摘要：鄂尔多斯盆地拥有丰富的天然气资源，但是储层隐蔽性强、非均质性强，开发难度极大。“十一五”期间，中国石油长庆油田公司通过不断转变发展方式，着力推进技术攻关，探索形成了低渗透气藏效益开发建设模式，突破了水平井、致密储层改造等提高单井产量的关键技术，建成了年产天然气200×108m3以上的生产能力，实现了鄂尔多斯盆地低渗透气藏的经济有效开发。目前长庆油田未动用天然气储量规模达数万亿立方米，仍具有相当大的开发潜力，但是这些未动用储量主要赋存于多薄层致密砂岩储层中且气水关系复杂。为了实现对此类储量的经济有效开发，提出以提高单井产量、提高采收率、降低开发成本为目标，并加强以下5个方面技术攻关的工作思路：多薄层储层预测技术、气水层综合判识技术、水平井快速钻井及分段改造技术、直井多层改造技术、提高采收率技术。还展望了该盆地的天然气开发前景。
关键词：鄂尔多斯盆地低渗透气藏；经济有效开发；关键技术；提高单井产量；前景展望；中国石油长庆油田公司
鄂尔多斯盆地拥有丰富的天然气资源，但是具有典型的“三低”特征(低渗透率、低压力、低丰度)，储层隐蔽性强，非均质性强，开发难度极大。“十一五”期间，中国石油长庆油田公司(以下简称公司)通过不断转变发展方式，积极探索现代管理方法，着力推进技术攻关，形成了以“标准化设计、模块化建设、数字化管理、市场化运作”为核心的低渗透气藏效益开发建设模式[1]，突破了水平井、致密储层改造等提高单井产量的关键技术，建成了年产天然气200×108m3以上的生产能力，并取得了较好的经济效益，实现了鄂尔多斯盆地低渗透气藏的经济有效开发。2010年公司年产气量达到211×108m3，长庆气区已经成为我国重要的天然气生产基地[2]。
1 “十一五”期间天然气开发主要做法与成果
1.1 地球物理勘探技术不断进步，为气田开发提供了有力支撑
1.1.1储层预测技术
对于靖边气田下古生界碳酸盐岩气藏，通过地震正演建立预测模型，利用大量的二维地震资料定性预测全区奥陶系顶部古地貌。在水平井部署区，应用三维地震拓频及相干技术，定量解释奥陶系顶部侵蚀量，准确地描述奥陶系古地貌和微构造的空间形态，为水平井部署提供依据。
对于榆林、子洲气田下二叠统山西组山2段砂岩，通过已知井建立波形特征识别模式，对全区目标砂岩进行定性预测。在具有一定井控程度的开发区内，通过井约束地震反演，定量预测山2段砂岩厚度。在砂岩预测的基础上，根据山2段砂岩与围岩的组合特点，将其定性为第Ⅰ类(高阻抗砂岩)AV0响应。实际应用中，利用地震道集中目标反射振幅随偏移距增大而减小来定性预测储层的含气性。
对于苏里格气田下二叠统下石盒子组盒8段致密砂岩，从地震资料采集、处理、解释3个方面入手，经过不断探索和努力，实现了“模拟到数字、二维到三维、叠后到叠前、砂层到气层”的4大转变。①资料采集实现了从模拟到全数字的转变，得到了包含完整AVO信息的地震资料；②资料处理以最大限度保持叠前动力学信息为目的的高保真去噪处理，得到了宽频、保真、全面的地震资料；③资料解释从叠后阻抗反演向叠前多参数反演的转变，实现了从砂体预测到气层预测的转变[3](图1)。在水平井开发区，进一步开展高密度全数字三维地震，并充分发挥三维地震的优势，采取叠前、叠后预测相结合的思路，准确预测盒8段储层的微构造特征并全方位描述该储层的空间展布。在此基础上，充分运用三维可视化技术和手段，进行水平井设计和丛式井部署，大幅度提高了三维区丛式井钻井成功率和水平井的储层钻遇率。
1.1.2储层识别技术
以高精度数控和成像、核磁测井为基础，以孔隙结构和含气性定量评价为核心，形成了致密砂岩有效储层识别、气水层快速判识、储层参数精确计算、测井产能分级预测等技术系列，为苏里格气田快速上产提供了有力的技术支持。
① 针对苏里格气田存在高阻产水、低阻出气、气水关系复杂的情况，综合采用测井、气测信息，准确识别流体性质，精细解释气水层，为科学制订试气方案提供了依据；②针对苏里格地区盒8段、山1段储层孔隙类型普遍呈现粒间溶孔(中孔为主)、晶间孔(微孔为主)并存的双孔隙结构特点，岩电关系与常规的粒间孔隙储层存在明显差异，提出了双孔隙类型测井含气饱和度解释模型，提高了含气饱和度解释精度(图2)；③针对致密砂岩成岩作用强、孔隙结构复杂的特点，形成了以核磁测井为基础的孔隙结构定量评价技术，为低渗透致密砂岩有效储层划分提供了可靠依据。
1.2 钻井提速助推了气田大规模开发
1.2.1直井和丛式井快速钻井技术
通过强化井身剖面优化、轨迹控制及PDC钻头个性化设计等技术攻关研究，大幅度缩短了钻井周期，井深3500m左右的直井由平均45d缩短到15d左右，丛式井由平均35d降到20d左右。
1.2.2水平井快速钻井技术
① 优化井身结构，取消了导眼，为水平井快速钻井奠定基础；②优化合理的靶前距，将剖面类型从中短半径转变为长半径，靶前距从350m增加到500m，复合钻井段达到70%以上；③从钻头冠状结构、裙部长度和刀翼数量3个方面改进，优选出了适合地层特点、满足工艺需求的优质高效PDC钻头；④不断完善钻井液体系，斜井段采用双钾盐聚磺钻井液体系，抑制了“双石层”的坍塌，减少了井下复杂，克服了PDC钻头泥包、粘卡等难题，水平段采用无土相低伤害暂堵钻(完)井液体系，有效地保护了储层[5]。通过井身结构优化、选择合理靶前距，优选钻头及不断完善钻井液体系等技术手段，大大缩短了钻井周期，为水平井规模应用提供了技术保障。
1.3 水平井技术有效地提高了“三低”气藏单井产量
1.3.1井位优选及轨迹优化技术
针对苏里格气田有效储层较薄、连续性差的特征，充分利用三维地震资料，做好“六图一表”(地震剖面、砂体厚度、气层厚度、气层顶面、底面构造和气藏剖面图及靶点预测表)，优化水平井靶点设计(图3)；钻井过程中，通过充分应用现场录井资料，对岩性、粒度、颜色实时观察，对钻时、气测随钻分析对比等手段，精细调整井身轨迹[6]。
1.3.2水平井储层改造技术
针对水平井改造面临的难题，近年来公司以提高单井产量和作业效率为目标，深化室内基础研究、优化分段改造工艺、实现工具系列化，初步形成了以水力喷砂压裂为主体的水平井多段压裂改造技术体系。
1.3.2.1 研发形成了具有长庆特色的水力喷射分段压裂技术[7]
该技术通过高速水射流射开套管和地层并形成一定深度的喷孔，流体动能转化为压能，在喷孔附近产生水力裂缝，实现压裂作业。该技术实现了射孔、压裂、隔离一体化，具有适用多种完井方式(裸眼、套管、筛管)、不同储层类型(砂岩、碳酸盐岩)、井下管柱简单、作业效率高等特点。2008年在长庆气区第一口水平井压裂试验获得成功，压后增产5倍，坚定了苏里格水平井开发试验的信心，由此引领了水平井分段压裂的强力攻关与试验。但该技术在初期采用油管拖动水力喷射多段压裂工艺，存在压裂段数少、井控风险大等不足，2009年又创新提出了水力喷砂+多级滑套实现不动管柱多段压裂的技术思路，形成了气田不动管柱水力喷射分段压裂技术，实现了从Φ114.3mm套管一次压裂3段到5段再到7段得跨越(图4)，并在Φ152.4mm裸眼实现一次压裂10段得重大突破，2010年实施井平均压裂7段，平均无阻流量达57.3×104m3/d，取得了较好效果。
1.3.2.2 裸眼封隔器分段压裂技术[8～9]
为进一步探索水平井分段压裂技术，积极开展对外合作，引进了裸眼封隔器分段压裂技术，通过消化、吸收，自主研发了裸眼封隔器分段压裂工具。2010年，在苏里格气田规模应用裸眼封隔器分段压裂井平均试气井口产量11.2×104m3/d，总体实施效果较好。
截至2010年底，苏里格气田完钻水平井平均水平段长929m，砂岩钻遇率为82.3%，有效储层钻遇率为60.5%。投产井初期产量达7.8×104m3/d，预测单井配产5.0×104m3/d可以稳产3年，最终累计采气量7000×104m3/d以上。
1.4 不断完善不同类型气藏地面集输模式
根据不同气藏的储层物性特征、气井生产特点、气质状况和开发区域地形、地貌特点，优化、简化了地面工艺流程。形成了以靖边、榆林、苏里格气田为代表的3种地面集输模式[10]：①靖边气田采用以多井高压集气、集中注醇等“三多三简”的开发地面配套工艺技术；②榆林气田采用以“节流制冷、低温分离、高效聚结、小站脱烃”为主体技术的地面集输工艺；③苏里格气田是以“井下节流、井口不加热、不注醇、中低压集气、井间串接”等为核心技术的“中低压集气模式”。近年来，又创新发展了苏里格气田数字化集气站管理新模式，实现了中心站少量值班人员管理多座无人值守数字化集气站，达到了“三减少、两提高”的目的。三减少：减少站场生产定员50%以上，集气站面积减少20%，减少水、电、气消耗，降低运行成本；两提高：一是由中心管理站对集气站集中监视、控制，提高管理、调度的效率，二是提高气田管理水平和生产运行安全保障能力。
1.5 深化气田生产管理，夯实调峰供气基础
气田生产受下游用户需求变化的影响极大，在目前储气库建设滞后的情况下，公司以“保民生、保稳定”为宗旨，采取以下措施，初步构建了应急调峰机制，确保了安全平稳供气。
① 努力推进天然气一体化系统工程。对苏里格气田稳定生产、稳定供气，靖边、榆林气田高产井在夏季实施保护性开采，确保其调峰能力；加快靖边南区产能建设，建设一定规模的调峰产能。②加大气藏、气井管理力度，降低气藏非均衡开采程度。以气藏开发单元管理为基础[2]，进一步完善气田开发动态监测体系，研究井间、层间、区块间连通关系和不同区域动态储量规模，掌握气藏剩余储量的分布规律和可动用性，不断修正和完善气藏动态地质模型，及时提出调整挖潜措施。与此同时，通过排水采气、喷射引流等手段提高低压、低产气井的开井时率，降低中、高产井的生产负荷，保护气井调峰产能。③开展气田生产大调查工作，科学安排生产计划。分新井和老井两个层面逐井落实生产能力。对于新井，按月编制投产运行大表，逐井落实投产时间，在实施过程中，优先考虑能进系统的井，最大限度地发挥新井作用；对于老井，采用多种气藏工程方法核实气井产能。同时调查气田采气、集输、净化处理系统，寻找制约气井产能发挥的主要因素。④充分利用数字化管理的优势，加强关键节点主要参数的监控，对重点气井及集输管线系统实行全天候监控，及时调整气井、集气站、处理厂、管线的生产运行状况。
2 开发前景展望
目前长庆气区未动用储量规模达数万亿立方米，仍具有相当大的开发潜力，但是这些未动用储量主要赋存于多薄层致密砂岩储层中且气水关系复杂，开发难度将会进一步加大。为确保“十二五”期间建成年产350×108m3的生产能力，下一步必须以提高单井产量、提高采收率、降低开发成本为目标，重点开展以下科研工作：
1) 拓展高密度、宽方位三维地震技术和多方位井中地震技术的应用领域。进一步开展巨厚低降速带区和流沙区的地震采集方法攻关，优化现有采集参数，提高地震子波一致性，拓宽地震原始资料频带，提高主频。加强地表一致性处理、叠前多域高保真去噪方面的处理方法研究，最大限度地提高地震资料目标层附近的成像质量。继续以有效储层预测为目的，完善现有储层预测技术系列，采用叠前与叠后预测相结合的思路，深化三维地震微构造形态和储层空间展布的研究，为水平井部署和设计提供更准确和更直接的依据。
2) 优选测井系列组合，加强气水层综合判识技术联合攻关，在气层分类的基础上，深化加权储能系数的产能预测方法，建立不同地区气井分类标准，提高测井解释精度。
3) 开展大斜度井段及水平段PDC钻头试验、长泥岩段钻井工艺技术，进一步缩短水平井钻井周期；加强储层认识，深化压裂液伤害机理、多层系裂缝压裂扩展规律等基础理论研究，完善不动管柱水力喷砂及裸眼封隔器分压工艺，实现10段以上水平井压裂目标，引进水力桥塞+射孔分段压裂技术；加强分支水平井、长水平段井等特殊工艺井试验，进一步提高储量动用程度，提高采收率。
4) 不断完善多层低伤害压裂液、不动管柱机械封隔分层压裂技术，加强套管滑套分层压裂、连续油管多层压裂关键工具的自主研发，实现直井多层压裂10层以上。
5) 强化气藏精细描述，查明剩余储量分布状况，以经济合理为目标，优化开发井网；加强生产动态跟踪分析，针对不同生产阶段的气井，确立合适的生产制度及有效的排水采气工艺；不断探索新方法以降低气井废弃条件。
参考文献
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[10] 徐勇，穆谦益，杨亚聪，等.长庆气区开发模式及地面配套工艺技术[J].天然气工业，2010，30(2)：102-105.
(本文作者：张明禄 吴正 樊友宏 史松群 中国石油长庆油田公司)
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