致密砂岩气藏开发工程技术研究
苏里格气田致密砂岩气藏开发认识与稳产建议
天 然 气 工 业Natural Gas Industry 第41卷第2期2021年 2月· 100 ·苏里格气田致密砂岩气藏开发认识与稳产建议王继平1,2 张城玮3 李建阳4 李娅1,2 李小锋1,2 刘平1,2 陆佳春51.中国石油长庆油田公司勘探开发研究院2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室3.中国石油大学（北京）石油工程学院4.中国石油长庆油田公司气田开发事业部5.中国石油长庆油田公司苏里格气田开发分公司摘要：鄂尔多斯盆地苏里格气田致密砂岩气藏的天然气储量规模和年产气量目前都位居全国第一。
为了进一步延长该气田致密砂岩气藏的稳产时间、提高气藏采收率，总结了该气田致密砂岩气开发过程中所取得的地质与气藏工程认识，梳理了影响气田持续稳产的难点问题，提出了该气田致密砂岩气藏下一步的开发建议。
研究结果表明：①苏里格气田致密砂岩气藏有效砂体规模、储层物性、含气性等都具有强非均质性特征，并且局部气水关系复杂；②不同区域气井产量、累计产气量、产量递减率等存在着明显的差异，气藏采收率受储层品质和开发井网的影响大；③优质储层储量动用程度高、储量劣质化趋势明显、剩余储量碎片化现象严重，导致该气田致密砂岩气藏稳产难度大；④为了实现该气田的长期稳产，针对致密砂岩气藏强非均质性的特征，需要进一步推广“基础井组＋基础井网＋差异化加密”的井网部署策略，持续推进动/静态分析相结合的储层精细描述技术和混合井型部署技术，运用老井查层补孔、侧钻水平井及重复改造等手段提高储量动用程度，配合地质工程一体化改造工艺技术提升储层改造的有效性，采用智能化和水平井高效排水采气工艺技术提升气田精细化管理水平，并且尽早推广“负压”开采技术，以恢复濒临废弃井的生产能力；⑤寻求必要的财税政策支持是实现致密气资源充分利用的重要保障。
关键词：鄂尔多斯盆地；苏里格气田；致密砂岩气藏；储集层特征；开发指标；剩余储量；挖潜对策DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2021.02.012Tight sandstone gas reservoirs in the Sulige Gas Field:Development understandings and stable-production proposals WANG Jiping1,2, ZHANG Chengwei3, LI Jianyang4, LI Ya1,2, LI Xiaofeng1,2, LIU Ping1,2, LU Jiachun5(1. Exploration and Development Research Institute, PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi'an, Shaanxi 710018, China;2. Nation-al Engineering Laboratory of Low-Permeability Oil & Gas Exploration and Development, Xi'an, Shaanxi 710018, China;3. School of Petroleum Engineering, China University of Petroleum, Beijing 100249, China;4. Development Department, PetroChina Changqing Oil-field Company, Xi'an, Shaanxi 710018, China;5. Sulige Gas Field Development Branch, PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi'an, Shaanxi 710018, China)Natural Gas Industry, vol.41, No.2, p.100-110, 2/25/2021. (ISSN 1000-0976; In Chinese)Abstract: The Sulige Gas Field in the Ordos Basin ranks the first in China in terms of reserve scale and annual gas production of tight sandstone gas reservoirs. In order to further extend the stable production time and enhance the recovery factor of tight sandstone gas reservoirs in the Sulige Gas Field, this paper summarizes the geological and gas reservoir engineering understandings obtained in the development process of tight sandstone gas in this gas field, sorts out the difficulties impacting its sustainable stable production, and pro-poses suggestions for the following development of tight sandstone gas reservoirs in this field. And the following research results were obtained. First, the effective sand body scale, reservoir physical property and gas bearing property are strongly heterogeneous and the lo-cal gas–water relationship is complex in the tight sandstone gas reservoirs of the Sulige Gas Field. Second, there are obvious differences in gas well production, accumulative gas production and decline rate in different regions. The recovery factor of the gas reservoirs is af-fected more by reservoir quality and development well pattern. Third, the reserve producing degree of good-quality reservoirs is high, the tendency of poor-quality reserves is obvious and the fragmentation of remaining reserves is serious, which increases the production sta-bilization difficulty in the tight sandstone gas reservoirs of the Sulige Gas Field. Fourth, in order to realize sustainable stable production in the Sulige Gas Field, considering the strong heterogeneity characteristics of tight sandstone gas reservoirs, it is recommended to popu-larize the well pattern deployment strategy of "basic well group + basic well pattern + differential infilling" further, continuously improve fine reservoir description technology and mixed well deployment technology with combined dynamic and static analysis, apply layer reviewing and reperforating of old wells, horizontal well sidetracking and re-stimulation to improve the reserve producing degree, adopt the geology–engineering integrated stimulation technology to improve the effectiveness of reservoir stimulation, make use of intelligent and efficient drainage gas recovery technology by horizontal well to improve the fine management level of gas field, and popularize the "negative pressure" production technology as soon as possible to recover the production capacity of wells on the verge of abandonment. Fifth, seeking for the necessary fiscal and tax support is an important guarantee for the full utilization of tight gas resources. Keywords: Ordos Basin; Sulige Gas Field; Tight sandstone gas reservoir; Reservoir characteristics; Development indexes; Remaining re-serves; Potential tapping countermeasures基金项目：国家科技重大专项“鄂尔多斯盆地大型低渗透岩性地层油气藏开发示范工程”（编号：2016ZX05050）、中国石油天然气股份有限公司重大科技专项“长庆气田稳产及提高采收率技术研究”（编号：2016E-0509）。
致密砂岩气藏综述
致密砂岩气藏概述1 致密砂岩油气藏简介 (2)1.1 致密砂岩油气藏的概念 (2)1.2 致密砂岩油气藏储层的分类及评价 (4)1.3 致密气藏基本特征 (10)2 国内外典型致密砂岩气藏勘探实例 (12)2.1 世界致密气藏的分布特征 (12)2.2 国外典型致密气藏分析 (13)3 致密砂岩气藏的成藏条件 (21)3.1 致密砂岩气藏形成的区域地质条件 (21)3.2 致密气藏形成的烃源岩条件 (23)3.3 致密气藏形成的储层条件 (23)3.4 致密气藏形成的封盖条件 (24)3.5 致密气藏形成的圈闭条件 (25)4. 致密砂岩气藏的成藏机理与主要模式 (25)4.1 主要机理 (25)4.2 主要成藏模式 (27)致密砂岩气藏概述1 致密砂岩油气藏简介1.1 致密砂岩油气藏的概念致密砂岩油气藏就是所谓的碎屑岩中的低渗透油气藏，它是一个相对的概念，世界上并没有统一的划分标准和界限，因不同国家、不同时期的资源状况和技术经济条件而划定。
前苏联将储层渗透率小于（50～100）×10-3µm2的油藏作为低渗透油气藏，美国A.I.Leverson认为低渗透油藏储层的上限为10×10-3µm2。
Berg(1988)认为低渗透油藏储层的上限为1×10-3µm2～10×10-3µm2。
我国唐曾熊（1994）在其《油气藏分类及描述》中建议以一个数量级作为划分各类渗透率的范围，低渗透油气藏储层的渗透率为（10～100）×10-3µm2；罗蛰潭、王允诚（1986）将油层分为4类，把渗透率小于10×10-3µm2的称为特低渗透油藏，把渗透率小于100×10-3µm2的称为低渗透油藏。
我国各油田对低渗透油气藏的定义也不一致：中原油田把储层渗透率在1×10-3µm2～10×10-3µm2的油藏定为“低渗透”，将储层渗透率小于1×10-3µm2的油藏定为“致密”；长庆油田认为“低渗透油气藏”是指渗透率很低(如1×10-3µm2～10×10-3µm2)的油、气层所构成的油气藏。
低渗致密砂岩气藏低伤害压裂技术研究与应用——以苏里格气田东区开发为例
苏 里格 气 田为 近年来 长庆油 田勘探发 现 的典 型 的低孑 Ｌ 低渗 致密 砂岩 气藏 ，开 发 区域 已逐渐 由中区 向 东 西 区扩展 。与 中区相 比，东 区储层 物性 更 差 、产量 更 低 ，体 现 在岩 性 变差 （ 泥 质 含量 升 高 ） 、压 力 系
数 进一 步 降低 （ Ｏ ． ８ ８ 一Ｏ ． ８ ２ ） 、层 更 薄 、砂泥 岩 薄互层 现 象 更严 重 等方 面Ｌ 】 ］ 。上 述 原 因 导致 苏 里格 东 区 压裂 液 返排 更加 困难 ，储 层 与裂缝 更 易受 到 伤害 ，裂缝 支撑 剖 面更 为复 杂等 压裂 难点 ，大 大制 约 了压 裂
低 渗 致 密 砂 岩 气 藏 低 伤 害压 裂技 术研 究 与应 用
— —
以苏 里格 气 田东 区 开发 为例
邝聃 ，李达 ，白建文 张春 阳 ，朱 更 更 （ 中 石油 长庆油田分公司苏里格气田 研究中 心’ 陕西 西安 ’ 。 。 ’ 。 ）
［ 摘 要 ］ 针 对 苏 里格 气 田东 区低 渗 致 密砂 岩 气 藏 的 储 层 特 征 ，通 过 室 内试 验 、 油 藏 模 拟 、裂 缝 模 拟 等 手
石 油 天 然 气害 ；地 层能量 有 限 ，压 力 系数 低 ，压 裂 液 返 排难 度 大 ；④ 东 区储 层 薄互 层 特 征 明显 ，纵 向应 力 剖 面 复
杂 ，有 效遮 挡条 件差 ，缝高 不易 控制 ；⑤ 多数井 通过 工具分 层压 裂 ，全部层 施工 结束 后统一 返排 的施 工
段 ，分 别 从 气 藏 压 裂 地 质 难 点分 析 、低 伤 害压 裂 液 体 系研 制 、 低 伤 害 压 裂 优 化 设 计 方 法 等 方 面 进 行 深 入 研 究 ，最 终 优 选 并 优 化 了适 合 苏 里 格 气 田东 区 的 低 伤 害 羧 甲基 压 裂 液 体 系 ， 形 成 一 套 系 统 的 低 伤 害 压 裂 优 化 设 计 方 法 及低 伤 害 压 裂 改造 特 色 工 艺 技 术 。 经 过 ６ Ｏ余 井 次 的 现场 应 用 ，平 均 单 井无 阻 流 量 ７ ． ５ ５ ５ １ × １ ０ ｉ Ｔ ｌ 。 ／ ｄ ，较 邻 近 的 常规 羟 丙基 瓜 尔 胶 压 裂 液 改 造 井 单 井 无 阻流 量 提 高 ３ Ｏ 左 右 ，取 得 明 显 的 增 产 效 果 ，
致密砂岩气藏开发工程技术研究
２．１致 密砂 岩 气藏 欠 平 衡 钻 井及 完 井保 护技 术
大型水 力压裂为主 ，在 川Ｉ中八角场、川Ｉ西新场等地取得 了较好
根 据 致 密砂 岩气 藏 特 性 及 损 害 机 理 ，代 表 欠 平 衡 钻 井 技
的 效 益 。在 鄂 尔 多斯 盆 地 北 部 对 压 裂 改 造 措 施 也 进 行 了一 系 术最高水平 的气体钻井技术在 四川致密砂岩天然气勘探开发
发 技 术 和 更 高质 量 的钻 井 技 术 才 能 产 出工 业 性 气 流 。
术和屏蔽暂堵储集层保护技术构成了大 牛地气 田开发 的主体
１提高致密砂岩气藏产能的增产 改造技术
技 术 。
致 密砂岩气藏低孔低渗的地质特征使得开发这类气藏时
２致密砂岩气藏钻井及完井保护配套技术
一 般 需 要进 行压 裂增 产 改造 。四Ｊ１Ｉ盆 地 致 密 砂 岩 改 造 以应 用
致 密砂岩气 藏开发工程 技术研 究
于蔚兰 张龙龙 李 艳文 方 园
（中国石 油化 工股 份 有 限公 司 中原 油 田分公 司天然 气产销 厂 河 南 ·濮 阳 ４５７００１）
摘 要 致 密砂岩 气藏具有低孔低渗、裂缝发 育、局部超低含水 饱和度 、高毛管压力、地层压力异 常、高损害潜力 等工
天然气产出过程更加复杂。低致密砂岩气藏物性差 ，埋藏深 ， 由于储集层存在严 重的水相 圈闭损害和其他敏感性损害 ，以
天然丰度低，还表现为低孔低渗 、裂缝发育、局部低含水饱和 往采用常规砂岩储集层 的压裂改造方法在该地 区不能达到满
度、高毛管压力、地层压力异常、高损害潜力等工程地质特 征。 意 的增 产 效 果 。通 过 ２００１年 以来 的 攻 关 研 究 ，提 出 了改 进 的
致密砂岩油气藏开发技术
致密砂岩油气藏开发技术作者：刘国良朱丽君李朋来源：《科技资讯》2015年第15期摘要近年来，随着油气藏开采水平的提高，致密砂岩油气藏的勘探开发成为关注的焦点。
由于致密砂岩储层具有孔隙度小、渗透率低、粘土矿物类型丰富和岩性致密等特殊的地质特征，导致此类油气藏经济高效开发难度大。
虽然在国内外已有成功开发致密油气藏的先例，但目前对于致密砂岩油气藏的开发技术还未形成统一的认识。
本文对目前致密砂岩油气藏的开发技术进行了分析，希望借此文章达到对致密砂岩储集层开发技术能有一个较为明确的认识。
关键词致密砂岩；油气藏；开发技术中图分类号：TE34：P61 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2015）05（c）-0000-001引言目前国外所开发的大型致密砂岩气藏以深盆气藏为主，主要集中在加拿大西部和美国西部。
全球致密油资源量约为6900×108t；根据中国国土资源报（2014/1/9）公布的全国油气资源动态评价的结果，我国剩余天然气资源62×1012m3，其中非常规致密天然气资源量占天然气总资源的50%左右。
我国未来油气产量稳产增产将更多地依靠开采低渗透油气藏，致密砂岩油气藏是低渗透中重要的一种。
随着勘探程度的提高和油气资源需求的不断增长，对致密砂岩油气藏的开发将是中国油气开发建设的主战场之一，所以研究致密砂岩油气藏显得至关重要。
2致密砂岩油气藏的特点致密砂岩油气藏由于储层致密，油气逃逸速度低于生烃和排烃速度，原生油气藏均为高压油气藏，其油气水的关系十分复杂，这类油气藏当中都有一定程度天然裂缝的发育。
在对此类油气藏进行开发的过程中，往往出现以下特征：①不高的水驱动用程度；②油井动液面出现较低，采油井底流压太小；③采油速度降低很快；④地层压力降低很快。
3致密砂岩油气藏开发技术3.1多段压裂水平井技术多段压裂水平井技术结合了水平井技术和人工压裂技术的优点，有效改善了近井地带渗流条件，大幅提高了单井控制储量，已成为有效开发致密砂岩油气藏的重要技术手段。
鄂尔多斯盆地致密砂岩气勘探技术ppt
鄂尔多斯盆地探明气田分布图
胜利井气田 刘家庄气田
苏里格气田
榆林气田
神木气田
米脂气田
乌审旗气田
靖边气田
子洲气田
（三）致密气分布层位
上古生界综合柱状图
致密气主要分布在上古生界， 石盒子组盒8、山西组山1为主力 含气层，盒6、山2、本溪组以及 下古生界奥陶系等是重要的兼探 层系，纵向上具有多层系复合含 气的特征。
鄂尔多斯盆地致密砂岩气藏天然气组分分析表
气田
层位
CH4 (%)
C2H6
C3H8
C4H10
CO2
(%)
(%)
(%)
(%)
N2 (%)
H2S (%)
苏里格
石盒子组 山西组
95.300
1.8400.4700.2700.860 1.200
0
乌审旗 石盒子组 95.100 1.000 0.200 0.200 0.900 2.790
西区
0.87-0.94 0.88
-2200 -2300
苏里格气田西区 苏里格气田中区 苏里格气田东区
实测压力结果表明，苏里格气田无统一压力系统，属低压气藏，压力系数一般
在0.83～0.96之间，平均0.87。
（2）地层温度
苏里格气田上古生界地层 （盒8气藏）实测温度一般在 90-120 ℃，气藏温度与埋深具 有明显的正关性性，相关系数 达到0.85，计算的地温梯度为 3.06℃/100m。
鄂尔多斯盆地行政区划图
吕 梁 山
秦
岭
4、地层及含油气层系
界
自下而上发育元古界、古生界、
新 生
界
中生界和新生界，沉积岩平均厚度
6000m。纵向上具有“上油下气”的
吐哈油田柯柯亚致密砂岩气藏开发有了技术突破
５ ９
ＨＵ ｈ ｎ ＧＡＯ ｎ ， Ｉ Ｊ ｎ ｕ ， ｔａ． ａｅ － ｏ ｄ ｅ Ｚ ｅ， Ｈｏ ｇ Ｌ Ｕ ｉ ｋ ｉ ｅ １ Ｌ ｔｒｆ ｗ ｅ ｐ ａ ｌ
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出版 社 ．９ ９：１ ０ １ ２ １８ ０ —０ ．
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致密天然气砂岩储层成因和讨论
致密天然气砂岩储层成因和讨论随着全球能源需求的不断增长，天然气的地位越来越重要。
而致密天然气砂岩储层作为天然气的主要储藏之一，其成因和特征备受。
本文将致密天然气砂岩储层的成因作为主题，探讨形成该储层的主要因素及特征，旨在为相关领域的研究和应用提供参考。
致密天然气砂岩储层是指以砂岩为主要储集岩石，孔隙度较低，渗透率较低，储层压力较高的天然气储层。
致密天然气砂岩储层的成因类型主要包括沉积环境、成岩作用、构造运动和古气候等因素。
沉积环境是致密天然气砂岩储层形成的重要因素。
在一定的地质历史时期，特定的沉积环境导致砂岩沉积物的沉积方式和沉积厚度会影响砂岩储层的孔隙度和渗透率。
例如，在盆地中心和盆地边缘的砂岩沉积厚度较大，但孔隙度和渗透率较低，而在盆地边缘和斜坡上的砂岩沉积厚度较小，孔隙度和渗透率较高。
成岩作用也是致密天然气砂岩储层形成的重要因素。
在砂岩沉积后，会发生压实、胶结、重结晶等成岩作用，这些作用会改变砂岩的孔隙度和渗透率。
例如，压实作用会导致砂岩孔隙度降低，渗透率显著降低；胶结作用也会降低砂岩孔隙度，但渗透率降低程度较小；重结晶作用会改善砂岩的孔隙度，提高渗透率。
构造运动和古气候也是致密天然气砂岩储层形成的重要因素。
构造运动会影响砂岩的沉积环境和成岩作用，进而影响砂岩储层的孔隙度和渗透率。
古气候则会影响砂岩沉积物的成分和粒度，进而影响砂岩储层的孔隙度和渗透率。
致密天然气砂岩储层的成因是多方面的，主要包括沉积环境、成岩作用、构造运动和古气候等因素。
这些因素相互作用，共同影响着砂岩储层的特征和发育。
因此，在研究和应用致密天然气砂岩储层时，应该综合考虑这些因素，以期更加深入地了解该储层的特征和发育。
也需要注意保护环境，合理利用资源，实现可持续发展。
致密砂岩气藏是一种非常丰富的天然气资源，但由于其储层特征的复杂性和隐蔽性，使得致密砂岩气藏的储层识别和开发难度较大。
因此，研究致密砂岩气藏储层特征及有效储层识别方法对提高天然气开采效率和降低开发成本具有重要意义。
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致密砂岩气藏开发工程技术研究
作者：于蔚兰张龙龙李艳文方园
来源：《科教导刊·电子版》2016年第19期
摘要致密砂岩气藏具有低孔低渗、裂缝发育、局部超低含水饱和度、高毛管压力、地层压力异常、高损害潜力等工程地质特征。
实践证明，贯彻储集层保护与改造并举的方针，实现全过程储集层保护是致密砂岩气藏及时发现、准确评价和经济开发的重要保证。
建议加强致密砂岩岩石物理学基础研究，重视特殊工艺井的钻井及完井储集层保护配套技术应用，大力提高增产改造技术的适应性，形成针对不同类型致密砂岩气藏的配套技术系列。
关键词致密砂岩气藏储集层保护储集层损害增产改造
中图分类号：TE372 文献标识码：A
致密砂岩气藏是指孔隙度、渗透率、含气饱和度低、含水饱和度高、天然气在其中流动速度较为缓慢的砂岩气层中的天然气藏。
与常规气藏相比，致密砂岩气藏裂缝发育，基块致密，具有特殊的纳微观储渗结构以及强烈的多尺度特性，导致天然气产出过程更加复杂。
低致密砂岩气藏物性差，埋藏深，天然丰度低，还表现为低孔低渗、裂缝发育、局部低含水饱和度、高毛管压力、地层压力异常、高损害潜力等工程地质特征。
致密砂岩气藏“先天发育不足”的特性决定了实施增产改造是其经济开发的必然选择，“后天易损害”特性又对各项工程作业的储集层保护能力提出了严格要求。
毫无疑问，应以“全过程储集层保护”为指导思想，在钻井、完井、中途测试、测井、固井、射孔、完井测试、增产改造和气藏开采中切实保护好气藏，并带动各项工程作业技术水平的全面提升，才能保证致密砂岩气藏的成功勘探开发。
与常规气藏相比，低渗透气藏通常需要经过大型改造措施（水力压裂）或者需要更先进的开发技术和更高质量的钻井技术才能产出工业性气流。
1提高致密砂岩气藏产能的增产改造技术
致密砂岩气藏低孔低渗的地质特征使得开发这类气藏时一般需要进行压裂增产改造。
四川盆地致密砂岩改造以应用大型水力压裂为主，在川中八角场、川西新场等地取得了较好的效益。
在鄂尔多斯盆地北部对压裂改造措施也进行了一系列的尝试，从简单的常规压裂逐渐过渡到伴注液氮压裂技术，使得原本无自然产能或产能低的井层产量得到大幅度增加。
1.1四川盆地致密砂岩气藏增产改造技术
八角场气田香四段致密砂岩气藏大型水力压裂增产改造技术。
自该气藏应用过酸化、一般压裂作业（平均加砂量25m3），单井产量一直未达到商业性生产水平，有的井还出现压后减产现象。
J58E井J41井和J59E井采用套管注入方式、低摩阻高豁度瓜胶有机硼冻胶压裂液与中强的美国CARBOPROP陶粒支撑剂，同时采用配套的破胶剂加入技术，压后产量大幅度增
加。
八角场大型水力压裂较好地解决了黏度保持与快速破胶、降低滤失与减少滤饼损害、增加聚合物用量保证长时间施工携砂与减少残渣之间的矛盾。
实现了大排量、快速破胶、迅速排液减少进入气层的液量，从而缓解了水相圈闭损害。
基于低损害压裂液的大型水力压裂在八角场气田的成功，证明了有效实施储集层保护和大型水力压裂是致密砂岩气藏增产的关键与出路。
1.2鄂尔多斯盆地致密砂岩气藏增产改造技术
鄂尔多斯盆地上古生界气藏是低孔低渗、低压的致密砂岩气藏。
大牛地气田是鄂尔多斯盆地上古生界气藏典烈的低压致密砂岩气藏，气井压裂前自然产能很低或基本无产能。
由于储集层存在严重的水相圈闭损害和其他敏感性损害，以往采用常规砂岩储集层的压裂改造方法在该地区不能达到满意的增产效果。
通过2001年以来的攻关研究，提出了改进的压裂工艺技术方法，筛选出了低残渣、易返排的压裂液体系N2增能水基压裂液。
现场实施表明，优质低损害N2增能压裂液体系具有起泡、稳泡能力强，流变性能、携砂能力好，低滤失、破胶快、低损害等特点。
该压裂液体系能较好地满足压裂工艺要求及储集层的物性条件，提高了压后压裂液返排率，取得了显著的单井增产效果。
达到了少进液、快返排、低损害的设计要求，大大提高了压裂改造效果，压后平均单层气产量提高2倍以上。
适于致密砂岩气层特点的低损害水力压裂改造技术和屏蔽暂堵储集层保护技术构成了大牛地气田开发的主体技术。
2致密砂岩气藏钻井及完井保护配套技术
2.1致密砂岩气藏欠平衡钻井及完井保护技术
根据致密砂岩气藏特性及损害机理，代表欠平衡钻井技术最高水平的气体钻井技术在四川致密砂岩天然气勘探开发中发挥了独到的作用。
邛西构造是川西致密砂岩气藏的典型代表。
1992年采用传统欠平衡钻井完成的邛西1井在须三段至须五段中途测试产气420m3/d，须一段至须二段完井试气产量70m3/d，须四段完井试气产量1000m3/d，沙溪庙组完井试气产量
800m3/d。
1995年钻探的邛西2井在须二段完井试气产量5200m3/d，1999年美国德士古公司对邛西2井实施大型加砂压裂仅产微气。
而采用全过程欠平衡钻井完成的邛西3井产量
45.67104 rn3/d，邛西4井产量84.47X104rn3/d。
之后连续十多口全过程欠平衡钻井的井产量都在30*104-100*104m3/d。
邛西构造全过程欠平衡钻井的成功，为邛西致密砂岩气藏的开发开拓了全新的技术思路。
2.2裂缝性致密砂岩气藏屏蔽暂堵钻井及完井保护配套技术
川西坳陷致密砂岩天然裂缝发育，且当钻井、完井条件有利时就可以获得高产量气流，因而在钻井、完井中应采取有效措施保护天然裂缝，以屏闭式暂堵技术思想作指导，研究地下裂缝参数变化规律，评价裂缝致密砂岩敏感性和损害规律，建立适用于裂缝性储集层特点的钻井、完井保护技术方案。
致密砂岩气层损害理论与保护技术研究成为钻井、完井技术工作重点。
对致密砂岩气层损害的特殊关键问题，如应力敏感性评价标准、水相圈闭损害、裂缝屏蔽暂堵数学和物理模型等方面的认识得到深化，揭示了定向钻井致密气层损害特性。
形成了裂缝性储集层敏感性评价方法、系列裂缝性储集层保护处理剂、裂缝性储集层屏蔽暂堵技术裂缝性储集层优化射孔技术、保护裂缝性储集层射孔液及压井液技术。
3致密砂岩气藏开发工程技术建议
3.1加强渗流理论研究，深入认识气藏开发机理
致密砂岩气藏储层孔喉细小，孔渗低，存在明显的非线性渗流特征，需进一步明确动力和阻力类型及对气体动用的影响。
动力主要有：压差、弹性动力、滑脱力、扩散力；阻力主要有：黏滞力、惰性力（低速非达西效应）。
建议加强研究不同流态数学描述与适用界限，深化研究低渗透储层应力敏感性及其对气井产能的影响，深入认识低渗透气藏开发机理，完善气水两相渗流基础理论。
在室内实验基础上，建立传质数学模型，揭示致密砂岩气藏特殊渗流规律。
3.2加强基础研究，继续完善钻井及完井储集层保护配套技术能力
对于致密砂岩气藏储集层致密、孔喉细小，固相和液相侵入损害潜力降低，要重视裂缝存在及其强应力敏感性、高毛管压力下水相自吸所带来的系列损害问题。
对天然裂缝的作用、应力敏感性和水相圈闭损害的深刻理解，提高致密砂岩气藏保护屏蔽暂堵技术、气体钻井及全过程欠平衡配套技术能力。
3.3提高增产改造技术的适应性，形成针对不同类型气藏的技术系列
加强致密砂岩岩石物理学基础研究，贯彻保护与改造并举的方针，实现全过程储集层保护是致密砂岩气藏及时发现、准确评价和经济开发的重要保证。
针对不同类型的致密砂岩气藏，要考虑天然裂缝发育程度、砂体规模及多层性、地层压力、井深、岩石力学特征、储集层损害机理、多层合采性和气井水侵潜力，优化施工工艺和压裂液体系，提高技术的适应性。
CO2增能压裂或 N2增能压裂技术在提高地层渗透能力的同时，通过补充地层能量、促进压裂液返排、减缓天然裂缝闭合，实现稳产高产。
研制低损害压裂液体系或者通过工艺优化降低现有体系的损害将是研究的热点。