加强配套技术攻关,不断推进复杂气藏有效开发

石兴春 李广月 周跃忠

中国石油化工股份有限公司

加强配套技术攻关,不断推进复杂气藏有效开发

石兴春 李广月 周跃忠

中国石油化工股份有限公司

据第3次全国资源评价结果,中石化登记天然气勘探或油气兼探区块的天然气远景资源量占全国总量的20%。从探明储量类型和已开发气田状况来看,复杂气藏是中石化天然气开发的主要对象。近年来,针对复杂气藏的开发及其配套工艺技术,中石化加大技术攻关力度、加强开发实践,取得了一定进展,推进了高含硫气藏、低渗透气藏及火山岩气藏的开发建设。针对复杂气藏开发的特点与难点,为实现安全有效开发,特提出如下建议:①加强沉积相、储层预测和含气性预测研究,寻找富集区、富集层布井,是提高钻井成功率的关键;②加强对气藏类型、气井产能、气水关系的研究,不断优化开发方案,优化井位设计,减少井数,是大幅度提高单井产量的保证;③加强对井型、钻具、钻井液、井身结构、完井方式和增产措施的配套技术攻关;④加强管理和优化施工程序,提高钻井速度,缩短建井周期,是降低投资提高开发效益的有效手段。

复杂气藏 有效开发 配套技术 攻关 中国石油化工股份有限公司

1 中石化天然气发展情况

据第3次全国资源评价结果,中石化登记天然气勘探或油气兼探区块的天然气远景资源量占全国总量的20%。至2008年底,累计探明天然气储量达到1.61×1012m3,是1998年的3.8倍,以低渗透气藏和高含硫碳酸盐岩气藏为主,其探明储量占气层气探明储量的78%;2008年天然气产量为83×108m3,是1998年的2.4倍;商品量71×108m3,是1998年的2.7倍,用户以城市和工业用气为主,占80%;已建外输管线逾3 500 km,占全国的9%,形成了大华北地区跨区域市场管网,川西、西北、东北地区区域性市场管网,在建管网有川气东送和榆—济管道。

从探明储量类型和已开发气田状况来看,复杂气藏是中石化天然气开发的主要对象。近年来,针对复杂气藏的开发及其配套工艺技术的研究,中石化加大技术攻关、加强开发实践,取得了一定进展,推进了高含硫气藏、低渗透气藏及火山岩气藏的开发建设。

2 中石化复杂气藏开发主要进展

2.1 实现普光高含硫气田安全高效开发

普光气田具有储量规模大,探明储量近3 000× 108m3;储层厚度大(146～329 m);埋藏深(4 800～5 800 m);产量高,日产(70～80)×104m3;H2S含量高(14%～18%);CO2含量高(7.9%～9.1%)等特点;气田地处山区,地形地貌复杂,人口稠密,给安全高效开发带来诸多困难。

对此,通过狠抓方案设计和井位优化,实现了减少井数、多打高产井、少打低产井的目标;通过加强跟踪研究、及时调整井位部署,提高了钻井成功率;通过积极推广水平井和大型酸压技术,提高了单井产量;通过钻采、集输、安全等技术配套,实现了安全高效开发。

2.1.1 跟踪研究,及时调整,优化开发方案

在普光气田主体初步探明(完钻井9口,测试15层)资料有限的基础上,编制了开发方案,设计开发井52口,井场16座,采气速度4.7%。实施过程中,采取多家研究机构平行跟踪研究;局总部二级审查把关;7轮次专家审定井位,4个井区井位得到了优化。开发井数由52口优化为40口,单井平均产量由70×104m3/d提高到 80×104m3/d,预测期末采出程度由65.5%提高到70%。目前已完钻井39口,测试32口,钻井成功率达100%,钻遇气层符合率为83.4%,酸压规模达到1 137 m3,平均用酸量为719 m3,平均单井无阻流量为568×104m3/d,达到方案配产要求。

2.1.2 钻采配套技术

普光气田上部陆相地层可钻性差,常规钻井速度为1.2 m/h,通过引进气体钻井技术,机械钻速达到8.5 m/h,比常规钻井速度提高6～8倍,单井建井周期缩短到7个月左右;研发新型入井液体系,解决了普光气田地层压稳和防漏的技术难题,入井液20天内性能稳定,并实现同一平台上重复使用,降低了气田投产成本,气井未出现气窜和井漏问题。

2.1.3 保证安全的技术措施

优化完井方案、优选防腐材质。井内管串结构采用封隔器保护上部套管+油管+井下和井口两级紧急关断系统;入井管材、工具均采用高抗H2S、高抗CO2的“双抗”合金材料;实现地面和井下两级安全控制系统,保证了高含硫气井作业和生产安全。

地面集输工程设立系统安全报警、系统安全截断和系统安全放空三级安全系统,保障了集输系统安全。通过攻关配套,形成了普光气田11项关键技术。

2.2 低渗透致密气藏实现经济有效开发

中石化低渗透致密气藏主要分布在大牛地气田和川西中浅层,动用储量占60%,产量占中石化气层气总产量的65%,是目前中石化天然气生产的主力气田。

2.2.1 主要地质特征

储层非均质性强、物性差、砂体规模小,气井基本无自然产能,属低渗透致密边际气田。大牛地气田孔隙度为6.5%～10%,渗透率介于(0.4～0.95)×10-3μm2,压力系数为0.8～1.0,单井产量平均为0.9× 104m3/d;川西中浅层孔隙度为3.7%～13%,渗透率介于(0.05～4)×10-3μm2,含气井段深度为400～2 800 m,单井产量平均为0.62×104m3/d。

2.2.2 低渗透致密气藏开发配套技术

针对该类气藏特点,通过沉积相研究、储层及含气性预测技术、大型压裂和分层压裂合层开采技术,以及水平井技术等配套开发技术的攻关应用,提高了单井产量和储量动用率,实现了该类气藏的效益开发。

1)深化研究不同沉积微相属性分布特征,通过相控建立储层三维属性模型,深入开展沉积相、储层及含气性预测研究,寻找富集区、富集层,指导开发井部署,提高了钻井成功率。大牛地气田利用地震薄层调谐振幅原理属性分析技术预测盒3段辫状河道的分布情况,沿河道部署开发井,钻井成功率超过95%;川西地区利用地震资料和钻井资料加强沉积相研究,精细刻画分流河道的展布,沿分流河道部署开发井,钻井成功率达到97%。

2)推广大型压裂技术,使之成为低渗透气藏提高单井产量的主要技术。大牛地气田平均加砂量从35 m3增加到65 m3,最大加砂规模达到151 m3,压后平均单井产量在1×104m3/d左右;川西中浅层平均加砂量从10～20 m3提高到30～40 m3,最大达到155 m3,压后单井产量为1.8×104m3/d,提高1～2倍。

3)加大分层压裂技术攻关与应用,提高储量动用率。分层压裂技术的突破为合层开采提供了技术保障,实现了由一套井网一套层系开发转为一套井网多套层系开发,川西地区分层压裂井平均单井产量为1.6 ×104m3/d,比单层压裂提高1～2倍。2007～2008年钻调整井49口,建产能3.5×108m3,新增动用三类储量125×108m3,平均单井产量为2.2×104m3/d,是单层开采的2倍以上。

4)积极开展水平井技术攻关,已见到了初步效果。已在大牛地气田、川西中浅层实施水平井32口,投产18口,产量是直井的2倍左右。大牛地气田DF2井日产气4×104m3,实现了该气田不压裂投产的突破; DP14井首次在盒1段二类储层获得自然产能,平均产量为1×104m3/d,为大牛地气田难采储量有效动用进行了积极探索。川西中浅层水平井较同层直井改造后增产2.0～2.2倍,在水平井开发难动用储量方面取得了初步进展。

通过先导试验和技术攻关,实现了低渗透边际气田有效益开发。大牛地气田2008年底累建产能23× 108m3,年产气19.2×108m3,平均单井产量为0.9× 104m3/d;川西中浅层气藏累建产能22.9×108m3,年产气22×108m3。

2.3 松南火山岩气藏高效开发

2.3.1 地质特征

松南气田腰深1井区构造是在基底隆起背景上由营城期火山岩上隆而形成的继承性断背斜,闭合高度近300 m。探明含气面积达16.83 km2,探明储量逾400×108m3,平均孔隙度8.2%,渗透率(0.03～20)× 10-3μm2,CH4含量为71%,CO2含量为23%。

2.3.2 主要配套技术

1)利用探井试采,加强开发评价,为方案编制奠定基础。在探井——腰深1井上安装橇装脱水装置,组织CNG槽车拉气,创造条件进行试采,试采2个月后,准确评价了单井产能,无阻流量为29.66×104m3/ d,稳定气产量为10.2×104m3/d。

2)应用地震数据体结构特征方法,描述火山岩体及其储层物性的空间展布特征;根据储层特点,采用裸眼完井方式;结合腰深1井试采特征和松南气田属于具有底水的火山岩气藏的认识,初步确定了以直井为主、大斜度(水平)井为辅的开发思路。

3)编制开发初步方案。在试采和深化气藏认识的基础上,采用以直井为主,结合大斜度井的不规则井网进行开发,设计总井数26口,新钻井数23口,直井14口,大斜度井9口,净化气年产能10×108m3,稳产期10年。

4)深化气藏研究,积极应用水平井技术,优化气田开发方案。通过开发准备井——腰平1井的钻井和测试评价,获得(30～40)×104m3/d的稳定产量,无阻流量达351×104m3/d,进一步落实松南气田可以应用水平井进行开发的可行性;同时,气藏描述也表明爆发相底部和溢流相顶部储层孔、洞、缝最发育,是松南火山岩气藏的最好储层,水平井可以增加泄气面积,获得更大的产能。通过深化地质研究,将直井优化为水平井,总井数减为14口,并在实施过程中,依据对火山机构、储层展布和气水分布的新认识,先后4次优化了5口水平井的方位、井身轨迹。松南气田方案优化效果显著,方案产能保持不变,总井数减少12口,进尺减少46%,钻采工程直接投资减少42%。

3 复杂气藏开发面临的挑战

由于这些气藏岩性复杂、埋藏深、高温高压、流体性质特殊、气水关系复杂且投资高,现有开发技术仍存在一定的不适应性,正确认识气藏并实现有效开发仍面临以下挑战。

3.1 超深层酸性气藏有效开发面临挑战

以四川盆地元坝区块为代表的超深层酸性气藏储层以3类为主,层数多,厚度薄;储集类型多样,储层物性较差,平均孔隙度为4.59%、渗透率为29.5×10-3μm2,属于裂缝—孔隙型储层。目前已有5口井完井测试获得工业气流。其主要难点是:礁、滩相储层分布预测精度有待提高;裂缝研究与预测有待深化;储层测井评价及裂缝、流体测井识别方法有待研究;天然气富集规律研究及其控制因素有待深化,天然气产能有待进一步评价和落实;埋藏深、含硫高,工程工艺难度大。

下一步的攻关方向:开展以储层预测为重点、以有利富集区带预测及储量评价为目的的地质综合研究;开展提高单井产能的井型和配套工艺技术试验,主要开展水平井钻井攻关。

3.2 低渗透、特低渗透气藏储量的有效开发动用面临挑战

中石化低渗透、特低渗透气田剩余储量主要分布在大牛地气田盒1段气藏和川西中浅层。尽管低渗透气田开发取得了突破,但其总体储量动用程度仍较低,相对较好的储量动用后,剩下相对差的储量更难动用,表现为:储层非均质性强(透镜状分布为主)、气层薄(平均5 m左右)、单井产量低(小于5 000 m3/d)。

未动用储量开发动用面临的难题:①选区、选层困难,未动用储量区储层及含气性预测精度低,沉积微相研究难度大,不能满足气田后续有效开发的需要;②如何提高未动用储量区内单井产量,达到开发经济界限的需求;③未动用储量区如何实现开发降本增效。

3.3 复杂气藏开发控制产量递减和含水上升面临的挑战

该类气藏正处在滚动开发评价阶段,主要分布在川东北和川西地区,如大邑气藏、新场上三叠统须家河组气藏等。主要问题是有效储层厚度较薄,非均质性强,分布不连续;含气性变化大,目前只有一类储层的井获得工业产能,但分布范围小;气井普遍产水,气水分布复杂;地层可钻性差,敏感性极强,改造难度大;二、三类储量占90%以上;裂缝与产能关系密切,但预测难度大。面临的挑战是裂缝预测和对有效储层分布规律的认识;气水分布及控制因素;钻井、完井方式、储层改造工艺配套技术。

3.4 高含硫气藏安全高效开发面临的挑战

中石化在川东北地区勘探开发的主要目的层为海相碳酸盐岩储层,气体中含有较高的 H2S和CO2组分,安全高效开发面临严峻的挑战。

高含硫气田开发配套技术攻关难点为:①在钻完井、采输气过程中面临安全生产运行难题;②H2S和CO2均具有强腐蚀性,在管材方面有“双抗”要求,投资大,成本高,面临如何提高整体效益的难题;③开发过程中硫沉积会造成地层堵塞,影响气井产量,面临解除污染和预防硫沉积,提高采收率的难题;④国内目前在开发高含硫气藏方面还缺乏成熟的配套技术和相关的安全生产管理经验。

4 对复杂气藏开发的几点体会

①加强沉积相、储层预测和含气性预测研究,寻找富集区、富集层布井,是提高钻井成功率的关键;②加强气藏类型、气井产能、气水关系的研究,不断优化开发方案,优化井位设计,减少井数,是大幅度提高单井产量的保证;③加强对井型、钻具、钻井液、井身结构、完井方式和增产措施的配套技术攻关和应用;④优化施工程序,提高钻井速度,缩短建井周期,是降低投资并提高开发效益的有效手段。

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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石兴春,教授级高级工程师;1982年毕业于中国石油大学;现任中国石油化工股份有限公司油田事业部副主任,主管天然气业务。地址:(100728)北京市朝阳区朝阳门北大街22号。电话:(010)59961515。E-mail:shixc@sinopec.com

石兴春等.加强配套技术攻关,不断推进复杂气藏有效开发.天然气工业,2010,30(1):8-10.

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

2009-12-29 编辑 赵 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