中石化西南油气田开发业绩创新高

　 中新四川网10月8日电（罗新荣习树江邓文龙）“今年1-9月，共生产天然气24.94亿立方米，与去年同期相比超出1.86亿立方米。”8日，中国石化西南油气分公司相关负责人告诉记者，取得这样不俗的油气开发业绩，是公司紧紧围绕“提高发展质量和效益”主旋律，致力于抓科技、严管理、促攻关的结果。
　　据了解，该分公司针对油气田开发程度高、难度大，资源接替紧张，主力气田处于中后期开发阶段，成本压力较大的严峻现实，始终把油气勘探开发作为工作的“重头戏”，大刀阔斧开展气藏富集规律和开发潜力研究，扎实推进新区开发评价及老区精细调整，不断优化产能建设方案和开发部署，创造了“三个卓有成效、一个持续发力”的丰硕成果。
　　油气精细开发卓有成效。一是中江、高庙子沙溪庙组气藏开发评价及建产效果显著,根据河道精细描述成果，进一步细分层系，通过多种属性结合，实现了多条河道精细刻画，明确了不同河道空间展布特征、叠置关系及优质储层分布。建立了“断砂相接，源储配置是基础；局部构造与有利砂体叠合区含气富集；厚层窄河道砂为高产气区；宽泛河道砂含气性差”高产富集模式。在JS11-1、JS33-2、JS33-3等砂层内，新落实8条河道，部署江沙102H、江沙103H、江沙301等多口评价井均获高产油气流。新增可动用储量110亿立方米，预计全年可新建产能3亿立方米，到2014年底将建成5.5亿立方米/年生产能力，届时川西第二大气田将呈现在世人的面前。
　　元坝长兴组气藏产能建设卓有成效。开发技术人员在前期波形剖面解释的基础上，采用古地貌分析、频谱成像、瞬时相位等新技术对元坝地区小礁体进行精雕细刻，建立垂向加积式(单礁体)、纵向进积式（礁群）、纵向退积式（礁群）、横向并列式(礁群)、横向迁移式(礁群)、复合叠加式(礁群)等六种礁体发育模式。确保了开发井在实施过程中的钻井轨迹优化调整，实现了“三高”，即钻井设计符合高（100%），气层钻遇率高（平均68.7%），测试产量高（平均388万方/天）。资料显示，已完钻27口井优化后配产达900万立方米/天，具备混合气30亿立方米/年（净化气26亿立方米/年）生产能力。
　　中浅层老区综合调整卓有成效。针对致密气藏“产能低、生产压差大、泄气半径小、废弃压力高”的特征，开发处技术人员进一步加强对川西老区新场JS气藏、马井JP等气藏剩余储量分布精细研究和调整部署，部署开发井37口，新增产能1.35亿立方米，截止8月已投产30口，实现新场沙溪庙组气藏10亿立方米稳产8年的目标。与此同时、他们通过强化生产信息化建设和气井分级分类管理，加强生产动态监测力度，通过压力恢复测试、产气剖面测试、静压流压监测等各类监测项目，利用什邡307-1、江沙21-3HF、马2等低效井挖潜评价新层取得成功，减少了评价周期和投资；老井挖潜有效率达95%以上；通过加大自生热泡沫排液、速度管柱、气举排液、单点增压等措施和维护力度，累计增产0.61亿立方米。有效地控制了维护性作业量和成本，极大的提高了油气田良性开发效果。
　　科技攻关持续发力。开发技术人员始终坚持“钻井伸展到哪里，技术就支撑到哪里；开发难题出现在哪里，技术人员就深入到哪里；哪里需要重点突破，攻关方向就指向哪里”的原则，稳步实施开发科技创新战略，中浅层储层改造工艺技术进一步优化完善。他们充分应用脉冲式柱塞加砂压裂效果好的特点，通过增加有效缝长，使有效缝长与支撑缝长比值由常规的30%提高到50%，实现不连续加砂压裂，形成了不连续支撑的高导流裂缝。通过44井次的直井应用，平均单井测试日产量2.98万立方米，直井平均单井测试产量较常规测试技术产量提高41%；水平井应用10井次平均单井测试日产量6.55万立方米，较常规测试技术产量提高49%。二是实施水平井精细分段试验效果好，该技术的运用不仅缩短了裂缝间距，增加了裂缝条数和改造体积，而且还大大的降低了流动阻力，提升了改造效果。在新沙22-7HF井砂岩水平段的作业中，通过实施7段分段压裂，平均段间距19.5m，压后日输气高达4万立方米；针对新沙21-50H井水平段技术施工难题，成功运用17段压裂工艺技术，一举解决了Ⅲ储层技术瓶颈难题，提高了压裂质量，缩短了改造周期，大大降低了开发成本，油气产能显著提高。1至8月，天然气同比增加1.71亿立方米；投产新井74口，新建（增）天然气产能3.43亿立方米。（完）