呼圖壁氣田高效開發(fā)的技術(shù)對策

摘 要

摘要：氣田的高效開發(fā)是建立在對其地原特征的認識、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)前期的科學評價，使多學科綜
摘要：氣田的高效開發(fā)是建立在對其地原特征的認識、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)前期的科學評價，使多學科綜合技術(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)評價模式；利用現(xiàn)代試井解釋技術(shù)，落實了氣藏地質(zhì)儲量，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用經(jīng)驗，實現(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)對策。對該氣田開發(fā)效果的評價結(jié)果表明，氣田投資回收期短，累計創(chuàng)產(chǎn)值36.63億元，實現(xiàn)了稀井高產(chǎn)，對高效開發(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)濟效益；技術(shù)；對策
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)造高點在HU2006井附近，圈閉面積34km2，閉合高度180m(圖1)。紫泥泉子組儲層是一套湖進背景下的退積型辮狀河三角洲沉積，沉積厚度433m，儲層巖性以粉砂巖、細砂巖為主，平均孔隙度19.5%；平均滲透率23.1mD，屬中孔中滲儲層。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，動用含氣面積15.2km2，動用天然氣地質(zhì)儲量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)對策
3.1 開展4項前期評價
3.1.1氣藏地質(zhì)評價
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)，落實了儲層砂體的空間展布規(guī)律；對儲層進行了分類評價(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氣藏工程評價
   應用壓力恢復、壓降、系統(tǒng)試井和一點法等多種試井方法研究儲層物性及產(chǎn)能特點。確定了各氣井較為真實可靠的產(chǎn)能方程(表2)，為新井配產(chǎn)提供了依據(jù)；同時，運用三維建模和數(shù)值模擬技術(shù)，確定了合理井距為1400m，為實現(xiàn)稀井高產(chǎn)創(chuàng)造了條件。
 

3.1.3鉆采工程評價
   針對高地應力、地層破碎、大段泥巖、縱向上多個壓力系統(tǒng)等復雜地質(zhì)條件，開展了高地應力地層井壁失穩(wěn)及對策研究，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實驗數(shù)據(jù)，開展了巖石力學特性預測研究，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)和氣層保護要求，對不同鉆井井型進行了工程技術(shù)指標、鉆井周期、經(jīng)濟指標的對比和論證，確定了開發(fā)井鉆井井型和氣層保護措施；根據(jù)水合物生成預測和最小攜液量計算結(jié)果，開展了氣井節(jié)點分析，通過不同管徑的敏感性分析，在確保氣井設(shè)計產(chǎn)能的條件下，確定了的合理生產(chǎn)管柱。
3.1.4地面工藝評價
    在地面工藝設(shè)計及實施過程中，突出系統(tǒng)的規(guī)模性、工藝流程及設(shè)備的適應性、工藝的先進性、管理系統(tǒng)的科學性、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。在地面工藝實施過程中，積極推進凝析油穩(wěn)定工藝、乙二醇回收技術(shù)、熱煤爐一熱多用技術(shù)等8項新技術(shù)、新工藝的應用，為氣田高效開發(fā)創(chuàng)造了條件。
3.2 全程跟蹤研究評價
3.2.1不穩(wěn)定試井，證實井間連通
    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)，相對偏差較小，在0.05%～0.1%，說明未投產(chǎn)前各井同屬一個壓力系統(tǒng)。
 

    此外，通過2次5井次的干擾試井，進一步證實了氣層的連通性，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、容積法和動態(tài)擬合法核實儲量
    采用壓降法和容積法分別計算了區(qū)塊控制儲量，與探明儲量相比，相對誤差僅5%，從而落實了區(qū)塊天然氣地質(zhì)儲量(表4)。在生產(chǎn)過程中，利用生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)，采用Topaze軟件對單井生產(chǎn)歷史進行擬合，核準了單井控制儲量，為氣井合理配產(chǎn)提供了科學依據(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)認識和生產(chǎn)數(shù)據(jù)，通過巖電關(guān)系的再認識，利用等時對比原則，對氣藏進行了精細描述，采用先進的數(shù)模技術(shù)，對氣藏生產(chǎn)動態(tài)進行擬合，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指標的對比論證，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，定期進行系統(tǒng)試井工作，通過建立二項式產(chǎn)能曲線和二項式產(chǎn)能方程，確定了單井生產(chǎn)能力，結(jié)合氣井實際生產(chǎn)動態(tài)，綜合考慮氣井產(chǎn)能大小、距離邊底水遠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強化動態(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)量級別和監(jiān)測重點，編制系統(tǒng)、詳細的動態(tài)監(jiān)測方案，對產(chǎn)量、生產(chǎn)剖面、流體性質(zhì)和組分實施重點監(jiān)測，結(jié)合氣藏地質(zhì)特征，對產(chǎn)水井水侵方式和機理進行系統(tǒng)研究，建立了氣井見水分析判斷方法，準確把握了氣藏出水規(guī)律[4]。
4 氣田開發(fā)效果評價
4.1 實現(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，井控儲量達到120.1×108m3，儲量控制程度達95.2%，平均單井日產(chǎn)氣量在20×104m3以上，平均單井累計產(chǎn)氣量7.4×108m3，實現(xiàn)了稀井高產(chǎn)，開發(fā)效果好。
4.2 生產(chǎn)指標達到國內(nèi)先進水平
    地面工程設(shè)計與工藝技術(shù)方面突出了規(guī)模性、適應性，先進性、科學性、安全性，以經(jīng)濟效益為指導思想，采用了8項新工藝新技術(shù)，對地面工程設(shè)計進行了優(yōu)化，與國內(nèi)同類氣藏相比(表5)，各項指標均達到先進水平[5～6]。
 

4.3 經(jīng)濟效益顯著
    截至2008年底，累積生產(chǎn)天然氣46.8×108d，累計生產(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)濟效益顯著。
5 結(jié)論及認識
    1) 注重開發(fā)前期評價，運用多項先進技術(shù)及手段，開展地下、地面一體化、上下游一體化的概念設(shè)計研究，強化氣田開發(fā)建沒的項目管理，是實現(xiàn)呼圖壁氣田高效開發(fā)的基礎(chǔ)。
    2) 加強各種動態(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。
參考文獻
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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)