长庆气区低渗透气藏开发技术
低渗透砂岩气藏开发指标数值模拟预测
引 言
气 田开 发 指 标 预 测 是 气 藏 工 程 的 一 项 重 要 内 容 ， 编制 气 田 开 发 规 划 和 开 发 方 案 的 重 要 依 据 是
述 油藏 开采状 态 ， 过有 限差分 法 进行 数值 计算 ， 通 预
测不 同时 间点油 藏 的生产 动 态 特 征 ， 而 预 测 油藏 进
规模 小 、 窄问叠 置模式 和分 布规 律 十分 复杂 ， 现有 的
和水 驱油 田的 开发 指 标 预 测 和 开 发 机 理 研 究 ； ４ （） 通用 预测方 法 ， 指在研 究一 般经 济 、 制 和人 工智 能 控 等 问题时建 立 起来 的通 用 预 测方 法 ， 用 到 油 气 田 借
地震储 层 预测技 术还 不能准 确预 测有 效砂 体 的规 模
和分 布 ， 尤其在 开 发 初期 井 网密 度 相 对较 低 的条 件 下， 不能定 量统 计有效 砂体 的地 质 特征参 数 ， 因此 要
根据 大量油 田实 际参 数 进行 统 计 回归 分 析 ， 到 各 得
类 开发 指标 与油 藏 物性 参 数 问 的经 验 统计 关 系 ， 从
而预测 出油 气 田主要 开 发 指标 ； ２ （ ）水 动 力 学 公 式
１ 地 质 建 模
国 内外 对辫 状河沉 积储层 地 质建 模 已有 比较 成
第３ ２卷 第 ５期
２ ０ ０１
西南 石油大 学学报 （自然 科学版 ）
Ｊ ｕ ｎ ｌｏ ｏ ｔｗｅ ｔ ｅ ｒｌｕ Ｕｎ ｖ ｒ ｉ ｆ ｃｅ ｃ ｏ ｒ ａ ｆＳ ｕ ｈ ｓ Ｐ ｔ ｅ ｍ ｉｅ ｓｔ ｉｎ ｅ＆ Ｔ ｃ ｎ ｌｇ ｄ ｔ ｎ ｏ ｙ Ｓ ｅ ｈ ｏｏ ｙ Ｅ ｉ ｌ 为研 究对 象 ， 用 随机 地 质 建模 和 数 值 模 拟 技 术 ， 立 气 藏 精 细 地 质 模 型 并 进 行 数 值 ４区 采 建
低渗透气藏水平井开发技术经济界限研究
contents •引言•低渗透气藏水平井开发技术概述•水平井开发技术经济界限研究•低渗透气藏水平井开发技术方案优化•低渗透气藏水平井开发技术经济界限研究结论与建议•低渗透气藏水平井开发技术经济界限研究案例分析目录研究背景与意义低渗透气藏在我国天然气资源中占据重要地位，但由于其储层物性较差，开发难度大，需要采用水平井等先进技术提高单井产量和采收率。
目前，对于低渗透气藏的开发技术经济界限研究尚不充分，缺乏定量分析方法和相关指标体系，导致开发决策缺乏科学依据，存在一定的盲目性。
因此，开展低渗透气藏水平井开发技术经济界限研究具有重要的理论和实践意义，可以为优化开发方案、提高投资效益和降低开发风险提供指导。
研究目的研究方法研究目的与方法低渗透气藏特点03水平井技术的适用范围水平井开发技术简介01水平井技术定义02水平井技术的优势技术经济界限研究的重要性控制开发成本通过技术经济界限研究，可以找出最适合的钻井方案和生产方案，从而降低开发成本。
指导未来开发通过技术经济界限研究，可以了解不同开发方案的技术经济效果，从而指导未来的开发规划和决策。
提高开发效益开发方案和技术路线，从而提高开发效益。
基于给定的地质储量和工程条件，预测不同开发方案的经济效益，选择最优方案。
动态分析法考虑资金的时间价值，预测未来现金流，计算开发方案的内部收益率和净现值等指标。
静态分析法技术经济界限研究方法VS不同渗透率和储层深度的影响水平井长度和钻井液的影响优化目标与约束条件优化目标提高低渗透气藏采收率、降低开发成本和提高经济效益。
约束条件资源储量、地质条件、技术水平、经济因素等。
方案优化与对比分析水平井设计优化包括井眼轨迹优化、水平段长度优化、钻井液体系优化等。
压裂技术优化针对低渗透气藏特点，采用多段压裂、水力喷射压裂等技术。
增产措施优化采用综合酸化、二氧化碳吞吐等措施提高单井产能。
方案对比分析通过对不同方案的开发效果、成本投入等方面进行对比分析，选择最优方案。
喷射引流技术在排除井筒积液中的应用
摘要井筒积液是导致天然气井产量下降的一个重要因素。
针对集气站内气井特点，经过理论研究、流程设计和现场试验，将喷射引流技术应用于长庆气田低压气井，探索了一条快速降低低压气井井口压力，提高瞬时气量，从而排除井筒积液的途径。
试验表明，应用喷射引流技术，可以在较短的时间内缩小低压气井油压、套压差，成功排除积液。
该技术通过集气站内的流程切换实现井筒积液的快速排除，操作简单。
关键词井筒积液喷射引流低压气井喷射引流技术在排除井筒积液中的应用刘双全1,2汪雄雄1,2樊莲莲1,2韩东1（1.中国石油长庆油田分公司，陕西西安710021；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安710021）收稿日期：2010－03－15作者简介：刘双全（1980－），硕士，工程师，从事采气工艺研究工作。
E-mail ：**********************.cn中图分类号：TE37文献标识码：AVol.4，No.3Jun.2010文章编号：1673-9035（2010）03-0051-02天然气技术Natural Gas Technology2010年第4卷·第3期天然气技术／0前言长庆气田属于低渗透、非均质性气藏，由于储层连通性差和滚动开发的特点，气井压力下降不平衡，高、低压气井相间分布。
低压气井普遍具有低压、低产、小水量特征，携液能力差，井底容易出现积液，影响了气井的正常生产。
如何利用集气站内气井生产特点，简便、快速地排除井筒积液，保证气井平稳生产，是现场技术人员时刻考虑的问题。
长庆气田应用喷射引流技术，主要是利用高压井的能量实现低压井增压稳定生产[1-2]，目前已取得显著的增产挖潜效果，能够显著降低低压井井口压力[3]，大幅度地提高低压气井瞬时气量，有效排除低压气井井筒积液。
1喷射引流技术及排除积液的原理喷射增压技术[4]是利用高压天然气能量来提高低压天然气压力的一种节能升压技术。
喷射引流技术排除积液主要是利用高压天然气经喷嘴后形成高速气流，在混合腔形成低压区，低压天然气在压差作用下被吸入混合腔，与高速天然气混合，形成具有一定速度的混合气流，通过装置的扩压段升压至集输系统压力后外输。
长庆油田特低渗透油藏空气泡沫驱安全控制技术
安 全 控 制 技 术
曾 山 一，李俊 军 一，张庆 洲 ２，范 伟 ，２ 饶 天 利
（１．中 国石 油长 庆油 田分 公 司勘 探 开发研究 院 ；２．低渗 透油气 田勘 探开发 国家 工程实 验室 ； ３．中 国石 油长 庆油 田分公 司第 ｊ三采油厂 ）
ｃ（ｏ，）：Ｌｆ，ｚ＋—ｍ－—２２．１－ Ⅳ （２）
Ｌｏｗ Ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ Ｏｉｌ＆ Ｇａｓ Ｆｉｅｌｄｓ低 渗 透 油 气 田 ６５
式 中 ｃ（Ｏ２）——可燃性气体 的理论 临界含氧 量 ，％ ；
— — 可 燃 性 气体 的爆 炸 下 限 ，也 为其 体 积 分 数 ，％；
根 据 爆 炸 理 论 ，临界 含 氧 量 是 指 当给 以足 够 的点 燃 能 量 使 某 一 浓 度 的 可燃 气 体 刚好 不 发 生 燃 烧 爆 炸 的 临 界 含 氧 浓度 。若 氧气 高 于此 浓 度 ，便 可 能 发 生燃 烧 和爆 炸 ，氧含 量 低 于此 浓 度 便 不 会 发 生 燃 烧 或爆 炸 。根 据 爆 炸 理 论 ，可 用 可 燃 气 体 的爆 炸 下 限 达 到 完 全燃 烧 时所 需 要 的氧 原 子 个 数 （即最小氧体积分数 ）来估算 临界 氧浓度 ，引。可 燃性 气体 与 氧气 发生完 全燃 烧 时 ，化学 反应 式 如 下 ：
可燃气体发生燃烧和爆炸的 ３个基本物质因 素是 ：可燃气体 （液体蒸 汽 ）、氧气 、点火能量 。
而燃 烧 爆 炸 ，不 仅 需 要 可 燃 气 和 氧 气 的存 在 ，还 需 要 一 个 重 要 条 件 就 是 可 燃 气 与 氧 气适 当 的 比例 配 合 ，即混 合 气 中可 燃 气 的浓 度要 高 于爆 炸 下 限 ， 低 于爆 炸 上 限 ，氧 气 含 量 达 到 临 界 含 氧量 以上 ， 只 要 这 两 个 条 件 同时 具 备 了 ，遇 到 足够 的点 火 能 量 就 会 发 生燃 烧 或 者 Байду номын сангаас 炸 。 １．１ 试 验 区 原 油爆 炸 临 界氧 含 量 的 确 定 １．１．１理 论 计 算
低渗透油气藏水力压裂工艺技术
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第一代压裂(1940’-1970’)：小型压裂 加砂量较小，在10m3左右，主要是解除近井地带污染 第二代压裂(1970’-1980’)：中型压裂 加砂量迅速增加，主要是增加地层深部油流通道， 提高低渗透油层导流能力第三代压裂(1980’-1990’)：端部脱砂压裂 将压裂增产措施应用到中、高渗储层，双倍缝宽，主要是大幅度提高储 层导流能力第四代压裂(1990’- )：大型压裂、开发压裂 将压裂作为一种开发方式，从油藏系统出发，应用压裂技术
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6.岩石力学参数
岩心三轴力学参数测试压裂施工压力资料分析DSI测井
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动静态杨氏模量对比
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断裂韧性的测量与预测
岩石断裂韧性是描述裂尖附近的应力场的参数，是应力奇异性的度量。断裂韧性是载荷参数(如缝中压力，原地应力)和岩体参数(如裂缝尺寸)的函数它可以提供裂缝扩展的判据。但是，长期以来，由于测试手段和理论研究的局限，在水力压裂设计中往往只能给出断裂韧性的经验估计。 过建立内压式岩石断裂韧性试验，测量不同围压、不同岩性岩石的断裂韧性，建立了基于声波测井资料的岩石断裂韧性解释模型。
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为了保证岩样加工的精度，专门开发了岩石断裂韧性测试岩样加工装置。
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建立了利用测井资料预测岩石断裂韧性的理论模型，从而使断裂韧性的预测走向实用化
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模拟地层条件下，地层岩石断裂韧性与应力变化规律研究，建立了地层断裂韧性与有效应力的线性方程,并考察了其对裂缝形状的影响。
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压裂液配制的可操作性
现场配制要求：配制简单，易于操作，配液时间短，劳动强度低，工作时效高；性能可控，便于现场及时调整。经济因素要求：成本低，经济易行；货源广，易于准备。
长庆油田水平井套中套井筒再造体积重复压裂技术
文章编号：1000 − 7393(2023)01 − 0090 − 07 DOI: 10.13639/j.odpt.2023.01.012长庆油田水平井套中套井筒再造体积重复压裂技术王飞1,2 慕立俊3 陆红军1,2 白晓虎1,2 卜军1,2 任佳伟1,21. 中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院；2. 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室；3. 中国石油长庆油田分公司引用格式：王飞，慕立俊，陆红军，白晓虎，卜军，任佳伟. 长庆油田水平井套中套井筒再造体积重复压裂技术［J ］. 石油钻采工艺，2023，45（1）：90-96.摘要：长庆油田超低渗透油藏部分水平井初次改造程度低，前期先导试验攻关形成了水平井双封单卡体积压裂技术，然而双封单卡工艺存在起下钻次数多、放喷时间长、管外窜等问题，严重制约现场施工效率。
通过压前补能、凝胶降漏、下入Ø114.3 mm 套管、热固树脂环空封固等技术重造新井筒，评价储层增产潜力，优化新老裂缝布缝与裂缝参数，配套研发小直径可溶桥塞，形成了水平井套中套井筒再造重复压裂技术。
在CP50-15井进行了现场试验，成功下入1 500 m Ø114.3 mm 套管并进行了环空封固，固井质量良好，采用桥射联作压裂工艺完成了26段压裂，施工效率达到了3段/d ，投产后控制放喷生产，日产油由1.9 t 升至15.4 t 。
该技术对提高超低渗透油藏采收率提供了新思路。
关键词：套中套井筒再造；体积重复压裂；补能；降漏；环空封固；水平井；超低渗透油藏中图分类号：TE357 文献标识码： ACasing-in-casing wellbore reconstruction and volumetric refracturing technology ofhorizontal well in Changqing OilfieldWANG Fei 1,2, MU Lijun 3, LU Hongjun 1,2, BAI Xiaohu 1,2, BU Jun 1,2, REN Jiawei 1,21. Oil & Gas Technology Research Institute , PetroChina Changqing Oilfield Company , Xi'an 710018, Shaanxi , China ;2. National Engineering Laboratory of Low-permeability Oil & Gas Exploration and Development , Xi'an 710018, Shaanxi , China ;3. PetroChina Changqing Oilfield Company , Xi'an 710018, Shaanxi , ChinaCitation: WANG Fei, MU Lijun, LU Hongjun, BAI Xiaohu, BU Jun, REN Jiawei. Casing-in-casing wellbore reconstruction and volumetric refracturing technology of horizontal well in Changqing Oilfield ［J ］. Oil Drilling & Production Technology, 2023, 45(1):90-96.Abstract: Some horizontal wells in the ultra-low permeability oil reservoirs of the Changqing Oilfield have low first stimulation degree, and the double-packer one-layer volumetric fracturing technology of horizontal well was researched and developed in the early pilot test, but the double-packer one-layer process faces the problems of multiple trips, long blowout time, and channeling outside casing, which seriously restrict its field construction efficiency. In this paper, a new wellbore was reconstructed by means of prefrac energy supplement, gel based circulation loss reduction, Ø114.3 mm casing, resinoid based annulus sealing, the reservoir production increase potential was evaluated, fracture deployment and fracture parameters of old and new fractures were optimized, and the small-diameter soluble bridge plug was developed, so as to form the casing-in-casing wellbore reconstruction and refracturing fracturing technology of horizontal well. It was tested on site in Well CP50-15, where 1 500 m Ø114.3 mm casing was successfully run into the hole and the annulus was sealed, ensuring good cementing quality. 26-stage fracturing was completed by using the plug-perforating基金项目: 中国石油天然气股份有限公司项目“水平井重复改造技术与工具研究”(编号：2021DJ4503 )。
低渗透碳酸盐岩气藏数值模拟精细历史拟合技术研究
伍
摘
勇等 ． 低渗透碳酸盐岩气藏数值模 拟精 细历 史拟合技术研究 ． 钻采工艺 ， ２ ０ １ ３ ， ３ ６ （ ２ ） ： ５ ２— ５ ４
要 ：数 值 模 拟是 气 藏 动 态 分析 的 重要 手 段 ， 但 对 于 靖 边 气 田 下 古 生界 碳 酸 盐 岩 气 藏 ， 由 于储 层 非 均 质 性
钻
・
采
工
艺
２ ０ １ ３ 年 ２月
Ｍｏ ｒ ．２ ０ １ ３
５ ２・
ＤＲＩ Ｌ Ｌ Ｉ ＮＧ ＆ Ｐ ＲＯＤＵＣ ＴＩ ＯＮ Ｔ ＥＣＨＮ０Ｌ ０ＧＹ
低 渗 透碳 酸 盐岩 气 藏数 值 模 拟 精 细 历 史 拟 合技 术 研究
伍 勇 一 ，兰 义 飞 ， 蔡 兴利 ， 刘 志 军 ， 张建 国 ， 纪 文娟 ，张 军祥 ， 。
面 的难 点 。 １ ． 静态 储 量评价 结果 难 以准确标 定数 值模拟 模型 储
量
靖 边下 古 生界 碳 酸 盐岩 气 藏储 层 非 均质 性 强 ， 物性 变化 快 ， 建 模直 接 得 到模 型参 数 场无 法 完 全 准 确 反映气 藏物性 平 面 分 布特 征 ， 常 规 历 史 拟合 难 以 准 确确 定储层 物性参 数 的调整 区域 和取值 范 围。
靖 边碳 酸盐 岩储 层物性 较差 ， 单井 产能低 ， 部 分
收稿 日期 ：２ ０ １ ２—１ ２— ０ ５
基金项 目：四川省教育厅人文社科重点研究基地项 目 “ 鄂尔多斯盆地岩性气藏储量综合评价方法及应 用研究 ” （ 编号： 川油气科 Ｓ Ｋ Ｚ ０ ７ —
(1 原因 机理 解除)低渗气藏水锁伤害机理与防治措施分析
低渗气藏水锁伤害机理与防治措施分析赵春鹏1 李文华2 张 益1 韩锋刚2(1.西安石油大学石油工程学院 2.长庆油田分公司生产运行处) 摘 要 低渗气藏普遍具有低孔、低渗的特点,气、水及少量的油赖以流动的通道很窄,渗1 水锁效应定义及产生原因钻井液、完井液、增产液液体进入地层后,地层的含水饱和度上升,气相流动阻力增大,导致气相渗透率下降,这种现象称为“水锁效应”。
低渗、特低渗砂岩气层在各种作业过程中产生水锁伤害是第一位与最基本的损害因素。
Ξ 气层中水锁效应产生的原因[1]如图1所示。
图中用气、水相渗透率与岩样的气测渗透率比值作为相对渗透率。
AB ′为气体的相对渗透率曲线;BA ′为水的相对渗透率曲线。
气驱水时,当岩石中含水饱和度降至A ′点时,水相失去连续性,便不再减少,此时,A ′点对应的含水饱和度S wirr 被称为不可降低水饱和度或束缚水饱和度,亦称临界水饱和度。
水驱气时,当岩石中含气饱和度降至B ′点时,气相失去连续性,也不再减少,B ′点对应的含气饱和度被称为残余气饱和度S gr 。
图1 用相渗透率曲线说明水锁机理 早期研究认为开发前的地层中储层流体驱替已达到平衡,原生水处于束缚状态。
近年来的研究发现,地层的原生水饱和度与束缚水饱和度可能相等,也可能不相等。
它们的形成机理不尽一致。
如果原生水饱和度低于束缚水饱和度,则油、气驱替外来水时最多只能将含水饱和度降至束缚水饱和度,必然出现水锁效应。
设原生水饱和度为S wi (如图1中C 所示),束缚水饱和度为S wirr (如图中A ′所示),它们分别对应的气体相对渗透率为K rg (wi )和K rg (wirr ),其水锁损害率DR 为DR =(K rg (wi )-K rg (wirr ))/K rg (wi )(1)造成水锁效应的另一原因是对外来水返排缓慢,在有限时间内含水饱和度降不到束缚水饱和度的数值.由图中水相渗透率曲线BA ′可以看出,气体排驱水时,水相渗透率随着含水饱和度而接近于零,含水饱和度却在有限时间内达不到束缚水饱和度,设此时含水饱和度为S w ′(如图中D 所示),对应的气体相对渗透率为K rg (w ′),则水锁损害率DR 为DR =(K rg (wi )-K rg(w ′))/K rg (wi )(2)原生水饱和度低于束缚水饱和度造成的水锁54Ξ收稿日期 2004-02-02 第一作者简介 赵春鹏,1979年生,硕士,现从事油气储层保护研究工作,地址(710065):陕西省西安市西安石油大学254信箱,电话:(029)88299800。
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长庆气区低渗透气藏开发技术新进展发布时间：2013-08-13 14:40 来源：天然气工业点击率：122次字体：大中小摘要：鄂尔多斯盆地发育上、下古生界两套含气层系,天然气资源量丰富,但储层非均质性强,开发难度大。
近10年来,中国石油长庆油田公司相继实现了低渗透碳酸盐岩气藏(靖边气田)、低渗透砂岩...鄂尔多斯盆地发育上、下古生界两套含气层系,天然气资源量丰富,但储层非均质性强,开发难度大。
近10年来,中国石油长庆油田公司相继实现了低渗透碳酸盐岩气藏(靖边气田)、低渗透砂岩气藏(榆林气田)和致密气藏(苏里格气田)的经济有效开发。
近期该公司以建设“西部大庆”为目标,低渗透气藏开发水平显著提高,又取得了一系列的新进展：①水平井已经成为低渗透致密气藏开发的主体技术,其单井产气量达到直井的3倍以上,产能建设比例保持在50%以上;②丛式井钻完井技术、工厂化作业模式等提高了单井产量,降低了开发成本;③井、集气站、处理厂数字化建设提升了气田的生产管理水平。
截至2012年底,长庆气区建成了年产300×10^8 m³以上的天然气产能力,当年产气量达到290×10^8 m³,长庆气区已经成为我国重要的天然气生产基地。
下一步该公司将按照“攀峰工程”发展规划,以提高单井产量、提高采收率、降低开发成本为目标,加强4个方面的技术攻关：水平井加体积压裂技术系列、储气库建设技术系列、多层系气藏立体开发技术系列和低产低效井综合治理技术系列。
一、长庆气区低渗透气藏开发技术新进展1、水平井成为低渗透致密气藏开发主体技术(1)储层预测及精细描述技术加强三维地震技术攻关,充分利用三维资料优势开展储层预测,准确描述储层空间展布。
在资料处理方面,将叠前时间偏移技术应用于水平层状地层,为地震精确成像及储层空间展布预测提供了保证,同时应用三维变速成图技术(图1),准确描述目标储层的微构造特征。
在资料解释方面,以叠前反演为主要技术手段,识别目标层砂体及有效储层,采用可视化技术有效指导水平井位部署。
图1 三维地震变速成图流程图地质研究方面,从地层精细划分对比、沉积微相刻画、有效砂体描述、砂体叠置关系分析、微幅度构造刻画等5个方面入手,开展精细储层地质描述,筛选水平井部署区。
在水平井优势部署区内,根据砂体空间分布与气层发育特征,将单砂体分为4种叠置模式,其中块状厚层砂体、多层叠置型砂体为水平井开发的有利目标。
为了加强室内和现场结合,研发了水平井监控与导向系统,使得室内科技人员实时获取随钻录井、测井及钻井工程数据,及时开展地质导向,调整井眼轨迹。
(2)快速钻井配套技术以提速增效为目的,针对斜井段、水平段钻速低,井壁易坍塌的难点,采取优选PDC钻头、井身结构优化及不断完善钻井液体系等技术手段,集成创新了水平井快速钻井配套技术。
①斜井段PDC钻头采用6刀翼双排齿为主,主切削齿16mm,单只钻头进尺从2010年223m 提高到384m,机械钻速从3.76m/h提高到5.38m/h;7口井斜井段实现一趟钻;水平段PDC钻头采用5刀翼、外短锥、内浅锥形,双排齿,切削齿直径16mm,平均单只钻头进尺从2 010年190m 提高到397m,机械钻速从4.77 m/h 提高到7.23 m/h;单只钻头最高进尺1480m。
4口井水平段实现一趟钻。
②持续优化井身轨迹,形成“上急下缓”双增剖面,轨迹易控制,确保准确入窗;轨迹控制方法上采取精确监控、缓慢纠偏、斜有余地、稳斜探顶;对于长水平段采用水力振荡器解决托压、加压等难题,滑动钻速提高19%。
③研发了斜井段复合盐防塌钻井液体系和水平段防塌润滑钻井液体系,有效解决了钻头泥包和泥页岩坍塌的问题,为提速起到保障作用。
2012年,苏里格完钻水平井270口,平均完钻井深4540m,水平段长998m;平均钻井周期63.5d,较2011年缩短4.22%,钻井周期45d 以内有50口,占完钻井数的18.5%。
(3)储层改造技术水力喷射和裸眼封隔器分段压裂改造技术两大主体改造工艺技术日趋成熟。
自主研发的两种水平井压裂工具成本大幅度降低,技术指标不断创新。
其中采用水力喷射分段压裂工具,对于Ф114.3mm 套管完井的气井具备分压10段的能力,Ф152.4mm 裸眼完井的气井具备分压23段的能力,工具成本比国外降低80%;采用Ф88.9 mm 裸眼封隔器分段压裂工具,最高分压段数达到15 段,工具成本比国外降低50%。
致密气藏体积压裂取得关键性突破。
以“提高净压力,开启和支撑支裂缝”为关键点,在脆性指数、微裂隙发育程度、三向应力场、抗张抗剪切强度研究基础上,建立了致密气藏体积压裂的设计模式。
自主研发了Ф114.3mm 裸眼封隔器、悬挂封隔器、回接管等关键工具,设计了Ф114.3mm 基管注入小级差滑套分压管柱,可实现一次连续分压23段,最大排量可达到12m³/min,适应了体积压裂“大排量、大液量、大砂量”的需要。
2012年长庆气区实施体积压裂改造11口井,平均试气无阻流量超百万立方米,取得明显效果(表1)。
表1 2012年苏里格气田水平井体积压裂试验情况表通过井下微地震监测,苏东55-66H2井裂缝半长235~560m,裂缝高度42~79m,裂缝带宽100~220m。
表明通过体积压裂,横向突破阻流带,纵向突破隔夹层,形成了复杂缝网,改造体积较常规压裂增加2倍以上。
连续混配和压裂液回收有效提高了施工效率。
研发了速溶胍胶, 3 min达到常规胍胶黏度的80% ~90%;配套了连续混配设备,可实现10m³/min的配液排量。
2012年水平井连续混配技术应用38口井,平均单井液量3742m³,配液时间缩短55h,预配液量节省15824m³。
水力喷射分段压裂改造实现了压裂液的部分回收。
2012年现场试验20口井,累计回收压裂液3290m³。
2012年,长庆气区完钻水平井301口,平均气层钻遇率63.7%;试气求产95口井,平均无阻流量53.4×100000m³/d,19口井超百万立方米;投产井157口,平均单井产量5.8×100000 m³/d。
水平井产能比例高。
2011年开始苏里格气田水平井建产规模保持在50%以上,中区、西区、苏东南区水平井产能比例已达到80%左右。
水平井已经成为低渗透致密气藏开发的主体技术。
2、下古生界气藏中组合开发取得新突破受沉积期古隆起控制,奥陶系下古生界中组合马五5 亚段沉积相呈环带状展布,局部发育的颗粒滩沉积经白云岩化形成高渗储层。
在靖边气田西侧由于马五1—马五4 段区域剥蚀,马五5 亚段与上古生界煤系烃源岩直接接触,有利于天然气富集成藏。
2010年以来加大中组合的勘探开发力度,钻遇了一批高产井,在苏东和苏南区块共落实了苏东39-61、G44-012等9 个中组合开发有利区,累计含气面积1100k㎡,估算地质储量583.9×108 m³(图2)。
图2 古隆起东侧马五5亚段岩相古地理图下古生界气藏中组合具有平面非均质性强,单个开发有利区含气面积相对较小的特点,但是单井产量较高,适宜建设冬季调峰产能。
其中苏东39-61井区完试10口,试气平均无阻流量65.7×100000 m³/d;最高无阻流量达到454.7×100000m³/d,累计投产气井5口,高峰期供气量达到300×100000 m³/d以上,发挥了重要调峰作用。
3、工程技术助推气田开发建设(1)丛式井钻完井技术通过优化井身剖面和“四合一”钻具组合,实现小位移井“1~2趟钻”,大位移(超过850m)井“2~3趟钻”,提高了钻井效率。
平均钻井周期21. 7d,最短钻井周期13d;平均水平位移914.5m,最大位移达到1400m。
建立“设计四防碰,施工三预防,空间三绕障”防碰绕障理论体系,采用轨迹空间球面扫描方法,模拟井身轨迹空间展布与安全井间距曲线。
分层改造取得重要进展,通过分压管柱优化,由早期Y241分压管柱优化为目前的K344分压管柱(图3),实现了一次连续分压8层的新突破。
2012年机械封隔分压5层以上现场试验39口井,平均试气产量10.93×100000 m³/d。
图3 长庆气区不同类型分压管柱示意图图4 神木气田多井剖面图神木气田具有多层系含气特征(图4),并且和煤田高度重叠,开发难度较大,丛式井钻完井技术进步显著提高了神木气田开发水平。
20 12年神木气田完钻124口井,其中5口井以上的丛式井组14个85口井,最大丛式井组辖井11口,完试46口,平均无阻流量12.35×1000 00 m³/d。
(2)工厂化作业模式针对9井丛丛式井组,上部800m 的表层由30型小钻机单独完成,采用钻机滑轨系统实现整体平移,实施批量钻井。
整个表层钻进只使用1个泥浆池,9口井施工在1个月左右完成。
下部采用双钻机交叉作业,两部钻机最短距离60m,保证了安全施工,钻井生产中实行了资源共享,部分实现了泥浆重复利用。
大井丛工厂化批量压裂试气。
钢丝通井、安装井口、射孔、压裂、排液、测试作业实现“6个一趟过”;每井丛深水井与多管井结合,确保供水量70 m³/h 以上;不动设备完成井丛井压裂,一次性优化连接多口井的排液、测试管线。
4、精细气田生产管理(1)生产单元的数字化管理坚持“两高(高水平、高效率)、一低(低成本)、三优化(优化工艺流程、优化地面设施、优化管理模式)、两提升(提升工艺过程的监控水平、提升生产管理过程智能化水平)”的建设思路,重点面向生产一线,以现场单井、管线、站、处理(净化)厂等基本生产单元为数字化管理的重心和基础,逐步向智能化迈进。
建立了智能化气井管理系统,根据气井的实时生产数据,智能感知气井积液、压降是否合理、气井冻堵等异常情况,确保异常气井及时发现、及时处置,实现了生产智能控制。
系统根据产水井、间开井的合理工作制度,自动将指令传达给控制设备,实现泡排剂、甲醇自动加注,间歇气井远程自动开关。
形成了“自动采集、智能监控、远程操作”的气井管理新模式。
站场数字化管理采用数字化集气站和中心管理站模式。
数字化集气站具备生产过程实时监测、关键流程远程切换、自动安全放空、远程排液控制、供电自动切换、智能安防监控等6大功能,实现“无人值守、远程监控、紧急关断、人工恢复”。
中心管理站:对集气站现场全面监控管理,并通过整合生产监控岗、强化应急维护大班,优化了劳动组织架构和人力资源配置。
处理厂数字化管理实现了生产运行参数自动监视、控制;工艺装置、设施安全监控及防护;火灾及可燃气体检测、报警;现场视频监控管理和智能闯入报警。