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陕45区块增压开采方案设计及效果分析

2019-06-24肖群英黄天镜

关键词:集气站单井气藏

肖群英 黄天镜

(1.中石油长庆油田苏里格南作业分公司, 西安 710018;2.中石油长庆油田勘探开发研究院, 西安 710018)

增压开采是气田开发后期常用的增产工艺之一[1]。气田的增压方式主要有单井增压、集气站增压、气藏增压3种[2-4]。单井增压方式主要适用于单井产量较高、地理位置独立的气井;集气站增压方式主要应用于归属气井增压时机较一致、地理位置集中、增压气量满足压缩机要求的集气站;气藏增压方式主要适用于规模较小、归属集气站的气井数量较少的气藏。大多数气田都采用集气站增压方式,或者集气站与气藏增压相结合的增压方式。

目前关于气田增压工艺流程的研究较多[5-8],而对增压方式优选及增压开采效果预测的研究较少。本次研究结合靖边气田陕45区块的实际情况,按3种增压方式设计增压开采方案,然后对比预测的开采效果,分析影响增压开采的关键因素。

1 增压开采方案设计

靖边气田属于低孔、低渗、低丰度、无边(底)水、深层大型定容碳酸盐岩气藏。陕45区块于1998年开始陆续投产,截至2018年9月,大部分气井进入产量递减期,井口压力较低。受用户和管网压力制约,低压气井(井口压力低于外输压力6.4 MPa)已不能维持正常生产。在陕45区块24口生产井中,有5口的井口压力低于外输压力,有16口井的井口压力接近外输压力,需要进行增压开采。

设计增压开采方案时,主要需考虑增压方式和增压规模(配产产量),它们都会影响开采效果。首先,按照单井增压、集气站增压和气藏增压方式设计3类增压方案,通过对比分析各类方案的开采效果,对增压方式进行优选;然后,针对优选的增压方式,预测不同增压规模下的采收率。

(1) 单井增压开采方案。分别按照各气井当时平均产量的100%、95%、90%进行配产。废弃井口压力分别为6.4、4.0、3.0、2.0、1.0、0.5、0.25 MPa。共计21个方案,预测期50年。

(2) 集气站增压开采方案。陕45区块内有北1、北2、中13等3个集气站。首先,保持集气站的生产规模不变,调整同一集气站内的单井产量,使站内各井的井口压力趋于一致。然后,在此基础上进行增压预测。分别按照各站内气井当时平均产量的100%、95%、90%进行配产。废弃井口压力与单井增压开采方案相同。共计21个方案,预测期50年。

(3) 气藏增压开采方案。对区块内24口井统一进行增压。通过调节单井产量,使区块内各井的增压时机一致,在此基础上进行增压效果预测。分别按照区块内气井当时平均产量的100%、95%、90%进行配产。废弃井口压力,与单井增压开采方案相同。共计21个方案,预测期50年。

(4) 增压规模优选方案。分别按生产规模的80%、90%、100%、110%、120%进行配产,预测不同增压规模对气藏稳产能力的影响。废弃井口压力与单井增压开采方案相同。共计35个方案,预测时间50年。

2 增压开采效果分析

2.1 单井增压的开采效果

预测结果表明:按照当时平均产量的90%配产,能够在预测期(50年)内长期稳产,无需进行增压稳产,因此增压在预测期内没有效果。不过,单井虽然能够长期稳产,但预测期内采出程度会大幅降低(见图1)。

对于靖边气田陕45区块而言,3种配产方式都会导致单井稳产期逐渐延长、增压时机推后,但在后面2种配产方式下,区块内总体增压规模会逐渐减少,需要外围不断滚动开发来维持气田总体规模。在供气任务不紧张、外围有产建的前提下,可以选择后面2种方式配产,延长气田自然稳产期。

图1 按平均产量配产的单井增压开采效果预测

预测期内,3种配产方式的增压开采效果(采收率)最好的是稳定配产,最差的是按年减少10%配产。这说明在降产的情况下,可以延迟增压。按年减少10%递减配产,预测期内在井口压力4.0 MPa以下,增压没有效果。也就是说,在该配产条件下,只要增压到4.0 MPa,就能维持气井长期稳产。但是,不利于提高预测期内的采出程度,因为在增压的同时而降产,抵消了预测期内的增压效果(见图2)。

图2 按平均产量90%配产的单井增压开采效果预测

从增压效果与井口压力的关系来看,随着井口压力降低,预测期内采出程度提高,虽然各井区都未见到明显的拐点,但后期增幅明显降低。井口压力具体降低多少,需要结合经济评价来定。对陕45区块而言,可以考虑先采用一级增压(到井口压力为2.0 MPa的气井),后期再根据经济评价指标,决定是否继续开展二级增压(到井口压力为0.25 MPa的气井)。

井口压力为6.4 MPa(外输压力)时,单井采出程度为自然生产条件下最大采出程度,增压开采相对于自然生产而言,效果显著。从预测结果来看,以当时平均产量配产,井口压力降为0.25 MPa时,增压开采动储量采出程度提高20.1%,地质储量采出程度提高15.5%。

单井增压时间较灵活,不必进行产量调整。陕45区块内气井较多,单井产量较低,进行单井增压,工作量较大,投资也大。因此,对大量单井进行增压,显然不可行。储层物性差的低产井增压效果较差,更不适合单井增压。对于偏远的个别高产井,可以考虑单井增压。

表1 不同井口压力及配产方式下的单井增压指标预测(预测期末)

说明:a、b、c分别指3种配产方式,即按平均产量的100%、按平均产量的95%、按平均产量的90%配产。

陕45区块范围内有北1、北2、中13等3个集气站。首先保持该区块集气站目前的平均生产规模不变,调整同一集气站内单井配产,使集气站内各井稳产期一致,在此基础上进行增压效果预测。根据7组井口压力及站内当时的平均生产规模和平均生产规模的95%、90%配产,进行增压效果预测。总计21个方案,预测时间50年。预测结果见表2。

表2 不同井口压力及配产方式下的集气站增压指标预测(预测期末)

在预测期内,集气站增压与单井增压方式的增压效果及变化规律基本一致。但是,与单井增压相比,集气站增压工作量少,而且通过调整单井产量,在保持生产规模不变的情况下,能延长气井自然稳产期,推迟增压时间。在同一集气站内,地层物性、生产状况相对接近,单井调整更容易进行。因此,我们认为陕45区块应该主要采用集气站增压方式。

2.3 气藏增压的开采效果

采用气藏增压方式,就是对陕45区块内24口生产井统一增压。通过调整单井产量,使区块内各井稳产期一致,然后预测3种配产方式下的增压效果。预测结果见表3。

在预测期内,气藏增压的效果及变化规律与集气站增压、单井增压的情况基本一致。这说明在相同的配产方式下,增压方式对增压效果没有显著影响。选择何种增压方式,应该主要以经济及工程因素为依据。气藏增压在保持规模不变的情况下,通过调整单井产量,能最大程度延长气井自然稳产期,推迟增压时间。但是,陕45区块各气井的生产特征差异大,气井产量调整的难度大,而且对压缩机的功率也提出了更高的要求。因此,对于陕45区块而言,气藏增压方式也具有一定的局限性。

表3 不同井口压力及配产方式下的气藏增压指标预测(预测期末)

3 增压规模分析

在陕45区块目前的生产规模基础上,对相应的单井配产产量分别乘以0.8、0.9、1.0、1.1、1.2的系数,调整生产规模(见表4),然后预测不同的生产规模对增压效果的影响。预测结果见表5。

表4 陕45区块不同生产规模增压预测方案

表5 陕45区块不同生产规模的增压效果预测结果

在预测期末,不同的生产规模、相同的井口压力下,最终的采出程度基本一致(规模较大的,采出量略高)。可见,在陕45区块实行增压开采,只要不造成储层伤害,生产规模的大小对最终的开发效果不会有较大影响。增压规模的确定,应该主要取决于下游用户需求及气井生产能力。

相同规模下,随着井口压力下降,气井产量递减率降低;而同一井口压力下,随着规模的增加,递减率增加(见图3)。从预测的结果看,陕45区块产量提高20%,初始递减率会提高3%左右。通过调整增压规模,可以有效控制气藏产量递减现象。

图3 不同井口压力及增压规模下的气井产量初始递减率

4 结 论

(1) 在陕45区块,实行单井增压、集气站增压或气藏增压,预测期内的采收率是基本一致的。在配产相同的情况下,增压方式对采收率没有显著影响。集气站增压工程投资少,通过调节单井产量,能延长气井自然稳产期,推迟增压时间,降低生产成本。因此,应当优先考虑采用集气站增压方式。

(2) 在相同的井口压力下,预测得到的不同增压规模的采出量是基本一致的。但是,增压规模对气井产量递减率有重要影响。相同增压规模下,随着井口压力的下降,气井产量递减率会降低;同一井口压力下,随着增压规模的增加,递减率也会增加。增压规模虽然对采出量的影响不大,但通过调整增压规模,可以调节气藏产量递减速度,合理控制气藏稳产时间,这对气藏调峰具有重要意义。

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