第九节　天然气藏开发技术

　　一、气藏描述技术

　　1987年，随着中浅层气藏投入试采，开始对以汪家屯为代表的由多个复杂岩性、断块小气藏组成的复合性气藏群进行描述与研究。采用常规的系统试井技术，求取合理的工作制度和产气量。1988年，先后采用压降法、弹性二相法、探边测试法对气井落实动态储量，并应用地球物理测井方法监测产气、注气剖面，对三次采油的注气试验井和高压气井进行动态监测，取得了6口井的产气剖面资料。1989年，摸索出大庆外围地区气水层解释判断方法。1990年，运用小型气藏的早期评价方法，评价分析白音诺勒气田的气藏的开发潜力。同时，与西南石油学院合作，重新解释汪家屯气田的系统试井资料，首次提出井控可动储量概念，研究气井的携带能力，预测气井产量，科学地编制开发方案。1997年，开始推广应用噪声测井技术。1998年以后，应用修正等时试井方法进行产能测试，重新研究确定部分气井的产能，并用多种方法确定气井的工作制度和产气量。
　　2002年，深层天然气开发技术攻关项目启动实施，进行火山岩岩性和岩相模式研究，建立相应的岩电关系；采用恒速压汞测试与核磁共振测试法，检测并研究储层孔隙结构与饱和度。到2005年，初步形成一套适用于火山岩气藏储层描述的火山岩岩性与岩相描述技术、测井火山岩岩性识别技术、地震火山岩体识别技术、火山岩储集空间描述技术以及火山岩气藏储层描述标准，并针对深层火山岩、沙砾岩气藏的自然产能普遍较低、靠大型压裂才能达到工业气流的实际情况，初步建立起升平、兴城2个开发区块的产能方程。

　　二、气井堵水及排液采气技术
　　1989年，采用可钻式封隔器实施气井堵水，使5口因产水量大被迫关闭的气井恢复生产，堵后单井日产气量达3.37万立方米～5.46万立方米。随后，该技术得以在其他气田推广应用。1991年，抽油机排水采气技术始用于气井生产，并研发出双层油管热洗解堵、排液采气工艺。1992年，尝试依靠气井自身气体能量柱塞气举排液采气，取得阶段性成果；用化学堵水工艺封堵层间水取得成功。1995年，试制成功软密封柱塞，实现普通油管柱塞气举，并延长了运行周期。1999年，开发提捞积液和泡沫排水复合采气工艺技术，使被积液压“死”的气井恢复生产。2005年，泡沫排液采气等方法用于56口井次，增产天然气788万立方米。

　　三、气井压裂技术

　　1989年，运用自产泡沫液在朝阳沟油田2口气井进行氮气泡沫压裂试验取得成功。1992年，具有低滤失、高返排性能的系列水基压裂液研制成功。1994年，研发致密气藏压裂设计、产量预测软件，并改进压裂液生产工艺及配方，设计出气井大型压裂井下管柱，在升气1－1井成功进行大型气井压裂试验，气井压裂后初期日产气量达到10.9万立方米。1999年以后，先后对10口气井施行二氧化碳泡沫压裂，其中7口井平均日产气量由压裂前的0.3万立方米上升到压裂后的1.7万立方米。2002年，开始研究火山岩储气层的改造问题。到2005年，初步形成配套的深层火山岩压裂技术，应用于徐深气田34口井的58个气层，14口井获工业气流，其中9口井日产气量超过20万立方米，压裂优化设计符合率达到91％。

　　四、气井水合物防治技术

　　气井一旦产生水合物将冻堵油管，既影响产量，且易酿成生产事故。2000年，大庆油田研发固定式和活动式两种井下节流工艺，经现场应用，气井平均开井时率达93％～100％（约提高48.5％），单井日均产气量增加1000～2000立方米，年增产天然气890万立方米。

　　五、储气库注采技术

　　利用储气库可以调节季节性的峰谷差，在发生意外时保证平稳和连续供气。有关注入、储存、开采及管理储气库中天然气的工艺技术即为储气库注采技术。
　　1975年，大庆油田利用喇嘛甸油田北块气顶，建成国内首个天然气储气库。在萨Ⅰ1—2层和萨零组下部，建有12口注气井，含气面积17.8平方千米，采用夏注冬采设计模式。该储气库于1997年、2000年、2003年经过3次扩建和改造，库容量达到35.7亿立方米，日调峰能力达到150万立方米，并形成地下储气库优化设计技术、储气库地面配套工程设计技术以及储气库注采、监测与油气界面调整技术。