北大港浅层气藏特征与开发对策
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【摘要】北大港油田浅层气藏由于气层埋藏深度浅、规模小、能量不足等特点一直没有投入规模开发。研究表明北大港浅层气藏主要受岩性控制，没有统一的气水界面，油气水关系复杂，多数含气砂体储量低，横向连通性差，地层能量不足，产量递减快，采出程度低。为了有效开发这类气藏，针对气藏特点制定了合理的开发对策，包括确定合理的气井生产能力，工作制度等，同时在方案中充分考虑利用老井、报废井及产量接替方式等确保气藏整体经济效益。
【关键词】北大港 浅层气 开发对策
北大港浅层气是指埋藏深度小于1500m的气层，按其埋藏深度分为：极浅层气，气层埋藏深度
1 浅层气气藏特征
1.1 地质特征
北大港油田浅层气纵向上分布主要分布在Nm下段的NmⅠ、NmⅡ、NmⅢ油组，馆陶组只有零星分布，浅层气层埋深在400-1500m。浅层气气层沉积以曲流河沉积为主，较好的气层主要分布在主河道分布带，由于埋藏浅，明化镇组砂岩胶结疏松，储集物性比较好，孔隙度30%～36%，平均33%，渗透率238.3～5624.5×10-3μm2，平均1793×10-3μm2，平均孔隙吼道半径3.11～9.55μm，储层类型属于高孔一高渗类型。
1.2 电性特征
通过对北大港地区大量的测井复查，发现中子伽马、声波曲线对气层反映灵敏，横向测井系列井可以利用电阻率和中子伽马曲线判断气层，同时，针对那些只有电阻率曲线的老井，如果电阻率异常高，也可以单独通过电阻率曲线推测气层的存在。北大港典型浅层气层在测井响应上具有高电阻率、高时差、低密度、高中子伽马的特点，其中浅层气电阻率数值在7Ω.m以上，声波时差大于450μs/m，补偿中子数值小于30%，补偿密度数值小于2.10 g/cm3。随着井深的增加，气层测井响应值有所降低，但仍明显高于同深度的油层与水层。
1.3 气藏特征
北大港浅层气是受构造和岩性控制的构造岩性气藏，气源主要来自古近系深部沿断层向上运移来的天然气，气藏沿断鼻构造的高部位分布。受断层控制，横向上气藏分布也受岩性边界的控制，气藏的两侧或下倾方向为岩性边界，连通性差，只有2～3个井间距，分布比较零散，靠近断层的气藏分布比较集中，远离断层的气藏呈点状分布；纵向上变化大，气藏高度小，单砂体控制气藏分布明显。
2.1 搞好产量接替，减缓递减
由于北大港浅层气藏的大多数含气砂体由1-2口井控制，气砂体储量少，横向连通性差，地层能量低，造成产量递减快，递减率高达45%，枯竭式开采采气周期短，平均只有一年左右。因此，要确保气井稳产，必须依靠层间接替和井间接替。
气井递减规律为指数递减类型，经统计分析，气井的年递减率在20-62%之间，平均为44%。2009-2010年实施的15井次补层井中，4口井产量相对稳定，9口井（9井次）产量递减快，平均递减达30%。通过主要生产井统计分析，只有少数井具有短暂稳产期外，其余均生产1-2个月后进入递减，而总体递减率也变化较大从4-76%，因此本次预计新井稳产期为30天，递减为26%。浅层气生产井的几种情况：
（1）不含水气井：产量相对稳定，压力也相对稳定。针对那些超过3口井，甚至5口井以上控制的气层，单砂层储量较大，达到近2×104m3，地层能量也较足，自然稳产时间就较长（图2）。
（2）气层能量不足，造成生产过程中气井产量递减快。储量单元规模分析表明单砂体规模较小，单层气层厚度较薄，多数在 3-5m，港东单砂体储量规模相对大于港西，港西储量单砂体储量规模较小，绝大多数含气砂体只有1-2口井井距范围大小，1-2口井控制的含气砂体数分别占72%，这些气井由于储量的不足，气层能量不足，造成生产过程中气井产量递减快（图3）。
气井生产能力的确定，通常是通过气井的系统试井资料的整理，求产气方程式和无阻流量而确定。开发区试气的井、层不少，但没有一口井、一个层进行系统试井工作，于是给这次确定气井的生产能力带来困难。在此情况下，为了搞清气井的产能，充分利用现有的动态资料，利用产能方程、米采气指数、采气强度确定气井的合理生产能力。2.2.1？确定产能方程方法
以开发区港1-2a井为例该井测试层位为NmⅠ的5号层，测试井段：1079.3-1090.8m。初期3m m油嘴生产，日产气8457m3，油压10MPa，套压10MPa。后调整为4mm油嘴生产至目前，日产气由14740 m3上升到22453m3，油压9.5 MPa下降到6.6MPa，套压9 MPa下降到7.1MPa，不含水，累计产气2854091m3，根据测试数据绘制修正等时指数式和二项式产能曲线（图4、图5），建立：
北大港油田浅层气具有纵向上含气层系多，平面上分布零散，单层储量规模较小的特点，因此，在进行方案部署时，考虑充分利用老井、报废井，同时每年安排一定数量的新井或新层作为产量递减的接替，弥补气井产量的递减。
挖潜方案部署原则：
（1）北大港油田是一个以产油为主的油田，尽量利用报废井、停产井、低产井、低效井进行开发，以不影响目前的生产井网为原则。
（2）对因井况问题目前无法利用的井，可根据单井或含气单元控制储量情况进行修套或侧钻，保证在经济上可行。
（3）对于NmⅠ、Ⅱ浅层的挖潜，尽量在防砂技术成熟后进行，确保措施的有效性。
（4）对于老井无法利用或无井控制且储量较大的气藏，考虑打一定数量的新井，在进行井位设计时，兼顾上下层，以保证经济上的可行性。
挖潜对策：北大港油田浅层气平面上分布零散，且多为一口井控制，因此无法形成井网，只有以枯竭式方式、单井点开采。针对浅层气的开发现状和剩余资源的分布情况，提出立足现有老井，主要以补层、防砂为主的挖潜对策。本次挖潜的主要对象是气层厚度3m以上、测井曲线对应关系好的气层
3 结论
（1）北大港油田浅层气储集体为曲流河沉积砂体，较好的气层主要分布在主河道分布带，由于埋藏浅，明化镇组砂岩胶结疏松，储集物性比较好。
（2）北大港油田浅层气气藏的大多数含气砂体由1-2口井控制，气砂体储量少，横向连通性差，地层能量低，造成产量递减快，枯竭式开采采气周期短。
（3）开发过程中主要有效的对策有：利用产能方程、米采气指数、采气强度等方法精确计算气井的合理生产能力。
（4）北大港油田浅层气具有纵向上含气层系多，平面上分布零散，单层储量规模较小的特点，因此，每年进行方案部署时，安排一定数量的新井或新层作为产量递减的接替，弥补气井产量的递减。
参考文献
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