华北油气创新工程技术破解开发难题

  启动大幅提升单井产量一体化项目，通过二次压裂盘活老井存量资源，前9个月油气单位完全成本同比降低27元/吨油当量
  [中国石化报2019-10-17]
  本报讯记者马献珍报道：“LP14H井同井采注工艺技术试验成功，标志着定北气田激活600亿立方米储量，成为继东胜气田之后又一新的接替阵地。”近日，华北油气分公司负责人介绍。
  今年以来，华北油气分公司聚焦工程技术创新，针对气田开发存在的难题开展攻关，气田稳产上产取得显著成效，天然气产量在年初制定的激励目标线上运行，累计产气量创历史新高；前9个月利润总额同比增长60%，资产负债率同比下降1.73个百分点，油气单位完全成本同比降低27元/吨油当量，逐步进入良性发展阶段。
  目前大牛地气田2000多平方千米范围内钻成气井1800余口，储量有效动用程度低、气田采气速度低、采出程度低，持续每年稳产30亿立方米形势严峻，改善气田开发效果、提高采收率势在必行。华北油气分公司与国内知名的专业公司开展合作，启动大幅度提高单井产能及高效调整开发项目，从精细地质评价、高质量工程施工、高效组织管理等方面探索新技术、寻求新突破。
  项目实施过程中，他们引入高效钻完井、大规模储层改造、全过程储层保护、高效组织管理等新理念，建立一套可推广的高产一体化运行体系。上半年成功试验了两口井，其中一口井单井产量是同区块、同层位气井的4倍以上，另一口井也提高了2倍以上。通过试验，他们不仅进一步深化了认识，而且为大牛地气田稳产增产探索出方向。近日，他们借鉴此项技术及管理手段，自行设计施工的一口井，单井产量获得较大提升。
  大牛地气田早期运用直井开发的气井有600余口，随着开发年限增加，这些气井产气层位因改造不完善、结垢、砂堵等原因，出现不少低效无效井，严重影响气田稳产。为唤醒这部分老井，今年，华北油气分公司与国外著名石油工程公司合作，对平均单井日产量低于2000立方米的气井实施二次压裂，在原有裂缝的基础上，进一步延伸裂缝长度，沟通老井远端裂缝，提升井控储量。上半年，大牛地气田第一批实施二次压裂4口井，较措施前全部实现增产，探索出二次压裂的可行性。
  D1-1-182井是一口生产10多年的老井，原来产气层日产量低于5000立方米。他们在产气层下部采取转层压裂，打开下部3套产气层，实现多层合采。由于下部新层压力较高，为避免所产出的气灌进上部压力低的产气层，他们在井内下入偏心配产器，通过降低新层的产气压力，实现共同产气。6月17日该井复产成功后，日产气达到2万立方米，较施工前增产1.3万立方米。