□任宪军 靖 伟 杨 靖

    近期，继东北油气龙凤山气田火山岩气藏北217-4HF井获得日产10万立方米产能突破后，该气田致密碎屑岩气藏井也相继获得产能突破。其中，北201-32HF井压裂后日产天然气6.6万立方米、凝析油21立方米，为营三砂组最高产能气井；北210-7HF井压裂后日产天然气18.4万立方米、凝析油7.2立方米，刷新龙凤山气田碎屑岩单井日产纪录。

    精细刻画砂体，优化井身轨迹，提高储层钻遇率

    龙凤山气田碎屑岩气藏构造复杂、断裂发育，砂体横向变化快，非均质性强。前期，在“组-段-砂组-小层”地层格架下部署的水平井水平段短、有效储层钻遇率低、产能测试不达标，无法满足致密碎屑岩薄气层高效开发的要求。

    技术人员从多套到单套精细刻画砂体，深入研究碎屑岩砂体发育特征，摸索井间单砂体内部及砂体与砂体之间隔夹层的发育规律，细化砂体连通关系，划定有利单砂体。同时，他们利用反演体约束下的三维地质建模技术实现单砂体平面预测，围绕“少井高产”部署思路，在优势相带中优选甜点区部署北201-32HF井、北210-7HF井。

    在水平井钻井跟踪过程中，技术人员针对两口井的地质难点，根据气藏顶底面界限，采用随钻GR拟声波技术和地层真厚度校正技术，对正钻井的地质模型进行校正，指导井身轨迹优化调整，力求靶半高不超过1米、靶半宽不超过5米、井斜角变化不超过0.5度。

    通过发挥一体化协同攻关优势，北201-32HF井实钻共进行两次轨迹调整、储层钻遇率为71%，北210-7HF井共进行1次轨迹调整、储层钻遇率达78%，为后续压裂改造打下坚实基础。

    强化技术研究，改善工艺细节，确保安全快速钻井

    碎屑岩气藏钻井施工存在钻速慢、周期长、易漏失、摩阻大等问题，另外，龙凤山气田地面条件复杂，部分水平井需要大幅度扭方位。地质工程技术人员紧密结合，有针对性地开展了以高效PDC剪切破岩为主的提速系列、钻井液防漏堵漏、水基钻井液润滑能力优化、双二维水平井井眼轨迹设计等技术研究。

    在单井优化设计阶段，他们预判钻井施工过程中可能出现的复杂情况，变“遭遇战”为“阵地战”，强化现场实时跟踪，在复杂情况发生前深入现场进行技术交底，细化不同漏失条件下的应对措施。为更好适应碎屑岩储层，他们不断改善工程工艺技术细节，将水平段动力钻具弯角由1.0度提高至1.25度，定向进尺缩短为原来的一半，大幅提高水平段轨迹调整能力。

    北201-32HF井钻井过程中共发生5次漏失，其中渗透性漏失3次、失返性漏失2次，技术人员结合碎屑岩储层漏失机理，配套随钻堵漏+桥接堵漏等堵漏技术，全部一次堵漏成功。他们还推广应用“双二维”井眼轨迹，解决了地面条件复杂的问题，保证了储量控制程度；设计植物油+矿物油混合润滑技术，润滑系数提高24.8%，保证了水平井的延伸能力。

    在北210-7HF井，技术人员采用5刀翼、3排齿、异型齿高效PDC钻头，解决PDC钻头过早失效的问题；改变提速思路，配套大扭矩螺杆为高效钻头提供扭力；采用大参数钻井技术，保证大井眼钻井携岩能力，全井平均机械钻速达8.2米/时，钻完井周期75.4天，创北210井区机械钻速最快、钻完井周期最短纪录。

    迭代优化经验，配套优势技术，充分释放气藏产能

    龙凤山气田碎屑岩储层致密、高含凝析油，长久以来给储层改造带来巨大挑战，存在单井产能差异大、压裂后稳产能力不足等问题。

    技术人员针对储层钻遇情况，迭代优化前期压裂改造经验，以控制储量最大化、效益最优为原则，应用地质工程“甜点”定量识别技术，结合不同储层类型采取“密切割+强加砂+W布缝”改造工艺，增强非均质储层的改造效果。

    北201-32HF井录井显示以油迹、荧光为主，占油气显示段的80%，预测凝析油含量高。技术人员结合营三砂组凝析气藏的地质工程主控因素，以“改造体积最大化+降低反凝析伤害”为重点，创新应用前置二氧化碳压裂技术，利用二氧化碳“降温、破岩、增能、萃取”的技术优势，尤其是其对凝析油的萃取、混相降黏作用，大幅提升储层流体流动能力，减轻了井底聚集的凝析油对地层的伤害。该井压裂后快速见气，增能效果显著。

    北210-7HF井岩性致密但物质基础好，以基质渗流为主，不具备缝网形成条件。技术人员优选压裂液体系、支撑剂组合，配套“缝内暂堵、定向不等量射孔、实时调参”工艺技术，针对不同储层类型和改造难度进行多轮优化。他们研究气测值、物性、岩性和钻穿砂组及空间位置关系，将储层划分为两区三类，对致密难以“打碎”的储层采取密切割+造长缝压裂改造技术。该井的成功部署及有效改造，为东北油气高效开发长岭断陷龙凤山气田注入一针强心剂。