长庆油田采气三厂推进水平井开发的思考
[中国石油报2012-12-21]截至12月13日，随着苏48—X—H2井的投产，长庆油田采气三厂2004年至今共投产水平井103口，占投产总井数的5.34%，日产气量占总日产气量的29.7%。
面对“低渗、低压、低丰度”气田的开发难题，如何提高单井产量，提高采收率，冲破低产困局，让“少井”变“高产”？长庆采气三厂通过推进水平井开发得出的启示是：转变思维，创新技术，牵引“牛鼻子”。
启示1——转变思维，提高单井产量
苏里格气田是已探明的中国陆上目前最大的整装气田，却是一块难啃的“硬骨头”。原因在于其属于典型的“三低”气田，单井产量低，储层横向变化快，井位优选难度大。为提高单井产量，降低开发成本，近年来，采气三厂逐渐将开发重点从直井转变为丛式井和水平井，把增储上产的重点放在提高单井日产量上，在千里气区掀起“水平风暴”。
如何啃下这块“硬骨头”，经济有效开发大气田？尽管水平井开发可以达到“少井高产”，但一系列难以破解的问题，让采气三厂水平井开发困难重重。
采气三厂认真分析苏里格气田不同区块有效储层平面及纵向展布特征，针对气田不同区块的地质特征差异及开发现状，精细部署。中区不断细化富集区筛选，西区强化气水分布规律研究。同时，全面落实水平井部署方案，扩大水平井试验规模，开辟水平井整体开发试验区，精细组织管理，强化队伍优选，完善导向技术，开展新工艺新技术试验，提高单井产量，水平井开发得以优质高效完成。2012年6月12日，在多方的共同努力下，采气三厂仅用51天完成井深4908米、水平段长1103米的苏48—X—H2水平井，喜获115万立方米无阻流量。
截至目前，采气三厂投产水平井103口，井均日生产能力4.05万立方米，2004年以来平均单井累计产气1763万立方米。
启示2——创新技术，破解开发难题
水平井技术，是提高单井产量的“撒手锏”，但需要破解一系列技术难题。采气三厂按照“自主创新、重点突破、应用集成、开放研究、完善体系、整体推进”的原则，采用有效储层分布预测、井位优选技术和地质导向等技术，为水平井开发增加了“保险”。
在苏里格气田水平井开发中，压裂改造是核心技术之一。3月30日，采气三厂将大排量分段体积压裂技术引入桃2—X水平井开发，7月22日，成功实施大排量分段体积压裂试验，刷新了长庆气田水平井分段压裂施工排量和加砂规模两项技术新指标。
完善导向技术是提升水平井实施效果的重要手段。这个厂采用多层控制、逐级调整、83度探顶的入靶导向，指导准备入靶，确保水平井实施效果。
开展泵冲式测井试验，降低复杂井测井风险，缩短测井周期。这个厂在苏48—X—H1井采用此法，水平井测井周期较以往缩短16个小时，减少了通井次数，降低了电测遇阻、电缆断裂、仪器掉落等风险。
“撒手锏”技术让采气三厂成为苏里格气田水平井开发的领跑者。截至目前，采气三厂通过强化改造、工艺优选及新技术试验，水平井实施效果显著，表现为“一降四升”，即钻井周期明显下降，水平段、砂岩长度、有效储层、无阻流量显著提升。平均钻井周期66.8天，水平段975米，有效储层643米，平均无阻流量60.8万立方米。
启示3——精细管理，拉动整体开发
面对全球经济缓慢复苏、国际油价逐步回升，以及国内油气需求旺盛和节能减排要求，时任集团公司总经理蒋洁敏在2009年7月召开的领导干部会议上提出，要“抓住稳定并提高单井日产量的‘牛鼻子’”。
2009年下半年以来，采气三厂围绕“牛鼻子”工程，加大水平井应用等工程技术保障，全面推行精细管理，增储上产成绩显著，促进了采气三厂发展方式转变，保障了陕京线及内蒙古周边城市安全、足量供气。
这个厂紧紧围绕勘探开发增储上产中心工作，大力推进水平井等新技术的规模应用，减少事故发生率。其中，水平井裸眼分段压裂酸化工具，为大规模实施水平井及储层改造打下了坚实基础。2010年4月，第一套水平井裸眼分段压裂酸化工具经过调试后正式投入使用。5月12日，鄂尔多斯盆地，采气三厂参与研发、生产的水平井裸眼分段压裂酸化工具，对桃7—8—8H井实施分段改造获得成功，测试日产天然气无阻流量达到106.1万立方米。
从总面积1.61万平方公里的5个自营区块中筛选出水平井整体富集区，采气三厂及相关单位科技人员付出无比的艰辛。
围绕苏147区块、苏48—X—X区块两个水平井整体开发区，采气三厂优化水平井井位部署和实施顺序，完善轨迹优化设计技术和地质导向技术，强化随钻跟踪分析，着力提高有效储层钻遇率，减少“等、停、靠”等因素，做到打一口、成一口，提高开发效果。苏47—1H和苏48—3H水平井站也因此按期达到投产条件。
采气三厂在水平井应用方面取得了量的增长和质的提高。今年年初以来，采气三厂规模应用水平井开发，用70口水平井开发苏147、苏48、桃2等区块，产量相当于233口直井的产量，投资却节省一半。