錦州251南油氣田投產(chǎn)的方案0910精選課件

1、錦州25-1南油氣田投產(chǎn)方案（地質(zhì)油藏）中海石油（中國）有限公司天津分公司生產(chǎn)部 2009. 10匯 報(bào) 提 綱油氣田地質(zhì)概況油氣田開發(fā)簡(jiǎn)介 井位調(diào)整與優(yōu)化 開發(fā)井投產(chǎn)方式及資料錄取 2地理位置及區(qū)域特征錦州20-2錦州25-1南綏中36-13140.2km37.3km位于遼東灣北部海域西南距綏中36-1CEP平臺(tái)約37.3km東北距錦州20-2中北平臺(tái)約40.2km平均水深： 22.7-24.6m3遼西低凸起中北段 兩側(cè)分別為： 遼中凹陷中洼 和遼西凹陷中洼錦州20-2錦州25-1南綏中36-132140.2km37.3km構(gòu)造位置圖區(qū)域特征4構(gòu)造特征古潛山背景上發(fā)育的近NE向斷裂半背斜；南

2、北長(zhǎng)(24km)東西窄( 9km)被遼西2號(hào)斷層分割為東、西兩個(gè)高帶；東高帶西高帶層遼西2號(hào)斷5沙河街組太古界扇三角洲前緣亞相砂巖片麻巖沙二段錦州25-1南油氣田油氣層綜合柱狀圖含油氣層系6n=148沙河街組儲(chǔ)層特征n=148中高孔滲的儲(chǔ)集物性 7巖心分析孔隙度（）巖心分析滲透率（mD）小柱樣常規(guī)物性分析結(jié)果為孔隙度1.012.5，平均6.2，滲透率0.093112.23mD，一般小于1mD 儲(chǔ)層特征太古界儲(chǔ)層具有孔（洞）、縫并存、非均質(zhì)程度較高的雙重介質(zhì)特點(diǎn)。8流體性質(zhì)地面原油具有密度中等、粘度低、膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量中等、凝固點(diǎn)低、含蠟量及含硫量低的特點(diǎn)9流體性質(zhì)地層原油飽和壓力高、溶解氣油比中

3、等以及粘度低等特點(diǎn) 沙河街組地層原油地飽壓差比較小 （0.151.94MPa ）太古界地層原油地飽壓差相對(duì)較大（2.877.38MPa ）10流體性質(zhì)地面凝析油具有密度、粘度、膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量、凝固點(diǎn)、含蠟量及含硫量均較低的特點(diǎn) 11C1：83.92-91.61%C2-6：7.38-13.75%非烴類氣體： 主要為CO2 含量0.16-0.49%,相對(duì)密度：0.664氣油比:14818C1：65.46-90.44%C2-6：6.04-31.93%非烴類氣體： 主要為CO2 含量0.28-1.63%相對(duì)密度：0.754C1：82.96-84.89%C2-6：10.92-15.86%非烴類氣體： 主

4、要為CO2 含量0.06-0.44%相對(duì)密度：0.713沙二段氣層氣沙二段溶解氣太古界溶解氣 天然氣非烴含量低 流體性質(zhì)天然氣性質(zhì)12 油氣層分布主要受構(gòu)造控制，局部受巖性影響，同一高帶的不同油組分屬于不同壓力系統(tǒng)，油藏類型屬于由多個(gè)斷塊組成、縱向上具多套油氣水系統(tǒng)的層狀構(gòu)造油氣藏 油藏類型沙河街13油藏類型太古界潛山油藏模式：潛山為強(qiáng)非均質(zhì)塊狀油藏（具有似層狀性質(zhì)）太古界14錦州25-1南油氣田儲(chǔ)量錦州25-1南油氣田控制儲(chǔ)量計(jì)算結(jié)果沙河街組：1420104m3 太古界潛山：1291 104m3 全油田：2711104m315匯 報(bào) 提 綱油氣田地質(zhì)概況油氣田開發(fā)簡(jiǎn)介 井位調(diào)整與優(yōu)化 開發(fā)井

5、投產(chǎn)方式及資料錄取 16開發(fā)原則總體設(shè)計(jì)，分期實(shí)施，滾動(dòng)開發(fā)，不斷優(yōu)化。油氣并舉，強(qiáng)化采油，防止油侵氣藏，提高原油和天然氣的采收率。分層系開采，減少層間干擾。沙河街組油氣藏充分利用氣頂和邊水能量，衰竭開發(fā)。太古界潛山油藏適時(shí)注水,保持合理地層壓力,保證油井高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)。氣井少井高產(chǎn)，后期油井上返采氣，保障穩(wěn)定供氣。充分應(yīng)用新工藝新技術(shù)，提高油氣井產(chǎn)能和油氣田綜合效益。17開發(fā)層系劃分 分三套開發(fā)層系：潛山沙二段I油組沙二段II油組 18開發(fā)井網(wǎng)東高帶沙河街I油組油氣藏弱邊水帶氣頂?shù)挠蜌獠?西高帶I油組屬于弱邊水氣藏或帶油環(huán)的氣藏 西高帶II油組屬于弱邊水帶氣頂?shù)挠筒?氣少油多，氣頂氣的地質(zhì)儲(chǔ)量只有

6、14.2108m3，頂部布一口氣井，油環(huán)上布一排油井,采用500m井距 僅在氣藏高部位布?xì)饩畠H在油環(huán)上布油井，氣頂不布井開發(fā),采用800m井距 太古界潛山斷層較多，可能存在底水的特點(diǎn)，采用頂密邊稀的不規(guī)則布井方式，井距控制在400-500m之間 19油氣井產(chǎn)能分析_沙河街20油井產(chǎn)能分析_太古界21 錦州25-1南油氣田總井?dāng)?shù)（ODP）三座平臺(tái)：A平臺(tái)2019年2月1日投產(chǎn)，B平臺(tái)2019年9月1日投產(chǎn)，C平臺(tái)2019年2月1日投產(chǎn)。22錦州25-1南油氣田產(chǎn)油量構(gòu)成圖高峰年產(chǎn)油量89.2104m3 ， 25年累積產(chǎn)油755.1104m3，原油采出程度為18.1%，23高峰年產(chǎn)氣為5108m3

7、，年供氣4108m3 ， 25年累積產(chǎn)氣74.4108m3，天然氣采出程度60.0%。 圖 3.8-11 錦州25-1南油氣田推薦方案產(chǎn)氣量構(gòu)成圖01234562019年2019年2019年2019年2019年2019年2019年2019年2018年2019年2020年2021年2022年2023年2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年2031年2032年2033年時(shí)間年產(chǎn)氣量(108m3)太古界沙河街錦州25-1南油氣田產(chǎn)氣量構(gòu)成圖24匯 報(bào) 提 綱油氣田地質(zhì)概況油氣田開發(fā)簡(jiǎn)介 井位調(diào)整與優(yōu)化 開發(fā)井投產(chǎn)方式及資料錄取 252019年9月鉆JZ25-1S-9井

8、，9井鉆遇水層，向高部位側(cè)鉆9s井，9s井鉆遇19.3m油層，并鉆遇油水界面（1664m），基本控制了氣油界面（1628m） 開發(fā)兼評(píng)價(jià)井落實(shí)情況26西高帶沙二段I油組儲(chǔ)量27B13hB14hB15hB16hB17hB18h布置了6口油井，同時(shí)增加了一口水源井B19W（II油組存在注水可能性，海管置換及后期修井）西高帶沙二段I油組儲(chǔ)量28西高帶沙二段I油組油井產(chǎn)能分析29錦州25-1南油氣田開發(fā)指標(biāo)匯總表與原ODP對(duì)比：探明石油地質(zhì)儲(chǔ)量由5302萬方增加到5768.1萬方；總井?dāng)?shù)由61口增加到66口； 高峰年產(chǎn)油量由89.2萬方增加到105.8萬方；累產(chǎn)油量由755.1萬方增加到805.6萬方

9、；30鉆前井位優(yōu)化成果沙二段油組井型優(yōu)化：為大氣頂窄油環(huán)的油氣藏特征，將東高帶定向井優(yōu)化為水平井。 井?dāng)?shù)優(yōu)化：綜合考慮流體界面、井網(wǎng)、井控儲(chǔ)量等因素之后，對(duì)開發(fā)井?dāng)?shù)進(jìn)一步優(yōu)化。東高帶油組優(yōu)化結(jié)果為8口水平井，西高帶3井區(qū)優(yōu)化結(jié)果為6口水平井 沙二段II油組根據(jù)地質(zhì)油藏認(rèn)識(shí)，結(jié)合數(shù)值模擬結(jié)果，取消低效井B2、A5井31優(yōu)化前后井?dāng)?shù)對(duì)比情況東高帶油組4口定向井優(yōu)化為兩口水平井A34H、A38H、（A26、A29）西高帶二油組優(yōu)化后減少了兩口低效井： A5、B232匯 報(bào) 提 綱油氣田地質(zhì)概況油氣田開發(fā)簡(jiǎn)介 井位調(diào)整與優(yōu)化 開發(fā)井投產(chǎn)方式及資料錄取 33A平臺(tái)：第一批鉆井順序：A18、A35、A31

10、、A9、A20w、A13、A16、A25 、A17、A28h（10口）； 第二批鉆井順序：A33h、A37h、A40h、A38h、A27h、A36h（6口）； 第三批鉆井順序：A42、A2h、A24h、A22h、A32h、A34h、A41h、A10h、A8h（9口）； 第四批鉆井順序：A12、A11h、A7h、A15、A14、A6h、A30（7口）； 第五批鉆井順序：A1、A3、A4、A19、A39、A21、A23h（7口）； 錦州25-1南油氣田開發(fā)井鉆井計(jì)劃B平臺(tái)：第一批：B19w、 B14h、B13h 、B16h、B17h、B18h、B15h（7口） 第二批：B3、B7、B6、B9h、B

11、8h、B1h、B10h、B11h、B4h、B5h（10口） C平臺(tái)：6口井計(jì)劃2019年開鉆，計(jì)劃2019年2月投產(chǎn)（6口）。A18、A35、A31、A9、A20w B平臺(tái)5口中除B19W為水源井外，其余4口井皆為西高帶沙二段I油組水平井。 A平臺(tái)中5口井中A20W為水源井，A35井為注水井，A9井為氣井，其余3口井都為開采太古界的油井。B19w、 B14h、B13h 、B16h、B17h 34投產(chǎn)井基本情況-A平臺(tái)井名井 別開發(fā)層位井深（m）防砂方式生產(chǎn)管柱類型A9生產(chǎn)井沙河街I油組氣井16405-1/2”繞絲篩管+礫石充填自噴合采A18生產(chǎn)井太古界26228-1/2”裸眼+篩管普通合采管柱

12、A31生產(chǎn)井太古界24128-1/2”裸眼+篩管普通合采管柱A35注水井太古界27958-1/2”裸眼+篩管Y合管柱A20W水源井館陶22197”篩管普通合采管柱35開發(fā)井基本情況-B平臺(tái)井 號(hào)井 別開發(fā)層位井深（m）防砂方式生產(chǎn)管柱類型壓力監(jiān)測(cè)B13h生產(chǎn)井沙河街I油組27258-1/2裸眼7優(yōu)質(zhì)篩管自噴合采壓力計(jì)B14h生產(chǎn)井沙河街I油組25358-1/2裸眼7優(yōu)質(zhì)篩管自噴合采壓力計(jì)B16h生產(chǎn)井沙河街I油組27448-1/2裸眼7優(yōu)質(zhì)篩管自噴合采壓力計(jì)B17h生產(chǎn)井沙河街I油組30958-1/2裸眼7優(yōu)質(zhì)篩管自噴合采壓力計(jì)B19W水源井館陶19507優(yōu)質(zhì)篩管普通合采N/A361、投產(chǎn)順序

13、：開井順序確定原則：考慮海管最小管輸要求及后續(xù)完井需要，水源井先開井；考慮生產(chǎn)壓差及生產(chǎn)動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)的需要，下有壓力計(jì)或泵工況的井先開井；其它生產(chǎn)井按產(chǎn)量從高到底安排。 B平臺(tái)開井順序：B19W、B16h、B17h、B13h、B14h A平臺(tái)開井順序:A20W、A9、 A18、A31、A35 2、生產(chǎn)方式：初期電泵井均啟電泵生產(chǎn)，其余井自噴生產(chǎn)。工作制度：電泵井初期油嘴控制在6.35mm，自噴井初期油嘴控制在4mm生產(chǎn)壓差：水平井生產(chǎn)壓差控制在0.5MPa，定向井生產(chǎn)壓差控制在1.5MPa。投產(chǎn)方式37資料錄取1、生產(chǎn)資料錄取 壓力數(shù)據(jù)錄取 對(duì)于帶有地面直讀式電子壓力計(jì)的井投產(chǎn)前讀取靜壓值并記錄下來。 生產(chǎn)數(shù)據(jù) 投產(chǎn)初期嚴(yán)格按照油氣井的生產(chǎn)管理