让低油价的寒冬出暖阳——记长城钻探地质院助推自营区块高效开发之路

■ 李春华

让低油价的寒冬出暖阳
——记长城钻探地质院助推自营区块高效开发之路

■ 李春华

在苏里格自营区块开展侧钻水平井优化部署，已实施4口，累计增产气3690万方，创效约3000万元；开展非主力储层研究，新增盒3、盒7、山2层段，新增地质储量190.68亿方，在老井中筛选26口井，已实施2口，日增产气2万方……

8月4日，长城钻探地质院在公司科技与信息化创新大会上的交流材料的一组数据，在目前低油价下显得格外“耀眼”，犹如寒冬中的暖阳。

这组数据的背后，是几年来地质院人用心“经营”非常规气藏的一个缩影， 蕴含着科研人员围绕着“低成本”开展地质研究的工作思路，围绕着“有效益”开展技术攻关的创新之路。

拓展开发思路，确保自营区块有效建产

地质院主要承担公司苏里格和四川威远页岩气两个自营区块的技术支持工作，围绕勘探开发一体化、地质工程一体化的总体思路，针对公司苏里格和威远页岩气两个自营区块在非常规气藏规模化、效益化开发难题，坚持以问题为导向，在开发思路上升级转变：从寻找主力储层拓展到寻找含气富集区；从平面甜点预测拓展为平面+纵向甜点预测；从直井开发拓展到水平井整体开发。通过拓展开发思路，苏里格产能建设取得了突破性进展，开发水平达到了国内领先国际先进，2013年底建成了40亿方产能规模。威远页岩气区块两年建成了10亿方产能规模，促进建成了中石油首个国家级页岩气示范区。

从寻找主力储层拓展到寻找含气富集区。苏里格自营区块有效储层非均质性强，直井控制储量小，产量低，创新采用了地震AVO含气性预测与地质相结合的方法优选了含气富集区。共发现含气富集区 8 个，优化部署井位1 352口（含21 4口水平井），完钻1 051口井（含水平井1 51口），Ⅰ+Ⅱ类井比例由评价初期的63%提高到80%以上。苏1 0、苏1 1、苏53区块201 3年圆满完成40亿方产能建设，201 4年进入稳产阶段，实现了自营区块规模开发。

从平面甜点预测拓展为平面+纵向甜点预测。在北美地区，页岩气开发的核心技术是水平井钻井和水力压裂技术，对水平井的轨迹控制不太注重纵向上甜点的分布。但在威远页岩气区块，通过综合地质研究和现场生产实践，逐渐摸索出了：纵向上非均质性强，甜点纵向分布也是影响页岩气产量的主要因素。将地质甜点与工程甜点相结合，开展了箱体精细划分研究,将优质页岩段龙一1层细分为四个小层，水平井轨迹调整到龙一1 a 小层。通过现场实施,龙一1a小层钻遇率由初期的65.4%提高到95.6%，威202H2-5平台6口井投产初期日产1 21.9万方,建成了威远页岩气首个百万方平台。

从直井开发拓展到水平井整体开发。开展了苏1 1区块丛式井、苏53区块水平井整体开发技术攻关，改善了两个区块的开发效果，实现了“少井高产”、“绿色开发”。苏1 1区块丛式井比例达到70%，Ⅰ＋Ⅱ类井比例达到90% 以上；苏53区块水平井单井平均日产10万方以上，为直井产量的5～10倍。苏53区块109口水平井替代600口直井建产20亿方产能，并部署183口水平井弥补产量递减，实现稳产1 0年。

集成创新技术，助力自营区块高效开发

注重集成应用，多学科相结合，集成了四项关键技术创新了四项关键技术。通过技术集成创新，苏里格和威远页岩气两个自营区块均创造了良好绩效，两个自营区块的各项开发指标均优于原方案设计指标。截至201 5年底，苏里格共投产气井1029口，日产气950万方/天，累产气226.2亿方，实现连续三年稳产。威远页岩气已建成1 0亿方产能，累产气6.1 6亿方。

注重集成应用，多学科相结合，集成了四项关键技术。集成致密气藏含气富集区预测技术。集成地震、地质、测井技术，创新形成致密气藏含气富集区预测技术，在苏里格自营区块，优选含气富集区8个，Ⅰ+Ⅱ类井比例达到80%以上。集成页岩气地质与工程甜点评价技术应用此项技术实现了页岩气“甜点”综合评价：威202区块以I类甜点区为主，威204区块以III类甜点区为主。集成“工厂化”井位部署技术。201 3年，苏53区块成功实施了大平台“工厂化”，投产后最高日产气120万方。2014年，威远页岩气202/204区块进行“工厂化”部署，共部署48个平台1 90口井，已实施7个平台39口井，建成产能1 0亿方。集成水平井地质跟踪导向技术。集成精细地层对比、微构造识别、水平段控制点位置优化等十项技术为地质跟踪导向技术，经过应用，苏里格水平井平均砂岩钻遇率高达85.8%，有效储层钻遇率66.2%；威远区块龙一1 a小层钻遇率由65.4%提高到95.6%。

注重创新突破，加强科研攻关，创新了4项关键技术。创新复杂河流相储层水平井优化部署技术。将传统地质研究和精细地质建模相结合，对水平井井距、长度、方位、纵向位置等参数进行优化，形成了一套完整的水平井优化设计技术。创新致密气藏水平井多级压裂产能评价技术。在苏里格自营区块，首次建立了多级压裂水平井产能评价模板，解决了诸多产能评价难题，实现了产能评价 “动态化”。已成功开展了56口水平井的产能评价,符合率较高。该评价技术可指导不同时期的气井合理配产。创新建立页岩气动态评价体系。在威远页岩气区块，通过27口水平井的动态分析,建立了生产阶段划分标准，运用多种手段进行开发规律研究，完成新井初期产量、产量递减率、最终采气量等指标预测，为页岩气开发评价提供了依据。创新建立页岩气产量预测模型。利用该模型可以较准确预测新井初期产量,近期投产的威202H6-4、6-5井预测日产分别为28万方、30万方，投产后均为30万方，模型预测准确。

前后方联动机制，后方专家支持团队，针对现场问题开展技术攻关

前后方联动机制，前方技术人员现场技术支持

精细优化研究，实现自营区块持续稳产

坚持精细地质研究、优化开发技术体系，为实现苏里格区块稳产和威远页岩气区块建产的目标提供了保障。在此基础上，依靠自营区块取得的成功经验和成熟开发模式积极开拓外部市场。201 3、201 4年，成功开拓了永和气田社会市场，创产值1 1 00万元，近期正在参与浙江油田公司页岩气、吉林油田致密气市场开发工作。

精细剩余气研究，提高井间储量动用程度。开展井间剩余气预测及侧钻水平井优化部署，提高了低效气井利用率，以此达到降本增效的目的。已实施4口侧钻水平井，累计增产气3690万方，创效约3000万元。

开展非主力储层评价，提供产能接替储量基础。开展非主力储层研究，在苏1 0、苏1 1区块新增盒3、盒7、山2层段，新增地质储量1 90.68亿方。苏1 1区块筛选26口井，已实施2口，非主力层日增产气2万方。

强化动态分析，优化气井措施方案。开展低压低产井原因分析，进行老井挖潜对策研究，将494口井分类建立个性“档案”，实行“一井一策”的挖潜措施。 截至2015年，通过调层、侧钻、重复压裂等措施，增产气1.29亿方，创效约1.1亿元。

精细储层描述，夯实气藏开发基础。在威远页岩气区块开展了箱体划分、构造解释、非均质性和三维地质建模等精细研究，提高了井位部署和地质导向的精确性。

优化开发设计，提高气藏开发效果。多学科相结合对钻井地质设计、压裂地质设计和压后排采工作制度进行优化，并建立相应模板，使气井开发设计系列化、标准化。

几年来，地质院先后完成了苏10、苏11、苏53区块开发方案和威远202/204区块井位部署方案，其中苏里格开发方案得到了集团公司、股份公司和长庆油田领导的高度评价，时任股份公司副总裁赵政璋评价：“长城钻探编制的开发方案位居五家钻探公司地质同行之首，是苏里格开发方案的典范，打开了苏里格地质研究的新途径”。针对两个自营区块，共开展科研攻关项目26项，获得国家能源局二等奖1项，集团公司科技进步一等奖1项，局级14项，取得技术秘密9项，发表论文35篇。

“十三五”期间，地质院将再接再励，继续做好科技攻关和技术集成创新，不断提升技术水平，全力保障自营区块高效开发，为公司建设国际化石油工程技术总承包商的战略目标作出新的贡献！