下古低渗低丰度气藏动态监测技术.docx

靖边下古低渗低丰度气藏动态监测技术张宗林1 赵正军 张歧 汪关峰 刘茂果 王旭长庆油田分公司第一采气厂摘　要　　长庆气田下古气藏属于大型深埋藏常压无边、底水气藏，具有低孔、低渗、低丰度、非均质性强等特点。同时，由于井网井距大（一般在3Km），古地貌形态复杂等因素影响，给动态监测工作带来了较大困难。　　靖边气田针对这种特殊的地质情况，经过多年的实际工作，研究总结各项动态监测技术的实际应用情况，通过不断的改进完善，逐步形成了适用于低渗透气藏地质特点的动态监测技术系列。主要包括：压力监测技术、流体监测技术、产量监测技术、压力系统划分技术、产能核实技术及合理配产技术。　　针对低渗透气藏地层压力恢复缓慢的情况，为了在较短时间内准确获取目前地层压力，近年来靖边气田主要利用建立观察井网、定点测压、压恢试井、区块整体关井等技术相互结合的方法，来准确确定气田目前地层压力。截至2005 年，靖边气田建立起了由13 口气井组成的观察井网，由26 口井组成的定点测压井网，这些气井基本控制了主要开发区块，结合区块关井测压及压力恢复试井等资料，2005 年年底确定气田地层压力为23.45MPa。　　靖边气田产出天然气中含有CO2 和H2S，通过长期监测，对气田酸性气体分布及变化取得以下认识：酸性气体平面分布上呈北高南低、西高东低趋势；历年酸性气体含量变化不大，总体比较稳定。　　通过历年产出水水质分析，确定出了靖边气田各类水型的判别标准，根据判别标准，结合地质、测井、动态资料分析结果，确定靖边气田目前共存在4 个富水区和36 个产水单井点，共计84 口井产地层水，4 个富水区和36 个单井点面积457.12km2，占下古探明含气面积的11.17%，地质储量285.48×108m3，占下古探明地质储量的9.94%。　　靖边气田采用单井合层开发模式，通过产气剖面测试，了解分层产量贡献情况，评价储层动用情况；判别产水气井出水层位。监测结果表明，靖边气田主力产层突出，马五13 层是气田的主力产层，产能贡献率64.35％，其次是马五12 层，产能贡献率为17.04％。主力气层马五13 动用程度高，达到100％，次产层五12 层为72.5％。　　靖边气田主要采用储层地质方法、流体性质、压力与埋深关系、井间干扰、动态分析、区块内部地层压力场分布变化关系等方法、相互结合来确定压力系统的划分。研究表明，靖边气田的压力系统主要受侵蚀沟槽控制，其次是储层非均质性。　　靖边气田先后采用和发展了修正等时试井、稳定一点法、产量不稳定分析法等产能核实技术。采用不同方法计算，确定靖边气田下古2005 年生产能力为1669.3×104m3/d。　　通过一系列动态监测技术的综合运用，取得了大量的动态资料，为气田的有效合理开发提供了依据。主题词　　低渗低丰度气藏　　动态监测技术一、靖边气田基本概况　　靖边气田位于鄂尔多斯盆地中部，主力生产层位为奥陶系下古生界的马家沟组，属低渗透、中低产气田，探明含气面积4093.4km2，探明地质储量287.078亿立方米。天然气H2S平均含量0.07％，CO2 含量5.0％。截至2005 年底，气田建井397 口，历年累计产气25.20275亿立方米，历年累计外供气量为23.03349亿立方米。二、靖边气田动态监测技术及其应用　　靖边气田的地质特征及自然地理环境，给气田动态监测的开展带来了较大的困难。经过不断摸索、创新，靖边气田逐步建立起了一系列适用于低渗透气藏的动态监测技术。主要包括：压力监测技术、流体监测技术、产量监测技术、压力系统划分技术、产能核实技术及合理配产技术。　1．压力监测技术　　“压力是气田开发的灵魂”，而如何准确获取气田的目前地层压力，是气田开发的主要难题之一。特别是靖边气田，由于储层渗透率低，气井关井后压力恢复缓慢，大部分气井关井两至三个月，后期压力恢复速率仍较高；而下游用气又不允许气田进行大面积、长时间的停产关井，这给目前地层压力的求取带来了很大困难。　　靖边气田为了在较短时间内准确获取目前地层压力，近年来主要利用建立观察井网、定点测压、压恢试井、区块整体关井等技术相互结合来确定气田目前地层压力。　　1）建立观察井网　　靖边气田观察井网从2000 年开始建立，至2004 年，靖边气田大规模建产完成，根据压力监测需要将观察井调整为13 口，分布于各个开发区块。　　利用压力计定期对观察井井底压力进行测试，以观察不同区块地层压力变化。　　13 口观察井地层压力监测结果分析认为，9 口井已受到区块生产的影响，压力下降明显，平均压力日降率0.0047MPa/d，折算年压降1.70MPa；4 口井（陕161、G06-13、G47－4、G52-15 井）压力变化不明显，这4 口井位于低产区，由于周围气井生产时间不够长，还没有波及到该井。通过观察井压力