鄂尔多斯盆地非常规油气开发技术与管理模式.pdf

Frontiers of Science and Technology of EngineeringManagementVol.42.No.32023年第3期工程管理科技前沿鄂尔多斯盆地非常规油气开发技术与管理模式胡文瑞，魏漪，鱼鲍敬伟（1.中国石油天然气集团公司，北京10 0 7 2 4；2.中国石化石油勘探开发研究院，北京10 0 0 8 3；3.中国石油勘探开发研究院，北京10 0 0 8 3）摘要：作为我国第二大含油气盆地，鄂尔多斯盆地近年来油气产量快速增长，油气当量规模已超8 0 0 0 万吨，目前已成为我国最大油气生产盆地和第一大天然气产区。其中盆地内最大油气生产单位一长庆油田，依靠科技创新，让“三低”油气田实现可持续效益开发，油气当量突破6 50 0 万吨，创造了国内油气田年产油气最高纪录。在油气增储上产的需求下，新能源快速接替，页岩油和致密气已逐步实现规模效益建产。本文依托地质理论创新和关键技术攻关，优化了非常规油气开发的主体和配套技术，多措并举，改革了管理模式，油气勘探开发不断取得突破性进展，加快资源向储量、储量向产量转化，实现地质储量和产量快速增长。盆地内丰富的非常规油气资源，将成为下一步油气接替开发的重要领域，接下来仍需持续加强勘探开发技术攻关，不断提高单井产量及采收率，为保障国家能源安全、实现油田持续稳产上产提供资源和技术保障。关键词：鄂尔多斯盆地；页岩油；致密气；开发技术；管理模式中图分类号：TE11文献标识码：A文章编号：2 0 9 7-0 145（2 0 2 3)0 3-0 0 0 1-10doi:10.11847/fj.42.3.1Development Technology and Management Mode of UnconventionalOil and Gas Resources in Ordos BasinHUWen-rui,WEI Yi?,BAO Jing-wei3(1.China National Petroleum Corporation,Beijing 100724,China;2.SINOPEC Petroleum Exploration and ProductionResearch Institute,Beijing 100083,China;3.Research Institute of Petroleum Exploration&Development,PetroChina,Beijing 100083,China)Abstract:As the second largest basin in our country,in Ordos Basin,oil and gas production has grown rapidly in recentyears,and its equivalent has exceeded 80 million tons.The Basin has become the largest oil and gas production basinand the largest nature gas production region.Changqing oilfield,the largest oil and gas production enterprise in thebasin,relied on scientific and technological innovation to realize sustainable development of the“three-low oil and gasfield.At present,the oil and gas equivalent of Changqing oilfield has exceeded 65 million tons,creating the highestannual oil and gas production record in domestic oilfields.Under the demand of increasing oil and gas reserve andproduction,new energy resources are rapidly taking over,and shale oil and tight gas reserves are gradually developedeffectively.Based on geological theory innovation and key technology breakthrough,the main and supporting develop-ment technologies of unconventional oil and gas have been optimized,and the management modes have been reformedunder various measures.Great progress has been made in the exploration and development of oil and gas,and the rapidtransformation of resources to reserves and reserves to production was realized to increase geological reserves and produc-tion rapidly.The rich unconventional oil and gas resources in the basin will become an important area for oil and gasdevelopment of Changqing oilfield in the future.So it is necessary to continuously strengthen the research of explorationand development technology to improve the production and recovery efficiency,and provide resources and technologysupport for ensuring national energy security and realizing sustainable and stable production.Key words:Ordos Basin;shale oil;tight gas;development technology;management model1引言鄂尔多斯盆地是我国第二大沉积盆地，位于我国中西部地区，总面积37 万平方公里，是一个整体升降、坳陷迁移、构造简单的大型多旋回克拉通盆地。盆地内石油、天然气等资源丰富，天然气探收稿日期：2 0 2 3-0 1-30通讯作者简介：胡文瑞，中国工程院院士，教授级高级工程师，博士生导师，研究方向：低渗透油气与非常规油气的勘探开发技术和工程管理。E-mail:。Vol.42.No.32023年第3期工程管理科技前沿明储量居全国首位，石油资源量居全国第四位，但其油气资源具有典型的低压、低渗、低丰度的“三低”特征，经济有效开发属于世界性难题。经过几代人的不懈努力，逐步掌握了获取盆地油气资源的主动权，盆地油气产量不断增长，近年来盆地油气产量呈指数式快速增长。2 0 2 2 年盆地内的主要油气生产实体的油气产量均创历史新高，其中中国石油长庆油田年产油气当量突破6 50 0 万吨，达到6501.55万吨（原油产量2 57 0 万吨，天然气产量506.5亿立方米）；陕西延长石油油气当量首次突破17 0 0 万吨，达到17 6 5万吨（原油产量1148 万吨，天然气产量7 5.6 亿立方米）；中国石化华北石油局油气当量417.19 万吨（原油产量18.7 万吨，天然气产量50.0 1亿立方米）。整个盆地生产油气当量规模超过8 0 0 0 万吨，达到8 6 8 3.7 4万吨，鄂尔多斯盆地已经成为我国最大油气生产盆地和第一大天然气产区，我国第一大油气田生产企业一长庆油田公司和我国第一大气田一苏里格气田都位于该盆地内2 。作为鄂尔多斯盆地内最大油气生产单位的长庆油田，是目前国内规模最大油气田。从2 0 世纪70年代陕甘宁盆地石油会战至今，历经半个世纪探索实践，在“三个重新认识”（重新认识盆地资源、重新认识低渗透油气田、重新认识自己）找油思路主导下2 ，依靠科技创新，先后探明4个十亿吨级、4个万亿立方米规模油气区，累计探明油气储量占全国的1/3。油气产量在50 0 万吨基点上跨越式增长，2 0 12 年攀上450 0 万吨，跃居中国第一大油气田。此后10 年，长庆油田持续加大增储上产力度，突破超低渗油田、页岩油田、致密气田高效勘探开发关键核心技术，推动油气资源发现，加速可采储量转化，让“三低”油气田实现可持续效益开发。2 0 13年建成年产50 0 0 万吨世界级特大型油气田，2 0 2 0 年油气当量突破6 0 0 0 万吨，刷新中国石油工业的新纪录。2 0 2 2 年，长庆油田油气当量攀上6 50 0 万吨新高峰，天然气年产量突破500亿立方米，全面建成国内首个年产50 0 亿立方米战略大气区，连续12 年蝉联我国最大产气区，其中苏里格气田天然气年产量突破30 0 亿立方米，日产量1亿立方米，成为中国最大的整装气田。2 0 2 2年长庆油田实现又一历史性跨越，创造了国内油气田年产油气最高纪录，完成了能源领域的一次重大工程，这是我国能源领域的重大事件，为我国构建能源发展新格局起到重要战略支撑作用。开发建设50 年多来，长庆油田累计生产油气资源超8.9 亿吨，年产油气当量占国内总产量1/6，其中天然气产量占当年国内总产量近1/4。长庆油田累计生产天然气超过50 0 0 亿立方米，相当于少烧煤炭6 亿吨，减少二氧化碳排放7.2 亿吨，为国内能源消费结构调整和打赢蓝天保卫战，以及推动“双碳”目标的实现做出贡献。作为目前国内油气产量领头羊的鄂尔多斯盆地，油气的探明率和采收率仍然较低，随着科学技术的进步以及新能源（页岩油、页岩气等）的合理接替，开发潜力仍然十分巨大。目前，长庆油田已探明我国迄今为止最大的页岩油田一10 亿吨级庆城大油田，页岩油总资源量达40.5亿吨，致密气总资源量达12.56 万亿立方米。经过10 年地质理论创新和关键技术攻关，长庆油田开辟了国内页岩油、致密气规模效益开发主战场，率先建成国内首个百万吨级页岩油示范区、国内最大致密气生产基地，页岩油产量占国内页岩油产量2/3，位居全国第一，致密气产量占全国致密气总产量的7 1%。近年来，长庆油田始终坚持问题导向，强化顶层设计，明确“总结、优化、固化、强化、提升”技术攻关思路，通过系统化、整体化、专业化、一体化的手段，突出开发技术和管理模式的优化，稳步推进勘探开发工作，实现油气增储上产，保障国家能源安全。2非常规油气开发关键技术通过持续加强地质、地球物理、测井、开发、工程多学科一体化、地质工程一体化技术攻关，长庆油田非常规油气勘探开发配套技术不断成熟，为实现6 0 0 0 万吨持续稳产上产、尤其是低品位储量规模效益勘探开发提供了技术保障2.1地震识别及储层预测技术针对黄土塬区静校正问题突出、噪声发育、主频低的特点，应用近道约束三维层析静校正、共反射面元叠加、井控高分辨率处理及非刚性匹配等技术，地震资料处理成像精度明显提升3利用S变换时频分析技术将地震资料转换到频率域，解决了长7 2 致密储层受长7 烃源岩强反射影响地震响应弱的难题，提高了致密储层识别能力，实现了8 米以上储层厚度预测。将高亮体含油性预测技术推广应用到叠前，依据储层含油后在近道高亮体异常明显，而远道无异常或异常小的特点，可对页岩油储层进行预测。为了突破庆阳气田深薄层储层预测瓶颈，构建了“古地形控相、有利相带控储”模式，开展三维地震“双高”成像连片处理，地质统计学反演预测薄储层,多属性融合预测甜点区。储层预测精度58米,符合率7 5%4.53胡文瑞，等：鄂尔多斯盆地非常规油气开发技术与管理模式2.2“三品质”测井评价技术基于以核磁、成像等特殊测井为核心、高精度数控配套的测井系列，系统取样分析，建立“铁柱子”井(图1)。岩性测井孔障度测井电阻率曲线结论CMR矿物剖面TOC孔障度渗透率他和度砂体结构砂体结构纵横波岩石力学参数应力脆性AT9010(0.161000AT60石B101000DRPTH时差AT30快正后7 2 分布(em)*35330100100自然电位度AT20接磷含油饱和度银液最大水平威力矿物计算房性30()130185010800.150.01D100()200MPA200自然加马补健中子AT10校正附2 分布石老心分折孔牌度熟心分折渗透室卷心分折仓水地和度解液泊松比最小水平威力装石力学费性45301004M22102240455235010M228图1长庆油田页岩油“铁柱子”井基于“铁柱子”井，围绕页岩油识别评价和钻完井工程应用需求，在常规储层“四性”评价基础上，重构了测井评价参数体系，建立了储层、烃源岩、工程力学等三类品质十二项参数的定量解释模型，为页岩油地质甜点和工程甜点的预测提供了依据6 。储层品质定量评价：以孔隙结构和砂体结构为核心，建立页岩油储层微观、宏观非均质性定量表征参数。通过核磁共振T2谱计算毛管压力曲线，定量评价可动流体饱和度和喉道中值半径。烃源岩品质定量评价：按照源储配置精细解释思路，建立了烃源岩品质量化及分类评价参数，为寻找优质烃源岩提供了依据，工程力学品质定量评价：基于阵列声波测井与三轴应力试验,形成了岩石脆性指数与基于各向异性模型的地应力计算方法，为压裂设计优化提供技术支持。2.3开发甜点优选技术在开发前期，为了提高水平井储层钻遇率和油层钻遇率，需对平面甜点区和纵向甜点段进行优选，预测建产有利区产能7.8 平面“甜点”优选：在页岩油富集区评价基础上，考虑页岩油有效流动性评价，引入启动压力梯度参数，构建五元分类系数，依据其与定向井初期产量的相关性，对页岩油进行精细分类，优选平面“甜点”，指导页岩油精细开发。纵向“甜点段”优选：应用神经网络技术确定储层纵向的主力贡献层段；采用三维地质建模技术确定主力贡献层段在三维空间的展布，优化水平井轨迹设计。2.4开发优化布井技术长庆油田页岩油主要发育两类含油砂体模式，即厚层块状式和多层叠加式，两类模式具有不同的油层特征,形成了两种大井丛立体式布井模式8 。厚层块状式部署井网模式：针对单层油层厚度较大（一般在510 米以上）、油层平面上较稳定、分布区域小的特征，采用34口井组布井方式，优化出合理水平段长度为150 0 米、井距为40 0 米左右。同时持续优化细切割布缝体积压裂，优化布缝设计、强化压裂参数，实现小井距水平井高密度密集布缝；瞄准水平段甜点，差异化细分切割参数设计，I类水平段强化改造，布缝密度上升40%，改造强度增加50%以上，裂缝控制程度提高到9 0%以上，实现缝控储量最大化。多层叠加式立体开发布井模式：针对多油层发育区,纵向油层间隔大（一般在10 15米），且泥质隔夹层稳定，采用交错立体化布井方式（图2），相邻水平井平面上优化为2 0 0 米小井距，根据油藏特征，进行了交错布缝模式设计，降低了缝间干扰，实现了纵向上优质小层全部动用，与前期单层动用相比，大幅度提高了储量动用程度。西2 51-8 4S里146里18 2西2 54-8 3油层千层国泥岩图2长7 页岩油水平井立体开发轨迹图Vol.42.No.32023年第3期工程管理科技前沿根据长庆气藏砂体空间构型特征，形成了整体水平井组、混合水平井组、多层立体水平井组、大丛式直定向井组四种差异化部署模式（图3），提高储量动用程度，为工厂化作业创造了条件9 针对砂体规模有限、层系较单一、块状砂体发育的储层，采用整体水平井组布井方式。针对砂体规模有限、层系较多、叠合砂体发育的储层，采用混合水平井组布井方式。针对砂体规模大、层系较单一、块状砂体叠置的储层，采用多层立体水平井组布井方式。针对砂体规模有限、纵向多层系、砂体叠合性差的储层，采用大丛式直定向井组布井方式。（a）整体水平井组（b）混合水平井组（c）多层立体水平井组（d）大丛式直定向井组图3气藏开发布井模式2.5水平井开发工艺技术鄂尔多斯盆地页岩油资源丰富，“水平井+体积压裂”是其勘探开发的关键技术。近年来，长庆油田面对页岩油勘探开发需求，以“提高单井产量、提高作业效率、降低作业成本”为目标，不断深化体积压裂机理研究、创新长水平井钻完井及体积压裂工艺、研发关键工具材料、加强现场先导试验，取得了重要的进展和认识2.5.1水平井轨迹优化调整技术水平井实施面临的难点主要是储层非均质性强、油层及构造横向变化快。在常规地质研究的基础上引人地震、建模、气测录井、方位伽马（旋转导向）等新技术，不断深化储层认识，达到提高油层钻遇率的目的。利用广义S变换频时频分析、多属性融合等技术，提高了砂体结构预测精度，精细刻画了厚层块状储层展布。在预测单砂体厚度稳定区，加长水平段长度；在预测单砂体厚度变薄区，缩短水平段长度；在储层不发育区，暂缓部署水平井。截至2 0 18年10 月底，页岩油示范区新钻水平井8 6 口，平均水平段16 9 0 米，在水平段长度不断增加的情况下，I+类油层钻遇率保持在7 8%以上，奠定了提高单井产量的基础10 针对致密气水平井，发挥多源信息及多专业协同优势，强化小层精细对比、沉积模式分析，突出地震靶向预测、地质精细调控，建立了“小层精细对比人靶、地震大方向、地质小尺度”综合导向流程，完善“两阶段、三结合、四分析、五调整”精细导向技术，一次人靶成功率9 8%，砂岩钻遇率8 5%以上。2.5.2工程地质一体化体积压裂技术针对长7 页岩油条带状裂缝特征，体积压裂技术思路由增大裂缝接触面积向参数全面精细优化转变，2 0 17 年以来深人践行“缝控储量最大化”为核心的细分切割压裂改造理念。(1）水平井体积压裂模式基于储层分类分级评价的非均匀多簇裂缝设计：综合应用水平井储层品质评价和工程品质评价标准相结合的方法，对水平段进行精细分类评价，依据评价结果，优质储层砂体展布特征总体分为整装连续发育、不连续发育和点状分布三种类型，针对不同砂体类型，以实现裂缝对优质储量的最大化控制为目标，优化非均匀多簇裂缝设计。其中，整装连续砂体，以全面覆盖密集布缝为目标，进行完全改造；不连续发育砂体，以高度覆盖均衡布缝为目标，进行充分改造；点状分布砂体，以基本覆盖定点布缝为目标，进行有效改造。基于地质力学建模的小井距细分切割井组体积压裂-16 ：为提高页岩油水平井单井产量和采收率，开展了致密储层水平井多簇裂缝扩展模拟，结果表明，裂缝间距越小，缝间应力干扰越强，形成的裂缝网络形态越复杂。缩小簇间距、密集切割是提高改造体积和裂缝复杂程度的重要途径，持续优化布缝设计、强化压裂参数，实现小井距水平井高密度密集布缝。采用小井距交错布缝模式，利于提高裂缝缝长，降低小井距体积压裂井间裂缝窜通风险；基于地质力学分析，优化平台“由内而外、先下后上”压裂原则，实现细分切割由单井向井组拓展，中部和下层优先改造形成高应力区降低井间、纵向干扰。目前，华H6平台中华H6-7井2 3段9 2簇12 天压完（2 7 9 33方液、4158 方砂），该井投产稳定日产液45.3立方米，日产油2 2.3吨，含水42%。针对苏里格气田储层非均质性强的特征，在精细刻画砂体展布与裂缝延伸机理基础上，将人工裂缝的长度、间距、缝高与储层的物性、应力、储量相结合，形成水平井适度密切割体积压裂改造理念。采用“适度加密段数、分段多簇射孔、动态暂堵转向”为核心的致密气水平井密切割压裂技术，累计胡文瑞，等：鄂尔多斯盆地非常规油气开发技术与管理模式实施145口，较常规桥塞压裂井日产量提高35%，单井EUR提高10 0 0 万立方米，达到8 0 0 0 万立方米以上。（2）水平井体积压裂主体工艺长庆油田自主研发了适配不同开发方式的页岩油水平井分段压裂工艺。针对注水开发的中短水平井，采用水力喷砂环空加砂体积压裂技术，以“多簇射孔、环空加砂、长效封隔”为核心，实现2 簇射孔，高排量注人，压裂排量6 8 立方米/分，减小喷砂器损伤、提高压裂管柱效率，拖动管柱、定点分压，该技术成本低，操作简便。应用水力喷砂体积压裂技术，单井最高压裂2 4段，一趟管柱最高压裂12 段（累计加砂8 0 0立方米，累积过液6 40 0 立方米）。针对准自然能量开发的长水平井，采用速钻桥塞分段多簇压裂技术，压裂排量10 15立方米/分，大排量多簇压裂，4 6 簇/段，电缆泵送连续带压作业，该技术带压作业、施工效率高。应用速钻桥塞分段多簇压裂技术，单井压裂周期6 8 天，施工效率提高6 0%以上，技术实现国产化，相比国外引进技术成本降低50%以上。为满足“大井丛、长水平井、细切割”高效压裂需求，2 0 18 年规模试验全可溶金属球座体积压裂技术，具有金属密封、溶解彻底、泵送高效等特点，解决了150 0 米以上水平段快钻桥塞压裂连续油管钻磨的技术瓶颈。截至2 0 19 年，累计应用6 0 口井1200余段，与速钻桥塞相比，通过减免钻塞环节，单井试油周期缩短15天，作业成本降低150 万元，助力体积压裂提效降本（3）多簇裂缝起裂及延伸实现精细控制长7 页岩油应力非均质性较强，大排量压裂极易形成单簇超级裂缝。为此开展室内多簇间转向机理研究，明确了利用多粒径组合暂堵剂封堵缝口，改善多簇间流体分布均匀性的技术思路。室内攻克高强度、可降解技术需求，自主研发了DA-1多粒径可溶暂堵转向剂，性能与国外产品相当，现场规模应用30 口井30 0 余段，压力分析及裂缝监测表明多簇有效性达到7 0%以上。2.6小井眼完井压裂技术随着致密气开发持续推进，储层品质不断变差，油管压裂排量受限，压后起钻困难等问题逐渐凸显，从油管压裂向套管压裂转变成为一种必然趋势。研究分析表明，在相同管材的条件下，管柱尺寸越大，抗压强度越低，完井成本越高高【17 在深化地质认识的基础上，通过转变完井方式，攻关了固井完井多层多段压裂工艺，并根据致密砂岩体积压裂裂缝复杂性研究和现场试验效果，不断优化压裂参数、压裂液体系和作业模式，逐步形成了压裂、试气、开采一体化的苏里格致密气小井眼完井压裂关键技术。从满足气井全生命周期生产、压裂提高单井产量、低成本钻完井的技术需求出发，直井优选了165.1毫米钻头+114.3毫米套管+60.3毫米油管的“三小”井身结构完井方式。形成了“小井眼钻完井、套管高排量注人、压后小直径油管采气”的全生命周期提效降本新模式。与常规井相比，钻井周期缩短5天，套管等材料和岩屑减少35%45%，单井节约投资35万元，成为致密气藏直定向井开发的主体技术。水平井由裸眼完井向固井完井转变，通过力学分析、提高顶替效率、研发高强度韧性钻井液等技术,形成了水平井窄间隙固井技术,水平段固井质量合格率达到9 8%，优良率达到8 7.4%。在小井眼水平井固井完井方式下，实施桥塞分段多簇压裂，可提高段间封隔的有效性，满足大排量混合压裂设计需求，对比裸眼完井分段压裂工艺，实现了致密气产量的大幅提高，试气无阻流量提高了75%以上，单井累产气量是裸眼完井的邻井的1.5倍，确立了固井完井的主体技术策略苏里格致密储层天然裂缝和层理发育程度较低、脆性中等、水平两向应力差较大，难以形成复杂裂缝。基于苏里格致密储层砂体规模小、气层连通性较好的地质特征，形成了“适度排量、适度规模、适度段长”的致密气经济、高效压裂设计模式，即在适度排量、适度改造规模条件下满足气藏泄流的需求，实现砂体有效控制，并采用适度密切割技术实现横向波及体积最大化，提高储量动用程度。114.3毫米小井眼完井压裂模式，降低了开发成本，且进一步提高了苏里格气田大平台工厂化作业效率，助推了苏里格气田致密气藏的规模效益开发和长期稳产，为其他地区致密气开发提供了有益借鉴。2.7提高采收率技术长庆页岩油压力系数低（0.7 0.8 5），采用衰竭式开发能量衰竭快，产量递减快（递减率38%），EUR差异大（0.2 4万吨），采收率平均4.1%，开发不可持续。有效补充地层能量、弥补递减是提高采收率的重要方向。2.7.1周期注水能量补充技术对于缝网连通，注采反应敏感的储层，实施周期注水，可周期性补充地层能量，注入水通过驱替和渗吸作用驱动可动油。长庆油田在安8 3区块开展周期注水试验，周期注水井2 8 口，分别实施不同的工作制度，注3天Vol.42.No.32023年第3期工程管理科技前沿停7 天、注5天停5天、注10 天停10 天。对应水平井2 7 口，月递减率由周期注水前的9.8%下降到注水后的6.6%，显示出一定的降低水平井递减的潜力。2.7.2注水吞吐能量补充技术注水吞吐也存在驱替和渗吸两种渗流机理，随着渗透率的降低，渗吸作用增强，驱替作用减弱。注水吞吐过程中，采取同一口井注采方式，注入水在毛管力作用下，基质与裂缝间流体置换渗吸可动油。通过前期攻关试验，形成了三种吞吐模式(图4)：笼统注水：前期采用的主体模式，简单、成本较低，但不适应非均质性强的储层。分段注水：目前采用的主体模式，能较好地解决非均匀能量补充的问题，但该模式还需进一步攻关。分段快速注水：目前还处于试验阶段，能很好地解决非均匀能量补充的问题，但成本较高。邻井注入井邻井邻井注人井邻井邻井注入井邻井注水第丰车车车TA（a）笼统注水吞吐示意图（b）分段注水吞吐示意图（c）分段快速注水吞吐示意图图4水平井同排连片隔井吞吐模式自2 0 14年起，在安8 3、西2 33、吴47 1等区开展了笼统注水吞吐、分段注水吞吐两种方式50 多井组的试验，试验井注水48 55天，日注8 0 9 0 立方米，累计注水量40 0 0 450 0 立方米，闷井15 30 天。吞吐有效井组达到7 0%左右，见效井平均有效期260天，井组增油6 10 吨，采出程度提高0.14%1.21%，递减率较吞吐前下降39%2.7.3二氧化碳吞吐能量补充技术长7 页岩油压力系数低，能量补充尤为迫切，但页岩油能量补充至少需要满足三个基本技术要求：一是介质注人性好，二是介质驱油效率高，三是人工能量利用率高。气驱，尤其是CO2驱能够较好满足致密储层注入性和驱油效率要求。二氧化碳吞吐具有以下优势：CO2易进入微小孔隙，注CO2更有利于补充地层能量，CO2驱压力剖面高于水驱压力剖面，气驱主流线压力梯度高于水驱；相比其他气体，CO2更有利于对轻质组分的抽提，使得油气界面张力降低、两相区增加，驱油效率显著增加。2017年在安8 3区长7 开展了注C02吞吐试验，取得了一定的效果。其中安2 37-2 5井注人C02气36 2 吨，闷井时间30 天，试验区周围9 口井见效，对中高含水井降含水效果尤为突出，见效井综合含水降低18%。安平115井注入C02气2 0 0 4吨，闷井30 天，平均单井日增油0.4吨，含水最多可降低37%，效果较好。2.7.4空气泡沫驱能量补充技术针对井组中主向井和侧向井的开发矛盾，即注人介质易沿主应力方向窜进，导致侧向井不易受效，长庆油田探索了空气泡沫驱油方式，泡沫可调堵主应力方向窜流通道，空气进入较小的孔隙空间，补充能量，两者共同作用，有效提高驱油效率和波及体积。2013年在安8 3区开展了空气泡沫驱试验，安231-45井注人空气泡沫液，累计注入空气7 8 8 8 立方米，注人泡沫液359 9 立方米，合计地下体积1148 7立方米，约0.0 52 PV。空气泡沫驱后，主向油井安232-46井含水下降明显，侧向油井安2 30-45产量稳步上升，综合含水从6 5.9%下降到2 5.8%，单井日产油有所上升。3开发经营管理模式3.1黄土塬地貌大井丛工厂化组织新模式针对长7 多油层叠合发育的特点，以及黄土塬地貌井场受限、地表干旱缺水、作业周期长等挑战，探索形成了以“大井丛水平井布井、连续供水系统保障、高效施工装备配套、钻试投分区同步作业”为特色的黄土塬地貌工厂化作业新模式，大幅提高了作业效率，同时节约用地、用水，降低了作业成本。(1）大井丛水平井布井针对水平井井场占地大、征地难的问题，结合地质特征采用大平台大井丛立体化组织实施，有效节约土地，最大化动用储量。长庆页岩油多油层叠合发育，通过集成应用三维井身剖面设计、预分法防碰绕障、高造斜复合钻具等特色技术，单平台部胡文瑞，等：鄂尔多斯盆地非常规油气开发技术与管理模式署井数由前期1 2 口增加到4 8 口，华H6平台最多达12 口。（2）连续供水系统保障建立区域三级连续供水系统，通过河道蓄水坝+雨天泥沙沉降池、平台附近蓄水点、井场就地储水罐建设，形成了黄土塬特色工厂化连续供水模式，保障平台旱季和雨季连续压裂作业。建立了返排液、采出水重复利用系统，综合利用平台快滤装置、三相分离器及串联管网，达到了返排液及采出水在同平台井间、平台间密闭输送，100%综合利用，实现了绿色压裂，（3）高效施工装备配套高性能作业装备：30 0 0 型大功率泵车、15立方米/分大排量连续混配车、12 0 立方米储液罐、6 通道高压注人井口、4寸高压管汇等，保障平台工厂化体积压裂。连续油管作业设备：批量化处理井筒，带压冲砂洗井，提升作业效率。远程实时传输系统：平台压裂曲线和现场监控实时传输，远程指挥决策，（4）钻试投分区同步作业针对平台水平井组大规模体积压裂用液量大，现场组织实施难的特点形成：多机组同步作业：采用双钻机、双压裂机组，合理摆放、设施共享、优化作业顺序、工作液回用等措施，华H6平台12 口水平井半年完钻，压裂效率由前期1 2 段/天增加到2 4段/天，华H1等5个大平台钻试周期缩短41%。多专业分区作业：通过统筹规划及应急管控，实现“钻射、钻压、钻试、钻投、压排、试投”六个工序间安全同步作业，目前已在7 个平台推广实施，覆盖井数39 口，新井贡献率提高10%。24小时不间断连续压裂：配套3个平台夜间安全设备及轮班人员，最高2 9 小时连续压裂5段。通过工厂化作业新模式探索，单平台水平井数大幅增加，钻井及压裂周期显著缩短。2 0 18 年，西233、庄18 3试验区实施2 6 个大井丛平台（最大1个平台完钻12 口水平井），水平井钻井周期由常规30 天降至2 0 天以内，试油压裂周期由常规30天缩短至2 4天，50 万吨产能建设节约井场、场站等用地10 0 0 亩。气藏开发也采用大平台工厂化压裂模式18 ，构建形成“标准化井场布局、一体化物料直供、流水线拉链作业、高性能装备配套”工厂化压裂模式，即建立四个功能区、七大作业系统，实现各工序互不干扰作业，满足日供水 6 0 0 0 立方米，日供砂600立方米，提高设备利用效率，设备等停缩短30%50%，减少设备维护等停，非作业时间减少10%。在此模式下，平均压裂段数由2 3段/天提高至6 8 段/天，创造了靖45-2 3井组9 天累计改造10 9 段，单平台日施工30 段的新纪录。3.2组织架构和质量过程管控模式形成了项目建设新架构，发挥中石油整体优势，组建研究单位、基层单位、工程服务企业一体化团队，打破采油厂际界限，成立区域项目组，实行产建统一部署、施工统一组织、作业统一标准，构建资源共享、建管分离的集约建设新模式。在苏里格气田，整合技术力量和资源配置，成立苏里格致密气项目组，项目管理人员减少50%，平均建井周期缩短4天。形成了“四办+四中心”扁平化管理模式，实现了中小站场无人值守、大型站场集中智能监控。劳动组织架构由三级优化为两级，百万吨用工控制在30 0 人以内，人均原油产量贡献值为40 0 0 吨。牢固树立“高质量油气开发首先抓好高质量项目建设”理念，践行“五环管理”要求，编制页岩油产能建设项目管理操作手册，形成表单化管理模式，加强过程质量管控，推进项目建设高标准、高质量完成。以强化施工过程调整及管控为抓手，分片驻井、现场办公，钻试测录固及地面工程现场全覆盖。通过全流程一体化协同、技术管理模式固化完善，2 0 2 2 年投产水平井9 8 口，平均单井日产油12.0吨、含水6 2.5%，日产大于10 吨井比例从54.5%上升到7 2.5%，页岩油开发建设实现了整体达产达效和快速上产3.3数智融合，智能化管理模式3.3.1智能化气田管理模式建成“前端生产管理、中端生产指挥、后端研究决策”数字化管理模式，拓展气井智能开关、管道监控和泄漏监测、无人机巡线、机器人巡站等技术【19.2 0 ，实现2 万余口气井智能化管理，站场无人值守覆盖率9 6%，强力支撑7 0 0 0 余人管理50 0 亿立方米规模大气田。气井智能化生产管理：以“智能预警、提高效率”为目标，搭建气井智能管理平台，建设采气工程数据中心，实现了数据实时传输、紧急自动截断、视频远程监控、指令远程执行、措施智能调参，提高劳动生产效率2 0%。站场智能化生产管理：集气站、净化（处理）厂实施关键设备状态监测、机器人巡站等技术，实现区域集中监控；规范作业标准、任务推送，实现日常作业智能化；集成视频监控与气体检测仪，实现危险作业全过程监控预警8Vol.42.No.32023年第3期工程管理科技前沿管道智能化生产管理：应用无人机巡线、管道泄漏监测、高清视频监控、智能阴极保护等技术，形成“空天影像监测、地面风险感知、人机协同巡护”的智能巡护机制。气藏智能化研究：基于机器学习、大数据分析等人工智能技术，建成地质设计风险提示、三维地震在线应用、四维气藏模型等智能化系统，有效支撑水平井优化设计、随钻地质导向及气藏跟踪模拟等智能分析决策。智能化采气厂：建设“百亿方智能化采气厂”示范区，开展采集输全流程数字化、智能化升级改造,形成“一个中心，两大平台，四类系统”的管理框架，实现报表自动生成、设备远程启停、措施自动执行和问题智能预警。2 0 2 1年第一采气厂产量突破10 0 亿立方米，用工总量稳中有降，人均劳动生产率提高2 0%3.3.2智能化油田建设模式无人值守场站建设：按照智能化油气田“32 6”规划，持续优化完善，扩大建设规模，形成无人值守、集中监控、定期巡检、应急联动的智能化生产组织方式。累计建成无人值守场站18 2 4座，2 0 2 1年建成53座，覆盖率从7 5.3%上升到8 3%。大监控体系新型作业区建设：全面对标8 7 个作业区生产经营指标，按照两级分管向一级直管模式转型思路，在15个采油作业区减少45座中心站，探索建成作业区监控、决策、指挥大监控、大调度格局，实现了四大转变（坚持管理职能上移、保障职能前移、人机物料灵活调配；撤销中心站，推行作业区一运维班一级管理；构建大集中、大监控、大调度模式；探索工作量与薪酬定额包干，有序清退业务外包人员），管控效率显著提升。3.4降本增效，精细管理模式3.4.1致密气提质增效管理体系突出顶层设计，构建储量、产量、投资、成本、效益五位一体提质增效管理体系，制定六增效两降本实施对策。管理增效：形成“效益倒逼、责任落实、过程督导、考核激励、示范引领”五项长效机制；编制提质增效行动方案。增储增效：精细评估挖潜SEC储量，提高储采比，控降折耗率，2 0 2 1年PD储量提升至30 9 0 亿立方米。政策创效：逐井逐层开展致密气认定，争取致密气补贴2 2.4亿元。增产增效：高效组织生产，优化产销结构，加大试气天然气回收力度，全年增产天然气19.7 亿立方米，实现增收2 2.5亿元。产建提效：新区效益开发，控降井筒投资2%5%，提高超单井产量5%；老区效益排队，确保收益率8%。挖潜增效：加强成本要素管控，控降基本运行费0.58亿元；盘活库存和闲置物资，控降成本0.4亿元。技术降本：推广应用小井眼钻完井、二开水平井、石英砂替代陶粒等控降井筒投资3.54亿元（占控降比例7 5%）；推广应用单井串接、采出液管输等工艺控降地面投资1.17 亿元。管理降本：压减业务外包、精细物资管理、强化修旧利废，全年控降成本0.9 8 亿元，近3