采气工程的方案.docVIP

采气工程方案设计 根据选区结果和气藏工程研究结论，从采气方式、生产管柱、增产措施、防腐防垢、动态监测、安全控制等方面，针对先导性试验的要求和特点，对采气工程进行研究。 1 开采方式 依据大牛地气田上古生界气藏特点和气藏类型，本次研究选定三个试验井组（大16、大15、大10井组）的开采方式均为利用天然能量衰竭式开采。 2 采气方式 根据大牛地气田的气藏地质特征、气藏工程设计以及气藏生产的地面条件，三个井组的采气方式均为油管自喷采气。 3 气井节点分析 3.1 气井合层开采分析 3.1.1 多层合采可行性分析 大牛地气田具有多套气层叠合连片的特点，试验区单层平均无阻流量1.8×104m3/d，产能较低，只有采用多层合采，才能获得较好的经济效益。 盒3、盒1、山1、太2段基本储层性质及天然气性质类似；各层段地层水均为氯化钙；天然气性质类似；各层孔隙度、渗透率大小接近，层间基本均质；盒3、盒1、山1、太2段气藏压力系数范围接近； 根据李熙哲等在《鄂尔多斯盆地上古界深盆气气水分布与压力特征》中的研究成果，鄂尔多斯盆地中、北部地区上古生界盒8段（即盒1段）山西组基本为一个压力系统。其中盆地北部压力系数一般为0.746～0.981，中部气田下石盒子组压力系数为0.787～0.998,陕141井区山2段（即山1段）常压区。这与大牛地气田DST结果基本一致。根据钻探结果，最顶部的盒三段气层距最低部的二气约250米左右，根据地层平均压力梯度计算两个压力差4MPa左右，由于各气层均为特低渗气层，理论研究表明，特低渗油气藏存在启动压力，所以在实际生产过程中生产压差较大（特别是按照多层合采配产相对较高），井筒中各层在较短时间将会达到动态平衡，不会出现倒灌现象。 本次试验确定在大10井组进行多层合采试验，通过对大10井太2段、山1段、盒1段、盒3段四个产气层位的试井资料进行分析认为：大10井4个层段实测无阻流量之和为88276m3/d，具备合采的物质基础；依据DST测试结果，盒1段压力系数为0.85,山1段压力系数为0.9，压力系数基本相同，为同一压力系统，多层合采时，层间干扰的可能性较小；各层地层水的水型均为氯化钙，PH值偏弱酸性，合采不易结垢；最上部的盒3段与最下部的太2段射孔距离为205米，距离不大。 依据长庆上、下古生界合采经验，当多层生产时，只要井底流压低于地层静压，就不存在层间干扰，多层的产气量之和就为单井产量。大10井试气期间各层的井底流压均小于地层静压，根据数值模拟研究大10井早期最大井底流压为13MPa（配产16000m3/d、深度2739 m）,见图2，不会倒灌。因此，在大10井组进行多层合采一般不会出现层间干扰，多层合采具备可行性。 3.1.2 合层IPR曲线预测 图1为大10单层和合层流入动态图，可见合采后，无阻流量大大增加，无需大的生产压差就能获得较大产量。当流压20.3pwf23.87时，只有盒3段产气，而太2、盒1与山1段均处于倒灌现象，故产量在理论上为负值，当20.8 pwf 23.87时盒3段生产的气量小于其它三层倒灌量之和，当pwf 20.8时盒3段生产的气量等于其它三层倒灌量之和，即合采产量为零；当18.07 pwf 20.3时，盒3段、太2段产气，盒一段、山1段仍倒灌；当16.07 pwf 18.07时，只有山1段倒灌；当pwf 16.07四个层均产气，为了防止倒灌现象，保证各层都生产，合采时井底流压应低于各层中最低的地层压力。根据数值模拟研究大10井早期最大井底流压为13MPa（配产16000m3/d、深度2739 m）,见图2，因此不会倒灌。 图1 大10井各层及合采流入动态曲线 3.1.3 层间矛盾分析 大10井山1段综合评价该层为产气层。测得该层静压为16.073MPa /2679m，静温度为82.66℃/2679m。平均气产量6391m3/d的井底流压为6.31MPa/2679m，平均产水量2.3m3/d，平均产凝析油量0.25m3/d。测试解释地层压力为24.51MPa/ 2734.5m，压力系数为0.9；地层温度为84.17℃/2737.5m,该层厚13m,地层渗透率为0.00134×10-3μm2，无阻流量为7428m3/d。盒1段综合评价该层为产气层。测得该层静压为18.07MPa/2608m，平均气产量9503m3/d的井底流压为13.25MPa/2608m，流温为81℃/2608m。平均产水量0.8m3/d，平均产凝析油量0.2m3/d。该层厚14m；地层渗透率为0.00134×10-3μm2；无阻流量为19294m3/d。盒3段测试时测得平均产气量20287m3/d，井底流压15.9MPa/2450、流温为78.43℃/2450m，原始地层压力为23.87MPa/2511.7m，分析结果该层