呼圖壁氣田高效開發(fā)的技術(shù)對策

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

呼圖壁氣田高效開發(fā)的技術(shù)對策

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

氣田的高效開發(fā)是建立在對其地質(zhì)特征的認(rèn)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(xué)評價(jià),使多學(xué)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(jià)模式;利用現(xiàn)代試井解釋技術(shù),落實(shí)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(yīng)用經(jīng)驗(yàn),實(shí)現(xiàn)了氣田連續(xù)穩(wěn)產(chǎn)10 a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(jià)結(jié)果表明,氣田投資回收期短,累計(jì)創(chuàng)產(chǎn)值36.63億元,實(shí)現(xiàn)了稀井高產(chǎn),對高效開發(fā)同類氣藏具有借鑒意義。

呼圖壁氣田 砂巖氣藏 開發(fā) 經(jīng)濟(jì)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(gè)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(diǎn)在HU2006井附近,圈閉面積34 km2,閉合高度180 m (圖1)。紫泥泉子組儲層是一套湖進(jìn)背景下的退積型辮狀河三角洲沉積,沉積厚度433 m,儲層巖性以粉砂巖、細(xì)砂巖為主,平均孔隙度19.5%;平均滲透率23.1 mD,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 33.96 MPa,地層溫度92.5℃,氣藏中部深度3 585 m,壓力系數(shù)0.95,屬正常壓力系統(tǒng)。驅(qū)動(dòng)類型以凝析氣的彈性膨脹能量為主[1-2]。

圖1 呼圖壁氣田含氣面積圖

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18.82 m3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(dòng)用含氣面積15.2 km2,動(dòng)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(shí)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7.5 t。本階段氣田年壓降0.63 MPa,單位壓降采氣量5 467×104m3/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/d,平均年產(chǎn)氣4.95×108m3,采氣速度2.9%～4.6%,平均年壓降1.5 MPa,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(xiàng)前期評價(jià)

3.1.1 氣藏地質(zhì)評價(jià)

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(shí)了儲層砂體的空間展布規(guī)律;對儲層進(jìn)行了分類評價(jià)(表1),為布井、鉆井和氣井合理配產(chǎn)奠定了基礎(chǔ)[3]。

表1 儲層分類評價(jià)表

3.1.2 氣藏工程評價(jià)

應(yīng)用壓力恢復(fù)、壓降、系統(tǒng)試井和一點(diǎn)法等多種試井方法研究儲層物性及產(chǎn)能特點(diǎn),確定了各氣井較為真實(shí)可靠的產(chǎn)能方程(表2),為新井配產(chǎn)提供了依據(jù);同時(shí),運(yùn)用三維建模和數(shù)值模擬技術(shù),確定了合理井距為1 400 m,為實(shí)現(xiàn)稀井高產(chǎn)創(chuàng)造了條件。

表2 系統(tǒng)試井成果表

3.1.3 鉆采工程評價(jià)

針對高地應(yīng)力、地層破碎、大段泥巖、縱向上多個(gè)壓力系統(tǒng)等復(fù)雜地質(zhì)條件,開展了高地應(yīng)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(xué)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù),開展了巖石力學(xué)特性預(yù)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(hù)要求,對不同鉆井井型進(jìn)行了工程技術(shù)指標(biāo)、鉆井周期、經(jīng)濟(jì)指標(biāo)的對比和論證,確定了開發(fā)井鉆井井型和氣層保護(hù)措施;根據(jù)水合物生成預(yù)測和最小攜液量計(jì)算結(jié)果,開展了氣井節(jié)點(diǎn)分析,通過不同管徑的敏感性分析,在確保氣井設(shè)計(jì)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(jià)

在地面工藝設(shè)計(jì)及實(shí)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(yīng)性、工藝的先進(jìn)性、管理系統(tǒng)的科學(xué)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(shí)施過程中,積極推進(jìn)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(xiàng)新技術(shù)、新工藝的應(yīng)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(jià)

3.2.1 不穩(wěn)定試井,證實(shí)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(shí)間晚2 a的HU2005井和HU2006井,其余井壓力系數(shù)在0.971 6～0.973 6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(gè)壓力系統(tǒng)。

表3 單井壓力系數(shù)對比表

此外,通過2次5井次的干擾試井,進(jìn)一步證實(shí)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(dòng)態(tài)擬合法核實(shí)儲量

采用壓降法和容積法分別計(jì)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(shí)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(dòng)態(tài)數(shù)據(jù),采用Topaze軟件對單井生產(chǎn)歷史進(jìn)行擬合,核準(zhǔn)了單井控制儲量,為氣井合理配產(chǎn)提供了科學(xué)依據(jù)。

表4 壓降法與容積法計(jì)算儲量對比表 108m3

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(rèn)識和生產(chǎn)數(shù)據(jù),通過巖電關(guān)系的再認(rèn)識,利用等時(shí)對比原則,對氣藏進(jìn)行了精細(xì)描述,采用先進(jìn)的數(shù)模技術(shù),對氣藏生產(chǎn)動(dòng)態(tài)進(jìn)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(xiàng)指標(biāo)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(jìn)行系統(tǒng)試井工作,通過建立二項(xiàng)式產(chǎn)能曲線和二項(xiàng)式產(chǎn)能方程,確定了單井生產(chǎn)能力,結(jié)合氣井實(shí)際生產(chǎn)動(dòng)態(tài),綜合考慮氣井產(chǎn)能大小、距離邊底水遠(yuǎn)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(qiáng)化動(dòng)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(diǎn),編制系統(tǒng)、詳細(xì)的動(dòng)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(shí)施重點(diǎn)監(jiān)測,結(jié)合氣藏地質(zhì)特征,對產(chǎn)水井水侵方式和機(jī)理進(jìn)行系統(tǒng)研究,建立了氣井見水分析判斷方法,準(zhǔn)確把握了氣藏出水規(guī)律[4]。

4 氣田開發(fā)效果評價(jià)

4.1 實(shí)現(xiàn)了稀井高產(chǎn)

氣田探明含氣面積15.2 km2,目前擁有采氣井7口,井網(wǎng)密度0.46口/km2,井控儲量達(dá)到120.1×108m3,儲量控制程度達(dá)95.2%,平均單井日產(chǎn)氣量在20 ×104m3以上,平均單井累計(jì)產(chǎn)氣量7.4×108m3,實(shí)現(xiàn)了稀井高產(chǎn),開發(fā)效果好。

4.2 生產(chǎn)指標(biāo)達(dá)到國內(nèi)先進(jìn)水平

地面工程設(shè)計(jì)與工藝技術(shù)方面突出了規(guī)模性、適應(yīng)性,先進(jìn)性、科學(xué)性、安全性,以經(jīng)濟(jì)效益為指導(dǎo)思想,采用了8項(xiàng)新工藝新技術(shù),對地面工程設(shè)計(jì)進(jìn)行了優(yōu)化,與國內(nèi)同類氣藏相比(表5),各項(xiàng)指標(biāo)均達(dá)到先進(jìn)水平[5-6]。

表5 呼圖壁氣田生產(chǎn)指標(biāo)表

4.3 經(jīng)濟(jì)效益顯著

截至2008年底,累積生產(chǎn)天然氣46.8×108m3,累計(jì)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(jì)效益顯著。

5 結(jié)論及認(rèn)識

1)注重開發(fā)前期評價(jià),運(yùn)用多項(xiàng)先進(jìn)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(jì)研究,強(qiáng)化氣田開發(fā)建設(shè)的項(xiàng)目管理,是實(shí)現(xiàn)呼圖壁氣田高效開發(fā)的基礎(chǔ)。

2)加強(qiáng)各種動(dòng)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。

[1]歐陽可悅.呼圖壁氣田開發(fā)前期評價(jià)技術(shù)[M].北京:石油工業(yè)出版社,1999.

[2]劉明高.呼圖壁氣田呼2井區(qū)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(fā)研究院,1998.

[3]康志宏,魏歷靈.動(dòng)態(tài)評價(jià)技術(shù)在塔河碳酸鹽巖縫洞型油氣藏中的應(yīng)用[J].天然氣工業(yè),2006,26(8):53-55.

[4]李曉平,王會(huì)強(qiáng).邊水氣藏氣井合理生產(chǎn)壓差及產(chǎn)量的確定[J].天然氣工業(yè),2008,28(7):85-86.

[5]劉月田,蔡暉,丁燕飛.不同類型氣藏生產(chǎn)效果評價(jià)指標(biāo)及評價(jià)標(biāo)準(zhǔn)研究[J].天然氣工業(yè),2004,24(3):102-104.

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Technical measures for high-efficient development of the Hutubi G as Field

Zhang Youxing,Shi Xinpu,Li Chen,Song Yuanlin,Liao Jianbo
(No.1Gas Recovery Plant,Xinjiang Oilf ield Com pany,PetroChina,Karamay,Xinjiang834000,China)

NATUR.GAS IND.VOLUME 31,ISSUE 1,pp.52-54,1/25/2011.(ISSN 1000-0976;In Chinese)

High efficient development of a gas field depends on a better understanding of its geological features,a full plan of its development project,and advanced management of development process and regulation.A case history of the Hutubi Gas Field provides reference for the high efficient development of such typical sandstone gas fields with a series of technical measures specifically summarized.Based on a scientific pre-assessment on the Hutubi Gas Field,an integrated evaluation system with assistance of multiple technologies was first developed including a reservoir’s geological features and engineering,drilling and production engineering, and ground techniques.Then the whole process tracking evaluation work was also conducted as follows:the connectivity of gas layers was verified by interference well test;the geological gas reserves were approved by pressure-drop,volumetric and dynamic fitting methods;a reasonable gas recovery rate was determined by advanced simulation methods;the single well production was optimized by a systematic well test.Moreover,by application and research of balanced pressure section and water production regulation,this field had achieved a 10-year high performance recovery effect since 1998.From the post-evaluation of this field’s development,we found that this field has achieved not only a high production by sparse wells,but an obvious economic profit,particularly,by the end of 2008,a production value of 3.663 billion Yuan(RMB)had been obtained in this field within a short investment payback period.

Hutubi Gas Field,sandstone gas reservoir,development,economic efficiency,technology,measure

張有興,1978年生,工程師;主要從事油氣田開發(fā)研究工作。地址:(834000)新疆維吾爾自治區(qū)克拉瑪依市三坪鎮(zhèn)采氣一廠。電話:(0990)6815110。E-mail:zyouxing@petrochina.com.cn

張有興等.呼圖壁氣田高效開發(fā)的技術(shù)對策.天然氣工業(yè),2011,31(1):52-54.

10.3787/j.issn.1000-0976.2011.01.010

(修改回稿日期 2010-11-10 編輯 韓曉渝)

DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2011.01.010

Zhang Youxing,engineer,born in 1978,is mainly engaged in research of oil and gas field development.

Add:Sanping Town,Karamay,Xinjiang 834000,P.R.China

Tel:+86-990-6815 110E-mail:zyouxing@petrochina.com.cn