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(储气库)上游调峰对气田开发的影响

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储气库 上游 气田 开发 影响
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T€eº:陆家亮, 1963年生,高级工程师,硕士;长期从事天然气开发战略、规划计划等科研与生产工作。地址:(065007)河北省廊坊市万庄44号信箱。电话:(010)69213690。³Ø‚B7?¥•然气工业,2009, 29(9):64266.K 1 我国正处于天然气开发利用大发展初期,由于供气系统不完善,利用上游气田生产进行调峰比较普遍。从实际生产资料出发,论述了上游天然气生产与下游市场用气之间的矛盾以及利用上游气田生产进行调峰对气田开发所产生的影响,表现在:造成边底水入侵,生产能力下降;加速了地层能量消耗,缩短了稳产期,可采储量损失大;造成储层出砂,影响了气井正常生产。研究表明,在没有一定富余产能的情况下,利用上游气田生产调峰是不可取的,建议通过建设部分富余产能、地下储气库和引进保证气田科学高效地开发。1oM 天然气 开发 供应 需求 矛盾 调整 影响 分析3ÁШ¥±上游气田开发生产与市场用气之间的诸多矛盾中,主要是气田开发要求天然气产量保持稳定,而市场用户则要求保证不同情况下的气量波动需求。不同的用户要求气量波动幅度不同,其中以民用及采暖用气受气温变化影响大,特别是冬夏温差悬殊,用气波动幅度最大[1]。比较典型的如北京市,随着环保力度加大,主要城区内的采暖锅炉全部改烧天然气,冬季4个月用气不均匀系数(当月用气与月平均用气量之比)为3。调查北京、济南、郑州、成都、上海等城市用气,冬季4个月不均匀系数为1. 2~ 他月份为0. 5~ 1[2]。我国天然气开发利用正处在发展的初期,产量和用气量增长很快,但安全稳定供气的基础设施尚不完善,利用上游气田增加产量进行调峰,成为这一阶段的主要手段。如长庆气区的目标市场基本位于我国北方,四季温差变化大,冬夏最为悬殊,主力气田产量波动特别大。统计分析2000~ 2003年气田生产情况,有以下突出的特点;一是月产量曲线波动明显,冬季出现明显的高峰:二是调峰期提产幅度大,从2000~ 2003年,年均月产量与调峰期月产量比较,提产幅度分别为57%、31%、42%和27%,相应调峰气量占年产量比例分别为19. 6%、11. 8%、9. 6%,调峰气量比例逐渐下降的原因,主要是从2001年冬季开始,大港储气库相继建成并发挥调峰作用;三是调峰期的产量均在气田合理生产能力之上运行,而其他季节基本在合理生产能力下运行(图1)。Éiu?–Á?ÐÁ1"wL于用气的不均衡性,导致了上游气田生产的不均衡。研究这一阶段中国石油主要供气区的生产及供气情况,主力气田生产普遍受季节性变化影响。通过生产资料分析表明,调峰期气田超负荷生产,影响了气田整体开发效果。2 ³Ø‚B7?¥•要有以下三方面。#64#7?#7 天 然 气 工 业 îH¸£ÆS,3Á?ï/†长庆气区对外供气的主力是靖边气田下古生界碳酸盐岩储层气藏[3],自1997年向北京供气以来,供气范围不断扩大,供气量大幅度上升,尤其2000年以来冬季供气高峰气田经历多次超负荷生产。该气藏边底水能量较低,投产初期单井日产水量一般小于1 多次调峰,到2003年日产水大于10产水对产能影响较大的井仅统计了20口,核实后与合理产能相比,日产量降低75@104 08 海气区的涩北一号气田,从2000年以来属于建产上产阶段,但调峰气量却逐年加大。由于调峰对气、水产量的影响也很明显。统计2003年冬季该气田主要参与调峰提产的13口气井,104 产水3. 9峰期(61 d)日产气108@104 产水9 峰结束恢复原工作制度后,04 产水8.7 明显气量减少,而水量增加。如涩深16井调峰前后的气、水产量曲线(图2),调峰结束后气量达不到调峰前的水平,而产水量却明显上升。å'16ݐwL理产能为30@104d,调峰期产量45@104~ 50@104 m3/d,提产幅度50%~ 67%, 2002年以前日产水量50 多次向北京供气调峰, 2002年以后日产水量增加到120~ 200 放大压差产气量也不再增加,表明气藏已进入递减期(图3)。¿Ê4.öŸ、£ÁMÄwLFιª?h{,ê×Áù,/îV%¥å>合理的生产压差是根据气田地质条件确定的。放大压差生产的结果,从长远看影响气田开发整体结果,对不同地质条件的气田其影响程度不同。/?džÈh{,ê×Áù如靖边下古生界储层平面上存在非均质性,放压提产时,物性好的高产井区压降速率成倍增加;而物性差的低产井区,压差再大,增加的产量也有限。根据中国石油长庆油田分公司统计分析:高产井的提产幅度38%,压降速率提高87%;中低产井提产幅度48%,压降速率提高7% ~ 50% (表1)。从1999年向北京供气调峰以来,靖边下古生界气藏一直不能均衡生产,部分低产井已只能间歇生产。全气藏平均地层压力每年平均下降1. 54 方案设计的1 2003年按方案设计建成年产生产能力60 @108 年底核实生产能力只有çHBÝžÈ3ÁÐbâ4Á1V)平均日产量(104 量提高幅度(%)生产压差(差提高幅度(%)压降速率(d)压降速率提高幅度(%)推测年压降值(产正常生产放压提产1212 38 100 0. 00970. 0182 87. 0 0 48 42 0. 01690. 0250 49. 6 7 49 15 0. 02380. 0255 7. 0 5#第29卷第9期 天 然 气 工 业 7?#7108 见基本无稳产期。08 108 应属于生命力旺盛的稳产阶段。显然,不合理的放压提产对这类低渗透非均质气藏的伤害很大。2 ¹ªâï‚(™/†,/îV%å>陕45井区是靖边下古生界气藏的主力产气区块,北部的观察井62 底实测为22. 86 降1. 76部观察井12 底实测为25. 12 降了1一区块内相差0. 76 于构造幅度很平缓的气藏,地层压力不均衡下降造成的低压区,一般是边底水侵的指向。气井压力降低,携水困难,有可能造成水域扩展,严重者造成对含气面积的分割。加之储层低渗透、非均质性强,使含气面积复杂化,部分成为气井难以控制的/死气区0,从而造成可采储量的损失。î%ªé,•YÝžÈ3Á青海气区涩北一号气田为第四系浅气藏,储层埋深小(400~ 1 800 m),成岩程度低,岩石疏松[425]。放大压差生产,气流速度增加,初期砂粒被带至井筒,甚至带出地面,随着地层压力下降,砂粒积存在井筒,造成生产井段砂埋,增加流动阻力,影响气井正常生产,产气量降低。为了解调峰后的出砂情况,对部分井进行了下电缆探测砂面(表2)。可以看出涩4213井的气层井段全部被砂埋,涩3210、涩3236两口井的气层井段分别被砂埋掉5. 2 5 m。其余3口井的人工口袋大多被砂充填。长庆气区上古生界二叠系气藏,储层砂岩低渗2004MåB|BÝÈéë'd9V射开层段(m)探深(砂面)(m)人工井底(m)砂面)人工井底(m)备 注1涩4213 575. 5 563. 1 513. 2 495. 0 556. 6 545. 6 井基本都是压裂投产。生产压差过大,易造成压裂砂回流,一是造成井筒砂堵,二是可能导致人工裂缝闭合,二者均影响气井产能。观察榆林气田的榆2622、榆3629等井,当生产压差提高超过合理值时,发现有明显的出砂现象,并引起产能的降低。3 ²‚#y²‚¹利用上游调峰,造成地层能量的非正常消耗,缩短稳产期和造成储量损失,降低采收率,从而影响气田整体开发效果;º气井出水、出砂,不仅降低产能,同时势必加大采气工艺措施工作量,促使采气成本增加。因此,在没有富余产能的情况下,利用上游调峰对气田整体开发效益影响很大。yp¹根据产量波动需求,产能建设部署时适当考虑留有余量;º加大地下储气库规划建设力度,根据不同目标市场的调峰用需求(包括季节性调峰和应急调峰),尽快建设相适应的地下储气库;»多管齐下,通过部分气田富余产能、地下储气库、东南沿海城市方式满足不同市场的调峰需求,进而保证气田的科学合理开发。• I Ó D[1]]001, 9(1):32235.[2]吴宏,]2004,24(6):8211.[3]王勇,王宏,王彩丽,]2002,22(6):80283.[4]钟兵,马力宁,杨雅和,]2004,24(10):89292.[5]李宾元,北气田出砂机理及防砂技术研究[J]2000,22(1):40243.(收稿日期 2009206211 编辑 bkÊ)#66#7?#7 天 然 气 工 业 2009年9月e/ 965, a D in on 65007, + 86210269213171 + 86213910671225 of by on 65007, 9, , 64266, 9/25/2009. (00020976; At is it is a to to of of of as as of by It of in it is of a It is be be of 963, . in of 65007,+ 86210269213690 65007, 00083, 9, , 67270, 9/25/2009. (00020976; s a of of on of a s is of w= 40% of 38#9, , 2009 5, 2009
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