论文部分内容阅读
摘 要：
在掌握东辛气田的地质构造及开采生产的基础上，对东辛气田上分布的气井进行分析，研究低压低产的分布特征和生产动态，找出造成低产的原因，并对气井生产管理进行系统分析，达到提高产量的目的。
关键词： 岩性气藏；气井开采；生产特征；采收率
【中图分类号】 TE37 【文献标识码】 A 【文章编号】 2236-1879（2018）08-0257-01
一、前言
东辛气田位于山东省东营市东营区境内，构造上处于济阳坳陷东营凹陷中央隆起带中段。东辛气田气藏类型为构造—岩性气藏，其形成主要受砂体展布、构造背景等因素的控制。东辛气田气藏储层类型为河流相砂体，该类型储层是由砂体上倾方向受断层切割、遮挡所形成的。
二、东辛气田开采特征分析
东辛气田辖区内气东八集气站共布置气井6口分别是气东11-2、气东11-斜1、营12-70、气东9、气东9-1、营541-x6。
根据东辛气田所辖气井的开采动态分析，将东辛气田生产特征概括如下：
（一）气井压力下降快，弹性产率低。
气藏的开发方式为消耗式开采，随着产气量的增加，地层压力下降快。明显体现出该特征的是辖区内气东11-斜1、气东11-2、气东9、气东9-1四口井。
造成这种现象的根本原因取决于气藏的储层成因类型，由于东辛气田储层为河流相砂体，该种气砂体呈透镜状分布，砂体分布零散，因此储量小，横向连通性差，地层能量容易产生变化，从而造成了随开采时间的增加，地层压力快速下降，单井弹性产率低。
（二）气井易出砂出水。
东辛气田所辖气井开发层位为馆陶组（Ng）和明化镇组（Nm），该种浅层气藏在储层形成过程中由于埋深浅，所遭受到的压实成岩作用差，因此在开发中极易造成气层出砂，形成砂埋气藏。明显体现出该特征的是辖区内气东11-斜1、气东9两口井。
（三）单井产能低，递减快，采气周期短。
通过对东辛气田所辖气井的分析发现目前该气田在开发中主要采用小工作制度控制生产，该特征主要表现在辖区内的气东11-斜1井、气东9井、气东9-1井三口井上。
通过实际统计资料表明，气井投产初期产量最高的也仅为1x104m3/d左右。由于气砂体储量小，地层能量低，造成产量递减快，从而造成了单井采气周期短。
三、东辛气田开采措施分析
东辛气田与陈家庄气田在开采时间上具有一定差别，陈家庄气田从上世纪90年投入开发，在此之前东辛气田已经历了30年的开发历程；但在气藏开发层位上具有相同性，均属于上第三系明化镇组（Nm）（明化镇组（Nm））、馆陶组（Ng）（馆陶组（Ng））。
根据目前生产现状，针对辖区内的6口气井在开采过程中表现出来的特征，结合目前开采经验提出如下建议：
（一）针对压力下降快、产量不稳定的气井：主要是由于井底积液所致，对于这类气井，需其生产状况制定了合理的工作制度，减少气井压力波动，避免气藏激动出水，延长气井的无水开采期。
（二）针对低压、低产、出水严重的气井：主要是由于出水严重，甚至水淹造成的单井产量较低，压差较大，弹性产率极低，针对这一气井特征在生产过程中需定期化排或放喷以保持气井正常生产。
（三）针对低压、低产、出砂严重的气井：主要是由于气砂体埋藏浅、胶结疏松，且多具有边、底水造成的气井易出砂、出水，针对这一特征在生产过程中除了提前摸清砂体界面同时，最重要的是加强对气井生产运行中的时时控制，密切观察气井生产状况，争取及时发现出砂转折点，在此基础上借鉴陈家庄气田比较成熟的防砂工艺：一次性完井防砂工艺（金属棉滤砂管防砂工艺）、绕丝筛管砾石充填防砂工艺、树脂涂敷防砂工艺，综合分析气井特征进行防砂处理。
四、东辛气田开采潜力分析
通过对东辛气田所辖气井的生产状况的综合分析认为，可以看出在生产过程中由于气井自身能量的衰减以及开采过程中出水出砂以及外界因素的影响，各气井产量较投产初期均出现了不同程度的变化。
目前针对这些影响气量的因素不断在开采过程中实时调整措施，目前已累计产气量5137.88x104m3，可采部分的采出程度达到55.24%。
东辛气田所辖气井投产后，累计开井生产时间与累计产气量图，可以看出除气东11-侧斜1其累产时间与累计产量出现了明显的反差外，其余气井在不斷实时调整的开采计划及措施的作用下气井生产能力与累计生产时间均呈现出了正相关的趋势，充分证明了目前所实施的开采方案的合理性。
东辛气田投产时间整体上较早，但目前相对于永安气田及胜陀气田90%以上的采出程度来说，仍具挖潜增效潜力，尤其是在启用新的产量接替层位后，将会进一步获得更好的效益。
图五 各气田可采程度统计图
通过对该气田的所辖气井的详细分析认为该区以后增产上效可以在以下3 个层次展开：
（一）、继续保证目前合理的开采方案，保证营541-x6井的稳产。
（二）、保证合理开采方案，实时启动接替层位，实现气东11-2、营12-70上产。气东11-2井上返气层有效厚度为6m，营12-70下返气层有效厚度为1.4m，可以将其作为东辛气田上产的主要阵地。
（三）、坚持目前合理的工作制度，进一步完善措施，实现气东9、气东9-1井的产量回升。
从目前东辛气田的生产特征以及综合分析来看，该气田围绕以上3个层次的增产上效途径，预计新亮点可实现产量增加的开采前景。
参考文献
[1] 方定渝；浅谈气井管理中的工程因素；天然气工业；1989年03期
[2] 韩长武；天然气排水采气工艺方法优选；西安石油大学；2012年5月
[3] 宋苏涵；天然气井下排液采气旋流集输研究；西安石油大学；2014年5月
[4] 张文 解维国；低渗气藏气井生产动态描述；内蒙古石油化工；2002年9月
[5] 熊巍；气井积液规律及排水采气优化；长江大学；2014年4月
[6] 国艳；气井产能的评价研究；东北石油大学；2012年5月
[7] 李晓平、王会强；边水气藏气井合理生产压差计产量的确定；天然气工业；2008年7月
[8] 陈济宇 魏明强 段永刚；不同气井生产动态分析方法对比分析研究；天然气勘探与开发；2012年10月
[9] 夏明铮；试采气井产能预测参数选取方法；油气井测试；2010年2月
[10] 官密生、王如平；采气井超声波雾化排液原理探讨；石油钻采工艺；1998年4月
在掌握东辛气田的地质构造及开采生产的基础上，对东辛气田上分布的气井进行分析，研究低压低产的分布特征和生产动态，找出造成低产的原因，并对气井生产管理进行系统分析，达到提高产量的目的。
关键词： 岩性气藏；气井开采；生产特征；采收率
【中图分类号】 TE37 【文献标识码】 A 【文章编号】 2236-1879（2018）08-0257-01
一、前言
东辛气田位于山东省东营市东营区境内，构造上处于济阳坳陷东营凹陷中央隆起带中段。东辛气田气藏类型为构造—岩性气藏，其形成主要受砂体展布、构造背景等因素的控制。东辛气田气藏储层类型为河流相砂体，该类型储层是由砂体上倾方向受断层切割、遮挡所形成的。
二、东辛气田开采特征分析
东辛气田辖区内气东八集气站共布置气井6口分别是气东11-2、气东11-斜1、营12-70、气东9、气东9-1、营541-x6。
根据东辛气田所辖气井的开采动态分析，将东辛气田生产特征概括如下：
（一）气井压力下降快，弹性产率低。
气藏的开发方式为消耗式开采，随着产气量的增加，地层压力下降快。明显体现出该特征的是辖区内气东11-斜1、气东11-2、气东9、气东9-1四口井。
造成这种现象的根本原因取决于气藏的储层成因类型，由于东辛气田储层为河流相砂体，该种气砂体呈透镜状分布，砂体分布零散，因此储量小，横向连通性差，地层能量容易产生变化，从而造成了随开采时间的增加，地层压力快速下降，单井弹性产率低。
（二）气井易出砂出水。
东辛气田所辖气井开发层位为馆陶组（Ng）和明化镇组（Nm），该种浅层气藏在储层形成过程中由于埋深浅，所遭受到的压实成岩作用差，因此在开发中极易造成气层出砂，形成砂埋气藏。明显体现出该特征的是辖区内气东11-斜1、气东9两口井。
（三）单井产能低，递减快，采气周期短。
通过对东辛气田所辖气井的分析发现目前该气田在开发中主要采用小工作制度控制生产，该特征主要表现在辖区内的气东11-斜1井、气东9井、气东9-1井三口井上。
通过实际统计资料表明，气井投产初期产量最高的也仅为1x104m3/d左右。由于气砂体储量小，地层能量低，造成产量递减快，从而造成了单井采气周期短。
三、东辛气田开采措施分析
东辛气田与陈家庄气田在开采时间上具有一定差别，陈家庄气田从上世纪90年投入开发，在此之前东辛气田已经历了30年的开发历程；但在气藏开发层位上具有相同性，均属于上第三系明化镇组（Nm）（明化镇组（Nm））、馆陶组（Ng）（馆陶组（Ng））。
根据目前生产现状，针对辖区内的6口气井在开采过程中表现出来的特征，结合目前开采经验提出如下建议：
（一）针对压力下降快、产量不稳定的气井：主要是由于井底积液所致，对于这类气井，需其生产状况制定了合理的工作制度，减少气井压力波动，避免气藏激动出水，延长气井的无水开采期。
（二）针对低压、低产、出水严重的气井：主要是由于出水严重，甚至水淹造成的单井产量较低，压差较大，弹性产率极低，针对这一气井特征在生产过程中需定期化排或放喷以保持气井正常生产。
（三）针对低压、低产、出砂严重的气井：主要是由于气砂体埋藏浅、胶结疏松，且多具有边、底水造成的气井易出砂、出水，针对这一特征在生产过程中除了提前摸清砂体界面同时，最重要的是加强对气井生产运行中的时时控制，密切观察气井生产状况，争取及时发现出砂转折点，在此基础上借鉴陈家庄气田比较成熟的防砂工艺：一次性完井防砂工艺（金属棉滤砂管防砂工艺）、绕丝筛管砾石充填防砂工艺、树脂涂敷防砂工艺，综合分析气井特征进行防砂处理。
四、东辛气田开采潜力分析
通过对东辛气田所辖气井的生产状况的综合分析认为，可以看出在生产过程中由于气井自身能量的衰减以及开采过程中出水出砂以及外界因素的影响，各气井产量较投产初期均出现了不同程度的变化。
目前针对这些影响气量的因素不断在开采过程中实时调整措施，目前已累计产气量5137.88x104m3，可采部分的采出程度达到55.24%。
东辛气田所辖气井投产后，累计开井生产时间与累计产气量图，可以看出除气东11-侧斜1其累产时间与累计产量出现了明显的反差外，其余气井在不斷实时调整的开采计划及措施的作用下气井生产能力与累计生产时间均呈现出了正相关的趋势，充分证明了目前所实施的开采方案的合理性。
东辛气田投产时间整体上较早，但目前相对于永安气田及胜陀气田90%以上的采出程度来说，仍具挖潜增效潜力，尤其是在启用新的产量接替层位后，将会进一步获得更好的效益。
图五 各气田可采程度统计图
通过对该气田的所辖气井的详细分析认为该区以后增产上效可以在以下3 个层次展开：
（一）、继续保证目前合理的开采方案，保证营541-x6井的稳产。
（二）、保证合理开采方案，实时启动接替层位，实现气东11-2、营12-70上产。气东11-2井上返气层有效厚度为6m，营12-70下返气层有效厚度为1.4m，可以将其作为东辛气田上产的主要阵地。
（三）、坚持目前合理的工作制度，进一步完善措施，实现气东9、气东9-1井的产量回升。
从目前东辛气田的生产特征以及综合分析来看，该气田围绕以上3个层次的增产上效途径，预计新亮点可实现产量增加的开采前景。
参考文献
[1] 方定渝；浅谈气井管理中的工程因素；天然气工业；1989年03期
[2] 韩长武；天然气排水采气工艺方法优选；西安石油大学；2012年5月
[3] 宋苏涵；天然气井下排液采气旋流集输研究；西安石油大学；2014年5月
[4] 张文 解维国；低渗气藏气井生产动态描述；内蒙古石油化工；2002年9月
[5] 熊巍；气井积液规律及排水采气优化；长江大学；2014年4月
[6] 国艳；气井产能的评价研究；东北石油大学；2012年5月
[7] 李晓平、王会强；边水气藏气井合理生产压差计产量的确定；天然气工业；2008年7月
[8] 陈济宇 魏明强 段永刚；不同气井生产动态分析方法对比分析研究；天然气勘探与开发；2012年10月
[9] 夏明铮；试采气井产能预测参数选取方法；油气井测试；2010年2月
[10] 官密生、王如平；采气井超声波雾化排液原理探讨；石油钻采工艺；1998年4月