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大牛地气田开发:“横竖”都“精采”

日期:2020-10-27    来源:中国石化报  作者:马献珍 孙华超 贾春晓 杨晓艳 李文昕

国际燃气网

2020
10/27
08:46
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关键词: 大牛地气田 华北油气 油气勘探

图为大牛地气田井场。

“今年以来,大牛地气田的综合递减率控制在8%以内。对于致密低渗气田来说,这样的递减率在国内处于领先水平。”华北油气采气一厂开发研究所副所长黄启忠说,“我们通过精心呵护老井,对低产低效井采取高效措施,实现气田层间有序接替、井间未动用储量得到挖潜,有效弥补气井自然递减。”

大牛地气田历经十几年勘探开发,主要开发上古生界气藏,探明储量动用率达78%以上,生产气井1700余口。在早期部署的500余口气井中,有的因递减大,已由初期的高产井变成低产低效井,有的因气藏认识和工艺技术限制,完井后就没有产气,处于关停状态。

华北油气采气一厂与勘探开发研究院合作,开展单砂体刻画、剩余气分布研究,对气藏重新认识、重新评价,针对单井,筛选出有地质潜力的气井重新实施补孔压裂措施,打开老井其他层位;针对井网之间未动用的储量,加密部署新井,在纵向和横向上全面追踪剩余气,日增气量83万立方米,有力支撑了气田在新井有限的情况下连年稳产30亿立方米以上,并力争实现“十四五”期间年产气35亿立方米。

层间接替以点带面

大牛地气田上古生界自上而下有7套主力产气层位,具有横向复合连片、纵向多层叠加的特征,早期部署的直井钻遇两三套气层,多数是打开产量较高的气层,随着生产年限增加,气井产量逐步下降,由高产井变成低产井,甚至关停。

“DK13井是2004年投产的一口高产井,日产量稳定在5.6万立方米,生产16年累计产量达9772万立方米,到今年,日产气量衰减至2100立方米,已不具备自身携液能力,无法正常生产。”黄启忠说。

该井原产气层是盒3层,通过邻井分析对比,科研人员发现该井下部山1层具备工业气层潜力,决定对此层进行补孔压裂。“在实施过程中,由于井筒老化,套管变形严重,压裂工具无法下入,我们一度想放弃,但后来想办法坚持完成,最终获得了成功。”黄启忠说,“这口井未来3年可产气1000万立方米,累计产气突破1亿立方米没问题,经济效益非常可观。”

该井措施后日产量恢复至1.5万立方米,自身携液能力增强,对原来产气层的产气也有帮助。该井措施改造投资费用不到200万元,收到了一口新井的产气效果,相比新井节省投资2/3以上。

该井改造成功后,科研人员通过研究砂体展布情况,在邻井中筛选类似的低产井,打开未动用的山1层,以点带面,在平面上实现进一步扩展。

D1-3-2井是2005年6月完钻的井,产气层是盒3层,当时因产量较低,一直关停未投产。今年他们研究认为,受当时的工程工艺技术限制,该井产能没有得到发挥,而其他层位物性较好。他们对该井山1、山2等3套储层实施补孔、扩大压裂规模措施,延长压裂缝长,目前该井日产气达1.5万立方米,也达到了一口新井的达标产量。

这口井措施改造成功,意味着4口相邻关停井也可实施类似举措,“救活一片”。

“今年的措施作业收到较好效果,计划实施28口井,目前完成19口,日增气量达13万立方米,累计增气838万立方米,预计全年增气1800万立方米,相当于28口新井的产量,相对降低了投资成本。”采气一厂开发研究所副所长张家伟说。

井间挖潜见缝插针

大牛地气田早期部署的直井或水平井,井与井之间的距离在1000~1200米,科研人员分析研究井控储量,发现单井的动用储量范围在200多米,原来的井距偏大,井与井之间还有500米的储量未被动用。根据这一判断,华北油气按照砂体展布规律,加密部署新井,想办法吃掉井间剩余气。

D12-81井是今年部署在D12-53井与D12-70井之间的一口直井,该井与两口井的距离分别为590米、560米,产气层均是山2层和太1层,按照设计的压裂造缝长度200~250米计算,恰好波及两井之间的剩余气。投产试气后,该井获日产气量5万立方米。

针对两口水平井之间未波及的剩余储量,他们加密部署水平井。D12-P45井是今年部署在水平井DPH-9井和D12-P19井之间的加密井,目的层是盒1层,该井水平段与其他两井水平段的距离分别为700米、749米,在压裂施工中,他们选择适当的压裂规模,既保证不与邻井压窜,又最大限度扩大波及范围。该井压裂投产后,获日产气量4.6万立方米。

今年部署在上古生界的66口开发井均是加密井,已投产58口,日产气70万立方米,年累计产气7945万立方米。

井组布井立体开发

“往年的布井模式是发现某区某层有潜力就部署一口井,过一段时间发现另一层有较大潜力,又在该井周边再部署一口,这样还要重新征地、上钻机,造成重复投资。”张家伟介绍,“今年以来,我们加大丛式井组的部署力度,一次性做好工程地质设计,在一个钻井平台施工多口井。”

目前,大牛地气田在一个钻井平台部署7口井,该平台周边全是水平井,而水平井钻穿的都是单层,科研人员因此在该井组设计不同位移的定向井,动用水平井未波及的储层。

水平井DP70H井采气层为盒2层,水平井DPH-95井采气层为盒1层,定向井D12-74井则从两口井水平段之间钻穿山1、山2等3套气层;水平井D12-P41井产气层为山2层,水平井DPH-72井产气层为盒1层,D12-80井则钻穿两口井采气层下部的盒2、山1、山2层。

上述6口井设计为向四周发散型,而中间的小位移D12-71井则钻穿盒3、盒2、山2等气层,与周边6口井保持一定距离,实现井控储量最大化。目前,该井组完成试气投产,日产气量10万立方米,收到了预期开发效果。

井组模式部署可以大幅节省征地,在钻井施工中减少了远距离搬迁,也可以采用两部钻机同时施工,通过资源共享进一步降低成本,较常规井施工提高钻井速度40%。钻井液、压裂返排液可重复利用,今年以来,大牛地气田有68口井应用压裂返排液1.6万立方米。在后期的采气环节,只需铺设一条输气管线即可完成输气,便于智能化气田建设,可大幅降低气田综合成本。

深化认识突破下古层

大牛地气田下古生界碳酸盐气层开发,相比上古生界砂岩气层开发难度更大,需要采取不同的技术路线。华北油气经过近几年的不断探索,对储层描述、储集条件和成藏规律的认识持续深化。

他们以“岩溶体”为主要开发对象,这种储层是裂缝和溶洞,具备储集天然气的条件,但钻井施工难度较大,一旦钻遇“岩溶体”就等于钻遇了“大气包”,高压天然气会将地下钻井液喷出,按常规模式需要采取压井措施才能继续钻进。但一旦采取压井措施,储层必然受到严重污染,可能会将气层“压死”。在上半年部署的DK13-FP16等井,就遇到了类似情况。

为解决这一问题,工程施工单位采用低密度钻井液、特殊防喷器等,一旦钻遇“岩溶体”,就让天然气走“专用通道”出井口,保证钻井正常施工。近期完钻投产的DK13-FP4井,初期试气日产量达10万立方米以上,目前稳产在8万立方米。今年投产的10口井,实际产量均高于预期,多口单井日产量超过4万立方米,实现下古生界天然气开发重要突破。

下古生界天然气含有浓度不等的硫化氢,为保证安全生产和天然气质量,华北油气在井口加入除硫剂进行除硫,已建成一座集中脱硫站,正建设另一座,为下古生界规模开发做好准备。

同井采注扶起躺井

“DPH-44井是一口高产水气井,往年通过优化泡排、实施气举等作业,员工累得够呛也维持不了正常生产,通过应用同井采注技术,现在这口井日产气1.2万立方米,非常稳定。”张家伟说。

大牛地气田六区是一个高含水区块,多数气井日产水量在30~50立方米,这些采出水会严重影响气井产量,还要增加拉运和处理费用。

同井采注技术是在高产水气井内下入专用的气液分离装置,在井筒内实现天然气与采出水分离,天然气出井口进输气管道,采出水回注地层。DPH-44井试验成功,使同井采注技术成为治理高产水气井的革命性举措,将在大牛地气田全面推广。

有的集气站或单井压力低,气进不了管网,导致低压气井无法正常生产。对此,他们积极探索负压采气技术,即在站内或井口安装一套增压设备,在井筒与地层之间形成压力差,促进气井排液生产。该技术在3座集气站应用后,日增气2.6万立方米,年累计增气370万立方米。DPS-29井因井口压力较低而不能正常带液生产,应用负压采气技术后,气井日产量恢复至4600立方米。


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