天然气产销厂侧钻井造价分析及挖潜建议

《天然气产销厂侧钻井造价分析及挖潜建议》由会员上传分享，免费在线阅读，更多相关内容在应用文档-天天文库。

1、天然气产销厂侧钻井造价分析及挖潜建议��一、气田概况　　文23气田和户部寨气田是天然气产销厂管辖的主力气田，也是中原油田的主力气田。　　文23气田位于东濮凹陷中央隆起带北部文留构造高部位。气藏类型为具有块状特征的层状砂岩干气藏，探明含气面积12.2Km�2，天然气地质储量149.4×10��8�m�3，含气层系为下第三系沙河街组沙四段，埋深2672-3154m，储层发育，非均质性强，砂层厚，以低渗致密的Ⅱ、Ⅲ类储层为主，平面比较稳定，内部连通性好。　　户部寨气田位于河南省濮阳

2、县户部寨乡境内，构造处于东濮凹陷中央隆起带北部文卫结合部，气层埋深3200米-3500米，上报含气面积10.3Km�2，天然气地质储量42.07×108m�3，含气层段　　为沙河街组沙四段。气田类型为具有埋藏深、含气井段长、储层致密低渗、裂缝发育、非均质性强的断块层状气田，目前有5个开发区块。　　两个气田分别与1991年和1997年投入正式开发。随着采出程度的提高和地层能量的衰减，两个气田相继出现了高达35%以上的快速递减，气田稳产开发形势严峻。近几年来，侧钻技术的应用，一方面提高了老井的利用率，增加了产能，恢复了控制和动用储量；另一方面,尽管

3、节约了一定的钻井投资费用，但与采油厂相比，侧钻井投资费用仍显偏高，从07-08年的统计数据来看，平均偏高217万元左右。　　��二、侧钻井费用偏高原因分析　　针对天然气产销厂侧钻井开发工程费用较全局偏高这一实际情况，我们从气藏地质、钻井工程等方面开展了调查研究，并与采油厂侧钻井费用支出情况进行了对比分析，天然气产销厂侧钻井费用偏高的主要原因如下。　　　　天然气产销厂侧钻井与采油厂同类型井平均单井费用对比表（单位：万元）　　　　（一）气藏地质的原因　　与采油厂油气藏相比，天然气产销厂两个气田的目的层沙四段埋藏深，而且在目的层之上发育着较厚的盐层，

4、文23气田的文23盐厚度达400米左右，户部寨气田的文9盐厚度达200米左右，盐层蠕变性强，侧钻井开窗位置大多数确定在盐顶之上，这样以来侧钻裸眼段较长，在600-800米。另外，文23和户部寨气藏均为构造型气藏，在井位部署时，均选择向构造高部位侧钻，致使侧钻水平位移大。而采油厂油气藏目的层沙一、二、三段埋藏浅，一般不需穿厚盐层，侧钻裸眼段相对较短，在200-400米左右。因此，气藏地质特点是致使侧钻费用偏高的首要原因。　　（二）钻井工程的原因　　　　1.地质和工程设计标准高　　因天然气产销厂所属气田气井地层压力低，侧钻过程易发生漏失，且地层污染常常导致侧钻井产能低下，所以

5、天然气产销厂侧钻井设计标准比油井要求高，钻井周期长，钻井液用量大，造成钻井费用偏高。　　2.钻井定额费用高　　在油田各区块中，文东定额费用最高，天然气产销厂气田属于文东定额测算范围，因此，和其它区块相比，产销厂同类型的井钻井定额费用可高出近一倍。　　3.录井项目全　　天然气产销厂气井需要实施综合录井（费用为5068.14元/日）和地质录井（费用为2390.05元/日）。而油井一般只需地质录井。从而导致录井费用比油井高出约30万元。　　4.含气层段长，测井项目全，测井费用高　　天然气产销厂气井比较深，文23气田完钻井深在3100-3300米，户部寨气田在3500米左右，气井

6、含气井段较长300-500米，气井测井项目多，测井使用高分辨率的CSU系列，同时加测SHDT、RFT、电成像，因而气井测井费用较油井高。　　5.裸眼井段长，套管级别高，套管费用高　　天然气产销厂侧钻井裸眼井段比油井长约400米，因此，气井套管费和固井费用偏高。　　��三、结论　　由于以上原因，天然气产销厂每口井钻井费用与采油厂油井相比高出217万元左右。　　��四、下步挖潜措施建议　　(一)针对老井主要产层段井况有问题，并且该井控制储量采出程度低的情况，可采用侧钻换井底；而大多数情况的低效井，井况条件相对较好，为了向

7、构造高位置或侧钻靶心在相邻的区块，此时的水平位移较大，可选择合适开窗位置进行开窗侧钻。　　（二）优化钻井地质、钻井工程设计，减少不必要的支出。以达到地质目的为原则，减少不必要的录井和测井项目。如实钻过程中使用盐水泥浆，可取消自然电位测井，开窗侧钻井目的层明确，可取消用于地层对比的电极系列测井，根据气井的实际需要上轻烃分析和核磁共振等测井项目。　　（三）强化管理，严格把关，努力降低开发工程投资：加强石油工程造价管理和招、投标管理，强化钻井工程投资管理，对设计外费用的追加要谨慎对待；强化钻井监督管理，特别是钻井液性能的监督，尽量避