陕45区块增压开采方案设计及效果分析

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。