呼图壁气田高效开发的技术对策

张有兴 石新朴 李臣 宋元林 廖剑波

中国石油新疆油田公司采气一厂

呼图壁气田高效开发的技术对策

张有兴 石新朴 李臣 宋元林 廖剑波

中国石油新疆油田公司采气一厂

气田的高效开发是建立在对其地质特征的认识、开发方案的制订、开发过程的调控和开发规律的把握基础上的。呼图壁气田为典型的砂岩气田,经过开发前期的科学评价,使多学科综合技术相互配合、相互渗透,创立了气田开发的地下地面一体化开发评价模式;利用现代试井解释技术,落实了气藏地质储量,确定了气田合理采气速度,优化配置了单井产量,并通过均衡压力剖面、产水规律等方面的综合研究成果与应用经验,实现了气田连续稳产10 a的高效开发,形成了一套砂岩气藏高效开发技术对策。对该气田开发效果的评价结果表明,气田投资回收期短,累计创产值36.63亿元,实现了稀井高产,对高效开发同类气藏具有借鉴意义。

呼图壁气田 砂岩气藏 开发 经济效益 技术 对策

1 地质简况

呼图壁气田产气层为古近系古新—始新统紫泥泉子组,其构造形态为近东西向展布的长轴背斜,呼图壁断裂将背斜切割为上、下两个断鼻圈闭,气井均位于下盘,其地层倾角总体上呈北陡南缓,构造高点在HU2006井附近,圈闭面积34 km2,闭合高度180 m (图1)。紫泥泉子组储层是一套湖进背景下的退积型辫状河三角洲沉积,沉积厚度433 m,储层岩性以粉砂岩、细砂岩为主,平均孔隙度19.5%;平均渗透率23.1 mD,属中孔中渗储层。气藏类型为受岩性构造控制的、带边底水的贫凝析气藏,原始地层压力 33.96 MPa,地层温度92.5℃,气藏中部深度3 585 m,压力系数0.95,属正常压力系统。驱动类型以凝析气的弹性膨胀能量为主[1-2]。

图1 呼图壁气田含气面积图

2 开发简况

1996年,呼2井射开紫泥泉子组获日产天然气78.3×104m3、凝析油18.82 m3的高产油气流,从而发现了呼图壁气田。于1998年10月投入试采,2000年全面投入开发,共有气井7口,动用含气面积15.2 km2,动用天然气地质储量126.12×108m3。

试采阶段(1998年10月—1999年10月)。共有气井3口,单井平均无阻流量220×104m3/d,采用处理能力为50×104m3/d的天然气临时工艺处理装置,单井日产气水平16×104m3,日产凝析油平均水平7.5 t。本阶段气田年压降0.63 MPa,单位压降采气量5 467×104m3/MPa,阶段采出程度1.19%。

稳产开发阶段(1999年10月—2009年底)。共有气井7口,平均单井无阻流量196×104m3/d,平均年产气4.95×108m3,采气速度2.9%～4.6%,平均年压降1.5 MPa,年单位压降采气量2.3×108～4.2× 108m3/MPa,平均单位压降采气量 3.12×108m3/ MPa,阶段采出程度38.2%。

3 高效开发技术对策

3.1 开展4项前期评价

3.1.1 气藏地质评价

利用三维地震、岩心、区域层序划分等资料,结合地质、钻井、测井资料,确定了气藏基本骨架;采用Strata井约束反演技术,落实了储层砂体的空间展布规律;对储层进行了分类评价(表1),为布井、钻井和气井合理配产奠定了基础[3]。

表1 储层分类评价表

3.1.2 气藏工程评价

应用压力恢复、压降、系统试井和一点法等多种试井方法研究储层物性及产能特点,确定了各气井较为真实可靠的产能方程(表2),为新井配产提供了依据;同时,运用三维建模和数值模拟技术,确定了合理井距为1 400 m,为实现稀井高产创造了条件。

表2 系统试井成果表

3.1.3 钻采工程评价

针对高地应力、地层破碎、大段泥岩、纵向上多个压力系统等复杂地质条件,开展了高地应力地层井壁失稳及对策研究,建立了地层孔隙压力、坍塌压力和破裂压力“三压力”剖面,并根据测井资料和岩心力学实验数据,开展了岩石力学特性预测研究,建立了6种不同钻头组合类型;根据气田地理、地质条件、气田性质和气层保护要求,对不同钻井井型进行了工程技术指标、钻井周期、经济指标的对比和论证,确定了开发井钻井井型和气层保护措施;根据水合物生成预测和最小携液量计算结果,开展了气井节点分析,通过不同管径的敏感性分析,在确保气井设计产能的条件下,确定了的合理生产管柱。

3.1.4 地面工艺评价

在地面工艺设计及实施过程中,突出系统的规模性、工艺流程及设备的适应性、工艺的先进性、管理系统的科学性、系统的安全性以及工程建设投资的效益性,充分利用地层能量,采用井口节流加热集气工艺、注醇防冻、节流制冷、低温分离的地面处理工艺。在地面工艺实施过程中,积极推进凝析油稳定工艺、乙二醇回收技术、热煤炉一热多用技术等8项新技术、新工艺的应用,为气田高效开发创造了条件。

3.2 全程跟踪研究评价

3.2.1 不稳定试井,证实井间连通

根据单井初期不稳定试井资料,将气井初期地层压力折算至统一海拔深度,扣除投产时间晚2 a的HU2005井和HU2006井,其余井压力系数在0.971 6～0.973 6之间(表3),相对偏差较小,在0.05%～0.1%,说明未投产前各井同属一个压力系统。

表3 单井压力系数对比表

此外,通过2次5井次的干扰试井,进一步证实了气层的连通性,为合理配置气井产量、降低井间干扰提供了依据。

3.2.2 压降法、容积法和动态拟合法核实储量

采用压降法和容积法分别计算了区块控制储量,与探明储量相比,相对误差仅5%,从而落实了区块天然气地质储量(表4)。在生产过程中,利用生产动态数据,采用Topaze软件对单井生产历史进行拟合,核准了单井控制储量,为气井合理配产提供了科学依据。

表4 压降法与容积法计算储量对比表 108m3

3.2.3 跟踪数值模拟,确定合理采气速度

充分利用地质认识和生产数据,通过岩电关系的再认识,利用等时对比原则,对气藏进行了精细描述,采用先进的数模技术,对气藏生产动态进行拟合,通过年产气量、稳产年限、稳产期采出程度和最终采收率等各项指标的对比论证,确定了气藏合理的采气速度。

3.2.4 系统试井,合理配置单井产量

在气井生产过程中,定期进行系统试井工作,通过建立二项式产能曲线和二项式产能方程,确定了单井生产能力,结合气井实际生产动态,综合考虑气井产能大小、距离边底水远近程度和气藏均衡压降等各种因素,合理配置单井产量,确保了气藏整体稳产能力。

3.2.5 强化动态监测,把握出水规律

根据单井构造位置、生产状况、产量级别和监测重点,编制系统、详细的动态监测方案,对产量、生产剖面、流体性质和组分实施重点监测,结合气藏地质特征,对产水井水侵方式和机理进行系统研究,建立了气井见水分析判断方法,准确把握了气藏出水规律[4]。

4 气田开发效果评价

4.1 实现了稀井高产

气田探明含气面积15.2 km2,目前拥有采气井7口,井网密度0.46口/km2,井控储量达到120.1×108m3,储量控制程度达95.2%,平均单井日产气量在20 ×104m3以上,平均单井累计产气量7.4×108m3,实现了稀井高产,开发效果好。

4.2 生产指标达到国内先进水平

地面工程设计与工艺技术方面突出了规模性、适应性,先进性、科学性、安全性,以经济效益为指导思想,采用了8项新工艺新技术,对地面工程设计进行了优化,与国内同类气藏相比(表5),各项指标均达到先进水平[5-6]。

表5 呼图壁气田生产指标表

4.3 经济效益显著

截至2008年底,累积生产天然气46.8×108m3,累计生产稳定凝析油18.8×104t,创产值36.63×108元,投资回收期短,且经济效益显著。

5 结论及认识

1)注重开发前期评价,运用多项先进技术及手段,开展地下、地面一体化、上下游一体化的概念设计研究,强化气田开发建设的项目管理,是实现呼图壁气田高效开发的基础。

2)加强各种动态监测资料的录取与分析,深化气田开发中的跟踪研究,合理配置单井产量,是气田高产稳产的根本保证。

[1]欧阳可悦.呼图壁气田开发前期评价技术[M].北京:石油工业出版社,1999.

[2]刘明高.呼图壁气田呼2井区紫泥泉子组气藏工程研究[R].克拉玛依:新疆石油管理局勘探开发研究院,1998.

[3]康志宏,魏历灵.动态评价技术在塔河碳酸盐岩缝洞型油气藏中的应用[J].天然气工业,2006,26(8):53-55.

[4]李晓平,王会强.边水气藏气井合理生产压差及产量的确定[J].天然气工业,2008,28(7):85-86.

[5]刘月田,蔡晖,丁燕飞.不同类型气藏生产效果评价指标及评价标准研究[J].天然气工业,2004,24(3):102-104.

[6]谭健.中国主要气藏开发分类及开发对策[J].天然气工业, 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

张有兴,1978年生,工程师;主要从事油气田开发研究工作。地址:(834000)新疆维吾尔自治区克拉玛依市三坪镇采气一厂。电话:(0990)6815110。E-mail:zyouxing@petrochina.com.cn

张有兴等.呼图壁气田高效开发的技术对策.天然气工业,2011,31(1):52-54.

10.3787/j.issn.1000-0976.2011.01.010

(修改回稿日期 2010-11-10 编辑 韩晓渝)

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