大牛地D28-P2井獲得10.5萬方/天的產量

    大牛地氣田自2005年進入規模開發以來,鉆成氣井1800余口。之前,華北油氣技術人員基于這些井的經驗,以及對地質情況、工程技術及工藝技術的認識,認為大牛地氣田直井單井日產量達到1萬立方米、水平井單井日產量達到2.5萬立方米就算不錯。
    但今年以來,他們與焦恩能源公司合作開展“大牛地氣田大幅度提高單井產能暨高效調整開發”項目,其中一口井初期日產量達10萬立方米,目前仍保持6萬立方米/日的高產,是同區塊、同層位氣井產量的4倍以上。據預測,這口井12年累計產量將比鄰井高5000萬立方米。
    華北油氣技術人員對儲層的認識、對工程的認識、對技術的認識由此被顛覆。事實證明:大牛地氣田大幅度提高單井產能、大幅度提高儲層采出程度及采收率大有潛力,通過對已動用探明儲量做文章,可實現氣田長久穩產。
    □本報記者 馬獻珍 通訊員 李 紅 賈春曉 楊大超
    近期,大牛地氣田氣井頻創紀錄:8月5日,水平井D12-P19井日產氣7.66萬立方米,創盒1-1氣藏單井日產量新高;8月12日,大66井區D66-P10井日產氣3.67萬立方米,創今年上古生界氣藏單層直井日產量新高;8月20日,大98井區D12-70井日產氣4.88萬立方米,是近5年來大牛地氣田日產量最高的直井。
    這3口井,都是老區加密調整井。大牛地氣田自2005年進入規模開發以來,在2000多平方千米工區鉆成1800余口氣井,好的直井日產氣1萬多立方米,好的水平井日產氣2.5萬立方米,大部分井產量偏低。在這種情況下,加密調整井能有這樣的成績,令人振奮。這是華北油氣技術人員顛覆傳統認識的結果。
    大牛地氣田年綜合遞減率在10%以上,這意味著要穩產30億立方米,每年必須新增3億立方米以上的產量來彌補遞減,但礦區內氣田與煤礦重疊、新能源項目增加,新井部署難度極大。為尋求氣田長期穩產之道,2018年9月,華北油氣與具有致密氣藏開發國際經驗的焦恩能源公司合作,開展“大牛地氣田大幅度提高單井產能暨高效調整開發”項目,從精細地質評價、高質量工程施工、高效組織管理等方面進行探索。
    該項目先期試驗的兩口井獲得成功,使華北油氣技術人員對氣藏有了全新認識:大幅度提高單井產能、大幅度提高已動用探明儲量的采出程度及采收率,均大有潛力。今年,他們對老井實施二次壓裂、措施改造,運用叢式井組、混合井型部署新井,使單井產量大幅提高,預計全年增加經濟可采儲量達40億立方米。
    ■ 儲層認識顛覆:
    “像農民刨花生一樣,一多半還留在地里”
    大幅度提高單井產能項目實施的D28-P2井,初期日產量達10萬立方米以上,是同區塊、同層位氣井的4倍以上;D17-P1井初期日產量也是同層位氣井的3倍以上。據預測,D28-P2井兩年后累計產量將比鄰井高2000萬立方米,12年累計產量將比鄰井高5000萬立方米。
    “這顛覆了我們多方面的認識!原來認為水平井單井日產2.5萬立方米已經很不錯了,其實就像農民刨花生一樣,刨出來的花生僅是少部分,一多半還留在地里!比A北油氣副總工程師陳英毅說。
    大牛地氣田上古生界累計提交探明儲量4500多億立方米,目前已動用3800多億立方米,除去自然保護區、礦權重疊區等難進入區域,剩余可動用探明儲量只有400多億立方米,依靠動用這部分儲量來維持氣田穩產,前景不容樂觀。
    “要實現長期穩產,必須在已動用探明儲量上做文章,提高儲層的采出程度及采收率!比A北油氣采氣一廠開發研究所副所長黃啟忠說。
    D28-P2井部署在兩口水平井之間,目標是兩口井水平段未波及的區域,驗證了未動用剩余氣的存在。該井單井產量取得重大突破,證明提高已動用探明儲量的采出程度有很大潛力。技術人員認識到:氣田橫向井與井之間、縱向層與層之間,仍有較多儲量待挖潛,可以通過氣藏精細描述,摸清氣藏展布狀況,挖潛已動用儲量,提高采出程度及采收率。
    截至目前,大牛地氣田已開發15年,累計產氣367億立方米,采出程度不足10%,如果將采出程度提為30%~50%,累計產氣量將在1000億~2000億立方米,氣田壽命將大幅延長,建設百年氣田不是夢。
    ■ 工程認識顛覆:
    “做好全程儲層保護,對提高單井產量有重要作用”
    一口氣井的誕生,要經歷鉆井、固井、壓裂、試油氣等重要環節。整個過程中,儲層都要與鉆井液、壓裂液、完井液接觸,這些入井液體會對氣藏造成不同程度的傷害,尤其是鉆井液中的固相顆粒會堵塞氣藏通道,影響單井產量。
    過去,技術人員認為,做好儲層保護,會增加成本、增大施工難度,即使近井壁儲層受到傷害影響也不大,因為實施大規模壓裂也會將其壓碎,所以儲層保護意義不大。受此認識影響,儲層保護未能引起足夠重視。
    D28-P2井和D17-P1井的成功,凸顯了儲層保護的重要性!凹词箟毫咽┕䦟⒔趦訅核,但近井壁儲層一旦被污染,就會堵塞毛細管通道,影響產氣量!秉S啟忠說,這兩口井使用的鉆井液、壓裂液、完井液全部是無固相、低傷害體系,鉆井所用除砂系統全部換成高精密振動篩。
    氣井施工中,他們全程高效組織,從鉆井到壓裂、試氣無縫銜接,盡可能縮短鉆井液在井內的停留時間,試氣時讓返排液盡快從井內返出,減小對儲層的傷害。
    合作項目的實施,令華北油氣深受啟發,接受了不少先進理念,轉變了不少思維方式。他們深刻認識到:高效組織施工、改進工藝技術,做好儲層全程保護,對提高單井產量有重要作用。
    目前,華北油氣已在大牛地氣田全面樹立全程儲層保護理念。
    ■ 引入先進技術:直井二次壓裂可有效溝通遠端氣藏
    “直井二次壓裂可溝通遠端氣藏,是挖潛氣田剩余儲量的有效手段!秉S啟忠說。
    大牛地氣田早期應用直井開發的氣井有600余口,隨著開發時間延長,氣層結垢、砂堵導致部分氣井低效、無效。
    今年,華北油氣引進哈里伯頓先進的二次壓裂理念和工藝技術,合作開展“大牛地氣田直井二次壓裂”項目,驗證工藝技術的有效性和經濟可行性。
    第一批選定的4口低效井,平均單井日產量低于2000立方米。對產氣層實施二次壓裂,可使裂縫在原有基礎上延伸,溝通遠端儲層,增加井控儲量。
    同時,他們篩選其他產氣層位,對厚度僅1米多的氣層也實施壓裂,實現多層合采。
    第一批4口井二次壓裂工程成功率達100%。計算證明,裂縫實現有效延伸,達到波及新儲層的目的。4口井二次壓裂后總產量是改造前的1.9倍,其中單井最高增產2.5倍,年累計增產20萬立方米。
    目前,合作項目第二批3口井正在推進,技術人員開展剩余儲量評價研究,準確研判平面、層間的剩余氣分布情況,為老井二次壓裂選井選層提供依據,并通過優化壓裂工藝和提高作業效率降低成本。
    ■ 治理理念轉變:集成工藝技術可激活“死井”井控儲量
    “DPH-36井本來已經被判‘死刑’了,準備封井,但我們采取改造措施,救活了這口井,現在日產氣1.3萬立方米!比A北油氣采氣一廠生產運行科副科長王排營說。
    該井已關停多年,而鄰井均為高產井。技術人員分析地質情況,認為該井仍有井控儲量。他們采取試氣放噴、加醇排液等復合措施,使這口井于8月15日復產。
    “救活這些低效、無效井,得益于我們集成應用工藝技術!蓖跖艩I說。
    D1-1-182井是一口生產十多年的老井,原來產氣層日產量低于5000立方米。技術人員在產氣層下部采取轉層補孔措施,打開下部3套產氣層,實現多層合采。由于下部新層壓力較高,產出氣極易灌進上部老氣層,這樣井口就不出氣了。為此,他們在井內下入偏心配產器,降低新層的產氣壓力,達到共同產氣目的。該井于6月17日復產后,日產氣達兩萬立方米。
    “我們還將修井技術與采氣工藝結合,解決大牛地氣田事故井救治的老大難問題!蓖跖艩I說。
    D61-15井于2009年投產,因鄰井施工中將該井套管鉆破造成鉆井液浸入而關停。技術人員嘗試氣舉、抽汲等多種措施,但均未能復產。今年上半年,技術人員精心論證,集成應用大修套銑、打撈、安裝速度管、連續油管制氮氣舉等多項技術,最終救活了這口關停5年的事故井,日產氣1.3萬立方米,截至目前累計產氣50多萬立方米。
    王排營說,今年以來,他們累計采取措施18井次,累計增氣320萬立方米,下一步計劃采取措施36井次,預計累計增氣1000萬立方米。
    ■ 布井模式轉變:應用叢式井組、混合井型提高儲量動用程度
    大牛地氣田自上而下有10套以上氣藏,傳統的直井或水平井開發,縱向溝通的層位及橫向波及的范圍有限,加之征地難度大、環保要求高,難以實現高效開發。
    同處鄂爾多斯盆地的中國石油長北氣田給了華北油氣啟發。該氣田通過部署46口雙分支水平井大型叢式井組,建成37億立方米/年天然氣產能,連續10年穩產30億立方米以上。
    這表明:應用叢式井組、混合井型,對降低綜合成本、實現致密氣田高效開發意義重大。叢式井組,就是在一個鉆井平臺施工多口井,可減少搬遷次數,鉆井液及壓裂液能循環利用,還便于建設智能化氣田,在后期采氣管理中降低人工成本。
    借鑒長北氣田開發模式,華北油氣在大牛地氣田首次設計部署D1-537叢式井組,共有6口井,井型包括直井、五段制和三段制定向井,分別鉆穿上古生界和下古生界共計7套以上氣層,儲量動用面積增大,共計動用儲量約8億立方米,將實現低品位資源高效開發。

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