澀北氣田100億立方米天然氣產能主體開發技術

摘 要

摘要：柴達木盆地澀北氣田100億立方米天然氣產能方案編制按照“統籌考慮、整體開發、統一部署、分批實施、體現效益”的原則，采用先進的工藝技術和方法，優選合理的開
摘要：柴達木盆地澀北氣田100億立方米天然氣產能方案編制按照“統籌考慮、整體開發、統一部署、分批實施、體現效益”的原則，采用先進的工藝技術和方法，優選合理的開發技術策略，確保氣田“安全、穩定”生產，實現了該氣田的高效開發。該產能方案的主體技術有：細分開發層系技術、水平井開發技術、氣井優化配產技術、氣井防砂工藝技術、油套分采工藝技術、排水采氣工藝技術、地面高低壓分輸技術等。針對該氣田開發中目前存在的問題，建議繼續深化氣、水層的識別，繼續探索控砂、控水、防砂、防水技術，加強水平井防砂、排水采氣和配套措施作業等工藝技術研究，進一步提高澀北氣田的整體開發效果。
關鍵詞：柴達木盆地；澀北氣田；多層；疏松；砂巖；氣田開發；主體技術
0 引言
   柴達木盆地澀北氣田包括澀北一號、澀北二號和臺南3個氣田，探明天然氣地質儲量共計2768.56×108m3。分別于2003、2004、2007年編制完成了開發實施方案，方案設計氣田總體產能規模為65.5×108m3，設計采氣速度2.37%。已經分年累計建設天然氣產能50.5×108m3。2007年9月，做出了“加快青海天然氣發展，用3年時間建成100億立方米天然氣產能”的重大戰略決策。澀北氣田100億立方米天然氣產能開發方案主體攻關技術研究由此展開，并取得了一系列成果。隨著100億立方米天然氣產能規模逐步建成，將對“澀-寧-蘭”及其復線、“澀-格”及其復線、“青-藏”管線安全穩定供氣提供有力保障，對我國西部經濟發展、社會進步、政治穩定起到重要作用。
1 100億立方米產能方案主體技術
    方案編制的原則：統籌考慮、整體開發、統一部署、分批實施、體現效益。
    方案主體技術包括：細分開發層系，減少層間干擾，提高儲量動用程度；擇優選層，大力應用水平井提高氣田開發效果；氣井優化配產技術；氣井防砂工藝技術；分層開采技術；排水采氣技術；地面高低壓分輸技術等[1]。以下分述之。
1.1 細分開發層系、減少層間干擾、提高儲量動用程度
    澀北氣田儲層埋藏淺、膠結差、易出砂，氣層多，含氣井段長，氣層縱向跨度長達1162m，原始地層壓力差達13.3MPa；各氣層含氣面積差別大，氣水界面不統一，構造低部位氣水層交互。氣田高效開發需要合理劃分開發層系與射孔單元。
1.1.1射孔單元劃分原則
    1) 射孔單元為同時射開投產的一組氣層，可視為同一動態監測系統。
    2) 射孔單元間的隔層厚度保持在5m以上，以確保單元間分隔的可靠性。
    3) 射孔單元的跨度應小于70m，保證同層組的壓差不會過大，以利于控制合理生產壓差和主動防砂。
    4) 射孔單元內各氣層含氣面積不能相差太大，確保邊水較均勻推進和氣井長期穩定生產。
    5) 突出主力氣層作用，對于面積大、儲量多、集中分布的氣層進行合理組合，充分考慮多層合采、油套分采等提高單井產量工藝技術的應用，提高開發效果；將面積小的氣層單獨組合射孔單元，避免由于邊水推進不均而影響主力氣層開發。
    6) 儲量規模較大、隔層較厚、含氣飽和度較高、厚度大于2m的未動用氣層，可劃分成獨立水平井網控制的射孔單元。
1.1.2射孔單元劃分的結果
    澀北一號氣田5個開發層系共劃分31個射孔單元，澀北二號氣田4個開發層系共劃分23個射孔單元，臺南氣田6個開發層系共劃分21個射孔單元。
1.2 擇優選層，大力應用水平井技術提高氣田開發效果
1.2.1水平井層位選擇
    為充分發揮水平井提高單井產能的優勢，水平井部署層位主要優選含氣面積大、儲層厚度大、分布穩定、物性好的工類氣層。依據澀北氣田具體地質條件，同時也為降低開發風險，在主力射孔單元中優選水平井部署層位，以保障水平井高產、穩產。
    澀北氣田水平井選層條件為：
    Sg＞60%，h＞2m，A＞10km2，G動用＞15×108m3，Vsh＜30%，隔層厚度大于5m，上下無明顯水層。
    根據以上條件，澀北一號氣田共選擇Ⅰ層16層、Ⅱ類層4層；澀北二號氣田共選擇Ⅰ類層7層、Ⅱ類層7層；臺南氣田共選擇Ⅰ層6層、Ⅱ類層7層。
1.2.2水平段長度的論證
    根據國外氣藏水平井的開發經驗，當氣井水平井段長度為400～1932m時，產能替代比為1.8～5(見表1)。
表1 國外水平井水平段長度與產能替代比統計表
氣藏名稱
儲層厚度(m)
水平段長度(m)
產能替代比
英國Barque天然裂縫砂巖氣藏
薄層
692
3～5
英國Anglia氣藏
邊際以下產層
896
＞5
荷蘭Zuidwai砂巖氣藏
100
400
1.8
德國Nortn Viliant氣藏
薄層
549
2
阿拉伯聯合酋長國致密石灰巖氣藏
50
429～1932
2～3
澀北氣田水平井的水平段長度為225m時，其產量為直井的2倍；當水平段長度為400m時，產量為直井的2.5倍；當水平段長度增加到600～800m時，產量為直井的3倍。水平段長度超過800m以后，產量增加幅度變小。所以水平段長度在400～600m之間最合理(見圖1)。
 

1.2.3水平井井眼軌跡設計
    為提高水平井開發效果，水平井部署考慮以下原則：①盡可能控制相對多的地質儲量；②遠離邊水1000m以上，減小邊水對氣井的影響；③水平段井眼軌跡應盡量沿構造等高線延伸；④目標層內水平段沿有利相帶、高滲儲層鉆進。
1.3 氣井優化配產技術
    澀北氣田儲層疏松、易出砂，嚴重影響了氣井生產能力的發揮，該氣田不能按照常規的經驗配產。產能方案研究從試氣、試井、測井等資料出發，提出了確定單井合理配產的方法。
    氣井配產主要考慮穩產期、最小攜液產量、防砂控制壓差生產等因素。
1.3.1直井配產
    全氣藏整體優化配產，首先根據不穩定試井結果確定地層滲透率，然后根據產能試井數據確定無阻流量，建立滲透率和無阻流量之間的經驗關系式；在借鑒長期試采、生產數據的基礎上，確定產氣剖面規律，對經驗關系式進行修正，并結合相關理論公式，確定單井或區塊的產能方程。根據歷史生產數據確定單井平均動態儲量，在此基礎上，結合產能方程利用物質平衡法確定單井的合理產量。在此過程中考慮合理的出砂壓差，最終確定控制壓差下的合理產量。
1.3.2水平井配產
采用澀北氣田的典型儲層數據，應用經驗公式計算得到水平井和直井產能替代比與水平段長度的關系曲線。結合氣田已鉆水平井實際產量，確定水平井合理配產，澀北氣田水平井產量是直井的2～3倍，平均為2.44倍(見表2)。
表2 澀北氣田水平井水平段長度與產能替代比關系表
水平段長度(m)
50
100
200
300
400
500
600
產能替代比
0.60
1.10
1.95
2.60
3.03
3.30
3.38
1.4 氣井防砂工藝技術
    澀北氣田先后進行了機械防砂、化學固砂和高壓充填防砂3大類8種工藝的防砂工藝試驗[2～5]。通過試驗，篩選出以高壓一次充填和纖維復合防砂為主的防砂工藝技術。通過防砂工藝試驗效果對比分析，高壓充填防砂應用21井次，單井平均日增產0.7×104m3，有效期536d；復合纖維壓裂防砂32井次，日增產0.38×104m3，有效期396d。高壓一次充填防砂、纖維復合壓裂防砂工藝，已經成為澀北氣田主要的防砂工藝。
1.5 油、套分采工藝技術
    澀北氣田油、套分采技術工藝簡單、成本低、有效期長，是澀北氣田提高氣井單井產量的主要技術之一。油、套分采管柱結構主要由Y441插管封隔器+繩索式滑套開關+座封短節組成。
   截至2007年底，澀北氣田共試驗66口井，試驗井油管平均產氣4.08×104m3/d，套管平均產氣3.14×104m3/d，單井產氣7.22×104m3/d，最長有效期超過4a，增產幅度達到100%。
1.6 排水采氣工藝技術
   通過對澀北氣田的出水機理及規律分析，結合近年來堵水、優選管柱、泡沫排水等控水治水經驗，確定澀北氣田排水采氣工藝措施。其內容包括：①對出水類型為凝析水、層內可動水等少量產水氣井，采用優化采氣管柱生產；②對層間水、層內次生可動水等井筒積液氣井，采用泡沫排水采氣生產；③對于邊水氣井，控制合理的生產壓差，減緩邊水推進速度，延緩氣井見水時間。
1.7 地面高、低壓分輸技術
    澀北氣田由于埋藏井段長，原始地層壓力由淺到深差別大，縱向上劃分為多個開發層系和射孔單元開發，不同射孔單元的氣藏能量差別較大。為了合理利用天然能量，地面采用高、低壓兩套集輸管網。采用“分氣田集中脫水、集中增壓”的集氣流程。澀北氣田的干氣匯合至澀北一號氣田集中外輸。各氣田采出水集中處理、集中回注。
2 結論與建議
    澀北氣田通過十幾年的開發，初步形成了以細分開發層系技術、水平井開發技術、氣井優化配產技術、氣井防砂工藝技術、油套分采工藝技術、排水采氣工藝技術及地面高低壓分輸技術等主體開發技術，對提高澀北氣田開發效果起到了積極作用。
    目前澀北氣田仍然存在不少問題，如低阻氣層測井識別技術、疏松地層保壓密閉取心與實驗分析技術、水平井鉆采配套技術等需要在產能建設和研究中進一步攻關。建議繼續深化氣、水層的識別，繼續探索控砂、控水、防砂、防水技術，加強水平井防砂、排水采氣和配套措施作業等工藝技術研究，提高澀北氣田的整體開發效果。
參考文獻
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(本文作者：宗貽平 馬力寧 賈英蘭 華銳湘 許文平 中國石油青海油田公司)