摘要：鄂爾多斯盆地擁有豐富的天然氣資源，但是儲層隱蔽性強、非均質性強，開發難度極大。“十一五”期間，中國石油長慶油田公司通過不斷轉變發展方式，著力推進技術攻關，探索形成了低滲透氣藏效益開發建設模式，突破了水平井、致密儲層改造等提高單井產量的關鍵技術，建成了年產天然氣200×108m3以上的生產能力，實現了鄂爾多斯盆地低滲透氣藏的經濟有效開發。目前長慶油田未動用天然氣儲量規模達數萬億立方米，仍具有相當大的開發潛力，但是這些未動用儲量主要賦存于多薄層致密砂巖儲層中且氣水關系復雜。為了實現對此類儲量的經濟有效開發，提出以提高單井產量、提高采收率、降低開發成本為目標，并加強以下5個方面技術攻關的工作思路：多薄層儲層預測技術、氣水層綜合判識技術、水平井快速鉆井及分段改造技術、直井多層改造技術、提高采收率技術。還展望了該盆地的天然氣開發前景。
關鍵詞：鄂爾多斯盆地低滲透氣藏；經濟有效開發；關鍵技術；提高單井產量；前景展望；中國石油長慶油田公司
鄂爾多斯盆地擁有豐富的天然氣資源，但是具有典型的“三低”特征(低滲透率、低壓力、低豐度)，儲層隱蔽性強，非均質性強，開發難度極大。“十一五”期間，中國石油長慶油田公司(以下簡稱公司)通過不斷轉變發展方式，積極探索現代管理方法，著力推進技術攻關，形成了以“標準化設計、模塊化建設、數字化管理、市場化運作”為核心的低滲透氣藏效益開發建設模式[1]，突破了水平井、致密儲層改造等提高單井產量的關鍵技術，建成了年產天然氣200×108m3以上的生產能力，并取得了較好的經濟效益，實現了鄂爾多斯盆地低滲透氣藏的經濟有效開發。2010年公司年產氣量達到211×108m3，長慶氣區已經成為我國重要的天然氣生產基地[2]。
1 “十一五”期間天然氣開發主要做法與成果
1.1 地球物理勘探技術不斷進步，為氣田開發提供了有力支撐
1.1.1儲層預測技術
對于靖邊氣田下古生界碳酸鹽巖氣藏，通過地震正演建立預測模型，利用大量的二維地震資料定性預測全區奧陶系頂部古地貌。在水平井部署區，應用三維地震拓頻及相干技術，定量解釋奧陶系頂部侵蝕量，準確地描述奧陶系古地貌和微構造的空間形態，為水平井部署提供依據。
對于榆林、子洲氣田下二疊統山西組山2段砂巖，通過已知井建立波形特征識別模式，對全區目標砂巖進行定性預測。在具有一定井控程度的開發區內，通過井約束地震反演，定量預測山2段砂巖厚度。在砂巖預測的基礎上，根據山2段砂巖與圍巖的組合特點，將其定性為第Ⅰ類(高阻抗砂巖)AV0響應。實際應用中，利用地震道集中目標反射振幅隨偏移距增大而減小來定性預測儲層的含氣性。
對于蘇里格氣田下二疊統下石盒子組盒8段致密砂巖，從地震資料采集、處理、解釋3個方面入手，經過不斷探索和努力，實現了“模擬到數字、二維到三維、疊后到疊前、砂層到氣層”的4大轉變。①資料采集實現了從模擬到全數字的轉變，得到了包含完整AVO信息的地震資料；②資料處理以最大限度保持疊前動力學信息為目的的高保真去噪處理，得到了寬頻、保真、全面的地震資料；③資料解釋從疊后阻抗反演向疊前多參數反演的轉變，實現了從砂體預測到氣層預測的轉變[3](圖1)。在水平井開發區，進一步開展高密度全數字三維地震，并充分發揮三維地震的優勢，采取疊前、疊后預測相結合的思路，準確預測盒8段儲層的微構造特征并全方位描述該儲層的空間展布。在此基礎上，充分運用三維可視化技術和手段，進行水平井設計和叢式井部署，大幅度提高了三維區叢式井鉆井成功率和水平井的儲層鉆遇率。
1.1.2儲層識別技術
以高精度數控和成像、核磁測井為基礎，以孔隙結構和含氣性定量評價為核心，形成了致密砂巖有效儲層識別、氣水層快速判識、儲層參數精確計算、測井產能分級預測等技術系列，為蘇里格氣田快速上產提供了有力的技術支持。
① 針對蘇里格氣田存在高阻產水、低阻出氣、氣水關系復雜的情況，綜合采用測井、氣測信息，準確識別流體性質，精細解釋氣水層，為科學制訂試氣方案提供了依據；②針對蘇里格地區盒8段、山1段儲層孔隙類型普遍呈現粒間溶孔(中孔為主)、晶間孔(微孔為主)并存的雙孔隙結構特點，巖電關系與常規的粒間孔隙儲層存在明顯差異，提出了雙孔隙類型測井含氣飽和度解釋模型，提高了含氣飽和度解釋精度(圖2)；③針對致密砂巖成巖作用強、孔隙結構復雜的特點，形成了以核磁測井為基礎的孔隙結構定量評價技術，為低滲透致密砂巖有效儲層劃分提供了可靠依據。
1.2 鉆井提速助推了氣田大規模開發
1.2.1直井和叢式井快速鉆井技術
通過強化井身剖面優化、軌跡控制及PDC鉆頭個性化設計等技術攻關研究，大幅度縮短了鉆井周期，井深3500m左右的直井由平均45d縮短到15d左右，叢式井由平均35d降到20d左右。
1.2.2水平井快速鉆井技術
① 優化井身結構，取消了導眼，為水平井快速鉆井奠定基礎；②優化合理的靶前距，將剖面類型從中短半徑轉變為長半徑，靶前距從350m增加到500m，復合鉆井段達到70%以上；③從鉆頭冠狀結構、裙部長度和刀翼數量3個方面改進，優選出了適合地層特點、滿足工藝需求的優質高效PDC鉆頭；④不斷完善鉆井液體系，斜井段采用雙鉀鹽聚磺鉆井液體系，抑制了“雙石層”的坍塌，減少了井下復雜，克服了PDC鉆頭泥包、粘卡等難題，水平段采用無土相低傷害暫堵鉆(完)井液體系，有效地保護了儲層[5]。通過井身結構優化、選擇合理靶前距，優選鉆頭及不斷完善鉆井液體系等技術手段，大大縮短了鉆井周期，為水平井規模應用提供了技術保障。
1.3 水平井技術有效地提高了“三低”氣藏單井產量
1.3.1井位優選及軌跡優化技術
針對蘇里格氣田有效儲層較薄、連續性差的特征，充分利用三維地震資料，做好“六圖一表”(地震剖面、砂體厚度、氣層厚度、氣層頂面、底面構造和氣藏剖面圖及靶點預測表)，優化水平井靶點設計(圖3)；鉆井過程中，通過充分應用現場錄井資料，對巖性、粒度、顏色實時觀察，對鉆時、氣測隨鉆分析對比等手段，精細調整井身軌跡[6]。
1.3.2水平井儲層改造技術
針對水平井改造面臨的難題，近年來公司以提高單井產量和作業效率為目標，深化室內基礎研究、優化分段改造工藝、實現工具系列化，初步形成了以水力噴砂壓裂為主體的水平井多段壓裂改造技術體系。
1.3.2.1 研發形成了具有長慶特色的水力噴射分段壓裂技術[7]
該技術通過高速水射流射開套管和地層并形成一定深度的噴孔，流體動能轉化為壓能，在噴孔附近產生水力裂縫，實現壓裂作業。該技術實現了射孔、壓裂、隔離一體化，具有適用多種完井方式(裸眼、套管、篩管)、不同儲層類型(砂巖、碳酸鹽巖)、井下管柱簡單、作業效率高等特點。2008年在長慶氣區第一口水平井壓裂試驗獲得成功，壓后增產5倍，堅定了蘇里格水平井開發試驗的信心，由此引領了水平井分段壓裂的強力攻關與試驗。但該技術在初期采用油管拖動水力噴射多段壓裂工藝，存在壓裂段數少、井控風險大等不足，2009年又創新提出了水力噴砂+多級滑套實現不動管柱多段壓裂的技術思路，形成了氣田不動管柱水力噴射分段壓裂技術，實現了從Φ114.3mm套管一次壓裂3段到5段再到7段得跨越(圖4)，并在Φ152.4mm裸眼實現一次壓裂10段得重大突破，2010年實施井平均壓裂7段，平均無阻流量達57.3×104m3/d，取得了較好效果。
1.3.2.2 裸眼封隔器分段壓裂技術[8～9]
為進一步探索水平井分段壓裂技術，積極開展對外合作，引進了裸眼封隔器分段壓裂技術，通過消化、吸收，自主研發了裸眼封隔器分段壓裂工具。2010年，在蘇里格氣田規模應用裸眼封隔器分段壓裂井平均試氣井口產量11.2×104m3/d，總體實施效果較好。
截至2010年底，蘇里格氣田完鉆水平井平均水平段長929m，砂巖鉆遇率為82.3%，有效儲層鉆遇率為60.5%。投產井初期產量達7.8×104m3/d，預測單井配產5.0×104m3/d可以穩產3年，最終累計采氣量7000×104m3/d以上。
1.4 不斷完善不同類型氣藏地面集輸模式
根據不同氣藏的儲層物性特征、氣井生產特點、氣質狀況和開發區域地形、地貌特點，優化、簡化了地面工藝流程。形成了以靖邊、榆林、蘇里格氣田為代表的3種地面集輸模式[10]：①靖邊氣田采用以多井高壓集氣、集中注醇等“三多三簡”的開發地面配套工藝技術；②榆林氣田采用以“節流制冷、低溫分離、高效聚結、小站脫烴”為主體技術的地面集輸工藝；③蘇里格氣田是以“井下節流、井口不加熱、不注醇、中低壓集氣、井間串接”等為核心技術的“中低壓集氣模式”。近年來，又創新發展了蘇里格氣田數字化集氣站管理新模式，實現了中心站少量值班人員管理多座無人值守數字化集氣站，達到了“三減少、兩提高”的目的。三減少：減少站場生產定員50%以上，集氣站面積減少20%，減少水、電、氣消耗，降低運行成本；兩提高：一是由中心管理站對集氣站集中監視、控制，提高管理、調度的效率，二是提高氣田管理水平和生產運行安全保障能力。
1.5 深化氣田生產管理，夯實調峰供氣基礎
氣田生產受下游用戶需求變化的影響極大，在目前儲氣庫建設滯后的情況下，公司以“保民生、保穩定”為宗旨，采取以下措施，初步構建了應急調峰機制，確保了安全平穩供氣。
① 努力推進天然氣一體化系統工程。對蘇里格氣田穩定生產、穩定供氣，靖邊、榆林氣田高產井在夏季實施保護性開采，確保其調峰能力；加快靖邊南區產能建設，建設一定規模的調峰產能。②加大氣藏、氣井管理力度，降低氣藏非均衡開采程度。以氣藏開發單元管理為基礎[2]，進一步完善氣田開發動態監測體系，研究井間、層間、區塊間連通關系和不同區域動態儲量規模，掌握氣藏剩余儲量的分布規律和可動用性，不斷修正和完善氣藏動態地質模型，及時提出調整挖潛措施。與此同時，通過排水采氣、噴射引流等手段提高低壓、低產氣井的開井時率，降低中、高產井的生產負荷，保護氣井調峰產能。③開展氣田生產大調查工作，科學安排生產計劃。分新井和老井兩個層面逐井落實生產能力。對于新井，按月編制投產運行大表，逐井落實投產時間，在實施過程中，優先考慮能進系統的井，最大限度地發揮新井作用；對于老井，采用多種氣藏工程方法核實氣井產能。同時調查氣田采氣、集輸、凈化處理系統，尋找制約氣井產能發揮的主要因素。④充分利用數字化管理的優勢，加強關鍵節點主要參數的監控，對重點氣井及集輸管線系統實行全天候監控，及時調整氣井、集氣站、處理廠、管線的生產運行狀況。
2 開發前景展望
目前長慶氣區未動用儲量規模達數萬億立方米，仍具有相當大的開發潛力，但是這些未動用儲量主要賦存于多薄層致密砂巖儲層中且氣水關系復雜，開發難度將會進一步加大。為確保“十二五”期間建成年產350×108m3的生產能力，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，重點開展以下科研工作：
1) 拓展高密度、寬方位三維地震技術和多方位井中地震技術的應用領域。進一步開展巨厚低降速帶區和流沙區的地震采集方法攻關，優化現有采集參數，提高地震子波一致性，拓寬地震原始資料頻帶，提高主頻。加強地表一致性處理、疊前多域高保真去噪方面的處理方法研究，最大限度地提高地震資料目標層附近的成像質量。繼續以有效儲層預測為目的，完善現有儲層預測技術系列，采用疊前與疊后預測相結合的思路，深化三維地震微構造形態和儲層空間展布的研究，為水平井部署和設計提供更準確和更直接的依據。
2) 優選測井系列組合，加強氣水層綜合判識技術聯合攻關，在氣層分類的基礎上，深化加權儲能系數的產能預測方法，建立不同地區氣井分類標準，提高測井解釋精度。
3) 開展大斜度井段及水平段PDC鉆頭試驗、長泥巖段鉆井工藝技術，進一步縮短水平井鉆井周期；加強儲層認識，深化壓裂液傷害機理、多層系裂縫壓裂擴展規律等基礎理論研究，完善不動管柱水力噴砂及裸眼封隔器分壓工藝，實現10段以上水平井壓裂目標，引進水力橋塞+射孔分段壓裂技術；加強分支水平井、長水平段井等特殊工藝井試驗，進一步提高儲量動用程度，提高采收率。
4) 不斷完善多層低傷害壓裂液、不動管柱機械封隔分層壓裂技術，加強套管滑套分層壓裂、連續油管多層壓裂關鍵工具的自主研發，實現直井多層壓裂10層以上。
5) 強化氣藏精細描述，查明剩余儲量分布狀況，以經濟合理為目標，優化開發井網；加強生產動態跟蹤分析，針對不同生產階段的氣井，確立合適的生產制度及有效的排水采氣工藝；不斷探索新方法以降低氣井廢棄條件。
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(本文作者：張明祿 吳正 樊友宏 史松群 中國石油長慶油田公司)
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