中国石化华北油气分公司在鄂尔多斯盆地开发的大牛地气田，在经历13年的快速上产后，已进入稳产阶段，近4年来年产气量均在30亿立方米上下，只有打响稳产保卫战，才能使气田长寿

    进入10月中旬，中国石化华北油气分公司在鄂尔多斯盆地北部开发的大牛地气田，年累计产气24亿立方米，创历史同期最好水平，在打响冬季天然气保供大战之际，该分公司启动天然气“百日会战”，把保供当成第一政治责任，向社会交上满意答卷。

    大牛地气田地处陕蒙交界处的毛乌素沙漠，2003~2004年启动先导试验获得成功后，2005年正式进入规模开发，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致密砂岩气案例之一。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，实现气田长寿稳产。按照这一思路，该分公司努力将大牛地打造为我国致密低渗高效开发气田的典范。

    从直井单采，到直井多层合采，再到全水平井开采，选择正确路线快速实现经济有效开发。

    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3、盒2、盒1、山2、山1、太2、太1等7套含气层，这些气层“纵向上多层叠置，横向上复合连片”。

    在对储层认识的基础上，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，获得了较好的开发效果。尤其是在气田西南部位302平方千米的DK13井区，以盒2+3段、山1段为主要目的层，部署直井588口，井区生产时间最长，生产效果最好，目前，有3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、连片性差、非均质性强、单层产量低的Ⅱ、Ⅲ类气层，适合直井多层合采开发。2007年开始采用直井多层合采技术，这就好比串“羊肉串”一样将几套气层串起来，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。在气田南部的大66井区，是以动用山2、太2等差储层为主的典型直井多层合采开发区，气井表现为初产低、生产较为稳定的特点。

    随着气田开发的深入，相对较好的储层得到有效开发，然而，气田还有2/3的探明储量属于Ⅱ、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，此时他们想到了水平井技术。

    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，气田中部的大8~大10井区为主要的水平井开发区，实现了盒1、太2等储层的有效动用，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，2014年，年累计产气突破40亿立方米。

   单砂体精细刻画，寻找剩余气分布，是挖潜已动用探明储量和未动用探明储量潜力的有效手段。

   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345亿立方米，天然气的采出程度不到10%。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，那么气田可以生产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，今年已部署的10口井，验证了这种思路的可行性。

    针对996亿立方米剩余未动用储量继续实施滚动建产，在老井场部署新井，其钻遇的目的层有的是同层同方向、同层异方向，或者是异层异方向，今年已投产9口井，其中水平井DPT-29井，获得了无阻流量13万立方米/天，达到预期效果。这样的二井组或多井组的集约化生产，既可节省用地，又可以挖潜剩余储量，提高储量的动用程度。

    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，部分井出现了低效井和无效井，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，将其他层位打开做贡献，让老井“焕发青春”。今年已投产的12口井，措施有效率100%，平均单井增产0.35万立方米，累计增产586万立方米。

    同样，一些正常生产的气井，如果出现压力异常下降，如果气层的储量充足，没有达到应该产的气量，可能是因水淹、井筒结垢等原因造成的，通过采取气举排水、井底净化等措施，使其恢复正常。今年前10个月完成296口井，累计增产气量2262.8万立方米。

    气田还有部分已经关停的探井，通过储层剩余气分布研究，2016年选出54口有潜力的气井，去年已经治理的19口井，累计产气1.2亿立方米，今年实施了5口井，累计增产349万立方米。剩余4口井投产后，预计全年探转采可贡献产量581万立方米。

    “储层认识无止境，气层挖潜的潜力无限。”华北采气一厂副厂长刘绪刚讲。气田的上古生界400多米厚的已经认识的7套含气层位中，还有几十米厚的煤层气和页岩气，随着认识的不断深化，工程技术的不断进步，这都是可挖的潜力。

    围绕常规井稳产、措施井增产、新投井上产等“六篇文章”，挖潜存量资源，拓宽增量渠道。

    低渗致密气田致命的要点是递减快，气田的年递减按照10%计算，年产量30亿立方米，每年就要递减3亿立方米的天然气，只有遏制递减，才能获得较高的经济效益。华北采气一厂围绕常规井稳产、未投井生产、关停井复产、措施井增产，新投井上产、新技术促产六篇文章，盘活存量资源控制递减。

    老井维护是控制的递减重要手段之一，大牛地气田1600口生产气井，产量基数大，这些气井一旦发生水淹、结垢、冻堵等症状，都会引起产量大幅度下降，但，这些气井的“常见病”都有前期预兆，华北采气一厂探索出不少有效的预防措施，有效避免“躺井”，今年4~9月份，气田的月递减率维持在0.2%，较去年下降0.4%。

    随着气井的生产延长，气井压力不断下降，当井口压力接近管网压力时，天然气就无法输出。2013年，大牛地气田建设了一次增压工程，有效扩大了井口与输气管网的压差，稳定了气田产量。在经历4年多生产后，气井压力继续下降，今年华北油气分公司果断决定对38座集气站实施二次增压，年增产天然气0.34亿立方米，已投入使用的49号集气站，日增产2.6万立方米，达到预期目标。待气田全部实施二次增压后，预计年增产3亿立方米，可有效遏制气田递减。

    针对部分气井出现结垢堵塞等复杂情况，采气一厂采取措施维护作业，今年已完井的投产5口，累计增产182万立方米。针对含水量大造成的水淹井，通过采取气举复产等措施，与上半年相比，关停井减少66口井，恢复产量36万立方米/天。

    在保证稳产的基础上，华北油气分公司继续保持上产势头，今年计划新部署65口新井，新建产能4亿立方米，目前已经投产19口，平均日产气1.87万立方米。

    截至10月15日，华北采气一厂围绕“六篇文章”，大牛地气田已治理实施817井次，累计增产1.57亿立方米，预计全年完成1306井次治理，年累计增产2.61亿立方米。其中对关停井、措施井等治理费用的投入，获得了高于投资3倍以上的受益。

    寻求资源接替区，下古生界碳酸盐层不断取得新突破，气田之下找气田不是梦想。

    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，拥有马五1~马五10等气层，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，显示其具有较好的开发前景。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。风化壳气藏直井生产30口井，多层合采28口，单层开采2口。

    随着水平井管外分段压裂技术的成熟，2011年，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。工程工艺上，研究明确不同类型储层酸岩反应特性，初步优化出酸液体系。

    地质上形成有效的地质综合评价技术,明确储层发育控制因素，为水平井部署提供依据。物探方面开展精细古地貌刻画与定量含气预测攻关，提高储层横向预测精度，有效指导水平井部署与轨迹设计调整。工程工艺方面，通过持续的水平井分段酸压工艺试验与施工参数优化，形成了加砂酸压工艺技术体系，提高风化壳储层酸压改造效果。

    2014年之后，通过开展全段加砂酸压试验，测试效果较好，单井最高无阻流量52万立方米/天，完成试气16口，平均无阻流量6.97万立方米/天，较初期试验阶段提高1.7倍。

    随着下古开发的深入，已经评价出优质“甜点”区878平方千米，华北油气分公司计划明年新建2亿立方米产能，下古生界将展示出良好的开发前景，成为气田最现实的资源接替层，“气田之下找气田” 终将圆梦。