2. 中国石油集团长城钻探工程有限公司苏里格气田分公司
2. Sulige Gas Field Branch, CNPC Greatwall Drilling Company
在地质工程一体化理念中，“地质”泛指以油气藏为中心的地质—油藏表征、地质建模、地质力学、油气藏工程评价等综合研究；“工程”指在勘探开发过程中，对钻井到生产等一系列钻探及开发生产工程技术及解决方案进行针对性的筛选、优化并指导作业实施[1]。近年来，地质工程一体化技术在非常规油气开发中越来越受到业内人士的重视，是公认的非常规油气实现效益开发的最佳途径[2-4]。苏里格气田是国内典型的致密砂岩气藏，由于受气藏埋藏深、储量丰度低、储层物性差、有效砂体规模小等基本地质特征的影响，气田面临单井产量低、稳产期短、压力下降快、气水关系复杂等诸多开发难题[5-6]。开发伊始，针对苏里格气田地质特征，坚持低成本战略，建立了“优选区域、重点评价、适度甩开、滚动建产、依靠科技、注重实效、简化开采、降本增效”的开发原则，依靠技术创新、管理创新，从前期评价、产能建设、稳产管理等方面实施地质工程一体化，实现了合作区块快速、高效开发。及时梳理地质工程一体化开发技术，总结开发经验，分析开发效果，对苏里格气田及其他非常规气田的开发具有借鉴及指导意义。
1 区块开发概况苏里格气田位于内蒙古鄂尔多斯市境内的苏里格庙地区，勘探面积约5.5×104km2，是目前国内最大的天然气田[7]。苏10、苏11、苏53区块位于苏里格气田北部，平面上呈“品”字形分布，属于苏里格气田中区，区域面积共计2161km2。目前3个区块探明+基本探明储量为2463.66×108m3（表 1）。
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表 1 苏里格气田中区储层基本参数 |
根据区域地质特征，结合工程工艺技术，苏10、苏11、苏53区块各自形成了独特的开发模式。2013年底，3个区块累计建生产能力40×108m3/a，年生产天然气36.0×108m3（表 2）。截至2015年底，3个区块完钻总井数1125口，其中水平井168口，累计生产天然气214.47×108m3。与开发方案对比，各项开发指标总体与方案相符。
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表 2 研究区产能建设统计表 |
开发初期，按照“地震预测、整体勘探、优选区域、重点评价”的思路，优选富集区域进行集中建产，滚动开发。不断深化合作区块地质特征研究，建立完善气藏三维地质模型。利用钻井及地震资料精细解释气藏的构造特征及预测储层的空间展布规律，研究储层非均质性及隔夹层的分布，并结合钻完井及储层改造工艺技术，优化出各区块开发方式[8]（图 1）;
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图 1 苏53区块和苏10区块气藏剖面图 |
(1) 苏10区块采用直井、丛式井开发为主，同时开展水平井实验。①纵向上，气层分布零散，单井含气井段长，但单层厚度薄、产能低；横向上，砂体连续性较差，水平井开发造成的储量损失较大，因此采用直井、丛式井开发。②苏10区块属于苏里格气田一期合作开发区块，开发初期水平井开发技术不成熟。③随着苏10区块地质认识进一步明确，为寻求提高采收率的新的开发方式，选择井控程度高、储层分布稳定的区域开展水平井开发试验，为苏53区块水平井整体开发积累经验。
(2) 苏11区块以丛式井开发为主，直井完善井网。苏11区块发育山1段、盒8段两套层系，之间隔层较厚，现有压裂改造工艺无法完全实现有效沟通，并且单层控制储量不能满足水平井开发需求，故采用直井、丛式井开发。
(3) 苏53区块采用直井评价，水平井整体开发。①中南部气层横向上分布较为稳定，纵向上砂体分布集中，储层平均厚度为28m，利用水平井开发可动用80%以上储量。因此，优选该区域编制了20×108m3水平井开发方案。②苏10区块水平井开发试验为苏53区块水平井开发提供了宝贵经验。
直井、丛式井开发过程中，利用临井或平台第一口单井精细地质研究，优化钻井工程方案。水平井开发过程中，根据地质认识及工程施工需求，设计部署直井或导眼井进行评价，工程与地质相结合，提高开发效果。
2.2 优化方案设计，实现储层最大化动用对研究区气层进行压裂改造是提高气藏采收率的主要途径之一[9]。一是综合考虑沉积相和地应力分布特征，结合人工裂缝监测成果，优化水平井方位167°、347°。①苏53区块河道为北东—南西向，近南北方向展布，为确保水平井钻遇效果和储量动用程度，水平段应尽量向河道方向延伸。②根据岩石力学特点，人工裂缝总是沿着阻力最小的方向延伸和扩展，设计水平井方位尽量垂直于地层主应力方向[10]。数值模拟结果表明，苏53区块最大主应力主要分布在北偏东60°~80°之间。③借用裂缝监测技术，优化水平井方位设计（图 2）。
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图 2 苏53区块苏53-A井裂缝分布图 (左) 及示意图（右） |
二是水平段设计于气层中部，有利于提高钻遇率、压裂改造效果及纵向储量动用程度。苏里格气田目的层主要含气层位为盒8段4、5、6小层和山1段7小层。水平井开发区纵向上储层集中发育，各小层隔、夹层较薄，将各含气小层作为一个含气层系考虑，设计水平段位于层系中部，利用压裂技术提高储量动用程度[11]。
三是针对山1段储层较盒8段致密、物性差的特点，优化压裂改造工艺，实施段内多缝压裂。在段内多缝体积压裂试验取得成功的基础上，到2015年底，共实施段内多缝体积压裂30口井，该技术已成为山1段改造的主体技术。苏53-78-BH井于2012年实施体积压裂，生产层位为山1段，目前累计产气超过1.50×108m3。
四是实施精细分层压裂，提高储量动用程度及单井产量。针对苏里格气田“一井多层、单层低产”的特点，以实现多层动用为目标，攻关形成了机械封隔和套管滑套两大分层压裂技术，打破开发初期直井只能分3层的技术约束[12]。目前已开展4层以上压裂近40口井，初期单井日产气 (1.5~1.9)×104m3。
2.3 优选平台井实施，实行工厂化作业 2.3.1 平台井实施2012年在苏11区块开展9丛井试验，平台投产初期平均单井日产超过2.5×104m3。同时，在苏53区块西南侧开展2丛水平井开发。优选山1段、盒8段均比较发育的区域开展双层系开发。平台井首选实施山1段水平井，实施后能为盒8段水平井提供第一手钻井资料，提高地质导向精度和钻井品质。同时，在井控程度低的区域，部署导眼井。丛式水平井将单井钻井周期较同期缩短了4.5天，同时提高了储量动用程度。平台井实施为水平井工厂化的实施提供了宝贵经验（图 3）。
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图 3 苏53区块丛式水平井示意图 |
利用地质工程一体化技术进行水平井工厂化作业选区、选井和方案设计。工厂化平台共部署10口水平井（盒8段6口、山1段4口）、1口直井和2口定向井，控制面积5.6km2，控制储量约18.5×108m3。
选区、选井主要考虑以下几个方面：①地质方面[13]。一是储层发育，具备集中建产的储量基础。平面上，部署区储层相对苏53区块其他区域较为发育，储量丰度为（1.15~1.50）×108m3/km2。二是储层物性好，符合高效开发的要求。根据对区内完钻井资料进行分析，该区域山1段和盒8段含气饱和度、孔隙度、渗透率均略优于其他产建区域。三是隔层发育，适合双层系开发。山1段与盒8段之间泥岩隔层发育，平均厚度为7.8m，且分布稳定。②工程、工艺方面。一是水平井钻井工程及配套技术日臻成熟。合作区水平井开发经历了前期单井实验、丛式井开发、区域整体开发实验、整体规模开发的开发历程，水平井钻完井及配套技术得到提高。二是工厂化作业为段内多缝体积压裂、多井同步压裂提供了优质平台。
采用井组整体设计的观念，综合考虑区块井网井距、储层分布、钻井施工难度及技术特点进行设计优化。井眼设计中主要遵循以下原则[14]：①采用中曲率半径轨道剖面设计，方便轨迹控制和水平段钻进；②各井造斜点位置相互错开，做好井眼防碰设计；③保证安全的前提下，提前调整轨迹，减少后期方位角的变化；④从外到内，由难及易，中间井为边缘井提供便利。通过优化，盒8段和山1段的最优井距均为600m，水平段方位分别为347°和13°。
2.3.2.2 井场布置及钻井工程井场布置为200m×300m，分A、B两排，排距为50m，井距为15m，其中A排6口井，B排7口井。为了压裂需要，在两个排污坑位置拉开30m井距，分两个工作区域。
基于工厂化作业理念，工厂化实施批量钻完井作业[15]。使用一部ZJ30车载钻机，一次性完成13口井表层。动用两部50L钻机分两轮钻井，每轮先批次钻到A点下技术套管，再批次施工水平段。第一轮钻井 (A、B排) 共7口井，完钻后钻机搬迁到第二轮钻井，同步进行第一轮压裂施工；第二轮钻井 (A、B排) 共6口井，完钻后进行第二轮压裂施工。分批作业大幅度提高了现场施工进度（图 4）。
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图 4 工厂化作业分批施工示意图 |
钻机平移装置由导轨和液压移动控制系统组成，在不甩钻具情况下，可实现钻机在导轨上前后移动，3小时可完成平移。钻井泵、钻井液罐、气源房、MCC房、发电房、油罐等设备采用吊车移动。
工厂化平台累计进尺为56695m，平均井深为4584m，平均水平段长932m，优于设计的856.6m，平均钻井周期为30.47天，比计划提前45天。工厂化钻井施工亮点主要体现在两个方面：①钻井速度快。在采用工厂化作业的同时坚持科学提速，比非平台式水平井速度提高30%。②实施效果明显。地质与工程紧密结合，完钻的10口水平井平均砂岩钻遇率为86.4%，高于苏53区块完钻水平井平均值，其中3口水平井砂体钻遇率达到100%（图 5）。
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图 5 工厂化水平井钻遇率统计 |
工厂化压裂作业分两批次完成。设计考虑以下措施：①选择连续分布储层，开展同步压裂；②针对山1段储层物性相对盒8段储层较差的特点，采用段内多缝体积压裂，增加裂缝密度，扩大改造面积；③结合储层钻遇情况及三维地质模型，针对水平段平面上和纵向上相互分布距离及隔层发育情况，优化施工排量和规模；④采用连续混配技术，实现即时配液即时施工，提高液体利用率，实现节约、环保目的。
同步压裂是工厂化作业的理念之一，是将同一目的储层的2口水平井，各水平段每一级压裂同时进行，压裂顺序从水平段的趾部到跟部，裂缝垂直交错布局。选取苏53-82-AH井和苏53-82-BH井、苏53-82-CH井和苏53-82-DH井、苏53-82-BH1井和苏53-82-EH1井3对（6口）水平井进行了同步压裂，使得最后形成的裂缝网络复杂化，最终提高改造体积和单井产量。
为验证同步压裂效果，运用微地震裂缝监测技术对苏53-82-AH井和苏53-82-BH井进行裂缝监测。结果显示，压裂裂缝半缝长160~202m，缝高40~54m，后3段产生明确的非对称的裂缝，两翼之间存在一定的夹角，且区域内部裂缝形态趋向复杂[16-17]。
地质工艺相结合，工厂化储层改造取得显著成效。一是整体设计及优化见到实效，单井产量得到提高。由于考虑平台储层地质特征，整体进行压裂设计，平台初期日产气120×104m3；二是引入同步压裂理念，实现增产目的。实施3组6口井同步压裂，生产见到较好效果，其中苏53-82-BH井目前日产气20.5×104m3；三是优化压裂方式，段内多缝体积压裂见到成效。山1段设计段内多缝体积压裂方式，实施后取得较好效果，苏53-82-FH1井设计5段12条缝，初期日产气12.6×104m3。
2.3.2.4 总体效果评价苏53区块工厂化作业，采取“流水线作业、批量化施工、程序化控制、规范化管理”的方式，历时211天，实现了当年部署井位、当年征地建井场、当年开钻并完钻、当年压裂、当年试气和当年投产。在实践过程中，集成应用先进技术和管理模式，探索出了一套以“方案设计最优化、工程技术模板化、施工作业流程化、作业规程标准化、资源利用综合化、队伍管理一体化”为核心的“井工厂”作业模式[18]。平台目前日产气28.76×104m3，已累计产气4.46×108m3。苏53区块工厂化作业的高效实施，是地质工程一体化的集中体现，并诠释了地质工程一体化对应管理模式的重要性。
2.4 精细措施工艺，侧钻水平井挖潜见效 2.4.1 基本情况老井侧钻水平井是开发剩余储量、油气田稳产及增产和提高最终采收率的有效途径之一[19]。为了探索老井挖潜有效手段，2011年开展侧钻水平井试验，先后实施侧钻水平井4口。4口侧钻水平井平均水平段长度为621m，盒8段6小层2口、5小层2口，平均砂岩长度为506m、钻遇率为81.48%，有效储层长度为393m、钻遇率为63.28%（表 3）。目前侧钻水平井累计产气3556.14×104m3，平均单井产气889×104m3。
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表 3 苏10区块侧钻水平井统计表 |
苏10-ACH井为苏10区块第一口侧钻水平井。水平段长528m，完井通井时后段泥岩垮塌，水平段有效长度为320m。控制气层厚度为3~6m，上下均有泥岩封隔，控制储量较小，为0.51×108m3，该井生产效果较差。苏10-BCH井于2012年完钻，水平段长700m，砂岩长376m，有效储层长276m，气测全烃值普遍小于1%；分8段压裂，实际施工7段，入地液量为2883.8m3，陶粒用量为283m3，砂比为16.3%。控制气层厚度约12m，连通较好，控制储量0.82×108m3，两口井未达到预期效果。
2.4.2.2 苏10-CCH井、苏10-DCH井通过前两口侧钻水平井现场试验，总结经验教训，分析技术原因，工程地质相结合，优化方案设计，规范现场管理。地质方面，细化储层模型，精细地层对比，建立选井标准。优化地质导向技术，提高砂岩钻遇率。同时，模拟邻井泄气半径和本井控制范围，防止因泄压而造成井壁坍塌。钻井工程方面，主要针对“开窗成功难度大、小井眼裸眼段长、环空间隙小、循环泵压高、钻具尺寸小柔性大等”施工难点，细化施工方案。压裂工程方面，提高砂比，增加导流能力。
2015年实施的苏10-CCH井、苏10-DCH井取得了较大突破。两口井砂岩钻遇率均超过90%，控制气层厚度均在13m以上，连通性较好。苏10-CCH有效储层长515m，控制储量0.86×108m3，分5段压裂，入地液量为2200m3，砂量为270m3，砂比为21.5%。苏10-DCH井有效储层长497m，控制储量1.05×108m3，分6段压裂，入地液量为2583m3，砂量为317m3，砂比为21.5%。两口井初期日产均超过5.0×104m3。
2.5 地面与地下有机结合，优化地面工程建设按着“地面服从于地下，地下兼顾地面”的基本思路，进行地面工程建设。苏53区块地面集输系统适应水平井整体开发的需求，地面建设凸显了区块水平井整体开发的特点，降低了投资、用工量、管理工作量，提高了生产管理、集输管理工作效率，从多方面做到了降低开发成本、高效开发致密气的总体目标（图 6）。
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图 6 苏53区井地面整体布局（左）及管网图（右） |
地质工程一体化在苏里格气田开发中的应用，体现了工程地质优势互补、互相促进提升的特点，发挥了“1+1大于2”的效应。通过10年的研究和开发实践，取得了以下主要成果：①确定苏10、苏11区块直井、丛式井开发，苏53区块水平井整体开发的开发模式。②优化水平井设计方案，提高了储量动用程度、单井产量和区块采收率。③在苏53区块成功开展水平井工厂化开发试验。④侧钻水平井技术得到有效提高。⑤实现了地质与地面的有效结合。
在苏里格气田致密气藏的开发过程中，地质工程一体化是一个摸索、总结、提升的过程，取得了一定成效，也走了一些弯路。总结经验教训，提出以下建议：①加强地质、工程技术研究的同时，规范对应的管理模式。强有力的组织管理模式是实现地质工程一体化的有力保障，不同地质条件、工程工艺水平、开发阶段应该对应行之有效的管理模式。②总结经验的同时，摸索规律，形成适合苏里格气田开发的地质工程一体化理念和管理模式，使之更具有前瞻性、指导性和实用性。③继续加强科学技术攻关，提高开发效率，降低开发成本；不断尝试储层改造新工艺，寻求适合致密气藏开发的储层改造技术。
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