鹽池青石峁區(qū)域探評氣井綜合利用模式研究

張 偉，李俊成，海金龍，孫一東，陳康林，李成紅，石 琳，羅凌燕

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

寧夏鹽池青石峁區(qū)域于2019 年開始進行天然氣規(guī)模勘探，并取得階段性勘探成果，提交地質(zhì)儲量近1 000×108m3。目前該區(qū)域完鉆天然氣探井及探評井69口，氣井平面分布散，區(qū)域跨度大，利用成熟管網(wǎng)模式生產(chǎn)難度較大。為有效評價勘探氣井產(chǎn)能，獲得氣井生產(chǎn)動態(tài)資料，降低氣井管理安全風險，需對試氣效果較好的天然氣井開展試采評價工作。鹽池青石峁區(qū)域位于鄂爾多斯盆地西側，屬蘇里格氣田邊部，青石峁區(qū)域氣探井綜合利用借鑒了長慶油田蘇里格模式，同時結合區(qū)域油氣疊合特點，進行優(yōu)化，形成“鹽池模式”，為后期青石峁區(qū)后期天然氣規(guī)模開發(fā)及利用提供技術指導。

1 探評氣井資源現(xiàn)狀

寧夏青石峁區(qū)域地處鄂爾多斯盆地西側天環(huán)坳陷和西緣沖斷帶，成藏地質(zhì)條件復雜，其中采油三廠礦權面積10 369 km2，油氣礦權重疊8 506 km2，區(qū)域內(nèi)盒8預測儲量993.08×108m3，占比提交預測儲量48 %。2019 年及前完鉆氣井62 口，發(fā)現(xiàn)主力含氣層位為上古生界盒8、山1、太原組。2020 年部署探評井30 口，評價井2 口，截至目前探評井完試7 口，正鉆5 口；評價井正試2 口。共獲得4×104m3以上工業(yè)氣流井13口，2×104m3～4×104m3氣井13 口，其中李57 井盒8 無阻流量16.8×104m3，李56 井盒8 無阻11.5×104m3，顯示了較大的增儲建產(chǎn)空間。今年在下古生界克里摩里、烏拉力克等頁巖層位勘探開發(fā)也取得重要發(fā)現(xiàn)，忠4 井烏拉力克試氣日產(chǎn)氣4.2×104m3，水平井忠平1（目的層烏拉力克組，水平段長1 020 m）正試氣，累計放空115×104m3，證實了該區(qū)域具有良好的資源及開發(fā)潛力，為進一步拓展性開發(fā)資源夯實了基礎。

1.1 儲層物性

具有低孔、低滲、低壓、低豐度等特征。含氣層系主要包括石盒子組下段和山西組，屬河流-三角洲沉積體系。儲集空間以巖屑溶孔、雜基溶孔等次生溶孔為主，微裂隙較發(fā)育，提高了儲層的滲流能力。盒8 段－山1段砂體厚度達20 m～30 m，砂帶寬度10 km～20 km，分布范圍非常廣，延伸距離超過200 km，砂地比達到80%以上。測井解釋孔隙度、滲透率結果分析表明，儲層孔隙度范圍為3.1 %～10.9 %，平均值為6.8 %；滲透率分布范圍為0.01 mD～9.52 mD，主要范圍為0.1 mD～0.6 mD，平均值為0.57 mD。區(qū)域不同，層位不同，略有差異，主力層位盒8 段物性相對優(yōu)于其他層位。

1.2 試氣情況

氣井試氣結果表明，太原組至烏拉力克組均有含氣，其中，盒8 段63 口，平均產(chǎn)氣量2.97×104m3/d；山1段37 口，平均產(chǎn)氣量1.95×104m3/d。盒8 段、山1 段產(chǎn)氣量主要分布于4.0×104m3/d 以下。

1.3 氣體特征

天然氣組分以CH4為主，含一定量的CO2、H2等非烴氣體，天然氣中甲烷的含量均很高，都高達95 %以上，因此青石峁區(qū)域基本上都是干氣，干燥系數(shù)在0.96以上，且有隨深度增大干燥系數(shù)增大的趨勢（見表1）。

2 探評氣井綜合利用工藝

目前針對邊遠勘探天然氣井回收主要工藝有CNG、LNG、天然氣就地發(fā)電及油田燃燒加溫加熱等綜合利用技術。針對長慶氣田邊遠氣井具有產(chǎn)能低、井口壓力變化大、平面地域分布廣、井數(shù)多等特點，且在氣井利用模式方面參照蘇里格天然氣井綜合利用實例，開展了利用工藝優(yōu)選，對比各種工藝的優(yōu)缺點，為下一步規(guī)模擴大，進一步開發(fā)氣井天然氣回收利用工藝選擇提供借鑒。

2.1 壓縮天然氣（CNG）

井口高壓天然氣[1，2]通過加熱節(jié)流，氣液脫水，壓縮機增壓壓縮生產(chǎn)CNG。其設備主要采用集成化橇裝CNG 裝置，由發(fā)電機、分離器、壓縮機、脫水裝置、加氣機及污水罐幾個部分設備構成（見圖1）。

根據(jù)氣井生產(chǎn)及壓力恢復情況，大于0.8×104m3氣井采用固定式生產(chǎn)，0.4×104m3～0.8×104m3氣井采用車載式生產(chǎn)（見圖2）。

2.2 小型橇裝液化天然氣（LNG）

井口低壓天然氣通過集氣站進入凈化系統(tǒng)，脫硫、脫酸、脫水后通過混合制冷工藝（MRC）生產(chǎn)LNG（見圖3）。其設備全部成橇，主要包含計量調(diào)壓模塊、凈化處理模塊、液化模塊、儲存模塊、裝車模塊、系統(tǒng)控制及公用工程模塊等，整個液化裝置由3～5 個橇塊組成，方便運輸安裝[3-5]。

LNG 與CNG 作為邊遠氣井利用最重要的兩種成熟技術，均有橇裝化設計、建設周期短、配設備構成：計量調(diào)壓模塊、凈化處理模塊、液化模塊、儲存模塊、裝車模塊、系統(tǒng)控制及公用工程模塊等。所有設備全部成橇，整個液化裝置由3～5 個橇塊組成，方便運輸安裝。

圖1 壓縮天然氣（CNG）生產(chǎn)示意圖

圖2 壓縮天然氣車載（CNG）生產(chǎn)示意圖

表1 青石峁氣藏氣體特征統(tǒng)計表

圖3 液化天然氣（LNG）生產(chǎn)示意圖

表2 CNG 與LNG 生產(chǎn)優(yōu)缺點對比表

LNG 與CNG 作為氣井利用最重要的兩種成熟技術，均有橇裝化設計、建設周期短、占地面積小等共性（見表2）。

2.3 生產(chǎn)生活用氣

利用輸氣管線進行輸氣，給油田生產(chǎn)區(qū)域進行供氣，有效保障原油生產(chǎn)過程破乳、脫水以及外輸?shù)募訙睾投旧钊紵瘹猓ㄒ妶D4）。

圖4 天然氣生產(chǎn)生活加溫使用示意圖

3 綜合利用方案

在勘探氣井資源分析和利用工藝優(yōu)選的基礎上，結合實際情況，按照先易后難、先高產(chǎn)后低產(chǎn)、先上古生界層位后下古生界層位、分步實施思路及原則。綜合考慮氣井氣藏地質(zhì)、井筒工程地面工藝及周圍環(huán)境等條件，開展邊遠井綜合利用工藝研究，根據(jù)勘探氣井的實際情況及氣井用途選用相應的綜合利用工藝。

3.1 選井依據(jù)及條件

試氣測試井口產(chǎn)量大于0.5×104m3/d 或無阻流量大于1×104m3/d；氣體組分不含H2S，優(yōu)選實施上古生界井；氣井井況良好，無安全隱患，易施工；位于環(huán)境敏感區(qū)之外；氣井不產(chǎn)水或產(chǎn)水量小；氣井安全風險高。

根據(jù)選井條件，篩選目前可利用氣井15 口。其中上古生界氣井14 口，下古生界層位氣井1 口。

3.2 單井生產(chǎn)工藝

由于青石峁探井基本為上古天然氣井，且采氣工況與蘇里格工況相似，根據(jù)天然氣氣質(zhì)組分，采用HYSYS 軟件模擬計算水合物形成溫度（見表3）。

表3 天然氣水合物形成溫度表

從表3 可以看出，當生產(chǎn)壓力越高，采氣管線不生成水合物的運行溫度越高。結合勘探開發(fā)初期，為簡化地面流程，降低管線運行壓力，降低投資成本，防止水合物形成，減少井間干擾，提高開井時率。針對具備井網(wǎng)配套氣井優(yōu)選技術定型：“井下節(jié)流，井口不加熱、不注醇，中低壓集氣，帶液計量，單井串接，集中生產(chǎn)”的集氣工藝。

夏秋兩季：氣溫高，不會在中壓下形成水合物，充分利用地層壓力能，采取中壓生產(chǎn)（3 MPa～5 MPa）。

冬春兩季：地溫低，采取低壓運行（＜1.5 MPa），保證正常生產(chǎn)。

3.3 實施方案

生產(chǎn)工藝技術主要采用目前成熟的回收工藝CNG、LNG 開展勘探井綜合利用，CNG 技術經(jīng)濟運距一般為100 km～150 km，LNG 技術經(jīng)濟運距大，可滿足長距離輸送。結合鹽池地區(qū)哈巴湖自然保護區(qū)，以及探評氣井地理特征，因中部屬哈巴湖自然保護區(qū)，因此將綜合利用區(qū)域分為兩個，即哈巴湖北部李3 區(qū)域和哈巴湖以南李57 區(qū)域。

依據(jù)氣井地面分布、氣井試氣情況，參考蘇里格邊緣氣井綜合利用模式，開展氣井綜合利用模式工藝優(yōu)選。李3 區(qū)域主要位于鹽池高沙窩周圍，由于氣井較為分散，平均井距離8 km 以上，采用氣井單點CNG 生產(chǎn)為主、移動CNG 生產(chǎn)為輔模式。李57 區(qū)域主要位于大水坑青山鄉(xiāng)周圍，屬于油氣疊合區(qū)域，主要采用系統(tǒng)管網(wǎng)集中生產(chǎn)LNG 以及油田生產(chǎn)生活加溫使用。

3.4 現(xiàn)場實施情況及效果

2019 年10 月以來，現(xiàn)場開展先導性試驗，配套6套橇裝CNG、1 套移動CNG，建設LNG 站點1 座（一期建設2×104m3）。

北部李3 區(qū)域：分布43 口氣井，配套5 套橇裝CNG和1 套移動CNG，目前生產(chǎn)7 口，平均油壓18.4 MPa，日產(chǎn)約5×104m3，全部為CNG 產(chǎn)品。

南部李57 區(qū)域：分布26 口氣井，配套1 套橇裝CNG，同時在峰二集氣站附近建設LNG 站點1 座，目前生產(chǎn)8 口，平均油壓15.9 MPa，日產(chǎn)約7×104m3。其中CNG 產(chǎn)品0.5×104m3，LNG 產(chǎn)品用氣1.5×104m3，剩余5×104m3經(jīng)過管輸保證紅井子、大水坑以及采油五廠姬四聯(lián)、生活基地等生產(chǎn)生活加溫使用。對15 口氣井生產(chǎn)情況跟蹤分析，通過現(xiàn)場試采開發(fā)試驗表明，目前處于勘探開發(fā)初級階段，天然氣回收綜合利用方案合理可行，能夠有效評價勘探氣井產(chǎn)能，為后期青石峁區(qū)域規(guī)模性開發(fā)具有較好的指導意義（見表4）。

表4 天然氣綜合利用統(tǒng)計表

4 結語

（1）建立了區(qū)域集中與單井單點相結合的勘探氣井綜合利用方式，優(yōu)選適用的天然氣回收利用工藝，利用固定橇裝CNG 與移動CNG 確保氣井連續(xù)與間歇生產(chǎn)，提高生產(chǎn)時率，形成了青石峁地區(qū)油氣疊合區(qū)天然氣綜合利用的“鹽池模式”。

（2）開展青石峁區(qū)域勘探氣井綜合利用，通過探井試采實現(xiàn)了產(chǎn)能快速評價、儲量快速升級、富集區(qū)快速落實、規(guī)模開發(fā)進程提速，進一步證實了該區(qū)含氣普遍、氣層分布穩(wěn)定、勘探潛力大，有望成為長慶油田規(guī)模增儲新場面、戰(zhàn)略發(fā)現(xiàn)新領域。

（3）青石峁區(qū)域盒8 層主力層區(qū)域上位于富水區(qū)，氣水關系復雜，氣井試氣及試采產(chǎn)水需進一步識別判斷，為后期大規(guī)模開發(fā)，需提前考慮儲備排水采氣工藝技術。

（4）結合后期哈巴湖北部區(qū)域的勘探評價井的部署，計劃開展北部區(qū)域氣網(wǎng)建設規(guī)劃，集中生產(chǎn)LNG，目前方案正在進一步論證。