普光气田全面挺进陆相领域

□杨 敏 袁义鸿

3月26日，中原油田普光气田陆相致密气井普陆4-1H井日产气4.96万立方米、凝析油1.44吨。该井自2024年12月16日投产以来，累计生产致密气417万立方米、凝析油96吨，印证了普光陆相致密气的巨大潜力。

普光气田是我国首个特大型整装海相高含硫气田，在16年的持续开采中，海相资源开发面临着地层压力下降、硫沉积加剧等诸多挑战。为落实产能接替阵地，中原油田拓宽勘探开发思路，在开发海相资源的同时，加快勘探开发陆相资源。

“通过从海相天然气主力储层向上‘筛查’，向陆相领域挺进，努力打造资源接替新阵地。陆相领域的勘探开发，为普光气田注入了新的活力，也为我国非常规天然气开发开辟了新的道路。”中原油田副总工程师、普光分公司副经理刘长松介绍。

技术突破

普光陆相致密气的主要生产层位是侏罗系千佛崖组和三叠系须家河组，储层渗透性差，气井入井液量大，但产能较低。提高气井携液能力、避免井筒积液成为致密气开发面临的重要难题。

面对挑战，技术人员深入研究气井生产规律，开展理论分析。他们掌握了气井积液机理及排液理论，建立气井携液图版和积液预警机制，明确了最佳排液时机。通过汲取排液采气的成熟经验，先后引入了放喷排液、泡沫排液等多项排采技术，并在多口气井成功应用，有效提高了开井时率，释放了气井产能。

老君2井在生产过程中，产气量和产液量波动大。技术人员对照携液图版，判断井筒出现积液，对大量生产数据进行分析，采取泡排携液+放喷排液技术措施，有效减少井筒积液，恢复正常生产。

同时，他们优化储层预测技术手段，创新应用三维建模地质导向，研究形成致密砂岩气藏地质力学建模技术，全方位展现岩石力学属性三维空间表征，助力清晰呈现储层状况。技术人员根据地质资料，掌握落实储层储量集中区分布情况，在充分调研的基础上，以现有井网，从试采资料分析、井轨迹设计、储量动用最大化等方面进行优化部署，编制陆相致密气井评价方案，形成一套适用于致密气藏的效益开发技术，高效部署气井。

极限拉扯

陆相致密气井的每一次增产从来都不是轻而易举，而是技术人员与储层地质、岩石空隙的一次次“极限拉扯”。

2020年底，致密气井普陆3井在千佛崖组产出工业气流时，还伴随凝析油的产生。但投产后由于地层能量衰减快、反凝析污染等因素影响，自主携液能力不足，井筒积液严重，导致该井生产时率低，连续生产困难。

“3年多来，我们组织开展放喷排液、连续泡排、邻井气举、膜制氮气举及压缩机增压开采等措施，效果均不佳，难以完全排出井筒积液。”普光分公司采气厂普光采气管理区副经理罗江伟说，“即使实施泡排+放喷排液+邻井气举等组合措施，效果也不如人意，严重制约了致密气藏整体开发评价工作。”

转机出现在2024年冬天，专家团队和技术人员反复研讨和多方推演论证，决定对普陆3井实施压缩机气举排液开采方案，利用压缩机将天然气增压后，从油套环空注入井筒，高压天然气推动井筒积液经过油管举升至地面，达到将井底积液排出的目的。经过调试，2025年1月10日，技术人员组织对普陆3井实施气举，该井成功实现连续生产。

大家趁热打铁，于7日后对普陆3井配合压缩机气举，实施周期性连续注入泡排剂措施，效果立竿见影，实现稳定生产，日产气量达1万立方米。截至目前，该井累计增产气量超60万立方米、增产凝析油超30吨。

“压缩机气举+泡排”组合技术的成功应用，不仅解决了普陆3井无法连续生产的问题，而且为解决普光气田其他致密气井类似难题提供了可复制推广的经验，这场创新实践迅速在致密气井引发链式反应，普陆4井、普陆3-1井等通过精心呵护与增产措施，单井累计产气量均超1000万立方米，其中，普陆301H井累计产气量更是超3000万立方米，刷新区块纪录。

吃干榨净

随着陆相致密气藏开发逐步推进，生产井普遍面临地层压力衰减、井筒积液与蜡质沉积、地层反凝析加剧等多重挑战。技术团队分析大量生产参数，系统掌握气井生产动态规律，总结形成了一整套“排液+治堵+气举+反凝析防治”的陆相致密气藏高效开发技术。

他们还建立井筒积液“一井一策”管理制度，根据不同气井的特点和生产阶段，制定个性化的排液方案，形成涵盖不同生产阶段的全周期管理对策，化身“井保姆”。在气井开发早期，采用放喷排液，快速排出井筒内的积液；中期实施泡沫排液+邻井气举，提高气井的携液能力。

“只有不断攻克致密气藏整体高效开发难题，才能把陆相资源‘吃干榨净’。”普光分公司采气厂副厂长吴晓磊说。

针对部分边远陆相气井无法接入集输管网的问题，中原油田探索利用CNG（压缩天然气）回收工艺，气井天然气经过节流加热后，进入气液分离器分离，再进入分子筛脱水橇脱水干燥，通过多级压缩机增压，利用加气柱连接CNG槽车进行充装，并运输至下游进行销售，实现产能释放，确保天然气“颗粒归仓”。目前，仅普陆201H井和普陆1-6H井两口边远致密气井就累计充装气量近500万立方米。

生产管理方面，普光分公司将多措并举开展气井产能评价，摸清气井产量递减规律，建立适合陆相致密气藏高效生产的技术方法，同时，也将持续加强气井精细管理，通过实施连续泡排、增压开采、压缩机气举、清防蜡等多种措施，逐步提高产量。

中原油田在陆相致密气勘探开发方面取得显著成果，为气田的可持续发展奠定坚实基础。截至目前，已有14口陆相井成功建产，累计生产天然气超1亿立方米。据测算，普光气田陆相致密气、页岩气资源量接近海相天然气已探明储量的2倍。

致密气：“磨刀石”里的天然气主力军

□中国石化石油勘探开发研究院高级专家 严 谨

致密气储层致密、坚硬，像磨刀石一样，人们形象地称之为“磨刀石气藏”。相比北美地区以海相沉积为主，我国致密气以陆相沉积为主，气层薄、储量丰度低、储层连续性差、含气性差，气井泄气范围小，单井产量低，效益开发难度更大。近年来，随着勘探开发技术及管理模式不断创新、持续突破，致密气逐步得到有效开发，储产量持续上升。2024年，我国致密气产量超600亿立方米，已成为第二大天然气来源。

致密气最早于1927年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，是天然气勘探开发的重要领域。我国自1971年发现川西中坝气田之后开始致密气研究，其资源量约占全国各类天然气总资源量的17%，技术可采资源量为12.3万亿立方米，是天然气增储上产的重要接替资源。

中国石化致密气主要分布于鄂尔多斯和四川盆地，具有埋藏深度大、非均质性强、含气饱和度低、气水关系复杂、高产富集因素复杂的地质特征，开发具有“三低一快一长”，即产量低、EUR（评估的最终可采储量）低、采收率低，递减快，开采时间长的特点，多年来，以提高单井产量、降低开发成本为技术目标，借鉴国内外致密气开发经验，结合中国石化致密气实际情况，通过技术攻关与开发实践，建立 “断、砂、构、储”高产富集模式，形成了多层薄窄河道储层“甜点”预测及有利区定量优选技术、多层系多井型立体开发优化技术、直井多层压裂和水平井分段压裂、复杂含水气藏差异化高效压裂及排水采气等关键技术，实现了致密气规模效益开发，建成了新场、大牛地、中江、东胜等气田。围绕致密气田长效稳产，形成了复杂沉积体系单砂体精细刻画、多层强非均质致密砂岩气藏剩余气定量表征技术、基于致密储层渗流特征的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。

“双碳”目标下，加快非常规天然气产业高质量发展，对加速能源结构调整、保障国家能源安全意义重大。作为非常规油气中增储上产的重要组成部分，加大致密气开发力度是保障天然气产业快速发展的现实举措。但由于致密气资源品质较差、稳产能力弱、采收率低，开发利用经济敏感性强，其有效开发仍面临诸多挑战。

下一步应重点加强以下工作：一是勘探开发一体化，深入开展低品位复杂致密气藏富集规律和气水分布预测，攻关复杂含水致密气藏有效开发关键技术，实现复杂含水致密气藏效益开发和规模建产；二是地质工程一体化，攻关高含水致密气藏提高单井产量技术，迭代提升差异化压裂工艺，提高储量动用程度和单井EUR；三是地下地面一体化，统筹协调开发生产，有效延长开采寿命，提高单井采出量；四是积极转变思路，探索进攻性注气补能等提高采收率新技术，为致密气田高效开发提供新动能。

集智攻关打造致密气藏产量新的增长极

问：目前，致密气藏勘探开发情况如何？

雷 涛：华北油气5个致密天然气勘探开发区块多位于盆地边缘，与盆地主体相比，源岩厚度薄、埋藏深、储量丰度低、油气饱和度低。盆地北部的大牛地、东胜气田投入开发，盆地南部的富县、彬长、定北区块处于评价阶段。截至2024年，动用储量5036亿立方米，平均单井日产气0.55万立方米，水气比4立方米/万立方米。目前，华北油气深刻认识到致密气开发进入依靠老区提高采收率空间换新区储产量接替时间阶段，开发技术处于迭代升级转型期。

吴晓磊：目前，普光气田陆相致密气资源量4000多亿立方米，发展潜力巨大。在勘探阶段，普光气田通过三维地震精细刻画、测井综合评价与地质建模技术相结合，优化储层预测技术手段，在储层中寻找地质“甜点”，并通过现有井网，从试采资料分析、井轨迹设计、储量动用最大化等方面进行优化部署，编制陆相致密气井评价方案；在开发实践中，针对储层物性差、裂缝发育复杂的特点，通过“水平井+高效压裂”等技术，为陆相致密气开发打造一条直通地面的“绿色通道”，将地质“甜点”转为工程“甜点”，实现储量最大程度动用。

邓美洲：近10年，西南油气立足特低孔致密砂岩气藏地质理论和技术创新，取得成藏富集规律新认识，创新形成复杂河道群储层精细刻画及定量预测技术、断层智能成像+熵+曲度的断褶缝体刻画方法，创建多尺度高密度低伤害高效压裂技术、差异化泡排和多级增压等开采技术，确定不同类型气藏差异化开发及综合调整技术。一系列理论和技术成果支撑西南油气发现了什邡、中江、合兴场3个千亿立方米储量大气田，累计提交致密气藏探明储量超9000亿立方米，成功开发低渗致密砂岩气田（藏）31个，累计产气近600亿立方米。

问：致密气勘探开发面临哪些难题？如何解决这些难题？

雷 涛：东胜和大牛地气田致密气低压低产井和高产水气井占比增加，递减控制与综合治理难度加大。近年来，新区产能建设转向了东胜气田含水更高、埋藏更深的气区和下古生界含硫气藏等，产能建设规模接替阵地拓展的需求迫切。大牛地气田剩余储量逐渐碎片化，精准表征难度加大；加密调整井EUR有下降的趋势，效益挖潜技术仍需攻关。

盆地南部开发评价区的富县区块评价试验初见成效，但开发投资高，井组部署优化和压裂技术迭代提升等效益开发技术亟须攻关；彬长、定北区块气藏埋深大、储层薄变化快、生烃强度低、断裂发育，气藏保存条件差，需加强开发潜力评价和薄窄河道储层预测技术攻关。

对此，华北油气通过分类分藏系统梳理，在10个气藏目标区实现了突破，明确了致密气增储拓阵地潜力目标；通过采收率大调查和理论采收率研究分析，强化整体加密、三次增压、老井治理等工作，远景采收率可达到40%；通过深化自然递减分因素分析与控制，细化气井精细管理，强化井筒治理和排采工艺配套，递减率得到有效控制。

吴晓磊：普光气田陆相致密气勘探开发具有典型性和挑战性，主要面临以下难点：

一是开发层系多。这类储层呈现特低孔低渗特征，储渗空间为裂缝-孔隙型，受沉积相带控制明显，且面临储层非均质性强、有效储层预测难度大等挑战。技术人员采用致密气藏地质力学建模技术，展现地下三维空间表征，清晰呈现储层状况，结合物探成果，精细化储层分类分级评价。

二是地层流体组分多。地层中存在致密气、凝析油、蜡等多相渗流，渗流规律复杂，分析难度大。技术人员分析气井随钻录井实时数据，还原地层流体状态，获取组分变化规律，制定差异化开发方案。

三是气井维护措施多，气井地层压力下降、井筒积液、井筒蜡堵、地层反凝析等问题交叉复杂。技术人员研究生产规律，制定全周期管理对策，形成一整套“排液+治堵+气举+反凝析防治”的陆相致密气藏高效开发技术，为大规模效益开发奠定了坚实基础。

邓美洲：随着勘探开发深入，致密气藏储层优质区域已实现效益开发，滚动扩边潜力小，气藏持续稳产难，提高采收率难度大。聚焦致密砂岩气藏高效勘探开发主要难题，西南油气强化“地质-物探-工程-经济”一体化协同攻关，围绕气藏成藏富集规律构建、多类型储层“甜点”预测评价、低品位储层改造提产、复杂致密气藏开发对策分类配套等集智攻关。

问：未来，致密气勘探开发的工作方向是什么？

雷 涛：华北油气牢固树立难动用不等于不能动用，油气藏致密不等于低采收率，高含水不等于每个部位每口井都高含水，地质工作精细不等于认清了地下所有潜力，关停井、低效井不等于没有潜力等“五个不等于”潜力观；坚定精细油气藏描述、精细开发部署、精细改造优化、精细生产管理开发思路；抓好滚动评价拓阵地、老区提高采收率、气井治理控递减、南部致密气接替、煤层气有效接替、致密油效益开发等六大工程，以实现拓阵地、增可采、控递减、提质效目标。

吴晓磊：当前，中原油田正加快普光陆相致密气的勘探开发，未来重点工作主要集中在以下三方面：一是加大评价力度，借鉴现有致密气藏勘探开发思路和先进经验，按照“近源、优储、高压”三个富集条件，综合考虑构造、断缝发育区及保存条件，采用老井+先导试验井评价产能，形成一体化部署方案；二是完善地面配套，结合气井开发部署，按照“整体规划、分步实施、依托现有管网”的原则，综合考虑产量、安全及效益因素，完善地面配套保障；三是精细生产运行，基于当前技术体系，按照“老井稳产、新井增产、主动提时率”理念，加大研发投入，引进数智化模型，推进高质量效益开发。

邓美洲：西南油气将在以下三方面协同发力：一是强化多学科攻关，围绕成藏富集规律、流体识别、储层改造、高效开发模式等方面，深化基础研究，创新形成低丰度致密-超致密气藏高效勘探开发技术系列；二是精细部署跟踪研究，强化老井精细管理，支撑川西中浅层气藏持续稳产，提高气藏采收率；三是打好须家河组评价建产攻坚战，围绕合兴场-丰谷-中江须二、大邑须三、川东北须家河组气藏等潜力区，开展一体化攻关，打造致密气藏产量新的增长极。

（付豫蓉 杨 敏 袁义鸿 薛凡铃 采访整理）