阿姆河右岸某跨境氣田增壓必要性及優(yōu)化研究

鄭可，孫麗，劉榮和，李洪璽，張李

中國(guó)石油川慶鉆探工程有限公司地質(zhì)勘探開(kāi)發(fā)研究院，四川成都610051

引言

某跨境氣田位于土庫(kù)曼斯坦阿姆河右岸中部，橫跨土庫(kù)曼斯坦（土方）和烏茲別克斯坦（烏方），構(gòu)造主體在土方境內(nèi)[1-3]。2007 年7 月，中國(guó)石油集團(tuán)公司（中方）與土方達(dá)成合作，重新開(kāi)啟了阿姆河右岸勘探開(kāi)發(fā)一體化工作。該跨境氣田為中亞天然氣管道主力氣源[4]，氣藏儲(chǔ)量大、地層連通性好[5]、產(chǎn)能穩(wěn)定、水體不活躍，累計(jì)產(chǎn)量占整個(gè)合同區(qū)總產(chǎn)量的70%。但氣田開(kāi)發(fā)面臨以下幾個(gè)難題：（1）2016 年以來(lái)，部分氣井井口壓力已不足7.5 MPa，低于管網(wǎng)集輸壓力，井口壓力和產(chǎn)能的自然遞減，難以在2018年實(shí)現(xiàn)80×108m3的年產(chǎn)氣規(guī)模。（2）受烏方開(kāi)采的影響，土方資源流失一直在持續(xù)，氣藏壓力分布不均衡，東部壓力低，西部壓力高，東西部產(chǎn)量及壓力遞減規(guī)律和增壓時(shí)機(jī)不一致，需要制定適宜的增壓方案來(lái)提高采氣規(guī)模，盡可能減少資源流失。（3）增壓開(kāi)采規(guī)模大、投資高、審批難，土方對(duì)中方簽證數(shù)量有限制，增壓工程地面基建人員不足。國(guó)內(nèi)蘇里格、大牛地、元壩等氣田在增壓開(kāi)采必要性及增壓方案優(yōu)化方面的研究已非常成熟，但不能有效解決該跨境氣田資源流失、增壓規(guī)模大、增壓方案審批難、地面增壓工程建設(shè)推進(jìn)緩慢等關(guān)鍵問(wèn)題[6-10]。

本文在梳理該氣藏近幾年開(kāi)發(fā)規(guī)律的基礎(chǔ)上，首先對(duì)增壓開(kāi)采的必要性進(jìn)行系統(tǒng)論證，然后對(duì)各增壓方案進(jìn)行比選，最后對(duì)增壓方案進(jìn)行逐步優(yōu)化。最終制定出工程上切實(shí)可行、經(jīng)濟(jì)上投資最少的增壓方案，以期能順利通過(guò)土方審批并在礦場(chǎng)付諸實(shí)施，達(dá)到最大限度減少資源流失、保障合同區(qū)產(chǎn)能持續(xù)穩(wěn)定、提高跨境氣田開(kāi)發(fā)效果的目的。研究成果對(duì)合同區(qū)內(nèi)多個(gè)跨境氣田增壓開(kāi)采必要性研究和增壓方案的優(yōu)化具有一定的示范作用，對(duì)海外類似氣田的高效開(kāi)發(fā)具有借鑒意義。

1 氣藏開(kāi)發(fā)特征概述

1.1 生產(chǎn)概況

土方在1975 年制定了氣田開(kāi)發(fā)方案，1986 年投產(chǎn)，1993 年由于前蘇聯(lián)解體后天然氣出口受阻，暫時(shí)停產(chǎn)。1986——1993 年，共投產(chǎn)28 口井，累計(jì)采出166.2×108m3天然氣，生產(chǎn)層位主要為下部XVm層。

2007 年，中方接管氣田生產(chǎn)后，加大了開(kāi)發(fā)力度，多次編制了開(kāi)發(fā)調(diào)整方案，土方境內(nèi)儲(chǔ)量占?xì)馓锟們?chǔ)量的83%。氣田在2009 年12 月復(fù)產(chǎn)，中方新鉆井14 口（斜井9 口），對(duì)26 口老井進(jìn)行了補(bǔ)孔（上部XVac、XVp 層）和重復(fù)射孔（下部XVm層），新建兩座集氣站（1 號(hào)、2 號(hào)集氣站，見(jiàn)圖1），氣田開(kāi)發(fā)形勢(shì)變好。2017 年共投產(chǎn)40 口井，日產(chǎn)氣2 260.0×104m3，日產(chǎn)水130 m3，中方累計(jì)產(chǎn)氣480.0×108m3，累計(jì)產(chǎn)水21×104m3。

圖1 氣田集氣管網(wǎng)示意圖Fig.1 Schematic diagram of gas gathering network in gas field

1 號(hào)集氣站和2 號(hào)集氣站生產(chǎn)特征有差異（圖2），1 號(hào)集氣站所轄24 口井位于氣藏東部邊境，壓力低，平均油壓5.74 MPa，累計(jì)產(chǎn)氣330×108m3；2 號(hào)集氣站所轄16 口井位于氣藏西部，壓力高，平均油壓7.33 MPa，累計(jì)產(chǎn)氣150.0×108m3。

圖2 1 號(hào)集氣站、2 號(hào)集氣站生產(chǎn)運(yùn)行曲線Fig.2 Production curve of No.1 and No.2 gas gathering station

1.2 壓力分布規(guī)律

2007 年以來(lái)，中方持續(xù)開(kāi)展了多輪次的壓力監(jiān)測(cè)，截至2017 年，共計(jì)179 井次，豐富的壓力監(jiān)測(cè)資料提高了歷年地層壓力描述的精度。

（1）地層壓力變化特征

烏方開(kāi)采始于2008 年1 月，中方開(kāi)采始于2019 年12 月。受烏方開(kāi)采的影響，投產(chǎn)前地層壓力已形成東傾的壓力斜坡，東部壓力低、西部壓力高。隨著氣藏開(kāi)發(fā)的推進(jìn)，壓力帶由2009 年的4 個(gè)變?yōu)?016 年的10 個(gè)（圖3），壓降漏斗進(jìn)一步擴(kuò)大。東西部地層壓力遞減規(guī)律有差異，東部邊境井區(qū)地層壓力每年平均下降1.7 MPa，西部井區(qū)地層壓力每年平均下降1.3 MPa，氣藏地層壓力年平均下降1.5 MPa，烏方開(kāi)采規(guī)模在未來(lái)將持續(xù)影響地層壓力的分布。但整個(gè)構(gòu)造和儲(chǔ)量主體位于土方境內(nèi)，氣藏生產(chǎn)特征符合整裝氣藏開(kāi)發(fā)特征[11]，地層壓力與無(wú)阻流量遞減率規(guī)律基本一致（圖4）。

圖3 氣藏不同生產(chǎn)階段地層壓力分布圖Fig.3 Distribution map of formation pressure in different production stages

圖4 氣藏地層壓力和無(wú)阻流量遞減規(guī)律Fig.4 Decline law of formation pressure and absolute open flow

（2）井口壓力變化特征

與地層壓力分布特征類似，井口壓力亦呈東傾分布，東部壓力低，西部壓力高（圖5）。2016 年以來(lái)，部分氣井井口壓力不足7.5 MPa，低于管網(wǎng)集輸壓力，主要分布在氣藏東部1 號(hào)集氣站所轄氣井。按氣田近年壓力遞減規(guī)律，平輸壓井?dāng)?shù)將逐漸增多，氣田將進(jìn)入平輸壓遞減期；同時(shí)由于壓力分布不均衡，導(dǎo)致東西部增壓時(shí)機(jī)不一致[12-13]，1 號(hào)集氣站所轄單井增壓時(shí)機(jī)為2017 年12 月，2 號(hào)集氣站所轄單井增壓時(shí)機(jī)為2018 年8 月。

圖5 氣藏井口壓力分布圖（2016 年）Fig.5 Distribution map of wellhead pressure

2 增壓開(kāi)采必要性及難點(diǎn)

2.1 增壓開(kāi)采必要性

（1）烏方采氣速度高，增壓開(kāi)采能最大限度地減緩資源流失

根據(jù)歷年的邊境巡查資料，烏方生產(chǎn)井由2008 年的13 口生產(chǎn)井增加到2017 年的40 口，如圖6 所示。通過(guò)數(shù)值試井反演壓力場(chǎng)變化過(guò)程表明，隨著雙方生產(chǎn)井?dāng)?shù)及開(kāi)采規(guī)模的增加，壓力場(chǎng)東傾坡度逐年加大（圖7）；邊界井多輪次的壓力恢復(fù)雙對(duì)數(shù)擬合曲線后期均有不同程度的下掉，為烏方開(kāi)采干擾所導(dǎo)致[14]，如圖8 所示。運(yùn)用數(shù)值模擬擬合烏方在不同采氣規(guī)模條件下邊界井的地層壓力，當(dāng)烏方單井日產(chǎn)量40×104m3時(shí)擬合效果最好（圖9）。

圖6 邊境巡查烏國(guó)井位圖Fig.6 Well maps in Uzbekistan through border patrol

圖7 數(shù)值試井反演壓力場(chǎng)變化過(guò)程Fig.7 Inversion of pressure field change process by numerical well test

圖8 不同時(shí)期關(guān)井壓力恢復(fù)雙對(duì)數(shù)曲線對(duì)比圖Fig.8 Comparison of double logarithmic curves during buildup the shut-in pressure in different periods

圖9 邊界井地層壓力擬合圖Fig.9 Fitting diagram of formation pressure for boundary well

邊境巡查資料能初步判斷烏方生產(chǎn)井?dāng)?shù)，數(shù)值試井能反演壓力場(chǎng)變化規(guī)律并對(duì)壓力值進(jìn)行定量描述，數(shù)值模擬技術(shù)能對(duì)烏方不同開(kāi)發(fā)階段的產(chǎn)量和土方資源流失量進(jìn)行定量表征。上述研究表明，烏方投產(chǎn)時(shí)間較中方早，中方在2009 年投產(chǎn)后，資源流失量呈逐年增加趨勢(shì)，為有效應(yīng)對(duì)烏方開(kāi)采造成的資源流失，中方在邊境井區(qū)先后部署了11 口開(kāi)發(fā)井（1 號(hào)集氣站管轄），并對(duì)這些井采取適度高配的生產(chǎn)策略，資源流失速度得到有效減緩。2015 年以來(lái)，由于雙方均受平輸壓的影響，資源流失量呈下降趨勢(shì)（圖10）。

圖10 烏方年采氣量預(yù)測(cè)Fig.10 Annual gas production forecast in Uzbekistan

盡管資源流失在逐年下降，雙方的開(kāi)發(fā)形勢(shì)趨于穩(wěn)定，但烏方境內(nèi)儲(chǔ)量?jī)H為土方境內(nèi)的1/5，其年采氣規(guī)模已接近中方的3/5，烏方采氣速度為中方的3 倍，邊境井區(qū)采氣速度更高，地層壓力和井口壓力更低。1 號(hào)集氣站所管轄的生產(chǎn)井大部分位于氣藏邊境，中方可優(yōu)先對(duì)1 號(hào)集氣站進(jìn)行增壓開(kāi)采，以此提高整個(gè)氣藏的采氣速度和采氣規(guī)模，最大限度地降低資源流失。如果增壓開(kāi)采能如期推進(jìn)，兩年內(nèi)可減少資源流失8.5×108m3，如圖11所示。

圖11 不增壓與增壓開(kāi)采流失量對(duì)比Fig.11 Comparison of resource loss of un-supercharging and supercharging

（2）受平輸壓影響，難以完成既定的產(chǎn)能目標(biāo)，增壓開(kāi)采勢(shì)在必行

2016 年以來(lái)，1 號(hào)、2 號(hào)集氣站所轄生產(chǎn)井的井口壓力陸續(xù)低于7.5 MPa，不能滿足地面管網(wǎng)集輸要求[15-16]。若不進(jìn)行增壓開(kāi)采，只能保壓降產(chǎn)，難以在2018 年達(dá)到80×108m3的年產(chǎn)能規(guī)模，預(yù)計(jì)合同期末廢棄壓力為7.0 MPa，采收率不足55%。增壓開(kāi)采既能為完成產(chǎn)能任務(wù)提供保障，又能將合同期末的廢棄壓力降低至3 MPa，整個(gè)采出程度將提高30%左右（圖12）。

圖12 合同期內(nèi)不增壓與增壓開(kāi)采產(chǎn)能對(duì)比Fig.12 Comparison of production capacity of un-supercharging and supercharging during the contract period

（3）水體不活躍、單井產(chǎn)能高、儲(chǔ)層滲流能力穩(wěn)定，增壓開(kāi)采可實(shí)現(xiàn)高速開(kāi)發(fā)

氣藏為受背斜圈閉控制的邊水氣藏[17]，儲(chǔ)層類型以孔隙型中-高孔滲儲(chǔ)層為主。氣藏下部XVhp 層以致密灰?guī)r為主，自然伽馬高值，厚度大，物性差，橫向?qū)Ρ群肹18]，分布穩(wěn)定，如圖13所示，氣藏裂縫不發(fā)育[19]，對(duì)底水的活躍程度有所制約。近幾年的生產(chǎn)實(shí)踐也證實(shí)，水氣比穩(wěn)定（約0.045×10?4m3/m3），產(chǎn)出水氯離子含量低（約2 000 mg/L），為典型凝析水特征，如圖14 所示，水體不活躍，增壓開(kāi)采提高產(chǎn)氣規(guī)模后的見(jiàn)水風(fēng)險(xiǎn)不高。

圖13 過(guò)S58—S59-1—S60—S52—S44-2 致密層（XVhp）連井剖面圖Fig.13 Connecting-well profile of compact layer crossing S58–S59–1–S60–S52–S44–2

圖14 氣藏日產(chǎn)水量和水氣比變化曲線Fig.14 Variation curve of daily water production and water-gas ratio

根據(jù)近年來(lái)單井產(chǎn)量情況，有65%的井日產(chǎn)量在（40～80）×104m3，老井修復(fù)成功后平均日產(chǎn)量50×104m3，新鉆井平均日產(chǎn)氣約65×104m3，其中，邊境井區(qū)斜井平均日產(chǎn)氣約85×104m3，單井產(chǎn)量均較高，生產(chǎn)穩(wěn)定。大部分井（包括邊境井區(qū)）近年來(lái)的產(chǎn)能試井壓力恢復(fù)雙對(duì)數(shù)曲線基本重合，儲(chǔ)層滲流條件穩(wěn)定（圖8），適合通過(guò)提高采氣速度，來(lái)實(shí)現(xiàn)高速開(kāi)發(fā)。

2.2 增壓開(kāi)采難點(diǎn)

增壓開(kāi)采可以實(shí)現(xiàn)80×108m3的年產(chǎn)能規(guī)模，但兩個(gè)集氣站增壓時(shí)機(jī)不同、整個(gè)增壓工程投資大、審批難。同時(shí)，由于土方每年對(duì)中方簽證數(shù)量的限制，中方在增壓工程地面基礎(chǔ)建設(shè)方面人力不足，增壓開(kāi)采進(jìn)展緩慢。這些都需要在增壓方案優(yōu)選中系統(tǒng)考慮。

3 增壓方案適用性分析及優(yōu)化

3.1 各增壓方案適用性分析

氣田增壓方案的選擇應(yīng)該以滿足外輸條件為基礎(chǔ)，以氣田產(chǎn)能建設(shè)需求和井口壓力狀況為依據(jù)，以最大經(jīng)濟(jì)效益為目標(biāo)。氣田增壓方案有分散增壓和集中增壓兩種[20-22]，分散增壓包括單井增壓、分片集中增壓。單井增壓，指每口氣井設(shè)置壓縮機(jī)，單獨(dú)進(jìn)行增壓；分片集中增壓，指根據(jù)地理位置，在一定區(qū)域內(nèi)（即1 號(hào)、2 號(hào)集氣站）分別設(shè)置增壓站。集中增壓，指在一個(gè)地理位置建立大型的增壓站，統(tǒng)一對(duì)天然氣進(jìn)行增壓外輸。各方案優(yōu)缺點(diǎn)對(duì)比結(jié)果如表1 所示。

表1 各增壓方案對(duì)比Tab.1 Comparison of supercharging plan

現(xiàn)有的地面集輸管網(wǎng)，具備分片或集中增壓的優(yōu)越條件。同時(shí)，由于兩個(gè)集氣站增壓時(shí)機(jī)有差異，土方對(duì)中方簽證數(shù)量有限制，循序漸進(jìn)地分期開(kāi)展增壓站地面工程建設(shè)能緩解基建人員不足的問(wèn)題。一期工程可以對(duì)1 號(hào)集氣站所轄井進(jìn)行集中增壓，2017 年12 月投入使用，優(yōu)先解決氣田東部壓力低、產(chǎn)能遞減快的主要矛盾；二期工程對(duì)2 號(hào)集氣站所轄井進(jìn)行集中增壓，2018 年9 月投入使用，屆時(shí)在西部形成良好的產(chǎn)能接替。

根據(jù)表2 所示各增壓方案，可對(duì)比技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)數(shù)據(jù)，集中增壓方案投資最小。另外，該方案將所有壓縮機(jī)安裝在同一增壓站內(nèi)，有條件進(jìn)行產(chǎn)能剖面優(yōu)化，亦可通過(guò)設(shè)計(jì)流程切換裝置，實(shí)現(xiàn)一期和二期壓縮機(jī)的錯(cuò)峰運(yùn)行、相互調(diào)配和借用，這樣能逐漸減少壓縮機(jī)臺(tái)數(shù)，提高壓縮機(jī)利用率。因此，針對(duì)氣田這樣的大型集輸管網(wǎng)，綜合經(jīng)濟(jì)與效能，最終確定集中增壓、分期建設(shè)是最優(yōu)方案。

表2 各增壓方案可對(duì)比技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)數(shù)據(jù)Tab.2 The comparable technical and economic indicators of supercharging plan

3.2 增壓方案優(yōu)化

增壓方案涉及到氣藏工程、地面增壓工藝和技術(shù)經(jīng)濟(jì)等多個(gè)專業(yè)。在最優(yōu)增壓方案確定后，還需要對(duì)壓縮機(jī)數(shù)量、經(jīng)濟(jì)投資等進(jìn)行逐步優(yōu)化，實(shí)現(xiàn)投資最小化、效益最大化。

（1）增壓方案優(yōu)化的指標(biāo)體系建立在整個(gè)合同期內(nèi)總產(chǎn)能規(guī)模相同的條件下，綜合對(duì)比以下各項(xiàng)參數(shù)：氣藏工程參數(shù)（年產(chǎn)能剖面、年增壓增量、采出程度）；地面增壓工藝參數(shù)（年壓縮機(jī)總功率、數(shù)量及利用率）；技術(shù)經(jīng)濟(jì)參數(shù)（增壓總投資、內(nèi)部收益率及投資回收期）。將這些參數(shù)作為增壓方案優(yōu)化的指標(biāo)體系。

（2）對(duì)上述指標(biāo)體系的壓縮機(jī)數(shù)量進(jìn)行優(yōu)化，研究表明：合理縮短穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間，對(duì)每年的產(chǎn)能剖面進(jìn)行優(yōu)化（圖15），能夠有效降低壓縮機(jī)設(shè)備總驅(qū)動(dòng)功率，由57.6 MW 降低至46.8 MW，可將單機(jī)功率為3.6 MW 的壓縮機(jī)臺(tái)數(shù)由16 臺(tái)降至13 臺(tái)。

圖15 產(chǎn)能剖面優(yōu)化Fig.15 Optimization of productivity profile

集中增壓將壓縮機(jī)分兩期建設(shè)在同一個(gè)增壓站內(nèi)，在產(chǎn)能高峰期，將兩個(gè)集氣站壓縮機(jī)錯(cuò)峰運(yùn)行，可將兩臺(tái)單機(jī)3.6 MW 的高功率壓縮機(jī)替換成兩臺(tái)1.7 MW 的低功率壓縮機(jī)；進(jìn)一步通過(guò)流程切換設(shè)計(jì)，讓1.7 MW 的低功率壓縮機(jī)在兩個(gè)集氣站相互調(diào)配、借用。如此優(yōu)化后，壓縮機(jī)設(shè)備總需求功率由46.8 MW 降至43.0 MW，壓縮機(jī)配置為：11 臺(tái)（3.6 MW）+2 臺(tái)（1.7 MW），壓縮機(jī)利用率也得到提高，如圖16 所示，增壓總投資最小，經(jīng)濟(jì)效益最高。

圖16 壓縮機(jī)利用率對(duì)比Fig.16 Comparison of compressor utilization

4 分期增壓工藝流程及壓縮機(jī)配置

根據(jù)上述優(yōu)化后的集中增壓方案，分兩期建立地面增壓工藝流程，在第二期通過(guò)流程切換設(shè)計(jì)對(duì)壓縮機(jī)進(jìn)行合理配置，詳見(jiàn)圖17、圖18。

圖17 一期增壓工藝流程圖Fig.17 Flow chart of supercharging process of the first phase

圖18 二期增壓工藝流程圖Fig.18 Flow chart of supercharging process of the second phase

5 結(jié)論

（1）該氣田為大型整裝跨境氣田，多年的開(kāi)發(fā)實(shí)踐證實(shí)氣藏單井產(chǎn)能高、連通性好、儲(chǔ)層滲流條件穩(wěn)定、水體不活躍。增壓開(kāi)采提高采氣規(guī)模后的見(jiàn)水風(fēng)險(xiǎn)低，既能最大限度地減少資源流失，亦能為80×108的年產(chǎn)能規(guī)模提供保障，將合同期內(nèi)采出程度提高30%。增壓開(kāi)采能行之有效地解決氣田所面臨的資源流失、產(chǎn)能目標(biāo)難以完成等關(guān)鍵問(wèn)題。

（2）按照氣田現(xiàn)有的集輸管網(wǎng)，綜合經(jīng)濟(jì)與效能，最終確定集中增壓、分期建設(shè)是最優(yōu)方案。該增壓方案將所有壓縮機(jī)安裝在同一增壓站內(nèi)，但分兩期建成投入運(yùn)行，具備幾個(gè)優(yōu)點(diǎn)：1○兩個(gè)集氣站增壓時(shí)機(jī)不一致，分期建設(shè)能緩解中方基建人員不足的問(wèn)題，一期工程率先對(duì)1 號(hào)集氣站所轄井進(jìn)行集中增壓，優(yōu)先解決氣田東部邊境井區(qū)壓力低、產(chǎn)能遞減快等問(wèn)題，更能最大限度地減緩資源流失；二期工程對(duì)2 號(hào)集氣站所轄井進(jìn)行集中增壓，屆時(shí)在西部形成良好的產(chǎn)能接替。2○在確保合同期內(nèi)總體增壓效果的前提下，通過(guò)優(yōu)化年產(chǎn)能剖面，在產(chǎn)能高峰期，兩個(gè)集氣站壓縮機(jī)可以錯(cuò)峰運(yùn)行，將兩臺(tái)單機(jī)3.6 MW 的高功率壓縮機(jī)替換成兩臺(tái)1.7 MW 的低功率壓縮機(jī)；進(jìn)一步通過(guò)安裝流程切換裝置，讓1.7 MW 的低功率壓縮機(jī)在兩個(gè)集氣站相互調(diào)配、借用。最終壓縮機(jī)設(shè)備總需求功率由46.8 MW 降至43.0 MW，壓縮機(jī)數(shù)量縮減至最小，利用率也得到了顯著提高。

（3）優(yōu)化后的增壓方案需要投入13 臺(tái)壓縮機(jī)（11 臺(tái)3.6 MW+2 臺(tái)1.7 MW），壓縮機(jī)臺(tái)數(shù)最少，增壓總投資最小，加快了土方對(duì)增壓方案的審批進(jìn)程。目前，按照優(yōu)化后的增壓方案，增壓站已經(jīng)分兩期建設(shè)完成，13 臺(tái)壓縮機(jī)分兩期先后在1 號(hào)、2 號(hào)集氣站投入使用，取得了良好的增壓效果，最大限度地降低了資源流失，并在2018 年完成了80×108m3的年產(chǎn)能目標(biāo)，維護(hù)了中亞天然氣管道主供氣源產(chǎn)能的穩(wěn)定性。