中石化普光大湾区块优化开发减少投资16亿

　　日前，《普光气田大湾区块开发（优化）方案》通过中国石化专家组审查。优化后的方案与原有方案相比，部署开发井由25口减少到15口，钻井平台由13座减少到8座，减少钻采投资16.8亿元，设计建产能由33亿立方米/年增加到37亿立方米/年。

　　新方案的特点是“少井高产”，借鉴国外同类气田先进开发技术经验，用“大井眼”、水平井替代原方案中的直井、小斜度定向井，同时充分利用已部署探井、评价井和井场，大大削减了开发投资。

　　大湾区块包括大湾气藏和毛坝气藏，位于普光气田主体西北部，处于分水岭构造与普光西构造之间。作为川气东送工程主要气源气田，搞好大湾区块开发建设意义重大。2007年5月，普光分公司开发部编制出大湾区块初步开发方案，开发井主要部署在气层有效厚度大于80米的区域，采用直井和小斜度定向井开发。为进一步做好大湾区块的开发部署，中国石化又先后两次组织有关领导、专家出国调研，带回了国外同类气田“少井高产”的先进开发理念。

　　提高单井产量，实现少打井、少投资，提高开发效益的思路显然是正确的，但国外气田的开发经验是否能够复制应用到大湾区块呢？

　　普光分公司开发部的技术人员结合对普光气田新钻井的跟踪分析认定，大湾区块进一步优化开发方案，实现“少井高产”开发的条件已经基本成熟。首先，南方勘探公司新上报的毛坝构造探明储量，为新方案的实施打下了良好的资源基础；其次，水平井技术在普光气田的应用日臻成熟。普204-2H、普101－2H井等多口超深水平井顺利完钻，最大完钻井深7010米，最大井斜81度，水平井段最长达843.02米；最后，经过长时间的探索积累，普光气田在储层改造、优化井身结构等大幅度提高单井产量的开发技术方面，也取得了积极进展。

　　今天的投资就是明天的成本，控制开发成本应该从优化开发方案的源头抓起。今年3月，按照总部指示精神，普光分公司邀请中国石化勘探院、胜利钻井院、中原油田勘探开发院等6家单位的20多位开发专家，组织多次专题研讨。经过各方专家和技术人员共同努力，《普光气田大湾区块开发（优化）方案》顺利完成并通过了中国石化专家组审查。

　　据普光分公司开发部相关负责人介绍，与原方案相比，优化后的方案有3个特点：一是充分体现了“少井高产、效益优先”的原则，新部署的开发井和新建井场数量大幅减少，平均单井配产大幅提高，开发井减少10口，井场减少5个，平均单井配产提高了一倍以上。二是大量应用先进开发技术提高单井产量。应用水平井最大限度地控制气藏储量。原方案涉及的17口新钻井中，只有2口水平井，而优化后的10口新钻井全部为水平井，大大提高了控制储量。方案设计水平井钻遇气层厚度是直井的1.5至2倍，是定向井的1至1.5倍；通过储层改造、优化井身结构等工艺措施提高单井产能。应用大井眼井身结构，更加适合气井高产的需要。三是充分利用已部署探井、评价井和井场。优化后的方案部署利用探井5口，同时充分利用老井场部署新井井位，新建井场由3座减少到1座。开发井数和新建井场数量的减少，同时带来采气工程量、地面集输工作量以及各种施工作业工作量的大幅减少，并最终带来开发工程投资的相应减少。