NationalPetroleumEngineeringDesignContest

全國石油工程設(shè)計(jì)大賽

NationalPetroleumEngineeringDesignContest

參賽作品

題目：氣田開發(fā)方案設(shè)計(jì)

作品說明

作品說明

本方案是針對域構(gòu)造平緩，看似具有深盆氣藏的地質(zhì)特征的天然氣

藏為巖性圈閉的致密儲層設(shè)計(jì)的，同時(shí)兼顧到該斷塊地層的五敏特性、

地層溫度偏高、泥質(zhì)含量過高以及產(chǎn)液量下降快等開發(fā)矛盾進(jìn)行了立

體式設(shè)計(jì)，本著有效、實(shí)際、經(jīng)濟(jì)、創(chuàng)新的原則，力求突出前瞻性、

先進(jìn)性、特色性并結(jié)合高職高專學(xué)生特有的一線實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)，合理的運(yùn)

用現(xiàn)代新技術(shù)，有效的解決開發(fā)矛盾。設(shè)計(jì)采用了從鉆完井工程到采

油工程再到后續(xù)增產(chǎn)開發(fā)的邏輯編寫順序并且將多種方案進(jìn)行對比從

中選擇最佳方法。此外，還加入完善的HSE生產(chǎn)管理指導(dǎo)思想，使方

案的可實(shí)施性增強(qiáng)，始終把安全生產(chǎn)放在第一位。

本設(shè)計(jì)中鉆井造斜采用LWD（或FEWD）隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向系統(tǒng)。根據(jù)

隨鉆測井，確定目的層頂界深度，跟蹤調(diào)整井眼軌跡；采用LWD（或

FEWD）隨鉆隨測監(jiān)控井眼軌跡；根據(jù)實(shí)際情況采用滑動鉆進(jìn)和復(fù)合鉆

進(jìn)兩種方式施工，隨時(shí)調(diào)整井斜方位。鉆井液采用低密度鉆井液，實(shí)

行欠平衡鉆進(jìn)，達(dá)到保護(hù)底層的目的。儲層段采用聚合物潤滑防塌鉆

井液。控制漏失，穩(wěn)定井壁。完井采用射孔完井方式，完井方式可將

層段分隔開，滿足分層開采，也可以滿足采氣過程中進(jìn)行舉行分層增

產(chǎn)及注水作業(yè)。固井采用全井固井，下部目的層段采用常規(guī)水泥漿，

上部非目的層段用低密度水泥漿體系封固；既降低環(huán)空的液柱壓力，

滿足防止漏失，又保護(hù)套管的要求及儲層，保證目的層段的封固質(zhì)量。

采油采用了排水采氣工藝，氣井在生產(chǎn)過程中，有地層水產(chǎn)出，而且

水對氣井的生產(chǎn)有明顯干擾的氣井做出了良好的實(shí)施。而且采油實(shí)施

了增壓開采首先要對氣井或氣田從五個(gè)方面進(jìn)行充分論證，避免了盲目

投資,獲取最大經(jīng)濟(jì)效益。

作品說明

本參賽作品由團(tuán)隊(duì)成員獨(dú)立完成，不存在剽竊、抄襲等侵權(quán)現(xiàn)象。若違反

自愿放棄參賽資格并承擔(dān)相關(guān)責(zé)任。

目錄

目錄

第1章氣藏方案概況

1.1氣田概況........................................................4

1-2氣藏描述........................................................5

1.3儲量計(jì)算.......................................................12

1.4氣藏工程設(shè)計(jì)...................................................13

第2章鉆完井設(shè)計(jì)方案

2.1地表及淺層地質(zhì)安全風(fēng)險(xiǎn)評估.....................................19

2.2氣井井口距離...................................................19

2.3井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)方案...............................................19

2.4鉆機(jī)選擇.....................................................22

2.5鉆井液.........................................................24

2.6鉆具組合及井身質(zhì)量控制設(shè)計(jì).....................................27

2.7鉆井參數(shù)設(shè)計(jì)及井下復(fù)雜情況預(yù)測及處理...........................31

2.8氣層保護(hù)設(shè)計(jì)..................................................35

2.9固井及完井設(shè)計(jì)................................................36

第3章采氣設(shè)計(jì)方案

3.1油管管柱......................................................44

3.2射孔...........................................................46

3.3采氣方式......................................................48

3.4增產(chǎn)措施......................................................57

3.5采氣特殊問題治理的技術(shù)要求....................................64

第4章地面工程建設(shè)方案

4.1地面分析.......................................................87

4.2設(shè)施及其地理位置...............................................87

2

目錄

4.3管道的防護(hù)....................................................89

4.4水、電、熱供給和通訊..........................................89

4.5供氣對象要求及總供氣量.........................................90

4.6其他方面........................................................91

第5章HSE評價(jià)報(bào)告

5.1評價(jià)任務(wù).......................................................95

5.2HSE體系及管理機(jī)構(gòu).............................................99

5.3工藝過程有害因素分析.........................................101

5.4物料危險(xiǎn)有害因素分析.........................................114

第6章經(jīng)濟(jì)評價(jià)報(bào)告

6.1投產(chǎn)前開發(fā)成本分析...........................................118

6.2成本控制原則及措施...........................................120

附錄.............................................................122

3

第1章氣藏方案概況

第1章氣藏方案概況

1.1氣田概況

1.1.1地理與環(huán)境

1.1.1.1地理位置及交通狀況

地理位置位于M市B區(qū)C村東北約10公里，該地區(qū)位于沙漠地帶附近，井

場周圍便道較多，多為村級道路，路面松軟，不能行駛大型車輛，交通較為不便。

1.1.1.2自然條件

于村落地段，地下水埋藏較淺(0.4m?2.0m),水量較豐外，其余地段地下水

埋藏較深。工程地區(qū)屬中溫帶大陸氣候，溫帶半干旱草原荒漠區(qū)，具有春季多風(fēng)、

多發(fā)沙塵暴，夏季多溫?zé)幔锛径嚓幱辏径喔珊登衣L的特點(diǎn)。降水多集中

在7-9月份，以短歷時(shí)大強(qiáng)度的雷陣雨為多。且此處地面平均溫度為11TC,年平

均氣溫為6.4℃,平均氣壓為898.1kPa,地震基本烈度為6度。自然條件具體情況

如表1.1

表L1自然條件情況

平均氣壓898.1kPa

年平均氣溫6.4℃

極端最高氣溫40.3℃

極端最低氣溫-24.3℃

平均年降雨量250.0mm

累年平均最多風(fēng)向NW

地面平均溫度ii.rc

地面極端最高溫度57.5℃

地面極端最低溫度-32.3℃

無霜期122天左右

1.1.1.3社會環(huán)境

4

第1章氣藏方案概況

該地區(qū)通訊不便利，工區(qū)西南方向有一可以提供充足電力水源的村落。此處

波狀沙丘綿延廣布，地勢平坦，地表起伏較小，較為開闊，不良地質(zhì)現(xiàn)象不發(fā)育、

屬管道工程地質(zhì)條件簡單地段。

1.1.2區(qū)域地質(zhì)

區(qū)塊構(gòu)造位置處于XX盆地XX斜坡，該區(qū)塊具備良好的天然氣成藏條件。

總體近南北向的NPEDC9、NPEDC10砂體在平緩的西傾單斜背景下，地層北東高

-南西低，構(gòu)造起伏不大，統(tǒng)計(jì)地層坡度較緩，且NPEDC9段頂面、NPEDC10段

頂面的微幅度鼻隆構(gòu)造形態(tài)有很好的繼承性。

1.1.3試采簡況

Ml井試氣射開NPEDC9層位，井段3611?3614m,壓裂后針閥開啟1/2,孔

板直徑8mm,日產(chǎn)氣1.1475x1()4m3,日產(chǎn)水Om?,累積產(chǎn)氣1.7696x1()4累

積產(chǎn)水On?,低產(chǎn)井，2011年9月試采，初期日產(chǎn)氣1.4971x1()4m3,至2011年

10月,累計(jì)產(chǎn)氣47.36915x1()4m3,水11.6n?。

M4井試氣射開NPEDC9層位，井段3652?3655m,壓裂后針閥開啟1/3,孔

板直徑8mm,日產(chǎn)氣1.1495x1()4m3,日產(chǎn)水4.5n?,累積產(chǎn)氣25118x1(/

累積產(chǎn)水10.1n?,工業(yè)氣流井。2011年7月試采，初期日產(chǎn)氣1.6251x1()4m3,至

3

2011年9月，累計(jì)產(chǎn)氣59.7689x1()4m3,z|c0.06mo

1.2氣藏描述

1.2.1地層概況

121.1地層層序

根據(jù)此盆地鉆井所揭示的地層自上而下依次為：第四系，白堊系，侏羅系的

NPEDC1組、NPEDC2組、NPEDC3組，三疊系的NPEDC4組、NPEDC5組、NPEDC6

組、NPEDC7組，二疊系的NPEDC8組、NPEDC9組、NPEDC10組、NPEDC11

組，石炭系的NPEDC12組，奧陶系的NPEDC13組。該地區(qū)地層除缺失中上奧陶

統(tǒng)、志留系、泥盆系和下石炭統(tǒng)以及古近系、新近系外，其它地層發(fā)育基本齊全。

1.2.1.2巖性及巖石特征

含氣目的層為二疊系NPEDC9段和NPEDC10段，根據(jù)沉積旋回和氣層分布

特征又分別細(xì)分為NPEDC91組、NPEDC92組和NPEDC101組、NPEDC10?組、

NPEDC103組。

5

第1章氣藏方案概況

NPEDC9巖性為淺灰色含礫粗砂巖、灰白色中一粗粒砂巖及灰綠色石英砂巖，

砂巖發(fā)育大型交錯(cuò)層理，泥質(zhì)含量少，幾乎無可采煤。不過在中-粗粒砂巖及含礫

砂巖層有氣可采。是上古生界主力產(chǎn)氣層段。

NPEDC10段巖性為灰色、灰黑色細(xì)一中粒巖屑砂巖、巖屑質(zhì)石英砂巖和泥質(zhì)

巖，砂巖成分成熟度低，夾灰黑色炭質(zhì)泥巖，厚度約40m左右。為上古生界主要

產(chǎn)氣層段之一。

1.2.1.2氣源巖特征形成分析

早二疊世初期，陸表海環(huán)境廣泛發(fā)育，在古風(fēng)化殼基礎(chǔ)上形成的陸表海地形

平坦，海平面的小幅度升降即可引起大幅度的海水進(jìn)退，具有多旋回幕式海侵和

緩慢海退的特點(diǎn)。緩慢海退過程中由碳酸鹽巖潮下過渡到濱岸和淺水三角洲沉積

環(huán)境，最終演替為潮坪或泥炭沼澤沉積環(huán)境。海退之際留下的大范圍覆水環(huán)境，加

上溫暖潮濕的古氣候，有利于植物的大量生長，泥炭沼澤發(fā)育，形成規(guī)模大、分布

廣的煤層。

在氣源巖的另一重要形成時(shí)期，煤層和炭質(zhì)泥巖發(fā)育于從早期陸表海盆地向

這個(gè)時(shí)期近海湖盆的構(gòu)造格局轉(zhuǎn)換過程中，其間也有一個(gè)廣泛的湖退過程，北部

源區(qū)的進(jìn)一步抬升使陸源碎屑沉積增強(qiáng)，對泥炭沼澤體系的沉積間斷有一定影響,

所以二疊系下統(tǒng)煤層主要形成于三角洲平原漫灘沼澤沉積環(huán)境中，在陸表海基礎(chǔ)

上發(fā)育的曲流河三角洲具有基底平坦、水體淺和三角洲平原向前推進(jìn)快的特點(diǎn)，漫

灘沼澤占據(jù)很大面積，從而有利于煤層和炭質(zhì)泥巖的形成。在許多剖面上，煤層或

炭質(zhì)泥巖發(fā)育于分流河道砂體之上便是有力的例證。

所以該區(qū)域盆地氣藏具有氣源巖為海陸交互相的含煤地層、分布面積大、厚

度大、成熟度高、生氣總量大等共同特點(diǎn)，但氣源條件卻主要表現(xiàn)為燃源巖分布廣

泛、生氣中心不明顯、生氣速率較低、持續(xù)供氣條件較差且供氣分散，難以形成滿

足深盆氣藏氣驅(qū)水的動力。

1.2.1.3層組劃分及對比

在本氣田地層部分笛極淺郅策按地質(zhì)時(shí)代劃分重分為第四系白堊系、侏羅系、三疊系、

二疊系、石炭系最后至奧陶系。

而在其中［朱羅系具體層^別為NPEDC1、NPEDC2、NPEDC3；漆瓣泗個(gè)

分O■別為NPEDC4、NPEDC5、NPEDC6、NPEDC7；二繇有艙別為NPEDC8、

NPEDC9、NPEDC10、NPEDC11；石炭系只有NPEDC12一個(gè)層；奧陶系只有NPEDC13

一個(gè)層。含氣目的層為二疊系NPEDC9段和NPEDC10段，根據(jù)沉積旋回和氣層

分布特征又分別細(xì)分為NPEDC91組、NPEDC92組和NPEDC101組、NPEDC10?組、

6

第1章氣藏方案概況

NPEDC103組。

此地區(qū)地層層組厚度整體呈減小趨勢，但在主要的含氣目的層二疊系NPEDC9

段中地層厚度比及相鄰層厚要厚，這對說明該氣藏有很大的潛在價(jià)值。而且在深

部地層層組中許多層含有碳質(zhì)泥巖、煤層和夾煤層，而在上部地層中并無出現(xiàn)。

1.2.2構(gòu)造特征及圈閉

該區(qū)塊構(gòu)造位置處于盆地斜坡位置，總體近南北向的NPEDC9、NPEDC10砂

體在平緩的西傾單斜背景下，與側(cè)向的河流間灣泥質(zhì)巖遮擋及北部上傾方向的致

密巖性遮擋一起構(gòu)成了大面積的巖性圈閉。而且地層北東高-南西低，構(gòu)造起伏不

大，統(tǒng)計(jì)地層坡度較緩，每千米下降2-15m,且NPEDC9段頂面、NPEDC10段頂

面的微構(gòu)造形態(tài)有很好的繼承性。構(gòu)造的主體基本上是向西傾斜的單斜構(gòu)造，只

在局部發(fā)育微幅度鼻隆構(gòu)造。地層斷裂處位于M8井西南，氣層高點(diǎn)在M6井東北，

高點(diǎn)埋深-2050m,圈閉幅度230m,圈閉面積2684.591<11?。NPEDC9頂面、NPEDC10

頂面鼻隆構(gòu)造情況如表1.2。

表1.2NPEDC9頂面、NPEDC10頂面鼻隆構(gòu)造情況

層位鼻根埋深鼻端埋深起止高差延伸長度隆起幅度面積

(m)(m)(m)(Km)(m)(Km2)

NPEDC9頂-2050>-2280>23021310?352684.59

NPEDC10頂-2050>-2340>29023610-352857.88

此區(qū)域主要為巖性圈閉，也有部分一側(cè)為地層斷裂的構(gòu)造圈閉。在此盆地中巖

性圈閉又分為兩個(gè)主要的圈閉，即砂巖透鏡體巖性圈閉和差異成巖作用性的巖性圈

閉。此盆地儲層主要為河流一三角洲沉積，砂體規(guī)模較小，主要為河道疊置的砂體,

呈帶狀或透鏡狀，周圍被物性較差的致密層包圍。而且陸相河流沉積在橫向上相變

較快，砂巖周圍為泥巖所隔，砂體之間不連通，每個(gè)砂體可以單獨(dú)形成一個(gè)油儲，

故形成砂巖透鏡體巖性圈閉。盆地砂體展布方向與盆地區(qū)域構(gòu)造走向一致，儲層上

傾方向?yàn)槲镄暂^差的致密層，儲集層物性沿地層上傾方向變差的巖性圈閉。形成原

因有二：第一，同一砂巖體的物性由于受成巖作用和沉積微相的控制，橫向或縱向

上砂巖體物性變差而構(gòu)成的天然氣遮擋。第二，因差異壓實(shí)、差異膠結(jié)、白云巖化

等成巖作用，造成儲集層孔隙度和滲透率降低，儲集空間變差而形成差異成巖作用

性的巖性圈閉。

1.2.3儲層概況

7

第1章氣藏方案概況

1.2.3.1沉積相特征

沉積環(huán)境為典型的辮狀河砂礫質(zhì)心灘，下伏陸相-海陸交互相煤系地層呈廣覆

式分布且成熟度高。NPEDC9組穩(wěn)定分布的近100m河漫灘相泥巖，構(gòu)成上古生

界氣藏的區(qū)域蓋層。NPEDC9和NPEDC10段儲層屬河流-三角洲相砂體，面積寬

廣，物性較好，構(gòu)成了良好的儲集體，適合進(jìn)行開發(fā)。

在本地區(qū)的開發(fā)氣井從Ml至M10在NPEDC91組的沉積微相上大部分處于辮

狀河河道間，另一部分處于辮狀河心灘和辮狀河道沉積微相上；在NPEDC92組的

沉積微相上全部處于辮狀河心灘沉積微相上；在NPEDC101組沉積微相上全部處

于曲流河河道間沉積微相上；在NPEDC102組的沉積微相大部分處于曲流河河道

間和辮狀河河道沉積微相上；在NPEDC103組的沉積微相上大部分處于辮狀河河

道間沉積微相上。而且在各個(gè)層組的辮狀河道的水流方向基本上都是是由南向北

的。

1.2.3.1儲集、蓋層特征及分析

研究區(qū)上古生界煤成氣藏的儲集體主要是辮狀河河道砂壩及辮狀三角洲平

原分流河道砂，以I、II類儲集體為主，是最主要的儲集體；三角洲平原分流河道砂

體和前緣水下分流河道砂體儲集性能次之，多為IH、IV類儲集層。受沉積體系和物

源區(qū)的控制，研究區(qū)儲集體巖性主要為石英砂巖、巖屑石英砂巖及巖屑砂巖三類。

砂巖粒度變化范圍較大，以粗粒砂巖、含礫粗砂巖、中粗粒砂巖為主，細(xì)砂巖次

之。碎屑成分主要為石英和巖屑，長石含量甚微，填隙物有伊利石、高嶺石、綠

泥石、白鐵礦及黃鐵礦等。

此盆地儲層為低孔低滲致密砂巖，但它們在砂體發(fā)育和物性特征等方面仍存

在一定差異，表現(xiàn)為儲層物性差、非均質(zhì)性強(qiáng)、展布方向與構(gòu)造走向一致且上傾方

向?yàn)槲镄暂^差的致密層，不具備深盆氣藏儲層向上傾方向物性變好的條件。此盆地

儲層主要為河流一三角洲沉積，砂體規(guī)模較小，主要為河道疊置的砂體，呈帶狀或

透鏡狀，周圍被物性較差的致密層包圍，砂體連通性差上水的深盆氣藏。此盆地砂

體展布方向與盆地區(qū)域構(gòu)造走向一致，儲層上傾方向?yàn)槲镄暂^差的致密層，無法

產(chǎn)生瓶頸效應(yīng)，不具備形成水力封堵的條件。此盆地孔滲性普遍偏低，致使需要?dú)?/p>

驅(qū)水的動力更大，并且儲層沿上傾方向物性變化不大，整體為低孔低滲，不具有沿

上傾方向孔滲性逐漸變好的條件，不易于在儲層上傾方向形成圈閉。

表1.3儲集層級別劃分表

中值喉道寬

儲集層級別滲透率孔隙度排驅(qū)壓力分選系數(shù)

度gm

8

第1章氣藏方案概況

%MPa

.八-32

10pm

1>10>12>2<0.1>2.5

II<10-0.1<12-6<2-0.5<1-0.1<2.5-2

III<0.1-0.001<6-2<0.5-0.05<5-1<2-1

IV<0.001<2<0.05>5<1

氣藏的區(qū)域性蓋層，是一套在湖泊沉積環(huán)境中形成的以泥巖和粉砂質(zhì)泥巖為

主的細(xì)粒碎屑巖建造，湖泊相泥質(zhì)巖具有分布面積廣、單層厚度大的特點(diǎn)，是理想的

區(qū)域性蓋層,物性封閉能力很強(qiáng)。上古生界氣藏的分布受這一區(qū)域性蓋層的控制。

河流、三角洲沉積體系中的河漫灘微相、分流間灣微相泥質(zhì)巖，具有分布范圍較

小、橫向上連續(xù)性差、常含有粉沙沉積等特點(diǎn)，封閉能力較差，僅起到一定的直接

封蓋和側(cè)向遮擋作用。淺海陸棚、泥炭沼澤沉積環(huán)境下形成的泥質(zhì)巖也可作為氣

藏的直接蓋層，有較強(qiáng)的生氣能力，具有物性封閉和燃濃度封閉雙重效果，是較好的

直接蓋層。

1.2.3.2物性特征

該區(qū)塊10口取心井100余塊樣品的物性資料進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析，本區(qū)孔隙度最大

為20%,最小為0.4%,平均7.2%,孔隙度主要分布在5?10%之間（占56.5%）；

滲透率最大為2398xl0%m2,最小為o.ooipin?,平均值0.43x1滲透率主

要分布在0.1~1之間（占55.9%）,儲層主體屬超低滲儲層。

1.2.3.3儲集空間類型及孔隙結(jié)構(gòu)

該區(qū)塊砂巖儲層孔隙類型多樣、演化機(jī)理復(fù)雜，依據(jù)成因可分為粒間孔、粒

間溶孔、長石溶孔、巖屑溶孔、鑄模孔、晶間微孔、雜基溶孔、收縮縫和微裂隙

等。砂巖儲集體孔隙類型有原生孔隙、次生孔隙和裂縫三類，其中次生孔隙占主

導(dǎo)地位。儲層巖石的面孔率為0%?13%,平均1.5%,以巖屑溶孔為主，占52.02%,

其次為晶間微孔（占15.87%）、粒間孔（占12.20%）、粒間溶孔（占10.87%）、雜基溶

孔（占7.16%）o次生孔隙是由長石、巖屑、碳酸鹽和其它可溶性組分溶解而成,

包括溶蝕粒間孔、溶蝕粒內(nèi)孔及晶間孔；原生孔隙包括原生粒間孔及原生殘余粒

間孔；裂縫有成巖裂縫和構(gòu)造裂縫，裂縫細(xì)小延伸短，構(gòu)造裂縫很少發(fā)育。

此盆地以辮狀河沉積為主儲集層具成分成熟度高而結(jié)構(gòu)成熟度中等的巖石學(xué)

特點(diǎn),儲層以次生溶孔和高嶺石晶間孔最為發(fā)育，微孔一中孔是主要的油氣儲集空

9

第1章氣藏方案概況

間，微喉和細(xì)喉是儲集層的基本滲流通道，為典型的中低孔、特低滲儲層。平面上儲

層物性受物源、沉積相帶的控制，垂向上壓實(shí)和膠結(jié)作用使儲層物性明顯變差，溶蝕

作用產(chǎn)生的次生孔隙使儲層物性得到改善。此盆地的儲層砂體主要為石英砂巖、

巖屑石英砂巖及巖屑砂巖，粒度普遍較粗,以粗砂巖為主，分選磨圓中等—好，多為次

棱角狀、次棱角一次圓狀、次圓狀。砂巖儲集空間主要是孔隙，以次生溶孔和高嶺

石晶間孔為主，巖石孔徑分布范圍較寬，儲集空間主要為微孔一中孔,微裂縫和粒內(nèi)

破裂縫在巖樣中所占比例較小。

1.2.3.4儲層砂巖及其他物質(zhì)

儲層砂巖主要為巖屑石英砂巖（占60.6%）,其次為巖屑砂巖（占22.2%）和石英

砂巖（占17.2%）,成熟度中等~高，石英（46.0%?98.8%,平均82.9%）。

填隙物平均含量12.6%,其中膠結(jié)物含量平均7.3%,以硅質(zhì)（平均3.2%）、高

嶺石（平均1.9%）和含鐵方解石（平均1.1%）為主，以及少量鐵白云石、白云石、方

解石、綠泥石、伊利石及混層、菱鐵礦和黃鐵礦等。雜基平均5.3%,有水云母（伊

利石）、綠泥石和凝灰質(zhì)。

膠結(jié)物主要是自生粘土礦物（高嶺石、伊利石、伊/蒙混層、綠泥石）、碳酸鹽

礦物（方解石、含鐵方解石、白云石、鐵白云石、菱鐵礦）、硅質(zhì)（次生加大和自生

石英），個(gè)別井段可見石鹽、鈣鹽和石膏等鹽類礦物。

1.2.3.5儲層分類及評價(jià)

此盆地本部上古生界廣泛發(fā)育砂巖層，但由于經(jīng)歷了強(qiáng)烈成巖作用的改造，

大部分砂巖的孔滲性較差。儲層處主要為河流相砂泥巖生儲組合，主要有河道砂與

河間泥的生儲組合和砂泥組合，泥質(zhì)巖和煤層與上下儲層大都直接接觸，有利的生

儲組合是深盆氣形成。儲層的基本特征是一套低孔、低滲的致密砂巖，砂體厚度大,

分布廣泛。雖然深盆區(qū)內(nèi)儲層滲透率普遍小于但對于深盆氣的儲集，仍是十分

有效的儲層。源巖生燃演后在構(gòu)造盆地中擴(kuò)水動力相對穩(wěn)定，天然氣聚集的地質(zhì)條

件不能形成突破滲透性好的飽含水儲層與致密含氣儲層間界面阻力的驅(qū)動壓差，在

界面阻力的封堵下，氣體擴(kuò)散速率較小，使得形成的氣藏得以保存，具有良好的勘探

遠(yuǎn)景。

1.2.3.6儲層敏感性分析

根據(jù)X衍射粘土礦物分析，本區(qū)巖石粘土礦物組成為：綠泥石（46.8%）、伊利

石（31.5%）、高嶺石（20.1%）、伊蒙混層（3.67%）,伊/蒙間層比＜10%。粘土以不同的

產(chǎn)狀充填于孔隙之中或包裹于顆粒表面，不同程度的降低了孔隙與滲透性，同時(shí)

10

第1章氣藏方案概況

包殼的形成也不同程度地增強(qiáng)了顆粒的抗壓強(qiáng)度并阻止了次生加大的形成，降低

成巖作用對孔隙的影響。儲層與外界流體接觸后，由于條件改變而發(fā)生物理、化

學(xué)反應(yīng)，影響儲層孔隙結(jié)構(gòu)，使儲層滲透性變差，從而不同程度地?fù)p害儲層，導(dǎo)

致產(chǎn)能下降。根據(jù)多口井的敏感性試驗(yàn)，本區(qū)儲層具有弱-中等酸敏、弱堿敏、中

等鹽敏、水敏和速敏變化大，由無?強(qiáng)均存在。

1.2.4流體性質(zhì)及分布

以M4井為例，地層條件下氣體體積系數(shù)4.204x10-3n?/(標(biāo))nA氣體偏差系數(shù)

1.024、壓縮系數(shù)2.305x1(y2i/MPa、粘度2.1928x1(y2mPa?s,地面條件下氣體的相

對密度為0.79。

在參考壓力130MPa條件下，水的體積系數(shù)為1.12n?/(標(biāo))n?,粘度為1.5

mPa?s,壓縮系數(shù)為5.61xi(y6/MPa,巖石的壓縮系數(shù)9.98xio"/MPa。地面條件下

水的相對密度為l.OOo

1.2.5地應(yīng)力分布情況

本區(qū)塊地應(yīng)力方向大概NE60。?90。，最小水平主應(yīng)力方位195.85。壓裂裂縫延

伸方位為NE69.8。?81.3。,與砂體走向近似垂直。

砂巖的最小水平主應(yīng)力為50.43Mpa,最大水平主應(yīng)力為71.52；泥巖最小水平

主應(yīng)力為56.62MPa,最大水平主應(yīng)力為72.56MPa。

1.2.6溫度與壓力系統(tǒng)

該區(qū)塊內(nèi)鉆探10口井，氣藏埋深約-3624?-3694m。M4、M5、M6、M9井試

氣證實(shí)為工業(yè)氣流井。據(jù)M4井分析得出，地溫梯度為3.36C/100m,壓力梯度為

0.92IMPa/l00m,為正常的溫壓系統(tǒng)，該井NPEDC9層位高壓物性分析，臨界壓

力5.80MPa、臨界溫度-69.5C,油氣藏類型為干氣。

1.2.6氣藏類型及驅(qū)動類型

(1)氣藏類型分析

該區(qū)域構(gòu)造平緩，源巖為含煤地層，儲層致密，含氣面積大，看似具有深盆氣

藏的地質(zhì)特征，但是此盆地天然氣藏并非深盆氣藏，因?yàn)樯钆铓獠夭痪哂忻黠@的構(gòu)

造、地層或巖性圈閉，而此盆地天然氣藏為巖性圈閉，應(yīng)屬于主要由儲層物性控制

的巖性氣藏。它在氣源條件、儲集條件、源儲配置、成藏期次和氣水分布等諸多方

面與典型深盆氣藏存在一定差異。此盆地燃源巖呈廣布式分布、生氣速率較小、生

氣中心不明顯、持續(xù)供氣條件較差且供氣分散，難以形成滿足深盆氣藏活塞式氣驅(qū)

11

第1章氣藏方案概況

水的動力；儲層連續(xù)性差、非均質(zhì)性強(qiáng)、展布方向與構(gòu)造走向一致、上傾方向?yàn)槲?/p>

性較差的致密層，不具備深盆氣藏儲層向上傾方向物性變好的條件;源儲配置樣式有

自生自儲式和垂向疊置式，由于砂體規(guī)模小、分布不連續(xù)，源儲接觸局限，不具備深

盆氣藏源儲大面積接觸的特征；天然氣發(fā)生3期成藏，在盆地埋藏期與抬升期均可

成藏，成藏時(shí)間較早，后期氣藏調(diào)整改造強(qiáng)烈，不具備深盆氣藏的保存條件；氣水分

布主要受儲層物性和區(qū)域構(gòu)造控制，氣水分布復(fù)雜、分異不明顯，沒有活塞式氣驅(qū)水

形成的氣水倒置界面。

(2)驅(qū)動類型說明

該區(qū)塊構(gòu)造位置處于盆地斜坡位置，總體近南北向的NPEDC9、NPEDC10砂

體在平緩的西傾單斜背景下，與側(cè)向的河流間灣泥質(zhì)巖遮擋及北部上傾方向的致密

巖性遮擋一起構(gòu)成了大面積的巖性圈閉。而且地層北東高-南西低，構(gòu)造起伏不大,

統(tǒng)計(jì)地層坡度較緩。而且儲集空間主要是孔隙，以次生溶孔和高嶺石晶間孔為主，巖

石孔徑分布范圍較寬，儲集空間主要為微孔一中孔，微裂縫和粒內(nèi)破裂縫在巖樣中所

占比例較小。儲層以彎片狀喉道和管束狀喉道為主，喉道半徑較小，以微喉為主，孔

喉分選不好，屬于低滲、特低滲毛管壓力曲線特征。儲層物性相對較差，總體屬于中

低孔、特低滲儲層特征，但在大面積低滲背景下存在低一中滲透高產(chǎn)區(qū)域。所以驅(qū)

動類型最好選為以不活躍的水驅(qū)氣藏開采此氣藏，類物質(zhì)可以通過溶洞、裂縫等連

通煌源巖和儲集層的通道，從而受水力驅(qū)動的作用，提高此氣藏的采收率。

1.2.7地質(zhì)建模

1.3儲量計(jì)算

容積法計(jì)算氣田原始地質(zhì)儲量的公式為：

G=0.01A?h-(p(1-Swi)-Tsc-Pi<Psc-T-Zi)

=0.01x276.5x20x7.2%x(1-0.5147)x293x33.1250(0.101x387.75x1.0158)

=471.4222

G——?dú)馓锏脑嫉刭|(zhì)儲量，IO'm3；

A-----含氣面積，km2；

h——平均有效厚度，m；

(P一平均有效孔隙度，f;

Swi——平均原始含水飽和度，f；

T------氣層溫度，K；

12

第1章氣藏方案概況

Tsc——地面標(biāo)準(zhǔn)溫度，K；(Tsc=20℃)

Psc——地面標(biāo)準(zhǔn)壓力，Mpa；(Psc=0.101Mpa)

Pi-----氣田的原始地層壓力，Mpa；

Zi——原始?xì)怏w偏差系數(shù)，無因次量。

1.4氣藏工程設(shè)計(jì)

1.4.1氣藏連通性分析

此盆地以辮狀河沉積為主儲集層具成分成熟度高而結(jié)構(gòu)成熟度中等的巖石學(xué)

特點(diǎn),儲層以次生溶孔和高嶺石晶間孔最為發(fā)育，微孔一中孔是主要的油氣儲集空間,

微喉和細(xì)喉是儲集層的基本滲流通道，為典型的中低孔、特低滲儲層。平面上儲層

物性受物源、沉積相帶的控制，垂向上壓實(shí)和膠結(jié)作用使儲層物性明顯變差,溶蝕作

用產(chǎn)生的次生孔隙使儲層物性得到改善。此盆地的儲層砂體主要為石英砂巖、巖屑

石英砂巖及巖屑砂巖，粒度普遍較粗,以粗砂巖為主，分選磨圓中等一好，多為次棱角

狀、次棱角一次圓狀、次圓狀。砂巖儲集空間主要是孔隙，以次生溶孔和高嶺石晶

間孔為主，巖石孔徑分布范圍較寬,儲集空間主要為微孔一中孔，微裂縫和粒內(nèi)破裂

縫在巖樣中所占比例較小。儲層以彎片狀喉道和管束狀喉道為主，喉道半徑較小，

以微喉為主,孔喉分選不好，屬于低滲、特低滲毛管壓力曲線特征。儲層物性相對較

差，總體屬于中低孔、特低滲儲層特征，但在大面積低滲背景下存在低一中滲透高產(chǎn)

區(qū)域。

1.4.2開采方式

天然氣開采也有其自身特點(diǎn)。由于天然氣密度小，為0.75?0.8千克/立

方米，井筒氣柱對井底的壓力小；天然氣粘度小，在地層和管道中的流動阻

力也小；又由于膨脹系數(shù)大，其彈性能量也大。因此天然氣開采時(shí)一般采用

自噴方式。這和自噴采油方式基本一樣。不過因?yàn)闅饩畨毫σ话爿^高加上天

然氣屬于易燃易爆氣體，對采氣井口裝置的承壓能力和密封性能比對采油井

口裝置的要求要高的多。首先天然氣和原油一樣與底水或邊水常常是一個(gè)儲

藏體系。伴隨天然氣的開采進(jìn)程，水體的彈性能量會驅(qū)使水沿高滲透帶竄入

氣藏。在這種情況下，由于巖石本身的親水性和毛細(xì)管壓力的作用，水的侵

入不是有效地驅(qū)替氣體，而是封閉縫縫洞洞或空隙中未排出的氣體，形成死

氣區(qū)。這部分被圈閉在水侵帶的高壓氣，數(shù)量可以高達(dá)巖石孔隙體積的30%?

50%,從而大大地降低了氣藏的最終采收率。其次氣井產(chǎn)水后，氣流入井底

的滲流阻力會增加，氣液兩相沿油井向上的管流總能量消耗將顯著增大。隨

13

第1章氣藏方案概況

著水侵影響的日益加劇，氣藏的采氣速度下降，氣井的自噴能力減弱，單井

產(chǎn)量迅速遞減，直至井底嚴(yán)重積水而停產(chǎn)。目前治理氣藏水患主要從兩方面

入手，一是排水，一是堵水。堵水就是采用機(jī)械卡堵、化學(xué)封堵等方法將產(chǎn)

氣層和產(chǎn)水層分隔開或是在油藏內(nèi)建立阻水屏障。目前排水辦法較多，主要

原理是排除井筒積水，專業(yè)術(shù)語叫排水。

泡沫排水采氣工藝是一種本氣藏最為主要的排水采氣方法。有許多方法可以

排除氣井中的積液，包括優(yōu)選管柱、泡沫排水、柱塞氣舉、有桿泵、電潛泵、水

力活塞泵、水力射流泵等。

（1）小油管排水采氣法

小油管排水采氣法是利用在一定的產(chǎn)氣量下，油管直徑越小，則氣流速

度越大，攜液能力越強(qiáng)的原理，如果油管直徑選擇合理，就不會形成井底積

水。這種方法適應(yīng)于產(chǎn)水初期，地層壓力高，產(chǎn)水量較少的氣井。

（2）泡沫排水采氣法

泡沫排水采氣方法就是將發(fā)泡劑通過油管或套管加入井中，發(fā)泡劑溶入井

底積水與水作用形成氣泡，不但可以降低積液相對密度，還能將地層中產(chǎn)出

的水隨氣流帶出地面。這種方法適應(yīng)于地層壓力高，產(chǎn)水量相對較少的氣井。

（3）柱塞氣舉排水采氣法

柱塞氣舉排水采氣方法就是在油管內(nèi)下入一個(gè)柱塞。下入時(shí)柱塞中的流

道處于打開狀態(tài)，柱塞在其自重的作用下向下運(yùn)動。當(dāng)?shù)竭_(dá)油管底部時(shí)柱塞

中的流道自動關(guān)閉，由于作用在柱塞底部的壓力大于作用在其頂部的壓力，

柱塞開始向上運(yùn)動并將柱塞以上的積水排到地面。當(dāng)其到達(dá)油管頂部時(shí)柱塞

中的流道又被自動打開，又轉(zhuǎn)為向下運(yùn)動。通過柱塞的往復(fù)運(yùn)動，就可不斷

將積液排出。這種方法適用于地層壓力比較充足，產(chǎn)水量又較大的氣井。

（4）深井泵排水采氣法

深井泵排水采氣方法是利用下入井中的深井泵、抽油桿和地面抽油機(jī)，

通過油管抽水，套管采氣的方式控制井底壓力。這種方法適用于地層壓力較

低的氣井，特別是產(chǎn)水氣井的中后期開采，但是運(yùn)行費(fèi)用相對較高。

1.4.3氣井產(chǎn)能評價(jià)及合理產(chǎn)量分析

常規(guī)產(chǎn)能試井方法常規(guī)產(chǎn)能試井首先需要關(guān)井求得穩(wěn)定的氣藏壓Pr,然后采

14

第1章氣藏方案概況

用3—5種工作制度，依次取得每種工作制度下的穩(wěn)定產(chǎn)量和壓力,以取得足夠的

資料獲得氣井生產(chǎn)的二項(xiàng)式產(chǎn)能方程和指數(shù)式產(chǎn)能方程。二項(xiàng)式產(chǎn)能方程在氣井的

穩(wěn)定回壓試井中,二項(xiàng)式是一個(gè)基本的方程式.它可以確定氣井的絕對無阻流量，預(yù)

測不同井底流動壓力下的產(chǎn)量變化和對氣井進(jìn)行生產(chǎn)動態(tài)分析。因此，二項(xiàng)式產(chǎn)能

方程在國內(nèi)外得到了廣泛的應(yīng)用。由于二項(xiàng)式既考慮了層流的作用,又考慮到湍流

的影響，故二項(xiàng)式方程又有層流，慣性湍流方程式之稱。并可以作為等時(shí)試井的基本

關(guān)系式。

二項(xiàng)式產(chǎn)能方程如下：

Pr2-Pwf=AQ2+BQ

式中：

Pr—?dú)獠貕毫Γ琈pa；

PwJ井底流壓，Mpa；

Q—?dú)饩孛娈a(chǎn)量，m2/d

A、B—產(chǎn)能方程系數(shù)

表1.4系統(tǒng)試井成果表

配產(chǎn)末期穩(wěn)定流壓目前地層壓力無阻流量

井號天數(shù)

104m3/dMPaMPa104m3/d

351218.33

Ml261617.9219.2173.29

142017.58

261.518.21

45217.95

M420.0024.47

222.517.43

17315.72

251018.31

241217.28

M520306.74

261416.16

231615.05

21220.88

23318.92

M622.205.18

18417.20

22514.35

利用實(shí)測資料回歸出的產(chǎn)能方程為:

15

第1章氣藏方案概況

Pr2-Pwf2=0.9872Q2+0.7622Q

1.4.4合理采氣速度確定

氣藏合理的采氣速度是以儲量為基礎(chǔ)，在現(xiàn)有的開采技術(shù)條件下，盡可能滿足

國家和社會對天然氣的需求，使氣藏開采具有一定的規(guī)模和穩(wěn)產(chǎn)期，有較高的采

收率，能獲得最佳的經(jīng)濟(jì)效益和社會效益。綜合考慮多方面的因素，如：儲量、

氣藏類型、氣藏動靜態(tài)特征、流體組分、開發(fā)指標(biāo)、經(jīng)濟(jì)指標(biāo)、資源及管網(wǎng)系統(tǒng)

等，對采氣速度進(jìn)行了研究和探討，在允許條件下，可適當(dāng)?shù)奶岣邭獠氐牟蓺馑?/p>

度，減輕環(huán)境污染，推薦了合理的采氣速度。指出，在技術(shù)條少井高產(chǎn)，以縮短

開采年限，減小生產(chǎn)成本，減輕環(huán)境污染。此盆地儲集層為低一中滲透高產(chǎn)區(qū)域,

對于低一中滲透性氣藏，氣低一中滲儲層于常規(guī)物性的儲層相比，具有不同滲流

機(jī)理和特性。氣體在低滲地層中流動時(shí)，具有“啟動壓差''和"臨界壓力梯度”現(xiàn)象，

只有當(dāng)?shù)貙又械膲毫μ荻却鬆斉R界壓力梯度時(shí)，氣體才能保持連續(xù)流動，這種低

速非達(dá)西滲流的現(xiàn)象在一定條件下還能使氣井產(chǎn)量進(jìn)一步降低。因此，低滲透性

氣藏由于氣井產(chǎn)能較低，地層能量補(bǔ)給緩慢，氣藏采氣速度比如低于常規(guī)氣藏。

如果采氣速度定的過高，由于單井產(chǎn)能低，為了滿足開采規(guī)模的需要，要么鉆大

量開發(fā)井，井?dāng)?shù)太多，會影響氣藏開發(fā)的經(jīng)濟(jì)效益；要么減少開發(fā)井?dāng)?shù)，就需要

提高單井的配產(chǎn)，造成單井的穩(wěn)定時(shí)間減短，不能保證方案的順利實(shí)施。因此，

應(yīng)依據(jù)經(jīng)濟(jì)合理的井?dāng)?shù)來確定可能達(dá)到的采氣速度。再者為保證天然氣產(chǎn)量的穩(wěn)

定增長和穩(wěn)定供氣，考慮到不同儲量大小氣藏的建設(shè)周期，對不同儲量級別的氣

藏生產(chǎn)規(guī)模的選擇，應(yīng)保證氣藏有足夠長的穩(wěn)產(chǎn)期。一般儲量在50xl()8m3以上的

氣氣藏，穩(wěn)產(chǎn)期應(yīng)在10年以上，采氣速度以3?5%左右為宜。所以，根據(jù)本區(qū)域

所打探井的試采數(shù)據(jù)和產(chǎn)能、儲量等其他數(shù)據(jù)，初步確定該區(qū)域所打開發(fā)井的合

理采氣速度為應(yīng)在2.5%?4.0%,最終確定為3.6%。

1.4.5井網(wǎng)部署

在正常生產(chǎn)后需要動態(tài)監(jiān)測，研究氣藏地質(zhì)特征，利用開采資料修正與完善地

質(zhì)模型，復(fù)核氣藏儲量，研究剩余可采儲量及其分布，研究氣藏邊、底水活動規(guī)

律，氣藏氣井產(chǎn)氣量、產(chǎn)水量和壓力的預(yù)測，監(jiān)測地面和井下設(shè)備的腐蝕程度等,

適時(shí)的調(diào)整采氣速度。由于氣藏目前還處于勘探開發(fā)評價(jià)階段，沒有進(jìn)行穩(wěn)定試

井和數(shù)模方案設(shè)計(jì)，故需對氣藏進(jìn)行動態(tài)監(jiān)測，利用開采資料修正與完善地質(zhì)模

型，適時(shí)的調(diào)整采氣速度。同時(shí)研究和應(yīng)用數(shù)值模擬技術(shù)，使整個(gè)氣藏開發(fā)過程

的理論系統(tǒng)化、數(shù)學(xué)模型化，形成地層一氣井一地面采氣設(shè)備一集輸一加工完整

的計(jì)算機(jī)模型系統(tǒng)，最終獲得最佳的經(jīng)濟(jì)效益和社會效益。

16

第1章氣藏方案概況

井網(wǎng)井距設(shè)計(jì)主要考慮儲層分布特征、單井控制儲量及經(jīng)濟(jì)效益等方面，既能

使開發(fā)井網(wǎng)得到最大限度動用儲量，又能實(shí)現(xiàn)開發(fā)效益的最大化。儲層形成于沖積

背景下的辮狀河流相沉積體系，為河道亞相沉積中的粗巖相帶，儲集砂體非均質(zhì)性

強(qiáng)，連續(xù)性較差，儲層本區(qū)孔隙度平均7.2%,孔隙度主要分布在5?10%之間（占

56.5%）；滲透率平均值0.43x1051m2,滲透率主要分布在0.17之間（占55.9%）。

這就造成了單井控制儲量低、氣井產(chǎn)量低、壓力下降快、穩(wěn)產(chǎn)能力較差，給氣田開

發(fā)過程中井網(wǎng)井距的確定帶來了很大難度。

（1）合理井網(wǎng)

所開發(fā)區(qū)域儲層為河流相，儲層NPEDC91組主要分布在東半部分；而儲層

NPEDClOi組在整個(gè)區(qū)域內(nèi)基本不會涉及到；儲層NPEDC92組是含氣目的層的主

要儲集層位，呈整體大范圍覆蓋趨勢；而儲層NPEDCIO?組、NPEDC103組基本呈

南北向條帶狀分布，

試井解釋也得到同樣認(rèn)識，而且砂體的擺動性強(qiáng),氣層的平面分布受沉積作用

的控制明顯,沿河道砂體方向展布，據(jù)完鉆井資料和氣井試氣成果，認(rèn)為寬度一般為

600?900m,長度為1200~1500mo如果采用排距與井距相等的正方形井網(wǎng),雖然在

東西向能滿足砂體寬度要求，但南北向鉆遇同一砂體可能性增大，容易出現(xiàn)井間干

擾,因此不宜采取等井距井網(wǎng)。而菱形井網(wǎng)能滿足砂體分布特征，井排間井點(diǎn)交叉分

布,可以鉆遇兩井之間寬度較窄的條帶狀砂體，與長方形井網(wǎng)相比，可提高砂體鉆遇

率，而且在開發(fā)后期便于根據(jù)實(shí)際情況進(jìn)行靈活調(diào)整。因此決定采用菱形井網(wǎng)，南北

向排距大于東西向井距。在方案實(shí)施過程中可根據(jù)實(shí)際情況進(jìn)行適當(dāng)調(diào)整，形成近

似菱形的不規(guī)則井網(wǎng)。

（2）井距優(yōu)選

在相同排距下，井距的變化對平均單井累計(jì)產(chǎn)氣量和采收率的影響比較大。隨

著井距的增大，采收率不斷下降，其下降幅度逐步減小。當(dāng)井距大于某個(gè)值時(shí)，平均單

井累計(jì)產(chǎn)氣量增大趨勢明顯減小;當(dāng)井距小于某個(gè)值時(shí)，其值開始迅速下降。當(dāng)排距

為1400m、井距大于1200m時(shí)，平均單井累計(jì)產(chǎn)氣量增加明顯減緩。綜合分析認(rèn)為,

合理井距為800?1200m。

（3）排距優(yōu)選

在相同井距下，排距的變化對平均單井累計(jì)產(chǎn)氣量和采收率具有較大的影響。

隨著排距的增加，采收率不斷下降，其下降趨勢逐步變緩;當(dāng)排距大于某個(gè)值時(shí)，平均

單井累計(jì)產(chǎn)氣量變化不大,當(dāng)排距小于某個(gè)值時(shí)，其值下降速度很快。當(dāng)井距為800m,

17

第1章氣藏方案概況

排距增大到1400m時(shí)，平均單井累計(jì)產(chǎn)氣量增幅變緩,綜合分析認(rèn)為，合理排距為

1400m。

(4)采后調(diào)整

考慮到本區(qū)域氣藏沉積相特點(diǎn)和地層的非均質(zhì)特點(diǎn)，整體井網(wǎng)過密與這種強(qiáng)非

均質(zhì)性儲層特點(diǎn)不適應(yīng)，而800mxi400m井網(wǎng)具有較靈活的加密方式，為開發(fā)后期保

留了較大的調(diào)整余地。由調(diào)整后的不均勻井網(wǎng)的生產(chǎn)指標(biāo)與模擬方案中不同井網(wǎng)

的生產(chǎn)指標(biāo)對比，初期采用800mxi400m井網(wǎng)開發(fā)，后期可以通過井網(wǎng)加密調(diào)整達(dá)到

提高采收率。

(5)井口數(shù)目

最終確定此區(qū)域所開發(fā)井口數(shù)為190口，其中直井?dāng)?shù)目為94口，水平井?dāng)?shù)目

為96口。

18

第2章鉆井工程方案

第2章鉆井工程方案

2.1地表及淺層地質(zhì)安全風(fēng)險(xiǎn)評估

該地鉆井區(qū)地下水埋藏較深，地表波狀沙丘綿延廣布，地勢平坦，地表起伏

較小，較為開闊；表層部分氣井覆蓋區(qū)為黃色流沙、粘土夾礫石層，鉆進(jìn)中應(yīng)注

意防漏、防斜。

2.2氣井井口距離

考慮儲層分布特征、單井控制儲量及經(jīng)濟(jì)效益等方面，既能使開發(fā)井網(wǎng)得到最

大限度動用儲量，又能實(shí)現(xiàn)開發(fā)效益的最大化，所以決定采用菱形井網(wǎng)，南北向排距

大于東西向井距。在方案實(shí)施過程中可根據(jù)實(shí)際情況進(jìn)行適當(dāng)調(diào)整，形成近似菱形

的不規(guī)則井網(wǎng)，最終選用800mxi200m菱形對角井距，而且具有較靈活的加密方

式。

2.3井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)方案

2.3.1井身結(jié)構(gòu)確定的原則

（1）能有效的保護(hù)油氣層，使不同壓力梯度的油氣層不受泥漿污染損害。

（2）應(yīng)避免漏、噴、塌卡等情況發(fā)生，為全井順利鉆進(jìn)創(chuàng)造條件，使鉆井周

期最短。

（3）鉆下部高壓地層時(shí)所用的較高密度泥漿產(chǎn)生的液柱壓力，不致壓裂上一

層管鞋處薄弱的露地層。

（4）下套管過程中，井內(nèi)泥漿液柱壓力之間的壓差，不致產(chǎn)生壓差卡套管事

故。

2.3.2井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)依據(jù)

結(jié)合本區(qū)塊地質(zhì)資料，氣田所屬盆地及成藏條件，地層分布及各層巖性特征，

沉積環(huán)境，儲層巖性為依據(jù)而確定。

2.3.3直井井身結(jié)構(gòu)

采用二開次井身結(jié)構(gòu)：（p244.5mm/（p273.1mm表層套管下深500m—603m,水

泥漿返至地面，（pl39.7m/（pl77.8油層套管下至井底，水泥漿返至地面，注水井水

泥漿返至地面。

2.3.4普通水平井井身結(jié)

19

第2章鉆井工程方案

采用二開次井身結(jié)構(gòu)：(p244.5mm/(p273.1mm表層套管下深約600m,水泥漿返

至地面，(pl39.7m/(pl77.8油層套管下至井底，水泥漿返至地面。各類型井具體情

況見軌道設(shè)計(jì)表和井身結(jié)構(gòu)示意圖。

2.3.5井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)方案

井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)表

一

W鉆鉆頭套管套管

井深水泥

序尺寸尺寸下深

m封固段

mmmmm

一開501—605311.2/346.1244.5/273.1500~603