水淹氣藏，在開發(fā)方式上根據(jù)氣藏驅(qū)動(dòng)類型和方式，可以采用衰竭方式進(jìn)行開采，