陕西与内蒙交界的毛乌素沙地，曾经荒芜的地表因数十年来的生态改造已被绿色植被覆盖，而更加令人欣慰的是，在这个区域面积2003平方千米，还不及北京的一个怀柔区大，极难实现经济效益的“边际区块”，中国石化建成了国内率先实现效益开发的大牛地气田，被列为国家级重大专项工程的致密砂岩气开发示范区。目前气田年产天然气量超过40亿立方米，累计为国家产气205亿立方米。
中石化华北分公司近期宣布，大牛地气田要在“十三五”初形成年产50亿立方米天然气的规模，并实现持续稳产，气田还将年产100亿立方米天然气作为长期奋斗目标。为早日圆梦，今年9月初，明年的开发方案已提前部署，鄂尔多斯盆地致密砂岩气开发正在提质加速。
效益开发破除“神话”
致密砂岩气与煤层气、页岩气同属于非常规天然气。我国非常规天然气约17万亿立方米，是常规天然气的4～5倍，其中，鄂尔多斯盆地的致密气约占12万亿立方米。尽管中国致密气资源丰富，但是致密砂岩气藏埋深偏深，产量递减快，经济开发难度大。
一般将渗透率小于1毫达西的气藏定为致密砂岩气，而大牛地气藏的渗透率仅为0.5毫达西，远远低于鄂尔多斯盆地其他气田，也就是说，致密气好比藏在磨刀石一样坚硬的砂岩中，是很难实现商业开发的“鸡肋”区块。曾经有家知名国外石油公司有意与华北分公司合作开发，当对方了解到该区的气藏条件后，就放弃了合作。
华北分公司在鄂尔多斯盆地经历了50多年的勘探历程，他们发扬石油地质人不屈不挠、永无止境的拼搏精神，与低渗致密天然气这一实际难题展开了顽强斗争。1999年，他们重上大牛地区块，掀起了新一轮的勘探开发高潮。
2003年开始，经过两年多的先导性开发试验，采取“先肥后瘦”的开发模式，在大牛地多套气层中寻找到气藏富集较高的层位，部署的大15井、大16井分别获得了日产21万和16万立方米的工业气流，更加坚定了效益开发大牛地气田的决心。
2005年，大牛地气田累计上报了2944亿立方米的探明储量，并掌握了气藏的富集规律，运用成本相对低的“直井多层合采”技术，开发产气较好的盒2、盒3气层，当年建成了10亿立方米的产能，向北京供气2.96亿立方米，创造了当年建设、当年投产、当年供气的“大牛地奇迹”。
“从大牛地气田历年的投入产出情况看，我们的气田于2006年就实现了盈利，见效时间远远低于常规油气田。截至目前，气田的投资回报率已达到70%。”华北分公司计划处管理人员告诉记者。
华北分公司在大牛地气田储层品味极低的状况下，率先在鄂尔多斯盆地实现了效益开发，颠覆了致密砂岩气无法获得经济有效开发的“神话”，对于盆地其他类似区块起到了较好的示范和带动作用。
科技进步“解放”储量
低渗致密砂岩气，单井产量低，工程施工成本高，如果不将单井产量提高上去，占气田70%的工程成本降下来，就不可能实现经济有效开发。工程技术的进步，就成为破解这道难题的法宝。
气田建设初期，施工一口2000多米深的常规直井最快也需要40天，甚至60天，如此高的钻井耗时，意味着成本居高不下。
据华北石油工程公司时任五普井队长的张冠军介绍，当年制约钻井周期最大的因素是钻具早期失效，一套价值200万元以上的钻具，因地层等多种原因造成新钻具在钻进中就会发生折断，使用不到一口井就要接近报废，如此高的钻井代价，让不少钻井队望而生畏。
为破解这一难题，他们积极探索试验高效的PDC钻头，该钻头所需要的钻压较小，仅是牙轮钻头的1/3，这样，钻具承受的负荷就降低了，折断的风险将大大减少。
PDC钻头试验获得成功后，钻井周期压缩了1/3，钻具早期失效难题也得以迎刃而解。在2005年进入规模开发后，建设10亿立方米产能，原计划需要70多支钻井队，而实际只用了32支，少用了钻井队伍，成本大幅度下降，也使当年的产建任务提前完成。
与此同时，为提高单井的气产量，华北分公司探索试验水平井钻井，沿气层水平穿越上千米，大大扩大了泄气面积，利于气产量的提高。相比直井，水平井虽然增加了难度和成本，但工业化的成功应用，使产气量达到了直井的3至5倍，经济效益明显。
水平井技术同样也走过了曲折道路，初期施工的水平井钻井周期长达150天，耗资8000多万元，直到2010年，气田累计试验了30余口水平井，投资近10亿元，投入与产出不成比例，但这仍没动摇华北分公司继续试验的决心。
2011年，水平井的平均钻井周期已逐步压缩到了40天，钻井成本已压缩到了2000多万元，同时，水平井分段压裂技术的成熟，多口水平井气产量大幅度提高，其中，针对产气效果较差的气层部署的一口水平井，获得日产17.8万立方米的高产气流，水平井的试验大获成功。
2012年，华北分公司决定全部采用水平井建产，使直井无法建产、且储量占总储量1/3的盒1、山2等气层，获得了有效动用。仅用100口水平井，就完成新建产能10亿立方米，相比2005年直井开发建成的10亿立方米产能，减少133口井，成为国内首个全部运用水平井新建产能的气田。
目前，华北分公司全部运用水平井已连续3年实现新建产能10亿立方米，3年累计产能将超过往年8年累计建成的产能，气田的开发质量和经济效益显著提升。
科学规划气田“延寿”
“气田初期设计气井的稳产期为3至5年，而现在许多气井已有10年寿命了，远远优于当初的设计，这是我们运用科学的采气工艺技术取得的成果。”华北第一采气厂领导张文洪说。
工程施工把气井建成，好比一个孩子出生，后天的培养、成长就要靠科学管理，合理的采气，才能使气井健康长寿。气田所采用的输气工艺是“高压进集气站，低温分离水合物”，充分利用地层能量，让天然气自己跑出来，不但节省成本，也有利于气井长寿。
因气井具备低压、低渗特性，气井配产过高，距井筒较远的气流不能及时跟上，易产生“断流”，被封存在地下;配产过低，因气井内有水，容易被“水淹”，给气井合理的配产至关重要。
采气厂通过实践摸索，直井的配产按初期产量的1/5至1/7，水平井气井的配产按初期产量的I/3至1/5，并根据气井实际的井内压力做适时调整，按照“一井一策”，精细管理每口井，努力做到“细水长流”，提高可采储量，气井平均递减率控制在10%以下，在同类气田中保持较高水平。
同时，通过在老井场上部署“加密井”，以及丛式水平井井组，“吃干榨净”气田边角料区块的剩余储量，不但节省了占用耕地，也使气田的储量动用率进一步得到提高。预计今年底，气田的储量动用率将达近80%，采收率按40%计算，现有的探明储量中可采气1500亿立方米，每年产气50亿立方米，可持续开发30年。随着动用率和采收率的不断提高，气田的稳产期将会更长。
华北分公司总经理周荔青在接受记者采访时表示，我们将通过进一步强化地质研究，优化工程工艺技术，继续挖潜大牛地气田下古生界、邻区的杭锦旗区块的致密气，作为建设100年气田的接替区，今年来，下古及杭锦旗均取得重大进展，为实现“气田之下找气田”、“气田之外找气田”的目标坚定了信心。
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