苏里格攻克世界级难题实现规模化有效开发

苏里格气田在攻克水平井钻井上，做出了积极的尝试。

天然气井的有效技术措施，保证了苏里格气田的采气日产量。

　　苏里格攻克世界级难题实现规模化有效开发

　　【新闻回顾】2005年7月30日下午5时，苏里格气田的苏40-17井正式开井供气。这标志着以简化地面工艺，以低成本开发为目标的全新开发思路在苏里格气田拉开了序幕，为苏里格气田的开发注入了新的活力。

　　从名噪一时到沉寂五年

　　终于是时候了。

　　从2000年8月26日苏6井喷出强大的天然气流开始，苏里格沉寂的时间太久了。毛乌素沙漠的春天是美好的，而毛乌素沙漠里，苏里格气田开发的春天一如北国的春天那样姗姗来迟，却别有诗意。

　　蒙语“苏里格”是“半生不熟的肉”之意。长庆人全方位认识苏里格气田，也经过了一个由“生”到“熟”的过程。

　　2000年8月26日,中国石油长庆油田公司在苏里格地区的一口重点探井——苏6井钻穿目的层，经过实施压裂作业，该井喷出了无阻流量达120多万立方米的高产气流，苏里格气田宣告诞生。根据这一情况，人们雄心勃勃地为苏里格气田制定了平均单井日产40万立方米的开发方案。但人们很快发现，苏6井压力迅速下降，难以稳产，在关井后，压力恢复缓慢，故不得不将开发方案调整为25万立方米、15万立方米、10万立方米、8万立方米、3万立方米……结果还是稳不住，此时，所有的专家们才意识到，他们所面对的苏里格气田，地质结构和储层特性异常复杂，开发方面将遇到极度严峻的挑战。

　　果不其然，在此后长达5年的漫长时间里，苏里格气田的天然气开发进展异常缓慢，巨大的难题摆到了开发者的面前：鄂尔多斯盆地特有的河流相三角洲沉积体系，使苏里格气田成为一个世界级的开发难题。整个大苏里格地区，包括现在苏里格气田的东部、北部、西部，在油气藏描述上通常称之为非均质性。这样的储层特性，导致的直接结果是，单井控制储量小、产量低、压力下降快、稳产期短；其间接结果是，投资回报率低甚至严重亏损，没有经济开发价值。

　　据专家介绍，按照前期开发评价中的常规钻井，一口3500米的天然气开发井，综合建井成本大约1200万元，加上配套的开发成本，单井综合投资高达1500万元，按目前的天然气价格，苏里格气田的单井累计产量至少要达到2000万立方米以上才有经济效益可言。但实际上，在前期的开发试验中，平均单井最终采出量只有1800万立方米，亏损是铁定的。更让长庆油田无法接受的是，前期评价和开发先导试验中，三维多波、二维多波等地震技术，水平井钻井、欠平衡钻井、空气钻井等钻井技术，二氧化碳压裂、大规模压裂等各种先进的储层改造技术，都曾在苏里格一试身手，但最终都没有收到令人满意的效果。

　　储量巨大的苏里格气田难以形成规模开采，80多口开发井、开发评价井5年的累计产量只有3亿多立方米，还不及中国西部另一个气田——克拉2气田一口气井一个半月的产量。

　　在常规技术条件建设模式下，苏里格气田不具备经济开发价值。曾经名噪一时的苏里格大气田，真的成了一块半生不熟的肉。

　　从“死胡同”到低成本战略

　　“太难了，真是太难了，我们在苏里格气田开发中遇到的每一个难题，似乎全是死胡同。”长庆油田采气三厂的一位工程师告诉记者。如何实现苏里格气田的经济有效开发，虽然大家心中都知道必须以大幅度降低开发成本为突破口，但是国际油价高位振荡，工程技术服务费呈上涨之势，钢材、水泥等原材料涨价，加上毛乌素沙漠环保、安全投资，在这种大背景下，要想单纯通过市场途径降低成本无疑于虎口拔牙。

　　在其他气田，一口气井动辄几十万立方米的日产量，有的甚至高达数百万乃至上千万立方米，所以根本不用考虑钻井成本，也许一口井的投资几天或几十天就可以收回。但苏里格气田单井控制储量少，累计产量低，即使是Ⅰ类井，单井累计产量也只能达到3000万立方米的数量级，而Ⅱ类井则只有2000万立方米，至于Ⅲ类井，能达到1000万立方米就不错了。就储层性质和单井产量而言，世界上只有美国的圣胡安气田与苏里格气田最相似，但圣胡安气田的储层埋藏深度只有600米左右，开发成本与储层埋藏深度达3500米的苏里格气田不可同日而语。

　　这一现实给气田开发带来的直接影响是，井口和集输装置性能要求高，投资大，但后期压力下降后，装置剩余功能大，造成的浪费也很大。这就造成了一个尖锐的矛盾：前期的高压要求井口装置必须加大投资，确保安全生产，但后期的低产和单井累计产量低的现实又要求井口装置必须压缩投资。

　　同样的矛盾也出现在集输系统上。天然气开发如果采用高压集输，那么集输管道同样需要高强度的进口管材，同时还要配备压缩机，以满足气井开发后期增压外输的需要。但是，这就产生了新的矛盾：采用价格昂贵的高压集输系统，势必带来成本的增加，而采用低压集输系统，则又难以确保生产初期高压或超高压情况下的安全生产。

　　更重要的是，在高压集输中，没有经过净化的井口气由于含有水分，在弯头、阀门等地方，极易形成管道堵塞，造成气井停产。为了防堵和解堵，必须在井口部位增加注入解堵剂甲醇的装置，而且还要长期注醇，同样要增加成本。如果是采用中低压集输，就可以避免管道堵塞，可问题是，气井前期的高压或超高压又是必须面对的问题。于是，第三个矛盾又跳了出来：如果采用不注醇的高压集输，那么管道堵塞问题无法解决；但如果采用不注醇的中低压集输，前期的高压也会造成管道堵塞；而采用注醇的高压集输，又会造成巨大的浪费。

　　据专家介绍，类似的矛盾，在全世界所有投入开发的气田中，只有苏里格表现得最突出。这就是尖锐的矛盾，而要全部解决这些矛盾，只有“低成本开发”这条路可以走。

　　从世界级难题到造福国家

　　如何打开坚冰，让苏里格气田扬眉吐气，造福国家？从发现苏里格气田开始，长庆石油人就踏上了攻克世界级难题的漫漫征程。为实现苏里格气田的有效开发，2001年9月7日，长庆油田公司成立第三采气厂，专门负责这个气田的前期开发试验。

　　苏里格气田牵动着长庆人的神经。长达五年的开发试验之路，从钻井到压裂、从试气到集气，国内各种先进的气田开发技术和工艺都试验过，长庆人付出的是心血和汗水，投入的是感情和信心，对苏里格气田的认识不断加深。试采生产特征表明：平均单井产量1万立方米/天只能稳产3年。

　　油田公司及第三采气厂运用一系列国内国际领先技术“会诊”苏里格，不断创新开发思路，实施了针对低压气层的低密度、无固相钻井液近平衡钻井气层，研制并成功应用暂堵液钻井技术，全面开展小井眼钻井、空气钻井、PDC钻头等新技术的应用，有效地减轻了气层污染，降低了开发成本。为准确判断、识别储层流体性质，积极采用先进测井系列，开发出了适用于苏里格气田的低孔、低渗、低阻气层测井解释模板，为下一步气田的开发奠定了基础。

　　为实现苏里格气田的科学有效开发，2004年以来，第三采气厂转变思想，紧紧围绕“面对现实，依靠科技，简化工艺，走低成本开发道路”的开发理念，开展了多项攻关研究和先导试验，确定了“井口加热、中压集气、管线保温、带液计量、多井串连、外加冷源制冷脱水脱烃、增压外输”的地面工艺优化、简化技术。

　　苏40-17井是油田公司确定的第一口地面简易工艺试验井，该井分别采用了六项地面工艺优化、简化技术：利用闲置井口加热炉，实施井口加热二级节流；利用废旧油管替代采集气管线；用油管丝扣连接，节省了建井时间和组焊费用；减少作业带的宽度，节约暂借地费用；将油管浅埋20厘米，既减少土方量又易于拆卸，重复利用；采用夏季生产黄金时段开井生产，冬季管线易堵时关井。通过采取这些地面生产工艺有效整合了资源，为进一步降低投资成本进行了有益的探索，并且还节约了建井周期，为低产低效井的开发开创了新的地面工艺模式。

　　至此，在苏里格气田开发建设过程中，长庆油田公司确立了“面对现实，依靠科技，简化工艺，走低成本开发道路”的理念。苏里格气田终于具备了规模开发的条件，一个群雄逐鹿苏里格的大场面终于形成了。