硅谷杂志：综合应用多项技术挖潜老区天然气潜力 |
| 2012-07-10 11:30 作者：孙 俐 来源：硅谷网 HV： 编辑： 【搜索试试】
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硅谷网7月10日消息 （原文载于《硅谷》杂志6月刊）兴隆台采油厂是一个开发已40年的老厂，近10年没有新增天然气储量，各主力油田均已进入开发后期。作为辽河油田公司天然气第一大厂，外供气量占油田公司总外供气量的70%以上，多年来积极承担着油田公司赋予兴采天然气生产的政治、经济、社会三大责任。针对剩余气储量逐年减少，零星分布且油气水关系复杂，后备资源接替矛盾突出，措施挖潜难度大的问题，采用标准图版法、测井解释法、岩性分析法、排水采气法综合挖潜老区剩余天然气潜力，最大限度地提高采出程度，为后期天然气平稳供气提供新依据。
1天然气开发现状
近几年天然气自然递减幅度相当大，天然气能够保持稳产，除依赖新井和油井的溶解气产量外，主要依靠气井措施的大量投入。措施增气在气层气中占有很大的比重，措施挖潜已成为天然气工作的重点和难点。
2天然气挖潜中存在的困难和问题
2.1剩余天然气储量减少，挖潜难度增大
全厂剩余气层气储量16.21×108m3，可挖潜的区域也都集中在兴隆台、黄金带、荣兴屯等几个主力油田。剩余气层分布分散，有效剩余气层逐年减少，挖潜难度越来越大。
2.2气层气自然递减率增大，措施工作量增加，措施效果逐年变差
天然气自然递减率的加大，使得稳产基础越来越薄弱，由于生产任务的需要，加大了天然气措施的挖潜力度，但由于老区气层动用程度高，油气水关系复杂，提高地层对比精度的难度加大，导致气井补层效果逐年下降。
2.3气井出砂、水淹现象明显加重，措施后单井难以维持稳产
兴采含气储层岩性多为砂岩，埋藏越浅砂粒越细，近几年气井主力生产层均已上采至浅层，出砂现象越来越严重。目前岀砂关井33口（含出砂且低压），携砂生产13口，占正常生产井的18.3%，日产气量在5×104m3左右。
由于老油田开发历史较长，地下油气水关系发生复杂变化，部分气井生产过程中逐渐水淹甚至关停。这些问题导致措施后单井难以维持稳产。
3天然气挖潜实践
针对各主力产气区采出程度高、层间接替潜力小等困难，对全厂三百余口油气水井进行潜力调查，结合油田区块开发现状研究剩余气分布规律、深入气藏动态分析，重点加强了测井新技术的应用、措施挖潜及浅层气研究等工作，为兴采天然气平稳运行奠定良好基础。
3.1气藏动态分析挖潜
3.1.1利用测井技术制定标准图版，优选潜力气层
根据气层区块评价的几种解释方法，对不同油田区块的地质、测井资料进行深入细化的认识，利用测井资料绘制解释图版，结合单井小层对比，进一步确定标准气层，从而优选潜力较大的气层实施措施。根据声波时差和中子伽玛相对值交会图统计分析，建立兴隆台油田兴东营组与沙河街组含气储层解释标准：
兴隆台油田的兴更8-10、兴470等井通过小层对比，在气层标准图版中落实储层分布区域，确定最优调补层方案，射孔后获得初期1.3×104m3、1.5×104m3的高产，目前两口井累产气已达337×104m3。
3.1.2整体区块统一部署，实现产量井间接替
根据剩余天然气储量区块单元分析，确定整体开发区块，深入细化研究地质、测井、录井等资料，在井组对比分析基础上，交错气层射孔，实现井间产量接替，提高区块储量动用程度。兴隆台油田兴209块的兴252、兴161、兴149、兴136、兴检288井组优化射孔井段组合获得区块高产，平均单井日增气1.8×104m3，累增气1213×104m3。
3.2提高浅层气认识，逐步实现规模开发
浅层气分布规律主要受控于盆地内二级构造带的区域地质结构、断裂发育、盖层质量、圈闭展布和源岩所处的热演化程度。由于浅层气在平面上分布不均匀、变化较快，挖潜难度相对较大。兴10-10井位于兴1区兴22块西部小断块中，根据邻井停产井资料分析认为该块浅层可能发育有气层，通过实施PNN测井发现新气层，层位d，井段1494.0-1508.0m，厚度6.5m/3层，射孔后初期3mm油嘴日产气18000m3，累增气186.9×104m3。今年在主力油气田1600m以上浅层实施了19口措施井，初期日增气12×104m3，累增气1226×104m3。
3.3利用测井技术，提高认识能力
由于历史上地质认识的局限性，很多井缺乏1600m以上的浅层电测曲线资料，使井间、层间气层对比工作缺少直接认识，使得一些认识层未能得以证实。另外，随着气藏的深入开发，气水关系日益复杂，原解释气层是否水淹无从判断。针对这种情况，近几年采用了PNN测井、中子寿命、中子密度、补偿中子等测井新技术，为措施挖潜提供有力支持。
台1块的台气5井层位S1，井段2094.0-2097.0m，原解释气层，由于邻井台36-28相应层位边底水活跃，为充分考虑边底水推进状况优选潜力气层，进行中子寿命测试，新录取资料显示原测井解释气层已含水，应为气水同层，因该井处于较有利的构造位置，建议实施射孔，射孔后未喷，测得静压18.47Mpa，氮气诱喷仍未喷，结合油藏剖面及录取的中子寿命资料，提出下泵排水，初期日产150m3气量，22m3水，连续排液20天后气量逐渐上升，最高升至23040m3，目前日产气21880m3，日产水60m3。
3.4排水采气优化气藏管理
气藏开采中面临一些亟待解决的出水、出砂等问题，只有立足现有实用技术，逐步完善形成配套技术系列，才能进一步提高气藏开发效果。今年实施的大部分调补层措施，射孔后未喷，井口没有油套压力，在地质精细研究的基础上，对潜力措施井建议作业区实施气举、下泵等排水采气措施，部分井举喷、抽喷，获得较好效果。如兴古7-9、兴240气举后正常生产，兴239井获日产气2.4×104m3高产。储备气井台气2关井后期油套压力由9/9.5Mpa降低至0.3/1.8Mpa，机抽排水后日产气能力达到1.0×104m3。，台22-更18井由于水淹停喷，经机抽排水后逐渐恢复部分生产能力。
4认识与结论
4.1灵活应用多种测井技术
对于已处于开发后期的老油田，油气水关系复杂，补偿中子、补偿密度等测井技术的应用能够比较有效判别潜力气层，取得了很好的效果。今后，我们将更广泛地灵活应用多种测井技术，为措施挖潜提供有力支持。
4.2继续气层标准图版的制定
气层标准解释图版的制定和应用对于优选潜力气层，提高措施有效率具有巨大的指导作用。但是过去针对整个油田的图版已不适应现今开发的需要，而因地制宜制定针对性强的图版将是今后发展的方向，明年将在荣兴屯油田、榆树台油田建立标准图版。
4.3加大浅层气挖潜力度
兴采目前剩余气储量大部分集中在浅层，所以浅层气的开发已成为天然气挖潜的重点工作。根据近几年的天然气开发研究浅层气在局部区域还有新的发现，但由于其成藏多受岩性控制，难以摸清分布规律，目前还缺少十分有效的认识方法，需要进一步提高技术研究和开发手段。
4.4加强应用气藏工程配套技术
排水采气、防膨、压裂防砂及气层射孔等技术的进步，在天然气开发实践中显现出良好的效果，对延长气井自喷期、提高单井产量提供了相应的技术保障。
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