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转观念 勇创新 强管理 创一流 着力打造提质增效“增值版”

吉林油田效益动用龙深气田致密气藏

低成本适用技术发力 “一体化管理+市场化运作”降本

  中国石油网消息(记者 王珊珊)截至7月9日,吉林油田龙深气田英深3-3井投产一年累计产气超千万立方米;英深3-16井投产后,日产气量稳定在3万立方米以上,标志着吉林油田低成本适用技术和5寸套管小井眼井气井技术试验取得实质性成果。

  由于龙深气田营城组致密气未动用储量大,2012年至2020年,吉林油田开展了一系列大规模提产试验,虽然实现了产量突破,但高投入、低累产成为制约该气田实现效益增储上产的“绊脚石”。2023年以来,吉林油田不断寻求技术突破和管理创新,龙深气田实现效益动用。

  低成本适用技术控投降本。2023年,吉林油田从顶层设计到现场试验整体转变观念,以实现效益建产为核心目标,在龙深气田部署了1口评价井——英深3-3井,开展低成本适应性技术探索和试验。应用强抑制、强封堵钻井液,在钻井过程中提前采用随钻堵漏材料,制定不同漏速下的堵漏预案,依托精细管理,在龙深气田二开阶段实现了技术突破,钻井周期由前期的90到100天缩短至50天以内。压裂以三段式改造为基础,以“适液多砂”为基本设计理念,科学设计压裂参数,优选低成本材料,使单井压裂成本大幅降低。通过钻压技术升级与方案优化,配合市场化总包,单井投资大幅下降。

  “一体化管理+市场化运作”让潜力资源“动”起来。为进一步提高龙深气田开发效果,吉林油田采取整体部署、评价先行、分步实施的开发策略,推进工程总承包。2023年11月,在龙深气田部署英深3-16井,同步开展小井眼井钻采配套工程技术试验,争取进一步降低单井投资。

  英深3-16井是吉林油田首口钻头尺寸为168.3毫米的二开小井眼气井。施工过程中,吉林油田创新建立以满足气藏改造需求为核心、以综合效益最优为目标、钻采工程一体化交互优化的方案设计模式,优化钻井方案,同时启动钻井压裂工程总包的市场化运作模式。在前端钻井采用小井眼和井深结构优化、钻井提速等技术手段,实现源头降本;在后端压裂,以“增大体积、降低伤害、控制成本”为核心,现场试验进行大排量、暂堵等技术对比。这既保证了良好的实施效果,又不用增加投资,进一步深化了技术经济一体化,也落实了钻压一体化方案优化、小井眼气井开发的理念。英深3-16井的成功实施,标志着吉林油田二开小井眼配套工程技术成功应用,最终形成了适用于松辽盆地南部地区的小井眼建井配套工程技术,探索出气井效益开发的正确方向,单井投资降低500万元。今年,吉林油田结合“一体化管理+市场化运作”及应用小井眼配套技术系列,在龙深气田凹陷区实施开发井5口。

  下一步,吉林油田将继续依托井筒技术升级和管理提升,有效动用松辽盆地南部致密气资源。

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