苏里格气田是我国目前致密气资源量、储量及产量规模均最大的气田，勘探面积约为5×10⁴km²，资源量超6×10¹²m³，探明（含基本探明）储量超4.0× 10¹²m³，2014年至今平均产气量超过230×10⁸m³/a，累计产气超2700×10⁸m³，是我国致密气藏成功开发的典范^[1-2]。2000年苏6井的压裂试气超过120×10⁴m³/d，该井的试气高产标志着苏里格气田的重大勘探发现，自此拉开了我国致密气藏开发的序幕。苏里格气田具有储层致密、气藏压力低、储量丰度低、气井产量低的特征，实现效益开发面临技术、资金、管理等多方面挑战，开发难度极大^[3-6]。为实现气田开发突破，中国石油长庆油田公司（简称长庆油田公司）提出“合作开发苏里格气田”的方案，形成了中国石油天然气集团有限公司（简称中国石油）内部5家企业与长庆油田公司共同开发的“5+1”风险合作模式，为吸收、借鉴国外先进的开发技术和经营管理理念，进一步促进苏里格气田开发，确立了与法国道达尔公司共同开发的国际合作开发模式^[5-10]。

苏南国际合作区经过多年持续攻关探索，形成了系列主体开发技术，全面解决了开发建设从地面到地下、从钻井到采气、从投入到产出等系类开发难题，累计产气超过200×10⁸m³。苏南国际合作开发项目已成为中国石油对外合作示范性工程，并被道达尔公司评为全球优质项目之一，是全球战略合作的旗舰项目。对比分析表明，国际合作区关键开发指标明显优于自主开发区，系统分析并借鉴其关键核心技术尤为重要。在国际合作开发模式分析的基础上，本文系统分析评价了国际合作区的关键开发指标，并与自主开发区进行深入对比，梳理总结了国际合作区关键核心特色开发技术，落实了值得借鉴的关键技术方法，从而为苏里格气田自主开发区块高效开发提供支撑，也为国内同类气藏的开发提供借鉴。

2006年中国石油决定与法国道达尔公司合作开发苏南区块天然气资源，双方分别出资51%和49%成立苏里格南作业分公司（简称苏南公司），全面负责天然气合作开发项目的生产、经营及管理工作。苏南对外合作项目是中国石油陆上国际合作项目中首个由中国石油控股的项目，在实践中形成了中方担任作业者的管理模式。中方担任项目作业者，重点负责钻井、地面、外协、采办、财务、天然气生产、HSE等方面工作，道达尔公司具备资深的地质专家团队，重点负责区域研究、井位部署、钻井监督、协助压裂等工作。通过发挥各自专长，共同开发苏南区块，促使双方管理及业务技能取得进步。在自主创新、集成创新和引进消化再创新的基础上，经过多年持续攻关逐步形成了五大类30余项主体开发技术系列^[5-10]，践行了从简、从省、从优的高质量效益开发技术路线，2013年、2017年、2020年苏南国际合作区产量分别突破10×10⁸m³、20×10⁸m³、30×10⁸m³。

国际合作区位于鄂尔多斯盆地苏里格气田中南部（图 1）。与苏里格气田主体区块相同，国际合作区主力产层为二叠系下石盒子组盒8段及山西组山1段，盒8段属辫状河沉积，山1段属曲流河沉积。气藏埋深介于3450~3730m，地层温度约为110℃，压力约为33.5MPa，压裂系数为0.87~0.95，主力层段气层平均有效厚度为11.59m，孔隙度为7.89%，渗透率为0.51mD，含气饱和度为60.33%，储量丰度为1.42×10⁸m³/km²（表 1），天然气组分中甲烷含量为92.6%，相对密度为0.57，属于典型无边底水定容弹性驱动、低孔致密岩性圈闭干气气藏。

图 1

图 1 苏里格气田苏南国际合作区位置图 Fig. 1 Location of Sunan international cooperation zone in Sulige Gasfield

表 1

表 1 苏里格气田国际合作区与典型自主开发区储层特征对比表 Table 1 Comparison of reservoir characteristics between international cooperation zone and typical self-operated development zone in Sulige Gasfield 分区 有效厚度/m 孔隙度/% 有效砂体钻遇数/个 渗透率/mD 含气饱和度/% 储量丰度/ (108m3·km-2) 典型自主开发区 苏36-11 12.75 8.19 3.5 0.66 59.64 1.53 苏14 12.44 8.34 3.3 0.60 61.28 1.39 桃2 12.06 8.22 3.2 0.62 61.90 1.43 平均 12.42 8.25 3.3 0.63 60.90 1.44 国际合作区 11.59 7.89 3.3 0.51 60.33 1.42

表 1 苏里格气田国际合作区与典型自主开发区储层特征对比表 Table 1 Comparison of reservoir characteristics between international cooperation zone and typical self-operated development zone in Sulige Gasfield

苏里格气田不同区块有效储层发育特征差异明显，中区主砂带集中发育、叠置厚度大且连通性较好，苏东南次之，东区欠发育，西区储层受地层水影响严重，南区储层厚度薄且规模小^[11-13]。国际合作区位于苏里格气田中南部，储层特征与东区、西区及南区差异较大，与中区更为接近，因此选取气田中区与其相邻或相近的苏14、桃2、苏36-11区块进行对比（图 1）。分析结果表明，国际合作区有效储层厚度、孔隙度、渗透率、含气饱和度、储量丰度及有效砂体钻遇数等储层参数特征与上述自主开发区基本接近，具备进行开发指标与效果对比评价的地质基础（表 1）。

苏里格型致密砂岩气藏储层非均质性强，在目前主体开发井网下气井几乎互不连通，表现出“一井一藏、一井一动态”的特征。气田整体动态特征是由众多单井组合而成，因此单井开发指标评价尤为关键。为系统评价国际合作区气井产能，选择492口生产时间较长、动态资料较为丰富的气井开展投产后前3年平均日产量、投产后前3年平均累计产量、Ⅰ+Ⅱ类气井比例、气井最终累计产气量（EUR）等多个指标分析。评价结果表明，国际合作区投产后前3年气井平均日产量为1.6×10⁴m³，投产后前3年气井平均累计产量为1730.0×10⁴m³，Ⅰ+Ⅱ类气井比例为81.3%，气井EUR为3480×10⁴m³（图 2、图 3、表 2），2012年至2019年Ⅰ+Ⅱ类气井比例基本保持稳定，历年气井EUR呈现稳中有升的趋势。苏14、桃2、苏36-11等3个自主开发区前3年气井平均日产量为1.0×10⁴m³，投产后前3年气井平均累计产量为1081.4×10⁴m³，Ⅰ+Ⅱ类气井比例为68.8%，气井EUR为2610×10⁴m³（图 2、图 3、表 2），2007年至2019年Ⅰ+Ⅱ类气井比例呈现逐渐降低的特征，历年气井EUR也呈现逐渐降低的趋势。对比分析表明，在基本接近的储层地质条件下国际合作区气井开发指标均明显优于自主开发区。

图 2

图 2 苏里格气田国际合作区与自主开发区分年投产气井日产量对比图 Fig. 2 Comparison of daily gas rate of production wells over the years between international cooperation zone and self-operated development zone in Sulige Gasfield

图 3

图 3 苏里格气田国际合作区与自主开发区历年投产气井EUR对比图 Fig. 3 EUR comparison of production wells over the years between international cooperation zone and self-operated development zone in Sulige Gasfield

表 2

表 2 苏里格气田国际合作区与典型自主开发区气井指标对比表 Table 2 Comparison of gas well production index between international cooperation zone and typical self-operated development zone in Sulige Gasfield 区块 投产后前3年气井平均日产量/104m3 投产后前3年气井平均累计产量/104m3 Ⅰ+Ⅱ类气井比例/% 气井EUR/ 104m3 自主开发区 苏36-11 1.0 1052.8 71.0 2862 苏14 0.8 940.8 64.8 2437 桃2 1.1 1250.7 70.7 2339 合计/平均 1.0 1081.4 68.8 2610 国际合作区 1.6 1730.0 81.3 3480

表 2 苏里格气田国际合作区与典型自主开发区气井指标对比表 Table 2 Comparison of gas well production index between international cooperation zone and typical self-operated development zone in Sulige Gasfield

需要指出的是，国际合作区与自主开发区气井生产制度不同，国际合作区以适当放压生产为主，初期产量高、递减快，首年递减率为35%~40%；而自主开发区以控压生产为主，初期产量相对偏低、递减相对缓慢，首年递减率为25%~28%。因此依据初期日产量进行开发效果对比具有较大不足。对于苏里格型致密砂岩气藏而言，由于有效储层规模小且井间多不连通，单井EUR是相对固定的，不会随开发阶段的不同而发生改变，可以作为气井效果对比的核心指标。此外，国际合作区动态Ⅰ+Ⅱ类气井比例较高，也在一定程度上助推了气井初期日产量和EUR的提高。

苏里格气田自主开发区采用低成本开发技术对策，苏14、桃2及苏36-11区块单井含税综合投资（钻采+地面）平均为867万元，而国际合作区为1360万元，国际合作区高出493万元。单井EUR方面，自主开发区平均为2610×10⁴m³，而国际合作区为3480×10⁴m³，国际合作区高出870×10⁴m³。单井最终产出方面，按当前1.119元/m³气价计算，上述自主开发区单井最终产出平均为2054万元，而国际合作区为2534万元，国际合作区高出480万元（表 3）。对比分析表明，国际合作区具有相对高投入、高产量、高产出特征，而自主开发区具有低投入、中产量、中产出特征。判断气田开发效果应充分结合采出程度和经济效益，既应当分析采收率，又应当分析内部收益率。国际合作区受合同期限的影响不注重采收率指标，因此在进行自主开发区和国际合作区成效对比时以开发效益为主。综合分析表明，国际合作区中方内部收益率为13.77%，而自主开发区内部收益率为11.16%。

表 3

表 3 国际合作区与典型自主开发区开发效果对比表 Table 3 Comparison of development results between international cooperation zone and typical self-operated development zone 区块 单井含税综合投资/万元 单井EUR/104m3 单井总收入/万元 单井最终产出/万元 自主开发区 867 2610 2921 2054 国际合作区 1360 3480 3894 2534 指标差异 493 870 973 480

表 3 国际合作区与典型自主开发区开发效果对比表 Table 3 Comparison of development results between international cooperation zone and typical self-operated development zone

受开发理念与关键开发技术差异等因素综合影响，国际合作区气井开发指标明显优于自主开发区。经过多年坚持不懈攻关探索，国际合作区逐步形成涵盖地质评价、气藏工程、钻完井、采气工艺、地面集输等五大类30余项主体开发技术系列，其中关键核心特色技术对气井开发效果提升有重要支撑作用^{[5-10, 14-15]}。本文以开发理念差异为着力点，重点围绕储层评价、井网部署、钻完井作业、储层改造、气井生产管理及措施增产6项关键特色技术为核心开展系统对比。

国际石油公司在全球范围内进行油气投资，全球油气投资面临地缘政治、金融环境、油气价格、法律政策、运营管理及开发技术等多种风险^{[7, 10]}。为有效防范投资风险，在苏南国际合作区开发过程中以经济效益、正现金流策略为目标，以风险控制为核心，上述开发理念深入影响国际合作区关键开发技术实施与产建节奏。例如，为准确获取地质评价参数、彻底认清储层特征并降低井网部署风险，苏南国际合作区加大开发评价投入、深入推广三维地震，持续深入开展前期地质评价，不刻意追求产量目标与建设节奏，而以彻底认清地质规律为重点，因此其产量目标和产能建设速度一直低于方案设计（图 4）；为有效保证现金流、加快投资回收，国际合作区气井多采用放压、高产的生产制度；为保证单井产能、避免井间产量干扰，国际合作区采用相对稀疏、井距排距较大的开发井网。自主开发区以规模效益与低成本开发为主要理念，以持续增产、服务国家天然气需求为目标，相对注重气田或区块的产量规模、产建节奏快，气井控压生产，更注重气井生产的持续性与稳定性，井型井网更灵活且更注重提高采收率。

图 4

图 4 国际合作区开发方案实施情况与设计对比图 Fig. 4 Comparison between development plan design and implementation in international cooperation zone

苏里格气田储层非均质性强、横向变化快^[16-26]，为有效落实砂岩富集区分布，国际合作区进行全区三维地震采集、处理与解释，开展三维地震河流相储层识别及预测攻关，先后探索了叠前泊松比反演技术、地震时间厚度分析技术与波形分类技术，上述地震预测方法对厚度小于10m、10~15m、15~20m、大于20m砂岩预测吻合度具有较大差异，对厚度大于20m主河道厚砂岩预测吻合度可达66%~77%，15~20m较厚砂岩预测吻合度达60%~73%，厚度小于10m薄砂岩区预测吻合度为52%~64%，对厚度10~15m砂岩预测吻合度较差，仅为25%~45%。为进一步提高储层预测精度，综合上述3种属性分析技术形成多属性融合砂体预测方法，该方法预测砂岩富集区吻合度为73%，预测薄砂岩区吻合度为75%，预测效果明显提升（图 5）。以三维地震多属性融合砂体预测结果为约束，通过复杂河流相体系精细描述，形成三维概率体约束的自适应河道随机沉积相建模方法，综合形成三维地震—地质融合储层评价技术。开发实践表明，上述储层评价预测技术可有效提高钻井成功率，2018年完钻井盒8段15m以上储层预测吻合度达83%，为历年最高（图 6）。受低成本开发技术政策的影响，自主开发区储层预测以二维地震和钻井为主，有利区预测存在较大风险与不确定性。

图 5

图 5 多种地震属性对不同厚度砂岩预测吻合度图 Fig. 5 Prediction coincidence rates of multiple seismic attributes for sandstone with different thickness

图 6

图 6 国际合作区历年储层预测吻合度图 Fig. 6 Prediction coincidence rates of reservoir in international cooperation zone over the years

2009年苏南国际合作区完成了ODP（Overall Development Plan，整体开发方案）方案论证，研究确定了1000m×1000m直井/定向井主体开发井网，以九井丛为基本单元进行棋盘式部署^[6]。结合方案论证井网和丛式井组单元，基于储层评价预测成果，以3000m×3000m为主体网格对开发区进行整体分区，主体网格内按1000m×1000m大小进一步划分为9个次级网格，结合储层发育实际情况开展井位部署，每个主网格最多可完成9口丛式井的部署。网格化分区的目的是在井网实施前做好顶层设计，使井网具有整体性和规则性，为后续井网优化调整留存空间。国际合作区和自主开发区作业模式不同，国际合作区为契约合同作业，自主开发为自主主导作业。国际合作区以ODP方案作为开发的重要基础，按方案执行是合同契约的要求，已投产的880余口开发井严格按设计部署，井网的整体性、规则性较好（图 7）。自主开发区井位部署重点围绕储层条件发育较好的探井和开发井进行，采用先肥后瘦的部署方式，井网的整体性与规则性兼顾有限，以直井/定向井+水平井混合部署为主，随着开发深入，剩余储量碎片化逐渐突出，井网后续优化调整面临挑战^{[20, 27-28]}。自主开发区先肥后瘦的部署方式开发效果理应不应低于国际合作区，但由于苏里格气田储层非均质性强，百米级范围内储层会发生较大变化，且缺少井间预测的有效手段，围绕高产井滚动部署仍有较高的钻遇低产井的风险，择优部署措施难以有效实施。国际合作区则可充分利用三维地震预测成果，有效避开薄储层发育区，从而有效保证部署成功率。

图 7

图 7 苏南国际合作区开发Ⅰ区网格化分区与棋盘式部署图 Fig. 7 Grid partition and chessboard well pattern deploy-ment in Block I in Sunan international cooperation zone

工厂化作业移植到油气资源开采领域始于21世纪初，主要用于钻井、压裂等大型施工方面。工厂化钻完井作业模式相对于传统的分散式钻完井模式，既提高了作业效率、降低了作业成本，也更加便于施工和管理，特别适用于致密油气、页岩油气等低渗透、低品位的非常规油气资源的开发作业^[5]。苏南国际合作区通过大胆创新和反复论证，率先提出采用工厂化作业方式，在多年开发实践中形成了以“大井丛布井、多钻机联合、快速化平移、标准化钻井、重复再利用”为核心的工厂化作业模式，提速提效、降低操作成本效果明显。通过创新井身结构及轨迹设计、优选高效钻头和钻具、优化钻井液性能等技术研究与试验，形成了“8${\raise0.5ex\hbox{$\scriptstyle 1$} \kern-0.1em/\kern-0.15em \lower0.25ex\hbox{$\scriptstyle 2$}}$in钻头×7in表层套管+6in钻头×3${\raise0.5ex\hbox{$\scriptstyle 1$} \kern-0.1em/\kern-0.15em \lower0.25ex\hbox{$\scriptstyle 2$}}$in生产套管”二开小井眼优快钻井技术。基于工厂化钻井和小井眼钻井技术，机械钻速最高提升至22.7m/h，钻井周期最低为11.1天（图 8），套管、钻井液等材料消耗和岩屑产出量减少了35%~45%。丛式井组工厂化压裂施工中，采用钢丝通井、安装井口、射孔、压裂、排液、测试“六个一趟过”组织模式大幅度提高压裂设备的利用率，作业效率较单井模式提高一倍以上。受国际合作区高效钻完井作业模式启发，自主开发区系统借鉴和推广工厂化作业模式，钻完井实施效率逐渐提升，成本费用得到不断降低。

图 8

图 8 国际合作区8${\raise0.5ex\hbox{$\scriptstyle 1$} \kern-0.1em/\kern-0.15em \lower0.25ex\hbox{$\scriptstyle 2$}}$in钻头历年钻井周期与机械钻速变化图 Fig. 8 Drilling cycle and ROP of 8${\raise0.5ex\hbox{$\scriptstyle 1$} \kern-0.1em/\kern-0.15em \lower0.25ex\hbox{$\scriptstyle 2$}}$ inch bit in international cooperation zone over the years

苏南国际合作区以TAP Lite为主体的分层压裂具体包括以下技术：3${\raise0.5ex\hbox{$\scriptstyle 1$} \kern-0.1em/\kern-0.15em \lower0.25ex\hbox{$\scriptstyle 2$}}$in套管无油管完井、2in小枪身深穿透集中射孔、高纯度瓜尔胶压裂液体系、69MPa中密度高强度优质陶粒支撑剂、高前置液比与大液量混合压裂设计、套管滑套投球连续分层压裂、大容量压裂液在线连续混配及大井丛工厂化流水作业等^[13-14]。前置液比例为40%~50%，排量为3.0~5.0m³/min，砂比为15%~25%，单层液量为300~500m³、砂量为15~50m³（表 4），要求压裂液基液黏度为57mPa·s，耐温能力为96℃，支撑剂为20/40目中密度高强度陶粒，在69MPa压力下破碎率小于9%，排液方式为不伴液氮—压裂后不控制放喷排液的快速排液技术，若无法喷通或排液过程中出现停喷，则进行连续油管液氮气举排液。截至2020年底，累计完成压裂试气直井/定向井796口，单井分压层数1~3层，平均2.2层，裂缝半长大于200m，裂缝高度为22~100m（表 4）。国际合作区以TAP Lite为主体的聚焦主层、深度改造分层压裂技术，在2012—2020年规模应用592口井，历年平均单井压裂后无阻流量为22.8×10⁴m³/d，试气动态Ⅰ+Ⅱ类气井比例达到98%，技术提产效果明显（图 9）。自主开发区主体采用复合桥塞分层压裂工艺，储层改造段数较多，施工参数、压裂体系等不同于国际合作区（表 4），裂缝改造强度、长高规模不及国际合作区，很大程度上影响了压裂改造效果，制约了气井产能发挥。近年来，在自主开发区苏东、苏14等区块开展高排量混合压裂试验，取得了较好的开发试验效果。

表 4

表 4 国际合作区与自主开发区压裂设计参数对比表 Table 4 Comparison of fracturing design parameters between international cooperation zone and self-operated development zone 重要参数 国际合作区 自主开发区 压裂 分层压裂层数 1~3 2~5 前置液比例/% 40~50 35 排量/(m3·min-1） 3.0~5.0 2.8 单层砂量/m3 15~50 27~28 单层液量/m3 300~500 150~200 砂比/% 15~25 21~22 裂缝 裂缝半长/m ＞200 140 裂缝高度/m 22~100 24

表 4 国际合作区与自主开发区压裂设计参数对比表 Table 4 Comparison of fracturing design parameters between international cooperation zone and self-operated development zone

图 9

图 9 苏南国际合作区直井/定向井TAP Lite分层压裂效果分析图 Fig. 9 TAP Lite layered fracturing results of vertical/directional wells in Sunan international cooperation zone

气井开采存在放压生产和控压生产两种主要技术方式，对苏里格型致密砂岩气藏不同气井开采方式的开发效果存在不同认识^[26-28]。苏南国际合作区气井普遍采用适度放压生产制度，放压生产方式有利于初期压裂液彻底返排，可适应3${\raise0.5ex\hbox{$\scriptstyle 1$} \kern-0.1em/\kern-0.15em \lower0.25ex\hbox{$\scriptstyle 2$}}$in无油管生产方式，与地面中/低压集气系统相匹配，此外气井放压生产有利于资金快速回收。国际合作区气井生产分为3个阶段：第一阶段为自然递减阶段，投产初期（前1~3个月）产气量超过5×10⁴m³/d，生产1年左右降至2×10⁴m³/d；第二阶段为产量波动明显的间歇生产阶段，该方式有利于远井地带能量向近井地带补充，道达尔公司根据其北海地区Ann、Alison、Audrey、Hewett等低渗气田开采经验，认为定期关井（间歇生产）有助于延长开采寿命，增加最终单井采出量（压力恢复实现产能补充）；第三阶段为措施生产阶段，通过系列排采措施使气井恢复正常生产（图 10）。自主开发区主体采用控压生产方式，气井初期日产量虽低于国际合作区，但气井生产稳定连续、递减更为缓慢，认为控压生产优于放压生产，气井最终采出量高3%以上^[27]。不同开采方式对最终开发效果的影响仍需持续深入论证及开发实践检验。

图 10

图 10 苏南国际合作区SN0165-4井生产曲线图 Fig. 10 Production curve of Well SN0165-4 in Sunan international cooperation zone

国际合作区广泛采用速度管柱增持措施，当气井产量低于2×10⁴m³/d时起出井下节流器，下入速度管柱生产，气井携液能量增强，生产稳定连续且递减较为缓慢。截至2020年底，国际合作区共实施排水采气措施井710口，其中速度管柱井548口，占措施井的77%。开发实践表明，速度管柱有利于提高气井生产能力、促进气井稳产生产，可有效适用于Ⅰ+Ⅱ类气井，且实施越早增产效果越好，364口Ⅰ+Ⅱ类气井单井平均增产375.3×10⁴m³（表 5）。苏南国际合作区采用“ϕ88.9mm套管+ϕ38.1mm速度管柱”完井方式，速度管柱临界携液流量为0.5×10⁴m³/d，当气井产量低于携液流量时采用泡沫排水、套管柱塞气举等措施辅助生产。速度管柱单井平均投入成本为70万元~80万元，受低成本开发技术政策制约，自主开发区速度管柱应用比例较低，如苏里格气田中区应用比例为3.8%，主体以低成本的泡沫排水、套管柱塞气举为主。

表 5

表 5 不同投产时间气井实施速度管柱效果对比表 Table 5 Comparison of gas production results by implementing speed string at different time after gas well production 措施开始时气井投产时间/d 井数/口 增产气量/108m3 平均单井增产气量/104m3 330 27 1.48 548.1 660 68 3.15 463.2 990 89 3.48 391.0 1320 108 3.71 343.5 1650 72 1.84 255.5 合计/平均 364 13.66 375.3

表 5 不同投产时间气井实施速度管柱效果对比表 Table 5 Comparison of gas production results by implementing speed string at different time after gas well production

在国际合作区关键开发指标评价、开发理念与关键开发技术分析的基础上，开展自主开发区与国际合作区的系统对比（表 6）。在我国绿色低碳发展背景下，天然气需求将进一步增加，为降低对外依存度、保证天然气供给安全，国内天然气持续增产是未来天然气发展的必然选择^[2-4]。在开发理念与思路方面，未来致密气藏开发仍将以规模效益为主，即以产量规模为核心目标，满足一定的目标收益率即可，国际合作区以高经济收益为核心目标的开发理念不适合我国天然气需求和致密气开发形势。在关键开发技术方面，气井放压生产制度与控压生产制度的效果差异仍需进行深入分析与持续论证，国际合作区放压生产方式不一定完全适合于自主开发区，储层评价、井网部署、钻完井作业、储层改造、措施增产等5个方面的关键特色技术值得自主开发区吸收借鉴。上述可借鉴技术中，工厂化钻完井作业技术可提升施工效率、降低开发成本，网格分区棋盘丛式标准化井网部署可实现井网科学部署，有利于后期井网整体调整部署，而三维地震—地质融合储层评价、TAP Lite分层压裂储层井改造、速度管柱措施增产等3项技术直接有助于气井产量提升，是自主开发区尤为值得借鉴的技术。

表 6

表 6 国际合作区与自主开发区主体开发技术系统对比及可借鉴性分析表 Table 6 Comparison and referential analysis of main development technologies between international cooperation and self-operated development zones 系统对比 主体技术对比 国际合作区技术优势 自主开发区是否试验或推广 可借鉴性 国际合作区 自主开发区 开发理念与思路 投资收益最优、正现金流为原则，侧重风险控制 规模效益、低成本开发为原则，侧重国家能源需求 抗风险能力更强 未开展 能源需求迫切，较难借鉴 储层评价技术 三维地震全覆盖，多种地震属性融合预测砂岩富集区 基于二维地震和井资料，采用概率分析法和滚动评价法优选砂岩富集区 精度高、储层预测效果好 局部推广 可借鉴 井网部署技术 棋盘式网格分区，开展大丛式标准化井网部署，直井/定向井为主 优选井位、随钻调整，混合井网部署 井网规则、有利于后期调整 局部应用 可借鉴 钻完井作业技术 大井丛布井、多“钻机联合、快速化平移、标准化钻井、重复再利用”为核心的工厂化作业模式 早期为分散式钻井、完井模式，目前推广应用工厂化作业模式 提速提效、降低操作成本效果明显 推广应用 已借鉴 储层改造技术 大液量、高排量、低砂比、高性能支撑，提高人工裂缝改造深度和导流能力，突出主力层改造 液量、排量、砂比偏低，人工裂缝长度偏小，多段兼顾，根据储层特征进行差异改造，受成本控制 增加单井最终可采储量 试验阶段 可借鉴 气井生产管理技术 适当放压生产、早—中期间歇生产，补充地层能量 控制生产压差，以稳定连续生产为主 放压有助于压裂液返排、有利于储层保护，早期高产可快速回收投资 未开展 可借鉴 措施增产技术 以速度管柱为主 以低成本泡沫排水、套管柱塞气举为主 增产效果明显 试验阶段 可借鉴

表 6 国际合作区与自主开发区主体开发技术系统对比及可借鉴性分析表 Table 6 Comparison and referential analysis of main development technologies between international cooperation and self-operated development zones

作为中国石油对外合作的重要项目，苏南项目从一开始就坚持“高点起步，高标准要求、高效益开发的原则”，坚持“储藏认识一次弄清真面目、开发部署整区块一次设计，地面集输能力一步配套到位”的理念，避免传统开发中井位部署及地面建设可能走的弯路和重复路。深入总结苏南国际合作区开发技术经验，形成了有助于自主开发区致密气高效开发的重要启示。

国际合作区历年产量与钻井工作量始终低于ODP方案设计，按设计2012—2014年为建产期，2015年即应达到30×10⁸m³规模，实际到2020年才达到上述规模，2020年底钻井数量比方案设计少300余口。实际建产节奏低于方案设计的关键原因之一在于国际合作区注重储层地质深入论证与优化评价研究，为获取可靠的储层地质预测参数、提高井位部署成功率，加大前期地质评价，开展全区三维地震采集与处理解释，不刻意追求方案产量目标而以提高井位部署质量、降低开发风险为核心。开发实践表明，基于三维地震多属性融合储层预测技术，国际合作区厚砂岩预测吻合度达70%以上，Ⅰ+Ⅱ类气井动态比例达80%以上，单井平均EUR达3480×10⁸m³。受低成本开发政策、资料基础及注重产量规模等因素影响，自主开发区储层地质研究的深度难以与国际合作区相比，井位部署质量和开发效果与国际合作区存在差距。在长庆气区未来致密气开发中，可适当转变开发思路，选择典型区块开展高投入前期地质评价试验以提高部署效果。

气田开发方案是在气田特征与开发规律系统科学认识的基础上编制的，是指导气田建设与科学开发的重要顶层设计资料，系统论证确定了系列关键开发指标与采用的技术系列。国际合作区ODP方案确定了1000m×1000m井排距、丛式大井组的部署模式，基于丛式井组特征对开发区进行网格化划分，形成3000m×3000m的基本网格单元，以9km²为基本面积单元将井网部署目标区标准化与统一化，在井网部署实施前完成顶层优化设计，为后续执行奠定了良好指引（图 7）。根据储层地质论证与预测结果，确定网格单元内的部署方式，若网格单元内储层发育情况较差则避开此网格不进行部署，若网格单元内储层发育情况良好则严格按照1000m×1000m井网完成9口丛式井的部署。在网格分区部署方式下，采用区块接替与井间接替方式，国际合作区被科学有序开发，形成目前苏里格气田最规则有序的开发井网，为未来整体持续优化调整创造了良好基础（图 11）。自主开发区虽有开发方案支撑，但实际井网部署中多采用滚动开发、动态调整的方法，井网部署有序性、整体性欠佳，后续调整面临挑战。致密气新区的开发应充分吸收国际合作区技术经验，提升部署的科学性与有序性。

图 11

图 11 国际合作区井网持续优化调整设计图 Fig. 11 Continuous optimization and adjustment design of well pattern in international cooperation zone

国际合作区气井指标优于自主开发区，并非单因素影响而是系列因素综合影响的结果，在储层评价、井网部署、钻完井作业、储层改造、措施增产等5项技术中，每项技术流程均严格遵守规范准则并保证实施质量，关键技术环节科学有序衔接、配套适合，从而实现全过程优化和质量控制，最终整体达到较好的开发效果。国际合作区采用中方担任作业者的管理模式，钻井、压裂、地面、生产等关键方面工作均由中方担任作业者，道达尔公司进行钻井监督、协助压裂等工作，双方全力合作、相互监督，在很大程度上助推了过程管理、强化了质量控制。受产建节奏快、工作量负荷重、体制制约等多方面因素影响，自主开发区关键开发技术环节的实施和监管难以到位，全过程一体化管理与质量控制仍有较大不足。未来致密气开发中，应进一步加强监管制度建设和落实质量控制责任制，保证关键开发技术环节实施到位，助推开发效果提升。

（1）通过对苏里格气田国际合作区与自主开发区气井初期产量、Ⅰ+Ⅱ类气井比例、EUR等关键开发指标的对比，明确了同等气藏地质特征条件下前者开发指标水平明显高于后者，重点围绕开发效果产生差异的原因对国际合作区的关键开发技术进行了系统梳理与评价，落实了6项核心特色开发技术，并与自主开发区进行了深入对比，确定了5项值得借鉴的关键开发技术。

（2）国际合作区以经济效益、风险控制为理念，单井综合投入高、最终产出也较高，而自主开发区以规模效益、产量提升为重点，低成本开发理念贯穿始终，单井综合投入低、最终产出也较低，自主开发区应适当借鉴国际合作区的开发理念，优化确定投入、产出的最佳平衡点，这对鄂尔多斯盆地外围低品位致密气新区的效益开发具有重要指导意义。

（3）致密气藏的开发效果很大程度上取决于储层改造技术，国际合作区以TAP Lite分层压裂工艺为主，自主开发区则采用复合桥塞分层压裂工艺，虽然工艺技术、施工参数、压裂体系等明显不同，但过程管理与质量控制也是保证储层改造能够达到真实效果的关键，因此在借鉴国际合作区关键开发技术的同时也应借鉴其高效管理机制与管理模式。

（4）国际合作区与自主开发区不同开发技术的效果差异仍不明确，如气井适当放压、间歇生产与控制压差、连续生产对EUR的影响仍不清晰，需要进一步加强机理研究与深入分析；另外不同开发技术适应的条件背景不同，如速度管柱适用于产水致密气藏，对不产水或微量产水致密气藏的适用性有限，因此应该结合具体实际选择性借鉴采用。