產(chǎn)氣剖面測試在蘇里格氣田東區(qū)的應用.docx

1、石油化工應用PETROCHEMICALINDUSTRYAPPLICATION產(chǎn)氣剖面測試在蘇里格氣田東區(qū)的應用封莉I,梁艷2,劉建斌、姚欣欣I(1.中國石油長慶油田分公司第五采氣廠，陜西西安710021;2.中國石油長慶油田分公司第二采氣廠，陜西榆林719000)摘要：蘇里格氣田東區(qū)屬于巖柱氣藏，具有低滲透、低壓和低豐度特征，儲層致密，非均質(zhì)性強，采用多層合采的方式進行生產(chǎn)。隨著生產(chǎn)時間的延續(xù)，成藏滯留水及凝析液產(chǎn)出會導致氣井產(chǎn)能大幅度下降，且產(chǎn)液層位難以判斷，給生產(chǎn)帶來很大的困難。傳統(tǒng)氣井管理方面，只能根據(jù)氣井靜態(tài)資料做定性分析，無法定量、準確評估氣井各個氣層的產(chǎn)氣貢獻率及產(chǎn)水情況。關鍵詞：

2、產(chǎn)氣剖面；產(chǎn)氣貢獻率；蘇里格氣田東區(qū)doi:10.3969/j.issn.l673-5285.2014.08.007中圖分類號:TE377文獻標識碼:A文章編號:1673-5285(2014)08-0024-03蘇里格氣田東區(qū)主要發(fā)育上古、下古兩套含氣層:下古生界以奧陶系馬家溝組白云巖為主；上古生界以二疊系山西組和石盒子組砂巖為主，縱向上發(fā)育多套含氣層，且跨度較大，連續(xù)性較差。隨著氣井生產(chǎn)年限的延長，氣井產(chǎn)水現(xiàn)象較為普遍,且已嚴重影響了氣井產(chǎn)能的正常發(fā)揮，目前急需解決以下三個問題:一是如何正確評價各個氣層產(chǎn)出情況；二是確定各產(chǎn)氣層的產(chǎn)水量大?。蝗侨绾未_定氣井的合理生產(chǎn)壓差，提高氣井利用率，防

3、止產(chǎn)液較大或積液導致氣井“壓死”現(xiàn)象。1產(chǎn)氣剖面測試及資料應用根據(jù)氣井井筒內(nèi)壁一般為單相氣體或氣水兩相流動特征，通過采集自然伽馬、溫度、壓力、密度、持水、渦輪流量等參數(shù)進行分析：溫度及壓力資料主要用于定性分析產(chǎn)出狀態(tài)，渦輪流量用來確定氣井的總產(chǎn)量和小層產(chǎn)量,密度及持水資料用于分析流體性質(zhì)。1.1定量化動態(tài)分析氣井產(chǎn)氣量、產(chǎn)水量通過多井分層測試資料統(tǒng)計，能夠加深氣藏的認識程度。蘇里格氣田東區(qū)產(chǎn)氣剖面測試井共13口，其中上古井10口，下古井2口，上下古合采1口o上古氣藏中，盒8產(chǎn)氣占總產(chǎn)量的30%，可以看出該層為蘇里格東區(qū)的主力產(chǎn)層；山1產(chǎn)氣占總產(chǎn)量22%;而下古氣藏中，馬五5產(chǎn)氣占總量的94%，

4、其余馬五2、馬五4和馬五6產(chǎn)氣貢獻較小。SD08-74共射開5層，分別是盒4、盒7、盒8、山11、山12o從物性數(shù)據(jù)統(tǒng)計可以看出：盒4儲層物性最好,盒7、盒8次之。為了解該井各個小層的產(chǎn)氣貢獻情況，于2011年、2013年進行產(chǎn)氣剖面測試。82%；盒8、山1占總氣量18%o隨著地層壓力降低,次產(chǎn)層貢獻率增加，盒7產(chǎn)氣貢獻率增加4%,而盒8氣層產(chǎn)氣貢獻率降低為0%;測試結(jié)果與儲層物性資料相符。1.2為制定氣井合理的生產(chǎn)方式提供依據(jù)蘇里格氣田部分氣井采用上下古合采方式開發(fā),層位有效厚度-/m電阻率/(Om)聲波時差密度/(gcm-3)孔隙度/%基質(zhì)滲透率/mD含氣飽和度/%全燃含量/%-綜合解釋.

5、結(jié)果最大最小盒47.818.29238.642.4310.280.74255.321.38750.1201氣層盒71.9118.45220.072.437.190.3846727.01620.1162氣層盒8ti426.89238.742.5210.30.7160.512.05190.3915氣層山115.641.83222.92.567.660.27953.96.32620.8741含氣層2.335.83246.742.4511.630.93762.26氣層山122.143.5230.442.488.920.4965523.85680.2263含氣層衰1SD08-74射孔層位物性參數(shù)統(tǒng)計表測

6、井解釋氣層參數(shù)氣測參數(shù)2011年10月21日2012年9月19H55.8盒8卜.盒8下山1太原圖2SD52-70各小層產(chǎn)量分布變化圖產(chǎn)氣剖面測試可以檢測多產(chǎn)層合層開采效果。只要井底流壓不高于產(chǎn)氣層地層壓力，則上下古氣層均可以供氣，以提高單井產(chǎn)氣量，降低單井生產(chǎn)的投入產(chǎn)出比。氣田采用節(jié)流器生產(chǎn),井口壓力普遍較低，井口與井底存在較大的壓差，但是壓力較低區(qū)域只存在與節(jié)流器以上部位，該類生產(chǎn)井井底流壓與地層壓力差值較小,對于低產(chǎn)氣井，產(chǎn)氣層貢獻率較低的氣井,實施打撈節(jié)流器,或者不予投放,適當放大生產(chǎn)壓差,獲得較之前高的產(chǎn)量。根據(jù)產(chǎn)氣剖面數(shù)據(jù)可以看出，部分非主力層系在二次測試時產(chǎn)氣貢獻高于投產(chǎn)初期，部分

7、不產(chǎn)氣層系在生產(chǎn)一段時間之后產(chǎn)氣貢獻都有所改變。SD52-70井非主力層系山1在投產(chǎn)初期生產(chǎn)壓差較小的情況下，產(chǎn)氣貢獻率3.1%，太原組產(chǎn)氣貢獻率25.9%；在生產(chǎn)壓差適當增大之后，山1層系產(chǎn)氣貢獻率10.6%,太原組產(chǎn)氣貢獻率49.3%，相比生產(chǎn)壓差較小時都有所增長。10080康60號4020不同生產(chǎn)壓差下同一口井不同層位的產(chǎn)氣貢獻率不同o在生產(chǎn)壓差大于該臨界值時候，低產(chǎn)氣層可以開始產(chǎn)氣，非主力層序產(chǎn)氣貢獻率有所上升，使得產(chǎn)氣剖面得到改善。1.3監(jiān)測井內(nèi)流體變化根據(jù)壓力測試數(shù)據(jù)，可以推斷在不同深度氣液存在的狀態(tài)，及確定氣液界面，初步判斷其產(chǎn)水原因。SD41-55井2011年年底對該井實施的測

8、試結(jié)果得出，產(chǎn)水主要集中在山1產(chǎn)層,2012年9月和2013年8月進行兩次產(chǎn)氣剖面測試時該層位的產(chǎn)水明顯下降，由此推斷，有可能投產(chǎn)初期該井壓裂液反排不徹底,導致氣井生產(chǎn)初期產(chǎn)水量較大。根據(jù)其產(chǎn)氣剖面測井曲線圖，流體密度測井曲線值在3020m以下與井下地層水密度值相當，27602910m自下而上流體密度值逐漸減小，其對應段的渦輪流量密度曲線出現(xiàn)交叉現(xiàn)象，可判斷該層段出現(xiàn)氣液兩相,2760m以上流體密度值接近井下天然氣密度值。從其所測數(shù)據(jù)中，可以看出，產(chǎn)水層位主要分布在盒8和山1,產(chǎn)水量較小，產(chǎn)水層位處于液面以上。1.4運用時間推移方法分析產(chǎn)層變化情況SD08-74井在2012年12月8日測試時，

9、油壓51MPa,套壓17.23MPa,0產(chǎn)氣1.2179萬nA產(chǎn)水I. 595n?。在2013年4月4日時，油壓1.82MPa,套壓16.95MPa,日產(chǎn)氣1.0804萬n?,產(chǎn)水2.6m30從上述可知，其總產(chǎn)量變化不大，但井下小層的產(chǎn)出情況發(fā)生了較大變化,SD08-74井解釋成果對比(見圖3)0從圖3可以看出，盒4段產(chǎn)量具體沒有較大變化,產(chǎn)水大幅度下降,下一步要根據(jù)測井資料，仔細分析原因,加強科學管理，確保氣井長期穩(wěn)產(chǎn)。2結(jié)論及認識(1) 根據(jù)產(chǎn)氣剖面測試資料,可以明顯的判斷出上下古氣藏中產(chǎn)氣貢獻率較大的產(chǎn)層，為下一步提高氣井針對較好氣層的鉆遇率打下基礎。(2) 分層測試結(jié)果證明低孔低滲儲層

10、，部分非主力層系在生產(chǎn)壓差適當增大的情況下產(chǎn)氣貢獻率有所提高,單井產(chǎn)量有所提高。(3) 對于氣水同層的氣井控制生產(chǎn)壓差可以有效控制氣井氣層的出水程度。(4) 在開發(fā)的過程中,可以實時了解氣層的變化情況,氣層的物性處于動態(tài)的變化,可以為合理平穩(wěn)開發(fā)氣井產(chǎn)能提供依據(jù)。參考文獻：1 王小魯，許正豪，李江濤，等.水驅(qū)多層砂巖氣藏射孔層位優(yōu)化的實用方法J.天然氣工業(yè),2004,24(4):57-59.2 羅萬靜，萬玉金，王曉冬，等.澀北氣田多層合采出水原因及識別J.天然氣工業(yè)，2009,29(2):86-88.3 馬鵬程.產(chǎn)氣剖面測井技術(shù)在大慶油田的應用J.石油儀器，2012,(2):58-61.(上接

11、弟23頁)(5)在儲層改造方面，探索多級暫堵與體積壓裂技術(shù)，增加裂縫復雜程度,進一步完善暫堵劑技術(shù)系列,配套專業(yè)加注設備，提高施工工藝的成功率，提高措施效果。參考文獻：1 畢永斌，張梅，等.復雜斷塊油藏水平井見水特征及影響因素研究J.斷塊油氣田，2011,18(1):79-82.2 羅慶梅，郭亮，等.安塞油田提高單井產(chǎn)能技術(shù)探索J.石油地質(zhì)與工程,2012,27(1):62-64.3 欒虎，王小軍，孟越，等.安塞油田淺層特低滲透油藏水平井開發(fā)技術(shù)研究及效果分析J.長江大學學報(自然科學版)，2012,9(4):68-70.4 張軍鋒，景小龍，孫成，等.安塞油田水平井水力噴射分段壓裂技術(shù)研究J.油氣藏評價與開發(fā),2013,3(4):45-49.我國首套焦爐氣制合成天然氣裝置投產(chǎn)我國首套焦爐氣制合成天然氣裝置近日成功投產(chǎn)，并網(wǎng)輸氣。該裝置年產(chǎn)合成天然氣I億立方米，可實現(xiàn)年減排二氧化碳20萬噸，開辟了我國重污染工業(yè)廢氣制備清潔能源的新途徑。焦爐氣是一種污染高、易燃爆的工業(yè)廢氣。經(jīng)過技術(shù)研發(fā)和加工，我國已可以將這種廢氣演變?yōu)榍鍧嵞茉?。記?7日從中國化工集團獲悉，中國化工集團旗下西南化工研究院研制的焦爐氣合成天然氣工業(yè)裝置,可以利用焦爐氣凈化、甲烷化等專利技術(shù),將焦爐氣轉(zhuǎn)化為甲烷濃度大于88%的合成天然氣，實現(xiàn)廢棄物零排放。該裝置近日在