肖群英 黃天鏡

(1.中石油長慶油田蘇里格南作業(yè)分公司， 西安 710018；2.中石油長慶油田勘探開發(fā)研究院， 西安 710018)

增壓開采是氣田開發(fā)后期常用的增產工藝之一[1]。氣田的增壓方式主要有單井增壓、集氣站增壓、氣藏增壓3種[2-4]。單井增壓方式主要適用于單井產量較高、地理位置獨立的氣井；集氣站增壓方式主要應用于歸屬氣井增壓時機較一致、地理位置集中、增壓氣量滿足壓縮機要求的集氣站；氣藏增壓方式主要適用于規(guī)模較小、歸屬集氣站的氣井數量較少的氣藏。大多數氣田都采用集氣站增壓方式，或者集氣站與氣藏增壓相結合的增壓方式。

目前關于氣田增壓工藝流程的研究較多[5-8]，而對增壓方式優(yōu)選及增壓開采效果預測的研究較少。本次研究結合靖邊氣田陜45區(qū)塊的實際情況，按3種增壓方式設計增壓開采方案，然后對比預測的開采效果，分析影響增壓開采的關鍵因素。

1 增壓開采方案設計

靖邊氣田屬于低孔、低滲、低豐度、無邊(底)水、深層大型定容碳酸鹽巖氣藏。陜45區(qū)塊于1998年開始陸續(xù)投產，截至2018年9月，大部分氣井進入產量遞減期，井口壓力較低。受用戶和管網壓力制約，低壓氣井(井口壓力低于外輸壓力6.4 MPa)已不能維持正常生產。在陜45區(qū)塊24口生產井中，有5口的井口壓力低于外輸壓力，有16口井的井口壓力接近外輸壓力，需要進行增壓開采。

設計增壓開采方案時，主要需考慮增壓方式和增壓規(guī)模(配產產量)，它們都會影響開采效果。首先，按照單井增壓、集氣站增壓和氣藏增壓方式設計3類增壓方案，通過對比分析各類方案的開采效果，對增壓方式進行優(yōu)選；然后，針對優(yōu)選的增壓方式，預測不同增壓規(guī)模下的采收率。

(1) 單井增壓開采方案。分別按照各氣井當時平均產量的100%、95%、90%進行配產。廢棄井口壓力分別為6.4、4.0、3.0、2.0、1.0、0.5、0.25 MPa。共計21個方案，預測期50年。

(2) 集氣站增壓開采方案。陜45區(qū)塊內有北1、北2、中13等3個集氣站。首先，保持集氣站的生產規(guī)模不變，調整同一集氣站內的單井產量，使站內各井的井口壓力趨于一致。然后，在此基礎上進行增壓預測。分別按照各站內氣井當時平均產量的100%、95%、90%進行配產。廢棄井口壓力與單井增壓開采方案相同。共計21個方案，預測期50年。

(3) 氣藏增壓開采方案。對區(qū)塊內24口井統(tǒng)一進行增壓。通過調節(jié)單井產量，使區(qū)塊內各井的增壓時機一致，在此基礎上進行增壓效果預測。分別按照區(qū)塊內氣井當時平均產量的100%、95%、90%進行配產。廢棄井口壓力，與單井增壓開采方案相同。共計21個方案，預測期50年。

(4) 增壓規(guī)模優(yōu)選方案。分別按生產規(guī)模的80%、90%、100%、110%、120%進行配產，預測不同增壓規(guī)模對氣藏穩(wěn)產能力的影響。廢棄井口壓力與單井增壓開采方案相同。共計35個方案，預測時間50年。

2 增壓開采效果分析

2.1 單井增壓的開采效果

預測結果表明：按照當時平均產量的90%配產，能夠在預測期(50年)內長期穩(wěn)產，無需進行增壓穩(wěn)產，因此增壓在預測期內沒有效果。不過，單井雖然能夠長期穩(wěn)產，但預測期內采出程度會大幅降低(見圖1)。

對于靖邊氣田陜45區(qū)塊而言，3種配產方式都會導致單井穩(wěn)產期逐漸延長、增壓時機推后，但在后面2種配產方式下，區(qū)塊內總體增壓規(guī)模會逐漸減少，需要外圍不斷滾動開發(fā)來維持氣田總體規(guī)模。在供氣任務不緊張、外圍有產建的前提下，可以選擇后面2種方式配產，延長氣田自然穩(wěn)產期。

圖1 按平均產量配產的單井增壓開采效果預測

預測期內，3種配產方式的增壓開采效果(采收率)最好的是穩(wěn)定配產，最差的是按年減少10%配產。這說明在降產的情況下，可以延遲增壓。按年減少10%遞減配產，預測期內在井口壓力4.0 MPa以下，增壓沒有效果。也就是說，在該配產條件下，只要增壓到4.0 MPa，就能維持氣井長期穩(wěn)產。但是，不利于提高預測期內的采出程度，因為在增壓的同時而降產，抵消了預測期內的增壓效果(見圖2)。

圖2 按平均產量90%配產的單井增壓開采效果預測

從增壓效果與井口壓力的關系來看，隨著井口壓力降低，預測期內采出程度提高，雖然各井區(qū)都未見到明顯的拐點，但后期增幅明顯降低。井口壓力具體降低多少，需要結合經濟評價來定。對陜45區(qū)塊而言，可以考慮先采用一級增壓(到井口壓力為2.0 MPa的氣井)，后期再根據經濟評價指標，決定是否繼續(xù)開展二級增壓(到井口壓力為0.25 MPa的氣井)。

井口壓力為6.4 MPa(外輸壓力)時，單井采出程度為自然生產條件下最大采出程度，增壓開采相對于自然生產而言，效果顯著。從預測結果來看，以當時平均產量配產，井口壓力降為0.25 MPa時，增壓開采動儲量采出程度提高20.1%，地質儲量采出程度提高15.5%。

單井增壓時間較靈活，不必進行產量調整。陜45區(qū)塊內氣井較多，單井產量較低，進行單井增壓，工作量較大，投資也大。因此，對大量單井進行增壓，顯然不可行。儲層物性差的低產井增壓效果較差，更不適合單井增壓。對于偏遠的個別高產井，可以考慮單井增壓。

表1 不同井口壓力及配產方式下的單井增壓指標預測(預測期末)

說明：a、b、c分別指3種配產方式，即按平均產量的100%、按平均產量的95%、按平均產量的90%配產。

陜45區(qū)塊范圍內有北1、北2、中13等3個集氣站。首先保持該區(qū)塊集氣站目前的平均生產規(guī)模不變，調整同一集氣站內單井配產，使集氣站內各井穩(wěn)產期一致，在此基礎上進行增壓效果預測。根據7組井口壓力及站內當時的平均生產規(guī)模和平均生產規(guī)模的95%、90%配產，進行增壓效果預測?？傆?1個方案，預測時間50年。預測結果見表2。

表2 不同井口壓力及配產方式下的集氣站增壓指標預測(預測期末)

在預測期內，集氣站增壓與單井增壓方式的增壓效果及變化規(guī)律基本一致。但是，與單井增壓相比，集氣站增壓工作量少，而且通過調整單井產量，在保持生產規(guī)模不變的情況下，能延長氣井自然穩(wěn)產期，推遲增壓時間。在同一集氣站內，地層物性、生產狀況相對接近，單井調整更容易進行。因此，我們認為陜45區(qū)塊應該主要采用集氣站增壓方式。

2.3 氣藏增壓的開采效果

采用氣藏增壓方式，就是對陜45區(qū)塊內24口生產井統(tǒng)一增壓。通過調整單井產量，使區(qū)塊內各井穩(wěn)產期一致，然后預測3種配產方式下的增壓效果。預測結果見表3。

在預測期內，氣藏增壓的效果及變化規(guī)律與集氣站增壓、單井增壓的情況基本一致。這說明在相同的配產方式下，增壓方式對增壓效果沒有顯著影響。選擇何種增壓方式，應該主要以經濟及工程因素為依據。氣藏增壓在保持規(guī)模不變的情況下，通過調整單井產量，能最大程度延長氣井自然穩(wěn)產期，推遲增壓時間。但是，陜45區(qū)塊各氣井的生產特征差異大，氣井產量調整的難度大，而且對壓縮機的功率也提出了更高的要求。因此，對于陜45區(qū)塊而言，氣藏增壓方式也具有一定的局限性。

表3 不同井口壓力及配產方式下的氣藏增壓指標預測(預測期末)

3 增壓規(guī)模分析

在陜45區(qū)塊目前的生產規(guī)模基礎上，對相應的單井配產產量分別乘以0.8、0.9、1.0、1.1、1.2的系數，調整生產規(guī)模(見表4)，然后預測不同的生產規(guī)模對增壓效果的影響。預測結果見表5。

表4 陜45區(qū)塊不同生產規(guī)模增壓預測方案

表5 陜45區(qū)塊不同生產規(guī)模的增壓效果預測結果

在預測期末，不同的生產規(guī)模、相同的井口壓力下，最終的采出程度基本一致(規(guī)模較大的，采出量略高)?？梢?，在陜45區(qū)塊實行增壓開采，只要不造成儲層傷害，生產規(guī)模的大小對最終的開發(fā)效果不會有較大影響。增壓規(guī)模的確定，應該主要取決于下游用戶需求及氣井生產能力。

相同規(guī)模下，隨著井口壓力下降，氣井產量遞減率降低；而同一井口壓力下，隨著規(guī)模的增加，遞減率增加(見圖3)。從預測的結果看，陜45區(qū)塊產量提高20%，初始遞減率會提高3%左右。通過調整增壓規(guī)模，可以有效控制氣藏產量遞減現象。

圖3 不同井口壓力及增壓規(guī)模下的氣井產量初始遞減率

4 結 論

(1) 在陜45區(qū)塊，實行單井增壓、集氣站增壓或氣藏增壓，預測期內的采收率是基本一致的。在配產相同的情況下，增壓方式對采收率沒有顯著影響。集氣站增壓工程投資少，通過調節(jié)單井產量，能延長氣井自然穩(wěn)產期，推遲增壓時間，降低生產成本。因此，應當優(yōu)先考慮采用集氣站增壓方式。

(2) 在相同的井口壓力下，預測得到的不同增壓規(guī)模的采出量是基本一致的。但是，增壓規(guī)模對氣井產量遞減率有重要影響。相同增壓規(guī)模下，隨著井口壓力的下降，氣井產量遞減率會降低；同一井口壓力下，隨著增壓規(guī)模的增加，遞減率也會增加。增壓規(guī)模雖然對采出量的影響不大，但通過調整增壓規(guī)模，可以調節(jié)氣藏產量遞減速度，合理控制氣藏穩(wěn)產時間，這對氣藏調峰具有重要意義。