李志明 毕新忠 李军

摘 要：营八断块油气构造位置处于东营凹陷，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。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。

关键词：营八断块;油气藏;事例分析

一、营八断块油气藏气井实例

气东9-1井，位于气东八集气站东部约2.3公里处，油气构造位置处于东营凹陷，构造为岩性气藏。于1996年12月6日投产，生产层位为明化镇组（Nm），气藏深度958.8-964.0m，气层有效厚度为5.2m，实际射开井段为958.8-961m，有效厚度为2.2米。气井解释结果为纯气层，气井渗透率31621.77×10-3μm2，孔隙度57.88﹪。地质储量为6100 x 104m3，累计产气量915.6x104m3，采出程度15﹪。自投产后连续4年开井生产并且开井生产周期逐渐延长;之后5年的生产过程中仅2002年开井生产61天，其余时间基本为计划关井;此后的2005-2006年以及2009-2010年开井生产周期较长，该井自投产至今已累计开井生产1435天，年均年开井生产96天.

二、营八断块油气藏地质特征

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。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、遮挡所形成的由于岩性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。造成这种现象的根本原因取决于气藏的储层成因类型，由于气田储层为河流相砂体，（上图）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。

三、实例气井开采历程

气东9-1井投产初期，套压及产量均呈现出“弧线式”变化，套压平均为7.0 MPa，单井平均日产气量13306 m3;之后的2000-2004年（其中2002年2-4月份开井生产）计划关井，套压呈现出明显的上升趋势，至2004年上升至7.8 MPa;2005年7月开井生产，开井后套压下降为4.0 MPa，单井平均日产气量为6100 m3/d;2007年-2008年11月关井，2008年12月开井生产，套压及产量呈现出稳定趋势，套压为4.3 MPa，单井平均日产气量为2600 m3/d，无出水现象。

四、产量异常因素

气东9-1井自1996年投产后，在经历了1997年小幅上升之后单井平均日产气量由初期的1.6x104m3迅速下降至1999年不到10000 m3;2004-2006年单井平均日产气量为6100 m3，之后的2008-至今产气量一直为2600m3，仅仅占投产初期产量的16%。

对气井的采气曲线进行了分析，发现了三个产量异常区域，分别为产量异常区域1、产量异常区域2、产量异常区

气东9-1井1996年12月7日使用2.8mm井下气嘴投产，套压6.0 MPa，气产量16600 m3/d。通过高压天然气将井底污物带出地面后压力产量明显上升，1997年1月套压7.0 MPa，气产量17300 m3/d。随着气井的开井生产套压了下降的趋势、气产量出现异常，至2000年1月套压降至4.3 MPa，降幅29﹪，气产量下降至5100 m3/d降幅69.3﹪。

产量异常原因：气井自1996年12月投产至2000年1月一直使用2.8mm井下气嘴生产。在气井投产初期起到了净化井底的作用，但是随着气井的开井生产，地层压力不能满足较快的采气速度致使套压下降快，气产量出现异常。采气速度过快不利于提高采收率。

针对这种情况在2000年4月更换为1.9mm井下气嘴生产，这样可以保持合理的采气速度以提高采收率。

产量异常区域2

自更换1.9mm井下气嘴后，控制气井的采气速度，气井正常生产。在2004年1月套压7.4 MPa，气产量6300 m3/d。随着气井开井生产 继续，差压出现明显下降，气产量产生波动的异常现象，2006年12月套压3.4 MPa，降幅29﹪，气产量7800 m3/d，升幅24﹪。

产量异常原因：

在这个生产过程中出现气井套压下降，产量波动上升的异常，在井口又测得井下气嘴节流后的油管压力为2.2 Mpa，根据以上依据我们判断由于气咀坐封不严，气咀不断受到向上流动的气体的冲刺，气咀直径不断变大，形成了较快的采气速度引起的这种异常。

针对这种情况我们在加装了4mm地面气嘴二次节流继续生产，以延长气井的使用寿命，提高气井采收率。自加装地面气嘴继续生产后，气井继续开井生产。2008年3月气井出现关井后24h内套压恢复到7.6 Mpa;开井后套压24h内降至4.0 Mpa，并且稳定在此压力，气产量稳定在2600 m3/d的异常情况。

产量异常原因：

在经历了前面的两个产量异常阶段后，较快的采气速度已经对地层造成了破坏，致使气井的能量迅速释放，气东9-1井的地质特征决定了气砂體分布零散，储量小，横向连通性差，单井弹性产率低，气井需要一段时间才能恢复产能。

针对这种情况我们采取开井后短周期生产，确保气井压力及时得到恢复，提高采收率。

五、生产建议及产能预测

（一）、生产建议

1、气东9-1井由地质特征决定了气砂体规模相对较小，在经历了井下气嘴座封不严问题期后，砂体的弹性能量短时间能释放，导致井底压力降低，因此加装地面气嘴之后，在生产中要采用定产量工作制度，满足气井能量恢复的要求，这样有利于保证好的开采效果，延长气井寿命，以追求最大采收率。

2、在技术条件成熟时继续打捞井下气嘴，以减少积液排除时的阻力，排出井下气嘴部位以下的积液。

（二）、产能预测

气东9-1井投产15年来，累计开井1435天，累计产气915.6x104m3，采出程度﹪15。根据对前面三个产量异常区域的分析和采取的措施及气井的开采建议继续生产可获得年天然气产量70x104m3。

参考文献：

[1]杨继盛.采气工艺原理.北京：石油工业出版社，1992.

[2]李士伦.天然气工程.北京：石油工业出版社，2005.

[3]王鸣华.气藏工程.北京：石油工业出版社，1997.

[4]四川石油管理局.天然气工程手册.北京：石油工业出版社，1989.