西南油气田用科学利剑破解油气开发难题-【zixun】

西南油气田：用科学利剑破解油气开发难题

今年以来，西南油气分公司以“提高发展质量和效益”为指针，坚持以经济效益为中心，以科技创新为先导，以从严管理为基础，在创新中上水平，在奋进中求发展，以求真务实的作风和卓有成效的实践，诠释着推进双百亿气田建设，实现跨越式发展的新内涵，截至目前已生产天然气25.8亿立方米。

经过30多年的勘探开发，面对油气田开发程度高、难度大，资源接替紧张，主力气田处于中后期开发阶段，成本压力较大的严峻现实，分公司始终把油气勘探开发作为工作的重中之重，他们紧紧扭住气藏富集规律和开发潜力研究“火车头”，加大新区开发评价及老区精细调整工作，及时调整产能建设方案，优化部署，强化动态跟踪，取得了“三个显著效果、两个深化、一个优化”成果，促进了三大会战各项任务目标的顺利推进。

“三个显著效果”：西南分公司抓住制约油气开发的“瓶颈”技术难题，深化地质研究，大力推进油气田精细开发，一是中江、高庙子沙溪庙组气藏开发评价及建产效果显著,根据河道精细描述成果，进一步细分层系，通过多种属性结合，实现了多条河道精细刻画，明确了不同河道空间展布特征、叠置关系及优质储层分布。建立了“断砂相接，源储配置是基础；局部构造与有利砂体叠合区含气富集；厚层窄河道砂为高产气区；宽泛河道砂含气性差”高产富集模式。在JS11-1、JS33-2、JS33-3等砂层内，新落实8条河道，部署江沙102H、江沙103H、江沙301等多口评价井均获高产油气流。新增可动用储量110亿方，预计全年可新建产能3亿方，到2014年底将建成5.5亿方/年生产能力，届时川西第二大气田将呈现在世人的面前。

二是元坝长兴组气藏产能建设顺利推进，建产效果显著。开发技术人员在前期波形剖面解释的基础上，采用古地貌分析、频谱成像、瞬时相位等新技术对元坝地区小礁体进行精雕细刻，建立垂向加积式、纵向进积式、纵向退积式、横向并列式 、横向迁移式 、复合叠加式(礁群) 等六种礁体发育模式。确保了开发井在实施过程中的钻井轨迹优化调整，实现了“三高”，即钻井设计符合高，气层钻遇率高，测试产量高。资料显示已完钻27口井优化后配产达900万方/天，具备混合气30亿方/年（净化气26亿方/年）生产能力。

三是精细研究、调整，中浅层老区综合调整效果显著。2014年针对致密气藏“产能低、生产压差大、泄气半径小、废弃压力高”的特征”，分公司开发处技术人员进一步加强对川西老区新场JS气藏、马井JP等气藏剩余储量分布精细研究和调整部署，部署开发井37口，新增产能1.35亿方，截至8月已投产30口，实现新场沙溪庙组气藏10亿方稳产8年的目标。与此同时、他们通过强化生产信息化建设和气井分级分类管理，加强生产动态监测力度，通过压力恢复测试、产气剖面测试、静压流压监测等各类监测项目，利用什邡307-1、江沙21-3HF、马2等低效井挖潜评价新层取得成功，减少了评价周期和投资；老井挖潜有效率达95%以上；通过加大自生热泡沫排液、速度管柱、气举排液、单点增压等措施和维护力度，累计增产0.61亿方。有效地控制了维护性作业量和成本，极大的提高了油气田良性开发效果。

“两个深化”：油气田紧紧依靠科技进步，发扬拼搏精神，加快工作节奏，全力以赴打好开发成本攻坚仗，一是新场须五气藏认识进一步深化。在2013年老井挖潜基础上，通过对4口井评价认识到新场须五为砂泥岩互层、单层砂体薄，分布不连续，物性差；产气层段以砂岩为主，泥质岩贡献有限；为超致密有水气藏，试采井普遍产量低且产水，压力下降快，单井可采储量小，暂不具备经济开采效益。二是元坝陆相气藏认识不断深化。在元坝陆相气藏累计实施专层井39口，获无阻流量大于20万方/天，实施试采井14口，日输气19.8万方/天。深化了对元坝陆相气藏储层致密，裂缝发育程度和规模的认识小。

“一个优化”：西南分公司开发技术人员始终坚持“钻井伸展到哪里，技术就支撑到哪里；开发难题出现在哪里，技术人员就深入到哪里；哪里需要重点突破，攻关方向就指向哪里”的原则，稳步实施开发科技创新战略，中浅层储层改造工艺技术进一步优化完善。他们充分应用脉冲式柱塞加砂压裂效果好的特点，通过增加有效缝长，使有效缝长与支撑缝长比值由常规的30%提高到50%，实现不连续加砂压裂，形成了不连续支撑的高导流裂缝。平均单井测试产量较常规测试技术产量提高41%；水平井应用10井次平均单井测试产量6.55万方/天，较常规测试技术产量提高49%。二是实施水平井精细分段试验效果好，该技术的运用不仅缩短了裂缝间距，增加了裂缝条数和改造体积，而且还大大的降低了流动阻力，提升了改造效果。在新沙22-7HF井砂岩水平段的作业中，通过实施7段分段压裂，压后日输气高达4万方；针对新沙21-50H井水平段技术施工难题，运用17段压裂工艺技术，一举解决了Ⅲ储层技术瓶颈难题，提高了压裂质量，缩短了改造周期，大大降低了开发成本，油气产能显著提高。截至今年8月天然气同比增加1.71亿方，新建天然气产能3.43亿立方米方。

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