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西南油气田加快页岩气开发技术突破“智”寻甜点:od体育官网登录

本文摘要:9月19日,西南油气田长宁H5-3井进行压裂排液采气作业,返排母管率18.61%,监测日产气量17.2万立方米。试油后,未来将实现高产。 截至目前,今年西南油气田已测试长宁-威远区块22口页岩气井,井口测试日产500多万立方米,新建年产9.31亿立方米。西南油气田减缓页岩气研发速度,深化地质认识,创造页岩气开发技术,进一步降低成本,提高效率,力争2020年实现年产100亿立方米页岩气的目标。页岩气资源丰富,规模效益研发潜力巨大。 页岩气是洗手的有效能源。

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9月19日,西南油气田长宁H5-3井进行压裂排液采气作业,返排母管率18.61%,监测日产气量17.2万立方米。试油后,未来将实现高产。

截至目前,今年西南油气田已测试长宁-威远区块22口页岩气井,井口测试日产500多万立方米,新建年产9.31亿立方米。西南油气田减缓页岩气研发速度,深化地质认识,创造页岩气开发技术,进一步降低成本,提高效率,力争2020年实现年产100亿立方米页岩气的目标。页岩气资源丰富,规模效益研发潜力巨大。

页岩气是洗手的有效能源。页岩气的研发对推进能源生产和消费改革、优化能源结构、保障能源安全具有重要意义。四川盆地优质页岩储层稳定、厚、有机碳含量低、质量好。

四川页岩气资源及可采资源量全国第一,没有规模化生产的资源基础。然而,四川盆地页岩储层具有地质时代、埋藏浅、构造简单、钻井压裂可行性大、环境容量有限等特点。北美和北美页岩气研发条件差异不小,页岩气规模效益研发面临多重困难。十年前,西南油气田开始开发页岩气。

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2010年魏201井获气,证实四川盆地没有页岩气,揭开了四川盆地页岩气的神秘面纱,揭开了我国页岩气研发的序幕。此后,西南油气田按照“实施资源、评价产能、挖潜技术、效益研发”的工作原则,根据区域构造特征、勘探开发程度、区块继承性条件、浅层储层挖潜、储层质量、地质认识、滞留条件、地面条件等,对不利沉积微相和页岩岩相进行了区分。获得优质页岩的各种地质参数,评价不利区,更换生产区和岩心。

“从资源储量和目前的研发效果来看,页岩气具有很大的规模效益研发潜力。”西南油气田负责页岩气研发的副总经理谢军表示。要解决科技关键问题,突破研发瓶颈,就要有金刚钻。

2006年,西南油气田*积极开展页岩气评价选区,2009年*积极开展先导试验,2012年建立*示范区,2014年实施规模生产,2016年9月开始深化评价和规模生产,建设第一个页岩气工厂运营平台,完成国内第一条页岩气出口管道、长宁出口管道等。从与国外公司的合作和自学到总结和创新,经过10年的成功勘探开发,西南油气田创新构成了适合中国南方多期构造演化和简单山地海相页岩气勘探开发的六大主要技术、高效管理模式和健康安全环保体系,积累了地质工程一体化和高产井培育、烧结水平井设计参数和主要工艺等页岩气规模效益研究开发的先进经验。

具体而言,生产井一类储层建设的方法和手段是“钻井亲和力小于90%,井筒完整性小于90%,一类井和二类井比例小于90%”,已建成3500米深度的规模效益资源研发,并成功开展了技术研发,最重要的进展是在3500米至4000米深度。西南油气田及时将科技创新成果转化为知识产权,抓住了技术制高点 项目前期,西南油气田优化平台铺设,加强水土保持,土地恢复为耕地,比常规开发方式增加闲置土地70%;放宽市场,通过市场竞争,提高了研发的效率和效益。在钻井压裂过程中,西南油气田采用了“双钻机作业、批量钻井、标准化作业”的工厂钻井模式和“一体化部署、分布式压裂、拉链作业”的工厂压裂模式,增加了闲置资源,降低了设备材料消耗,精简了人员设备,提高了效率。

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钻井周期提高50%以上,压裂效率提高50%以上,单井成本大幅降低。在地面建设中,西南油气田采用了具有页岩气特征的橇装采气技术,站场建设工期延长80天,减少了平台建设投资。注重科技攻关降低成本。

西南油气田开发了慢铁环桥、低粘度滑水等5套关键压裂工具和1套压裂液体系。性能和国外产品很像。所有的关键工具和压裂液都是国产的,因此需要大大降低单井压裂的成本。

页岩气水平井分段压裂过程中,必须使用大量桥塞,20个以上桥塞必须使用一口井的平均值。以前靠进口桥塞要15万。

但国产桥塞开发出来后,单个桥塞的成本大大降低。


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