阿姆河右岸某跨境气田增压必要性及优化研究

郑可，孙丽，刘荣和，李洪玺，张李

中国石油川庆钻探工程有限公司地质勘探开发研究院，四川成都610051

引言

某跨境气田位于土库曼斯坦阿姆河右岸中部，横跨土库曼斯坦（土方）和乌兹别克斯坦（乌方），构造主体在土方境内[1-3]。2007 年7 月，中国石油集团公司（中方）与土方达成合作，重新开启了阿姆河右岸勘探开发一体化工作。该跨境气田为中亚天然气管道主力气源[4]，气藏储量大、地层连通性好[5]、产能稳定、水体不活跃，累计产量占整个合同区总产量的70%。但气田开发面临以下几个难题：（1）2016 年以来，部分气井井口压力已不足7.5 MPa，低于管网集输压力，井口压力和产能的自然递减，难以在2018年实现80×108m3的年产气规模。（2）受乌方开采的影响，土方资源流失一直在持续，气藏压力分布不均衡，东部压力低，西部压力高，东西部产量及压力递减规律和增压时机不一致，需要制定适宜的增压方案来提高采气规模，尽可能减少资源流失。（3）增压开采规模大、投资高、审批难，土方对中方签证数量有限制，增压工程地面基建人员不足。国内苏里格、大牛地、元坝等气田在增压开采必要性及增压方案优化方面的研究已非常成熟，但不能有效解决该跨境气田资源流失、增压规模大、增压方案审批难、地面增压工程建设推进缓慢等关键问题[6-10]。

本文在梳理该气藏近几年开发规律的基础上，首先对增压开采的必要性进行系统论证，然后对各增压方案进行比选，最后对增压方案进行逐步优化。最终制定出工程上切实可行、经济上投资最少的增压方案，以期能顺利通过土方审批并在矿场付诸实施，达到最大限度减少资源流失、保障合同区产能持续稳定、提高跨境气田开发效果的目的。研究成果对合同区内多个跨境气田增压开采必要性研究和增压方案的优化具有一定的示范作用，对海外类似气田的高效开发具有借鉴意义。

1 气藏开发特征概述

1.1 生产概况

土方在1975 年制定了气田开发方案，1986 年投产，1993 年由于前苏联解体后天然气出口受阻，暂时停产。1986——1993 年，共投产28 口井，累计采出166.2×108m3天然气，生产层位主要为下部XVm层。

2007 年，中方接管气田生产后，加大了开发力度，多次编制了开发调整方案，土方境内储量占气田总储量的83%。气田在2009 年12 月复产，中方新钻井14 口（斜井9 口），对26 口老井进行了补孔（上部XVac、XVp 层）和重复射孔（下部XVm层），新建两座集气站（1 号、2 号集气站，见图1），气田开发形势变好。2017 年共投产40 口井，日产气2 260.0×104m3，日产水130 m3，中方累计产气480.0×108m3，累计产水21×104m3。

图1 气田集气管网示意图Fig.1 Schematic diagram of gas gathering network in gas field

1 号集气站和2 号集气站生产特征有差异（图2），1 号集气站所辖24 口井位于气藏东部边境，压力低，平均油压5.74 MPa，累计产气330×108m3；2 号集气站所辖16 口井位于气藏西部，压力高，平均油压7.33 MPa，累计产气150.0×108m3。

图2 1 号集气站、2 号集气站生产运行曲线Fig.2 Production curve of No.1 and No.2 gas gathering station

1.2 压力分布规律

2007 年以来，中方持续开展了多轮次的压力监测，截至2017 年，共计179 井次，丰富的压力监测资料提高了历年地层压力描述的精度。

（1）地层压力变化特征

乌方开采始于2008 年1 月，中方开采始于2019 年12 月。受乌方开采的影响，投产前地层压力已形成东倾的压力斜坡，东部压力低、西部压力高。随着气藏开发的推进，压力带由2009 年的4 个变为2016 年的10 个（图3），压降漏斗进一步扩大。东西部地层压力递减规律有差异，东部边境井区地层压力每年平均下降1.7 MPa，西部井区地层压力每年平均下降1.3 MPa，气藏地层压力年平均下降1.5 MPa，乌方开采规模在未来将持续影响地层压力的分布。但整个构造和储量主体位于土方境内，气藏生产特征符合整装气藏开发特征[11]，地层压力与无阻流量递减率规律基本一致（图4）。

图3 气藏不同生产阶段地层压力分布图Fig.3 Distribution map of formation pressure in different production stages

图4 气藏地层压力和无阻流量递减规律Fig.4 Decline law of formation pressure and absolute open flow

（2）井口压力变化特征

与地层压力分布特征类似，井口压力亦呈东倾分布，东部压力低，西部压力高（图5）。2016 年以来，部分气井井口压力不足7.5 MPa，低于管网集输压力，主要分布在气藏东部1 号集气站所辖气井。按气田近年压力递减规律，平输压井数将逐渐增多，气田将进入平输压递减期；同时由于压力分布不均衡，导致东西部增压时机不一致[12-13]，1 号集气站所辖单井增压时机为2017 年12 月，2 号集气站所辖单井增压时机为2018 年8 月。

图5 气藏井口压力分布图（2016 年）Fig.5 Distribution map of wellhead pressure

2 增压开采必要性及难点

2.1 增压开采必要性

（1）乌方采气速度高，增压开采能最大限度地减缓资源流失

根据历年的边境巡查资料，乌方生产井由2008 年的13 口生产井增加到2017 年的40 口，如图6 所示。通过数值试井反演压力场变化过程表明，随着双方生产井数及开采规模的增加，压力场东倾坡度逐年加大（图7）；边界井多轮次的压力恢复双对数拟合曲线后期均有不同程度的下掉，为乌方开采干扰所导致[14]，如图8 所示。运用数值模拟拟合乌方在不同采气规模条件下边界井的地层压力，当乌方单井日产量40×104m3时拟合效果最好（图9）。

图6 边境巡查乌国井位图Fig.6 Well maps in Uzbekistan through border patrol

图7 数值试井反演压力场变化过程Fig.7 Inversion of pressure field change process by numerical well test

图8 不同时期关井压力恢复双对数曲线对比图Fig.8 Comparison of double logarithmic curves during buildup the shut-in pressure in different periods

图9 边界井地层压力拟合图Fig.9 Fitting diagram of formation pressure for boundary well

边境巡查资料能初步判断乌方生产井数，数值试井能反演压力场变化规律并对压力值进行定量描述，数值模拟技术能对乌方不同开发阶段的产量和土方资源流失量进行定量表征。上述研究表明，乌方投产时间较中方早，中方在2009 年投产后，资源流失量呈逐年增加趋势，为有效应对乌方开采造成的资源流失，中方在边境井区先后部署了11 口开发井（1 号集气站管辖），并对这些井采取适度高配的生产策略，资源流失速度得到有效减缓。2015 年以来，由于双方均受平输压的影响，资源流失量呈下降趋势（图10）。

图10 乌方年采气量预测Fig.10 Annual gas production forecast in Uzbekistan

尽管资源流失在逐年下降，双方的开发形势趋于稳定，但乌方境内储量仅为土方境内的1/5，其年采气规模已接近中方的3/5，乌方采气速度为中方的3 倍，边境井区采气速度更高，地层压力和井口压力更低。1 号集气站所管辖的生产井大部分位于气藏边境，中方可优先对1 号集气站进行增压开采，以此提高整个气藏的采气速度和采气规模，最大限度地降低资源流失。如果增压开采能如期推进，两年内可减少资源流失8.5×108m3，如图11所示。

图11 不增压与增压开采流失量对比Fig.11 Comparison of resource loss of un-supercharging and supercharging

（2）受平输压影响，难以完成既定的产能目标，增压开采势在必行

2016 年以来，1 号、2 号集气站所辖生产井的井口压力陆续低于7.5 MPa，不能满足地面管网集输要求[15-16]。若不进行增压开采，只能保压降产，难以在2018 年达到80×108m3的年产能规模，预计合同期末废弃压力为7.0 MPa，采收率不足55%。增压开采既能为完成产能任务提供保障，又能将合同期末的废弃压力降低至3 MPa，整个采出程度将提高30%左右（图12）。

图12 合同期内不增压与增压开采产能对比Fig.12 Comparison of production capacity of un-supercharging and supercharging during the contract period

（3）水体不活跃、单井产能高、储层渗流能力稳定，增压开采可实现高速开发

气藏为受背斜圈闭控制的边水气藏[17]，储层类型以孔隙型中-高孔渗储层为主。气藏下部XVhp 层以致密灰岩为主，自然伽马高值，厚度大，物性差，横向对比好[18]，分布稳定，如图13所示，气藏裂缝不发育[19]，对底水的活跃程度有所制约。近几年的生产实践也证实，水气比稳定（约0.045×10−4m3/m3），产出水氯离子含量低（约2 000 mg/L），为典型凝析水特征，如图14 所示，水体不活跃，增压开采提高产气规模后的见水风险不高。

图13 过S58—S59-1—S60—S52—S44-2 致密层（XVhp）连井剖面图Fig.13 Connecting-well profile of compact layer crossing S58–S59–1–S60–S52–S44–2

图14 气藏日产水量和水气比变化曲线Fig.14 Variation curve of daily water production and water-gas ratio

根据近年来单井产量情况，有65%的井日产量在（40～80）×104m3，老井修复成功后平均日产量50×104m3，新钻井平均日产气约65×104m3，其中，边境井区斜井平均日产气约85×104m3，单井产量均较高，生产稳定。大部分井（包括边境井区）近年来的产能试井压力恢复双对数曲线基本重合，储层渗流条件稳定（图8），适合通过提高采气速度，来实现高速开发。

2.2 增压开采难点

增压开采可以实现80×108m3的年产能规模，但两个集气站增压时机不同、整个增压工程投资大、审批难。同时，由于土方每年对中方签证数量的限制，中方在增压工程地面基础建设方面人力不足，增压开采进展缓慢。这些都需要在增压方案优选中系统考虑。

3 增压方案适用性分析及优化

3.1 各增压方案适用性分析

气田增压方案的选择应该以满足外输条件为基础，以气田产能建设需求和井口压力状况为依据，以最大经济效益为目标。气田增压方案有分散增压和集中增压两种[20-22]，分散增压包括单井增压、分片集中增压。单井增压，指每口气井设置压缩机，单独进行增压；分片集中增压，指根据地理位置，在一定区域内（即1 号、2 号集气站）分别设置增压站。集中增压，指在一个地理位置建立大型的增压站，统一对天然气进行增压外输。各方案优缺点对比结果如表1 所示。

表1 各增压方案对比Tab.1 Comparison of supercharging plan

现有的地面集输管网，具备分片或集中增压的优越条件。同时，由于两个集气站增压时机有差异，土方对中方签证数量有限制，循序渐进地分期开展增压站地面工程建设能缓解基建人员不足的问题。一期工程可以对1 号集气站所辖井进行集中增压，2017 年12 月投入使用，优先解决气田东部压力低、产能递减快的主要矛盾；二期工程对2 号集气站所辖井进行集中增压，2018 年9 月投入使用，届时在西部形成良好的产能接替。

根据表2 所示各增压方案，可对比技术经济指标数据，集中增压方案投资最小。另外，该方案将所有压缩机安装在同一增压站内，有条件进行产能剖面优化，亦可通过设计流程切换装置，实现一期和二期压缩机的错峰运行、相互调配和借用，这样能逐渐减少压缩机台数，提高压缩机利用率。因此，针对气田这样的大型集输管网，综合经济与效能，最终确定集中增压、分期建设是最优方案。

表2 各增压方案可对比技术经济指标数据Tab.2 The comparable technical and economic indicators of supercharging plan

3.2 增压方案优化

增压方案涉及到气藏工程、地面增压工艺和技术经济等多个专业。在最优增压方案确定后，还需要对压缩机数量、经济投资等进行逐步优化，实现投资最小化、效益最大化。

（1）增压方案优化的指标体系建立在整个合同期内总产能规模相同的条件下，综合对比以下各项参数：气藏工程参数（年产能剖面、年增压增量、采出程度）；地面增压工艺参数（年压缩机总功率、数量及利用率）；技术经济参数（增压总投资、内部收益率及投资回收期）。将这些参数作为增压方案优化的指标体系。

（2）对上述指标体系的压缩机数量进行优化，研究表明：合理缩短稳产时间，对每年的产能剖面进行优化（图15），能够有效降低压缩机设备总驱动功率，由57.6 MW 降低至46.8 MW，可将单机功率为3.6 MW 的压缩机台数由16 台降至13 台。

图15 产能剖面优化Fig.15 Optimization of productivity profile

集中增压将压缩机分两期建设在同一个增压站内，在产能高峰期，将两个集气站压缩机错峰运行，可将两台单机3.6 MW 的高功率压缩机替换成两台1.7 MW 的低功率压缩机；进一步通过流程切换设计，让1.7 MW 的低功率压缩机在两个集气站相互调配、借用。如此优化后，压缩机设备总需求功率由46.8 MW 降至43.0 MW，压缩机配置为：11 台（3.6 MW）+2 台（1.7 MW），压缩机利用率也得到提高，如图16 所示，增压总投资最小，经济效益最高。

图16 压缩机利用率对比Fig.16 Comparison of compressor utilization

4 分期增压工艺流程及压缩机配置

根据上述优化后的集中增压方案，分两期建立地面增压工艺流程，在第二期通过流程切换设计对压缩机进行合理配置，详见图17、图18。

图17 一期增压工艺流程图Fig.17 Flow chart of supercharging process of the first phase

图18 二期增压工艺流程图Fig.18 Flow chart of supercharging process of the second phase

5 结论

（1）该气田为大型整装跨境气田，多年的开发实践证实气藏单井产能高、连通性好、储层渗流条件稳定、水体不活跃。增压开采提高采气规模后的见水风险低，既能最大限度地减少资源流失，亦能为80×108的年产能规模提供保障，将合同期内采出程度提高30%。增压开采能行之有效地解决气田所面临的资源流失、产能目标难以完成等关键问题。

（2）按照气田现有的集输管网，综合经济与效能，最终确定集中增压、分期建设是最优方案。该增压方案将所有压缩机安装在同一增压站内，但分两期建成投入运行，具备几个优点：1○两个集气站增压时机不一致，分期建设能缓解中方基建人员不足的问题，一期工程率先对1 号集气站所辖井进行集中增压，优先解决气田东部边境井区压力低、产能递减快等问题，更能最大限度地减缓资源流失；二期工程对2 号集气站所辖井进行集中增压，届时在西部形成良好的产能接替。2○在确保合同期内总体增压效果的前提下，通过优化年产能剖面，在产能高峰期，两个集气站压缩机可以错峰运行，将两台单机3.6 MW 的高功率压缩机替换成两台1.7 MW 的低功率压缩机；进一步通过安装流程切换装置，让1.7 MW 的低功率压缩机在两个集气站相互调配、借用。最终压缩机设备总需求功率由46.8 MW 降至43.0 MW，压缩机数量缩减至最小，利用率也得到了显著提高。

（3）优化后的增压方案需要投入13 台压缩机（11 台3.6 MW+2 台1.7 MW），压缩机台数最少，增压总投资最小，加快了土方对增压方案的审批进程。目前，按照优化后的增压方案，增压站已经分两期建设完成，13 台压缩机分两期先后在1 号、2 号集气站投入使用，取得了良好的增压效果，最大限度地降低了资源流失，并在2018 年完成了80×108m3的年产能目标，维护了中亚天然气管道主供气源产能的稳定性。