摘要：柯克亚凝析气田因进入中低压开发阶段，于2006年初便正式运行低压天然气回收装置，3a创效益突破1亿元人民币。但随着进一步衰竭式开发，气田低压气采出量日益增加，由于目前压缩机的压缩能力的限制，未来可能有大部分的低压气只能放空燃烧，既浪费了资源又污染了环境，是否有必要对放空的低压气进行回收已成为气田开发所必须回答的问题。鉴于柯克亚凝析气田的复杂性，采取数值模拟对整个气田进行历史拟合，预测出单井产量和井口压力，分别统计出不考虑气举气和考虑气举气两种情况的低压年产气量，运用经济评价分析是否必要增加压缩机对低压气进行回收。结果表明：2010～2025年低压气产量将呈现出先上升后降低的趋势；不考虑气举气时，目前的压缩机能够满足低压气回收需求；考虑气举气时，2010～2016年最多需要2台20×104m3/d的压缩机，预计累计可回收低压气量为47.26×108m3，财务净现值比放空方案高1.45亿元。据此结论，建议增加压缩机以回收低压气。
关键词：柯克亚凝析气田；开发；压力；压缩机；回收；经济效益；评价
据统计，柯克亚作业区低压天然气回收装置每天回收天然气38×104m3左右，一个月可回收天然气1140×104m3，创直接经济效益高达900多万元，而建设这套回收装置的投资75d便可全部收回，投资回报率当年就达到1:5，经济效益可观[1]。但是，柯克亚凝析气田随着进一步衰竭式开发，地层压力下降，为了确保凝析油生产正常生产，不断增加的气举气无形中使天然气从高压变成低压，增加了低压天然气的量。由于目前压缩机能力限制，预计未来气田将有大部分的低压气放空燃烧，不仅浪费能源而且污染环境。面对这一现状，气田开展了低压气回收方案的研究。
1 气田低压产气量统计分析
目前，预测产量的方法有稳定流法、不稳定流法与数值模拟法[2]。由于柯克亚凝析气田的复杂性，笔者采取数值模拟对柯克亚凝析气田的X3、X41、X42X51、X52、X72、X8共6个油气藏进行预测，其中X3、X41、X8为具边水的层状凝析气藏，X42-X51、X72为边水带油环的凝析油气藏，X52为具边水带气顶的挥发性油藏。
在建立各油气藏的精细地质模型的基础上，利用Eclipse油藏模拟软件进行数值模拟。模型采用三维三相组分模型，网格类型为三维正交角点网格系统，网格平均步长为50m[3～4]。由于各油气藏在空间上重叠，故i、j方向的网格系统相同，k方向不同，它们的网格系统分别是：X3为222×92×3=61272，X41为222×92×9=183 816，X42=X51为222×92×15=306360，X52为222×92×6=122544，X72和X8均为222×92×7=142968。
在完成了各油气藏的历史拟合后，按照原有井网和生产制度进行动态预测，获得各油气藏单井的年产气量和井口压力变化。各油气藏和气田的年产气量如图1。对于整个气田，到2025年12月，气田累计产气量为159.11×108m3，累计产油量为647.21×104m3，天然气采收率为44.02%，凝析油采收率为23.94%。
根据现场资料，按照井口压机分级，柯克亚凝析气田把各生产井产出的天然气分为高压、中压和低压天然气，即井口压力高于6MPa产出的天然气为高压气、井口压力介于4～6MPa产出的天然气为中压气、井口压力低于4MPa产出的天然气为低压气。由于现场情况复杂，井口压力小于0.5MPa这部分低压气能够采出的天然气量很少，故井口压力小于0.5MPa的情况不作统计。
笔者统计各油气藏每口井的井口压力预计进入6MPa、4MPa、0.5MPa的时间；按照井口压力分级，统计每口井高压、中压和低压的年产气量；得出气田的高压、中压和低压的年产气量。
由于X52挥发性油藏的气油比较高，气田采取气举方式生产。现场把一部分高压气用于气举，无形中使天然气从高压变成低压，增加了低压天然气的量。因此，分别讨论未考虑气举气和考虑气举气2种情况。
1.1 不考虑气举气的情况
如图2-a，未来的16a中，低压日产气量始终高于中压、高压气量，2012年低压气日产量达到最高为84.36×104m3，之后逐渐递减，中压日产气量将于2021年降低为零。预测到2025年12月底，柯克亚气田的高压、中压、低压的累计产气量分别是9.37×108m3、7.32×108m3、35.92×108m3。
目前柯克亚凝析气田压缩机的总额度功率为85×104m3/d，故目前压缩机能够满足低压气回收的需求，不需要添加压缩机，预计到2025年累计可回收低压气量为35.92×108m3。把天然气日利用量和日放空量统计如图2-b，可以看出2010～2025年天然气日放空量均为零。
1.2 考虑气举气的情况
根据现场资料，气田所需要的气举气量为30×104m3/d左右。预计2010～2014年，高压气能够满足气举气的需求，而2015～2016年，需要把一部分中压气处理成高压气才能满足气举气的需求，2017～2025年，高压日产气和中压气日产气之和低于30×104m3，把高中压气全部作为气举气处理。
如图3-a，低压日产气量呈现出一种先上升然后下降的趋势，预计在2012年达到最高为114.36×104m3/a，大于目前压缩机的总额度功率85×104m3/d；中压日产气量预计在2012年之前，能够维持在27×104m3左右，然后开始下降，将于2017年降为零；高压日产气量则在2011年基本降为零。预测到2025年12月底，柯克亚气田的高压、中压、低压的累计产气量分别是0.67×108m3、4.63×108m3、47.32×108m3。如图3-b所示，2010～2016年将有很多的低压气被放空，造成了天然气资源的浪费和环境的污染，故需要增添压缩机回收低压气。
出于经济考虑，日产气量低于1×104m3的低压气不考虑回收，如果统一添加压缩能力为20×104m3/d的压缩机，那么添置情况为2010年1台，2011年和2012年2台，2013年1台，2014年2台，2015年和2016年1台。添加压缩机之后，日利用和日放空气量预测情况如图3-c，预计到2025年累计可回收低压气为47.26×108m3，比放空方案多回收4.79×104m3。
2 经济评价
以中国石油天然气股份有限公司颁发的石油计字(2005)第226号文件《建设项目经济评价方法与参数》为主要依据，运用第二章中介绍的主要方法和评价内容，对柯克亚凝析气田进行研究。对气田未考虑气举气和考虑气举气情况，以及考虑添加压缩机的3种情况进行了经济评价与分析。
本次经济评价的基础数据包括投资费用、生产成本、期间费用、各种税收。投资费用为压缩机、钻井、气井投产费等；生产成本为材料费、燃料费、动力费、井下作业费、测试费、运输费、设备折旧费、维护及修理费等；期间费用为管理费、矿产资源补偿费、销售费等；税收为增值税、城市维护建设税、教育税、所得税、资源税等[5]。天然气市场价格0.86元/m3，天然气商品率0.95、投资年利率7%，压缩机的费用为1000万元/台。
经济指标为财务内部收益率，财务净现值，静态投资回收期，动态投资回收期，投资利润率和投资利税率[6]。根据经济指标得出：3种情况的财务内部收益率均大于30%，大于石油财政基准收益率12%；若增添压缩机，则投资成本能够在1a内收回；静态和动态投资回收期均小于1a。如图4，添加压缩机回收低压气比目前压缩机生产的财务净现值能多获得1.45亿元。
3 结论
1) 笔者通过采取数值模拟对柯克亚凝析气田进行历史拟合，预测出各油气藏单井的产量和井口压力，分别统计出不考虑气举气和考虑气举气两种情况的低压年产气量，运用经济评价分析是否必要对低压气进行回收，完成了低压气回收方案的研究。
2) 不考虑气举气时，目前的压缩机能够满足气田低压气回收的要求，2010～2025年可回收低压气为35.92×108m3；考虑气举气时，需在2010～2016年增添压缩机，若添置压缩能力为20×104m3/d的压缩机，则2011年、2012年和2014年需要2台，其他时间只需1台，预计可回收低压气47.26×108m3。
3) 根据经济评价，增加压缩机对可能放空的低压气进行回收，财务净现值可多获得1.45亿元。建议柯克亚凝析气田添加压缩机对低压气进行回收。
4) 低压气回收方案的研究不仅仅对气田开发效益具有重要作用，更重要的是有利于节能减排，避免环境污染和天然气资源的浪费。
参考文献
[1] 《天然气工业》信息.塔里木油田柯克亚作业区回收利用低压天然气[J].天然气工业，2006，26(4)：88.
[2] 赵军，郑立会.数值模拟法预测单井初始产量的研究与应用[J].油气井测试，2004，13(3)：13-16.
[3] 陈刚强.苏4潜山凝析气藏开发数值模拟[J].天然气工业，2008，28(2)：117-119.
[4] 黄郑，冯国庆，刘启国，等.低渗透异常高压气藏典型井的数值模拟[J].天然气工业，2009，29(4)：77-79.
[5] 葛东文.苏桥气田综合稳产开发方案经济评价研究[D].成都：西南石油学院，2004.
[6] 刘先涛.石油工业技术经济学[M].北京：石油工业出版社，1995.
(本文作者：苏柳榕1 刘建仪1 王新裕2 牟伟军2 李金蔓1 1.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学；2.中国石油塔里木油田公司塔西南勘探开发公司)
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