【文章內容簡介】 。馬8103m五 14儲量 ，占 %。在儲量類別上相反；馬五 12類儲量少，Ⅲ類儲量多，803m馬五 14Ⅰ類儲量多，Ⅲ類儲量少，Ⅰ類和Ⅱ類儲量，馬五 1178。為 %,馬五 14為 %。顯而易見在儲量質量上馬五 14優(yōu)于馬五 1178。馬五 13氣層儲量 ，占馬五 1 總儲量的 66。8%，其中Ⅰ+Ⅱ類儲量占馬五80313儲量的 %。馬五 13在儲量數(shù)值與質量上都堪稱主力氣層，是開發(fā)的主要對象。馬五 1 氣層儲量中,Ⅰ類 %,Ⅱ類 %,Ⅲ類 %,Ⅰ+Ⅱ類儲量 %，表明馬五 1 氣層具有一定的高產(chǎn)基礎和穩(wěn)產(chǎn)保證。2．馬五 1氣藏分類儲量的平面分布特征馬五 1185。氣層僅Ⅱ和Ⅲ類儲量，數(shù)量少，豐度低，零星分布。馬五 1178。Ⅰ類儲量少，僅分布于陜 37，陜 2，陜 38井區(qū)局部分布，豐度低，Ⅱ和Ⅲ類儲量連片分布，豐度 0。0007 / K — / K813m8103m2馬五 13Ⅰ類儲量，僅分布于陜 28，陜 38，陜 34井以東的東南區(qū)和陜 18，陜參 1，陜44年所包圍的西區(qū)，豐度 0。0039 / K — / K 。Ⅱ類儲量連片832832分布，僅分布于陜 42，陜 39，陜 23井之間的局部地區(qū)無Ⅱ類儲量，豐度 / 803mK — / K 。Ⅲ類儲量基本連片分布，但陜 23，陜 225，陜 陜參 2m813m2陜 20井一線及以西地區(qū)和陜 3陜 3林 1井之間地區(qū)無Ⅲ類儲量，豐度 8/ K — / K 。328032 馬五 14Ⅰ類儲量主要分布在榆 3陜 4 區(qū)塊及陜 37 井區(qū)的局部地區(qū)，豐度0。00282 / K — / K 。Ⅱ類儲量三個區(qū)塊均有分布，豐度83m28103m2 / K — / K 。Ⅲ類儲量僅分布于陜井區(qū)及林 5井區(qū)附0近，豐度極低。全國石油工程設計大賽之氣藏工程設計15四、儲量綜合評價各種評價方法計算儲量結果見下表：國家儲委審批 分小層 分層分類面積 1039 儲量 1合層豐度 面積 儲量 1185。豐度 面積 儲量 1178。豐度 面積 儲量 13豐度 面積 儲量 14豐度 面積 儲量 馬五1各小層累計 豐度 分層與合層 儲量比較 % %儲量誤差 分層與審批儲量比較 % 1. 基本探明儲量經(jīng)復核誤差在允許范圍內計 算 方法面積層位全國石油工程設計大賽之氣藏工程設計16中部氣田中區(qū)馬五 1基本探明儲量 ,含氣面積 1039Km2，經(jīng)過多種復核是8103m基本可靠的，誤差在允許范圍內。2．分小層與分層分類的地質儲量 分小層計算馬五 1地質儲量 ，分層分類計算馬五 1地質儲量 8103，這兩種計算方法的結果分別考慮了小層含氣面積的變化和小層內分類儲量參數(shù)的的8103m變化，是較為可靠和實在的。所以用于方案設計的儲量取值應 —803m之間。833．合層計算對儲量影響甚微 按迭合面積計算馬五 1合層儲量是 ，%。說明馬五 1合層計算8103m時，計算方法對儲量影響甚微。4．分層分類儲量計算結果可作為動儲量及可采儲量早期評價依據(jù) G動/G 地=, Ⅰ類+Ⅱ類易動用儲量為 ，占比例 %(占基本探明8103儲量 的 %)。動用的Ⅲ類儲量 ,占比例 %(占基本探8103mm明儲量 的 %),可供氣藏工程設計使用。5．中部氣田馬五 1地質儲量對參數(shù)的變化較為敏感中部氣田屬大面積低豐度氣藏，計算儲量的有效厚度，孔隙度等參數(shù)絕對值變化一點，則相對變化教大，加上面積基數(shù)大，對儲量影響明顯。當孔隙度、有效厚度分別降低 10%時，其地質儲量將減少 20%，應看到存在這樣的風險。反過來，隨著氣田認識的不斷深化，低孔帶內會有高孔帶的存在；有人工氣藏邊界之外也會有部分地址儲量將會對開發(fā)區(qū)做出貢獻，兩相抵押，其風險性會降低，所以在開發(fā)實施中，應按規(guī)范定期復核儲量。全國石油工程設計大賽之氣藏工程設計17第四章 氣井產(chǎn)能測試評價及合理產(chǎn)能預測中部氣田中區(qū)馬五 1 探明面積內探井 26 口，開發(fā)評價井 2 口。在缺少下游工程支持的條件下，為了搞清氣井生產(chǎn)能力和動態(tài)特征。取得了氣田大量寶貴動態(tài)資料。通過對上述各種測試或一井多次測試的資料中和分析，提出了早期預報氣井產(chǎn)能和動態(tài)特征的多種方法，對氣井合理生產(chǎn)能力及氣井、氣藏動態(tài)進行評價和預測。一、單井產(chǎn)能測試成果及特點 中區(qū) 26 口井有 15 口采用了 4 個工作制度的系統(tǒng)試井，由此建立產(chǎn)氣方程，其余井采用1 點法測試，當流動壓力控制在低于地層壓力 85%時，計算的無阻流量與系統(tǒng)試井基本相同，為進一步核實系統(tǒng)試井結果和了解氣藏動態(tài)特征，有 9 口井進行了修正等時試井求無阻流量，證實試井求得的無阻流量是可靠的氣井無阻流量普遍偏低陜 44 qAOF=[+ ]/(2)=?陜 5 qAOF=[+ ]/(2)=陜參 1 qAOF=[+ ]/(2)=..8x陜 45 qAOF=[+ ]/(2)=?陜 29 qAOF=[+ ]/(2)=全國石油工程設計大賽之氣藏工程設計18陜 40 qAOF=[+ ]/(2)=?林 2 qAOF=[+ ]/(2)=陜 2 qAOF=[+ ]/(2)=...x陜 34 qAOF=[+ ]/(2)=?陜 37 qAOF=[+ ]/(2)=陜 21 qAOF=[+ ]/(2)=陜 7 qAOF=[+ ]/(2)=?陜 8 qAOF=[25+ ]/(2)=林 1 qAOF=[+ ]/(2)=..林 5 qAOF=[+ ]/(2)=?陜 33 qAOF=[+ ]/(2)=..6x陜 4 qAOF=[+ ]/(2)=榆 3 qAOF=[+ ]/(2)=?陜 42 qAOF=[+ ]/(2)=陜 28 qAOF=[+ ]/(2)=陜 38 qAOF=[+ ]/(2)=?以上為 21口井的無阻流量值。=（++++++++++++++++++++）/21=2=E=+++++++++++++++++307072+942++）/ 2=qAOF =(++++++++全國石油工程設計大賽之氣藏工程設計19++++++++++++)/21= （平均數(shù)） =(++++8335++++++++25++++++++)/()==(++++2+++++8++++5+++++++)/()=平均產(chǎn)氣方程 2pw2= + 2piQ中區(qū)面積內探井 21口具工業(yè)開采標準的氣井中，無阻流量 qAOF變化范圍 104m3/d，平均 104m3/ 26口井計則 qAOF 算術平均值為104m3/，將 qAOF20104m3/，有 12口井占總井數(shù)的 %。qAOF20104m3/d的低產(chǎn)井 14口，占總井數(shù)的 %；在高產(chǎn)井中qAOF50104m3/d的高產(chǎn)井僅為 1口，占總井數(shù)的 %。 鼻隆高部位的井多為中高產(chǎn)井，如陜 陜 4陜 3陜 37等井（q AOF大于40104m3/d） ，位于鼻隆高部位。鼻隆高部位亦有少數(shù)井為低產(chǎn)井如陜 2陜 3陜 林1等?？梢姳锹Ξa(chǎn)量有一定影響。但鼻隆上物性及產(chǎn)能存在差異。 試氣過程采用紊流試井的 14口井，指數(shù)式 n值平均為 。通過修正等試井建立穩(wěn)定產(chǎn)能方程的 8口井，指數(shù)式 n值平均為 ，表明氣井壓力損耗中紊流損失不嚴重。利用擬表皮系數(shù)與產(chǎn)量關系曲線求得紊流系數(shù) D值，除個別井（林 林 2）外，一般為～(1/ ) 。4103m全國石油工程設計大賽之氣藏工程設計20二、試井分析成果1．中區(qū)屬于中低滲氣藏 中區(qū)氣藏地層性質計算表 表 41序號 井號有效厚度（m）孔隙度（%）滲透率（103181。m2）C（/MPa）μ（mPa*s）導壓系數(shù)（m2/s）地層系數(shù)KH103 陜 44 8 35 陜 5 1 22 陜參 1 106 陜 45 72 陜 29 2 92 陜 40 6 林 22 26 陜 29 2 79 陜 34 84 陜 37 9 57 陜 21 8 39 陜 7 44 陜 8 3 林 1 15 林 5 2 75 陜 33 32 陜 4 18 榆 3 99 陜 42 2 67 陜 28 91 陜 38 全國石油工程設計大賽之氣藏工程設計21經(jīng)計算地層系數(shù) KH值為： 中區(qū)試井滲透率的變化范圍：10 3181。m2集中在 103181。m2范圍。按井點平均為 103181。m2屬于中低滲氣藏。KH 的變化范圍 。按井點平均為 2．產(chǎn)能系數(shù) KH與無阻流量及產(chǎn)能方程系數(shù)的關系。試井解釋得到的 KH值與井的無阻流量密切相關，其相關關系式為：qAOF=(KH)無阻流量與二項式產(chǎn)能方程 B的密切相關，關系式為：B= KH與 B密切相關，關系式為：B=(KH)利用上述關系，可以預測新布開發(fā)井的產(chǎn)量，建立新井產(chǎn)能方程及預估新井動態(tài)3．氣層導壓性能差氣體導壓系數(shù) η=k/(Φ181。c) 其中 C= 181。=*s陜 44 η=()= 2/s陜 5 η=()= m 2/s陜參 1η=()= m 2/s陜 45 η=()= m 2/s陜 29 η=()= m 2/s陜 40 η=()= 2/s林 2 η=()= 2/s陜 2 η=()= 2/s陜 34 η=()= 2/s陜 37 η=()= 2/s陜 21 η=()= 2/s陜 7 η=()= 2/s陜 8 η=()= 2/s林 1 η=()= 2/s林 5 η=()= 2/s陜 33 η=()= 2/s陜 4 η=()= 2/s榆 3 η=()= 2/s全國石油工程設計大賽之氣藏工程設計22陜 42 η=()= 2/s陜 28 η=()= 2/s陜 38 η=()= 2/s以上為中區(qū)導壓 η 值。試井解釋結果中區(qū)導壓系數(shù)（η）為 m2/s。22 口井資料中有 9口井η m2/s（陜 4陜 陜 4陜 3陜 3陜 2陜 林 榆 3） ，有 6口井η m2/s(陜 2陜 陜 3陜 4陜 3林 2)，氣層對壓力變化的傳導性很低，屬于低導壓性氣藏，為開發(fā)井井距確定提供了依據(jù)。第五章 氣藏工程論證一、開發(fā)層系劃分 可單獨形成一套層系 1五中區(qū)馬 氣層平均厚度 。馬 內各單層有效厚度一般為 2～4m。主要氣層馬五 1五、馬 ，平均有效厚度分別為 、分布穩(wěn)定、連片性好。主力氣層馬21五 31五氣層總厚度占馬 氣層總厚度發(fā) 50%。儲量占總儲量的 %。馬 、馬 氣層薄，3五 1五 1五 41五厚度不穩(wěn)定，連片性差，平均有效厚度分別為 、。馬 氣層基本探明地質儲量 。分層分類計算地質儲量 。1五 8103m803m其中馬 占馬 總儲量的 %，且 %為Ⅲ類儲量；馬 占馬 總儲量的五 1五 21五 1五%，且 %為Ⅲ類儲量，都不具備獨立開采能力。馬 氣層的四個小層同屬一個壓力系統(tǒng)。1五馬 氣層內各單層之間隔層最大厚度 ，最小 ,在某些區(qū)域還存在馬 和馬五 21五之間，馬 和馬 之間直接連通的情況。綜合研究結果，馬 氣層內部各氣層之間31五 31五 41五 1五全國石油工程設計大賽之氣藏工程設計23隔層不具備隔封開發(fā)層系個條件。分層測試證實 78%的氣量來自馬 層。1五綜上所述，馬 氣藏單獨形成一套層系。1五二、開發(fā)方式馬 氣藏屬定容干氣氣藏，采用消耗式開采，一般可分為定產(chǎn)和定壓生產(chǎn)兩種方式。1五定壓開采初期產(chǎn)量高，同期采出程度高，遞減快，難以穩(wěn)定供氣。馬 氣藏采用前期定產(chǎn)1五生產(chǎn)，保證穩(wěn)定供氣，待井底壓力降到 3MPa時轉入定壓生產(chǎn)，此時氣藏進入自然遞減開采。三、開發(fā)井網(wǎng)合理的開發(fā)井網(wǎng)是高效開發(fā)氣田的重要條件之一。對于常規(guī)氣田，開發(fā)井網(wǎng)已有若干相對定型的模式。然而，對陜甘寧盆地中部氣田這樣的大型、低滲、薄層、儲量豐度低、非均質性明顯的非常規(guī)氣田的開發(fā)，尚未有先例。由于單井產(chǎn)氣能力低，要形成一定產(chǎn)氣規(guī)模（或達到一定開發(fā)速度）需要比常規(guī)氣田更多的井數(shù)。但伴生的矛盾是，氣藏薄，儲量豐度低，單井控制地質儲量要達到足以回收投資的可采儲量，經(jīng)濟上不允許密井距。其次，低滲透氣層單井控制的泄氣范圍有限，稀井網(wǎng)影響儲量的動用程度和最終采收率。常規(guī)氣田，如我國四川地區(qū)的許多氣田，往往采用高滲透區(qū)加密井網(wǎng)。以高滲透區(qū)的井采低滲透區(qū)的氣。取得明顯效果。然而，這種布井方式對低滲透氣田其效果如何有待進一步研究。綜觀上述諸多問題，我們認為，中區(qū)馬氣藏井網(wǎng)部署需要從以下幾個方面來考慮：1五1）井網(wǎng)要能最有效的控制