大牛地氣田自2005年進入規模開發以來，鉆成氣井1800余口。之前，華北油氣技術人員基于這些井的經驗，以及對地質情況、工程技術及工藝技術的認識，認為大牛地氣田直井單井日產量達到1萬立方米、水平井單井日產量達到2.5萬立方米就算不錯。
    但今年以來，他們與焦恩能源公司合作開展“大牛地氣田大幅度提高單井產能暨高效調整開發”項目，其中一口井初期日產量達10萬立方米，目前仍保持6萬立方米/日的高產，是同區塊、同層位氣井產量的4倍以上。據預測，這口井12年累計產量將比鄰井高5000萬立方米。
    華北油氣技術人員對儲層的認識、對工程的認識、對技術的認識由此被顛覆。事實證明：大牛地氣田大幅度提高單井產能、大幅度提高儲層采出程度及采收率大有潛力，通過對已動用探明儲量做文章，可實現氣田長久穩產。
    □本報記者 馬獻珍 通訊員 李 紅 賈春曉 楊大超
    近期，大牛地氣田氣井頻創紀錄：8月5日，水平井D12-P19井日產氣7.66萬立方米，創盒1-1氣藏單井日產量新高；8月12日，大66井區D66-P10井日產氣3.67萬立方米，創今年上古生界氣藏單層直井日產量新高；8月20日，大98井區D12-70井日產氣4.88萬立方米，是近5年來大牛地氣田日產量最高的直井。
    這3口井，都是老區加密調整井。大牛地氣田自2005年進入規模開發以來，在2000多平方千米工區鉆成1800余口氣井，好的直井日產氣1萬多立方米，好的水平井日產氣2.5萬立方米，大部分井產量偏低。在這種情況下，加密調整井能有這樣的成績，令人振奮。這是華北油氣技術人員顛覆傳統認識的結果。
    大牛地氣田年綜合遞減率在10%以上，這意味著要穩產30億立方米，每年必須新增3億立方米以上的產量來彌補遞減，但礦區內氣田與煤礦重疊、新能源項目增加，新井部署難度極大。為尋求氣田長期穩產之道，2018年9月，華北油氣與具有致密氣藏開發國際經驗的焦恩能源公司合作，開展“大牛地氣田大幅度提高單井產能暨高效調整開發”項目，從精細地質評價、高質量工程施工、高效組織管理等方面進行探索。
    該項目先期試驗的兩口井獲得成功，使華北油氣技術人員對氣藏有了全新認識：大幅度提高單井產能、大幅度提高已動用探明儲量的采出程度及采收率，均大有潛力。今年，他們對老井實施二次壓裂、措施改造，運用叢式井組、混合井型部署新井，使單井產量大幅提高，預計全年增加經濟可采儲量達40億立方米。
    ■ 儲層認識顛覆：
    “像農民刨花生一樣，一多半還留在地里”
    大幅度提高單井產能項目實施的D28-P2井，初期日產量達10萬立方米以上，是同區塊、同層位氣井的4倍以上；D17-P1井初期日產量也是同層位氣井的3倍以上。據預測，D28-P2井兩年后累計產量將比鄰井高2000萬立方米，12年累計產量將比鄰井高5000萬立方米。
    “這顛覆了我們多方面的認識！原來認為水平井單井日產2.5萬立方米已經很不錯了，其實就像農民刨花生一樣，刨出來的花生僅是少部分，一多半還留在地里�！比A北油氣副總工程師陳英毅說。
    大牛地氣田上古生界累計提交探明儲量4500多億立方米，目前已動用3800多億立方米，除去自然保護區、礦權重疊區等難進入區域，剩余可動用探明儲量只有400多億立方米，依靠動用這部分儲量來維持氣田穩產，前景不容樂觀。
    “要實現長期穩產，必須在已動用探明儲量上做文章，提高儲層的采出程度及采收率�！比A北油氣采氣一廠開發研究所副所長黃啟忠說。
    D28-P2井部署在兩口水平井之間，目標是兩口井水平段未波及的區域，驗證了未動用剩余氣的存在。該井單井產量取得重大突破，證明提高已動用探明儲量的采出程度有很大潛力。技術人員認識到：氣田橫向井與井之間、縱向層與層之間，仍有較多儲量待挖潛，可以通過氣藏精細描述，摸清氣藏展布狀況，挖潛已動用儲量，提高采出程度及采收率。
    截至目前，大牛地氣田已開發15年，累計產氣367億立方米，采出程度不足10%，如果將采出程度提為30%~50%，累計產氣量將在1000億~2000億立方米，氣田壽命將大幅延長，建設百年氣田不是夢。
    ■ 工程認識顛覆：
    “做好全程儲層保護，對提高單井產量有重要作用”
    一口氣井的誕生，要經歷鉆井、固井、壓裂、試油氣等重要環節。整個過程中，儲層都要與鉆井液、壓裂液、完井液接觸，這些入井液體會對氣藏造成不同程度的傷害，尤其是鉆井液中的固相顆粒會堵塞氣藏通道，影響單井產量。
    過去，技術人員認為，做好儲層保護，會增加成本、增大施工難度，即使近井壁儲層受到傷害影響也不大，因為實施大規模壓裂也會將其壓碎，所以儲層保護意義不大。受此認識影響，儲層保護未能引起足夠重視。
    D28-P2井和D17-P1井的成功，凸顯了儲層保護的重要性�！凹词箟毫咽┕�會將近井壁儲層壓碎，但近井壁儲層一旦被污染，就會堵塞毛細管通道，影響產氣量�！秉S啟忠說，這兩口井使用的鉆井液、壓裂液、完井液全部是無固相、低傷害體系，鉆井所用除砂系統全部換成高精密振動篩。
    氣井施工中，他們全程高效組織，從鉆井到壓裂、試氣無縫銜接，盡可能縮短鉆井液在井內的停留時間，試氣時讓返排液盡快從井內返出，減小對儲層的傷害。
    合作項目的實施，令華北油氣深受啟發，接受了不少先進理念，轉變了不少思維方式。他們深刻認識到：高效組織施工、改進工藝技術，做好儲層全程保護，對提高單井產量有重要作用。
    目前，華北油氣已在大牛地氣田全面樹立全程儲層保護理念。
    ■ 引入先進技術：直井二次壓裂可有效溝通遠端氣藏
    “直井二次壓裂可溝通遠端氣藏，是挖潛氣田剩余儲量的有效手段�！秉S啟忠說。
    大牛地氣田早期應用直井開發的氣井有600余口，隨著開發時間延長，氣層結垢、砂堵導致部分氣井低效、無效。
    今年，華北油氣引進哈里伯頓先進的二次壓裂理念和工藝技術，合作開展“大牛地氣田直井二次壓裂”項目，驗證工藝技術的有效性和經濟可行性。
    第一批選定的4口低效井，平均單井日產量低于2000立方米。對產氣層實施二次壓裂，可使裂縫在原有基礎上延伸，溝通遠端儲層，增加井控儲量。
    同時，他們篩選其他產氣層位，對厚度僅1米多的氣層也實施壓裂，實現多層合采。
    第一批4口井二次壓裂工程成功率達100%。計算證明，裂縫實現有效延伸，達到波及新儲層的目的。4口井二次壓裂后總產量是改造前的1.9倍，其中單井最高增產2.5倍，年累計增產20萬立方米。
    目前，合作項目第二批3口井正在推進，技術人員開展剩余儲量評價研究，準確研判平面、層間的剩余氣分布情況，為老井二次壓裂選井選層提供依據，并通過優化壓裂工藝和提高作業效率降低成本。
    ■ 治理理念轉變：集成工藝技術可激活“死井”井控儲量
    “DPH-36井本來已經被判‘死刑’了，準備封井，但我們采取改造措施，救活了這口井，現在日產氣1.3萬立方米�！比A北油氣采氣一廠生產運行科副科長王排營說。
    該井已關停多年，而鄰井均為高產井。技術人員分析地質情況，認為該井仍有井控儲量。他們采取試氣放噴、加醇排液等復合措施，使這口井于8月15日復產。
    “救活這些低效、無效井，得益于我們集成應用工藝技術�！蓖跖艩I說。
    D1-1-182井是一口生產十多年的老井，原來產氣層日產量低于5000立方米。技術人員在產氣層下部采取轉層補孔措施，打開下部3套產氣層，實現多層合采。由于下部新層壓力較高，產出氣極易灌進上部老氣層，這樣井口就不出氣了。為此，他們在井內下入偏心配產器，降低新層的產氣壓力，達到共同產氣目的。該井于6月17日復產后，日產氣達兩萬立方米。
    “我們還將修井技術與采氣工藝結合，解決大牛地氣田事故井救治的老大難問題�！蓖跖艩I說。
    D61-15井于2009年投產，因鄰井施工中將該井套管鉆破造成鉆井液浸入而關停。技術人員嘗試氣舉、抽汲等多種措施，但均未能復產。今年上半年，技術人員精心論證，集成應用大修套銑、打撈、安裝速度管、連續油管制氮氣舉等多項技術，最終救活了這口關停5年的事故井，日產氣1.3萬立方米，截至目前累計產氣50多萬立方米。
    王排營說，今年以來，他們累計采取措施18井次，累計增氣320萬立方米，下一步計劃采取措施36井次，預計累計增氣1000萬立方米。
    ■ 布井模式轉變：應用叢式井組、混合井型提高儲量動用程度
    大牛地氣田自上而下有10套以上氣藏，傳統的直井或水平井開發，縱向溝通的層位及橫向波及的范圍有限，加之征地難度大、環保要求高，難以實現高效開發。
    同處鄂爾多斯盆地的中國石油長北氣田給了華北油氣啟發。該氣田通過部署46口雙分支水平井大型叢式井組，建成37億立方米/年天然氣產能，連續10年穩產30億立方米以上。
    這表明：應用叢式井組、混合井型，對降低綜合成本、實現致密氣田高效開發意義重大。叢式井組，就是在一個鉆井平臺施工多口井，可減少搬遷次數，鉆井液及壓裂液能循環利用，還便于建設智能化氣田，在后期采氣管理中降低人工成本。
    借鑒長北氣田開發模式，華北油氣在大牛地氣田首次設計部署D1-537叢式井組，共有6口井，井型包括直井、五段制和三段制定向井，分別鉆穿上古生界和下古生界共計7套以上氣層，儲量動用面積增大，共計動用儲量約8億立方米，將實現低品位資源高效開發。