“河”中寻气 “砂”里锻“金”(图)
2024-10-23
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来源：[互联网]
西南油气田创新勘探开发一体化技术，提升致密气采收率，加快致密气增储上产，致密气产量增量连续2年占西南油气田整体天然气增量的40%以上。致密气已成为增储上产的新阵地[中国石油新闻中心 2024-10-22]
西南油气田致密气开发亮点技术
●开展地震地质工程一体化设计
形成致密河道“河道砂组—有利储层—富气区”分级评价优选方法，提高优质储层钻遇率。
●创新浅埋深三维水平井钻井提速技术
个性化设计强攻击防泥包PDC钻头，提出“大尺寸钻杆+大排量+高转速+高钻压”的“两大两高”提速模式，提高钻井效率。
●创新窄河道薄砂组水平井储层追踪技术
创建“靶体预测+精准入靶+实时调整”的“三位一体”储层追踪技术，提升钻遇率。
●创新水平井多缝压裂理念、技术
创新河道砂岩水平井缝控压裂理念，实现改造模式从单缝、复杂缝到多缝的重大转变。创建最优裂缝形态设计模型，创新控液提砂压裂工艺，创新“高黏挟细砂+低黏挟粗砂”加砂模式，提升井均测试产量。
截至10月18日，西南油气田天府气田今年的致密气产量同比增长20%，保持向上的生产势头。
致密砂岩气是指分布于致密砂岩中的天然气。目前，西南油气田致密气产量增量连续2年占公司整体天然气增量的40%以上，已成为增储上产的新阵地。
近年来，西南油气田创新勘探开发一体化技术，提升致密气采收率，推动“资源向储量、储量向产能、产能向产量”的快速转化，加快致密气增储上产。西南油气田建成天府气田致密气产区，已规划形成金秋、简阳、西充3个增储上产区块。其中，金秋区块已建成5个井区，日产气能力超千万立方米；按照一个家庭一天生活使用约1立方米天然气计算，可供城区常住人口1000万以上的超大城市1天的民生用气。
宝藏“河”中寻
创新勘探技术实现规模增储
10月，嘉陵江右岸的最大支流涪江碧波荡漾。就在涪江流经的川中大地，从地面往下2000米至4000米处，有多条古老的河道，蕴藏着丰富的“蓝金”宝藏。
西南油气田致密油气勘探开发研究团队发现，四川盆地主要发育一套湖泊-三角洲-河流相沉积体系，形成一套巨厚的陆源碎屑岩与湖相碳酸盐岩沉积，致密砂岩气、陆相页岩油和页岩气均具有较大勘探潜力。
西南油气田瞄准重点层系推进前期评价，在川中金华、秋林区块的老井中开辟试验田，从中筛选出有潜力的老井进行上试，即依托老井，对上部地层进行试油测试，效果良好，口口见气。随后，研究团队攻关形成河道砂微相构型、致密储层测井评价、多期叠置窄河道砂体精细雕刻等关键技术，从干涸的河道中、坚硬的岩石里精准找到天然气。
虽然致密气埋深较常规气浅，但河道储层单层厚度不到30米，薄的储层只有约10米。想在手摸不到、眼看不见的幽暗地底发现“河道”的具体位置，并预测哪些“河道”段富含气，需要“火眼金睛”的真本事。西南油气田创新形成适合四川盆地致密气勘探开发的地球物理技术，有针对性地规模应用“两宽一高”地震采集技术，实现窄河道全方位高覆盖地震信号获取和精准预测，大幅提升了隐蔽型河道砂体的地震识别能力。同时，探索形成窄河道砂体雕刻技术，有效识别宽50米、厚6米的河道储层，实现水平井优质储层钻遇率由69.3%提高到90%以上。创新建立致密河道“河道砂组—有利储层—富气区”分级评价优选方法，通过地震-地质-工程一体化评价，优选有利开发区，支撑致密气规模增储上产和效益勘探开发。
西南油气田致密油气勘探开发项目部一级工程师肖红林介绍：“目前我们已找到23期河道，其中15期含气，9期富气。通过老井上试和新井钻探的高效勘探开发模式，持续滚动扩区拓层，现在发现的不含气河道或不富气河道，将来也有望成为含气河道、富气河道。”
蓝金“砂”里取
创新开发技术实现效益上产
相比整装常规气田，致密气砂体有效储层薄而窄，不易寻获。致密砂岩的孔隙度、渗透率、含气饱和度更低，储层非均质性强，开发难度高。
西南油气田通过“一体化研究、一体化设计、一体化实施”，搭建协同攻关平台，探索形成以窄河道地震精细刻画、多井型立体开发部署、水平井优快钻井、多缝压裂体积改造、复杂山地地面集输工艺优化设计为代表的5大系列72项特色技术，建立适用于四川盆地的致密气勘探开发技术图谱，支撑致密气效益上产。
西南油气田建立丛式水平井组井眼轨迹设计技术、浅埋深三维水平井钻井提速技术，以及窄河道薄砂层水平井储层追踪技术，让钻头在非均质分布的地下河道中定向穿梭，如同超高清CT扫描仪，精准识别毛细血管，实现水平井优快钻井。创新河道砂岩水平井缝控理念，建立控液提砂压裂工艺，形成“高黏挟细砂+低黏挟粗砂”的大台阶、高砂浓度连续加砂模式，有效实现压裂增产与储层保护，让紧锁在低孔低渗致密砂岩中的天然气得以被开采出来。此外，“一井一案”“一段一策”的差异化方案设计和工艺技术，把不同区块不同地质特点的砂岩治理得“服服帖帖”。
针对不同于窄河道砂体的天府气田简阳区块三角洲沉积特点，西南油气田充分挖掘多层、多河道立体开发潜力，打造四川盆地首座百万立方米致密气生产平台。“简阳区块永浅3平台储层多层叠置、高含水饱和度、高黏土矿物含量，且含凝析油，原先的储层改造液体对该区域储层伤害较大，对改造液体提出了更高要求。”西南油气田天然气研究院高级工程师敬显武介绍。为解决问题，研究团队研发形成了新型低伤害压裂液体系，减少储层伤害，降低成本。针对前期实施井测试产量相对较低、差异大的问题，技术人员采用多缝压裂2.0技术，增大人工裂缝系统的缝控范围，实现试油井段充分改造动用。新技术提高了永浅3平台致密气井的改造效果，平台11口井日产能力达100万立方米，成为四川盆地井数最多、日产能力最高的致密气平台。
秘诀“橇”里藏
创新管理模式提高生产效率
在天府气田三台区块金浅817平台，致密气井测试获气后，正通过井口附近的一体化脱水脱烃装置排采生产。在机器的轰鸣声中，致密气“变身”为商品天然气，进入管道，被输送到千家万户。
西南油气田致密油气勘探开发项目部勘探开发部主任侯甫介绍：“传统的天然气产建模式，是试油后等待输气管道和集气站脱水脱烃正式流程建成，才能投入集中处理生产，整个过程大约需要3个月。而采用一体化脱水脱烃装置，在致密气井试油测试期间就可以实现气质达标处理，进入销售流程，只需要20天左右就可提前发挥产能，还可以同步开展平台井站、集气站建设，建与产互不影响。”
一体化脱水脱烃装置实现了橇装化重复利用。一个平台排采生产结束后，通过特殊机械把装置整体运走，直接用于下一口井，节省了重复购置设备的成本。
时间就是效益。致密气埋藏浅、钻井周期短，搭配“试油测试+排采生产+一体化脱水脱烃”三同步快速建产模式和“本井排采生产+邻井排液试油+平台后续建设”开发管理模式等“西油秘籍”，天府气田金秋区块开发地面工程4个井区均实现当年批复、当年建成、当年投产。
西南油气田气田开发部致密油气科一级高级主管朱讯介绍：“我们正开展地质攻关，同步评价川西、川南区块致密气资源潜力，在多层系、多区块拓展，争取发现更多、更靠实的资源为人们生产生活所用，在农业、工业、新能源等领域创造更多价值。”