长庆气区:规模与效益的辨证

苏里格气田上产探析

创新“密钥”打开致密气藏

  编者按  

  天然气是绿色清洁能源,加快天然气生产是我国能源结构优化调整的重要举措。未来一段时期,我国天然气总体需求逐渐增大。那么, 在天然气生产上,中国石油在开发方式、开发理念上有什么变化?如何提高单井产量,提高采收率?下一步的开发重点是什么?《勘探·开发》版推出《天然气效益发展》系列报道,聚焦中国石油四大产气区,解读天然气生产形势。敬请关注。

  苏里格气田大型压裂生产现场。

  9月初记者获悉,苏里格气田苏36-11区块下古马五组一口井改造效果良好,储层钻遇3.3米气层,有望获得高产。至此,苏里格气田今年已在苏6、苏36-11主力区块下古生界钻探8口井,均获油气显示。其中,两口井无阻流量超百万立方米,新层系下古生界碳酸盐岩开发获得新突破,目前已落实5个整装含气富集区。

  苏里格气田深化地质认识,创新开发思路,集成应用多项勘探开发新技术、新工艺,实现储量、产量、规模、效益的提升。

  深化地质认识

  上、下古立体勘探落实优质资源

  在长庆气田勘探开发过程中,地质人员认为上古生界石炭、二叠系煤系烃源岩广覆分布,生烃强度大、成熟度高,具备形成大气田的物质基础。二叠系山西组、石盒子组沉积发育大面积展布的砂体,生储盖配置好,具备大型岩性气藏成藏条件。

  以三角洲成藏理论为引领,长庆油田按照“区域展开,向西转移,重点突破”的战略部署,加强了对盆地上古生界天然气富集规律的研究。2000年,苏里格气田苏6井压裂后获得日产无阻流量120万立方米的高产工业气流。

  2006年以来,通过对致密气藏特征、成藏主控因素等方面的研究,形成了大型致密砂岩气成藏理论,进一步拓展了天然气勘探领域,明确上古生界致密砂岩气藏全盆地分布、多层系叠合、局部富集的特征,指导勘探部署。

  从煤层气理论到三角成藏理论再到致密气成藏理论,地质认识的突破使盆地天然气勘探“从盆地周边转向盆地腹地、从寻找构造圈闭转向岩性地层圈闭、从下古生界碳酸盐岩气藏转向上古生界致密砂岩岩性气藏”等重大战略调整,指导盆地天然气勘探,形成了我国重要的天然气产业基地。

  2011年至今,按照“规模、效益、科学”的勘探原则,长庆油田在苏里格地区加大甩开力度,同时坚持上、下古立体勘探,找到了富集气源,为气田开发奠定了资源基础。

  新技术研发与应用

  唤醒“三低”储层降低成本

  随着“三低”油气藏开发技术不断进步,面对苏里格气田单井控制储量小、非均质性强、连通性差、压力恢复缓慢的现状,长庆人逐步认识到,只有技术进步了、成本降低了,苏里格气田才能实现规模效益开发。

  苏里格气田逐步打破关键技术瓶颈,集成创新形成了井位优选、快速钻井、储层改造、井下节流等12项配套技术,破解了制约苏里格气田经济有效开发的技术难题,气田开发成本显著降低,开发管理水平大幅提升。

  通过技术攻关,苏里格形成了以多层多段压裂技术为核心的致密气开发系列技术,自主研发形成的水平井不动管柱水力喷砂分段压裂技术、水平井速钻桥塞分段压裂技术等达到国际先进水平。气田井下节流技术的研发应用,让整体地面投资比开发初期下降了50%,单井地面投资减少260余万元。

  今年年初开始,苏里格气田又从储层特征、改造思路、工艺配伍、参数优化入手,开展脉冲纤维加砂压裂、多级注入酸压、元素俘获录井、远探测声波测井等19项前沿技术攻关,以形成适用性强、配套完善的实用技术。

  开发模式转变

  低渗透气田实现效益开发

  由于低渗、低压、低丰度和严重的非均质性特征,苏里格气田建产后5年打出的28口气井只生产了3亿立方米天然气,平均单井综合投资高。高投入、低产出,使苏里格气田开发无法实现效益开发。

  为破解难题,长庆油田引入市场化竞争机制,向社会公开招标,引入工程技术队伍,充分利用社会资源参与气田开发,运用市场机制组织大规模石油会战,使得原来棘手的队伍配置、技术引进等一系列制约苏里格气田有效开发的问题迎刃而解。

  苏里格气田开发强化排水采气与老井措施;持续推广多层位、多井型、大井丛立体开发模式及一体化场站建设模式;持续推进气井分级、分类精细管理,充分挖掘低产井产能潜力,推广直井、丛式井、水平井大井组规模应用的开发模式,实现了工厂化作业,有效降低了成本,提升了效率效益。仅去年,苏里格气田有6口井以上井场近200个,减少征用土地3000余亩,节约投资近亿元。目前,苏里格气田形成以“预分防碰+三维绕障+扇形标准化轨迹控制”为核心的多井型、大井组整体优化技术,实现了大井组安全快速钻井,形成了“多层系、大井组、多井型”的开发新路。

  今年年初以来,苏里格气田以下古生界碳酸盐岩新领域开发为主线,扎实推进成藏富集规律研究和工艺技术攻关,打出了一套漂亮又实用的精细化管理开发组合拳,在下古生界马家沟组储层相继取得多个新发现,有多口井获得50万立方米以上的高产气量。

  制图/杨娜

  实践者说

  技术和管理创新解放“三低”气藏

  喻健(长庆油田勘探事业部经理)

  2000年8月,苏里格气田苏6井压裂后获得日产无阻流量120万立方米的高产工业气流。苏里格气田的成功勘探开发使长庆人欢欣鼓舞。但是,开发难度也超出想象。由于苏里格地区地表、地质情况复杂,储气层非均质性强,是世界罕见的“三低”气田,储层致密、薄而分散,储层非均质性强、连通性差,单井控制储量小;压力下降快,单井产量低;稳产期短,平均单井采出量小。从发展苏里格气田开始,长庆气田勘探开发者就踏上了攻克世界级难题的漫漫征程。

  在技术上,通过不断认识与实践,持续工艺攻关,规模应用全数字地震勘探,批量进行叠前反演,含气性检测等技术成为井位部署的支撑;引进红外光谱、感应—侧向测井联测等有效技术准确判识气水层;使用多级组合下沉剂与变排量的控缝高组合压裂工艺、束水支撑剂压裂技术、化学转向式下沉剂压裂、直井水力多级喷砂射孔等技术有效提高了单井产量;逐步突破了制约苏里格气田经济有效开发的技术瓶颈。在管理上,苏里格天然气勘探项目组紧密围绕年度生产任务,以精细管理为导向、以增产增效为目标,创新工作方法,升级管控模式,提升工作实效,突出合规管理,打造精品工程,规范项目运作;充分发挥主导、监控、保障职能。

  苏里格大气田的发现,为进一步扩大天然气供应,奠定了可靠的资源基础。下一步,苏里格将重点攻克外协环境、安全环保、提产增效、成本降控等诸多现实困难,高效推进规模储量落实和勘探新发现。

  深化地质认识落实资源潜力

  章辉若(苏里格天然气预探项目组副经理)

  苏里格探区位于鄂尔多斯盆地西北部,横跨陕北斜坡、伊盟隆起及天环坳陷3个构造单元。苏里格地区古生界发育多套含气层系,资源潜力大,勘探开发前景广阔。

  苏里格气田从勘探开发起,不断创新地质理论认识,形成了上古生界大型缓坡型浅水三角洲沉积模式,地质研究从优质储层的形成机理出发,沉积微相和成岩相精细划分入手,差中选优,优化部署。

  同时,不断加强新区、新层系、新领域研究力度,在下古生界奥陶系马家沟组成藏富集规律等方面取得了新认识,获得了勘探新突破,实现了“靖边下面找靖边”的重大发现,获得了奥陶系马家沟组自下而上6段的优质气源储层。

  苏里格天然气预探项目组面对“苏南薄层致密非均质性强、苏西控水增气困难、外围甩开储层变化大”等勘探难题,按照“横向分区、纵向分层、综合分类、对症施策”的办法,集中抓好配套技术升级和方案动态优化,从储层特征、改造思路、工艺配伍、参数优化上入手, 个性化开展脉冲纤维加砂压裂、多级注入酸压、元素俘获录井、远探测声波测井等十几项前沿技术攻关,系列化形成适用性强、配套完善的利器。

  目前,苏里格气田下古生界马家沟组勘探捷报频传,下古生界已发现了5个整装含气富集区,从上古生界转到下古生界,落实了8个整装含气富集区,对苏里格气田持续发展具有重要的战略意义,为开发奠定资源基础。

  专家视点

贾爱林:我国正处于天然气发展机遇期

  从全球整体来看,IEA判断,全球天然气资源约为784万亿立方米,天然气资源供应充足,产量呈现快速上升势头。天然气需求增长较快的地区为亚洲、美国与中东。

  从我国来看,近十年来,我国天然气行业发展速度非常快。一是国家对能源结构的调整,给天然气发展提供了新的发展机遇。二是石油公司加大天然气的勘探开发力度,一系列勘探开发技术的突破和不断成熟,推动了天然气业务的快速发展。

  国务院办公厅《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》明确提出,到2020年天然气占我国一次能源消费比重将达到10%,按照能源消费总量48亿吨标煤测算,天然气消费量将达到3600亿立方米,大力发展天然气符合我国能源发展大趋势。我国天然气工业历经近70年3个阶段的跨越式发展,储量和产量快速增长,目前已成为世界第六大产气国,建成了以鄂尔多斯、塔里木、四川、南海四大盆地为主的天然气生产格局。我国天然气资源潜力较大,类型复杂,开发难度普遍较大。

  中国石油天然气储量和产量占到我国天然气总量的70%,形成了长庆、塔里木、西南、青海四大气区。四大气区的产量占到中国石油总产量的86%。中国石油开发的天然气藏类型复杂,包括低渗致密气藏、高压—凝析气藏、碳酸盐岩气藏、疏松砂岩气藏、火山岩气藏、高含硫气藏六类。六类复杂气藏开发技术和配套工艺的成熟,奠定了中国石油常规气藏开发技术的基础。在开发模式上,中国石油形成了独有的气田开发理念,创立了克拉2、苏里格、靖边、龙王庙、页岩气等多种天然气开发模式。中国石油还积极推动非常规天然气规模化发展。致密气实施低成本战略,实现规模开发。苏里格气田引领了我国致密气规模化发展进程,是我国最大的天然气田,也是我国第一个低成本开发的致密气田。页岩气发展迅速,两年时间产量从1.6亿立方米增至28亿立方米,将是未来天然气上产的重要领域。煤层气也显示出良好的发展前景。

  总体上,中国石油天然气生产将呈现出常规气缓慢增长,非常规气快速发展的态势。同时,中国石油天然气生产也面临一定的挑战。龙王庙气田发现之后没有具有一定规模、新的优质气藏被发现。气井数量多,单井产量低,降成本的压力大。在以后的工作中,一方面要持续做好老气田稳产和非常规气的上产工作;另一方面,要研发高效、低成本开发技术和降成本技术,实现降本增效。

  (嘉宾中国石油勘探开发研究院气田开发所所长)记者杨振宇采访

冀光:转变开发方式致密气藏效益动用

  长庆气区包括苏里格、靖边、榆林、子洲及神木五大主力气田。2016年,长庆气区天然气年产量为365亿立方米,占中国石油天然气总产量的37%、全国天然气产量的26.6%,为我国四大骨干天然气产区之一。

  长庆气区天然气资源丰富,主要发育低渗碳酸盐岩、低渗砂岩和致密气3种气藏类型,其中致密气储量占气区总储量的84%,是长庆气区快速上产和保持规模稳产的核心资源。致密气藏的储层结构复杂,含气砂体规模小、非均质强、连通性差,开采难度大。这样的地质情况使得地震成像效果差,储层预测和精细描述困难,开发过程中井位难优化,无法精确定位。在苏里格,储层具有“砂包砂”的二元结构特征,单井控制储量和产量低。致密气开发初期,复杂的地质和气藏条件、较高的开发成本,使丰富资源无法效益动用。

  经过十多年的技术攻关和管理创新,长庆气区转变开发理念,突破技术瓶颈,形成了致密气低成本开发配套技术,基本满足了相对富集区开发技术需求,实现了致密气的规模有效开发。苏里格气田成为我国储量和产能规模最大的气田,展示了我国致密气开发的良好前景。在开发理念上,地质人员优选相对富集区来建产,突出压裂改造和甜点部位的水平井应用,提高单井产量。将井网的理念引入气田开发中,优化布井方式。根据砂体情况,采用小井距、密井网的开发方式,大幅度提高储量动用程度,实现规模效益。转变作业方式,采用大井组、工厂化作业,节约土地,提高效率,实现低成本效益开发。

  苏里格气田在开发中,一方面,开展多学科联合攻关,集成创新了区块优选技术、井位优选技术、快速钻井技术、分压合采技术、井下节流技术、地面优化技术等12项适合苏里格气田特殊地质条件的配套开发技术。另一方面,苏里格气田引入市场竞争,实行数字化管理,也降低了生产成本。

  未来一段时期,长庆气区的致密气开发还面临富集区之外的储量如何经济有效开发;进入稳产期后,如何延缓递减,提高采收率;井网如何进一步优化等一系列问题和挑战。下一步,要继续依靠技术和管理创新,提高致密气藏的动用程度和采收率,进一步降成本、提高单井产量;进一步提高压裂改造效果和排采工艺技术的适应性;加大多井型、大井组平台工厂化作业的应用力度,为稳产接替和后期气井管理减少压力,实现致密气规模效益上产和长期持续稳产。

  (嘉宾为中国石油勘探开发研究院气田开发所苏里格室主任) 记者杨振宇采访

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