油气藏工程课程设计2.docx

1、油气藏工程课程设计2靖边气田下古低渗低丰度气藏动态监测摘要：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。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

2、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处于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中段，是典型的低渗、低丰度、低产的大型复杂地层-岩性圈闭气藏，主要开发层位为下古奥陶系马家沟组，马家沟组储层类型主要为白云岩溶蚀孔洞；靖边上古气藏与乌审旗气田主要生产层位为上古的盒7、盒8、山1。储层主要为岩屑石英砂岩、岩屑砂岩。全气田共探明含气面积8095.78km2，探明地质储量5534.78108m3。其中靖边气田本部探明含气面积4672.5km2，探明地质储量3377.33108m3；靖边气田潜台东侧探明含气面积2709.98km2，探明地质储量1288.95108m3；乌审旗气田上古探明含气面积71

3、3.3km2，探明地质储量868.5108m3。乌审旗气田陕231井区马五4提交控制储量440.39108m3，含气面积754.7km2。靖边气田本部以南高桥杏河区提交预测储量1292.51108m3。截止目前，全气田共动用含气面积5591.07km2，动用地质储量3917.82108m3，动用程度70.79。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

4、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，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

5、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。通过观察井压力的连续监测，取得如下认识：(1) 各区块观察井目前地层压力相差较大，且压降速率不同，反映靖边气田压力下降不均衡。(2) 利用各观察井的实测数据折算年压降，全年平均压降为1.49MPa。2）压恢试井确定目前地层压力利用压恢试井资料进行地层压力求取，主要是依据压恢试井测试压力和外推压力的比

6、值，同时考虑气井的储层情况，对进行地层静压测试的气井进行分类，按照类比法对测试压力进行修正，从而获得气井的目前地层压力。靖边气田先后开展了76口井的压力恢复试井。以陕45井区区块关井测压为例，该井区共有5口井进行了压力恢复试井。 通过分析压力恢复试井结果，分析测试压力与外推压力之间的关系，对全区目前地层压力测试结果进行外推，落实全区真实地层压力、气田年压降。陕45井区49口井外推目前地层压力结果见表1。表1 49口井目前地层压力确定结果表分类井数,口投产前地层压力P,MPa测试压力P,MPa比值法压力P,MPa恢复程度,3429.7319.0919.6666.371229.2719.2319.

7、9968.98329.2420.2421.3172.9平均求取的目前地层压力19.1919.8569.423）定点测压定点测压是通过对区块重点生产井开展定期关井测压，确定气井不同开发阶段的地层压力。要求同一口井每年关井时间基本相同，达到对比分析压力变化的目的。根据目前对流动单元的认识，在不同流动单元选取具有代表性的气井开展了定期目前地层压力测试。该项技术选井26口，其中高产井1口，中产井12口，低产井13口。(1) 确定气井目前地层压力，依据压力恢复试井后期压恢速率及区块关井测压认识，对测试压力进行外推得到。2009年平均测试压力为19.35MPa，平均外推地层压力为19.47MPa，(2)

8、确定不同阶段单位压降采气量变化，已完成气井的连续测试结果表明，单井单位压降采气量基本没有变化。4）区块整体关井测压(1) 区块整体关井测压开展情况，利用夏季用气量相对较低的时机，先后对相对独立的5个区块开展了全区关井测压工作。(2) 求取目前地层压力的思路，目前地层压力的确定主要从两个方面考虑：一是在关井测压过程中，选取具有代表性的气井进行不同压力恢复阶段的地层压力跟踪监测，确定各阶段压力恢复程度，从而确定压力恢复基本稳定时的关井时间；二是选取不同类型气井开展压力恢复试井，计算测试压力和外推压力比值，其它气井利用压恢试井结果进行类比外推，确定区块目前地层压力。（3）实例分析2009年46月份，

9、靖边气田陕45井区进行了整体关井测压，对具有代表性的12口井进行了目前地层压力跟踪监测，同时对5口气井进行了压力恢复试井，分析如下：A.恢复时间确定，对12口井跟踪监测了静压变化情况，共完成连续三轮静压测试，关井31天时，平均压力恢复程度为64.28%；关井60天时，平均压力恢复程度为65.41%； 关井75天时，平均压力恢复程度为65.74%。关井时间增加一个月，压力恢复程度仅增加1.13%。说明该区块关井2个月基本可获得较准确的目前地层压力。B.目前地层压力确定，利用5口井压恢试井资料，通过类比，确定单井目前地层压力。区块目前地层压力是利用单井目前地层压力绘制压力等值线图，采用面积加权法进

10、行确定。计算结果显示，陕45井区区块目前地层压力为17.18MPa。采用以上多种方法综合分析，确定2009年底靖边气田地层压力为20.45MPa。2.流体监测技术靖边气田单井产出流体具有如下特点：基本不含凝析油、大部分气井均产水(地层水或凝析水)、气质中含少量酸性气体，因此流体监测主要针对气、水开展。同时，由于靖边气田储层具有大面积、低孔、低渗、非均质性强的特点，流体的差异性也较大，因此，靖边气田开展了大范围的流体跟踪监测工作。1）气质监测 靖边气田产出天然气中含有CO2和H2S，这两种气体属于酸性气体，溶解在水中易形成酸性水溶液，对气井管串及输气管线具有较强的腐蚀作用。因此，在气体监测过程中

11、除定期进行气质全分析，了解天然气各组份含量的变化外，还加强了对H2S的监测，以便加强对高含H2S气井的防护。通过长期的监测，对气田酸性气体分布取得以下认识：(1) H2S分布特征：总体上，气田H2S分布特征为北高南低、西高东低的趋势。H2S含量高值区主要分布在陕175、北二区、陕24井区、陕181及陕106井区，中区、南区、南二区H2S含量相对较低，全气田平均1051mg/m3。(2) CO2分布特征：CO2平面分布与H2S相比，规律性不强，但大体上仍存在北高南低、西高东低的趋势，高值区分布在北二区中部，陕17井区、陕181、陕106井区，低值区在陕37井区、陕29井区等其它井块。全气田平均5

12、.24。(3) 历年酸性气体含量变化：通过对单井硫化氢、二氧化碳含量的跟踪监测，认为单井硫化氢、二氧化碳含量基本稳定，变化不大。气田生产中酸性气体上升，主要是受到区块投产顺序的影响，在区块全部投产后，气田酸性气体含量变化逐步趋于稳定。2）水质监测靖边气田下古气藏绝大部分气井生产过程中产水，通过对产出水进行化验分析，确定大部分气井所产水为凝析水，但还有部分井产出地层水。对产水气井及一些富水区边缘的气井进行连续跟踪监测，定期进行水质全分析，监测各种阴阳离子的含量变化，并且加强了对CL的监测。通过历年产出水水质分析，靖边气田气井产出水可分为三类，残酸水、地层水、凝析水。根据苏林分类，绝大部分为CaC

13、L2水型，PH值在5.0-7.0之间，为酸性水。马五41层在区域上为水层，地层中SO42-离子含量较高，马五1的地层水则是封闭条件下高矿化度的CaCL2水型。 在前人研究及历年水质监测结果的基础上，确定靖边气田各类水型的判别标准如下（见表2）。表2 靖边气田各类水的判别指标水类地层水残酸液类凝析水地层水地层水+残酸淡化地层水残酸液混合残酸液矿化度（g/l）5010-5010010-10010特征系数脱硫系数44变化Na+/CL-0.1-0.60.1-0.60.241Na+/Ca2-550.421微量元素（mg/l）I-10006-111-101-100.1-1Ba2+1000501-501-5

14、00.1-1Sr+45002004-1004-1000.1-1水气比（m3/104m3）0.5 凝析水量0.5 凝析水量0.50.5少量水型CaCl2CaCl2CaCl2CaCl2变化根据以上判别标准，结合地质、测井、动态资料分析结果，确定靖边气田存在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285.48108m3，占下古探明地质储量的9.94%，因气井产水和处于相对富水区边缘的气井需控制压差生产，总计影响气田配产62104m3/d。3产量监测技术靖边气田采用单井合层开发模式，分层产出情况主要

15、靠产气剖面测试求取。靖边气田通过产气剖面测试，主要达到以下三个目的：通过测试小层的产气情况，评价储层动用情况；判别产水气井出水层位；评价用一套管柱开采多个层系的可行性。对靖边气田历年产气剖面测试结果进行整理，得出以下主要认识：1）靖边气田主力产层突出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。2）储层动用程度评价结果靖边气田产气剖面测试结果表明，主力气层马五13动用程度高，达到100，次产层五12层为72.5。3）出水层位判别就马五1+2储层来看，测试结果表明，马五13小层是主力产水层位。以陕155井为例：主力产层马五13产

16、水量占全井总产量的88.41%，次产层马五12产水量占全井总产量的11.59%，测试结果表明主要出水层位为马五13。4.压力系统划分技术目前靖边气田压力系统划分主要采用以下方法：1) 储层地质方法划分压力系统首要条件是储层无明显的断层分隔和岩性变化，否则不能化为同一压力系统。2) 流体性质关系同一压力系统内的气井具有统一的气-水界面，各井流体性质组分大致相近。3) 压力与埋深关系同一压力系统内气井具有单一的压力梯度曲线，原始地层压力与储层埋藏深度呈良好的线性关系，且其直线斜率（压力梯度）与流体的密度相对应。4) 井间干扰关系同一压力系统内的气井，随着生产时间的延长将出现井间压力干扰现象，由此可

17、以准确的划分压力系统。靖边气田自开发以来，开展了林1林5陕参1、陕17G11-14等井组的干扰试井，通过试验，证实了气藏的连通性。5) 单井影响半径法单井影响半径是判断划分压力系统的一个重要依据，在生产层位相同条件下，通过计算单井压力波及范围，可判断井间连通关系。如陕12井区中G35-7井计算单井影响半径3410.5m，陕12井影响半径1666.2m，两口井井距为2800m，生产层位相同，影响半径之和已大于井距，结合地质认识可以判断两口井连通。6) 动态分析法该方法类似于干扰试井法，其原理也是通过井间干扰，证明储层连通性。区别是：观察井内不下压力计连续监测井底压力,而是以气井投产的先后时间差异

18、及对应测试的初始地层压力，来判断井间连通性。如靖边气田陕24井区G12-5井2002年7月投产，投产前测试地层压力23.44MPa，低于该井区原始地层压力31.26MPa，说明该井已经受到邻井生产影响，与邻井储层连通，属于同一压力系统。7) 区块内部地层压力场分布变化关系当一个区块采出一定气量后进行整体关井测压，根据测试得到的目前地层压与该区原始地层压力进行对比分析，判断储层连通性。同一压力系统内部气井，原始地层压力折算至同一海拔后大致接近，目前地层压力也应基本相同，同时压降也基本相同。压力系统的划分，是上述各种分析方法结果的综合判断。靖边气田马五1+2含气面积内共划分出48个压力系统（由于靖

19、边气田属低渗透气藏，且非均质强，在部分区块形成了低渗透区带，这些低渗透区带就生产而言，可视为不渗透边界处理），面积共计3725.79km2，储量共计2635.66108m3, 压力系统内有下古生产井301口。5.产能核实技术伴随气田的开发，气井的产能也是不断变化的，因此，气井产能核实工作将伴随气田开发的全过程。1)气井产能核实技术靖边气田先后采用了修正等时试井、稳定一点法试井、产量不稳定分析法等产能核实技术。在不同开发阶段，由于地面工艺流程的限制，采用不同的产能核实技术进行了气井的产能核实工作。试采评价阶段主要通过修正等时试井技术核实产能；开发阶段主要利用稳定一点法、产量不稳定分析等技术核实产

20、能。(1) 靖边气田试采阶段主要应用了修正等时试井技术，因修正等时试井较适用于低渗透气藏，在等时阶段不要求气井流动达到稳定状态，其整个测试过程延续时间相对较短，只要保证产量及压力资料准确，修正等时试井就能够取得较为准确的结果。修正等时试井技术的发展和完善修正等时试井通过在靖边气田的实践，在测试工艺、理论及应用方面得到了进一步的发展和完善，主要体现在如下几方面：A.测试工艺的发展和完善，靖边气田气井修正等时试井产量序列与传统的修正等时试井比较，有三个特点：a.增加一个等时关井，同时在延续生产期后增加了终关井压力恢复；b.测试全过程采用高精度的电子压力计，在气层中部连续获取压力资料；c.各工作制度

21、产量波动小于2%，基本保持平稳。B.理论的发展和完善a.等时间隔的合理确定:靖边气田气井的修正等时试井资料，首先揭示了气井产能方程系数B的变化规律。在分析其影响因素，理论研究和经验统计的基础上，提出了等时间隔合理确定的理论公式和经验方法，结束了以往经验性的确定方法。b.产量序列的正确选择：采用叠加原理分析修正等时试井每个工作制度所产生的误差，分析认为，产量序列首先必须采用递增的方式，其次产量序列所组成的等比数列要有较大的公比。c.延续产量及延续生产时间的确定：选择气井可能稳定的产量作为延续产量。延续时间在给定气井供气半径条件下，以气井生产达到拟稳态时间为依据。d.修正等时试井资料的正确分析：传

22、统修正等时试井资料分析方法是一种近似方法。在理论分析基础上，提出了修正等时试井资料的正确分析方法。该分析方法不仅保持了修正等时试井的优点，而且使修正等时试井具有等时试井的功能。e.修正等时试井的简化：对于均质地层，提出了修正等时试井的简化。简化修正等时试井可大大缩短测试时间，节约费用和减少天然气消耗，经实际测试资料检验具有较高的精度。 修正等时试井技术应用靖边气田在开发前期评价阶段，选取了不同区块、不同产能的25口气井进行了修正等时试井，其结果真实的反映了气井的实际产能，为气田初步开发方案编制提供了依据。统计数据表明，修正等时方法核实产能与试气产能的平均比值为79.4。(2)开发阶段产能核实技

23、术，常规的产能核实方法为系统试井方法（也就是回压试井），由于靖边气田储层渗透率低、非均质性强、丰度低，气井开井后压力下降快，压力难于稳定，因此，现场组织实施困难、且误差大，无法满足生产需要。靖边气田在开发阶段的产能核实方法主要有稳定一点法和产量不稳定分析法。 稳定一点法本方法是对传统“一点法”公式的修正，原一点法公式在靖边气田实际应用中误差较大，因此，采用靖边气田产能试井资料（主要是修正等时试井资料），进行了回归分析，得到了靖边气田的一点法公式：A.计算公式对中、低产井（qAOF50）： (1) 对高产井（qAOF50）： (2) 其他参数的确定：在确定了单井的无阻流量后，由产能方程可推得产能

24、方程系数B的求解公式： (3) 进而可确定产能方程： (4) B.技术特点，只需测试一个稳定产量下的流压、以及目前地层压力，就可以求得单井无阻流量，测试周期相对较短，且可靠程度高。C.技术应用，以下是2005年采用该方法对靖边下古气井产能核实结果。表3 2005年靖边下古气井稳定一点法产能核实结果表气井类别井数,口原始无阻流量,104m3/d目前无阻流量.104m3/d低产井12514.04.0中产井6931.413.6高产井5366.735.9合计/平均24730.113.5 产量不稳定分析法利用单井的生产历史数据（产量和流压），进行物质平衡分析，可求得单井储层参数，利用求取的储层参数，采用

25、经验公式就可得到单井无阻流量。A.计算公式相应计算公式为： (5) (6) (7)B.技术特点利用单井生产历史数据（产量和流压）进行产能核实；不必进行关井测压；不必定产或定压生产；产量和井底压力都可以是变化的。C.分析流程首先对生产数据（井口油套压）进行预处理，折算到井底，然后利用不同算法求得单井参数，进行历史拟合，确定储层参数，计算产能。D.技术应用，以下是2005年采用该方法对靖边下古气井产能核实结果。表4 2005年靖边下古气井产量不稳定分析法产能核实结果表类别井数,口原始无阻流量,104m3/d目前无阻流量,104m3/d低产井12514.94.3中产井6934.412.8高产井537

26、2.046.1合计/平均24732.815.82) 合理配产技术在搞清气井产能影响因素的基础上，通过理论和实践的紧密结合，靖边气田形成了如下多种配产方法：经验法、采气曲线法、双目标优化法、物质平衡法、拟稳综合法、节点分析法、多级配产法、数值模拟法等。气井最终配产是在综合以上方法确定结果的基础上，结合气井静、动态资料及可能的多种工程、地质因素，使气井配产尽可能合理可靠，符合气井的实际生产能力。采用不同方法计算，确定靖边气田下古2005年生产能力为1669.3104m3/d。三、结论与认识1、靖边气田通过对常规动态监测技术的引进、消化、创新，目前已形成了一套适合于靖边储层特征、便于现场操作的动态监

27、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。2、压力监测技术主要是利用建立观察井网、压力恢复试井技术、定点测压技术及区块整体关井测压技术，了解各区块的地层压力变化。3、压力系统划分技术是综合压力监测资料、流体性质、储层地质、单井影响半径等多因素之上的综合判断，压力系统的准确划分对气藏的合理开发和管理起到了积极作用。4、通过对天然气气质的跟踪监测，明确了酸性气体含量在平面上的分布规律及历年的变化情况；通过对水质的跟踪监测，确定了地层水的判识标准，圈定了富水区的分布范围。5、通过产气剖面测试技术，进一步明确了靖边气田的主力生产层位、分层储层的动用程度、产水气井的出水层位。6、产能核实技术是动态监测技术的延伸，靖边气田发展和完善了修正等时试井技术、稳定一点法技术、产量不稳定分析法技术，并形成了一套合理配产技术，为指导气田合理生产提供了基础。