11月8日，記者從長慶油氣工藝研究院採訪獲悉，長慶油田自主研發的核心技術，全力推進規模化應用。目前，在蘇里格氣田以蘇東南區的多個主力產建區塊相繼擒獲35口超百方方的高產氣井，創造了長慶今年經濟效益指標和天然氣日產量2項歷史新紀錄，成為大氣田持續穩產和高效開發的風向標。
長慶油田作為我國第一大油氣田，攻克“磨刀石”的利器是科技創新釋放的無限能量，在量變與質變的運行法則中，科技人員身兼重任迎難而上，以“轉變思維引導技術創新”為己任，攻克了以優快建井、高效壓裂、排水採氣的多項關鍵技術瓶頸，攻關形成了一批工程技術利器和自主拳頭產品，在實踐中持續優化和完善，並規模化應用，促進了緻密氣藏跨越式發展，單井產量突飛猛進，全面提升了氣田的開發效果。
快速鑽完井技術 氣田提速提效顯著
長慶油田所開發的是典型的緻密氣藏,“邊緻密邊成藏”的地質演化歷程，致使縱向上“多層複合含氣、層層低產”，單層採氣時極易出現“上氣不接下氣”的被動局面。“先天”條件決定了長慶氣田單井產量低、建井成本高，經濟有效開發難度大。
據專家測算，目前，長慶蘇里格氣田單井投資控制在800萬元以內才能實現經濟有效開發，降低鑽井成本是關鍵。針對氣田井深、岩石可鑽性差、鑽井速度慢、成本高等難點，長慶油田開展了長壽命耐磨PDC鑽頭設計、“四合一”導向鑽具優化、強抑制防塌鑽井液體系研製等技術攻關，形成了二開“一趟鑽”快速鑽井技術。單井鑽井週期由40天縮短至20天，鑽井投資由800萬減少至550萬，推動了氣田的規模效益開發。
同時，為進一步提高氣田開發水平，長慶油氣院針對大井組井眼軌跡複雜，防碰難度大等難題，技術人員以預分防碰軌跡設計技術，變被動防碰為主動分離，全面提高了鑽井效率；技術的集成應用使氣田實現了由直井到多層系、多井型、大井組的開發模式的轉變。實鑽最大單井組井數達到23口，三維水平井最大偏移距達到766米，最長水平段長達到3056米，創氣田之最。
目前，長慶氣田大井組的開發模式，已累計應用井組數達1200餘個，節約土地2萬餘畝，既保護了當地環境，減少了搬遷時間和建井週期，也為緻密氣藏開發提供了強力技術支撐。
高效壓裂技術 氣田單井產量猛增
眾所周知，長慶氣田緻密氣藏的“低孔、低滲、低丰度”特徵明顯，區塊差異性較大，東部多薄層發育，西部和北部氣、水關係複雜，南部儲層埋藏深，平均投產產量直井1萬方/天、水平井3萬方/天，單井產量低，提產難度較大。
油氣院專家介紹，長慶氣田經過十幾年的技術攻關試驗，儲層改造技術從初期的籠統壓裂，發展到以直井機械封隔器分層壓裂，以及水平井裸眼完井不動管柱水力噴砂分段壓裂，形成多層多段壓裂技術，逐步完善的技術系列覆蓋直井、水平井、壓裂液體系、工廠化作業、碳酸鹽巖酸壓等5大技術系列、17項主體技術，有力保障了氣田上產和穩產。
近幾年來，隨著氣田開發的深入，井位部署由富集區向次富集區轉移，儲層物性變差，原有的多層多段壓裂技術不能滿足提產需求，同時由於地質條件的差異和開發成本的限制，決定了長慶氣田只能自行擁有非常規油氣藏的改造模式。對此，油氣工藝研究院攻關形成了直井連續油管帶底封分層壓裂、水平井固井完井橋塞分段壓裂等一批新一代緻密氣高效壓裂技術和低成本壓裂材料，實現了儲層改造技術的升級換代。
同時，為了滿足氣井全生命生產週期需求、提高叢式井組作業效率，又攻關形成了直井連續油管帶底封分層壓裂技術，壓裂作業效率提高了1倍以上；目前隨著直井完井井身結構向小井眼方向轉變，也降低了鑽完井成本，減少了鑽井液、岩屑廢棄物的排放，作業成本整體下降了40%。其次為了提高水平井分段壓裂的段間封隔有效性，長慶氣田改變水平井完井方式，從裸眼完井向套管固井完井轉變，攻克了緻密氣水平井套管固井完井橋塞分段壓裂技術，應用了一系列低成本滑溜水壓裂液和支撐劑等壓裂材料，通過現場試驗，作業效率顯著提升。
排水採氣技術 氣田穩產青春永駐
長慶緻密氣藏氣井在生產運行中，沒有明顯的穩產期，氣井進入積液生產階段較快，一般生產3年後，均為排水採氣措施井，氣井生產80%以上的時間需要排水採氣，排水採氣工作井數多、規模大、費用高，且呈逐年增加趨勢。另一方面，長慶投產氣井佔中石油氣井總數的80%，產量貢獻率38.7%，加之自動化程度相對不高，井多人少的矛盾日益突出。
油氣院科研人員針對以上生產難題，找準癥結，持續改進採氣工藝技術，形成了“泡沫排水、柱塞氣舉、速度管柱”為三大主體的排水採氣工藝技術系列。研製了適用於多井型、複雜井筒環境的系列化柱塞裝置，開發了具有數據傳輸、分析優化、遠程控制等功能的站控平臺，實現了柱塞調參由人工向智能的轉變。通過懸掛器、操作窗等關鍵裝置和工具的研發，實現了速度管柱整套設備國產化，完成了連續油管作為速度管柱的相關配套工具研製，滿足了蘇里格氣田高壓期井下節流、低壓期排水採氣、枯竭期帶壓起管的氣井全生命週期生產技術需求。
據統計，去年至今，長慶氣田三大項主體工藝已累計實施7000餘井次，增產氣量達到17.9億方，佔增產氣量的88.2%，實施效果顯著。
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