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苏里格气田气井动态监测管理规定(讨论稿)

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里格 气田 气井 动态 监测 管理 规定 讨论
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1 苏里格气田 气井 动态监测 管理规定 (讨论稿) 前 言 气井动态监测技术是科学管理气井的重要技术手段,它通过对气井在生产过程中 的产量、 压力、 流体物性的变化,以及井下、地面工程的变化等监测,及时有效地指导气田合理开发。 苏里格气田是典型的 “ 低渗、低压、低丰度 ” 的非均质性极强的致密气田,气藏具有普通相似但又千差万别的特征,相邻气井气层分布在纵向和横向上都有较大差别 ,相同类型气井在生产过程中的产量、压力、流体物性的变化又具有相似特征。 气田所采取的中低压集气工艺和钻采工程技术,满足了气田低成本开发的需要,同时也给气 田动态监测的顺利开展带来新的技术难题。 随着气田不断发展壮大,气井数目不断增多, 如何在现有工艺技术条件下,有 针对性、有选择性的开展气井动态监测工作, 对于指导苏里格气田 经济有效开发 非常重要。为使苏里格气田动态监测管理更加科学、合理、规范、经济 、有效 ,特制定本规定。 本规定起草单位:中国石油长庆油田分公司苏里格气田研究中心 本规定主要起草人: 徐文龙 范继武 2 第一章 总 则 第一条 为规范苏里格气田动态监测管理,加强气田开发过程监控,提高气田开发 管理 水平,依据 《天然气开发管理纲 要》气藏工程管理规定,以及中华人民共和国石油天然气行业标准有关气井动态监测的规范标准,制定本规定。 第二条 苏里格气田动态监测以气藏地质研究为基础、气藏工程理论为指导,根据不同气藏地质特征和不同类型气井 生产特征 , 有针对性、有选择性的开展。 第三条 苏里格气田动态监测 应 坚持 “ 低成本 ” 的原则;坚持 “ 以点带面、分区分块、层位兼顾 ” 的原则,选取具有代表性,能够反映气田整体生产特征的不同类型 气井开展测试 。 第 四 条 本规定旨在明确苏里格气田动态监测开展的项目,不同类型监测项目选井的原则, 开展的要求,以及面对新工艺 技术条件下动态监测开展的思路和方法。具体动态监测项目的开展,执行中华人民共和国石油天然气行业标准有关气井动态监测的规范标准。 具体如下: (一)《天然气开发管理纲要》气藏工程管理规定 (二) 6125气井动态监测技术规范 ( 三 ) 5440然气井试井技术规范 ( 四 ) 6434然气藏流体物性分析方法 ( 五 ) 6176藏开发井资料录取技术规范 (六) 6125井试气、采气及动态监测工艺规程 (七) 6171藏试采地质技术规范 第 五 条 本规定适用于长庆油田苏里格气田范围内的气井动态监测项目,苏里格气田各合作开发管理单位参照执行。 第二章 压力、温度监测 第六条 压力、温度监测主要 包括气藏地层压力、流动压力、气层中部温度、井口油压、套压和井口温度。其中,地层压力监测根据监测对象和目的分为新 钻井投产前地层压力监测和生产井 关井 恢复地层压力监测。 第七条 新投产井地层压力 、温度 监测 3 (一 )原则上,苏里格气田所有新钻开发井投产前都应测试原始地层压力、和气层中部温度,并做温度梯度、压力梯度曲线。 (二 ) 若遇特殊情况,选取新投产井中 Ⅰ 类井的 50%、 Ⅱ 类井的 50%、 Ⅲ 类井的 30%开展原始地层压力 、温度 测试。 在气藏地质研究清楚的情况下,同一有效砂体上的同一类型气井原则上只对其中的 1 口井进行监测 ,并做为定点测压井每年 测 关井恢复地层压力 1 次。 (三) 苏里格气田 第一次投入开发的 新区块、已开发区块内新的产建区域,以及具有明显产水特征的所有区块,要求对 全部新投产井进行原始地层压力、温度进行测试,同时开展探液面测试。 (四) 加密井网、三维地震等重点试验区,要求重点试验解剖井、核心气井全部进行原始地层压力 、温度 测试。 (五 )苏里格气田多层分压合层开采井较多,要求单一开发层系气井全部进行原始地层压力测试 ,并在生产阶段测关井恢复压力 ,为不同产层 生产能力评价提供认识。 第 八 条 生产井关井恢复地层压力监测 ( 一 ) 在区块气藏地质认识清楚的情况下,关井恢复测压井应选取不同主力砂体带上 气田的控制程度较高 的不同类型气井开展测试。 (二) 为了有针对性的对 Ⅰ 、 Ⅱ 、 Ⅲ 类典型井开展气藏工程评价,分别选取生产时间 1 年、 2 年、 3 年、 4 年 …… 等不同生产年限的气井开展关井恢复地层压力监测。 (三) 同一年度投产气井, 选取 Ⅰ 类井的 30%气井、 Ⅱ 类井的 30%气 井、 Ⅲ类井的 20%气井开展关井恢复地层压力测试。 ( Ⅰ : 35%, Ⅱ : 45%, Ⅲ : 20%计算,2000 口井 每年需要关井恢复测压 600 口,平均每月关井 50 口,每个区块 每月 关井 3井 ) (四)在选定的关井恢复测压井中,选取 Ⅰ 类井的 10%气井、 Ⅱ 类井的 10%气井、 Ⅲ 类井的 5%气井,作为定点测压井,每年关井恢复测压一次。 ( 五 )加密井网、三维地震等重点试验区,要求重点试验解剖气井、核心气井 , 每年 选取相关气井 进行 关井恢复压力监测 。 (六)单一开发层系气井,有针对性地选取 Ⅰ 、 Ⅱ 、 Ⅲ 类典型井进行关井恢 4 复压力监测 , 为不同产 层生产能力评价提供认识。 第 九 条 生产井 井底 流压 监测 (一)为确保压力监测的连续性,减少关井恢复测压和生产井 井底 流压监测工作量,生产井 井底 流压监测与生产井关井恢复测压同步开展。 (二)选取关井恢复测压井中, Ⅰ 类井的 30%气井、 Ⅱ 类井的 30%气井、 Ⅲ类井的 20%气井开展井底流压监测。 ( 三 )选定的关井恢复测压井,在生产阶段 井底 流压连续监测结束时,开展关井压力恢复和地层静压监测。 ( 四 )已经关井恢复测压井,在关井测压结束开井生产时,进行气井开井后的 井底 流压监测。 (五)加强异常生产井的流压监测力度。当气井出现 产量大幅度下降或增加,水量明显增加,井口油压、套压大幅度变化等情况,及时监测井底流动压力。 第 十 条 压力、温度监测要求 (一)新钻井投产前压力、温度监测,要求用高精度 电子 压力计测量原始地层压力、井筒压力、温度梯度 ,最后一个测点要求下至气层底部; (二) 不产水 生产井关井恢复压力 监测 ,要求 气井压力恢复在 45 天以上,用高精度电子压力下至节流器上方 测点压 ,根据压力梯度折算井底静压; (三)产水生产井关井恢复压力监测,要求气井压力恢复在 45 天以上,采用高精度电子压力计测压的井,必须起出井下节流器进行监测;采用超声波回 声仪探测设备测压气井,平衡油套压力后,进行 压力 监测。 (四)生产井流压测试,无明显产水的正常生产井,通过单井无线远程传输系统,实时监控录取井口油压、套压、温度,或者安装井口高精度电子压力计连续监测;产水井、典型特殊生产井 、压力、产气量、产水量出现异常变化气井 ,用井下丢手工具下入高精度电子压力计,在压力计上方下入节流器进行生产,流压测试结束后,起出节流器、起出压力计 。 ( 五 )正常生产气井,利用单井无线远程传输系统,按日监测气井产气量、井口油压、套压与温度。 ( 六 )苏里格气田 储层非均质性极强,原则上不安排区块 或开发单元整体关井测压,也不安排压力监测观察井。 5 第三章 试井分析 第十 一 条 试井是评估气井储层性质、分析气井生产能力、了解气藏动态、进行气藏地质开发评价的重要手段。试井分析结果是编制天然气气田开发方案和指导生产的重要依据。 第十 二 条 苏里格气田属于非均质性极强的 “ 低渗、低压、低丰度 ” 致密气田。常用的试井分析方法有 “ 一点法 ” 产能试井、修正等时试井、 压力恢复试井、干扰试井 。 第十 三 条 “ 一点法 ” 产能试井 (一)为落实新区气井产能,选取部分新投产井或典型生产井开展 “ 一点法 ” 产能试井。重点只针对单一开发层系气 井、以及局部区域新层位气井(如盒3、盒 4、盒 5、盒 6、盒 7、盒 8、下古马家沟组气层)开展测试。 (二)在气藏地质认识清楚的情况下,有针对性和选择性的,对不同主力砂体带上的典型 Ⅰ 、 Ⅱ 、 Ⅲ 类井开展 “ 一点法 ” 试井。 (三)由于苏里格气田钻采工艺特点,生产井 “ 一点法 ” 产能试井选井比例不做具体要求, 视具体开发情况有针对性的选择 。但每个开发区块,每年都必须选取 Ⅰ 、 Ⅱ 、 Ⅲ 类井的典型井开展测试,不同类型气井选取 1~2 口井开展。 ( 四 ) “ 一点法 ” 产能试井,生产时间必须超过 30 天,压力恢复时间不得小于 45 天。 (五) 生产井 “ 一 点法 ” 产能试井可以 与 生产井关井恢复压力监测、生产井井底流压监测 结合 开展。 第十 四 条 修正等时试井 (一) 修正等时试井主要在新区以及未开展过产能试井分析的区块开展, 为建立新区气井产能方程,提交储量、落实区块产能奠定基础。 (二)修井等时试井的选取,原则上根据新区气藏评价认识要求选择,同时考虑不同类型 的 Ⅰ 、 Ⅱ 、 Ⅲ 类典型井开展。 (三)对于局部纵横向都比较广泛发育的新层系气井,为落实新层系气井产能,选取典型井开展修正等时试井。 (四)修正等时试井,在已经规模开发的老区块不做具体要求,需要重新评价认识的区块,根据 评价需要开展;处于评价认识阶段的新区,以及老区块内尚 6 未认识清楚的新区域,有针对性和选择性的开展修正等时试井 ,具体工作量不做要求 。 ( 五 )修正等时试井一般安排四个等时工作制度,等时间隔 24 小时,延长生产期必需超过 30 天,压力恢复时间 45 天以上。 第十 五 条 压力恢复试井 (一)压力恢复试井能够为了解气井压力恢复情况,研究气藏地质特征、确定储层物性参数,进一步了解气井储层物性变化情况及储层改造效果提供认识。 (二)为研究苏里格气田气井在不同生产阶段、不同气井配产条件下的压力恢复情况 和 气井生产规律,选择不同生产年 限 ( 1 年、 2 年、 3 年、 4 年 …… ) 、不同配产的典型 Ⅰ 、 Ⅱ 、 Ⅲ 类气井开展压力恢复试井。 (三)在气藏地质认识清楚的情况下,优选对主力砂体带上的气井开展压力恢复试井,对于能够代表区块整体特征的典型 Ⅰ 、 Ⅱ 、 Ⅲ 类气井,应该每年进行1 次压力恢复试井。 ( 四 ) 优先选取单一开发层系气井开展压力恢复试井,多层系开发井优先选取 Ⅰ 、 Ⅱ 类储层比例较高气井开展压力恢复试井。 (五)压力恢复试井气井,要求每年选取不同生产年限、不同配产的典型 Ⅰ 、Ⅱ 、 Ⅲ 类井开展,每类气井至少选取 1 口井测试。 (六)压力恢复试井要求气井关井前 稳定生产时间在 60 天以上。 ( 七 ) 压力恢复试井 可以 与 生产井关井恢复压力监测、生产井井底流压监测结合 开展。 第十 六 条 干扰试井 (一) 在井网相对完善的开发区块、以及开展井网优化试验的加密井部署区域,开展干扰试井分析,为苏里格气田井网井距优化研究提供资料。 (二)苏里格气田 储层 属于叠复式辨状河沉积 体系 , 气田 目前主要采用600m×1200m , 600m×800m 开发井网,原则上只安排井距小于 600m 的区域开展干扰试井; 如遇特殊情况,根据研究需要进行安排。 第十 七 条 当气井生产出现异常,如生产井产量或压力出现较大 变化时,为及时判断气井生产状况,分析气井生产规律,应及时开展试井分析; 气井 开展增产措施 等特殊工艺试验时 ,为判断实施效果 ,可以在措施前后开展试井分析。 7 第十 八 条 试井分析要求 (一) 原则上, “ 一点法 ” 产能试井、修正等时试井、压力恢复试井、干扰试井,都必须采用高精度电子压力计下入井底, 在 试井 全 过程 中对井底 压力、温度进行连续监测。 (二) 为防止井底压力计出现故障,要求井口安装 2 只高精度可存储 电子 压力计 或 高精度可存储式电子压力表,在试井全过程中对井口油压、套压、温度进行 连续 监测,直至试井结束。 (三)生产井井底下 入井下节流器、压力计无法下入气层中深或气层顶部。压力恢复试井和干扰试井,将高精度压力计下入节流器上部,对气井压力进行连续监测 。 (四)生产井开展修正等时试井,必须起出井下节流器,下入高精度压力计。 (五)对于产水量不大,测试精度要求不是很高的生产井,如果开展 “ 一点法 ” 产能试井、压力恢复试井、干扰试井,可以不起出井下节流器,在井口安装高精度可存储式压力计,对油套压进行连续监测;也可以通过安装在井口的无线远程传输系统,对井口实时数据进行连续监测,开展远程试井分析。 第四章 井流物及生产剖面监测 第十 九 条 流 体性质及组分监测 监测主要内容有:气质全分析、 析油组分及馏程分析、水质全分析等;受井间串接地面工艺限制,凝析油组分分析、水质全分析只能取混合样进行分析。 (一)水质分析。 鉴于苏里格气田特殊的地面工艺流程,单井计量产水量存在困难。要求每天对集气站产水量进行精确计量 。新投产集气站,要求 每月 对 集气站生产污水取样,做 氯根、矿化度和 水质全分析一次。 连续监测半年如果水质组分稳定,以后每半年做氯根、总矿化度、水质全分析一次。 对于产水量较大的井,必须进行单井水质全分析,并且用橇装移动计量设备,对单井产水量 进行准确计量。 (二)气质组分分析 8 上古气藏 井 , 新 区块开发 第一年 ,每口井投产后每月做 1 次气质组分全分析,对 连续监测半年, 如果区块气质组分稳定,每年只对新投产井进 行 1 次 气质组分全分析。 下古气藏 井 , 须加密监测。气井投产初期,每 10天检测一次;投产一个月后,若无变化可延长至一个月一次;投产半年后,若无变化可延长至半年一次。 上下古气藏合采气井,气井投产初期,每 10 天检测一次 产一个月后,若无变化可延长至一个月一次;投产半年后,若无变化 可延长至半年一次。 为确保苏里格地面集输系统安全,对于有下古气藏井的集气站,处理含下古气藏气质的处理厂,每 5 天检测一次 天然气进站、进厂 保进入集输系统气质组分达标。 第 二十 条 高压物性分析 苏里格气田储层非均质性强,但发育相对比较稳定,单一气井的高压物性在一定程度上能够代表某一区块的气藏物性。因此苏里格气田高压物性分析主要针对新区块开展,建立完善新区气藏工程基础资料,为后期气藏工程的研究提供认识。 高压物性分析取样原则上与其它动态监测同步进行,不再单独选井。选井比例为总井数的 1%。 第 二十 一 条 产气剖面测试 (一)苏里格气田分压合采井较多,井下钻具限制了常规产气剖面测试的开展。产气剖面测试以多层分压气井为主,兼顾不同层位气井开展。优 先 选取常规测试能够开展的气井执行,并积极开展新工艺技术试验。 (二)原则上,苏里格中区以盒 8、山 1 段分测为主,同时考虑盒 8 上、盒8 下分测,苏里格东区以盒 8、山 1 分测为主,同时考虑下古马 5 气藏的测试,苏里格西区以盒 8、山 1 分测为主,重点做好测井解释为含水气层、气水层段的测试。 (三)选取部分能够开展 产气 剖面测试的典型 Ⅰ 、 Ⅱ 、 Ⅲ 类井 ,作为定点观测井 ,每年开展产气 剖面测试,对主力层、非主力层 贡献率变化进行分析研究。 9 (四)对于有新层位发现的分压合采井,选择新层位相对比较发育的层位开展产气剖面测试,为试气地质设计层位的取舍提供依据。 第五章 其他动态监测项目 第二十 二 条 探液面、探砂面测试 (一)探液面测试主要针对产水量较大的井开展,定期进行液面高度探测,判断气井产水量大小,以及气井携液生产能力。对于区域性产水的气井,通过定期探测气井液面高度,可以判断地层产水的分布情况。具体实施,根据气井产水和生产需要开展。 (二)有针对性的开展探砂面测试,可以判断地层吐砂、裂缝闭 合情况,为压裂施工效果评价提供依据。同时为因出砂而导致的产量变化、井下事故原因分析提供依据。具体实施,根据气井生产情况判断。 第二十 三 条 油套管腐蚀监测 (一)油套管腐蚀监测主要包括油套管腐蚀挂片监测,和通过测井仪器过油管、套管对油套管管壁腐蚀情况进行检测。 (二)苏里格上古气藏腐蚀性气体含量较低,且天然气中含有凝析油,套管内腐蚀和油管腐蚀情况较轻。鉴于苏里格气田目前处于开发早期,油套管腐蚀监测以定点观察和研究需要为主,每年选取 1上古气藏井开展腐蚀监测。 (三)下古气藏蚀性气体含量较高。每年选取蚀性 气体含量最高的几口井开展腐蚀挂片监测研究。根据腐蚀速率研究结果,定期加注油套管缓蚀剂, 制定每口井油套管腐蚀监测周期,及时对油套管腐蚀情况进行监测。 (四) 苏里格气田采用简易固井工艺, 为 确保国产套管满足气井生产寿命需要,定期开展套管外腐蚀监测,优化固井工艺技术。 第六章 动态监测实施要求 第二十 四 条 压力计使用要求:使用高精度存储式电子压力计进行井底压力测试。井底压力计下入之前,必须用精度 的精密压力表录取井口油、套压。 第二十 五 条 在测试过程中,应保证同一口井使用同一支电子压力计。使用 10 存储式电 子压力计连续测试时考虑井口与井底各下一支,以免数据丢失;若使用压力计损坏须更换时,要标定两支压力计之间的误差。 第二十 六 条 测前必须通井;测试过程中压力计应根据井筒情况选择停放测试位置;测点安排要求自上而下由疏到密的排列测点,尽可能测试到中深位置,通井遇阻时,压力计停放于遇阻点以上 20m 处。探液面时,要在可疑液面处加密测点,取准液面位置。 第二十 七 条 新井静压梯度测试要求深度准确,测压深度超过气层中部深度。压力测点要求:每口井测压点 10 个,具体测点位置 0m、 500m、 1000m、 1500m、2000m、 2500m、 3000m、气层顶部一个测点、气层中深一个测点、气层段以下一个测点(气层顶部及气层段以下测点位置由测试单位根据具体情况确定),各测点停放时间 5 分钟以上。 第二十 八 条 生产 井流压 监测 与生产井静压 监测 、压力恢复试井、产能试井相结合。未下井下节流器的气井,利用高精度井底压力计进行监测;已下入井下节流器的生产井,利用回声仪测压等新工艺新技术开展生产井 静压、 流压 监测 。 第二十 九 条 产能试井所要求的每个工作制度,开井半小时后产量上下波动不超过设计产量的 5%。稳定生产期间产量波动范围每天不超过 5%;测试期 间利用电子压力计在气层中部连续测压。 第 三十 条 压力恢复试井与生产井静压 、流压监测 相结合。压力恢复试井前,气井连续稳定生产一个月以上,关井前测稳定产量和井底压力。安排测试周期45 天,测点安排前密后疏,如压恢速率小于 d 可提前结束测试。 第三十 一 条 试井分析气井的气质 组分 监测 ,要求在气井延续生产期末取样两次以上,进行气体组分分析, 量 监测 安排在延续生产稳定期现场测定。 第三十 二 条 新区块气井, 在延续生产后期产量稳定后,安排取水样做水质分析,取凝析油取样,除进行常规凝析油含量及组分分析 外,另需进行凝析油相态分析。 第三十 三 条 高压物性取样分析,必须监测取样时的地层压力和温度,适时考虑拉温压梯度。 第三十 四 条 产气剖面测试与气井试气求产相结合,在气井压裂试气结束、未下入井下节流器前开展,测井前一个月内不准注缓蚀剂,测试前气井稳定生产 11 20 天左右,测试过程中要求连续单量。 第 七 章 附则 第三十 五 条 动态监测纳入 厂(处) 年度生产计划安排,费用从操作成本中列支。一般情况下气藏工程动态监测费用占操作成本 2~ 3%。当气田需实施整体开发调整、增产、治水等重大技术措施时,应根据需要增加监测工作量和相 关费用。 第三十 六 条 各厂处、合作区块, 按照本管理规定,结合现场实际编制 动态监测计划,经苏里格气田研究中心、气田开发处、 苏里格气田开发指挥部审核后发布实施。 第 三十 七 条 年动态监测方案实施过程中,根据实际情况,可适当对部分测试项目进行调整。 第 三十 八 条 本管理规定自发布之日起执行。 第 三十 九 条 本管理规定由 长庆油田分公司 苏里格 气田 研究中心 负责解释。
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