上游調(diào)峰對氣田開發(fā)的影響

摘 要

摘要：我國正處于天然氣開發(fā)利用大發(fā)展初期，由于供氣系統(tǒng)不完善，利用上游氣田生產(chǎn)進(jìn)行調(diào)峰比較普遍。從實(shí)際生產(chǎn)資料出發(fā)，論述了上游天然氣生產(chǎn)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(fā)利用大發(fā)展初期，由于供氣系統(tǒng)不完善，利用上游氣田生產(chǎn)進(jìn)行調(diào)峰比較普遍。從實(shí)際生產(chǎn)資料出發(fā)，論述了上游天然氣生產(chǎn)與下游市場用氣之間的矛盾以及利用上游氣田生產(chǎn)進(jìn)行調(diào)峰對氣田開發(fā)所產(chǎn)生的影響，表現(xiàn)在：造成邊底水入侵，生產(chǎn)能力下降；加速了地層能量消耗，縮短了穩(wěn)產(chǎn)期，可采儲量損失大；造成儲層出砂，影響了氣井正常生產(chǎn)。研究表明，在沒有一定富余產(chǎn)能的情況下，利用上游氣田生產(chǎn)調(diào)峰是不可取的，建議通過建設(shè)部分富余產(chǎn)能、地下儲氣庫和引進(jìn)LNG等多方式來滿足調(diào)峰需求，以保證氣田科學(xué)高效地開發(fā)。
關(guān)鍵詞：天然氣；開發(fā)；供應(yīng)；需求；矛盾；調(diào)整；影響；分析
1 生產(chǎn)與用氣的矛盾
    上游氣田開發(fā)生產(chǎn)與市場用氣之間的諸多矛盾中，主要是氣田開發(fā)要求天然氣產(chǎn)量保持穩(wěn)定，而市場用戶則要求保證不同情況下的氣量波動(dòng)需求。不同的用戶要求氣量波動(dòng)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(dòng)幅度最大[1]。比較典型的如北京市，隨著環(huán)保力度加大，主要城區(qū)內(nèi)的采暖鍋爐全部改燒天然氣，冬季4個(gè)月用氣不均勻系數(shù)(當(dāng)月用氣與月平均用氣量之比)為3。調(diào)查北京、濟(jì)南、鄭州、成都、上海等城市用氣，冬季4個(gè)月不均勻系數(shù)為1.2～3.0，其他月份為0.5～1[2]。
    我國天然氣開發(fā)利用正處在發(fā)展的初期，產(chǎn)量和用氣量增長很快，但安全穩(wěn)定供氣的基礎(chǔ)設(shè)施尚不完善，利用上游氣田增加產(chǎn)量進(jìn)行調(diào)峰，成為這一階段的主要手段。如長慶氣區(qū)的目標(biāo)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(chǎn)量波動(dòng)特別大。統(tǒng)計(jì)分析2000～2003年氣田生產(chǎn)情況，有以下突出的特點(diǎn)；一是月產(chǎn)量曲線波動(dòng)明顯，冬季出現(xiàn)明顯的高峰：二是調(diào)峰期提產(chǎn)幅度大，從2000～2003年，年均月產(chǎn)量與調(diào)峰期月產(chǎn)量比較，提產(chǎn)幅度分別為57%、31%，、42%和27%，相應(yīng)調(diào)峰氣量占年產(chǎn)量比例分別為19.6%、11.8%、14.4%和9.6%，調(diào)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(fā)揮調(diào)峰作用；三是調(diào)峰期的產(chǎn)量均在氣田合理生產(chǎn)能力之上運(yùn)行，而其他季節(jié)基本在合理生產(chǎn)能力下運(yùn)行(圖1)。
 

    顯然，由于用氣的不均衡性，導(dǎo)致了上游氣田生產(chǎn)的不均衡。研究這一階段中國石油主要供氣區(qū)的生產(chǎn)及供氣情況，主力氣田生產(chǎn)普遍受季節(jié)性變化影響。通過生產(chǎn)資料分析表明，調(diào)峰期氣田超負(fù)荷生產(chǎn)，影響了氣田整體開發(fā)效果。
2 上游調(diào)峰對氣田開發(fā)的影響
    分析供氣高峰期超負(fù)荷生產(chǎn)對氣田生產(chǎn)的不利影響，主要有以下三方面。
2.1 造成邊底水入侵，生產(chǎn)能力下降
   長慶氣區(qū)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(kuò)大，供氣量大幅度上升，尤其2000年以來冬季供氣高峰氣田經(jīng)歷多次超負(fù)荷生產(chǎn)。該氣藏邊底水能量較低，投產(chǎn)初期單井日產(chǎn)水量一般小于1m3。經(jīng)多次調(diào)峰，到2003年日產(chǎn)水大于10m3的井有9口，因產(chǎn)水對產(chǎn)能影響較大的井僅統(tǒng)計(jì)了20口，核實(shí)后與合理產(chǎn)能相比，日產(chǎn)量降低75×104m3，折算年產(chǎn)能2.5×108m3。
青海氣區(qū)的澀北一號氣田，從2000年以來屬于建產(chǎn)上產(chǎn)階段，但調(diào)峰氣量卻逐年加大。由于調(diào)峰對氣、水產(chǎn)量的影響也很明顯。統(tǒng)計(jì)2003年冬季該氣田主要參與調(diào)峰提產(chǎn)的13口氣井，提產(chǎn)前日產(chǎn)氣量87.4×104m3，日產(chǎn)水3.9m3，調(diào)峰期(61d)日產(chǎn)氣108×104m3，日產(chǎn)水9m3，調(diào)峰結(jié)束恢復(fù)原工作制度后，日產(chǎn)氣82.5×104m3，日產(chǎn)水8.7m3。很明顯氣量減少，而水量增加。如澀深16井調(diào)峰前后的氣、水產(chǎn)量曲線(圖2)，調(diào)峰結(jié)束后氣量達(dá)不到調(diào)峰前的水平，而產(chǎn)水量卻明顯上升。
 

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

2.2 加速地層能量消耗，縮短穩(wěn)產(chǎn)期，造成可采儲量的損失
    合理的生產(chǎn)壓差是根據(jù)氣田地質(zhì)條件確定的。放大壓差生產(chǎn)的結(jié)果，從長遠(yuǎn)看影響氣田開發(fā)整體結(jié)果，對不同地質(zhì)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(wěn)產(chǎn)期
    如靖邊下古生界儲層平面上存在非均質(zhì)性，放壓提產(chǎn)時(shí)，物性好的高產(chǎn)井區(qū)壓降速率成倍增加；而物性差的低產(chǎn)井區(qū)，壓差再大，增加的產(chǎn)量也有限。根據(jù)中國石油長慶油田分公司統(tǒng)計(jì)分析：高產(chǎn)井的提產(chǎn)幅度38%，壓降速率提高87%；中低產(chǎn)井提產(chǎn)幅度48%，壓降速率提高7%～50%(表1)。從1999年向北京供氣調(diào)峰以來，靖邊下古生界氣藏一直不能均衡生產(chǎn)，中高產(chǎn)井的自然遞減率達(dá)到9.4%，部分低產(chǎn)井已只能間歇生產(chǎn)。全氣藏平均地層壓力每年平均下降1.54MPa，較方案設(shè)計(jì)的1MPa超出了50%。2003年按方案設(shè)計(jì)建成年產(chǎn)生產(chǎn)能力60×108m3，但年底核實(shí)生產(chǎn)能力只有53.3×108m3，可見基本無穩(wěn)產(chǎn)期。該氣田投入開發(fā)的可采儲量1766.1×108m3，到2003年底累計(jì)采氣165.2×108m3，采出程度只有9.4%，應(yīng)屬于生命力旺盛的穩(wěn)產(chǎn)階段。顯然，不合理的放壓提產(chǎn)對這類低滲透非均質(zhì)氣藏的傷害很大。
表1  靖邊氣田氣井正常生產(chǎn)與放壓提產(chǎn)對比表
氣井類型
生產(chǎn)方式
對比井?dāng)?shù)(口)
平均日產(chǎn)量(104m3)
產(chǎn)量提高幅度(%)
生產(chǎn)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(chǎn)
正常生產(chǎn)
12
18.25
 
3.50
 
0.0097
 
3.90
放壓提產(chǎn)
12
25.25
38
7.20
100
0.0182
87.0
6.60
中產(chǎn)
正常生產(chǎn)
22
8.40
 
5.95
 
0.0169
 
6.10
放壓提產(chǎn)
22
12.40
48
8.46
42
0.0250
49.6
9.00
低產(chǎn)
正常生產(chǎn)
15
3.53
 
7.90
 
0.0238
 
8.57
放壓提產(chǎn)
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(qū)是靖邊下古生界氣藏的主力產(chǎn)氣區(qū)塊，北部的觀察井、G15-8于2003年初實(shí)測地質(zhì)壓力為24.62MPa，年底實(shí)測為22.86MPa，下降1.76MPa；南部觀察井G19-11于2003年初實(shí)測地層壓力為26.12MPa，年底實(shí)測為25.12MPa，下降了1MPa，同一區(qū)塊內(nèi)相差0.76MPa。對于構(gòu)造幅度很平緩的氣藏，地層壓力不均衡下降造成的低壓區(qū)，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(kuò)展，嚴(yán)重者造成對含氣面積的分割。加之儲層低滲透、非均質(zhì)性強(qiáng)，使含氣面積復(fù)雜化，部分成為氣井難以控制的“死氣區(qū)”，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(chǎn)
青海氣區(qū)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(chǎn)，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(chǎn)井段砂埋，增加流動(dòng)阻力，影響氣井正常生產(chǎn)，產(chǎn)氣量降低。為了解調(diào)峰后的出砂情況，對部分井進(jìn)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(tǒng)計(jì)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(qū)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(chǎn)。生產(chǎn)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(dǎo)致人工裂縫閉合，二者均影響氣井產(chǎn)能。觀察榆林氣田的榆26-2、榆36-9等井，當(dāng)生產(chǎn)壓差提高超過合理值時(shí)，發(fā)現(xiàn)有明顯的出砂現(xiàn)象，并引起產(chǎn)能的降低。
3 結(jié)論及建議
3.1 結(jié)論
    ① 利用上游調(diào)峰，造成地層能量的非正常消耗，縮短穩(wěn)產(chǎn)期和造成儲量損失，降低采收率，從而影響氣田整體開發(fā)效果；②氣井出水、出砂，不僅降低產(chǎn)能，同時(shí)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(chǎn)能的情況下，利用上游調(diào)峰對氣田整體開發(fā)效益影響很大。
3.2 建議
    ① 根據(jù)產(chǎn)量波動(dòng)需求，產(chǎn)能建設(shè)部署時(shí)適當(dāng)考慮留有余量；②加大地下儲氣庫規(guī)劃建設(shè)力度，根據(jù)不同目標(biāo)市場的調(diào)峰用需求(包括季節(jié)性調(diào)峰和應(yīng)急調(diào)峰)，盡快建設(shè)相適應(yīng)的地下儲氣庫；③多管齊下，通過部分氣田富余產(chǎn)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(diào)峰需求，進(jìn)而保證氣田的科學(xué)合理開發(fā)。
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(本文作者：陸家亮 中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院)