大牛地气田自2005年进入规模开发以来，钻成气井1800余口。之前，华北油气技术人员基于这些井的经验，以及对地质情况、工程技术及工艺技术的认识，认为大牛地气田直井单井日产量达到1万立方米、水平井单井日产量达到2.5万立方米就算不错。
    但今年以来，他们与焦恩能源公司合作开展“大牛地气田大幅度提高单井产能暨高效调整开发”项目，其中一口井初期日产量达10万立方米，目前仍保持6万立方米/日的高产，是同区块、同层位气井产量的4倍以上。据预测，这口井12年累计产量将比邻井高5000万立方米。
    华北油气技术人员对储层的认识、对工程的认识、对技术的认识由此被颠覆。事实证明：大牛地气田大幅度提高单井产能、大幅度提高储层采出程度及采收率大有潜力，通过对已动用探明储量做文章，可实现气田长久稳产。
    □本报记者 马献珍 通讯员 李 红 贾春晓 杨大超
    近期，大牛地气田气井频创纪录：8月5日，水平井D12-P19井日产气7.66万立方米，创盒1-1气藏单井日产量新高；8月12日，大66井区D66-P10井日产气3.67万立方米，创今年上古生界气藏单层直井日产量新高；8月20日，大98井区D12-70井日产气4.88万立方米，是近5年来大牛地气田日产量最高的直井。
    这3口井，都是老区加密调整井。大牛地气田自2005年进入规模开发以来，在2000多平方千米工区钻成1800余口气井，好的直井日产气1万多立方米，好的水平井日产气2.5万立方米，大部分井产量偏低。在这种情况下，加密调整井能有这样的成绩，令人振奋。这是华北油气技术人员颠覆传统认识的结果。
    大牛地气田年综合递减率在10%以上，这意味着要稳产30亿立方米，每年必须新增3亿立方米以上的产量来弥补递减，但矿区内气田与煤矿重叠、新能源项目增加，新井部署难度极大。为寻求气田长期稳产之道，2018年9月，华北油气与具有致密气藏开发国际经验的焦恩能源公司合作，开展“大牛地气田大幅度提高单井产能暨高效调整开发”项目，从精细地质评价、高质量工程施工、高效组织管理等方面进行探索。
    该项目先期试验的两口井获得成功，使华北油气技术人员对气藏有了全新认识：大幅度提高单井产能、大幅度提高已动用探明储量的采出程度及采收率，均大有潜力。今年，他们对老井实施二次压裂、措施改造，运用丛式井组、混合井型部署新井，使单井产量大幅提高，预计全年增加经济可采储量达40亿立方米。
    ■ 储层认识颠覆：
    “像农民刨花生一样，一多半还留在地里”
    大幅度提高单井产能项目实施的D28-P2井，初期日产量达10万立方米以上，是同区块、同层位气井的4倍以上；D17-P1井初期日产量也是同层位气井的3倍以上。据预测，D28-P2井两年后累计产量将比邻井高2000万立方米，12年累计产量将比邻井高5000万立方米。
    “这颠覆了我们多方面的认识！原来认为水平井单井日产2.5万立方米已经很不错了，其实就像农民刨花生一样，刨出来的花生仅是少部分，一多半还留在地里。”华北油气副总工程师陈英毅说。
    大牛地气田上古生界累计提交探明储量4500多亿立方米，目前已动用3800多亿立方米，除去自然保护区、矿权重叠区等难进入区域，剩余可动用探明储量只有400多亿立方米，依靠动用这部分储量来维持气田稳产，前景不容乐观。
    “要实现长期稳产，必须在已动用探明储量上做文章，提高储层的采出程度及采收率。”华北油气采气一厂开发研究所副所长黄启忠说。
    D28-P2井部署在两口水平井之间，目标是两口井水平段未波及的区域，验证了未动用剩余气的存在。该井单井产量取得重大突破，证明提高已动用探明储量的采出程度有很大潜力。技术人员认识到：气田横向井与井之间、纵向层与层之间，仍有较多储量待挖潜，可以通过气藏精细描述，摸清气藏展布状况，挖潜已动用储量，提高采出程度及采收率。
    截至目前，大牛地气田已开发15年，累计产气367亿立方米，采出程度不足10%，如果将采出程度提为30%~50%，累计产气量将在1000亿~2000亿立方米，气田寿命将大幅延长，建设百年气田不是梦。
    ■ 工程认识颠覆：
    “做好全程储层保护，对提高单井产量有重要作用”
    一口气井的诞生，要经历钻井、固井、压裂、试油气等重要环节。整个过程中，储层都要与钻井液、压裂液、完井液接触，这些入井液体会对气藏造成不同程度的伤害，尤其是钻井液中的固相颗粒会堵塞气藏通道，影响单井产量。
    过去，技术人员认为，做好储层保护，会增加成本、增大施工难度，即使近井壁储层受到伤害影响也不大，因为实施大规模压裂也会将其压碎，所以储层保护意义不大。受此认识影响，储层保护未能引起足够重视。
    D28-P2井和D17-P1井的成功，凸显了储层保护的重要性。“即使压裂施工会将近井壁储层压碎，但近井壁储层一旦被污染，就会堵塞毛细管通道，影响产气量。”黄启忠说，这两口井使用的钻井液、压裂液、完井液全部是无固相、低伤害体系，钻井所用除砂系统全部换成高精密振动筛。
    气井施工中，他们全程高效组织，从钻井到压裂、试气无缝衔接，尽可能缩短钻井液在井内的停留时间，试气时让返排液尽快从井内返出，减小对储层的伤害。
    合作项目的实施，令华北油气深受启发，接受了不少先进理念，转变了不少思维方式。他们深刻认识到：高效组织施工、改进工艺技术，做好储层全程保护，对提高单井产量有重要作用。
    目前，华北油气已在大牛地气田全面树立全程储层保护理念。
    ■ 引入先进技术：直井二次压裂可有效沟通远端气藏
    “直井二次压裂可沟通远端气藏，是挖潜气田剩余储量的有效手段。”黄启忠说。
    大牛地气田早期应用直井开发的气井有600余口，随着开发时间延长，气层结垢、砂堵导致部分气井低效、无效。
    今年，华北油气引进哈里伯顿先进的二次压裂理念和工艺技术，合作开展“大牛地气田直井二次压裂”项目，验证工艺技术的有效性和经济可行性。
    第一批选定的4口低效井，平均单井日产量低于2000立方米。对产气层实施二次压裂，可使裂缝在原有基础上延伸，沟通远端储层，增加井控储量。
    同时，他们筛选其他产气层位，对厚度仅1米多的气层也实施压裂，实现多层合采。
    第一批4口井二次压裂工程成功率达100%。计算证明，裂缝实现有效延伸，达到波及新储层的目的。4口井二次压裂后总产量是改造前的1.9倍，其中单井最高增产2.5倍，年累计增产20万立方米。
    目前，合作项目第二批3口井正在推进，技术人员开展剩余储量评价研究，准确研判平面、层间的剩余气分布情况，为老井二次压裂选井选层提供依据，并通过优化压裂工艺和提高作业效率降低成本。
    ■ 治理理念转变：集成工艺技术可激活“死井”井控储量
    “DPH-36井本来已经被判‘死刑’了，准备封井，但我们采取改造措施，救活了这口井，现在日产气1.3万立方米。”华北油气采气一厂生产运行科副科长王排营说。
    该井已关停多年，而邻井均为高产井。技术人员分析地质情况，认为该井仍有井控储量。他们采取试气放喷、加醇排液等复合措施，使这口井于8月15日复产。
    “救活这些低效、无效井，得益于我们集成应用工艺技术。”王排营说。
    D1-1-182井是一口生产十多年的老井，原来产气层日产量低于5000立方米。技术人员在产气层下部采取转层补孔措施，打开下部3套产气层，实现多层合采。由于下部新层压力较高，产出气极易灌进上部老气层，这样井口就不出气了。为此，他们在井内下入偏心配产器，降低新层的产气压力，达到共同产气目的。该井于6月17日复产后，日产气达两万立方米。
    “我们还将修井技术与采气工艺结合，解决大牛地气田事故井救治的老大难问题。”王排营说。
    D61-15井于2009年投产，因邻井施工中将该井套管钻破造成钻井液浸入而关停。技术人员尝试气举、抽汲等多种措施，但均未能复产。今年上半年，技术人员精心论证，集成应用大修套铣、打捞、安装速度管、连续油管制氮气举等多项技术，最终救活了这口关停5年的事故井，日产气1.3万立方米，截至目前累计产气50多万立方米。
    王排营说，今年以来，他们累计采取措施18井次，累计增气320万立方米，下一步计划采取措施36井次，预计累计增气1000万立方米。
    ■ 布井模式转变：应用丛式井组、混合井型提高储量动用程度
    大牛地气田自上而下有10套以上气藏，传统的直井或水平井开发，纵向沟通的层位及横向波及的范围有限，加之征地难度大、环保要求高，难以实现高效开发。
    同处鄂尔多斯盆地的中国石油长北气田给了华北油气启发。该气田通过部署46口双分支水平井大型丛式井组，建成37亿立方米/年天然气产能，连续10年稳产30亿立方米以上。
    这表明：应用丛式井组、混合井型，对降低综合成本、实现致密气田高效开发意义重大。丛式井组，就是在一个钻井平台施工多口井，可减少搬迁次数，钻井液及压裂液能循环利用，还便于建设智能化气田，在后期采气管理中降低人工成本。
    借鉴长北气田开发模式，华北油气在大牛地气田首次设计部署D1-537丛式井组，共有6口井，井型包括直井、五段制和三段制定向井，分别钻穿上古生界和下古生界共计7套以上气层，储量动用面积增大，共计动用储量约8亿立方米，将实现低品位资源高效开发。