“每当大牛地气田稳产上产形势出现吃紧的关键时期，总能迎来新的转机。”华北油气采气一厂地质研究所所长张家伟说。

　　大牛地气田在历经十几年规模开发后，建成气井2000余口，按照早期复合砂体气藏认识，气田加密调整井部署已没有“立足之地”，尤其是2017~2018年，每年新建年产能仅1亿~1.5亿立方米，不能支撑气田稳产。“2018年底，我们开始立项研究单砂体刻画技术并成功应用，达到国际领先水平，扭转了气田快速递减趋势，新建年产能12.7亿立方米，支撑气田硬稳产30亿立方米。”张家伟说。

　　大牛地气田具有低压、低渗、低丰度、低产特性，属于非常规致密砂岩气藏，稳产难度大，综合递减率高。在气田开发初期，科研人员把气田分为盒1、盒2、山1、山2等7个气藏14套复合砂体，依据“先肥后瘦”原则，运用“直井单采”和“直井多层合采”，对优质的Ⅰ、Ⅱ类储层进行了有效开发。接着，他们针对次级的Ⅲ、Ⅳ类储层，运用水平井技术，也实现了效益开发。大牛地气田年产气量逐年增加，2014年产气40亿立方米。

　　“这期间我们从始至终运用复合砂体的理念部署井位，均获得了预期产量。”华北油气勘探开发研究院大牛地天然气所所长李晓慧介绍，随着油气开发持续深入，储层内部剩余气分布变得更加零散与复杂，层间、平面储量动用不清，复合砂体刻画已经不能够满足开发调整需求。

　　2017年，华北油气部署了一批新井，但效果未达预期。2018年底，单砂体刻画技术探讨研究全面展开。

　　2019年，科研人员加快对全气田、全层系单砂体的精细描述。他们整理、分析了气田1800余口井的数据，从中归拢砂体表征的数据，完成单砂体划分，将纵向14个小层细分为29个单砂体，实现全区闭合，完成主力目的层单砂体刻画。这相当于把一整栋大楼重新划分隔间、改造装修，难度与复杂程度可想而知。

　　正是在单砂体刻画的基础上，科研人员评价出了井网未控型储量6.8亿立方米，加密调整可新增年产能0.37亿立方米；评价出井控未动型储量33亿立方米，补孔合采可新增年产能0.55亿立方米。

　　随着该技术不断修正和完善，目前已完成了从点到线、面，再到立体的升级，形成了三维立体构型，客观展示出气藏的展布方向，为井位部署提供支撑。

　　打开大牛地气田气井分布图，井位密密麻麻，要如何在这些气井中间部署加密调整井成为难题。

　　大66井区为Ⅱ、Ⅲ类储量叠合区，具有纵向层位多、单层气层薄、连片性差的特点。开发初期，以直井“多层合采”开发方式为主，总的来看井网控制程度高，但层间动用差异大，规模开发后剩余气呈碎片化分布。

　　为“吃干榨净”剩余气，科研人员创新思维，开展“小井组、小网格”建模数模一体化剩余气研究，分析多层合采气藏的层间动用差异及平面波及状况，探索形成“小区域集中攻关、多层系立体部署、储量极致动用”的思路，分别部署两口水平井和一口定向井，实现了对该井组区域盒3、盒1、山2、太2、太1等层系剩余储量的充分控制，将剩余气“一网打尽”。采用三井式混合井型加密井组开发至今，大66井区累计产气3378万立方米，平均日产气8.1万立方米。

　　大12井区为水平井加密区，水平井在施工全套工艺流程中，其井眼轨迹在进入水平段之前要有一个造斜段，井口与着陆点一般有300~350米靶前距，存在剩余气。2022年，华北油气在水平井DPT-30井与DPT-48井靶前距之间的太2层，部署了加密井D12P-95井，试获日产气2万立方米。

　　还有一种情况是井间加密，早期部署的水平井井距为500米，在水平段尾端会出现压裂改造不到位的情况。为挖潜这部分剩余气，2022年，科研人员在DPT-16井与DPT-42井针对太2层部署了加密井D12P-74井，采用1000米水平段错位设计，将井距调整为300米，获得了预期产量。

　　在外扩区块，科研人员依据单砂体展布方向，判定有充分的剩余资源，在大70井区部署了水平井小井组D70-P1井、D70-P2井、D70-P3井，其水平段目的层分别是山1-1、山1-2和山1-3，这些气层均在较窄的河道内。单砂体刻画技术将这些1~5米厚的“甜点”刻画出来，为井位部署提供了支撑。

　　大牛地气田已开发的层位储量逐步减少，年年都会产生部分低效、无效的气井，甄别具有储量潜力的气井成为精细化勘探开发的重要任务。随着单砂体刻画技术逐步成熟，哪里存在什么类型的剩余气也清晰起来。

　　2019年，华北油气勘探开发研究院大牛地天然气所整理出一大批低效、关停的老井进行挖潜。

　　D1-1-144井是2006年投产的气井，原来的生产层位是盒3、太2层。科研人员通过研究认为其他未动用气层具备比较好的储量潜力，于是决定重新下入套管，对未动用的盒1、盒2、山1气层进行压裂改造，该井投产后，日增产气4400立方米。

　　华北采气一厂生产技术室副主任王排营说：“使用这种方法治理气井的效果有时相当于施工一口新井，但成本只有新井的50%。”

　　DK13-FP8井是2020年部署在下古生界的定向井，因产气量较低没有投产，长期处在关停状态。科研人员按照地质评价有潜力、工程工艺有对策、经济评价有效益的原则，类比邻井储层特征，认为该井上古生界气层具有潜力。通过封堵下古生界气层，上返打开上古生界山1、盒3气层，DK13-FP8井日产气2.3万立方米。

　　“针对这个类型井筒条件完好的关停井，下一步我们计划利用开窗侧钻技术，在井筒上钻一个新井眼，直达目的层。”王排营说。

　　“这是大牛地和东胜气田的第83个井组，一个井组平台上可以施工多口单井，这些井眼轨迹像大树的根一样，分别扎到不同的气藏层位，通过立体开发把天然气采出来。”正在井组施工的华北五普钻井队队长邢大伟介绍。

　　丛式井组立体开发具有大幅度降本、集约化环保、多层系增储等诸多优势。但鄂尔多斯盆地致密低渗油气藏储层非均质性较强、河道较窄，“甜点”分布零散。

　　“由于整体动用难度较大，我们进一步推广井组立体开发模式，攻关钻井轨迹控制、精准导向及储层保护等关键技术，使其能适应气藏开发，将零散的‘珍珠’精准穿起来。”华北油气石油工程技术研究院院长王翔说。

　　“我们依据单砂体刻画研究，建立不同沉积类型砂体的构型模式，形成三维精细表征技术，使气藏空间展布更加直观，部署井位时做到有的放矢。”华北油气勘探开发研究院油气田开发专家闫淑红介绍。

　　目前，大牛地气田可以在同一个井组平台上部署三维水平井、鱼钩状井等各种复杂轨迹的开发井，实现储量动用最大化。

　　压裂作业是致密砂岩气提高单井产量的有效手段。以复合砂体理念部署井位时，科研人员认为只要在砂体中压裂就可以沟通气层，而实际上会因隔夹层存在遗漏含气砂体。

　　单砂体刻画技术应用后，压裂作业更具针对性，可根据单砂体“甜点”的外部形态、体积、内部构型等，有目标、有方向地设计压裂段间距、压裂规模、控逢高、造长缝等参数。“早期设计水平井水平段的段间距是100米左右，后来发现气层之间有隔夹层，造成压裂改造不充分，效果差，之后就按照砂体构型规模将段间距优化为30~50米。”闫淑红说。

　　通过不断探索，他们以剩余气充分动用为目标，总结出“一段一策，合理布缝”的施工模式：当遇到纵向上的叠加层，就适当增加压裂缝高，尽可能沟通更多气层；当气层横向延伸较长，就运用能够造长缝的压裂工艺；当遇到显示效果差的气层，就缩小压裂规模，或者不压裂。

　　根据单砂体刻画情况有明确的目的性地实施“大规模、密切割”压裂方式，压裂改造见到显著效果，水平井平均单井日产量达到3.5万立方米，单井井控储量提高50%。

　　王国壮：致密砂岩气藏（简称：致密气）在世界各大含油气盆地广泛分布，是重要的天然气藏类型之一。根据第四次油气资源评价结果，我国陆上致密气总资源量21.85万亿立方米，其中鄂尔多斯盆地上古生界致密气资源量13.3万亿立方米，占全国的60%。

　　我国致密储层非均质性强，单个有效砂体规模小，呈孤立状非均匀分布，低孔薄层导致三维地震储层预测及“甜点”描述难度大，优质储层难以发现。

　　因致密储层孔喉细小，相当比例的天然气储存于纳米级储集空间或非连通孔隙中，难以产出，储量动用难度大。同时，由于储层致密，天然气充注过程中地层水驱替不充分，导致气藏中除存在传统意义上的“束缚水”外，还存在大量毛细管“滞留水”，在开采过程中会随着生产压差增大变成“可动水”，在气藏中形成气水两相流，导致气相渗透率降低。另外，致密储层固有的启动压力梯度、强应力敏感、水锁等特性，都导致采收率降低。

　　严 谨：全球致密气资源丰富，分布范围十分广泛，已成为非常规天然气勘探开发的重要领域之一，但世界上尚无统一的致密气标准和界限，不同国家根据不同时期的资源状况、技术经济条件、税收政策来确定其标准和界限。我国致密气是指覆压基质渗透率小于或等于0.1毫达西的砂岩类气层，单井一般无自然产能或自然产能低于工业气流下限，但在一定经济条件和技术措施下可获得工业天然气产量。

　　1927年，致密气最早发现于美国的圣胡安盆地。目前，全球已发现致密气的盆地约70个，可采资源量209.7万亿立方米。我国自1971年发现川西中坝气田之后开始致密气研究，随着地质理论和开发技术慢慢的提升，致密气勘探开发取得了显著进展，已成为天然气增储上产的重要领域。

　　严 谨：中国石化致密气主要分布在鄂尔多斯和四川盆地，具有埋藏深度大、气层厚度小、非均质性强、含气饱和度低、气水关系复杂的地质特征，开发具有“三低一快一长”的特点。近年来，中国石化以提高单井产量、降低开发成本为目标，借鉴国外致密气开发经验，结合自己致密气的地质特征，通过自主研发创新，形成了储层“甜点”预测及有利区定量优选、多层系多井型开发优化、直井多层压裂和水平井分段压裂、排水采气等关键技术，建成了新场、大牛地、中江、东胜等大型气田，推动了致密气的规模化开发。围绕致密气田长效稳产，形成了致密气藏剩余气定量表征及综合调整优化技术系列，最重要的包含复杂沉积体系单砂体精细描述技术、基于致密储层渗流特征的复杂剩余气定量表征技术、井网立体调整优化技术、全生命周期气藏-井筒-地面一体化压力利用技术，实现了大牛地、新场致密气田长期稳产。

　　王国壮：一是持续加强三维地震采集、处理、解释一体化，有效提升地震资料品质，攻关形成不一样致密储层及“甜点”有效预测技术；二是加强地震地质一体化，持续深化单砂体精细描述，建立接近气藏实际的精细地质模型，明确剩余气空间分布特征，采取新井、侧钻、补孔等针对性措施精准挖潜；三是深化不一样气井开采规律研究，优化合理开采方式，持续深化不同开发阶段有效排采技术探讨研究与应用，降低地层废弃压力。

　　鄂尔多斯盆地成藏地质条件复杂，部分地区致密气呈现层数多、层薄、低渗背景下相对高渗的特点。把地层纵向上逐级细分，可以将复合的砂层组或油气层组细分到单砂层。同一单砂层在平面上可以划分为若干个（孤立的）单砂体，单砂体是指自身内部垂向和平面连续，与其上、下砂体被泥岩等非渗透夹层分隔的砂体。

　　单砂体构型研究、单砂体刻画是大牛地气田开发中后期储层描述的重点，通过对储层内部不同级次单元要素进行解剖，描述储集层内部的非均质性，刻画不同级次储层构成单元的单砂体几何形态、规模、叠置关系等，实现剩余油气的高效挖潜。

　　近几年，华北油气又综合利用数字化平台，通过井位图导航，采用点、线、面、体多角度的地层对比形成三维立体的地层构型，将单砂体存在位置、大小、走向等参数标注清晰，科研人能直观看到单砂体的展布方向，明确各类储层平面展布特征，打造出“透明”气藏，为剩余气研究、井位部署提供技术支撑。

　　第一，垂向期次划分技术，运用数字化应用平台，在地层格架控制下，确定单砂体沉积期次划分方案，实现全气田期次划分的吻合。

　　第二，成因机理研究技术，通过沉积分析及模拟、野外露头观测等，明确大牛地气田上古生界储层砂体构型以辫状河、三角洲平原分流河道、障壁岛沉积为主，为单砂体构型解剖指明了方向。

　　第三，构型模式建立技术，在建立储层成因模式的基础上，弄清楚不同沉积类型单砂体的形态、规模、叠置关系及内部构型特征，精细刻画储层的空间展布。

　　第四，密井网构型解剖技术，通过对密井网解剖，建立了露头-岩芯-测井间的联系，为精细描述单砂体的位置、形态、规模、叠置关系奠定了基础。

　　第五，精细定量表征技术，通过大量现代沉积、野外露头观测、岩芯描述的研究及1800余口气井详细对比，形成了以“垂向分期、曲线定位、侧向划界、心滩刻画”为核心的构型表征技术，为开展单砂体剩余气三维定量表征和井网完善奠定基础。

　　一是在砂体展布方面可由已知推未知。利用已钻井资料，通过三维地质建模分析，开展沉积模拟、密井网解剖，能明确未钻井区域有效砂体展布特征，量化不一样单砂体发育规模的关键参数，精细预测井间储层展布，指导井位的实钻跟踪调整。

　　二是明确剩余气挖潜对策。通过单砂体精细表征及数值模拟，可根据压力波及范围和层内阻流带、层间阻隔层特征，将剩余气细分为井网未控型、井间未波及型、渗流阻隔型、层间未控型、层间未打开型、层间干扰型等6类，结合地层压力监测资料，明确不同开发单元的剩余气分布模式与挖潜方向。

　　三是指导钻井、压裂现场施工。基于单砂体描述成果，分析有效砂体叠置特征，通过“建模数模一体化”动态模拟与效益比选，“地质工程一体化”优化不同砂体叠置模式下的水平井轨迹设计，制定优化地质、工程“双甜点”压裂改造方案，提高单井产能。