張祥榮，胡海洋(中海石油(中國)有限公司湛江分公司，廣東 湛江 524057)

0 引言

南海西部首個低滲凝析氣田A氣田共開采WC9-2/WC9-3/WC10-3三個區(qū)塊，區(qū)塊內(nèi)孔隙度、滲透率均較低，油層厚度普遍不大，整體油藏物性較差，屬于中低孔、低滲油藏，動用儲量鉆后與ODP差異大。A氣田采用導管架平臺A平臺進行生產(chǎn)開發(fā)，共完鉆13口生產(chǎn)井。生產(chǎn)開發(fā)過程中根據(jù)生產(chǎn)井特性將其分為中高產(chǎn)井、低產(chǎn)井、關(guān)停井、間歇生產(chǎn)井、水淹風險井共五類，開采過程中生產(chǎn)井主要受反凝析傷害，出現(xiàn)儲層烴鎖，導致井筒近井地帶存在污染，影響氣井產(chǎn)能。

1 實施方案中的整體降壓生產(chǎn)

A氣田工藝處理流程實施整體分階段(三個階段，)深度降壓策略，示意圖如圖1所示。一是提高生產(chǎn)井的生產(chǎn)壓差，進一步提高生產(chǎn)井的單井采收率；二是針對高風險水淹井，提高流體流動速率，增大高產(chǎn)液井攜液量，防止生產(chǎn)井積液淹井。根據(jù)降壓測試方案逐步降低各個壓力節(jié)點至目標壓力，降壓過程中密切關(guān)注關(guān)鍵設(shè)備狀態(tài)、外輸熱值及烴露點變化情況。

圖1 分階段深度降壓工藝流程

階段一：低壓井進入低壓生產(chǎn)分離器(設(shè)點4 450 kPa)后進入濕氣壓縮機二級進行增壓，與高壓生產(chǎn)分離器(設(shè)點9 150 kPa)、段塞流捕集器(設(shè)點9 150 kPa)來氣混合進入脫水、脫烴系統(tǒng)，脫烴時經(jīng)過JT閥節(jié)流降壓至5 500 kPa后通過干氣壓縮機增壓外輸至香港海管。

階段二：低壓井進入低壓生產(chǎn)分離器(設(shè)點1 750 kPa)后進入濕氣壓縮機一級進行增壓，與高壓生產(chǎn)分離器(設(shè)點4 450 kPa)、段塞流捕集器(設(shè)點4 450 kPa)來氣混合進濕氣壓縮機二級進行增壓后入脫水、脫烴系統(tǒng)，脫烴時經(jīng)過JT閥節(jié)流降壓至4 950 kPa后通過干氣壓縮機增壓外輸至香港海管。

階段三：低壓井進入低壓生產(chǎn)分離器(設(shè)點1 550 kPa)與段塞流捕集器(設(shè)點1 750 kPa)來氣后進入濕氣壓縮機一級進行增壓，與高壓生產(chǎn)分離器(設(shè)點4 000 kPa)來氣混合進入濕氣壓縮機二級進行增壓后入脫水、脫烴系統(tǒng)，脫烴時經(jīng)過JT閥節(jié)流降壓至4 650 kPa后通過干氣壓縮機增壓外輸至香港海管。

2 實施方案中的低效井治理

結(jié)合氣井動態(tài)分析及前期生產(chǎn)操作經(jīng)驗，制定每口低效井的“一井一策”精細管理化方案，創(chuàng)新提出小油嘴生產(chǎn)—大油嘴清噴工作制度、間歇井開關(guān)井預警策略、水淹風險井清噴決策系統(tǒng)三項治理低效井的技術(shù)革新措施，深度挖潛每口低效井產(chǎn)能。

2.1 創(chuàng)新探索小油嘴生產(chǎn)—大油嘴清噴工作制度，大幅度提高揮發(fā)性油藏生產(chǎn)井時率

揮發(fā)性油藏生產(chǎn)井自投產(chǎn)后多次出現(xiàn)壓力突降后無產(chǎn)出的異常情況，需要關(guān)井恢復地層能量實行間歇生產(chǎn)，建議后續(xù)進行氣舉或泵抽生產(chǎn)。在通過多次清噴作業(yè)后摸清揮發(fā)性油藏生產(chǎn)井特性，發(fā)現(xiàn)該類井井口壓力在特定壓力區(qū)間生產(chǎn)時壓力衰減速率會異常加快。通過分析地質(zhì)油藏資料、生產(chǎn)動態(tài)、清噴數(shù)據(jù)及壓力恢復特征，判斷該類生產(chǎn)井低于10 MPa后地層反凝析嚴重，地層孔隙出現(xiàn)烴鎖后滲流阻力大幅度增加，導致井底積液嚴重。通過實行小油嘴生產(chǎn)—大油嘴清噴工作制度，以小油嘴維持井口壓力在10 MPa以上生產(chǎn)，當井口壓力下降至10 MPa后迅速開大油嘴清噴積液。采取該工作制度能使地層壓力高于露點壓力減緩反凝析作用烴液的析出，同時該氣量滿足井筒攜液條件，這樣生產(chǎn)井近井地帶能夠達到動態(tài)平衡防止淹井。

2.2 進行大數(shù)據(jù)分析，制定水下井口間歇井開關(guān)井預警策略

間歇生產(chǎn)井由于地層壓力不足及近井地帶污染等原因無法維持自噴生產(chǎn)，且水下井口無法讀取井下壓力數(shù)據(jù)、鋼絲測壓作業(yè)成本高難度大，難于摸清儲層壓力恢復情況。首先對生產(chǎn)井近60次間歇開關(guān)井壓力溫度、組分及上岸流量等生產(chǎn)數(shù)據(jù)進行統(tǒng)計分析，準確確定間歇生產(chǎn)井維持最長時間開井的工作制度。同時通過壓力、流量變化監(jiān)測系統(tǒng)制定間歇井開關(guān)井預警策略，將壓力、溫度、流量設(shè)定報警值，及時提醒現(xiàn)場操作人員進行工況調(diào)整，最大程度提高單井產(chǎn)能。

2.3 保障井筒流動性，制定水淹風險井清噴決策系統(tǒng)

由于地層出水，導致氣體在井筒內(nèi)流動過程中形成段塞流，隨著地層壓力下降，氣井攜液能力逐漸減弱，為保障生產(chǎn)平穩(wěn)，提前預知井筒內(nèi)氣體攜液能力變化尤為重要。對此設(shè)立生產(chǎn)井清噴決策系統(tǒng)，從井口壓力波動幅度、井口溫度波動幅度、瞬時產(chǎn)氣量波動幅度及產(chǎn)能測試產(chǎn)液變化情況，量化清噴時機所需指標，用于指導水淹風險井生產(chǎn)參數(shù)異常監(jiān)測，及時導入放空系統(tǒng)進行放噴清理井底積液，保障井筒內(nèi)流體的流動性，延長生產(chǎn)井采氣周期，提高單井采收率。

3 實施方案中的地面工藝設(shè)施工藝制度優(yōu)化

綜合考慮關(guān)鍵設(shè)備運行狀態(tài)與生產(chǎn)井異常關(guān)井影響因子，通過探索建立在役壓縮機負荷分配及異常關(guān)停選井策略、完善PMS(能源管理系統(tǒng))脫扣CASE策略，優(yōu)化地面工藝設(shè)施設(shè)備工作制度，提高設(shè)備運行時效及單井生產(chǎn)時效。

(1)建立在役壓縮機負荷分配及異常關(guān)停選井策略，提高氣田抗干擾能力。A氣田天然氣工藝系統(tǒng)每臺壓縮機組均為相對獨立的控制系統(tǒng)，壓縮機控制系統(tǒng)之間無直接邏輯控制，抗壓力波動能力弱，單臺壓縮機關(guān)停后容易觸發(fā)整個平臺的生產(chǎn)關(guān)停。為提高工藝系統(tǒng)的穩(wěn)定性，將壓縮機異常關(guān)停與單井選擇聯(lián)動控制，建立在役壓縮機負荷分配及異常關(guān)停選井策略。通過該選井策略，考慮單井氣量、組分、生產(chǎn)特征、外輸要求及壓縮機組負荷、工況等影響進行組合選擇，壓縮機停機聯(lián)動關(guān)閉所選生產(chǎn)井，避免由壓縮機單元關(guān)停擴大升級為生產(chǎn)關(guān)停。

(2)完善平臺電站PMS脫扣CASE策略保生產(chǎn)。A氣田共有3臺主發(fā)電機組，其中2臺索拉T60透平發(fā)電機組，1臺瓦克夏燃氣往復式發(fā)電機組，系南海西部海域平臺首次不同類型發(fā)電機并網(wǎng)運行。PMS系統(tǒng)的控制方式是預先計算出當設(shè)備出現(xiàn)各種故障時，根據(jù)優(yōu)先級列出所要卸載的設(shè)備，以實現(xiàn)故障出現(xiàn)時對電網(wǎng)的保護功能。運行初期由于PMS脫扣CASE與現(xiàn)場設(shè)備設(shè)施不匹配，策略不完善，多次因大型用電設(shè)備(如壓縮機)異常停機后導致發(fā)電機逆功率拉停電網(wǎng)，平臺掉電。通過梳理平臺用電設(shè)備，依據(jù)對生產(chǎn)的重要性進行優(yōu)先級劃分，共劃分為10級。針對四種不同的發(fā)電機帶載情況，完善細化PMS脫扣CASE策略，在機組出現(xiàn)故障時，將要卸載的設(shè)備分散化，在不需要卸載全部設(shè)備時，只對部分設(shè)備進行卸載，使設(shè)備卸載精細化，把對生產(chǎn)的影響降低到最低。

(3)針對A氣田臺風遠程遙控生產(chǎn)、下游關(guān)停低流量生產(chǎn)及大修停產(chǎn)不停井等非常規(guī)生產(chǎn)模式，建立健全應急響應機制，編寫應急響應方案，細化崗位應急職責。

4 結(jié)語

海上低滲凝析氣田缺乏成熟的開發(fā)開采經(jīng)驗，且受限于平臺空間、設(shè)備、成本等因素，低滲凝析氣田井下增產(chǎn)措施難度大。通過整體及單井降壓生產(chǎn)、生產(chǎn)井工作制度的摸索、優(yōu)化地面工藝流程等措施能夠提高單井生產(chǎn)時效，保證平臺平穩(wěn)生產(chǎn)，最終提高單井采收率，對其他氣田有較強的推廣意義，A氣田通過上述措施共增產(chǎn)天然氣1 640萬m3，凝析油7 150 m3，創(chuàng)造經(jīng)濟效益6 409萬元，經(jīng)濟效益顯著。