天然气产销厂侧钻井采气工程费用分析及挖潜建议

　　天然气产销厂侧钻井采气工程费用分析及挖潜建议
　　一、气田概况
　　文23气田和户部寨气田是天然气产销厂管辖的主力气田，也是中原油田的主力气田。
　　近几年来，侧钻技术的应用，一方面提高了老井的利用率，增加了产能，恢复了控制和动用储量；另一方面,尽管节约了一定的采气工程投资费用，但与采油厂相比，侧钻井采气工程投资费用仍显偏高，从07-08年的统计数据来看，平均偏高150余万元。
　　二、侧钻井费用偏高原因分析
　　针对天然气产销厂侧钻井采气工程费用较全局偏高这一实际情况，我们与采油厂侧钻井采气工程费用支出情况进行了对比分析，天然气产销厂侧钻井费用偏高的主要原因如下。
　　天然气产销厂侧钻井与采油厂同类型井平均单井费用对比表（单位：万元）
　　2、射孔费用：单次作业射孔井段多数在40-60米之间，射孔井段较长，射孔有效厚度多数在30米左右，单井射孔费用15万元。而采油厂油井单次射孔厚度多数在10米左右，单井射孔费用4-5万元左右。
　　3、压裂费用：由于天然气产销厂气井投产一般采用压裂投产方式，压裂井段长达40-60米，规模较大，一般压裂加砂量在30-40方，压裂液300-400方。同时，因地层能量低，为提高返排效果，有时需要实施液氮混注，需费用10万元左右。总体压裂费用一般都在100万元左右。而采油厂油井投产无需压裂。
　　5、热气酸解堵费用：在气井钻遇气层的过程中，由于泥浆侵入气层，可引起水锁、乳化、粘土膨胀、无机物和有机物堵塞等，从而降低射孔和压裂效果，造成气井低产. 为解决上述因素对地层所造成的伤害而采用的热气酸解堵费用为13.3万元。
　　三、结论
　　由于以上原因，天然气产销厂每口井钻井采气工程费用与采油厂油井相比高出150余万元。
　　四、下步挖潜措施建议
　　1、优化创新压裂工艺。在压裂设计和施工上搞好压裂液快速返排工作，减小储层污染，建议从以下几个方面加以改进和提高：
　　一是前置液加细陶、柴油或者前置段塞降滤失。由于目前气田整体地层压力低，地层亏空严重，压裂过程中压裂液滤失量大，既造成了地层污染，又增加了施工风险，为此，应采用各种降滤的措施。
　　二是推广油管环空压裂技术，压裂后可直接气举快速排液，缩短排液时间，降低气层污染。由于油管带液能力相对较强，便于压裂后压裂液的返排。如果压裂后自喷生产，使用2英寸管柱不需更换生产管柱。
　　三是提高压裂液快速返排能力。采用分段破胶和高效表面活性剂返排技术，尽可能减小对地层的伤害。
　　四是采用独具特色的气举排液技术。在施工完毕后及时应用完善的气举系统进行排液复产。
　　2、实施泡沫压井液压井技术。建议使用低密度、低伤害的泡沫压井液，其密度最低可以达到0.65g/cm3，不易漏失，平均单井用量不超过50方，施工费用不超过活性水。
　　3、改进运送方式，新井口直接使用。建议将新井口采用试压后整体包装送货，这样能减少井口试压费用及运费2.5万元。
　　4、在施工工序方面，推广应用已经试验成功的射孔&气举一体化管柱、压裂&钻冲砂一体化管柱、通井&替浆一体化管柱，单井可节约作业工期2-3天，节约作业劳务3-4万元。
　　5、推广应用按层射孔技术，在大幅提高气井压裂改造效果的同时，缩短了射孔井段，单井节约射孔费用4-5万元。
　　根据以上情况，我们建议油田有关部门在设计新井地质、工程方案时应密切结合区块地质特点和基层生产实际，以便于更好的优化方案设计、降低钻井费用。