石興春 李廣月 周躍忠

中國石油化工股份有限公司

加強(qiáng)配套技術(shù)攻關(guān),不斷推進(jìn)復(fù)雜氣藏有效開發(fā)

石興春 李廣月 周躍忠

中國石油化工股份有限公司

據(jù)第3次全國資源評價結(jié)果,中石化登記天然氣勘探或油氣兼探區(qū)塊的天然氣遠(yuǎn)景資源量占全國總量的20%。從探明儲量類型和已開發(fā)氣田狀況來看,復(fù)雜氣藏是中石化天然氣開發(fā)的主要對象。近年來,針對復(fù)雜氣藏的開發(fā)及其配套工藝技術(shù),中石化加大技術(shù)攻關(guān)力度、加強(qiáng)開發(fā)實踐,取得了一定進(jìn)展,推進(jìn)了高含硫氣藏、低滲透氣藏及火山巖氣藏的開發(fā)建設(shè)。針對復(fù)雜氣藏開發(fā)的特點與難點,為實現(xiàn)安全有效開發(fā),特提出如下建議:①加強(qiáng)沉積相、儲層預(yù)測和含氣性預(yù)測研究,尋找富集區(qū)、富集層布井,是提高鉆井成功率的關(guān)鍵;②加強(qiáng)對氣藏類型、氣井產(chǎn)能、氣水關(guān)系的研究,不斷優(yōu)化開發(fā)方案,優(yōu)化井位設(shè)計,減少井?dāng)?shù),是大幅度提高單井產(chǎn)量的保證;③加強(qiáng)對井型、鉆具、鉆井液、井身結(jié)構(gòu)、完井方式和增產(chǎn)措施的配套技術(shù)攻關(guān);④加強(qiáng)管理和優(yōu)化施工程序,提高鉆井速度,縮短建井周期,是降低投資提高開發(fā)效益的有效手段。

復(fù)雜氣藏 有效開發(fā) 配套技術(shù) 攻關(guān) 中國石油化工股份有限公司

1 中石化天然氣發(fā)展情況

據(jù)第3次全國資源評價結(jié)果,中石化登記天然氣勘探或油氣兼探區(qū)塊的天然氣遠(yuǎn)景資源量占全國總量的20%。至2008年底,累計探明天然氣儲量達(dá)到1.61×1012m3,是1998年的3.8倍,以低滲透氣藏和高含硫碳酸鹽巖氣藏為主,其探明儲量占?xì)鈱託馓矫鲀α康?8%;2008年天然氣產(chǎn)量為83×108m3,是1998年的2.4倍;商品量71×108m3,是1998年的2.7倍,用戶以城市和工業(yè)用氣為主,占80%;已建外輸管線逾3 500 km,占全國的9%,形成了大華北地區(qū)跨區(qū)域市場管網(wǎng),川西、西北、東北地區(qū)區(qū)域性市場管網(wǎng),在建管網(wǎng)有川氣東送和榆—濟(jì)管道。

從探明儲量類型和已開發(fā)氣田狀況來看,復(fù)雜氣藏是中石化天然氣開發(fā)的主要對象。近年來,針對復(fù)雜氣藏的開發(fā)及其配套工藝技術(shù)的研究,中石化加大技術(shù)攻關(guān)、加強(qiáng)開發(fā)實踐,取得了一定進(jìn)展,推進(jìn)了高含硫氣藏、低滲透氣藏及火山巖氣藏的開發(fā)建設(shè)。

2 中石化復(fù)雜氣藏開發(fā)主要進(jìn)展

2.1 實現(xiàn)普光高含硫氣田安全高效開發(fā)

普光氣田具有儲量規(guī)模大,探明儲量近3 000× 108m3;儲層厚度大(146～329 m);埋藏深(4 800～5 800 m);產(chǎn)量高,日產(chǎn)(70～80)×104m3;H2S含量高(14%～18%);CO2含量高(7.9%～9.1%)等特點;氣田地處山區(qū),地形地貌復(fù)雜,人口稠密,給安全高效開發(fā)帶來諸多困難。

對此,通過狠抓方案設(shè)計和井位優(yōu)化,實現(xiàn)了減少井?dāng)?shù)、多打高產(chǎn)井、少打低產(chǎn)井的目標(biāo);通過加強(qiáng)跟蹤研究、及時調(diào)整井位部署,提高了鉆井成功率;通過積極推廣水平井和大型酸壓技術(shù),提高了單井產(chǎn)量;通過鉆采、集輸、安全等技術(shù)配套,實現(xiàn)了安全高效開發(fā)。

2.1.1 跟蹤研究,及時調(diào)整,優(yōu)化開發(fā)方案

在普光氣田主體初步探明(完鉆井9口,測試15層)資料有限的基礎(chǔ)上,編制了開發(fā)方案,設(shè)計開發(fā)井52口,井場16座,采氣速度4.7%。實施過程中,采取多家研究機(jī)構(gòu)平行跟蹤研究;局總部二級審查把關(guān);7輪次專家審定井位,4個井區(qū)井位得到了優(yōu)化。開發(fā)井?dāng)?shù)由52口優(yōu)化為40口,單井平均產(chǎn)量由70×104m3/d提高到 80×104m3/d,預(yù)測期末采出程度由65.5%提高到70%。目前已完鉆井39口,測試32口,鉆井成功率達(dá)100%,鉆遇氣層符合率為83.4%,酸壓規(guī)模達(dá)到1 137 m3,平均用酸量為719 m3,平均單井無阻流量為568×104m3/d,達(dá)到方案配產(chǎn)要求。

2.1.2 鉆采配套技術(shù)

普光氣田上部陸相地層可鉆性差,常規(guī)鉆井速度為1.2 m/h,通過引進(jìn)氣體鉆井技術(shù),機(jī)械鉆速達(dá)到8.5 m/h,比常規(guī)鉆井速度提高6～8倍,單井建井周期縮短到7個月左右;研發(fā)新型入井液體系,解決了普光氣田地層壓穩(wěn)和防漏的技術(shù)難題,入井液20天內(nèi)性能穩(wěn)定,并實現(xiàn)同一平臺上重復(fù)使用,降低了氣田投產(chǎn)成本,氣井未出現(xiàn)氣竄和井漏問題。

2.1.3 保證安全的技術(shù)措施

優(yōu)化完井方案、優(yōu)選防腐材質(zhì)。井內(nèi)管串結(jié)構(gòu)采用封隔器保護(hù)上部套管+油管+井下和井口兩級緊急關(guān)斷系統(tǒng);入井管材、工具均采用高抗H2S、高抗CO2的“雙抗”合金材料;實現(xiàn)地面和井下兩級安全控制系統(tǒng),保證了高含硫氣井作業(yè)和生產(chǎn)安全。

地面集輸工程設(shè)立系統(tǒng)安全報警、系統(tǒng)安全截斷和系統(tǒng)安全放空三級安全系統(tǒng),保障了集輸系統(tǒng)安全。通過攻關(guān)配套,形成了普光氣田11項關(guān)鍵技術(shù)。

2.2 低滲透致密氣藏實現(xiàn)經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)

中石化低滲透致密氣藏主要分布在大牛地氣田和川西中淺層,動用儲量占60%,產(chǎn)量占中石化氣層氣總產(chǎn)量的65%,是目前中石化天然氣生產(chǎn)的主力氣田。

2.2.1 主要地質(zhì)特征

儲層非均質(zhì)性強(qiáng)、物性差、砂體規(guī)模小,氣井基本無自然產(chǎn)能,屬低滲透致密邊際氣田。大牛地氣田孔隙度為6.5%～10%,滲透率介于(0.4～0.95)×10-3μm2,壓力系數(shù)為0.8～1.0,單井產(chǎn)量平均為0.9× 104m3/d;川西中淺層孔隙度為3.7%～13%,滲透率介于(0.05～4)×10-3μm2,含氣井段深度為400～2 800 m,單井產(chǎn)量平均為0.62×104m3/d。

2.2.2 低滲透致密氣藏開發(fā)配套技術(shù)

針對該類氣藏特點,通過沉積相研究、儲層及含氣性預(yù)測技術(shù)、大型壓裂和分層壓裂合層開采技術(shù),以及水平井技術(shù)等配套開發(fā)技術(shù)的攻關(guān)應(yīng)用,提高了單井產(chǎn)量和儲量動用率,實現(xiàn)了該類氣藏的效益開發(fā)。

1)深化研究不同沉積微相屬性分布特征,通過相控建立儲層三維屬性模型,深入開展沉積相、儲層及含氣性預(yù)測研究,尋找富集區(qū)、富集層,指導(dǎo)開發(fā)井部署,提高了鉆井成功率。大牛地氣田利用地震薄層調(diào)諧振幅原理屬性分析技術(shù)預(yù)測盒3段辮狀河道的分布情況,沿河道部署開發(fā)井,鉆井成功率超過95%;川西地區(qū)利用地震資料和鉆井資料加強(qiáng)沉積相研究,精細(xì)刻畫分流河道的展布,沿分流河道部署開發(fā)井,鉆井成功率達(dá)到97%。

2)推廣大型壓裂技術(shù),使之成為低滲透氣藏提高單井產(chǎn)量的主要技術(shù)。大牛地氣田平均加砂量從35 m3增加到65 m3,最大加砂規(guī)模達(dá)到151 m3,壓后平均單井產(chǎn)量在1×104m3/d左右;川西中淺層平均加砂量從10～20 m3提高到30～40 m3,最大達(dá)到155 m3,壓后單井產(chǎn)量為1.8×104m3/d,提高1～2倍。

3)加大分層壓裂技術(shù)攻關(guān)與應(yīng)用,提高儲量動用率。分層壓裂技術(shù)的突破為合層開采提供了技術(shù)保障,實現(xiàn)了由一套井網(wǎng)一套層系開發(fā)轉(zhuǎn)為一套井網(wǎng)多套層系開發(fā),川西地區(qū)分層壓裂井平均單井產(chǎn)量為1.6 ×104m3/d,比單層壓裂提高1～2倍。2007～2008年鉆調(diào)整井49口,建產(chǎn)能3.5×108m3,新增動用三類儲量125×108m3,平均單井產(chǎn)量為2.2×104m3/d,是單層開采的2倍以上。

4)積極開展水平井技術(shù)攻關(guān),已見到了初步效果。已在大牛地氣田、川西中淺層實施水平井32口,投產(chǎn)18口,產(chǎn)量是直井的2倍左右。大牛地氣田DF2井日產(chǎn)氣4×104m3,實現(xiàn)了該氣田不壓裂投產(chǎn)的突破; DP14井首次在盒1段二類儲層獲得自然產(chǎn)能,平均產(chǎn)量為1×104m3/d,為大牛地氣田難采儲量有效動用進(jìn)行了積極探索。川西中淺層水平井較同層直井改造后增產(chǎn)2.0～2.2倍,在水平井開發(fā)難動用儲量方面取得了初步進(jìn)展。

通過先導(dǎo)試驗和技術(shù)攻關(guān),實現(xiàn)了低滲透邊際氣田有效益開發(fā)。大牛地氣田2008年底累建產(chǎn)能23× 108m3,年產(chǎn)氣19.2×108m3,平均單井產(chǎn)量為0.9× 104m3/d;川西中淺層氣藏累建產(chǎn)能22.9×108m3,年產(chǎn)氣22×108m3。

2.3 松南火山巖氣藏高效開發(fā)

2.3.1 地質(zhì)特征

松南氣田腰深1井區(qū)構(gòu)造是在基底隆起背景上由營城期火山巖上隆而形成的繼承性斷背斜,閉合高度近300 m。探明含氣面積達(dá)16.83 km2,探明儲量逾400×108m3,平均孔隙度8.2%,滲透率(0.03～20)× 10-3μm2,CH4含量為71%,CO2含量為23%。

2.3.2 主要配套技術(shù)

1)利用探井試采,加強(qiáng)開發(fā)評價,為方案編制奠定基礎(chǔ)。在探井——腰深1井上安裝橇裝脫水裝置,組織CNG槽車?yán)瓪?創(chuàng)造條件進(jìn)行試采,試采2個月后,準(zhǔn)確評價了單井產(chǎn)能,無阻流量為29.66×104m3/ d,穩(wěn)定氣產(chǎn)量為10.2×104m3/d。

2)應(yīng)用地震數(shù)據(jù)體結(jié)構(gòu)特征方法,描述火山巖體及其儲層物性的空間展布特征;根據(jù)儲層特點,采用裸眼完井方式;結(jié)合腰深1井試采特征和松南氣田屬于具有底水的火山巖氣藏的認(rèn)識,初步確定了以直井為主、大斜度(水平)井為輔的開發(fā)思路。

3)編制開發(fā)初步方案。在試采和深化氣藏認(rèn)識的基礎(chǔ)上,采用以直井為主,結(jié)合大斜度井的不規(guī)則井網(wǎng)進(jìn)行開發(fā),設(shè)計總井?dāng)?shù)26口,新鉆井?dāng)?shù)23口,直井14口,大斜度井9口,凈化氣年產(chǎn)能10×108m3,穩(wěn)產(chǎn)期10年。

4)深化氣藏研究,積極應(yīng)用水平井技術(shù),優(yōu)化氣田開發(fā)方案。通過開發(fā)準(zhǔn)備井——腰平1井的鉆井和測試評價,獲得(30～40)×104m3/d的穩(wěn)定產(chǎn)量,無阻流量達(dá)351×104m3/d,進(jìn)一步落實松南氣田可以應(yīng)用水平井進(jìn)行開發(fā)的可行性;同時,氣藏描述也表明爆發(fā)相底部和溢流相頂部儲層孔、洞、縫最發(fā)育,是松南火山巖氣藏的最好儲層,水平井可以增加泄氣面積,獲得更大的產(chǎn)能。通過深化地質(zhì)研究,將直井優(yōu)化為水平井,總井?dāng)?shù)減為14口,并在實施過程中,依據(jù)對火山機(jī)構(gòu)、儲層展布和氣水分布的新認(rèn)識,先后4次優(yōu)化了5口水平井的方位、井身軌跡。松南氣田方案優(yōu)化效果顯著,方案產(chǎn)能保持不變,總井?dāng)?shù)減少12口,進(jìn)尺減少46%,鉆采工程直接投資減少42%。

3 復(fù)雜氣藏開發(fā)面臨的挑戰(zhàn)

由于這些氣藏巖性復(fù)雜、埋藏深、高溫高壓、流體性質(zhì)特殊、氣水關(guān)系復(fù)雜且投資高,現(xiàn)有開發(fā)技術(shù)仍存在一定的不適應(yīng)性,正確認(rèn)識氣藏并實現(xiàn)有效開發(fā)仍面臨以下挑戰(zhàn)。

3.1 超深層酸性氣藏有效開發(fā)面臨挑戰(zhàn)

以四川盆地元壩區(qū)塊為代表的超深層酸性氣藏儲層以3類為主,層數(shù)多,厚度薄;儲集類型多樣,儲層物性較差,平均孔隙度為4.59%、滲透率為29.5×10-3μm2,屬于裂縫—孔隙型儲層。目前已有5口井完井測試獲得工業(yè)氣流。其主要難點是:礁、灘相儲層分布預(yù)測精度有待提高;裂縫研究與預(yù)測有待深化;儲層測井評價及裂縫、流體測井識別方法有待研究;天然氣富集規(guī)律研究及其控制因素有待深化,天然氣產(chǎn)能有待進(jìn)一步評價和落實;埋藏深、含硫高,工程工藝難度大。

下一步的攻關(guān)方向:開展以儲層預(yù)測為重點、以有利富集區(qū)帶預(yù)測及儲量評價為目的的地質(zhì)綜合研究;開展提高單井產(chǎn)能的井型和配套工藝技術(shù)試驗,主要開展水平井鉆井攻關(guān)。

3.2 低滲透、特低滲透氣藏儲量的有效開發(fā)動用面臨挑戰(zhàn)

中石化低滲透、特低滲透氣田剩余儲量主要分布在大牛地氣田盒1段氣藏和川西中淺層。盡管低滲透氣田開發(fā)取得了突破,但其總體儲量動用程度仍較低,相對較好的儲量動用后,剩下相對差的儲量更難動用,表現(xiàn)為:儲層非均質(zhì)性強(qiáng)(透鏡狀分布為主)、氣層薄(平均5 m左右)、單井產(chǎn)量低(小于5 000 m3/d)。

未動用儲量開發(fā)動用面臨的難題:①選區(qū)、選層困難,未動用儲量區(qū)儲層及含氣性預(yù)測精度低,沉積微相研究難度大,不能滿足氣田后續(xù)有效開發(fā)的需要;②如何提高未動用儲量區(qū)內(nèi)單井產(chǎn)量,達(dá)到開發(fā)經(jīng)濟(jì)界限的需求;③未動用儲量區(qū)如何實現(xiàn)開發(fā)降本增效。

3.3 復(fù)雜氣藏開發(fā)控制產(chǎn)量遞減和含水上升面臨的挑戰(zhàn)

該類氣藏正處在滾動開發(fā)評價階段,主要分布在川東北和川西地區(qū),如大邑氣藏、新場上三疊統(tǒng)須家河組氣藏等。主要問題是有效儲層厚度較薄,非均質(zhì)性強(qiáng),分布不連續(xù);含氣性變化大,目前只有一類儲層的井獲得工業(yè)產(chǎn)能,但分布范圍小;氣井普遍產(chǎn)水,氣水分布復(fù)雜;地層可鉆性差,敏感性極強(qiáng),改造難度大;二、三類儲量占90%以上;裂縫與產(chǎn)能關(guān)系密切,但預(yù)測難度大。面臨的挑戰(zhàn)是裂縫預(yù)測和對有效儲層分布規(guī)律的認(rèn)識;氣水分布及控制因素;鉆井、完井方式、儲層改造工藝配套技術(shù)。

3.4 高含硫氣藏安全高效開發(fā)面臨的挑戰(zhàn)

中石化在川東北地區(qū)勘探開發(fā)的主要目的層為海相碳酸鹽巖儲層,氣體中含有較高的 H2S和CO2組分,安全高效開發(fā)面臨嚴(yán)峻的挑戰(zhàn)。

高含硫氣田開發(fā)配套技術(shù)攻關(guān)難點為:①在鉆完井、采輸氣過程中面臨安全生產(chǎn)運行難題;②H2S和CO2均具有強(qiáng)腐蝕性,在管材方面有“雙抗”要求,投資大,成本高,面臨如何提高整體效益的難題;③開發(fā)過程中硫沉積會造成地層堵塞,影響氣井產(chǎn)量,面臨解除污染和預(yù)防硫沉積,提高采收率的難題;④國內(nèi)目前在開發(fā)高含硫氣藏方面還缺乏成熟的配套技術(shù)和相關(guān)的安全生產(chǎn)管理經(jīng)驗。

4 對復(fù)雜氣藏開發(fā)的幾點體會

①加強(qiáng)沉積相、儲層預(yù)測和含氣性預(yù)測研究,尋找富集區(qū)、富集層布井,是提高鉆井成功率的關(guān)鍵;②加強(qiáng)氣藏類型、氣井產(chǎn)能、氣水關(guān)系的研究,不斷優(yōu)化開發(fā)方案,優(yōu)化井位設(shè)計,減少井?dāng)?shù),是大幅度提高單井產(chǎn)量的保證;③加強(qiáng)對井型、鉆具、鉆井液、井身結(jié)構(gòu)、完井方式和增產(chǎn)措施的配套技術(shù)攻關(guān)和應(yīng)用;④優(yōu)化施工程序,提高鉆井速度,縮短建井周期,是降低投資并提高開發(fā)效益的有效手段。

Efficient development of complex gas reservoirs by matched technologies

Shi Xingchun,Li Guangyue,Zhou Yuezhong
(Sinopec Co.,L td.,Beijing 100728,China)

NATUR.GAS IND.VOLUM E 30,ISSUE 1,pp.8-10,1/25/2010.(ISSN 1000-0976;In Chinese)

The Sinopec possesses its registered gasand/or oil exp loration zones,w here the p rospective natural gas resources accounts fo r 20%of the total in China.From the exp lo red reserve types and the developed gas fields,the Sinopec is facing a big challenge in developing complex gas reservoirs.In view of this,the Sinopec has tackled technical p roblems and learned good lessons from field experiences in the last decades.Those achievements have helped the Sinopec to p romote the developmentof high-sulfur,low-permeability and volcanic gas reservoirs.Aiming at the difficulties and peculiarities of developing those complex gas reservoirs,we p resent some p roposals as follow s:a.Sedimentary facies,reservoir fo recast,and gas-bearing capacity p rediction should be strengthened in order to p lan the wells around the gas-accumulated zoneso r reservoirs,w hich is the key to imp rove the success ratio of drilling;b. More efforts should be made in the studies of gas reservoir types,gas well performance and the gas-water relationship to op timize both the development scheme and well pattern designing,w hich is the guarantee of imp roving significantly the output per well;c. technical research should bemade in well types,drilling tools,drilling fluids,well structures,well comp letion modes,and measures of enhancing gas recovery;d.operation p rocedures should bemanaged and op timized to imp rove the ROP and sho rten the well construction period,w hich is an effective means to reduce the investment and imp rove the exp loitation p rofit.

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石興春,教授級高級工程師;1982年畢業(yè)于中國石油大學(xué);現(xiàn)任中國石油化工股份有限公司油田事業(yè)部副主任,主管天然氣業(yè)務(wù)。地址:(100728)北京市朝陽區(qū)朝陽門北大街22號。電話:(010)59961515。E-mail:shixc@sinopec.com

石興春等.加強(qiáng)配套技術(shù)攻關(guān),不斷推進(jìn)復(fù)雜氣藏有效開發(fā).天然氣工業(yè),2010,30(1):8-10.

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.01.003

2009-12-29 編輯 趙 勤)

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.001.003

Shi Xingchun,p rofessor of senior engineer,graduated from China University of Petroleum in 1982.He is now deputy directo rof Sinopec Oilfield Development Department,being mainly in charge of natural gas services.

Add:No.22,Chaoyangmen North Street,Chaoyang District,Beijing 100728,P.R.China

Tel:+86-10-5996 1515E-mail:shixc@sinopec.com