上游調峰對氣田開發的影響

摘 要

摘要：我國正處于天然氣開發利用大發展初期，由于供氣系統不完善，利用上游氣田生產進行調峰比較普遍。從實際生產資料出發，論述了上游天然氣生產與下游市場用氣之間的矛盾以及利用
摘要：我國正處于天然氣開發利用大發展初期，由于供氣系統不完善，利用上游氣田生產進行調峰比較普遍。從實際生產資料出發，論述了上游天然氣生產與下游市場用氣之間的矛盾以及利用上游氣田生產進行調峰對氣田開發所產生的影響，表現在：造成邊底水入侵，生產能力下降；加速了地層能量消耗，縮短了穩產期，可采儲量損失大；造成儲層出砂，影響了氣井正常生產。研究表明，在沒有一定富余產能的情況下，利用上游氣田生產調峰是不可取的，建議通過建設部分富余產能、地下儲氣庫和引進LNG等多方式來滿足調峰需求，以保證氣田科學高效地開發。
關鍵詞：天然氣；開發；供應；需求；矛盾；調整；影響；分析
1 生產與用氣的矛盾
    上游氣田開發生產與市場用氣之間的諸多矛盾中，主要是氣田開發要求天然氣產量保持穩定，而市場用戶則要求保證不同情況下的氣量波動需求。不同的用戶要求氣量波動幅度不同，其中以民用及采暖用氣受氣溫變化影響大，特別是冬夏溫差懸殊，用氣波動幅度最大[1]。比較典型的如北京市，隨著環保力度加大，主要城區內的采暖鍋爐全部改燒天然氣，冬季4個月用氣不均勻系數(當月用氣與月平均用氣量之比)為3。調查北京、濟南、鄭州、成都、上海等城市用氣，冬季4個月不均勻系數為1.2～3.0，其他月份為0.5～1[2]。
    我國天然氣開發利用正處在發展的初期，產量和用氣量增長很快，但安全穩定供氣的基礎設施尚不完善，利用上游氣田增加產量進行調峰，成為這一階段的主要手段。如長慶氣區的目標市場基本位于我國北方，四季溫差變化大，冬夏最為懸殊，主力氣田產量波動特別大。統計分析2000～2003年氣田生產情況，有以下突出的特點；一是月產量曲線波動明顯，冬季出現明顯的高峰：二是調峰期提產幅度大，從2000～2003年，年均月產量與調峰期月產量比較，提產幅度分別為57%、31%，、42%和27%，相應調峰氣量占年產量比例分別為19.6%、11.8%、14.4%和9.6%，調峰氣量比例逐漸下降的原因，主要是從2001年冬季開始，大港儲氣庫相繼建成并發揮調峰作用；三是調峰期的產量均在氣田合理生產能力之上運行，而其他季節基本在合理生產能力下運行(圖1)。
 

    顯然，由于用氣的不均衡性，導致了上游氣田生產的不均衡。研究這一階段中國石油主要供氣區的生產及供氣情況，主力氣田生產普遍受季節性變化影響。通過生產資料分析表明，調峰期氣田超負荷生產，影響了氣田整體開發效果。
2 上游調峰對氣田開發的影響
    分析供氣高峰期超負荷生產對氣田生產的不利影響，主要有以下三方面。
2.1 造成邊底水入侵，生產能力下降
   長慶氣區對外供氣的主力是靖邊氣田下古生界碳酸鹽巖儲層氣藏[3]，自1997年向北京供氣以來，供氣范圍不斷擴大，供氣量大幅度上升，尤其2000年以來冬季供氣高峰氣田經歷多次超負荷生產。該氣藏邊底水能量較低，投產初期單井日產水量一般小于1m3。經多次調峰，到2003年日產水大于10m3的井有9口，因產水對產能影響較大的井僅統計了20口，核實后與合理產能相比，日產量降低75×104m3，折算年產能2.5×108m3。
青海氣區的澀北一號氣田，從2000年以來屬于建產上產階段，但調峰氣量卻逐年加大。由于調峰對氣、水產量的影響也很明顯。統計2003年冬季該氣田主要參與調峰提產的13口氣井，提產前日產氣量87.4×104m3，日產水3.9m3，調峰期(61d)日產氣108×104m3，日產水9m3，調峰結束恢復原工作制度后，日產氣82.5×104m3，日產水8.7m3。很明顯氣量減少，而水量增加。如澀深16井調峰前后的氣、水產量曲線(圖2)，調峰結束后氣量達不到調峰前的水平，而產水量卻明顯上升。
 

華北油田的蘇4潛山氣藏，合理產能為30×104m3/d，調峰期產量45×104～50×104m3/d，提產幅度50%～67%，2002年以前日產水量50m3以下。因多次向北京供氣調峰，2002年以后日產水量增加到120～200m3，且放大壓差產氣量也不再增加，表明氣藏已進入遞減期(圖3)。
 

2.2 加速地層能量消耗，縮短穩產期，造成可采儲量的損失
    合理的生產壓差是根據氣田地質條件確定的。放大壓差生產的結果，從長遠看影響氣田開發整體結果，對不同地質條件的氣田其影響程度不同。
2.2.1造成地層能量非正常消耗，縮短穩產期
    如靖邊下古生界儲層平面上存在非均質性，放壓提產時，物性好的高產井區壓降速率成倍增加；而物性差的低產井區，壓差再大，增加的產量也有限。根據中國石油長慶油田分公司統計分析：高產井的提產幅度38%，壓降速率提高87%；中低產井提產幅度48%，壓降速率提高7%～50%(表1)。從1999年向北京供氣調峰以來，靖邊下古生界氣藏一直不能均衡生產，中高產井的自然遞減率達到9.4%，部分低產井已只能間歇生產。全氣藏平均地層壓力每年平均下降1.54MPa，較方案設計的1MPa超出了50%。2003年按方案設計建成年產生產能力60×108m3，但年底核實生產能力只有53.3×108m3，可見基本無穩產期。該氣田投入開發的可采儲量1766.1×108m3，到2003年底累計采氣165.2×108m3，采出程度只有9.4%，應屬于生命力旺盛的穩產階段。顯然，不合理的放壓提產對這類低滲透非均質氣藏的傷害很大。
表1  靖邊氣田氣井正常生產與放壓提產對比表
氣井類型
生產方式
對比井數(口)
平均日產量(104m3)
產量提高幅度(%)
生產壓差(MPa)
壓差提高幅度(%)
壓降速率(MPa/d)
壓降速率提高幅度(%)
推測年壓降值(MPa)
高產
正常生產
12
18.25
 
3.50
 
0.0097
 
3.90
放壓提產
12
25.25
38
7.20
100
0.0182
87.0
6.60
中產
正常生產
22
8.40
 
5.95
 
0.0169
 
6.10
放壓提產
22
12.40
48
8.46
42
0.0250
49.6
9.00
低產
正常生產
15
3.53
 
7.90
 
0.0238
 
8.57
放壓提產
15
5.27
49
9.10
15
0.0255
7.0
9.18
2.2.2地層壓力不均衡下降，造成可采儲量損失
    陜45井區是靖邊下古生界氣藏的主力產氣區塊，北部的觀察井、G15-8于2003年初實測地質壓力為24.62MPa，年底實測為22.86MPa，下降1.76MPa；南部觀察井G19-11于2003年初實測地層壓力為26.12MPa，年底實測為25.12MPa，下降了1MPa，同一區塊內相差0.76MPa。對于構造幅度很平緩的氣藏，地層壓力不均衡下降造成的低壓區，一般是邊底水侵的指向。氣井壓力降低，攜水困難，有可能造成水域擴展，嚴重者造成對含氣面積的分割。加之儲層低滲透、非均質性強，使含氣面積復雜化，部分成為氣井難以控制的“死氣區”，從而造成可采儲量的損失。
2.3 造成儲層出砂，影響氣井正常生產
青海氣區澀北一號氣田為第四系淺氣藏，儲層埋深小(400～1800m)，成巖程度低，巖石疏松[4～5]。放大壓差生產，氣流速度增加，初期砂粒被帶至井筒，甚至帶出地面，隨著地層壓力下降，砂粒積存在井筒，造成生產井段砂埋，增加流動阻力，影響氣井正常生產，產氣量降低。為了解調峰后的出砂情況，對部分井進行了下電纜探測砂面(表2)。可以看出澀4-13井的氣層井段全部被砂埋，澀3-10、澀3-36兩口井的氣層井段分別被砂埋掉5.2m和1.5m。其余3口井的人工口袋大多被砂充填。
表2 2004年澀北一號氣田氣井軟探砂面資料統計表
序號
井號
射開層段(m)
探深(砂面)(m)
人工井底(m)
砂面-人工井底(m)
備注
1
澀4-13
1440.4～1462.3
1427.5
1575.5
148.0
氣層砂埋
2
澀4-2
1320.4～1381.4
1382.0
1563.1
181.1
 
3
澀4-5
1348.2～1385.3
1403.3
1513.2
109.9
 
4
澀3-10
1260.2～1277.3
1272.1
1495.0
222.9
氣層部分砂埋
5
澀3-24
1243.3～1261.6
1411.7
1556.6
144.9
 
6
澀3-26
1359.6～1369.3
1367.8
1545.6
177.8
氣層部分砂埋
    長慶氣區上古生界二疊系氣藏，儲層砂巖低滲透致密，氣井基本都是壓裂投產。生產壓差過大，易造成壓裂砂回流，一是造成井筒砂堵，二是可能導致人工裂縫閉合，二者均影響氣井產能。觀察榆林氣田的榆26-2、榆36-9等井，當生產壓差提高超過合理值時，發現有明顯的出砂現象，并引起產能的降低。
3 結論及建議
3.1 結論
    ① 利用上游調峰，造成地層能量的非正常消耗，縮短穩產期和造成儲量損失，降低采收率，從而影響氣田整體開發效果；②氣井出水、出砂，不僅降低產能，同時勢必加大采氣工藝措施工作量，促使采氣成本增加。因此，在沒有富余產能的情況下，利用上游調峰對氣田整體開發效益影響很大。
3.2 建議
    ① 根據產量波動需求，產能建設部署時適當考慮留有余量；②加大地下儲氣庫規劃建設力度，根據不同目標市場的調峰用需求(包括季節性調峰和應急調峰)，盡快建設相適應的地下儲氣庫；③多管齊下，通過部分氣田富余產能、地下儲氣庫、東南沿海城市LNG等多渠道、多方式滿足不同市場的調峰需求，進而保證氣田的科學合理開發。
參考文獻
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(本文作者：陸家亮 中國石油勘探開發研究院廊坊分院)