摘　要：柴達木盆地澀北氣田面臨著綜合含水率上升、產(chǎn)量遞減、邊水非均衡推進等生產(chǎn)挑戰(zhàn)，多層邊水氣藏的動態(tài)監(jiān)測就顯得尤為重要，這項基礎(chǔ)工作貫穿于氣藏開發(fā)的始終。為此，利用試井和測井的方法直接或間接地測量出氣井的地質(zhì)參數(shù)、生產(chǎn)參數(shù)、井下技術(shù)狀況以及各種參數(shù)的動態(tài)變化等，綜合氣井生產(chǎn)動態(tài)，從產(chǎn)能評價技術(shù)、邊界探測技術(shù)、氣藏動態(tài)描述技術(shù)、生產(chǎn)管柱檢測技術(shù)和產(chǎn)層動用評價技術(shù)入手，判斷氣田開發(fā)是否符合開發(fā)方案要求，為氣藏開發(fā)調(diào)整提供第一手資料。該氣田是第四系多層疏松砂巖邊水氣藏，在其試采開發(fā)過程中錄取到大量產(chǎn)能評價、產(chǎn)層動用以及邊界參數(shù)變化等資料，通過分析，認為氣層的出砂壓差宜在地層壓力的10％～l5％之間，合理產(chǎn)量為無阻流量的l0％～l5％，合理配產(chǎn)區(qū)間在7.1×10⁴～10.4×10⁴m³／d，最小臨界攜液流量為7.1×10⁴m³／d。該研究成果為澀北氣田多層邊水氣藏的開發(fā)提供了技術(shù)支撐。

關(guān)鍵詞：柴達木盆地  第四紀  澀北氣田  氣藏  疏松砂巖  多層  邊水  動態(tài)監(jiān)測  生產(chǎn)能力

Dynamic monitoring technology in the development of multi-layer edge water gas reservoirs：A case study from the Sebei Gas Field，Qaidam Basin

Abstract：The output of the Quaternary edge-water gas reservoirs with multiple layers and unconsolidated sandstones in the Sebei Gas Field，Qaidam Basin，are restricted by many challenges，including the rise in total water cut，production decline，and unbalanced development of edge water．Therefore，it is vitally important to perform such basic work as dynamic monitoring for reservoirs throughout the gas development process．In order to realize this，we measured the geological and production parameters．and detected the downhole technical conditions and the dynamic changes of various parameters of gas wells directly or indirectly via well tesring and logging．Based on the dynamic production performance of gas wells，we further assessed the productivitv，detected the boundary，dynamically described the gas reservoir，inspected the production string，and assessed the producing status of the productive interval．In this way，we determined whether this gas field is developed in accordance with the initial development plan,thus providing the first hand information for adj usting the plan accordingly．During the trial production operation of a few gas wells in this field，mass data were logged concerning the productivity assessment，productive interval status and boundary parameter change．By analyzing these data，we concluded that the pressure differential of sanding should be l0-15％ of the formation pressure，the reasonable yield l0-l5％of the open flow capacity，the reasonable proration 71-104 thousand m³／d，and the rainimum critical liquid carrying flow 71 thousand m³／d．The results serve as a robust technical support for the development of such gas reservoir in the Sebei Gas Field．

Keywords：gas reservoir，unconsolidated sandstone，muhi layer，edge water，dynamic monitoring，productivity，Sebei Gas Field．Qaidam Basin

澀北氣田位于柴達木盆地東部三湖地區(qū)，是典型  的第四系淺層生物成因大型氣田^[1]，主要包括澀北一號、澀北二號、臺南3個氣田及臺吉乃爾等周邊小氣田。氣田具有獨特盼地質(zhì)條件，儲層泥質(zhì)含量高、膠結(jié)疏松、成巖性差、砂粒細，含氣井段長(氣藏埋深495～1850m)、氣層多而薄、儲層巖性疏松、弱邊水驅(qū)動等特點，縱向上表現(xiàn)為砂泥巖層交互、氣水層交互、高中低產(chǎn)層交互，致使層間差異大、產(chǎn)層易出砂等，這些地質(zhì)特征給氣田的高效開發(fā)帶來了許多挑戰(zhàn)，也給動態(tài)監(jiān)測技術(shù)提出新的技術(shù)要求，尤其是在評價氣井產(chǎn)能，控制合理生產(chǎn)壓差，評價氣層動用情況，監(jiān)測氣藏邊界變化規(guī)律，預警氣井見水等方面顯得特別迫切。澀北氣田自開發(fā)以來，致力于如何確保氣井長期穩(wěn)產(chǎn)高產(chǎn)，提高產(chǎn)層動用程度，提前預測氣井見水等監(jiān)測手段和監(jiān)測技術(shù)的開發(fā)和應(yīng)用，并做了大量現(xiàn)場實踐和技術(shù)創(chuàng)新工作，取得了一定的經(jīng)驗積累。

1　產(chǎn)能評價技術(shù)適應(yīng)疏松砂巖氣藏配產(chǎn)需要

產(chǎn)能評價是氣井投產(chǎn)前進行配產(chǎn)的必要環(huán)市，澀北氣田從開發(fā)至今，進行過等時試井、回壓法試井和修正等時試井等測試工藝優(yōu)選^[2]，評價出修正等時試井工藝比較適合澀北氣田的配產(chǎn)需要，通過200余井次的產(chǎn)能試井測試，逐漸摸索出用無阻流量，臨界出砂壓差，采氣指數(shù)法，流入流出動態(tài)關(guān)系曲線，最小攜液流量等多因素相結(jié)合的產(chǎn)能評價配產(chǎn)方法，適應(yīng)了澀北疏松砂巖氣藏易出砂，穩(wěn)產(chǎn)期短的配產(chǎn)需要，具體技術(shù)路線如下。

首先用修正等時試井工藝進行現(xiàn)場測試，得到試采數(shù)據(jù)并進行初始解釋(表1)。通過分析解釋得到該井的指數(shù)式無阻流量(QAOF)為88×10⁴m³／d。

接著用采氣指數(shù)法對該井進行滲流動態(tài)描述^[3]。該方法主要根據(jù)滲流力學原理，將氣體滲流控制在達西流的范圍內(nèi)，以達到保護儲層、避免出砂的目的。根據(jù)臺H2-1井的試采數(shù)據(jù)，其臨界點在生產(chǎn)壓差lMPa(即地層壓力的7％左右)，在此生產(chǎn)壓差下其日產(chǎn)量為16×10⁴m³，也即理論上的最高配產(chǎn)量(圖1)。

根據(jù)澀北氣田臨界出砂壓差實驗得到的數(shù)據(jù)，澀北疏松砂巖氣層的出砂壓差在地層壓力的l0％～15％之間，該井的臨界地層生產(chǎn)壓差為7％，可以滿足臨界出砂壓差的需要。另外，按照氣井無阻流量的配產(chǎn)方法，一般砂巖氣藏的氣井配產(chǎn)控制在無阻流量的15％～20％之間^[4]，而該井的合理產(chǎn)量為無阻流量的10％～l5％，該結(jié)果為淺層氣藏氣井的主要配產(chǎn)特征，具有第四系疏松砂巖的獨有特性。

其次按流入流出曲線進行生產(chǎn)協(xié)調(diào)點確定。這個步驟主要是考慮氣井的生產(chǎn)管柱，合理利用地層能量，找到流入動態(tài)曲線和流出動態(tài)曲線的協(xié)調(diào)點^[5]。根據(jù)臺H2-1井的實際生產(chǎn)管柱和地層情況，其協(xié)調(diào)點在10.4×10⁴m³／d，高于此產(chǎn)量，地層能量將供應(yīng)不足，壓力產(chǎn)量會明顯遞減。

氣井的最小攜液產(chǎn)量也是配產(chǎn)的重要考慮參數(shù)。該參數(shù)用以保證氣井生產(chǎn)時井筒不產(chǎn)生積液。臺H2-1井分別采用73mm、60.3mm、48.3mm這3種規(guī)格的油管進行模擬計算，得出其最小臨界攜液日產(chǎn)量分別為7.1×10⁴m³、4.9×10⁴m³和3.2×10⁴m³。目前該井使用的為73mm油管，確定其最小臨界攜液流量為7.1×10⁴m³／d。通過以上幾種方法配產(chǎn)方法，其匯總結(jié)果如表2所示。

根據(jù)表2數(shù)據(jù)，結(jié)合各個參數(shù)的重要程度，確定該井的合理配產(chǎn)區(qū)間在7.1×10⁴～10.4×10⁴m³／d，能較好地滿足氣藏工程各項要求。通過配產(chǎn)論證確定的合理產(chǎn)量，生產(chǎn)實踐證明該井獲得了較長時期穩(wěn)產(chǎn)，維持了較長的無水采氣期。

2　邊界探測技術(shù)為氣井未來生產(chǎn)見水提供了預警

壓力恢復探邊測試技術(shù)為識別復雜油氣藏的邊界類型和定量計算提供了有力的技術(shù)手段^[6]。澀北氣田近年來為做好氣井生產(chǎn)見水預警，進行了數(shù)十井次的探邊測試，為重點氣藏生產(chǎn)做了有效的預警作用，為研究澀北氣陽第四系砂巖氣藏的水動力系統(tǒng)和水氣關(guān)系提供了直接參數(shù)。

如澀深17井先后于2006年10月、2007年7月、2008年9月進行3次探邊測試，其測試結(jié)果如圖2所示。

通過理論認識和現(xiàn)場實踐相結(jié)合，根據(jù)氣井的構(gòu)造特征和滲流規(guī)律，可以基本確定這是邊水反應(yīng)特征。通過時間推算可以得到較為準確的氣水邊界距離和推進速度。由于澀北氣田處在三湖地區(qū)，周邊湖水豐沛，氣井尤其是構(gòu)造邊部井經(jīng)常具有邊水反應(yīng)，通過這項技術(shù)，可以有效地進行氣井出水預測，為合理組織生產(chǎn)做好調(diào)控準備^[7]。

3　氣藏動態(tài)描述技術(shù)為精準數(shù)值模擬提供支持

氣藏動態(tài)描述技術(shù)在現(xiàn)場的具體應(yīng)用體現(xiàn)為壓力恢復測試和壓力降落測試等，用來求取地層參數(shù)^[8]。該項測試技術(shù)可以用來描述氣井的井筒儲集效應(yīng)，地層滲流形式，地層流體供給強弱，以及近井地帶地層改善程度等^[9]，其優(yōu)勢是通過動態(tài)方法和實際生產(chǎn)井的狀態(tài)來獲得地層參數(shù)，更符合氣藏生產(chǎn)實際尤其足氣層滲流狀態(tài)^[10]。近年來，氣藏數(shù)值模擬技術(shù)所用參數(shù)尤其是地層參數(shù)更多地使用動態(tài)描述技術(shù)獲得的地層參數(shù)為依據(jù)，以此來進行精準數(shù)值模擬。通過用試井滲透率修正建立起來的數(shù)值模型更能反映氣藏的實際滲流狀態(tài)，滿足澀北氣田疏松砂巖氣藏數(shù)值模擬需要。

4　生產(chǎn)管柱檢測技術(shù)為氣井措施提供依據(jù)

生產(chǎn)管柱既可以用壓力恢復測試時驗證，也可以直接用生產(chǎn)測井檢測，檢測結(jié)果為氣井措施作業(yè)和日常維護提供依據(jù)。澀北氣田的動態(tài)監(jiān)測經(jīng)驗表明，用壓力恢復測試監(jiān)測，經(jīng)濟方便。而用生產(chǎn)測井方法監(jiān)測雖然成本昂貴，但是可以直觀定量檢測到管柱狀況，更具參考性。

4．1　壓力恢復測試判斷井簡密封性

如澀4-4-3井，2008年6月關(guān)井測壓力恢復曲線(圖3)。關(guān)井期間，套管處于開井生產(chǎn)狀態(tài)，從壓力曲線上看，關(guān)井初期壓功處于上升趨勢，從關(guān)井l.5h后開始壓力處于上下波動中，但整體上處于下降趨勢，判斷油套密封性不嚴。

4．2　生產(chǎn)測井方法監(jiān)測生產(chǎn)管柱

如澀2-29井于2011年4月17日進行產(chǎn)氣剖面測井。油管生產(chǎn)，套管采氣關(guān)閉，喇叭口在1060.5m處。測井資料顯示(圖4)，1019～1022m井段循環(huán)開關(guān)位置油管內(nèi)流量曲線增大、溫度負異常、密度有增大，判斷是循環(huán)開關(guān)失效導致套管壓力高于油管壓力，套氣進入油管。

5　產(chǎn)層動用評價技術(shù)為均衡氣藏開發(fā)指明方向

澀北氣田是多層砂巖氣藏，近一半氣井用3層以上氣層生產(chǎn)，由于層間差異和層間干擾，均衡開發(fā)氣井不同氣層是該氣田生產(chǎn)調(diào)控的努力方向。產(chǎn)層動用評價技術(shù)首先根據(jù)地質(zhì)研究得出各層的理論產(chǎn)氣配比情況，利用現(xiàn)有技術(shù)和分析手段，對產(chǎn)層動用變化規(guī)律和實際情況可以直接監(jiān)測，為均衡氣藏開發(fā)指明了方向^[11]。如澀4-2-1井，產(chǎn)層動用評價技術(shù)的現(xiàn)場應(yīng)用。

該技術(shù)需要首先進行地質(zhì)研究，根據(jù)地層系數(shù)，得到各層理論產(chǎn)出配比情況。研究結(jié)果認為：4、5號層為該井的主力氣層。然后根據(jù)不同工作制度序列，進行產(chǎn)氣剖面測試，獲得不同壓差下的分層相對產(chǎn)氣配比情況(圖5)。

通過以上測試結(jié)果，可以看到：工作制度越大(生產(chǎn)壓差越大)，Kh值小的氣層即差氣層受到抑制越明顯，如1號差氣層從原來產(chǎn)出22％下降到8％；在較大生產(chǎn)壓差下，氣層產(chǎn)出非均衡性越強，4號主力產(chǎn)層從較低生產(chǎn)壓差下的產(chǎn)出20％到較高生產(chǎn)壓差下的52％，產(chǎn)能得到較犬釋放。綜合澀北產(chǎn)層動用評價測試經(jīng)驗，氣井的產(chǎn)層貢獻并不是沿生產(chǎn)壓差的放大而同比例放大，產(chǎn)層地層系數(shù)越大，在生產(chǎn)壓差越大的情況下，其產(chǎn)出貢獻越突出。

6　結(jié)束語

澀北氣田動態(tài)監(jiān)測技術(shù)伴隨氣田的開發(fā)生產(chǎn)而發(fā)展，其中心任務(wù)是為生產(chǎn)服務(wù)，為均衡氣田開發(fā)、提高地質(zhì)認識、做好產(chǎn)能評價、提高產(chǎn)層動用程度等方面作出貢獻。目前，氣田面臨綜合含水上升、產(chǎn)量遞減、邊水非均衡推進等生產(chǎn)挑戰(zhàn)，氣田動態(tài)監(jiān)測的重點也將肩負著向監(jiān)測氣井井筒積液、預測產(chǎn)層出水、均衡儲層采氣等方面發(fā)展的重任。

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本文作者：高勤峰  吳勝利  任玉林  馮毅  周治岳  高創(chuàng)波

作者單位：中國石油青海油陽公司澀北作業(yè)公司