ICS 75.020 SY E 12 备案号：57648—2017 中华人民共和国石油天然气行业标准 SY/T 6171—2016 代替SY/T6171—2008 气藏试采地质技术规范 The geological techincal specification of production testing for gas reservoir 2017-05—01实施 2016-12-05发布 国家能源局 发布 SY/T6171—2016 目 次 前言 范围 1 2 规范性引用文件 3气藏试采目的与任务 3.1试采目的 3.2试采任务 4试采地质设计 4.1试采区的确定 4.2试采层系的确定 4.3试采井、试采井组、试采井网的确定 4.4试采井定产和试采期的确定 4.5试采地质设计报告 5试采动态监测体系的建立 6 试采动态监测资料录取要求 6.1试采资料录取总体要求 6.2试采资料录取具体要求 7试采资料分析与总结 7.1试采资料整理分析 7.2试采地质总结 附录A（资料性附录） 试采地质设计报告 附录B（资料性附录） 试采地质总结报告 SY/T 6171—2016 前言 本标准按照GB/T1.1-2009《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》给出的规则 起草。 本标准代替SY/T6171—2008《气藏试采地质技术规范》。与SY/T6171—2008相比，除编辑性修 改外，主要技术变化如下： 修改了标准适用范围（见第1章，2008年版的第1章）； 增加了规范性引用文件SY/T6098《天然气可采储量计算方法》、SY/T6108《气藏开发动态 分析技术规范》和SY/T6125《气井试气、采气及动态监测工艺规程》（见第2章）； 增加了关于不同试采井型的相关内容（见4.3，7.2.1.2）； 修改了“气藏试采目的与任务”的内容（见第3章，2008年版的第3章）； 修改了“试采地质设计”的内容（见第4章，2008年版的第4章）； 增加了关于试采井网部署的相关要求（见4.3.2）； 修改了关于动态监测体系的相关内容（见第5章，2008年版的第5章）： 删除了地层测试的内容（见2008年版的5.1.4）； 修改了试采资料录取要求的相关内容（见6.2，2008年版的6.2）； 修改了试采资料整理分析的相关内容（见7.1，2008年版的7.1）； 增加了气藏平均地层压力及动态储量计算的适用方法（见7.1.10，7.1.11）； 删除了“编写试采总结报告”（见2008年版的7.3）； 删除了“公式符号注释”（见2008年版的附录A）； 增加了“试采地质设计报告”、“试采地质总结报告”（见附录A、附录B）。 本标准由油气田开发专业标准化技术委员会提出并归口。 本标准起草单位：中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司勘探开发研究院。 本标准主要起草人：陈颖莉、彭先、周光亮、王会强。 本标准代替了SY/T6171—2008。 SY/T6171—2008的历次版本发布情况为： SY/T6171—1995。 II SY/T6171—2016 气藏试采地质技术规范 1范围 本标准规定了气藏试采任务、内容和技术要求。 本标准适用于碎屑岩、碳酸盐岩及火成岩气藏。 2规范性引用文件 2 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文 件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。 SY/T5440天然气井试井技术规范 SY/T6098天然气可采储量计算方法 SY/T6108 3气藏开发动态分析技术规范 SY/T6125 气井试气、采气及动态监测工艺规程 3气藏试采目的与任务 3.1试采目的 录取动态资料，深化气藏特征认识，开展开发方式及工艺技术的适应性评价，为计算气藏探明储 量及编制开发方案提供依据。 3.2试采任务 主要包括以下任务： a）深化地质认识，内容如下： 1）研究储层特性及其连通性，识别气藏边界类型，确定气藏压力系统； 2）研究流体性质，确定流体组分和相态特征，研究油气水关系及地层水活动特点，确定气 藏类型及驱动类型。 b）认识动态特征，内容如下： 1）分析渗流特征，计算渗流参数。 2）建立气井产能方程，评价气井产能及控制因素。 3）研究气井生产动态特征及规律，确定气井合理工作制度。 c）评价储量可动用性，内容如下： 1）计算动用储量。 2）评价储量可采性。 d）评价工艺适应性，包括钻完井、增产、采气、天然气集输处理工艺流程、主要设施、材质的 适应性。 1 SY/T6171—2016 4试采地质设计 4.1试采区的确定 确定原则如下： a）气田地质储量小于300×10°m3，可选择有代表性的井或井组进行试采。 b）气田地质储量大于或等于300×10°m²，应选择有代表性的区块或裂缝系统开辟试采区。 c）试采区的选择应综合考虑各类储层发育程度、储层纵向分布状况及流体分布因素。 4.2试采层系的确定 以储量规模、储层性质、流体性质、地层压力、压力系数为指标，确定合理的试采层系。 4.3试采井、试采井组、试采井网的确定 4.3.1试采井、试采井组的选择 试采井、试采井组的选择要满足试采任务的需要，应具有典型性和代表性，遵循以下原则： a）反映气藏或试采区不同部位、不同压力系统的开采特征，且控制试采区储量。 b）选择不同生产状况的井，如高、中、低产气井及纯气井、气水同产井。 c）选择不同井型的井，如直井、大斜度井、水平井。 4.3.2试采井网的确定 试采井网可包含已完成探井、开发井和需新部署的试采井。如现有井无法满足试采需要，则应新 部署试采井，形成试采井网。试采井网部署应满足控制试采区储量、评价不同井型工艺措施、试验开 发工艺的需要。 4.4试采井定产和试采期的确定 4.4.1试采井定产 异常高压气藏、有明显地层水产出的气藏及实施了压裂措施的井，以气井的绝对无阻流量的10% ～20%为初定参考值进行试采，其余气藏以气井的绝对无阻流量的20%～25%为初定参考值进行试 采，后续配产根据生产实际情况及试采需要再做调整。 4.4.2试采期 气藏一般应有半年以上连续试采期。地质储量大于或等于300×10°m3的气藏或特殊类型气藏， 如异常高压气藏、致密气藏、高含硫气藏、火成岩气藏应有一年以上连续试采期，以获取可靠的动态 资料。 4.5试采地质设计报告 内容参见附录A。 5试采动态监测体系的建立 气藏应针对储层连通性、地层水活动性，并根据气藏含气面积、储量大小、地质复杂情况设置包 2 SY/T6171—2016 括观察并在内的动态监测并，开展动态监测工作。试采动态监测体系主要如下： a）完井测试：试采区内所有新完钻井应进行正规完井测试。 b）生产测井：对有代表性的试采井进行生产测井，了解产气及产液剖面。 c）试井测试：对有代表性的井或井组开展产能试井、压力恢复试井、压力降落试井及干扰试井。 d）流体监测：定期对油、气、水取样进行全组分分析，凝析气藏还应开展地层流体相态实验分 析。 e）压力监测：试采区定期关井实测各井井底静压力，试采期间应开展全气藏关井测静压力。 f）工艺措施效果专项监测：对工艺试验井开展专项监测，并对增产改造井工艺措施前后开展相 应的专项监测。 6试采动态监测资料录取要求 6.1试采资料录取总体要求 试采应严格按试采设计录取各项资料，应有专人负责对录取的资料进行质量审查，定期编制试采 月报。 6.2试采资料录取具体要求 6.2.1试采井基本数据 包括钻井基本数据、地层分层数据、储层物性数据、气井小层数据、井身结构数据、射孔数据、 测试数据、增产改造数据及计量方式。 6.2.2生产制度数据 包括气嘴尺寸或针形阀开度、生产时率。 6.2.3油、气、水产量资料 录取要求如下： a）试采井应单独计量油、气、水产量。 b）试采井产气量应采取连续计量方式，误差不应大于5%。 c）凝析油和水产量每8h计量一次，每天计算一次日产量。 6.2.4压力资料 录取要求如下： a）试采井井口油、套压每1h记录一次，每24h计算一次平均压力。 b）分离器压力、上游压力、集气站外输压力每1h记录一次，每24h计算一次平均压力。 c）纯气井每3个月实测一次井底流压和井筒压力梯度，气液同产井每月实测一次。超高压气井 生产初期不能测井筒压力梯度时，可采取定期短时关井方式监测井口静压变化。 d）气井观察井每天定时记录井口油、套压一次，每月定时下压力计实测井底压力和井筒压力梯 度。 e）水井观察井每月定时下井底压力计实测液面和井底压力。 f）对具备条件的观察井应采用井下压力计连续监测。 g）地面各种压力测量应采用精度等级高于0.5%的标准压力表，井下压力测量应采用精度等级高 3 SY/T6171—2016 于0.05%的压力计，各种压力仪器应定期标定。 6.2.5温度资料 录取要求如下： a）每1h记录一次试采井口气流温度、上流温度，同时记取当时的大气温度。 b）每次测井底流压或静压时，要同时测相应的井底温度和井筒温度梯度。 6.2.6油、气、水样分析资料 录取要求如下： a）试采井每月取地面油、气、水样一次进行常规分析。当气井有出水征兆时，加密取水样的次 数。 b）油、气、水全组分分析，一般可间隔三个月至半年。H,S，CO2，N2含量高的气藏或试采期间 出现异常情况，如流体性质、组分发生较大变化，应加密取样分析。 c）试采井在进行井下作业前后，都应取地面油、气、水样进行对比分析。 6.2.7高压物性资料 录取要求如下： a）干气藏选择代表性气井进行井口高压取样，分析天然气组分以及天然气偏差系数、体积系数、 黏度随压力、温度变化的关系