增壓開采技術在大牛地氣田的應用

曹赟

(中石化華北油氣分公司采氣一廠，河南 鄭州 450006)

增壓開采技術在大牛地氣田的應用

曹赟

(中石化華北油氣分公司采氣一廠，河南 鄭州 450006)

[摘要]隨著氣田開采的不斷深入，氣井壓力和產能逐漸降低，為了充分發揮氣井產能，滿足氣田開發需要，需要進行增壓開采。通過軟件模擬和增壓前后氣井生產數據分析，明確了單井壓力下降規律和產量遞減規律，確定了增壓開采期合理配產原則、廢棄壓力和采收率。通過軟件模擬分析管網的集輸氣能力，確定管網的增壓時機，制定了增壓運行方案。

[關鍵詞]氣田開采；增壓開采；廢棄壓力；采收率；增壓時機；大牛地氣田

大牛地氣田位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡北部，屬于致密低滲巖性圈閉氣藏。自2003年開始進行天然氣開發先導性試驗以來，隨著氣田開采的不斷深入，氣井壓力和產能逐漸降低。為了充分發揮氣井產能，滿足氣田開發需要，需要進行增壓開采。筆者通過增壓前后氣井生產數據分析，明確了單井壓力下降規律和產量遞減規律，確定了增壓開采期合理配產原則、廢棄壓力和采收率，最終形成了增壓開采技術，提高采收率4.84%。

1增壓氣井生產規律及穩產技術

1.1氣藏產能遞減規律分析

在單井分析的基礎上，通過對單井生產數據做歸一化處理，按投產年份的不同分別計算了各投產年份氣井的遞減速率。以2005年投產氣井為例，由圖1可見，2005年投產氣井在2010年開始進入定壓生產階段，產氣量開始遞減，其遞減特征符合指數遞減，根據指數遞減方程求得該年份井月遞減速率為12.4%。

圖1　2005年投產氣井生產動態曲線圖

投產年份井數/口遞減率/%2003158.4220042014.36200520012.37200614411.4020071429.43200810210.422009705.3520109417.96

根據上述分析方法，完成2003～2013年各年份投產直井的遞減速率分析，結果如表1所示。由表1可見，2003～2010年投產的直井均出現不同程度的遞減，2013年總計遞減產量3×108m3，而2011～2013年投產的氣井由于尚在穩產期未出現遞減。

1.2增壓合理配產及穩產期預測

為了氣田長期穩定生產，增壓開采條件下氣井合理配產應遵循以下原則[1，2]：①配產能夠保證合理的采氣速度，獲得較好的經濟效益；②配產能保證氣井有較長的穩產期；③配產能在較長時期內滿足氣井正常攜液需求。

該次直井的合理配產研究是以不穩定流動理論為基礎，根據當時的油壓及模擬后的井口壓力和設計穩產時間計算合理壓降控制范圍，并根據單井壓力情況反算出其理論上的穩產時間，建立單井Topaze模型進行單井模擬和預測。合理壓降范圍即：按照穩產2.5年(壓降>0.004MPa)確定增壓后最小產氣量，按照穩產1年(壓降<0.01MPa)確定增壓后最大產氣量。最后，將模擬結果與實際進行對接并修正后得到單井配產方案。

以D-X1井為例，該井預測時油壓6.58MPa、套壓6.92MPa，位于X號集氣站，目前X號站出站壓力4.75MPa，考慮二級節流壓差以及管線壓力損耗，計算D-X1井所需最低井口壓力為5.35MPa，一期增壓最低井口限壓為2.6MPa，二期增壓最低井口限壓為0.5MPa。擬合該井生產歷史，并按照增壓前產量(2.3×104m3/d)進行定產降壓預測，當生產416d后，也就是2013年10月21日，井口壓力降至5.35MPa，達到井口限壓，需要進行一期增壓開采，否則需下調配產。增壓后繼續按2.3×104m3/d進行生產。當生產630d后，也就是2015年7月13日，井口壓力降至2.6MPa，需要進行二期增壓開采。

該次共研究1121口井(其中945口直井)增壓后的合理配產，匯總單井配產預測結果得到了所有直井在最大和最小壓降下的配產值，如表2所示。

表2　氣井在最大、最小壓降下產量調整情況

由表2可見，在最小壓降下可上調的井有79口，上調量為18.09×104m3/d，下調井數為412口，下調量為151.08×104m3/d，在0.004MPa/d壓降速率條件下，采氣速度偏低。

在最大壓降下可上調的井有369口，上調量為126.84×104m3/d，下調井數為124口，下調量為43.55×104m3/d。由于直井壓力整體較低，因此0.01MPa/d的壓降速率過快，增壓后穩產期縮短近60%。因此，綜合上述研究結果，建議增壓后直井配產保持增壓前水平，穩產期為1.5a左右。

1.3一期增壓采收率預測

1.3.1一期增壓開采下廢棄壓力的確定

氣藏廢棄壓力的計算方法較多，綜合考慮大牛地氣田開發階段、資料狀況及各計算方法適用條件，確定采用垂直管流法。

增壓后集輸管線出站壓力限制為2.6MPa。在計算過程中，井口油壓取2.6MPa，通過計算確定了實施增壓后DKX1井區廢棄地層壓力為5.32MPa，DKX2井區和DKX3井區均為5.29MPa，DKX4井區廢棄地層壓力為5.17MPa，大牛地氣田平均廢棄地層壓力為5.27MPa，平均可降低廢棄地層壓力2.71MPa。

1.3.2一期增壓開采下采收率的確定

1)物質平衡法確定由于大牛地氣田為巖性控制氣藏，無邊底水，驅動能量主要為彈性氣驅，適用于定容封閉氣藏物質平衡方程。物質平衡方程方法計算的采收率為動態儲量采收率。

2)不穩定流動法確定利用井口壓力隨生產時間的變化情況，結合PVT(壓力-體積-溫度)參數，通過重整流量或壓力及積分，繪制雙對數曲線、Blasingame曲線，與典型圖版擬合，確定儲層裂縫半長、滲透率等參數，最后通過生產壓力、產量歷史擬合所建模型的可靠性，在模型檢驗的基礎上預測生產動態。該方法所需的數據主要包含：生產時間、油壓、套壓、日產氣量、日產水量、日產油量、流體分析數據、儲層基本參數等。

根據現有實際生產數據，對單井遞減規律的分析采用如下思路[4]：①收集整理單井的生產數據并繪制采氣曲線，從中挑選出盡可能以自然規律為主，人為干擾因素少的氣井，排除因油套不連通或者未完全連通等原因造成的壓力數據異常氣井；②根據實際生產數據，并結合儲層參數、PVT參數，通過專業動態分析軟件繪制特征曲線；③選擇相應的井筒、儲層模型，將繪制的特征曲線和雙對數/Blasingame標準曲線圖版擬合，通過匹配點數據和相關公式計算儲層參數，最后根據分析公式預測未來生產動態，結果見表3。

表3　不同時期各盒子組三段采收率的預測

考慮單井定壓降產后的產量，單井最終采收率的計算取小于1300m3/d產量為廢棄產量，通過累計已經生產的產量加上預測的產量，計算最終的采收率。因此，綜合物質平衡法和不穩定流動法分析認為：增壓后采收率可達35.73%，提高采收率4.84%(表4)。

表4　采收率綜合取值

2集輸管網增壓運行優化研究

2.1集輸管網增壓時機和增壓方式確定

2.1.1增壓前輸氣能力

按照增壓前的管網結構，增壓前管網的最大輸氣能力如表5所示。

表5　增壓前管網最大輸氣能力

表6　增壓后管網最大輸氣能力預測

2.1.2增壓后輸氣能力預測

由于X2線內有積液，增壓后X2線上游集氣站出站壓力依然較高，在保證增壓效果的情況下，模擬管網輸氣能力時需要限定集氣站出站壓力。設置壓縮機入口壓力為2MPa，出站壓力限壓3.5MPa，預測得到目前管網結構下最大集輸氣能力，結果見表6。

2.1.3增壓時機和增壓方式確定

如果不增壓管網將無法完成1100×104m3/d的輸氣任務，部分集氣站出現超壓情況，所以在此之前必須增壓。增壓方案如下：①僅X1線和X3線增壓，X2線不增壓；②壓縮機進口壓力2MPa，集氣站限壓3.5MPa；③X號站投運，進入X2線補充產量。

至于X2線的增壓時機，要考慮X2線的輸氣能力和給X7線供氣提出相應的解決方案。通過模擬得知，當X站投產后輸氣量超過50×104m3/d、X2線輸量超過185×104m3/d時，X2線即開始出現超壓情況。X2線增壓后壓力降低，將無法滿足X7線要求，屆時將有X10號站給X7線供氣。

2.2管網適用性分析

2.2.1分析指標

結合大牛地氣田管道運行現狀，選擇合適的評價指標，從而形成適合于大牛地氣田管網的管道運行能效評價指標體系。由于影響因素較多，為方便指標的建立，將天然氣管網分為站場和管段兩大類，評價指標如表7所示[5，6]。

表7　集輸管網分析指標

根據實際情況，針對大牛地氣田集輸管網的適用性分析，其主要特點如下：①假定大牛地氣田管網為等溫輸氣管道，因此不考慮溫度指標；②采用仿真模擬，假定管網輸送過程中不存在損耗，因此不考慮管線損輸比和站內壓降；③主要目的是對管網適用性進行分析，因此不考慮人員生活能耗；④無法測得增壓后壓縮機的實際能耗等數據，因此不考慮壓縮機效率、站場運行效率。

綜合考慮確定以單位長度壓力降、干線壓降、集氣站出站壓力、管網集輸氣能力4個指標為例來說明集輸管網適用性分析的主要思路。

2.2.2增壓后集輸管網適應性分析

1)單位長度壓降2014年清管后增壓模型根據2014年2月5日生產數據，計算2014年增壓管網的分析指標，對清管后增壓模型的適應性進行分析。壓縮機入口壓力為2.09MPa，首先計算單位長度管線的壓降，找出壓降較大的管線。部分管線尚未采取優化措施，仍存在問題的管線需要采取進一步優化措施，主要有X10-X12線、X13-X14線、X15-X16線、X17-X1號閥室、X18-X19線、X20-X21線。

2)干線壓降基于2014年清管后增壓模型的模擬結果，計算了干線壓降及單位長度輸量的壓降，結果見表8。

表8　增壓后干線壓降及單位長度輸量壓降計算結果(壓縮機入口壓力2.09MPa)

從表8可以看出，清管增壓后壓縮機入口壓力為2.09MPa，相比于增壓預測管網運行壓力大，輸量大，而干線壓降及單位長度輸量壓降明顯降低，說明優化措施效果顯著，而X2線在單位長度輸量下的壓降最大，說明清管后X2線部分管線摩阻仍相對較大，需進一步采取優化措施。

3)集氣站出站壓力運行2014年清管后增壓模型，壓縮機進口壓力為2.09MPa下的集氣站出站壓力分干線統計。壓縮機入口壓力為2.09MPa時，X3線集氣站最大出站壓力為2.63MPa，X1線集氣站最大出站壓力為2.58MPa，而X2線集氣站最大出站壓力為3.06MPa，均滿足管網承壓要求。

2.3增壓集輸管網運行優化建議

2.3.1存在問題的管線

根據增壓后干線壓降計算結果，X2線和X3線中部分管線摩阻較大，考慮到X2線超壓的可能性，主要對單位長度壓降較大和對X2線集氣站出站壓力影響較大的管線進行優化。根據集輸管網模型模擬結果，管線粗糙度較大的主要原因是管中積液，而管徑小、輸量大則導致“瓶頸效應”的產生，確定的單位長度壓降較大管線和對X2線集氣站出站壓力影響較大的管線如表9所示。

表9　存在問題的管線及原因

2.3.2集輸管網優化方案

根據氣田特點，對于干線可行的優化方法有：清管、調整管線布局；對于集氣站管線，可行的優化方法有：清管、敷設副管及調整管線布局[7～9]。考慮到氣田管網優化時要盡可能不新建管線，因此，根據管線存在的問題及原因，確定的優化方案為：干線采取清管措施，集氣站管線采取清管、敷設副管或調整布局措施。

對于“積液”管線，通過清管來降低摩阻。針對“瓶頸效應”的管線，X10-X11和X12-X13號站管線敷設副管，新建X5-X2號站管線。基于增壓管網預測模型，根據方案調整管線進行模擬，優化后管線參數如表10所示。

表10　優化后管線單位長度壓降

3結論

1)增壓后保持定產生產的機制，平均穩產期可以延長1.5a左右。

2)增壓后大牛地氣田平均廢棄地層壓力降為5.27MPa，采收率可達35.73%，提高采收率4.84%。

3)增壓后管網的輸送能力從1051×104m3/d增加到了1248×104m3/d，增加了197×104m3/d。對于管網摩阻增大、“瓶頸效應”等問題可以通過清管、敷設副管或調整布局等措施予以解決。

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[編輯]黃鸝

[收稿日期]2016-03-25

[作者簡介]曹赟(1981-)，男，工程師，現主要從事天然氣開采與地面工程方面的工作，272307290@qq.com。

[中圖分類號]TE375

[文獻標志碼]A

[文章編號]1673-1409(2016)20-0062-06

[引著格式]曹赟.增壓開采技術在大牛地氣田的應用[J].長江大學學報(自科版), 2016,13(20):62～67.