長慶氣區低滲透氣藏開發技術新進展及攻關方向

張明祿 樊友宏 何光懷 張宗林 田建峰

中國石油長慶油田公司

鄂爾多斯盆地發育上、下古生界兩套含氣層系，擁有豐富的天然氣資源量，但是儲層非均質性強，開發難度極大。“十五”期間，中國石油長慶油田公司通過不斷學習和創新，相繼實現了以靖邊氣田為代表的低滲透碳酸鹽巖氣藏和以榆林氣田為代表的低滲透砂巖氣藏的高效開發，“十一五”期間，通過技術集成與創新，形成了12項致密氣藏開發配套技術，創建了以“標準化設計、模塊化建設、數字化管理、市場化運作”為核心的致密氣藏效益開發建設模式［1］，實現了以蘇里格氣田為代表的致密砂巖氣藏經濟有效開發。近年來，以建設“西部大慶”為目標，通過不斷轉變發展方式，著力推進技術攻關，鄂爾多斯盆地低滲透氣藏開發水平顯著提升。截至2012年底，長慶氣區建成了年產300×108m3以上的天然氣生產能力，當年產氣量達到290×108m3，長慶氣區已經成為我國重要的天然氣生產基地［2］。

1 長慶氣區低滲透氣藏開發技術新進展

1．1 水平井成為低滲透致密氣藏開發主體技術

1．1．1 儲層預測及精細描述技術

加強三維地震技術攻關，充分利用三維資料優勢開展儲層預測，準確描述儲層空間展布。在資料處理方面，將疊前時間偏移技術［3－4］應用于水平層狀地層，為地震精確成像及儲層空間展布預測提供了保證，同時應用三維變速成圖技術（圖1），準確描述目標儲層的微構造特征。在資料解釋方面［5］，以疊前反演為主要技術手段，識別目標層砂體及有效儲層，采用可視化技術有效指導水平井位部署。

圖1 三維地震變速成圖流程圖

地質研究方面，從地層精細劃分對比、沉積微相刻畫［6］、有效砂體描述、砂體疊置關系分析、微幅度構造刻畫等5個方面入手，開展精細儲層地質描述，篩選水平井部署區。在水平井優勢部署區內，根據砂體空間分布與氣層發育特征，將單砂體分為4種疊置模式，其中塊狀厚層砂體、多層疊置型砂體為水平井開發的有利目標。為了加強室內和現場結合，研發了水平井監控與導向系統，使得室內科技人員實時獲取隨鉆錄井、測井及鉆井工程數據，及時開展地質導向，調整井眼軌跡。

1．1．2 快速鉆井配套技術

以提速增效為目的，針對斜井段、水平段鉆速低，井壁易坍塌的難點，采取優選PDC鉆頭、井身結構優化及不斷完善鉆井液體系等技術手段，集成創新了水平井快速鉆井配套技術。

1）斜井段PDC鉆頭采用6刀翼雙排齒為主，主切削齒16mm，單只鉆頭進尺從2010年223m提高到384m，機械鉆速從3．76m／h提高到5．38m／h；7口井斜井段實現一趟鉆；水平段PDC鉆頭采用5刀翼、外短錐、內淺錐形，雙排齒，切削齒直徑16mm，平均單只鉆頭進尺從2010年190m提高到397m，機械鉆速從4．77m／h提高到7．23m／h；單只鉆頭最高進尺1 480m。4口井水平段實現一趟鉆。

2）持續優化井身軌跡，形成“上急下緩”雙增剖面，軌跡易控制，確保準確入窗；軌跡控制方法上采取精確監控、緩慢糾偏、斜有余地、穩斜探頂；對于長水平段采用水力振蕩器解決托壓、加壓等難題，滑動鉆速提高19%。

3）研發了斜井段復合鹽防塌鉆井液體系和水平段防塌潤滑鉆井液體系，有效解決了鉆頭泥包和泥頁巖坍塌的問題，為提速起到保障作用。

2012年，蘇里格完鉆水平井270口，平均完鉆井深4 540m，水平段長998m；平均鉆井周期63．5d，較2011年縮短4．22%，鉆井周期45d以內有50口，占完鉆井數的18．5%。

1．1．3 儲層改造技術

水力噴射和裸眼封隔器分段壓裂改造技術兩大主體改造工藝技術日趨成熟［7－8］。自主研發的兩種水平井壓裂工具成本大幅度降低，技術指標不斷創新。其中采用水力噴射分段壓裂工具，對于114．3mm套管完井的氣井具備分壓10段的能力，152．4mm裸眼完井的氣井具備分壓23段的能力，工具成本比國外降低80%；采用88．9mm裸眼封隔器分段壓裂工具，最高分壓段數達到15段，工具成本比國外降低50%。

致密氣藏體積壓裂取得關鍵性突破。以“提高凈壓力，開啟和支撐支裂縫”為關鍵點，在脆性指數、微裂隙發育程度、三向應力場、抗張抗剪切強度研究基礎上，建立了致密氣藏體積壓裂的設計模式。自主研發了114．3mm裸眼封隔器、懸掛封隔器、回接管等關鍵工具，設計了114．3mm基管注入小級差滑套分壓管柱，可實現一次連續分壓23段，最大排量可達到12m3／min，適應了體積壓裂 “大排量、大液量、大砂量”的需要。2012年長慶氣區實施體積壓裂改造11口井，平均試氣無阻流量超百萬立方米，取得明顯效果（表1）。通過井下微地震監測，蘇東55－66H2井裂縫半長235～560m，裂縫高度42～79m，裂縫帶寬100～220m。表明通過體積壓裂，橫向突破阻流帶，縱向突破隔夾層，形成了復雜縫網，改造體積較常規壓裂增加2倍以上。

表1 2012年蘇里格氣田水平井體積壓裂試驗情況表

連續混配和壓裂液回收有效提高了施工效率。研發了速溶胍膠，3min達到常規胍膠黏度的80%～90%；配套了連續混配設備，可實現10m3／min的配液排量。2012年水平井連續混配技術應用38口井，平均單井液量3 742m3，配液時間縮短55h，預配液量節省15 824m3。水力噴射分段壓裂改造實現了壓裂液的部分回收。2012年現場試驗20口井，累計回收壓裂液3 290m3。

2012年，長慶氣區完鉆水平井301口，平均氣層鉆遇率63．7%；試氣求產95口井，平均無阻流量53．4×104m3／d，19口井超百萬立方米；投產井157口，平均單井產量5．8×104m3／d。水平井產能比例高。2011年開始蘇里格氣田水平井建產規模保持在50%以上，中區、西區、蘇東南區水平井產能比例已達到80%左右。水平井已經成為低滲透致密氣藏開發的主體技術。

1．2 下古生界氣藏中組合開發取得新突破

受沉積期古隆起控制，奧陶系下古生界中組合馬五5亞段沉積相呈環帶狀展布［9］，局部發育的顆粒灘沉積經白云巖化形成高滲儲層。在靖邊氣田西側由于馬五1—馬五4段區域剝蝕，馬五5亞段與上古生界煤系烴源巖直接接觸，有利于天然氣富集成藏［10］。

2010年以來加大中組合的勘探開發力度，鉆遇了一批高產井，在蘇東和蘇南區塊共落實了蘇東39－61、G44－012等9個中組合開發有利區，累計含氣面積1 100km2，估算地質儲量583．9×108m3（圖2）［11］。下古生界氣藏中組合具有平面非均質性強，單個開發有利區含氣面積相對較小的特點，但是單井產量較高，適宜建設冬季調峰產能。其中蘇東39－61井區完試10口，試氣平均無阻流量65．7×104m3／d；最高無阻流量達到454．7×104m3／d，累計投產氣井5口，高峰期供氣量達到300×104m3／d以上，發揮了重要調峰作用。

1．3 工程技術助推氣田開發建設

1．3．1 叢式井鉆完井技術

通過優化井身剖面和“四合一”鉆具組合［12］，實現小位移井“1～2趟鉆”，大位移（超過850m）井“2～3趟鉆”，提高了鉆井效率。平均鉆井周期21．7d，最短鉆井周期13d；平均水平位移914．5m，最大位移達到1 400m。建立“設計四防碰，施工三預防，空間三繞障”防碰繞障理論體系，采用軌跡空間球面掃描方法，模擬井身軌跡空間展布與安全井間距曲線。

圖2 古隆起東側馬五5亞段巖相古地理圖［11］

分層改造取得重要進展，通過分壓管柱優化，由早期Y241分壓管柱優化為目前的K344分壓管柱（圖3），實現了一次連續分壓8層的新突破。2012年機械封隔分壓5層以上現場試驗39口井，平均試氣產量10．93×104m3／d。

神木氣田具有多層系含氣特征（圖4），并且和煤田高度重疊，開發難度較大，叢式井鉆完井技術進步顯著提高了神木氣田開發水平。2012年神木氣田完鉆124口井，其中5口井以上的叢式井組14個85口井，最大叢式井組轄井11口，完試46口，平均無阻流量12．35×104m3／d。

1．3．2 工廠化作業模式

針對9井叢叢式井組，上部800m的表層由30型小鉆機單獨完成，采用鉆機滑軌系統實現整體平移，實施批量鉆井。整個表層鉆進只使用1個泥漿池，9口井施工在1個月左右完成。下部采用雙鉆機交叉作業，兩部鉆機最短距離60m，保證了安全施工，鉆井生產中實行了資源共享，部分實現了鉆井液重復利用。

大井叢工廠化批量壓裂試氣。鋼絲通井、安裝井口、射孔、壓裂、排液、測試作業實現“6個一趟過”；每井叢深水井與多管井結合，確保供水量70m3／h以上；不動設備完成井叢井壓裂，一次性優化連接多口井的排液、測試管線。

圖3 長慶氣區不同類型分壓管柱示意圖

圖4 神木氣田多井剖面圖

1．4 精細氣田生產管理

1．4．1 生產單元的數字化管理

堅持 “兩高（高水平、高效率）、一低（低成本）、三優化（優化工藝流程、優化地面設施、優化管理模式）、兩提升（提升工藝過程的監控水平、提升生產管理過程智能化水平）”的建設思路，重點面向生產一線，以現場單井、管線、站、處理（凈化）廠等基本生產單元為數字化管理的重心和基礎，逐步向智能化邁進。

建立了智能化氣井管理系統，根據氣井的實時生產數據，智能感知氣井積液、壓降是否合理、氣井凍堵等異常情況，確保異常氣井及時發現、及時處置，實現了生產智能控制。系統根據產水井、間開井的合理工作制度，自動將指令傳達給控制設備，實現泡排劑、甲醇自動加注，間歇氣井遠程自動開關。形成了“自動采集、智能監控、遠程操作”的氣井管理新模式。

站場數字化管理采用數字化集氣站和中心管理站模式［13］。數字化集氣站具備生產過程實時監測、關鍵流程遠程切換、自動安全放空、遠程排液控制、供電自動切換、智能安防監控等6大功能，實現“無人值守、遠程監控、緊急關斷、人工恢復”。中心管理站：對集氣站現場全面監控管理，并通過整合生產監控崗、強化應急維護大班，優化了勞動組織架構和人力資源配置。

處理廠數字化管理實現了生產運行參數自動監視、控制；工藝裝置、設施安全監控及防護；火災及可燃氣體檢測、報警；現場視頻監控管理和智能闖入報警。

1．4．2 排水采氣工藝

加強排水采氣成熟技術的規模化應用，形成了不同類型氣井排水采氣技術對策（表2）；積極開展數字化關鍵設備與控制軟件的研發，低產低效井排水采氣技術應用成效顯著。2012年開展各類排水采氣2 330口井／4．36萬井次，累計增產氣量4．86×108m3。

表2 蘇里格氣田積液氣井排水采氣工藝措施表

1．4．3 地面裝置研發

2012年研發一體化橇裝集氣裝置，該裝置適用于中低壓、非酸性集氣站場，能夠代替氣田常規非增壓集氣站。可實現“獨立運行、遠程關斷、自動排液、安全放空、動態監測、智能報警”等功能。裝置的應用使施工周期縮短15d，站場征地面積減少30%，現場安裝工作量減少80%。站場投資降低10%，進一步提高地面標準化建設水平。同時研發了2×104m3／d（70．84kW）的橇裝集成井組增壓裝置，該裝置具備“無人值守、智能保護、氣液混輸”等6大功能，能夠將井口壓力由1．3MPa降至0．3MPa，進一步提高了低壓、低產氣井的開井時率及累計產氣量，為提高采收率作好技術儲備。

2 下一步攻關方向

按照“攀峰工程”發展規劃，2013年長慶油田天然氣產量將達到338×108m3，實現油氣當量5 000×104t，建成西部大慶；2015年天然氣產量達到415×108m3，油氣當量達到6 000×104t高峰；到2020年天然氣產量達到450×108m3，為確保規劃目標順利實現，下一步必須以提高單井產量、提高采收率、降低開發成本為目標，重點開展以下幾項技術攻關工作。

2．1 水平井加體積壓裂技術系列

水平井加體積壓裂是提高單井產量、提高采收率的有效技術途徑，要加快形成水平井加體積壓裂技術系列。

1）繼續完善配套壓裂關鍵工具。目前已經掌握了水平井和體積壓裂關鍵技術，特別是裸眼封隔器、水力噴砂、多級滑套等體積壓裂工具研發取得了重大突破。下一步要加大關鍵工具研發配套力度，重點加強水平井體積壓裂工藝、工具關鍵參數優化，建立適合不同區塊、不同層系的致密氣藏改造工藝模式。

2）完善推廣應用工廠化作業。工廠化作業是降低成本的現實通道，要借鑒國外工廠化作業先進理念，試驗建立批量鉆井、交叉壓裂、集中供水等高效施工流程，形成具有長慶特色的工廠化作業模式。

3）盡快形成配套技術。重點加大壓裂液回收技術攻關、產品替代及添加劑性能改進，實現水平井體積壓裂技術集成配套。

2．2 儲氣庫建設技術系列

地下儲氣庫是安全穩定供氣最重要的保障，是季節性調峰和應急調峰最有效、最可靠的手段。根據國外安全供氣手段的調研和比選分析結果，地下儲氣庫是首選的調峰措施。國外儲氣庫的有效工作氣量平均為年供氣量的20%以上。根據長慶氣區的資源及下游用戶市場分析，儲氣庫的建設規模可按年供氣量的20%考慮，搞好地下儲氣庫的布局和規模的整體規劃，加快建設進度，是保障長慶氣區天然氣業務健康發展的當務之急。需要開展儲氣庫庫址選擇、固井質量評價以及儲層保護等方面研究，形成儲氣庫建設技術系列。

2．3 多層系氣藏立體開發技術系列

鄂爾多斯盆地東部是下一步重要的天然氣產能接替區，具有多層復合特征。針對盆地東部氣藏開發，要重點開展以下技術攻關。

1）儲層精細描述技術。研究單砂體分布規律及控制因素，分析單砂體氣水分布特征，開展儲量分類評價，動靜結合弄清氣藏的儲量分布，建立精細三維地質模型。

2）開發層系優化組合技術。合理劃分開發層系，優化合采層數與射孔跨度，減少層間干擾。

3）井網優化設計技術。以提高儲量動用程度為目標，依據儲層精細描述，開展多井型［斜井、大井組叢式（水平）井、多分支水平井］適應性優選，多井網組合形式優化研究。

4）多層連續分壓技術。在前期研究的基礎上，需要繼續在機械分層改造工具優化完善、套管滑套及連續油管多層分壓關鍵工具自主研發改進、多層系產能測試與評價等方面開展研究和試驗，提高多層改造效果。

2．4 低產低效井綜合治理技術系列

隨著氣田開發時間的延長，低產低效井逐漸增多，對于這些井開展綜合治理試驗。

1）多學科聯合攻關，開展低效區塊精細描述，查明剩余儲量分布狀況，進行可動性評價，實施內部加密，提高氣藏采收率。

2）加強數字化前端建設，完善氣井智能化管理系統，根據氣井的實時生產數據，實現泡排劑、防凍劑等自動加注，間歇氣井遠程自動開關，提高氣井智能化生產管理水平。

3）持續開展查層補孔、老井側鉆、重復壓裂等進攻性增產措施，不斷探索老井重復改造的選井、選層技術，提高措施的針對性，提高儲量動用程度及可采儲量。

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