涩北气田100亿立方米天然气产能主体开发技术_技术研究

摘要

摘要：柴达木盆地涩北气田100亿立方米天然气产能方案编制按照“统筹考虑、整体开发、统一部署、分批实施、体现效益”的原则，采用先进的工艺技术和方法，优选合理的开

摘要：柴达木盆地涩北气田100亿立方米天然气产能方案编制按照“统筹考虑、整体开发、统一部署、分批实施、体现效益”的原则，采用先进的工艺技术和方法，优选合理的开发技术策略，确保气田“安全、稳定”生产，实现了该气田的高效开发。该产能方案的主体技术有：细分开发层系技术、水平井开发技术、气井优化配产技术、气井防砂工艺技术、油套分采工艺技术、排水采气工艺技术、地面高低压分输技术等。针对该气田开发中目前存在的问题，建议继续深化气、水层的识别，继续探索控砂、控水、防砂、防水技术，加强水平井防砂、排水采气和配套措施作业等工艺技术研究，进一步提高涩北气田的整体开发效果。

关键词：柴达木盆地；涩北气田；多层；疏松；砂岩；气田开发；主体技术

0 引言

柴达木盆地涩北气田包括涩北一号、涩北二号和台南3个气田，探明天然气地质储量共计2768.56×10⁸m³。分别于2003、2004、2007年编制完成了开发实施方案，方案设计气田总体产能规模为65.5×10⁸m³，设计采气速度2.37%。已经分年累计建设天然气产能50.5×10⁸m³。2007年9月，做出了“加快青海天然气发展，用3年时间建成100亿立方米天然气产能”的重大战略决策。涩北气田100亿立方米天然气产能开发方案主体攻关技术研究由此展开，并取得了一系列成果。随着100亿立方米天然气产能规模逐步建成，将对“涩-宁-兰”及其复线、“涩-格”及其复线、“青-藏”管线安全稳定供气提供有力保障，对我国西部经济发展、社会进步、政治稳定起到重要作用。

1 100亿立方米产能方案主体技术

方案编制的原则：统筹考虑、整体开发、统一部署、分批实施、体现效益。

方案主体技术包括：细分开发层系，减少层间干扰，提高储量动用程度；择优选层，大力应用水平井提高气田开发效果；气井优化配产技术；气井防砂工艺技术；分层开采技术；排水采气技术；地面高低压分输技术等^[1]。以下分述之。

1.1 细分开发层系、减少层间干扰、提高储量动用程度

涩北气田储层埋藏浅、胶结差、易出砂，气层多，含气井段长，气层纵向跨度长达1162m，原始地层压力差达13.3MPa；各气层含气面积差别大，气水界面不统一，构造低部位气水层交互。气田高效开发需要合理划分开发层系与射孔单元。

1.1.1射孔单元划分原则

1) 射孔单元为同时射开投产的一组气层，可视为同一动态监测系统。

2) 射孔单元间的隔层厚度保持在5m以上，以确保单元间分隔的可靠性。

3) 射孔单元的跨度应小于70m，保证同层组的压差不会过大，以利于控制合理生产压差和主动防砂。

4) 射孔单元内各气层含气面积不能相差太大，确保边水较均匀推进和气井长期稳定生产。

5) 突出主力气层作用，对于面积大、储量多、集中分布的气层进行合理组合，充分考虑多层合采、油套分采等提高单井产量工艺技术的应用，提高开发效果；将面积小的气层单独组合射孔单元，避免由于边水推进不均而影响主力气层开发。

6) 储量规模较大、隔层较厚、含气饱和度较高、厚度大于2m的未动用气层，可划分成独立水平井网控制的射孔单元。

1.1.2射孔单元划分的结果

涩北一号气田5个开发层系共划分31个射孔单元，涩北二号气田4个开发层系共划分23个射孔单元，台南气田6个开发层系共划分21个射孔单元。

1.2 择优选层，大力应用水平井技术提高气田开发效果

1.2.1水平井层位选择

为充分发挥水平井提高单井产能的优势，水平井部署层位主要优选含气面积大、储层厚度大、分布稳定、物性好的工类气层。依据涩北气田具体地质条件，同时也为降低开发风险，在主力射孔单元中优选水平井部署层位，以保障水平井高产、稳产。

涩北气田水平井选层条件为：

S_g＞60%，h＞2m，A＞10km²，G动用＞15×10⁸m³，V_sh＜30%，隔层厚度大于5m，上下无明显水层。

根据以上条件，涩北一号气田共选择Ⅰ层16层、Ⅱ类层4层；涩北二号气田共选择Ⅰ类层7层、Ⅱ类层7层；台南气田共选择Ⅰ层6层、Ⅱ类层7层。

1.2.2水平段长度的论证

根据国外气藏水平井的开发经验，当气井水平井段长度为400～1932m时，产能替代比为1.8～5(见表1)。

表1 国外水平井水平段长度与产能替代比统计表

气藏名称	储层厚度(m)	水平段长度(m)	产能替代比
英国Barque天然裂缝砂岩气藏	薄层	692	3～5
英国Anglia气藏	边际以下产层	896	＞5
荷兰Zuidwai砂岩气藏	100	400	1.8
德国Nortn Viliant气藏	薄层	549	2
阿拉伯联合酋长国致密石灰岩气藏	50	429～1932	2～3

涩北气田水平井的水平段长度为225m时，其产量为直井的2倍；当水平段长度为400m时，产量为直井的2.5倍；当水平段长度增加到600～800m时，产量为直井的3倍。水平段长度超过800m以后，产量增加幅度变小。所以水平段长度在400～600m之间最合理(见图1)。

1.2.3水平井井眼轨迹设计

为提高水平井开发效果，水平井部署考虑以下原则：①尽可能控制相对多的地质储量；②远离边水1000m以上，减小边水对气井的影响；③水平段井眼轨迹应尽量沿构造等高线延伸；④目标层内水平段沿有利相带、高渗储层钻进。

1.3 气井优化配产技术

涩北气田储层疏松、易出砂，严重影响了气井生产能力的发挥，该气田不能按照常规的经验配产。产能方案研究从试气、试井、测井等资料出发，提出了确定单井合理配产的方法。

气井配产主要考虑稳产期、最小携液产量、防砂控制压差生产等因素。

1.3.1直井配产

全气藏整体优化配产，首先根据不稳定试井结果确定地层渗透率，然后根据产能试井数据确定无阻流量，建立渗透率和无阻流量之间的经验关系式；在借鉴长期试采、生产数据的基础上，确定产气剖面规律，对经验关系式进行修正，并结合相关理论公式，确定单井或区块的产能方程。根据历史生产数据确定单井平均动态储量，在此基础上，结合产能方程利用物质平衡法确定单井的合理产量。在此过程中考虑合理的出砂压差，最终确定控制压差下的合理产量。

1.3.2水平井配产

采用涩北气田的典型储层数据，应用经验公式计算得到水平井和直井产能替代比与水平段长度的关系曲线。结合气田已钻水平井实际产量，确定水平井合理配产，涩北气田水平井产量是直井的2～3倍，平均为2.44倍(见表2)。

表2 涩北气田水平井水平段长度与产能替代比关系表

水平段长度(m)	50	100	200	300	400	500	600
产能替代比	0.60	1.10	1.95	2.60	3.03	3.30	3.38

1.4 气井防砂工艺技术

涩北气田先后进行了机械防砂、化学固砂和高压充填防砂3大类8种工艺的防砂工艺试验^[2～5]。通过试验，筛选出以高压一次充填和纤维复合防砂为主的防砂工艺技术。通过防砂工艺试验效果对比分析，高压充填防砂应用21井次，单井平均日增产0.7×10⁴m³，有效期536d；复合纤维压裂防砂32井次，日增产0.38×10⁴m³，有效期396d。高压一次充填防砂、纤维复合压裂防砂工艺，已经成为涩北气田主要的防砂工艺。

1.5 油、套分采工艺技术

涩北气田油、套分采技术工艺简单、成本低、有效期长，是涩北气田提高气井单井产量的主要技术之一。油、套分采管柱结构主要由Y441插管封隔器+绳索式滑套开关+座封短节组成。

截至2007年底，涩北气田共试验66口井，试验井油管平均产气4.08×10⁴m³/d，套管平均产气3.14×10⁴m³/d，单井产气7.22×10⁴m³/d，最长有效期超过4a，增产幅度达到100%。

1.6 排水采气工艺技术

通过对涩北气田的出水机理及规律分析，结合近年来堵水、优选管柱、泡沫排水等控水治水经验，确定涩北气田排水采气工艺措施。其内容包括：①对出水类型为凝析水、层内可动水等少量产水气井，采用优化采气管柱生产；②对层间水、层内次生可动水等井筒积液气井，采用泡沫排水采气生产；③对于边水气井，控制合理的生产压差，减缓边水推进速度，延缓气井见水时间。

1.7 地面高、低压分输技术

涩北气田由于埋藏井段长，原始地层压力由浅到深差别大，纵向上划分为多个开发层系和射孔单元开发，不同射孔单元的气藏能量差别较大。为了合理利用天然能量，地面采用高、低压两套集输管网。采用“分气田集中脱水、集中增压”的集气流程。涩北气田的干气汇合至涩北一号气田集中外输。各气田采出水集中处理、集中回注。

2 结论与建议

涩北气田通过十几年的开发，初步形成了以细分开发层系技术、水平井开发技术、气井优化配产技术、气井防砂工艺技术、油套分采工艺技术、排水采气工艺技术及地面高低压分输技术等主体开发技术，对提高涩北气田开发效果起到了积极作用。

目前涩北气田仍然存在不少问题，如低阻气层测井识别技术、疏松地层保压密闭取心与实验分析技术、水平井钻采配套技术等需要在产能建设和研究中进一步攻关。建议继续深化气、水层的识别，继续探索控砂、控水、防砂、防水技术，加强水平井防砂、排水采气和配套措施作业等工艺技术研究，提高涩北气田的整体开发效果。

参考文献

[1] 马力宁，华锐湘，王小鲁，等.青海省柴达木盆地涩北气田100亿立方米产能总体开发框架方案[R].敦煌：青海油田公司，2008.

[2] 熊春明，周福建，宗贻平，等.青海涩北气田出砂规律实验研究[J].天然气工业，2007，27(10)：90-91.

[3] 杜志敏，马力宁，朱玉洁，等.疏松砂岩气藏开发管理的关键技术[J].天然气工业，2008，28(1)：103-107.

[4] 朱华银，李海平，李江涛.疏松砂岩气田开发过程中的储层物性变化[J].天然气工业，2006，26(增刊A)：64-66.

[5] 李根，李相方，李江涛，等.涩北一号疏松砂岩气田的防砂策略[J].天然气工业，2009，29(2)：84-85.

(本文作者：宗贻平马力宁贾英兰华锐湘许文平中国石油青海油田公司)