华北油气揭开柳杨堡气田神秘“面纱”

来源：中国石化新闻网    发布时间：2015-11-09 08:50:39 

记者马献珍 通讯员郑小飞

　　“我们柳杨堡1号集气站已经有6口气井接入，日供气可达到8万立方米，近日便可满足向当地LNG生产厂及当地居民供气。”华北油气分公司采油二厂副厂长冯发勇介绍说。

　　该气田位于鄂尔多斯盆地的西北部，面积888.9平方千米，已探明太原组天然气储量549亿立方米，石盒子组天然气储量614.59亿立方米，资源潜力喜人。然而，该区储层埋藏深，钻井施工中极易发生严重漏失等井下复杂情况，被业内称之为“魔鬼”地层，气田开发成本居高不下，华北油气分公司工程、地质技术人员联合攻关，破解一系列难题，柳杨堡气田开发即将拉开序幕。

　　工程施工瓶颈问题逐步破解

　　“自2012年以来，柳杨堡气田加快了天然气开发部署，部署探井5口、开发水平评价井18口，由于地层存在有煤层、裂缝等，施工中极易发生丼塌、井漏等井下复杂情况，2013年水平井平均钻井周期133.99天，仅钻井成本就要耗资3000多万元，成为工程施工的瓶颈难题。”冯发勇说。

　　“同时，地层高温高压，地温高达140摄氏度，寻求适合地层的抗高温压裂液体系也亟待破解。”

　　为制服井漏，该厂产建项目部与工程施工单位密切配合，尝试各种材料的堵漏效果。“同时我们还邀请国内知名的钻井液公司现场服务，形成了随钻堵漏、水泥浆堵漏、可控膨胀堵漏等多种堵漏方法和堵漏配套技术，一旦发生井漏，根据漏失类型选择最优的堵漏技术，现在处理堵漏的时间越来越短。2015年平均钻井周期已缩短到86.7天，比起2013年缩短了35.29%，最短水平井钻井周期74.71天。”冯发勇说。

　　水平井压裂施工是提高单井产气量的有效手段，为寻找适应高温高压的压裂液体系，该厂与华北工程院、研究院联合攻关。“我们研究人员反复进行对比测试，优选配方，使压裂液体系耐温性能达到了120~160摄氏度，这已经是目前国内使用的压裂液能够承受的极限值了。”华北工程院副总工程师程秋菊说。

　　2014年以来，该耐高温压裂液已经在柳杨堡气田11口水平井运用，完全可以满足储层压裂需要，累计增产天然气176万立方米。

　　在储层认识中不断寻求突破

　　“由于气田属于低渗气藏，单井产量偏低，一旦有一口井失利，将需要多口产气井产生的效益才能弥补，因此，深化储层认识，提高气井的成功率至关重要。”冯发勇说。

　　“对地层认识清楚了，可以让钻井的井身轨迹避开水层、煤层，更准确钻入气层，即避免井下复杂情况，又便于确定压裂施工规模。因此，储层认识是目前气田开发的一个瓶颈问题。”该厂产建项目部副主任高峰说。

　　前几年，气田以开发太原组为主，几口井下来，发现太原组含水太高了，只好暂停。现在钻井施工的重点转移到了石盒子组，发现该组含水也不低。

　　为认识清楚，该厂与分公司勘探开发研究院紧密结合，紧密跟踪评价水平井实施进展，摸清主力气层的空间展布，追求成功率。一是针对经常钻遇泥岩井段，或含气不高的砂岩层，想法使井眼轨迹钻遇含气丰富的气层。二是研究水是从哪来的，了解水层位置，采取针对性措施，如果水层在气层下面，井眼轨迹就要沿气层上部钻，避免在压裂中沟通水层。

　　通过对定北柳杨堡气田30多口探井、18口水平井的细化研究，基本摸清了区块上古发育7套储层，其中盒1气藏厚度较大。同时，对含水层段、泥岩段也增进了认识，水平井钻遇气层的钻遇率在提高。

　　今年在气层厚度大、储层预测有利区域盒1气藏部署实施的5口水平井，成功避开构造复杂的泥岩层煤层等复杂层位，评价出可动用储量50~100亿立方米。

　　“对地层认识就像我们的‘眼睛’，帮助我们找到‘甜点’气层，打出高产井，并很快就能见到效益。”高峰说。

　　低成本战略建效益开发气田

　　柳杨堡气田气藏埋深较深，地层复杂，平均单井产量低，要实现效益开发，必须降低开发成本，提高单井气产量。

　　“经过我们与工程单位的共同努力，柳杨堡气田的平均钻井周期压缩了50天左右，我们在保证工程施工单位收入不降的情况下，钻前、钻井、测录井等专业的合同费用，不同程度的都进行了压减，最高降幅达20%，单井成本由3200多万元降到现在2700多万元，工程成本得到了进一步压缩。”冯发勇说。

　　工程施工的成功率带动了气井产量的提高，今年测试的多口井获得了日产气10万立方米，其中LP12H井获得最高15.6万立方米的高产气流，为气田开发带来了新活力。

　　在柳杨堡气田LP6T井现场，新安装了风电互补发电装置，可以满足气井的视频传输、各种压力表的用电，实现了无人值守，相比接入网电，可节省几十万元费用。这种风电互补装置，已在多口高产气井完成了安装，并将在气田全面普及，为低成本数字化气田建设打下良好基础。
 

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