长岭气田试采综合评价

摘要：长岭气田试采已有一年，本文主要是对长岭气田地质、采气工艺及地面集输三个部分进行综合评价。气田地质侧重于单井产能综合评价、天然气及地层水组分变化规律，利用产能试井结合气井动态分析，对单井进行科学配产，有效指导了气田开发。采气工艺主要是针对气井试采期间出现的气井井口及管线腐蚀、气井出液、气井冻堵的现象，进行深层含CO2气井防腐、防冻堵、排水采气技术研究。通过优选防腐材质、加注缓蚀剂有效进行防腐；从水合物的形成机理进行研究，运用降压抑制法和化学抑制剂法有效解除气井冻堵问题。地面集输主要包括单井站集气流程、净化站脱水装置及站内公用工程等适应性评价，并指出了不足及需要改进的地方。

关键词：试采评价 产能试井 集输 缓蚀剂

1、地质评价

1.1 气田概况

长岭气田位于松辽盆地南部长岭断陷，是典型的具有底水的裂缝发育的火山岩气藏，是含CO2的酸性气藏，主要开发两套层系，一是营城组，二是登娄库组。2005年9月25日，发现长岭气田。2008年～2009年，气田进入全面试采评价阶段，主要以营城组为主。截止目前累计投产气井13口，日产气300×104m3，累计产气8.0×108m3。

1.2 单井产能评价

利用合理利用地层能量法、合理生产压差法无阻流量比值法、无阻流量比值法、协调点法、采气速度法这五种方法分别来确定单井合理产气量，直井合理产气量为5.3～27.9×104m3/d，水平井合理产气量为28～41×104m3/d，最终结合实际生产情况综合确定长岭气田单井合理产气量，长岭气田营城组合理产气量为270.1×104m3/d。

1.3 流体规律认识

CO2整体表现为北高南低的变化规律，且各个火山岩体互不联通独立成藏。最北边X平7井，CO2含量为30.9%，最南边X平6井，其含量为6.7%。目前营城组11口生产井中，CO2平均含量为22.9%。

09年以前投产井，CO2含量都在升高，平均上升1.6个百分点，年上升率为1.8个百分点。是否继续上升还有待进一步观察。2010年投产4口新井，由于投产时间短，目前正在观察。

主体区块具有统一气水界面。营城组单井产水量小，平均日产2.1m3。样品总矿化度500-3000mg/L，为凝析水。登娄库单井产水量大，平均日产3.5m3，样品总矿化度在5000-19000mg/L之间，为地层水。

1.4 井控动储量评价

采用试井与现代气藏工程分析相结合的方法和手段，通过对试采井压力、产量等动态资料分析评价，落实单井控制有效储层的平面展布规模，计算单井控制动态储量，用来修正完善单井储层动态概念模型，可以对直井、水平井长期开采动态趋势变化进行预测，指导气田开发调整方案的编制。

通过试采与流压监测数据对比分析，可以得到：单井控制储量、无阻流量水平井要高于直井，例如X平1单井动态控制储量40×108m3，直井（X103）最大的单井动态控制储量18.2×108m3。

1.5 单井压力评价

2009年以前投产井7口，平均年压降速度1.3MPa。其中4口直井年压降速度为1.4MPa，3口水平井年压降速度为1.2MPa；3口直井中年压降大于1MPa，其中，直井下降速度最快，为2.8MPa，1口水平井年压降速度大于1MPa。

2010年投产新井，由于投产时间短，目前单井还都处于井底污染解除阶段，因此压力都高于投产初期时的压力。

2、采气工艺评价

2.1 深层含CO2气井防腐技术研究

根据股份公司重大专项CO2防腐课题的室内实验研究成果，CT2-19缓蚀剂能够很好的控制碳钢的腐蚀，且具有很好的成膜能力。因此，确定采用油溶性缓蚀剂CT2-19。缓蚀剂加注效果：XD平1应用定期加注缓蚀剂，有效缓解了CO2对管柱井口的腐蚀。通过在井口安装的腐蚀监测挂片进行检测，没有发现腐蚀。

研究开展不同井口及管柱金属材质耐蚀性能检测评价。

井口材质基本能够满足防腐需求，低于0.076mm/a标准；管柱除日本13Cr其它都不能满足防腐要求。

2.2 深层含CO2气井防冻堵技术研究

研究深层含CO2气井防冻堵技术得出：，当节流后的压力控制在10MPa以下时，容易产生水合物，因此把节流后的压力控制在10MPa以上能够抑制水合物的形成。

通过对试采工程中生产的9口井进行跟踪分析，有6口井井口温度及进站温度都远高于该井水合物形成临界温度，无需防冻措施，另外有3口井处于该井水合物形成临界温度附近，需要采取措施抑制水合物形成。

3、集输系统评价

经过一年的运行，长岭气田净化站日处理气量最高达到180×104m3，出口气体含水量小于设计值90ppm，符合国家规定的外输气质要求，能够满足生产需要。

3.1 单井站集气工艺评价

通过对单井站集气工艺评价，可以得到一下认识：

（1）单井装置流程简单，放空、排污均可在集气站集中处理。

（2）单井装置不需有人职守，实行巡检制，生产管理费用较低。

（3）集气流程相对简化，单井集气站设置井口安全截断系统。异常情况下，自动安全切断井口，提高了系统安全性。

（4）与单井站集气相比，工程总投资较低。

（5）采气管道带液输送，管输效率相对较低。

3.2 脱水装置系统评价

通过对脱水装置系统评价，可以得到一下认识：

（1）工艺装置选择及工艺流程合理。营城组天然气选择分子筛装置脱水。登娄库组天然气选择三甘醇脱水装置脱水。

（2）三甘醇脱水装置操作弹性较大。处理量达到180%时，水露点检测合格，能够正常运行。

（3）分子筛脱水装置操作弹性较大。在设计范围内对原料气压力、流量变化不敏感，原料气波动较大时仍能保证脱水质量。

（4）工艺流程简单，全部采用自动切换控制，操作方便。

（5）采用湿气加热再生技术，充分利用原料气的压力能，节约投资及运行费用。

（6）在进出装置的管道上均设有紧急切断阀，装置内部或外部发生事故时可迅速关闭切断阀，安全可靠。

4、结论及建议

（1）单井控制储量、单井合理产气量水平井要高于直井，水平井最大单井动态控制储量40×108m3，直井最大的单井动态控制储量18.2×108m3。只有按照合理产气量的规定进行生产，既能保证产气量向外的输送要求，也能保障气田长期的、稳定的生产。

（2）2009年以前投产井7口，平均年压降速度1.3MPa。其中4口直井年压降速度为1.4MPa，3口水平井年压降速度为1.2Mpa。应该密切关注高产气井压力变化情况，发现问题及时解决。

（3）应该密切关注天然气组分和采出水，按规定要求定期对天然气和采出水进行分析，对天然气组分和采出水矿化度变化明显的气井，更要多次的进行取样化验，采取一定的有效措施，来保证气井正常稳定的生产。对气水界面的监测也要加强，来确定气水界面的变化，及时发现变化及时采取措施。

（4）应用定期加注缓蚀剂，有效缓解了CO2对管柱井口的腐蚀。通过在井口安装的腐蚀监测挂片进行检测，没有发现腐蚀。应该监测管柱井口的腐蚀情况，及时采取有效措施。

（5）把节流后的压力控制在10MPa以上能够抑制水合物的形成。对于口井井口温度及进站温度处于水合物形成临界温度附近时，需要采取措施抑制水合物形成。

（6）深层排水采气对气井长期稳产是不可缺少的有效方法。要加强深层排水采气技术的跟踪评价，主要是连续泡排效果及泡排剂与地层水的配伍性和消泡剂效果及用量与浓度的摸索。