技术奠定基础-雅克拉采气厂深化技术

    精细地质研究，深化大涝坝气藏地质认识。一方面借助discovery地震解释软件对大涝坝苏维依组、巴什基奇克组顶、底面构造进行了重新解释，初步认为大涝坝1号和2号之间不存在明显的高点，鞍部的圈闭不落实。另一方面深化储层研究，认为大涝坝储层非均质性严重，特别是巴什基奇克组储层内发育多条的小泥岩夹层，导致了纵向上的非均质性；渗透率层突进系数为2.15～10.09，渗透率级差为10.27～2511.7，一次完井打开程度在32.4～60%，完善程度低，油气层段动用程度低。这一认识指导了DLK1X、 DLK6井层内补孔工作，均实现了增产。
    今年以来，西北油田分公司雅克拉采气厂针对大涝坝气藏开展重点现场管理，通过实施七项科研成果转化，为凝析气藏科学开发打下良好基础，目前大涝坝气藏开发效果优于方案设计，基本达到了科学开发的目的。

   加强反凝析研究，深化反凝析规律认识。PVT相态实验表明， DLK3井露点压力为47.49兆帕，凝析液量为33.42％，zui大反凝析压力34.0兆帕，反凝析液量大，zui大反凝析压力高，当地层压力下降至露点压力后，凝析油析出后，一方面堵塞储层，造成储层有效渗透率降低，一方面造成大量重质组分在地层中析出而无法采出，造成凝析油大量浪费。受反凝析影响，气相相对渗透率从0.45md下降到0.084md，该井天然气产量从7.9万方/天下降到4.8万方/天，储层反凝析对气井产能影响大。

    开展高含凝析油气井的排液试验，优选排液手段。随着地层压力、产量下降，井筒积液问题日益突出。一方面从气井积液判定进行研究，总结出了4套方法：流压曲线法、临界携液量法、软件判别法、生产情况判别法。另一方面从排液手段上进行试验筛选，重点试验了3种方法：放嘴排液、泡沫排液、机抽排液。试验认为：放嘴排液效果不优，效果随着次数的增加效果越来越差，不能解决根本问题；泡排主要受到两方面影响，一是管柱结构不能满足连续加注，泡排剂的选型需要进一步优化，积液中含水量影响泡排棒发泡性能；机抽排液目前只应用在DLK7井，由于供液不足，目前停抽。因此下步的排液工作有待进一步深化。

    优化刮蜡方法，确保了气井正常生产。大涝坝气田凝析油高含蜡，井筒结蜡严重，影响到气井的正常生产。采处二队通过“四个结合”摸索出了一套*刮蜡方法。刮蜡周期与产层结合：根据各层天然气含蜡量不同，井筒温度不同，确定不同的刮蜡周期。

    应用水合物形成与防护研究成果，解决水合物冻堵问题。针对现有生产工艺状况及各系统水合物冻堵现状与特点，分析产生水合物冰堵的原因，提出有效的解决水合物堵塞问题的防护措施及预防对策。通过采用二级节流、井口立管加电热带、加甲醇、回油伴热等方法，成功地解决了DLK10X、DLK2等井水合物的井口管线冻堵问题，确保了气井正常生产。

    应用均衡开发理论进行调整，实现油气稳产。采气厂以“平面均衡、层间均衡、层内均衡、时间均衡”的四个方面做为开发调整准则。一方面对开采井网过密、开采强度大的气藏，进行井网优化，进行层系调整，降低单气藏的开采强度，延缓气藏递减。另一方面对受隔夹层影响，储量动用程度低的气层进行层内补孔，增加动用程度。2006年-2009年共进行8井次的生产层优化调整。目前形成：DLK6、S45井在E3s上气层生产，DLK2、DLK4等井在E3s下气层生产，DLK11、DLK1X、DLK3井在K1bs气层生产格局。气田开发形势得到逐步的优化。通过大涝坝均衡开发调整，减少较大的压降漏斗，减缓边底水的推进。调整之后，大涝坝气田的地层压力下降缓慢，含水上升缓慢，单位压降采出量增加。降低了巴什基奇克组的采速，有利于采收率的提高。提高了对苏维依组上下气藏的储量动用程度，实现了大涝坝稳产。

    积极开展注水保压先导试验，储备提高采收率技术。为加强凝析气藏新的开发方式探索，进行了凝析气藏注水开发可行性研究，并调研了国内外凝析气藏注水开发经验成果，编制了大涝坝1号构造注水开发试验方案，并进行先导试验。2009年2月16日，DLK8井转为注水井，1号构造正式进入注水开发试验阶段。5月份DLK8井平均日注水量78.2方/天，截止5月27日，累计注水4862.2方。由于注水时间短，累计注入量少，效果不明显。