柳杨堡气田开发驶上快车道

　　华北油气分公司深化储层认识，消除工程施工瓶颈，降低开发成本
　　[中国石化新闻网2015-11-17]“柳杨堡1号集气站有6口气井接入，日供气8万立方米，近日就可向当地的液化天然气生产厂及居民供气。”华北油气分公司采油二厂副厂长冯发勇高兴地说。
　　柳杨堡气田位于鄂尔多斯盆地西北部，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，该区块储层埋藏深，钻井施工中极易发生严重漏失等井下复杂情况，气田开发成本居高不下。
　　近几年，华北油气分公司通过深化储层认识、消除工程施工瓶颈、降低开发成本，加快了柳杨堡气田开发进程。
　　深化储层认识，评价出可动用储量50亿~100亿立方米
　　“由于气田属于低渗气藏，单井产量偏低，一口气井失利，就需要多口气井产生的效益弥补。因此，深化储层认识，提高气井的产气量至关重要。”冯发勇说。
　　“对地层认识清楚，还可以让井身轨迹避开水层、煤层，钻头更准确钻入气层，避免井下复杂情况，确定压裂施工规模。”该厂产建项目部副主任高峰补充道。
　　前几年，柳杨堡气田以开发太原组为主，几口井钻下来，因太原组含水量偏高，只好暂停开发。虽然现在该公司把钻井施工的重点转移到了石盒子组，但是该组含水量也不低。
　　为此，采油二厂与勘探开发研究院紧密结合，跟踪评价水平井实施进展，摸清主力气层空间展布情况。针对经常钻遇泥岩井段或含气不高的砂岩层情况，设法让井眼轨迹经过含气丰富的气层；当水层在气层下面时，设法让井眼轨迹沿气层上部前进，避免在压裂中沟通水层。
　　他们通过对柳杨堡气田30多口探井、18口水平井细化研究，基本摸清了该区块上古发育7套储层情况，确认盒1气藏厚度较大；同时，增进了对含水层段、泥岩段的认识，提高了水平井钻遇气层的钻遇率。
　　今年，采油二厂在气层厚度大、储层预测有利区盒1气藏部署实施5口水平井，均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50亿~100亿立方米。
　　“深化地层认识能帮我们尽快找到‘甜点’气层，钻出高产井。”高峰说。
　　消除工程施工瓶颈，累计增产天然气176万立方米
　　2012年以来，柳杨堡气田部署探井5口、开发水平评价井18口，由于地层有煤层、裂缝等情况，施工中极易发生井塌、井漏现象。“2013年水平井平均钻井周期133.99天，仅钻井成本就需要3000多万元。”冯发勇说，“加之地层高温高压，没有能适合地层抗高温的压裂液体系，工程施工遇到许多技术瓶颈。”
　　采油二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，并邀请国内知名钻井液公司现场服务，最终形成了随钻堵漏、水泥浆堵漏、可控膨胀堵漏等方法和配套技术。
　　目前，该厂平均钻井周期缩短至86.7天，最短水平井钻井周期缩短至74.71天。
　　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。“研究人员经过反复对比测试，优选配方，使压裂液体系耐温性能达到了120~160摄氏度，这是目前国内使用的压裂液能够承受的极限值。”华北工程院副总工程师程秋菊说。
　　2014年以来，柳杨堡气田11口水平井在运用自主研发的压裂液后，储层压裂见到较好效果，累计增产天然气176万立方米。
　　实施低成本战略，单井成本由3200多万元降至2700多万元
　　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，提高单井产气量。
　　“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缩短了50天左右，单井成本由3200多万元降至2700多万元。”冯发勇说。
　　工程施工的成功率带动了气井产量的提高。今年，该厂测试的多口井日产气达到10万立方米，其中LP12H井最高产气量达到15.6万立方米，为气田开发带来了新活力。
　　柳杨堡气田LP6T井现场，新安装了风电互补发电装置，不仅可以满足气井的视频传输及用电需要，而且能实现无人值守。相比接入网电，可节省投入几十万元。
　　目前，这种风电互补装置，已在多口高产气井完成安装，并将在气田全面普及，为低成本数字化气田建设发挥作用。