动态监测技术在低渗透凝析气藏的应用

凝析气藏在枯竭式开采过程中，地层压力逐渐下降，当低于露点压力后，地层中将会出现反凝析现象，原本呈气相的流体中一部分重质组分转变为凝析油，此时在地层中的气、油共存，并同时发生流动。随着气藏的不断开发，地层压力持续下降，地层中的凝析油饱和度逐渐升高，气相渗透率不断下降，最终导致气井低产低效甚至停喷。因此有必要在气藏开发过程中进行各类动态监测，掌握气藏变化的第一手资料，为气藏开发方案调整提供依据。

1 气藏概况

Y 气藏整体为被北东向断层切割而成的断鼻构造，呈近东西走向，纵向上发育 4 套主力含气层系，各层之间隔夹层特征明显。储层岩性主要为泥晶灰岩、泥粉晶云岩两大类，整体孔隙度为 0.2%～7.2% ，平均孔隙度 2.27% ；渗透率为 0.02～16mD ，平均渗透率 1.23mD ，总体上属于低孔低渗储层，镜下微观观察显示晶间孔隙、溶蚀孔洞、裂缝等储集空间大小和孔喉宽度的变化大小悬殊、分布不均，具有多样性和突变性，孔隙的非均质程度高。原始地层压力 51MPa，露点压力40.8MPa，最大反凝析液量 1.62% ，属于典型的内幕型潜山凝析气藏。

2 动态监测

Y 气藏自 2015 年投入开发以来，地层压力出现明显下降，气井生产能力下降，生产气油比不断上升，分析是反凝析现象导致，急需开展反凝析污染评价，分析井周污染半径，从而提出针对性调整措施以改善气田生产现状。同时由于该气藏储层非均质性强，生产井距偏大，仅从生产动态难以判断井间连通状况，为单井合理配产、加密井井位设计来极大不确定性。近年来利用不稳定试井、产出剖面监测等技术加强对气藏动态分析，进一步高效开发凝析气藏提供技术保障。

2.1 静压监测

根据历年地层静压测试资料，Y 气藏原始地层压力系数整体相近，经过近几年的生产开采，除Y1-1X 能量保持水平相对较高之外（97%），各生产井地层压力下降均大，地层压力保持水平在 70-80% 左右。其中投产最早的 Y1X 井地层压力已明显低于露点压力 40.8MPa ，根据反凝析液曲线预测反凝析液量 4% 左右。

表1 Y 气藏地层压力测试结果统计表

2.2 压恢试井

Y1X 井分别于 2018 年、2024 年进行 2 次压力恢复试井。2024年最新的压力恢复解释成果显示储层整体表现为裂缝复合型特征。双对数曲线上显示，初期接近1 个对数周期的井储后进入半个对数周期的过渡段，随后出现明显的裂缝特征，持续一个半对数周期后，双对数曲线出现水平径向流特征，后期双对数曲线上翘至关井结束。说明井筒附近存在明显裂缝特征，选用“变井储 + 有限传导裂缝 ⁺ 径向复合+ 无限大储层”模型求取地层参数，获得地层气相有效渗透率 0.0942× 10^-3μm² ，裂缝半长 11.1m ，表皮系数-4.24，复合半径 88.4m ，探测半径 116m 。解释结果表明，该储层为较低渗透储层，近井筒储层不存在污染，储层横向上存在非均质特征。

对比两次测试的压力、温度、液性产能和储层物性特征，得出以下几点认识：目前地层中部压力比 2018 年低 3.26MPa ，压力系数比2018 年低 0.13，地层能量保持较好。两次测试油藏特征基本一致，裂缝特征明显，但 2024 年解释的裂缝半长明显变小，说明在长时间生产后裂缝有逐渐闭合的现象，外区物性呈现变差趋势。

表2 Y1X 井压恢试井解释结果统计表

2.3 干扰试井

从各单井生产情况分析Y 气藏非均质性极强，为了了解井间连通状况。2023 年选取 Y1-1X 井与 Y101X 进行干扰试井测试。测试过程中，产能相对较差的 Y1-1X 井作为监测井，产能较高的 Y101X 井为激动井。其中 Y1-1X 井于 2023 年 6 月 7 日下入电子压力计至 3640m处监测井底压力变化；Y101X 井于 6 月 8 日关井停止生产，6 月 23日开井生产进行激动，2023 年7 月 20 日结束干扰试井测试。

从 Y1-1X 井获取的实测压力历史曲线放大图与干扰激动周期对比表分析，6 月 23 日邻井Y101X 井开井激动，若两井连通，则Y1-1X收到干扰信号后压力会呈下降趋势，但从图上看压力曲线一直呈持续上升趋势，关井压恢曲线平滑。关井初点压力为 40.68MPa，至 7 月20 日 8：20 压力 41.4MPa，上升了 0.72MPa，恢复速率 0.0168MPa/d ，后期关井压力已趋于稳定状态。从干扰阶段曲线形态分析，Y1-1X 井未收到干扰信号，两井之间不连通。同时从Y1-1X 井实测温度曲线也可以看出，关井初期阶段获得储层稳定温度为 135.4^∘C ，关井后温度曲线一直呈下降趋势，在激动井安探 101X 开井激动期间安探 1-1X井温度未出现明显波动，故认为安探 _1-1× 井未受到邻井干扰，温度缓慢下降是关井时的自然降温。均说明两井间不存在连通关系。

图 1 Y101X-Y1-1X 井组干扰试井压力、温度曲线

2.4 光纤产出剖面测试

Y 气藏为内幕型潜山气藏，单井生产井段均较长，为了解各层之间产出能力及流体性质，利用分布式光纤进行产出剖面测试。Y1X 井测试结果显示纵向上 8 个小层，仅有 4 个层有流体产出，且不同层之间流体性质有较大差别。最上部的245 号小层产气量较高，但气油比也较高达到 4606m³/t ，分析该层压力下降较大，层内出现反凝析现象，导致产出凝析油下降。而250-252 号小层产气能力最高，同时气油比也较低，说明该层为目前主产层，且压力保持相对较好。260-263 测试时无流体产出，可作为后期挖潜对象。

表3 Y1X 井光纤产出剖面测试结果

3 总结

（1）Y 凝析气藏作为非均质性极强的内幕型潜山气藏，仅通过生产资料分析难以判断单井控制半径以及井间连通关系，干扰试井作为一项简单有效的手段，为后续内部加密井位部署提供依据；

（2）通过压力恢复试井可以看出气藏储层物性极差，一般说来储层渗透率越低，凝析油越不易流动，近井地带反凝析油污染程度越高。虽然目前尚未出现井周污染的情况，但仍需加强测试资料录取，为后续增产措施打下基础。

参考文献：

[1]冯强汉，邓宝康，杨映洲，等.致密砂岩凝析气藏反凝析伤害评价及解除方法[J].大庆石油地质与开发，2020，39（2）：139-146.

[2]邹春梅，汤勇，晏军，等.凝析气藏反凝析伤害评价方法及应用[J].油气藏评价与开发，2019，9（6）：30-34，41.

[3]袁颖婕，杨辉，郭永强，等.苏里格上古气藏液锁伤害机理及防治技术探讨[J].石油化工应用，2016，35（11）：81-85.

[4]张永昌，李相方，孙政，等.凝析气藏不同开发阶段储集层油气分布特征[J].新疆石油地质，2017，38（4）：446-451.

[5]官伟，刘池洋，李涵，等.鄂尔多斯盆地苏里格气田东南区气藏凝析油产出规律[J].新疆石油地质，2022，43（1）：52-58.

[6]李士伦 郭平 杜建芬 等．提高凝析气藏采收率和气井产量新思路[J].西南石油大学学报 2007，29（2）：1-6