榆林气田南区增压开采效果预测

2016-08-18朱玉双樊志强刘鹏飞

地下水 2016年4期

关键词：集气站南区稳产

徐　森，朱玉双，樊志强，刘鹏飞

(1.西北大学大陆动力学实验室，陕西西安 710069；2.长庆油田分公司第二采气厂，陕西榆林 710200)

榆林气田南区增压开采效果预测

徐森1，2，朱玉双1，樊志强1，刘鹏飞1

(1.西北大学大陆动力学实验室，陕西西安 710069；2.长庆油田分公司第二采气厂，陕西榆林 710200)

榆林气田南区属于“低渗、低压、低丰度”气田，已连续稳产11.3年，处于稳产末期，目前地层压力较低，井口油套压6.5、7.5 MPa，冬季调峰应急能力下降且有限，持续稳产难度大，需加设增压机增压加强气井生产能力、延长稳产期。应用动态分析方法和数值模拟技术开展气田稳产能力评价，论证增压时机和增压方式，并运用数值模拟预测最终增压方案的增压效果，研究表明气田生产到2045年，增压开采相比自然开采会增产56.22亿 m3，采出程度提高6.56%。

榆林南区；增压方式；增压时机；增压效果

榆林气田南区采取“先定产降压、后定压降产”生产方式，目前处于“定产”生产的后期，部分气井井口压力接近地面系统集输最低压力，面临降产，急需降低井口压力以维持稳产；并且受井口压力限制，间歇生产井和气井产水不断增多。榆林南区急需增压以降低井口压力的制约，延长气井的稳产时间[1～2]。

1　气田开发和集输工艺现状

榆林气田位于鄂尔多斯盆地东北部，陕西省榆林市境内，是长庆油田的最大气田之一,是西气东输的主要气源地。榆林南区气藏类型复杂、非均质性强，储层物性条件差，气井生产能力比较低。榆林气田南区于2001年开始产能建设。随着开发时间的增长,气田内部气井压力随着开发时间的延长而降低，进入开发中、后期，气井压力将不能满足集输管网对进气压力的要求，制约低压气井的正常生产。因此集输系统中增设压缩机,对低压天然气进行增压输送,以延长低压气井稳产期、提高气井采收率、保证气田的经济高效开发。

2　气田增压集输方式优选

气井的最低生产压力和生产制度,直接影响着增压方式的选择，同一个气田采用的增压方式不同，增压时机也不同，增压方式是整个低压气田地面集输系统的二次改造的主要因素。调研国内外采用的增压开采方式主要有单井增压、集气站增压、区域增压以及集中增压[3～8]。分别(表1)从技术工艺技术、经济投资、管理难度、外协处理等方面对上述种增压集输模式进行了对比分析。

通过多种增压方式的对比，依据气田目前集输管网、开发现状、外协难度、管理难度，优选集气站增压，并采取“增压降产”方式，以适应榆林气田目前的非均衡开采现状，最大限度发挥气井生产能力。

3　气藏数值模型的建立

利用ECLIPSE数模软件建立了单孔介质的三维两相的黑油数值模型，平面网格尺寸为100 m×100 m，纵向上依据储层厚度划分为3个模拟层。通过历史拟合修正所建立的模型，使模型更接近真实的气藏，满足数模的要求。两口单井典型井生产历史拟合结果，单井拟合精度高，说明所建立的模型能反映实际气藏生产动态，可靠程度高，能进行下一步的方案预测。

表1　不同增压方式优缺点分析

4　增压时机的确定

4.1单井增压时机预测

榆林南区单井到集气站采用福射状集输系统流程，单井井口压力低于集气站集输系统压力时，无法保障正常生产，单井井口压力降低到最低外输压力的时间点成为增压设计的参考要点，气井稳产期末便是气井的理论增压时机。运用压降速率折算法、灰色预测法、产量不稳定法、数值模拟方法等预测气井的自然稳产期，并综合各个方法确定单井的稳产期，完成对榆林气田171口单井的稳产期预测。

通过预测，榆A站稳产期在2016年7月-2017年2月之间，平均稳产期2016年10月(表2)。同理，对其它集气站所辖气井依次进行稳产期预测。

表2　榆A站单井稳产期预测表

图1　集气站单井配产调整预测图

井号目前调整前调整后油压Mpa套压Mpa单井配产104m3/d单井稳产期单井配产104m3/d单井稳产期19.29.322017.92.52017.426.89.722017.1132017.4…………………187.88.312016.80.82017.5197.58.112016.40.52017.4平均/合计7.2/8.5//135/135

4.2集气站增压时机预测

由于集气站单元内各单井生产能力、生产史存在差异，导致各单井的井口压力、稳产期末时间点存在差异，也就是各单井增压时机不同。通过单井配产调整，单井配产偏高的调低点，单井偏低的调高点，使得同一集气站内单井的稳产期末时间点趋于一致，优化集气站增压模式。如榆J站，通过站内19口井配产调整(表3)，反映到数模结果如图1所示，预测稳产期基本都在2017年4、5月。

图2　增压站部署示意图

站点增压时机增压批次备注榆B站榆A站榆C站榆H站榆D站榆F站榆J站榆I站榆G站榆K站榆E站榆L站20162017201811月11月12月1月1月3月4月4月6月10月12月4月13245井网相对完善、储量动用程度高、井口压力低、产量递减明显加密调整可实施下古加密井(兼顾上古)可加密、扩边调整富水区可实施下古加密井(兼顾上古)富水区

5　集气站增压方案的确定

依据榆林南区地面开采现状，结合前面数值模拟预测集气站增压时机，确定最终的增压顺序(表4)，以“整体规划，分期实施”的原则,部署增压单元工程。首先建议上第1、2批次增压站(图2)，第3、4、5批次集气站继续优选未动用储层有利区，开展加密调整、滚动扩边等开发调整措施研究，延长集气站自然稳产期，后期再实施气田增压开采，以延缓增压的时机，提高经济效益。

图3　不同井口压力下增压稳产延长时间及累产增量图

6　增压开采效果分析

利用数值模拟，设计20亿m3/a的井口压力4.86 Mpa的自然稳产方案和增压井口压力分别为4、3、2.5、2、1.5、1、0.5 Mpa的增压方案进行生产指标预测。针对不同井口压力下稳产时间、稳产期末产气量进行指标对比(图3)，当井口压力为2 MPa时，增压稳产累计增量幅度相对较小，因此初步优选榆林南区增压井口压力为2.0 MPa。

预测增压井口压力2.0 MPa条件下(表5，图4)，30年末累积采气量610.32×108m3，采出程度达71.2%，相比较不增压情况下，增产56.22×108m3，采出程度提高6.56%。