��一、氣田概況
文23氣田和戶部寨氣田是天然氣產(chǎn)銷廠管轄的主力氣田，也是中原油田的主力氣田。
文23氣田位于東濮凹陷中央隆起帶北部文留構(gòu)造高部位。氣藏類型為具有塊狀特征的層狀砂巖干氣藏，探明含氣面積12.2Km�2，天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量149.4×10��8�m�3，含氣層系為下第三系沙河街組沙四段，埋深2672-3154m，儲(chǔ)層發(fā)育，非均質(zhì)性強(qiáng)，砂層厚，以低滲致密的Ⅱ、Ⅲ類儲(chǔ)層為主，平面比較穩(wěn)定，內(nèi)部連通性好。
戶部寨氣田位于河南省濮陽(yáng)縣戶部寨鄉(xiāng)境內(nèi)，構(gòu)造處于東濮凹陷中央隆起帶北部文衛(wèi)結(jié)合部，氣層埋深3200米-3500米，上報(bào)含氣面積10.3 Km�2，天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量42.07×108m�3，含氣層段
為沙河街組沙四段。氣田類型為具有埋藏深 、含氣井段長(zhǎng)、儲(chǔ)層致密低滲、裂縫發(fā)育、非均質(zhì)性強(qiáng)的斷塊層狀氣田，目前有5個(gè)開發(fā)區(qū)塊。
兩個(gè)氣田分別與1991年和1997年投入正式開發(fā)。隨著采出程度的提高和地層能量的衰減，兩個(gè)氣田相繼出現(xiàn)了高達(dá)35%以上的快速遞減，氣田穩(wěn)產(chǎn)開發(fā)形勢(shì)嚴(yán)峻。近幾年來(lái)，側(cè)鉆技術(shù)的應(yīng)用，一方面提高了老井的利用率，增加了產(chǎn)能，恢復(fù)了控制和動(dòng)用儲(chǔ)量；另一方面,盡管節(jié)約了一定的鉆井投資費(fèi)用，但與采油廠相比，側(cè)鉆井投資費(fèi)用仍顯偏高，從07-08年的統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)來(lái)看，平均偏高217萬(wàn)元左右。
��二、側(cè)鉆井費(fèi)用偏高原因分析
針對(duì)天然氣產(chǎn)銷廠側(cè)鉆井開發(fā)工程費(fèi)用較全局偏高這一實(shí)際情況，我們從氣藏地質(zhì)、鉆井工程等方面開展了調(diào)查研究，并與采油廠側(cè)鉆井費(fèi)用支出情況進(jìn)行了對(duì)比分析，天然氣產(chǎn)銷廠側(cè)鉆井費(fèi)用偏高的主要原因如下。
天然氣產(chǎn)銷廠側(cè)鉆井與采油廠同類型井平均單井費(fèi)用對(duì)比表（單位：萬(wàn)元）
?。ㄒ唬獠氐刭|(zhì)的原因
與采油廠油氣藏相比，天然氣產(chǎn)銷廠兩個(gè)氣田的目的層沙四段埋藏深，而且在目的層之上發(fā)育著較厚的鹽層，文23氣田的文23鹽厚度達(dá)400米左右，戶部寨氣田的文9鹽厚度達(dá)200米左右，鹽層蠕變性強(qiáng)，側(cè)鉆井開窗位置大多數(shù)確定在鹽頂之上，這樣以來(lái)側(cè)鉆裸眼段較長(zhǎng)，在600-800米。另外，文23和戶部寨氣藏均為構(gòu)造型氣藏，在井位部署時(shí)，均選擇向構(gòu)造高部位側(cè)鉆，致使側(cè)鉆水平位移大。而采油廠油氣藏目的層沙一、二、三段埋藏淺，一般不需穿厚鹽層，側(cè)鉆裸眼段相對(duì)較短，在200-400米左右。因此，氣藏地質(zhì)特點(diǎn)是致使側(cè)鉆費(fèi)用偏高的首要原因。
?。ǘ┿@井工程的原因
1.地質(zhì)和工程設(shè)計(jì)標(biāo)準(zhǔn)高
因天然氣產(chǎn)銷廠所屬氣田氣井地層壓力低，側(cè)鉆過程易發(fā)生漏失，且地層污染常常導(dǎo)致側(cè)鉆井產(chǎn)能低下，所以天然氣產(chǎn)銷廠側(cè)鉆井設(shè)計(jì)標(biāo)準(zhǔn)比油井要求高，鉆井周期長(zhǎng)，鉆井液用量大，造成鉆井費(fèi)用偏高。
2.鉆井定額費(fèi)用高
在油田各區(qū)塊中，文東定額費(fèi)用最高，天然氣產(chǎn)銷廠氣田屬于文東定額測(cè)算范圍，因此，和其它區(qū)塊相比，產(chǎn)銷廠同類型的井鉆井定額費(fèi)用可高出近一倍。
3.錄井項(xiàng)目全
天然氣產(chǎn)銷廠氣井需要實(shí)施綜合錄井（費(fèi)用為5068.14元/日）和地質(zhì)錄井（費(fèi)用為2390.05元/日）。而油井一般只需地質(zhì)錄井。從而導(dǎo)致錄井費(fèi)用比油井高出約30萬(wàn)元。
4.含氣層段長(zhǎng)，測(cè)井項(xiàng)目全，測(cè)井費(fèi)用高
天然氣產(chǎn)銷廠氣井比較深，文23氣田完鉆井深在3100-3300米，戶部寨氣田在3500米左右，氣井含氣井段較長(zhǎng)300-500米，氣井測(cè)井項(xiàng)目多，測(cè)井使用高分辨率的CSU系列，同時(shí)加測(cè)SHDT、RFT、電成像， 因而氣井測(cè)井費(fèi)用較油井高。
5.裸眼井段長(zhǎng)，套管級(jí)別高，套管費(fèi)用高
天然氣產(chǎn)銷廠側(cè)鉆井裸眼井段比油井長(zhǎng)約400米，因此，氣井套管費(fèi)和固井費(fèi)用偏高。
��三、結(jié)論
由于以上原因，天然氣產(chǎn)銷廠每口井鉆井費(fèi)用與采油廠油井相比高出217萬(wàn)元左右。
��四、下步挖潛措施建議
(一)針對(duì)老井主要產(chǎn)層段井況有問題，并且該井控制儲(chǔ)量采出程度低的情況，可采用側(cè)鉆換井底；而大多數(shù)情況的低效井，井況條件相對(duì)較好，為了向構(gòu)造高位置或側(cè)鉆靶心在相鄰的區(qū)塊，此時(shí)的水平位移較大，可選擇合適開窗位置進(jìn)行開窗側(cè)鉆。
?。ǘ﹥?yōu)化鉆井地質(zhì)、鉆井工程設(shè)計(jì)，減少不必要的支出。以達(dá)到地質(zhì)目的為原則，減少不必要的錄井和測(cè)井項(xiàng)目。如實(shí)鉆過程中使用鹽水泥漿，可取消自然電位測(cè)井，開窗側(cè)鉆井目的層明確，可取消用于地層對(duì)比的電極系列測(cè)井，根據(jù)氣井的實(shí)際需要上輕烴分析和核磁共振等測(cè)井項(xiàng)目。
（三）強(qiáng)化管理，嚴(yán)格把關(guān)，努力降低開發(fā)工程投資：加強(qiáng)石油工程造價(jià)管理和招、投標(biāo)管理，強(qiáng)化鉆井工程投資管理，對(duì)設(shè)計(jì)外費(fèi)用的追加要謹(jǐn)慎對(duì)待；強(qiáng)化鉆井監(jiān)督管理，特別是鉆井液性能的監(jiān)督，盡量避免在鉆井過程中出現(xiàn)復(fù)雜情況或設(shè)計(jì)變更，努力降低風(fēng)險(xiǎn)費(fèi)用。
根據(jù)以上情況，我們建議實(shí)施開發(fā)工程的有關(guān)部門在設(shè)計(jì)新井地質(zhì)、工程方案時(shí)應(yīng)密切結(jié)合區(qū)塊地質(zhì)特點(diǎn)和基層生產(chǎn)實(shí)際，進(jìn)一步優(yōu)化方案設(shè)計(jì)，優(yōu)化工藝措施，加強(qiáng)管理，嚴(yán)格把關(guān)，努力降低側(cè)鉆井工程費(fèi)用。
