呼圖壁氣田高效開發的技術對策

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的技術對策

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

氣田的高效開發是建立在對其地質特征的認識、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10 a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。

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34 km2,閉合高度180 m (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433 m,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23.1 mD,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 33.96 MPa,地層溫度92.5℃,氣藏中部深度3 585 m,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]。

圖1 呼圖壁氣田含氣面積圖

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18.82 m3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15.2 km2,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7.5 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/d,平均年產氣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]。

表1 儲層分類評價表

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1 400 m,為實現稀井高產創造了條件。

表2 系統試井成果表

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2 a的HU2005井和HU2006井,其余井壓力系數在0.971 6～0.973 6之間(表3),相對偏差較小,在0.05%～0.1%,說明未投產前各井同屬一個壓力系統。

表3 單井壓力系數對比表

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。

表4 壓降法與容積法計算儲量對比表 108m3

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15.2 km2,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]。

表5 呼圖壁氣田生產指標表

4.3 經濟效益顯著

截至2008年底,累積生產天然氣46.8×108m3,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,強化氣田開發建設的項目管理,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。

[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.

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研究工作。地址:(834000)新疆維吾爾自治區克拉瑪依市三坪鎮采氣一廠。電話:(0990)6815110。E-mail:zyouxing@petrochina.com.cn

張有興等.呼圖壁氣田高效開發的技術對策.天然氣工業,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