低渗非均质气藏增压开采合理生产规模研究*

张建国 艾 芳 刘锦华

(1.中国石油长庆油田分公司低渗透油气田勘探开发国家工程实验室 2.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院3.中国石油长庆油田分公司对外合作部)

0 前言

气田进入开发中后期，气井井口压力逐渐降至地面集输系统压力，只能采取定压降产或者间歇性生产的方式，气田生产规模将快速下降，生产管理难度也越来越大。通过增压开采降低井口采气压力、升高输气压力，可以保持气井稳定生产，延长气田稳产期、提高气藏采收率[1-4]。而增压开采阶段气藏的合理生产规模，是影响压缩机配置、增压地面工程设计和增压开采效果的重要因素。

1 增压开采先导试验

为了评价低渗非均质气藏的增压稳产能力，确定合理增压生产规模，本文特别选取靖边气田的增压开采试验区(X井区)进行解剖研究。

靖边气田储层为蒸发潮坪沉积的奥陶系下统马家沟组岩溶型碳酸盐岩，侵蚀沟谷分布复杂。X井区位于靖边气田南区东北部，含气面积98.31km2，地质储量84.56×108m3，平均气层厚度5.4m，孔隙度5.7%，基质渗透率0.315mD，属于典型低孔低渗非均质气藏[5]。一方面，由于采用滚动开发的方式，受投产时间和储层非均质性的影响，气田整体压降不均衡，部分井区井口压力已达到地面集输系统压力；另一方面，地面高压集输管网已不能适应气藏中低压阶段的开发；且生产动态分析和数值模拟预测表明气井的自然稳产期主要集中在2011年～2013年，因此，该气藏大部分气井即将进入规模增压开采阶段。

鉴于该气田的高干线输气压力特征，结合目前增压开采工艺进步，最低增压井口压力可降至0.2MPa左右[6,7]，如果及时采取增压开采，靖边气田气井具有较大降压生产空间，通过增压气井的合理配产后生产仍可保持一定的稳产能力。该井区近5年增压开采先导试验表明增压气井处于低压低产阶段产能较低，增压初期配产偏高将导致气井增压稳产期较短、产量递减快，甚至产量和压力双递减而无稳产期，因此，必须合理的确定合理增压生产规模才能保证井区增压稳产能力。

2 增压气井合理配产研究

2.1 合理配产影响因素

对于采用衰竭式开采的干气藏，气井合理配产主要考虑气藏的开采规模、稳产期和临界携液能力。对于单井来讲，开采过程中既要保持气井具有一定的稳产期，又要尽量保持气井产量在临界携液流量之上生产，才能保证气井能够及时将井底液体带出井筒而保证气井正常生产，否则会使气井井底积液而影响气井产能，积液严重时会使气井被完全压死而关井；但由于增压开采气井进入低压低产阶段，要使气井保持较高产量来提高携液能力则可能无法满足气井稳产要求。因此，增压开采气井的合理配产主要考虑增压稳产要求，对于产水气井，需要及时配合排水采气措施来提高增压开采效果。

增压开采规模的确定是一项系统工程需要综合考虑以下几方面的因素最终确定：

(1)气井的生产能力，保证气井正常携液、合理利用气藏能量，不出砂、不伤害井筒；

(2)压缩机额定能力，保证压缩机在增压生产阶段尽可能保持合理负荷，减少工程改造工作量，提高压缩机工作效率；

(3)供求关系，满足供气需求，保证连续平稳生产。配产偏高规模递减过快，配产偏低则不能满足下游市场需求。

2.2 合理配产分析

在靖边气田X井区精细地质建模和数值模拟基础上，建立井区及单井预测模型，以该井区增压前气井稳定生产阶段的产量为井区增压生产动态预测的基础，从该井区初始增压时间(2006年11月)开始，按照不同的配产规模预测井区连续增压生产动态。

从不同规模生产动态预测可知(图1)，随着配产的降低，气井的稳产期增长、递减率减小；当井区配产规模小于14×104m3/d(单井平均小于1.5×104m3/d)时，增压稳产时间能够达到2年以上；当井区配产规模达到12×104m3/d(单井平均小于1.3×104m3/d)时，增压稳产时间能够达到3年以上；若按实际增压初期规模16.2×104m3/d(单井平均1.8×104m3/d)预测，连续增压稳产期为1.3年左右；并由预测可知，当以2.0MPa作为井口最低吸气压力时，该井区通过增压开采可提高采收率6.4%。

图1 X井区不同配产条件下产量变化预测曲线

由单井在不同配产下的增压稳产期变化曲线可知(图2)，单井配产与稳产期呈指数关系，表明气井若配产偏高将会极大降低稳产能力。由图1、图2可以看出，要保证气井在增压开采阶段具有一定的稳产期，并且连续平稳生产，应适当控制生产压差，以合理产量增压生产，不能随意提产。

图2 X井区平均日产气量与平均稳产时间关系曲线

X井区增压气井的合理配产取决于靖边气田总体稳产需求、目前开采状况和增压后的稳产期需求以及地面工艺压缩机优选型号[6，7]；根据靖边气田整体规划和市场需要，要求气田持续稳产5年以上。气田产能建设规模和产量递减趋势的分析表明[5]，增压气井稳产期需要达到2～3年左右。由此，结合不同配产规模下的稳产期和生产动态预测(图1)可确定X井区的合理增压生产规模在12×104m3/d ～14×104m3/d(平均单井1.3×104m3/d ～1.5×104m3/d)。

2.3 实例效果分析

分析X井区增压时间较长的9口老井，增压期间生产规模12×104m3/d～15×104m3/d，平均单井配产1.07×104m3/d～2.38×104m3/d。由预测可知，气井连续增压稳产期仅有1.3年左右，增压初期阶段井口压力快速降低，产量也快速降低(图3)，表明气井增压阶段配产偏高。

图3 X-1增压站生产动态曲线

根据增压开采合理配产方法确定合理生产规模后，分析X井区9口老井增压期间的产量变化(表1)表明，除well3井受严重井底积液影响导致基本无稳产能力外，其它气井在增压阶段基本都具有明显的稳定产量，稳产期在2～3年左右，由此可知，合理配产后增压稳产效果显著。

3 结论

(1)X井区增压生产动态分析表明，低渗非均质气藏增压初期配产规模偏高是造成压力、产量递减快、稳产期短、增压系统不能平稳运行的主要原因，在类似气田开采后期增压开采实施中要加强合理增压规模的论证，提高增压开采效果。

(2)使用数模方法绘制日产规模与稳产期的关系曲线，结合气田开发实际需求，可方便确定合理增压生产规模。通过X井区实例应用表明，该方法可靠且方便。

表1 增压气井产量变化统计表

1 邓德美，文士豪.对盆地东部地区气田后期增压开采的探讨[J].天然气与石油，2005，23(3):23-27.

2 胡 辉.洛带气田蓬莱镇组气藏增压开采方案设计[J].钻采工艺，2007，30(1):141-142.

3 汤 勇，孙 雷.新场气田蓬莱镇组气藏增压开采数值模拟研究[J].天然气工业，2004，24(8):69-71.

4 邓德美,文士豪,梁波.对盆地东部地区气田后期增压开采的探讨[J]. 天然气与石油，2005(03):23-27.

5 王 勇，王 宏.靖边气田优化布井技术及其在产能建设中的应用[J].天然气工业，2002，22(6):80-83.

6 谢 强，冯小波，肖启强．重庆气矿增压工艺现状及分析[J]．天然气与石油，2009，27(1)：16-20.

7 董子健，陈 凤，余颖鸿，等．长输管线增压站后空冷器功率与机组总功率的关系分析[J]．天然气与石油，2009，27(1)：51-54.