馮巧珍

（江漢油田分公司采氣一廠，重慶 404020）

天然氣水合物氣田開發(fā)技術(shù)進(jìn)展研究

馮巧珍

（江漢油田分公司采氣一廠，重慶 404020）

天然氣水合物是輕的碳?xì)浠衔锖退纬傻氖杷山Y(jié)晶化合物，是一種天然氣中的小分子與水分子形成的類冰狀固態(tài)化合物，是氣體分子與水分子非化學(xué)計(jì)量的包藏絡(luò)合物，是水分子和氣體分子以物理結(jié)合體所形成的一種固體。它的形成條件包括液相水的存在、足夠高的壓力和足夠低的溫度以及流動條件突變等。

天然氣水合物；建南氣田；開發(fā)技術(shù)

1 氣藏概況

從整體上說，建南氣田的空隙結(jié)構(gòu)也一般以Ⅱ、Ⅲ類為主，且Ⅰ類空隙結(jié)構(gòu)相對較少。相關(guān)調(diào)查研究顯示，自1977年建13井加深鉆探發(fā)現(xiàn)建南氣田構(gòu)造復(fù)合圈閉的的層狀氣藏以來，埋深為3 750～4 000m、殘厚為18.5～28.5m，且氣藏天然氣地質(zhì)儲量為21.0×108m3的建南氣田僅開發(fā)了16.9×108m3的儲量，換言之，建南氣田還具備4.10×108m3的氣藏儲量未經(jīng)動用，具備較高的開發(fā)潛力與價(jià)值[1]。

2 氣藏開發(fā)特征及潛力

2.1 穩(wěn)產(chǎn)期短，采出率相對低下

據(jù)相關(guān)調(diào)查研究表明，建南氣田的日產(chǎn)氣量從13.30× 104m3的高產(chǎn)量下降至目前的2.0×104m3，即建南氣田的氣藏產(chǎn)能速度遞減十分迅速。其次，由于邊水推進(jìn)的原因，建南氣田于2000年產(chǎn)水量明顯增加，直至2006年，建南氣田基本上均處于產(chǎn)水期，而在這一期間，氣田最高日產(chǎn)水量為4.801m3，最低日產(chǎn)水量為0.487m3，2000年至2006年這一主要產(chǎn)水期的產(chǎn)水量占建南氣田的累計(jì)產(chǎn)水量為0.487m3，約占該氣田總產(chǎn)水量的70%。除此之外，建南氣田自2006年后就在一定程度上收到邊水影響，其邊水推進(jìn)井口油套壓下降緩慢，甚至有文獻(xiàn)指出其井口油套壓長期保持在10MPa左右，再次情況下，建南氣田的采出率也會受到制約。

2.2 氣藏出現(xiàn)水侵現(xiàn)象

通常情況下，建南氣田氣藏地層出水，其水源主要包括凝析水、束縛水、工作液返排以及氣排水、邊水等，而通過對建南氣田出水方式的分析，目前，石炭系氣藏的水侵目前主要發(fā)生在邊部，其邊水沿著氣田的網(wǎng)狀微裂縫以舌進(jìn)的方式逐漸侵入氣藏。其中，構(gòu)造邊部的建34井和建37井的邊水水侵現(xiàn)象最為嚴(yán)重，而建南氣田構(gòu)造中部的建28井、13井的水侵現(xiàn)象則以層內(nèi)可動水與凝析水為主。從氣藏整體上說，建南氣田的可動水體儲量相對較小，具體儲量約為0.54×108m3，但氣田的整體水侵量則相對較大，約為10 500.54×104m3。其次，現(xiàn)階段建南氣田的整體水體活躍程度是很微弱的，但由于邊平水面的推進(jìn)速度相對較快，其邊水也將沿著建南氣田構(gòu)造的北部與東部逐漸侵入。

2.3 建南氣田仍舊擁有較大開發(fā)潛力

從另一角度上說，建南氣田現(xiàn)階段的采出程度相對較低也反應(yīng)了氣田的剩余可采儲量仍然較為可觀，相關(guān)研究文獻(xiàn)表明，截止至2011年年底，建南氣田氣藏累計(jì)產(chǎn)氣量為4.79× 108m3，其采出率僅為28.36%。同時(shí)，氣田采氣速度偏低則表明其采氣潛力較大。儲層物性雖較差，但氣井措施潛力較大，例如石炭系氣藏的5口井在投產(chǎn)前均進(jìn)行過酸化，各井酸化作業(yè)后增產(chǎn)效果明顯，其中，建l3井、建28井、建34井均進(jìn)行過兩次酸化，二次酸化后，增產(chǎn)效果較好，尤其是儲層較好的建34井。另外，氣舉排水采氣試驗(yàn)取得一定效果，氣井排水采氣潛力較大。

3 建南氣田氣藏開發(fā)對策分析

就當(dāng)前我國的石炭系氣藏而言，其地層壓力相對較低，且儲量控制程度不高，所以使得時(shí)期的氣田采取工作效率相對低下，同時(shí)由于石炭系氣藏屬于典型的雙低開發(fā)單元，加之氣藏邊水會產(chǎn)生一定開采影響，所以，相關(guān)工作人員與技術(shù)人員應(yīng)積極采取相應(yīng)的改造措施，以有提升采氣速度，從而有利于展開針對性的氣藏開發(fā)、調(diào)整工作。以建南氣田尾閭，分析控制生產(chǎn)壓差、老井措施改造以及優(yōu)化井網(wǎng)三項(xiàng)措施于提升氣田實(shí)際開采效率方面的工作價(jià)值。

3.1 控制開采生產(chǎn)壓差

一般情況下，在實(shí)際的建南石炭系氣藏開采生產(chǎn)工作中，要想確定實(shí)際的生產(chǎn)壓差，相關(guān)技術(shù)人員必須要充分考慮到如下兩個(gè)因素：其一，建南氣田氣藏內(nèi)部的非均質(zhì)性質(zhì)十分顯著，高低滲透區(qū)并存以及氣田邊部氣井見水等情況也意味著要想高效、順利地完成開采工作，則必須要從控水出發(fā)，通過適當(dāng)控制壓差的形式防止邊水突進(jìn)。其二，建南氣田本山的儲層物性相對較差，為了解決產(chǎn)氣壓力較低的工作現(xiàn)狀，技術(shù)人員則可以適當(dāng)放大壓差，從而進(jìn)一步提升采氣產(chǎn)量。綜合上述兩項(xiàng)因素，建議在建南氣田石炭系氣藏的生產(chǎn)工作中，其壓差應(yīng)控制在4～6MPa。

3.2 老井措施改造

在實(shí)際的開采過程中，相關(guān)技術(shù)人員應(yīng)持續(xù)關(guān)注建南氣田各井測、錄井和生產(chǎn)動態(tài)資料，并且要善于結(jié)合每個(gè)井筒現(xiàn)狀，針對其具體生產(chǎn)情況為其進(jìn)行相應(yīng)的措施改造。例如，對于位于氣藏中部且井底污染較為嚴(yán)重的32-1井而言，相關(guān)工作人員則可以適時(shí)實(shí)施酸壓措施改造；對于對氣藏中部存在氣層打開不完全情況的氣井建深1井而言，技術(shù)人員在應(yīng)在進(jìn)行酸壓措施改造之前對其進(jìn)行相應(yīng)的開展補(bǔ)孔作業(yè)，從而切實(shí)改善石炭系氣藏開發(fā)效果。

3.3 進(jìn)一步優(yōu)化井網(wǎng)

從井網(wǎng)控制程度和完善井網(wǎng)角度分析，在現(xiàn)有井的利用基礎(chǔ)上，建南氣田氣藏開采工作中可以適當(dāng)補(bǔ)充兩口井提高氣藏的控制程度，從而在降低氣井生產(chǎn)壓差的同時(shí)使得氣藏得以均衡開采，即所補(bǔ)充的兩口井，一口可位于構(gòu)造南端，一口則位于構(gòu)造西翼。

4 結(jié)束語

水合物在管道中形成會造成堵塞管道、從而增大天然氣損耗；在井筒中形成會堵塞井筒，損害井筒內(nèi)部的部件，甚至造成氣井的停產(chǎn)。水合物対氣井生產(chǎn)造成的影響需要不斷探索研究。

[1] 光新軍，王敏生.海洋天然氣水合物試采關(guān)鍵技術(shù)[J].石油鉆探技術(shù)，2016，44（5）.

Development of Gas Hydrate Field Development

Feng Qiao-zhen

Natural gas hydrate is a loose crystalline compound formed by light hydrocarbons and water.It is an ice-like solid compound formed by small molecules and water molecules in natural gas.It is a non-stoichiometric gas molecule and water molecule. Containing a complex，that is，water molecules and gas molecules to the physical combination of the formation of a solid.Its formation conditions include the presence of liquid water，a suff i ciently high pressure and a suff i ciently low temperature，and a sudden change in fl ow conditions.

natural gas hydrate；Jiannan gas fi eld；development technology

P744

：B

：1003–6490（2017）04–0141–02