四川盆地東北部鐵山氣田南區(qū)塊立體高效開發(fā)經(jīng)驗(yàn)

任洪明 曾匯川 雷小華 任洪偉 劉思艷 陳 沁

1.中國石油西南油氣田分公司川東北氣礦 2.中國石油西南油氣田分公司重慶氣礦

國內(nèi)外氣田開發(fā)實(shí)踐表明，如何實(shí)現(xiàn)多產(chǎn)層氣田的科學(xué)高效開發(fā)主要受氣田的基本地質(zhì)特征、對氣藏的認(rèn)識程度及開發(fā)過程中采用的工藝技術(shù)的影響。鐵山氣田南區(qū)塊位于四川盆地川東北地區(qū)，氣田開采效果良好，是全國多產(chǎn)層立體高效開發(fā)的典范，該區(qū)塊在1996年被中國石油天然氣總公司評為“高效優(yōu)質(zhì)開發(fā)氣田”。基于此，筆者通過對鐵山氣田南區(qū)塊開發(fā)過程中采用的技術(shù)手段進(jìn)行了系統(tǒng)的分析、總結(jié)，以資對比相類似氣田開發(fā)的經(jīng)驗(yàn)。

1 基本情況

1.1 概況

鐵山氣田南區(qū)塊位于四川省達(dá)州市達(dá)川區(qū)境內(nèi)，屬于四川盆地川東褶皺帶華瑩山構(gòu)造帶北側(cè)的不對稱背斜構(gòu)造，南區(qū)塊位于該構(gòu)造帶南高點(diǎn)（圖1）。區(qū)域內(nèi)高山、河谷眾多，海拔300 m～900 m，年平均溫度約17℃，交通不便利。南高點(diǎn)于1986年1 月開始鉆探T2井獲氣，截至2017年12月，共完鉆井11口，獲四個氣藏，獲氣井9口、水井2口。其中下三疊統(tǒng)嘉二段氣藏獲氣井1口、下三疊統(tǒng)飛仙關(guān)組氣藏獲氣井3口、上二疊統(tǒng)長興組氣藏獲氣井3口、石炭系氣藏獲氣井4口。飛仙關(guān)組、長興組、石炭系產(chǎn)層均于1991年3月投入試采。氣田于1996年1月正式投入開發(fā)，氣田設(shè)計規(guī)模為120×104m3/d，穩(wěn)產(chǎn)11年；氣田開發(fā)方案執(zhí)行階段（1996.01～2007.08），氣田維持在（100.0～140.0）×104m3/d的規(guī)模生產(chǎn)；氣田開發(fā)調(diào)整方案執(zhí)行階段（2007.09—至今），氣田維持在（140.0～40.0）×104m3/d的規(guī)模生產(chǎn)（圖2）。1997年5月嘉二2層氣藏投產(chǎn)。T2井于2007年上試T1j43層位，目前為該區(qū)塊的氣田水回注井。

圖1 鐵山氣田含氣面積圖

目前整個區(qū)塊共有常開生產(chǎn)井9口，2017年12月該區(qū)塊日平均產(chǎn)氣量37.8×104m3、日平均產(chǎn)水量6.2m3，生產(chǎn)油壓平均1.96 MPa～2.43MPa、生產(chǎn)套壓平均 2.11 MPa～ 6.61 MPa，歷年累計產(chǎn)氣量 83.98×108m3、歷年累產(chǎn)水量 94 715 m3。

目前在該氣田共建有 T4、T12、T13、T14、T21、T22井等6個采輸氣站；有鐵石線、鐵竹線、云石線3條氣田外集輸管線，和石鐵線凈化氣管線；建有鐵山增壓站一座，目前為5臺ZTY470MH7×7機(jī)組；建有氣田水回注站一座，T2井站。

1.2 氣藏特征

鐵山構(gòu)造位于渡市街向斜以東、達(dá)縣向斜以西，與地面鐵山背斜相對應(yīng)，地腹中、深層?xùn)|西兩翼被傾軸鐵①、③號逆斷層切割。鐵山構(gòu)造是NNE向的高陡背斜帶，區(qū)塊位于南高點(diǎn)，構(gòu)造相對平緩，兩側(cè)受逆斷層所夾，上下構(gòu)造基本一致（圖1）。嘉二2儲層巖性為顆粒白云巖及針孔白云巖，飛三-飛一儲層巖性主要為鮞粒云巖、晶粒云巖和溶孔鮞?；?guī)r，長興組儲層巖性為礁、灘相白云巖和礁核相灰?guī)r，石炭系儲層巖性主要為溶孔砂屑云巖和粉晶角礫云巖。4個氣藏的儲集類型均為裂縫—孔隙型儲層[1-2]。4個氣藏壓力系數(shù)在1.133～1.266之間，均屬常壓氣藏。4個氣藏的CH4的體積含量都在97%左右，H2S為 6.856～18.031 g/m3，CO2為8.471～18.600 g/m3，均屬中含硫、低含二氧化碳的干氣氣藏。氣田目前9口生產(chǎn)井中，已確定5口井T4、T5、T12、T21（油管）、T22井產(chǎn)地層水，水型均為CaCl2型。鉆獲水井2口T3、T8井，各產(chǎn)層均有水，嘉二2、石炭系產(chǎn)層水型為CaCl2，飛仙關(guān)組、長興組產(chǎn)層水型為Na2SO4。

2 氣田立體開發(fā)總結(jié)及效果分析

2.1 動態(tài)監(jiān)測

該區(qū)塊投入開采以來，堅持各項動態(tài)監(jiān)測、動態(tài)分析工作，積累了豐富的動靜態(tài)資料，明確氣藏的連通關(guān)系、復(fù)算氣藏儲量，從而為科學(xué)合理、高效優(yōu)質(zhì)開發(fā)氣田提供了保證。截至2017年底，共完成全氣藏關(guān)井復(fù)壓50藏次；氣井試井工作12井次；氣井常規(guī)壓力監(jiān)測7000余井次；氣井天然氣樣分析305井次；氣井氣田水分析380井次；氣井氯根監(jiān)測600余井次。

圖2 鐵山氣田南區(qū)塊開采動態(tài)曲線圖

2.2 編制開發(fā)方案、調(diào)整方案

2.2.1 開發(fā)方案指標(biāo)

開發(fā)方案采用數(shù)值模擬方法，得出整個區(qū)塊（飛仙關(guān)組、長興組、石炭系氣藏）的儲量為×××108m3，嘉二2層氣藏作為區(qū)塊保持穩(wěn)產(chǎn)的補(bǔ)充產(chǎn)能。方案設(shè)計要求從1996年1月開始執(zhí)行120.0×104m3/d的采氣規(guī)模，穩(wěn)產(chǎn)期11年，穩(wěn)產(chǎn)期末區(qū)塊累計產(chǎn)氣58.15×108m3，穩(wěn)產(chǎn)期末采出程度為55.22%，采氣速度3.81%，投資回收期為8.2年。

2.2.2 開發(fā)調(diào)整方案指標(biāo)

調(diào)整方案以整個區(qū)塊數(shù)模儲量×××108m3作為儲量基礎(chǔ)。開發(fā)調(diào)整方案推薦：以現(xiàn)有生產(chǎn)井為依托，在石炭系增加一口開發(fā)補(bǔ)充井，9口采氣井，一口排水井（T12井）。產(chǎn)氣規(guī)模分3個階段：第一階段截止2006年12月31日，規(guī)模140×104m3/d；第二階段為第一次降產(chǎn)階段，2007年1月1日—2010年12月31日，規(guī)模 120×104m3/d；第三階段為第二次降產(chǎn)階段，始于2011年1月1日，規(guī)模100×104m3/d。開發(fā)調(diào)整方案預(yù)測，第三階段穩(wěn)產(chǎn)期末時間2015年6月，累產(chǎn)氣量87.09×108m3，采出程度68.26%。分批增壓實(shí)施后，預(yù)期可增加商品氣21.25×108m3。投資回收期3.88年，投資利潤率21.52%。鐵山增壓站兼顧近遠(yuǎn)期的需求共設(shè)5臺ZTY470機(jī)組[1]。

2.3 開發(fā)方案、調(diào)整方案的實(shí)施及效果評價

氣田投產(chǎn)以來，采氣規(guī)模執(zhí)行效果良好，日產(chǎn)氣量超過預(yù)期規(guī)模，且穩(wěn)產(chǎn)能力強(qiáng)。產(chǎn)量穩(wěn)產(chǎn)得力于4個氣藏的穩(wěn)定生產(chǎn)和儲量落實(shí)，氣田實(shí)際生產(chǎn)與開發(fā)方案符合率高。

2.3.1 開發(fā)方案執(zhí)行情況及效果評價

（1）整個氣田目前執(zhí)行的實(shí)際產(chǎn)量規(guī)模適當(dāng)，和原方案具有較強(qiáng)的對比性。2000年以來，氣田生產(chǎn)規(guī)?；究刂圃?30.0×104m3/d左右，2004年6月氣田生產(chǎn)規(guī)模高達(dá)143.4×104m3/d，按開發(fā)方案設(shè)計時的數(shù)模儲量計算，氣藏采氣速度在2.60%～5.60%之間，區(qū)塊采氣速度為4.05%。除在1998年、1999年由于受大管網(wǎng)生產(chǎn)影響外，日產(chǎn)氣量普遍超過設(shè)計規(guī)模[1]。

（2）方案設(shè)計嘉二2層氣藏T5井在1999年12月獲產(chǎn)能5.0×104m3/d作為補(bǔ)充，實(shí)際嘉二2層氣藏在1997年5月投產(chǎn)，產(chǎn)量達(dá)到了15.0×104m3/d。

（3）區(qū)塊到2006年12月的日平均產(chǎn)氣量為120.25×104m3/d，與方案設(shè)計 120.0×104m3/d 的符合率為99.79%。氣田采出氣量到2006年底的累產(chǎn)氣量為 53.58×108m3，與方案設(shè)計的 58.15×108m3相差 4.57×108m3，符合率為 92.14%。

2.3.2 開發(fā)調(diào)整方案執(zhí)行情況及效果評價

（1）按調(diào)整方案氣田將于2008年9月2臺增壓機(jī)組運(yùn)行，2011年7月3臺增壓機(jī)組運(yùn)行；實(shí)際情況為2007年9月，2臺增壓機(jī)組運(yùn)行，2009年8月3臺增壓機(jī)組運(yùn)行，分別提前了1～2年，原因是該區(qū)塊長期高強(qiáng)度開采，產(chǎn)量遞減迅速，導(dǎo)致增壓時間提前。2009年以前，實(shí)際產(chǎn)氣量比方案的規(guī)模要大，且增壓氣量呈逐年上升的趨勢（表1）。

（2）氣田增壓開采取得良好的經(jīng)濟(jì)效益。氣田進(jìn)行增壓開采后，2007—2017年共生產(chǎn)天然氣30.19×108m3，共增壓增產(chǎn)天然氣 8.45×108m3，天然氣累產(chǎn)氣量方案吻合率為82.96%。

2.4 前期研究工作

根據(jù)生產(chǎn)動態(tài)的變化發(fā)現(xiàn)飛仙關(guān)組、長興組氣藏的儲量增加，于2002年開展對兩個氣藏的儲量復(fù)核工作，為氣藏的調(diào)產(chǎn)和超規(guī)模生產(chǎn)提供依據(jù)；為保證氣田的穩(wěn)定生產(chǎn)，于2005年開展《鐵山南氣田開發(fā)調(diào)整方案》研究，用以指導(dǎo)氣田下步的增壓工藝建設(shè)；同步開展《鐵山氣田開發(fā)跟蹤評價及措施調(diào)整》《鐵山氣田飛仙關(guān)組氣藏評價研究》等一系列前期科研工作，不斷修正氣藏地質(zhì)模型、認(rèn)清氣藏開發(fā)特征及水體活動規(guī)律，深化氣藏認(rèn)識，為實(shí)現(xiàn)氣田高效優(yōu)質(zhì)開發(fā)提供保證[3]；為指導(dǎo)鐵山氣田及周邊的勘探開發(fā)，共開展《四川盆地龍崗東地區(qū)鐵山—雙家壩區(qū)塊天然氣開發(fā)三維地震》《龍崗東地區(qū)龍會場—鐵山區(qū)塊礁、灘儲層及勘探目標(biāo)研究》等地震和前期研究工作。

2.5 動態(tài)跟蹤研究，均衡開發(fā)

鐵山氣田南區(qū)塊各氣藏單井連通、壓力降均衡程度有差異，具體表現(xiàn)為：飛仙關(guān)組氣藏目前生產(chǎn)油壓1.96 MPa～2.22 MPa；長興組氣藏目前生產(chǎn)油壓1.97 MPa～2.34 MPa；石炭系氣藏目前生產(chǎn)油壓 1.73 MPa～2.43 MPa。2017年 12月 4個氣藏各井生產(chǎn)油壓 1.96 MPa～ 2.43 MPa、生產(chǎn)套壓 2.11 MPa～6.61 MPa。氣藏壓力降均衡程度的差異，反映氣藏內(nèi)生產(chǎn)井的相互連通程度和井間采出程度的差異；通過適時跟蹤分析和增產(chǎn)措施的實(shí)施，保證氣田壓力降總體上實(shí)現(xiàn)相對均衡開采，為整個氣田的同步增壓創(chuàng)造條件[4]。

2.6 復(fù)核氣藏儲量

不斷深化氣藏地質(zhì)認(rèn)識，復(fù)核氣藏儲量，充分落實(shí)資源，為氣藏開發(fā)的科學(xué)決策提供可靠的依據(jù)。

（1）1995年制定開發(fā)方案、2002年復(fù)算探明儲量、2004年制定開發(fā)調(diào)整方案，計算的容積法儲量均大于1993年上報的探明儲量，各氣藏儲量落實(shí)可靠，具有堅實(shí)的儲量基礎(chǔ)。

（2）各氣藏壓力降已基本波及氣藏含氣區(qū)域，壓降儲量與地質(zhì)儲量接近，容積法儲量與動態(tài)法儲量較吻合。計算的該區(qū)塊關(guān)井壓降法儲量是2005年開發(fā)調(diào)整方案計算的容積法儲量的86.24%，氣藏儲量動用程度較高[5]。

表 1 鐵山氣田南區(qū)塊開發(fā)調(diào)整方案執(zhí)行情況對比表 單位：108 m3

（3）本次計算關(guān)井壓降法儲量高于2016年所計算探明技術(shù)可采儲量，比例達(dá)到116.45%，各氣藏總體受水體影響較小，因此，分析認(rèn)為氣藏所確定的技術(shù)可采儲量是可靠的。

（4）根據(jù)氣井儲量控制情況，科學(xué)合理配產(chǎn)。氣田各井控制儲量差異大，不僅表現(xiàn)在各氣藏之間單井控制儲量差異大，而且同一氣藏內(nèi)單井控制儲量差異也大。氣田各生產(chǎn)井單井井控儲量采出程度差異小，反映氣田主要生產(chǎn)井配產(chǎn)基本合理，采氣強(qiáng)度基本均衡；氣田各井產(chǎn)能差異大，不僅表現(xiàn)在各氣藏之間產(chǎn)能差異大，而且同一氣藏內(nèi)不同氣井之間產(chǎn)能差異也大。例如：飛仙關(guān)組氣藏單井控制儲量最高達(dá)23.18×108m3，該井配產(chǎn)一直保持在30×104m3/d 穩(wěn)定生產(chǎn)[6]。

2.7 地層水活動規(guī)律

通過系統(tǒng)開展地層水活動規(guī)律研究，采用切實(shí)可行的措施指導(dǎo)氣藏開發(fā)對策，有效地減少地層水對開發(fā)生產(chǎn)的影響。

氣田所屬各氣藏類型不同，嘉二2層氣藏和飛仙關(guān)組氣藏為背斜圈閉的邊水氣藏，長興組氣藏為巖性-斷層圈閉的無水（有局部封存水）生物礁氣藏，石巖系氣藏為背斜-斷層圈閉的邊水氣藏。各氣藏均為干氣氣藏，各氣藏邊水均屬于封閉性地層水。4個氣藏均為彈性氣驅(qū)氣藏，目前除飛仙關(guān)組氣藏外3個氣藏已見地層水，但水驅(qū)特征不明顯，邊水不活躍（圖3）。各氣藏有效地控制了邊水的推進(jìn)，邊水總體呈現(xiàn)由外向內(nèi)、由下向上的相對均勻推進(jìn)方式，未形成明顯的壓降漏斗。據(jù)目前氣藏水侵研究及預(yù)測成果認(rèn)為，直到氣藏開發(fā)結(jié)束，不會出現(xiàn)大范圍“水封氣”的結(jié)果，為氣藏最終提高采收率奠定了良好的基礎(chǔ)[7-8]。

2.7.1 嘉二2層氣藏

數(shù)值模擬分析表明，氣藏邊水體積為1193×104m3，生產(chǎn)井位于構(gòu)造高部位，邊水均勻推進(jìn)，在氣藏21×104m3/d的產(chǎn)氣規(guī)模情況下，預(yù)測20年的單位采氣水侵量為1.5 m3/104m3，累計水侵量為13.92×104m3，水侵推進(jìn)很少[1]。

圖3 鐵山氣田南區(qū)塊各氣藏壓降曲線圖

2.7.2 飛仙關(guān)組氣藏

數(shù)值模擬分析表明，氣藏邊水體積為1789×104m3，生產(chǎn)井位于構(gòu)造高部位，邊水均勻推進(jìn)，在氣藏83.5×104m3/d的產(chǎn)氣規(guī)模情況下，預(yù)測20年的單位采氣水侵量為4.55 m3/104m3，累計水侵量為217.6×104m3，地層水不會影響氣藏生產(chǎn)[1]。

2.7.3 長興組氣藏

該氣藏T21井油管曾經(jīng)產(chǎn)地層水，分析認(rèn)為是屬局部封存水。氣藏分布受礁體分布所控制，氣藏周圍被致密的灰?guī)r所包圍[1]。數(shù)模預(yù)測氣藏開采中將未有水體影響。分析認(rèn)為該氣藏為無水?dāng)鄬訋r性圈閉氣藏。

2.7.4 石炭系氣藏

數(shù)值模擬分析表明，邊水體積 1 894.2×104m3，在氣藏10.5×104m3/d產(chǎn)氣規(guī)模的情況下，預(yù)測20年，單位采氣水侵量5.35 m3/104m3，累計水侵量僅有49.2×104m3，只要堅持T12井排水采氣，地層水不會嚴(yán)重危害氣藏生產(chǎn)[1]。

2.8 地面工藝、增壓工藝改造及效果

通過對鐵山氣田南區(qū)塊氣井分布、集輸管網(wǎng)現(xiàn)狀、天然氣輸送流向、增壓站方案的綜合論證分析，在T4井集氣站附近新建增壓站1座，進(jìn)入增壓開采期的各井天然氣輸至增壓站進(jìn)行增壓，增壓后的天然氣再返回T4井站通過原集氣管線輸送至下游。增壓站壓縮機(jī)采用變工況整體式燃?xì)饽ν刑烊粴鈮嚎s機(jī)，以適應(yīng)氣田各井天然氣產(chǎn)量及井口壓力的變化，分期建設(shè)，設(shè)置壓縮機(jī)5臺。從運(yùn)行情況來看，完全能夠滿足生產(chǎn)的需要（圖4）,主要工藝技術(shù)方案成熟，企業(yè)經(jīng)濟(jì)效益和社會綜合效益良好。

2.9 完善氣田水回注工藝

該區(qū)塊建有1口氣田水回注井T2井，回注管位：油管，回注層位：T1j43～T1j42，試注折算最大日注水量 1 440 m3，回注體孔隙體積為 ×××108m3。建有T12井到T2井的氣田水回注管線，規(guī)格為：?89 mm×4～ 3.2 km（PSP鋼絲網(wǎng)骨架增強(qiáng)復(fù)合塑料管），設(shè)計壓力3.5 MPa，其他井由污水車?yán)絋2井回注，設(shè)計處理量12.5 m3/h?；刈⒄緩?008年 6月25日投運(yùn)以來，到2017年12月底歷年共回注氣田水?dāng)?shù)百立方米。該井從油管自流回注。目前整個鐵山氣田南區(qū)塊日產(chǎn)水量為25 m3，完全能夠滿足生產(chǎn)的需要。開展《氣田水處理安全性評價》《建設(shè)氣田水回注井地下水污染監(jiān)測井方案》等科研、前期研究工作，以保證氣田水的安全回注，將綠色生態(tài)發(fā)展的理念貫穿于氣田開發(fā)始終。

圖4 鐵山氣田南區(qū)塊增壓運(yùn)行情況圖

3 新技術(shù)、新工藝應(yīng)用

3.1 實(shí)施“一井兩層”技術(shù)及效益分析

對氣田開發(fā)過程進(jìn)行優(yōu)化部署。在開發(fā)井網(wǎng)部署上，沿高滲透區(qū)布井的同時，利用氣田多產(chǎn)層的特點(diǎn)，在T4井站采取了“一場多井”完鉆3口生產(chǎn)井T4、T5、T11井獲得較好的效果，1994年在全國首次采用引進(jìn)國外井下工具在T21井進(jìn)行飛仙關(guān)組和長興組氣藏的“一井兩層”分采工藝技術(shù)試驗(yàn)、1999年采用國產(chǎn)封隔器在T5井進(jìn)行嘉二2層和長興組氣藏的“一井兩層”分采現(xiàn)場試驗(yàn)均獲得成功，要求單管生產(chǎn)時井口壓差小于8 MPa，雙層開采時小于5 MPa，從投入開采以來，生產(chǎn)情況良好，未發(fā)現(xiàn)竄漏現(xiàn)象。在進(jìn)行氣田立體開發(fā)的同時，節(jié)約開發(fā)投資，最大限度地提高了氣田的開發(fā)效益[9-10]。下面以T21井為例進(jìn)行介紹：

在T21井區(qū)為滿足單管油套分采試驗(yàn)的需要和保證試驗(yàn)的物質(zhì)基礎(chǔ)，特擬定“鉆三保二”，即鉆開嘉二段、飛仙關(guān)組、長興組3個氣層，選擇其中兩個相對較好的飛仙關(guān)組、長興組氣層投入試驗(yàn)。用3SB特扣油管將“SB-3”型插管生產(chǎn)封隔器下至井深2 971.98～2 973.25m處，將飛仙關(guān)組和長興組兩層分開，用繩索作業(yè)工具打開“CMD”滑套；用清水替出井內(nèi)完井液，排液、誘噴兩產(chǎn)層；下繩索作業(yè)工具關(guān)閉“CMD”滑套，這樣就可分別從油管，油套環(huán)空分層放噴，測試下層和上層，結(jié)束測試后上層氣從油套環(huán)空采出，下層氣從油管采出[9]（圖5）。T21井油管產(chǎn)氣15×104m3/d，套管環(huán)空產(chǎn)氣 10×104m3/d，兩層合計產(chǎn)氣 25×104m3/d。截至2017年12月底，T21井下層（長興組）累計產(chǎn)氣9.93×108m3，上層（飛仙關(guān)組）累計產(chǎn)氣 3.11×108m3，合計產(chǎn)氣 13.04×108m3。

T5 井下層（長興組）產(chǎn)氣 10.0×104m3/d ，上層（嘉二2）產(chǎn)氣15.0×104m3/d。截至2017年12月底，T5 井下層（長興組）累計產(chǎn)氣 4.34×108m3，上層（嘉二2）累產(chǎn)氣 6.97×108m3,合計產(chǎn)氣 11.31×108m3。

從試驗(yàn)到生產(chǎn)，這兩口井生產(chǎn)正常，無井下竄漏異常現(xiàn)象發(fā)生，充分證實(shí)T21井和T5井實(shí)施一井兩層分采工藝技術(shù)是成功的。截至2017年12月兩口井累產(chǎn)氣24.35×108m3，經(jīng)濟(jì)效益顯著。

3.2 應(yīng)用柱塞氣舉工藝技術(shù)及效益分析

T12井在西南油氣田分公司含硫氣井中首先采用柱塞氣舉工藝，并獲得成功，為含硫氣水同產(chǎn)井的排水采氣及推廣應(yīng)用柱塞氣舉工藝積累了經(jīng)驗(yàn)。該工藝每年能節(jié)約生產(chǎn)成本8.42萬元。由于柱塞氣舉具有節(jié)能、自動化程度高、相對泡排節(jié)約成本的優(yōu)勢，因此，在低壓小產(chǎn)量氣水井的生產(chǎn)管理方面具有較大的優(yōu)勢，對提高氣井的采收率具有十分重要的意義。

圖5 T21井完井管柱結(jié)構(gòu)示意圖

針對T12井開展了30種不同工作制度調(diào)試優(yōu)化試驗(yàn)和現(xiàn)場新型柱塞試驗(yàn)。通過對國內(nèi)外6種柱塞類型〔襯墊柱塞（迷你襯墊柱塞、常規(guī)襯墊柱塞、雙彈塊襯墊柱塞）、棒式柱塞、刷式柱塞、旁通式柱塞、連續(xù)流柱塞、復(fù)合柱塞〕的適應(yīng)性進(jìn)行分析對比，篩選出可行性較高的柱塞。T12井井底不出砂、油管條件良好、產(chǎn)水量較大、壓力上漲較快、關(guān)井時間短，目前關(guān)井復(fù)壓時間受限于柱塞下落時間，不能再增加柱塞運(yùn)行頻率。經(jīng)分析研究，選用旁通式柱塞替換目前的雙彈塊襯墊柱塞，能大幅度提高柱塞下落速度，減少關(guān)井恢復(fù)時間，從而減少周期時間，增加柱塞運(yùn)行頻率，強(qiáng)化排水能力，最終提高單井產(chǎn)量（表2）。早期生產(chǎn)情況反映出新型柱塞運(yùn)用于該井具有更強(qiáng)的帶水能力，產(chǎn)水量由原柱塞最高的 7 ～ 11 m3/d 增加至 11 ～ 14 m3/d，產(chǎn)氣量也由 0.97×104m3/d 增加至 1.09×104m3/d[11]。

3.3 應(yīng)用輸氣管線智能檢測技術(shù)

對該區(qū)塊的外輸管線鐵石線、鐵竹線開展智能檢測（幾何檢測、漏磁檢測），并開展相關(guān)檢測評價工作，進(jìn)行相應(yīng)的管線修復(fù)和三通更換工作，加強(qiáng)管線的完整性管理，保證安全生產(chǎn)。

3.3.1 鐵石線含硫天然氣管道即時和未來完整性評估

檢測情況：2009年4月漏磁檢測共識別出494處金屬損失特征，其中156處被識別為內(nèi)部金屬損失，103處為外部金屬損失，剩余的235處為內(nèi)部制造缺陷。本次檢測還識別出6處凹陷和4處黑色金屬物。

評估結(jié)論：①2009年漏磁檢測所報告的所有腐蝕特征、制造特征分別按照Modified B31.G 和 Kastner、Shannon 和 Kastner評估方法的規(guī)定被認(rèn)為可以耐受2009年檢測時62.8 MPa最大允許運(yùn)行壓力；②4處普通凹陷位于管道頂部，兩次檢測識別到的管底普通凹陷有2處，評價分析認(rèn)為這些凹陷被認(rèn)為是可以接受的。檢測到的4個黑色金屬物，且都被歸類為“接近型”金屬物，對管道的當(dāng)前完整性影響并不嚴(yán)重；③依據(jù)檢測結(jié)果，估算出的線性腐蝕增長率為：內(nèi)部腐蝕的最大和平均增長速率分別為0.24 mm/年和0.08 mm/年；外部腐蝕的最大和平均增長速率分別為 0.42 mm/年和 0.21 mm/年。

建議采取的措施：建議在對管道修復(fù)完成后進(jìn)行再檢測。再檢測之后，為了識別外部腐蝕的主要成因，有必要對管道涂層狀況和陰極保護(hù)（CP）系統(tǒng)性能進(jìn)行精確的評估。

3.3.2 鐵竹線內(nèi)檢測缺陷評價

檢測結(jié)果：鐵竹線總共檢測到301個金屬損失特征，其中132處為外部腐蝕特征，沒有內(nèi)部腐蝕特征，160處為內(nèi)部制造缺陷，9處為外部制造缺陷；其他缺陷有金屬物35處，凹陷330處，環(huán)焊縫異常7處。

建議措施：①立即實(shí)施建議。需要立即進(jìn)行修復(fù)的外部腐蝕缺陷，共計9處。立即對相對較深的18處頂部凹陷進(jìn)行現(xiàn)場調(diào)查分析，以確定是否存在第三方破壞的危險。立即修復(fù)1處與焊縫相關(guān)的較深凹陷。立即對4組雙重凹陷進(jìn)行進(jìn)一步開挖調(diào)查分析，以確定是否存在表面腐蝕、微裂紋等缺陷，推薦采用磁粉法進(jìn)行表面探傷。立即對7處環(huán)焊縫異常進(jìn)行開挖檢測，以確定詳細(xì)情況并評估，進(jìn)而確定是否進(jìn)行修復(fù)；②計劃實(shí)施建議。內(nèi)檢測發(fā)現(xiàn)外腐蝕132處且管道所經(jīng)區(qū)域地形起伏較大，可以推測鐵竹線的防腐層存在較多破損，因此建議在8年周期內(nèi)對鐵竹線進(jìn)行外腐蝕直接檢測和陰極保護(hù)有效性檢測。建議下次內(nèi)檢測時間間隔為8年。

表2 T12井所用柱塞參數(shù)對比表

4 結(jié)論

1）扎實(shí)可靠的基礎(chǔ)工作、豐富的動靜態(tài)資料是氣藏實(shí)現(xiàn)高效開發(fā)的基礎(chǔ)。

2）全面而又積極有效地貫穿于氣藏開發(fā)始終的動態(tài)監(jiān)測工作是氣藏實(shí)現(xiàn)高效開發(fā)的重要保障。

3）持續(xù)跟蹤研究工作和科學(xué)合理編制開發(fā)方案并實(shí)時調(diào)整是氣藏實(shí)現(xiàn)高效開發(fā)的主要手段。

4）新技術(shù)、新工藝的合理實(shí)施是提高氣田整體開發(fā)效益的可靠保證。