天然气水合物气田开发技术进展研究

冯巧珍

（江汉油田分公司采气一厂，重庆 404020）

天然气水合物气田开发技术进展研究

冯巧珍

（江汉油田分公司采气一厂，重庆 404020）

天然气水合物是轻的碳氢化合物和水所形成的疏松结晶化合物，是一种天然气中的小分子与水分子形成的类冰状固态化合物，是气体分子与水分子非化学计量的包藏络合物，是水分子和气体分子以物理结合体所形成的一种固体。它的形成条件包括液相水的存在、足够高的压力和足够低的温度以及流动条件突变等。

天然气水合物；建南气田；开发技术

1 气藏概况

从整体上说，建南气田的空隙结构也一般以Ⅱ、Ⅲ类为主，且Ⅰ类空隙结构相对较少。相关调查研究显示，自1977年建13井加深钻探发现建南气田构造复合圈闭的的层状气藏以来，埋深为3 750～4 000m、残厚为18.5～28.5m，且气藏天然气地质储量为21.0×108m3的建南气田仅开发了16.9×108m3的储量，换言之，建南气田还具备4.10×108m3的气藏储量未经动用，具备较高的开发潜力与价值[1]。

2 气藏开发特征及潜力

2.1 稳产期短，采出率相对低下

据相关调查研究表明，建南气田的日产气量从13.30× 104m3的高产量下降至目前的2.0×104m3，即建南气田的气藏产能速度递减十分迅速。其次，由于边水推进的原因，建南气田于2000年产水量明显增加，直至2006年，建南气田基本上均处于产水期，而在这一期间，气田最高日产水量为4.801m3，最低日产水量为0.487m3，2000年至2006年这一主要产水期的产水量占建南气田的累计产水量为0.487m3，约占该气田总产水量的70%。除此之外，建南气田自2006年后就在一定程度上收到边水影响，其边水推进井口油套压下降缓慢，甚至有文献指出其井口油套压长期保持在10MPa左右，再次情况下，建南气田的采出率也会受到制约。

2.2 气藏出现水侵现象

通常情况下，建南气田气藏地层出水，其水源主要包括凝析水、束缚水、工作液返排以及气排水、边水等，而通过对建南气田出水方式的分析，目前，石炭系气藏的水侵目前主要发生在边部，其边水沿着气田的网状微裂缝以舌进的方式逐渐侵入气藏。其中，构造边部的建34井和建37井的边水水侵现象最为严重，而建南气田构造中部的建28井、13井的水侵现象则以层内可动水与凝析水为主。从气藏整体上说，建南气田的可动水体储量相对较小，具体储量约为0.54×108m3，但气田的整体水侵量则相对较大，约为10 500.54×104m3。其次，现阶段建南气田的整体水体活跃程度是很微弱的，但由于边平水面的推进速度相对较快，其边水也将沿着建南气田构造的北部与东部逐渐侵入。

2.3 建南气田仍旧拥有较大开发潜力

从另一角度上说，建南气田现阶段的采出程度相对较低也反应了气田的剩余可采储量仍然较为可观，相关研究文献表明，截止至2011年年底，建南气田气藏累计产气量为4.79× 108m3，其采出率仅为28.36%。同时，气田采气速度偏低则表明其采气潜力较大。储层物性虽较差，但气井措施潜力较大，例如石炭系气藏的5口井在投产前均进行过酸化，各井酸化作业后增产效果明显，其中，建l3井、建28井、建34井均进行过两次酸化，二次酸化后，增产效果较好，尤其是储层较好的建34井。另外，气举排水采气试验取得一定效果，气井排水采气潜力较大。

3 建南气田气藏开发对策分析

就当前我国的石炭系气藏而言，其地层压力相对较低，且储量控制程度不高，所以使得时期的气田采取工作效率相对低下，同时由于石炭系气藏属于典型的双低开发单元，加之气藏边水会产生一定开采影响，所以，相关工作人员与技术人员应积极采取相应的改造措施，以有提升采气速度，从而有利于展开针对性的气藏开发、调整工作。以建南气田尾闾，分析控制生产压差、老井措施改造以及优化井网三项措施于提升气田实际开采效率方面的工作价值。

3.1 控制开采生产压差

一般情况下，在实际的建南石炭系气藏开采生产工作中，要想确定实际的生产压差，相关技术人员必须要充分考虑到如下两个因素：其一，建南气田气藏内部的非均质性质十分显著，高低渗透区并存以及气田边部气井见水等情况也意味着要想高效、顺利地完成开采工作，则必须要从控水出发，通过适当控制压差的形式防止边水突进。其二，建南气田本山的储层物性相对较差，为了解决产气压力较低的工作现状，技术人员则可以适当放大压差，从而进一步提升采气产量。综合上述两项因素，建议在建南气田石炭系气藏的生产工作中，其压差应控制在4～6MPa。

3.2 老井措施改造

在实际的开采过程中，相关技术人员应持续关注建南气田各井测、录井和生产动态资料，并且要善于结合每个井筒现状，针对其具体生产情况为其进行相应的措施改造。例如，对于位于气藏中部且井底污染较为严重的32-1井而言，相关工作人员则可以适时实施酸压措施改造；对于对气藏中部存在气层打开不完全情况的气井建深1井而言，技术人员在应在进行酸压措施改造之前对其进行相应的开展补孔作业，从而切实改善石炭系气藏开发效果。

3.3 进一步优化井网

从井网控制程度和完善井网角度分析，在现有井的利用基础上，建南气田气藏开采工作中可以适当补充两口井提高气藏的控制程度，从而在降低气井生产压差的同时使得气藏得以均衡开采，即所补充的两口井，一口可位于构造南端，一口则位于构造西翼。

4 结束语

水合物在管道中形成会造成堵塞管道、从而增大天然气损耗；在井筒中形成会堵塞井筒，损害井筒内部的部件，甚至造成气井的停产。水合物対气井生产造成的影响需要不断探索研究。

[1] 光新军，王敏生.海洋天然气水合物试采关键技术[J].石油钻探技术，2016，44（5）.

Development of Gas Hydrate Field Development

Feng Qiao-zhen

Natural gas hydrate is a loose crystalline compound formed by light hydrocarbons and water.It is an ice-like solid compound formed by small molecules and water molecules in natural gas.It is a non-stoichiometric gas molecule and water molecule. Containing a complex，that is，water molecules and gas molecules to the physical combination of the formation of a solid.Its formation conditions include the presence of liquid water，a suff i ciently high pressure and a suff i ciently low temperature，and a sudden change in fl ow conditions.

natural gas hydrate；Jiannan gas fi eld；development technology

P744

：B

：1003–6490（2017）04–0141–02