长庆气区低渗透气藏开发技术

1、长庆气区低渗透气藏开发技术新进展发布时间：2013-08-13 14:40 来源：天然气工业 点击率： 122次 字体：大 中 小摘要：鄂尔多斯盆地发育上、下古生界两套含气层系,天然气资源量丰富,但储层非均质性强,开发难度大。近10年来,中国石油长庆油田公司相继实现了低渗透碳酸盐岩气藏(靖边气田)、低渗透砂岩. 鄂尔多斯盆地发育上、下古生界两套含气层系,天然气资源量丰富,但储层非均质性强,开发难度大。近10年来,中国石油长庆油田公司相继实现了低渗透碳酸盐岩气藏(靖边气田)、低渗透砂岩气藏(榆林气田)和致密气藏(苏里格气田)的经济有效开发。近期该公司以建设“西部大庆”为目标,低渗透气藏开发水平显

2、著提高,又取得了一系列的新进展：水平井已经成为低渗透致密气藏开发的主体技术,其单井产气量达到直井的3倍以上,产能建设比例保持在50%以上;丛式井钻完井技术、工厂化作业模式等提高了单井产量,降低了开发成本;井、集气站、处理厂数字化建设提升了气田的生产管理水平。截至2012年底,长庆气区建成了年产300×108 m³ 以上的天然气产能力,当年产气量达到290×108 m³,长庆气区已经成为我国重要的天然气生产基地。下一步该公司将按照“攀峰工程”发展规划,以提高单井产量、提高采收率、降低开发成本为目标,加强4个方面的技术攻关：水平井加体积压裂技术系列、储气库建

3、设技术系列、多层系气藏立体开发技术系列和低产低效井综合治理技术系列。一、长庆气区低渗透气藏开发技术新进展1、水平井成为低渗透致密气藏开发主体技术(1)储层预测及精细描述技术加强三维地震技术攻关,充分利用三维资料优势开展储层预测,准确描述储层空间展布。在资料处理方面,将叠前时间偏移技术应用于水平层状地层,为地震精确成像及储层空间展布预测提供了保证,同时应用三维变速成图技术(图1),准确描述目标储层的微构造特征。在资料解释方面,以叠前反演为主要技术手段,识别目标层砂体及有效储层,采用可视化技术有效指导水平井位部署。图1 三维地震变速成图流程图地质研究方面,从地层精细划分对比、沉积微相刻画、有效砂体

4、描述、砂体叠置关系分析、微幅度构造刻画等5个方面入手,开展精细储层地质描述,筛选水平井部署区。在水平井优势部署区内,根据砂体空间分布与气层发育特征,将单砂体分为4种叠置模式,其中块状厚层砂体、多层叠置型砂体为水平井开发的有利目标。为了加强室内和现场结合,研发了水平井监控与导向系统,使得室内科技人员实时获取随钻录井、测井及钻井工程数据,及时开展地质导向,调整井眼轨迹。(2)快速钻井配套技术以提速增效为目的,针对斜井段、水平段钻速低,井壁易坍塌的难点,采取优选PDC钻头、井身结构优化及不断完善钻井液体系等技术手段,集成创新了水平井快速钻井配套技术。 斜井段PDC钻头采用6刀翼双排齿为主,主切削齿1

5、6mm,单只钻头进尺从2010年223m 提高到384m,机械钻速从3.76m/h提高到5.38m/h;7口井斜井段实现一趟钻;水平段PDC钻头采用5刀翼、外短锥、内浅锥形,双排齿,切削齿直径16mm,平均单只钻头进尺从2010年190m 提高到397m,机械钻速从4.77 m/h 提高到7.23 m/h;单只钻头最高进尺1480m。4口井水平段实现一趟钻。 持续优化井身轨迹,形成“上急下缓”双增剖面,轨迹易控制,确保准确入窗;轨迹控制方法上采取精确监控、缓慢纠偏、斜有余地、稳斜探顶;对于长水平段采用水力振荡器解决托压、加压等难题,滑动钻速提高19%。 研发了斜井段复合盐防塌钻井液体系和水平段

6、防塌润滑钻井液体系,有效解决了钻头泥包和泥页岩坍塌的问题,为提速起到保障作用。2012年,苏里格完钻水平井270口,平均完钻井深4540m,水平段长998m;平均钻井周期63.5d,较2011年缩短4.22%,钻井周期45d以内有50口,占完钻井数的18.5%。(3)储层改造技术水力喷射和裸眼封隔器分段压裂改造技术两大主体改造工艺技术日趋成熟。自主研发的两种水平井压裂工具成本大幅度降低,技术指标不断创新。其中采用水力喷射分段压裂工具,对于114.3mm 套管完井的气井具备分压10段的能力,152.4mm 裸眼完井的气井具备分压23段的能力,工具成本比国外降低80%;采用88.9 mm 裸眼封隔

7、器分段压裂工具,最高分压段数达到15 段,工具成本比国外降低50%。致密气藏体积压裂取得关键性突破。以“提高净压力,开启和支撑支裂缝”为关键点,在脆性指数、微裂隙发育程度、三向应力场、抗张抗剪切强度研究基础上,建立了致密气藏体积压裂的设计模式。自主研发了114.3mm 裸眼封隔器、悬挂封隔器、回接管等关键工具,设计了114.3mm 基管注入小级差滑套分压管柱,可实现一次连续分压23段,最大排量可达到12m³/min,适应了体积压裂“大排量、大液量、大砂量”的需要。2012年长庆气区实施体积压裂改造11口井,平均试气无阻流量超百万立方米,取得明显效果(表1)。表1 2012年苏里格气田

8、水平井体积压裂试验情况表通过井下微地震监测,苏东55-66H2井裂缝半长235560m,裂缝高度4279m,裂缝带宽100220m。表明通过体积压裂,横向突破阻流带,纵向突破隔夹层,形成了复杂缝网,改造体积较常规压裂增加2倍以上。连续混配和压裂液回收有效提高了施工效率。研发了速溶胍胶,3 min达到常规胍胶黏度的80% 90%;配套了连续混配设备,可实现10m³/min的配液排量。2012年水平井连续混配技术应用38口井,平均单井液量3742m³,配液时间缩短55h,预配液量节省15824m³。水力喷射分段压裂改造实现了压裂液的部分回收。2012年现场试验20口井

9、,累计回收压裂液3290m³。2012年,长庆气区完钻水平井301口,平均气层钻遇率63.7%;试气求产95口井,平均无阻流量53.4×100000m³/d,19口井超百万立方米;投产井157口,平均单井产量5.8×100000 m³/d。水平井产能比例高。2011年开始苏里格气田水平井建产规模保持在50%以上,中区、西区、苏东南区水平井产能比例已达到80%左右。水平井已经成为低渗透致密气藏开发的主体技术。2、下古生界气藏中组合开发取得新突破受沉积期古隆起控制,奥陶系下古生界中组合马五5 亚段沉积相呈环带状展布,局部发育的颗粒滩沉积经白云岩化形

10、成高渗储层。在靖边气田西侧由于马五1马五4 段区域剥蚀,马五5 亚段与上古生界煤系烃源岩直接接触,有利于天然气富集成藏。2010年以来加大中组合的勘探开发力度,钻遇了一批高产井,在苏东和苏南区块共落实了苏东39-61、G44-012等9 个中组合开发有利区,累计含气面积1100k,估算地质储量583.9×108 m³(图2)。图2 古隆起东侧马五5亚段岩相古地理图下古生界气藏中组合具有平面非均质性强,单个开发有利区含气面积相对较小的特点,但是单井产量较高,适宜建设冬季调峰产能。其中苏东39-61井区完试10口,试气平均无阻流量65.7×100000 m³

11、/d;最高无阻流量达到454.7×100000m³/d,累计投产气井5口,高峰期供气量达到300×100000 m³/d以上,发挥了重要调峰作用。3、工程技术助推气田开发建设(1)丛式井钻完井技术通过优化井身剖面和“四合一”钻具组合,实现小位移井“12趟钻”,大位移(超过850m)井“23趟钻”,提高了钻井效率。平均钻井周期21.7d,最短钻井周期13d;平均水平位移914.5m,最大位移达到1400m。建立“设计四防碰,施工三预防,空间三绕障”防碰绕障理论体系,采用轨迹空间球面扫描方法,模拟井身轨迹空间展布与安全井间距曲线。分层改造取得重要进展,通过分

12、压管柱优化,由早期Y241分压管柱优化为目前的K344分压管柱(图3),实现了一次连续分压8层的新突破。2012年机械封隔分压5层以上现场试验39口井,平均试气产量10.93×100000 m³/d。图3 长庆气区不同类型分压管柱示意图图4 神木气田多井剖面图神木气田具有多层系含气特征(图4),并且和煤田高度重叠,开发难度较大,丛式井钻完井技术进步显著提高了神木气田开发水平。2012年神木气田完钻124口井,其中5口井以上的丛式井组14个85口井,最大丛式井组辖井11口,完试46口,平均无阻流量12.35×100000 m³/d。(2)工厂化作业模式针对

13、9井丛丛式井组,上部800m 的表层由30型小钻机单独完成,采用钻机滑轨系统实现整体平移,实施批量钻井。整个表层钻进只使用1个泥浆池,9口井施工在1个月左右完成。下部采用双钻机交叉作业,两部钻机最短距离60m,保证了安全施工,钻井生产中实行了资源共享,部分实现了泥浆重复利用。大井丛工厂化批量压裂试气。钢丝通井、安装井口、射孔、压裂、排液、测试作业实现“6个一趟过”;每井丛深水井与多管井结合,确保供水量70 m³/h 以上;不动设备完成井丛井压裂,一次性优化连接多口井的排液、测试管线。4、精细气田生产管理(1)生产单元的数字化管理坚持“两高(高水平、高效率)、一低(低成本)、三优化(优

14、化工艺流程、优化地面设施、优化管理模式)、两提升(提升工艺过程的监控水平、提升生产管理过程智能化水平)”的建设思路,重点面向生产一线,以现场单井、管线、站、处理(净化)厂等基本生产单元为数字化管理的重心和基础,逐步向智能化迈进。建立了智能化气井管理系统,根据气井的实时生产数据,智能感知气井积液、压降是否合理、气井冻堵等异常情况,确保异常气井及时发现、及时处置,实现了生产智能控制。系统根据产水井、间开井的合理工作制度,自动将指令传达给控制设备,实现泡排剂、甲醇自动加注,间歇气井远程自动开关。形成了“自动采集、智能监控、远程操作”的气井管理新模式。站场数字化管理采用数字化集气站和中心管理站模式。数

15、字化集气站具备生产过程实时监测、关键流程远程切换、自动安全放空、远程排液控制、供电自动切换、智能安防监控等6大功能,实现“无人值守、远程监控、紧急关断、人工恢复”。中心管理站:对集气站现场全面监控管理,并通过整合生产监控岗、强化应急维护大班,优化了劳动组织架构和人力资源配置。处理厂数字化管理实现了生产运行参数自动监视、控制;工艺装置、设施安全监控及防护;火灾及可燃气体检测、报警;现场视频监控管理和智能闯入报警。(2)排水采气工艺加强排水采气成熟技术的规模化应用,形成了不同类型气井排水采气技术对策(表2);积极开展数字化关键设备与控制软件的研发,低产低效井排水采气技术应用成效显著。2012年开展

16、各类排水采气2330口井/4.36万井次,累计增产气量4.86×108 m³。表2 苏里格气田积液气井排水采气工艺措施表(3)地面装置研发2012年研发一体化橇装集气装置,该装置适用于中低压、非酸性集气站场,能够代替气田常规非增压集气站。可实现“独立运行、远程关断、自动排液、安全放空、动态监测、智能报警”等功能。装置的应用使施工周期缩短15d,站场征地面积减少30%,现场安装工作量减少80%。站场投资降低10%,进一步提高地面标准化建设水平。同时研发了2×100000 m³/d(70.84kW)的橇装集成井组增压装置,该装置具备“无人值守、智能保护、气液

17、混输”等6大功能,能够将井口压力由1.3MPa降至0.3MPa,进一步提高了低压、低产气井的开井时率及累计产气量,为提高采收率作好技术储备。二、下一步攻关方向按照“攀峰工程”发展规划,2013年长庆油田天然气产量将达到338×108 m³,实现油气当量5000×100000t,建成西部大庆;2015年天然气产量达到415×108 m³,油气当量达到6000×100000t高峰;到2020年天然气产量达到450×108 m³,为确保规划目标顺利实现,下一步必须以提高单井产量、提高采收率、降低开发成本为目标,重点开展以

18、下几项技术攻关工作。1、水平井加体积压裂技术系列水平井加体积压裂是提高单井产量、提高采收率的有效技术途径,要加快形成水平井加体积压裂技术系列。1) 继续完善配套压裂关键工具。目前已经掌握了水平井和体积压裂关键技术,特别是裸眼封隔器、水力喷砂、多级滑套等体积压裂工具研发取得了重大突破。下一步要加大关键工具研发配套力度,重点加强水平井体积压裂工艺、工具关键参数优化,建立适合不同区块、不同层系的致密气藏改造工艺模式。2) 完善推广应用工厂化作业。工厂化作业是降低成本的现实通道,要借鉴国外工厂化作业先进理念,试验建立批量钻井、交叉压裂、集中供水等高效施工流程,形成具有长庆特色的工厂化作业模式。3) 尽

19、快形成配套技术。重点加大压裂液回收技术攻关、产品替代及添加剂性能改进,实现水平井体积压裂技术集成配套。2、储气库建设技术系列地下储气库是安全稳定供气最重要的保障,是季节性调峰和应急调峰最有效、最可靠的手段。根据国外安全供气手段的调研和比选分析结果,地下储气库是首选的调峰措施。国外储气库的有效工作气量平均为年供气量的20%以上。根据长庆气区的资源及下游用户市场分析,储气库的建设规模可按年供气量的20%考虑,搞好地下储气库的布局和规模的整体规划,加快建设进度,是保障长庆气区天然气业务健康发展的当务之急。需要开展储气库库址选择、固井质量评价以及储层保护等方面研究,形成储气库建设技术系列。3、多层系气藏立体开发技术