【導讀】開發(fā)方案主要從氣藏地質、氣藏工程、鉆完工程、采氣工程。和地面工程，HSE管理和經(jīng)濟評價七個方面進行設計。比標志圖、沉積模式圖等特色地質圖。用Carbon繪出了多口井的測。井曲線，分析知道了氣藏的沉積演化過程和儲層特性。由于此為低滲氣藏，且常規(guī)注水開采后期采收率降低，我們又提出采用壓裂的方法進行開采，采收率可以有較大提升，把零碎的知識通過實踐應用整合在了一起。整個競賽是團隊每個成員。成長與學習的過程。同時也感謝老師，自始至終的指導與幫助。

　　

【正文】 低的地區(qū)，含水飽和度也低；反之亦然。 圖 氣田含水飽和度模型29 儲量計算 第 3 章 儲量計算 容積法儲量容積法計算石油儲量的思路是確定天然氣在氣層中所占據(jù)的體積。天然氣儲集在氣層的空隙間內(nèi)，空隙內(nèi)除天然氣外，還有一定數(shù)量的水，因此，只要獲得氣層的幾何體積（即氣層的含氣面積與有效厚度之乘積），有效孔隙度，含氣飽和度等地質參數(shù)，便可計算出地下天然氣的地質儲量。但由于氣層深埋地下，處于高溫、高壓條件下，天然氣采出地面后，將發(fā)生膨脹，故必須將地下天然氣體積換算為地面體積，必須用地下天然氣體積除以天然氣的體積系數(shù)。天然氣的地質儲量計算公式為：G=AhφSgi/Bg所給資料有：井區(qū)含氣面積約為 178。，含氣層的有效厚度為 20m，孔隙度平均為 %，結合測井資料計算該區(qū)平均含水飽和度為 %，實驗知地層條件下氣體體積系數(shù)為 10179。m179。/(標)m179。計算得該區(qū)天然氣地質儲量為：G=20（100—）/(10179。)=104（萬立方米）=108（m179。）“設計”氣團研究目的層段劃分為 NPEDC9 NPEDC9 NPEDC10NPEDC103 四個層段。通過坐標法比例尺換算網(wǎng)格法和幾何平均的方法分別得到各層段的含氣面積、有效厚度、孔隙度和寒氣飽和度（見表 ），并計算得各層段的地質儲量。表 各層段地質儲量表原容積法計算可采儲量與采收率的修正公式為：TscPi Gd Pa/Za Sga Pa/Za SgaGR= G [1— Pi/Zi Sgi ]=Gd[1— Pi/Zi Sgi ]顯然，動態(tài)儲量采收率為：30 層位含 氣 面 積（km178。）有 效 厚 度（m）孔隙度（%）含氣飽和度（%）容 積 法 地 質 儲8量（10 m179。）1NPEDC91512NPEDC93182NPEDC101023NPEDC10116儲量計算 Pa/Za SgaERd=1— Pi/Zi Sgi動態(tài)儲量采收率（ERd）與動態(tài)儲量（Gd）是一一對應的匹配關系，是符合邏輯的，兩者計算的可采儲量是合理的，正確的。容積法地質儲量采收率應為Gd Pa/Za SgaER′= G [1— Pi/Zi Sgi ]因此，容積法地質儲量采收率與動態(tài)儲量采收率的關系為：GdER′= G ERd該區(qū)塊氣藏容積法計算探明地質儲量 G=108m179。，Pi=，Zi=， Sgi=%。根據(jù)氣藏工程研究經(jīng)驗數(shù)據(jù)，得到： Gd/G=177。 80%，Pa=，Za=計算氣藏的動態(tài)儲量采收率 ERd =1—(5/)/()=%折算容積法探明地質的儲量采收率：ER′==%于是計算該氣藏可采儲量為=(億立方米) 動態(tài)法儲量所謂氣藏動態(tài)儲量，是指當氣藏地質的壓力降為零時。能夠滲流或流動的那部分天然氣/地質。動態(tài)儲量是氣藏中可流動天然氣的總和，綜合反映了氣藏的動態(tài)特征，是真正起到貢獻的地質儲量。 降壓法計算動態(tài)儲量應用定容封閉氣藏降壓法計算氣井動態(tài)儲量的公式為：PR Pi GpZR= Zi(1— G )式中：G 為氣井動態(tài)儲量，104m179。；Gp 為階段累積產(chǎn)氣量，104m179。；Pi 為原始地層壓力，MPa；PR 為目前地層壓力，MPa；Zi 為原始氣體偏差系數(shù)；ZR 為PR 對應的氣體偏差系數(shù)。帶入數(shù)據(jù)，M1 井控制動態(tài)儲量：GM1=104m179。M1 井控制動態(tài)儲量 GM4=104m179。31 儲量計算 流動物質平衡法首先擬合套壓與累計產(chǎn)量之間的關系，再通過 Pi/Zi 點繪套壓――累計產(chǎn)量線的平衡線，即地層壓力―累計產(chǎn)量線，與 x 軸的交點即為動態(tài)儲量。以 M1 、M4井為例計算動態(tài)儲量，結果如圖 ，圖 所示。圖 M1 流動物質平衡法求動態(tài)儲量圖 M4 流動物質平衡法求動態(tài)儲量 氣井經(jīng)濟儲量氣井經(jīng)濟儲量不限時，先計算氣田單井經(jīng)濟極限產(chǎn)量，在計算出單井經(jīng)濟極限日產(chǎn)量，最后由以上數(shù)據(jù)得出氣井經(jīng)濟儲量下限。氣田的評價壽命期選取 20 年，年生產(chǎn)天數(shù)定為 330 天，天然氣商品率選取98%，根據(jù)油田實際情況，天然氣價格選擇 179。經(jīng)查找資料得低滲氣井單井投資為 1500 萬元左右，此時不考慮勘探投資，只考慮鉆井投資和地面建設投資以及32 儲量計算 其他投資，把勘探投資予以沉沒，資本性投資全部發(fā)生在項目建設初期，項目建設過程中無追加投資。①氣田單井經(jīng)濟極限年產(chǎn)量為：R=V+F1R=PQk(P/A,i,n)(P/A,i,n)=[(1+i)n—1]/[i(1+i)n]∴Q=( V+F1)/Pk[(1+i)n—1]/[i(1+i)n]=1500/=179。/aV+F1：單井總投資，萬元；R：收益，萬元；P：天然氣價格，（元/m179。）；i:內(nèi)部收益率，%；k:天然氣商品率，%；Q：氣田單井經(jīng)濟極限年產(chǎn)量，m3/a；n: 經(jīng)濟評價期，a。②單井經(jīng)濟極限日產(chǎn)量為：q=Q/t=q: 單井經(jīng)濟極限日產(chǎn)量 m3/d；t:年生產(chǎn)天數(shù)，天。③天然氣經(jīng)濟極限儲量為:NR=QNn/Ra=QNE/ q0330=qNE/ q0=5473280/= m3NR: 經(jīng)濟極限儲量，m3；NE: 地質儲量，m3；q0: 單井實際產(chǎn)量，m3/（口/d）。 儲量評價天然氣儲量開發(fā)利用的經(jīng)濟效果不僅與天然氣儲量的數(shù)量有關，還取決于儲量的質量和開發(fā)難易度。對于氣層厚度大，產(chǎn)量高，物性好，儲集層埋藏淺，氣田所處地區(qū)交通方便的儲量，其開發(fā)建設投資相對較少。對于氣層厚度薄，產(chǎn)量低，高含水，儲集層埋藏深的儲量，其開發(fā)建設投資相對較大。分析勘探開發(fā)效果不僅要看探明儲量的多少，還要綜合分析探明地質儲量的質量。所以，在我國頒布的油氣儲量規(guī)范中明確規(guī)定：對中報的儲量必須進行綜合評價。：析各種資料的齊全、準確程度，看其是否達到本級儲量的要求；33 儲量計算 分析確定儲量參數(shù)的方法及各種圖版的精度；分析儲量參數(shù)的計算與選用是否合理；分析氣田的地質研究工作是否達到本級儲量要求的認識程度；分析氣藏儲集類型及根據(jù)氣藏類型所選擇的儲量計算方法是否合理。2.“設計”氣田儲量計算可靠性分析該區(qū)已開展沉積相、儲層特征等綜合地質研究，并總結試采特征，研究生產(chǎn)規(guī)律，儲量計算的參數(shù)選取真實可靠，儲量計算方法合理，計算結果可靠。 儲量綜合評價儲量綜合評價是衡量勘探經(jīng)濟效果、指導儲量綜合利用的一項重要工作。油氣儲量按地質儲量、產(chǎn)能、儲量豐度、天然氣埋藏深度四個方面進行綜合評價。對氣田按地質儲量大小劃分為大型氣田、中型氣田和小型氣田三個等級。如表 所示?！霸O計”氣田天然氣地質儲量 108m179。，故“設計”氣田屬大型氣田。表 天然氣儲量按地質儲量評價對氣藏根據(jù)千米井深的穩(wěn)定產(chǎn)氣量分為高產(chǎn)、中產(chǎn)和低產(chǎn)三個等級，如表 所示。M1 井 2011 年 9 月試采，日產(chǎn)氣 104m179。，M4 井 2011 年 7 月試采，日產(chǎn)氣 104m179。，平均井深 3635m，故單井千米井深穩(wěn)定天然氣產(chǎn)值為 104m179。/(kmd)，屬于低產(chǎn)。表 天然氣儲量按產(chǎn)能評價34 評價等級千米井深的穩(wěn)定產(chǎn)氣量/4（10 m179。(kmd)）低10中3~10高3評價等級天然氣地質儲量/8（10 m179。）大300中50~300小50儲量計算 對氣藏儲量可按地質儲量豐度劃分為高豐度、中豐度和低豐度三個等級，如表 所示。“設計”氣田各段氣層地質儲量豐度計算及評價結果見表 所示，“設計”氣田為低豐度氣田。表 天然氣儲量按地質儲量豐度評價表 “設計”氣田地質儲量豐度計算結果按氣藏深埋可將氣藏換分為淺層、中深層、深層和超深層四個等級，如表 所示?！霸O計”氣田氣藏埋深約 3500～3800m，屬深層氣藏。表 天然氣儲量按埋藏深度評價綜合評價“設計”氣田為低產(chǎn)、低豐度、深層大型氣田。35 計算單元面積/km178。地質儲量/8（10 m179。）地質儲量豐度/8（10 m179。/km178。）評價等級1NPEDC9151低2NPEDC9318低2NPEDC10102低3NPEDC10116低合計低評價等級氣藏埋深/m淺1500中深1500~3200深3200~4000超深4000評價等級天然氣地質儲量豐度/8（10 m179。/km178。）高10中2~10低2氣藏工程設計第 4 章 氣藏工程設計 氣藏連通性分析從已完鉆井、錄井、巖心分析及試氣結果看出，“設計”氣田儲層縱、橫向上非均質性變化強，巖性氣藏的氣水關系復雜。靜壓梯度分析，是確定油氣藏的壓力系統(tǒng)的有效手段。從氣藏早期的靜壓梯度分析，可以得知哪些井處于同一個連通的氣塊中，因為處于同一連通氣塊中的井，雖然井深可以不同，但所測的地層壓力，應按氣體的靜壓梯度分布，或者說分布在同一“天然氣靜壓梯度線”上。對于該區(qū)各氣井測點壓力和海拔深度，我們可以做出其關系圖來，如圖 41。從圖中我們可以清楚地看出來，該區(qū)氣井壓力都分布在 3031MPa，壓力系數(shù)為，它們之間的壓力和壓力系數(shù)比較接近，變化比較小，因而可能存在同一壓力系統(tǒng)，因此該區(qū)具有良好的連通性。 圖 41M2 MMM8井儲層壓力分布 開發(fā)方式參照國內(nèi)外氣藏不同類型氣藏的開發(fā)經(jīng)驗，開發(fā)方式一般采用依靠天然能量的衰竭式開發(fā)，利用氣藏自身的壓力作為驅動動力，以降低開發(fā)投資，提高開發(fā)的經(jīng)濟效益，取得較好的開發(fā)效果。國內(nèi)外低滲致密氣藏開發(fā)實踐證明，整體壓裂改造是規(guī)模開發(fā)低滲致密氣藏重要的技術手段， 設計”氣田具有低孔低滲特征，試采穩(wěn)定期短，氣層和氣井產(chǎn)能釋放緩慢等特點。根據(jù)對氣藏類型的認識，對生產(chǎn)井進行先加沙壓裂，再采用衰竭式開采方式進行開發(fā)生產(chǎn)。衰竭式開采又分為定產(chǎn)和定壓兩種生產(chǎn)方式，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。因此，“設計”氣田采用前期定產(chǎn)生產(chǎn)，保證供氣穩(wěn)定，待井底壓力36 “氣藏工程設計降到 5MPa 時轉入定壓生產(chǎn)，此時氣藏進入自然遞減開采。 氣井產(chǎn)能評價氣井的產(chǎn)能是氣藏工程中的重要參數(shù)，當氣藏投入開發(fā)前，就需要對氣藏的產(chǎn)能進行了解，而對氣藏產(chǎn)能的了解是通過氣井穩(wěn)定試井來完成的。氣井產(chǎn)能試井的基本方法是首先關井取得靜止地層壓力，然后開采生產(chǎn)，在短期內(nèi)多次改變氣井的工作制度，測量該工作制度下的產(chǎn)量、井底壓力及井口油、套壓等，然后整理資料求取產(chǎn)能方程并計算出無阻流量。氣井的絕對無阻流量就是反映氣井潛在產(chǎn)能的重要指標。 氣井產(chǎn)能評價是油氣天開發(fā)方案設計的關鍵問題之一。產(chǎn)能評價的目的是獲得一個有代表性的氣井評價產(chǎn)能方程，確定氣井合理工作制度以及開發(fā)井網(wǎng)、生產(chǎn)規(guī)模等，給早期開發(fā)評價以及開發(fā)方案設計提供比較可靠的依據(jù)。 一點法產(chǎn)能試井對于低滲氣藏通常采用一點法產(chǎn)能試井，一點法產(chǎn)能試井是基于二項式產(chǎn)能方程的基礎之上的。氣井二項式產(chǎn)能方程: 一點法產(chǎn)能評價其中： 得到：    結合所給資料中各井試氣成果表，可分別求得、、、井的絕對無阻流量，二項式產(chǎn)能方程和指數(shù)式產(chǎn)能方程。 （1）井絕對無阻流量 利用長慶局蘇里格氣田的經(jīng)驗公式，計算，