锦州251南油气田投产的方案0910-课件

锦州25-1南油气田投产方案（地质油藏）中海石油（中国）有限公司天津分公司生产部

2009.10锦州25-1南油气田中海石油（中国）有限公司天津分公司生产部汇报提纲油气田地质概况油气田开发简介井位调整与优化开发井投产方式及资料录取2汇报提纲油气田地质概况2地理位置及区域特征锦州20-2锦州25-1南绥中36-13140.2km37.3km位于辽东湾北部海域西南距绥中36-1CEP平台约37.3km东北距锦州20-2中北平台约40.2km平均水深：22.7-24.6m3地理位置及区域特征锦州20-2锦州25-1南绥中36-131辽西低凸起中北段

两侧分别为：辽中凹陷中洼和辽西凹陷中洼锦州20-2锦州25-1南绥中36-132140.2km37.3km构造位置图区域特征4辽西低凸起中北段锦州20-2锦州25-1南绥中36-1321构造特征古潜山背景上发育的近NE向断裂半背斜；南北长(24km)东西窄(9km)被辽西2号断层分割为东、西两个高带；东高带西高带层辽西2号断5构造特征古潜山背景上发育的近NE向断裂半背斜；东高带西高带层沙河街组太古界扇三角洲前缘亚相砂岩片麻岩沙二段锦州25-1南油气田油气层综合柱状图含油气层系6沙河街组太古界扇三角洲前缘亚相砂岩片麻岩沙二段锦州25-1南n=148沙河街组储层特征n=148中高孔渗的储集物性

7n=148沙河街组储层特征n=148中高孔渗的储集物性7岩心分析孔隙度（％）岩心分析渗透率（mD）小柱样常规物性分析结果为孔隙度1.0～12.5％，平均6.2％，渗透率0.093～112.23mD，一般小于1mD储层特征太古界储层具有孔（洞）、缝并存、非均质程度较高的双重介质特点。8岩心分析孔隙度（％）岩心分析渗透率（mD）小柱样常规物性分析流体性质－地面原油具有密度中等、粘度低、胶质沥青质含量中等、凝固点低、含蜡量及含硫量低的特点9流体性质－地面原油具有密度中等、粘度低、胶质沥青质含量中等、流体性质－地层原油饱和压力高、溶解气油比中等以及粘度低等特点

沙河街组地层原油地饱压差比较小（0.15～1.94MPa

）太古界地层原油地饱压差相对较大（2.87～7.38MPa）10流体性质－地层原油饱和压力高、溶解气油比中等以及粘度低等特点流体性质－地面凝析油具有密度、粘度、胶质沥青质含量、凝固点、含蜡量及含硫量均较低的特点11流体性质－地面凝析油具有密度、粘度、胶质沥青质含量、凝固点、C1：83.92-91.61%C2-6：7.38-13.75%非烃类气体：主要为CO2

含量0.16-0.49%,相对密度：0.664气油比:14818C1：65.46-90.44%C2-6：6.04-31.93%非烃类气体：主要为CO2

含量0.28-1.63%相对密度：0.754C1：82.96-84.89%C2-6：10.92-15.86%非烃类气体：主要为CO2

含量0.06-0.44%相对密度：0.713沙二段气层气沙二段溶解气太古界溶解气

天然气非烃含量低

流体性质－天然气性质12C1：83.92-91.61%C1：65.46-90.44%

油气层分布主要受构造控制，局部受岩性影响，同一高带的不同油组分属于不同压力系统，油藏类型属于由多个断块组成、纵向上具多套油气水系统的层状构造油气藏

油藏类型沙河街13油气层分布主要受构造控制，局部受岩性影响，同一高带的油藏类型太古界潜山油藏模式：潜山为强非均质块状油藏（具有似层状性质）太古界14油藏类型太古界潜山油藏模式：太古界14锦州25-1南油气田储量锦州25-1南油气田控制储量计算结果沙河街组：1420104m3

太古界潜山：1291104m3

全油田：2711104m315锦州25-1南油气田储量锦州25-1南油气田控制储量计算结果汇报提纲油气田地质概况油气田开发简介井位调整与优化开发井投产方式及资料录取16汇报提纲油气田地质概况16开发原则总体设计，分期实施，滚动开发，不断优化。油气并举，强化采油，防止油侵气藏，提高原油和天然气的采收率。分层系开采，减少层间干扰。沙河街组油气藏充分利用气顶和边水能量，衰竭开发。太古界潜山油藏适时注水,保持合理地层压力,保证油井高产稳产。气井少井高产，后期油井上返采气，保障稳定供气。充分应用新工艺新技术，提高油气井产能和油气田综合效益。17开发原则总体设计，分期实施，滚动开发，不断优化。17开发层系划分

分三套开发层系：潜山沙二段I油组沙二段II油组

18开发层系划分分三套开发层系：18开发井网东高带沙河街I油组油气藏弱边水带气顶的油气藏西高带I油组属于弱边水气藏或带油环的气藏西高带II油组属于弱边水带气顶的油藏气少油多，气顶气的地质储量只有14.2×108m3，顶部布一口气井，油环上布一排油井,采用500m井距

仅在气藏高部位布气井仅在油环上布油井，气顶不布井开发,采用800m井距

太古界潜山断层较多，可能存在底水的特点，采用顶密边稀的不规则布井方式，井距控制在400-500m之间

19开发井网东高带沙河街I油组油气藏弱边水带气顶的油气藏西高带油气井产能分析_沙河街20油气井产能分析_沙河街20油井产能分析_太古界21油井产能分析_太古界21

锦州25-1南油气田总井数（ODP）三座平台：A平台2019年2月1日投产，B平台2019年9月1日投产，C平台2019年2月1日投产。22锦州25-1南油气田总井数（ODP）三座平台：A平台201锦州25-1南油气田产油量构成图高峰年产油量89.2×104m3，

25年累积产油755.1×104m3，原油采出程度为18.1%，23锦州25-1南油气田产油量构成图高峰年产油量89.2×104高峰年产气为5×108m3，年供气4×108m3，

25年累积产气74.4×108m3，天然气采出程度60.0%。

图3.8-11锦州25-1南油气田推荐方案产气量构成图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年时间年产气量(108m3)太古界沙河街锦州25-1南油气田产气量构成图24高峰年产气为5×108m3，年供气4×108m3，25年汇报提纲油气田地质概况油气田开发简介井位调整与优化开发井投产方式及资料录取25汇报提纲油气田地质概况252019年9月钻JZ25-1S-9井，9井钻遇水层，向高部位侧钻9s井，9s井钻遇19.3m油层，并钻遇油水界面（1664m），基本控制了气油界面（1628m）开发兼评价井落实情况262019年9月钻JZ25-1S-9井，9井钻遇水层，向高部位西高带沙二段I油组储量27西高带沙二段I油组储量27B13hB14hB15hB16hB17hB18h布置了6口油井，同时增加了一口水源井B19W（II油组存在注水可能性，海管置换及后期修井）西高带沙二段I油组储量28B13hB14hB15hB16hB17hB18h布置了6口油西高带沙二段I油组油井产能分析29西高带沙二段I油组油井产能分析29锦州25-1南油气田开发指标汇总表与原ODP对比：探明石油地质储量由5302万方增加到5768.1万方；总井数由61口增加到66口；高峰年产油量由89.2万方增加到105.8万方；累产油量由755.1万方增加到805.6万方；30锦州25-1南油气田开发指标汇总表与原ODP对比：30钻前井位优化成果沙二段Ⅰ油组井型优化：为大气顶窄油环的油气藏特征，将东高带定向井优化为水平井。井数优化：综合考虑流体界面、井网、井控储量等因素之后，对开发井数进一步优化。东高带Ⅰ油组优化结果为8口水平井，西高带3井区优化结果为6口水平井

沙二段II油组根据地质油藏认识，结合数值模拟结果，取消低效井B2、A5井31钻前井位优化成果沙二段Ⅰ油组井型优化：为大气顶窄油环的油气藏优化前后井数对比情况东高带Ⅰ油组4口定向井优化为两口水平井A34H、A38H、（A26、A29）西高带二油组优化后减少了两口低效井：A5、B232优化前后井数对比情况东高带Ⅰ油组4口定向井优化为两口水平井A汇报提纲油气田地质概况油气田开发简介井位调整与优化开发井投产方式及资料录取33汇报提纲油气田地质概况33A平台：第一批钻井顺序：A18、A35、A31、A9、A20w、A13、A16、A25、A17、A28h（10口）；第二批钻井顺序：A33h、A37h、A40h、A38h、A27h、A36h（6口）；第三批钻井顺序：A42、A2h、A24h、A22h、A32h、A34h、A41h、A10h、A8h（9口）；第四批钻井顺序：A12、A11h、A7h、A15、A14、A6h、A30（7口）；第五批钻井顺序：A1、A3、A4、A19、A39、A21、A23h（7口）；锦州25-1南油气田开发井钻井计划B平台：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平台：6口井计划2019年开钻，计划2019年2月投产（6口）。A18、A35、A31、A9、A20w

B平台5口中除B19W为水源井外，其余4口井皆为西高带沙二段I油组水平井。A平台中5口井中A20W为水源井，A35井为注水井，A9井为气井，其余3口井都为开采太古界的油井。B19w、B14h、B13h、B16h、B17h

34A平台：第一批钻井顺序：A18、A35、A31、A9、A20投产井基本情况-A平台井名井别开发层位井深（m）防砂方式生产管柱类型A9生产井沙河街I油组气井16405-1/2”绕丝筛管+砾石充填自喷合采A18生产井太古界26228-1/2”裸眼+筛管普通合采管柱A31生产井太古界24128-1/2”裸眼+筛管普通合采管柱A35注水井太古界2795

8-1/2”裸眼+筛管Y合管柱A20W水源井馆陶2219

7”筛管普通合采管柱35投产井基本情况-A平台井名井别开发层位井深（m）防砂方式生开发井基本情况-B平台井号井别开发层位井深（m）防砂方式生产管柱类型压力监测B13h生产井沙河街I油组27258-1/2＂裸眼＋7＂优质筛管自喷合采压力计B14h生产井沙河街I油组25358-1/2＂裸眼＋7＂优质筛管自喷合采压力计B16h生产井沙河街I油组27448-1/2＂裸眼＋7＂优质筛管自喷合采压力计B17h生产井沙河街I油组30958-1/2＂裸眼＋7＂优质筛管自喷合采压力计B19W水源井馆陶19507＂优质筛管普通合采N/A36开发井基本情况-B平台井号井别开发层位井深（m）防砂方式1、投产顺序：开井顺序确定原则：考虑海管最小管输要求及后续完井需要，水源井先开井；考虑生产压差及生产动态监测的需要，下有压力计或泵工况的井先开井；其它生产井按产量从高到底安排。B平台开井顺序：B19W、B16h、B17h、B13h、B14h

A平台开井顺序:A20W、A9、A18、A31、A35

2、生产方式：初期电泵井均启电泵生产，其余井自喷生产。工作制度：电泵井初期油嘴控制在6.35mm，自喷井初期油嘴控制在4mm生产压差：水平井生产压差控制在0.5MPa，定向井生产压差控制在1.5MPa。投产方式371、投产顺序：投产方式37资料录取1、生产资料录取

压力数据录取对于带有地面直读式电子压力计的井投产前读取静压值并记录下来。

生产数据投产初期严格按照油气井的生产管理规定对油井进行生产数据的录取，投产初期4小时计量一次油、气、水产量，以后按正常油气田管理规定8小时计量一次。同时及时录取各生产井的油、套管压力、温度等数据，确保各项资料准确。2、流体资料录取生产初期在生产井井口分别对这生产井取样进行油气水全分析。

对开采沙河街组油气藏B14hPVT样2个。对开采太古界潜山两口井A18、A31各取PVT样2个。对两口水源井A20W、B19W井取水样进行分析。38资料录取1、生产资料录取38谢谢！39谢谢！39锦州25-1南油气田投产方案（地质油藏）中海石油（中国）有限公司天津分公司生产部

2009.10锦州25-1南油气田中海石油（中国）有限公司天津分公司生产部汇报提纲油气田地质概况油气田开发简介井位调整与优化开发井投产方式及资料录取41汇报提纲油气田地质概况2地理位置及区域特征锦州20-2锦州25-1南绥中36-13140.2km37.3km位于辽东湾北部海域西南距绥中36-1CEP平台约37.3km东北距锦州20-2中北平台约40.2km平均水深：22.7-24.6m42地理位置及区域特征锦州20-2锦州25-1南绥中36-131辽西低凸起中北段

两侧分别为：辽中凹陷中洼和辽西凹陷中洼锦州20-2锦州25-1南绥中36-132140.2km37.3km构造位置图区域特征43辽西低凸起中北段锦州20-2锦州25-1南绥中36-1321构造特征古潜山背景上发育的近NE向断裂半背斜；南北长(24km)东西窄(9km)被辽西2号断层分割为东、西两个高带；东高带西高带层辽西2号断44构造特征古潜山背景上发育的近NE向断裂半背斜；东高带西高带层沙河街组太古界扇三角洲前缘亚相砂岩片麻岩沙二段锦州25-1南油气田油气层综合柱状图含油气层系45沙河街组太古界扇三角洲前缘亚相砂岩片麻岩沙二段锦州25-1南n=148沙河街组储层特征n=148中高孔渗的储集物性

46n=148沙河街组储层特征n=148中高孔渗的储集物性7岩心分析孔隙度（％）岩心分析渗透率（mD）小柱样常规物性分析结果为孔隙度1.0～12.5％，平均6.2％，渗透率0.093～112.23mD，一般小于1mD储层特征太古界储层具有孔（洞）、缝并存、非均质程度较高的双重介质特点。47岩心分析孔隙度（％）岩心分析渗透率（mD）小柱样常规物性分析流体性质－地面原油具有密度中等、粘度低、胶质沥青质含量中等、凝固点低、含蜡量及含硫量低的特点48流体性质－地面原油具有密度中等、粘度低、胶质沥青质含量中等、流体性质－地层原油饱和压力高、溶解气油比中等以及粘度低等特点

沙河街组地层原油地饱压差比较小（0.15～1.94MPa

）太古界地层原油地饱压差相对较大（2.87～7.38MPa）49流体性质－地层原油饱和压力高、溶解气油比中等以及粘度低等特点流体性质－地面凝析油具有密度、粘度、胶质沥青质含量、凝固点、含蜡量及含硫量均较低的特点50流体性质－地面凝析油具有密度、粘度、胶质沥青质含量、凝固点、C1：83.92-91.61%C2-6：7.38-13.75%非烃类气体：主要为CO2

含量0.16-0.49%,相对密度：0.664气油比:14818C1：65.46-90.44%C2-6：6.04-31.93%非烃类气体：主要为CO2

含量0.28-1.63%相对密度：0.754C1：82.96-84.89%C2-6：10.92-15.86%非烃类气体：主要为CO2

含量0.06-0.44%相对密度：0.713沙二段气层气沙二段溶解气太古界溶解气

天然气非烃含量低

流体性质－天然气性质51C1：83.92-91.61%C1：65.46-90.44%

油气层分布主要受构造控制，局部受岩性影响，同一高带的不同油组分属于不同压力系统，油藏类型属于由多个断块组成、纵向上具多套油气水系统的层状构造油气藏

油藏类型沙河街52油气层分布主要受构造控制，局部受岩性影响，同一高带的油藏类型太古界潜山油藏模式：潜山为强非均质块状油藏（具有似层状性质）太古界53油藏类型太古界潜山油藏模式：太古界14锦州25-1南油气田储量锦州25-1南油气田控制储量计算结果沙河街组：1420104m3

太古界潜山：1291104m3

全油田：2711104m354锦州25-1南油气田储量锦州25-1南油气田控制储量计算结果汇报提纲油气田地质概况油气田开发简介井位调整与优化开发井投产方式及资料录取55汇报提纲油气田地质概况16开发原则总体设计，分期实施，滚动开发，不断优化。油气并举，强化采油，防止油侵气藏，提高原油和天然气的采收率。分层系开采，减少层间干扰。沙河街组油气藏充分利用气顶和边水能量，衰竭开发。太古界潜山油藏适时注水,保持合理地层压力,保证油井高产稳产。气井少井高产，后期油井上返采气，保障稳定供气。充分应用新工艺新技术，提高油气井产能和油气田综合效益。56开发原则总体设计，分期实施，滚动开发，不断优化。17开发层系划分

分三套开发层系：潜山沙二段I油组沙二段II油组

57开发层系划分分三套开发层系：18开发井网东高带沙河街I油组油气藏弱边水带气顶的油气藏西高带I油组属于弱边水气藏或带油环的气藏西高带II油组属于弱边水带气顶的油藏气少油多，气顶气的地质储量只有14.2×108m3，顶部布一口气井，油环上布一排油井,采用500m井距

仅在气藏高部位布气井仅在油环上布油井，气顶不布井开发,采用800m井距

太古界潜山断层较多，可能存在底水的特点，采用顶密边稀的不规则布井方式，井距控制在400-500m之间

58开发井网东高带沙河街I油组油气藏弱边水带气顶的油气藏西高带油气井产能分析_沙河街59油气井产能分析_沙河街20油井产能分析_太古界60油井产能分析_太古界21

锦州25-1南油气田总井数（ODP）三座平台：A平台2019年2月1日投产，B平台2019年9月1日投产，C平台2019年2月1日投产。61锦州25-1南油气田总井数（ODP）三座平台：A平台201锦州25-1南油气田产油量构成图高峰年产油量89.2×104m3，

25年累积产油755.1×104m3，原油采出程度为18.1%，62锦州25-1南油气田产油量构成图高峰年产油量89.2×104高峰年产气为5×108m3，年供气4×108m3，

25年累积产气74.4×108m3，天然气采出程度60.0%。

图3.8-11锦州25-1南油气田推荐方案产气量构成图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年时间年产气量(108m3)太古界沙河街锦州25-1南油气田产气量构成图63高峰年产气为5×108m3，年供气4×108m3，25年汇报提纲油气田地质概况油气田开发简介井位调整与优化开发井投产方式及资料录取64汇报提纲油气田地质概况252019年9月钻JZ25-1S-9井，9井钻遇水层，向高部位侧钻9s井，9s井钻遇19.3m油层，并钻遇油水界面（1664m），基本控制了气油界面（1628m）开发兼评价井落实情况652019年9月钻JZ25-1S-9井，9井钻遇水层，向高部位西高带沙二段I油组储量66西高带沙二段I油组储量27B13hB14hB15hB16hB17hB18h布置了6口油井，同时增加了一口水源井B19W（II油组存在注水可能性，海管置换及后期修井）西高带沙二段I油组储量67B13hB14hB15hB16hB17hB18h布置了6口油西高带沙二段I油组油井产能分析68西高带沙二段I油组油井产能分析29锦州25-1南油气田开发指标汇总表与原ODP对比：探明石油地质储量由5302万方增加到5768.1万方；总井数由61口增加到66口；高峰年产油量由89.2万方增加到105.8万方；累产油量由755.1万方增加到805.6万方；69锦州25-1南油气田开发指标汇总表与原ODP对比：30钻前井位优化成果沙二段Ⅰ油组井型优化：为大气顶窄油环的油气藏特征，将东高带定向井优化为水平井。井数优化：综合考虑流体界面、井网、井控储量等因素之后，对开发井数进一步优化。东高带Ⅰ油组优化结果为8口水平井，西高带3井区优化结果为6口水平井

沙二段II油组根据地质油藏认识，结合数值模拟结果，取消低效井B2、A5井70钻前井位优化成果沙二段Ⅰ油组井型优化：为大气顶窄油环的油气藏优化前后井数对比情况东高带Ⅰ油组4口定向井优化为两口水平井A34H、A38H、（A26、A29）西高带二油组优化后减少了两口低效井：A5、B271优化前后井数对比情况东高带Ⅰ油组4口定向井优化为两口水平井A汇报提纲油气田地质概况油气田开发简介井位调整与优化开发井投产方式及资料录取72汇报提纲油气田地质概况33A平台：第一批钻井顺序：A18、A35、A31、A9、A20w、A13、A16、A25、A17、A28h（10口）；第二批钻井顺序：A33h、A37h、A40h、A38h、A27h、A36h（6口）；第三批钻井顺序：A42、A2h、A24h、A22h、A32h、A34h、A41h、A10h、A8h（9口）；第四批钻井顺序：A12、A11h、A7h、A15、A14、A6h、A30（7口）；第五批钻井顺序：A1、A3、A4、A19、A39、A21、A23h（7口）；锦州25-1南油气田开发井钻井计划B平台：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平台：6口井计划2019年开钻，计划2019年2月投产（6口）。A18、A35、A31、A9、A20w

B平台5口中除B19W为水源井外，其余4口井皆为西高带沙二段I油组水平井。A平台中5口井中A20W为水源井，A35井为注水井，A9井为气井，其余3口井都为开采太古界的油井。B19w、B14h、B13h、B16h、B17h

73A平台：第一批钻井顺序：A18、A35、A31、A9、A20投产井基本情况-