长庆气区开发模式及地面配套工艺技术

长庆气区包括靖边气田、榆林气田及苏里格气田,属低渗透率、低丰度、中低产、大面积复合连片整装气区,开发难度较大。为此,结合不同区块的地质特性、气质特点及试采情况,遵循安全、高效、简单、先进、实用的原则,探索出适合长庆气区不同区块特点的3大开发工艺模式（靖边模式、榆林模式、苏里格模式）及12项地面配套工艺技术（多井高压集气、多井高压集中注醇、多井集中加热节流、周期性间歇计量、小型橇装脱水、低温高效聚结分离、小型高效设备应用、井下节流、井口湿气带液计量、常温分离中低压湿气输送、二级增压和气田数字化管理工艺技术）,提高了地面建设水平,简化了工艺流程,降低了工程投资。10多年的生产运行证明：上述12项地面配套工艺技术经济、可靠,保障了长庆气区的经济高效开发,是同类气藏开发工艺设计借鉴的典范。     

长庆气区低渗透非均质气藏可动储量评价技术

气藏可动储量是指在现有工艺技术和现有井网开采方式不变的条件下,已开发地质储量中投入生产直至天然气产量和波及范围内的地层压力降为零时,可以从气藏中流出的天然气总量。开展气藏可动储量评价,落实开发基础,是气田后期开发调整的重要依据。长庆气区储层渗透率低、非均质性强,加之气井排水采气、冬季用气高峰期提产等因素,导致利用常规方法评价气井可动储量存在地层压力测试点少、气井工作制度不稳定等难点。针对上述问题,充分应用气藏生产动态资料,通过重整压力和流量将气井变压力、变流量生产数据转换为等效恒压力或恒流量数据等途径,在常规压降法评价的基础上,形成了产量不稳定分析法、流动物质平衡法、优化拟合法等气井可动储量评价方法。应用上述方法全面追踪评价了长庆气区靖边、榆林等气田单井可动储量及其变化,为气田加密井部署、工作制度优化、储层二次改造井优选等提供了依据,进一步提高了气田储量动用程度。     

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长庆气田的成功开发带动了地方经济的发展，为改善我国能源结构，促进天然气工业的发展，改善北京、上海、西安、银川、呼和浩特等城市居民生活环境，减轻城市污染，提高人民生活质量等都做出了突出贡献。截至目前，长庆气田已开发气田为靖边、榆林气区，试采评价气田为苏里格、乌审旗、刘家庄、胜利井和直罗气顶区。文章综述了长庆气田建设历程，开发建设概况，地面工程建设内容，长庆气田下游长输管道建设情况以及长庆气田地面建设模式等。     

老气田稳产“四维度”

<正>如何保持老气田稳产管理,已成当务之急。长庆油田采气一厂主要承担长庆气区靖边气田和苏里格东南区的开发管理,生产区域分布在陕蒙两省区13个市、县、旗境内,目前气田年生产能力67亿立方米。该厂主力气田—靖边气田自2004年已进入稳产阶段,目前已滚动开发16年以上,因此,如何保持老气田稳产管理,是该厂面临的当务之急。     

长庆靖边气田深度酸压改造技术的发展与完善

长庆靖边气田经过十多年的较大规模的勘探与开发，有利区块逐渐减少，储层地质情况日益复杂，物性条件变差，增产改造难度加大。迫切需要对靖边气田下古生界的碳酸盐岩深穿透酸压改造进行更深层次的技术攻关，实现提高致密储层单井产量及该区块储量的动用程度。文章针对不同储层类型系统开展了前置液酸压、变粘酸酸压两项深度酸压改造工艺技术的深化与发展研究。前置液酸压已成为靖边气田致密储层改造的一条新途径；变粘酸酸压是靖边气田物性条件稍好储层深度改造的主体技术之一，且产品实现了自主化，取得了较为明显的改造效果，为长庆靖边气田下一步的发展奠定了良好的技术基础。     

国内最大地下储气库设计取得阶段性成果

<正>长庆科技工程公司承担的国内最大地下储气库——长庆油田储气库工程,已完成概念设计和靖边气田陕45井区、榆林气田南区储气库前期评价及注采试验方案的编制工作,取得阶段性成果。中国石油集团公司决定在长庆油田建设120亿立方米的储气库,使之成为中国最大的储气库,以此促进中国石油天然气业务快速、安全和有序发展,保障天然气产运销储平衡。此次确定的陕45井区储气库位于长庆靖边气田中部,计划年工作气量120亿立方米,调峰天数120天,注气时间220天,平均日产气1亿立方米。地下储气库地面工程与常规气田地面产能建设相比,存在周期性反复注采、运行参数变化范围大、注气压缩机技术要求高和使用寿命长等特点。由于国内目前储气库的建设刚刚起     

长庆气田下古生界气藏高产富集规律和高产井筛选

长庆气田靖边区下古生界气藏属于深埋藏的岩溶型碳酸盐岩气藏,侵蚀沟谷分布复杂,气层薄,非均质性强,开发难度大;在充分研究控制气田成藏和储渗地质条件、总结开发评价井和1999年产建成功经验和失败教训的基础上,针对气田特点和开发难点,通过地质—地震—气藏工程综合研究,归纳总结出长庆气田靖边区下古生界气藏高产富集分布规律和开发井布井程序,且2000年产建实施证明,高产富集规律和井位优选技术思路和方法正确,经济效益巨大。     

长庆气田小直径管排水采气工艺技术

介绍了小直径管注发泡剂排水采气工艺的原理及流程，筛选出了适合长庆靖边气田的发泡剂和消泡剂，优选出该气田小直径管排水采气的工艺参数。现场试验证明，该工艺技术能解决长庆靖边气田部分气井因产地层水影响气井稳产的问题。     

长庆气田下古气藏高产富集规律和高产井筛选

长庆气田靖边区下古气藏属于深埋藏的岩溶型碳酸盐岩气数，侵蚀沟谷分复杂，气层薄，非均质性强，开发难度大，在充分研究控制气田成藏和储渗地质条件，总结开发评价井成功经验和失败教训的基础，针对气田特点和开发难点，通过地质－地震－气藏工程综合研究，归纳总结出长庆气田靖边区下古气藏高产富集分布规律和开发井布井程序，经1999年和2000年产建实施证明，高产富集规律和井位优选技术思路和方法正确，经济效益巨大。     

国内最大地下储气库设计取得阶段性成果

截至2010年4月18日,长庆科技工程公司承担的国内最大地下储气库——长庆油田储气库工程,完成概念设计和靖边气田陕45井区、榆林气田南区储气库前期评价及注采试验方案的编制工作,取得阶段性成果。     

应用HYSYS软件的天然气净化工艺模拟计算研究

为了将合格的商品天然气供应至下游,天然气净化处理是非常重要的一环。天然气净化通常指脱硫、脱碳、脱水、硫磺回收及尾气处理。长庆油田靖边气田天然气一般多含H2S、CO2等酸性介质,不但影响了天然气的热值,而且易使管道和容器严重腐蚀,影响天然气安全输送及利用。为了减少H2S和SO2等酸性介质对容器或管道的腐蚀,通常利用DEA对H2S和CO2进行脱除处理。文章通过现场采集天然气相关数据,并利用国际上著名的HYSYS软件进行了天然气净化模拟计算。结果表明:该模拟计算方法不但可提供对再生塔的压力控制、净化气质量、水量补充、贫液浓度等方面的作业指导,也可对脱硫装置进行生产参数调节和实时控制等,研究结果可供国内其他油气田脱硫装置的设计、分析和投产参考。     

LNG罐式集装箱调峰和储气能力建设可行性研究——以辽宁省为例

加强储气和调峰能力建设,是推进天然气产供储销体系建设的重要组成部分。尽快形成与国内消费需求相适应的储气能力,并形成完善的调峰和应急机制,是保障天然气稳定供应、提高天然气在一次能源消费中的比重、推进国内能源生产和消费革命、构建清洁低碳和安全高效能源体系的必然要求。通过对辽宁省内燃气管网的管道长度、储气能力和燃气经营企业的实地勘测与调研,采集了辽宁省内14个城市的燃气使用量数据,并结合"十二五"期间辽宁省天然气使用情况与天然气调峰储气设施进行对比,结果表明,辽宁省各市天然气从生产侧、供应侧及需求侧通过长输管线、燃气场站、各压力等级管线等联络构成了较为完整的天然气产业链,建设LNG罐式集装箱储气设施从技术性、安全性、先进性均是可行的。提出辽宁省内采用LNG罐式集装箱建设储气能力的可实施建设初步方案及未来展望。     

靖边气田集气站用气源系统选用探讨

经过十多年的生产运行,靖边气田集气站用氮气源系统目前存在供气系统易泄漏、氮气瓶更换频率高、运行成本大等问题,文章针对这些问题进行了分析,并把橇装空压机作为新的气源系统在部分集气站试验运行。通过对空压机、储气罐等的能力计算,确定了空压机的型号,并对其结构、功能进行了介绍,空压机的试验运行效果表明,相对于氮气瓶组空压机具有一定优势,在气田后期弥补递减、滚动扩边及整体增压实施过程中具有一定推广应用价值。     

长庆气区低渗透气藏开发技术新进展及攻关方向

鄂尔多斯盆地发育上、下古生界两套含气层系,天然气资源量丰富,但储层非均质性强,开发难度大。近10年来,中国石油长庆油田公司相继实现了低渗透碳酸盐岩气藏（靖边气田）、低渗透砂岩气藏（榆林气田）和致密砂岩气藏（苏里格气田）的经济有效开发。近期该公司以建设“西部大庆”为目标,低渗透气藏开发水平显著提高,又取得了一系列的新进展：①水平井已经成为低渗透致密气藏开发的主体技术,其单井产气量超过直井的3倍,产能建设比例保持在50%以上;②丛式井钻完井技术、工厂化作业模式等提高了单井产量,降低了开发成本;③井、集气站、处理厂数字化建设提升了气田的生产管理水平。截至2012年底,长庆气区建成了年产300×10⁸ m³以上的天然气生产能力,当年产气量达到290×10⁸ m³,长庆气区已经成为我国重要的天然气生产基地。下一步该公司将按照“攀峰工程”发展规划,以提高单井产量、提高采收率、降低开发成本为目标,加强4个方面的技术攻关：水平井加体积压裂技术系列、储气库建设技术系列、多层系气藏立体开发技术系列和低产低效井综合治理技术系列。     

双金属复合喷涂技术在高腐蚀气井中的应用

长庆靖边气田部分高产水、高矿化度气井腐蚀严重,油管寿命短,导致气井停产,修井频繁、费用高,给气田生产带来安全隐患。针对以上问题,国外常选用耐蚀合金管材进行治理,但防腐成本高,难以在靖边气田应用。为此提出了底层13Cr不锈钢,面层Al合金的双金属复合喷涂技术,对微观组织和耐腐蚀性能进行分析,结合现场挂片试验及腐蚀检测手段评价应用情况。结果表明,双金属复合喷涂涂层孔隙率低、耐蚀性能优、成本低,为低产、高腐蚀气井提供了一种经济有效的防腐手段。     

鄂尔多斯盆地天然气勘探开发形势分析

鄂尔多斯盆地天然气远景资源量超过10万亿m^3，1989年以来先后发现靖边、榆林、乌审旗、苏里格和大牛地等5个大气田，探明天然气地质储量1．2万亿m^3，已进入储量快速增长阶段，近4年探明储量年均增幅超过2000亿m^3。已开发的靖边气田按年产54亿m^3规模可稳产至2008年，稳产末期递减率为12％；榆林气田稳产能力较强，年产20亿m^3可稳产至2014年。待开发的苏里格气田气井产能低，产量递减快，按低成本开发的技术路线，可望2010年建成10亿m^3的产能。靖边潜台东侧、榆林气田周边、子洲清涧等地区是储量升级的地区，府谷一佳县、宜川黄龙、靖边气田西南侧和西缘断褶带是增储上产的主要新区，通过努力，两类地区可新增探明储量5000亿～6000亿m^3，为2010年年产气135亿～150亿m^3奠定基础。图2参9     

FAST Piper集输软件在气田管网分析计算中的应用

天然气集输管网运行状况分析和预测可为气井生产、气量调配、管网调整等提供依据。文章介绍了加拿大Fekete 公司的FAST Piper集输系统分析优化软件的功能、特点以及在气田集输管网分析中的应用步骤及过程。以靖边气田为例，利用该软件对气田生产中的集输系统节点压力预测、多方案计算优化、异常情况下管网运行状况瞬时模拟、环形管网以及配气管网等进行了分析。该软件界面直观，计算准确，基本可以处理天然气集输管网分析中的各类问题，并可有效提高工作效率。     

苏里格气田上、下古生界气藏合采气井的集输工艺

随着苏里格气田下古生界气藏的不断开发,现有的集输工艺及场站建设已不能满足生产需要。为此,在综合分析该气田现有上古生界气藏气井的集输工艺和靖边气田下古生界气藏气井的集输工艺的基础上,根据苏里格气田目前完钻井的情况,选择了“小站脱水、天然气净化厂集中脱硫”的上、下古生界气藏合采气井集输工艺,确定了其主要工艺路线为：井下节流、中压串接、集中注醇、常温分离、集中处理。在对集输场站的流程、平面布置、设备选型进行分析后,确定了新的集气站流程：排污和放空共用一套系统,其余均分开设置,充分利用公用系统,减少下游处理装置负担;统筹考虑上古生界气藏气井的集输系统与上、下古生界气藏合采气井的集输系统,按照同类系统靠近布置的原则,重新进行集气站的平面部署;还对站内设备重新进行了选型,确定了中压系统下的抗硫生产设备。最后讨论了新集输工艺存在的问题及下一步研究方向。新的上、下古生界气藏合采气井的集输工艺和场站建设满足了气藏合采气井的开发要求,经济合理地解决了下古生界气藏含硫气的处理难题,为规模开发上、下古生界气藏奠定了基础。     

鄂尔多斯盆地奥陶系原生天然气地球化学特征及其对靖边气田气源的意义

通过对鄂尔多斯盆地余探1井奥陶系天然气气源分析,来重新认识靖边气田风化壳气藏气源。余探1井奥陶系烃源岩地球化学特征及天然气碳同位素对比分析发现,中奥陶统乌拉力克组有机碳含量(TOC)在0.30%~1.16%,平均为0.51%,暗色泥岩厚度52.59 m,可以成为有效烃源岩;天然气甲烷的碳同位素组成明显偏轻,δ¹³C₁值在-39.11‰~-38.92‰,乙烷的碳同位素较偏重,δ¹³C₂在-27.26‰~-27.17‰,如果根据乙烷碳同位素来判别,应具有煤成气特征。然而,烃源岩热模拟实验计算的天然气成熟度(R_o=1.86%~1.89%)与烃源岩实测的热成熟度(R_o=1.83%~1.92%)基本一致,都具高热演化特征。从气藏储、盖配置关系上看,气藏上覆奥陶系泥岩厚度大,上古生界煤成气难以混入;天然气偏轻的甲烷碳同位素特征与碳酸盐岩生油岩的甲烷热解气碳同位素组成相似。这些证据表明,余探1井奥陶系天然气应具有油型气的特征。以余探1井奥陶系天然气作为鄂尔多斯盆地油型气端元,对靖边气田中-北部及南部地区天然气碳同位素组成对比分析,结果表明:(1)甲烷碳同位素应作为判识鄂尔多斯盆地奥陶系天然气气源的主要指标,δ¹³C₁小于-38‰是靖边气田风化壳气藏油型气的判别标志;(2)靖边气田整体仍以高成熟混合型煤成气为主,但油型气混入比例南部地区大于中部及北部地区;(3)乙烷次生裂解作用可能是造成奥陶系油型气乙烷碳同位素偏重的主要原因。