苏里格气田调峰气井管理措施优化研究

张小东，谢雅西，韩茈茈，李映宏，宋 平

（1.中国石油长庆油田分公司第三采气厂，陕西西安 710021；2.成都理工大学能源学院，四川成都 610059）

苏里格气田调峰气井管理措施优化研究

张小东1，谢雅西2，韩茈茈1，李映宏1，宋 平1

（1.中国石油长庆油田分公司第三采气厂，陕西西安 710021；2.成都理工大学能源学院，四川成都 610059）

进入冬季后，北方各地供暖天然气随之也进入高峰消耗期，苏里格气田作为主要供气区，每年11月开始气田就进入冬季高峰期的调峰生产，苏里格属于典型的超低渗气田产能递减较快，目前正处于稳产初期，冬季气田产能和供气需求存在一定的差值，需要大量的调峰气井调高配产来进行保供，本文主要对调峰气井的生产制度和调峰配产进行了分析并提出了优化措施。

调峰气井；调峰配产；生产制度；措施优化

苏里格气田低渗、低压、低丰度，大面积分布的岩性气藏，孔隙度3%～15%，渗透率0.025×10-3μm2～15.6×10-3μm2，压力系数平均0.87，储量丰度约1.01× 108m3/km2。气田地质情况复杂，主要表现为砂岩发育，但有效砂岩非均质性强，横向变化大，厚度较薄，在垂向上分布也比较分散；试气、试采过程中气井产量低、地层压力下降快，后期压力恢复慢，反映单井控制储量低。

T2区块位于苏里格气田中区，属于气田较为典型的区块，二叠系盒8段砂体发育较好，零星有下古奥陶系马家沟组气藏发育。截止目前，共投产集气站5座，共计投产气井372口，平均日产气量286.374 7×104m3，平均单井产量为0.86×104m3/d。

1 气田调峰生产运行的难点

1.1 生产与用气的矛盾

上游气田开发生产与市场用气之间的诸多矛盾中，主要是气田开发要求天然气产量保持稳定，而市场用户则要求保证不同情况下的气量波动需求。不同的用户要求气量波动幅度不同，其中以民用及采暖用气受气温变化影响大，特别是冬夏温差悬殊用气波动幅度最大。苏里格气田的目标市场全部位于我国北方，统计分析气田历年生产情况，有以下突出的特点:一是产量曲线波动明显，冬季出现明显的高峰；二是调峰期提产幅度大；三是调峰期的产量均在气田合理生产能力之上运行。

1.2 调峰方式

世界上主流的调峰方式有:地下储气库调峰、LNG调峰、用气调峰、管道调峰等，由于上述调峰设施及相关机制还不完备，气田调峰便成为长庆气区保障冬季高峰期需求的主要方式之一[1]。

气田调峰的实质是通过采用调整调峰井配产放大压差生产等手段提高单井产量，实现总量增产保障供应，是一种打断原有稳定生产规律的做法，不稳定生产大幅增加了对气藏动态特征认识的难度，并在一定程度上影响气田最终采收率。此外，因为不稳定生产需要适时调整开发方案、开采方式等，增加了工作量和工作难度。这在苏里格气田体现的更加明显，因为气田的特殊开发技术，井下节流技术限制了气井随时的配产调整，调峰井需要进行井口加热炉生产，加大了调峰成本和现场安全生产管理难度。

如何优化调峰气井的生产制度和调峰配产，降低调峰生产对气田整体开发效果的影响，是调峰井管理的重点和难点。

2 调峰气井生产制度优化研究

2.1 目前生产制度

T2区块自2008年开始规模开发以来，历年冬季均进行调峰生产，为保障调峰气量调峰气井选取产能好、压力高、储存渗透性较好的高产井，以高产水平井为主，平均合理配产在5.0×104m3/d。

生产制度主要是冬季保供期间以1.4～2.0倍合理配产加热炉调峰生产，冬季保供结束后以合理配产投放井下节流器生产。

2.2 生产制度优化

通过对比分析调峰气井在不同生产制度下的生产数据分析，确定合理的生产制度。

2.2.1 典型加热炉调峰井分析 T2-6-1H井:该井于2011年12月7日投产，试气无阻流量45×104m3/d。于2011/2012/2013/2014年连续4年冬季进行加热炉调峰生产，期间实行冬开夏关的调峰井生产制度；目前，井口压力8.04 MPa，日产2.32×104m3，累计产气量5 897×104m3。

在“冬开夏关”这种调峰井轮休制度实施到位的情况下，该井连续4年以10×104m3/d加热炉配产调峰，目前生产状况良好，预测累计产气量约7 506×104m3。

若T2-6-1H井不进行加热炉调峰生产，按照7× 104m3/d的合理配产，直接节流器生产，预测累计产气量约8 484×104m3。

若T2-6-1H井在2011年以10×104m3/d加热炉调峰配产生产后不进行轮休关井恢复，而是直接下节流器后开井生产，预测累计产气约4 967×104m3。且第二年冬季时日产气量只有3.14×104m3，已再无调峰能力。

对比T2-6-1H井在合理配产不调峰、轮休调峰和不轮休调峰这三种制度下的生产预测曲线，可以看出轮休调峰制度下的累计产量远大于不轮休调峰，比不调峰生产略差（见图1）。

2.2.2 不同生产制度对比分析 对比T2-6-1H井三种不同生产制度下的生产预测结果（见表1），说明冬开夏关的加热炉调峰井轮休制度，可以很大程度上减缓加热炉调峰生产对气井采收率和产能递减产生的负影响。

表1 T2-6-1H井不同生产制度下的生产预测指标统计表

图1 T2-6-1H井不同生产制度下的生产预测曲线

图2 不同配产制度下调峰井的生产预测曲线

3 调峰配产优化研究

3.1 不同配产制度对比分析

由表统计作业二区历年加热炉调峰井，若不调峰其节流器生产合理配产为5×104m3/d。以此为合理配产，分别对1.2/1.4/1.6/1.8/2倍合理配产下的加热炉调峰井不轮休制度下的生产曲线进行预测[2]（见图2）。

3.2 配产制度优选

对比不同配产制度下的加热炉调峰井预测数据（见表2），调峰配产越高、累计产量越低、三年末的日产越低；若考虑开发指标，三年内日均产量不低于合理配产的指标，那么加热炉井的调峰配产应不大于1.6倍合理配产。

表2 不同调峰配产制度下的生产预测指标统计表

3.3 配产制度对气井出砂的影响

气田调峰气井的产量都较高，通过计算气井的临界携砂，对调峰配产进行限定[3]。

3.3.1 气井出砂原因 压裂工艺:返排速度大，裂缝宽度过大，导致支撑剂回流。

工作制度:配产过大，生产压差过大，导致气井大量出砂。

3.3.2 气井出砂的危害 裂缝闭合、气层砂埋、油管砂堵、地面管线积砂，影响气井产量。地面、井下设备磨蚀，引起安全及环保问题。

3.3.3 气井临界携砂流量的计算 （见表3）。

式中:QSC-临界携砂流量，104m3/d；Ut-静止流体中砂粒沉降速度，m/s；Z-气藏条件下气体压缩系数；A-油管截面积，m2；P-井底流压，MPa；T-井底温度，℃。

表3 不同粒径下临界携砂流量计算结果表

3.3.4 典型加热炉调峰井出砂情况分析 T平8-27井:T2区块2014年冬季的一口加热炉调峰井，供气初期以8×104m3/d配产生产34 d未见出砂，随后配产调整至10×104m3/d生产31 d也未见出砂，因供气需求配产调整至12×104m3/d生产当天井口即见大量压裂砂，出砂量约8 kg/d，见砂后随即调低配产至10×104m3/d、8×104m3/d但仍然有出砂情况[4]。

通过不同配产制度下的预测数据及临界携砂流量的计算结果，苏里格气田调峰气井的优化配产制度为不大于1.6倍合理配产且配产不应大于10×104m3/d。

4 结论及认识

（1）加热炉调峰井有必要进行轮休关井恢复，且关井恢复周期长的气井具备连续2年以上调峰能力。

（2）因为全年产量任务压力重，无法实现加热炉调峰井轮休制度时，必须控制调峰配产，应不大于1.6倍合理配产。

（3）考虑气井出砂的影响，加热炉井调峰配产应小于临界携砂流量，约为小于10×104m3/d。

（4）产水气井在携液生产时会消耗地层压力，若还进行调峰生产将会使地层压力消耗过快使储层水锁，所以加热炉选井时应避开产水井。

［1］蒋方美，吴长春，李华.西气东输管道的短期调峰方案［J］.油气储运，2004，（9）:35-37.

［2］李丰，等.气田调峰生产的多目标配产优化模型及其求解［J］.天然气工业，2012，32（11）:51-53.

［3］沈孝风.输气干线管网瞬态模拟仿真与优化技术研究［D］.中国石油大学，2010.

［4］陆家亮.上游调峰对气田开发的影响［J］.天然气工业，2009，29（9）:64-66.

Study on optimization of management measures for gas wells in Sulige gasfield

ZHANG Xiaodong1，XIE Yaxi2，HAN Zizi1，LI Yinghong1，SONG Ping1
（1.Gas Production Plant 3 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an Shanxi 710021，China；2.Energy College of Chengdu University of Technology，Chengdu Sichuan 610059，China）

After entering the winter,the north around the heating gas also entered the peak consumption period.Sulige gasfield as the main gas supply in the area.Every year in November began to enter the winter peak load production field.Belongs to a typical low permeability gasfield in a comprehensive capacity decreasing rapidly.It is at the early stage of stable yield.Winter field capacity and gas supply demand has certain difference.Need a lot of peak shaving gas well to raise production to keep supply.In this paper,the gas well production system and the load distribution on peak production are analyzed and optimization measures are put forward.

peak shaving gas well；peak shaving proration；production system；measures to optimize

TE832.2

A

1673-5285（2017）04-0044-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.04.012

2017－03-21

张小东，男（1970-），宁夏银川人，助理工程师，现在主要从事天然气气井管理工作。