西北采一：天然气成为增产增效主力军

Ľ>　　[中国石化新闻网2015-09-08]今年来，面对原油价格出现大幅下跌，而天然气价格趋于稳定的现状，西北油田采油一厂将天然气开发作为转型发展的主攻方向，按气藏类型制定天然气开发技术政策，并通过开展老井精细管理和挖潜、对间开气井实施“间开轮作”、加强顺南天然气处理回收，最大限度实现天然气“颗粒归仓”、强化现场精细管理等，促进天然气全面增产增效，目前采油一厂天然气累产达到3.6亿方。
　　今年来，该厂以“气藏差异化”管理为基础，按气藏类型制定天然气开发技术政策，让气藏开发精细化程度进一步提升。
　　塔河九区奥陶系是一个断控岩溶的碳酸盐岩凝析气藏，区块主要发育两个断裂带，区块储集体特征、天然能量差异性较大。其中主体区天然水体能量强，气井含水上升快，而外围区域DK25井区天然水体能量相对弱，气井能量下降快。
　　今年技术人员根据不同区域储集体地质特征、生产动态特征制定了九区奥陶系凝析气藏开发政策；对于天然水体能量强的主体区采用采用“气井带水生产”开发政策，通过放大生产压差，提高气井气体携液能力，延长气井自喷生产状态；对于天然水体能量差的外围区域采取“降压开采”的开发政策，最大限度提高气井产能。
　　2015年上半年该厂对九区奥陶系主体区6口见水井采用“气井带水生产”开发政策，提高气井携液能力，延长气井自喷生产状态；对外围区块天然水体能量普遍较差的5口井采取“降压开采”开发政策，最大限度提高气井产能。通过调整，九区奥陶系气量保持在70万方运行。
　　此外今年该厂对AT1区块底水砂岩凝析气藏制定了“排水采气”开发政策，通过提高气井生产压差，增大水锥体的波及体积，动用水锥体以外的剩余油气，使剩余油气与井筒形成连续通道，从而提高了气井产能。
　　AT1-1H是一口气井，见水停喷，停躺近两年，技术人员通过大泵“排水采气”，累计增气24.16万方，累计增油1307吨
　　目前该厂实施了3口井，其中大泵转抽2口井，提液1口井，日增气平1.3×104m3，效果明显，下步计划对AT1-6H、AT1-13H井转抽排水采气，同时在AT11区块进行试验推广。
　　开展老井精细管理和挖潜，也是打赢天然气增产仗的关键。2015年该厂加大了老井天然气潜力排查力度，尤其是在天然气新层方向，共计排查出天然气增产潜力井22口，其中新层评价15口。共实施天然气措施井8口，日增气量水平26×104m3，累计增气1.2万立方。
　　同时加大一、九区中油组的试采力度，选取原先生产下油组的低产低效井TK139、TK936、TK955H转中油组产气，目前三口井的日产气量10.9万立方。
　　同时开发石炭系新层也取得较好效果，S96井是S96区块一口勘探评价井，该井前期生产三叠系下油组，长期高含水，2015年年初对该井进行潜力排查，石炭系4775-4779.5m测井解释为油气层，录井显示较好，该井前期测试时见到好的产能。2015年3月对该井石炭系4775-4779m进行补孔，措施效果明显，目前日产气5.7×104m3。S96井气层评价效果明显，并且生产稳定，进一步说明S96石炭系砂体具有较大范围，预计增加天然气控制储量2.0亿方。
　　除此之外，该厂对间开气井实施“间开轮作”，最大限度实现天然气“颗粒归仓”，其中对间开气井、长停井实施“间开轮作”也是一项重要举措。2015年排查具有天然气间开潜力的间开井、长停井共计11口，对每一口井制定间开周期，开井时间，最大限度提高间开井产能，周期日增气水平1.2×104m3。