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。