西南石油大学学报(自然科学版)  2020, Vol. 42 Issue (4): 144-154
引用本文
何小川, 欧家强. 磨溪雷一1气藏高效开发主体技术与成效[J]. 西南石油大学学报(自然科学版), 2020, 42(4): 144-154.
HE Xiaochuan, OU Jiaqiang. The Agent Technologies for Efficient Development of Moxi T2l11 Gas Reservoir[J]. Journal of Southwest Petroleum University (Science & Technology Edition), 2020, 42(4): 144-154.
磨溪雷一1气藏高效开发主体技术与成效    [PDF全文]
何小川, 欧家强    
中国石油西南油气田分公司川中油气矿, 四川 遂宁 629000
收稿日期: 2020-02-23; 网络出版时间: 2020-07-18
作者简介: 何小川, 1970年生, 男, 汉族, 四川南充人, 高级经济师, 主要从事油气开发管理工作。E-mail:hexiaochuan@petrochina.com.cn;
欧家强, 1979年生, 男, 汉族, 四川三台人, 高级工程师, 主要从事开发地质与油气藏工程方面的研究工作。E-mail:oujiaqiang01@petrochina.com.cn.
通信作者: 何小川, E-mail:hexiaochuan@petrochina.com.cn.
摘要: 针对磨溪雷一1气藏中储层有效厚度薄、渗透性差、天然气含硫的问题，开展了精细气藏描述及井下管柱安全生产的相关研究。为确认磨溪雷一1气藏的储层有效厚度及储层物性，采用了测井资料与地震信息结合方法，形成了建模数值模拟一体化精细气藏描述技术，精确划分层段、识别储层甜点，形成了裸眼封隔器分段酸化储层改造技术、水平井开发结合井网优化技术等气藏高效开发技术。针对井下管柱腐蚀、堵塞严重的问题，对井下油管及玻璃钢油管进行寿命评价，采用了预防性更换油管，形成了修井延长井筒腐蚀气井开采期技术。基于上述技术的成功应用，为气藏实现持续25 a的稳产奠定了坚实的基础，为低渗碳酸盐岩气藏高效开发的典范，目前实现累计生产天然气110×108 m3，取得了较好的开发效果。
关键词: 磨溪雷一1气藏    井震结合    水平井    井筒腐蚀    分段酸化    增压开采    
The Agent Technologies for Efficient Development of Moxi T2l11 Gas Reservoir
HE Xiaochuan, OU Jiaqiang    
Central Sichuan Oil and Gas District, Southwest Oil & Gasfield Company, PetroChina, Suining, Sichuan 629000, China
Abstract: In view of the problems of thin effective thickness, poor permeability and natural gas sulfur content in the Moxi T2l11 gas reservoir, the related researches on the description of fine gas reservoirs and the safe production of downhole pipelines are carried out. In order to confirm the effective thickness and physical properties of reservoirs in Moxi T2l11 gas reservoir, a combination of logging data and seismic information is adopted to form the integrated 3D geological modeling-reservoir simulation process.Accurate division of layers and identification of sweet spots in reservoirs have resulted in the development of high efficiency gas reservoir technology, such as open hole multistage acidizing technology, horizontal wells and well pattern optimization technology. In view of the serious corrosion and blockage of downhole pipes, the life evaluation of downhole tubing and FRP tubing has been carried out, and the preventive replacement of tubing has been adopted, formed the workover (to extent eroded wells life span) and surface system optimization technology. Development practice has indicated that T2l11 gas reservoir maintains stable production of more than 25 years by successful application of efficient development technologies described above, setting an example as an efficiently developed low-permeability gas reservoir. This field has a gas production of 11 billion cubic meters, showing a good development effect.
Keywords: Moxi T2l11 gas reservoir    synthetic seismograms    horizontal well    wellbore corrosion    staged acidizing    pressurization production    
引言

国内外开发实践表明，气田实现高效开发、提高采收率主要有以下途径[1-2]：(1)通过精细地质研究，实现气藏或者区块勘探突破，利用新区块产建实现稳产；(2)对开发富集区实施井网加密，以提高储量动用程度，进而接替稳产；(3)直井侧钻、重复压裂、酸化解堵、排水采气等综合配套措施也可在一定程度上挖潜老井产能。本文围绕磨溪气田雷一$ ^1 $低渗碳酸盐岩气藏开发提高采收率的生产需求，讨论了制约气藏高效开发的主要因素，并详细研究了精细地质刻画技术、水平井技术、储层改造工艺、开发中后期井网优化、修井和地面改造等实现气藏高效开发主体技术的应用效果。实现了持续25 a的稳产，目前仍具有日产100$ \times $10$ ^4 $ m$ ^3 $的生产能力。

1 气藏概况

磨溪气田雷一$ ^1 $气藏位于四川省遂宁市与重庆市潼南区交界处，隶属川中古隆中斜平缓构造区南斜坡地带。气藏构造为一平缓完整的短轴背斜[3]，断层不发育；磨溪雷一$ ^1 $气藏为一套潮坪环境下沉积的碳酸盐岩和蒸发盐沉积物，埋深2 700 m，地层厚度60 m，可细分为上、中、下3个近等分的岩性亚段；其中雷一$ ^1 $中亚段顶部是储集岩发育的有利部位，主储层有效储层厚度一般8 12 m。储集岩主要为横向分布稳定的层状孔隙性白云岩，平均孔隙度7.83%，平均渗透率0.259 mD，储层总体上具有中孔、低渗的特征；孔隙类型主要为晶间孔、粒间孔，其次为粒内孔以及生物骨架孔。各类孔隙占储集空间的97%，是雷一$ ^1 $气藏的主要储集空间和渗流通道。气藏处于广义上的气水过渡带，气水界面分布整体保持北高南低的特征，边水不活跃[4-6]，整体具有含气面积大、构造平缓、储层物性差、储量丰度低及气井产能小等特点。

2 开发简况

磨溪雷一$ ^1 $气藏的开发历程主要分为两个阶段，即试采阶段(1991-1994年，投产井34口，试采规模40$ \times $10$ ^4 $ m$ ^3 $/d)和稳产阶段(1994年至今)，其中，稳产阶段又可以细分为中区方案实施稳产阶段(1994-1999年，新投开发井32口，建成的开发规模为125$ \times $10$ ^4 $ m$ ^3 $/d)，稳产方案实施阶段(2000-2007年，新投开发井32口，维持125$ \times $10$ ^4 $ m$ ^3 $/d开发规模)和调整稳产阶段(2007年至今，进入以水平井为主的上产开发阶段，气藏开发规模最高约180$ \times $10$ ^4 $ m$ ^3 $/d)。截至目前，气藏共投入生产井132口，持续稳产达25 a，累计产气110$ \times $10$ ^8 $ m$ ^3 $。

3 制约气藏高效开发主要因素 3.1 西端低渗储量未能有效动用

1995年，磨溪雷一$ ^1 $气藏西端在含气面积83.96 km$ ^2 $内探明的地质储量为95.6$ \times $10$ ^8 $ m$ ^3 $。但由于气藏西端储层低渗、致密，且有效厚度小(平均仅为4 m)，导致早期西端的开发效果差。调整方案之前，西端仅完钻5口井，井均测试日产量0.78$ \times $10$ ^4 $ m$ ^3 $，远低于中部直井平均测试日产量的2.70$ \times $10$ ^4 $ m$ ^3 $，仅M13井和M30井投产后有一定的产量，但累产气量仅为0.90$ \times $10$ ^8 $ m$ ^3 $。受早期开发工艺技术条件的限制，西端低渗储量动用难度大，基本处于未动用状态[7]。

3.2 东端构造细节、气水关系认识不清

气藏东端受构造及气水关系不确定的影响，仅在2001年申报天然气控制储量42.68$ \times $10$ ^8 $ m$ ^3 $，调整方案前磨溪雷一$ ^1 $气藏东端试油获气井4口，水井一口(M25井)。4口投产井普遍受产水影响，3口水淹停产。其中，M35井位于构造的高部位，月产水高达250 m$ ^3 $，说明该区域水较活跃，中部与东部交接地带M80井，因管柱腐蚀开展修井侧钻短半径水平井，但实钻结果证实该区域构造位置较低、进入水层，测试产量时仅产地层水，更加证实气藏东端的构造及气水界面较为复杂。

3.3 井下管柱腐蚀

磨溪雷一$ ^1 $气藏宏观上处于气水过渡带，气井普遍产出地层水，矿化度较高约为250 g/L，CaCl$ _2 $水型，产出天然气中硫化氢含量约27 g/m$ ^3 $，CO$ _2 $含量0.36% 0.89%。磨溪气田雷一$ ^1 $气藏气井管柱主要有金属以及玻璃钢两种材质，在含硫、水与酸性气体共同作用下气井井下管柱极易受到腐蚀[8]。金属油管的腐蚀机理主要是H$ _2 $S、CO$ _2 $等酸性气体以及含Cl$ ^- $地层水对钢材料的电化学腐蚀；玻璃钢油管腐蚀机理主要是玻纤材料在高温、高压及腐蚀性环境中长期使用，性能会逐渐发生变化，主要表现为：化学裂解、溶胀、脱层、龟裂、变色、强度降低、脆硬等现象，亦称介质老化。磨溪雷一$ ^1 $气藏投产开发以来，井下管柱腐蚀、堵塞严重，部分穿孔甚至断落，管柱失效情况频繁发生(图 1 图 2)，气井产量大幅度下降，个别气井失去产能，严重制约了气藏稳产及开发效益。

图1 M89井金属油管腐蚀堵塞情况 Fig. 1 The crrosion and blockage of tubing in Well M89
图2 M19井AMERON酸酐类82 °玻璃钢脱层 Fig. 2 The scraping of AMERON acid anhydrides fiberglass in Well M19 at 82 °
3.4 井口油压低，持续稳产难度大

国内外气藏开发经验表明，大部分气藏主要依靠自身能量进行衰竭式开发生产，雷一$ ^1 $气藏也不例外。随着开发的进行，气藏地层压力逐渐降低，2006年，气藏中部主体区大部分生产井油压低于5.0 MPa(普遍接近输压4.5 MPa)，占气藏总生产井的77.36%；2018年底，气藏西端96.00%的生产井油压低于5.0 MPa，产量占西端总产量的85%。当井口油压与输压持平时，将由定产降压的生产模式转变为定压降产的生产模式，气藏开发将进入理论上的递减期。因此，气井后续生产难度较大，稳产能力面临极大的挑战。

4 高效开发主体技术

为实现磨溪雷一$ ^1 $气藏持续高效开发，针对开发中出现的具体问题，采用井震结合精细构造刻画、水平井开发技术、开发中后期井网优化技术、修井延长井筒腐蚀气井开采期技术等一系列技术手段，有效提高气藏采收率。

4.1 井震结合精细构造刻画技术

油气藏勘探开发过程中，对于构造、储层的精细刻画是勘探能否取得突破的关键因素之一，也是制约油气藏高效开发的主要因素，而构造的精细刻画往往是决定气水分布认识的主要因素。地震以及测井为当今油气勘探开发研究中预测构造、储层特征、含油性不可缺少的技术工具，但也有其各自的缺陷，地震资料垂向分辨率不高，测井资料为一孔之见，横向扩展性差[9]。井震结合就是连接地震和测井资料，建立两者对应关系，各取所长，它是构造、储层预测的关键[10-11]。

磨溪气田经过先后多轮次实施三维地震勘探，取得地震资料品质较好，实现了对雷一$ ^1 $气藏三维地震满覆盖。在原有184口老井的基础上，利用2012年后寒武系龙王庙组和震旦系灯影组的43口探井和开发井实钻资料制作了合成记录，对主要地震反射层进行了准确的地质层位标定。主要地震反射层在线、道方向上进行了较好的闭合，说明对比解释层位统一。三维地震层位追踪解释过程中，采用人机联合方式，根据测线由稀到密，先断层后层位的对比解释流程，同时深入分析钻井资料和地质资料，对追踪对比结果作进一步调整，资料变化大的区域进一步加密控制，再局部调整、重点追踪，从而完成区内所有测线的精细解释。时深转换模型充分采用了区内及邻区已钻井资料和地震反射$ T_0 $时间反算的速度，建立的时深转换速度场很好地控制了全区速度空间变化规律，编制的构造成果清楚反映了构造的细节变化和断层展布情况，精细刻画了雷一$ ^1 $气藏顶界构造。构造局部绝对误差由原来20 40 m缩小到10 m之内，北翼磨溪19井区和西端M204井区构造整体抬高30 40 m，构造圈闭范围有所扩大，含气面积扩大27 km$ ^2 $，预计新增地质储量37$ \times $10$ ^8 $ m$ ^3 $(图 3)。

图3 磨溪气田雷一$ ^1 $气藏顶界构造图 Fig. 3 The top structure map of Moxi T$ _2l_1^1 $ gas reservoir
4.2 建模-数模一体化剩余储量描述技术

在开发地质和气藏描述研究中，建模-数模一体化是地质学从定性走向定量的集中体现，在气藏开发过程中，是精确描述剩余储量分布的重要手段，是刻画构造特征、储层物性的新兴方法。针对磨溪雷一$ ^1 $气藏的开发特点，采用建模-数模一体化技术，在构造特征研究、精细地层对比的基础上，采用“井震结合法”建立磨溪雷一$ ^1 $气藏三维立体的地质构造模型，采用“随机与确定性相结合，测井属性定点，地震亮点定形法”建立孔隙度、渗透率、含气饱和度等储层物性模型，从而为气藏数值模拟提供了初始静态地质模型；采用“建模-数模一体化技术”进行数值模拟模型校正，从而使产气量、产水量、井底和井口压力均拟合较好，误差一般小于1%，为定量精细刻画剩余储量提供了技术支撑。

磨溪雷一$ ^1 $气藏剩余储量丰度图(图 4)中，气藏东端剩余储量丰度最高，达2.50$ \times $10$ ^8 $ m$ ^3 $/km$ ^2 $，其次为气藏西端北翼及中部、西端交界处，剩余储量丰度(1.25 1.55)$ \times $10$ ^8 $ m$ ^3 $/km$ ^2 $。

图4 磨溪雷一$ ^1 $气藏剩余储量丰度图 Fig. 4 The abundance of remaining reserves of Moxi T$ _2l_1^1 $ gas reservoir

根据目前气藏储量剩余情况，磨溪雷一$ ^1 $气藏将采用“调整井网密度、区块挖潜、滚动开发评价”的开发思路，以气藏中部、西端剩余储量丰度较高区域为重点，以东端中亚段和井网稀疏区域为重点，新钻生产井作为产能补充，从而维持气藏持续稳产[12]。

4.3 水平井开发技术

磨溪雷一$ ^1 $气藏为低渗透薄储层，直井测试产量不高，普遍分布在(2 4)$ \times $10$ ^4 $ m$ ^3 $/d。研究表明，水平井技术可有效提高这类低渗薄层气藏开发效果，近年在各大油田得到广泛应用[13-15]。由于水平井井眼泄流面积增大，地层内油气向井眼流动由径向流变为线形流，近井地带渗流阻力有效降低，成倍提高了单井产能。水平段长度直接影响水平井的产量和开发效果，随着单井水平段增加，日产量及稳产时间在相同工作制度下将增加，从而使累产气量增多。但稳产时间和累产气量的增长趋势为先上升后下降，因此对应水平段长度存在最大增长点，而最大增长点与目标层段的储层物性、剩余储量丰度及井网密度等因素有关。M75H水平段长度为300 m时产能增速最大，超过500 m后增幅降低，即该井合理水平段长度为500 m[6](图 5)。

图5 M75-H水平井长度与开发效果对比 Fig. 5 The comparison of horizontal well length and development effect in Well M75H

2002-2004年雷一$ ^1 $气藏M75H、M38H、M50、M91H 4口水平井试气后均为高产井，进行酸化改造后日产量为(7.22 21.80)$ \times $10$ ^4 $ m$ ^3 $，为同层位的直井(M75-1、M30、M64、M91)的3.45 5.60倍，其采气指数为同层位的4.09 17.51倍，可看出水平井能大幅度提高产能，水平井的无阻流量可达直井的5.5倍，表明水平井开发效果好于直井(表 1)。通过各单井产能分析后发现，水平井的井均无阻流量为同层位直井2.8倍。井均测试产量为直井的5.84倍，水平井产能明显高于直井(表 2)。

表1 磨溪雷一$ ^1 $气藏先导试验水平井与直井测试产量对比表
表2 磨溪雷一$ ^1 $气藏直井与水平井产能分析表 Tab. 2 Comparison of productivity between horizontal well and vertical well in Moxi T$ _2l_1^1 $ gas reservoir

磨溪雷一$ ^1 $气藏西端储层致密，渗透率极低，有效厚度小，平均仅为4 m，导致直井产能低、控制储量小、采出气量少。2003年之前，气藏西端共有5口直井钻遇雷一$ ^1 $气藏，井均测试产量仅为0.80$ \times $10$ ^4 $ m$ ^3 $/d，开发效果差，储量未能得到有效动用。2003年5月，西端第一口水平井M38H完钻测试获日产气7.22$ \times $10$ ^4 $ m$ ^3 $，取得较好效果，之后西端陆续开展水平井部署，整体开发。截至目前，气藏西端共完钻水平井27口，高产井成功率100%，井均测试日产气达18.40$ \times $10$ ^4 $ m$ ^3 $，为直井的23倍。磨溪雷一$ ^1 $气藏西端累计产气21.24$ \times $10$ ^8 $ m$ ^3 $，探明地质储量采出程度22.22%，西端压降储量采出程度达到60.08%，水平井应用有效动用了西端的低渗储量。

4.4 裸眼封隔器分段酸化储层改造技术

酸化是向储层中注入酸液溶解地层中的可溶物质，清除孔隙中的堵塞物，起到解除堵塞、恢复和提高油气井产能的作用，是低渗储层以及碳酸盐岩储层改造的常用手段，该技术在雷一$ ^1 $气藏得到广泛的应用。早期储层改造主要采用笼统酸化技术，但合理优化水平段施工规模较为困难，水平井远端吸酸量极低，解堵效果较差[16]。此外，磨溪雷一$ ^1 $气藏储层发育有石膏层，笼统注酸将对储层造成新伤害。因此，分段改造技术是目前进行水平井酸化酸压改造的首选。为解决此类问题，伴随钻完井工艺的发展，裸眼封隔器应运而生。雷一$ ^1 $气藏气井酸化工艺从早期的笼统酸化逐渐发展为现在针对长水平段特征的裸眼封隔器分段酸化技术。该技术采用多级裸眼封隔器对水平段进行机械封隔，增强了酸化施工的针对性，同时对发育有石膏层的水平段落进行封隔，避免沉淀物对储层造成新的伤害[17]。

早期储层改造酸液体系配方单一，一般采用浓度为5.37 mol/L的稀盐酸，酸量规模较小，一般15 20 m$ ^3 $。随着磨溪水平井开发，酸液体系也逐渐发展为以胶凝酸、转向酸为主，酸化规模也逐渐加大，达200 400 m$ ^3 $。对比气藏西端水平井不同酸化工艺效果，根据统计结果，采用裸眼封隔器+转向酸分段酸化的水平井，其开发效果均优于初期笼统酸化(表 3)。

表3 雷一$ ^1 $气藏西端不同酸化方式水平井产能对比表 Tab. 3 Comparison of horizontal well productivity between different acidification systems in west Moxi T$ _2l_1^1 $ gas reservoir
4.5 开发中后期井网优化技术

磨溪雷一$ ^1 $气藏中部经过较长时间的生产，总体上储量基本得到有效动用，平面上储量动用存在不均衡特征。一方面，由于储层渗透率低，井控半径小，气井在开发过程中气量供给不足，单井稳产能力有限，同时造成生产中压降漏斗增大及气藏不能均衡开采的特征。另一方面，井网密度存在明显差异性，气藏中部平均单井控制面积1.50 km$ ^2 $，井间距1.38 km，但局部井区井网较为稀疏，单井控制面积达到2.80 km$ ^2 $，井间距1.88 km(表 4)，由于低渗储层井控半径小，井网较为稀疏的地下储量不能得到有效动用。

表4 井网加密调整前后对比表 Tab. 4 Comparison before and after well pattern infilling adjustment

国内外开发实践表明，在已开发富集区通过井网加密提高储量动用程度是实现接替稳产，提高采收率的有效手段之一[18-19]。在开发过程中不断补充产能建设井，增大开发井网密度，可以达到低渗透区块有限渗流范围内的均衡开采，提高低渗透储量的动用率及采出程度，同时维持气藏整体稳产。通过精细论证，结合水平井开发工艺，逐步在磨溪雷一$ ^1 $气藏中部陆续部署加密水平井20口，加密井网后，原来井网稀疏区域平均单井控制面积由2.80 km$ ^2 $降至1.55 km$ ^2 $，井间距由1.88 km降至1.40 km，20口井测试获气210.09$ \times $10$ ^4 $ m$ ^3 $，加密水平井已累产气16.50$ \times $10$ ^8 $ m$ ^3 $，确保气藏整体实现较好的稳产效果。

4.6 修井延长井筒腐蚀气井开采期技术

磨溪雷一$ ^1 $气藏开发过程中气井油管、套管被严重腐蚀，出现油管普遍穿孔、内部结垢、被腐蚀垢物堵塞、管壁减薄、断落、表面严重坑蚀、腐蚀垢物彻底堵死下部环空等现象，气井正常生产受到严重影响，需要进行修井才能恢复产能。修井的方式主要有两种，一是早期被动型修井：侧钻，主要针对井筒腐蚀无法治理的气井在产层段上方将一个斜向器固定在井内的某特定位置，然后通过斜面以及导斜作用，打开侧面，再从窗口位置钻出新的井眼进行天然气开采[20-21]；二是后期主动预防性修井：更换油管。

1994年首次对M63井侧钻，有效地恢复了气井产能，日产气2.67$ \times $10$ ^4 $ m$ ^3 $。随着井下管柱生产时间的增加，存在管柱堵塞、腐蚀等问题，产量逐年下降，2004年年底产气量降至0.40$ \times $10$ ^4 $ m$ ^3 $/d。2005年再次侧钻、射孔、酸化，测试获气1.40$ \times $10$ ^4 $ m$ ^3 $/d；2006年2月转入生产，日产气1.30$ \times $10$ ^4 $ m$ ^3 $，第二次侧钻同样恢复了气井产能，但是较第一次相比效果变差(图 6)。

图6 M63井采气曲线 Fig. 6 The gas productivity curve in Well M63

磨溪雷一$ ^1 $气藏累计进行了46口井的侧钻修井作业，侧钻后井均日产气为侧钻前的3倍，侧钻效果相对较好，有效恢复了气井产能(图 7)，46口井侧钻后已累计增产天然气26.38$ \times $10$ ^8 $ m$ ^3 $，极大改善了气藏开发效果。

图7 磨溪雷一$ ^1 $气藏侧钻修井前后单井生产效果对比图 Fig. 7 Production comparison before and after sidetrack drilling in Moxi T$ _2l_1^1 $ gas reservoir

随着气藏开发的深入，地层压力逐年降低，侧钻修井作业周期变长、侧钻修井的效果越来越差，给修井作业带来很大难度，气井复产的难度越来越大。2005年前，侧钻后气井产量基本可恢复到气井投产初期产量。2006年后，侧钻修井后测试、生产产量均低于投产初期产量。2007到2008年气藏完成侧钻修井4口(M120-C1、M90-C1、M113-C1和M80-C1井)，修井测试产量为(0.65 2.35)$ \times $10$ ^4 $ m$ ^3 $/d，平均测试产量仅为1.98$ \times $10$ ^4 $ m$ ^3 $/d，明显低于4口井投产初期平均产量2.62$ \times $10$ ^4 $ m$ ^3 $/d。

因此，在井下管柱发生严重腐蚀、断落、堵塞影响气井产能之前，应采用对生产井进行预防性更换油管的方式，维持气井正常生产，从而能够有效降低作业成本、延长稳产时间、延长气井寿命。通过对井下金属油管、玻璃钢油管的寿命评价，根据气井的生产条件合理免修期在1.5 4.5 a。截至目前，气藏共计进行更换油管作业61井次，大部分气井更换油管后能有效恢复产能，更换油管后井均日产量为作业前的2.6倍，有效改善了气井开发效果(图 8)。

图8 磨溪雷一$ ^1 $气藏部分气井更换油管前后产量对比图 Fig. 8 Production comparison before and after tubing replace in Moxi T$ _2l_1^1 $ gas reservoir
4.7 地面优化调整技术

在气藏开发过程中，随着地层压力的降低，当井口油压低于输压时，理论上气井将无法生产而废弃，因此，及时降低井口外输压力是延长气井开采期的有效手段。降低外输压力方式有两种：一是减少天然气流经场站管线、设备带来的阻力；二是采用增压开采技术对气井或天然气集输站用压缩机增加天然气的输出压力，降低来自生产井的输入压力。因此，气井油压可以低于输压，相应提高了气藏枯竭压力，延长了开采期，从而提高整个气藏的采收率[22-23]。针对这两种方式，在气藏开发的中后期，均需要对地面进行优化调整改造。

4.7.1 雷一$ ^1 $气藏地面降阻改造

磨溪气田雷一$ ^1 $气藏投产初期，气井井口油压在18 27 MPa，井口压力较高，各井均采用水套炉加热降压方式生产。随着气藏开发到中后期，地层压力降低，井口油压和气井产量均大幅下降，水套炉在天然气集输过程中形成一定阻力，造成井口回压升高，不利于气井生产。为保证气藏高效开发，通过适应性分析论证，采取拆除水套炉方式进行地面降阻改造，2000年后先后拆除水套炉70余台，通过降阻改造，单井站内压差平均降低了0.2 0.3 MPa，气井产量井均增加(0.20 0.50)$ \times $10$ ^4 $ m$ ^3 $/d，降阻改造取得明显效果。

4.7.2 增压开采

磨溪气田雷一$ ^1 $气藏经过15 a的开发，地层压力、油压已经降到较低水平，2006年气藏中部主体区大部分生产井油压低于5.0 MPa(普遍接近输压4.5 MPa)，占气藏总生产井的77.36%，若不采取相应措施，大部分气井将失去生产能力。为延长气井生产寿命，提高气藏最终采收率，对地面实施优化调整，相继在气藏中部3个集气站设置增压机组进行集中增压，2009年气藏进入全面增压状态。3个集气站共设增压机8台，设计增压规模共计118$ \times $10$ ^4 $ m$ ^3 $/d，增压机组进气压力0.7 2.2 MPa，排气压力4.5 5.0 MPa，增压开采的实施，有效地降低了气井井口生产压力，维持了气藏气井的持续生产，取得了较好的开发效果。以磨溪雷一$ ^1 $气藏9号站为例，评价气藏的增压开采效果，该站于2007年6月实施增压，增压前该站日产气为21$ \times $10$ ^4 $ m$ ^3 $，增压后由于生产压差增大，日产气量增加到26$ \times $10$ ^4 $ m$ ^3 $左右，并稳定生产近1 a，增压效果明显(图 9)，对维持气藏低油压井的正常生产、提高气井带液能力具有重要的意义。截至目前，雷一$ ^1 $气藏增压已实现增产6.11$ \times $10$ ^8 $ m$ ^3 $，预计最终实现增产7.97$ \times $10$ ^8 $ m$ ^3 $。气藏西端于2009年水平井规模应用进入全面开发阶段，目前西端水平井井口压力基本与输压持平，需要通过增压开采技术才能维持西端水平井的正常生产。正在建设的西端增压工程预计可实现增产3.62$ \times $10$ ^8 $ m$ ^3 $。

图9 雷一$ ^1 $气藏9#站增压前后生产情况对比图 Fig. 9 Production comparison before and after pressurization development in station 9 Moxi T$ _2l_1^1 $ gas reservoir
5 应用效果分析

通过井震结合精细刻画构造细节，明确气水分布关系，含气面积增加27 km$ ^2 $，预计新增地质储量37.00$ \times $10$ ^8 $ m$ ^3 $。通过精细地质研究与井网加密调整、结合水平井开采工艺、提高中部剩余储量动用程度，尤其是西端低渗储量从未开发到得到有效动用，已实现累产21.24$ \times $10$ ^8 $ m$ ^3 $，探明地质储量采出程度22.22%，西端压降储量采出程度达到60.08%。根据气田开发特征，采用水平井分段压裂和井网加密技术，加密水平井已累产气16.50$ \times $10$ ^8 $ m$ ^3 $，确保气藏整体实现了较好的稳产效果。针对管柱腐蚀、产能下降问题，气田先后采用侧钻、更换油管以及增压开采等方式、延长老井开采寿命，提高了气藏开发效果，为磨溪雷一$ ^1 $气藏在130$ \times $10$ ^4 $ m$ ^3 $稳产15 a之后于2009年再次上产180$ \times $10$ ^4 $ m$ ^3 $奠定了坚实的基础。目前雷一$ ^1 $气藏累计生产天然气110$ \times $10$ ^8 $ m$ ^3 $，3次荣获中国石油“高效开发气田”称号。

6 结论

（1）形成了以井震结合精细构造刻画及数模-数模一体化剩余储量描述为代表的精细气藏描述技术，落实气藏圈闭及剩余储量分布，实现气藏持续滚动勘探开发，明确下步开发对策。

（2）形成了水平井开发结合井网优化技术，利用水平井技术增大气井泄流面积，提高单井产能，结合开发中后期针对性地井网优化部署，有效提高了低渗透储量的动用率及采出程度。

（3）形成了裸眼封隔器分段酸化储层改造技术，储层改造效果优于传统的笼统酸化，气井产能明显提高。

（4）形成了修井延长井筒腐蚀气井开采期技术以及开发中后期地面优化调整技术等一系列成熟的主体开发技术，地层能量得到充分利用，延长了气井及气藏寿命，实现了气藏的采收率的提高，确保气藏高效开发及长期稳产。

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