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中国石化同井采注令大牛地气田稳产增添“底气”

日期:2020-12-15    来源:中国石化新闻网  作者:马献珍

国际燃气网

2020
12/15
11:06
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关键词: 大牛地气田 同井采注技术 高含水气井

“今年10月份,我们运用同井采注技术救活了这口不能连续生产的高含水气井,目前稳定日产气4000立方米,日回注水量30方,有效支撑了气田高产液气井的产能释放。”12月9日,华北油气分公司采气一厂厂长计曙东在大牛地气田DPH-27井场介绍,“这项技术的运用,破解了气田开发的瓶颈难题,为气田长期稳产30亿立方米以上增添了‘底气’。”

大牛地气田属于典型的低压低渗气藏,部分区块高含水,气井在产气过程中,一般要经历自主携液、药剂辅助、人工举升三个阶段,气井生产初期,在地层压力较高、产水量不高的情况下,依靠自身能力可以实现自主携液生产;当随着地层压力的降低,就要进入依靠药剂辅助生产的第二阶段,通过降低液体密度携液生产;当气井压力进一步降低就进入第三阶段,必须采取液氮气举、机抽排液等人工干预,才能维持生产。

在高含水区块,不少气井直接进入第三阶段。像DPH-27井,初期日产气6000立方米,生产半年时间就发生了水淹而停产。为确保高产液气井生产的连续性,华北油气分公司采气一厂探索出17种排水采气工艺技术,不断攻关完善含水气藏开发关键技术,形成了差异化排水采气工艺技术体系,但对于日产液高于30方的气井仍未配备有效的排采工艺,高含水气藏无法有效动用。

大牛地气田大28井区高产液气井约占50%,严重影响真实的产能释放。这类气井生产成本高,即使采取液氮气举等措施,也难以维持长期正常生产,生产不久仍会发生水淹。

高含水气井难以连续自喷试气,无法准确评价气藏产能;高产水气井产出水处理成本高,经济效益差,环保风险高。“随着高产液气井的增多,直接影响气田的硬稳产30亿立方米以上的长远规划。”计曙东介绍。

为破解制约气田发展这一瓶颈难题,自2019年,华北油气分公司自主创新研发出同井采注工艺技术,首次在定北气田试验成功。该技术神奇之处是在气井内下入专用的工具,在井筒内巧妙地将气、液分离,采出水直接回注到地层,天然气顺井筒产出。目前,该工具经历6次完善改进逐步趋于成熟,在大牛地、东胜等气田广泛推广运用,共计试验成功37口井,日产气20.1万立方米。该工具并成功申请了国家专利。

今年10月,同井采注技术在大牛地气田DPH-27井应用成功后,使这口连续8年不能正常生产的气井“起死回生”,累计增气22万立方米。随着采出水的排出,地层能量逐步上升,该井日产气有望上升至1万立方米。产出水不需地面处理、拉运、回注,节约成本获得显著成效。

截至目前,同井采注技术在大牛地气田已成功运用5口井,有较高的投资回报率,与传统输气方式对比,简化了地面配套工艺流程,降低了采出水运输和处理成本,并验证了高产水气藏同样具备规模开发潜力。


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