摘 要

低滲透氣藏水平井開發技術難點及攻關建議 ——以鄂爾多斯盆地為例摘　要：鄂爾多斯盆地蘊含上、下古生界兩套氣藏，地質復雜程度高，非均質性強，大規模運用

低滲透氣藏水平井開發技術難點及攻關建議

              ——以鄂爾多斯盆地為例

摘　要：鄂爾多斯盆地蘊含上、下古生界兩套氣藏，地質復雜程度高，非均質性強，大規模運用水平井開發的實踐雖然形成了相關的配套開發技術，基本上實現了低滲透氣藏的高效開發，但未來提升單井產能的技術攻關方向仍不明確。為此，將以蘇里格氣田為代表的上古生界氣藏和以靖邊氣田為代表的下古生界氣藏作為研究對象，對282口水平井從構造、沉積、儲層、地震、鉆井、改造等方面進行了整體研究。結果表明：長慶氣區已形成的儲層預測及精細描述技術等5項特色水平井技術系列是有效、實用的，但仍面臨著3項急需攻克的瓶頸難題，可以從儲層定量表征、小幅度構造識別及描述、水平井開發井網優化及提高采收率、水平井改造技術攻關、降低開發成本新策略等5個方面共l7項技術措施入手進行攻關，以進一步降低低滲透氣藏開發風險并提升單井產能。

關鍵詞：鄂爾多斯盆地  低滲透氣藏  水平井  砂巖  碳酸鹽巖  開發  技術現狀  攻關建議

Technical difficulties and proposed countermeasures

in drilling horizontal wells in low-permeability

reservoirs：A case study from the Ordos Basin

Abstract：The Ordos Basin contains two kinds of gas reservoirs lying respectively in the Upper and Lower Paleozoic formations，and they are both featured by complex geological characteristics and great heterogeneity．Although there have been technical know how to support the large scale horizontal drillings for highly effective development of low permeability gas reservoirs,the way of improving single well production remains unclear．In view of this，an overall study was made of the struetures，depositions，reserVoir strata，seismic features，drilling features and possible further EOR stimulation treatment of 282 wells located respectively on the Sulige Gas Field representing the Upper Paleozoic gas reservoirs and on the Jingbian Gas Field representing the Lower Paleozoic gas reservoirs．The result indicates that the 5 acquired techniques for horizontal wells on the Changqing Gas Field such as reservoir prediction and refined description are effectively viable，but there are still three technical difficulties remained unsettled，which，however，can be tackled for mitigating the risk in the development of low permeability reservoirs and improving single well production by utilizing 17 techniques in the following aspects：reservoir quantitative characterization，identification and description of low-amplitude structure，measures of optimizing the pattern and enhancing the recovery rate of horizontal wells，horizontal well reconstructing techniques，and new strategies of cutting down development cost．

Key words：Ordos Basin，low-permeability gas reservoir，horizontal well，sand stone，carbonate rock，development，existing techniques,advices on tackling technical difficulties

2007—2011年長慶氣區在低滲透氣藏中全力推廣水平井開發技術，完鉆水平井300余口。及時分析水平井開發效果，梳理配套技術，總結經驗教訓，不斷優化現有技術政策，明確下步攻關目標十分必要，同時對同類低滲透致密氣田的高效開發也具有重要的指導意義。

1　氣田概況

1．1　氣藏基本地質特征

鄂爾多斯盆地是位于華北克拉通西部的疊合盆地，總面積37×10⁴km²。盆地中下組合發育以蘇里格氣田為代表的上古生界氣藏和以靖邊氣田為代表的下古生界氣藏^[1-5]。

1．1．1上古生界氣藏地質特征

鄂爾多斯盆地已探明的上古生界大型氣藏屬于巖性氣藏，包括蘇里格、榆林、子洲、神木等氣田，其中蘇里格氣田探明+基本探明地質儲量達3.17×10⁸m³，是我國陸上第一大氣田。上古生界氣藏具有5個明顯特征：①烴源巖發育，成熟度高，廣覆式生烴，就近運聚；②儲集空間大，砂巖分布疊加連片；③生儲蓋配合條件好，發育自生自儲、下生上儲等多種組合類型氣藏；④沉積和成巖作用共同造成有效儲層連通性差；⑤在整體低滲透的背景下發育高滲富集區帶。

1．1．2下古生界氣藏地質特征

鄂爾多斯盆地下古生界氣藏主要發育在中奧陶世沉積的海相碳酸鹽巖中，即馬家溝組中。馬家溝組縱向上可劃分為上部(馬五1—馬五4亞段)、中部(馬五5—馬五10亞段)、下部(馬四段)3套成藏組合。在上部發育我國已探明的最大下古生界氣藏——靖邊氣田；在中部取得勘探重大突破，多口氣井無阻流量超過200×10⁴m³／d。下古生界上部氣藏具有6個明顯特征：①在縱向上構成蒸發巖與碳酸鹽巖間互的旋回性沉積，即“三云三灰”；②構造運動致使古巖溶作用發育，造就大型古地貌氣藏；③氣藏富集區與奧陶系古溝槽展布密切相關；④沉積環境決定儲集層薄而展布穩定；⑤在西傾大單斜的平緩構造背景上發育小幅度構造；⑥小幅度構造高點區域往往是氣井高產的有利區。

1．2　水平井開發效果

已累計完鉆的300余口水平井，主要集中于靖邊氣田和蘇里格氣田，開發層系為下古生界馬家溝組馬五，3層和上古生界下石盒子組盒8段。針對上古生界氣藏地質特征，通過二維地震選區，三維地震提高含氣砂體預測精度，骨架井鉆探落實，精細氣藏描述解剖，實現整體研究，整體部署，整體開發，水平井有效儲層鉆遇率大幅提高(大于60％)，分段壓裂技術突破10段，單井產量平均達到直井的3～10倍，最高達到l2倍，單支鉆井隊最高實現一年中開鉆6口井完鉆6口井，最短鉆井周期26.96d，最短建井周期39.67d，多口井無阻流量超過l00×10⁴m³／a。生產表明，已投產的水平井占日開井總數4.5％，產出約23％的氣量，開發效果顯著(表1)。

 

針對下古生界氣藏儲層厚度薄、毛細溝槽發育、小幅度構造復雜等不利于水平井開發的因素，按照“古地貌選井區，小幅度構造定靶點”的原則，多方法優化設計，配合深度酸化工藝，充分發揮氣井自然產能，單井產量顯著提高，達到鄰近直井的3～8倍，多口井無阻流量超過200×10⁴m³／d。運用個性化PDC鉆頭，最短鉆井周期僅34.88d，提速明顯。投產后占日開井總數3％的水平井，產出約9％的氣量，開發效果好。

2　水平井開發特色技術

對蘇里格、靖邊氣田282口水平井的各類參數進行分析，歸納不同技術的特點及適應性，梳理出提高單井產量、降低開發成本成效顯著且特色鮮明的5項技術。

2．1　儲層預測及精細描述技術

2．1．1上古生界氣藏儲層預測及精細描述技術

該技術依據二維地震連片處理成果優選出富集區；通過地震相干體分析和屬性提取，疊加實鉆資料繪制的沉積相圖描繪出富集區內的主河道；氣藏精細描述刻畫出小層砂體、薄夾層及構型；運用AV0分析，彈性參數反演，吸收衰減，SVD優化等地震分析技術定量預測擬動用儲層的含氣性；地震預測構造趨勢與實鉆資料繪制構造圖印證，分析鉆探方向構造變化；定性描述和定量描述相結合，優化設計參數(圖1)。

 

2．1．2下古生界氣藏儲層預測及精細描述技術

以古地貌恢復及溝槽識別為核心，在二維地震資料區通過地震正演建立預測模型，以鉆、試井資料及生產數據為驗證和約束條件，定性預測奧陶系頂部古地貌，實現以地震屬性分析為主導、動靜結合的儲層預測和描述技術；在三維地震資料區利用相干體分析技術和拓頻技術，描述前石炭紀古地貌和微構造的空間形態。

2．2　水平井優化部署及設計技術

上古生界儲層大面積展布但連通性差，通過“細分小層、等時控制、旋回對比、定量約束”，由“平面、區域、河道帶、井點”分層次解決，重點是確定適合水平井部署的有利沉積模式，即大型孤立心灘體、具物性夾層的疊置心灘體、具泥質隔層的疊置心灘體、心灘側向切割連通體、心灘橫向孤立體。根據開發現狀，整體部署、加密部署和評價部署。通過“六圖一表”(即地震剖面圖、砂體厚度圖、氣層厚度圖、頂面構造圖、氣藏剖面圖、軌跡設計圖及靶點預測表)達到預測與實際人靶點之間誤差不超過2m。下古生界儲層薄但展布穩定，部署的重點是避開溝槽，在精細地質建模的基礎上，結合井位優選“八要素”(即儲層橫向展布、古地貌、小幅度構造、儲層發育有利區、生產動態分析、地層壓力及壓力系統評價、水平井開發適應性評價，運用數值模擬技術)優化水平段方向和長度，非均勻部署；通過標志層追蹤法、石炭系厚度法、地層傾角預測法等3種計算方法，優化水平井靶點及軌跡設計。

2．3　水平井地質導向技術

上古生界氣藏水平井形成兩階段(人靶、水平段)，三結合(測井、錄井、工程)，四分析(沉積相、單砂體、儲層內部構架、構造)，五調整(層內上下調整、層間調整、鉆出砂體頂底調整)為內涵的地質導向技術^[1]。下古生界氣藏水平井地質導向技術主要包括：根據隨鉆資料不斷修正地質模型，制訂鉆進方案的隨鉆地質模型法；根據小層邊界巖性判斷鉆頭空間位置，預測地層傾角變化的巖性邊界控制法；綜合運用鉆時、巖性、隨鉆伽馬等對比方法進行軌跡調整的綜合信息分析法。

2．4　水平井快速鉆井技術

針對大斜度井段井壁不穩定、水平段軌跡控制難度大、穿越長泥巖段能力弱等難點，從井身結構優化、“三增”剖面設計、個性化PDC鉆頭、鉆井液體系優化等方面人手，形成水平井快速鉆井技術。礦場試驗表明：在斜井段使用6刀翼雙排齒PDC鉆頭，可由一般5～6趟鉆縮短至2～3趟鉆；在水平段使用5刀翼雙排齒PDC鉆頭，1000m水平段可由4～5趟鉆縮短至2趟鉆；形成的力學平衡與化學抑制相結合的鉆井液技術，解決了水平段鉆遇長段泥巖坍塌問題，可安全穿越長泥巖段，已有穿越300m以上的成功范例。蘇里格氣田1000m水平段長的水平井最短鉆井周期紀錄僅26.96d，快速鉆井技術成效顯著。

2．5　水平井多段改造技術

水平井多段特色改造技術主要包括不動管柱水力噴砂多段壓裂技術、裸眼封隔器分段壓裂技術、低滲透碳酸巖儲層深度酸化技術。長慶油田自主研發的水力噴砂多段壓裂技術具有井眼軌跡適應性強、適用多種完井方式(裸眼、篩管、套管)的技術優勢，在水平段Æl52.4 mm裸眼條件下，壓裂段數可提高到l5段，該技術已應用54口水平井351段，最高無阻流量127.5×10⁴m³／d。自主研發的裸眼封隔器分段壓裂技術與國外同類技術相比，耐壓可達70MPa，封隔可靠性更高，分段改造針對性更強，已成功實現一次分壓13段。針對下古生界水平井水平段巖性及物性特點，不斷完善深度酸化技術。在水平段較均質和物性較好儲層采用兩套酸液、變速變排量、定點擠酸的連續油管布酸+酸壓技術；在水平段非均質性較強、物性差儲層采用高速噴酸、多級滑套分段酸化的水力噴射分段酸化技術。在靖邊氣田水平井示范區，應用深度酸化技術改造的6口井平均無阻流量為lll.0×10⁴m³／d。

3　水平井開發面臨的難題

3．1　儲層地質特性制約水平井提產效果

3．1．1有效砂體單層展布范圍小

蘇里格氣田水平井開發主力層為盒8段儲層，屬辮狀河沉積，河道遷移迅速，砂體在平面上和縱向上交替疊置。統計結果表明，砂巖鉆遇率多在70％以上，但有效砂體規模小，連續性和連通性差，鉆遇率多數小于50％。蘇l4井區、蘇6井區及蘇l0井區進行的加密井網試驗表明：有效單砂體厚度一般為2～6m，寬度400～800m，長度900～1200m，以孤立型、切割疊置型、堆、積疊置型、橫向局部連通型賦存于地層中，僅在局部疊置規模較大。通過對盒8段為目標層的233口水平井分析表明：平均有效儲層鉆遇率僅59.91％；單層有效砂體長度小，僅l0口井l00％鉆遇有效砂體，其中7口井長度大于l000m，最長ll72m；96％井鉆遇多套砂體，泥巖段長度大于50m的有l86口。表明砂巖在空間分布不均，非均值性強。水平段長度、砂體長度、有效儲層長度三者正相關，表明：水平段長度越長，溝通多個砂體的機率更高；在800～1200m范圍內儲層鉆遇率高(圖2)，鉆穿多套砂體的有效儲層鉆遇率明顯下降；根據對已生產井的動態分析，水平段長度與井控儲量、無阻流量不呈線性增長關系；應用l6口生產時間較長的水平井修正了Joshi非均質氣藏水平氣井產能公式，進而進行計算后表明，隨著水平段長度增加，無阻流量增加的幅度變緩，且在800～1200m出現拐點(圖3)；動靜態資料證明有效砂體在單層范圍內展布局限，水平段長度并非越長產量越高。

 

 

3．1．2氣水關系復雜

蘇里格氣田各區帶之間存在明顯差異^[1]，地層水分布主要受生烴強度和儲層非均質性控制，構造對地層水分布無明顯控制作用，且富水區分布相對獨立、不連片、無統一氣水界面^[5]。蘇里格氣田西區砂巖巖性純，分布相對集中，有效儲層鉆遇率高，但氣水關系較復雜，部分氣井在試氣過程或投產后出水，對氣井產量有明顯影響。以蘇西dg-I-f0H1為例，該井水平段長983m，有效儲層鉆遇率53.8％，井口產量9.6027×10⁴m³／d，投產后產水32.10m³／d，產量迅速下降至2.01×10⁴m³／d。

3．1．3儲層敏感性強，壓裂液易造成儲層損害

蘇里格氣田儲層孔喉細小、壓力系數低，具有強水鎖、中等偏強水敏、中等速敏和弱堿敏、中強壓敏的特征。水平井改造后，壓裂液、破膠、殘渣和殘膠對儲層和裂縫的損害嚴重。統計表明：同一區塊，壓裂液返排率越低，返排時間越長，氣井產量越小。以蘇里格氣田東區為例，該區儲層敏感性強，最易造成儲層損害。2010年以前采用常規壓裂液對儲層傷害大，單井產量低，平均無阻流量4×10⁴m³／d左右；20ll采用清潔壓裂液體系(羧甲基壓裂液體系、超低濃度胍膠壓裂液體系)，平均無阻流量26×10⁴m³／d左右，增產效果明顯。

3．2　水平井井型單一不利于儲量高效動用

上古生界氣藏多層系含氣，以蘇里格氣田為例，垂向上發育盒8上、盒8下亞段和山l段3套層系，單井多具有2～6個氣層，目前水平井動用的僅為盒8段儲層內部單層有效厚度大于5m的單個氣層，其他層組未動用(圖4)，水平井開發后，非主力層和主力層內仍剩余部分儲量且分布高度分散，后續開發難度更大。新開發區塊，受限于目前常規水平井井型和氣藏非均質性，水平井整體部署后造成井間儲量動用盲區。國外低滲透氣田開發實踐表明，提高小層動用程度是提高單井產量的關鍵。蘇里格氣田直井產氣剖面測試表明，次產層對產量有一定的貢獻和補充作用，有利于氣井長期穩產。目前受控于常規水平井井型，儲層改造僅集中在單層，無法溝通次產層，造成有效供氣體積小，氣井難以長期高產、穩產。

 

3．3　水平井鉆井時效還需進一步提高

2011年蘇里格氣田平均鉆井周期平均縮短到66.48d，最短鉆井周期26.9d，最長鉆井周期166d，但超過58.7％的井超過70d，平均鉆井周期總體表現出：中區<西區<東區。同一區帶內部鉆井時效也差異較大，主要原因是：針對不同的地質特征，鉆完井工藝無針對性；水平段鉆遇長段泥巖(200～300m)時，易膨脹坍塌、黏卡，鉆井過程中摩阻扭矩大，耗時長；含水儲層井眼軌跡控制及完井技術仍未攻克。

4　攻關建議

從單學科到多學科、從宏觀到微觀、定性到定量、靜態到動態、室內到礦場，是今后研究的發展趨勢，加大水平井技術攻關力度必然會大幅提升單井產能。

4．1　儲層定量表征

4．1．1沉積模式基礎上的儲層內部夾層的定量表征

上古生界氣藏，有效砂體單層展布范圍小，水平井往往鉆穿多個砂體，如何精準描述儲層內部夾層特征，減少無效進尺，是一項關鍵技術。目前主要通過統計夾層出現的層系、厚度、出現幾率等方法定性描述；通過儲層構型分析，從砂體成因與接觸關系的角度揭示夾層的空間分布。下一步，可在單井測井沉積相分析的基礎上，對目標區內骨架井進行關聯性分析，建立區域沉積模式，描述各種沉積體的成因和賦存方式，并在此基礎上，將夾層劃分為單砂體間夾層和單砂體內夾層^[6]，在單砂體寬、長系數的限定下進行地質建模，定量表征夾層分布，進而優化水平井設計和現場導向。

4．1．2氣水關系定量表征

水平井出水對產量影響大，存在水淹風險。要避開水層、氣水層，提高開發效果，首先要查明氣水分布規律。從氣井產水量入手，運用地球化學方法，分析地層水類型；運用同位素分析方法，分析地層水的賦存環境；依據地層水存在狀態，結合儲層物性特征，分類地層水的產狀；從生烴強度、沉積背景、儲層非均質性、構造特征等方面入手，分析影響氣水分布的主控因素；借助新的測井手段，輔以巖心分析，在測井相上定性表示；多學科研究成果結合及骨架井驗證，定量表述地層水在儲層中的分布。

4．1．3地震沉積學技術應用

地震沉積學是一門邊緣交叉學科，主要是根據地質規律(尤其是沉積環境及沉積相模式)利用三維地震信息和現代地球物理技術，研究地層巖石的宏觀特征、沉積結構、沉積體系、沉積相平面展布以及沉積發育史^[7]。在新區沉積微相和精細構造解釋方面具有獨特優勢，結合測井沉積學，對于儲層展布及非均質性研究方面，具有投入少，效果好的特點。

4．2　小幅度構造識別及描述

研究及礦場實踐表明，鄂爾多斯盆地上、下古生界氣藏在西傾單斜背景上發育小幅度鼻狀構造。小幅度構造對氣藏沒有明顯的控制作用，但卻是氣井實施的有利方向。儲層展布及小幅度構造共同影響水平井實施效果。目前地震的分辨率和預測精度較低，難以滿足對小幅度構造精準預測要求，表現為在下古生界氣藏無法準確描述溝槽展布，造成水平井失利，影響鉆井成功率；在上古生界氣藏無法識別構造變化，造成鉆穿儲層，井眼軌跡復雜，有效砂巖鉆遇率低。地震技術是能夠直接提供井間信息的唯一技術，從經濟方面來講，對小幅度構造預測優勢較大。三維地震古地貌學，是地震地層學解釋與地震地貌學分析相互融合的學科，在古溝槽及次級分支溝槽預測方面成效顯著^[8]，是未來發展發展方向之一；高密度地震技術、井筒地震技術、井控保幅處理技術、四維地震技術在多目標體評價及薄儲層定量反演方面優勢明顯，未來可實現識別3m斷層、1m儲層的目標^[9]。

4．3　水平井開發井網優化及提高采收率

4．3．1已投入開發區水平井加密部署技術

受限于開發時地質認識深度及開發技術，已投人開發的區塊中，仍有較多剩余儲量未動用，以蘇里格氣田為例，原有的井網密度為600m×1200m，優化后井網密度為600m×800m，采收率提高至35％，仍然偏低。主要原因是平面上控制程度不夠，僅在40％左右。水平井在開發層段的采收率可達80％，利用已開發區塊井控程度高的優勢，克服地震資料對井間儲層多解性的難題，將井型轉為水平井，采用非均勻三角形井網加密部署水平井，可動用平行四邊形井網未動用的剩余儲量，提高平面上的控制程度。部署的難點在于如何克服不規則井網條件下水平井產能預測，確定合理水平段方向和長度，避免出現層間及平面干擾。

4．3．2多層系肇合區叢式井+水平井提高采收率技術

對于多層系疊合區，如整體采用水平井開發，井間、層內及次產層的未動用儲量將高度分散，后期開發難度更大。目前改造技術已具備縱向上一次打開所有產層的能力。在多層系疊合區，進行主力層開發潛力評價，建立評價指標和體系，劃分主力層單層發育集中的一類區，主力發育但有隔層的二類區，主力層欠發育的三類區。利用叢式井作為骨架井，水平井為主動用一、二類區，叢式井動用三類區，可合理提高單井產量和采收率。

4．3．3同一區塊上、下古生界兩套水平井井網提高采收率技術

在上、下古生界氣藏均發育的區塊，采用直井與叢式井組成的混合井網可實現立體開發，但井密度大，控制面積小，采出程度低，經濟收益差。目前正在靖邊氣田開展同一區塊上、下古生界兩套水平井井網提高采收率技術試驗。該技術主要利用三維地震成果，結合地質建模和數值模擬，一次性優化上、下古生界兩套水平井網，并充分利用已建井場，部署叢式水平井組，兼顧天然氣組分及安全風險，采取層次開發的原則，整體優化，依次動用，預計可提高采收率l5％，并節省大量地面投資。共用同一井筒進行分支型水平井一套井網立體開發投入及安全風險高，仍需加大研究力度。

4．3．4骨架井+魚骨型水平井區塊解剖技術

對于新投入開發的上古生界氣藏，按照提交儲量面積，按照不規則五邊形，在頂點及中心部署6口骨架井，劃分小型開發區域，利用XRMI成像測井技術，對每口井進行成像測井，依據解釋的河流方向，繪制主河道展布圖，和利用地震泊松比屬性刻畫的砂體分布圖驗證，進而利用頂點及中心點骨架井井場部署魚骨型多分支水平井，主分支動用位于河道主體的儲量，分支動用河道邊部儲量，重點是主支與分支間的夾角及間距優化，分支不受控于儲層邊界。該技術可克服儲層非均質性強的矛盾，井數少、單井產能高、效益優。

4．3．5階梯水平井動用多層組儲量技術

上古生界氣藏一套開發層系內存在不同層組，均具有開采價值。利用階梯水平井連續在這兩個或多個層組中穿行一定長度，節約重復鉆井的投資。因受限于滲流規律不清、鉆采及改造工藝復雜、綜合成本高等因素，未取得最佳開發效果，仍需進一步攻關。

4．4　水平井改造技術攻關方向

4．4．1低滲透砂巖氣藏縫網壓裂可行性研究

體積壓裂是低滲透氣藏提高單井產量的重要途徑。通過巖石礦物學、脆性特性和大型全三維水力壓裂物理模擬，深化裂縫啟裂及擴展機理研究，探討低滲透砂巖氣藏縫網壓裂的可行性，為體積改造優化設計與評價實施效果提供依據。微地震技術已能夠實時監測復雜裂縫變化形態，可為開展復雜裂縫監測提供技術支撐。

4．4．2  多分支水平井多段壓裂技術

雙分支及多分支水平井分段立體壓裂改造技術，可大幅提高水平井單井對多層儲量的立體動用程度。多分支鉆完井技術、分段工具、立體分段改造工藝、同步改造工藝技術材料技術等方面仍不成熟，仍需攻關。

4．4．3水平井重復壓裂技術

受限于改造時的各種因素，水平井壓裂效果不理想，內部縫網不完善，支撐劑未進入裂縫，儲層受污染等因素，裂縫導流能力降低或失效，不僅初期產量不高，穩產能力也差。水平井重復壓裂在一些地區已取得成功^[10]，該技術對氣田穩產增產和提高采收率潛力巨大，可在低滲透氣藏進行實踐。

4．4．4低成本高性能壓裂新材料研發

主要是研制速溶低損害壓裂液及添加劑，包括低摩阻低損害滑溜水、微乳液、超低濃度瓜爾膠壓裂液、可回收重復利用壓裂液和長效低傷害壓裂液體系；開發新型支撐劑材料，包括超低密度支撐劑、樹脂包裹砂、短纖維材料等；通過新材料應用，降低對儲層的損害，提高單井產量。

4．5　降低開發成本新策略

4．5．1小井眼水平井鉆井技術

2011年存蘇里格氣用小井眼鉆井技術取得突破，鉆井速度較之前大幅度提高，試驗的3口井直井或定向井，接近目前常規井眼鉆井速度，平均鉆井周期1 6.44d，最短11.33d。下一步將在水平井上進行試驗，如果取得突破將為降低開發成本、優化開發方式提供新途徑。

4．5．2合理配產降低壓敏效應影響

蘇里格氣田28口老井生產動態表明：氣井生產具有典型的“兩段式”特征，初期產量高，壓力下降快，穩產時間短；后期在低壓低產條件下，具有一定的穩產能力。水平井配產高，岡壓敏效應引起的附加壓力損失越大；配產低有利于合理利用地層能量，有效降低由壓敏效應形成的附加壓力損失，擴大壓降作用范圍，使低滲區動用更充分。采取“低配常穩”的技術策略，加強生產管理，可提高最終采收率，降低氣井廢棄壓力及產量，實現高效開發。

4．5．3低產階段數字化管理技術

水平井生產后期，隨著氣井壓力下降，產量逐步降低，攜液能力變差，需不斷優化和調整氣井生產制度，實現氣井正常生產。但氣田面積廣，井、站多，地理位置分散，傳統的人工上井的作業和管理方式，費用高，已不適應生產需要。需大力發展基于現代通訊技術的氣田數據采集傳輸和遠程監控技術，實現數字化管理，降低開發成本。

4．5．4爭取優惠政策

天然氣價格是影響收益率的最敏感因素之一。鄂爾多斯盆地上古生界氣藏中大部分屬于低滲透致密氣藏，水平井開發部分關鍵技術仍未突破，投入成本高，但優勢明顯，可顯著減少建設用地和鉆進過程中對環境的污染，安全效益、環境效益、社會效益大，要學習煤層氣、頁巖氣產業在爭取政策扶持方面的經驗，抓住國家對高效開發非常規氣藏重視和支持的時機，得到國家重大專項資金資助，提高技術水平。相比煤層氣和頁巖氣而言，低滲透氣藏的優勢明顯，儲量基礎可靠，物性更好，采出率高。目前煤層氣補貼政策是由中央和地方政府共同補貼，是現行天然氣氣價的30％；頁巖氣lm。政府補貼0.4元，地方補貼政策自行確定；如果低滲透氣藏能爭取到優惠政策將顯著提高收益率，推動技術進步的動力更大，可顯著降低開發成本。

5　結論

1)長慶氣區全力推廣水平井開發，提高單井產量效果明顯，形成和配套5項特色技術，即儲層預測及精細描述技術、水平井優化部署及設計技術、水平井地質導向技術、水平井快速鉆井技術、水平井多段改造技術，推動低滲透氣藏高效開發。

2)有效砂體單層展布范圍小；氣水關系復雜；儲層敏感性強，壓裂液易造成儲層損害；水平井井型單一；鉆井時效不高等是制約水平井開發的難點。

3)從儲層定量表征、小幅度構造識別及描述、水平井開發井網優化及提高采收率、水平井改造技術攻關、降低開發成本新策略等5個方面17項具體方向入手進行攻關，將有效降低低滲透氣藏開發風險并提升單井產能。

4)低滲透氣藏、致密氣藏、頁巖氣等非常規氣藏將大規模應用水平井開發技術。只有多學科聯合攻關，才能破解影響水平井開發效果的瓶頸。

 

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本文作者：余淑明  劉艷俠  武力超  賈增強

作者單位：中國石油長慶油田公司蘇里格氣田研究中心

  低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室

  中國石油長慶油田公司氣田開發處

  中國石油長慶油田公司蘇里格南作業分公司