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深化研究 精细管理 实现老气田高效开发

文章来源:中国石化报                   发布时间:2017-11-14
摘要:东北油气分公司松南火山岩气藏于2008年~2012年建设5亿立方米产能,此后随着气藏持续开发,受气藏底水推进、市场供不应求和冬夏峰谷差大等因素影响,水气比持续上升,气井产能和动态储量减少,给气藏持续稳产带来巨大挑战。
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东北油气分公司松南火山岩气藏于2008年~2012年建设5亿立方米产能,此后随着气藏持续开发,受气藏底水推进、市场供不应求和冬夏峰谷差大等因素影响,水气比持续上升,气井产能和动态储量减少,给气藏持续稳产带来巨大挑战。

近年来,我们通过气藏潜力评价、调整挖潜、稳气控水和精细管理,实现松南火山岩气藏高效开发、持续稳产上产。投产至今,累计产工业气33亿立方米。近3年来,气藏产能稳定在5.5亿立方米以上,技术可采储量由72.31亿立方米升至89.31亿立方米,采收率由41%升至60%,SEC(美国证券交易委员会)储量由18.5亿立方米升至23.7亿立方米。

深化挖潜,增加可采储量。我们不断深化气藏研究,在平面火山分布和纵向喷发期次精细研究的基础上,利用三维地质建模、相控储层反演及气藏数值模拟技术,精细刻画气层空间展布范围,摸清剩余气分布规律,明确挖潜方向及目标。

我们针对“顶、间、边”三类剩余气,按照整体部署、优先评价、逐步拓展的思路分三批挖潜,有效提高储量动用程度和采收率。近年来,我们针对未动用致密气层、未控制高渗储层及动用程度低的剩余储量富集区,先后部署了YP14、YP15等6口水平井,新增可采储量23亿立方米,新建产能两亿立方米。

近年来,随着气井持续高产,已投产的14口生产井中有7口井产出地层水,气藏底水不断侵入,使气井井控储量下降明显、气井产能递减加快。为摸清气井出水规律,延长气井无水采气期,提高气藏采收率,我们组织开展技术攻关,借鉴国内外研究成果,强化水侵基础理论研究和公式推导,建立了松南火山岩气藏底水脊进模型,计算气井底水脊进临界生产压差和临界产量,为气井生产画定红线,科学控制水脊高度、减小水侵伤害。

主力高产井YP8井于2016年5月见水,我们按计算出的临界产量30万立方米/日配产。5个月后,产水矿化度由1.4万毫克/升降至515毫克/升,水性由地层水转化为凝析水,且压降速度明显低于其他气井,控水成效明显。今年以来,我们陆续在多口气井开展控水试验,都收到理想效果,验证了模型的科学性和适应性。

创新管理,确保气田稳产。我们积极探索火山岩气井精细管理模式,形成“12345”气井管理法,使气井综合管理水平和气藏开发水平上了一个新台阶。

1,即一个原则,少动、慢控、多观察、多分析。2,即两个制度,气井管理遵守《采气资料录取及气井管理制度》和《气井动态分析制度》。3,即三个分析,气井日常管理要日观察分析、周小结分析、月总结分析。4,即四个及时,气井异常情况处理做到及时发现、及时反馈、及时分析、及时处理。5,即五个结合,气井合理配产主要结合临界压差、无阻流量、水侵强度、边界竞争、季节性峰谷差五个因素综合分析确定。

通过精细管理,近两年松南火山岩气藏气井平均开井率保持在95%以上,在冬季用气高峰期更是达到100%,产能负荷因子达到0.85以上。

多措并举,提升气田产能。气田所属的腰平7井水平段接近气水界面,受水侵影响,投产以来,产水量快速上升,产气量持续下降,于2015年7月水淹。为保持气井连续生产,我们对该井实施连续油管气举作业复产后,采取单井增压排水采气方式生产。复产至今,该井压力、产液量、产气量保持平稳,阶段产气1720万立方米。

(作者为东北油气分公司松原采气厂厂长)