大牛地气田增压开采条件下合理配产研究

2019-01-24 02:39杨文娟
石油化工应用 2018年12期
关键词:低产稳产气井

杨文娟

(中国石化华北油气分公司勘探开发研究院,河南郑州 450006)

大牛地气田从2003年投入开发超过10年,气田老区的早期投产井已经进入递减期,为确保气田进一步稳产,气田实施增压开采势在必行,然而对于增压开采下的合理配产指标尚不明确。靖边气田某井区增压生产动态分析表明,低渗非均质气藏增压初期配产规模偏高是造成压力、产量递减快、稳产期短及增压系统不能平稳运行的主要原因,在类似气田开采后期增压开采实施中要加强合理增压规模的论证,提高增压开采效果[1]。通过对气田处于不同压力和产量下的气井进行生产特征分析,并运用数值模拟预测各类气井不同配产条件下稳产期、采收率、递减率和采气速度等指标,确定增压开采条件下合理配产,可以指导气田增压开采方案的实施,为改善气田开发效果、实现长期稳产及提高气田采收率提供技术保障[1-3]。

1 配产原则

为了保障气田长期稳定生产,增压开采条件下气井合理配产应遵循以下原则[1-3]:

(1)配产能够保证合理的采气速度,获得较好的经济效益;

(2)配产能保证气井有较长的稳产期[1];

(3)配产能在较长时期内满足气井正常携液需求。气井在不同流压下临界携液流量(见表1),气井在泡排条件下的最小携液流量是3 000 m3/d[4,5]。

表1 不同管径不同流压下气井临界携液流量

2 增压开采条件下合理配产研究

按压力和产量情况将单井进行分类,依据配产原则,针对处于不同压力和产量的各类井,结合生产特征分析,采用数值模拟开展增压开采条件下的合理配产研究[1,6]。

2.1 井分类标准

首先按目前井口压力大小将井分为高压井、中压井和低压井,考虑气井携液能力的影响,再将三类井根据目前日产能力分为高、中、低产井(见表2)。

2.2 生产特征分析

2.2.1 低压井 低压高产井:Z1口,生产时间长,50%的井生产时间超过5年,15%的井生产时间在3~5年;平均日产气量高,90%的井平均产气>1×104m3/d;目前井口压力已接近外输压力,进入递减期,为保证长期稳定生产,配产逐步下调(见图1),单井平均日产气1.39×104m3。

低压中产井:Z2口,生产时间长,62%的井生产时间超过5年,生产时间在3~5年的井达21%;平均日产气量中等,39%的井平均产气>1×104m3/d,60%的井平均日产气在 0.4×104m3~1×104m3;目前井口压力已接近外输压力,进入递减期,为保证长期稳定生产,配产逐步下调,单井平均日产气0.63×104m3。

表2 气井按压力产量分类结果表

低压低产井:Z3口,生产时间长,生产超过5年的井达49%,生产时间在3~5年的井达34%;平均日产气量偏低,72%的井平均日产气在 0.4×104m3~1×104m3,平均日产气低于0.4×104m3的井达22%;目前井口压力已接近外输压力,大部分井已降低配产或采用间歇式生产,单井平均日产气0.28×104m3。

2.2.2 中压井 中压高产井:Y1口,生产时间较长,61%的井生产时间不超过3年,超过5年的井占28%;平均日产气量高,87%的井平均日产气>1×104m3,其余13%的井平均日产气在 0.4×104m3~1×104m3;目前井口压力缓慢下降,生产稳定,单井平均日产气1.82×104m3。

中压中产井:Y2口,生产时间较长,50%的井生产时间不超过3年,生产5年以上的井占29%;平均日产气量中等,75%的井平均日产气在0.4×104m3~1×104m3,平均日产气>1×104m3的井占23% ;目前井口压力缓慢下降,生产较为稳定(见图2),单井平均日产气0.65×104m3。

中压低产井:Y3口,生产时间较长,53%的井生产不超过3年,生产时间在3~5年的井占27%;平均日产气量略低,57%的井平均日产气在0.4×104m3~1×104m3,34%的井平均日产气低于0.4×104m3;目前井口压力下降较为平缓,主要以低产保持稳定生产或是采用间歇式生产,单井平均日产气0.23×104m3。

图1 低压高产井D1井生产曲线

图2 中压中产井D5井生产曲线

2.2.3 高压井 高压高产井:X1口,生产时间较短,90%的井生产时间不超过3年,生产时间在3~5年的井占8%;平均日产气量高,97%的井平均日产气>1×104m3,其余 3%的井平均日产气在 0.4×104m3~1×104m3;目前井口压力下降平缓,生产稳定,单井平均日产气 3.24×104m3。

高压中产井:X2口,生产时间较短,74%的井生产时间不超过3年,生产时间在3~5年的井达16%;平均日产气量较高,63%的井平均日产气在0.4×104m3~1×104m3,32%的井平均日产气>1×104m3;目前井口压力缓慢下降,产量基本稳定,部分井采用间歇式生产,单井平均日产气0.59×104m3。

高压低产井:X3口,生产时间短,80%的井生产时间不超过3年,生产时间在3~5年的井占16%;平均日产气量偏低,60%的井平均日产气在0.4×104m3~1×104m3,21%的井平均日产气低于0.4×104m3;目前大部分井采用间歇式生产,部分井以低产保持稳定生产(见图3),单井平均日产气 0.17×104m3。

2.3 不同配产条件下的数值模拟研究

根据大牛地气田气藏地质特征和生产动态特征,采用Schlumberger公司的Eclipse软件,选用三维气、水两相黑油模型,对处于不同压力产量下的单井进行模拟计算,研究各类井增压开采下的合理配产。

数值模拟共采用三套方案:

方案一:增压后气井保持原产量继续生产;

方案二:增压后气井以原产量的0.7倍生产;

方案三:增压后气井以原产量的1.3倍生产。

2.3.1 低压井 以气井动静态数据为基础,分别对低压高中低产井应用数值模拟进行历史拟合,并预测增压后不同配产条件下的产量和压力变化,并对采气速度、稳产期和采收率等指标进行计算(见图4、表3)。

图3 高压低产井D9井生产曲线

图4 D1井不同配产条件下数值模拟压力预测曲线和产量预测曲线

通过低压高中低产井三个方案的数值模拟预测结果可以看出,实施增压后:若产量降低至原来的0.7倍,压降速度有所降低但采气速度较低;若产量提高至原来的1.3倍,采气速度略有增大,但压降速度增大,稳产期大幅缩短,稳产期累产气量大幅降低(见表3)。

结合生产情况分析:首先考虑到经济效益,不建议降低配产,再从平均日产气量来看,低压高产井产气量大于 1×104m3,其他都低于 1×104m3,如果降低配产,携液能力降低,影响气井正常生产;另一方面,这三类井的井口压力均已经接近管网外输压力,若上调配产,气井很快就会进入递减期,且递减特别快,携液能力迅速下降,使气井不能正常生产,因此建议低压井保持原产量生产。

2.3.2 中压井 以气井动静态数据为基础,分别对中压高中低产井应用数值模拟进行历史拟合,并预测增压后不同配产条件下的产量和压力变化,并对采气速度、稳产期和采收率等指标进行计算(见图5、表4)。

通过中压高中低产井三个方案的数值模拟预测结果可以看出,实施增压后:如果产量降低至原来的0.7倍,压降速度有所降低,但采气速度较低;采气速度略有增大,但压降速度增大,稳产期大幅缩短(见表4)。

结合生产情况分析:同样考虑到影响经济效益和携液能力,也不建议降低配产;中压高产井生产稳定,可以根据压降速度适当调高产量,中压中产井和中压低产井日产气低,若上调配产,很快也会进入递减期,且递减特别快,携液能力迅速下降,使气井不能正常生产,因此建议中压中产井和中压低产井保持原产量生产,在某些特殊时期(如冬季保供期间),中压中产井可以在短期内适当调高产量。

2.3.3 高压井 以气井动静态数据为基础,分别对高压高中低产井应用数值模拟进行历史拟合,并预测增压后不同配产条件下的产量和压力变化,并对采气速度、稳产期和采收率等指标进行计算(见图6、表5)。

表3 低压井数值模拟预测指标

图5 D4井不同配产条件下数值模拟压力预测曲线和产量预测曲线

表4 中压井数值模拟预测指标

图6 D7井不同配产条件下数值模拟压力预测曲线和产量预测曲线

表5 高压井数值模拟预测指标

通过高压高中低产井三个方案的数值模拟预测结果可以看出,实施增压后:如果产量降低至原来的0.7倍,压降速度降低,但采气速度较低;如果产量提高至原来的1.3倍,采气速度略有增大,但压降速度增大,稳产期大幅缩短(见表5)。

结合生产情况分析:同样考虑到影响经济效益和携液能力,也不建议降低配产;高压高产井生产稳定,可以根据压降速度适当调高产量,高压中产井和高压低产井日产气量低,且大部分井生产不稳定,若上调配产,气井极有可能无法正常生产,因此建议高压中产井和高压低产井保持原产量生产,在某些特殊时期(如冬季保供期间),高压中产井可以在短期内适当调高产量。

2.4 增压开采条件下合理配产

根据配产原则,综合生产特征及数值模拟研究,认为增压开采条件下配产可以采用如下工作制度:

(1)低压井和低产井:对于因压力较低而间歇生产或低压关井的气井,增压后可以按原配产连续生产;其他低压井或低产井,均按原产量配产;

(2)对于中压中产井和高压中产井,为保持其长期稳定生产尽量按原产量配产,在某些特殊时期(如冬季保供期间),可以在短期内适当调高产量;

(3)对于中压高产井和高压高产井,可以根据压降速度适当上调配产。

2.5 现场应用效果

2013年12 月,气田输气管网全线增压顺利完成。依据合理配产研究成果,增压机启用后气井生产平稳,气田产量稳定,使气田完成了向增压开采阶段的平稳过渡。在冬季保供期间,依据增压开采合理配产研究成果,对不同类气井进行了差异化配产,其中200余口直井上调了产量,产气量增加约20×104m3/d,保障了2013年冬季供气任务的顺利完成。

一期增压至今D井区累计增产3.64×108m3,预计可累计增产39.31×108m3,直井增压区整体生产预测效果较好,一次增压后平均稳产时间1.5年,预计增产82.99×108m3,验证了该项研究成果的适用性及可靠性,同时说明本成果为增压工程的顺利实施提供了技术支撑,相关的研究思路和技术方法也能为后续的二期增压提供参考。

3 结论

(1)根据配产原则,综合生产特征及数值模拟研究,确定了增压开采条件下气井的合理工作制度。

(2)在冬季保供期间,根据合理配产研究结果对气田老区各生产气井进行了差异化配产,部分井上调配产,保障了冬季供气任务的顺利完成。

(3)依据合理配产研究确定的工作制度,气田实施增压后生产平稳,使气田完成了向增压开采阶段的平稳过渡,平均延缓了直井开发区气井递减1.5年,预计增产82.99×108m3,研究成果适用可靠。

(4)本成果为增压工程的顺利实施提供了技术支撑,相关的研究思路和技术方法也为后续的二期增压提供了技术借鉴,目前二期增压已开始实施。

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