呼圖壁氣田高效開發(fā)的技術(shù)對(duì)策

摘 要

摘要：氣田的高效開發(fā)是建立在對(duì)其地原特征的認(rèn)識(shí)、開發(fā)方案的制訂、開發(fā)過程的調(diào)控和開發(fā)規(guī)律的把握基礎(chǔ)上的。呼圖壁氣田為典型的砂巖氣田，經(jīng)過開發(fā)前期的科學(xué)評(píng)價(jià)，使多學(xué)科綜
摘要：氣田的高效開發(fā)是建立在對(duì)其地原特征的認(rèn)識(shí)、開發(fā)方案的制訂、開發(fā)過程的調(diào)控和開發(fā)規(guī)律的把握基礎(chǔ)上的。呼圖壁氣田為典型的砂巖氣田，經(jīng)過開發(fā)前期的科學(xué)評(píng)價(jià)，使多學(xué)科綜合技術(shù)相互配合、相互滲透，創(chuàng)立了氣田開發(fā)的地下地面一體化開發(fā)評(píng)價(jià)模式；利用現(xiàn)代試井解釋技術(shù)，落實(shí)了氣藏地質(zhì)儲(chǔ)量，確定了氣田合理采氣速度，優(yōu)化配置了單井產(chǎn)量，并通過均衡壓力剖面、產(chǎn)水規(guī)律等方面的綜合研究成果與應(yīng)用經(jīng)驗(yàn)，實(shí)現(xiàn)了氣田連續(xù)穩(wěn)產(chǎn)10a的高效開發(fā)，形成了一套砂巖氣藏高效開發(fā)技術(shù)對(duì)策。對(duì)該氣田開發(fā)效果的評(píng)價(jià)結(jié)果表明，氣田投資回收期短，累計(jì)創(chuàng)產(chǎn)值36.63億元，實(shí)現(xiàn)了稀井高產(chǎn)，對(duì)高效開發(fā)同類氣藏具有借鑒意義。
關(guān)鍵詞：呼圖壁氣田；砂巖氣藏；開發(fā)；經(jīng)濟(jì)效益；技術(shù)；對(duì)策
1 地質(zhì)簡況
    呼圖壁氣田產(chǎn)氣層為古近系古新 始新統(tǒng)紫泥泉子組，其構(gòu)造形態(tài)為近東西向展布的長軸背斜，呼圖壁斷裂將背斜切割為上、下兩個(gè)斷鼻圈閉，氣井均位于下盤，其地層傾角總體上呈北陡南緩，構(gòu)造高點(diǎn)在HU2006井附近，圈閉面積34km2，閉合高度180m(圖1)。紫泥泉子組儲(chǔ)層是一套湖進(jìn)背景下的退積型辮狀河三角洲沉積，沉積厚度433m，儲(chǔ)層巖性以粉砂巖、細(xì)砂巖為主，平均孔隙度19.5%；平均滲透率23.1mD，屬中孔中滲儲(chǔ)層。氣藏類型為受巖性構(gòu)造控制的、帶邊底水的貧凝析氣藏，原始地層壓力33.96MPa，地層溫度92.5℃，氣藏中部深度3585m，壓力系數(shù)0.95，屬正常壓力系統(tǒng)。驅(qū)動(dòng)類型以凝析氣的彈性膨脹能量為主[1～2]。

2 開發(fā)簡況
    1996年，呼2井射開紫泥泉子組獲日產(chǎn)天然氣78.3×104m3、凝析油18.82m3的高產(chǎn)油氣流，從而發(fā)現(xiàn)了呼圖壁氣田。于1998年10月投入試采，2000年全面投入開發(fā)，共有氣井7口，動(dòng)用含氣面積15.2km2，動(dòng)用天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量126.12×108m3。
    試采階段(1998年10月—1999年10月)。共有氣井3口，單井平均無阻流量220×104m3/d，采用處理能力為50×104m3/d的天然氣臨時(shí)工藝處理裝置，單井日產(chǎn)氣水平16×104m3，日產(chǎn)凝析油平均水平7.5t。本階段氣田年壓降0.63MPa，單位壓降采氣量5467×104m3/MPa，階段采出程度1.19%。
    穩(wěn)產(chǎn)開發(fā)階段(1999年10月—2009年底)。共有氣井7口，平均單井無阻流量196×104m3/a，平均年產(chǎn)氣4.95×108m3，采氣速度2.9%～4.6%，平均年壓降1.5MPa，年單位壓降采氣量2.3×108～4.2×108m3/MPa，平均單位壓降采氣量3.12×108m3/MPa，階段采出程度38.2%。
3 高效開發(fā)技術(shù)對(duì)策
3.1 開展4項(xiàng)前期評(píng)價(jià)
3.1.1氣藏地質(zhì)評(píng)價(jià)
利用三維地震、巖心、區(qū)域?qū)有騽澐值荣Y料，結(jié)合地質(zhì)、鉆井、測井資料，確定了氣藏基本骨架；采用Strata井約束反演技術(shù)，落實(shí)了儲(chǔ)層砂體的空間展布規(guī)律；對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行了分類評(píng)價(jià)(表1)，為布井、鉆井和氣井合理配產(chǎn)奠定了基礎(chǔ)[3]。
 

3.1.2氣藏工程評(píng)價(jià)
   應(yīng)用壓力恢復(fù)、壓降、系統(tǒng)試井和一點(diǎn)法等多種試井方法研究儲(chǔ)層物性及產(chǎn)能特點(diǎn)。確定了各氣井較為真實(shí)可靠的產(chǎn)能方程(表2)，為新井配產(chǎn)提供了依據(jù)；同時(shí)，運(yùn)用三維建模和數(shù)值模擬技術(shù)，確定了合理井距為1400m，為實(shí)現(xiàn)稀井高產(chǎn)創(chuàng)造了條件。
 

3.1.3鉆采工程評(píng)價(jià)
   針對(duì)高地應(yīng)力、地層破碎、大段泥巖、縱向上多個(gè)壓力系統(tǒng)等復(fù)雜地質(zhì)條件，開展了高地應(yīng)力地層井壁失穩(wěn)及對(duì)策研究，建立了地層孔隙壓力、坍塌壓力和破裂壓力“三壓力”剖面，并根據(jù)測井資料和巖心力學(xué)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，開展了巖石力學(xué)特性預(yù)測研究，建立了6種不同鉆頭組合類型；根據(jù)氣田地理、地質(zhì)條件、氣田性質(zhì)和氣層保護(hù)要求，對(duì)不同鉆井井型進(jìn)行了工程技術(shù)指標(biāo)、鉆井周期、經(jīng)濟(jì)指標(biāo)的對(duì)比和論證，確定了開發(fā)井鉆井井型和氣層保護(hù)措施；根據(jù)水合物生成預(yù)測和最小攜液量計(jì)算結(jié)果，開展了氣井節(jié)點(diǎn)分析，通過不同管徑的敏感性分析，在確保氣井設(shè)計(jì)產(chǎn)能的條件下，確定了的合理生產(chǎn)管柱。
3.1.4地面工藝評(píng)價(jià)
    在地面工藝設(shè)計(jì)及實(shí)施過程中，突出系統(tǒng)的規(guī)模性、工藝流程及設(shè)備的適應(yīng)性、工藝的先進(jìn)性、管理系統(tǒng)的科學(xué)性、系統(tǒng)的安全性以及工程建設(shè)投資的效益性，充分利用地層能量，采用井口節(jié)流加熱集氣工藝、注醇防凍、節(jié)流制冷、低溫分離的地面處理工藝。在地面工藝實(shí)施過程中，積極推進(jìn)凝析油穩(wěn)定工藝、乙二醇回收技術(shù)、熱煤爐一熱多用技術(shù)等8項(xiàng)新技術(shù)、新工藝的應(yīng)用，為氣田高效開發(fā)創(chuàng)造了條件。
3.2 全程跟蹤研究評(píng)價(jià)
3.2.1不穩(wěn)定試井，證實(shí)井間連通
    根據(jù)單井初期不穩(wěn)定試井資料，將氣井初期地層壓力折算至統(tǒng)一海拔深度，扣除投產(chǎn)時(shí)間晚2a的HU2005井和HU2006井，其余井壓力系數(shù)在0.9716～0.9736之間(表3)，相對(duì)偏差較小，在0.05%～0.1%，說明未投產(chǎn)前各井同屬一個(gè)壓力系統(tǒng)。
 

    此外，通過2次5井次的干擾試井，進(jìn)一步證實(shí)了氣層的連通性，為合理配置氣井產(chǎn)量、降低井間干擾提供了依據(jù)。
3.2.2壓降法、容積法和動(dòng)態(tài)擬合法核實(shí)儲(chǔ)量
    采用壓降法和容積法分別計(jì)算了區(qū)塊控制儲(chǔ)量，與探明儲(chǔ)量相比，相對(duì)誤差僅5%，從而落實(shí)了區(qū)塊天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量(表4)。在生產(chǎn)過程中，利用生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)，采用Topaze軟件對(duì)單井生產(chǎn)歷史進(jìn)行擬合，核準(zhǔn)了單井控制儲(chǔ)量，為氣井合理配產(chǎn)提供了科學(xué)依據(jù)。
 

3.2.3跟蹤數(shù)值模擬，確定合理采氣速度
    充分利用地質(zhì)認(rèn)識(shí)和生產(chǎn)數(shù)據(jù)，通過巖電關(guān)系的再認(rèn)識(shí)，利用等時(shí)對(duì)比原則，對(duì)氣藏進(jìn)行了精細(xì)描述，采用先進(jìn)的數(shù)模技術(shù)，對(duì)氣藏生產(chǎn)動(dòng)態(tài)進(jìn)行擬合，通過年產(chǎn)氣量、穩(wěn)產(chǎn)年限、穩(wěn)產(chǎn)期采出程度和最終采收率等各項(xiàng)指標(biāo)的對(duì)比論證，確定了氣藏合理的采氣速度。
3.2.4系統(tǒng)試井，合理配置單井產(chǎn)量
    在氣井生產(chǎn)過程中，定期進(jìn)行系統(tǒng)試井工作，通過建立二項(xiàng)式產(chǎn)能曲線和二項(xiàng)式產(chǎn)能方程，確定了單井生產(chǎn)能力，結(jié)合氣井實(shí)際生產(chǎn)動(dòng)態(tài)，綜合考慮氣井產(chǎn)能大小、距離邊底水遠(yuǎn)近程度和氣藏均衡壓降等各種因素，合理配置單井產(chǎn)量，確保了氣藏整體穩(wěn)產(chǎn)能力。
3.2.5強(qiáng)化動(dòng)態(tài)監(jiān)測，把握出水規(guī)律
    根據(jù)單井構(gòu)造位置、生產(chǎn)狀況、產(chǎn)量級(jí)別和監(jiān)測重點(diǎn)，編制系統(tǒng)、詳細(xì)的動(dòng)態(tài)監(jiān)測方案，對(duì)產(chǎn)量、生產(chǎn)剖面、流體性質(zhì)和組分實(shí)施重點(diǎn)監(jiān)測，結(jié)合氣藏地質(zhì)特征，對(duì)產(chǎn)水井水侵方式和機(jī)理進(jìn)行系統(tǒng)研究，建立了氣井見水分析判斷方法，準(zhǔn)確把握了氣藏出水規(guī)律[4]。
4 氣田開發(fā)效果評(píng)價(jià)
4.1 實(shí)現(xiàn)了稀井高產(chǎn)
    氣田探明含氣面積15.2km2，目前擁有采氣井7口，井網(wǎng)密度0.46口/km2，井控儲(chǔ)量達(dá)到120.1×108m3，儲(chǔ)量控制程度達(dá)95.2%，平均單井日產(chǎn)氣量在20×104m3以上，平均單井累計(jì)產(chǎn)氣量7.4×108m3，實(shí)現(xiàn)了稀井高產(chǎn)，開發(fā)效果好。
4.2 生產(chǎn)指標(biāo)達(dá)到國內(nèi)先進(jìn)水平
    地面工程設(shè)計(jì)與工藝技術(shù)方面突出了規(guī)模性、適應(yīng)性，先進(jìn)性、科學(xué)性、安全性，以經(jīng)濟(jì)效益為指導(dǎo)思想，采用了8項(xiàng)新工藝新技術(shù)，對(duì)地面工程設(shè)計(jì)進(jìn)行了優(yōu)化，與國內(nèi)同類氣藏相比(表5)，各項(xiàng)指標(biāo)均達(dá)到先進(jìn)水平[5～6]。
 

4.3 經(jīng)濟(jì)效益顯著
    截至2008年底，累積生產(chǎn)天然氣46.8×108d，累計(jì)生產(chǎn)穩(wěn)定凝析油18.8×104t，創(chuàng)產(chǎn)值36.63×108元，投資回收期短，且經(jīng)濟(jì)效益顯著。
5 結(jié)論及認(rèn)識(shí)
    1) 注重開發(fā)前期評(píng)價(jià)，運(yùn)用多項(xiàng)先進(jìn)技術(shù)及手段，開展地下、地面一體化、上下游一體化的概念設(shè)計(jì)研究，強(qiáng)化氣田開發(fā)建沒的項(xiàng)目管理，是實(shí)現(xiàn)呼圖壁氣田高效開發(fā)的基礎(chǔ)。
    2) 加強(qiáng)各種動(dòng)態(tài)監(jiān)測資料的錄取與分析，深化氣田開發(fā)中的跟蹤研究，合理配置單井產(chǎn)量，是氣田高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的根本保證。
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(本文作者：張有興 石新樸 李臣 宋元林 廖劍波 中國石油新疆油田公司采氣一廠)