礦權(quán)疊置區(qū)內(nèi)多層系致密氣藏開發(fā)技術(shù)探討
——以鄂爾多斯盆地神木氣田為例

武力超，朱玉雙，劉艷俠，周兆華，何東博

（1.大陸動力學(xué)國家重點實驗室；2.西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系；3.中國石油長慶油田公司氣田開發(fā)處；4.中國石油長慶油田公司蘇里格氣田研究中心；5.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室；6.中國石油勘探開發(fā)研究院）

礦權(quán)疊置區(qū)內(nèi)多層系致密氣藏開發(fā)技術(shù)探討
——以鄂爾多斯盆地神木氣田為例

武力超1,2,3，朱玉雙1,2，劉艷俠4,5，周兆華6，何東博6

（1.大陸動力學(xué)國家重點實驗室；2.西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系；3.中國石油長慶油田公司氣田開發(fā)處；4.中國石油長慶油田公司蘇里格氣田研究中心；5.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室；6.中國石油勘探開發(fā)研究院）

以煤炭和天然氣礦權(quán)完全疊置的鄂爾多斯盆地神木氣田為例，分析煤炭和天然氣協(xié)同開發(fā)的難點，制定協(xié)同開發(fā)技術(shù)對策。在研究上、下古生界氣藏有利區(qū)展布主控因素和規(guī)律的基礎(chǔ)上，結(jié)合井型井網(wǎng)論證、配套高效鉆采和地面集輸工藝優(yōu)化出不同區(qū)域技術(shù)政策。結(jié)果表明：礦權(quán)疊置區(qū)內(nèi)煤炭和天然氣可以協(xié)同開發(fā)；多層系致密氣藏有效儲集層平面上可劃分為上古生界砂體多邊式疊合區(qū)、上古生界砂體多層式疊合區(qū)、上古生界砂體孤立式發(fā)育區(qū)、上下古生界有效儲集層疊合發(fā)育區(qū)；9井叢井組為最優(yōu)井網(wǎng)模式；儲集層不同分區(qū)需用不同井型組合；集群化叢式井組部署、優(yōu)化鉆采工藝和配套地面集輸新工藝，可縮短氣藏建設(shè)和開發(fā)周期。實踐證明，在礦權(quán)疊置區(qū)內(nèi)煤炭和天然氣協(xié)同開發(fā)的同時，也實現(xiàn)了上、下古生界多層系致密氣藏的立體開發(fā)。圖3表2參13

神木氣田；礦權(quán)疊置區(qū)；煤層；致密氣藏；協(xié)同開發(fā)；井型井網(wǎng)；配套工藝

0 引言

鄂爾多斯盆地是中國重要的能源基地，盆地內(nèi)石油、天然氣、煤炭和砂巖型鈾礦等具有共同的有機物質(zhì)基礎(chǔ)，基底斷裂、構(gòu)造運動和沉積環(huán)境的變遷等共同控制了它們的形成、運移、聚集、保存、分布和可采性[1]。煤炭與天然氣在縱向上層位疊置，平面上也相互交叉[1-2]。因礦權(quán)分置立法制度下的礦業(yè)權(quán)設(shè)置機制，

不可避免地出現(xiàn)礦權(quán)疊置，兩個開采主體相互制約，目前僅限于協(xié)同勘探[2]，研究也主要集中于機制體制的剖析[3]。雖然通過建立“三交模式”（在礦權(quán)疊置區(qū)內(nèi)不同的開采主體相互配合，采取聯(lián)合勘探、聯(lián)合開發(fā)、聯(lián)合利用等方式各取其利）可有效解決礦權(quán)重疊區(qū)相鄰層位煤層氣和煤炭開采的矛盾[4]，但對非相鄰開采層位的煤炭和天然氣協(xié)同開發(fā)尚無好的技術(shù)政策。統(tǒng)計表明，鄂爾多斯盆地內(nèi)煤炭與天然氣礦權(quán)疊置區(qū)面積超過1×104km2，直接影響近1×1012m3探明（含基本探明）天然氣地質(zhì)儲量的動用，主要集中在內(nèi)蒙古自治區(qū)和陜西省境內(nèi)，造成合法資源無法開采，且存在巨大安全隱患。為此，筆者以煤炭和天然氣礦權(quán)完全疊置的神木氣田作為研究對象，梳理協(xié)同開發(fā)難點，分析上、下古生界氣藏有利區(qū)展布主控因素和規(guī)律，結(jié)合井型井網(wǎng)論證，配套高效鉆采和地面集輸工藝優(yōu)化出不同區(qū)域技術(shù)政策，以減少天然氣開發(fā)對煤炭資源的影響，縮短氣藏建設(shè)和開發(fā)周期。

1 研究區(qū)概況

位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡東北部的神木氣田本部礦權(quán)范圍內(nèi)共分布47家煤炭企業(yè)。該氣田與煤炭開采區(qū)、煤炭勘查區(qū)、煤炭勘查規(guī)劃區(qū)的礦權(quán)疊置率為100%。氣田本部探明儲量近1 000×108m3，氣田東側(cè)與煤炭疊置礦權(quán)區(qū)已探明的儲量超過2 300×108m3。

該氣田主要發(fā)育上古生界石盒子組、山西組、太原組、本溪組及下古生界馬家溝組等多套含氣層系，氣藏埋深1 530～2 500 m。鄂爾多斯盆地晚石炭世末隆升剝蝕，形成9#煤層底界區(qū)域沉積間斷后，在海平面上升和構(gòu)造沉降作用下，海水再次由東南方向侵入鄂爾多斯盆地，伴隨海侵與海退，神木氣田發(fā)育4套灰?guī)r。太原組沉積期從太22段到太21段，海水總體向北推進，從三角洲平原向前緣過渡；到太原組沉積晚期，海侵規(guī)模減小，海水開始退縮，太1段發(fā)育三角洲平原與前緣亞相[5]。山2段沉積期，海水已經(jīng)基本從鄂爾多斯盆地退出，盆地主體進入陸相演化階段，自北向南依次發(fā)育三角洲平原、三角洲前緣亞相，研究區(qū)主要處于三角洲平原亞相。盒8段沉積期，在緩坡三角洲沉積模式下，主要發(fā)育沖積平原、三角洲平原和三角洲前緣沉積亞相。下古生界馬家溝組氣藏位于靖邊古巖溶緩坡邊緣環(huán)帶上，有利沉積微相是碳酸鹽巖局限臺地相潮坪亞相下硬石膏結(jié)核云坪及含硬石膏結(jié)核云坪等沉積微相。鉆探資料顯示，神木氣田單井鉆遇氣層個數(shù)多，主要集中在8～14個。有效儲集層整體表現(xiàn)為平面非均質(zhì)性強，主控因素復(fù)雜[6]，單個層系規(guī)模有限，單井產(chǎn)量較低。

鄂爾多斯盆地自下而上發(fā)育石炭-二疊系、三疊系和侏羅系3套含煤巖系。主要含煤組有石炭-二疊系的本溪組、太原組、山西組，三疊系的瓦窯堡組和侏羅系的延安組及直羅組。礦權(quán)重疊區(qū)內(nèi)煤炭開采的層位為侏羅系延安組煤層，埋深100～400 m，進行探礦的深度不超過600 m。

2 協(xié)同開發(fā)的難點與規(guī)劃

2.1 協(xié)同開發(fā)的難點

鄂爾多斯盆地內(nèi)多種能源礦產(chǎn)同盆共生，是造成礦權(quán)疊置的自然物質(zhì)基礎(chǔ)，礦產(chǎn)資源法中規(guī)定的礦權(quán)的排他性、資源利益分配、礦業(yè)權(quán)設(shè)置方式的單一性和管理體制是問題產(chǎn)生的主要原因。在開采階段，開采主體間的主要矛盾是地表土地使用權(quán)沖突、地下通過權(quán)沖突、安全問題沖突[3]。因能源開采活動從地表逐步深人地下，下層礦權(quán)必須在上層礦權(quán)區(qū)內(nèi)開鑿井孔或隧道等來實現(xiàn)其通過，必然引發(fā)矛盾。在天然氣和煤炭資源共同作業(yè)區(qū)安全隱患突出，主要是采煤工作面開采后采用垮落法處理頂板產(chǎn)生的應(yīng)力釋放導(dǎo)致正在生產(chǎn)的氣井管柱斷裂；煤炭開采引起地表巖層下沉，可能引發(fā)爆炸、透水、冒頂?shù)劝踩鹿视绊懱烊粴夤芫W(wǎng)運行；煤炭采空區(qū)鉆井發(fā)生井漏及次生災(zāi)害。地表土地使用權(quán)沖突造成區(qū)塊開發(fā)井網(wǎng)混亂，不利于區(qū)塊整體開發(fā)，單井產(chǎn)量和采收率偏低。此外，多層系致密氣藏開發(fā)難度大，更增加了礦權(quán)疊置區(qū)能源開發(fā)的難度。

2.2 協(xié)同開發(fā)規(guī)劃

只有解決好地表土地使用權(quán)和地下通過權(quán)沖突，并避免出現(xiàn)安全隱患，才能實現(xiàn)礦權(quán)疊置區(qū)內(nèi)資源開采的互利雙贏。按照“時間錯開、空間劃開、安全第一、相互協(xié)調(diào)、急需先上”的原則，運用集群化叢式井組部署、“工廠化”作業(yè)配套工藝和地面管網(wǎng)一體化優(yōu)化等技術(shù)，分區(qū)分批實現(xiàn)多種礦產(chǎn)資源立體化、工廠化協(xié)同開發(fā)。依靠“大井叢、多層系、多井型、上下古生界氣藏立體開發(fā)”，整體動用完煤炭中、遠開采區(qū)內(nèi)的氣藏資源；在煤炭資源首采區(qū)，天然氣井口位置和地面管網(wǎng)依據(jù)煤礦巷道走向等優(yōu)化部署，通過“工廠化”作業(yè)，減少地表占地并提高作業(yè)效率，利用時效性減少矛盾沖突；天然氣地面管網(wǎng)采用井間串接、場站一體化、管理數(shù)字化，可減少對煤炭資源地表設(shè)施的影響；分區(qū)優(yōu)化技術(shù)對策可縮短天然氣藏建設(shè)和

開發(fā)周期。

3 協(xié)同開發(fā)技術(shù)對策

3.1 集群化叢式井組部署

集群化叢式井組部署是煤炭與天然氣協(xié)同開發(fā)的關(guān)鍵技術(shù)，其核心是評價出研究區(qū)上、下古生界氣藏發(fā)育的有利區(qū)，進而開展儲集層分級構(gòu)型分析，在此基礎(chǔ)上合理優(yōu)化井網(wǎng)井型，實現(xiàn)集群化井位組合最優(yōu)化，在轉(zhuǎn)變傳統(tǒng)開發(fā)方式的同時可有效提高單井產(chǎn)量和采收率，實現(xiàn)研究區(qū)內(nèi)煤炭與天然氣資源規(guī)模效益開發(fā)。

3.1.1 上古生界氣藏有利區(qū)評價

神木氣田儲集層致密，巖性主要為巖屑石英砂巖和巖屑砂巖，低孔低滲特征明顯。壓實和壓溶作用是導(dǎo)致神木氣田含氣層段原始孔隙度損失的主要原因。巖樣分析表明，儲集空間主要為溶孔，太原組、山2段、山1段、盒8段溶孔分別占95.0%、64.1%、63.0%、69.3%。儲集層孔喉中值半徑大，排驅(qū)壓力低，分選中等，石英砂巖最好，巖屑石英砂巖次之，巖屑砂巖最差。巖心、薄片、分析化驗資料研究表明，太原組沉積期潮坪和三角洲體系發(fā)育，呈現(xiàn)出海陸過渡帶型的沉積體系組合；山西組沉積期沉積環(huán)境由海相演變?yōu)殛懴?，發(fā)育河流-三角洲沉積體系。太原組有利的沉積微相類型包括分流河道、河口壩等；山西組有利的沉積微相類型主要為分流河道。運用地震、測井、地質(zhì)多種方法，對主力層段有效砂體進行工業(yè)化制圖，結(jié)果顯示，太原組、山22段、山1段及盒8段河道總體呈近南北向展布，太原組及山2段發(fā)育3條南北向主砂帶，盒8段發(fā)育2條南北向主砂帶。太原組砂體最為發(fā)育，厚度大（10～25 m），分布穩(wěn)定。山1段、山2段砂體厚度在10～20 m。

綜合研究成果，從宏觀與微觀兩個方面定性、定量評價儲集層，建立了神木氣田上古生界氣藏儲集層評價標準（見表1）。評價結(jié)果表明，太原組發(fā)育Ⅰ類有利區(qū)8個，Ⅱ類有利區(qū)3個，含氣面積579.5 km2；山西組山2段發(fā)育Ⅰ類有利區(qū)6個，Ⅱ類有利區(qū)4個，含氣面積243.1 km2，山1段Ⅰ類有利區(qū)2個，Ⅱ類有利區(qū)2個，含氣面積137.0 km2；疊合含氣面積833.6 km2。

表1 神木氣田上古生界氣藏儲集層分類評價參數(shù)表

3.1.2 上古生界儲集層分級構(gòu)型描述

受沉積相、古地貌、河道縱向下切與橫向側(cè)積作用控制，砂體發(fā)育多種形態(tài)，精細刻畫單砂體及復(fù)合砂體的形態(tài)與規(guī)模是制定合理開發(fā)對策的基礎(chǔ)。自Miall[7]提出河流相砂體構(gòu)型概念以來，國內(nèi)外學(xué)者[8]通過沉積露頭和現(xiàn)代沉積特征的研究，依據(jù)垂向疊置和側(cè)向疊置作用程度的強弱將河道砂巖的疊置模式劃分成孤立式、多層式、多邊式、多層多邊式。河道下切作用易形成孤立式和多層式兩種砂體疊置模式，河道側(cè)積作用易形成多邊式砂體疊置模式。通過精細解剖各小層砂體構(gòu)型，發(fā)現(xiàn)太1段和山22段砂體以多邊式疊置為主，太21段、山23段、盒8下段砂體以多層式疊置為主，太22段以多邊式和多邊多層式疊置為主，山21段以孤立式和多邊多層式疊置為主，盒8上段以孤立式和多層式為主。實鉆資料顯示，神木氣田太原組、山2段、山1段及盒8段單砂體厚度相當(dāng)，主要集中于2～6 m；各層單砂體規(guī)模相當(dāng)，寬度300～600 m，長度600～2 100 m；復(fù)合砂體寬度600～1 200 m，復(fù)合砂體長度1 500～2 500 m。以“層次分析”為核心進行的儲集層構(gòu)型分析表明，神木氣田可以劃分為：上古生界砂體多邊式疊合區(qū)（主要分布在氣田北部）；上古生界砂體多層式疊合區(qū)（主要分布在氣田中部）；上古生界砂體孤立式發(fā)育區(qū)（主要分布在氣田南部）。

3.1.3 下古生界氣藏有利區(qū)評價

神木氣田下古生界主要發(fā)育馬家溝組碳酸鹽巖氣藏，碳酸鹽巖儲集層成因復(fù)雜，沉積成巖環(huán)境控制碳酸鹽巖儲集層類型和分布特征，是造成復(fù)雜孔滲關(guān)系的最根本原因[9]?？紫抖?、滲透率、含氣飽和度、聲波

時差等是描述碳酸鹽巖儲集層非均質(zhì)性最有效的參數(shù)。進行多參數(shù)回歸分析，建立了神木氣田下古生界氣藏儲集層分類評價標準（見表2）。

表2 神木氣田下古生界氣藏儲集層分類評價參數(shù)表

因神木氣田下古生界氣藏的實鉆井資料較少，所以單井產(chǎn)量與有效厚度、地層系數(shù)、儲能系數(shù)等單一參數(shù)相關(guān)性的代表性不強，因此采用產(chǎn)能指數(shù)法進行綜合評價。產(chǎn)能指數(shù)法將儲集層厚度、氣層厚度、風(fēng)化殼殘余厚度、孔隙度、滲透率、含氣飽和度和泥質(zhì)含量等參數(shù)分別進行歸一化，然后加權(quán)平均得到產(chǎn)能指數(shù)。產(chǎn)能指數(shù)大于等于45為Ⅰ類儲集層；40～45為Ⅱ類儲集層；小于等于40為Ⅲ類儲集層。評價結(jié)果表明，神木氣田馬五1+2段Ⅰ+Ⅱ類有利區(qū)面積為284 km2。

3.1.4 多層系致密氣藏有利區(qū)平面分布特征

神木氣田縱向發(fā)育多套含氣層系，平面分布差異性較大，必須分區(qū)制定合理的開發(fā)方式。神木氣田有利區(qū)平面上可以劃分為4種（見圖1）：上古生界砂體多邊式疊合區(qū)（主要分布在氣田北部）；上古生界砂體多層式疊合區(qū)（主要分布在氣田中部）；上古生界砂體孤立式發(fā)育區(qū)（主要分布在氣田南部）；上、下古生界氣藏疊合發(fā)育區(qū)（主要分布在氣田北部偏西方向）。

3.1.5 多層系致密氣藏井網(wǎng)井型合理優(yōu)化

3.1.5.1 多層系致密氣藏井網(wǎng)優(yōu)化

神木氣田上古生界砂體規(guī)模與蘇里格氣田砂體規(guī)模相當(dāng)，可以借鑒蘇里格氣田井網(wǎng)優(yōu)化方法[10]。經(jīng)計算，神木氣田經(jīng)濟極限井網(wǎng)密度為4.16口/km2。數(shù)值模擬顯示，上古生界氣藏適合采用平行四邊形井網(wǎng)，井排距為600 m×800 m，水平段長度1 200～1 700 m，水平井開發(fā)層段經(jīng)濟極限儲量豐度需大于0.7×108m3/km2；下古生界氣藏適合采用正方形井網(wǎng)，井排距為1 200 m×1 200 m；上、下古生界氣層合采井的井層間基本互不干擾，上古生界氣層貢獻率34.7%，下古生界氣層貢獻率65.3%，各小層生產(chǎn)能力能得到充分發(fā)揮。因此，設(shè)計3井叢到10井叢8種布井模式（見圖2）。鉆井成本資料分析結(jié)果表明，1個井場井?dāng)?shù)越少，平均水平位移小，定向鉆井費用低，但土地、搬家、管線及管理等成本提高；1個井場井?dāng)?shù)越多，則井眼越長，施工難度越大，軌跡控制越困難，井間防碰問題越突出，定向費用越高。以經(jīng)濟評價為主，結(jié)合鉆井工藝與采氣工藝，對8種布井模式進行優(yōu)化，9井叢布井模式最佳，綜合節(jié)約費用最高。

圖1 神木氣田有利區(qū)平面分布圖

3.1.5.2 多層系氣藏井型優(yōu)化

在神木氣田北部三維地質(zhì)模型中截取井網(wǎng)密度大的區(qū)域（面積45 km2），經(jīng)過粗化后初步開展數(shù)值模擬研究，通過對比克里金方法、高斯隨機函數(shù)、最近個體法和序貫高斯方法4種巖石物理參數(shù)模擬方法，最終選取序貫高斯方法建立屬性三維地質(zhì)模型。根據(jù)此模型生成單井物性曲線，將該曲線與單井原始測井解釋曲線對比，兩者在剖面旋回、絕對值分布范圍吻合程度較高，說明地質(zhì)模型較好地模擬了層內(nèi)、層間非均質(zhì)性，具有較高的可靠性。不同井型累計采氣量模擬計算結(jié)果表明，孤立式砂體適合水平井整體開發(fā)，多邊式疊合區(qū)適合大井組直/定向井+水平井開發(fā)，多層式疊合區(qū)適合大井組直/定向井開發(fā)。由于孤立式砂體與多邊式疊合區(qū)相互交叉，現(xiàn)有技術(shù)手段特別是物探技術(shù)的分辨率尚不能準確預(yù)測有效薄砂體，精準劃分砂體分區(qū)存在多解性，為提高采收率，在孤立式砂體區(qū)也可采用直井+水平井混合井網(wǎng)開發(fā)。

圖2 神木氣田布井模式示意圖

3.1.6 集群化井位部署優(yōu)化

根據(jù)神木氣田有利區(qū)平面分布特征，結(jié)合井型井網(wǎng)優(yōu)化結(jié)果，制定了相應(yīng)的開發(fā)技術(shù)對策。即依據(jù)儲集層展布方向在上古生界砂體多邊式疊合發(fā)育區(qū)沿主砂體走向部署兩口水平井，控制區(qū)內(nèi)剩余儲量采用7口直/定向井雙半徑開發(fā)（見圖3a）；在上古生界砂體多層式疊合發(fā)育區(qū)，采用雙半徑“米”字型布井（見圖3b），避免開采后剩余儲量高度碎片化；在上古生界砂體孤立式發(fā)育區(qū)，采用中心井為直井并作為導(dǎo)向井，沿有效砂體分布方向部署6口水平井（見圖3c），提高層內(nèi)儲量動用程度；在上、下古生界氣藏均發(fā)育區(qū)，采用雙半徑布井（見圖3d），遠端為下古生界氣藏開發(fā)井，近端為上古生界氣藏開發(fā)井，既合理動用儲量，又利于后期生產(chǎn)管理；最終形成“大叢式混合井組開發(fā)、多層系立體開發(fā)”模式。通過開展頂層設(shè)計，油氣企業(yè)和煤炭企業(yè)積極相互協(xié)調(diào)，依據(jù)煤炭企業(yè)提供的施工設(shè)計圖及遠景規(guī)劃圖等，相互對接資料，在保安煤柱區(qū)及煤炭礦權(quán)企業(yè)間邊界區(qū)進行集群化開發(fā)井位部署，合理避讓煤炭開采巷道，并經(jīng)過雙方現(xiàn)場踏勘后，相互簽訂協(xié)議并實施，避免了安全隱患。

圖3 不同儲集層分區(qū)集群化井位部署示意圖

3.2 多層系叢式井組配套高效鉆采工藝

叢式井組“工廠化”作業(yè)是實現(xiàn)非常規(guī)油氣資源效益開發(fā)的有效途徑[11]。集群化叢式井組部署后，在鉆采過程中，如采用傳統(tǒng)組織方式設(shè)備需多次動遷，不僅成本高，安全風(fēng)險大，而且易與煤炭資源方因相互交叉作業(yè)而引發(fā)矛盾；開發(fā)井位采用大井組多井型，井筒間距離小，鉆進過程中如軌跡控制不好，可能發(fā)生井眼碰撞，安全風(fēng)險增高；采用大井組“工廠化”壓裂，短期內(nèi)用液量大，常規(guī)供水模式的設(shè)備占地面積大、地表土地使用權(quán)的爭奪不可避免；多井型完井方式，給采氣工藝配套及優(yōu)化帶來了挑戰(zhàn)。因此，快速安全鉆井、多層分壓合采和配套的低壓集氣是必須配套的高效鉆采工藝。

3.2.1 叢式井組快速鉆井

基于空間球面掃描模型，控制井眼方位，形成“魚

刺狀預(yù)分”防碰技術(shù)，配合隨鉆測量的井眼軌跡精確控制，實現(xiàn)叢式井組整體剖面優(yōu)化；通過建立“空間圓弧+分段設(shè)計+迭代求解”的三維水平軌跡計算模型，形成“直-增-穩(wěn)-扭方位增斜-穩(wěn)-增-水平段”的井身剖面，有效降低摩阻，并優(yōu)化三維水平井鉆井技術(shù)；集成應(yīng)用以“防塌鉆井液+PDC鉆頭（聚晶金剛石復(fù)合片鉆頭）+復(fù)合鉆進”為核心的快速鉆井技術(shù)，大幅度縮短鉆井周期；通過優(yōu)化井場布置，高效作業(yè)技術(shù)，鉆井液重復(fù)利用等方法，高效鉆井。

3.2.2 多層分壓工藝

神木氣田單井鉆遇氣層個數(shù)多且單層低產(chǎn)，機械封隔器和套管滑套兩項分壓工藝各有優(yōu)缺點[11]。針對機械封隔器分壓工藝，通過改進機械封隔器來提高工具使用壽命；通過優(yōu)化滑套噴砂器結(jié)構(gòu)和材質(zhì)，大幅提高作業(yè)效率。井組連續(xù)壓裂由2口井提高到5口井以上。通過叢式井組的“通、洗井一趟過；射孔、下鉆一趟過；高、低壓管線連接一趟過；配液一趟過；壓裂作業(yè)一趟過；排液測試一趟過”6個一趟過流水線壓裂作業(yè)組織模式和人工湖供水模式，大幅縮短壓裂周期。

3.2.3 配套的低壓集氣采氣工藝

形成了多井型節(jié)流器系列，以滿足叢式井組不同井型和油管規(guī)格氣井的井下節(jié)流生產(chǎn)，進而保障井間串接，中低壓集輸模式的安全、平穩(wěn)運行；針對叢式井組井筒積液問題，配套叢式井組自動注劑裝置及其控制系統(tǒng)，實現(xiàn)共用一套設(shè)備，而井組內(nèi)多井自動加注藥劑，最大限度地降低進入煤炭企業(yè)作業(yè)區(qū)域的工作幾率；以井組為單元，采用井間互聯(lián)氣舉排液生產(chǎn)，通過井間能量互補，實現(xiàn)了井組穩(wěn)定生產(chǎn)，縮短了采氣周期。

3.3 地面集輸配套新工藝

為避免煤炭開采引起地表巖層下沉對地面管網(wǎng)和設(shè)施的破壞，同時適應(yīng)氣田分區(qū)建設(shè)，提高煤炭中、遠開采區(qū)天然氣開發(fā)結(jié)束后的設(shè)備重復(fù)利用率，并縮短天然氣藏建設(shè)和開發(fā)周期，采取氣井串接、站場建設(shè)一體化、管理數(shù)字化等必要的技術(shù)手段。

3.3.1 氣井串接工藝

井下節(jié)流是在井下安裝節(jié)流嘴實現(xiàn)井筒節(jié)流降壓，充分利用地層熱能，使節(jié)流后氣流溫度在水合物生成溫度以上；井下節(jié)流后，井口壓力變化對井底壓力變化的影響變小，延長了生產(chǎn)時間，是實現(xiàn)井間串接的前提。氣井單管串接工藝是礦權(quán)疊置區(qū)降低地面投資的關(guān)鍵技術(shù)，與放射狀管網(wǎng)相比，平均單井管線長度減少36%，采氣干管串接井?dāng)?shù)可達8～12口，集氣站轄井?dāng)?shù)大幅上升，大幅減少地面工作量?？梢越梃b蘇里格氣田建設(shè)經(jīng)驗，運用天然氣閥組一體化集成裝置串接工藝，進一步優(yōu)化氣井串接工藝[12]。

3.3.2 站場建設(shè)一體化模式

針對建設(shè)期短、建設(shè)區(qū)域廣，站場規(guī)格繁雜和煤炭中、遠開采區(qū)天然氣開采結(jié)束后設(shè)備重復(fù)利用的問題，研發(fā)系列化上古生界非含硫氣藏集氣一體化裝置。共形成集氣量為50×104m3/d、100×104m3/d的兩大類7個系列一體化裝置，集成10項功能[13]，具有管理智能化、功能集成化、體積小型化、操作方便化等特點，同時采氣管線和井場通信光纜同管溝鋪設(shè)，巡檢道路與管溝同時同向建設(shè)，降低了工程投資，節(jié)省了土地。根據(jù)測算，在神木氣田推廣站場建設(shè)一體化模式可減少占地35%以上，縮短施工周期30%左右。

3.3.3 數(shù)字化管理模式

研發(fā)數(shù)字化生產(chǎn)管理系統(tǒng)，實現(xiàn)數(shù)據(jù)自動錄入、方案自動生成、異常自動報警、運行自動控制等功能。實現(xiàn)電子巡井，集氣站無人值守，使氣田管理向智能化邁進，在避免頻繁進入煤炭作業(yè)區(qū)的同時實時監(jiān)控煤炭作業(yè)對氣井及站場的影響，避免安全事故。

4 應(yīng)用效果

實踐證明，煤炭企業(yè)與油氣田企業(yè)解除了雙方顧慮。通過協(xié)商，已有近10家煤炭企業(yè)與油氣企業(yè)簽訂協(xié)議或承諾書，近500×108m3天然氣探明儲量區(qū)域投入產(chǎn)能建設(shè)，實現(xiàn)了協(xié)同開發(fā)，達到雙贏，并獲得政府相關(guān)部門認可。以郭家灘井田為例，先期在該井田中、遠開采區(qū)域內(nèi)進行天然氣開采，通過上述措施縮短建設(shè)周期，將在煤炭首采區(qū)開采期結(jié)束前完成該井田中、遠開采區(qū)域內(nèi)天然氣開采；在該井田首采區(qū)，結(jié)合煤炭方提供的巷道及地面設(shè)施規(guī)劃圖，根據(jù)保安煤柱設(shè)置，開辟雙16“工廠化”作業(yè)區(qū)，先期動用有利區(qū)儲量，待煤炭首采區(qū)開采結(jié)束，再動用剩余儲量。截至2015年8月底，神木氣田累計完鉆開發(fā)井450口，全部采用大井組開發(fā)，僅動用井場86個左右，井場上部署井位將陸續(xù)完鉆，達到開發(fā)技術(shù)政策要求。其中部署的103口井鉆遇上、下古生界有效儲集層，實現(xiàn)上、下古生界氣藏立體開發(fā)，合采井最高無阻流量63.74×104m3/d。以雙22-26叢式井組為例，該井組優(yōu)化后轄井9口，完鉆后全部為Ⅰ類井，平均無阻流量13.4×104m3/d。

5 結(jié)論

按照“時間錯開、空間劃開、安全第一、相互協(xié)調(diào)、急需先上”的原則，礦權(quán)疊置區(qū)內(nèi)煤炭和天然氣可以協(xié)同開發(fā)。

神木氣田有效儲集層平面上可劃分為上古生界砂體多邊式疊合區(qū)、上古生界砂體多層式疊合區(qū)、上古砂體孤立式發(fā)育區(qū)、上下古生界有效儲集層疊合發(fā)育區(qū)；9井叢叢式井組是最優(yōu)井網(wǎng)模式；模擬計算表明不同分區(qū)需用不同井型組合。

采用集群化叢式井組部署、高效鉆采工藝和配套地面集輸工藝，可縮短礦權(quán)疊置區(qū)氣藏建設(shè)和開發(fā)周期。

叢式井組快速鉆井、多層分壓工藝和配套的低壓集氣采氣工藝是多層系叢式井組必須配套的高效鉆采工藝；氣井串接、站場建設(shè)一體化和數(shù)字化管理模式是必須配套的地面集輸工藝和建設(shè)模式。

實踐證明，在礦權(quán)疊置區(qū)內(nèi)煤炭和天然氣協(xié)同開發(fā)的同時，也實現(xiàn)了上、下古生界多層系致密氣藏的立體開發(fā)。

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（編輯 郭海莉）

Development techniques of multi-layer tight gas reservoirs in mining rights overlapping blocks: A case study of the Shenmu gas field,Ordos Basin,NW China

Wu Lichao1,2,3,Zhu Yushuang1,2,Liu Yanxia4,5,Zhou Zhaohua6,He Dongbo6
(1.State Key Laboratory of Continental Dynamics,Xi’an 710069,China;2.Department of Geology,Northwest University,Xi’an 710069,China;3.Gasfield Development Department,Changqing Oilfield Company,PetroChina,Xi’an 710018,China;4.Sulige Gasfield Research Center,Changqing Oilfield Company,PetroChina,Xi’an 710018,China;5.National Engineering Laboratory of Exploration &Development of Low Permeability Oil &Gas Fields,Xi’an 710018,China;6.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration &Development,Beijing 100083,China)

The difficulties of making joint development of coal and natural gas were examined and the technical countermeasures were given through studying the case of the Shenmu gas field of the Ordos Basin,where the mining rights of coal and natural gas overlap completely.Based on the study of the main controlling factors of the distribution of favorable areas in the Upper and Lower Paleozoic formations,technical measures for different areas were determined considering well type,well pattern,efficient drilling and production,and ground gathering technology.The results show: The mining rights overlapping area of coal and natural gas can be developed jointly.The effective reservoirs of the multi-layer tight gas reservoirs can be divided horizontally into the superposition area for multi-boundaries sand body,multi-layers sand body and isolation sand body in the Upper Paleozoic formations,and the superposition area for effective reservoirs in the Upper and Lower Paleozoic formations.A cluster well group which includes nine wells is the optimal well pattern.Different reservoir area should be developed by different well type and patterns.The construction and development period of gas reservoirs will be shortened by the application of cluster well group,optimized technologies of drilling and production,and ground supporting facilities.Practice shows that the three dimensional development of the multi-layer tight gas reservoirs is also realized in the Upper and Lower Paleozoic when the joint development of coal and natural gas is done in the mining rights overlapping areas.

Shenmu gas field;mineral rights overlapping block;coal bed;tight gas reservoir;collaborative development;well type and pattern;corresponding technology

國家重大科技專項（2011ZX05044）

TE37

A

1000-0747(2015)06-0826-07

10.11698/PED.2015.06.18

武力超（1978-），男，陜西渭南人，博士，中國石油長慶油田公司工程師，主要從事油氣田開發(fā)綜合研究。地址：陜西省西安市四路，中國石油長慶油田公司氣田開發(fā)處，郵政編碼：710018。E-mail: wulc_cq@petrochina.com.cn

2015-01-30

2015-10-10