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国石化鄂尔多斯致密砂岩气开发提质增速 [复制链接]

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只看楼主 倒序阅读 使用道具 0楼 发表于: 2014-09-17 | 石油求职招聘就上: 阿果石油英才网
陕西与内蒙交界的毛乌素沙地,曾经荒芜的地表因数十年来的生态改造已被绿色植被覆盖,而更加令人欣慰的是,在这个区域面积2003平方千米,还不及北京的一个怀柔区大,极难实现经济效益的“边际区块”,中国石化建成了国内率先实现效益开发的大牛地气田,被列为国家级重大专项工程的致密砂岩气开发示范区。目前气田年产天然气量超过40亿立方米,累计为国家产气205亿立方米。
  中石化华北分公司近期宣布,大牛地气田要在“十三五”初形成年产50亿立方米天然气的规模,并实现持续稳产,气田还将年产100亿立方米天然气作为长期奋斗目标。为早日圆梦,今年9月初,明年的开发方案已提前部署,鄂尔多斯盆地致密砂岩气开发正在提质加速。
  效益开发破除“神话”
  致密砂岩气与煤层气、页岩气同属于非常规天然气。我国非常规天然气约17万亿立方米,是常规天然气的4~5倍,其中,鄂尔多斯盆地的致密气约占12万亿立方米。尽管中国致密气资源丰富,但是致密砂岩气藏埋深偏深,产量递减快,经济开发难度大。
  一般将渗透率小于1毫达西的气藏定为致密砂岩气,而大牛地气藏的渗透率仅为0.5毫达西,远远低于鄂尔多斯盆地其他气田,也就是说,致密气好比藏在磨刀石一样坚硬的砂岩中,是很难实现商业开发的“鸡肋”区块。曾经有家知名国外石油公司有意与华北分公司合作开发,当对方了解到该区的气藏条件后,就放弃了合作。
  华北分公司在鄂尔多斯盆地经历了50多年的勘探历程,他们发扬石油地质人不屈不挠、永无止境的拼搏精神,与低渗致密天然气这一实际难题展开了顽强斗争。1999年,他们重上大牛地区块,掀起了新一轮的勘探开发高潮。
  2003年开始,经过两年多的先导性开发试验,采取“先肥后瘦”的开发模式,在大牛地多套气层中寻找到气藏富集较高的层位,部署的大15井、大16井分别获得了日产21万和16万立方米的工业气流,更加坚定了效益开发大牛地气田的决心。
  2005年,大牛地气田累计上报了2944亿立方米的探明储量,并掌握了气藏的富集规律,运用成本相对低的“直井多层合采”技术,开发产气较好的盒2、盒3气层,当年建成了10亿立方米的产能,向北京供气2.96亿立方米,创造了当年建设、当年投产、当年供气的“大牛地奇迹”。
  “从大牛地气田历年的投入产出情况看,我们的气田于2006年就实现了盈利,见效时间远远低于常规油气田。截至目前,气田的投资回报率已达到70%。”华北分公司计划处管理人员告诉记者。
  华北分公司在大牛地气田储层品味极低的状况下,率先在鄂尔多斯盆地实现了效益开发,颠覆了致密砂岩气无法获得经济有效开发的“神话”,对于盆地其他类似区块起到了较好的示范和带动作用。
  科技进步“解放”储量
  低渗致密砂岩气,单井产量低,工程施工成本高,如果不将单井产量提高上去,占气田70%的工程成本降下来,就不可能实现经济有效开发。工程技术的进步,就成为破解这道难题的法宝。
  气田建设初期,施工一口2000多米深的常规直井最快也需要40天,甚至60天,如此高的钻井耗时,意味着成本居高不下。
  据华北石油工程公司时任五普井队长的张冠军介绍,当年制约钻井周期最大的因素是钻具早期失效,一套价值200万元以上的钻具,因地层等多种原因造成新钻具在钻进中就会发生折断,使用不到一口井就要接近报废,如此高的钻井代价,让不少钻井队望而生畏。
  为破解这一难题,他们积极探索试验高效的PDC钻头,该钻头所需要的钻压较小,仅是牙轮钻头的1/3,这样,钻具承受的负荷就降低了,折断的风险将大大减少。
  PDC钻头试验获得成功后,钻井周期压缩了1/3,钻具早期失效难题也得以迎刃而解。在2005年进入规模开发后,建设10亿立方米产能,原计划需要70多支钻井队,而实际只用了32支,少用了钻井队伍,成本大幅度下降,也使当年的产建任务提前完成。
  与此同时,为提高单井的气产量,华北分公司探索试验水平井钻井,沿气层水平穿越上千米,大大扩大了泄气面积,利于气产量的提高。相比直井,水平井虽然增加了难度和成本,但工业化的成功应用,使产气量达到了直井的3至5倍,经济效益明显。
  水平井技术同样也走过了曲折道路,初期施工的水平井钻井周期长达150天,耗资8000多万元,直到2010年,气田累计试验了30余口水平井,投资近10亿元,投入与产出不成比例,但这仍没动摇华北分公司继续试验的决心。
  2011年,水平井的平均钻井周期已逐步压缩到了40天,钻井成本已压缩到了2000多万元,同时,水平井分段压裂技术的成熟,多口水平井气产量大幅度提高,其中,针对产气效果较差的气层部署的一口水平井,获得日产17.8万立方米的高产气流,水平井的试验大获成功。
  2012年,华北分公司决定全部采用水平井建产,使直井无法建产、且储量占总储量1/3的盒1、山2等气层,获得了有效动用。仅用100口水平井,就完成新建产能10亿立方米,相比2005年直井开发建成的10亿立方米产能,减少133口井,成为国内首个全部运用水平井新建产能的气田。
  目前,华北分公司全部运用水平井已连续3年实现新建产能10亿立方米,3年累计产能将超过往年8年累计建成的产能,气田的开发质量和经济效益显著提升。
  科学规划气田“延寿”
  “气田初期设计气井的稳产期为3至5年,而现在许多气井已有10年寿命了,远远优于当初的设计,这是我们运用科学的采气工艺技术取得的成果。”华北第一采气厂领导张文洪说。
  工程施工把气井建成,好比一个孩子出生,后天的培养、成长就要靠科学管理,合理的采气,才能使气井健康长寿。气田所采用的输气工艺是“高压进集气站,低温分离水合物”,充分利用地层能量,让天然气自己跑出来,不但节省成本,也有利于气井长寿。
  因气井具备低压、低渗特性,气井配产过高,距井筒较远的气流不能及时跟上,易产生“断流”,被封存在地下;配产过低,因气井内有水,容易被“水淹”,给气井合理的配产至关重要。
  采气厂通过实践摸索,直井的配产按初期产量的1/5至1/7,水平井气井的配产按初期产量的I/3至1/5,并根据气井实际的井内压力做适时调整,按照“一井一策”,精细管理每口井,努力做到“细水长流”,提高可采储量,气井平均递减率控制在10%以下,在同类气田中保持较高水平。
  同时,通过在老井场上部署“加密井”,以及丛式水平井井组,“吃干榨净”气田边角料区块的剩余储量,不但节省了占用耕地,也使气田的储量动用率进一步得到提高。预计今年底,气田的储量动用率将达近80%,采收率按40%计算,现有的探明储量中可采气1500亿立方米,每年产气50亿立方米,可持续开发30年。随着动用率和采收率的不断提高,气田的稳产期将会更长。
  华北分公司总经理周荔青在接受记者采访时表示,我们将通过进一步强化地质研究,优化工程工艺技术,继续挖潜大牛地气田下古生界、邻区的杭锦旗区块的致密气,作为建设100年气田的接替区,今年来,下古及杭锦旗均取得重大进展,为实现“气田之下找气田”、“气田之外找气田”的目标坚定了信心。


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只看该作者 1楼 发表于: 2014-10-04 | 石油求职招聘就上: 阿果石油英才网
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只看该作者 2楼 发表于: 2018-10-11 | 石油求职招聘就上: 阿果石油英才网
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