摘要：气田的高效开发是建立在对其地原特征的认识、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10a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。
关键词：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34km2，闭合高度180m(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433m，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23.1mD，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33.96MPa，地层温度92.5℃，气藏中部深度3585m，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]。
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18.82m3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15.2km2，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7.5t。本阶段气田年压降0.63MPa，单位压降采气量5467×104m3/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/a，平均年产气4.95×108m3，采气速度2.9%～4.6%，平均年压降1.5MPa，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]。
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1400m，为实现稀井高产创造了条件。
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2a的HU2005井和HU2006井，其余井压力系数在0.9716～0.9736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。
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。
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15.2km2，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]。
4.3 经济效益显著
截至2008年底，累积生产天然气46.8×108d，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，强化气田开发建没的项目管理，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。
参考文献
[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.
(本文作者：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)
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