动态监测资料在东胜气田的应用
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摘 要：东胜气田处于开发初期，为取得较好开发效果，需要形成适用于本气田的动态监测体系。本文对东胜气田动态监测体系进行总结，应用动态监测资料分析气藏压力变化、计算单井动态储量、判断井筒积液状况、提供措施依据，使得气藏认识不断深化，为提高气田开发效果奠定了基础。
关键词：东胜气田;动态监测;压力;动态储量;产剖;流体监测
0 引言
东胜气田位于鄂尔多斯盆地伊盟北部隆起杭锦旗断阶带北东段，泊尔江海子断层西南处。2013年开始逐步对下石盒子组天然气进行滚动开发，形成开发单元3个，锦66井区H2层、锦58井区H1层、锦58井区H3层，目前仍处于开发上产阶段。为深化气藏认识，提高采收率，需要建立一套完善的动态监测体系，取全、取准各项动态资料，充分应用监测资料，满足气田动态分析的要求。
1 东胜气田动态监测体系
东胜气田依据开发初期生产特点，按照“系统、准确、实用”的要求，建立适合气藏特点和开发方式的监测系统，制定动态监测计划，取全、取准各项资料。气藏压力监测采取定点井与非定点井相结合的方式，考虑平面储层展布，均匀覆盖主要产区，分层系每年对定点井进行一次静压梯度测试和压恢测试，正常生产井每季度进行一次流压梯度测试，异常井根据生产情况加密监测。产气剖面监测针对多层合采直井，每年进行一次产气剖面测试，掌握各层的产出情况的动态变化，为解决层间干扰提供决策依据。水平井依据气藏生产情况选取典型井连续监测，分析水平井产出规律以及地质、工程因素对产气剖面变化的影响，最终目的为气田开发解决平面矛盾和层间矛盾提供思路和方法。
2 动态监测资料的应用
2.1 压力监测评价地层压力变化
通过每年的静压监测掌握各开发层位的压力保持状况。锦58井区H1层2017年投入开发，地层压力23.0MPa，压力保持水平82%，压降速度为0.010MPa/d，压降速度较为合理;锦58井区H3层2017年投入开发，地层压力26.0MPa，压力保持水平93%，压降速度为0.003MPa/d，压降速度过缓主要原因为开发井网不完善，单井控制储量较高;锦66井区H2层2013年投入开发，地层压力12.6MPa，压力保持水平67%，压降速度为0.002MPa/d，由于投产时间长，压降速度較为合理。
2.2 流压数据测算单井动态储量
渗流进入拟稳态，地层中各点压降速度相等并等于一常数。压降漏斗曲线将是一些“平行”的曲线。应用“流动物质平衡方程”，选取生产时间超过1年的生产井，用动态监测的井底流压代替视地层压力作与累计产气的相关直线，然后通过视原始地层压力点作平行线，与横轴的交点即为动态储量。东胜气田共对65口井进行了动态储量计算，平均单井动态储量5327万方，其中锦58井区H1、H3层位5683万方、5680万方，锦66井区H2层4563万方。
2.3 压力梯度监测判断井筒积液
气井衰竭式开采过程中，由于井底流压和产量的不断下降导致井底出现积液现象，为准备的判断井筒的积液情况，提出针对性排液措施，在获取地层流压或者静压数据时同时对井筒压力梯度进行测试。根据对比分析压力梯度的变化可以掌握气井产液量变化和井筒的积液情况，准确的判断出井筒携液、积液情况。
2.4产剖测试掌握气井产出情况
对水平井进行产剖测试掌握井筒的平面产出变化，对合采气直井进行产剖测试掌握层间干扰情况，为气藏剩余气研究和调整提供依据。在不同工作制度下对水平井进行产剖测试，由于低孔、低渗储层启动压差较大，随着生产压差的增大，部分产层的产量贡献率提高，水平井根部贡献提高相对较明显;每段产量贡献率大小基本与全烃显示呈正相关;由于每段压裂规模相当，每段产量无压裂无明显关联。
3 结论
①东胜气田完善的动态监测体系是取全、取准动态监测资料的保障;
②充分应用压力数据为气藏动态变化分析和措施调整提供依据和对策是动态监测的目的;
③压力监测实现连续性，掌握地层压力动态变化;
④压力梯度测试判断井筒积液情况，提高排水采气措施的针对性;
⑤产气剖面测试掌握平面、层间的产出情况，为剩余气研究，措施挖潜提供依据。
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