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二类区块的“逆袭”

日期:2018-09-27    来源:中国石油报  作者:任远 刘春春

国际石油网

2018
09/27
09:57
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关键词: 煤层气 华北油田 油井

    8年前,华北油田山西煤层气分公司郑庄区块开始规模开发,但低产井比例高,开发未取得预期效果,被综合评估为二类区块。当年食之无味、弃之可惜的郑庄区块现在是如何深化地质认识、转变开发方式,变为一类甜点的?
 
    9月20日,华北油田山西煤层气分公司郑庄区块1.5亿立方米产能建设开发调整Ⅰ期先导试验的27口煤层气井中,20口直井平均日产气量达2400立方米,是相邻老井产量的3倍;7口水平井日产气量均已达6000至8000立方米,成效显著。
 
    2010年,具有含气量高、埋深大、渗透率低等特点的郑庄区块开始规模开发,被综合评估为二类区块。在郑庄区块已建成7.8亿立方米产能中,共有煤层气井840口,年产气量不足2亿立方米,平均单井日产气量不足800立方米,单井产量比成功开发的樊庄区块、郑村区块低,低产井比例高达56%,未取得预期开发效果。
 
    当年食之无味、弃之可惜的二类区块如何变为如今的一类甜点?华北油田技术人员深化地质理论认识,加大现场技术攻关力度,取得了长足发展。
 
    理论创新 探寻开发之径
 
    如何高效开发低渗储层的煤层气资源,始终是行业难题。如何实现稳中求进,考验着每一名煤层气人。建产初期,地质技术人员对影响产量的主控因素认识不足。含气性的影响因素有哪些?断层影响程度有哪些?沉积演化过程又是怎样的?这些问题都困扰着技术人员。高产主控因素不明,就无法指导效益开发。
 
    面对低产低效井的大量存在,技术人员意识到创新不能囿于一隅、执于一端。零敲碎打式的创新,往往事倍功半;单兵突进式的创新,常常举步维艰。只有在地质理论研究中追本溯源,坚持全面适应性开发,让各项工作综合配套、协同推进,才能以整体合力推动良性循环。
 
    技术人员基于区块产量差异,剖析现象、查找主因,通过深化基础地质研究,发现在郑庄区块构造简单的西南部整体高产;局部构造复杂、天然裂隙发育的东南部气水产量差异大;而褶曲发育、储层非均质性强的东北部整体低产、局部高产,从而明确了构造对产量的控制因素。同时,技术人员逆向思维,创新提出了“构造、煤体结构、地应力”三要素控产规律,发现并落实了郑庄区块甜点区,划分出3种区块类型以区别有利区,明确了不同有利区分别遵从裂缝指数、微幅构造、煤体结构等产量主控因素的开发方向,为下一步指导郑庄区块整体开发调整铺平了道路。
 
    优化工艺 释放储层之能
 
    以往单一笼统的压裂改造技术没有考虑到地质条件的差异性,将已经成熟的樊庄区块压裂、排采工艺直接套用在郑庄区块,却忽略了不同地质条件下,压裂、排采方式是存在地质适应性的。
 
    通过纵向层系对比,技术人员发现郑庄区块15号煤层发育较稳定,含气量较高、厚度适中、具备开发的资源基础。分公司在郑庄区块果断在3号和15号煤层实施多层分压合采,实现纵向层系资源有效动用,提高了单井产量。
 
    针对郑庄区块煤储层具有构造复杂、微小孔发育、物性差的地质特点,技术人员遵循差异、优化工艺,采用“集中射孔+大规模+低前置液快速返排”的压裂改造工艺,大规模增大改造面积,提高储层改造针对性,减少储层污染,实现了储层有效改造。针对郑庄区块物性差的地质特点,分公司转变排采管控思路,从以往的憋套压转变为“节点管控、小幅多频、高压提产”的高效排采方式;在高流压段,从以往的5至7天缓慢提产100至200立方米,转变为在2至3天中合理快速提产50至100立方米,实现了郑庄区块开发调整单井产能的最大释放。
 
    同时,开发方式也从以往的裸眼或筛管水平井转变为套管压裂水平井,解决了井眼稳定性差、低渗储层资源难动用、钻井液污染等问题,单井产量取得重大突破。
 
    区块盘活 解码高效之谜
 
    “我们在形容郑庄区块再改造过程时,经常用到盘活一词。就是通过多方面创新,将低效开发的一盘死棋下活了。”技术人员说。
 
    为使低产区产量提高,甜点区更多更甜,分公司明确了盘活重点区的工作方案。在西南部高产区进行开发调整+低产井改造,在水平井低产区采取井眼重入技术,在东北部低产区采取低产井改造+资源盘活技术。
 
    郑庄区块整体埋深较大,受地应力影响,井壁稳定性差,分支易缩径垮塌。井眼重入后,可以下筛管有效支撑井壁,保证井眼通畅稳定,全分支均有产能贡献,有效释放了单井产能。已实施井眼重入技术的3口煤层气井,单井增量均大于3000立方米,比改造前提高3倍以上,见效率达100%,具备了在郑庄区块规模推广的条件。
 
    同时,技术人员发现,在相同地质条件下,受径流方式影响,水平井和直井流体产出阻力不同,相比直井,水平井流体产出阻力小,更易于降压。而邻井产量是否上升则取决于水平分支与直井裂缝方向的距离,距离越近,影响越大。试验结果表明,鱼骨刺水平井的耦合降压效果要明显好于加密直井,自身见到良好开发效果的同时,分支50米范围内的邻井已经见效,实现了井组整体产量的上升。
 
    开发方式转变提高产量
 
  
    多层分压合采:通过增加开发层系、优化射孔方案和压裂改造工艺,实现了直井高效开发。开发层系方面由原来的只采3号煤层转变为3号、15号煤层合采;射孔厚度上由原来的4米转变为优质煤层射孔1.5至2米;压裂改造工艺由原来的“高前置液、憋压闷井”转变为“低前置液、快速返排”的压裂改造工艺。
 
  
    鱼骨刺水平井:针对郑庄区块渗透率低、物性差导致直井开发效果差的问题,设计应用鱼骨刺水平井,利用鱼骨刺水平井的分支与原直井裂缝沟通串接,耦合降压实现整体面积改造,达到本井高产、老井上产的效果。
 
    专家点评:新理论新技术有效支撑煤层气开发
 
    煤层气是一种清洁绿色能源。2006年以来,华北油田在沁南郑庄—樊庄区块矿权区内规模开展高阶煤煤层气勘探开发工作,樊庄6亿立方米产能项目仅用3年时间建成并取得成功,单井产量及产能到位率均达到预期效果。但是,受煤层气地质条件差异性和先期开发技术适应性制约,随后实施的郑庄和郑北产建项目却相继失利,低产井多、产能到位率低,长期低产低效等问题困扰着技术人员。
 
    之后几年间,华北油田煤层气技术团队沉下心来认真反思,进入持续深化地质研究,不断创新理论知识,大力开展新技术现场试验的重要阶段。围绕如何高效开发,技术人员始终着力解决3个问题。第一,郑庄失利是资源问题还是技术问题?在总结近十年开发实践经验和获得成功的试验实例,技术人员明确认识到技术问题是失利的主因。樊庄区块是众所周知的一类区,可以说“有煤就有气”。但Ⅰ类区樊庄储量仅占总探明储量的30%,剩余储量全在郑庄区块。但郑庄区块埋深大、渗透率低,总体属于二类区。这都是技术人员必须面对的客观地质条件,要将资源拿出来。
 
    第二,同样的技术为什么在樊庄区块获得成功但在郑庄区块失利?通过认真反思和深入研究,技术人员明确认识到由于地质条件差异,虽然同样“有煤就有气”,但恰恰是因为照搬樊庄经验,没有通过“望、闻、问、切”搞清病根对症下药,导致了水土不服。
 
    第三,二类区郑庄区块单井产量能否大幅提高并实现效益开发?2016年,山西煤层气分公司在郑庄区块南部首次开展4口加密直井新技术试验取得成功。2017年又相继在同区域实施了20口直井试验,同样获得成功。两次试验证实了郑庄区块只要有适应技术就能够达到效益开发。“构造、煤体结构、地应力”三要素控产理论等新理论的相继提出,进一步深化了地质规律认识和甜点区的划分,辅助新的疏导式压裂改造理论运用,采取新型压裂改造工艺技术和高效排采工艺技术,形成了针对郑庄区块的配套技术,在郑庄区块具有规模推广的意义,实现效益开发,使二类煤层气资源能够实现有效动用。
 
    新理论新技术的不断创新,可以有效支撑煤层气勘探开发,加大清洁能源开发力度,更好地为华北油田稳油增气战略贡献更大力。张建国(华北油田山西煤层气分公司总地质师)
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