采气工程方案设计根据选区结果和气藏工程研究结论，从采气方式、生产管柱、增产措施、防腐防垢、动态监测、安全控制等方面，针对先导性试验的要求和特点，对采气工程进行研究。

1 开采方式依据大牛地气田上古生界气藏特点和气藏类型，本次研究选定三个试验井组（大16、大15、大10井组）的开采方式均为利用天然能量衰竭式开采。

2 采气方式根据大牛地气田的气藏地质特征、气藏工程设计以及气藏生产的地面条件，三个井组的采气方式均为油管自喷采气。

3气井节点分析3.1气井合层开采分析3.1.1 多层合采可行性分析大牛地气田具有多套气层叠合连片的特点，试验区单层平均无阻流量1.8×104m3/d，产能较低，只有采用多层合采，才能获得较好的经济效益。

盒3、盒1、山1、太2段基本储层性质及天然气性质类似；各层段地层水均为氯化钙；天然气性质类似；各层孔隙度、渗透率大小接近，层间基本均质；盒3、盒1、山1、太2段气藏压力系数范围接近；根据李熙哲等在《鄂尔多斯盆地上古界深盆气气水分布与压力特征》中的研究成果，鄂尔多斯盆地中、北部地区上古生界盒8段（即盒1段）山西组基本为一个压力系统。

其中盆地北部压力系数一般为0.746～0.981，中部气田下石盒子组压力系数为0.787～0.998,陕141井区山2段（即山1段）常压区。

这与大牛地气田DST结果基本一致。

根据钻探结果，最顶部的盒三段气层距最低部的二气约250米左右，根据地层平均压力梯度计算两个压力差4MPa左右，由于各气层均为特低渗气层，理论研究表明，特低渗油气藏存在启动压力，所以在实际生产过程中生产压差较大（特别是按照多层合采配产相对较高），井筒中各层在较短时间将会达到动态平衡，不会出现倒灌现象。

本次试验确定在大10井组进行多层合采试验，通过对大10井太2段、山1段、盒1段、盒3段四个产气层位的试井资料进行分析认为：大10井4个层段实测无阻流量之和为88276m3/d，具备合采的物质基础；依据DST测试结果，盒1段压力系数为0.85,山1段压力系数为0.9，压力系数基本相同，为同一压力系统，多层合采时，层间干扰的可能性较小；各层地层水的水型均为氯化钙，PH值偏弱酸性，合采不易结垢；最上部的盒3段与最下部的太2段射孔距离为205米，距离不大。

依据长庆上、下古生界合采经验，当多层生产时，只要井底流压低于地层静压，就不存在层间干扰，多层的产气量之和就为单井产量。

大10井试气期间各层的井底流压均小于地层静压，根据数值模拟研究大10井早期最大井底流压为13MPa（配产16000m3/d、深度2739 m）,见图2，不会倒灌。

因此，在大10井组进行多层合采一般不会出现层间干扰，多层合采具备可行性。

3.1.2 合层IPR曲线预测图1为大10单层和合层流入动态图，可见合采后，无阻流量大大增加，无需大的生产压差就能获得较大产量。

当流压20.3<pwf<23.87时，只有盒3段产气，而太2、盒1与山1段均处于倒灌现象，故产量在理论上为负值，当20.8< pwf<23.87时盒3段生产的气量小于其它三层倒灌量之和，当pwf<20.8时盒3段生产的气量等于其它三层倒灌量之和，即合采产量为零；当18.07< pwf<20.3时，盒3段、太2段产气，盒一段、山1段仍倒灌；当16.07< pwf <18.07时，只有山1段倒灌；当pwf<16.07四个层均产气，为了防止倒灌现象，保证各层都生产，合采时井底流压应低于各层中最低的地层压力。

根据数值模拟研究大10井早期最大井底流压为13MPa（配产16000m3/d、深度2739 m）,见图2，因此不会倒灌。

图1 大10井各层及合采流入动态曲线3.1.3 层间矛盾分析大10井山1段综合评价该层为产气层。

测得该层静压为16.073MPa /2679m，静温度为82.66℃/2679m。

平均气产量6391m3/d的井底流压为6.31MPa/2679m，平均产水量2.3m3/d，平均产凝析油量0.25m3/d。

测试解释地层压力为24.51MPa/ 2734.5m，压力系数为0.9；地层温度为84.17℃/2737.5m,该层厚13m,地层渗透率为0.00134×10-3μm2，无阻流量为7428m3/d。

盒1段综合评价该层为产气层。

测得该层静压为18.07MPa/2608m，平均气产量9503m3/d的井底流压为13.25MPa/2608m，流温为81℃/2608m。

平均产水量0.8m3/d，平均产凝析油量0.2m3/d。

该层厚14m；地层渗透率为0.00134×10-3μm2；无阻流量为19294m3/d。

盒3段测试时测得平均产气量20287m3/d，井底流压15.9MPa/2450、流温为78.43℃/2450m，原始地层压力为23.87MPa/2511.7m，分析结果该层厚17m；无阻流量为37000m3/d。

太2段测试时地层不产油，有少量水和气产出，平均产气量为13.39m3/d，折算日平均产水量0.033m3/d。

测试解释原始地层压力为24.51MPa/2734.5m，压力系数为0.9；地层温度为84.17℃/2737.5m；该层厚18m；地层渗透率为0.00134×10-3μm2；无阻流量为24398m3/d。

图2 大10井四层合采井底流压随时间变化曲线大10井盒3、盒1、山1、太2四个产层按开发方案要求该四个产层合采。

该四层盒3、太2两层原始地层压力相差0.64MPa，相差不大；和其它两产层地层压力相差较大，太2在最下面，盒3在最上面；盒3、太2无阻流量分别在该井四个产层中分别排第一、第二，盒1段、山1段基本为一个压力系统，多层合采时，若井底流压低于各层地层压力，层间干扰的可能性较小，容易做到各层均衡产出。

大15井有两个产层盒3、山1，山1地层压力为约23～27MPa，无阻流量约为41085m3/d；盒3地层压力为约26MPa，无阻流量约为15万m3/d；测试时山1有水产出，两层间跨度189m，按开发方案要求该两个产层合采。

盒3、山1两层原始地层压力相差约1MPa，相差不大。

多层合采井底流压低于各层的地层压力。

因此，多层合采不会出现层间干扰。

3.1.4 合理生产压差的确定 3.1.4.1 经验法确定合理生产压差合理生产压差可以运用系统试井和试气成果来确定，也可以用经验法来确定。

由于大牛地区现处于勘探开发初期，没有系统试井资料，因此只有通过经验法来确定合理生产压差。

按照经验法通常取原始地层压力的10％～15％作为合理生产压差，按照该方法根据大10井、大15井、大16井各产层的原始地层压力计算得各产层的合理生产压差，各井各产层的合理生产压差如下表5-1所示；对低渗透，由于压差小了无法满足产能建设的需要，生产压差会超过这些值。

表1 各井各产层的合理生产压差3.1.4.2 多层合采压差范围的确定根据流入动态的预测方法，可以得到产气量与井底流压的关系曲线（图1），当p wf <16.07 MPa 时大10井四个层均产气，为了防止倒灌现象，保证各层都生产，合采时井底流压应低于各层中最低的地层压力。

当多层生产时，只要井底流压低于地层静压，就不存在层间干扰，容易做到各层均衡产出，多层的产气量之和就为单井产量。

因此各井各产层的合理压差范围如下表2所示：表2 各井各产层的压差范围按上表给出的压差范围生产，就能保证各井、产层均衡产出，降低或消除层间干扰。

4 节点分析气井节点系统分析的基本思想是在气井生产系统中某部位设制节点将整个系统分离为两个相对独立的子系统，以简化问题的复杂性，然后以压力和产量的变化为主线索，把节点分隔的两部分联系起来，以确定气井产量、选择油管尺寸、确定合理生产压差等。

4.1 油管尺寸选择图3是大10井在目前地层压力、井口3.5MPa下，油管尺寸对产量的影响。

由此图可以看到合采时各层对总产量的贡献；可以看出油管尺寸越大，气产量越高，用2〞直〞的油管生产产量相差不大；若按配产16000m3/d，若选用直径径的油管生产和用21/2〞的油管生产井底不会积液，考虑到气井试采阶段测试作业较多，为了方便仪器下21/2〞的油管生产。

井，因此建议大10井用21/2〞的油管生产井底不会积液，因此建议大16井用同样的方法大16井选用直径21/2〞的油管生产。

用21/2大15井如果只开山1层，按开发方案1、方案2、方案3，配产分别为8000m3/d、〞的油管生产井底会积液。

考虑到气井试采阶段测10000m3/d、13000m3/d，选用直径21/2试作业较多，为了方便仪器下井，因此建议大15井仍用21/〞的油管生产。

2图3 大10井多层合采油管尺寸分析4.2 气井生产工艺4.2.1 采气井口装置根据气藏最大地层压力和最大井口压力以及气藏气质特点来选择采气井口装置。

大牛地气田上古生界地层压力较低，均在30MPa以下，但地层破裂压力却较高（40—60MPa）；产出天然气中不含硫化氢，因此只需选择一般性抗硫采气井口装置（CQ 系列）不别选择抗高含硫气井井口装置，可节省费用降低投资；因此，井口装置选型主要考虑压裂承压能力，采用CQ—600型采气井口装置。

4.2.2 管鞋位置大10井盒3、盒1、山1、太2四个产层层间跨度最大205m，按开发方案要求该四个产层合采。

太2在最下面，盒3在最上面；盒3、太2无阻流量分别在该井四个产层中分别排第一、第二，分别是37000m3/d、24398 m3/d。

考虑到排液采气问题，建议管鞋位置下入2739m处。

大15井有两个产层盒3、山1两层间跨度189m，按开发方案4、方案5、方案6要求该两个产层合采。

考虑到排液采气问题，建议管鞋位置下入2846m处。

大16井产层为盒3；测试时地层静压26.41Mpa，流压23.19MPa，气产量60000 m3/d，无阻流量约为146174～238348 m3/d；该层中部深度2700.5m，考虑到排液采气问题，建议管鞋位置下入2700.5m处。

4.2.3 气井生产管柱结构设计根据目前气田上的经验，多数正常完钻井，几乎都是采用悬挂于采气井口上的光油管结构，油套管构成一个U型连通器，结构简单，可减少因井下结构复杂、井下工具失灵所带来的压井作业，同时还便于井口控制回压采气，也便于酸化、洗井、气举排液和压井作业等。

这种结构的缺点是不利于分层开采和套管保护。

考虑到大15、10井区合层开采的特点，故建议采用这种常用的管柱结构。

如图4、5、6所示：图4 大10井合采管柱结构示意图图5 大15井合采管柱结构示意图图6 大16井管柱结构示意图5 增产措施由于大牛地气田为低孔、低渗气田，气井自然产能极低（一般日产气量都在50m3以下），因此，需要采取增产工艺措施才能达到工业生产的要求。