呼圖壁氣田高效開發的技術對策

摘 要

摘要：氣田的高效開發是建立在對其地原特征的認識、開發方案的制訂、開發過程的調控和開發規律的把握基礎上的。呼圖壁氣田為典型的砂巖氣田，經過開發前期的科學評價，使多學科綜
摘要：氣田的高效開發是建立在對其地原特征的認識、開發方案的制訂、開發過程的調控和開發規律的把握基礎上的。呼圖壁氣田為典型的砂巖氣田，經過開發前期的科學評價，使多學科綜合技術相互配合、相互滲透，創立了氣田開發的地下地面一體化開發評價模式；利用現代試井解釋技術，落實了氣藏地質儲量，確定了氣田合理采氣速度，優化配置了單井產量，并通過均衡壓力剖面、產水規律等方面的綜合研究成果與應用經驗，實現了氣田連續穩產10a的高效開發，形成了一套砂巖氣藏高效開發技術對策。對該氣田開發效果的評價結果表明，氣田投資回收期短，累計創產值36.63億元，實現了稀井高產，對高效開發同類氣藏具有借鑒意義。
關鍵詞：呼圖壁氣田；砂巖氣藏；開發；經濟效益；技術；對策
1 地質簡況
    呼圖壁氣田產氣層為古近系古新 始新統紫泥泉子組，其構造形態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0.95，屬正常壓力系統。驅動類型以凝析氣的彈性膨脹能量為主[1～2]。

2 開發簡況
    1996年，呼2井射開紫泥泉子組獲日產天然氣78.3×104m3、凝析油18.82m3的高產油氣流，從而發現了呼圖壁氣田。于1998年10月投入試采，2000年全面投入開發，共有氣井7口，動用含氣面積15.2km2，動用天然氣地質儲量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，單井日產氣水平16×104m3，日產凝析油平均水平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%。
    穩產開發階段(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 高效開發技術對策
3.1 開展4項前期評價
3.1.1氣藏地質評價
利用三維地震、巖心、區域層序劃分等資料，結合地質、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，落實了儲層砂體的空間展布規律；對儲層進行了分類評價(表1)，為布井、鉆井和氣井合理配產奠定了基礎[3]。
 

3.1.2氣藏工程評價
   應用壓力恢復、壓降、系統試井和一點法等多種試井方法研究儲層物性及產能特點。確定了各氣井較為真實可靠的產能方程(表2)，為新井配產提供了依據；同時，運用三維建模和數值模擬技術，確定了合理井距為1400m，為實現稀井高產創造了條件。
 

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等復雜地質條件，開展了高地應力地層井壁失穩及對策研究，建立了地層孔隙壓力、坍塌壓力和破裂壓力“三壓力”剖面，并根據測井資料和巖心力學實驗數據，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；根據氣田地理、地質條件、氣田性質和氣層保護要求，對不同鉆井井型進行了工程技術指標、鉆井周期、經濟指標的對比和論證，確定了開發井鉆井井型和氣層保護措施；根據水合物生成預測和最小攜液量計算結果，開展了氣井節點分析，通過不同管徑的敏感性分析，在確保氣井設計產能的條件下，確定了的合理生產管柱。
3.1.4地面工藝評價
    在地面工藝設計及實施過程中，突出系統的規模性、工藝流程及設備的適應性、工藝的先進性、管理系統的科學性、系統的安全性以及工程建設投資的效益性，充分利用地層能量，采用井口節流加熱集氣工藝、注醇防凍、節流制冷、低溫分離的地面處理工藝。在地面工藝實施過程中，積極推進凝析油穩定工藝、乙二醇回收技術、熱煤爐一熱多用技術等8項新技術、新工藝的應用，為氣田高效開發創造了條件。
3.2 全程跟蹤研究評價
3.2.1不穩定試井，證實井間連通
    根據單井初期不穩定試井資料，將氣井初期地層壓力折算至統一海拔深度，扣除投產時間晚2a的HU2005井和HU2006井，其余井壓力系數在0.9716～0.9736之間(表3)，相對偏差較小，在0.05%～0.1%，說明未投產前各井同屬一個壓力系統。
 

    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，為合理配置氣井產量、降低井間干擾提供了依據。
3.2.2壓降法、容積法和動態擬合法核實儲量
    采用壓降法和容積法分別計算了區塊控制儲量，與探明儲量相比，相對誤差僅5%，從而落實了區塊天然氣地質儲量(表4)。在生產過程中，利用生產動態數據，采用Topaze軟件對單井生產歷史進行擬合，核準了單井控制儲量，為氣井合理配產提供了科學依據。
 

3.2.3跟蹤數值模擬，確定合理采氣速度
    充分利用地質認識和生產數據，通過巖電關系的再認識，利用等時對比原則，對氣藏進行了精細描述，采用先進的數模技術，對氣藏生產動態進行擬合，通過年產氣量、穩產年限、穩產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系統試井，合理配置單井產量
    在氣井生產過程中，定期進行系統試井工作，通過建立二項式產能曲線和二項式產能方程，確定了單井生產能力，結合氣井實際生產動態，綜合考慮氣井產能大小、距離邊底水遠近程度和氣藏均衡壓降等各種因素，合理配置單井產量，確保了氣藏整體穩產能力。
3.2.5強化動態監測，把握出水規律
    根據單井構造位置、生產狀況、產量級別和監測重點，編制系統、詳細的動態監測方案，對產量、生產剖面、流體性質和組分實施重點監測，結合氣藏地質特征，對產水井水侵方式和機理進行系統研究，建立了氣井見水分析判斷方法，準確把握了氣藏出水規律[4]。
4 氣田開發效果評價
4.1 實現了稀井高產
    氣田探明含氣面積15.2km2，目前擁有采氣井7口，井網密度0.46口/km2，井控儲量達到120.1×108m3，儲量控制程度達95.2%，平均單井日產氣量在20×104m3以上，平均單井累計產氣量7.4×108m3，實現了稀井高產，開發效果好。
4.2 生產指標達到國內先進水平
    地面工程設計與工藝技術方面突出了規模性、適應性，先進性、科學性、安全性，以經濟效益為指導思想，采用了8項新工藝新技術，對地面工程設計進行了優化，與國內同類氣藏相比(表5)，各項指標均達到先進水平[5～6]。
 

4.3 經濟效益顯著
    截至2008年底，累積生產天然氣46.8×108d，累計生產穩定凝析油18.8×104t，創產值36.63×108元，投資回收期短，且經濟效益顯著。
5 結論及認識
    1) 注重開發前期評價，運用多項先進技術及手段，開展地下、地面一體化、上下游一體化的概念設計研究，強化氣田開發建沒的項目管理，是實現呼圖壁氣田高效開發的基礎。
    2) 加強各種動態監測資料的錄取與分析，深化氣田開發中的跟蹤研究，合理配置單井產量，是氣田高產穩產的根本保證。
參考文獻
[1] 歐陽可悅.呼圖壁氣田開發前期評價技術[M].北京：石油工業出版社，1999.
[2] 劉明高.呼圖壁氣田呼2井區紫泥泉子組氣藏工程研究[R].克拉瑪依：新疆石油管理局勘探開發研究院，1998.
[3] 康志宏，魏歷靈.動態評價技術在塔河碳酸鹽巖縫洞型油氣藏中的應用[J].天然氣工業，2006，26(8)：53-55.
[4] 李曉平，王會強.邊水氣藏氣井合理生產壓差及產量的確定[J].天然氣工業，2008，28(7)：85-86.
[5] 劉月田，蔡暉，丁燕飛.不同類型氣藏生產效果評價指標及評價標準研究[J].天然氣工業，2004，24(3)：102-104.
[6] 譚健.中國主要氣藏開發分類及開發對策[J].天然氣工業，2008，28(2)：107-110.
 
(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)