东北油气新机制走出新路子

  [中国石化新闻网2021-04-19]
  中国石化新闻网讯为实现龙凤山气田高质量效益开发，2020年10末，经东北油气分公司研究，成立龙凤山气田高效开发项目部?，实施“项目单评、计划单列、产量单计、成本单核、效益单算”运作机制。
  “新模式激发新动力”
  项目部充分发挥地质工程一体化优势，以“产量”和“效益”为导向，围绕“保质量、控风险、优运行、增产量、提效益”，在方案编制、钻井实施、压裂试气、气井投产等关键环节一体化协同攻关，确保全过程“质”的融合，全面提高工作效能。
  地质人员转变研究思路，从“突破一块、开发一块”，调整为“整体评建、立体开发、分步实施”。通过开展气藏精细解剖、有效储层预测、气藏富集规律研究，不断提高井位部署质量。工程技术人员坚持以“实现地质目的、经济高效”为核心，不断创新工程工艺，精细优化钻井轨道设计、提高钻井液润滑性能、建立龙凤山工区钻井工程周期预测模板，北5-1HF井成为分公司钻完井周期设计最短、进尺最多的1口水平井，北217井区单井钻井周期缩短8天，节约投资96万。另外通过优选钻机及承包商，进一步降低钻井投资。
  “新方法打开新局面”
  气藏人员对龙凤山碎屑岩老区进行重新认识，在营城组Ⅳ-4小层储量控制未动用区，部署挖潜调整井北201-20HF井，由于营Ⅳ砂组砂体叠置，横向变化快，如何有效提高储层钻遇率，这对水平井钻进控制质量提出了较高的要求。
  钻井人员通过应用随钻测量系统，配套稳斜长复合定向钻具组合，保证井眼在84.5度井斜的靶框中心线附近稳斜钻进，将靶半宽、靶半高精度从2米精确到1米，储层钻遇率较区块平均水平提高了35%。压裂人员结合该井与邻井北201-5HF井空间位置以及储量动用情况，优化两口井压裂甜点及改造工艺，采取分步实施压裂同步放喷制度，北201-20HF压后平均日产气2.2万方，日产凝析油14.9吨，北201-5HF压后日增气2.64万方，日产凝析油12.6吨。
  产建井北210-4HF井、北218-3HF井等井，实施项目管理制度，地质、工程、采气技术人员实施全过程团队管理，全程对设计、施工、放喷以及生产四个阶段，进行方案制定、动态调整优化。技术人员结合储层钻遇情况开展地质工程双甜点优选，精细优化储层改造参数，配套层间暂堵工艺，实现储层定向改造，同时在压裂过程中控制液体及施工质量。
  结合凝析气藏储层流体性质变化，压后采取控压返排制度，同时优化调整工作制度，气井目前产量、压力均保持稳定。与同井区高产井相比，初期压降平均压降速度由0.083MPa/d降低至0.024MPa/d，平均弹性产率由40.49万方/MPa提高至142.14万方/MPa。
  “新技术引领新突破”
  长久以来，在现场实地踏勘过程中，由于实测井口与设计井口的差异，我们总是“不得不”调整井身轨迹，最终的储层钻遇往往达不到地质要求。仅在2021年龙凤山地区阶段性部署的18口新钻井中，就有7口井因扭方位过大，需要调整轨迹设计参数。项目部成立后，通过地质工程一体化高度协同，转变设计理念，对7口水平井采用双二维井眼轨迹，避免三开造斜段大幅度扭方位的难题，极大降低了钻井施工难度，实现地质目的的同时，还能满足后期压裂投产的要求。
  受东北寒冷天气的影响，压裂运行历年来都有冬月就“收摊”的传统。2021年，针对分公司越冬生产的迫切需要，北201-30HF通过改变完井方式，优选压裂甜点，配套低温压裂液体系，采用裸眼封隔器+滑套分段压裂的完井压裂方式，配套一剂多效压裂液体系，不但在零下20摄氏度严寒下，顺利完成15段压裂施工，还创造了中石化冬季施工运行记录，压后日产天然气产能较同层邻井测试产能提高4.5倍。元月以来，项目部克服冬季低温，完成6口井压裂施工，压后产量均达到地质方案设计要求。