四川盆地东北部铁山气田南区块立体高效开发经验

2018-02-26任洪明曾汇川雷小华任洪伟刘思艳

天然气勘探与开发 2018年4期

任洪明曾汇川雷小华任洪伟刘思艳陈沁

1.中国石油西南油气田分公司川东北气矿 2.中国石油西南油气田分公司重庆气矿

国内外气田开发实践表明，如何实现多产层气田的科学高效开发主要受气田的基本地质特征、对气藏的认识程度及开发过程中采用的工艺技术的影响。铁山气田南区块位于四川盆地川东北地区，气田开采效果良好，是全国多产层立体高效开发的典范，该区块在1996年被中国石油天然气总公司评为“高效优质开发气田”。基于此，笔者通过对铁山气田南区块开发过程中采用的技术手段进行了系统的分析、总结，以资对比相类似气田开发的经验。

1 基本情况

1.1 概况

铁山气田南区块位于四川省达州市达川区境内，属于四川盆地川东褶皱带华莹山构造带北侧的不对称背斜构造，南区块位于该构造带南高点（图1）。区域内高山、河谷众多，海拔300 m～900 m，年平均温度约17℃，交通不便利。南高点于1986年1 月开始钻探T2井获气，截至2017年12月，共完钻井11口，获四个气藏，获气井9口、水井2口。其中下三叠统嘉二段气藏获气井1口、下三叠统飞仙关组气藏获气井3口、上二叠统长兴组气藏获气井3口、石炭系气藏获气井4口。飞仙关组、长兴组、石炭系产层均于1991年3月投入试采。气田于1996年1月正式投入开发，气田设计规模为120×104m3/d，稳产11年；气田开发方案执行阶段（1996.01～2007.08），气田维持在（100.0～140.0）×104m3/d的规模生产；气田开发调整方案执行阶段（2007.09—至今），气田维持在（140.0～40.0）×104m3/d的规模生产（图2）。1997年5月嘉二2层气藏投产。T2井于2007年上试T1j43层位，目前为该区块的气田水回注井。

图1 铁山气田含气面积图

目前整个区块共有常开生产井9口，2017年12月该区块日平均产气量37.8×104m3、日平均产水量6.2m3，生产油压平均1.96 MPa～2.43MPa、生产套压平均 2.11 MPa～ 6.61 MPa，历年累计产气量 83.98×108m3、历年累产水量 94 715 m3。

目前在该气田共建有 T4、T12、T13、T14、T21、T22井等6个采输气站；有铁石线、铁竹线、云石线3条气田外集输管线，和石铁线净化气管线；建有铁山增压站一座，目前为5台ZTY470MH7×7机组；建有气田水回注站一座，T2井站。

1.2 气藏特征

铁山构造位于渡市街向斜以东、达县向斜以西，与地面铁山背斜相对应，地腹中、深层东西两翼被倾轴铁①、③号逆断层切割。铁山构造是NNE向的高陡背斜带，区块位于南高点，构造相对平缓，两侧受逆断层所夹，上下构造基本一致（图1）。嘉二2储层岩性为颗粒白云岩及针孔白云岩，飞三-飞一储层岩性主要为鲕粒云岩、晶粒云岩和溶孔鲕粒灰岩，长兴组储层岩性为礁、滩相白云岩和礁核相灰岩，石炭系储层岩性主要为溶孔砂屑云岩和粉晶角砾云岩。4个气藏的储集类型均为裂缝—孔隙型储层[1-2]。4个气藏压力系数在1.133～1.266之间，均属常压气藏。4个气藏的CH4的体积含量都在97%左右，H2S为 6.856～18.031 g/m3，CO2为8.471～18.600 g/m3，均属中含硫、低含二氧化碳的干气气藏。气田目前9口生产井中，已确定5口井T4、T5、T12、T21（油管）、T22井产地层水，水型均为CaCl2型。钻获水井2口T3、T8井，各产层均有水，嘉二2、石炭系产层水型为CaCl2，飞仙关组、长兴组产层水型为Na2SO4。

2 气田立体开发总结及效果分析

2.1 动态监测

该区块投入开采以来，坚持各项动态监测、动态分析工作，积累了丰富的动静态资料，明确气藏的连通关系、复算气藏储量，从而为科学合理、高效优质开发气田提供了保证。截至2017年底，共完成全气藏关井复压50藏次；气井试井工作12井次；气井常规压力监测7000余井次；气井天然气样分析305井次；气井气田水分析380井次；气井氯根监测600余井次。

图2 铁山气田南区块开采动态曲线图

2.2 编制开发方案、调整方案

2.2.1 开发方案指标

开发方案采用数值模拟方法，得出整个区块（飞仙关组、长兴组、石炭系气藏）的储量为×××108m3，嘉二2层气藏作为区块保持稳产的补充产能。方案设计要求从1996年1月开始执行120.0×104m3/d的采气规模，稳产期11年，稳产期末区块累计产气58.15×108m3，稳产期末采出程度为55.22%，采气速度3.81%，投资回收期为8.2年。

2.2.2 开发调整方案指标

调整方案以整个区块数模储量×××108m3作为储量基础。开发调整方案推荐：以现有生产井为依托，在石炭系增加一口开发补充井，9口采气井，一口排水井（T12井）。产气规模分3个阶段：第一阶段截止2006年12月31日，规模140×104m3/d；第二阶段为第一次降产阶段，2007年1月1日—2010年12月31日，规模 120×104m3/d；第三阶段为第二次降产阶段，始于2011年1月1日，规模100×104m3/d。开发调整方案预测，第三阶段稳产期末时间2015年6月，累产气量87.09×108m3，采出程度68.26%。分批增压实施后，预期可增加商品气21.25×108m3。投资回收期3.88年，投资利润率21.52%。铁山增压站兼顾近远期的需求共设5台ZTY470机组[1]。

2.3 开发方案、调整方案的实施及效果评价

气田投产以来，采气规模执行效果良好，日产气量超过预期规模，且稳产能力强。产量稳产得力于4个气藏的稳定生产和储量落实，气田实际生产与开发方案符合率高。

2.3.1 开发方案执行情况及效果评价

（1）整个气田目前执行的实际产量规模适当，和原方案具有较强的对比性。2000年以来，气田生产规模基本控制在130.0×104m3/d左右，2004年6月气田生产规模高达143.4×104m3/d，按开发方案设计时的数模储量计算，气藏采气速度在2.60%～5.60%之间，区块采气速度为4.05%。除在1998年、1999年由于受大管网生产影响外，日产气量普遍超过设计规模[1]。

（2）方案设计嘉二2层气藏T5井在1999年12月获产能5.0×104m3/d作为补充，实际嘉二2层气藏在1997年5月投产，产量达到了15.0×104m3/d。

（3）区块到2006年12月的日平均产气量为120.25×104m3/d，与方案设计 120.0×104m3/d 的符合率为99.79%。气田采出气量到2006年底的累产气量为 53.58×108m3，与方案设计的 58.15×108m3相差 4.57×108m3，符合率为 92.14%。

2.3.2 开发调整方案执行情况及效果评价

（1）按调整方案气田将于2008年9月2台增压机组运行，2011年7月3台增压机组运行；实际情况为2007年9月，2台增压机组运行，2009年8月3台增压机组运行，分别提前了1～2年，原因是该区块长期高强度开采，产量递减迅速，导致增压时间提前。2009年以前，实际产气量比方案的规模要大，且增压气量呈逐年上升的趋势（表1）。

（2）气田增压开采取得良好的经济效益。气田进行增压开采后，2007—2017年共生产天然气30.19×108m3，共增压增产天然气 8.45×108m3，天然气累产气量方案吻合率为82.96%。

2.4 前期研究工作

根据生产动态的变化发现飞仙关组、长兴组气藏的储量增加，于2002年开展对两个气藏的储量复核工作，为气藏的调产和超规模生产提供依据；为保证气田的稳定生产，于2005年开展《铁山南气田开发调整方案》研究，用以指导气田下步的增压工艺建设；同步开展《铁山气田开发跟踪评价及措施调整》《铁山气田飞仙关组气藏评价研究》等一系列前期科研工作，不断修正气藏地质模型、认清气藏开发特征及水体活动规律，深化气藏认识，为实现气田高效优质开发提供保证[3]；为指导铁山气田及周边的勘探开发，共开展《四川盆地龙岗东地区铁山—双家坝区块天然气开发三维地震》《龙岗东地区龙会场—铁山区块礁、滩储层及勘探目标研究》等地震和前期研究工作。

2.5 动态跟踪研究，均衡开发

铁山气田南区块各气藏单井连通、压力降均衡程度有差异，具体表现为：飞仙关组气藏目前生产油压1.96 MPa～2.22 MPa；长兴组气藏目前生产油压1.97 MPa～2.34 MPa；石炭系气藏目前生产油压 1.73 MPa～2.43 MPa。2017年 12月 4个气藏各井生产油压 1.96 MPa～ 2.43 MPa、生产套压 2.11 MPa～6.61 MPa。气藏压力降均衡程度的差异，反映气藏内生产井的相互连通程度和井间采出程度的差异；通过适时跟踪分析和增产措施的实施，保证气田压力降总体上实现相对均衡开采，为整个气田的同步增压创造条件[4]。

2.6 复核气藏储量

不断深化气藏地质认识，复核气藏储量，充分落实资源，为气藏开发的科学决策提供可靠的依据。

（1）1995年制定开发方案、2002年复算探明储量、2004年制定开发调整方案，计算的容积法储量均大于1993年上报的探明储量，各气藏储量落实可靠，具有坚实的储量基础。

（2）各气藏压力降已基本波及气藏含气区域，压降储量与地质储量接近，容积法储量与动态法储量较吻合。计算的该区块关井压降法储量是2005年开发调整方案计算的容积法储量的86.24%，气藏储量动用程度较高[5]。

表 1 铁山气田南区块开发调整方案执行情况对比表单位：108 m3

（3）本次计算关井压降法储量高于2016年所计算探明技术可采储量，比例达到116.45%，各气藏总体受水体影响较小，因此，分析认为气藏所确定的技术可采储量是可靠的。

（4）根据气井储量控制情况，科学合理配产。气田各井控制储量差异大，不仅表现在各气藏之间单井控制储量差异大，而且同一气藏内单井控制储量差异也大。气田各生产井单井井控储量采出程度差异小，反映气田主要生产井配产基本合理，采气强度基本均衡；气田各井产能差异大，不仅表现在各气藏之间产能差异大，而且同一气藏内不同气井之间产能差异也大。例如：飞仙关组气藏单井控制储量最高达23.18×108m3，该井配产一直保持在30×104m3/d 稳定生产[6]。

2.7 地层水活动规律

通过系统开展地层水活动规律研究，采用切实可行的措施指导气藏开发对策，有效地减少地层水对开发生产的影响。

气田所属各气藏类型不同，嘉二2层气藏和飞仙关组气藏为背斜圈闭的边水气藏，长兴组气藏为岩性-断层圈闭的无水（有局部封存水）生物礁气藏，石岩系气藏为背斜-断层圈闭的边水气藏。各气藏均为干气气藏，各气藏边水均属于封闭性地层水。4个气藏均为弹性气驱气藏，目前除飞仙关组气藏外3个气藏已见地层水，但水驱特征不明显，边水不活跃（图3）。各气藏有效地控制了边水的推进，边水总体呈现由外向内、由下向上的相对均匀推进方式，未形成明显的压降漏斗。据目前气藏水侵研究及预测成果认为，直到气藏开发结束，不会出现大范围“水封气”的结果，为气藏最终提高采收率奠定了良好的基础[7-8]。

2.7.1 嘉二2层气藏

数值模拟分析表明，气藏边水体积为1193×104m3，生产井位于构造高部位，边水均匀推进，在气藏21×104m3/d的产气规模情况下，预测20年的单位采气水侵量为1.5 m3/104m3，累计水侵量为13.92×104m3，水侵推进很少[1]。

图3 铁山气田南区块各气藏压降曲线图

2.7.2 飞仙关组气藏

数值模拟分析表明，气藏边水体积为1789×104m3，生产井位于构造高部位，边水均匀推进，在气藏83.5×104m3/d的产气规模情况下，预测20年的单位采气水侵量为4.55 m3/104m3，累计水侵量为217.6×104m3，地层水不会影响气藏生产[1]。

2.7.3 长兴组气藏

该气藏T21井油管曾经产地层水，分析认为是属局部封存水。气藏分布受礁体分布所控制，气藏周围被致密的灰岩所包围[1]。数模预测气藏开采中将未有水体影响。分析认为该气藏为无水断层岩性圈闭气藏。

2.7.4 石炭系气藏

数值模拟分析表明，边水体积 1 894.2×104m3，在气藏10.5×104m3/d产气规模的情况下，预测20年，单位采气水侵量5.35 m3/104m3，累计水侵量仅有49.2×104m3，只要坚持T12井排水采气，地层水不会严重危害气藏生产[1]。

2.8 地面工艺、增压工艺改造及效果

通过对铁山气田南区块气井分布、集输管网现状、天然气输送流向、增压站方案的综合论证分析，在T4井集气站附近新建增压站1座，进入增压开采期的各井天然气输至增压站进行增压，增压后的天然气再返回T4井站通过原集气管线输送至下游。增压站压缩机采用变工况整体式燃气摩托天然气压缩机，以适应气田各井天然气产量及井口压力的变化，分期建设，设置压缩机5台。从运行情况来看，完全能够满足生产的需要（图4）,主要工艺技术方案成熟，企业经济效益和社会综合效益良好。

2.9 完善气田水回注工艺

该区块建有1口气田水回注井T2井，回注管位：油管，回注层位：T1j43～T1j42，试注折算最大日注水量 1 440 m3，回注体孔隙体积为 ×××108m3。建有T12井到T2井的气田水回注管线，规格为：Ø89 mm×4～ 3.2 km（PSP钢丝网骨架增强复合塑料管），设计压力3.5 MPa，其他井由污水车拉到T2井回注，设计处理量12.5 m3/h。回注站从2008年 6月25日投运以来，到2017年12月底历年共回注气田水数百立方米。该井从油管自流回注。目前整个铁山气田南区块日产水量为25 m3，完全能够满足生产的需要。开展《气田水处理安全性评价》《建设气田水回注井地下水污染监测井方案》等科研、前期研究工作，以保证气田水的安全回注，将绿色生态发展的理念贯穿于气田开发始终。

图4 铁山气田南区块增压运行情况图

3 新技术、新工艺应用

3.1 实施“一井两层”技术及效益分析

对气田开发过程进行优化部署。在开发井网部署上，沿高渗透区布井的同时，利用气田多产层的特点，在T4井站采取了“一场多井”完钻3口生产井T4、T5、T11井获得较好的效果，1994年在全国首次采用引进国外井下工具在T21井进行飞仙关组和长兴组气藏的“一井两层”分采工艺技术试验、1999年采用国产封隔器在T5井进行嘉二2层和长兴组气藏的“一井两层”分采现场试验均获得成功，要求单管生产时井口压差小于8 MPa，双层开采时小于5 MPa，从投入开采以来，生产情况良好，未发现窜漏现象。在进行气田立体开发的同时，节约开发投资，最大限度地提高了气田的开发效益[9-10]。下面以T21井为例进行介绍：

在T21井区为满足单管油套分采试验的需要和保证试验的物质基础，特拟定“钻三保二”，即钻开嘉二段、飞仙关组、长兴组3个气层，选择其中两个相对较好的飞仙关组、长兴组气层投入试验。用3SB特扣油管将“SB-3”型插管生产封隔器下至井深2 971.98～2 973.25m处，将飞仙关组和长兴组两层分开，用绳索作业工具打开“CMD”滑套；用清水替出井内完井液，排液、诱喷两产层；下绳索作业工具关闭“CMD”滑套，这样就可分别从油管，油套环空分层放喷，测试下层和上层，结束测试后上层气从油套环空采出，下层气从油管采出[9]（图5）。T21井油管产气15×104m3/d，套管环空产气 10×104m3/d，两层合计产气 25×104m3/d。截至2017年12月底，T21井下层（长兴组）累计产气9.93×108m3，上层（飞仙关组）累计产气 3.11×108m3，合计产气 13.04×108m3。

T5 井下层（长兴组）产气 10.0×104m3/d ，上层（嘉二2）产气15.0×104m3/d。截至2017年12月底，T5 井下层（长兴组）累计产气 4.34×108m3，上层（嘉二2）累产气 6.97×108m3,合计产气 11.31×108m3。

从试验到生产，这两口井生产正常，无井下窜漏异常现象发生，充分证实T21井和T5井实施一井两层分采工艺技术是成功的。截至2017年12月两口井累产气24.35×108m3，经济效益显著。

3.2 应用柱塞气举工艺技术及效益分析

T12井在西南油气田分公司含硫气井中首先采用柱塞气举工艺，并获得成功，为含硫气水同产井的排水采气及推广应用柱塞气举工艺积累了经验。该工艺每年能节约生产成本8.42万元。由于柱塞气举具有节能、自动化程度高、相对泡排节约成本的优势，因此，在低压小产量气水井的生产管理方面具有较大的优势，对提高气井的采收率具有十分重要的意义。

图5 T21井完井管柱结构示意图

针对T12井开展了30种不同工作制度调试优化试验和现场新型柱塞试验。通过对国内外6种柱塞类型〔衬垫柱塞（迷你衬垫柱塞、常规衬垫柱塞、双弹块衬垫柱塞）、棒式柱塞、刷式柱塞、旁通式柱塞、连续流柱塞、复合柱塞〕的适应性进行分析对比，筛选出可行性较高的柱塞。T12井井底不出砂、油管条件良好、产水量较大、压力上涨较快、关井时间短，目前关井复压时间受限于柱塞下落时间，不能再增加柱塞运行频率。经分析研究，选用旁通式柱塞替换目前的双弹块衬垫柱塞，能大幅度提高柱塞下落速度，减少关井恢复时间，从而减少周期时间，增加柱塞运行频率，强化排水能力，最终提高单井产量（表2）。早期生产情况反映出新型柱塞运用于该井具有更强的带水能力，产水量由原柱塞最高的 7 ～ 11 m3/d 增加至 11 ～ 14 m3/d，产气量也由 0.97×104m3/d 增加至 1.09×104m3/d[11]。

3.3 应用输气管线智能检测技术

对该区块的外输管线铁石线、铁竹线开展智能检测（几何检测、漏磁检测），并开展相关检测评价工作，进行相应的管线修复和三通更换工作，加强管线的完整性管理，保证安全生产。

3.3.1 铁石线含硫天然气管道即时和未来完整性评估

检测情况：2009年4月漏磁检测共识别出494处金属损失特征，其中156处被识别为内部金属损失，103处为外部金属损失，剩余的235处为内部制造缺陷。本次检测还识别出6处凹陷和4处黑色金属物。

评估结论：①2009年漏磁检测所报告的所有腐蚀特征、制造特征分别按照Modified B31.G 和 Kastner、Shannon 和 Kastner评估方法的规定被认为可以耐受2009年检测时62.8 MPa最大允许运行压力；②4处普通凹陷位于管道顶部，两次检测识别到的管底普通凹陷有2处，评价分析认为这些凹陷被认为是可以接受的。检测到的4个黑色金属物，且都被归类为“接近型”金属物，对管道的当前完整性影响并不严重；③依据检测结果，估算出的线性腐蚀增长率为：内部腐蚀的最大和平均增长速率分别为0.24 mm/年和0.08 mm/年；外部腐蚀的最大和平均增长速率分别为 0.42 mm/年和 0.21 mm/年。

建议采取的措施：建议在对管道修复完成后进行再检测。再检测之后，为了识别外部腐蚀的主要成因，有必要对管道涂层状况和阴极保护（CP）系统性能进行精确的评估。

3.3.2 铁竹线内检测缺陷评价

检测结果：铁竹线总共检测到301个金属损失特征，其中132处为外部腐蚀特征，没有内部腐蚀特征，160处为内部制造缺陷，9处为外部制造缺陷；其他缺陷有金属物35处，凹陷330处，环焊缝异常7处。

建议措施：①立即实施建议。需要立即进行修复的外部腐蚀缺陷，共计9处。立即对相对较深的18处顶部凹陷进行现场调查分析，以确定是否存在第三方破坏的危险。立即修复1处与焊缝相关的较深凹陷。立即对4组双重凹陷进行进一步开挖调查分析，以确定是否存在表面腐蚀、微裂纹等缺陷，推荐采用磁粉法进行表面探伤。立即对7处环焊缝异常进行开挖检测，以确定详细情况并评估，进而确定是否进行修复；②计划实施建议。内检测发现外腐蚀132处且管道所经区域地形起伏较大，可以推测铁竹线的防腐层存在较多破损，因此建议在8年周期内对铁竹线进行外腐蚀直接检测和阴极保护有效性检测。建议下次内检测时间间隔为8年。