摘
要：由于我国拥有丰富的凝析气资源，而原油供应已经明显的不足，同时，反凝
析的存在使得凝析气田的开发更为困难，所以有必要制定规范的开发方案来指导开发我国凝析气资源。本文主要是为凝析气田的开发方案设计提供一个引导性的航标，详述了凝析气田开发方案设计的编写步骤，同时概括了我国凝析气资源各方面的特点，为以后的开发方案设计提供一些强力的帮助；其内容是在概括性的编写步骤之后，编制出了一个具体的开发方案-丘东气田开发方案，来使我们对开发方案的设计有更为清楚和深刻的认识；其方法多采用经验法和对比法；其成果为大部分的凝析气田开发方案设计提供理论依据，并具体编写了丘东气田开发方案，通过理论与实例的结合，让我们更加深刻的认识到了凝析气田的开发特点；考虑到经济效益、储层流体性质和地质因素等方面的影响，丘东凝析气田采用枯竭式开发，以非均匀形式布置井网。关键词：丘东凝析气田；储量；产能分析；经济评价
西安石油大学本科毕业设计(论文)ThedesignofXXcondensategasreservoirdevelopmentplan
Abstract：BecauseChinahasarichgascondensateresources,andthesupplyofcrudeoilhasobviousshortcomings,atthesametime,theexistenceofretrogradecondensationmakesthedevelopmentofcondensategasfieldbecomemoredifficult,soitisnecessarytodevelopthestandardtoguidethedevelopmentofcondensategasresourcesinchina.ThispapermainlyprovidesaguidingbeaconforthedesignofXXcondensategasreservoirdevelopmentplan,explainthestepsofthedesignofXXcondensategasreservoirdevelopmentplan,andsummarizesthecharacteristicsofvariousaspectsofChina'scondensategasresources,providepowerfulhelpforthefuturedevelopmentprogram;Thiscontentofpaperiswritteninrecapitulativesteps,thenitputsupaspecificexamples-Qiudonggasfielddevelopmentplan,tomakeourdevelopmentplandesignbemoreclearandunderstanding;Themethodusestheempiricalmethodandcomparisonmethod;theresultsprovidethetheoreticalbasisforthemostdesignofgascondensatefielddevelopmentplan,andspecificallywritetheQiudonggasfielddevelopmentplan,throughthecombinationoftheoryandexample,itmakeushaveprofoundunderstandingtothecharacteristicsofthedevelopmentofcondensategasfield;takingintotheeconomicbenefits,thefluidpropertiesofreservoir,geologicalfactorsandotheraspectsoftheimpact,thedevelopmentofQiudongcondensategasfieldadoptsthedepletiondevelopmentway,andwellsarearrangedinanon-uniformmesh.
Keywords：Qiudongcondensategasreservoir;reserves;capacityanalysis;economic
evaluation
西安石油大学本科毕业设计(论文)目
1
1.11.2
录
绪论..................................................................................................................................1
毕业设计（论文）的背景及目的........................................................................1国内外研究状况和相关领域中已有的研究成果................................................11.2.11.2.2
国内外研究状况..........................................................................................1相关领域中已有的研究成果......................................................................3
1.3本课题的意义..........................................................................................................51.4研究方法..................................................................................................................51.5理论依据和具备的条件..........................................................................................51.6毕业设计（论文）构成及主要研究内容等..........................................................52
凝析气田开发方案的编写步骤..................................................................................62.1
凝析气田概况....................................................................................................62.1.12.1.22.1.32.1.42.2
2.2.12.2.22.2.32.2.42.2.52.2.62.2.72.2.82.3
2.3.12.3.22.3.32.3.42.3.52.4
2.4.12.4.2
地理与交通..................................................................................................6区域地质......................................................................................................6勘探简况与勘探成果..............................................................................6试采简况....................................................................................................7地层描述....................................................................................................7构造描述....................................................................................................8储层描述....................................................................................................8流体性质及分布.....................................................................................10压力温度系统.........................................................................................11气藏类型及驱动类型.............................................................................11地质建模..................................................................................................12气田地质特征综合评价........................................................................12容积法储量.............................................................................................12动态法储量.............................................................................................13气井经济储量下限.................................................................................13可采储量..................................................................................................13储量评价..................................................................................................13气藏连通性分析.....................................................................................14开采方式..................................................................................................14
气藏描述..............................................................................................................7
储量计算............................................................................................................12
气藏工程设计...................................................................................................14
I
西安石油大学本科毕业设计(论文)2.4.32.4.42.4.52.4.62.4.72.5
2.5.12.5.22.63
3.1
气井产能评价和合理产量分析...........................................................14合理采气速度确定.................................................................................15层系划分及井网系统............................................................................15保持地层压力开采方式合理参数确定...............................................16开发方案设计.........................................................................................16对开发方案技术指标进行分析比较。...............................................17按技术指标推荐气田最优开发方案。...............................................17
开发方案技术指标的优选..............................................................................17
经济评价............................................................................................................17气田概况..............................................................................................................183.1.13.1.23.1.3
地理、交通与气候....................................................................................18区域地质概况............................................................................................18勘探开发历程............................................................................................21地层描述....................................................................................................22构造描述..................................................................................................23储层描述..................................................................................................24流体性质及分布.....................................................................................27气藏压力温度系统....................................................................................29气藏类型及驱动类型............................................................................30容积法储量.............................................................................................31储量计算参数...........................................................................................32丘东气田储量计算结果............................................................................35丘东气田储量评价....................................................................................35开采方式..................................................................................................37层系划分及井网系统............................................................................37气井产能分析............................................................................................40投资估算..................................................................................................44生产成本费用估算.................................................................................44财务评价方法与指标............................................................................45
丘东凝析气田开发方案................................................................................................18
3.2气藏描述..............................................................................................................223.2.13.2.23.2.33.2.43.2.53.2.6
3.3储量计算............................................................................................................313.3.13.3.23.3.33.3.4
3.4气藏工程设计...................................................................................................373.4.13.4.23.4.3
3.5经济评价............................................................................................................443.5.13.5.23.5.3
II
西安石油大学本科毕业设计(论文)4结论...............................................................................................................................48
参考文献.............................................................................................................................51致谢.....................................................................................................................................53
III
西安石油大学本科毕业设计(论文)1绪论
1毕业设计（论文）的背景及目的1.1.1
凝析气田在世界气田开发中占有特殊重要的地位，据不完全统计，地质储量超过1万亿方的巨型气田中凝析气田占68%，储量超过1千亿方的大型气田中则占56%[1]。
在我国这类气田已遍布全国，在新疆各油区更展示了美好的前景。根据第二次全国油气资源评价结果，我国气层气主要分布在陆上中、西部地区，以及近海海域的南海和东海，资源总量为38×1012m3，全国勘明储量2.06×1012m3，可采储量1.3×1012m3，其中凝析油地质储量11226.3×104t，按36%计算，凝析油可采储量4082×104t，而且主要分布在中国石油股份公司。随着勘探程度向深部发展，越来越多的凝析气田相继发现，研究和发展相关的开发技术有重要的实际意义和应用前景。
由于凝析气藏中含有以气态形式存在的凝析油，在开发的过程中，当压力降至露点以下，气态的凝析油会析出转为液态，这就是反凝析现象。反凝析液积聚在近井地带，将造成地层渗流通道的堵塞，使气井产能下降，我们称之为反凝析污染。反凝析现象首先发生在压力降落速度最快的近井筒周围区域。凝析油基本滞留在储层中，这将减少气体流动的有效孔隙空间，对气相渗流产生堵塞效应，从而降低气相相对渗透率，导致气井产能的降低。
凝析气藏是一类极为特殊且复杂的气藏：一方面由于其能同时采出天然气和凝析油而具有重要的经济价值；另一方面，在开发过程中由于地层压力的降低会出现反凝析的现象，从而使凝析气藏开发变得更为复杂，如何提高凝析油采收率变得更难。凝析气藏在我国气藏开发中占有重要的地位，其开发已受到石油工业界的重视。
综上所述,由于在我国存在大量的凝析气资源,而原油供应已经明显的后劲不足,所以有必要制定规范的开发方案来开发凝析气资源;凝析气的开发较原油开采较为复杂，在开发过程中出现的的反凝析现象是我们应当注意的问题,尽量的避免和减少反凝析的发生,提高天然气和凝析油的采收率是至关重要的,而这些都要求制定一个最优化的开发方案，来指导我们合理的开发我国的凝析气资源。
1.2国内外研究状况和相关领域中已有的研究成果
1.2.1国内外研究状况
美国最早发现和开发凝析气藏，但由于当时对凝析气藏的认识不足，当做油藏进行开采，放空了大量天然气，只回收少量油，随着勘探规模扩大和钻井加深，凝析气藏相态研究和正规开发受到重视。为了提高凝析油采收率,采出凝析气经回收油后,
1
西安石油大学本科毕业设计(论文)把过剩的干气回注到凝析气藏中,保持压力和驱替富气,使凝析油采收率有很大提高，最高达到了80%以上。20世纪50年代以后天然气消费迅速增长，回注干气经济上不合算，实验用注水保持压力方式，但效果不理想，未能广泛采用。20世纪70年代开始研究注氮气保持压力和驱替湿气，并在凝析气藏工业试验中取得了成功，随之而发展起来的由空气分离制氮和高压注气等一整套工艺技术和设备制造都已成熟。注氮还有蒸发储层凝析液和可以形成混相驱替的优点，因而当前在美国等西方国家，对有条件的凝析气藏注氮提高凝析油采收率得到了推广应用。
加拿大的凝析气田开发在20世纪60和70年代发展很快，有很多美国石油公司参与投资开发,提高凝析油的开发技术和工艺水平与美国相当。
西欧北海区域从20世纪70年代开始海上勘探,发现了大量的凝析气田,主要有壳牌、埃尔夫、英国石油和美国的一些大石油公司投资勘探和开发，使海上凝析气田开发技术和规模得到很大发展。
20世纪70-80年代，在印度尼西亚、泰国、印度、北非等地区都相继在陆上和海上发现了大型和特大型凝析气田,并陆续投入了开发。
原苏联地区发现的凝析气资源非常丰富,主要分布在乌克兰、中亚、伏尔加流域、西西伯利亚和东西伯利亚及萨哈林等地区。据20世纪80年代末统计，凝析油含量200g/m3以上的凝析气储量占凝析气总储量的20%。现已投入开发的凝析气藏多为凝析油含量100g/m3以下的储层，采用衰竭式开发方式，并被确认是合理的，地面采用有效的分离技术，提高凝析油采收率。凝析油含量高的储层暂时被封存，同时在乌克兰地区的一些凝析气田上开展大规模的循环注气开采方式提高凝析油采收率试验，并开展注水保持压力的研究工作，为下一步大规模开发高含凝析油的凝析气田做准备。
我国在1974年首先投入开发了大港板桥中区高含凝析油的带油环凝析气藏。由于经验和认识不足，采用了衰竭式开采方式，结果是天然气、凝析油和油环原油采收率都比较低。随后投入开发的凝析气藏主要分布在大港、辽河、中原、四川等油气区的随油藏同时开采的凝析气顶或小断块凝析气藏或低含凝析油凝析气藏。
20世纪80年代初，总结了凝析气藏的开发经验和教训，同时调查研究了国外凝析气田合理开发经验和成熟的先进工艺技术。从此对凝析油资源的合理开发利用问题提到了议事日程上，受到了领导重视和支持，原石油天然气总公司专门成立了凝析油气田开采配套技术攻关领导小组，在起七五、八五、九五期间连续领导组织凝析气相态实验设备和计算机软件引进和研制及开展实际研究工作、凝析气藏合理开发设计编制、开采工艺和地面油气集输及处理技术、高压注气提高凝析油采收率、编制一系列标准等攻关项目，开展了板52块和柯克亚X5−1凝析气层循环注气先导性现场试验工程以及建立轻烃回收配套系统等，都取得了进展，使我国凝析气藏合理开发利用技术大大提高了一步。
2
西安石油大学本科毕业设计(论文)从此，我国凝析气田开发步入了正轨。对新发现的凝析气藏，重视早期取得储层凝析气和油样，进行相态多组分数值模拟研究、开发的技术-经济可行性论证及合理开发方案设计等步骤，并经专家评审和上级评审，能取得贷款资金，进行开发建设。投入开发后，要进行跟踪研究，分析总结经验和动态规律认识，调整原方案不合适的部分。例如柯克亚凝析气田、牙哈凝析气田、板52凝析气田、锦州20-2凝析气田、苏桥凝析气田、平湖凝析气田等都是这样正规投入开发的。在八五期间，柯克亚凝析气田和板52凝析气田是我国首批投入循环注气工业性现场试验的工程项目，注气工艺技术和生产方面都取得了良好的结果。
在此基础上,20世纪90年代末塔里木大型高压、高含凝析油的牙哈凝析气田投入了高压循环注气提高凝析油采收率的工程设计和实施，设计注气压力50MPa，年产凝析油50×104t，年注气量10×108m3。2000年10月正式投入大规模生产,各项指标基本都达到了设计水平，2001年产凝析油60×104t，注气压力46MPa，日注气量
[2]
290×104m3。这为我国大规模开发利用凝析油气资源打下了坚实的基础。
2相关领域中已有的研究成果1.2.1.2.2
1.2.2.1油气藏流体相态理论和实验评价技术
(1)通过“七五”到“九五”的研究，已基本形成配样分析和模拟技术，如凝析气藏取样配样及PVT分析评价技术及标准、油气藏类型判别标准；但对饱和凝析气藏取样仍不能很好地取得有代表性的流体样品。
(2)近临界态流本相态的研究已得到发展，临界点的测试已取得成功，对近临界态凝析气藏开发中相态特征研究取得了新的认识；在采用计算方法确定临界点上还有难度。
(3)高含蜡富含凝析油型凝析气藏在开发过程中的固相沉积得到研究，并建立了相应的测试方法和模拟评价技术；但由于凝析油组份的复杂性，目前模拟的理论模型只能达到拟合而预测的可靠性差。
(4)初步建立了多孔介质中测试凝析油气相态的测试方法，为研究多孔介质对凝析油气相态影响提供了基础，已建立考虑多孔介质吸附和毛管压力影响的理论模型，计算结论受到国外学者的高度重视；这仅是一个良的开端，由于目前测试手段限制在物理模拟方面还不能得到充分的证实，而且所作实验量太少。2.2凝析气井试井及产能评价技术1.2.1.2.2.2
(1)在试井模型上主要采用干气方式处理或折算凝析油产量的计算方法，拟压力积分法和数值模拟方法也得到应用，其中前两者使用越来越少，而拟压力积分法使用越来越多，其中又以两相拟压力法采用更多。但由于渗流过程中凝析油析出和堆积的机理还不太清楚，要定量描述很困难，因此影响了试井模型的不确定性。
3
西安石油大学本科毕业设计(论文)(2)凝析气井产能分析技术已基本上形成，一点法、系统分析方法和各种试井方法确定产能已得到应用，同样，由于近井地带凝析油析出机理和污染描述困难，影响了产能计算的准确性。
2.3凝析气藏渗流规律及油藏数值模拟研究1.2.1.2.2.3
(1)常规渗流规律已基本建立，并建立了相应的计算软件系列，在油藏和干气藏渗流方面已开展了非线性渗流、流固耦合渗流、双重介质渗流、分形渗流、随机渗流等研究，还不够完善，在凝析气藏的渗流中，由于存在相态的变化和组份传质现象而使问题变得更为复杂，研究较少。
(2)通过多年的攻关，已建立了描述物理化学渗流的组份模型油藏模拟软件系列，如自行研制的拟四组份数模软件，在国内外VIP、CMG等大型国外组份模型数模软件也应用较广，有的已微机化，这些软件功能全，使用方便，但在考虑吸附、多孔介质对相态影响、多相平衡、流固耦合渗流、非线性渗流、一体化数值模拟等方面还有待发展，因为这些理论都还在发展之中。2.4凝析气藏开发方案编制及综合应用技术1.2.1.2.2.4
(1)在多年一边研究一边应用的基础上，已完成一大批凝析气藏的开发方案，如牙哈凝析油气、中原文23凝析气田、吐哈丘东温八陵四、温1温西1凝析气藏、青海南翼山、柯克亚凝析气藏等，形成了方案编制配套技术，除开发方面研究外，还开展了地质、经济、采气工艺、地面工程等配套的技术研究。但由于一些基础渗流问题未解决，加之实施时未完全按方案要求进行，使方案的预测能力有限。
(2)一些新理论的引入丰富了凝析气田的开发技术，最优化理论、人工智能技术、信息技术、模糊数学等，已在开发决策中得到应用，气藏经营研究、成组气藏开发已受到国内外学者重视，但对凝析气藏的经营和成组开发优化决策来讲还有一定难度，有待于进一步研究和完善。2.5凝析气藏循环注气开发技术1.2.1.2.2.5
经过技术攻关和20多年的生产实践，特别是塔里木柯克亚凝析田和大港大张坨凝析气田循环注气试验的成功，为我国凝析气藏的注气开发积累了有益的经验，前者凝析油采收率比衰竭式开发提高18.2%，而后者提高14.9%，均取得了明显的经济效益和社会效益。最近富含凝析油型的高压牙哈凝析气藏的注气开发，标志着我国循环注气的水平上升到一个新的台阶。但在高含蜡的凝析气藏中注气过程中的蜡沉积机理还认识不够。
以最小的投资获取最大的经济效益，并且尽可能多的开发出地下的凝析气资源是我们的出发点。减少开发过程中由于自然衰竭出现的凝析液损失，使自然衰竭和循环注气有效的结合起来是我们的研究重点。
4
[3]
西安石油大学本科毕业设计(论文)1.3本课题的意义
对XX凝析气藏的开发提供一个最优化的开发方案，指导油田员工正确、合理和有效的开发凝析气藏；能够以最小的投资获取最大的经济效益，并且能够最大限度的开发凝析气和天然气资源，尽可能的减少凝析液在地层中的损失，获得最大的采收率。1.4研究方法
比较研究法和经验总结法。1.5理论依据和具备的条件
按照国家有关油气资源开发政策和对油气资源开发的需求，以经济效益为中心，根据地质储量的大小，确定合理的开发方式和开发规模，优选开发方式，达到经济、高效和科学开发的目标，最大限度地提高凝析油和天然气的采收率。1.6毕业设计（论文）构成及主要研究内容等
毕业设计论文由题目、摘要、关键词、目录、正文（绪论、主体、结论）、参考文献、致谢构成；其主要研究内容为，为凝析气藏的开发方案编制提供一个指导性意见，并在其中参杂有我国凝析气田的基本特点，最后提供了一个具体凝析气田的开发方案。通过理论与实践的结合，使我们对凝析气田的开发有了更加深刻的认识。
5
西安石油大学本科毕业设计(论文)2
2.1
凝析气田概况
凝析气田开发方案的编写步骤
1.1地理与交通2.2.1.1
凝析气田所处的位置、交通状况、环境状况。
根据所能收集到的资料,我国目前发现共约74个凝析气藏(不全),这些凝析气藏分布在除大庆和长庆地区以外的陆上和海上含油气盆地中,其中塔里木盆地是我国凝析气藏发现最多的地区,也是凝析气资源最丰富、最有开发前景的地区。
根据凝析油含量分类标准（SY/T6168-1995气藏分类）凝析油含量分为五类：
表2-1
凝析气藏分类
凝析气藏分类特高含量高含量中含量低含量微含量
凝析油含量(g/m3)
>600250-600100-25050-100<50
据统计我国的67个凝析气藏可得出：
(1)特高含油的凝析气藏类型主要分布在塔里木盆地，其次是大港和渤海地区；(2)高含油和中含油的凝析气藏类型也主要分布在塔里木盆地，约占现有发现资源量的一半多，其次是大港、吐哈、华北、渤海、东海等地区；
(3)低含油和微含油的凝析气藏类型主要分布在南海、中原、辽河和准噶尔盆地等地区，四川盆地凝析气也多属于这种类型。
凝析气储量分布特点是塔里木盆地目前比较集中，地层中凝析油含量高、储量多，在全国占绝对优势，因此，这里应是凝析气计划开发的重点地区。1.2区域地质2.2.1.1.2
研究并描述区域地质情况，包括气藏所处的沉积盆地、大地构造单元及位置。1.32.2.1.3
勘探简况与勘探成果
气田勘探历程，气田范围内完成的地震、测井、取心及分析化验工作量，各井完井测试情况。
6
西安石油大学本科毕业设计(论文)1.42.2.1.1.4试采简况
气田试采历程，包括试采时间、单井产量、压力变化、生产井数、累计产量及采出程度等动态情况、变化特征分析。
2.2气藏描述
2.2.12.2.1.1
地层描述地层层序
利用地震与实钻资料从上而下划分地层层序。
地层层序既地层形成的先后顺序。不清楚地层层序，就无法进行地质构造、沉积环境、矿产的分布规律等研究工作，所以地质工作者要根据觅序性标志确立研究区正常的地层层序。任何地区的地层研究，首先要选择露头好，地层发育相对齐全的剖面系统观察，记录并研究各层的岩性、化石、厚度、接触关系、含矿情况等，将地层由老到新排序[4]。2.2.1.2
岩性及岩石特征
利用测井解释、岩屑录井等资料对地层岩性及岩石特征进行描述。我国凝析气藏的储集岩有三种类型,既砂岩、碳酸盐岩和基岩（风化壳）。但绝大部分储集在砂岩层中。据统计我国74个凝析气藏得出；
表2-2
我国凝析气藏储层岩性分类
岩性砂岩碳酸盐岩基岩合计凝析气藏数6662742.2.1.3层组划分及对比制定层组划分原则，对层组从大到小进行分级划分，并进行井间追踪对比。碎屑岩层组划分按SY/T5579.2执行。储层层组划分和对比是根据岩性组合,沉积旋回和地层接触关系等性质对油田内的储层剖面细分成不同级次的层组,建立井点和区块间各级层组的等时关系,在油田范围(或开发区块)实现统一分层。这是储层描述中由点到面的必须步骤，是描述储层的形态和参数空间分布的基础，也是整个储层地质工作的基础。层组划分的详细程度和对比精度直接决定了对储层的认识程度和精度。层组划分和对比是相辅相成、不可分割的。合理的层组划分是正确对比的7
西安石油大学本科毕业设计(论文)基础，只有通过反复对比，才能在一定范围内统一分层[5]。2.2.1.4
地层厚度横向变化特征
以实钻资料为依据，充分利用地震预测等技术对地层厚度横向分布进行描述。2.22.2.2.22.2.2.1
构造描述
圈闭特征及要素
圈闭形态、要素、圈闭面积与闭合高度。2.2.2.2
剖面特征
反应构造形态的纵、横向剖面。2.2.2.3
断层特征及要素
断裂系统的性质、产状、分布、封闭性及其对油、气、水的控制作用。2.2.2.4
圈闭类型
根据地层、构造描述研究认识，确定圈闭类型。2.32.2.2.32.2.3.1
储层描述沉积相描述
利用岩心资料、测井资料进行单井划相，结合地震相进行井间沉积相追踪，建立沉积相序和相模式，对各个沉积相带进行评价，指出含气（油）相带的分布范围。
沉积相是在一定的沉积环境及其该环境下所形成的岩石组合；沉积相分析是沉积岩石学的主要任务之一，它是研究预测烃源岩、储集岩和盖层空间展布的有效手段。
表2-3
相组
陆相组（1）残积相（2）坡积-坠积相（3）山麓-洪积相（4）河流相
相
（5）湖泊相（6）沼泽相（7）沙漠相（8）冰川相
8
沉积相的分类
海相组
海陆过度相组
（1）滨岸相（2）浅海陆棚相（3）半深海相（4）深海相
（1）三角洲相（2）泻湖相（3）障壁岛相（4）潮坪相（5）河口湾相
西安石油大学本科毕业设计(论文)2.2.3.2物性特征
以岩心分析资料为基础，结合测井解释结果，对储层孔隙度、渗透率、相对渗透率、岩石表面润湿性、压缩性等物性特征进行全面分析。2.2.3.3
储集空间类型
利用岩心及测井资料，对孔、洞、缝特征进行描述。
储层的储集类型是决定凝析气在岩石孔隙中储存的状况和开采过程中流体的渗流特征，在碳酸盐气藏中尤为重要，它是选择数学模型的基础。要确定储渗类型，首先应描述储层的孔隙空间，即孔隙型、溶洞型、裂缝性或混合型，研究确定孔缝洞发育情况及连续性，再根据孔、洞、缝、喉在空间的相互搭配关系，确定储层的储渗类型。制定储层分类标准，并对储层进行分类。
千米桥凝析气藏是1999年发现的潜山裂缝性凝析气藏，灰质白云岩、白云质灰岩的基质孔、晶间孔、微裂缝等为主要储集空间，其次为充填未满的裂缝及充填未满的溶孔、溶洞等。确定了按基质孔隙度的大小对储层进行分类划分的标准，即；
Ⅰ类储层:Φ≥6%；Ⅱ类储层:3%≤Φ≤6%；Ⅲ类储层:2%≤Φ＜3%；非储层:Φ＜2%[6]。2.2.3.4
孔隙结构特征
采用薄片鉴定、铸体薄片、荧光薄片、扫描电镜鉴定、毛管压力资料等描述储层孔隙结构并进行评价。2.2.3.5
储层分类与评价
碳酸盐岩储层分类标准按SY/T6110执行，碎屑岩储层分类标准按SY/T5579.2执行。对储层分类结果进行评价。2.2.3.6
储层纵横向分布特征
以岩心分析资料和测井解释成果为基础，对各类储层的纵横向分布特征进行描述，充分利用地震横向预测等技术，对储层平面上的变化情况进行深入研究。2.2.3.7
储层非均质性分析
（1)利用静、动态资料相结合，从层间非均质性、层内非均质性、平面非均质性等三个方面对储层非均质性进行全面描述。
（2)碎屑岩储层应利用层内渗透率变异性系数、级差、突进系数、砂体连
9
西安石油大学本科毕业设计(论文)通方式、砂体配位数等指标对储层非均质性进行全面描述。
（3)对非均质性很强而连通性较差的气藏,划分出连通性差的区块,为气藏工程研究和方案编制提供地质依据。2.2.3.8
储层敏感性分析
选取有代表性的岩心测定储层岩石敏感性(水敏、速敏、酸敏、盐敏和碱敏),分析储层敏感性变化特征。对异常高压气藏和疏松砂岩气藏还需进行储层岩石应力敏感性分析。2.2.3.9
储层发育控制因素分析
研究储层发育程度与岩性、沉积相、成岩后生变化的关系，找出储层发育的控制因素。2.42.2.2.4
流体性质及分布
（1）分析流体化学组分特征。
（2）分析流体高压物性特征(包括压缩系数、体积系数、密度、粘度、压缩因子)。
（3）分析天然气中凝析油含量及族组分。
（4）凝析气藏的流体取样、配样及分析按SY/T5443执行；流体相态特征分析按SY/T6101执行。
（5）分析地层水性质。
（6）油、气、水关系及其分布特征研究。确定油气、油水、气水界面，分析含油饱和度、含气饱和度、含水饱和度的分布。
（7）分析控制气、油、水分布的地质因素。
图2-1凝析气藏三区油气分布
[7]
10
西安石油大学本科毕业设计(论文)2.52.2.2.5压力温度系统
（1）分析地层压力、压力梯度、压力系数。
（2）分析气藏静地温与地温梯度、气井流温与流温梯度。
原始压力、温度是凝析气藏开发方案设计的重要参数，压力反映了原始气藏的能量，温度对流体物性有重要影响。根据探井和开发评价井早期测得的压力、温度与海拔深度之间的关系，可以确定凝析气藏不通气层组或不同区块的原始压力和温度。
我国凝析气藏的压力、温度系统的特点是：大于4000m深部地层多有异常压力系统，3000-4000m地层和小于3000m地层多为常压系统，海上地温梯度高于陆上，陆上东部地区高于西部地区。2.62.2.2.62.2.6.1
气藏类型及驱动类型气藏类型
按气藏圈闭类型、几何形态、储渗类型、流体性质、油气水关系、弹性能量、压力系数等因素综合确定。
从流体分布情况，把凝析气藏分为三类:纯凝析气藏,带油环(或底油)凝析气藏,油藏凝析气顶(储层含油体积大于含气体积)。
从区域分布来看，新疆塔里木盆地和吐哈盆地中三种类型凝析气藏都有。在准噶尔盆地和东海区域，目前只发现少数纯凝析气藏。
在大港、华北和渤海地区，目前只发现带油环（或底油）凝析气藏。在辽河、中原和吉林地区，目前只发现一些油藏凝析气顶。
在南海区域，目前发现2个储量较大的纯凝析气藏和一个油藏凝析气顶，但他们都是凝析油含量相当低的（微含量和低含量型）凝析气藏。
总之，我国目前发现的凝析气藏类型以纯凝析气藏为主，带油环凝析气藏次之，油藏凝析气顶占少量。这种格局对凝析气开发是比较有利的条件。2.2.6.2
气藏驱动类型
按驱动能量确定气藏驱动类型，一般为气驱、弹性水驱或水驱。水驱或弹性水驱气藏应确定出边、底水的范围、体积及其活跃程度。
不同的气藏驱动方式对于凝析气藏的开发效果有很大的影响,尤其是存在强边水或底水驱动时影响更大。对于新发现的凝析气藏，需要根据地质研究成果确定边、底水水体大小，并就其对开发效果的影响进行敏感性分析。对于已开发相当长时间的凝析气藏，可以利用生产动态和测试资料，通过数值模拟历史拟合进一步论证边底水能量。
11
西安石油大学本科毕业设计(论文)2.72.2.2.72.2.7.1地质建模构造模型结合地震和实钻资料编制和校正气藏构造图，建立构造模型。2.2.7.2储层属性模型综合利用物性分析、测井解释和地震储层预测结果，建立储层属性模型，包括地层厚度、有效厚度、有效孔隙度、渗透率等值线图。2.2.7.3流体分布模型利用物性分析、测井解释成果建立气藏流体分布模型，包括含气饱和度、含油饱和度、含水饱和度等值线图。2.82.2.2气田地质特征综合评价结合气藏圈闭类型、储层特征、流体性质及分布、压力温度系统研究认识，对气田主要地质特征进行评价。32.2.33.12.2.3储量计算容积法储量容积法是计算油、气储量的主要方法。它是根据勘探阶段所获得的地震、地质、钻井、取心、测井、试油、试井、储层流体取样等资料解释取得的储层静态容积参数，把储层凝析气计算到标准条件（0.101325MPa，20℃）下的总气态体积储量（G）、干气体积储量（Gg）和凝析油地质储量（Gc）；容积法适用于不同勘探开发阶段、不同的圈闭类型、不同的储集类型和驱动方式。其计算结果的可靠程度取决于资料的数量和质量。对于大、中型构造砂岩储集层油气藏好，计算精度较高，而对于复杂类型油、气藏，则准确度较低。G=0.01AhφSg×式中PiTs1×ZiPsT1+RMCGi(2-1)G—标准条件下储层凝析气总气态(干气、凝析油和凝析水折算气)地质体积储量，×108m3；
A—含气面积(×106m2)；；h—平均有效厚度（m）
φ—平均有效孔隙度(f)；
Sg—平均原始含气饱和度（f）；；T—气藏平均温度（K）
12
西安石油大学本科毕业设计(论文)；Ts—地面标准温度293（K）
Ps—地面标准压力0.101（MPa）；Pi—气田的原始地层压力（MPa）；
Zi—原始气体偏差系数；
RMCGi—原始凝析气的mol凝析液气比，mol/mol。
Gg=G∗ng
式中
（2-2）
Gg—干气体积储量；
ng—除标准条件下液态组分之外的mol分数之和。
Gc=×104Gg×RVCGi×ρc
式中
（2-3）
Gc—凝析油地质储量；
RVCGi—原始凝析气的体积凝析液气比，m3/m3；ρc—凝析油密度，g/m3。
3.22.2.3动态法储量
有条件的气藏利用动态法计算动态储量。
可用物质平衡法，它是利用生产资料计算动态储量，该方法只有在油、气藏开采一段时间，地层压力明显降低（大于1MPa），已采出可采储量的10%以上时，方能取得有效的结果。3.32.2.3
气井经济储量下限
计算气井经济储量下限。3.42.2.3
可采储量
按SY/T6098计算气藏可采储量。3.52.2.3
储量评价
（1）对储量丰度在平面上的变化进行评价。（2）对各种方法计算的储量进行对比评价。（3）对资料及计算参数可靠性进行评价。
在储量计算过程中，我们可以用经验公式计算出的储量作为参考指标来分析其它储量计算方法结果的精确度。
有人把数十个凝析气藏的基本资料和特征数据、相关性等作了数理统计，最终提出了供凝析气藏储量计算的经验公式[8]：
⎡(RT⋅γO)0.0831(Pi)0.4265⎤
Ng=Fhφ⎢0.3185⎥
()1.621.8R+32R⎣⎦
13
（2-4）
西安石油大学本科毕业设计(论文)⎡1050(Pi)0.4894(141.5-131.5γo)0.29243⎤NO=Fhφ⎢0.196410.903890.30084⎥()()()γR1.8T+32TR⎣o⎦式中
（2-5）Ng—天然气气体积储量，×108m3；No—凝析油体积储量；×104t；γo—凝析油相对密度；RT—气液比。
2.4
2.4.1
气藏工程设计
气藏连通性分析
全面分析气藏试采取得的动态资料，结合静态地质特征，对气藏的连通性进行分析，划分压力系统。2.4.2
开采方式
凝析气藏的开发方式基本上有四种。即：一是利用天然能量进行枯竭式开采；二是如果凝析气藏有活跃的天然水驱能量，控制采气速度开发；三是将采出的井流物经过天然气加工厂进行回收液烃处理，并将干气回注，这是一种保持压力的开采方法；四是对深层高压凝析气藏采用先用衰竭开采方式降压开采到一定的经济界限，然后开始回注天然气，开采凝析油。这种方式是一种不经济的开采方式。采用这种方法大都是和储气库结合起来才是可行的。
目前,国内外大多数凝析气藏的开采都是在损耗地层天然能量条件下进行的。这种开采模式具有生产成本低和工艺简单的优点，但烃类储量的采收率却非常低。相反，如果采用保持地层压力开采，采收率会有显著提高，过去，回注天然气一直都是我国用于提高凝析气藏凝析油采收率的模式，然而，为了保持凝析气藏压力而使天然气由直接销售变为回注，可能使这项技术变得不经济。一种替代性选择就是选用不太昂贵的非烃气体，诸如N2和CO2或者是水。除此之外，φd=75%的干气回注、自流注气、水气交替注、天然气发电或热电联产生的CO2回注，也不失为一种好的选择[10]。
在进行凝析气藏开发方式的选择时，储层条件和流体性质是最主要的因素，还要考虑经济效益，才能决定以何种方式开发。2.4.3
气井产能评价和合理产量分析
[9]
（1）按SY/T5440规定求取气层参数，建立气井产能方程，评价气井产能，
14
西安石油大学本科毕业设计(论文)凝析气井应考虑凝析油的影响；低产气井应考虑增产措施效果。
（2）高产井控制因素分析。
（3）采用单井数值模拟方法分析气井合理产量。底水气藏要采用剖面模型模拟底水上升情况，确定射孔位置和极限产气量；砂岩气田应考虑气井不出砂，不破坏储层结构等因素确定气井合理产量。2.4.4
合理采气速度确定
考虑气藏储量、地质条件、流体条件、市场需求和资源接替状况等因素，分析、确定合理采气速度。52.4.4.52.4.5.1
层系划分及井网系统层系划分原则
（1）每套层系控制的探明储量应具有一定的规模和一定的产能；
（2）每套层系的储层性质、天然气性质、压力系数应相近。对于流体组分差异大、需单独净化处理（如含硫化氢和二氧化碳气体）的气藏单独定为一套开发层。
凝析气藏开发层系的划分与油藏开发层系的划分基本上是相同的，都是建立在对油气藏储层在纵向上和平面上的相似性和差异性的研究基础上来进行划分的，相似性表现在：
（1）流体性质相近；
（2）分层地层压力系数相同；（3）分层的储层物性相近；
（4）储层具有一定的厚度和生产能力及一定的储量规模。2.4.5.2
井网部署
（1）井网部署尽可能实现气田的储量最大动用、经济效益最佳。
（2）井网部署一般采用非均匀井网，主要布在构造高部位孔、洞、缝发育出，并距气水界面有一定距离。新井部署应保证单井控制地质储量大于经济储量下限。在地质条件允许情况下考虑特殊井型的选择。
（3）井距根据气藏非均质特点和断层封割状况确定。
（4）气田生产井数可根据储量、采气速度和单井配产来决定，总井数中要考虑备用井和观察井。
（5）根据气田开发需要,设计一定数量的气田水回注井,保证气田实现清洁开发。
（6）根据气田开发需要，部署丛式井组。以气田总生产井数及合理井距研究结论为基础，对井间干扰因素进行综合分析，确定丛式井组分布方式及丛式
15
西安石油大学本科毕业设计(论文)井组的井间距离。
（7）提出不同布井方式和不同井网的设计，为气田数值模拟研究、优化开采方式做准备。
确定气井井距要从保证一定的采气速度出发，如果是低含量的凝析气藏，那么井网决定于采气速度、地层的非均质性、天然气性质和储量丰度。地层渗透率越高，所需井数越少。对于高含量凝析气藏，为减少凝析油的损失必须保持压力开发，注气井的数量决定于采油采气速度、地层物性和保持压力的方法。此时凝析气藏开发井网的几何形态对开发指标油明显的影响，但是在凝析气藏井距的确定方面与油藏有较大的不同，主要表现在：当油层分布范围较大时，凝析气藏的注采井距可大于1000m，一般是储层渗透率相同的油藏井距的3-5倍。确定方法有：一是根据对凝析气藏总产量的要求来定井数后计算出井距；二是利用经验类比法，对比类似并且开发效果好的凝析气藏的注采井距来确定井距，一般在800-1500m左右。2.4.6
保持地层压力开采方式合理参数确定
对采用保持地层压力开采方式的凝析气藏要考虑压力保持水平、注入介质的选择、注采比及注采周期的确定。2.4.7
开发方案设计
（1）根据开采方式、开发井网、开采速度和规模，设计不同的开发方案。原则上采用数值模拟方法对各方案指标进行预测，有试采史的气田应进行试采史拟合；
（2）模拟区域及网格划分应根据以下原则：
a根据气藏边界范围确定适当的数值模拟区域；
b根据井网、井距选择数值模型的网格形态，井位偏离网格中心的距
离不超过网格距的1/3；
c根据物性、井距及流体性质确定网格的大小；
d纵向上以开发层系的小层划分、结合地质及流体特征确定网格距。（3）根据气藏流体性质和地质模型选用数值模拟模型。对凝析气藏应选用多组分模拟模型；
（4）模拟参数包括数值模拟所需求的全部静、动态资料；
（5）凝析气藏具有相近物理化学性质的油气馏分可用一个拟组分表示；拟组分性质需做精确计算；
（6）通过参数调整，对气藏储量和生产史进行拟合。对边、底水气藏还应进行产水量和出水时间的拟合；
（7）利用拟合后的气藏参数和储量，对不同开发方案的开发指标进行预测。
16
西安石油大学本科毕业设计(论文)对凝析气藏要预测不同开采方式（消耗式、完全保持压力或部分保持压力）的开采效果。
2.5
2.5.12.5.2
开发方案技术指标的优选
对开发方案技术指标进行分析比较。按技术指标推荐气田最优开发方案。
2.6经济评价
凝析气田开发远景经济评价与一般油气田开发评价方法大体一样。而我国
西部地区凝析气田地处祖国边疆，经济相对落后，交通不便，地面条件差，油气藏一般埋藏较深，油气藏压力较高，地面条件复杂，开采工艺技术难度大，所以前期开发建设所需投资大，投入开发后开采成本高，远离市场，运输费用大，因此远景评价要作风险分析。
以上是对凝析气藏开发方案的通述，具体到某一凝析气藏的开发方案请详见第三章。
17
西安石油大学本科毕业设计(论文)3丘东凝析气田开发方案
1气田概况3.3.1
1地理、交通与气候3.1.3.1.1
丘东凝析气田位于新疆维吾尔自治区吐鲁番地区鄯善县境内，距鄯善县城东北约40km，南接温吉桑油气田温西一油气田、温八油气田。气田地表为戈壁滩，全区南低北高，地形平坦，地面海拔506～607m。丘东气田北侧有兰新铁路通过，距鄯善火车站约14km。丘东气田南侧、米登区块南侧有312国道穿过，交通便利。当地居民以维吾尔族为主，主要从事农牧业，当地盛产葡萄和哈密瓜，弛名中外。
1丘东气田区块气象条件表3-3-1
年平均降雨量
蒸发量最低气温最高温度年平均温度
风季气候水源
25.2mm2967mm-28.7℃45.2℃11.3℃
3-5月,最高风力可达8级内陆性气候,干燥少雨
地面水源缺乏
3.1.2区域地质概况3.1.2.1
区域构造
丘东背斜位于吐鲁番坳陷内的台北凹陷中部、处于台北凹陷温吉桑构造带中三排近东西向展布的背斜构造带的最北一排，该构造带分布着温吉桑、米登和丘东三个油气田，北邻丘东次凹，南部以米登南断层分别与温西一构造、温八构造相接。丘东背斜西与米登油田呈斜面鞍相连。
18
西安石油大学本科毕业设计(论文)图3-1丘东气田区域构造位置图
[11]
丘东气田所处的台北凹陷，略呈东北向的扁扇状块体，北接博格达山脉，南连火焰山—七克台山脉，南北宽约30～40km，东西长约260km，面积约10000km2，其北缘的博格达山向南侧向挤压，在台北凹陷内形成了煤窑沟、鄯勒、胜北、丘陵、温吉桑、小草湖、红台、七克台和十三间房等十余个次级构造带；由于凹陷面积大，侏罗系沉积巨厚，是吐哈盆地主力生烃凹陷，也是盆内油气最富集的构造单元。3.1.2.2
地层特征
本区钻井揭开的地层从上到下有：新生界第四系西域组（Q），上第三系葡萄沟组（N2p）和桃树园组（N2t），下第三系鄯善群（部分属白垩系），上白垩统库木塔克组（K1k），下白垩统火焰山群（区域上称为吐谷鲁群）（K1h），侏罗系上统齐古组（J3q）、中统七克台组（J2q）、三间房组（J2s）和西山窑组（J2x）。本区含气层段是七克台组（厚度220-260m）、三间房组（250-334m）和西山窑组（950-1024m）。
19
西安石油大学本科毕业设计(论文)表3-2吐哈盆地中生代地层划分
3.1.2.3沉积特征
物源为南部的觉罗塔格山，其矿物成熟度和结构成熟度均偏低，根据区域岩相古地理环境、工区内岩矿特征、沉积结构和构造、岩石相类型及岩相，结合碎屑粒度特征、纵向和横向相序以及测井特征，可得出表2；
表3-3层位
产气段沉积类型
沉积类型
亚相扇三角洲前
西山窑组上段
扇三角洲沉
积
前扇三角洲
西山窑组下段三间房租七克台组
湖沼相沉积辫状河三角洲沉积曲流河三角洲沉积
缘
20
西安石油大学本科毕业设计(论文)3.1.3勘探开发历程3.1.3.1
勘探历程
丘东气田的勘探始于上世纪，1964年3月5日首钻一口预探井（丘东2井），因钻在构造西翼，虽见油气显示，但未获工业油气流。1984年重上该区，开展了以二维地震为主的地质勘探，落实了温吉桑地区的几个局部圈闭。1989年5月在丘东背斜顶部钻探丘东1井，钻至中侏罗统三间房组2701m完钻，因未钻遇好储层而中断了该区的勘探。
1990年10月，相邻的温吉桑构造在中侏罗统西山窑组获工业油气流，经地质分析认为丘东构造西山窑组应具好的储层，故在构造南翼部署了丘东3井，于1991年4月14日开钻，同年8月23日钻至井深3500m完钻，共发现41层182.5m荧光显示，取得了33.61m含油岩心；1991年9月21日至11月14日，对西山窑组3382.0～3434.0m井段完井试油，15mm油嘴日产气3.6×104m3，日产油9.6t，从而拉开了钻探丘东凝析气田的序幕。其后，为探索下侏罗的含油气性，钻探了东深1井及一批中侏罗统的评价井、预探井，至1997年3月编制开发方案时，共完钻12口井（丘东1、2、3、4、5、6、7、8、9、21、东深1和米139井），并对其中的7口井作了33井层测试，有6口井（丘东3、7、9、21、东深1和米139井）10个层段获工业油气流，5井层产水（主要在丘东4井），10井层为干层，从而证实了丘东构造是由七克台—三间房组（J2q−J2s）、西山窑组上（J2x上）和西山窑组下（J2x下）三个凝析气藏叠加而成的复合型气藏。
截止2011年底，丘东气田探明天然气含气面积为16.37Km2、天然气地质储量为118.41×108m3、技术可采储量80.52×108m3；凝析油地质储量为278.56×104t、凝析油技术可采储量为73.27×104t。3.1.3.2
开发历程
1997年3月，原吐哈石油勘探开发指挥部和西南石油学院合作共同完成了《丘东凝析气田开发实施方案》，同年4月该方案正式通过评审验收。方案动用天然气储量70.17×108m3，凝析油地质储量184.6×104t，方案采取衰竭式、多层合采，共部井
3
12口，建产能2.31×108m，采气速度3.4％。
1998年10月气田全面投入开发，2001年12月以前，气田以调峰开发为主，此后一直超负荷生产，截止2010年底，丘东气田共钻井25口，历年投产井16口（丘东3、7、9、21、22、23、24、25、26、27、28、29、米139和东深1、2井），至2010年底，气田累计采气20.78×108m3，累计产凝析油32.7×104t，采气速度为2.97％，天然气采出程度29.12％，凝析油采出程度20.45％。
21
西安石油大学本科毕业设计(论文)3.2气藏描述
3.2.1地层描述3.2.1.1
地层层序
本区钻井揭开的地层从上到下有：新生界第四系西域组（Q），上第三系葡萄沟组（N2p）和桃树园组（N2t），下第三系鄯善群（部分属白垩系），上白垩统库木塔克组（K1k），下白垩统火焰山群（区域上称为吐谷鲁群）（K1h），侏罗系上统齐古组（J3q）、中统七克台组（J2q）、三间房组（J2s）和西山窑组（J2x）。本区含气层段是七克台组（厚度220-260m）、三间房组（250-334m）和西山窑组（950-1024m）。3.2.1.2
储层岩石学特征
（1）岩性：七克台组、三间房组储层以细砂岩为主，西山窑组储层以中、细砂岩为主。按成分分类，丘东气田储层以岩屑砂岩、长石岩屑砂岩为主（图3-2）。
（2）岩石成分：丘东地区中侏罗统储层岩石以长石岩屑砂岩为主，砂岩的成分成熟度低。碎屑组分中（J2x）石英含量3.8-36.2%，平均24.3%，长石含量10.1-25.4%左右，岩石成分成熟度低。岩屑含量高，一般都在40～60%之间，平均48.1%。
（3）胶结物：胶结物为自生粘土、方解石等。胶结类型为压嵌式或孔隙～压嵌式，三间房组砂岩颗粒接触为点～线接触，西山窑组砂岩颗粒接触关系变为线接触或凹凸接触。
石英0100
1.石英砂岩
2.长石岩屑石英砂岩3.长石质石英砂岩4.岩屑质石英砂岩5.长石砂岩6.岩屑长石砂岩7.混合砂岩8.长石岩屑砂岩9.岩屑砂岩501252347550575678925长石
1000
25
50
75
0岩屑100
图3－2红台气田储层砂岩岩石学类型图
（5）粘土矿物：成分以高岭石和绿泥石为主，高岭石平均含量42%，绿泥石平均含量39%，其它含量较少。
（6）孔隙结构：丘东侏罗系储层主要是孔隙型，局部发育裂缝、微裂缝。次生粒间孔是油气主要的储集空间，粒间溶孔也比较常见，晶间孔在高岭石发育的井段也
22
西安石油大学本科毕业设计(论文)比较发育但由于物性差不具备储渗能力。七克台、三间房组储层孔隙喉道类型以片状为主，喉道大小以细～微细为主；西山窑组储层孔隙喉道类型以片状为主，喉道大多为直片状，部分为弯片状，喉道半径0.1～1.0μm，平均0.28μm，以微细喉道为主。镜下观察储层的面孔率一般为0.5～13.0%，最高者达到18%；西山窑上气层组面孔率2.0～9.4%，下气层组0.8～9.4%。上述孔隙结构特征决定了丘东气田储层低孔、低渗或特低渗的特点。
根据岩芯观察描述，本区块西山窑组裂缝比较发育，裂缝以构造缝为主，缝宽0.1～1mm，延伸1～10cm，裂缝为充填和半充填，充填物主要为泥质。裂缝在地下为闭合或半闭合状态。3.2.1.3
层组划分及对比
表3-4
丘东气田砂层组划分表
3.2.23.2.2.1
构造描述
圈闭特征及要素
丘东构造为一近东西向展布的长轴背斜，在七克台组气层顶界构造图上，其背斜面积为32.5Km2，闭合幅度260m；在西山窑组上气藏顶界构造图上，其背斜面积为20.9Km2，闭合幅度190m；在西山窑组下气藏顶界构造图上，其背斜面积为19.4Km2，闭合幅度220m。背斜面积由浅至深逐步减小，两翼地层倾
23
西安石油大学本科毕业设计(论文)角由浅至深逐渐变陡。西山窑组顶部背斜北翼倾角7°，南翼倾角9.8°。该继承性背斜具有南陡北缓、下陡上缓明显特征。
丘东气田西山窑组气藏构造井位图
0
200
400
600
800
1000 m
-2700-2650-200000丘东4丘东6丘东8丘东10丘东东深10-2457.800290丘东丘东00-2850丘东2东深2丘东丘东-2800-2500丘东3-2512.3丘东7丘东0-27米北1-150丘东-26000027丘东9丘东-2700米北1米丘东米3图 例0-2600-2700米5-20采气井采油井含气面积新增含气面积核减含气面积-报废井逆断层0气水界面岩性边界等高线编图 ：徐冰涛 审核 ：李艳明 技术负责 ：李正科 单位负责 ：刘曰强 二○一○年十一月吐哈油田公司勘探开发研究院 编 技
图3-3丘东气田西山窑顶部构造井位图
3.2.2.2断层特征及要素
丘东断裂走向与盆地走向一致，既受北缘博格达山由北向南侧向挤压力作用，又受南部及东部的觉罗塔格山和辽东隆起制约，呈东西向展布。全区落实断层9条，均为逆断层，断穿层位不一，大部分断裂自下而上断穿西山窑组、三间房组、七克台组，断层倾角大，垂向上表现为上陡下缓发育特征。3.2.33.2.3.1
储层描述沉积相描述
丘东气田中侏罗统地层发育扇三角洲相、辫状河三角洲相、湖沼相。其扇三角洲相进一步划分三角洲平原亚相、三角洲前缘亚相、前三角洲亚相；辫状河三角洲沉积相进一步划分为辫状河三角洲平原亚相和辫状河三角洲前缘亚相、前三角洲亚相；主要为扇三角洲前缘亚相和辫状河三角洲前缘亚相为该区有效储层发育的有利相带。扇三角洲前缘亚相发育水下分流河道、水下分流间湾、河口坝、前缘席状砂四种微相。辫状河三角洲前缘亚相发育水下分流河道、水下分流间湾、河口坝、前缘席状砂四种沉积微相。
垂相上本区西山窑组上段属扇三角洲沉积体系、三间房组属辫状河沉积体系、七
24
西安石油大学本科毕业设计(论文)克台组属曲流河三角洲沉积体系，沉积物源主要来自于南部的觉罗塔格山。
X4砂组沉积时物源供给充分，该地区主要以分流河道、河口坝沉积为主，从沉积微相展布特征看，该沉积期主水流方向近南北向，进入该区后河道分叉及摆动频繁，造成该区平面上河口坝、分流河道叠合连片，扇三角洲成朵状分布，三角洲前缘推进距离较大，东部到了丘东6井东部，北部一直延伸到丘东8井北部，整个构造主体部位均处于三角洲前缘沉积亚相，河口坝微相主要发育在丘东4－丘东6－丘东3－丘东7一带以及丘东8－丘东9一带，从丘东23井沉积发育特征分析，两个主要的河口坝微相带之间存在局部的席状砂沉积，整个储层砂体连片性分布，没有明显的水道间沉积。
X3砂组沉积时存在明显的水进特征，该层段三角洲沉积范围较小，物源供给较少，因此该层段沉积以水道间沉积为主，在砂组底部局部井区发育分流河道沉积，流向为南北向－北东向，该层段河道砂体沉积较薄，并受后期湖浪改造形成席状砂沉积。X3砂组上部已经基本位于前扇三角洲沉积亚相，以泥岩沉积为主。
从X33小层沉积微相平面图看，该时期水动力条件较弱，与X32、X31小层对比，仍有一定的物源供给，在丘东27、丘东24、丘东22以及东深1等井发育分流河道沉积，河道砂体一般在10米左右，并由于后期湖水改造在该井区一带形成一定面积的席状砂沉积。
X2砂组沉积时水动力条件增强，物源供给增多，扇三角洲前缘向洼陷方向推进，呈朵状分布，其主来水方向与X4砂组相比有些向西迁移，呈南北向及北东向。三角洲前缘亚相基本覆盖了整个丘东地区，有利储层沉积相带主体位于丘东构造的中西部，向东到丘东6井已经过渡到前扇三角洲沉积，向北发育到丘东8井北部。该阶段丘东地区主要发育分流河道及河口坝等沉积微相，主体分为东西两部分，在丘东8－丘东23－东深1－丘东25一带主要发育为东部分流河道－河口坝沉积相带，丘东9－米3－米5为西部分流河道－河口坝沉积相带，位于中部的丘东27－丘东24一带砂体沉积较薄，属于水道间、分流河道及河口坝边缘沉积。该沉积期储层发育较厚，一般在10－30米。纵向上有利储层相带主要发育在X2砂组的中下部，上部该区物源供给逐渐变少，储层发育范围较小，主要为水道间及席状砂微相沉积，在西部的米3及米5井区发育分流河道沉积。
X1砂组沉积阶段，丘东地区整体水动力条件较强，物源供给充分，因此该层段各小层储层砂体均有一定规模的沉积。整体上，丘东地区该时期主要发育扇三角洲前缘沉积，呈朵状分布，向东及北部逐渐过渡到前扇三角洲及湖相沉积，储层发育有利相带即分流河道、河口坝微相主要发育在丘东构造的中西部。平面上主要发育两个有利微相带，一个位于丘东构造中部的丘东8－丘东7－丘东25－东深1一带，该相带主要发育分流河道、河口坝沉积，河口坝砂体平面叠合连片分布。砂岩叠合厚度达到
25
西安石油大学本科毕业设计(论文)50米以上，各小层均有砂体发育；另一个位于丘东9－米3－米5井区，该相带主要发育分流河道、河口坝沉积，平面上也呈叠合连片分布，砂岩叠合厚度达到30－40米，是丘东X1砂组的两个主要储层发育区带。位于两个有利相带过渡带的丘东27到丘东24一带X1砂组整体上以水道间沉积为主，只是在局部层段发育分流河道沉积。该层段沉积是整体水动力条件强，但不如X4沉积时稳定，平面上河道迁移摆动频繁，造成该砂组内部各小层沉积微相展布特征平面变化较大。
丘东三间房组（J2s）沉积阶段，该区水体较深，主要发育前三角洲亚相，微相以前缘席状砂、远砂坝为主。整个沉积阶段物源供给匮乏，以深湖泥沉积为主，仅在构造西部丘东7井、丘东9、丘东24井附近零星发育几个成土豆状的远砂坝。
丘东七克台组沉积阶段，该区水体较三间房组变浅，整个阶段仍以泥岩沉积为主，七克台地层沉积初期该区处于三角洲前缘区域，底部发育三角洲前缘席状砂沉积。3.2.3.2
储层孔渗特征
表3-5丘东气田储层物性
气田地层孔隙度渗透率（10um）-32七克台组15.9%9.09三间房租丘东气田西山窑组上气藏16.3%12.211.4%3.67西山窑组下气藏10.3%2.133.2.3.3储层分类与评价按基质孔隙度的大小对储层进行分类划分，标准如下：26
西安石油大学本科毕业设计(论文)6丘东气田储层分类评价标准表3-3-6
储层类别Ⅰ类储层Ⅱ类储层Ⅲ类储层Ⅳ类储层
孔隙度Φ≥13%9%≤Φ≤13%7%≤Φ＜9%Φ＜7%
储层分类
好较好差非
3.2.43.2.4.1
流体性质及分布流体化学组分特征
表3-7天然气组成性质
储层甲烷含量乙烷含量氮气含量
二氧化碳含量
相对密度含硫状况
七克台-三间房组西山窑组
66.0-83.0%9.0-13.2%1.25-1.71%0-7.59%0.7-0.97不含
77.5-93.8%4.9-16.3%0.7-2.81%0-0.23%0.70-0.95不含
表3-8凝析油组成性质
地面凝析油密度（g/cm3）
粘度（50℃）（mPa·s）
芳香烃含量（50℃）
胶质沥青质含量
（50℃）
烷烃含量（50℃）
0.724-0.7570.61-0.7959.3-62.9%2.33-11.21%0.6-4.7%
27
西安石油大学本科毕业设计(论文)表3-9丘东气田西山窑组油藏丘东22井地层原油性质分析结果表
中间烃
C1含量
（C2～C6）含量
C7+含量
流体密度（g/cm3）
粘度（mPa⋅s）
气油比（m3/m3）
体积系数
地饱压差（MPa）
59.2%24.49%15.57%0.59130.13312.341.9103.9
由表3-9可以得出：重质成份含量低、轻质组份含量高的轻质油藏流体特征；为未饱和油藏，同时也说明该油藏不是上覆气藏的油环，而是独立于上覆气藏之下的轻质油藏。
据丘东22井试油取样分析结果，该油藏地面原油具有低密度（0.8072g/cm3）低粘度（50℃时为4.32mpa⋅s）、中等凝固点（26℃）和高含蜡量（27%）的特点。3.2.4.2
PVT性质
表3-10丘东气田PVT样分析结果
最大反凝析液量较小3.21-7.11%
4.44%
凝析油含量中等
凝析油
190.5-260.4g/m
226.3g/m
3
3
C7含量中等2.66-3.13%
3.01%
+
地露压差小0.12-2.53MPa
1.47MPa
甲烷摩尔含量乙烷摩尔含量
凝析气
77.39-84.07%
7.05-9.83%
79.72%8.34%
28
西安石油大学本科毕业设计(论文)3.2.4.3地层水性质
表3-11水样分析结果
cl−含量
7374-74762mg/l
地层水总矿化度14832-126808mg/l
主要水型NaHCO3型
3.2.5气藏压力温度系统3.2.5.1
地层压力
丘东凝析气田共有三套水动力学系统,分别为J2q-s、J2x上和J2x下，其平均压力系数分别为1.02、1.002和1.01，均属于正常的压力系统。丘东气田共获得14个压力测点的测压资料，应用实测压力资料和流体分析数据，建立各气藏地层压力与海拔的关系图版为：
J2q-s气藏：
Pi=0.002622H+20.5489744
J2x上气藏：
Pi=0.0025126H+24.967256
J2x下气藏：
Pi=0.0029447H+26.28616
（3-3）（3-2）（3-1）
图3－4丘东气藏压力海拔关系图
29
西安石油大学本科毕业设计(论文)式中3.2.5.2
P—地层压力，MPa。地层温度
根据丘东凝析气藏地层温度测试资料，建立气层地层温度与深度关系曲线为：
T=0.0254H+10.824
(3-4)
式中H—气层深度，mT—气层温度，℃。
各气层温度由温度与深度关系确定。
丘东凝析气田地温梯度为2.54℃/100m，为异常低温系统。
图3－5丘东凝析气田地层温度梯度图
3.2.6气藏类型及驱动类型
从目前试油试气及生产资料综合分析，丘东气田自上而下发育三套凝析气藏和一个油藏，即J2q-s组气藏、J2x组上、下气藏和西山窑组油藏，每个气藏和油藏均具有独立的压力系统和油气水关系。由于丘东地区中侏罗统的砂体向北东方向减薄或尖灭，油气藏的控制因素除了背斜构造外，岩性是该气田的另一个主要控制因素，只是在各个层组上岩性对气藏控制作用大小不同而已。（1）七克台—三间房组气藏
30
西安石油大学本科毕业设计(论文)J2q-s组气藏为发育在丘东背斜西翼上的岩性气藏，流体分布主要受孤立的砂体控制，目前未发现水层，气藏驱动类型属于弹性驱动，地层压力25.5～26.2MPa,地层温度346～353K。（2）西山窑上气藏
J2x组上气藏为发育在丘东背斜东南翼的构造—岩性复合型气藏，在构造南翼流体分布受构造控制，部分井钻遇了边水，在其余三个方向受岩性控制。根据丘东气田气水界面实际资料图，其构造南北两翼气水界面略有差异，南翼气水界面在海拔-2700m，是以丘东26井测井解释纯气层底部为界面；北翼界面是以丘东21井试气纯水顶为界确定，海拔在-2649m。驱动类型边水驱动，地层压力31.5～31.6MPa,地层温度364～366K。（3）西山窑下气藏
J2x组下气藏也是为发育在丘东背斜东南翼的构造—岩性复合型气藏，在构造南翼流体分布受构造控制，部分井钻遇了边水，在其余三个方向受岩性控制。西山窑下气藏具有上气藏相同的特征，其南北两翼气水界面仍然略有差异，北翼界面在-2840m，南翼界面在-2884m,其依据为丘东24井X41层(3427.0～3471.8m)井段(海拔-2839.0～-2884.0m)，为含气水层；丘东21井在X41层(3381.2～3422.0m)井段(海拔-2796～-2837m)，测试含水气层；取水层顶、气层底-2840m为界面。丘东25井X41层(3401.0～3446m)井段(海拔-2837.7～-2883.1m），测试为气层；丘东26井在井段(海拔-2860～-2884m)对X42产层测试，日产气4000m3，压裂后日产气11×104m3，取气层底-2884m为界面。驱动类型边水驱动，地层压力34.4～34.6MPa,地层温度369～370K。（4）西山窑组油藏
西山窑组油藏为边水岩性—构造轻质油藏，油水界面-2998m，油藏埋深3450～3600m，油柱高度150m，油藏地饱压差为3.9MPa，为未饱和油藏。
温西十、米登块西山窑顶构造整体为一短轴断背斜，受北东东向5条断层分割，形成温西十、米登两个含油气区块。该区7口井的试油、测井解释和生产资料表明，气水界面较接近，具有统一气水系统，综合确定气水界面海拔为-2600m，气藏类型为边水层状构造-岩性凝析气藏，气柱高度180m。3.33.3.1储量计算容积法储量G=0.01AhφSg式中PiTs1ZiPsT1+RMCGi（3-5）G—标准条件下储层凝析气总气态(干气、凝析油和凝析水折算气)地质31
西安石油大学本科毕业设计(论文)体积储量，×108m3；
A—含气面积(×106m2)；h—平均有效厚度（m）；φ—平均有效孔隙度(f)；；Sg—平均原始含气饱和度（f）
T—气藏平均温度（K）；；Ts—地面标准温度293（K）
Ps—地面标准压力0.101（MPa）；Pi—气田的原始地层压力（MPa）；
Zi—原始气体偏差系数；
RMCGi—原始凝析气的mol凝析液气比，mol/mol。
3.3.23.3.2.1
储量计算参数含气面积的确定
利用Geomap工具来计算含气面积；具体操作过程如下:
插入井位→加载底图→标记定位点→设置定位点参数→画曲线→求曲线所包围的面积→在比例尺上标记定位点，计算比例尺的直角坐标距离→查看定位点的坐标参数→得出直角坐标上的长度与实际长度之比→比例换算得出真实面积
图3-6Geomap制图画曲线
32
西安石油大学本科毕业设计(论文)图3-7Geomap面积计算结果
由于没有给出大地坐标，故而可以设置直角坐标，通过比例换算得出真实面积。
2面积计算结果表3-13-12
七克台组（km）2.09
2
三间房组
2
三间房组
2
三间房组
2
西山窑组
2
西山窑组
2
西山窑组
2
S1（km）S2（km）S3（km）X2（km）X3（km）X4（km）0.57
2.77
0.30
2.86
5.34
4.89
3.3.2.2平均有效厚度的确定
利用Geomap工具，通过面积加权来求平均有效厚度
3厚度计算结果表3-13-13
七克台组（m）0.72
三间房组S1（m）2.18
三间房组S2（m）2.91
三间房组S3（m）2.69
西山窑组X2（m）6.57
西山窑组X3（m）4.75
西山窑组X4（m）18.44
3.3.2.3有效孔隙度的确定
利用测井解释孔隙度，经体积加权平均后，扣除测井孔隙度和岩心孔隙度间的系统误差，经压实校正得到有效孔隙度。
33
西安石油大学本科毕业设计(论文)表3-14
丘东凝析气田有效孔隙度
地层七克台组三间房组西山窑组上气藏西山窑组下气藏
孔隙度15.9%16.3%11.4%10.3%
3.3.2.4含气饱和度的确定
表3-15丘东凝析气田原始含气饱和度
地层七克台组三间房组西山窑组上气藏西山窑组下气藏
原始含气饱和度71.5%71.5%62%56%
3.3.2.5气藏平均压力和温度
利用前面得出的压力梯度和温度梯度（公式3-1到3-4），根据实测点数据，确定计算单元的原始地层压力和温度。
表3-16丘东气田储层平均压力和温度
地层平均压力（MPa）平均温度(℃)
七克台组25.4673
三间房组25.4673
西山窑组上气藏
31.4791
西山窑组下气藏
31.6393
3.3.2.6气体偏差系数
由模拟法和图版法综合确定
表3-17丘东气田气体偏差系数
地层七克台组三间房组西山窑组上气藏西山窑组下气藏
气体偏差系数0.8340.8480.9290.965
34
西安石油大学本科毕业设计(论文)3.3.2.7凝析油含量
根据PVT分析结果可知：丘东气田凝析油含量为226.3g/m3。3.3.2.8
可采储量的计算
丘东气田天然气技术采收率为70％，凝析油技术采收率为25％。3.3.3丘东气田储量计算结果
天然气地质储量25.3424×108m3，技术可采储量17.7397×108m3。凝析油地质储量57.35×104t，技术可采储量14.34×104t。
表3-18丘东气田储量计算结果
西山窑组上
气藏8.4258
西山窑组下
气藏13.5125
储层层位
天然气含量（10m）
地质储量
凝析油含量（10t）天然气含量（10m）
可采储量
凝析油含量（10t）
48
348
3
七克台组三间房租
0.43792.9662
0.996.7119.0730.58
0.30652.07635.89819.4588
0.251.684.777.65
4丘东气田储量评价3.3.3.3.4
气藏储量开发利用的经济效果不仅与气藏的储量有关，还主要取决于储量的质量和开发的难易程度，不分析探明储量的质量，将会使勘探工作处于盲目状态，为此，在我国颁布的油、气储量规范中，明确提出对探明储量必须进行综合评价，往往是从以下五个方面进行的。
(1)流度（K/µ）[10-3um2/(mPa⋅s)]
表3-19流度分类表
高>80
中30-80
低10-30
特低〈10
35
西安石油大学本科毕业设计(论文)(2)地质储量丰度（G/A）(108m3/km2)
表3-20地质储量丰度分类表
高丰度>10
中丰度2-10
低丰度<2
(3)地质储量（108m3）
表3-21地质储量分类表
大型气田>300
中型气田50-300
小型气田<50
(4)气井产能大小（千米井深的稳定日产气量）[104m3/(km⋅d)]
表3-22气井产能大小分类表
高产>15
中产3-15
低产<3
(5)储层埋藏深度（m）
表3-23储层埋藏深度分类表
浅层<1500
中深层1500-3200
深层3200-4000
超深层>4000
对于丘东气田：流度K/µ在80以上，高流度；
地质储量丰度G/A=1.4×108m3/km2，低丰度；地质储量G=25.3424×108m3，小型气田；
气井产能大小大约在15×104m3/(km⋅d)，中等产能；储层埋藏深度在1500-3200之间，中深层。
36
西安石油大学本科毕业设计(论文)3.4
13.4..4.1
气藏工程设计
开采方式
丘东气田七克台组为中、低孔，中、低渗储层，砂体厚度较薄，单砂层厚度一般为2.0～5m，平均3.1m，最大单层厚度5.5m。全区砂体不发育，单井一般仅发育1～2个单砂体，砂体横向连续性较差，储层物性较差，在本区属于非主力含气层段。
丘东气田三间房组为中、低孔，中、低渗储层，地层以大段泥岩中间发育个别砂体为特征，单砂层厚度一般为1.6～12m，平均6.2m，最大单层厚度14.4m。平面上砂体不连续，呈土豆状分布，土豆状砂体主要分布在工区西部米139井、丘东7、丘东24井区域。剖面上单砂体相变快，连通差、延伸距离短，一般为200-800米。
七克台-三间房组气藏为发育在丘东背斜西翼上的岩性气藏，流体分布主要受孤立的砂体控制，目前未发现水层，气藏驱动类型属于弹性驱动。
综合以上情况，并且考虑到经济因素，七克台-三间房组气藏采用枯竭式开发。
西山窑组上、下气藏均为低孔低渗类储层，砂体成块状分布。西山窑组上、下气藏均为发育在丘东背斜东南翼的构造—岩性复合型气藏，在构造南翼流体分布受构造控制，部分井钻遇了边水，在其余三个方向受岩性控制，驱动类型主要为弹性驱动，其次为较弱的边水驱动。
综合以上情况，考虑经济与地质方面的情况，西山窑组上、下气藏采用枯竭式开发。3.4.23.4.2.1
层系划分及井网系统层系划分
凝析气藏开发层系的划分与油藏开发层系的划分基本上是相同的，都是建立在对油气藏储层在纵向上和平面上的相似性和差异性的研究基础上来进行划分的，相似性表现在：
(1)流体性质相近；
(2)分层地层压力系数相同；(3)分层的储层物性相近
(4)储层具有一定的厚度和生产能力及一定的储量规模。
综合上述四点，我们用三套开发层系来开发丘东气田，其各自为七克台-三间房组、西山窑组上气藏和西山窑组下气藏。
37
西安石油大学本科毕业设计(论文)3.4.2.2井网部署
井网的类型应根据气藏形态、井的产能在纵横向分布特征、不同开发方式以及凝析气井所处地形等要求进行合理选择。一般来说，凝析气藏井网选择可借鉴纯气藏和油藏开发井网的经验。当确定凝析气藏开发采用衰竭式开采方式时，井网设置基本与纯气藏布井方式一致。
井网有均匀井网和非均匀井网两种类型，这要根据生产层中井的产能在平面上分布的均匀程度来确定。均匀井网类型适用于较均质的地层，而非均匀井网适用于不均质储层或渗透性和连通性不好的储层或地面条件不允许（如城市、水域、沼泽地带）的情况。
以上述布井原则为出发点，考虑到丘东气田的地质特点，采用在高产能地区集中布井，而非均匀布井。
合理井距和井网密度的确定主要从三个方面考虑：一是考虑井网密度对储层砂体的控制程度和单井控制储量；二是考虑确保气藏在既定的采气速度下的稳定产量和稳定时间；三是考虑经济极限井网密度。由于井网形式、井网密度、砂体的控制程度、稳产产量、稳产期与经济效益是相互制约密切相关的，所以必须将它们进行整体考虑，最终通过油藏工程、数值模拟和经济指标研究来综合评价。
国内外经验表明：凝析气藏开发井距一般在1-1.5Km范围内，对于储层连通性好或裂缝发育地带可达4-5Km范围，对厚层以及对储渗性质和连通差的气藏，井距可以在1Km以下。(1)经济极限井距
GERP=nelF+GERC式中
G―气田地质储量，108m3；
(3-6)
ER―气田采收率，ｆ；P―税后气价，元/m3；
C―生产每立方米气的操作成本，元/m3；F―一口井的开发总投资，元；
nel―经济极限井数。
经济极限井数:
nel=
GER(P−C)
F(3-7)
38
西安石油大学本科毕业设计(论文)经济极限单井控制储量:
G1el=
GF=
nelER(P−C)
（3-8）
如果气田储量的丰度为Ωg，则单井极限控制含气面积应为:
A1el=
经济极限井网密度：
FΩgER(P−C)
(3-9)
F带入G=25.34，ER=70%，P=0.832元/m3，C=0.3元/m3；F=1065.9万元，得出经济极限井数：
Sel=
ΩgE（Rp−c）
(3-10)
nel=88口
(2)最佳井距[12]
ER=Ede-B/S式中
(3-11)
ER—采收率，f；Ed—驱气效率,f;S—井网密度,口/Km2；B—井网指数，口/Km2。
B=0.056(
kh2kh)-0.（6）+2.13uu(3-12)
式中，kh/u—地层流动系数，D⋅m/(mPa⋅s)。
开发气田的总盈利为：
M=GERP−ASF−GERCSM=GEde-B/（P−C）−ASF(3-13)(3-14)
对上述公式求导令其等于0即可得最佳井网密度:
∂MGBEd−B/S=e(P−C)−AF=02∂SS最佳开发井数：
(3-15)
nopt=ASopt39
(3-16)
西安石油大学本科毕业设计(论文)最佳单井控制含气面积：
A1opt=
1Sopt(3-17)
最佳单井控制地质储量：
N1opt=
ΩoSopt(3-18)
3.4.3气井产能分析.4.33.4.3.1
试油、测试成果
表3-24丘东气藏试气成果统计表
井名东深1井东深2米3井丘东21井丘东22井丘东23井丘东24井丘东25井丘东26井丘东27井丘东 28 井J2xJ2xJ2xJ2xJ2xJ2x层位测试井段（m）3333.6～3350.03354.0～3387.43414.0～3446.03050.0～3096.03250.0～3278.63120.2～3158.63237.0～3249.43381.2～3442.03302.0～3406.03114.0～3193.63398.9～3438.93452.5～3499.03190.0～3230.03427.0～3471.83104.4～3432.03403.1～3450.33420.2～3451.53492.5～3539.83232.6～3265.63374.0～3420.03105.0～3141.03155.3～3165.33230.0～3241.03382.0～3434.03402.8～3425.23450.6～3460.63470.0～3478.23176.4～3191.53336.8～3391.23063.0～3198.03364.4～3406.03181.7～3189.53193.7～3217.23330.5～3338.83342.3～3364.33490.7～3527.7测试情况油气水（方／天）（万方／天）（方／天）4.722.3/8.643.04///少量7.9/4.481.546/7.71.51.243.4///8.74649.2674.7822.7/3.34.2/无显示,抽汲排液液性为水///射后有微量气体/7.6少量5.6/7.724.111.02/2.4射后无显示,压后出少量气/少量19.827.512.9///3/6.613.2710.811.13//3.6///41.1551.972.74.84.3/射后无油气显示//0.460.30.252119////0.741.86试油结论气层气层干层气层气层水同层干层水同层气层气层水层干层干层气水层气层气层气层产气层水同层气层气层气层干层气层水层水层水层气层气层气层气层气层气层水层干层水层J2xJ2xJ2xJ2x气气含低气丘东 3 井J2x丘东 4 井丘东 29 井丘东 7 井J2xJ2x丘东 9 井J2x3.4.3.2系统试井分析
系统试井也叫稳定试井，稳定试井是气体在地下的渗流是稳定状态的试井，当流动条件(压力、流量、排流半径)不随时间变化时视作稳定流动。系统试井的具体做法
40
西安石油大学本科毕业设计(论文)是，改变几个工作制度，求得每个工作制度的流压和产量，根据求得的每个工作制度的流压和产量进行整理，确定气井产能方程，再根据产能方程计算出气井无阻流量，无阻流量大小即代表气井产能大小
[13]
。
例如:丘东7（2642～2656m）J2s井段
对丘东7（2642～2656m）J2s井段进行了系统试井测试，录取到了4个稳定测点资料，测试数据见表，经产能方程回归分析得到了丘东7井产能方程与无阻流量。
表3-25丘东7井系统试井测试分析数据表
序号1234油嘴（mm）8121518日产油m/d43.871.588.488.73日产气10m/d15.0524.3126.5128.22
2
43日产水m/d15.0524.3126.5128.203折算日产气10m/d15.7325.4227.8829.5843地层压力MPa流压MPa2326.0319.3418.0517.3(1)二项式产能方程[14]为:
Pr-Pwf=A+Bqscqsc在excel中线性回归求解A与B可以得出以下线性方程:
pr−pwf
=0.2497qsc+5.5419qsc
2
2
（3-19）
（3-20）
图3-8丘东7井二项式产能方程分析曲线
绝对无阻流量是假设井底流压为0时的气井产量,带入pwf=0,得:
qAOF=42.16MPa(104m3/d)
(2)指数式产能方程为：
41
西安石油大学本科毕业设计(论文)lgqsc=lgC+nlg（pr-pwf）
22
（3-21）
将其改写为：
lg（pr-pwf）=
2
2
11
lgC+lgqscnn
（3-22）
在excel中利用线性回归法可以得出n与C的值：
lg（pr-pwf）=0.3522+1.5138lgqsc
2
2
（3-23）
图3-9丘东7井指数式产能方程分析曲线
绝对无阻流量是假设井底流压为0时的气井产量,带入pwf=0,得:
qAOF=43.66MPa(104m3/d）
3.4.3.3一点法试井
目前国内外常用的气井产能测试方法是多点回压法试井。这种试井方法通常可以求得较为真实的产能，但需较长的测试时间，而且也常因探井缺少集输流程和装置，有大量的气体要放空。同时，也会因地质条件等原因（如测试过程中气藏地层压力下降），得不到正确的具线性关系的数据。这些都是常规多点测试方法存在的问题。为了改进这一情况，现场采用一点法测试
[15]
。
一点法测试，它只需在关井测得地层压力后，开井取得一个工作制度下的产量和井底流压即可。其产能分析方法多为经验方法，对于具体的某一气田，应根据所进行的产能测试，特别是系统试井测试成果，回归出适合于该气田相应的一点法产能公式，主要用下面公式进行处理得到：指数式：即
qAOF=q/(APD)qD=ApDBB（3-24）（3-25）
42
西安石油大学本科毕业设计(论文)根式：式中：
⎡⎤⎛1−α⎞
α⎢1+4⎜2⎟PD −1⎥
⎝α⎠q⎢⎥⎣⎦qD==
qAOF2(1−α)
2
PR2−Pwf（3-26）
PD=
PR2qqAOF（3-27）
qD=
（3-28）
Aα=同样的，我们可以对丘东7井（2642～2656m）J2S井段进行一点法试井测试。
A+BqAOF指数式:
图3-10丘东7井指数式一点法产能公式回归图
经过变化可以得出：
qD=0.99pD0.66
（3-29）
0.66
qAOF=q/(0.99PD)（3-30）
代入各个工作制度下的流量可以得出不同的绝对无阻流量。根式：
1丘东7井根式一点法产能公式回归图图3-13-11
43
西安石油大学本科毕业设计(论文)经过变化处理可以得到：
qD=
qqAOF=
1+21.85pD−1
3.780
（3-31）
qAOF=
3.780
q1+21.85pD−1
（3-32）
代入各个工作制度下的流量可以得出不同的绝对无阻流量。
表3-26丘东7井无阻流量计算结果表
一点法无阻流量
(10m/d)指数式43.2643.62
42.16
27.8829.58
43.66
43.4343.89
41.9442.48根式42.3142.06
43
产量(10m/d)
43
二项式无阻流量
(104m3/d)
指数式无阻流量
(104m3/d)
15.7325.42
3.5经济评价
凝析油气田开发远景评价具体评价方法也是采用原中国石油天然气总公司
计划局和规划设计总院编写的《石油工业项目评价方法与参数》一书规定的方法，即目前世界上通用的动态评价方法，并结合我国国情辅助于静态评价方法。3.5.1
投资估算
（1）气藏开发建设投资估算；主要包括固定资产投资、无形资产、递延资产和预备费。
（2）流动资金估算；它是流动资产与流动负债的差额。
（3）资金筹措；资金筹措的工作主要包括本金的筹集、负债融资渠道、流动资金筹措、资本成本计算以及融资租用固定资产等。3.5.2
生产成本费用估算
（1）操作成本；主要包括材料费、燃料费、动力费、生产工人工资、职工福利费、驱油物注入费、井下作业费、测井试井费、维护及修理费、轻烃回收
44
西安石油大学本科毕业设计(论文)费、油气处理费、运输费、其他直接费和厂矿管理费。
（2）折旧与折耗；
（3）经营成本；包括管理费用、财务费用和销售费用。
（4）税金参数；在油气建设项目财务评价中所涉及的税金参数有增值税、资源税、城市维护建设税、教育费附加以及所得税。3.5.3
财务评价方法与指标
油气开发建设项目财务评价包括盈利能力分析和清偿能力分析；有关盈利能力分析的主要动态评价指标是财务净现值、财务内部收益率；主要静态评价指标是资产回收期、投资利润率、投资利税率和资本金利润率。有关清偿能力分析的主要指标包括资产负债率、流动比率、速动比率和借款偿还期。3.5.3.1
财务盈利能力分析
（1）财务内部收益率(FIRR)
Σ(CI−CO)t(1+FIRR)−t=0
nt−1
（3-33）
式中FIRR–财务内部收益率；CI–现金流入量；CO–现金流出量
(CI-CO)t–第t年的净现金流量；n–项目计算期。
计算出的财务内部收益率与行业基准折现率(Ic)比较,当FIRR≥Ic时，即认为
其盈利能力已满足要求，可认为项目在财务上是可以接受的。（2）财务净现值（FNPV）
FNPV=Σ(CI−CO)t(1+Ic)-tt=1
n（3-34）
当FNPV大于或等于零时表明项目的盈利能力满足要求，是可以接受的；当FNPV小于零时表明项目的盈利能力没有满足要求。（3）投资回收期
Σ(CI−CO)t=0
Ptt=1
（3-35）
式中Pt–投资回收期；CI–第t年的现金流入；
45
西安石油大学本科毕业设计(论文)CO–第t年的现金流出。求出的投资回收期与行业的基准回收期（Pc)进行比较，当Pt≤Pc时，表明项目的投资回收期满足行业规定的要求。（4）投资利润率投资利润率=年利润总额×100%项目总投资额（3-36）年利润总额=年销售收入-年生产成本费用-销售税金及附加（3-37）项目总投资=建设投资+方向调节税+建设期投资+流动资金（3-38）在财务评价中，通常将投资利润率与行业平均利润率对比，判别项目单位投资盈利能力是否达到本行业的平均水平。（5）投资利税率投资利税率=年利税总额或年平均利税总额×100%总投资（3-39）（3-40）年利税总额=年销售收入-生产成本费用在财务评价中，通常将计算出的投资利税率与行业平均的投资利税率进行对比，以判别是否达到本行业的平均水平。（6）资本金利润率资本金的利润率=年利润总额或年平均利润总额×100%（3-41）资本金资本金指按照国家规定项目自筹的资金，包括自有建设投资部分和自有流动资金部分。3.5.3.2清偿能力分析Pd（1）建设投资借款偿还期Id=ΣRtt=1（3-42）式中Id–建设投资国内借款本金和建设期利息之和；Pd–建设投资国内借款偿还期（一般从借款开始年计算）；Rt–第t年可用于还款的资金。国内借款一般是按照已经明确的或估计可能的借款偿还条件计算还款时46
西安石油大学本科毕业设计(论文)间，因此，只要项目能够满足其还款条件，就可以认为项目是有清偿能力的。（2）资产负债率资产负债率=负债×100%资产（3-43）资产负债率既可以衡量项目利用债权人的资金进行经营活动的能力，也可以反映债权人发放贷款的安全程度。目前国际公认的可以接受的资产负债率为50%左右。（3）流动比率流动比率=流动资产总额×100%流动负债总额（3-44）流动比率反应项目各年偿付流动负债能力的指标，主要用于考察流动资金状况和短期偿债能力。（4）速动比率速动比率=流动资产总额-存货×100%流动负债总额（3-45）速动比率是反映项目快速偿付流动负债的能力的指标，是对流动比率的补充，反应的仍然是项目的短期偿债能力。47
西安石油大学本科毕业设计(论文)4结论
本论文是为凝析气藏的开发方案设计提供一个指导性的航标。第一章主要论述了凝析气藏的开发史和现状，以及这篇论文的意义、目的等，还有就是本论文所依据的原则和写作方法等；第二章概括性的提供了凝析气藏开发方案编制的具体步骤，并在其中部分掺有我国凝析气藏各方面的特点，使我们可以大体上了解我国凝析气资源各方面的开发优势与略势，从而为以后的开发方案设计提供些许的理论依据；第三章以吐哈盆地的丘东气田为实例，向我们展示了具体方案的编写过程，其重点在于凝析气田储量的计算，还有就是产能的评价。
通过本论文可以得出以下结论：
（1）对于储量小且埋藏较深的凝析气藏，不宜采用注气方式开发；（2）对于低渗凝析气藏，一般选择不规则井网开发
[16]
；
凝析气田的开采方式出于经济效益方面的考虑，同时考虑到气田的流体性质以及地质方面的因素，大部分都会选择衰竭式的开采方式，但是这样的开采会有一定的弊端。我们只有在气田符合以下情况时采用衰竭式开发：
（1）原始地层压力高。如果凝析气藏的原始地层压力大大超过其露点压力，那么气藏在较长的时期内可以保持产层内不出现凝析现象，直至地层压力衰竭至露点压力，孔隙内才可能出现液相油。显然，凝析油最先是在井底附近分离析出，随后逐渐扩大至全气层，这种损失越来越大，但由于在第一个开采阶段（凝析作用发生之前）并不会出现重烃的损失，因而总的采收率仍然可以是相当高的。
（2）凝析气藏面积和储量都不大。如果凝析气藏面积和储量小，很显然，采用回注干气所增加的凝析油产量不能补偿钻注入井和修建增压站的费用,这样的气藏就只能采取衰竭式开发,否则经济上是不具可行性的。
（3）地层气中凝析油含量偏低。许多凝析气藏中重烃组分含量并不高，因而凝析油的蕴藏量比较小，对于这类气藏保持地层压力所获得的效果不足以补偿实施这个过程的费用，所以这类气藏都以衰竭式开发，同时仍然可以获得较高的凝析油采收率。
（4）地质条件不适合干气回注。当产层渗透性不好时，要保持注入足够的干气来保持地层压力则必须增加注入井数，如果存在过多的断块或不渗透带，也必须钻大量的注入井，这样的凝析气藏即使凝析油储量很大，从经济和工艺技术的角度考虑，仍应采用衰竭式开发，否则造成过大的投入，可能得不偿失
[17]
。
随着开采的进行，地层的压力会不断降低，当地层压力降低到露点压力之后，气态的凝析油会转化为液态的凝析油，发生反凝析现象，产生反凝析液，反凝析液积聚在近井地带，将造成地层渗流通道的堵塞，使气井产能下降，我们称之为反凝析污染。反凝析现象首先发生在压力降落速度最快的近井筒周围
48
西安石油大学本科毕业设计(论文)区域。凝析油基本滞留在储层中，这将减少气体流动的有效孔隙空间，对气相渗流产生堵塞效应，从而降低气相相对渗透率，导致气井产能的降低。
考虑到反凝析的存在，我们可以采用保持压力的开采方式。保持压力开采的原理是以注入剂驱替富含凝析油的湿气，同时保持油气带和油水带的压力平衡，避免在储层中发生反凝析作用，从而达到提高凝析油和天然气采收率的目的，在凝析油储量大和含量较高的情况下，应尽可能地采用保持压力方法开采，这样可避免大量凝析油损失在地层中。采用循环注气（传统）保持地层压力的方式需要大量投资来购置高压压缩机等注气设备，建设和运行也需要大量的投资，并且在循环注气期间无法利用自产气，开采周期长。有的凝析气藏由于自产气气量小不能满足回注的需要，还需要引进天然气，因此有无气源也是决定采取什么方式保持压力的重要因素[18]。
在以后的工作中，我们可以着重考虑以下技术的研究：
（1）注烃提高凝析气井产能方法：凝析气井在低于露点压力生产时，由于凝析油析出并在井筒附近发生聚集，导致气井产能下降，通过向井内注入烃类溶剂，利用反蒸发及混相机理，可以恢复气井产能，提高凝析气藏采收率
[19]
。
（2）注水提高采收率技术：对于注水方便、储层非均质性弱、构造起伏和渗透性都比较理想的凝析气藏可以进行注水的可行性论证；对于我国的储量大、含气面积大的非均质凝析气藏，采用注水开发时宜采用水气交替注入方式；要评价废弃凝析气藏注水效果，关键之一是确定好凝析油的采收率，在实际储层岩心进行长岩心驱替测定凝析油采收率其代表性更好。
国内目前凝析气藏注水技术的基础研究和应用都很少，通过室内物理模拟和计算机数值模拟研究注水机理在理论和实际应用中必然都有重大的意义[20]。
(3)凝析气藏循环注气新方法：凝析气藏循环注气开发注干气受气源及天然气价格因素影响较大；注氮气则可以节省宝贵的天然气资源,但会引起凝析气藏露点压力升高而造成一定量的凝析油损失。干气-氮气交替注入方法开发凝析气藏的方法,可发挥干气对析出凝析油的反蒸发作用，而将氮气作为一种单纯的驱替介质,减小因氮气与凝析气接触后导致露点压力升高而引起的凝析油损失
[21]
。
(4)对于我国大多数的低渗透凝析气藏，可以采用水平井技术开发：水平井在油气藏中的应用比较广泛，利用水平井可以增加泄油面积，提高单井产量，增加裂缝的钻遇机率，降低地面设施设计费用，延缓底水和气顶气的推进，提高凝析油最终采收率。利用数值模拟塔里木盆地牙哈凝析气藏的一口水平井和三口垂直井，以同样的开采速度开采时的各自开发指标。数值模拟结果表明，水平井的生产压差小，水平井的见水时间长。在注气保压开采下，水平井的气油比递增速度要明显低于直井，这表明，在循环注气开发下应用水平井开采有利于提高凝析油的采收率。
49
西安石油大学本科毕业设计(论文)采用水平井的生产具有以下几个特点：产能高、高产稳产时间长；延缓底水锥进和注入气突破；无反凝析生产期长处理后产量提高0.3-0.5倍[23]。
[22]
。
（5）CO2单井吞吐：乌克兰季莫菲耶夫凝析气田用液态CO2处理近井带，
50
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52
西安石油大学本科毕业设计(论文)致谢
大学时光如白马过隙般匆匆而逝，在这毕业的季节里,我的论文即将完成,在此,我首先向关心帮助和指导我的老师詹静老师表示衷心的感谢并致以崇高的敬意！
回顾四年来的大学生活，我学到了很多，感到无限的欣慰。为此我向热心帮助过我的所有老师和同学表示由衷的感谢!在毕业设计工作中，我遇到了许许多多这样那样的问题，有的是专业上的问题，有的是论文格式上的问题，一直都得到詹静老师的悉心指导，詹静老师以其渊博的学识、严谨的治学态度、求实的工作作风和她敏捷的思维给我留下了深刻的印象，再一次向她表示衷心的感谢，感谢她为学生营造的浓郁学术氛围，以及学习、生活上的无私帮助!值此论文完成之际，谨向詹静老师致以最崇高的谢意!
最后，衷心地感谢在百忙之中评阅论文和参加答辩的各位专家、教授！
53
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