對(duì)提高復(fù)雜氣田開發(fā)效益和水平的思考與建議

摘 要

摘要：水驅(qū)氣田和凝析氣田屬?gòu)?fù)雜氣田，其開發(fā)難度很大，需認(rèn)真對(duì)待。結(jié)合多年理論研究和實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)，指出了凝析氣田開發(fā)當(dāng)前應(yīng)注意10個(gè)問題，即：合格凝析油氣樣品的取得；相態(tài)研究要深入到
摘要：水驅(qū)氣田和凝析氣田屬?gòu)?fù)雜氣田，其開發(fā)難度很大，需認(rèn)真對(duì)待。結(jié)合多年理論研究和實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)，指出了凝析氣田開發(fā)當(dāng)前應(yīng)注意10個(gè)問題，即：合格凝析油氣樣品的取得；相態(tài)研究要深入到多孔介質(zhì)相態(tài)、水-凝析油氣相態(tài)、注干氣再蒸發(fā)地層凝析油相態(tài)和開發(fā)中后期的相態(tài)研究；凝析氣田開發(fā)方式和開發(fā)后期提高凝析油采收率問題；要慎重對(duì)待凝析氣田注水問題，等等。針對(duì)水驅(qū)氣田，指出一定要處理好采氣速度與最終采收率的關(guān)系，應(yīng)重溫四川水驅(qū)氣藏防、治水經(jīng)驗(yàn)，管好見水氣井，增強(qiáng)法律意識(shí)。其結(jié)論和認(rèn)識(shí)對(duì)復(fù)雜氣田的高效開發(fā)具有重要的指導(dǎo)意義。
關(guān)鍵詞：水驅(qū)氣田；凝析油氣田；開發(fā)；效益；水平；經(jīng)驗(yàn)
    石油、天然氣是不可再生資源，是人類極為寶貴的財(cái)富，因此一定要把氣田開發(fā)好。氣田中水驅(qū)氣田和凝析氣田開發(fā)復(fù)雜，水驅(qū)凝析氣田開發(fā)更為復(fù)雜，一定要把產(chǎn)量和儲(chǔ)量、開采速度和最終采收率間的關(guān)系處理好，筆者提出當(dāng)今這兩類氣田開發(fā)中的一些問題，望能引起重視，開展深入研究，提高開發(fā)效益和水平。
1 凝析氣田
    凝析氣田在世界上占有重要位置，我國(guó)的這種寶貴資源現(xiàn)集中在新疆，隨著油氣勘探深度的增加和工作的深入，它將會(huì)更多。凝析氣田經(jīng)濟(jì)價(jià)值高，凝析油不僅是燃料，而且是重要化工原料。凝析氣田開發(fā)很復(fù)雜，其重要特征是存在反凝析現(xiàn)象，因此，開發(fā)中存在提高凝析油采收率問題。國(guó)家和相關(guān)部門對(duì)此很重視，連續(xù)組織“七五”到“十五”重大國(guó)家科技攻關(guān)，開展大張坨和柯克亞兩個(gè)凝析氣田的注氣礦場(chǎng)試驗(yàn)，更為可貴的是深層高壓、富含凝析油的牙哈水驅(qū)凝析氣藏回注干氣的成功實(shí)施，具里程碑意義，標(biāo)志著中國(guó)凝析氣田開發(fā)的新高度，它帶來了寶貴的開發(fā)實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)。雅克拉-大澇壩氣田經(jīng)歷一段衰竭開發(fā)后，也準(zhǔn)備注氣開發(fā)，必將帶來新鮮的經(jīng)驗(yàn)。
    為把中國(guó)凝析氣田開發(fā)提高到一個(gè)新水平，當(dāng)前有10個(gè)問題需十分重視并加以研究。
1.1 怎樣才能取得具有代表性的凝析油氣樣品？
    除了地質(zhì)基礎(chǔ)外，凝析氣田開發(fā)還取決于相態(tài)和滲流特征實(shí)驗(yàn)分析基礎(chǔ)，而后者的關(guān)鍵又依賴于取得有代表性的凝析油氣樣品。
    凝析氣井投產(chǎn)初期專門的生產(chǎn)測(cè)試目的是：①獲得有代表性的地層油氣樣品；②流體PVT和相態(tài)實(shí)驗(yàn)分析；③確定儲(chǔ)層流體組成和物理化學(xué)性質(zhì)；④確定產(chǎn)出流體原始?xì)庥捅?；⑤確定定容衰竭和等組成膨脹等溫凝析線與上露點(diǎn)(初始凝析)壓力；⑥確定氣藏和氣井生產(chǎn)能力和注入井注入能力。
    這是一項(xiàng)非常復(fù)雜的、科學(xué)的、技術(shù)性和組織管理極強(qiáng)的工作?，F(xiàn)今取樣多為地面取樣，但無論井下或地面取樣，氣井生產(chǎn)制度的調(diào)節(jié)至關(guān)重要。中國(guó)現(xiàn)行操作規(guī)程未作明確規(guī)定，可操作性不強(qiáng)[1]。
    1) 1980年，俄羅斯曾制定操作規(guī)程，定量地規(guī)定了3條：①測(cè)試取樣時(shí)，氣井生產(chǎn)壓差值不能大于10%現(xiàn)行地層壓力；②氣井產(chǎn)量不能超過分離器銘牌額定通過能力的50%；③井底氣流速度大于4m/s。
    2) 實(shí)際執(zhí)行過程中存在不統(tǒng)一，出現(xiàn)分歧意見。
    第一種意見：生產(chǎn)壓差可控制在小于20%地層壓力范圍；氣體通過能力可小于分離器額定通過能力的90%。
第二種意見：生產(chǎn)壓差可小于10%地層壓力，短時(shí)間可達(dá)到20%地層壓力；氣體通過能力不超過50%的分離器額定負(fù)載。
3) 為此俄羅斯北方天然氣研究院和相關(guān)油田作了專項(xiàng)測(cè)試研究，其結(jié)果是：①能將液滴從井底攜出地面的最小允許流速在0.5～8m/s范圍，如烏克蒂爾油環(huán)凝析氣田井底壓力為13～25MPa條件下此值為0.55m/s，其他氣田有相同類似值；②至于生產(chǎn)壓差，在烏克蒂爾氣田做了大量細(xì)致研究，該氣田初期凝析油含量介于100～200g/m3，測(cè)試持續(xù)了3個(gè)月，結(jié)果是采出氣中凝析油含量變化與生產(chǎn)壓差無關(guān)，而與氣藏總壓降有關(guān)；③至于分離器最大通過能力則認(rèn)為不應(yīng)超過70%額定值。
如此看來，需要結(jié)合氣田情況，參照俄羅斯成果來研究這個(gè)問題，扎實(shí)的凝析氣田開發(fā)基礎(chǔ)從這里開始。
1.2 強(qiáng)水驅(qū)凝析氣藏早期回注干氣是防、治水較為可行的方法，要改變傳統(tǒng)的開發(fā)經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)方法
   1) 對(duì)這類氣藏，水有補(bǔ)充地層能量的正面作用，但更要認(rèn)識(shí)到水患的嚴(yán)重負(fù)面作用，防、治水已上升為主要矛盾。牙哈凝析氣田能有今天這樣主動(dòng)局面，歸功于早期注氣，阻擋了邊水，現(xiàn)在要進(jìn)入水驅(qū)衰竭開采干氣階段，仍要注意水。雅克拉、大澇壩凝析氣田也選擇了注氣這條正確的開發(fā)道路，盡管雅克拉凝析氣田凝析釉含量達(dá)不到足夠的經(jīng)濟(jì)極限。
   在注氣經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)時(shí)，不能光算凝析油和干氣采收率的賬，還要算減少水封氣和免去防、治水措施帶來的附加經(jīng)濟(jì)賬，這樣注氣的凝析油含量經(jīng)濟(jì)界限可大大降低。
   2) 美國(guó)和加拿大初始凝析油含量介于200～250g/m3的凝析氣田，大部分回注干氣。
   3) 注氣投資大，要有足夠的凝析油產(chǎn)出來回報(bào)，以前國(guó)大致有個(gè)凝析氣油比為17600m3/m3(相當(dāng)于53cm3/m3的凝析油含量)的經(jīng)濟(jì)極限，少于此值回注干氣無效益。但科技進(jìn)步后，在采用高壓油吸收裝置和低溫凝析膨脹機(jī)后，這個(gè)界限大大降低，降到了13cm3/m3，所以提高地面C2、C3—C4、C5+(凝析油)等組分的剛殳率就能降低注氣經(jīng)濟(jì)極限。地面、地下要一體化考慮。
1.3 注水開發(fā)貧含凝析油的凝析氣藏的決策要非常慎重
   經(jīng)過多年研究，總結(jié)出以下認(rèn)識(shí)。
   1) 水驅(qū)氣的剩余氣飽和度是很高的，1952年，美國(guó)人蓋芬等認(rèn)為碎屑巖和碳酸鹽巖儲(chǔ)層的剩余氣飽和度在0.25～0.5范圍變化，其他人的實(shí)驗(yàn)也都類同，這已成為一個(gè)經(jīng)典性的成果。
    2) 對(duì)凝析氣藏注水開發(fā)問題研究世界上一直未停止過，但一直停留在理論和實(shí)驗(yàn)研究上，沒有取得現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)的突破。
    3) 現(xiàn)在俄羅斯、哈薩克斯坦等國(guó)只是在凝析氣頂油藏或油環(huán)凝析氣藏中得到工業(yè)性應(yīng)用，很有效，傳統(tǒng)做法是在油氣邊界上實(shí)施“屏障注水”，分隔油氣區(qū)兩個(gè)系統(tǒng)，先采油或同時(shí)開采油氣。
    4) 中國(guó)石油天然氣股份有限公司(以下簡(jiǎn)稱中國(guó)石油)大港油田公司與西南石油大學(xué)做過凝析氣田注水實(shí)驗(yàn)和現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，在板橋中區(qū)板Ⅱ油組砂巖油環(huán)凝析氣藏試驗(yàn)，有些效果，后因做儲(chǔ)氣庫(kù)，未再試下去，還難以得出結(jié)論。
    5) 筆者對(duì)凝析氣田注水的傾向性意見：①國(guó)外絕大部分注水開發(fā)文章，凝析油含量都很高，有的超過1000cm3/m3；②曾對(duì)凝析油含量為200～400g/m3的凝析氣做過實(shí)驗(yàn)，驅(qū)出的凝析油都很低，若要進(jìn)行礦場(chǎng)試驗(yàn)會(huì)入不敷出，不經(jīng)濟(jì)；③美國(guó)對(duì)含高滲透夾層巖心做的水氣交替實(shí)驗(yàn)值得重視，采出的凝析油量可比衰竭開發(fā)高出一倍以上，水阻擋了高滲夾層氣竄；④對(duì)深層水驅(qū)凝析氣藏，防、治水已上升到第一位目標(biāo)，只有治好水，才有可能提高油、氣采收率，若水體不封閉，排水采氣可能不行，則要采取防治水與利用地層水能量相結(jié)合的方式，較好辦法是采取邊部“擋水”的方式；⑤氣田若地層水礦化度高，地層溫度、壓力高，常規(guī)的泡沫劑、增稠劑、調(diào)剖劑難以適應(yīng)，建議加強(qiáng)注采工藝、化學(xué)劑、裝備、工具等研究，在邊部水淹井注阻擋劑(稠油段塞、凝析油段塞、耐鹽抗溫聚合物或泡沫劑等)，美國(guó)“TIORCO”公司研制了納米粒級(jí)化學(xué)膨脹劑“Bright Water”，用于氣藏堵水，還有抗146.9℃、耐鹽的堵水凝膠。
1.4 為什么老在采氣井上做文章，而不在源頭上想辦法，開發(fā)中后期注氣行不行？
    開發(fā)初期注氣比晚期注氣好，理應(yīng)如此，但有的氣藏注氣壓力已達(dá)100MPa，現(xiàn)在中國(guó)乃至世界上都解決不了壓縮機(jī)問題，能否在露點(diǎn)壓力附近、甚至在最大凝析壓力以下注氣？在權(quán)衡投資、生產(chǎn)費(fèi)用、工藝難度和采收率間關(guān)系后，有時(shí)還是可行的。
    俄羅斯有這方面的例子，其衰竭開發(fā)貧含凝析油、帶油環(huán)的凝析氣田多，據(jù)估計(jì)，目前仍留在地下的原油、凝析油高達(dá)45×108t。油環(huán)原油采收率只有10%～20%；凝析油采收率最大也只有45%，因氣體采不出來可能損失10%，因毛細(xì)管力影響可損失5%，因巖石性質(zhì)影響可損失15%，因現(xiàn)行工藝條件影響會(huì)損失25%.
    鑒于上述情況，在烏克蒂爾油環(huán)凝析氣田成功實(shí)施了開發(fā)中后期在最大凝析壓力下注氣；在梅德韋日氣田開發(fā)后期成功實(shí)施注氮。這種方法有時(shí)可達(dá)到采取工藝措施(壓裂增產(chǎn)、人工舉升、負(fù)壓開采、降低反凝析液污染等)所達(dá)不到的效果，投資、成本會(huì)比采氣工藝措施低。
    從1993年9月開始，俄羅斯天然氣研究院和天然氣公司在烏克蒂爾劃出2個(gè)集氣站含氣范圍實(shí)施注氣工業(yè)試驗(yàn)[2]，目前還準(zhǔn)備擴(kuò)大。
    實(shí)施這個(gè)項(xiàng)目的目的是：①用干氣置換(驅(qū)替)地層中剩余的凝析氣；②用干氣再蒸發(fā)反凝析階段已析出于地層的凝析油；③減緩地層壓力下降速度，它不是在采氣井負(fù)壓開采，而是在源頭(氣藏邊部)人工注氣補(bǔ)充能量，這樣就減少了采氣井采取人工舉升、增壓、增產(chǎn)等措施；④阻擋邊水進(jìn)入凝析氣區(qū)；⑤讓采氣井處于良好工作狀態(tài)，甚至保持自噴狀態(tài)；⑥提高凝析油最終采收率。
    試驗(yàn)初步結(jié)果表明，可提高2%～3%凝析油采收率(有不同渠道的資料，可能要高于此值)，C1、C2、C3、C4等組分可提高10%～12%，而且正常蒸發(fā)凝析油后，大大改善了近井帶滲流通道，提高了單井產(chǎn)量。
1.5 多孔介質(zhì)相態(tài)研究還得繼續(xù)下去
    多孔介質(zhì)存在對(duì)凝析油氣相態(tài)具有重要意義。20世紀(jì)70年代加拿大用簡(jiǎn)單實(shí)驗(yàn)得出“多孔介質(zhì)對(duì)定容衰竭過程影響在實(shí)驗(yàn)誤差范圍之內(nèi)”的結(jié)論，使許多人不再研究了。筆者沒有相信這個(gè)結(jié)論，幾代人從理論、實(shí)驗(yàn)進(jìn)行了研究。隨著科技進(jìn)步，俄羅斯最近發(fā)表了好幾篇文章，有新認(rèn)識(shí)，因此中國(guó)很有必要再深入研究下去。其中一項(xiàng)研究成果如下。
    1) 實(shí)際在地層中形成凝析油的“胚胎”(或稱“萌芽”)的壓力要高于PVT筒中實(shí)測(cè)的露點(diǎn)壓力，這與筆者研究一致，僅高出1MPa左右。
    2) 實(shí)驗(yàn)結(jié)果列于表1中(實(shí)驗(yàn)的多孔介質(zhì)孔隙度為0.24，束縛水飽和度為20%，凝析油密度為737.9kg/m3，溫度為110℃)[3]。
 

    由表1看出，定容衰竭初期，在30～24MPa區(qū)間，兩者誤差可達(dá)到31.2%，隨著壓力下降，差別減小(壓力不同，誤差不同，這是他們的新發(fā)現(xiàn))。而且與筆者的結(jié)論一樣，他們也認(rèn)為吸附是主要影響因素。筆者先前的研究未細(xì)致發(fā)現(xiàn)不同壓力有不同的差值。何江川、杜建芬、黃全華、歐成華、周守信、郭平、孫雷、張茂林等接力棒式地進(jìn)行長(zhǎng)期研究，還導(dǎo)出了考慮多孔介質(zhì)吸附的滲流方程，開發(fā)了超聲波多孔介質(zhì)相態(tài)測(cè)試儀?，F(xiàn)在的研究在國(guó)內(nèi)基本停了，看來還很有必要再研究，能有大量實(shí)驗(yàn)和現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用來驗(yàn)證。
1.6 實(shí)驗(yàn)室分析的定容衰竭曲線與實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)符合程度有多大？
    俄羅斯的烏連戈伊、奧倫堡、烏克蒂爾、阿斯特拉罕等凝析氣田比較的結(jié)果值得重視，飽和的油環(huán)凝析氣藏差別很大，不飽和的差別要小些，分析原因有[4]：①測(cè)等溫凝析線時(shí)放棄速度過快會(huì)造成油氣相態(tài)不平衡，從而帶來測(cè)試誤差；②多孔介質(zhì)的存在使采出凝析油量減少；③地層水(含凝析水)對(duì)相態(tài)的影響，一般影響較??；④凝析氣層中剩余原油飽和度的影響，一般影響較大。其對(duì)比結(jié)果見表2。
 

    下面4個(gè)問題限于篇幅，不再展開敘述了，只是把問題提出來供大家參考。
   1) 凝析水、地層水對(duì)凝析油氣相態(tài)的影響究竟有多大？現(xiàn)在測(cè)油氣相態(tài)時(shí)都把樣品中的水排除在外的。
    2) 如何測(cè)準(zhǔn)凝析氣藏開發(fā)的關(guān)鍵數(shù)據(jù)——油氣相滲曲線以及油氣水的三相滲透率曲線？油氣水三相滲透率曲線國(guó)內(nèi)還無人研究，油氣兩相滲透率曲線國(guó)內(nèi)測(cè)試方法也往往不對(duì)。
    3) 薄油環(huán)凝析氣藏如何提高原油采收率？用水平井開采行嗎？
4) 看準(zhǔn)了的項(xiàng)目，一定要接力棒式的由幾代人來接替完成，研究時(shí)間短了是出不了大成果的，不能只搞點(diǎn)“短平快”項(xiàng)目，國(guó)家、行業(yè)大公司也要給予鼎力支持并創(chuàng)造條件，這樣才能取得重大成果。
2 水驅(qū)氣藏
水驅(qū)氣藏有補(bǔ)充能量的有利方面，但與油藏相比，氣藏開發(fā)更“怕水”，邊底水侵入氣藏后形成大量水封氣，水封氣類型有空隙的水封(水鎖)，氣藏的水封和氣井的水淹。要充分認(rèn)識(shí)水患在氣田開發(fā)過程中的嚴(yán)重危害性，積極采取各種防、治水的措施。
2.1 重溫四川水驅(qū)氣藏防、治水經(jīng)驗(yàn)
1) 水驅(qū)氣藏開發(fā)一般有無水采氣、帶水自噴和排水采氣三個(gè)階段，甚至在氣藏全部水淹后還會(huì)有降壓采氣的“二次采氣”階段。
開發(fā)好水驅(qū)氣藏的關(guān)鍵是合理控制地層水活動(dòng)。水侵有錐形水侵、縱竄型和橫侵型水侵，也可組合為復(fù)合型水侵。如威遠(yuǎn)震旦系燈影組氣藏，1994年由于地層水縱竄橫侵，被分割成6個(gè)互不連通的區(qū)塊，氣井出水后產(chǎn)能下降幅度介于5%～50%(圖1)。
 

2) 合理控制采氣速度和控制氣井生產(chǎn)壓差，是延長(zhǎng)氣井和無水采氣期的有效措施。
① 威遠(yuǎn)49井，1972年投產(chǎn)，逐月加大生產(chǎn)壓差，由1.37MPa上升到9.22MPa，僅230d就見地層水；而威23井，生產(chǎn)壓差一直保持在0.4MPa左右，帶水自噴生產(chǎn)期長(zhǎng)達(dá)13a之久。
    ② 合理控制生產(chǎn)壓差、井網(wǎng)井距和氣井配產(chǎn)對(duì)整個(gè)氣藏的開發(fā)指標(biāo)有很大的影響。川渝地區(qū)石炭系氣藏20余年的經(jīng)驗(yàn)認(rèn)為，合理的氣井產(chǎn)量和生產(chǎn)井井網(wǎng)密度對(duì)中、低滲透非均質(zhì)氣藏非常重要，它們是提高氣藏最終采收率、整體開發(fā)效益的關(guān)鍵因素。
    張家場(chǎng)石炭系氣藏得益于井網(wǎng)分布的均勻，按15口井生產(chǎn)，平均單井含氣面積為2.67km2，單井產(chǎn)量為6×104m3/d，不僅達(dá)到90×104m3/d生產(chǎn)規(guī)模，穩(wěn)定性好，未發(fā)生明顯水侵，穩(wěn)產(chǎn)期末采出程度達(dá)到50%可采儲(chǔ)量。而云和寨石炭系氣藏安排了7口井，平均單井含氣面積為3.9km2，開發(fā)規(guī)模為60×104m3/a，投產(chǎn)13a總體效果差，主要是井網(wǎng)太稀，產(chǎn)量過高，引發(fā)了邊水突進(jìn)，開發(fā)規(guī)模未達(dá)到設(shè)計(jì)要求，云2井、云11井見水時(shí)間提前了10a，預(yù)計(jì)穩(wěn)產(chǎn)期為12a，實(shí)際僅為6a，預(yù)計(jì)的穩(wěn)產(chǎn)期采出程度為39.14%，實(shí)際僅為19.05%。
    氣井合理產(chǎn)量的確定要受到絕對(duì)無阻流量、氣井影響半徑范圍的壓降儲(chǔ)量和有無地層水干擾等3個(gè)重要因素控制。
    ③ 對(duì)封閉性水體的水驅(qū)氣藏排水采氣工藝是水侵氣藏解封的主要手段。
    中壩氣田須二段裂縫孔隙型邊水氣藏是成功開發(fā)的典型，大家都很熟悉了。
    根據(jù)四川經(jīng)驗(yàn)，水驅(qū)氣藏合理采氣速度介于2.5%～4.0%，穩(wěn)產(chǎn)期采出程度為30%～60%，最終采收率為0.45～0.60(其中邊水氣藏采收率為0.65～0.85；底水氣藏采收率為0.40～0.60；裂縫性氣藏采收率為0.30～0.50)，可供大家參考。
    4) 精心管理見水氣井，加強(qiáng)動(dòng)態(tài)分析。
2.2 管好見水氣井是水驅(qū)氣藏開發(fā)的基本功
    基本原則是：有利于保護(hù)氣井，控制合理生產(chǎn)壓差和產(chǎn)量。穩(wěn)產(chǎn)原則是：少動(dòng)操作，少激動(dòng)，少關(guān)井，平穩(wěn)操作；加強(qiáng)監(jiān)測(cè)；排出井底積液。
    值得我們思考研究的有以下3個(gè)方面的問題。
    1) 對(duì)封閉型水體的水驅(qū)氣藏，四川找到了排水采氣工藝技術(shù)，成為穩(wěn)產(chǎn)的基礎(chǔ)、增產(chǎn)的手段和提高采收率的途徑，在新疆地區(qū)，尤其是塔里木盆地，水體大于氣藏體積數(shù)10倍(30～40倍不少見)，排水采氣可行嗎？能否興利除弊，探索既利用水能量又減少水封氣的工藝技術(shù)？
    2) 凡水驅(qū)氣田開發(fā)不好的，就像開汽車肇事一樣，十有八、九是開采速度太高。為保證天然氣工業(yè)的快速、可持續(xù)發(fā)展，必須協(xié)調(diào)產(chǎn)量和儲(chǔ)量、采氣速度和最終采收率間關(guān)系。中國(guó)石油和中國(guó)石油化工股份有限公司都明確規(guī)定了一些開發(fā)技術(shù)政策，有以下幾方面。
    ① 長(zhǎng)輸干線投產(chǎn)后，在資源上，至少要有20余年洪氣資源聚注。
    ② 穩(wěn)定供氣的焦點(diǎn)是儲(chǔ)采比，一般認(rèn)為，動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量的儲(chǔ)采比，大致在20：1較為穩(wěn)妥。
    ③ 中國(guó)氣田地質(zhì)情況復(fù)雜，要充分考慮天然氣儲(chǔ)量品位情況，對(duì)勘探所提供儲(chǔ)量要做細(xì)致的工作，要根據(jù)地質(zhì)、開發(fā)的靜動(dòng)態(tài)資料，確定Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ類儲(chǔ)層和相應(yīng)的儲(chǔ)量，Ⅳ類儲(chǔ)層是不產(chǎn)氣的，Ⅲ類儲(chǔ)層是目前技術(shù)經(jīng)濟(jì)條件下沒有開采價(jià)值的。
    ④ 2005年，中國(guó)石油提出了“必須明確一個(gè)關(guān)系，建立一個(gè)概念，牢記一個(gè)系數(shù)”，要正確處理儲(chǔ)量、產(chǎn)能、銷量之間的關(guān)系，要建高峰日供氣能力概念。牢記反映生產(chǎn)能力與供氣水平關(guān)系的負(fù)荷因子系數(shù)。并以此為基礎(chǔ)來協(xié)調(diào)產(chǎn)供銷關(guān)系，組織好生產(chǎn)。中國(guó)石化也制定了類似的技術(shù)政策。根據(jù)四川氣田開發(fā)實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)，開發(fā)條例中還規(guī)定了各類型邊底水氣藏和裂縫性碳酸鹽巖氣藏合理采氣速度、穩(wěn)產(chǎn)期采出程度和最終采收率[5]。這些都是制定開發(fā)水驅(qū)氣田規(guī)劃和編制開發(fā)方案的準(zhǔn)繩或參考依據(jù)。
    但是中國(guó)這類氣田地質(zhì)情況復(fù)雜，氣藏類型不一、水體類型不一、水侵活躍程度不一，要在總的水驅(qū)氣田開發(fā)技術(shù)政策指導(dǎo)下，因地制宜地制定地區(qū)或氣田的開發(fā)技術(shù)政策。
    3) 氣田開發(fā)需有法律的觀念。中國(guó)石油組織技術(shù)干部三個(gè)月去考察俄羅斯天然氣公司西西伯利亞幾個(gè)巨型氣田[6]，這是好事，使筆者聯(lián)想到俄羅斯幾個(gè)巨型氣田，它們位于同一水動(dòng)力系統(tǒng)上，都屬開放型水體，像梅德維日巨型氣田賽諾曼氣藏，到2010年，該氣田停止長(zhǎng)輸?shù)墓I(yè)采收率達(dá)到90.2%，這是難能可貴的。
    因此，開發(fā)方案一經(jīng)確定，俄羅斯就把它視為法律，具有權(quán)威性，不會(huì)輕易改變，盡量擺脫人為因素，值得學(xué)習(xí)。中國(guó)氣田地質(zhì)情況復(fù)雜，制訂方案時(shí)往往有時(shí)達(dá)不到要求的儲(chǔ)量級(jí)別和試采這兩個(gè)基本要求，不確定性因素很多，這是特殊性，但是方案一經(jīng)確定，在相當(dāng)一段時(shí)間內(nèi)也應(yīng)該不輕易改變它。
3 結(jié)論
    1) 扎實(shí)的凝析氣田開發(fā)始于取得有代表性凝析油氣樣品，而其中的關(guān)鍵又是氣井工作制度的調(diào)節(jié)。生產(chǎn)壓差不大于當(dāng)時(shí)地層壓力的10%，氣井產(chǎn)量不超過分離器額定通過能力50%，井底流速大于4m/s等條件可作為探索研究起點(diǎn)。
    2) 多孔介質(zhì)相態(tài)研究有待繼續(xù)下去，在露點(diǎn)壓力到最大凝析壓力之間，多孔介質(zhì)對(duì)凝析油的采出程度降低可達(dá)31.2%，值得重視。
    3) PVT筒中研究的定容衰竭實(shí)驗(yàn)結(jié)果對(duì)于飽和凝析氣藏誤差大，要對(duì)比生產(chǎn)和實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，加以分析研究。
    4) 凝析油、氣、地層水相滲曲線測(cè)試和研究工作值得重視。
    5) 要重視凝析氣藏開發(fā)方式研究[7]，特別是衰竭開發(fā)中后期，要從實(shí)驗(yàn)研究開始。
    6) 水驅(qū)氣藏在中國(guó)廣為分布，要做好防、治水這篇大文章。一定要樹立采氣速度與原始采收率緊密相連的觀念，開采不成功的主要原因往往是采氣速度過高，一定要處理好當(dāng)前與長(zhǎng)遠(yuǎn)的關(guān)系，從長(zhǎng)計(jì)議。
    7) 四川氣田的寶貴經(jīng)驗(yàn)要讓大家引以為訓(xùn)。
    8) 四川氣田排水采氣工藝技術(shù)功不可沒。開放型水體、深層高溫高壓高礦化度水氣藏的治水技術(shù)有待發(fā)展。
參考文獻(xiàn)
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[6] 方義生，徐樹寶，李士倫.烏連戈伊氣田開發(fā)實(shí)踐和經(jīng)驗(yàn)[J].天然氣工業(yè)，2005，25(6)：90-93.
[7] 李士倫，潘毅，孫雷.提高凝析氣藏采收率的新思路[J].天然氣工業(yè)，2008，28(9)：1-5.
 
(本文作者：李士倫 潘毅 孫雷 西南石油大學(xué))