川西致密砂巖氣田開發(fā)后期增壓開采技術(shù)

1、 第17卷第5期四川文理學(xué)院學(xué)報(自然科學(xué) Vol . 17No . 5S i chuan Un i versity of Arts and Sc i ence Journa l(Na tura l Sc i ence Ed iti on2007年9月Sep . 2007川西致密砂巖氣田開發(fā)后期增壓開采技術(shù)孟慶華(中石化西南分公司工程技術(shù)研究院, 四川德陽618000【摘要】采用Re O 軟件對川西致密砂巖氣田氣藏生產(chǎn)系統(tǒng)進行建模并進行了增壓開采方案優(yōu)化模擬。研究表明, 新場氣田以川孝161、163、156三個井區(qū)為單元進行整體增壓開采, 洛帶氣田以金堂、文安、西平三個增壓站進行整體增壓開采,

2、 氣藏單井平均采收率可提高8. 59%。整體增壓開采不僅能較快收回全部投資, 而且能獲得較好開發(fā)效益?！娟P(guān)鍵詞】川西; 致密砂巖氣田; 增壓開采; 經(jīng)濟評價中圖分類號TE375文獻標(biāo)識碼A( -030前言7個, 氣藏17個, 儲層類型主要是低滲、低中孔的碎屑砂巖, 氣藏屬于常壓、定容封閉彈性氣驅(qū)氣藏, 目前大部分氣藏已進入遞減期。一方面, 受儲層特征限制, 已開發(fā)儲量采出程度低(19. 2% , 剩余可采儲量大(已開發(fā)剩余開采儲量83為176. 19×10m ; 另一方面, 受用戶和管網(wǎng)壓力制約, 大33MPa, 井口油壓大于3. 0MPa 的井僅占10%, 而小于2. 0MPa 的

3、生產(chǎn)井占總生產(chǎn)井?dāng)?shù)的一半。洛帶氣田遂寧組氣藏發(fā)現(xiàn)于2000年5月, 氣藏正處于開發(fā)建設(shè)期, 目前氣藏氣井井口平均油壓為6. 78MPa, 其中氣井井口油壓低于5. 0MPa 的氣井為37口。新場氣田蓬一氣藏已累計采出天然氣28. 87×10m , 已開發(fā)儲量采出程度為40. 72%, 剩余可采儲量為10. 51×10m ; 蓬二氣藏已開發(fā)儲量采出程度為35. 46%, 剩8383部分氣井在管網(wǎng)中不能維持正常生產(chǎn)。同時, 隨著氣田進入開發(fā)后期, 先期取得較好開采效果的泡沫排水工藝、高低壓分輸工藝開采效果越來越差, 氣田開發(fā)經(jīng)濟效益逐漸變差。為了提高氣田綜合開采效益, 提高氣藏

4、采收率, 有必要實施增壓開采工藝技術(shù)。1, 2余可采儲量為14. 68×10m ; 沙溪廟組氣藏已開發(fā)儲量采出程度為13. 06%。氣藏剩余可采儲量為94. 81×10m 。洛帶氣田蓬萊鎮(zhèn)組氣藏已開發(fā)儲量采出程度為20. 44%, 遂寧組氣藏剩余天然氣可采儲量為56. 01×10m 。從上述數(shù)據(jù)看出, 新場氣田蓬萊鎮(zhèn)組氣藏、沙溪廟組氣藏和洛帶氣田蓬萊鎮(zhèn)組氣藏、遂寧組氣藏采出程度均較低, 氣藏剩余儲量大, 提高氣藏采收率是氣藏目前開采中的技術(shù)難點。38383831氣藏基本特征及開采現(xiàn)狀從川西氣田各氣藏所處開發(fā)階段來看, 洛帶JP 、JS N 11+2氣藏目前處于建產(chǎn)

5、期, 新都、馬井氣田目前處于試2川西氣田整體增壓開采方案優(yōu)化采用Re O 軟件設(shè)置氣藏整體增壓開采目標(biāo)函數(shù), 通過氣田外輸量及壓力、氣價、氣井產(chǎn)能、輸送管線參數(shù)等條件約束設(shè)置, 采用非線性方程描述天然氣在氣井、集輸站場、管網(wǎng)、增壓站等環(huán)節(jié)流動規(guī)律, 運用線性規(guī)劃原理將非線性方程線性化并進行逐步迭代逼近, 滿足目標(biāo)函數(shù)條件下氣藏整體增壓開采產(chǎn)量最大、增壓機組及功率消耗最少對應(yīng)的氣藏各種生產(chǎn)參數(shù)即為最優(yōu)化參數(shù), 對應(yīng)的增壓開采方案即為最優(yōu)方案。其主要特點是對全生產(chǎn)過程整體優(yōu)化, 實現(xiàn)全氣田管網(wǎng)與產(chǎn)量配置相協(xié)調(diào), 使氣田最優(yōu)化生產(chǎn)。對全氣田生產(chǎn)系統(tǒng)進行整體優(yōu)化, 數(shù)學(xué)模型反映了采期, 新場氣田JS2

6、氣藏處于穩(wěn)產(chǎn)期, 其余氣藏目前均已進入遞減期。新場氣田蓬一氣藏目前生產(chǎn)井平均井口壓力僅1. 18MPa, 蓬二氣藏目前生產(chǎn)井平均井口壓力為1. 25MPa 。新場氣田沙溪廟組氣藏目前氣藏平均井口壓力為9. 78MPa, 比氣井生產(chǎn)初期下降了1018MPa 以上, 目前井口壓力已不到初期的50%, 井口油壓低于10MPa 的井已超過一半以上, 新場沙溪廟組氣藏老井降壓的潛力已非常有限, 將很快進入定壓降產(chǎn)階段, 遞減率將進一步增大。洛帶氣田蓬萊鎮(zhèn)組氣藏發(fā)現(xiàn)于1997年6月, 大部分生產(chǎn)井已進入了低壓低產(chǎn)階段。氣藏內(nèi)氣井井口壓力低,3收稿日期20070321作者簡介孟慶華(1973 , 男, 湖北

7、荊門人, 工程師, 碩士, 主要從事天然氣地面工程設(shè)計與研究。43 2007年第5期孟慶華:川西致密砂巖氣田開發(fā)后期增壓開采技術(shù)天然氣從地層-井底-井口-氣嘴-集輸站場-增壓站-集輸管線的流動規(guī)律, 天然氣在全過程流動中非線性優(yōu)1. 5MPa , 其中2006年有58口氣井, 2007年有70口氣井, 2008年有45口氣井, 2009年有27口氣井, 2010年有12化數(shù)學(xué)模型為:4, 5, 6n口氣井。3. 3增壓站增壓規(guī)模22目標(biāo)函數(shù):max (m in Y =i Q sci c i=1不同階段流動規(guī)律:p R i -p w fi =a i Q sci +b i Q scip w fi

8、=p tci exp (2s i +1. 324×1022-1822為保證增壓站的正常運行, 增壓站的裝機容量一般應(yīng)留有25%50%的余地。新場氣田川孝156井區(qū)增壓開采裝機容量取12×10m /d; 川孝163井區(qū)產(chǎn)量規(guī)模在16. 4523. 59×10m /d, 壓縮機的最大功率為458K W , 現(xiàn)4343f (TZQ sci d i5exp (2S i -1其中S i 0. 03415g H iT i Z ip 2t p 1t 有的機組能滿足要求; 川孝161井區(qū)產(chǎn)量規(guī)模在k氣流經(jīng)過氣嘴為非臨界流, 即Q sci =k +1-k +1k +116. 521

9、. 1×10m /d, 壓縮機的最大功率為254K W , 對川43孝161增壓站壓縮機氣缸進行更換后, 能夠滿足該區(qū)域氣k4. 066×10p i di32-p 2t p 1tp 2i p 1ip 2i p 1i井的增壓開采需要。洛帶氣田金堂增壓站井區(qū)規(guī)劃壓縮機規(guī)模為30×10m /d; 20×m /d; d 。4343gi T 1i Z 1i氣流經(jīng)過氣嘴為臨界流, 即Q sci =< k +1k 14. 066×10p 1i d i32p 1j 2j221i ip scj k -1n i =1k 2-(k +1 k -1新場氣田蓬萊鎮(zhèn)

10、組氣藏新進入增壓開采54口井累計剩余自然開采可采儲量為2. 3910×10m , 增壓開采可采儲量為3. 1885×10m , 預(yù)測增壓后可增加采氣量為0. 7975×10m , 可提高采收率8. 59%。沙溪廟組氣藏在838383Q sci =0. 0037. jgi L j Z j kN =16. 883p 1V 1(-1nQ sci Q scj Q sci Q scj S sci 0i =1“十一五”期間進入增壓開采的19口井, 實施增壓開采后3式中:天然氣銷售款; c i 天然氣價格, 元/m;P R i 地層壓力,M Pa; P wft 井底流動壓力,M

11、 Pa; Q sci 可增加采氣量為1. 09×10m 。洛帶氣田蓬萊鎮(zhèn)組氣藏氣井實施增壓開采后可增加采氣量為1. 4×10m 。洛帶氣田遂寧組氣藏在“十一五”期間增壓開采的62口氣井實施增壓開采后可增加采氣量為2. 73×10m 。根據(jù)財務(wù)現(xiàn)金流量表, 稅后財務(wù)內(nèi)部收益率為28. 64%, 稅后投資回收期為4. 76年, 稅后財務(wù)凈現(xiàn)值為3346. 6萬元; 稅前財務(wù)內(nèi)部收益率為45. 23%, 稅前投資回收期為3. 19年, 各項指標(biāo)均能滿足行業(yè)基準要求, 該項目經(jīng)濟上可行。838383氣井產(chǎn)氣量, m /d; Q scj 地面輸氣量, m /d; N s 壓

12、縮機實際所需功率; 壓縮比, p 2/p 1。333川西氣田整體增壓開采方案根據(jù)川西氣田氣藏氣井及集輸站場、地面管網(wǎng)分布采用Re O 優(yōu)化軟件對20余種方案進行增壓開采模擬, 得出的整體增壓開采方案如下:3. 1增壓開采井區(qū)的選擇5結(jié)論5. 1根據(jù)對川西氣田已建的川孝163增壓站的效果新場氣田設(shè)置三個增壓開采井區(qū), 即川孝161增壓開采井區(qū)對氣田西區(qū)進行增壓開采、川孝163增壓開采井區(qū)對氣田中部進行增壓開采、川孝156增壓開采井區(qū)對東部川孝156、新淺43井區(qū)進行增壓開采, 氣藏開發(fā)效益較好。新場氣田沙溪廟組氣藏的增壓開采考慮充分利用蓬萊鎮(zhèn)組氣藏增壓站來實現(xiàn)氣井的增壓開采。根據(jù)洛帶氣田氣井和管

13、網(wǎng)分布情況, 為充分利用現(xiàn)有地面集輸系統(tǒng), 洛帶氣田考慮設(shè)置三個井區(qū), 即金堂井區(qū)、文安井區(qū)和西平井區(qū)實現(xiàn)“十一五”期間及后期整個氣田的增壓開采。3. 2氣井增壓開采時機分析, 其增壓開采效果顯著, 是川西致密砂巖氣田開發(fā)后期提高采收率的主要途徑之一。5. 2研究表明分井區(qū)對川西致密砂巖氣田各氣藏進行整體增壓, 可滿足全氣藏增壓開采及增產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)需要。對氣藏實施整體增壓開采, 不僅能較快收回開采投資, 而且能獲得較好的開采效益。5. 3川西致密砂巖氣田增壓工藝成熟、技術(shù)可靠、效益可觀, 對處于中后期開采的氣田提高采出程度和油氣田開發(fā)管理水平、促進效益開發(fā)、消除環(huán)境污染意義重大, 具有重要推廣價值

14、。下一步應(yīng)在壓縮機隔音降噪上加以改進和完善。根據(jù)對新場氣田蓬萊鎮(zhèn)組氣藏、沙溪廟組氣藏和洛帶氣田蓬萊鎮(zhèn)組氣藏、沙溪廟組氣藏氣井壓力預(yù)測, 在“十一五”期間, 新場、洛帶氣田共有212口氣井壓力將低于44 孟慶華:川西致密砂巖氣田開發(fā)后期增壓開采技術(shù)2007年第5期參考文獻:1王雨生. 新場氣田蓬萊鎮(zhèn)組氣藏整體增壓開采方案4黃炳光, 劉蜀知. 實用油藏工程與動態(tài)分析方法M.北京:石油工業(yè)出版社, 1998:1-62.5陳平, 樊洪, 漆明勇. 川中低滲油田開發(fā)后期伴研究J .西南石油學(xué)院學(xué)報, 2005(5 :40-43.2王玉文, 趙紅. 臥龍河氣田嘉五1-嘉四3氣藏增主氣增壓開采技術(shù)J .天然

15、氣工業(yè), 2004(4 :136-138.6王旱祥, 孫世杰. 利用低壓采氣技術(shù)提高氣田采收率J .天然氣與石油, 2003(3 :24-25.壓開采效果及開發(fā)前景J .中國海上油氣, 1997(1 :59-61.3王雨生. 新場氣田Q10、CX153井區(qū)增壓開采先導(dǎo)試驗及效果評價J .試采技術(shù), 2003(4 :30-33. 責(zé)任編輯唐華生Recover i n g Techn i que w ith Booster for La te Explo it a ti on ofW est S i chuan Co m pact Sandstone Ga s F i eldME NG Q ing

16、 -hua(Engineering Technol ogy Acade my, South west B ranch of SI Deyang A bstract:Compact sandst one gas field in theW est Sichuan has become a l owp ressure field . Constrained by the p i the r declined rap idly and it is difficult t o maintain its p r t o s r oducti on steadily, based on the recov

17、erable reserves research, the paper sets up of the on m of the gas reservoir with the Re O s oft w are and si m ulates a fe w p r ogra m s of p ressure boost t o the gas field . The modeling eff ort p r oves that Xinchang Gas Field divided int o Chuanxiao 161, 163and 156well bl ock and used gas comp ress or t o exp l oit can maintain p r oducti on stabilizati on, and thatLuodai Gas Field divided int o J intang, W enan and Xi p ing well bl ock . The average recovery fact