苏里格气田“十三五”期间提高采收率技术思路

谭中国　卢 涛　刘艳侠　武力超　杨 勇

1.中国石油长庆油田公司　2.中国石油长庆油田公司苏里格气田研究中心　3.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室4.中国石油长庆油田公司气田开发处　5.中国石油长庆油田公司勘探开发研究院

苏里格气田“十三五”期间提高采收率技术思路

谭中国1卢 涛2,3刘艳侠2,3武力超4杨 勇2,5

1.中国石油长庆油田公司2.中国石油长庆油田公司苏里格气田研究中心3.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室4.中国石油长庆油田公司气田开发处5.中国石油长庆油田公司勘探开发研究院

谭中国等. 苏里格气田“十三五”期间提高采收率技术思路.天然气工业，2016,36(3):30-40.

鄂尔多斯盆地苏里格气田的勘探与开发成果推动我国致密砂岩气产量实现了质的飞跃，如何提高采收率乃是其最核心的研究主题。为此，回顾了该气田的开发历程，着重阐述了提高单井产量技术进展，探讨了转变传统开发方式和提高采收率的技术思路与对策。研究结果表明：特大型致密砂岩气藏的评价、上产、稳产所需要的开发技术是呈“渐进式变化”的；基于甜点区筛选的井位部署技术、水平井开发技术、井型井网优化技术、快速钻井技术、储层改造技术和排水采气新工艺、“一体化”建设模式等支撑了该气田的快速上产。在此基础上，提出 了“十三五”期间提高采收率的技术思路：①基于单井全生命周期分析的气田开发规划评价技术；②以提高采收率为目标的混合井网动态评价及加密技术；③集群化多井型多层系面积井网新区一次成型提高采收率技术；④基于风险和效益评价的储量评价模型；⑤“多维矩阵”式气井精细管理技术；⑥低产低效井挖潜技术；⑦新型井场环 保技术；⑧基于一体化集成装置的地面工艺；⑨C3+混合烃类回收利用技术。以期为该区“十三五”期间致密砂岩气藏的开发提供更可靠的技术支撑。

鄂尔多斯盆地 苏里格气田 致密砂岩气藏 非均质性 开发技术 采收率 综合研究 技术思路

致密砂岩气是目前国际上开发规模最大的非常规天然气,具有大面积连片分布、不存在气水界面、气藏边界不明显的分布特征[1-8]。与国外相比，我国致密砂岩气具有气层薄、含气饱和度低、储量丰度低和埋藏深度大的特点[9-16]，规模效益开发的难度更大。我国正进入常规与非常规天然气开发并重的新时代[17-23]，开发技术的不断创新[14-16,24-42]，尤其是地质理论的突破[43-47]，使一些过去开发效益低甚至无效益的低品位致密砂岩气藏得到了经济有效开发[36,48-49]，致密砂岩气探明地质储量占到全国天然气总探明储量的40%以上，成为我国天然气增储上产的主力，以鄂尔多斯盆地苏里格气田和四川盆地川中上三叠统须家河组气藏为典型代表[9-16,22-49]。在非常规天然气中优先发展致密砂岩气已经成为共识[8-22]。

苏里格气田是我国已探明的陆上储量最大的致密砂岩气田，仅2014年致密砂岩气产量就达235.3×108m3，占同期我国致密砂岩气总产量的65%以上[22-23]，推动我国致密砂岩气开发实现了质的飞跃，对缓解我国天然气供需紧张的局面做出了重要贡献。苏里格气田致密砂岩气藏开发项目凭借扎实的地球科学理论，科学的储存和生产工艺，先进适用的原则和合理的配置资源，于2013年在第6届国际石油技术大会暨展览会（IPTC）上被评为IPTC三大卓越执行项目之一，是我国首次在致密砂岩气藏开发领域获得国际奖项和认可。该气田具有低渗透、低压力、低产量和强非均质性特征[22-28,36,48]，平缓的构造与烃源岩广覆式分布，稳定的沉积与储集体大面积分布，建设性成岩作用与相对高渗储层分布，天然气近距离运聚成藏与高聚集效率等是该气田形成大型致密砂岩气藏的主要地质条件[15,36]，储集层的非均质性强和物性差造成单井控制储量低，采用直井开发表现出单井产量低、递减速度快、稳产期短和采出程度低的缺点[23-28]，加之作业区域生态环境脆弱，要达到提高采收率、提高效益、降低开发成本、建设绿色和谐气田的目标，面临着诸多技术挑战[22-25]。为此，通过回顾苏里格气田开发历程，系统归纳规模效益开发的关键技术，着重分析了提高单井产量技术进展，探讨了转变传统开发方式和提高采收率的技术对策，以期抛砖引玉，为该气田长期稳产和我国天然气平稳供应夯实技术基础。

1　气田开发历程及主要成果

苏里格气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北部，为一个平缓的西倾单斜，主力含气层为古生界二叠系下石盒子组8段和山西组l段河流相砂岩储集层，具有低渗透、低压、低产、强非均质性等特征，埋深主要介于3 000～3 600 m，厚度介于140～170 m，沉积环境整体为陆相辫状河沉积体系，可分为心滩、河道充填、泛滥平原3种微相，主要发育大面积的岩性圈闭，划分为东区、中区、西区、南区4部分[23-25]，勘探面积为5.5×104km2，天然气总资源量超过5.0×1012m3，已提交探明和基本探明地质储量超过4.0×1012m3，天然气累计产量超过1 240×108m3，是我国目前储量规模最大、年产量和累计产气量最高的气田。

苏里格地区大规模天然气勘探始于2000年，当年完钻的苏6井在盒8段试气获得无阻流量120×104m3/d的高产工业气流，并整装提交探明储量探明天然气地质储量5 336.52×108m3，标志着苏里格气田的发现。随后按照“区域甩开探相带，整体解剖主砂体，集中评价高渗区”的大型岩性气藏勘探部署思路，共部署了探井40多口，测试产量参差不齐，作为我国新的资源类型，气藏认识和开发策略面临着新的挑战。通过发挥中石油的整体优势，形成了不同开发阶段的主体配套技术，逐步建成国内最大的气田，引领了该类气藏开发的跨越式发展。苏里格气田开发历程可划分为评价阶段、上产阶段和稳产阶段，目前正处于稳产阶段，主体开发技术呈“渐进式变化”：由定性转向定量、由框架整体评价转为分类分级评价、由单井转为集群式丛式井组、由单一井网转变为多井型混合的面积井网、配套工艺由引进转为自主研发、工厂化作业和体积压裂成为关键技术、地面工艺向橇装化和数字化方向发展，其核心是提高单井产量和采收率，并稳步降低开发成本。以下分述之。

1.1评价阶段（2001—2005年）

2001—2005年，开展了大量压裂、试采等前期评价工作，认识到苏里格气田是低渗透、低压、低丰度的大面积分布“三低”气田，采用常规方式开发难以有效开发。动态分析为主的多种分析方法表明，有效砂体规模仅0.22 km2，由此确立了“依靠科技、创新机制、简化开采、低成本开发”的开发思路，开发目标从追求单井“高产”调整为追求“整体有效”，以单井1×104m3/d、稳产3年为目标，把苏里格气田开发引入全新阶段。并形成了以叠后反演、欠平衡钻井、空气钻井、大规模合层压裂、放压生产为主体技术的开发技术政策，建立气井分类评价概念，并明确直井生产指标。

1.2上产阶段（2006—2013年）

该阶段可以划分为经济有效开发阶段（2006—2008年），以确保Ⅰ+Ⅱ类井比例达到80%，单井投资稳步下降至效益临界点为目标；提升开发水平与效益阶段（2009—2013年），以提高单井产量和提高采收率为目标。长庆油田通过创新“5+1”合作开发新模式及“四化”建设模式，形成了以“井位优选技术、快速钻井技术、储层改造技术、井下节流技术、井间串接技术、数字化管理技术”为核心的12项开发配套技术，确立了苏里格规模开发的基础井网和主体开发技术[14-15,23-33]；开发井型由直井、丛式井转变为水平井[23-30]；储层改造由直井多层到水平井多段、段内多缝、体积压裂，直井分压段数达13层，水平井压裂超过20段[29-31]；生产管理由人工巡护到数字化、智能化管理，油套管国产化、地面流程进一步简化优化[32-33]，开发水平大幅提高，并提前两年实现规划目标。

1.3稳产阶段（2014年至今）

苏里格气田长期稳产缺乏宏观分析的有效手段，稳产的难点主要集中有效储层三维空间内规模变化；井网不完善导致储量动用程度低；储层和流体特征存在差异造成产量递减不均；气水关系复杂让部分储量暂时难以有效动用；低产气井随生产时间延长日益增多；不同开采方式开采效果存在差异；提高采收率技术不配套等7个方面[23]。遵从“空间避开、时间错开、依靠技术、措施增产”的思路，先从已筛选出的富集区入手，暂时避开次级储量区，对经济效益低的区块推后开发，以转变传统开发方式和提高采收率为核心[14-15,23-27]，紧密围绕提高单井累计采气量的目标[23]，强化技术攻关，努力实现气田长期稳产目标。

2　主体开发技术进展

2.1基于甜点区筛选的井位部署技术

“甜点区”筛选是致密砂岩气田规模有效开发的前提之一[14-16,50]。苏里格气田有效储层在三维空间内规模变化[23]，隐蔽性强，经过攻关，储层地震预测实现了“模拟到数字、二维地震到三维地震、叠后反演到叠前反演、砂层评价到气层预测”4大转变，解决了从“河道带识别到砂体预测、气层预测，再到储层空间刻画”的逐级精细描述问题，形成了苏里格气田甜点区筛选技术，并在甜点区筛选基础上，优化井位优选技术，开发方式实现了从直井到定向井再到水平井为主的转变[23-25]。截至目前，已累计筛选出“甜点区”面积占总含气面积的23.7%，Ⅰ+Ⅱ类井比例始终在80.0%以上，保障了整体规划的顺利实施。

2.2水平井开发技术

水平井是提高单井产量的有效手段，水平井整体开发技术主要是部署集群化、设计差异化、作业工厂化、站场橇装化[23-25]。对于大型致密砂岩气藏，在不同的开发阶段对储层的精细描述的要求不同，需要在不同的尺度上加深对储层构型的认识，从地质背景、体系类型和沉积相带识别入手进行层段复合砂体描述；在沉积微相，砂体叠置类型和主河道识别的基础上刻画小层复合砂体；进而进行沉积期次划分、单砂体划分、单砂体规模表征来定性单砂体规模；并在上述工作的基础上开展构型单元划分，构型界面识别，构型单元规模定量表征和不同单元空间展布刻画；最后查明剩余储量分布，为集群化水平井井位部署提供科学依据。并相应制订3种井位部署模式，并配套工作化作业和站场橇装化工艺[23-26,29-30]。年完钻水平井由2009年10口井增加到2013年222口；水平井产能比例由评价初期5.1%提升到60.8%；有效储层钻遇率由初期的23.9%提升到65%，初期产量为相邻直井的3～5倍。

2.3井型井网优化技术

研究成果和开发实践均表明，井型井网是致密强非均质砂岩气田采收率的主要影响因素之一[23,27-28]，必须在目前技术经济条件下，满足气田地质特征需求，获得良好经济效益的同时，实现较高的开发指标。针对苏里格气田储层有效砂体规模小、叠置关系复杂的强非均质性特点，以苏6加密区为研究对象，引入动态分析成果约束，形成了分级相控、动态约束的有效储层建模方法[23]，应用多点地质统计学，并增加动态约束样本数，扩展建立了气藏模型；首次提出了井间干扰概念，并揭示了苏里格气田井间干扰概率与井网密度之间的关系，联合采用砂体精细解剖、油藏工程、数值模拟、经济评价等多种方法，建立了开发井网优化数学模型，得到了气田采收率和井网密度之间的定量描述。进而在综合分析的基础上给出了苏里格气田合理的开发井网[27-28]。

2.4快速钻井技术

集成创新应用 “PDC复合钻进、井身剖面优化、轨迹精确控制、低摩阻防塌钻井液体系”等技术，钻井模式由直井、丛式定向井、水平井发展为多井型大井组立体开发模式[29-30,51]。初期开展欠平衡钻井和小井眼钻井矿场实验；通过“井身结构优化、PDC优化设计、钻具组合优化、套管国产化”等措施大力发展丛式井钻井技术；通过“井身剖面优化、耐磨导向PDC设计、强抑制防塌钻井液体系和低摩阻钻井液体系研发”等措施优化水平井钻井；应用“三维水平井钻井技术、防碰绕障技术、工厂化模式”，开展多井型大井组快速钻井技术攻关。通过上述措施和技术的配合，直/丛井平均钻井周期由30.5 d缩短至19.4 d，单井钻井成本下降37.5%；水平井钻井周期由102 d缩短至59.2 d，单井钻井成本下降40%（图1）；以G07-6井组为例，该井组采用直井、定向井和水平井组合井型，上古生界气藏和下古生界气藏立体开发，7口直/定向井和7口水平井，达到整体规模开发，不仅缩短了钻井周期，也满足了低成本开发需求。

图1　苏里格气田钻井指标图

2.5储层改造技术

在直井方面，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[29-31]。机械封隔分层压裂技术，通过运用“大通径封隔器、多孔球座、多层应力剖面设计”，从分压3层提高至11层，压裂周期由2～3 d降至1 d，规模应用4 000口井，成本节约25%，实现直井多层低成本、快速分压；套管滑套分层压裂技术，通过运用“可开关套管滑套、可溶球、定压滑套、变径胶塞”，有限级最高可分压11层，现场试验48口井192层，工具价格为国外同类产品的50%。在水平井方面，立足不同储层特点，形成多级滑套水力喷砂、裸眼封隔器两大水平井分段压裂技术[29]，累计应用582口井，初期产量达到直井产量的3倍；形成水平井“低黏度液体造缝、高黏度液体携砂、多尺度支撑剂组合、高排量大规模注入”的体积压裂工艺技术[52-53]，监测表明改造体积增加2倍以上, 初期日产气量是常规水平井的1.8倍；自主研发了低浓度和阴离子表面活性剂两套致密砂岩气藏低伤害压裂液体系，室内评价岩心伤害均降为20%以下，规模应用超过2 000口井，改造效果较常规提高20%～30%。

2.6排水采气技术

生产动态表明，苏里格气田气井在快速降产期后经过一段时间的低压生产时间，出现明显产量和压力剧烈波动的积液特征，将进入排水采气生产阶段，需采取助排措施生产，影响长期稳产[23]。形成以“泡沫排水采气为主，速度管柱、柱塞气举和气举复产等为辅”的排水采气技术系列，各技术持续突破并配套完善，不断挑战低产气井携液生产下限[23]。泡沫排水采气人工加注到远程控制加注，措施有效率超过85%；速度管柱整套技术国产化，措施成本降低50%；柱塞气举技术实现自主化，井口人工调参变为远程控制调参，措施成本降低62.5%。仅2015年苏里格气田排水采气增产17.0×1012m3。

2.7“一体化”建设模式

形成“井下节流，中低压集气，带液计量，井间串接，常温分离，二级增压，集中处理”的苏里格地面建设模式[32]，适应苏里格气田井数多、单井产量低、压力下降快的特点。为有效缩短建设周期，提高管理水平，以“小型化、橇装化、集成化、一体化、网络化、智能化”为原则，集成创新了天然气集气一体化集成装置、电控一体化集成装置、凝析油稳定橇等一体化集成装置，形成了“一体化”建设新模式，实现了集气站的橇装化，提升了建设质量，提高了开发效益。“一体化”建设模式，实现了由零件标准化向产品标准化的转变，加快了地面建设速度，平均减少站场占地面积35%以上，缩短设计周期30%以上，缩短施工周期35%以上，现场安装工程量减少80%，是气田地面建设新方向[32-33]。

3　提高采收率技术思路

全球每年新增储量的70%来源于已发现的大油气田的储量增长[54]，大油气田的产量更是关乎油气资源的命脉[20-21]，开发已发现的致密砂岩气藏远比勘探一个（特）大型致密砂岩气藏更具有现实意义，且随着基础理论研究的不断深入，特别是有机质“接力成气”理论的提出[43-45]以及在叠合盆地天然气领域取得成功[48-49],致密砂岩气藏的增储、上产和稳产的领域及区域将不断扩大。“甜点区”是致密砂岩气藏前期开发的首选目标，随着开发过程的推进，物理试验及生产动态均显示出物性下限之外的储层也有一定的供气能力[23,50]，加之作业区域生态环境脆弱，要达到提高采收率、提高效益、降低开发成本、建设绿色和谐气田的目标，不断提升开发效果，需从局部“甜点区”开发转为区域式整体开发，进而转变传统开发方式。

3.1基于单井全生命周期分析的气田开发规划评价技术

致密砂岩气藏储层条件差，流体渗流阻力大，能量消耗快，气井的生产能力有限，同时为了满足生产需求，导致气井产量稳不住，递减快，气井几乎没有稳产期，从投产就进入了递减阶段[23]。剖析气井全生命周期递减规律，结合各区块历年投产气井比例，确定区块递减特征，进一步通过区块加权获得气田递减规律和年递减产能，为气田稳产阶段产能建设规划提供依据。苏里格气田28口生产10年以上的气井显示在低压条件下气井具有较长的生产时间[23]；同等数量的直井与水平井产量贡献率存在明显差异，且苏里格气田各区带生产特征不同，仅依靠单井模拟和预测存在一定误差。因此需分别开展全生命周期直井和水平井递减规律计算和预测，并在典型区块解剖的基础上分区带明确递减规律，最后通过数值模拟计算出整个气田的递减率，并逐年补充上年生产动态数据进行约束和校正得到年递减产能，为气田开发规划提供科学依据。

3.2混合井网动态评价及加密技术

开发井网、水平井开发、气井生产方式、废弃条件、气井产水及气井精细管理等是致密砂岩气藏影响采收率的因素。国外致密砂岩气开发实践表明，井网加密是致密砂岩气藏提高采收率的主要技术[12]。苏里格气田自开发以来，为深化气藏评价和认识，先后开辟4个加密试验区，共计直井105口，加密后井网密度为2.8～5.1口/km2。但加密区范围小，且集中在中区。以苏14三维地震区为例，2007—2009年开展变井距（500 m、600 m），变排距（600 m、700 m、800 m）加密试验（表1），完钻41口直井（定向井），5井组范围内含气面积为16.57 km2，井网密度为2.5 口/km2，开展17个干扰试验井组，3个井组见干扰，显示井组采收率与井网密度和储量丰度相关，储量丰度较低的区域，井网过密单井产量无法达到经济极限产量。基于动态特征的开发井网优化[27],是目前确定合理开发井网的科学有效技术，但其仍需要通过加密井试验、干扰试验并结合动态分析，提高模型的符合程度，确定合理的基础井网。苏里格气田不同分区间储集层物性、有效砂体叠置形式、井间连通性、储量丰度等存在差异，需进一步依靠动态资料深化不同区域剩余储量分布的认识，从未开发区混合井网优化研究和已开发区井网加密接替方式研究两方面入手，并在储量分类评价和不同物性储层动用条件分析的基础上进行生产规模优化及开发效果评价。

表1　苏14三维地震区内不同井网下生产指标预测表

3.3集群化多井型多层系面积井网新区一次成型提高采收率技术

开发过程中，物理试验及生产动态均显示出物性下限之外的储层也有一定的供气能力[23,50]，加之作业区域生态环境脆弱，从“甜点区”开发转为整体开发是发展的趋势。苏里格气田“工厂化”压裂作业方法和井网配套地面工艺优化技术[29-33]，为集群化多井型多层系面积井网新区一次成型开发部署提供了有力支撑。采取骨架剖面多路逐级闭合验证，建立以单砂体为目标的研究区地层格架；利用邻近的已开发区块的密井网解剖成果，结合地震资料及类比Ⅰ类井、Ⅱ类井、Ⅲ类井比例和生产动态等，开展“层次分析、模式拟合、多维互动”构型分析，并建立地质模型，描述出有效单砂体规模及展布；开展集群式多井型多层位开发井位部署，一次性部署完成基础井网，并利用钻探结果实时修正地质模型和开展混合井网优化；结合井组的钻井作业方式，通过优化钻井顺序、批量化钻井、多钻机联合作业[51]，提高钻井效率，缩短井组建井周期。针对未投入开发区域，采取此类开发可以达到转变传统的开发方式，提高采收率、提高效益、降低开发成本的目标。

3.4基于风险和效益的储量评价模型

全球每年新增储量的70%来源于已发现的大油气田的储量增长[54]，做好已探明储量的分类分级评价，并明确致密砂岩气藏开发各个开发阶段的核心指标，是制订科学、合理的开发方案，确定开发投资规模的重要依据。动静结合，依据经济效益对储量进行分类评价（表2），并将其划分成富集区、致密区和富水区。开展已动用与剩余可动用储量评价，井控程度较低区域采用单井动用储量累加，井控程度80%区域采用圈定面积和平均储量丰度的乘积来计算；累加得到不同分区剩余储量；不同类型储量区储量品质有明显差异，单井产量及递减规律不同，以生产时间较长的老井为基础，同时考虑加密后井间的相互影响，分类进行预测；在气井产能指标基础上，结合储量规模，按照储量品质由好至差的顺序开展储量动用分析；采用不同基础井网，按照富集区、致密区、富水区的动用顺序建立储量动用模型；天然气价格是影响收益率的最敏感因素之一[23,25]，不同气价下剩余可动用储量评价结果不同，随着气价的增加，剩余可动用储量逐渐增加，稳产年限延长，井网变小，需建立不同气价下可动用储量变化模型。

表2　苏里格气田储量分类评价标准表

3.5多维矩阵式气井管理技术

图2　气井差异化管理技术对策框架图

开展气井多元化分类管理是气田有效开发的关键[23]，全面建立气田分级分类管理体系，形成气井差异化管理技术对策（图2），是提高单井累计采气量的有效技术方法，但间开井、产水井工作制度还需进一步优化。应从气井临界携液流量、动能因子、持液率等方面对气井泡排加注时机进行系统的研究并开展间开井制度优化研究。从低渗透气井渗流特征角度考虑，与“短关短开”制度相比，“长关短开”制度可以减少气井管理难度，也更有利于发挥气井生产能力，同时不影响当年产量，应加大现场实践和评价力度。

3.6低产低效井挖潜技术

苏里格气田气井生产周期呈三段式特征[23]， 随着生产时间的延长，气井在快速降产期后经过一段时间的低压生产时间，出现明显产量和压力剧烈波动，大批井将逐渐进入低产和排水采气生产阶段，如何充分利用老井提高采收率，需要不断探索挖潜技术对策。排水采气，老井侧钻和老井重复改造是低产低效井挖潜的主体技术；排水采气的主要难点集中在气井全生命周期排水采气技术和水平井及大水量气井经济有效排水采气技术的研究；老井侧钻的主要难点集中在小井眼水平井长度受限和分段压裂引进工具成本高；老井重复改造的主要难点集中在储集层的地层能量亏空，压井液滤失严重，老裂缝延伸难度大和压裂液入地液量大，压后排液困难。通过气井全生命周期工艺适应性和投入比选论证，Ⅰ类井主体采用速度管柱，Ⅱ、Ⅲ类井主体采用柱塞气举工艺；水平井和大水量气井有效的排水采气工艺仍需攻关。目前气田侧钻水平井压裂改造工具皆从国外引进，与气田常规Ø152.4 mm井眼工具相比，工具价格增加近3倍，急需开展关键工具国产化研发，降低作业成本。针对储集层长期生产存在压降漏斗区，重复压裂设计采用前置注入液氮或CO2，在井筒周围压降漏斗区快速形成高压带，降低压裂过程液体滤失，提高压后液体返排速度；已开展2口井老层重复压裂注液氮增压降滤先导性试验，日增产40%～200%，但压裂工艺及施工参数仍需配套和优化。

3.7新型井场环保技术

为保护和改善环境，防治污染和其他公害，保障公众健康，推进生态文明建设，促进经济社会可持续发展，国家颁布了一系列法规，对气田开发过程的环保工作提出严格要求。钻试废液环保处理，固体废弃物处理及资源化利用和配套环保处理装备研发是急需攻关的新型井场环保技术。钻井、压裂过程废弃物实行“减量化、资源化、无害化”管控，采用井场处理与站点集中处理相结合的模式，井场废弃物不落地处理，施工过程中钻井液和压裂液实行井间再利用，最后1口井拉运至集中处理点。在产能建设相对集中的区域建设橇装式、可移动式临时废水处理点以处理钻井废液及酸化废液为主，具备处理压裂返排液的功能；处理后的液体达到再生水及回注水指标要求；固体废弃物制砖，铺垫井场、道路。

3.8基于一体化集成装置的地面工艺

针对“丛式井多井气相混合计量”的计量方式，在丛式井场采用移动式分离计量一体化集成装置定期对重点监测井进行气、水计量，来满足气井精细化管理要求；为满足气田偏远含硫气井小规模脱硫需求，急需研发天然气液体脱硫一体化集成装置，设计规模为5×104～10×104m3/d，占地面积小且管理操作方便；针对苏里格气田部分高产水区块瞬时产水量大的问题，研制具有采出水闪蒸和放空分液功能的新型一体化集成装置，实现自动排液、液位监测和报警、远程控制等功能，提高大液量站场运行的可靠性和稳定性；针对苏里格气田水平井开发区采气干管气液混输，干管直径较大，在清管过程中易出现段塞流，集气站内现有分离器无法满足分离要求，需研制适用于瞬时液量大的段塞流分离一体化集成装置。

3.9C3+混合烃类回收利用技术

苏里格气田产品气中丙烷及以上重烃组分含量达到1%，仅按照苏里格气田2014年产量235.3×108m3测算，如果能对C3+混合烃类进行回收，每年可生产液化石油气32.8×104t和稳定轻烃10×104t。液化石油气和稳定轻烃的用途广泛，既可以作为工业和民用燃料，也可作为化工原料进行深加工，生产高附加值的化工产品，且销售市场广阔。采用“变压吸附 + 低温分离”组合工艺，对天然气中C3+组分进行初步分离提纯，然后进入低温分离装置得到液化石油气和稳定轻烃，该工艺具有制冷负荷低、轻烃回收率高的特点。虽然成品气量减少，但经济效益提升，混合烃类回收利用技术是提高气田开发效益的可行方法之一，需开展矿场试验。

4　结论

1)特大型致密砂岩气的评价、上产、稳产阶段需要的开发技术呈“渐进式变化”，由定性转向定量，由框架整体评价转为分类分级评价，由单井转为集群式丛式井组，由单一井网转变为多井型混合的面积井网，配套工艺由引进转为自主研发，工厂化作业和体积压裂成为关键技术，地面工艺向橇装化和数字化方向发展，其核心是提高单井产量和采收率，并稳步降低开发成本。

2)基于甜点区筛选的井位部署技术，水平井开发技术，井型井网优化技术，快速钻井技术，储层改造技术和排水采气新工艺，“一体化”建设模式等支撑了苏里格气田快速上产。

3)基于单井全生命周期分析的气田开发规划评价技术，混合井网动态评价及加密技术，集群化多井型多层系面积井网新区一次成型提高采收率技术，基于风险和效益评价的储量评价模型，“多维矩阵”式气井精细管理技术，低产低效井挖潜技术，新型井场环保技术，基于一体化集成装置的地面工艺，混合烃类回收利用技术等9项开发技术是急需攻关的核心技术。

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Technical ideas of recovery enhancement in the Sulige Gasfi eld during the 13thFive-Year Plan

Tan Zhongguo1, Lu Tao2,3, Liu Yanxia2,3, Wu Lichao4, Yang Yong2,5
(1. PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi’an, Shaanxi 710018, China; 2. Research Center of Sulige Gas Field, PetroChina Changqing Oilfi eld Company, Xi’an, Shaanxi 710018, China; 3. National Engineering Laboratory for Lowpermeability Oil & Gas Field Exploration and Development, Xi’an, Shaanxi 710018, China; 4. Gasfi eld Development Department of PetroChina Changqing Oilfi eld Company, Xi’an, Shaanxi 710018, China; 5. Exploration and Development Research Institute of PetroChina Changqing Oilfi eld Company, Xi’an, Shaanxi 710018, China)
NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 3, pp.30-40, 3/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

Based on the exploration and development achievements of the Sulige Gasfield in the Ordos Basin, tight sandstone gas yield has been increased essentially in China. Recovery enhancement is always the core subject in researches. In this paper, the development history of the Sulige Gasfield was reviewed focusing on the technological progress in single well production enhancement. Then, the technical ideas on and countermeasures for transforming the traditional development modes and increasing recovery factor were discussed. It is shown that the development technologies in the evaluation and the production enhancement and stabilization of giant tight sandstone gas reservoirs are changed progressively. The fast increase of gas production in this field is made possible by well location arrangement technology based on sweep spot screening, horizontal well development technology, well type and well pattern optimization technology, fast drilling technology, reservoir stimulation technology, drainage gas recovery technology and integrated construction mode. And finally, the technical ideas of recovery enhancement during the 13thFive-Year Plan were proposed in nine aspects, including gas field development, planning and evaluation technology based on single-well life cycle analysis; dynamic evaluation and infilling technology for mixed well patterns targeting recovery enhancement; one-shot recovery enhancement technology for a new areal pattern area with integrated multiple well patterns and multiple series of strata; reserve evaluation model based on risk and benefit evaluation; gas-well precise management technology with multi-dimensional matrix; potential tapping technology for low production and low efficiency wells; novel wellsite environmental protection technology; surface process based on integrated equipments; and C3+mixed hydrocarbon recovery technology. It provides technically reliable support for the development of tight sandstone gas reservoirs in Sulige Gasfield during the 13thFive-Year Plan.

Ordos Basin; Sulige Gasfield; Tight sandstone gas reservoir; Heterogeneity; Development technologies; Recovery factor; Comprehensive research; Scheme

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.03.005

国家科技重大专项“鄂尔多斯盆地大型低渗透岩性地层油气藏开发示范工程”（编号：2011ZX05044）、中国石油天然气集团公司科学研究与技术开发项目“致密气藏开发重大工程技术研究”（编号：2012E-1306）。

谭中国，1962年生，高级工程师，博士，中国石油长庆油田公司副总经理；主要从事天然气开发地质与气藏工程的研究与管理工作。地址：（710018）陕西省西安市凤城四路长庆油田科研楼810室。ORCID:0000-0003-2406-794X。E-mail:tzg_cq@petrochina. com.cn

2015-11-13编 辑韩晓渝)