低渗透气田开发是个难题，长庆油田人却不畏惧这个难题。

　　鄂尔多斯盆地的天然气田都有着低渗、低压、低产特性，有的还存在严重的非均质性。长庆人创新应用新技术新成果，形成一系列古生界低渗透气田开发技术，使该油田的天然气产量以每年10亿立方米的速度增长。

　　酸化改造酸若饴

　　1993年靖边气田开始进行试采，直到1995年，对储层的认识还相当模糊。在此情况下，以这些前期评价为依据，最初人们只为靖边气田制订了一个年产量为10亿立方米的开发规划。然而，12年后今天，靖边气田的年产量已经达到55亿立方米。这其中，酸化改造工艺起到至关重要的作用。

　　长庆气田自1989年大规模勘探以来，由于储层的低渗、低压，酸压工艺技术在气田勘探中发挥了重要作用，同时也促进了气井酸压工艺技术的巨大发展。经过探索，针对靖边气田中部下古生界白云岩储层,长庆已形成以普通酸酸压、稠化酸普通酸组合酸压、变黏酸酸压工艺，有效解决了气田中部物性相对较好的一、二类储层的改造问题。首先，长庆油田通过室内实验评价，确立了古潜台东碳酸盐岩储层酸压的酸液配方。其次是建立了适宜古潜台东一、二类储层的稠化酸与普通酸组合注入工艺。

　　通过这些措施，长庆确定了古潜台东一、二类储层酸压改造工艺及参数，酸量最高达到150立方米。这一技术体系，在实践中得到验证。2004年一、二类储层的平均试气无阻流量11.26万立方米。2005年针对古潜台东侧一、二类储层充填特点，以增加酸蚀缝长和适度酸蚀导流能力为技术思路，技术人员对酸压工艺及参数进行调整和优化，共实施酸压改造50口井，平均试气无阻流量达到17.31万立方米。

　　加砂压裂砂成金

　　对于相对致密的古潜台东侧下古生界白云岩储层采用酸压改造后，却无法收到满意的效果。于是长庆人把探索的目光投向了加砂压裂。起初，技术人员采用四川磨溪气田加砂压裂工艺，因出现不同程度的砂堵而宣告失败。

　　为此，科技人员探索针对相对致密白云岩储层增产改造的适宜有效的措施。在进行了支撑剂优选、产量模拟分析、施工压力分析、压裂液体系研究、酸压工艺及参数的调整等研究工作后，技术人员在白云岩储层加砂压裂工艺技术方面获得突破。首先，选用低密度陶粒作为主支撑剂降低加砂难度，选用复合陶粒段塞技术减少液体的滤失和降低多裂缝效应，提高加砂规模。其次，通过压力分析，建立了古潜台东侧不同区块注入模式，在靖边气田选用较大的31/2″油管，榆林气田选用31/2″+27/8″组合油管注入，形成适应长庆下古生界马家沟组三类储层的加砂压裂工艺技术及模式，有效提高了单井产量。至此，加砂压裂整体技术逐步配套成熟，现已成为上古生界气田致密白云岩储层改造的一项主体技术。

　　砂层里面“捡芝麻”

　　苏里格气田是我国目前陆上储量规模最大的气田。但该气田的开发却面临着一个尖锐的矛盾：钻井成功率低、单井产量低，相对应的却是开发成本高。通过技术创新和管理模式的体制创新，目前，苏里格气田的日产气量已经突破500万立方米，今年年底将达到1000万立方米。

　　Ⅰ+Ⅱ类井比例达80%以上才有开发价值。苏里格气田属于大型岩性地层气藏，非均质性强、低渗、低压、低产、丰度低，虽然四低背景下存在相对高渗区，却又往往被致密围岩所隔断。如果一口开发井不能打到相对高渗区的有效储层，那么这口井将注定是亏损的。如何搞好井位优选，提高Ⅰ+Ⅱ类井比例成了苏里格气田实现规模有效开发的关键。

　　在其他气田，找到储集砂体就等于找到有效储层，然而苏里格气田是找到砂层不一定找到储层，而且由于气藏非均质性强、气层连通性差，导致单井控制储量少，压力下降快，单井产量低。在前期开发评价中，苏里格气田开展了水平井、欠平衡钻井、大规模压裂等各种先进工艺技术试验，都未达到预期效果。因此，有人形象地比喻，在苏里格气田，井位优选就好比在沙堆里面捡芝麻，其难度可想而知。

　　长庆人知难而进，开展地震技术攻关，自主创新了高精度二维数字地震技术，在苏14区块重大开发试验中，30口试验井全部应用了以这一技术为核心的井位优选方案，其中Ⅰ+Ⅱ类井27口，达到90%。现在，这一技术已经在苏里格各合作项目部得到推广。

　　虎口拔牙降成本

　　制约苏里格气田实现规模有效开发的另一只拦路虎是综合建井成本。在其他气田，一口气井动辄几十万立方米的日产量，根本不用考虑综合建井成本问题，也许一口井的投资几天或几十天就可以收回。但苏里格气田单井控制储量少，累计产量低，即使是Ⅰ类井，单井累计产量也只能达到3000万立方米的数量级，而Ⅱ类井则只有2000万立方米，至于Ⅲ类井，能达到1000万立方米就不错了。就储层性质和单井产量而言，世界上只有美国的圣胡安气田与苏里格气田最相似，但圣胡安气田的储层埋藏深度只有600米左右，开发成本与储层埋藏深度达3500米的苏里格气田不可同日而语。

　　长庆人把目光再次投向了技术创新。PDC钻头快速钻井技术研究取得成功，大大缩短了建井周期，3500米单井纯钻井时间基本控制在15天以内，最快纯钻井时间为9天23小时。在实行钻井日费制的今天，缩短钻井周期就意味着降低钻井成本。如今这一技术已经在苏里格气田大范围推广应用。

　　油套管国产化是长庆人在苏里格气田先导试验中取得的又一重大成果。通过可行性研究和现场试验，苏里格气田所用油管和套管全部实现国产化，按照目前市场价格、平均单井按3500米计算，单井可节约成本205万元。而单井地面投资则由211万元降低到110万元。目前，苏里格气田的国产化率已经达到95%。

　　如今，整个苏里格气田的综合建井成本已经降至800万元以内。

　　到9月底，承担长庆油田公司气田勘探开发的96部钻机，已完成617口气田勘探、开发井的钻探任务。今年，长庆油田公司部署天然气产能建设超过30亿立方米。随着天然气产能建设力度的不断加大，长庆年内天然气产量将历史性地突破100亿立方米，达到107亿立方米。

　　知识卡片

     一、二类储层

　　一、二类储层是根据对天然气储层渗透率、孔隙度等多项指标来评价储量的品质，对于不同区域有不同的标准。一类储层指品质相对较好的储量；二类储层指能够实现有效开发的储量。

    Ⅰ+Ⅱ类井

　　长庆油田公司在苏里格气田开发试验中把最终采出量能达到3000万立方米的井划分为一类井，2000万立方米的为二类井，最终采出量在1000万立方米左右的井归为三类井。前期开发评价中，把日产量能达到1万立方米、可以稳产三年、最终采出量在2000万立方米以上的井定义为Ⅰ+Ⅱ类井。有关专家通过计算后得出结论，如果一个区块的Ⅰ+Ⅱ类井达不到80%，那么这个区块的开发将无经济效益可言，甚至是亏损的。在钻井成本大幅度下降后，关键就是如何提高Ⅰ＋Ⅱ类井的比例。

　　小贴士

     鄂尔多斯盆地

　　鄂尔多斯盆地东起吕梁山，西到六盘山麓，南接秦岭之巅，北至阴山山脉。面积37万平方公里的古老的黄土地，荒凉的戈壁滩，苍茫的大沙漠，辽阔的大草原，是长庆油田油气勘探开发的主战场。

　　这里是华夏五千年文明的圣地，其历史和黄河一样源远流长。这里是新中国的摇篮，中国石油工业从这里起步。1907年，中国陆上第一口油井在这里诞生，当年原油产量还不足50公斤。2007年，长庆油田在鄂尔多斯盆地年产油气当量突破2000万吨。中国石油第二、全国第三的地位进一步巩固。

　　鄂尔多斯盆地石油总资源量达85亿吨，截至2006年年底，长庆油田已探明石油总储量15亿吨，累计为国家生产原油超过一亿吨，累计探明天然气1.4亿立方米,累计生产天然气470亿立方米。