中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司重庆四川盆地相东天然气开采矿山地质环境保护与土地复 垦方案 相东投入开采出少量水,经与相国寺主体构造生产井所出现的地层水比较, 1984年所出现的地层水水性不一致,为凝析水;1987年出的地层水水性一致, 表明相东气田1987年开始出现地层水。相21井、相9井开采中出现的水与相 12井、相10井、相19井开采中出现的水性不同,矿化度较低,水尚不属水侵 的地层水,为凝析水。对相东气田生产中年总产水量和年总产气量进行了统计, 地层水可能为地层边水,但不活跃。 2)地层原始压力及温度 根据相21井最大关井压力计算气藏中部(-3038.24m)原始地层压力为 42.400MPa,压力系数1.20,为常压气藏 根据相21井实测地层温度,用实测地温曲线回归求得相东区块石炭系气藏 中部海拔-303824m处的温度为99.80℃ (五)生产工艺流程 气田开采的主要过程为钻井→气田地面建设(包括井口安装、场站建设、 道路建设、管线铺设)→气田生产运营(包括井口采收、天然气集输、天然气 处理、成品外运及外输等)。相东气田主要开采工艺技术主要分为完井工艺、 储层改造工艺、油气开采工艺、防水治水工艺。 1、钻井工艺 气田采用二开钻井工艺,为了隔离井管和地下水层,防止地下水窜层等现 象的发生,一开和二开水泥均返至地面。井身结构见下表。 表1-2井身结构表 照片1-3相21井井口装置照片 2、完井工艺 主要完井工艺包括射孔完井以及裸眼完井方式;相东气田所涉及的6口采 气井中,相009-H2井完井工艺为裸眼完井,其余各井完井工艺为射孔完井。目 前6口采气井管串完好,不需要二次完井。 井身结构都采用多层井身结构,该井身结构在实钻中能够确保钻井顺利钻 达设计井深,因此在方案中继续延用此种井身结构。相东气田井深结构详见图
中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司重庆四川盆地相东天然气开采矿山地质环境保护与土地复 垦方案 17 相东投入开采出少量水，经与相国寺主体构造生产井所出现的地层水比较， 1984 年所出现的地层水水性不一致，为凝析水；1987 年出的地层水水性一致， 表明相东气田 1987 年开始出现地层水。相 21 井、相 9 井开采中出现的水与相 12 井、相 10 井、相 19 井开采中出现的水性不同，矿化度较低，水尚不属水侵 的地层水，为凝析水。对相东气田生产中年总产水量和年总产气量进行了统计， 地层水可能为地层边水，但不活跃。 2）地层原始压力及温度 根据相 21 井最大关井压力计算气藏中部（-3038.24m）原始地层压力为 42.400MPa，压力系数 1.20，为常压气藏。 根据相 21 井实测地层温度，用实测地温曲线回归求得相东区块石炭系气藏 中部海拔-3038.24m 处的温度为 99.80℃。 （五）生产工艺流程 气田开采的主要过程为钻井→气田地面建设（包括井口安装、场站建设、 道路建设、管线铺设）→气田生产运营（包括井口采收、天然气集输、天然气 处理、成品外运及外输等）。相东气田主要开采工艺技术主要分为完井工艺、 储层改造工艺、油气开采工艺、防水治水工艺。 1、钻井工艺 气田采用二开钻井工艺，为了隔离井管和地下水层，防止地下水窜层等现 象的发生，一开和二开水泥均返至地面。井身结构见下表。 表 1-2 井身结构表 ** ** 照片 1-3 相 21 井井口装置照片 2、完井工艺 主要完井工艺包括射孔完井以及裸眼完井方式；相东气田所涉及的 6 口采 气井中，相 009-H2 井完井工艺为裸眼完井，其余各井完井工艺为射孔完井。目 前 6 口采气井管串完好，不需要二次完井。 井身结构都采用多层井身结构，该井身结构在实钻中能够确保钻井顺利钻 达设计井深，因此在方案中继续延用此种井身结构。相东气田井深结构详见图 1-4
中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司重庆四川盆地相东天然气开采矿山地质环境保护与土地复 垦方案 *水 图1-4相东气田设计井身结构图 3、储层改造工艺 相东区块相9、21、009-H2井3口井各完成1井次常规酸化,相19井完成 2井次常规酸化。目前2口气井井底无堵塞,不需要进行酸化。 4、油气开采工艺 开采主要是通过就地利用,利用气田现有井网,优化泡沫排水采气工艺, 充分发挥气井产能,提高气藏采收率。 相东气田开采出的天然气进入集气站后,首先进行过滤分离,除去固体杂 质和游离水后,然后进入脱硫装置固体脱硫塔进行吸附脱除气体中含有的H2S, 其余塔进行更换脱硫剂工作。脱硫后的净化气经过滤分离,除去化学反应产生 的水和气流带出的脱硫剂杂质后输出。 5、防水治水 相东气田的边水不活跃,不影响气藏开发,气藏开发过程中应积极做好气 田水取样工作,监控生产井水水性变化 (六)地面工程部署 根据《重庆四川盆地相东天然气开采项目开发利用方案》以及现场调査, 相东气田矿权面积**km2,已建井场6座,已建场站3座,已建道路348km 已建管线19.85km。相东区块剩余探明地质储量**×10°m3,目前可采储量采出 程度632%,已经进入开采后期,开采方式为定压降产,气井井口压力在 0.10MPa-250MPa之间。井网安排合理,无需再调整井网。相东区块气井后期 带液不足,采用泡沫排水采气方式维持生产。 表1-3相东潜伏构造气井生产情况表(2018年6月) 井号 套压油压日产气量月产水累计产气累计产备注 (MPa)(MPa)(10m3)量(m3)(10m3)水(m3) 相9井 6.04 2.36 1.3 涂 相19井 8.20 8.00 间歇 生产 相21井 6.00 客 客客 相09:2井245 涂 17
中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司重庆四川盆地相东天然气开采矿山地质环境保护与土地复 垦方案 18 **** 图 1-4 相东气田设计井身结构图 3、储层改造工艺 相东区块相 9、21、009-H2 井 3 口井各完成 1 井次常规酸化，相 19 井完成 2 井次常规酸化。目前 2 口气井井底无堵塞,不需要进行酸化。 4、油气开采工艺 开采主要是通过就地利用，利用气田现有井网，优化泡沫排水采气工艺， 充分发挥气井产能，提高气藏采收率。 相东气田开采出的天然气进入集气站后，首先进行过滤分离，除去固体杂 质和游离水后，然后进入脱硫装置固体脱硫塔进行吸附脱除气体中含有的 H2S， 其余塔进行更换脱硫剂工作。脱硫后的净化气经过滤分离，除去化学反应产生 的水和气流带出的脱硫剂杂质后输出。 5、防水治水 相东气田的边水不活跃，不影响气藏开发，气藏开发过程中应积极做好气 田水取样工作，监控生产井水水性变化。 （六）地面工程部署 根据《重庆四川盆地相东天然气开采项目开发利用方案》以及现场调查， 相东气田矿权面积**km2，已建井场 6 座，已建场站 3 座，已建道路 3.48km， 已建管线 19.85km。相东区块剩余探明地质储量**×108m3，目前可采储量采出 程度 63.2% ，已经进入开采后期，开采方式为定压降产，气井井口压力在 0.10MPa-2.50 MPa 之间。井网安排合理，无需再调整井网。相东区块气井后期 带液不足，采用泡沫排水采气方式维持生产。 表 1-3 相东潜伏构造气井生产情况表（2018 年 6 月） 井号 套压 （MPa） 油压 （MPa） 日产气量 （104m3） 月产水 量（m3） 累计产气 （104m3） 累计产 水（m3） 备注 相 9 井 6.04 2.36 1.3 1 **** **** 相 19 井 8.20 8.00 / / **** **** 间歇 生产 相 21 井 6.00 6.00 / / **** **** 相 009-H2 井 2.45 0.57 0.4 0 **** **** 合计 1.7 1 **** ****
中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司重庆四川盆地相东天然气开采矿山地质环境保护与土地复 垦方案 相东区块气井开采中根据实际生产条件安排各井产量,动用储量** 10m3,剩余动用地质储量**×10m3,现有生产井4口,相东区块准备工艺 改造,降低外输压力,就地利用。预测2019年平均日产气*×104m3。设计生 产规模0.10×108m3/a,设计开采速度**%,设计开采年限10年结合相东气田 勘探开发部署情况,可得出表1-4。 表1-4相东气田勘探开发部署表 年度 开发计划 相东区块建设井场6座(全部为采气井,全部为单井井场):每座井场 1981年2012年配备相应的通井路共348km,全部为通井路:1座集气站;:修建集气管 线共1985km(全部为集气管线) 2019年209年/从2019年开始,不再新建设施,全面进入生产期,到2028年,本生产 周期结束。 相东气田地面工程有天然气井、集气站、输气管线和进场道路组成。相东 气田已钻气井6口,天然气由输气管道连接外输至兴隆中心站,天然气井场建 设时尽可能的利用原有农村道路,将进场路段的农村道路铺设水泥进行硬化, 改善道路状况,更利于当地居民出行和气田生产运输工作。地面建设总体平面 见下图 图1-5相东气田位置示意图 图1-6相东气田地面工程布设图 1、井位部署 结合勘探开发部署,相东区块石炭系气藏自1983年3月以来先后有相21、 19、9、009-H2井4口井投产,目前气田已进入后期低压小产量生产阶段,有 生产井6口,其中主力气井为相9井,相19、21井目前间歇生产,相17井、 相32井暂时关闭。其中暂闭井目前没有天然气产出,由于现阶段技术原因暂时 关闭,待技术改进后重新开采;在产井为现阶段处于采气阶段 相东气田气藏埋深3400-4300m,根据《石油天然气工程项目用地控制指标》 (国土资规〔2016〕14号)采气井场用地标准和现场实际调査情况,相东气田气
中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司重庆四川盆地相东天然气开采矿山地质环境保护与土地复 垦方案 19 相东区块气井开采中根据实际生产条件安排各井产量，动用储量**× 108m3 ，剩余动用地质储量**×108m3，现有生产井 4 口，相东区块准备工艺 改造，降低外输压力，就地利用。预测 2019 年平均日产气**×104m3。设计生 产规模 0.10×108m3 /a，设计开采速度**%，设计开采年限 10 年结合相东气田 勘探开发部署情况，可得出表 1-4。 表 1-4 相东气田勘探开发部署表 年度 开发计划 1981 年-2012 年 相东区块建设井场 6 座（全部为采气井，全部为单井井场）；每座井场 配备相应的通井路共 3.48km，全部为通井路；1 座集气站；修建集气管 线共 19.85km（全部为集气管线） 2019 年-2029 年 从 2019 年开始，不再新建设施，全面进入生产期，到 2028 年，本生产 周期结束。 相东气田地面工程有天然气井、集气站、输气管线和进场道路组成。相东 气田已钻气井 6 口，天然气由输气管道连接外输至兴隆中心站，天然气井场建 设时尽可能的利用原有农村道路，将进场路段的农村道路铺设水泥进行硬化， 改善道路状况，更利于当地居民出行和气田生产运输工作。地面建设总体平面 见下图。 **** 图 1-5 相东气田位置示意图 **** 图 1-6 相东气田地面工程布设图 1、井位部署 结合勘探开发部署，相东区块石炭系气藏自 1983 年 3 月以来先后有相 21、 19、9、009-H2 井 4 口井投产，目前气田已进入后期低压小产量生产阶段，有 生产井 6 口，其中主力气井为相 9 井，相 19、21 井目前间歇生产，相 17 井、 相 32 井暂时关闭。其中暂闭井目前没有天然气产出，由于现阶段技术原因暂时 关闭，待技术改进后重新开采；在产井为现阶段处于采气阶段。 相东气田气藏埋深 3400-4300m，根据《石油天然气工程项目用地控制指标》 (国土资规〔2016〕14 号)采气井场用地标准和现场实际调查情况，相东气田气
中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司重庆四川盆地相东天然气开采矿山地质环境保护与土地复 垦方案 井征地面积029hm2073hm2,临时用地075hm2,经统计,相东气田已建井场 永久用地面积226hm2,井场临时用地面积为4.50hm2,井场总占地面积为 7.12hm 根据开发利用方案,相东气田无需再新钻井 表1-5已钻气井位置坐标表 井位坐标 井名 备注 相9井 采气井 相17井 采气井 相19井 采气井 相21井 采气井 相32井 采气井 相009-H2井 道路部署 评估区范围内道路配套完善,相东气田建设时,主要利用原有道路系统运 输。井场建设时,通过修建井场到原有道路的进场道路就能满足气田生产运输 需要。井场配套进场道路长3.48km。气田内部井场道路,素土压实路面,路 基宽度4m,压实度>0.95。 3、场站部署 相东气田涉及场站用地包括相19井集气站、相9井集气站和相21井集气 站。相19井集气站、相9井集气站和相21井集气站是天然气生产场站,由重 庆气矿渝北天然气运销部兴隆中心站负责管理。站内建有加热、分离、计量等 生产工艺设备和井站数字化信息系统,场站设计压力64MPa,日产天然气2.2 万立方米,相9井、相19井天然气经节流、保温、分离、计量后,输往相21 井进入相兴线,生产数据经过数字化信息系统远传至兴隆中心站,由中心站对 生产数据进行适时视频监控。相东气田场站平面示意图见下图。 图1-7相9场站平面布置示意图 客* 图1-8相19场站平面布置示意图
中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司重庆四川盆地相东天然气开采矿山地质环境保护与土地复 垦方案 20 井征地面积 0.29hm2 -0.73hm2，临时用地 0.75hm2，经统计，相东气田已建井场 永久用地面积 2.26hm2，井场临时用地面积为 4.50hm2，井场总占地面积为 7.12hm2。 根据开发利用方案，相东气田无需再新钻井。 表 1-5 已钻气井位置坐标表 井名 井位坐标 备注 X Y 相 9 井 ** ** 采气井 相 17 井 ** ** 采气井 相 19 井 ** ** 采气井 相 21 井 ** ** 采气井 相 32 井 ** ** 采气井 相 009-H2 井 ** ** 采气井 2、道路部署 评估区范围内道路配套完善，相东气田建设时，主要利用原有道路系统运 输。井场建设时，通过修建井场到原有道路的进场道路就能满足气田生产运输 需要。井场配套进场道路长 3.48km。气田内部井场道路，素土压实路面，路 基宽度 4m，压实度≥0.95。 3、场站部署 相东气田涉及场站用地包括相 19 井集气站、相 9 井集气站和相 21 井集气 站。相 19 井集气站、相 9 井集气站和相 21 井集气站是天然气生产场站，由重 庆气矿渝北天然气运销部兴隆中心站负责管理。站内建有加热、分离、计量等 生产工艺设备和井站数字化信息系统，场站设计压力 6.4MPa，日产天然气 2.2 万立方米，相 9 井、相 19 井天然气经节流、保温、分离、计量后，输往相 21 井进入相兴线，生产数据经过数字化信息系统远传至兴隆中心站，由中心站对 生产数据进行适时视频监控。相东气田场站平面示意图见下图。 **** 图 1-7 相 9 场站平面布置示意图 **** 图 1-8 相 19 场站平面布置示意图
中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司重庆四川盆地相东天然气开采矿山地质环境保护与土地复 垦方案 图1-9相21场站平面布置示意图 4、管线部署 相东气田所部署管线主要为集气管线。本工程集气管线管径为108mm,管 壁厚度为6mm。管线不做保温,埋地敷设,管线埋深0.5m。 表1-6相东气田部署统计表 项目 单位 小计 井场 单井井场 6 6 首路 通井路 3.48 集气站 集气管线 km 19.85 19.85 四、矿山开采历史及现状 普查阶段:相东区块地质调查工作最早在上世纪三十年代。1938年开始进 行地面地质调查。1942年,发现了地面构造。954年四川石油普查大队作了1 5万的地面构造细测。1957年地质部519队对相东进行了1:20万的区域普查。 1959年四川石油普查大队和川东联队对相东区块进行了1:5万地质细测。 地质详査阶段:1973~1975年进行了地震详查,发现了相东断鼻。1978~ 1983年,对相东区块采用多次覆盖方法进行了补充详查,于1984年提交了《四 川盆地相东、座洞岩潜伏断鼻补充详査总结报告》。1993年,采用多次覆盖方 法对相东区块进行了详査,编制了地震反射构造图6层,并对该区的石炭系厚 度分布及石炭系地层复合圈闭进行了预测。1994年再一次对相东区块进行了地 震详查,进一步落实了相东区块构造形态。 2009年对相东构造20条测线段地震老资料重新进行水平叠加、偏移及时 深转换处理,剖面长232.695km,査清并落实构造形态、细节变化及断层展布。 2010年,使用428XL仪器,覆盖次数10*6次,面元:20m*20m三维地震 采集,满覆盖面积160.88km2,控制面积342.7km2,施工面积4478lkm2。编制 了须底、嘉二2底、飞四底、飞底、上二叠统底、下二叠统底及底托层共7层 地震反射构造图。 钻井勘探阶段:1981年4月在相东钻探第一口探井一一相21井,同年12 月钻获天然气*×10m3d,其后至1985年相继完钻了相17、19、32、9井,其 中相32井因钻至向斜部位未获气,处于西翼的相17井亦未获气。相19、9井 分别获气**×10m3d、**×10m3d。为开发低渗区的储量,2011年在相9井与
中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司重庆四川盆地相东天然气开采矿山地质环境保护与土地复 垦方案 21 **** 图 1-9 相 21 场站平面布置示意图 4、管线部署 相东气田所部署管线主要为集气管线。本工程集气管线管径为 108mm，管 壁厚度为 6mm。管线不做保温，埋地敷设，管线埋深 0.5m。 表 1-6 相东气田部署统计表 项目 类别 单位 已建 小计 井场 单井井场 座 6 6 道路 通井路 km 3.48 3.48 场站 集气站 座 3 3 管线 集气管线 km 19.85 19.85 四、矿山开采历史及现状 普查阶段：相东区块地质调查工作最早在上世纪三十年代。1938 年开始进 行地面地质调查。1942 年，发现了地面构造。1954 年四川石油普查大队作了 1∶ 5 万的地面构造细测。1957 年地质部 519 队对相东进行了 l∶20 万的区域普查。 1959 年四川石油普查大队和川东联队对相东区块进行了 1∶5 万地质细测。 地质详查阶段：1973～1975 年进行了地震详查，发现了相东断鼻。1978～ 1983 年，对相东区块采用多次覆盖方法进行了补充详查，于 1984 年提交了《四 川盆地相东、座洞岩潜伏断鼻补充详查总结报告》。1993 年，采用多次覆盖方 法对相东区块进行了详查，编制了地震反射构造图 6 层，并对该区的石炭系厚 度分布及石炭系地层复合圈闭进行了预测。1994 年再一次对相东区块进行了地 震详查，进一步落实了相东区块构造形态。 2009 年对相东构造 20 条测线段地震老资料重新进行水平叠加、偏移及时 深转换处理，剖面长 232.695km，查清并落实构造形态、细节变化及断层展布。 2010 年，使用 428XL 仪器，覆盖次数 10*6 次，面元:20m*20m 三维地震 采集，满覆盖面积 160.88km2，控制面积 342.7km2，施工面积 447.81km2。编制 了须底、嘉二 2 底、飞四底、飞底、上二叠统底、下二叠统底及底托层共 7 层 地震反射构造图。 钻井勘探阶段: 1981 年 4 月在相东钻探第一口探井——相 21 井，同年 12 月钻获天然气**×104m3 /d，其后至 1985 年相继完钻了相 17、19、32、9 井，其 中相 32 井因钻至向斜部位未获气，处于西翼的相 17 井亦未获气。相 19、9 井 分别获气**×104m3 /d、**×104m3 /d。为开发低渗区的储量，2011 年在相 9 井与