張建國 艾 芳 劉錦華

(1.中國石油長慶油田分公司低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室 2.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院3.中國石油長慶油田分公司對外合作部)

0 前言

氣田進入開發(fā)中后期，氣井井口壓力逐漸降至地面集輸系統(tǒng)壓力，只能采取定壓降產(chǎn)或者間歇性生產(chǎn)的方式，氣田生產(chǎn)規(guī)模將快速下降，生產(chǎn)管理難度也越來越大。通過增壓開采降低井口采氣壓力、升高輸氣壓力，可以保持氣井穩(wěn)定生產(chǎn)，延長氣田穩(wěn)產(chǎn)期、提高氣藏采收率[1-4]。而增壓開采階段氣藏的合理生產(chǎn)規(guī)模，是影響壓縮機配置、增壓地面工程設(shè)計和增壓開采效果的重要因素。

1 增壓開采先導(dǎo)試驗

為了評價低滲非均質(zhì)氣藏的增壓穩(wěn)產(chǎn)能力，確定合理增壓生產(chǎn)規(guī)模，本文特別選取靖邊氣田的增壓開采試驗區(qū)(X井區(qū))進行解剖研究。

靖邊氣田儲層為蒸發(fā)潮坪沉積的奧陶系下統(tǒng)馬家溝組巖溶型碳酸鹽巖，侵蝕溝谷分布復(fù)雜。X井區(qū)位于靖邊氣田南區(qū)東北部，含氣面積98.31km2，地質(zhì)儲量84.56×108m3，平均氣層厚度5.4m，孔隙度5.7%，基質(zhì)滲透率0.315mD，屬于典型低孔低滲非均質(zhì)氣藏[5]。一方面，由于采用滾動開發(fā)的方式，受投產(chǎn)時間和儲層非均質(zhì)性的影響，氣田整體壓降不均衡，部分井區(qū)井口壓力已達到地面集輸系統(tǒng)壓力；另一方面，地面高壓集輸管網(wǎng)已不能適應(yīng)氣藏中低壓階段的開發(fā)；且生產(chǎn)動態(tài)分析和數(shù)值模擬預(yù)測表明氣井的自然穩(wěn)產(chǎn)期主要集中在2011年～2013年，因此，該氣藏大部分氣井即將進入規(guī)模增壓開采階段。

鑒于該氣田的高干線輸氣壓力特征，結(jié)合目前增壓開采工藝進步，最低增壓井口壓力可降至0.2MPa左右[6,7]，如果及時采取增壓開采，靖邊氣田氣井具有較大降壓生產(chǎn)空間，通過增壓氣井的合理配產(chǎn)后生產(chǎn)仍可保持一定的穩(wěn)產(chǎn)能力。該井區(qū)近5年增壓開采先導(dǎo)試驗表明增壓氣井處于低壓低產(chǎn)階段產(chǎn)能較低，增壓初期配產(chǎn)偏高將導(dǎo)致氣井增壓穩(wěn)產(chǎn)期較短、產(chǎn)量遞減快，甚至產(chǎn)量和壓力雙遞減而無穩(wěn)產(chǎn)期，因此，必須合理的確定合理增壓生產(chǎn)規(guī)模才能保證井區(qū)增壓穩(wěn)產(chǎn)能力。

2 增壓氣井合理配產(chǎn)研究

2.1 合理配產(chǎn)影響因素

對于采用衰竭式開采的干氣藏，氣井合理配產(chǎn)主要考慮氣藏的開采規(guī)模、穩(wěn)產(chǎn)期和臨界攜液能力。對于單井來講，開采過程中既要保持氣井具有一定的穩(wěn)產(chǎn)期，又要盡量保持氣井產(chǎn)量在臨界攜液流量之上生產(chǎn)，才能保證氣井能夠及時將井底液體帶出井筒而保證氣井正常生產(chǎn)，否則會使氣井井底積液而影響氣井產(chǎn)能，積液嚴(yán)重時會使氣井被完全壓死而關(guān)井；但由于增壓開采氣井進入低壓低產(chǎn)階段，要使氣井保持較高產(chǎn)量來提高攜液能力則可能無法滿足氣井穩(wěn)產(chǎn)要求。因此，增壓開采氣井的合理配產(chǎn)主要考慮增壓穩(wěn)產(chǎn)要求，對于產(chǎn)水氣井，需要及時配合排水采氣措施來提高增壓開采效果。

增壓開采規(guī)模的確定是一項系統(tǒng)工程需要綜合考慮以下幾方面的因素最終確定：

(1)氣井的生產(chǎn)能力，保證氣井正常攜液、合理利用氣藏能量，不出砂、不傷害井筒；

(2)壓縮機額定能力，保證壓縮機在增壓生產(chǎn)階段盡可能保持合理負(fù)荷，減少工程改造工作量，提高壓縮機工作效率；

(3)供求關(guān)系，滿足供氣需求，保證連續(xù)平穩(wěn)生產(chǎn)。配產(chǎn)偏高規(guī)模遞減過快，配產(chǎn)偏低則不能滿足下游市場需求。

2.2 合理配產(chǎn)分析

在靖邊氣田X井區(qū)精細(xì)地質(zhì)建模和數(shù)值模擬基礎(chǔ)上，建立井區(qū)及單井預(yù)測模型，以該井區(qū)增壓前氣井穩(wěn)定生產(chǎn)階段的產(chǎn)量為井區(qū)增壓生產(chǎn)動態(tài)預(yù)測的基礎(chǔ)，從該井區(qū)初始增壓時間(2006年11月)開始，按照不同的配產(chǎn)規(guī)模預(yù)測井區(qū)連續(xù)增壓生產(chǎn)動態(tài)。

從不同規(guī)模生產(chǎn)動態(tài)預(yù)測可知(圖1)，隨著配產(chǎn)的降低，氣井的穩(wěn)產(chǎn)期增長、遞減率減小；當(dāng)井區(qū)配產(chǎn)規(guī)模小于14×104m3/d(單井平均小于1.5×104m3/d)時，增壓穩(wěn)產(chǎn)時間能夠達到2年以上；當(dāng)井區(qū)配產(chǎn)規(guī)模達到12×104m3/d(單井平均小于1.3×104m3/d)時，增壓穩(wěn)產(chǎn)時間能夠達到3年以上；若按實際增壓初期規(guī)模16.2×104m3/d(單井平均1.8×104m3/d)預(yù)測，連續(xù)增壓穩(wěn)產(chǎn)期為1.3年左右；并由預(yù)測可知，當(dāng)以2.0MPa作為井口最低吸氣壓力時，該井區(qū)通過增壓開采可提高采收率6.4%。

圖1 X井區(qū)不同配產(chǎn)條件下產(chǎn)量變化預(yù)測曲線

由單井在不同配產(chǎn)下的增壓穩(wěn)產(chǎn)期變化曲線可知(圖2)，單井配產(chǎn)與穩(wěn)產(chǎn)期呈指數(shù)關(guān)系，表明氣井若配產(chǎn)偏高將會極大降低穩(wěn)產(chǎn)能力。由圖1、圖2可以看出，要保證氣井在增壓開采階段具有一定的穩(wěn)產(chǎn)期，并且連續(xù)平穩(wěn)生產(chǎn)，應(yīng)適當(dāng)控制生產(chǎn)壓差，以合理產(chǎn)量增壓生產(chǎn)，不能隨意提產(chǎn)。

圖2 X井區(qū)平均日產(chǎn)氣量與平均穩(wěn)產(chǎn)時間關(guān)系曲線

X井區(qū)增壓氣井的合理配產(chǎn)取決于靖邊氣田總體穩(wěn)產(chǎn)需求、目前開采狀況和增壓后的穩(wěn)產(chǎn)期需求以及地面工藝壓縮機優(yōu)選型號[6，7]；根據(jù)靖邊氣田整體規(guī)劃和市場需要，要求氣田持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)5年以上。氣田產(chǎn)能建設(shè)規(guī)模和產(chǎn)量遞減趨勢的分析表明[5]，增壓氣井穩(wěn)產(chǎn)期需要達到2～3年左右。由此，結(jié)合不同配產(chǎn)規(guī)模下的穩(wěn)產(chǎn)期和生產(chǎn)動態(tài)預(yù)測(圖1)可確定X井區(qū)的合理增壓生產(chǎn)規(guī)模在12×104m3/d ～14×104m3/d(平均單井1.3×104m3/d ～1.5×104m3/d)。

2.3 實例效果分析

分析X井區(qū)增壓時間較長的9口老井，增壓期間生產(chǎn)規(guī)模12×104m3/d～15×104m3/d，平均單井配產(chǎn)1.07×104m3/d～2.38×104m3/d。由預(yù)測可知，氣井連續(xù)增壓穩(wěn)產(chǎn)期僅有1.3年左右，增壓初期階段井口壓力快速降低，產(chǎn)量也快速降低(圖3)，表明氣井增壓階段配產(chǎn)偏高。

圖3 X-1增壓站生產(chǎn)動態(tài)曲線

根據(jù)增壓開采合理配產(chǎn)方法確定合理生產(chǎn)規(guī)模后，分析X井區(qū)9口老井增壓期間的產(chǎn)量變化(表1)表明，除well3井受嚴(yán)重井底積液影響導(dǎo)致基本無穩(wěn)產(chǎn)能力外，其它氣井在增壓階段基本都具有明顯的穩(wěn)定產(chǎn)量，穩(wěn)產(chǎn)期在2～3年左右，由此可知，合理配產(chǎn)后增壓穩(wěn)產(chǎn)效果顯著。

3 結(jié)論

(1)X井區(qū)增壓生產(chǎn)動態(tài)分析表明，低滲非均質(zhì)氣藏增壓初期配產(chǎn)規(guī)模偏高是造成壓力、產(chǎn)量遞減快、穩(wěn)產(chǎn)期短、增壓系統(tǒng)不能平穩(wěn)運行的主要原因，在類似氣田開采后期增壓開采實施中要加強合理增壓規(guī)模的論證，提高增壓開采效果。

(2)使用數(shù)模方法繪制日產(chǎn)規(guī)模與穩(wěn)產(chǎn)期的關(guān)系曲線，結(jié)合氣田開發(fā)實際需求，可方便確定合理增壓生產(chǎn)規(guī)模。通過X井區(qū)實例應(yīng)用表明，該方法可靠且方便。

表1 增壓氣井產(chǎn)量變化統(tǒng)計表

1 鄧德美，文士豪.對盆地東部地區(qū)氣田后期增壓開采的探討[J].天然氣與石油，2005，23(3):23-27.

2 胡 輝.洛帶氣田蓬萊鎮(zhèn)組氣藏增壓開采方案設(shè)計[J].鉆采工藝，2007，30(1):141-142.

3 湯 勇，孫 雷.新場氣田蓬萊鎮(zhèn)組氣藏增壓開采數(shù)值模擬研究[J].天然氣工業(yè)，2004，24(8):69-71.

4 鄧德美,文士豪,梁波.對盆地東部地區(qū)氣田后期增壓開采的探討[J]. 天然氣與石油，2005(03):23-27.

5 王 勇，王 宏.靖邊氣田優(yōu)化布井技術(shù)及其在產(chǎn)能建設(shè)中的應(yīng)用[J].天然氣工業(yè)，2002，22(6):80-83.

6 謝 強，馮小波，肖啟強．重慶氣礦增壓工藝現(xiàn)狀及分析[J]．天然氣與石油，2009，27(1)：16-20.

7 董子健，陳 鳳，余穎鴻，等．長輸管線增壓站后空冷器功率與機組總功率的關(guān)系分析[J]．天然氣與石油，2009，27(1)：51-54.