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西南油气田加快页岩气开发 技术突破“智”寻甜点

发布时间: 2017/10/3 13:40:17

9月19日,西南油气田长宁H5-3井正在进行压裂排采作业,返排率18.61%,监测日产气量17.2万立方米,试油后,有望获得高产。截至目前,西南油气田今年已完成长宁—威远区块页岩气井试油22口,获井口测试日产量500多万立方米,新建年产能9.31亿立方米。

西南油气田加快页岩气开发,深化地质认识,创新页岩气开发技术,进一步降本增效,努力实现2020年页岩气年产量100亿立方米目标。

资源丰富,规模效益开发潜力巨大

页岩气是清洁高效能源。开发页岩气对推进能源生产消费变革、优化能源结构、保障能源安全意义重大。

四川盆地优质页岩储层分布稳定、厚度大,有机碳含量高、质量好。四川页岩气资源量、可采资源量均为全国第一,具备规模上产的资源基础。但是,四川盆地页岩储层地质年代老、埋藏深、构造复杂、钻井和压裂难度大、环境容量有限,页岩气开发条件与北美存在较大差异,页岩气规模效益开发面临多重难题。

10年前,西南油气田就开始开发页岩气。2010年,威201井获气,证实四川盆地存在页岩气,揭开四川盆地页岩气的神秘面纱,拉开了我国页岩气开发序幕。此后,西南油气田按照“落实资源、评价产能、攻克技术、效益开发”工作方针,根据区域构造特征、勘探开发程度、区块接替条件、储层埋深、储层品质、地质认识、保存条件、地面条件等因素,划分了有利的沉积微相和页岩岩相,获得了优质页岩的各项地质参数指标,评价了有利区,优选了建产区和核心建产区,目前建产效果较好,在长宁—威远区块已建成年产能超过30亿立方米。

“从资源储备和目前的开发效果来看,页岩气规模效益开发潜力巨大。”西南油气田负责页岩气开发的副总经理谢军说。

科技攻关,突破开发瓶颈

要揽瓷器活,必须有金刚钻。2006年,西南油气田率先开展页岩气评层选区,2009年率先开展先导试验,2012年设立国家级示范区、2014年实施规模建产,2016年9月启动深化评价和规模上产,创造了第一个页岩气工厂化作业平台、建成国内第一条页岩气外输管道长宁外输管线等10多项国内第一,填补了国内空白,突破了出气关、技术关和规模效益开发关。

从跟国外公司合作、学习,到总结、创新,10年探索与攻关,西南油气田创新形成了适合我国南方多期构造演化、复杂山地海相页岩气勘探开发六大主体技术、高效管理模式和HSE体系,积累了地质工程一体化、高产井培育等页岩气规模效益开发的先进经验,固化了水平井设计参数和主体工艺,明确了实现建产井Ⅰ类储层“钻遇率大于90%、井筒完整性大于90%、Ⅰ+Ⅱ类井比例大于90%”的方法和手段,实现了埋深3500米以浅资源的规模效益开发,并在埋深3500米至4000米开展技术攻关并取得重要进展。

西南油气田把科技创新成果及时转化为知识产权,占领技术制高点,积极编制页岩气勘探开发相关领域各级标准。截至目前,西南油气田获得页岩气专利授权10多项,编制标准24项,认定中国石油企业技术秘密7项,研发的页岩现场含气量自动测试仪获美国发明专利授权。

目前,西南油气田页岩气开发技术大多数关键技术可工业化推广,部分关键技术经继续攻关或完善后可推广应用,使我国成为继美国、加拿大之后第三个掌握页岩气勘探开发关键技术的国家。

降本增效,提高开发效率效益

开发页岩气,降本增效是关键。

前期工程中,西南油气田优化平台布设,加强水土保持、土地复垦还原耕地工作,较常规开发方式减少70%的土地占用;放开市场,通过市场竞争,提高了开发效率和效益。

钻井压裂过程中,西南油气田采用“双钻机作业、批量化钻进、标准化运作”的工厂化钻井模式和“整体化部署、分布式压裂、拉链式作业”的工厂化压裂模式,减少资源占用,降低设备材料消耗,精简人员及设备,提升效率,钻井周期下降50%以上,压裂效率提高50%以上,单井成本大幅降低。

地面建设中,西南油气田采用具有页岩气特色的橇装化采气工艺,场站建设周期缩短80天,降低了平台建设投资。

以科技攻关为抓手,降低成本。西南油气田研制了快钻桥塞、低黏滑溜水等5套体积压裂关键工具、1套压裂液体系,性能与国外产品相当,实现关键工具、压裂液全部国产化,直接推动单井压裂费用大幅降低。在页岩气水平井分段压裂过程中,需要使用大量桥塞,一口井平均需要使用20个以上,以前靠进口桥塞,一个要花费15万元,而研制出国产桥塞后,单个桥塞的成本大幅降低。