日前，西南油氣分公司元壩氣田對勘探報廢井——元壩15井實施井筒修復，對潛力層長興組底部灘相儲層射孔酸化測試獲得高產，日產氣達51.95萬立方米。該井是今年繼元壩103-1H側井之后，又一口實施措施后獲得高產的井，加上此前部署的新井元壩102-5H，3口井累計新增產能3億立方米/年，進一步夯實元壩氣田高產穩產基礎。
元壩氣田2016年全面投產，目前已經連續8年穩產近40億立方米天然氣。然而，隨著開發進入中后期，持續穩產面臨的挑戰越來越大，地層壓力降低、剩余潛力不明、含水氣井水侵加劇等問題日益突出。
近年來，西南油氣分公司持續加強元壩氣田精細管理，深化剩余區分布及潛力評價，強化穩產關鍵技術攻關，不斷提高氣藏儲量動用程度和采收率。截至12月22日，氣田單井平均日產氣40萬立方米，日產天然氣近1200萬立方米，高產穩產基礎不斷夯實，有力保障川氣東送沿線居民清潔用能。
“為了穩住氣田產量，我們一直不停探尋新的建產區域。”西南油氣分公司勘探開發研究院相關負責人介紹，元壩氣田當前的主力生產層位是上部礁相，為實現增儲上產目標，他們將目光瞄向下部灘相。
研究人員創新建立三維地質模型和流體精細表征方法，評價落實礁相剩余氣潛力區，建立剩余氣潛力評價指數對潛力區進行定量評價，結合工程條件提出部署新井、實施側鉆等動用對策，部署的新井元壩102-5H井試獲日產71.5萬立方米高產氣流，對元壩103-1H井實施短小井眼側鉆后產能恢復到1億立方米/年。
“西北部元壩29井區前期探井測試獲得較高產量，這說明這片區域有一定潛力。”研究人員對元壩氣田基礎資料進行分析時，發現西北部元壩29井區灘相儲層厚度、物性都不錯。經過詳細研究，隨后，依托總部開發先導項目，他們開展了西北部灘相儲層開發潛力評價研究，攻關形成灘相薄儲層精細預測地球物理方法技術，有效提高儲層預測精度，為新井部署提供有力支撐。
部署新井過程中，他們又遇到了挑戰。實現預期目標需要打一口水平井，但這筆投資可不是小數目，而且風險太大。如果對老井、報廢井進行二次利用，不僅能節省鉆井成本，而且能為提高采收率提供新手段。
按照這個思路，科研人員對具備條件的井進行梳理，開展地質可行性分析。“我們驚喜地發現，報廢井——元壩15井灘相優質儲層厚度較大，可作為挖潛井評價灘相產能的首選。”參與研究的勘探開發研究院開發二所負責人回憶當時場景，喜悅之情溢于言表。
隨后，經過持續加強潛力評價，他們對元壩15井實施井筒修復后獲得高產，新增動用儲量、可采儲量均較大。
實現高產穩產的目標，不僅要主動尋找新陣地，而且要精心呵護生產井。元壩205-3井是一口高產的生產井，冬季天然氣保供關鍵時期，由于井筒單質硫沉積，天然氣無法正常采出。為此，采氣二廠組織“廠領導+研究所+管理區”專業解堵團隊開展解堵，經過數小時的反復研究和試驗，終于恢復生產。
“像元壩205-3井這樣的高產井元壩氣田有15口，它們是氣田高產穩產的底氣。” 采氣二廠相關負責人介紹。
針對每口氣井特點，西南油氣分公司對元壩氣田實施“四精”管理，精心呵護高產井、精細管理異常井、精致調控產水井、精準部署調整井，“一井一策”持續加強氣井全生命周期排采管理。針對高產井，他們深入開展基礎研究，摸清高產井儲層特點，安排專人持續動態跟蹤，及時調整合理配產確保單井最優；針對異常井，強化異常查詢與智能分析，及時發現異常，大幅提升生產時率，有效延長元壩氣田穩產期。
油氣
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