川东北地区勘探开发调研报告.docx
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川东北地区勘探开发调研报告
川东北地区勘探开发调研报告
一、勘探、开发概况
（一）川东北地区开发区域情况
中石化在川东北地区登记矿产区块7个，矿权面积20921.3Km2，天然气资源量25880×108m3。
普光气田开发工程项目位于“四川省四川盆地达县-宣汉地区石油天然气勘查”（简称“宣汉—达县区块”）的矿权区块内，该区块面积1116.089Km2，天然气资源量8916×108m3。
申请登记采矿权范围包括普光主体、毛坝场、大湾、普光西、老君、清溪场等构造，面积301km2左右。
图1-1中石化四川盆地勘探区块分布图
图1-2川东北探区探矿区块分布图
图1-3川东北探区生储盖组合特征
图1-4台缘礁滩高能相的叠置形成了巨厚的优质白云岩储层
（二）至2006年勘探开发情况
普光气田主体从2000年开始详细勘探，2000－2001年全区完成高分辨率二维地震详查1347.93km2；2003年-2004年完成三维地震456.06km2。
探区从2001年11月开始钻探，2003年7月30日P1井获工业气流发现普光气田；截止到2006年8月底，已完钻10口井（P1、2、3、4、5、6、8、9、P7-侧平1、PD-1井）；目前正钻评价井2口（P101、10井），开发井7口（PD-3、P2-2、P4-2、P5-2、P6-3、PA-2、PB-2）。
普光气田上报飞仙关组—长兴组气藏探明含气面积45.58km2，天然气探明地质储量2510.70×108m3，其中，硫化氢地质储量380.98×108m3,二氧化硫储量217.8×108m3，烃类地质储量1911.92×108m3。
图1-5普光气田主体开发井位部署图
2006年预计普光2井区普光8、9、10井扩边新增天然气探明储量555.78×108m3，累计获得天然气探明储量3066.48×108m3，技术可采储量2299.88×108m3。
普光周边：
目前在毛坝、大湾、普光西、老君、双庙区块完钻井5口，正钻井7口（普光11、大湾1、大湾2、老君1、老君3、毛坝4、毛坝6井）。
（三）开发方案部署
1、普光气田主体方案设计动用地质储量2568.93×108m3，2008年建成混合气产能120×108m3/a。
2、采用衰竭式开采，一套开发层系，不规则井网、丛式井组布井方式，以斜井为主，结合直井和水平井的方式开采。
部署开发井52口，其中利用老井2口，新钻井50口（直井14口、斜井24口、水平井12口），设计井场16座。
3、采气工程
3.1完井工程
3.1.1完井方式选择：
推荐采用射孔完井方式。
3.1.2完井管柱
（a）生产管柱设计。
采用酸压生产一体化管柱，完井方式为一次性下入完井生产管柱；在气层以上50～100m处下入抗H2S、CO2腐蚀的永久式封隔器。
油管及井下工具满足酸压施工及后续生产的要求，必须具有耐高温、高压的性能和良好的气密性。
生产管柱方案见图1-2。
图1-2（a）为普通完井管柱示意图；图1-2（b）为毛细管加注溶硫剂的完井管柱示意图；图1-2（c）为测试管柱示意图，此类管柱在直井中应用，在井下安装压力/温度传感器，可实时监测井底温度和压力。
（a） （b）（c）
图1-6普光气田生产管柱方案
（b）采气井口装置及安全控制系统。
产量小于60×104m3的井采用普通井口，产量大于60×104m3的井采用Y型采气井口。
井口压力等级70MPa，材料等级HH级，满足抗10～18％H2S、CO2腐蚀要求。
酸压井选用压力等级105MPa。
井口装置见图1-3、图1-4。
采用井下安全阀和井口安全阀两级安全控制，控制系统与SCADA系统相连，以保证气井安全。
井口安装压力传感器、气体探测器和易熔塞，对异常高低压、气体泄漏和火灾作出报警信号，自动关闭安全阀；系统也可实现手动控制，监控信号可实现无线传输。
地面安全控制系统示意图见图1-5。
图1-9地面控制系统示意图
（c）井下工具：
永久封隔器、座放短节、井下安全阀、流动短节、滑套、油管伸缩器、堵塞器、球座接头，材质INCONEL718，耐压70MPa。
合金钢油管专用作业工具：
微牙痕液压大钳、微牙痕吊卡和卡盘、微牙痕手提卡瓦和安全卡瓦、扭矩监控仪。
（d）油管尺寸及强度设计。
按气井产量选择相应油管尺寸（见表1-1），综合考虑油管强度、摩阻损失、冲蚀临界流量、携液流量和配套井下安全阀等，产量低于100×104m3/d的气井选择外径88.9mm的油管，产量超过100×104m3/d的气井，由于没有与外径为101.6油管配套的安全阀，采用外径114.3mm的油管，但由于配套的安全阀尺寸大于177.8mm套管内径，需修改井深结构，钻井难度增大，不建议采取该尺寸油管。
采用VAMTOP、3SB等金属气密封扣，安全系数取1.6～1.8，钢级110以上。
表1-1普光气田油管尺寸选择
单井配产，104m3/d
<50
50～80
80～100
100～140
油管外径，mm
73
88.9
101.6
114.3
3.1.3射孔工艺方案
射孔工艺以油管传输射孔方式为主。
对Ⅰ类储层采用127枪弹，127弹，孔密12孔/米，相位角90°；Ⅱ、Ⅲ类储层采用127枪，1米弹，孔密16孔/米，相位角60°。
布孔方式采用螺旋布孔。
基液配方：
1％～2％KCL+0.2%～0.5%PAC＋0.5%～0.6%FKJ-Ⅱ+0.2%～0.5%FGW-1＋0.01%～0.02%CY-4＋NH1。
密度调节剂为Weigh3、HCOOK、KCl、NaCl、HCOONa、NaNO3等。
3.2增产工艺
3.2.1酸压液体体系及添加剂筛选方案
酸液体系采用胶凝酸体系，沉淀控制剂选用BD1-2，缓蚀剂选用KMS-6，助排剂选用BD1-5，铁离子稳定剂选用BD1-2。
前置酸：
20％HCl+3%HAc＋3.0%KMS-6＋2.5%BD1-2+1.0%BD1-5+2.0%NH4Cl。
胶凝酸：
20%HCl+3%HAc＋3.0%KMS-6＋2.0％BD1-6＋2.5%BD1-2+1.0%BD1-5+2.0%NH4Cl。
闭合酸：
16％HCl+2%HAc＋3.0%KMS-6＋2.5%BD1-2+1.0%BD1-5＋0.5%BD1-6+1.0%NH4Cl。
前置液：
0.50%BFC-1+0.5%BZP-2+0.1%BOC-02+1.0%BFC-3。
活性水：
清水+复合活性剂2.5％。
3.2.2酸压工艺技术选择
采用酸压～完井一体化管柱，采用多级注入闭合裂缝酸化工艺提高酸压施工效果。
3.3.3、酸压施工排量
酸压排量为1.5～4.5m3/min的排量（参考普光2井和6井酸压施工情况），普通酸酸化排量在1.5～2.5m3/min之间。
3.2.4酸压施工规模优化
经模拟计算，Ⅰ类储层酸蚀裂缝导流能力可达到30～50μm2.cm，可以得到好的酸压效果，缝长可达到10～20m，增产倍比为1～1.5左右；Ⅱ类储层酸蚀裂缝导流能力能达到20～30μm2.cm，缝长可达到40～70m，增产倍比为1.5～2倍；Ⅲ类储层酸蚀裂缝导流能力大于5μm2.cm，缝长可达到50～105m，增产倍比为1.5～3倍左右。
3.2.5酸压施工后的液体返排措施
酸液、前置液加入表面活性剂等助排剂,若液体返排能力差可注液氮助排。
井口安装双翼闸门，采用三相分离器连接好地面排液管线，对返排液体除硫处理，分离气体燃烧处理，返排出的残酸进入配酸池中和。
酸压放喷燃烧桶点火：
放喷管口放置2个油桶持续燃烧引燃；放喷过程利用魔术弹连续发射引燃；调节控制井口气量，用长竿火炬引燃。
3.3气井节点分析
产量与井筒压降的关系：
产量越高，气井的井筒压降损失越大；油管尺寸越大，井筒压降损失越小。
产量与油管尺寸的关系：
外径88.9mm油管可满足普光气田单井配产30～110×104m3/d的要求。
油管抗气体冲蚀性能：
按井口压力25MPa计算，要避免气体冲蚀现象发生，外径73mm油管要求产量低于50×104m3/d；外径88.9mm油管要求产量低于100×104m3/d；外径114.3mm油管要求产量低于150×104m3/d。
油管携液能力预测：
根据方案单井配产30～100×104m3/d，气井产量远高于临界携液流量，气井不会产生积液现象。
气井工作制度：
结合高含硫气田开发应遵循少井、高产原则，采用定产量工作制度。
3.4防腐工艺及硫沉积、水合物防治工艺
3.4.1管材选择标准
图1-10管材选用流程
根据管材选用流程及分析图（见图1-10），结合普光气田流体性质和生产条件，管材需要采用含铬20％以上，镍40％以上，钼3％以上的高镍基合金钢材料，硬度HRC<40。
3.4.2防腐工艺方案
通过实验与软件分析，与流体接触管材采用耐蚀合金钢防腐方案。
研究表明IncG3材质能够满足普光气田气井生产及增产措施要求，推荐全井段油管采用G3材质油管；井下工具选用可抗10%～18%H2S、CO2腐蚀的INCONEL718材质或其它相同抗腐蚀等级的高镍基合金钢工具；封隔器以下套管采用高镍基合金钢材质套管，其余套管均采用高抗硫材质套管，油套环空加注保护液。
由于封隔器下入位置在产层以上50～100m处，为了使封隔器可靠坐封，高镍基合金钢材质套管应至少在产层200m以上。
管柱结构见图1-11。
图1-11管柱结构图
3.4.3硫沉积及水合物防治工艺
通过和缓蚀剂复配，选择协同作用好的溶硫剂，与缓蚀剂一起通过毛细管连续投加，根据硫沉积严重程度，将1～3m3溶硫剂沿生产管柱泵下，再泵入1倍的凝析油，并以氮气挤压溶硫剂，浸泡6～12小时后可恢复生产。
气田开发到中后期，井筒中产生水合物堵塞时，关井用泵车通过油管向井中加注抑制剂清除水合物。
3.5气藏动态监测方案
3.5.1试井方案
在井口设置压力、温度传感器，实时监测井口压力变化；选择3-5口井下永置式压力计，监测井底压力变化。
射孔投产要下入测试与射孔联作管柱进行产能试井；酸化或酸压措施后，按照产能试井设计要求调整井口压力温度传感器采样频率进行产能试井。
投产后，每井每两年进行一次产能试井，每年测一次静压、压力恢复（或降落）曲线。
3.5.2生产监测
射孔后气井测一次产出剖面，以后每三年或见水初期测产出剖面，进行对比，掌握气藏开发变化情况。
定期分析生产井气体成分，主要为H2S、CO2、烃类组分；见水后定期分析生产井液体，进行Ca2+、Mg2+、HCO3－、SO42－、Na+、K+、pH值的分析测试。
3.5.3腐蚀监测
腐蚀监测点为井口采油树、旁通试验管。
监测方法：
腐蚀挂片法，监测均匀腐蚀和点坑腐蚀程度；极化电阻探针法，监测瞬时腐蚀速率；氢探针法，监测渗氢腐蚀速率。
（四）正钻开发井情况
表1-2正钻开发井简况
序号
井号
录井单位
钻井单位
井别
开钻时间
井深
钻达层位
钻井动态
设计
（垂/斜）
实际
1
P4-2
中原石油勘探局地质录井处四大队
中原四公司
一次开发
2006.5.11
5812/6222.99
4139
须家河
钻进
2
P2-2
中原石油勘探局地质录井处四大队
中原一公司
一次开发
2006.03.22
5343/5845
5887.54
长兴组
打捞测井仪器
3
P6-3
中原石油勘探局地质录井处四大队
中原三公司
一次开发
2006.04.07
5509/5912.02
5843.88
长兴组
堵漏加深
4
PB-2
中原石油勘探局地质录井处四大队
中原一公司
一次开发
2006.02.01
5859/6175
4129.00
雷口坡
静止堵漏
5
PD-3
中原石油勘探局地质录井处四大队
中原三公司
开发
2006.09.01
5513（垂）
912
上沙溪庙
空气钻进
6
PA-2
中原石油勘探局地质录井处四大队
中原二公司
一次开发
2006.02.05
5918/6165
4927.90
嘉二段
检修设备
7
P5-2
中原石油勘探局地质录井处四大队
中原二公司
开发
2006.06.23
5201.44（垂）
2457.33
千佛崖组
钻进
（五）试气情况
普光气田开发项目管理部于2005年11月2日至2006年3月3日对P2井进行了酸压试气作业；2006年8月16日开始普光3井进行污水回注施工，目前正在施工中。
1、普光2井试气情况简介：
1.1试气目的
（1）取气样做有机硫分析，为净化处理厂等地面工程提供设计参数。
（2）测试飞仙关组气藏自然产能。
（3）进一步了解普光气田飞仙关组气藏酸压后产能情况，检验储层改造效果，为编制开发方案提供依据。
1.2试气方案要求
钻开4566.2-4764.4m井段水泥塞，对4776.8-4826m井段进行测试，然后对储层酸压改造后测试，要求保证稳定时间，取全取准各项资料。
2、施工单位：
胜利油田井下作业公司试油20队（由中原70623钻井队配合）
3、施工时间：
2005年11月2日～2006年3月3日
4、普光2井第五层历史试气成果测气先后采用10、12、14、16mm油嘴，32mm孔板试气工作制度放喷求产（见求产测试图），临界速度流量计测气。
其中16mm油嘴测得气产量74.62×104m3/d；井底流压40.06MPa，计算千米井深稳定日产气15.7×104m3/km.d，属高产范围。
φ508mm导管21.00m
φ339.7mm套管312.50m
φ244.5mm套管3067.94m
油管4466m
灰面4566.2m
WBW电缆桥塞4765.2m
4776.8m
飞仙关三段
（25.1m/5层）
灰面4860.5m
4826.0m
φ177.8mm×TP110SS×11.51mm×5349.96m
完钻井深5353m
图1-12普光2井目前井身结构示意图
二、川气东送指挥部基本情况
（一）基本情况
川气东送指挥部成立于2006年9月，指挥部领导有：
周原书记、曹耀峰指挥、何生厚常务副指挥、张旭副书记、王春江、刘一江、郑国胜、沈琛、刘清涛、藤和福、左继功副指挥。
下设政治部（组织人事处、综合处、纪检监察处）、办公室（综合处、文秘处、总值班室）、总调度室（综合运行处、产能建设运行处、工程建设运行处）、工程技术部（综合管理处、工程技术处、钻井技术处）、施工管理部（综合处、项目管理处、设计技术管理处）、安全环保部（综合处、安全处、环保处）、计划财务部（规划计划处、预算会计处）、法律事务部（合同管理处、综合管理处）、物资装备部（计划管理处、物流调度处）等部门。
从勘探区块上分有西南油田分公司、中原石油勘探局、南方勘探开发分公司等。
（二）与我院有关的部门
1、工程技术部工程技术处：
是勘探工程、开发工程、钻井工程和测、录、试井、地面等工程的技术归口管理部门，目前定员7人。
2、西南油田分公司工程院。
3、中原石油勘探局。
4、南方勘探开发分公司川东北前线指挥部。
三、我院拟参与的工作
（一）试气工程设计
目前的试气工程设计由施工队伍或西南油田分公司工程院完成，但都不具备设计的资质，而中石油四川油田分公司的钻采院具备设计的资质，但由于技术保密等原因没有让其参与。
川气东送指挥部成立以后对试气工程设计要求高标准，并逐步实行甲方设计，或第三方设计。
因此我院可以争取在油田部的支持下取得相关的设计资质并开展工作。
（二）增产措施设计及技术服务
1、增产措施工作量统计
表3-1增产措施工作量统计表
序号
井号
层位
井段
（m）
施工日期
总酸量
（m3）
混注液氮
（m3）
最高压力
（MPa）
最高排量
（m3/min）
1
毛坝2
飞仙关段
4127.5-4145.0
2004.9.22
256.83
9.5
77.0
4.34
2
普光3
1、飞三段底部、飞二段上部
5295.8-5382.0
2005.6.25
217．57
0.0
72.7
3.07
3
2、飞三段中、上部
5244.5-5309.9
2005.12.25
40.9
8.0
89.0
0.96
4
河坝1
嘉二段
4486.0-4500.0
2005.11.5
120.0
0.0
85.0
1.59
5
双庙1
1、飞三、飞四
3995.0-4032.0
2005.12.12
168.77
0.0
70.97
3.3
6
2、嘉二段
3568.0-3580.0
2006.5.26
81.0
0.0
51.0
1.0
7
普光6
飞仙关二段（下部）、一段（中部）
4992.5-5158.0
2005.12.28
484.6
0.0
74.7
5.06
8
普光2
飞仙关三段
4776.8-4826.0
2006.2.8
353.78
0.0
76.88
4.3
9
普光7—侧平1
2、目前的增产措施设计及技术服务由施工队伍或西南油田分公司工程院完成，但都不具备设计的资质，施工的车组由中石油四川油田分公司提供。
川气东送指挥部成立以后对增产措施设计逐步实行甲方设计，或第三方设计。
因此我院可以争取在油田部的支持下取得相关的设计资质并开展工作。
（三）前期研究工作
为了解决钻井过程中的瓶颈问题，10月下旬川气东送指挥部在成都召开了“川东北钻井新技术攻关研究项目”专题会。
会上确定了“川东北钻头优选应用研究”等14项推广应用项目和“川东北自动垂直钻井技术试验研究”等5项先导性试验项目。
项目资金由中石化油田部直接划拨。
对于试气、开发方面，川气东送指挥部拟开展“川东北地区“三高”特殊气藏系统测试及完井安全管柱系统配套研究“、“川东北地区海相碳酸盐岩储层改造工艺技术优化研究”等立项研究和技术配套攻关。
因此我院一方面可以争取在油田部的支持下直接立项，也可以争取与川气东送指挥部联合立项。
（四）西南油田分公司
西南油田分公司工程院人员较少，技术力量较薄弱，经过与其交流，有意向与我院在完井、采气及增产措施方面进行合作。
11月7日签订了“完井采气工程设计技术服务”、“完井、采气工程领域技术合作的框架协议”。
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