盐池青石峁区域探评气井综合利用模式研究

2021-01-20李俊成海金龙孙一东陈康林李成红罗凌燕

石油化工应用 2020年12期

张伟，李俊成，海金龙，孙一东，陈康林，李成红，石琳，罗凌燕

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750006）

宁夏盐池青石峁区域于2019 年开始进行天然气规模勘探，并取得阶段性勘探成果，提交地质储量近1 000×108m3。目前该区域完钻天然气探井及探评井69口，气井平面分布散，区域跨度大，利用成熟管网模式生产难度较大。为有效评价勘探气井产能，获得气井生产动态资料，降低气井管理安全风险，需对试气效果较好的天然气井开展试采评价工作。盐池青石峁区域位于鄂尔多斯盆地西侧，属苏里格气田边部，青石峁区域气探井综合利用借鉴了长庆油田苏里格模式，同时结合区域油气叠合特点，进行优化，形成“盐池模式”，为后期青石峁区后期天然气规模开发及利用提供技术指导。

1 探评气井资源现状

宁夏青石峁区域地处鄂尔多斯盆地西侧天环坳陷和西缘冲断带，成藏地质条件复杂，其中采油三厂矿权面积10 369 km2，油气矿权重叠8 506 km2，区域内盒8预测储量993.08×108m3，占比提交预测储量48 %。2019 年及前完钻气井62 口，发现主力含气层位为上古生界盒8、山1、太原组。2020 年部署探评井30 口，评价井2 口，截至目前探评井完试7 口，正钻5 口；评价井正试2 口。共获得4×104m3以上工业气流井13口，2×104m3～4×104m3气井13 口，其中李57 井盒8 无阻流量16.8×104m3，李56 井盒8 无阻11.5×104m3，显示了较大的增储建产空间。今年在下古生界克里摩里、乌拉力克等页岩层位勘探开发也取得重要发现，忠4 井乌拉力克试气日产气4.2×104m3，水平井忠平1（目的层乌拉力克组，水平段长1 020 m）正试气，累计放空115×104m3，证实了该区域具有良好的资源及开发潜力，为进一步拓展性开发资源夯实了基础。

1.1 储层物性

具有低孔、低渗、低压、低丰度等特征。含气层系主要包括石盒子组下段和山西组，属河流-三角洲沉积体系。储集空间以岩屑溶孔、杂基溶孔等次生溶孔为主，微裂隙较发育，提高了储层的渗流能力。盒8 段－山1段砂体厚度达20 m～30 m，砂带宽度10 km～20 km，分布范围非常广，延伸距离超过200 km，砂地比达到80%以上。测井解释孔隙度、渗透率结果分析表明，储层孔隙度范围为3.1 %～10.9 %，平均值为6.8 %；渗透率分布范围为0.01 mD～9.52 mD，主要范围为0.1 mD～0.6 mD，平均值为0.57 mD。区域不同，层位不同，略有差异，主力层位盒8 段物性相对优于其他层位。

1.2 试气情况

气井试气结果表明，太原组至乌拉力克组均有含气，其中，盒8 段63 口，平均产气量2.97×104m3/d；山1段37 口，平均产气量1.95×104m3/d。盒8 段、山1 段产气量主要分布于4.0×104m3/d 以下。

1.3 气体特征

天然气组分以CH4为主，含一定量的CO2、H2等非烃气体，天然气中甲烷的含量均很高，都高达95 %以上，因此青石峁区域基本上都是干气，干燥系数在0.96以上，且有随深度增大干燥系数增大的趋势（见表1）。

2 探评气井综合利用工艺

目前针对边远勘探天然气井回收主要工艺有CNG、LNG、天然气就地发电及油田燃烧加温加热等综合利用技术。针对长庆气田边远气井具有产能低、井口压力变化大、平面地域分布广、井数多等特点，且在气井利用模式方面参照苏里格天然气井综合利用实例，开展了利用工艺优选，对比各种工艺的优缺点，为下一步规模扩大，进一步开发气井天然气回收利用工艺选择提供借鉴。

2.1 压缩天然气（CNG）

井口高压天然气[1，2]通过加热节流，气液脱水，压缩机增压压缩生产CNG。其设备主要采用集成化橇装CNG 装置，由发电机、分离器、压缩机、脱水装置、加气机及污水罐几个部分设备构成（见图1）。

根据气井生产及压力恢复情况，大于0.8×104m3气井采用固定式生产，0.4×104m3～0.8×104m3气井采用车载式生产（见图2）。

2.2 小型橇装液化天然气（LNG）

井口低压天然气通过集气站进入净化系统，脱硫、脱酸、脱水后通过混合制冷工艺（MRC）生产LNG（见图3）。其设备全部成橇，主要包含计量调压模块、净化处理模块、液化模块、储存模块、装车模块、系统控制及公用工程模块等，整个液化装置由3～5 个橇块组成，方便运输安装[3-5]。

LNG 与CNG 作为边远气井利用最重要的两种成熟技术，均有橇装化设计、建设周期短、配设备构成：计量调压模块、净化处理模块、液化模块、储存模块、装车模块、系统控制及公用工程模块等。所有设备全部成橇，整个液化装置由3～5 个橇块组成，方便运输安装。

图1 压缩天然气（CNG）生产示意图

图2 压缩天然气车载（CNG）生产示意图

表1 青石峁气藏气体特征统计表

图3 液化天然气（LNG）生产示意图

表2 CNG 与LNG 生产优缺点对比表

LNG 与CNG 作为气井利用最重要的两种成熟技术，均有橇装化设计、建设周期短、占地面积小等共性（见表2）。

2.3 生产生活用气

利用输气管线进行输气，给油田生产区域进行供气，有效保障原油生产过程破乳、脱水以及外输的加温和冬季生活燃烧暖气（见图4）。

图4 天然气生产生活加温使用示意图

3 综合利用方案

在勘探气井资源分析和利用工艺优选的基础上，结合实际情况，按照先易后难、先高产后低产、先上古生界层位后下古生界层位、分步实施思路及原则。综合考虑气井气藏地质、井筒工程地面工艺及周围环境等条件，开展边远井综合利用工艺研究，根据勘探气井的实际情况及气井用途选用相应的综合利用工艺。

3.1 选井依据及条件

试气测试井口产量大于0.5×104m3/d 或无阻流量大于1×104m3/d；气体组分不含H2S，优选实施上古生界井；气井井况良好，无安全隐患，易施工；位于环境敏感区之外；气井不产水或产水量小；气井安全风险高。

根据选井条件，筛选目前可利用气井15 口。其中上古生界气井14 口，下古生界层位气井1 口。

3.2 单井生产工艺

由于青石峁探井基本为上古天然气井，且采气工况与苏里格工况相似，根据天然气气质组分，采用HYSYS 软件模拟计算水合物形成温度（见表3）。

表3 天然气水合物形成温度表

从表3 可以看出，当生产压力越高，采气管线不生成水合物的运行温度越高。结合勘探开发初期，为简化地面流程，降低管线运行压力，降低投资成本，防止水合物形成，减少井间干扰，提高开井时率。针对具备井网配套气井优选技术定型：“井下节流，井口不加热、不注醇，中低压集气，带液计量，单井串接，集中生产”的集气工艺。

夏秋两季：气温高，不会在中压下形成水合物，充分利用地层压力能，采取中压生产（3 MPa～5 MPa）。

冬春两季：地温低，采取低压运行（＜1.5 MPa），保证正常生产。

3.3 实施方案

生产工艺技术主要采用目前成熟的回收工艺CNG、LNG 开展勘探井综合利用，CNG 技术经济运距一般为100 km～150 km，LNG 技术经济运距大，可满足长距离输送。结合盐池地区哈巴湖自然保护区，以及探评气井地理特征，因中部属哈巴湖自然保护区，因此将综合利用区域分为两个，即哈巴湖北部李3 区域和哈巴湖以南李57 区域。

依据气井地面分布、气井试气情况，参考苏里格边缘气井综合利用模式，开展气井综合利用模式工艺优选。李3 区域主要位于盐池高沙窝周围，由于气井较为分散，平均井距离8 km 以上，采用气井单点CNG 生产为主、移动CNG 生产为辅模式。李57 区域主要位于大水坑青山乡周围，属于油气叠合区域，主要采用系统管网集中生产LNG 以及油田生产生活加温使用。

3.4 现场实施情况及效果

2019 年10 月以来，现场开展先导性试验，配套6套橇装CNG、1 套移动CNG，建设LNG 站点1 座（一期建设2×104m3）。

北部李3 区域：分布43 口气井，配套5 套橇装CNG和1 套移动CNG，目前生产7 口，平均油压18.4 MPa，日产约5×104m3，全部为CNG 产品。

南部李57 区域：分布26 口气井，配套1 套橇装CNG，同时在峰二集气站附近建设LNG 站点1 座，目前生产8 口，平均油压15.9 MPa，日产约7×104m3。其中CNG 产品0.5×104m3，LNG 产品用气1.5×104m3，剩余5×104m3经过管输保证红井子、大水坑以及采油五厂姬四联、生活基地等生产生活加温使用。对15 口气井生产情况跟踪分析，通过现场试采开发试验表明，目前处于勘探开发初级阶段，天然气回收综合利用方案合理可行，能够有效评价勘探气井产能，为后期青石峁区域规模性开发具有较好的指导意义（见表4）。