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西南油氣田加快頁岩氣開發 技術突破“智”尋甜點

發布時間: 2017/10/3 13:40:17

9月19日,西南油氣田長寧H5-3井正在進行壓裂排采作業,返排率18.61%,監測日產氣量17.2萬立方米,試油後,有望獲得高產。截至目前,西南油氣田今年已完成長寧—威遠區塊頁岩氣井試油22口,獲井口測試日產量500多萬立方米,新建年產能9.31億立方米。

西南油氣田加快頁岩氣開發,深化地質認識,創新頁岩氣開發技術,進一步降本增效,努力實現2020年頁岩氣年產量100億立方米目標。

資源豐富,規模效益開發潛力巨大

頁岩氣是清潔高效能源。開發頁岩氣對推進能源生產消費變革、優化能源結構、保障能源安全意義重大。

四川盆地優質頁岩儲層分布穩定、厚度大,有機碳含量高、質量好。四川頁岩氣資源量、可采資源量均為全國第一,具備規模上產的資源基礎。但是,四川盆地頁岩儲層地質年代老、埋藏深、構造複雜、鑽井和壓裂難度大、環境容量有限,頁岩氣開發條件與北美存在較大差異,頁岩氣規模效益開發麵臨多重難題。

10年前,西南油氣田就開始開發頁岩氣。2010年,威201井獲氣,證實四川盆地存在頁岩氣,揭開四川盆地頁岩氣的神秘麵紗,拉開了我國頁岩氣開發序幕。此後,西南油氣田按照“落實資源、評價產能、攻克技術、效益開發”工作方針,根據區域構造特征、勘探開發程度、區塊接替條件、儲層埋深、儲層品質、地質認識、保存條件、地麵條件等因素,劃分了有利的沉積微相和頁岩岩相,獲得了優質頁岩的各項地質參數指標,評價了有利區,優選了建產區和核心建產區,目前建產效果較好,在長寧—威遠區塊已建成年產能超過30億立方米。

“從資源儲備和目前的開發效果來看,頁岩氣規模效益開發潛力巨大。”西南油氣田負責頁岩氣開發的副總經理謝軍說。

科技攻關,突破開發瓶頸

要攬瓷器活,必須有金剛鑽。2006年,西南油氣田率先開展頁岩氣評層選區,2009年率先開展先導試驗,2012年設立國家級示範區、2014年實施規模建產,2016年9月啟動深化評價和規模上產,創造了第一個頁岩氣工廠化作業平台、建成國內第一條頁岩氣外輸管道長寧外輸管線等10多項國內第一,填補了國內空白,突破了出氣關、技術關和規模效益開發關。

從跟國外公司合作、學習,到總結、創新,10年探索與攻關,西南油氣田創新形成了適合我國南方多期構造演化、複雜山地海相頁岩氣勘探開發六大主體技術、高效管理模式和HSE體係,積累了地質工程一體化、高產井培育等頁岩氣規模效益開發的先進經驗,固化了水平井設計參數和主體工藝,明確了實現建產井Ⅰ類儲層“鑽遇率大於90%、井筒完整性大於90%、Ⅰ+Ⅱ類井比例大於90%”的方法和手段,實現了埋深3500米以淺資源的規模效益開發,並在埋深3500米至4000米開展技術攻關並取得重要進展。

西南油氣田把科技創新成果及時轉化為知識產權,占領技術製高點,積極編製頁岩氣勘探開發相關領域各級標準。截至目前,西南油氣田獲得頁岩氣專利授權10多項,編製標準24項,認定中國石油企業技術秘密7項,研發的頁岩現場含氣量自動測試儀獲美國發明專利授權。

目前,西南油氣田頁岩氣開發技術大多數關鍵技術可工業化推廣,部分關鍵技術經繼續攻關或完善後可推廣應用,使我國成為繼美國、加拿大之後第三個掌握頁岩氣勘探開發關鍵技術的國家。

降本增效,提高開發效率效益

開發頁岩氣,降本增效是關鍵。

前期工程中,西南油氣田優化平台布設,加強水土保持、土地複墾還原耕地工作,較常規開發方式減少70%的土地占用;放開市場,通過市場競爭,提高了開發效率和效益。

鑽井壓裂過程中,西南油氣田采用“雙鑽機作業、批量化鑽進、標準化運作”的工廠化鑽井模式和“整體化部署、分布式壓裂、拉鏈式作業”的工廠化壓裂模式,減少資源占用,降低設備材料消耗,精簡人員及設備,提升效率,鑽井周期下降50%以上,壓裂效率提高50%以上,單井成本大幅降低。

地麵建設中,西南油氣田采用具有頁岩氣特色的橇裝化采氣工藝,場站建設周期縮短80天,降低了平台建設投資。

以科技攻關為抓手,降低成本。西南油氣田研製了快鑽橋塞、低黏滑溜水等5套體積壓裂關鍵工具、1套壓裂液體係,性能與國外產品相當,實現關鍵工具、壓裂液全部國產化,直接推動單井壓裂費用大幅降低。在頁岩氣水平井分段壓裂過程中,需要使用大量橋塞,一口井平均需要使用20個以上,以前靠進口橋塞,一個要花費15萬元,而研製出國產橋塞後,單個橋塞的成本大幅降低。