苏里格气田苏东南区思路、科技、管理三位一体化高效开发创新与实践

刘雪玲 费世祥 王 华 陈兴官 王永林

（1.中国石油长庆油田公司勘探开发研究院；2.低渗透油气田勘探开发国家工程试验室；3.中国石油长庆油田公司第一采气厂）

苏里格气田苏东南区位于内蒙古鄂尔多斯市乌审旗和陕西省榆林市榆阳区境内，区块面积为3600km2。在上古生界二叠系石盒子组、山西组等不同层系均钻遇含气层，区内累计提交探明储量较高，但区块整体属于苏里格东区沉积体系，储量品位不够理想，优势储层偏少，高效开发难度较大。2009年评价建产完钻的60口直井、定向井，其中Ⅰ、Ⅱ类井静态比例为73.4%，平均无阻流量仅为4.4×104m3/d。如何整体、规模、效益开发，困扰着气田开发工作者。

1 解放思想，探索高效开发新思路

1.1 大胆解放思想，转变开发方式

2011—2012年，长庆油田围绕提高单井产量，大力开展致密气田技术攻关，加大水平井开发力度。苏东南区乘势而上，抓住强劲发展势头，开展三维地震预测和地质综合研究，按照“骨架井控制砂体、水平井提高产量”的开发思路，优选富集区开展水平井开发试验。期间完钻7口水平井，平均无阻流量为55×104m3。试验表明，苏东南区石盒子组盒8下亚段气层主力优势凸显，适合水平井开发，效果明显优于直井，从而坚定了对该区进行水平井规模开发的信心。在苏东南区地质与气藏工程研究的基础上，“苏里格气田苏东南区30×108m3/a的初步开发方案”应运而生，从而将苏东南区的开发方式从“直井、定向井”转变为“丛式水平井组”，走“少井高产”的发展道路，实现了开发方式的根本转变。

1.2 深化地质认识，拓宽开发思路

科研人员深入开展基础研究，通过强化砂体平面展布、储层横向预测、有效砂体精细解剖、有效砂体空间叠置关系、构造精细刻画等工作，以气层平面展布特征和有利区筛选结果为依托，进行水平井整体部署；针对不同地质目标体，制定不同技术对策，拓宽水平井的部署思路，形成“水平井整体开发、水平井立体开发、大丛式混合井组开发”3种水平井“集群化”部署模式（图1）。在水平井地质设计中，以有效砂体空间叠置模式研究为核心，按照先大后小、先易后难的原则，逐级细分沉积界面，精细刻画单砂体连通性及其发育规模。

图1 苏东南区不同类型储层水平井集群化部署示意图

根据砂体叠置模式，设计不同水平井轨迹。整装连续块状砂体，采用平直型水平井轨迹；多层叠置砂体、局部发育泥质隔夹层，采用大斜度水平井轨迹；分段层状砂体，发育稳定泥岩隔层，采用阶梯式水平井轨迹[1-4]。“量身定做”的水平井轨迹设计理念，进一步拓宽了水平井实施空间。目前，苏东南区致密砂岩气藏平直型、阶梯型、大斜度水平井比例分别约为70%、10%、20%，显著提高了有效储层钻遇率和储量纵向动用程度[5]。

2 技术创新，寻求高效开发新利器

2.1 实施工厂化作业，“多井同场”降本增效

在水平井整体开发方案部署中，集群化井位部署实现了“多井同场”，使一线实施工厂化作业成为可能。在不断优化水平井井身结构、三维水平井剖面、轨迹控制技术、多井同时压裂方案等核心技术基础上，水平井从钻井到压裂施工采用“标准化布局、流水化衔接、集中化作业、统一化管理”的工厂化作业模式，大幅缩短了施工周期，节约了成本和土地。截至2018年10月底，苏东南区累计钻井695口，建井场124个，平均单井场辖井5.6口，与原来“一井一场”的开发模式相比，累计节约土地近13.3km2，节约钻试周期8686d。产能建设提速降本显著，实现了气田的高效开发。

2.2 建立随钻导向流程，提高钻遇效果

科技人员结合室内研究和现场实践，综合分析钻井、录井、测井资料，建立了“两阶段、三结合、四分析、五调整”导向流程[6-7]，即强化两个钻井阶段，坚持3种资料结合，做好4个方面分析，制定5种调整预案（图2）。水平井导向根据不同级别标志层，并结合岩性、电性资料，逐级对比，实时预判靶点位置，确保顺利入靶；水平段实施前预判可能钻遇的地层风险，并制定应对措施；实施过程中，根据随钻录井、测井和轨迹参数判断水平井所处空间位置，研究砂体变化趋势，及时确定实施方案。充分利用数字化油气藏研究平台与决策支持系统，技术人员室内在线监测钻井现场的钻井轨迹，利用数字化水平井随钻地质导向平台，及时获取随钻资料，快速准确地判断地层岩性、识别有效储层，实现“即时研判、快速决策、马上执行”的高效导向模式。苏东南区平均水平段长度为1340m，砂体平均钻遇率为78%，气层平均钻遇率为62%。

图2 精细化地质导向技术流程图

2.3 精准压裂施工，提升储层改造效果

气井地质条件是产量决定性因素，不同的地质条件需要配合不同的改造工艺措施和改造规模，长庆气田按照“一井一类一地质、一井一法一工艺”的思路，从储层厚度累计30m的首口裸眼封隔器18段体积压裂，到储层纵向多层叠置、横向复合连片的首口裸眼封隔器“千立方米砂、万立方米液”体积压裂，再到水平段长度达到2525m、改造段数最多20段的体积压裂，试气产量屡获新高。近两年，长庆气田积极推广水力泵送桥塞分段压裂新工艺应用，利用无限级压裂原理，进行储层精准改造，同时优选压裂液体系、合理安排各项工序、严把入井材料质量，有效地提高了改造效果。目前已完成水力泵送桥塞压裂改造8口井55段/115簇，平均产气量为7.1×104m3/d，平均无阻流量为52.2×104m3/d。2018年，在压裂改造施工中，突出压裂参数及改造措施的优化，实时跟踪施工动态，不断修正精细压裂模型，有力保障储层改造实施效果。全年完试气井平均无阻流量达23.4×104m3/d，较上年提升23.16%（图3）。

图3 苏东南区近年试气效果对比

3 质量管理，确保安全环保绿色开发

3.1 严格施工监督，加强全面质量管理

第一采气厂以“源头控制、过程监督、验收把关”为抓手，强化日常质量监管，突出重点环节、关键工序、特殊工艺等关键节点把控，多专业协同配合，力保施工质量提升。一是紧抓工程达标及材料合格，杜绝不合格材料入井，从源头上保障钻试施工质量；二是严格执行“常规工序巡井、重点工序旁站”制度，抓好重点工序现场监督，做到钻井、录井、测井、试气、地面各专业的关键环节现场监督率100%，严把质量指标关；三是以“质量管理年”为契机，全面梳理质量管控风险点，制定针对性防控措施，将质量问题消灭在萌芽状态；四是成立质量管理小组，加强质量监督管理，一方面定期开展监督履职能力评估，确保监督履职到位，另一方面定期开展现场质量问题通报会，剖析质量问题原因，制定整改措施，确保各项工程指标全面达标，工程质量全面受控。

3.2 安全环保施工，依法合规绿色开发

苏东南区在钻完井、压裂试气、速度管柱施工中，全面推广液体不落地和重复利用等清洁化工艺，做到环保先行、绿色开发。一是全面应用钻井液不落地及重复利用技术，对钻井液中固相和液相进行分离，分离后的液相进行重复利用，固相拉运至岩屑处理厂处理，单井岩屑产生量为500m3，钻井液重复利用率达60%～70%，节约用水15500m3。二是全面应用压裂液不落地和重复利用技术，规模应用EM50S、EM50、EM60和RP120等4种可回收再利用压裂液体系，做到压裂返排液不落地回收，井场内重复利用[8-9]。现场配备燃烧池→导液池→沉砂池→回收罐等回用流程，实现压裂返排液的减量化、资源化，再利用率达35.1%。严格执行“返排液不落地处理”，作业过程中严格落实返排液存储设施防渗处理，储液罐、软体罐底部需铺设防渗膜，并设置有效可靠的围堰，做到依法合规、环保受控。

4 结束语

通过思路、科技、管理的三位一体创新，苏东南区实现了发展方式的根本转变。在此过程中，集成了致密砂岩气藏开发关键技术，包括水平井“集群化布井、差异化设计、流程化导向”产能建设模式，钻井工厂化、站场橇装化作业模式等。开发水平大幅度提高，积累了丰富经验，对致密气藏的大规模开发具有重要示范意义。

截至2018年10月底，苏东南区建成了30×108m3/a产能建规模并实现稳产3年，成为长庆气区又一主力区块，目前是长庆气区规模最大的水平井整体开发区。据气藏生产动态评价研究，苏东南区单口水平井前3年产气量为（4.5～5.0）×104m3/d，预测单口水平井最终累计产气量达0.83×108m3；水平井产气量达到直井的4.7倍，累计产气量为直井的4倍，水平井开发效果优于苏里格中区、东区。经济效益评价显示，内部收益率接近20%，生产实践证实了苏东南区开发技术政策的适应性和先进性。