大牛地：气田之下找气田

　　年产30亿立方米稳产10年的目标如何实现?

　　随着优质剩余储量越来越少，实现气田长寿稳产是气田面临的严峻问题。近日，从中国石化华北油气分公司出来消息，该公司在鄂尔多斯盆地北部开发的大牛地气田的D12—P20井获得日产气量4.98万立方米，累计产气360亿立方米，满足了华北地区上亿户居民用气。

　　“我们计划年产气30亿立方米稳产10年以上，长期目标是建成百年气田，将大牛地打造为我国致密低渗高效开发气田的典范，实现气田之下找气田的梦想。”大牛地气田负责人表示。

　　立体开发，减少征地2038亩

　　大牛地气田地处陕蒙交界处的毛乌素沙漠，2005年正式进入规模性开发，年产气量由当年的2.14亿立方米，持续攀升至2014年的40亿立方米，成为我国率先成功开发的致密砂岩气案例之一。但随着优质剩余储量越来越少，2015年之后，由大规模投入新井维持上产，改变为依靠挖潜剩余储量控制递减为主，以此来实现气田长寿稳产目标。

　　据介绍，大牛地气田面积2003平方千米，历经2003~2004年的先导性试验，初步认识到气田陆相沉积的上古生界拥有盒1、盒2、盒3等7套含气层，这些气层“纵向上多层叠置，横向上复合连片”。

　　2005~2006年，华北油气分公司根据气层展布特点，针对气层厚度大，纵横向连续性好，物性好，产量高的Ⅰ类气层，采用了直井单层开发策略，获得了较好的开发效果。尤其是气田DK13井区，气井生产时间最长，生产效果最好。目前，有4口气井累产气超过1亿立方米，获得了高于投资4~5倍的经济效益。

　　针对纵向层多，单层气层薄的Ⅱ类气层，从2007年开始，他们采用直井多层合采技术，将几套气层串起来，通过实施压裂作业，打开多套气层共同产气，也获得了经济有效开发。

　　然而，随着气田开发的深入，相对较好的储层得到有效开发，气田还有2/3的探明储量属于Ⅲ类的差储量，且叠合程度低，常规的直井无法实现效益开发。2012年，水平井技术的运用已逐步成熟，该分公司率先在大牛地实施全水平井开发建产，当年新建产能10亿立方米，每年用100余口水平井，连续3年实现新建产能10亿立方米，气田跨入快速增产期。

　　“近几年，我们结合气田储层状况，采取‘混合井网+丛式井组’立体开发模式，在钻井平台部署有直井和水平井，应用井组132个，减少征地2038亩，节约投资1.76亿元。”这位负责人说。

　　挖潜储量，可以生产75年以上

　　据介绍，大牛地气田已探明储量4545亿立方米，在已动用的3548亿立方米探明储量中，累计生产天然气360亿立方米，天然气的采出程度近10%。与此同时，还有996亿立方米未动用的探明储量。

　　按照致密气田最终采收率50%计算，气田可以生产75年以上。要维持气田的长寿，必须挖潜已动用的探明储量和未动用的探明储量开发潜力。通过对储层单砂体精细刻画，强化动态监测，做好不同相带、不同类型储层产出特征及剩余气分布研究，将砂体空间展布特征和剩余气进行精细描述，在新区部署新井做到有的放矢，在老区对老井采取相应的增产措施，可有效提高储量动用程度。

　　在直井部署较为密集的DK13井区，通过单砂体刻画和剩余气描述，判断出原来气井之间的泄气半径，在泄气半径未波及到的区域，或者原来的直井有未开发的层位，这样在其中继续部署一口加密井，提高已动用储量的动用程度，去年部署的10口井，验证了这种思路的可行性。

　　为此，针对996亿立方米剩余未动用储量，该分公司实施滚动建产，在老井场部署新井， 2018年已投产9口井，其中水平井DPT-29，获得了无阻流量13万立方米/天，达到预期效果。

　　单砂体的刻画对老井的挖潜同样有指导意义。在生产时间较长的直井单采的井区，出现了部分低效井和无效井，通过分析，如果其他未打开的层位仍有潜力，就可以实施补孔转层措施，将其他层位打开作贡献，让老井“焕发青春”。

　　“储层认识无止境，气层挖潜的潜力无限。去年，我们完成措施作业井19口，累计增产986万立方米，今年计划对20口井实施措施作业，预计增气900万立方米。”华北采气一厂副厂长刘绪刚说。

　　“气田之下找气田”实现接替

　　大牛地气田除上古生界拥有7套气层外，下古生界海相沉积的碳酸盐层厚度达600米，面积覆盖全气田，已评价出资源量350亿立方米，是气田最现实的接替层位。

　　2011年以前，华北油气分公司利用开发直井评价下古生界奥陶系风化壳储层，在风化壳钻遇测试效果良好，初步认识到风化壳储层发育，但直井测试产能较低，单层开发难度大。

　　随着水平井分段压裂技术的成熟，华北油气分公司积极开展奥陶系水平井探索试验，评价风化壳水平井开发适应性。在工程工艺上，研究明确不同类型储层酸岩反应特性，初步优化出酸化压裂液体系。