西南油气彭州6号平台钻井施工现场。 袁 鹏 摄

    □薛 婧

    “少井高产是指通过先进技术支撑和开发方案优化，在井数上做‘减法’，使油气产量做‘加法’的开发模式。”西南油气开发管理部技术人员何颂根说。

    四川省彭州市工农业发达、人口密集，地下6000米深处潜藏着中国石化在四川盆地发现的第三个海相含硫大气田——川西气田。

    地上，川西气田处于城市经济发达区，需要尽量减少征地降低油气开发成本及对生态环境的影响；地下，气藏含硫且储量丰度小，工程难度大、井壁稳定性差、建井成本高，需要以较少的井数控制更多储量。

    实现少井高产，需要地质、工程、经济一体化研究，多学科协同攻关。地质上，需要利用高精度的地震勘探、测井等技术，精确掌握地下油气藏分布、构造和物性特征，建立准确的地质模型，为井位部署提供科学依据。钻井工程上，需要采用水平井技术，增大井眼与油气层的接触面积，提高油气渗流效率。完井改造上，需要运用压裂、酸化等高效增产技术，改善油气层的渗透性，提高油气流动能力，实现少井高产。

    技术为先。西南油气开展关键技术攻关，最终形成了雷口坡组气藏综合评价及开发技术等特色技术系列。他们深化气藏认识，精细评价、优化部署目的层，延长水平井水平段长；通过建模数模，三维可视化呈现储层及流体的非均质性，模拟地下流体在复杂孔喉结构中的流动过程，预测气井产量及储量动用情况；坚持立体开发理念，集中部署开发井。

    方案为要。技术人员为川西气田量身打造“一台多井、长水平段平台井”的立体开发井网设计方案：利用一个井场，打多口大位移、大斜度、长水平段的开发井，每口井从上至下打开两套储层，把地下多个储层连成一个整体，再横向延伸，增大井轨迹的泄流面积，以提高单井产能及储量动用程度。2021年，在前期完钻11口井的基础上，川西气田优化方案部署6口开发井，平均井深达7900米、平均水平段长1628米。

    精细运行是效益开发的“最后一公里”。西南油气创新联合监管模式，实行甲乙方一体化和专家驻井制，打破管理壁垒，缩短决策链条。他们强化地质工程一体化，在靶点和轨迹设置上充分考虑工程难度，实现安全高效施工；校企联合攻关关键技术，解决高地压地层稳定性差的问题，保障二开陆相长裸眼井段井筒安全；加强多钻机一体化管控，解决高含硫超深丛式井组“一台多机”模式下多专业、多队伍立体交叉作业安全风险管控难题，实现钻井零故障率，钻井周期缩短13.59%，平均机械钻速提高10.5%，节约费用上千万元。最终，6口井测试无阻流量较一批次井提高2倍，优质储层钻遇率由83%提高到89.3%。

    川西气田少井高产方案实施成功后，项目组按照同样的思路和模式，向新场地区平面甩开。2024年3月，新场雷口坡组首口水平井新深106-1H井完钻，井深7729米，水平段长1400米，钻遇率95%，测试无阻流量358万立方米/日，刷新区域纪录。

    此外，西南油气还在中江气田探索“一台多井，水平井为主、三维轨迹”立体部署模式，根据河道展布，做到井储匹配，利用三维轨迹立体部署井位，确保储量动用最大化。

    感 言

    西南油气开发管理部副经理 杨丽兵：

    少井高产是油气田开发领域追求的目标。西南油气在四川盆地的油气开采区块“边、散、小”，地面条件有限，地下情况复杂且资源禀赋不优，必须坚持少井高产理念，强化地质、工程、经济一体化协同研究，精细刻画储层、创新钻井技术、优化改造工艺，才能尽可能提高储量动用率。

    多井型结合的开发方案是接下来探索的方向。西南油气将继续进行更长水平段、靶向位移更大的“三维井”技术攻关。此外，低成本侧钻及开发调整井技术是提高气藏采收率的主要技术，可进一步提高多层叠置气藏、边底水气藏的开采程度，增强气藏开发效果，提高整体效益。