譚中國　盧 濤　劉艷俠　武力超　楊 勇

1.中國石油長慶油田公司　2.中國石油長慶油田公司蘇里格氣田研究中心　3.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室4.中國石油長慶油田公司氣田開發(fā)處　5.中國石油長慶油田公司勘探開發(fā)研究院

蘇里格氣田“十三五”期間提高采收率技術(shù)思路

譚中國1盧 濤2,3劉艷俠2,3武力超4楊 勇2,5

1.中國石油長慶油田公司2.中國石油長慶油田公司蘇里格氣田研究中心3.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室4.中國石油長慶油田公司氣田開發(fā)處5.中國石油長慶油田公司勘探開發(fā)研究院

譚中國等. 蘇里格氣田“十三五”期間提高采收率技術(shù)思路.天然氣工業(yè)，2016,36(3):30-40.

鄂爾多斯盆地蘇里格氣田的勘探與開發(fā)成果推動我國致密砂巖氣產(chǎn)量實現(xiàn)了質(zhì)的飛躍，如何提高采收率乃是其最核心的研究主題。為此，回顧了該氣田的開發(fā)歷程，著重闡述了提高單井產(chǎn)量技術(shù)進展，探討了轉(zhuǎn)變傳統(tǒng)開發(fā)方式和提高采收率的技術(shù)思路與對策。研究結(jié)果表明：特大型致密砂巖氣藏的評價、上產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)所需要的開發(fā)技術(shù)是呈“漸進式變化”的；基于甜點區(qū)篩選的井位部署技術(shù)、水平井開發(fā)技術(shù)、井型井網(wǎng)優(yōu)化技術(shù)、快速鉆井技術(shù)、儲層改造技術(shù)和排水采氣新工藝、“一體化”建設(shè)模式等支撐了該氣田的快速上產(chǎn)。在此基礎(chǔ)上，提出 了“十三五”期間提高采收率的技術(shù)思路：①基于單井全生命周期分析的氣田開發(fā)規(guī)劃評價技術(shù)；②以提高采收率為目標的混合井網(wǎng)動態(tài)評價及加密技術(shù)；③集群化多井型多層系面積井網(wǎng)新區(qū)一次成型提高采收率技術(shù)；④基于風險和效益評價的儲量評價模型；⑤“多維矩陣”式氣井精細管理技術(shù)；⑥低產(chǎn)低效井挖潛技術(shù)；⑦新型井場環(huán) 保技術(shù)；⑧基于一體化集成裝置的地面工藝；⑨C3+混合烴類回收利用技術(shù)。以期為該區(qū)“十三五”期間致密砂巖氣藏的開發(fā)提供更可靠的技術(shù)支撐。

鄂爾多斯盆地 蘇里格氣田 致密砂巖氣藏 非均質(zhì)性 開發(fā)技術(shù) 采收率 綜合研究 技術(shù)思路

致密砂巖氣是目前國際上開發(fā)規(guī)模最大的非常規(guī)天然氣,具有大面積連片分布、不存在氣水界面、氣藏邊界不明顯的分布特征[1-8]。與國外相比，我國致密砂巖氣具有氣層薄、含氣飽和度低、儲量豐度低和埋藏深度大的特點[9-16]，規(guī)模效益開發(fā)的難度更大。我國正進入常規(guī)與非常規(guī)天然氣開發(fā)并重的新時代[17-23]，開發(fā)技術(shù)的不斷創(chuàng)新[14-16,24-42]，尤其是地質(zhì)理論的突破[43-47]，使一些過去開發(fā)效益低甚至無效益的低品位致密砂巖氣藏得到了經(jīng)濟有效開發(fā)[36,48-49]，致密砂巖氣探明地質(zhì)儲量占到全國天然氣總探明儲量的40%以上，成為我國天然氣增儲上產(chǎn)的主力，以鄂爾多斯盆地蘇里格氣田和四川盆地川中上三疊統(tǒng)須家河組氣藏為典型代表[9-16,22-49]。在非常規(guī)天然氣中優(yōu)先發(fā)展致密砂巖氣已經(jīng)成為共識[8-22]。

蘇里格氣田是我國已探明的陸上儲量最大的致密砂巖氣田，僅2014年致密砂巖氣產(chǎn)量就達235.3×108m3，占同期我國致密砂巖氣總產(chǎn)量的65%以上[22-23]，推動我國致密砂巖氣開發(fā)實現(xiàn)了質(zhì)的飛躍，對緩解我國天然氣供需緊張的局面做出了重要貢獻。蘇里格氣田致密砂巖氣藏開發(fā)項目憑借扎實的地球科學理論，科學的儲存和生產(chǎn)工藝，先進適用的原則和合理的配置資源，于2013年在第6屆國際石油技術(shù)大會暨展覽會（IPTC）上被評為IPTC三大卓越執(zhí)行項目之一，是我國首次在致密砂巖氣藏開發(fā)領(lǐng)域獲得國際獎項和認可。該氣田具有低滲透、低壓力、低產(chǎn)量和強非均質(zhì)性特征[22-28,36,48]，平緩的構(gòu)造與烴源巖廣覆式分布，穩(wěn)定的沉積與儲集體大面積分布，建設(shè)性成巖作用與相對高滲儲層分布，天然氣近距離運聚成藏與高聚集效率等是該氣田形成大型致密砂巖氣藏的主要地質(zhì)條件[15,36]，儲集層的非均質(zhì)性強和物性差造成單井控制儲量低，采用直井開發(fā)表現(xiàn)出單井產(chǎn)量低、遞減速度快、穩(wěn)產(chǎn)期短和采出程度低的缺點[23-28]，加之作業(yè)區(qū)域生態(tài)環(huán)境脆弱，要達到提高采收率、提高效益、降低開發(fā)成本、建設(shè)綠色和諧氣田的目標，面臨著諸多技術(shù)挑戰(zhàn)[22-25]。為此，通過回顧蘇里格氣田開發(fā)歷程，系統(tǒng)歸納規(guī)模效益開發(fā)的關(guān)鍵技術(shù)，著重分析了提高單井產(chǎn)量技術(shù)進展，探討了轉(zhuǎn)變傳統(tǒng)開發(fā)方式和提高采收率的技術(shù)對策，以期拋磚引玉，為該氣田長期穩(wěn)產(chǎn)和我國天然氣平穩(wěn)供應(yīng)夯實技術(shù)基礎(chǔ)。

1　氣田開發(fā)歷程及主要成果

蘇里格氣田位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡西北部，為一個平緩的西傾單斜，主力含氣層為古生界二疊系下石盒子組8段和山西組l段河流相砂巖儲集層，具有低滲透、低壓、低產(chǎn)、強非均質(zhì)性等特征，埋深主要介于3 000～3 600 m，厚度介于140～170 m，沉積環(huán)境整體為陸相辮狀河沉積體系，可分為心灘、河道充填、泛濫平原3種微相，主要發(fā)育大面積的巖性圈閉，劃分為東區(qū)、中區(qū)、西區(qū)、南區(qū)4部分[23-25]，勘探面積為5.5×104km2，天然氣總資源量超過5.0×1012m3，已提交探明和基本探明地質(zhì)儲量超過4.0×1012m3，天然氣累計產(chǎn)量超過1 240×108m3，是我國目前儲量規(guī)模最大、年產(chǎn)量和累計產(chǎn)氣量最高的氣田。

蘇里格地區(qū)大規(guī)模天然氣勘探始于2000年，當年完鉆的蘇6井在盒8段試氣獲得無阻流量120×104m3/d的高產(chǎn)工業(yè)氣流，并整裝提交探明儲量探明天然氣地質(zhì)儲量5 336.52×108m3，標志著蘇里格氣田的發(fā)現(xiàn)。隨后按照“區(qū)域甩開探相帶，整體解剖主砂體，集中評價高滲區(qū)”的大型巖性氣藏勘探部署思路，共部署了探井40多口，測試產(chǎn)量參差不齊，作為我國新的資源類型，氣藏認識和開發(fā)策略面臨著新的挑戰(zhàn)。通過發(fā)揮中石油的整體優(yōu)勢，形成了不同開發(fā)階段的主體配套技術(shù)，逐步建成國內(nèi)最大的氣田，引領(lǐng)了該類氣藏開發(fā)的跨越式發(fā)展。蘇里格氣田開發(fā)歷程可劃分為評價階段、上產(chǎn)階段和穩(wěn)產(chǎn)階段，目前正處于穩(wěn)產(chǎn)階段，主體開發(fā)技術(shù)呈“漸進式變化”：由定性轉(zhuǎn)向定量、由框架整體評價轉(zhuǎn)為分類分級評價、由單井轉(zhuǎn)為集群式叢式井組、由單一井網(wǎng)轉(zhuǎn)變?yōu)槎嗑突旌系拿娣e井網(wǎng)、配套工藝由引進轉(zhuǎn)為自主研發(fā)、工廠化作業(yè)和體積壓裂成為關(guān)鍵技術(shù)、地面工藝向橇裝化和數(shù)字化方向發(fā)展，其核心是提高單井產(chǎn)量和采收率，并穩(wěn)步降低開發(fā)成本。以下分述之。

1.1評價階段（2001—2005年）

2001—2005年，開展了大量壓裂、試采等前期評價工作，認識到蘇里格氣田是低滲透、低壓、低豐度的大面積分布“三低”氣田，采用常規(guī)方式開發(fā)難以有效開發(fā)。動態(tài)分析為主的多種分析方法表明，有效砂體規(guī)模僅0.22 km2，由此確立了“依靠科技、創(chuàng)新機制、簡化開采、低成本開發(fā)”的開發(fā)思路，開發(fā)目標從追求單井“高產(chǎn)”調(diào)整為追求“整體有效”，以單井1×104m3/d、穩(wěn)產(chǎn)3年為目標，把蘇里格氣田開發(fā)引入全新階段。并形成了以疊后反演、欠平衡鉆井、空氣鉆井、大規(guī)模合層壓裂、放壓生產(chǎn)為主體技術(shù)的開發(fā)技術(shù)政策，建立氣井分類評價概念，并明確直井生產(chǎn)指標。

1.2上產(chǎn)階段（2006—2013年）

該階段可以劃分為經(jīng)濟有效開發(fā)階段（2006—2008年），以確保Ⅰ+Ⅱ類井比例達到80%，單井投資穩(wěn)步下降至效益臨界點為目標；提升開發(fā)水平與效益階段（2009—2013年），以提高單井產(chǎn)量和提高采收率為目標。長慶油田通過創(chuàng)新“5+1”合作開發(fā)新模式及“四化”建設(shè)模式，形成了以“井位優(yōu)選技術(shù)、快速鉆井技術(shù)、儲層改造技術(shù)、井下節(jié)流技術(shù)、井間串接技術(shù)、數(shù)字化管理技術(shù)”為核心的12項開發(fā)配套技術(shù)，確立了蘇里格規(guī)模開發(fā)的基礎(chǔ)井網(wǎng)和主體開發(fā)技術(shù)[14-15,23-33]；開發(fā)井型由直井、叢式井轉(zhuǎn)變?yōu)樗骄甗23-30]；儲層改造由直井多層到水平井多段、段內(nèi)多縫、體積壓裂，直井分壓段數(shù)達13層，水平井壓裂超過20段[29-31]；生產(chǎn)管理由人工巡護到數(shù)字化、智能化管理，油套管國產(chǎn)化、地面流程進一步簡化優(yōu)化[32-33]，開發(fā)水平大幅提高，并提前兩年實現(xiàn)規(guī)劃目標。

1.3穩(wěn)產(chǎn)階段（2014年至今）

蘇里格氣田長期穩(wěn)產(chǎn)缺乏宏觀分析的有效手段，穩(wěn)產(chǎn)的難點主要集中有效儲層三維空間內(nèi)規(guī)模變化；井網(wǎng)不完善導(dǎo)致儲量動用程度低；儲層和流體特征存在差異造成產(chǎn)量遞減不均；氣水關(guān)系復(fù)雜讓部分儲量暫時難以有效動用；低產(chǎn)氣井隨生產(chǎn)時間延長日益增多；不同開采方式開采效果存在差異；提高采收率技術(shù)不配套等7個方面[23]。遵從“空間避開、時間錯開、依靠技術(shù)、措施增產(chǎn)”的思路，先從已篩選出的富集區(qū)入手，暫時避開次級儲量區(qū)，對經(jīng)濟效益低的區(qū)塊推后開發(fā)，以轉(zhuǎn)變傳統(tǒng)開發(fā)方式和提高采收率為核心[14-15,23-27]，緊密圍繞提高單井累計采氣量的目標[23]，強化技術(shù)攻關(guān)，努力實現(xiàn)氣田長期穩(wěn)產(chǎn)目標。

2　主體開發(fā)技術(shù)進展

2.1基于甜點區(qū)篩選的井位部署技術(shù)

“甜點區(qū)”篩選是致密砂巖氣田規(guī)模有效開發(fā)的前提之一[14-16,50]。蘇里格氣田有效儲層在三維空間內(nèi)規(guī)模變化[23]，隱蔽性強，經(jīng)過攻關(guān)，儲層地震預(yù)測實現(xiàn)了“模擬到數(shù)字、二維地震到三維地震、疊后反演到疊前反演、砂層評價到氣層預(yù)測”4大轉(zhuǎn)變，解決了從“河道帶識別到砂體預(yù)測、氣層預(yù)測，再到儲層空間刻畫”的逐級精細描述問題，形成了蘇里格氣田甜點區(qū)篩選技術(shù)，并在甜點區(qū)篩選基礎(chǔ)上，優(yōu)化井位優(yōu)選技術(shù)，開發(fā)方式實現(xiàn)了從直井到定向井再到水平井為主的轉(zhuǎn)變[23-25]。截至目前，已累計篩選出“甜點區(qū)”面積占總含氣面積的23.7%，Ⅰ+Ⅱ類井比例始終在80.0%以上，保障了整體規(guī)劃的順利實施。

2.2水平井開發(fā)技術(shù)

水平井是提高單井產(chǎn)量的有效手段，水平井整體開發(fā)技術(shù)主要是部署集群化、設(shè)計差異化、作業(yè)工廠化、站場橇裝化[23-25]。對于大型致密砂巖氣藏，在不同的開發(fā)階段對儲層的精細描述的要求不同，需要在不同的尺度上加深對儲層構(gòu)型的認識，從地質(zhì)背景、體系類型和沉積相帶識別入手進行層段復(fù)合砂體描述；在沉積微相，砂體疊置類型和主河道識別的基礎(chǔ)上刻畫小層復(fù)合砂體；進而進行沉積期次劃分、單砂體劃分、單砂體規(guī)模表征來定性單砂體規(guī)模；并在上述工作的基礎(chǔ)上開展構(gòu)型單元劃分，構(gòu)型界面識別，構(gòu)型單元規(guī)模定量表征和不同單元空間展布刻畫；最后查明剩余儲量分布，為集群化水平井井位部署提供科學依據(jù)。并相應(yīng)制訂3種井位部署模式，并配套工作化作業(yè)和站場橇裝化工藝[23-26,29-30]。年完鉆水平井由2009年10口井增加到2013年222口；水平井產(chǎn)能比例由評價初期5.1%提升到60.8%；有效儲層鉆遇率由初期的23.9%提升到65%，初期產(chǎn)量為相鄰直井的3～5倍。

2.3井型井網(wǎng)優(yōu)化技術(shù)

研究成果和開發(fā)實踐均表明，井型井網(wǎng)是致密強非均質(zhì)砂巖氣田采收率的主要影響因素之一[23,27-28]，必須在目前技術(shù)經(jīng)濟條件下，滿足氣田地質(zhì)特征需求，獲得良好經(jīng)濟效益的同時，實現(xiàn)較高的開發(fā)指標。針對蘇里格氣田儲層有效砂體規(guī)模小、疊置關(guān)系復(fù)雜的強非均質(zhì)性特點，以蘇6加密區(qū)為研究對象，引入動態(tài)分析成果約束，形成了分級相控、動態(tài)約束的有效儲層建模方法[23]，應(yīng)用多點地質(zhì)統(tǒng)計學，并增加動態(tài)約束樣本數(shù)，擴展建立了氣藏模型；首次提出了井間干擾概念，并揭示了蘇里格氣田井間干擾概率與井網(wǎng)密度之間的關(guān)系，聯(lián)合采用砂體精細解剖、油藏工程、數(shù)值模擬、經(jīng)濟評價等多種方法，建立了開發(fā)井網(wǎng)優(yōu)化數(shù)學模型，得到了氣田采收率和井網(wǎng)密度之間的定量描述。進而在綜合分析的基礎(chǔ)上給出了蘇里格氣田合理的開發(fā)井網(wǎng)[27-28]。

2.4快速鉆井技術(shù)

集成創(chuàng)新應(yīng)用 “PDC復(fù)合鉆進、井身剖面優(yōu)化、軌跡精確控制、低摩阻防塌鉆井液體系”等技術(shù)，鉆井模式由直井、叢式定向井、水平井發(fā)展為多井型大井組立體開發(fā)模式[29-30,51]。初期開展欠平衡鉆井和小井眼鉆井礦場實驗；通過“井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化、PDC優(yōu)化設(shè)計、鉆具組合優(yōu)化、套管國產(chǎn)化”等措施大力發(fā)展叢式井鉆井技術(shù)；通過“井身剖面優(yōu)化、耐磨導(dǎo)向PDC設(shè)計、強抑制防塌鉆井液體系和低摩阻鉆井液體系研發(fā)”等措施優(yōu)化水平井鉆井；應(yīng)用“三維水平井鉆井技術(shù)、防碰繞障技術(shù)、工廠化模式”，開展多井型大井組快速鉆井技術(shù)攻關(guān)。通過上述措施和技術(shù)的配合，直/叢井平均鉆井周期由30.5 d縮短至19.4 d，單井鉆井成本下降37.5%；水平井鉆井周期由102 d縮短至59.2 d，單井鉆井成本下降40%（圖1）；以G07-6井組為例，該井組采用直井、定向井和水平井組合井型，上古生界氣藏和下古生界氣藏立體開發(fā)，7口直/定向井和7口水平井，達到整體規(guī)模開發(fā)，不僅縮短了鉆井周期，也滿足了低成本開發(fā)需求。

圖1　蘇里格氣田鉆井指標圖

2.5儲層改造技術(shù)

在直井方面，針對蘇里格氣田“一井多層、單層低產(chǎn)”的特點，以實現(xiàn)多層動用為目標，攻關(guān)形成了機械封隔和套管滑套兩大分層壓裂技術(shù)[29-31]。機械封隔分層壓裂技術(shù)，通過運用“大通徑封隔器、多孔球座、多層應(yīng)力剖面設(shè)計”，從分壓3層提高至11層，壓裂周期由2～3 d降至1 d，規(guī)模應(yīng)用4 000口井，成本節(jié)約25%，實現(xiàn)直井多層低成本、快速分壓；套管滑套分層壓裂技術(shù)，通過運用“可開關(guān)套管滑套、可溶球、定壓滑套、變徑膠塞”，有限級最高可分壓11層，現(xiàn)場試驗48口井192層，工具價格為國外同類產(chǎn)品的50%。在水平井方面，立足不同儲層特點，形成多級滑套水力噴砂、裸眼封隔器兩大水平井分段壓裂技術(shù)[29]，累計應(yīng)用582口井，初期產(chǎn)量達到直井產(chǎn)量的3倍；形成水平井“低黏度液體造縫、高黏度液體攜砂、多尺度支撐劑組合、高排量大規(guī)模注入”的體積壓裂工藝技術(shù)[52-53]，監(jiān)測表明改造體積增加2倍以上, 初期日產(chǎn)氣量是常規(guī)水平井的1.8倍；自主研發(fā)了低濃度和陰離子表面活性劑兩套致密砂巖氣藏低傷害壓裂液體系，室內(nèi)評價巖心傷害均降為20%以下，規(guī)模應(yīng)用超過2 000口井，改造效果較常規(guī)提高20%～30%。

2.6排水采氣技術(shù)

生產(chǎn)動態(tài)表明，蘇里格氣田氣井在快速降產(chǎn)期后經(jīng)過一段時間的低壓生產(chǎn)時間，出現(xiàn)明顯產(chǎn)量和壓力劇烈波動的積液特征，將進入排水采氣生產(chǎn)階段，需采取助排措施生產(chǎn)，影響長期穩(wěn)產(chǎn)[23]。形成以“泡沫排水采氣為主，速度管柱、柱塞氣舉和氣舉復(fù)產(chǎn)等為輔”的排水采氣技術(shù)系列，各技術(shù)持續(xù)突破并配套完善，不斷挑戰(zhàn)低產(chǎn)氣井攜液生產(chǎn)下限[23]。泡沫排水采氣人工加注到遠程控制加注，措施有效率超過85%；速度管柱整套技術(shù)國產(chǎn)化，措施成本降低50%；柱塞氣舉技術(shù)實現(xiàn)自主化，井口人工調(diào)參變?yōu)檫h程控制調(diào)參，措施成本降低62.5%。僅2015年蘇里格氣田排水采氣增產(chǎn)17.0×1012m3。

2.7“一體化”建設(shè)模式

形成“井下節(jié)流，中低壓集氣，帶液計量，井間串接，常溫分離，二級增壓，集中處理”的蘇里格地面建設(shè)模式[32]，適應(yīng)蘇里格氣田井數(shù)多、單井產(chǎn)量低、壓力下降快的特點。為有效縮短建設(shè)周期，提高管理水平，以“小型化、橇裝化、集成化、一體化、網(wǎng)絡(luò)化、智能化”為原則，集成創(chuàng)新了天然氣集氣一體化集成裝置、電控一體化集成裝置、凝析油穩(wěn)定橇等一體化集成裝置，形成了“一體化”建設(shè)新模式，實現(xiàn)了集氣站的橇裝化，提升了建設(shè)質(zhì)量，提高了開發(fā)效益?！耙惑w化”建設(shè)模式，實現(xiàn)了由零件標準化向產(chǎn)品標準化的轉(zhuǎn)變，加快了地面建設(shè)速度，平均減少站場占地面積35%以上，縮短設(shè)計周期30%以上，縮短施工周期35%以上，現(xiàn)場安裝工程量減少80%，是氣田地面建設(shè)新方向[32-33]。

3　提高采收率技術(shù)思路

全球每年新增儲量的70%來源于已發(fā)現(xiàn)的大油氣田的儲量增長[54]，大油氣田的產(chǎn)量更是關(guān)乎油氣資源的命脈[20-21]，開發(fā)已發(fā)現(xiàn)的致密砂巖氣藏遠比勘探一個（特）大型致密砂巖氣藏更具有現(xiàn)實意義，且隨著基礎(chǔ)理論研究的不斷深入，特別是有機質(zhì)“接力成氣”理論的提出[43-45]以及在疊合盆地天然氣領(lǐng)域取得成功[48-49],致密砂巖氣藏的增儲、上產(chǎn)和穩(wěn)產(chǎn)的領(lǐng)域及區(qū)域?qū)⒉粩鄶U大?！疤瘘c區(qū)”是致密砂巖氣藏前期開發(fā)的首選目標，隨著開發(fā)過程的推進，物理試驗及生產(chǎn)動態(tài)均顯示出物性下限之外的儲層也有一定的供氣能力[23,50]，加之作業(yè)區(qū)域生態(tài)環(huán)境脆弱，要達到提高采收率、提高效益、降低開發(fā)成本、建設(shè)綠色和諧氣田的目標，不斷提升開發(fā)效果，需從局部“甜點區(qū)”開發(fā)轉(zhuǎn)為區(qū)域式整體開發(fā)，進而轉(zhuǎn)變傳統(tǒng)開發(fā)方式。

3.1基于單井全生命周期分析的氣田開發(fā)規(guī)劃評價技術(shù)

致密砂巖氣藏儲層條件差，流體滲流阻力大，能量消耗快，氣井的生產(chǎn)能力有限，同時為了滿足生產(chǎn)需求，導(dǎo)致氣井產(chǎn)量穩(wěn)不住，遞減快，氣井幾乎沒有穩(wěn)產(chǎn)期，從投產(chǎn)就進入了遞減階段[23]。剖析氣井全生命周期遞減規(guī)律，結(jié)合各區(qū)塊歷年投產(chǎn)氣井比例，確定區(qū)塊遞減特征，進一步通過區(qū)塊加權(quán)獲得氣田遞減規(guī)律和年遞減產(chǎn)能，為氣田穩(wěn)產(chǎn)階段產(chǎn)能建設(shè)規(guī)劃提供依據(jù)。蘇里格氣田28口生產(chǎn)10年以上的氣井顯示在低壓條件下氣井具有較長的生產(chǎn)時間[23]；同等數(shù)量的直井與水平井產(chǎn)量貢獻率存在明顯差異，且蘇里格氣田各區(qū)帶生產(chǎn)特征不同，僅依靠單井模擬和預(yù)測存在一定誤差。因此需分別開展全生命周期直井和水平井遞減規(guī)律計算和預(yù)測，并在典型區(qū)塊解剖的基礎(chǔ)上分區(qū)帶明確遞減規(guī)律，最后通過數(shù)值模擬計算出整個氣田的遞減率，并逐年補充上年生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)進行約束和校正得到年遞減產(chǎn)能，為氣田開發(fā)規(guī)劃提供科學依據(jù)。

3.2混合井網(wǎng)動態(tài)評價及加密技術(shù)

開發(fā)井網(wǎng)、水平井開發(fā)、氣井生產(chǎn)方式、廢棄條件、氣井產(chǎn)水及氣井精細管理等是致密砂巖氣藏影響采收率的因素。國外致密砂巖氣開發(fā)實踐表明，井網(wǎng)加密是致密砂巖氣藏提高采收率的主要技術(shù)[12]。蘇里格氣田自開發(fā)以來，為深化氣藏評價和認識，先后開辟4個加密試驗區(qū)，共計直井105口，加密后井網(wǎng)密度為2.8～5.1口/km2。但加密區(qū)范圍小，且集中在中區(qū)。以蘇14三維地震區(qū)為例，2007—2009年開展變井距（500 m、600 m），變排距（600 m、700 m、800 m）加密試驗（表1），完鉆41口直井（定向井），5井組范圍內(nèi)含氣面積為16.57 km2，井網(wǎng)密度為2.5 口/km2，開展17個干擾試驗井組，3個井組見干擾，顯示井組采收率與井網(wǎng)密度和儲量豐度相關(guān)，儲量豐度較低的區(qū)域，井網(wǎng)過密單井產(chǎn)量無法達到經(jīng)濟極限產(chǎn)量?；趧討B(tài)特征的開發(fā)井網(wǎng)優(yōu)化[27],是目前確定合理開發(fā)井網(wǎng)的科學有效技術(shù)，但其仍需要通過加密井試驗、干擾試驗并結(jié)合動態(tài)分析，提高模型的符合程度，確定合理的基礎(chǔ)井網(wǎng)。蘇里格氣田不同分區(qū)間儲集層物性、有效砂體疊置形式、井間連通性、儲量豐度等存在差異，需進一步依靠動態(tài)資料深化不同區(qū)域剩余儲量分布的認識，從未開發(fā)區(qū)混合井網(wǎng)優(yōu)化研究和已開發(fā)區(qū)井網(wǎng)加密接替方式研究兩方面入手，并在儲量分類評價和不同物性儲層動用條件分析的基礎(chǔ)上進行生產(chǎn)規(guī)模優(yōu)化及開發(fā)效果評價。

表1　蘇14三維地震區(qū)內(nèi)不同井網(wǎng)下生產(chǎn)指標預(yù)測表

3.3集群化多井型多層系面積井網(wǎng)新區(qū)一次成型提高采收率技術(shù)

開發(fā)過程中，物理試驗及生產(chǎn)動態(tài)均顯示出物性下限之外的儲層也有一定的供氣能力[23,50]，加之作業(yè)區(qū)域生態(tài)環(huán)境脆弱，從“甜點區(qū)”開發(fā)轉(zhuǎn)為整體開發(fā)是發(fā)展的趨勢。蘇里格氣田“工廠化”壓裂作業(yè)方法和井網(wǎng)配套地面工藝優(yōu)化技術(shù)[29-33]，為集群化多井型多層系面積井網(wǎng)新區(qū)一次成型開發(fā)部署提供了有力支撐。采取骨架剖面多路逐級閉合驗證，建立以單砂體為目標的研究區(qū)地層格架；利用鄰近的已開發(fā)區(qū)塊的密井網(wǎng)解剖成果，結(jié)合地震資料及類比Ⅰ類井、Ⅱ類井、Ⅲ類井比例和生產(chǎn)動態(tài)等，開展“層次分析、模式擬合、多維互動”構(gòu)型分析，并建立地質(zhì)模型，描述出有效單砂體規(guī)模及展布；開展集群式多井型多層位開發(fā)井位部署，一次性部署完成基礎(chǔ)井網(wǎng)，并利用鉆探結(jié)果實時修正地質(zhì)模型和開展混合井網(wǎng)優(yōu)化；結(jié)合井組的鉆井作業(yè)方式，通過優(yōu)化鉆井順序、批量化鉆井、多鉆機聯(lián)合作業(yè)[51]，提高鉆井效率，縮短井組建井周期。針對未投入開發(fā)區(qū)域，采取此類開發(fā)可以達到轉(zhuǎn)變傳統(tǒng)的開發(fā)方式，提高采收率、提高效益、降低開發(fā)成本的目標。

3.4基于風險和效益的儲量評價模型

全球每年新增儲量的70%來源于已發(fā)現(xiàn)的大油氣田的儲量增長[54]，做好已探明儲量的分類分級評價，并明確致密砂巖氣藏開發(fā)各個開發(fā)階段的核心指標，是制訂科學、合理的開發(fā)方案，確定開發(fā)投資規(guī)模的重要依據(jù)。動靜結(jié)合，依據(jù)經(jīng)濟效益對儲量進行分類評價（表2），并將其劃分成富集區(qū)、致密區(qū)和富水區(qū)。開展已動用與剩余可動用儲量評價，井控程度較低區(qū)域采用單井動用儲量累加，井控程度80%區(qū)域采用圈定面積和平均儲量豐度的乘積來計算；累加得到不同分區(qū)剩余儲量；不同類型儲量區(qū)儲量品質(zhì)有明顯差異，單井產(chǎn)量及遞減規(guī)律不同，以生產(chǎn)時間較長的老井為基礎(chǔ)，同時考慮加密后井間的相互影響，分類進行預(yù)測；在氣井產(chǎn)能指標基礎(chǔ)上，結(jié)合儲量規(guī)模，按照儲量品質(zhì)由好至差的順序開展儲量動用分析；采用不同基礎(chǔ)井網(wǎng)，按照富集區(qū)、致密區(qū)、富水區(qū)的動用順序建立儲量動用模型；天然氣價格是影響收益率的最敏感因素之一[23,25]，不同氣價下剩余可動用儲量評價結(jié)果不同，隨著氣價的增加，剩余可動用儲量逐漸增加，穩(wěn)產(chǎn)年限延長，井網(wǎng)變小，需建立不同氣價下可動用儲量變化模型。

表2　蘇里格氣田儲量分類評價標準表

3.5多維矩陣式氣井管理技術(shù)

圖2　氣井差異化管理技術(shù)對策框架圖

開展氣井多元化分類管理是氣田有效開發(fā)的關(guān)鍵[23]，全面建立氣田分級分類管理體系，形成氣井差異化管理技術(shù)對策（圖2），是提高單井累計采氣量的有效技術(shù)方法，但間開井、產(chǎn)水井工作制度還需進一步優(yōu)化。應(yīng)從氣井臨界攜液流量、動能因子、持液率等方面對氣井泡排加注時機進行系統(tǒng)的研究并開展間開井制度優(yōu)化研究。從低滲透氣井滲流特征角度考慮，與“短關(guān)短開”制度相比，“長關(guān)短開”制度可以減少氣井管理難度，也更有利于發(fā)揮氣井生產(chǎn)能力，同時不影響當年產(chǎn)量，應(yīng)加大現(xiàn)場實踐和評價力度。

3.6低產(chǎn)低效井挖潛技術(shù)

蘇里格氣田氣井生產(chǎn)周期呈三段式特征[23]， 隨著生產(chǎn)時間的延長，氣井在快速降產(chǎn)期后經(jīng)過一段時間的低壓生產(chǎn)時間，出現(xiàn)明顯產(chǎn)量和壓力劇烈波動，大批井將逐漸進入低產(chǎn)和排水采氣生產(chǎn)階段，如何充分利用老井提高采收率，需要不斷探索挖潛技術(shù)對策。排水采氣，老井側(cè)鉆和老井重復(fù)改造是低產(chǎn)低效井挖潛的主體技術(shù)；排水采氣的主要難點集中在氣井全生命周期排水采氣技術(shù)和水平井及大水量氣井經(jīng)濟有效排水采氣技術(shù)的研究；老井側(cè)鉆的主要難點集中在小井眼水平井長度受限和分段壓裂引進工具成本高；老井重復(fù)改造的主要難點集中在儲集層的地層能量虧空，壓井液濾失嚴重，老裂縫延伸難度大和壓裂液入地液量大，壓后排液困難。通過氣井全生命周期工藝適應(yīng)性和投入比選論證，Ⅰ類井主體采用速度管柱，Ⅱ、Ⅲ類井主體采用柱塞氣舉工藝；水平井和大水量氣井有效的排水采氣工藝仍需攻關(guān)。目前氣田側(cè)鉆水平井壓裂改造工具皆從國外引進，與氣田常規(guī)?152.4 mm井眼工具相比，工具價格增加近3倍，急需開展關(guān)鍵工具國產(chǎn)化研發(fā)，降低作業(yè)成本。針對儲集層長期生產(chǎn)存在壓降漏斗區(qū)，重復(fù)壓裂設(shè)計采用前置注入液氮或CO2，在井筒周圍壓降漏斗區(qū)快速形成高壓帶，降低壓裂過程液體濾失，提高壓后液體返排速度；已開展2口井老層重復(fù)壓裂注液氮增壓降濾先導(dǎo)性試驗，日增產(chǎn)40%～200%，但壓裂工藝及施工參數(shù)仍需配套和優(yōu)化。

3.7新型井場環(huán)保技術(shù)

為保護和改善環(huán)境，防治污染和其他公害，保障公眾健康，推進生態(tài)文明建設(shè)，促進經(jīng)濟社會可持續(xù)發(fā)展，國家頒布了一系列法規(guī)，對氣田開發(fā)過程的環(huán)保工作提出嚴格要求。鉆試廢液環(huán)保處理，固體廢棄物處理及資源化利用和配套環(huán)保處理裝備研發(fā)是急需攻關(guān)的新型井場環(huán)保技術(shù)。鉆井、壓裂過程廢棄物實行“減量化、資源化、無害化”管控，采用井場處理與站點集中處理相結(jié)合的模式，井場廢棄物不落地處理，施工過程中鉆井液和壓裂液實行井間再利用，最后1口井拉運至集中處理點。在產(chǎn)能建設(shè)相對集中的區(qū)域建設(shè)橇裝式、可移動式臨時廢水處理點以處理鉆井廢液及酸化廢液為主，具備處理壓裂返排液的功能；處理后的液體達到再生水及回注水指標要求；固體廢棄物制磚，鋪墊井場、道路。

3.8基于一體化集成裝置的地面工藝

針對“叢式井多井氣相混合計量”的計量方式，在叢式井場采用移動式分離計量一體化集成裝置定期對重點監(jiān)測井進行氣、水計量，來滿足氣井精細化管理要求；為滿足氣田偏遠含硫氣井小規(guī)模脫硫需求，急需研發(fā)天然氣液體脫硫一體化集成裝置，設(shè)計規(guī)模為5×104～10×104m3/d，占地面積小且管理操作方便；針對蘇里格氣田部分高產(chǎn)水區(qū)塊瞬時產(chǎn)水量大的問題，研制具有采出水閃蒸和放空分液功能的新型一體化集成裝置，實現(xiàn)自動排液、液位監(jiān)測和報警、遠程控制等功能，提高大液量站場運行的可靠性和穩(wěn)定性；針對蘇里格氣田水平井開發(fā)區(qū)采氣干管氣液混輸，干管直徑較大，在清管過程中易出現(xiàn)段塞流，集氣站內(nèi)現(xiàn)有分離器無法滿足分離要求，需研制適用于瞬時液量大的段塞流分離一體化集成裝置。

3.9C3+混合烴類回收利用技術(shù)

蘇里格氣田產(chǎn)品氣中丙烷及以上重烴組分含量達到1%，僅按照蘇里格氣田2014年產(chǎn)量235.3×108m3測算，如果能對C3+混合烴類進行回收，每年可生產(chǎn)液化石油氣32.8×104t和穩(wěn)定輕烴10×104t。液化石油氣和穩(wěn)定輕烴的用途廣泛，既可以作為工業(yè)和民用燃料，也可作為化工原料進行深加工，生產(chǎn)高附加值的化工產(chǎn)品，且銷售市場廣闊。采用“變壓吸附 + 低溫分離”組合工藝，對天然氣中C3+組分進行初步分離提純，然后進入低溫分離裝置得到液化石油氣和穩(wěn)定輕烴，該工藝具有制冷負荷低、輕烴回收率高的特點。雖然成品氣量減少，但經(jīng)濟效益提升，混合烴類回收利用技術(shù)是提高氣田開發(fā)效益的可行方法之一，需開展礦場試驗。

4　結(jié)論

1)特大型致密砂巖氣的評價、上產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)階段需要的開發(fā)技術(shù)呈“漸進式變化”，由定性轉(zhuǎn)向定量，由框架整體評價轉(zhuǎn)為分類分級評價，由單井轉(zhuǎn)為集群式叢式井組，由單一井網(wǎng)轉(zhuǎn)變?yōu)槎嗑突旌系拿娣e井網(wǎng)，配套工藝由引進轉(zhuǎn)為自主研發(fā)，工廠化作業(yè)和體積壓裂成為關(guān)鍵技術(shù)，地面工藝向橇裝化和數(shù)字化方向發(fā)展，其核心是提高單井產(chǎn)量和采收率，并穩(wěn)步降低開發(fā)成本。

2)基于甜點區(qū)篩選的井位部署技術(shù)，水平井開發(fā)技術(shù)，井型井網(wǎng)優(yōu)化技術(shù)，快速鉆井技術(shù)，儲層改造技術(shù)和排水采氣新工藝，“一體化”建設(shè)模式等支撐了蘇里格氣田快速上產(chǎn)。

3)基于單井全生命周期分析的氣田開發(fā)規(guī)劃評價技術(shù)，混合井網(wǎng)動態(tài)評價及加密技術(shù)，集群化多井型多層系面積井網(wǎng)新區(qū)一次成型提高采收率技術(shù)，基于風險和效益評價的儲量評價模型，“多維矩陣”式氣井精細管理技術(shù)，低產(chǎn)低效井挖潛技術(shù)，新型井場環(huán)保技術(shù)，基于一體化集成裝置的地面工藝，混合烴類回收利用技術(shù)等9項開發(fā)技術(shù)是急需攻關(guān)的核心技術(shù)。

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Technical ideas of recovery enhancement in the Sulige Gasfi eld during the 13thFive-Year Plan

Tan Zhongguo1, Lu Tao2,3, Liu Yanxia2,3, Wu Lichao4, Yang Yong2,5
(1. PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi’an, Shaanxi 710018, China; 2. Research Center of Sulige Gas Field, PetroChina Changqing Oilfi eld Company, Xi’an, Shaanxi 710018, China; 3. National Engineering Laboratory for Lowpermeability Oil & Gas Field Exploration and Development, Xi’an, Shaanxi 710018, China; 4. Gasfi eld Development Department of PetroChina Changqing Oilfi eld Company, Xi’an, Shaanxi 710018, China; 5. Exploration and Development Research Institute of PetroChina Changqing Oilfi eld Company, Xi’an, Shaanxi 710018, China)
NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 3, pp.30-40, 3/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

Based on the exploration and development achievements of the Sulige Gasfield in the Ordos Basin, tight sandstone gas yield has been increased essentially in China. Recovery enhancement is always the core subject in researches. In this paper, the development history of the Sulige Gasfield was reviewed focusing on the technological progress in single well production enhancement. Then, the technical ideas on and countermeasures for transforming the traditional development modes and increasing recovery factor were discussed. It is shown that the development technologies in the evaluation and the production enhancement and stabilization of giant tight sandstone gas reservoirs are changed progressively. The fast increase of gas production in this field is made possible by well location arrangement technology based on sweep spot screening, horizontal well development technology, well type and well pattern optimization technology, fast drilling technology, reservoir stimulation technology, drainage gas recovery technology and integrated construction mode. And finally, the technical ideas of recovery enhancement during the 13thFive-Year Plan were proposed in nine aspects, including gas field development, planning and evaluation technology based on single-well life cycle analysis; dynamic evaluation and infilling technology for mixed well patterns targeting recovery enhancement; one-shot recovery enhancement technology for a new areal pattern area with integrated multiple well patterns and multiple series of strata; reserve evaluation model based on risk and benefit evaluation; gas-well precise management technology with multi-dimensional matrix; potential tapping technology for low production and low efficiency wells; novel wellsite environmental protection technology; surface process based on integrated equipments; and C3+mixed hydrocarbon recovery technology. It provides technically reliable support for the development of tight sandstone gas reservoirs in Sulige Gasfield during the 13thFive-Year Plan.

Ordos Basin; Sulige Gasfield; Tight sandstone gas reservoir; Heterogeneity; Development technologies; Recovery factor; Comprehensive research; Scheme

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.03.005

國家科技重大專項“鄂爾多斯盆地大型低滲透巖性地層油氣藏開發(fā)示范工程”（編號：2011ZX05044）、中國石油天然氣集團公司科學研究與技術(shù)開發(fā)項目“致密氣藏開發(fā)重大工程技術(shù)研究”（編號：2012E-1306）。

譚中國，1962年生，高級工程師，博士，中國石油長慶油田公司副總經(jīng)理；主要從事天然氣開發(fā)地質(zhì)與氣藏工程的研究與管理工作。地址：（710018）陜西省西安市鳳城四路長慶油田科研樓810室。ORCID:0000-0003-2406-794X。E-mail:tzg_cq@petrochina. com.cn

2015-11-13編 輯韓曉渝)