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西南油气创新技术实现河坝气田效益开发

来源:[互联网]    发布时间:2021-04-15

日前,西南油气河嘉206H井获日产天然气40.7万立方米,成为河坝气田第三口高产井。

西南油气勘探开发研究院高级专家刘成川介绍,河坝气田埋藏深、储层薄、产量低,难以效益开发,一度沉寂近10年。

近年来,西南油气成立河坝气田产能建设攻关团队,开展多学科、多领域、多方法联合攻关,创新形成一系列致密薄储层高效开发技术,实现河坝气田效益开发。

在脆薄的“山东煎饼”中寻找相对优质储层

“河坝嘉二气藏储层就像山东煎饼,脆脆的薄薄的一层,但整个面上几乎都有,储层厚度差异小,整体较致密。”研究人员黎静容说,找出优质储层、打出高产井,难度极大。

按照常规思路,储层简直没法预测。西南油气打破常规、创新思维,取得了以地质精细描述、地球物理精细预测为主的6项创新成果,填补了同类型气藏开发研究的空白。

通过砂屑滩体划分、评价研究,研究团队首次提出碳酸盐岩优质储层孔隙度下限为4%的标准,突破了四川盆地碳酸盐岩优质储层孔隙度下限为6%的约束。同时,他们创新形成“低中找高、强中找弱、差中找优”的思路,通过多属性拟合分析,实现河坝气田超薄相对优质储层的精确预测。

为盘活河坝气田未动用储量,实现致密薄互层有水气藏商业开发,研究团队深化构造-岩性复合气藏地质认识研究,明确富集规律,首次提出“滩核控储、高位富气、微缝控产”富集规律新认识,优选构造相对高部位的河坝1井区、河坝101井区作为产能建设区。

研究团队还开展测试井、试采井产能评价及动态分析,力求单井控制储量及产能最大化;开展数值模拟研究,明确水平段长1000米、增产4~10倍的优势井型;针对薄储层,精细单期次砂屑滩体划分,建立砂屑滩体多期次叠置发育模式,寻找厚度相对较大、分布范围广的优质储层发育区,优选水平井方位及靶点,确保钻遇更多优质储层。

保证千米长水平段在3~5米厚的储层中穿行

河坝嘉二气藏超深、高压且含硫,实施长水平段水平井,非常考验工程技术。

西南油气优化钻具组合、钻井参数,优选钻头类型、钻井液防漏堵漏处理剂,优化水平段轨迹、气井三开制井身结构,形成长水平井轨迹精确控制技术,钻井提速显著。

“应用后钻井周期缩短59.5%,实现4个月完钻一口超深水平井的突破。”西南油气工程技术管理部负责人说。

在深达5000米的地下,要保证长达1000余米的水平段都在仅3~5米厚的相对优质储层中穿行,难度比高空走钢丝还大。

西南油气加强地质工程一体化研究,地质上,结合随钻电阻率测井资料、地质地震建模及地震波形特征,准确预测优质储层深度;工程上,定制个性化钻头、配套高效长寿命定向钻具组合,地质工程一体化开展水平井动态跟踪及轨迹调整,实现优质储层钻遇率达78%,为气井高产奠定了坚实基础。

气井钻成后,完井投产是关键的“临门一脚”。西南油气针对衬管完井水平井,建立了基于井型及物性差异的海相储层破裂压力剖面计算方法,确定了滑套分级原则及滑套定点位置,同时配套暂堵转向工艺,形成“滑套分级+段内暂堵+深度酸化”的滑套分流定点酸化投产技术,大大改善了长井段吸酸剖面,提高了储层动用程度。

西南油气石油工程技术研究院专家刘林说,该技术成功应用于河嘉201H井、河嘉202H井、河嘉206H井,相比前期井增产3~4倍,进一步提高了超深含硫气藏的开发效益。

下一步,该技术不仅将继续在河坝气田产能建设井中应用,而且将用于元坝气田。

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