錦州25-1南油氣田投產方案（地質油藏）中海石油（中國）有限公司天津分公司生產部

2009.10錦州25-1南油氣田中海石油（中國）有限公司天津分公司生產部匯報提綱油氣田地質概況油氣田開發簡介井位調整與優化開發井投產方式及資料錄取2匯報提綱油氣田地質概況2地理位置及區域特征錦州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平臺約37.3km東北距錦州20-2中北平臺約40.2km平均水深：22.7-24.6m3地理位置及區域特征錦州20-2錦州25-1南綏中36-131遼西低凸起中北段

兩側分別為：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構造位置圖區域特征4遼西低凸起中北段錦州20-2錦州25-1南綏中36-1321構造特征古潛山背景上發育的近NE向斷裂半背斜；南北長(24km)東西窄(9km)被遼西2號斷層分割為東、西兩個高帶；東高帶西高帶層遼西2號斷5構造特征古潛山背景上發育的近NE向斷裂半背斜；東高帶西高帶層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6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n=148沙河街組儲層特征n=148中高孔滲的儲集物性

7n=148沙河街組儲層特征n=148中高孔滲的儲集物性7巖心分析孔隙度（％）巖心分析滲透率（mD）小柱樣常規物性分析結果為孔隙度1.0～12.5％，平均6.2％，滲透率0.093～112.23mD，一般小于1mD儲層特征太古界儲層具有孔（洞）、縫并存、非均質程度較高的雙重介質特點。8巖心分析孔隙度（％）巖心分析滲透率（mD）小柱樣常規物性分析流體性質－地面原油具有密度中等、粘度低、膠質瀝青質含量中等、凝固點低、含蠟量及含硫量低的特點9流體性質－地面原油具有密度中等、粘度低、膠質瀝青質含量中等、流體性質－地層原油飽和壓力高、溶解氣油比中等以及粘度低等特點

沙河街組地層原油地飽壓差比較小（0.15～1.94MPa

）太古界地層原油地飽壓差相對較大（2.87～7.38MPa）10流體性質－地層原油飽和壓力高、溶解氣油比中等以及粘度低等特點流體性質－地面凝析油具有密度、粘度、膠質瀝青質含量、凝固點、含蠟量及含硫量均較低的特點11流體性質－地面凝析油具有密度、粘度、膠質瀝青質含量、凝固點、C1：83.92-91.61%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%相對密度：0.754C1：82.96-84.89%C2-6：10.92-15.86%非烴類氣體：主要為CO2

含量0.06-0.44%相對密度：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－天然氣性質12C1：83.92-91.61%C1：65.46-90.44%

油氣層分布主要受構造控制，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，油藏類型屬于由多個斷塊組成、縱向上具多套油氣水系統的層狀構造油氣藏

油藏類型沙河街13油氣層分布主要受構造控制，局部受巖性影響，同一高帶的油藏類型太古界潛山油藏模式：潛山為強非均質塊狀油藏（具有似層狀性質）太古界14油藏類型太古界潛山油藏模式：太古界14錦州25-1南油氣田儲量錦州25-1南油氣田控制儲量計算結果沙河街組：1420104m3

太古界潛山：1291104m3

全油田：2711104m315錦州25-1南油氣田儲量錦州25-1南油氣田控制儲量計算結果匯報提綱油氣田地質概況油氣田開發簡介井位調整與優化開發井投產方式及資料錄取16匯報提綱油氣田地質概況16開發原則總體設計，分期實施，滾動開發，不斷優化。油氣并舉，強化采油，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。太古界潛山油藏適時注水,保持合理地層壓力,保證油井高產穩產。氣井少井高產，后期油井上返采氣，保障穩定供氣。充分應用新工藝新技術，提高油氣井產能和油氣田綜合效益。17開發原則總體設計，分期實施，滾動開發，不斷優化。17開發層系劃分

分三套開發層系：潛山沙二段I油組沙二段II油組

18開發層系劃分分三套開發層系：18開發井網東高帶沙河街I油組油氣藏弱邊水帶氣頂的油氣藏西高帶I油組屬于弱邊水氣藏或帶油環的氣藏西高帶II油組屬于弱邊水帶氣頂的油藏氣少油多，氣頂氣的地質儲量只有14.2×108m3，頂部布一口氣井，油環上布一排油井,采用500m井距

僅在氣藏高部位布氣井僅在油環上布油井，氣頂不布井開發,采用800m井距

太古界潛山斷層較多，可能存在底水的特點，采用頂密邊稀的不規則布井方式，井距控制在400-500m之間

19開發井網東高帶沙河街I油組油氣藏弱邊水帶氣頂的油氣藏西高帶油氣井產能分析_沙河街20油氣井產能分析_沙河街20油井產能分析_太古界21油井產能分析_太古界21

錦州25-1南油氣田總井數（ODP）三座平臺：A平臺2019年2月1日投產，B平臺2019年9月1日投產，C平臺2019年2月1日投產。22錦州25-1南油氣田總井數（ODP）三座平臺：A平臺201錦州25-1南油氣田產油量構成圖高峰年產油量89.2×104m3，

25年累積產油755.1×104m3，原油采出程度為18.1%，23錦州25-1南油氣田產油量構成圖高峰年產油量89.2×104高峰年產氣為5×108m3，年供氣4×108m3，

25年累積產氣74.4×108m3，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氣量構成圖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年時間年產氣量(108m3)太古界沙河街錦州25-1南油氣田產氣量構成圖24高峰年產氣為5×108m3，年供氣4×108m3，25年匯報提綱油氣田地質概況油氣田開發簡介井位調整與優化開發井投產方式及資料錄取25匯報提綱油氣田地質概況252019年9月鉆JZ25-1S-9井，9井鉆遇水層，向高部位側鉆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）開發兼評價井落實情況262019年9月鉆JZ25-1S-9井，9井鉆遇水層，向高部位西高帶沙二段I油組儲量27西高帶沙二段I油組儲量27B13hB14hB15hB16hB17hB18h布置了6口油井，同時增加了一口水源井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油組儲量28B13hB14hB15hB16hB17hB18h布置了6口油西高帶沙二段I油組油井產能分析29西高帶沙二段I油組油井產能分析29錦州25-1南油氣田開發指標匯總表與原ODP對比：探明石油地質儲量由5302萬方增加到5768.1萬方；總井數由61口增加到66口；高峰年產油量由89.2萬方增加到105.8萬方；累產油量由755.1萬方增加到805.6萬方；30錦州25-1南油氣田開發指標匯總表與原ODP對比：30鉆前井位優化成果沙二段Ⅰ油組井型優化：為大氣頂窄油環的油氣藏特征，將東高帶定向井優化為水平井。井數優化：綜合考慮流體界面、井網、井控儲量等因素之后，對開發井數進一步優化。東高帶Ⅰ油組優化結果為8口水平井，西高帶3井區優化結果為6口水平井

沙二段II油組根據地質油藏認識，結合數值模擬結果，取消低效井B2、A5井31鉆前井位優化成果沙二段Ⅰ油組井型優化：為大氣頂窄油環的油氣藏優化前后井數對比情況東高帶Ⅰ油組4口定向井優化為兩口水平井A34H、A38H、（A26、A29）西高帶二油組優化后減少了兩口低效井：A5、B232優化前后井數對比情況東高帶Ⅰ油組4口定向井優化為兩口水平井A匯報提綱油氣田地質概況油氣田開發簡介井位調整與優化開發井投產方式及資料錄取33匯報提綱油氣田地質概況33A平臺：第一批鉆井順序：A18、A35、A31、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南油氣田開發井鉆井計劃B平臺：第一批：B19w、B14h、B13h、B16h、B17h、B18h、B15h（7口）第二批：B3、B7、B6、B9h、B8h、B1h、B10h、B11h、B4h、B5h（10口）C平臺：6口井計劃2019年開鉆，計劃2019年2月投產（6口）。A18、A35、A31、A9、A20w

B平臺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

34A平臺：第一批鉆井順序：A18、A35、A31、A9、A20投產井基本情況-A平臺井名井別開發層位井深（m）防砂方式生產管柱類型A9生產井沙河街I油組氣井16405-1/2”繞絲篩管+礫石充填自噴合采A18生產井太古界26228-1/2”裸眼+篩管普通合采管柱A31生產井太古界24128-1/2”裸眼+篩管普通合采管柱A35注水井太古界2795

8-1/2”裸眼+篩管Y合管柱A20W水源井館陶2219

7”篩管普通合采管柱35投產井基本情況-A平臺井名井別開發層位井深（m）防砂方式生開發井基本情況-B平臺井號井別開發層位井深（m）防砂方式生產管柱類型壓力監測B13h生產井沙河街I油組27258-1/2＂裸眼＋7＂優質篩管自噴合采壓力計B14h生產井沙河街I油組25358-1/2＂裸眼＋7＂優質篩管自噴合采壓力計B16h生產井沙河街I油組27448-1/2＂裸眼＋7＂優質篩管自噴合采壓力計B17h生產井沙河街I油組30958-1/2＂裸眼＋7＂優質篩管自噴合采壓力計B19W水源井館陶19507＂優質篩管普通合采N/A36開發井基本情況-B平臺井號井別開發層位井深（m）防砂方式1、投產順序：開井順序確定原則：考慮海管最小管輸要求及后續完井需要，水源井先開井；考慮生產壓差及生產動態監測的需要，下有壓力計或泵工況的井先開井；其它生產井按產量從高到底安排。B平臺開井順序：B19W、B16h、B17h、B13h、B14h

A平臺開井順序:A20W、A9、A18、A31、A35

2、生產方式：初期電泵井均啟電泵生產，其余井自噴生產。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生產壓差：水平井生產壓差控制在0.5MPa，定向井生產壓差控制在1.5MPa。投產方式371、投產順序：投產方式37資料錄取1、生產資料錄取

壓力數據錄取對于帶有地面直讀式電子壓力計的井投產前讀取靜壓值并記錄下來。

生產數據投產初期嚴格按照油氣井的生產管理規定對油井進行生產數據的錄取，投產初期4小時計量一次油、氣、水產量，以后按正常油氣田管理規定8小時計量一次。同時及時錄取各生產井的油、套管壓力、溫度等數據，確保各項資料準確。2、流體資料錄取生產初期在生產井井口分別對這生產井取樣進行油氣水全分析。

對開采沙河街組油氣藏B14hPVT樣2個。對開采太古界潛山兩口井A18、A31各取PVT樣2個。對兩口水源井A20W、B19W井取水樣進行分析。38資料錄取1、生產資料錄取38謝謝！39謝謝！39錦州25-1南油氣田投產方案（地質油藏）中海石油（中國）有限公司天津分公司生產部

2009.10錦州25-1南油氣田中海石油（中國）有限公司天津分公司生產部匯報提綱油氣田地質概況油氣田開發簡介井位調整與優化開發井投產方式及資料錄取41匯報提綱油氣田地質概況2地理位置及區域特征錦州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平臺約37.3km東北距錦州20-2中北平臺約40.2km平均水深：22.7-24.6m42地理位置及區域特征錦州20-2錦州25-1南綏中36-131遼西低凸起中北段

兩側分別為：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構造位置圖區域特征43遼西低凸起中北段錦州20-2錦州25-1南綏中36-1321構造特征古潛山背景上發育的近NE向斷裂半背斜；南北長(24km)東西窄(9km)被遼西2號斷層分割為東、西兩個高帶；東高帶西高帶層遼西2號斷44構造特征古潛山背景上發育的近NE向斷裂半背斜；東高帶西高帶層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45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n=148沙河街組儲層特征n=148中高孔滲的儲集物性

46n=148沙河街組儲層特征n=148中高孔滲的儲集物性7巖心分析孔隙度（％）巖心分析滲透率（mD）小柱樣常規物性分析結果為孔隙度1.0～12.5％，平均6.2％，滲透率0.093～112.23mD，一般小于1mD儲層特征太古界儲層具有孔（洞）、縫并存、非均質程度較高的雙重介質特點。47巖心分析孔隙度（％）巖心分析滲透率（mD）小柱樣常規物性分析流體性質－地面原油具有密度中等、粘度低、膠質瀝青質含量中等、凝固點低、含蠟量及含硫量低的特點48流體性質－地面原油具有密度中等、粘度低、膠質瀝青質含量中等、流體性質－地層原油飽和壓力高、溶解氣油比中等以及粘度低等特點

沙河街組地層原油地飽壓差比較小（0.15～1.94MPa

）太古界地層原油地飽壓差相對較大（2.87～7.38MPa）49流體性質－地層原油飽和壓力高、溶解氣油比中等以及粘度低等特點流體性質－地面凝析油具有密度、粘度、膠質瀝青質含量、凝固點、含蠟量及含硫量均較低的特點50流體性質－地面凝析油具有密度、粘度、膠質瀝青質含量、凝固點、C1：83.92-91.61%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%相對密度：0.754C1：82.96-84.89%C2-6：10.92-15.86%非烴類氣體：主要為CO2

含量0.06-0.44%相對密度：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－天然氣性質51C1：83.92-91.61%C1：65.46-90.44%

油氣層分布主要受構造控制，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，油藏類型屬于由多個斷塊組成、縱向上具多套油氣水系統的層狀構造油氣藏

油藏類型沙河街52油氣層分布主要受構造控制，局部受巖性影響，同一高帶的油藏類型太古界潛山油藏模式：潛山為強非均質塊狀油藏（具有似層狀性質）太古界53油藏類型太古界潛山油藏模式：太古界14錦州25-1南油氣田儲量錦州25-1南油氣田控制儲量計算結果沙河街組：1420104m3

太古界潛山：1291104m3

全油田：2711104m354錦州25-1南油氣田儲量錦州25-1南油氣田控制儲量計算結果匯報提綱油氣田地質概況油氣田開發簡介井位調整與優化開發井投產方式及資料錄取55匯報提綱油氣田地質概況16開發原則總體設計，分期實施，滾動開發，不斷優化。油氣并舉，強化采油，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。太古界潛山油藏適時注水,保持合理地層壓力,保證油井高產穩產。氣井少井高產，后期油井上返采氣，保障穩定供氣。充分應用新工藝新技術，提高油氣井產能和油氣田綜合效益。56開發原則總體設計，分期實施，滾動開發，不斷優化。17開發層系劃分

分三套開發層系：潛山沙二段I油組沙二段II油組

57開發層系劃分分三套開發層系：18開發井網東高帶沙河街I油組油氣藏弱邊水帶氣頂的油氣藏西高帶I油組屬于弱邊水氣藏或帶油環的氣藏西高帶II油組屬于弱邊水帶氣頂的油藏氣少油多，氣頂氣的地質儲量只有14.2×108m3，頂部布一口氣井，油環上布一排油井,采用500m井距

僅在氣藏高部位布氣井僅在油環上布油井，氣頂不布井開發,采用800m井距

太古界潛山斷層較多，可能存在底水的特點，采用頂密邊稀的不規則布井方式，井距控制在400-500m之間

58開發井網東高帶沙河街I油組油氣藏弱邊水帶氣頂的油氣藏西高帶油氣井產能分析_沙河街59油氣井產能分析_沙河街20油井產能分析_太古界60油井產能分析_太古界21

錦州25-1南油氣田總井數（ODP）三座平臺：A平臺2019年2月1日投產，B平臺2019年9月1日投產，C平臺2019年2月1日投產。61錦州25-1南油氣田總井數（ODP）三座平臺：A平臺201錦州25-1南油氣田產油量構成圖高峰年產油量89.2×104m3，

25年累積產油755.1×104m3，原油采出程度為18.1%，62錦州25-1南油氣田產油量構成圖高峰年產油量89.2×104高峰年產氣為5×108m3，年供氣4×108m3，

25年累積產氣74.4×108m3，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氣量構成圖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年時間年產氣量(108m3)太古界沙河街錦州25-1南油氣田產氣量構成圖63高峰年產氣為5×108m3，年供氣4×108m3，25年匯報提綱油氣田地質概況油氣田開發簡介井位調整與優化開發井投產方式及資料錄取64匯報提綱油氣田地質概況252019年9月鉆JZ25-1S-9井，9井鉆遇水層，向高部位側鉆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）開發兼評價井落實情況652019年9月鉆JZ25-1S-9井，9井鉆遇水層，向高部位西高帶沙二段I油組儲量66西高帶沙二段I油組儲量27B13hB14hB15hB16hB17hB18h布置了6口油井，同時增加了一口水源井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油組儲量67B13hB14hB15hB16hB17hB18h布置了6口油西高帶沙二段I油組油井產能分析68西高帶沙二段I油組油井產能分析29錦州25-1南油氣田開發指標匯總表與原ODP對比：探明石油地質儲量由5302萬方增加到5768.1萬方；總井數由61口增加到66口；高峰年產油量由89.2萬方增加到105.8萬方；累產油量由755.1萬方增加到805.6萬方；69錦州25-1南油氣田開發指標匯總表與原ODP對比：30鉆前井位優化成果沙二段Ⅰ油組井型優化：為大氣頂窄油環的油氣藏特征，將東高帶定向井優化為水平井。井數優化：綜合考慮流體界面、井網、井控儲量等因素之后，對開發井數進一步優化。東高帶Ⅰ油組優化結果為8口水平井，西高帶3井區優化結果為6口水平井

沙二段II油組根據地質油藏認識，結合數值模擬結果，取消低效井B2、A5井70鉆前井位優化成果沙二段Ⅰ油組井型優化：為大氣頂窄油環的油氣藏優化前后井數對比情況東高帶Ⅰ油組4口定向井優化為兩口水平井A34H、A38H、（A26、A29）西高帶二油組優化后減少了兩口低效井：A5、B271優化前后井數對比情況東高帶Ⅰ油組4口定向井優化為兩口水平井A匯報提綱油氣田地質概況油氣田開發簡介井位調整與優化開發井投產方式及資料錄取72匯報提綱油氣田地質概況33A平臺：第一批鉆井順序：A18、A35、A31、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南油氣田開發井鉆井計劃B平臺：第一批：B19w、B14h、B13h、B16h、B17h、B18h、B15h（7口）第二批：B3、B7、B6、B9h、B8h、B1h、B10h、B11h、B4h、B5h（10口）C平臺：6口井計劃2019年開鉆，計劃2019年2月投產（6口）。A18、A35、A31、A9、A20w

B平臺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

73A平臺：第一批鉆井順序：A18、A35、A31、A9、A20投產井基本情況-