加強配套技術攻關,不斷推進復雜氣藏有效開發

石興春 李廣月 周躍忠

中國石油化工股份有限公司

加強配套技術攻關,不斷推進復雜氣藏有效開發

石興春 李廣月 周躍忠

中國石油化工股份有限公司

據第3次全國資源評價結果,中石化登記天然氣勘探或油氣兼探區塊的天然氣遠景資源量占全國總量的20%。從探明儲量類型和已開發氣田狀況來看,復雜氣藏是中石化天然氣開發的主要對象。近年來,針對復雜氣藏的開發及其配套工藝技術,中石化加大技術攻關力度、加強開發實踐,取得了一定進展,推進了高含硫氣藏、低滲透氣藏及火山巖氣藏的開發建設。針對復雜氣藏開發的特點與難點,為實現安全有效開發,特提出如下建議:①加強沉積相、儲層預測和含氣性預測研究,尋找富集區、富集層布井,是提高鉆井成功率的關鍵;②加強對氣藏類型、氣井產能、氣水關系的研究,不斷優化開發方案,優化井位設計,減少井數,是大幅度提高單井產量的保證;③加強對井型、鉆具、鉆井液、井身結構、完井方式和增產措施的配套技術攻關;④加強管理和優化施工程序,提高鉆井速度,縮短建井周期,是降低投資提高開發效益的有效手段。

復雜氣藏 有效開發 配套技術 攻關 中國石油化工股份有限公司

1 中石化天然氣發展情況

據第3次全國資源評價結果,中石化登記天然氣勘探或油氣兼探區塊的天然氣遠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,其探明儲量占氣層氣探明儲量的78%;2008年天然氣產量為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%,形成了大華北地區跨區域市場管網,川西、西北、東北地區區域性市場管網,在建管網有川氣東送和榆—濟管道。

從探明儲量類型和已開發氣田狀況來看,復雜氣藏是中石化天然氣開發的主要對象。近年來,針對復雜氣藏的開發及其配套工藝技術的研究,中石化加大技術攻關、加強開發實踐,取得了一定進展,推進了高含硫氣藏、低滲透氣藏及火山巖氣藏的開發建設。

2 中石化復雜氣藏開發主要進展

2.1 實現普光高含硫氣田安全高效開發

普光氣田具有儲量規模大,探明儲量近3 000× 108m3;儲層厚度大(146～329 m);埋藏深(4 800～5 800 m);產量高,日產(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,地形地貌復雜,人口稠密,給安全高效開發帶來諸多困難。

對此,通過狠抓方案設計和井位優化,實現了減少井數、多打高產井、少打低產井的目標;通過加強跟蹤研究、及時調整井位部署,提高了鉆井成功率;通過積極推廣水平井和大型酸壓技術,提高了單井產量;通過鉆采、集輸、安全等技術配套,實現了安全高效開發。

2.1.1 跟蹤研究,及時調整,優化開發方案

在普光氣田主體初步探明(完鉆井9口,測試15層)資料有限的基礎上,編制了開發方案,設計開發井52口,井場16座,采氣速度4.7%。實施過程中,采取多家研究機構平行跟蹤研究;局總部二級審查把關;7輪次專家審定井位,4個井區井位得到了優化。開發井數由52口優化為40口,單井平均產量由70×104m3/d提高到 80×104m3/d,預測期末采出程度由65.5%提高到70%。目前已完鉆井39口,測試32口,鉆井成功率達100%,鉆遇氣層符合率為83.4%,酸壓規模達到1 137 m3,平均用酸量為719 m3,平均單井無阻流量為568×104m3/d,達到方案配產要求。

2.1.2 鉆采配套技術

普光氣田上部陸相地層可鉆性差,常規鉆井速度為1.2 m/h,通過引進氣體鉆井技術,機械鉆速達到8.5 m/h,比常規鉆井速度提高6～8倍,單井建井周期縮短到7個月左右;研發新型入井液體系,解決了普光氣田地層壓穩和防漏的技術難題,入井液20天內性能穩定,并實現同一平臺上重復使用,降低了氣田投產成本,氣井未出現氣竄和井漏問題。

2.1.3 保證安全的技術措施

優化完井方案、優選防腐材質。井內管串結構采用封隔器保護上部套管+油管+井下和井口兩級緊急關斷系統;入井管材、工具均采用高抗H2S、高抗CO2的“雙抗”合金材料;實現地面和井下兩級安全控制系統,保證了高含硫氣井作業和生產安全。

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

2.2 低滲透致密氣藏實現經濟有效開發

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%,產量占中石化氣層氣總產量的65%,是目前中石化天然氣生產的主力氣田。

2.2.1 主要地質特征

儲層非均質性強、物性差、砂體規模小,氣井基本無自然產能,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,壓力系數為0.8～1.0,單井產量平均為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,單井產量平均為0.62×104m3/d。

2.2.2 低滲透致密氣藏開發配套技術

針對該類氣藏特點,通過沉積相研究、儲層及含氣性預測技術、大型壓裂和分層壓裂合層開采技術,以及水平井技術等配套開發技術的攻關應用,提高了單井產量和儲量動用率,實現了該類氣藏的效益開發。

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、儲層及含氣性預測研究,尋找富集區、富集層,指導開發井部署,提高了鉆井成功率。大牛地氣田利用地震薄層調諧振幅原理屬性分析技術預測盒3段辮狀河道的分布情況,沿河道部署開發井,鉆井成功率超過95%;川西地區利用地震資料和鉆井資料加強沉積相研究,精細刻畫分流河道的展布,沿分流河道部署開發井,鉆井成功率達到97%。

2)推廣大型壓裂技術,使之成為低滲透氣藏提高單井產量的主要技術。大牛地氣田平均加砂量從35 m3增加到65 m3,最大加砂規模達到151 m3,壓后平均單井產量在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,最大達到155 m3,壓后單井產量為1.8×104m3/d,提高1～2倍。

3)加大分層壓裂技術攻關與應用,提高儲量動用率。分層壓裂技術的突破為合層開采提供了技術保障,實現了由一套井網一套層系開發轉為一套井網多套層系開發,川西地區分層壓裂井平均單井產量為1.6 ×104m3/d,比單層壓裂提高1～2倍。2007～2008年鉆調整井49口,建產能3.5×108m3,新增動用三類儲量125×108m3,平均單井產量為2.2×104m3/d,是單層開采的2倍以上。

4)積極開展水平井技術攻關,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18口,產量是直井的2倍左右。大牛地氣田DF2井日產氣4×104m3,實現了該氣田不壓裂投產的突破; DP14井首次在盒1段二類儲層獲得自然產能,平均產量為1×104m3/d,為大牛地氣田難采儲量有效動用進行了積極探索。川西中淺層水平井較同層直井改造后增產2.0～2.2倍,在水平井開發難動用儲量方面取得了初步進展。

通過先導試驗和技術攻關,實現了低滲透邊際氣田有效益開發。大牛地氣田2008年底累建產能23× 108m3,年產氣19.2×108m3,平均單井產量為0.9× 104m3/d;川西中淺層氣藏累建產能22.9×108m3,年產氣22×108m3。

2.3 松南火山巖氣藏高效開發

2.3.1 地質特征

松南氣田腰深1井區構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

1)利用探井試采,加強開發評價,為方案編制奠定基礎。在探井——腰深1井上安裝橇裝脫水裝置,組織CNG槽車拉氣,創造條件進行試采,試采2個月后,準確評價了單井產能,無阻流量為29.66×104m3/ d,穩定氣產量為10.2×104m3/d。

2)應用地震數據體結構特征方法,描述火山巖體及其儲層物性的空間展布特征;根據儲層特點,采用裸眼完井方式;結合腰深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識,初步確定了以直井為主、大斜度(水平)井為輔的開發思路。

3)編制開發初步方案。在試采和深化氣藏認識的基礎上,采用以直井為主,結合大斜度井的不規則井網進行開發,設計總井數26口,新鉆井數23口,直井14口,大斜度井9口,凈化氣年產能10×108m3,穩產期10年。

4)深化氣藏研究,積極應用水平井技術,優化氣田開發方案。通過開發準備井——腰平1井的鉆井和測試評價,獲得(30～40)×104m3/d的穩定產量,無阻流量達351×104m3/d,進一步落實松南氣田可以應用水平井進行開發的可行性;同時,氣藏描述也表明爆發相底部和溢流相頂部儲層孔、洞、縫最發育,是松南火山巖氣藏的最好儲層,水平井可以增加泄氣面積,獲得更大的產能。通過深化地質研究,將直井優化為水平井,總井數減為14口,并在實施過程中,依據對火山機構、儲層展布和氣水分布的新認識,先后4次優化了5口水平井的方位、井身軌跡。松南氣田方案優化效果顯著,方案產能保持不變,總井數減少12口,進尺減少46%,鉆采工程直接投資減少42%。

3 復雜氣藏開發面臨的挑戰

由于這些氣藏巖性復雜、埋藏深、高溫高壓、流體性質特殊、氣水關系復雜且投資高,現有開發技術仍存在一定的不適應性,正確認識氣藏并實現有效開發仍面臨以下挑戰。

3.1 超深層酸性氣藏有效開發面臨挑戰

以四川盆地元壩區塊為代表的超深層酸性氣藏儲層以3類為主,層數多,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氣流。其主要難點是:礁、灘相儲層分布預測精度有待提高;裂縫研究與預測有待深化;儲層測井評價及裂縫、流體測井識別方法有待研究;天然氣富集規律研究及其控制因素有待深化,天然氣產能有待進一步評價和落實;埋藏深、含硫高,工程工藝難度大。

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

3.2 低滲透、特低滲透氣藏儲量的有效開發動用面臨挑戰

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,表現為:儲層非均質性強(透鏡狀分布為主)、氣層薄(平均5 m左右)、單井產量低(小于5 000 m3/d)。

未動用儲量開發動用面臨的難題:①選區、選層困難,未動用儲量區儲層及含氣性預測精度低,沉積微相研究難度大,不能滿足氣田后續有效開發的需要;②如何提高未動用儲量區內單井產量,達到開發經濟界限的需求;③未動用儲量區如何實現開發降本增效。

3.3 復雜氣藏開發控制產量遞減和含水上升面臨的挑戰

該類氣藏正處在滾動開發評價階段,主要分布在川東北和川西地區,如大邑氣藏、新場上三疊統須家河組氣藏等。主要問題是有效儲層厚度較薄,非均質性強,分布不連續;含氣性變化大,目前只有一類儲層的井獲得工業產能,但分布范圍小;氣井普遍產水,氣水分布復雜;地層可鉆性差,敏感性極強,改造難度大;二、三類儲量占90%以上;裂縫與產能關系密切,但預測難度大。面臨的挑戰是裂縫預測和對有效儲層分布規律的認識;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。

3.4 高含硫氣藏安全高效開發面臨的挑戰

中石化在川東北地區勘探開發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,安全高效開發面臨嚴峻的挑戰。

高含硫氣田開發配套技術攻關難點為:①在鉆完井、采輸氣過程中面臨安全生產運行難題;②H2S和CO2均具有強腐蝕性,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開發過程中硫沉積會造成地層堵塞,影響氣井產量,面臨解除污染和預防硫沉積,提高采收率的難題;④國內目前在開發高含硫氣藏方面還缺乏成熟的配套技術和相關的安全生產管理經驗。

4 對復雜氣藏開發的幾點體會

①加強沉積相、儲層預測和含氣性預測研究,尋找富集區、富集層布井,是提高鉆井成功率的關鍵;②加強氣藏類型、氣井產能、氣水關系的研究,不斷優化開發方案,優化井位設計,減少井數,是大幅度提高單井產量的保證;③加強對井型、鉆具、鉆井液、井身結構、完井方式和增產措施的配套技術攻關和應用;④優化施工程序,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年畢業于中國石油大學;現任中國石油化工股份有限公司油田事業部副主任,主管天然氣業務。地址:(100728)北京市朝陽區朝陽門北大街22號。電話:(010)59961515。E-mail:shixc@sinopec.com

石興春等.加強配套技術攻關,不斷推進復雜氣藏有效開發.天然氣工業,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