靖边下古低渗低丰度气藏动态监测技术Word格式文档下载.docx
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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1669.3X104m3/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％，C02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2005年陕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
45井区49口井外推目
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。
陕前地层压力结果见表1。
表149口井目前地层压力确定结果表
井如口
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试压力
P,MPa
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3）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
术从2004年开始实施，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。
2005年平均测试压力为22.35MPa,平均外推地层压力为22.47MPa。
（2）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，2000年至2005年，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。
图1陕45井区目前地层压力分布图
（3）实例分析：
2005年4〜6月份，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，采用面积加权法进行确定。
计算结果显示，陕45井区区块目前地层压力为20.18MPa。
采用以上多种方法综合分析，确
定2005年底靖边气田地层压力为23.45MPa。
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
（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5.24%。
（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CaCL2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，地层中硫酸离子含量较高，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
心-虑
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10-100
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