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总结国内外经验 开发好大气田,主讲人:李士伦 教授西 南 石 油 大 学 CNPC特殊气藏开发重点研究室 二零零七年十月,中国已进入了世界产气大国的行列，开发好大气田已提到议事日程我国定义为地质储量300～1000亿立方米的为大气田，可采储量超过一万亿立方米可称巨型（超大型）气田1949～1989的40年间，探明少1990～2004的14年间，已探明26个，探明储量2.5万亿立方米，占中国总储量的65％现列出21世纪初世界巨型气田, 剩余可采储量总和约25×1012ｍ3表１ 21世纪初世界可采储量1万亿立方米的天然气田,续表１,,截止2001年，世界探明天然气储量149.5×1012ｍ3俄罗斯47×1012ｍ3，占世界储量31.4％；伊朗31×1012ｍ3，占15.4％；卡塔尔11.1×1012ｍ3，占7.5％ 因此，很需要了解和学习俄罗斯气田开发经验 本文介绍四个巨型气田的开发经验，翘首盼望我国能发现具有万亿立方米巨型气田一、巨型气田开发简介,俄罗斯最大巨型气田，世界第二 1978年主力气藏上部西诺曼气藏首先投入开发 1987年高峰年产量2765×108ｍ3/年 (4%采气速度)，占当时全俄罗斯产量的50％。

一）乌连戈伊气田（俄罗斯）,1、地质特征,1）地理位置,,北秋明地区油气田分布图,同亚姆布尔、梅德维日等巨型气一起位于西西伯利亚北部普尔－纳迪姆油气区2）构造 （1）位于西西伯利亚盆地北部乌连戈伊－亚姆布尔坳陷乌连戈伊长垣构造带 （2）呈南北走向，构造主体有南、北两个高点还有延一亚欣、佩斯佐夫等高点，加 上北乌连戈伊构造，构成了气田的整体 （3）气藏面积超过4000 km23）勘探简史 1966年勘探发现，1974-1976年证实延一亚欣、佩斯佐夫构造含气4）储量探明天然气储量11.2×1012ｍ3其中上白垩统西诺 曼组6.7598×1012ｍ3；下白垩统1.6×1012ｍ3；上侏 罗统阿奇莫夫组2.85×1012ｍ3西诺曼组气藏，乌 连戈伊主力区4.85252×1012ｍ3；延一亚欣区 1.3162×1012ｍ3；北乌连戈伊气藏5890.3×108ｍ3 5）气藏类型层状－块状砂岩气藏，衬托着底水三个巨型 气藏均处于同一水动力系统上有统一的气水界面， 气藏埋深1193～1199m6）储层 （1）岩性为砂岩、粉砂岩，泥岩胶结性差，河流相沉积 （2）气层厚度大高部位最厚达211m，一般3～ 152m。

（3）埋深1100～1250m （4）物性好平均孔隙度21～27％，平均渗透率160～550 md大于500md为好储层；500～100md为中等储层；差储层小于 100md5）单井产量高达100～200×104ｍ3/天 （6）下白垩统、上侏罗统为凝析气藏7）地层压力和温度原始地层压力11.83MPa，地层温度31 oC8）流体性质天然气：C195.4～99.3％，干气，CO2 0.35％，不含H2S，相对密度0.564，低热值7878 kcal/m3,2、开发特征,1）1978年西诺曼组高产气藏优先投产、上 产期8年（1978～1985）、稳产期8年按2500 ×108ｍ3/年水平，稳产到1992年，采气速度4％ 1996年产量调到1516×108ｍ3/a，主力区采出程度60.9％主力区生产井777口，延一亚欣区261口，佩斯佐夫145口，北乌连戈伊104口预计到2025年，采出程度89.3～89.5％ 2）经历了分阶段分区设计、分期分区投入 开发和不断调整修改阶段,3）开发中几个问题 （1）均衡开采问题大区之间形成了较大的地层压降漏斗，如塔普-亚欣区长期未投入开发，气体向其他区越流，地层压力下降了2.7～4.7MPa。

（2）压缩机站建设滞后，监测系统实施滞后 （3）气井出水和出砂问题 （4）开发后期应着重研究①水淹地层剩余气储量研究②出砂的防治③低于5MPa地层压力时的修井液研制,（二）亚姆布尔巨型气田（俄罗斯）,地质特征与乌连戈伊相似，气藏面积3825 km2，原始地质储量5.76×1012ｍ3 滨海相与冲积三角洲沉积，主力区块有效厚度90～175 m，孔隙度24～31.5％，绝对渗透率1000～2110 md 1984年制定开发方案，1986年该气藏开发，开采6年后年产量达到1850×108ｍ3/a，有13年的稳产阶段，（单井平均产量1×106ｍ3/d，一个丛式井组钻4～8口定向井） 1996年总井数782口，采气井676口，实际生产井668口，分布于106个丛式井组中开发特点：层状－块状气藏，衬托着底水1997年已采出了33％储量有178口气井出砂平均产气层段为54％气层厚度初始5～7年间，气藏在气驱方式下开发， 随后出现弱弹性水驱 1997.1.1侵入水量占含气孔隙体积5％，水上升高度为1～35m预测到2025年，全气藏水淹井总数85口，水淹区占44％气藏孔隙体积开发特点（续）： 平均渗流参数比1984年方案设计时变坏0.5～1倍 站区间存在着压差，引起了区间的气体越流，1997.1.1，从气体处理站3、4和7号区越流的气量达1484×108ｍ3。

从8号站区流入1号站区的越流气量326×108ｍ3气藏中央部位的压降漏斗 1997.3.18研究了1700、1600和1500×108ｍ3/年三套开发方案，分别需补钻131、86和47口井1500×108ｍ3方案较好 对气藏监测很重视,地质特征与乌连戈伊、亚姆布尔巨型相似,（三）梅德维日巨型气田（俄罗斯）,梅德维日-内金气田布井图,,1）丛式井组开采每井组3～4口井，丛式井组间距0.9～2.5km，1995年1月1日79个丛式组，473口井中有观察井和测压井90口，生产井383口，开发井已钻完 2）产层具很高产能保证气井1×106ｍ3/d平均产量，初期要保持生产压差0.147～0.245MPa，2010年完成该气田开发，停止长输的工业采收率为90.2％，累计产气量1.795×1012ｍ31995.1.1侵入地层水量占29.7％原始地层孔隙体积有50口自行停喷井（要 定期放大压差放喷，才能生产）3）生产中存在的问题（1）局部地区压力下降不均衡1979年决定 消减中央区产量，增加南区产气量，压力分布逐步趋均衡为达到各井区均衡负载，有43口井从一个处理站调整进入另一个站2）固井质量是个大问题。

固井质量不高的井占总井数35％有出现套管外气体窜槽的严重问题3）出水出砂1994年460次测试中有58次超过当时定的防止出砂的允许压差0.14～0.43MPa出水的极限压差应不超过0.1～0.15MPa（而气驱气藏为0.5～0.6MPa），出水助长出砂4）试井和动态分析到1994年，共进行了460次气体动力学试井，132次稳定试井在20余年开发过程中产出剖面也基本未变，占总厚度10～20％5）注N2后期开发水淹气藏的研究梅德维日气田，水层延伸几百公里，排水不是最佳方案戴尔－萨尔基索夫教授们做了大量室内实验，选择了试验区（含63口井），开展了开发后期注N2研究计算结果表明： 到注N2 13年后，注入N2总量相当于2倍气藏孔隙体积，即27.5％试验区原始孔隙体积 水封气剩余体积下降了60％，自由态低压气体积几乎增长了一倍（其中13％为N2气） 向输气干线输气的时间延长了5年，多采了110×108ｍ3气；工业采收率由衰竭开发的91.7％，提高到95.5％最终采收率从93.5％提高到97.4％，提高了3.9％OGIP四）格罗宁根巨型气田（荷兰）,气田发现于1959年，西欧重要能源基地 1、地质特征 1）储量：生产15年后确认的探明地质储量2.5×1012ｍ3，（初期为1.4×1012ｍ3 ） 2）气藏类型：层状－块状类型，气水界面在2970m处。

驱动方式为弹性气驱 3）储层产层为早二叠赤底统，净厚度从70m（南）240m（最北部），除北部外，其余被三面断层封隔储层为砂岩，质纯，均质 孔隙度10～20％，渗透率50～600 md KV/KH=0.3,格罗宁根巨型气田,北海,,,德国,2、开发特征 渗透率高，产量大，丛式井组开采 为防止出砂，初期产量限制在75×104ｍ3/d，后取消限制，1979年扩大到2.5×106ｍ3/d 头一个丛式井组气体处理站处理能力为6×106ｍ3/d，因气藏中没有干扰问题，产量扩大到14×106ｍ3/d，1979年新增装置的处理能力已达到24×106ｍ3/d 集气系统和售气管线,标准井完井示意图,格罗宁根气田丛式井井组井位布置图,3气藏动态 天然气中水含量：1～4单位体积水/106单位体积气 弹性气驱 保持气藏均衡开采，1983年保证全气藏最大地层压差不超过2MPa下配产 监测水侵措施 北部沿气水边界钻一批观察井，用斯仑贝谢脉冲中子测井测气水界面变化，到1979年未见水流动 北部含气部分下面衬托着底水，为避免小范围采气集中、压降过大引起水锥，在丛式井组中布置定向井，扩大排气范围，避免采气集中最低射孔处离气水面50米以上。

在下衬底水的位于Siddebureu丛式井组的中心地区钻几口生产井，穿过气水界面，作水锥试验，允许大产量生产，早期产生水锥的痕迹在累计采出300×108ｍ3气后未见气水界面的移动 出砂问题 开始限制气井产量在75×104ｍ3/d左右，没有发现出砂后最大允许产量可达到250×104ｍ3/d 地表沉降问题 预测最大可沉降可为30cm,二、值得借鉴的经验,（一）整体部署、分步实施、立体开发,西西伯利亚三个巨型气田开发的思路是： （1）主力气藏（西诺曼组气藏）先行开发，主力区块先行开发，逐步加深，实现区块和层间的接替乌连戈伊深部上侏罗统深层、大面积、异常高压原油－凝析气藏，2007年准备与德国的公司合作开发 （2）宜开辟试验区，先试采，再大规模开发，积累经验，逐步推进二）井型、完井方式和井网井距 优化是开发巨型、大型气田的关键,1、努力寻找高产发育区，采用地质、开发综合技术，进行储层横向预测借用油田开发经验，只要对气田的地质特征有比较客观、实际的认识，开发的技术和方法总会有的 2、长庆经验：长庆气田下古气藏，以地层作为气藏物质基础，走多学科综合研究的道路地质方面，通过加里东期末古构造研究，前石炭纪奥陶系岩溶古地貌研究，小幅度构造研究和裂缝分布规律研究，配合沉积－成岩微相研究，对天然气富集条件进行分析，划分有利区。

气藏工程方面通过气井生产反映特征和压力系统，进行动态反映良好区和流体连通区划分地质和气藏工程综合划分布井有利区地球物理方面利用Strata、Jason等先进地震软件进行精细处理、解释结合地质、气藏工程综合研究成果，综合优选开发井位，提高开发综合效益3、世界上许多巨型气田多采用了丛式井组（单井为直井或定向井）开采卡塔尔北方气田和伊朗南帕尔斯气田估计探明地质储量为42×1012ｍ3，仅北方气田估计的储量为25.2×1012ｍ3，水深60.96m，1991年生产，产层Khuff（晚二叠、早三叠系地层）为石灰岩、白云岩储层，五个层组，K1-K4为产层，埋深3045-3869m左右同时含H2S和CO2早期开发为直井油管，后采用7”油管，优化的大井眼又为 × ，也采用定向井Ras Gas有限公司已钻了40口单井直筒井，45口优化大井眼井，前者产能为3.5×106ｍ3/d，后者为5.6×106ｍ3/d北方气田井型比较 （a）开发初期完井方式 （b）扩大油管直径 （c）优化大井径（OBB） CRA－防腐合金；SCSSV－井下安全阀,北方气田典型定向井剖面 Vertical Depth－垂深；Displacement－位移；ROB－钻速。

4、巨型、大型气田开发井网布署原则 （1）因地制宜原则，不同类型气藏应有不同的井 网部署 （2）均衡开采原则，努力保持均衡开采，水驱气 藏更要注意，防止边水舌进或底水锥进 （3）水驱气藏延长气井无水采气期的原则 （4）高低渗，高低产区协调发展的原则，用“高密 低稀”的布井方式，将高、低渗透区的采气速 度保持一定比例（长庆采取3左右）,。