西南石油大天然气工程讲义第8章 气藏开发动态监测、分析和管理

第八章

气藏开发动态监测、分析和管理提示

气藏动态监测、分析和管理是气田开发管理的核心，它贯彻于气田开发的始终。分析的主要内容包括：气藏连通性、气藏流体性质、驱动方式、储量、气藏及气井生产能力和规模、储量动用程度及剩余资源潜力和采气工艺措施效果及井况等分析，并进行超前预测。而其中，储量核实、产能分析和驱动方式的确定尤为重要。所采用的技术应该是综合的、多学科的和静动结合的。计算机和网络技术迅速发展的今天，气藏动态监测、分析和管理要最后落实到开发动态信息管理系统（广义讲应为气田经营管理信息系统）建立上。

第一节

气田、凝析气田开发方案编制流程气田、凝析气田（藏）开发大致可分为三个阶段：详探阶段、试采阶段和编制开发方案及实施阶段。气田开发模式大致可分产气量上升期、稳产期和递减期。我国气田、凝析气田开发正在走上合理、科学开发的道路，一个气田、凝析气田投入开发以前都必须编制开发方案。在勘探阶段，也提倡开发早介入，在少量探井、勘探评价井取全取准资料的基础上，对气田作出初步评价，勘探人员和开发人员结合，共同编制气田开发概念设计。气田开发好始于有个好的开发方案。所以在讲述气藏动态分析以前，要让大家对开发方案的内容和流程有个概念性的了解，结合我国气田、凝析气田开发实践，参照原中国石油天然气总公司有关规定、规程和我们的经验，我们介绍了原开发方案编制的参考工作流程（见图8-1）。

第二节

概论编好气田开发方案很难，但进行长期的气藏动态分析更难。气藏动态监测、分析和管理是气田开发管理的核心，它贯彻于气田开发的始终，涉及面很广。只有掌握气井、气藏的开采动态和开发动态，研究分析其动态机理，不断加深对气井、气藏的开采特征和开采规律的认识，才能把握气田开发的主动权，编制出最佳的开发调整方案、开采挖潜方案和切合实际的生产规划，实现高效、合理和科学开发气田的目的，并指导下游工程的健康发展。动态分析的核心内容是通过对气田开发全过程的跟踪模拟和优化，达到全气藏开发指标总体最优和单井开采工艺参数组合的最优，重点要求回答以下问题：1、储层、井间是否连通？压力系统、水动力系统是否统一？气水、或油气等边界是否确定？2、开发方式是否合理？天然能量是否充分利用？气藏的驱动方式如何？如果存在边水或底水，水体活动规律又是如何？它对开发过程有何影响？3、对于裂缝性气藏，裂缝的发育特征与规律是什么？在开发过程中又起什么作用？4、井网、井距和井数等布井方式是否合理？是否既能控制住可采储量，而且又能符

图8-1

气田开发方案编制流程

合少井高产的原则？单井的产能如何？如何对每口井进行合理配产？5、层系划分是否合理？每口井、每一层的供气能力与井的排气能力是否协调？如何实现最佳开采？6、气井工程上有什么问题？采取何种措施？效果和经验教训？7、对处于不同开发方式的气藏在不同开发阶段，气井应采取何种工艺措施来改善开采条件、提高整体开发效果？对各种工艺措施作效果评价。8、如何选定适当的数值模拟模型，在历史拟合基础上，对单井及全气藏开采、开发动态进行跟踪数值模拟，并进行预测，从而给出最佳的开发调整方案或及挖潜方案。一、气藏动态分析的主要内容参照原中国石油天然气总公司气藏动态分析工作规范（草稿），归纳于表8-1中。

表8-1

气藏动态分析内容、目的和手段编号分析项目分析内容分析目的主要分析手段

1

气藏连通性分析1.储层纵、横向连通性2.断层分布及分隔情况3.压力与水动力系统4.油气水分布边界1.计算储量（容积法和压降法）2.确定开发单元与布井方式3.建立地质模型1.综合应用地质、物探、测井、录井、试采和试井等成果2.干扰试井、压力恢复试井、修正等时试井等3.裂缝性气藏的地层倾角测井等

2

流体性质分析1.流体组成及性质分布差异性分析2.开发过程中流体组成变化特征分析3.特殊气藏气体组成分析1.为开发部署、地面工程设计、下游工程规划提供依据2.提出开发调整与采气工艺措施类型3.判断气藏类型1．常规取样2.凝析气藏流体井口取样及地层条件下流体容积性质和相态性质实验分析

3

储量核实地质储量可采储量单井控制储量1．提高储量级别2.确定开发规模、地面工程和下游工程准备3.为数模、动态分析、开发效果评价提供依据1.根据综合方法和不断加深的资料用容积法计算储量2.用物质平衡法核实动态储量3.用试井方法确定单井控制储量

4

驱动方式分析1.分析确定气藏驱动方式2.水驱气藏边界条件分析，产水观测井产量、压力及水面变化，分析判断水源、侵入机理、水侵速度，计算水侵量1.为制定开发方案提供依据2.确定气藏采气速度、布井方式和气井合理生产制度，制定技术政策3．为数值模拟提供依据1.压降曲线、生产曲线对比、分析采气速度与压降速度2.分析观测井地层压力变化趋势，气水界面变化趋势3.生产测井

5气井、气藏生产能力分析1.气井绝对无阻流量、采气指数2.气藏高、中、低渗透区产能分布特征1.为气井、全气藏合理配产提供依据2.确定井网合理性及调整井井位1．日常油气水生产动态资料2.关井压力恢复试井、系统试井3.地层测试成果4.压降曲线

6

气藏开采状况、储量动用程度及剩余资源潜力分析1.压力系统变化、层间窜流及地层水活动情况2.单井、分区块全气藏采气量、采出程度3.剩余可采储量分布与未动用潜力预测

1.复核动态储量，2.调整产能布局3.确定稳产年限、阶段采出程度和最终采收率

1.分井

、分区产量统计分析2分析不同时期的压力等值图3利用生产测井、水淹层测井、油气水界面监测成果，绘制生产剖面4.压降曲线

7

钻井，完井与采气工艺措施效果分析1.钻井井斜、井眼变化，井底污染状况2.完井方式、射孔完善程度3.产液、带液能力与管柱摩阻损失4.井下油套管破裂、井壁垮塌与产层掩埋情况5.修井、增压、气举、机抽、泡排、水力、喷射泵、气流喷射泵等工艺措施效果1.为修井作业提供依据2.为增产、提高采收率，采取适当的工艺措施提供依据1．工程测井2．试井分析3．井口带出物分析气藏动态分析技术是提供气藏开发全过程动态信息技术，目前国内外主要应用地震、地球物理测井、地球化学、气水动力学和气藏数值模拟等技术来分析气藏生产动态，并由点（气井）的监测、分析发展到对整个气田乃至成组气田开发过程实施全面监测和分析。二、气藏动态分析的主要技术1、地震技术1）三维地震该技术可有效地确定含气范围、气水边界、岩性变化、断层位置和裂缝带等。2）垂直地震剖面（VSP）该技术能确定断层、气水边界、裂缝发育方向和各向异性渗透方向。还能预测未钻开的异常高压层压力，为平衡钻井提供依据。3）井间地震和随钻地震目前已发展到把在钻井过程中钻头与地层相互作用产生的振动作为“震源”，获得储层和流体的信息。在开发过程中可定期用人工震源获取井间地质、储、渗参数和气水动态信息。2、地球物理测井监测技术近年来，利用测井技术可以识别裂缝，确定孔、渗参数在空间的分布和边、底水的层位。目前已能成功地监测气水界面活动和选择性水侵规律，为水驱气藏开采工艺的选择提供了可靠依据。测井技术主要有中子法、脉冲中子法、电法、测井温、测流量和声波测井等六种方法。应用脉冲中子法划分气水界面比油水界面效果好，对碳酸盐岩气藏也有效。声波测井对砂岩和非砂岩均有较高的分辨率和可靠性。3、地球化学检测技术1）水化学方法天然气中的凝析水矿化度很低，当地层水进入气井时，产出水的成分就会改变。如果系统地取样分析（如氯根含量、钾离子含量等），就能确定地层水流入量。当不同层位的地层水具有不同的矿化度和盐类组分时，就能测出水的窜流。当沿气水界面的水矿化度变化时，就能判断侵入气藏的主要方向。2）根据凝析油性质变化监测气水界面测定凝析油性质的指标有：粘度、折射率、密度、蒸发90%馏分的温度和凝析温度。当这些参数随时间增加时，说明气水界面正向气井推进，根据气水界面到井的距离和推进速度，便可预报气井水淹时间。3）利用非烃组分浓度分布规律监测气水界面含气层中H2S浓度的分布可定量地确定气藏面积上产能大小及分布范围。H2S浓度越高，单位地层储气能力越低，反之，孔隙中烃含量越高。CO2和H2S的浓度分布规律相同。含N2量最高的地区，含H2S量最低。气藏中氦等稀有气体分布规律大致与N2相同。研究表明，H2S含量向气水界面方向增加，大部含气层系中H2S含量随深度增加而增加，气液接触带附近H2S浓度急剧增加。4）标度计算图快速监测法已找出微量盐（溴、碘、钾、钠、铷、铵、锂等）之间的关系和相应的地层水中百分含量制成标度计算图，应用该图快速分析从井内带出液相中的微量盐浓度，从而对产出水进行有效的监测。4、水动力学方法1）应用P/Z—Gp关系监测气藏动态定容气藏开发过程中含气孔隙体积保持不变时，气驱的P/Z—GP图呈直线关系。在开发裂缝性、裂缝—孔隙性（碳酸盐岩）变形储层的气藏时，其含气孔隙体积都要减小，其P/Z—GP曲线要低于气驱关系直线。多数在水驱气藏的情况下，P/Z—GP曲线特征是，开始也与气驱一样，呈直线下降，但是，随着边水或底水进入气藏而使压力下降速度明显减慢，使P/Z—GP偏离气驱直线向上翘。开发过程中若存在气体窜流或漏失到上下部地层中去，P/Z—GP关系曲线可能比气驱线还要低。八十年代以来，对P/Z—GP关系式偏离气驱直线诸因素的研究日趋深化，并找到校正各种因素的方法，还有人通过数值模拟研究，得到较有意义的结果，使之成为监测气藏动态的重要方法之一。2）气藏数值模拟动态分析技术随着气田开发难度增大，气藏动态分析的跟踪数值模拟技术有了很大发展，尤其是促进了非均质或致密气藏、水驱气藏和凝析气藏的数值模拟技术的发展。3）试井技术目前试井解释及监测技术已建立起适应各类气藏的典型图版和单井数值模拟方法。通过单井测试可监测井的完善程度、气层污染、储层变形引起孔、渗等参数减小对气井产能的影响；计算气井绝对无阻流量；确定气井合理的生产压差和产量，使气井和气层协调工作。干扰试井和脉冲试井可确定两口或更多井之间储层的连通性及压力连通范围，计算气层传导率和储渗能力，它们适应非均质低渗透气藏的试井解释，并用此法确定裂缝分布及发育方位，此外，还发展了一系列不稳定试井方法。4）音响试井技术该技术能弥补由于岩性、泥浆等因素给测井带来的困难。深部音响水动力试井仪器不受岩性影响，也不受下油、套管的限制。气或水单相流动，以及气与水两相流动的声谱均不相同，通过井与地层连通的部位时，能接收到较大音响程度，以此来辨别气、水层位和能量大小。国内还未见用此类试井技术，俄罗斯莫斯科石油科技大学有此仪器。

第三节

气藏流体性质分析和油气藏类型的判断流体性质分析的重要目的在于判断油气藏类型。地质上油气藏类型繁多，这里主要介绍与开发有关的几种类型，并着重于判别气藏和凝析气藏的类型。一、气藏类型根据地层烃类体系的组成和相态性质，气藏可分：干气气藏、湿气气藏和凝析气藏。根据驱动方式，气藏可分：气驱气藏、弹性水驱气藏和刚性水驱气藏。刚性水驱实为弹性水驱的一个特例。根据储层结构的不同，气藏又分为：孔隙性碎屑岩气藏和裂缝性碳酸岩气藏。根据纵向剖面上产层的多少可分：单层气藏和多层气田。本节主要介绍干气、湿气和凝析气气藏的相态特征和动态分析方法。1、气藏定义1）干气气藏干气气藏的天然气中戊烷以上（）组分几乎没有，或者很少（0.0001—0.3%），甲烷以上气体同属物（C2—C4）<5%（摩尔），相图很窄，在地面分离条件下没有液态烃。2）湿气气藏气藏天然气中重烃（）较凝析气藏少，相图不像凝析气藏那样宽阔，临界温度也变得很低，地层温度大于临界温度（Tc）和临界凝析温度（），在地层中不可能出现反（逆行）凝析现象。当地面分离条件（压力、温度）处于两相区内，则有少量液烃在分离器中析出。3）凝析气藏前面已经提到，凝析气藏是一种特殊的碳氢化合物矿藏，它与油藏的差别是：1）在原始地层条件下，烃类体系所处的相平衡状态不一样。油藏烃类体系处于液相状态，若地层压力高于饱和压力，气体全部溶解于油中。而在凝析气藏中，当地层压力高于初始凝析压力（上露点压力）时，油、气处于单相气相状态，C5以上组分（凝析油）也处于气相状态。2）在油藏中原始气油比一般不超过600—700/t，而凝析气藏的气油比要大，且在衰竭式开发过程中变得更大。与纯气田的差别是：1）从凝析气井中同时产出凝析油和天然气，对于干气气藏，地面只产天然气。2）当地层压力降到初始凝析压力（上露点压力）以下时，会出现反凝析现象，当地层压力处于初始凝析压力和最大凝析压力之间时，凝析油会从气相中析出，有一部分残留在储层中，造成凝析油的损失。凝析气藏可分为单相和两相两种。单相凝析气藏又分：（1）地层温度高于临界凝析温度（TM），参见图8-2

A点，在等温降压过程中地层烃类体系始终处于气相状态，不会有液态烃析出；（2）地层温度低于临界凝析温度但高于临界温度（Tc），地层压力高于初始凝析压力（Pd）（参见图8-2

B点），这是最普遍的一种凝析气藏。Pd小于原始地层压力（Pi），地层烃类体系称不饱和的凝析油气体系，Pd接近Pi，称饱和凝析油气体系。两相凝析气藏分为带油环的凝析气藏和凝析气顶油藏（视油区和气区体积比例大小定名油藏还是气藏）。一般说，当凝析气藏存在油环时，Pd接近于Pi，也就是说在油气界面处Pd≈Pi≈Pb（泡点压力）。图8-3绘出了逆行凝析气顶和非逆行凝析气顶两种气顶气与油环的示意相图。由于发现时气顶气与油环处于相平衡状态，因此油的泡点线与气的露点线在发现条件时应是相交的。从油藏角度说，如果所确定的泡点压力与油藏发现压力基本相同，那么我们将预料，油藏会有伴生气顶，如果预算的泡点压力比油藏发现的压力（Pi）低10%以上，那么我们有理由推测，该油藏是未饱和的，并且不会有气顶存在。必须指出，也有例外，如委内瑞拉埃尔特叶罗地区圣大巴巴拉油田的烃类流体是极不寻常的，气层后，它以组成随深度发生变化为特征的，油气界面两边，参见文[1]。在我们承担哈萨克斯坦凝析气顶油田研究中也遇到这种情况。我国大庆、中原、新疆也发现过类似情况。油气藏类型中还有一种挥发性油藏，在我国新疆地区已有发现，地层温度在临界点附近（离临界温度变化5℃左右），当压力降到饱和压力以下时，开始从液相中分离出气泡，进一步降压，则气体愈多，但因靠近临界点附近，只要重烃含量稍有一点变化，也就可能产生反凝析现象，所以很难确切判断这种油气藏的类型。法国定义挥发性油藏大致是：（1）地层温度接近临界温度；（2）C2—C10组分含量高，一般黑油，组分