鄂尔多斯盆地苏里格气田合作开发管理
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）。
致密气
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报告还对下游行业的发展进行了探讨，是企业、投资部门、研究机构准确了解目前中国市场发展动态，把握行业发展方向，为企业经营决策提供重要参考的依据。
Report Directory报告目录第一章中国致密气行业发展综述第一节致密气的概念及形成一、致密气的定义二、致密气的类型（一）“先成型”深盆气（二）“后成型”致密气三、中国致密气分布特征四、中国致密气聚集机理第二节致密气行业发展历程一、探索起步阶段二、平稳发展阶段三、快速发展阶段第三节行业发展的政策支持第二章全球致密气行业发展经验借鉴第一节全球致密气资源开发现状一、全球致密气资源储量情况二、全球致密气资源分布情况三、全球致密气资源勘探开发情况四、全球领先地区致密气发展情况（一）美国（二）加拿大五、全球典型致密气田关键技术突破（一）美国皮申斯盆地鲁里森致密气田（二）加拿大阿尔伯达盆地埃尔姆沃斯致密气田第二节中美致密气分布异同点比较一、基本地质特征对比分析（一）中美致密气地质特征共性（二）中美致密气地质特征差异性二、中美致密气藏特征对比分析（一）中美致密气藏特征共性（二）中美致密气藏特征差异性1、异常压力2、气水关系3、成藏过程三、中美致密气分布规律对比分析（一）中美致密气分布规律共性（二）中美致密气分布规律差异性四、中美致密气分布异同点总结第三节美国致密气藏开发对我国的启示一、美国致密气藏开发关键技术（一）气藏描述技术（二）井网加密技术（三）增产工艺技术1、分层压裂技术2、大型压裂技术3、水平井分段压裂技术（四）钻采工艺技术二、美国致密气开发对我国的启示（一）启示一（二）启示二（三）启示三第三章中国致密气行业整体发展情况第一节中国能源结构及发展趋势一、中国能源消费情况二、中国能源消费结构三、中国能源结构调整趋势第二节中国天然气资源发展分析一、天然气资源探明储量二、天然气资源产量分析三、天然气资源结构分析四、我国天然气对外依存度第三节中国致密气资源储量分析一、致密气资源储量评价（一）致密气藏储量分类（二）致密气储量评价思路（三）致密气储量评价方法及流程二、致密气资源储量规模三、致密气资源储量分布第四节中国致密气资源产量分析一、致密气资源产量规模二、致密气资源产量分布第五节中国致密气行业发展前景一、致密气行业发展存在的问题（一）开发技术相对滞后（二）政策支持力度较弱二、对致密气行业的发展建议（一）选择重点区域进行示范项目（二）扩大致密气勘探范围（三）加大国家政策扶持三、致密气行业发展前景分析（一）致密气产量增长预测（二）致密气发展三步走设想第四章致密气资源勘探开发技术分析第一节致密气藏钻井及配套技术分析一、致密气藏钻井方式选择二、适用于致密气的钻井技术（一）水平井（二）定向井（三）多分支井（四）小井眼技术（五）连续油管钻井（六）套管钻井（七）控压钻井（八）欠平衡钻井（九）复合钻井（十）FDP快速钻井工艺三、致密气藏钻井配套技术（一）斯伦贝谢致密岩石分析系统（二）高分辨率井间测量技术（三）三维地质力学地球模型（四）适用于致密气藏的钻井液及水泥浆1、高品质水基泥浆2、哈里伯顿致密气田钻井液3、其他水泥浆系统第二节致密气藏完井及水力压裂技术分析一、射孔（一）即时射孔技术（二）高压注氮射孔技术（三）套管外射孔技术（四）连续油管传送射孔+喷砂技术二、封隔、胶结系统（一）可膨胀封隔、胶结系统（二）Swell packer隔离系统三、完井技术（一）多级水平井裸眼完井技术（二）多分支井完井技术（三）完井裂缝隔离方法四、压裂技术（一）常规压裂作业优化技术（二）哈里伯顿压裂服务系列（三）水平井多级压裂技术第三节国外钻完井技术对我国的启示一、启示一二、启示二三、启示三四、启示四五、启示五第四节中国致密气行业专利技术分析一、专利申请数量分析二、专利公开数量分析三、专利申请人分析四、热门技术分析第五节中国致密气勘探开发关键技术一、鄂尔多斯盆地技术分析二、四川盆地川中地区须家河组技术分析三、中国石油首个致密气重大科技专项收官（一）专项具体内容（二）专项批准实施（三）专项组织机构第六节提高低渗透气藏采收率的途径一、布井方式二、压裂技术三、水平井分段压裂技术第五章中国致密气成藏与开发模式分析第一节中国致密气成藏特征分析一、烃源岩二、储集层（一）岩性（二）物性（三）储集空间类型三、生储盖组合四、圈闭五、保存条件第二节中国致密气成藏模式分析一、连续型聚集（深盆气型）二、准连续型聚集三、不连续型聚集（常规圈闭型）（一）典型（具边底水）的不连续型油气聚集（二）非典型（不具边底水）的不连续型油气聚集四、致密气成藏模式对比第三节致密气行业开发模式分析一、苏里格气田“5+1”合作开发模式（一）模式的内容和做法（二）模式的创新点（三）模式取得的效果二、榆林气田“自主开发+国际合作”开发模式（一）气田南区自主开发（二）气田北区国际合作第六章中国致密气田开发效果及经济效益评价第一节榆林气田北区开发效果评价一、生产动态特征（一）水平井分类分析（二）直井分析二、地层压力评价三、产能核实与评价（一）北区产量落实（二）北区产量合理性分析（三）产量递减分析四、储量计算与评价（一）水平井地质储量计算与评价（二）水平井动储量计算与评价（三）直井储量计算（四）气田储量计算及评价（五）内部加密调整五、采收率计算与评价六、南北区开发效果对比评价第二节榆林气田南区开发经济效益评价一、气田高效开发技术（一）加强气藏动态分析，提高单井开发效率（二）采取气藏工程手段简化动态监测工作量二、气田效益评价方法（一）气田效益分类与判断标准（二）气田成本费用构成（三）气田效益评价方法应用于形势分析第三节苏里格气田开发经济效益评价一、实现经济效益开发需解决的问题（一）有效的储层改造方法（二）有效降低开发成本（三）天然气价格的制约二、实现经济效益开发技术思路（一）开发原则（二）优化开发技术（三）气井技术经济指标预测（四）低成本开发工艺模式三、苏里格气田开发经济评价（一）单井投资（二）单位采气经营成本（三）销售税金及附加（四）单井经济效益测算第七章中国致密气重点地区资源开发潜力第一节鄂尔多斯盆地资源开发潜力一、资源储量分析二、致密气成藏特征（一）气藏大面积准连续分布，无明确气藏边界（二）广覆式生烃，弥漫式充注（三）储层物性差，非均质性强（四）圈闭介于常规圈闭与无圈闭之间（五）气水分异差，无明显边、底水（六）气藏压力系统复杂，多具负压异常（七）天然气运移聚集为非浮力驱动，以近距离运移成藏为主（八）气藏形成和分布基本不受构造控制，主要受烃源和储层控制（九）保存条件好，资源潜力大三、致密气勘探开发历程（一）探索阶段（1996年以前）（二）起步阶段（1996-2006年）（三）快速发展阶段（2007年至今）四、致密气勘探开发现状（一）储量快速增长（二）资源潜力大（三）产量快速攀升（四）技术集成创新（五）开发模式创新五、致密气勘探新领域与资源潜力（一）苏里格南部（二）靖边-高桥（三）神木-米脂（四）盆地西南部六、资源开发前景展望第二节四川盆地资源开发潜力分析一、资源储量分析二、致密气成藏特征（一）生储盖组合呈大面积广覆式交互分布（二）层厚度薄、含气面积大，气藏充满度不高（三）天然气成藏以岩性气藏为主，局部发育构造气藏（四）天然气以近源成藏为主，成藏丰度受本地气源灶控制三、致密气勘探开发现状四、须家河组天然气成藏潜力与分布五、重点区域资源开发潜力（一）金华-蓬溪须二区带（二）剑阁-九龙山须三区带六、资源开发前景展望第三节塔里木盆地资源开发潜力一、资源储量分析二、致密气勘探开发现状三、资源开发前景展望第四节其他盆地资源开发潜力一、吐哈盆地资源开发潜力二、松辽盆地资源开发潜力三、准噶尔盆地资源开发潜力四、渤海湾资源开发潜力第八章中国致密气勘探开发企业经营分析第一节壳牌中国勘探与生产有限公司一、企业基本情况介绍二、企业全球业务分布三、企业在华经营情况四、企业在华勘探进展五、企业经营优劣势分析六、企业在华发展战略第二节中国石油天然气股份有限公司一、企业基本情况介绍二、企业主营业务分析三、企业市场渠道分布四、企业经营情况分析五、企业勘探开发技术水平六、企业勘探开发资本支出七、企业最新发展动态八、企业发展战略规划第三节中国石油化工股份有限公司一、企业基本情况介绍二、企业主营业务分析三、企业市场渠道分布四、企业经营情况分析五、企业勘探开发技术水平六、企业勘探开发资本支出七、企业最新发展动态八、企业发展战略规划第四节西安通源石油科技股份有限公司一、企业基本情况介绍二、企业主营业务分析三、企业市场渠道分布四、企业经营情况分析五、企业勘探开发技术水平六、企业勘探开发资本支出七、企业最新发展动态八、企业发展战略规划第五节烟台杰瑞石油服务集团股份有限公司一、企业基本情况介绍二、企业主营业务分析三、企业市场渠道分布四、企业经营情况分析五、企业勘探开发技术水平六、企业勘探开发资本支出七、企业最新发展动态八、企业发展战略规划第六节华油惠博普科技股份有限公司一、企业基本情况介绍二、企业主营业务分析三、企业市场渠道分布四、企业经营情况分析五、企业勘探开发技术水平六、企业勘探开发资本支出七、企业最新发展动态八、企业发展战略规划第七节四川仁智油田技术服务股份有限公司一、企业基本情况介绍二、企业主营业务分析三、企业市场渠道分布四、企业经营情况分析五、企业勘探开发技术水平六、企业勘探开发资本支出七、企业最新发展动态八、企业发展战略规划第八节恒泰艾普石油天然气技术服务股份有限公司一、企业基本情况介绍二、企业主营业务分析三、企业市场渠道分布四、企业经营情况分析五、企业勘探开发技术水平六、企业勘探开发资本支出七、企业最新发展动态八、企业发展战略规划第九章中国致密气行业未来发展建议第一节非常规油气勘探开发战略一、开展资源典型解剖研究与区域评价二、重视技术发展三、实施低成本战略四、重视环境保护第二节致密气行业发展路线建议一、加快致密气探明储量和增加产量的步伐二、将火山岩天然气纳入致密气范围三、积极勘探重点地区致密气四、加大政策扶持力度。
鄂尔多斯盆地
盆地整体呈现近南北向的长 方形
3. 地貌
地形复杂, 以北 纬38º线为界分为南 北两部分，长城以 北属沙漠草原区， 地势平坦，气候干 旱；以南为黄土高 原区，侵蚀作用强 烈，沟壑纵横。
3 油气勘探：
1907年-我国大陆第一 口油井延1井－7081m或工业油流－长6 段（延长油田）；50年 代 发现延长、永坪等 小规模的油田。
亿立方米
100
50
44.2
43.1
43.04
36.2
0 鄂尔多斯
塔里木
四川
松辽
柴达木 渤海湾 准葛尔
2002年全国各油气田石油产量
万吨
6000 5013
5000
4000
3000
2672
2000 1000
0
1351 438
394
444 1005 610
60 214
14 380 65
502 251
380 188 97 157 3 293
鄂尔多斯盆地石油资源分布图
推测
资源量 64.3%
探明储量 11.9%
控制储量 3.8% 预测储量 7.6%
潜在 资源量 12.4%
探明 控制 预测 鄂潜尔在多斯盆推地测石油资总资源源序量列直方图
10.185 902.7833 3.7209 6.2788 55.2353 85.88
85.88
80
储 70
量 、 80000
资 源
60000
量 （108m3)
40000
20000
天然气 石油
11831.44 3363.57 6042.62 5108.2
浅析苏里格气田天然气管线工业动火风险控制
作业前安全检 查：对作业现 场、设备、工 具等进行全面 安全检查，确 保符合安全要
求。
作业人员培训： 对参与天然气 管线工业动火 作业的人员进 行安全培训， 提高安全意识 和操作技能。
应急预案制定： 根据可能出现 的风险和事故， 制定应急预案， 明确应急处置 措施和人员职
责。
作业过程监控： 对天然气管线 工业动火作业 过程进行实时 监控，及时发 现和处置安全
应急预案：制定应急预案，及时处 理突发情况。
天然气管线工业动火风险控制效果评估
风险评估方法：采用LEC法对动火作业进 行风险评估，确定风险等级。
风险控制措施：根据风险评估结果，制定 相应的控制措施，如隔离、清洗、置换、 通风等。
风险控制效果评估：通过观察、检测和 检验等方法，对风险控制措施的实施效 果进行评估，确保控制措施的有效性。
THEME TEMPLATE
20XX/01/01
苏里格气田天 然气管线工业 动火风险控制
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目录
CONTENTS
单击添加目录项标题 苏里格气田概况
天然气管线工业动火风险分析 天然气管线工业动火风险控制技术 天然气管线工业动火风险控制管理 天然气管线工业动火风险控制案例分
析
单击此处添加章节标题
天然气管线工业动火风险 控制案例分析
章节副标题
苏里格气田某区块天然气管线工业动火风险控制案例介绍
风险识别：识别出可能的危 险因素，如可燃气体泄漏、 爆炸等
风险评估：对各种可能出现 的风险进行评估，确定风险
等级
案例背景：苏里格气田某区 块天然气管线需要动火维修， 存在风险
风险控制措施：采取相应的 控制措施，如制定安全操作
鄂尔多斯盆地苏里格气田二维多波地震技术
苏里 格 气 田的主要 储层 是 上古 生界 二叠 系下 石 盒 子组 盒 ８段砂 岩 。埋深 一般 ３ ０ ０ ０ ～ ３ ５ ０ ０ ｍ， 目的层
阻 抗 降低 效应 ， 砂 岩 速 度 随孑 Ｌ 隙 度增 加 （ 含气 ） 而 降 低， 具 有 明显 的线性 规 律 ， 这 种情 况 导 致 的砂 岩 、 泥 岩 及含 气砂 岩之 间不 确定 的相 对阻 抗关 系 ，使得 波 阻 抗及 其相 关 的特征 已经 很难 将非 储层 和有 效储 层
开 展多分 量地 震勘 探 以获取 不 受流体 影 响 的横
波 信息 ， 利用 纵 横波联 合 解释 含气 层 ， 从 而避 免单 纯
利 用纵 波 资料 的多解 性 ．是解 决苏 里格 气 田储层 预
信 息来 实现 【 ２ １ 。
以下几 个方 面 的研究 结论论 证 了苏 里格 气 田开 展 多波 勘探 的必 要性 和 可行性 。
是 通过 多波 地震 来直 接获 取纵 波 和横波 （ 转换 横波 ）
苏 里 格气 田从 ２ ０ ０ ２年 开 始 天 然气 开 发 评价 至
今， 不论 是 二维 还的预 测均 与钻 探结 果存 在较 大 的差距 。研 究认 为 是 由于
苏里 格气 田天 然气 储层 特殊 的地 质 条件导 致纵 波地 震 资料 在有效 储层 的识 别上 存在 的多解性 造 成 的。
明 显 的 差 异
作方法 和技 术 系列 。
１苏里格气 田多波地震应用基础
波 阻抗 差是 纵波地 震 预测 的基 础 。从 测 井资料 分析得 知 ，苏里 格气 田盒 ８砂 岩含 气后 有 明显 的波
性减小 ： 而 横波 速 度基本 不变 。
（ ２ ） 根据 Ｃ ａ ｓ ｔ ａ ｇ ｎ ａ （ １ ９ ８ ５ ） 在实 验 室提 出的地 层纵 横 波关 系 ： Ｄ ＝ １ ． １ ６ Ｖ 。 ＋ １ ． ３ ６ （ ｋ ｍ ／ ｓ ） ， 用实 际 测井 的横波 速 度来 计算纵 波 速度 ． 然后 与实 测 的纵波 速度 比较 ， 发 现在 非储 层段 二者 基本 重合 ，而 在储 层段 则存在
鄂尔多斯盆地油气田勘探开发水土流失预防治理
韩铮铮，２０１６年毕业于西安石油大学石油工程专业，现在中国石油长庆油田分公司第十一采油厂从事ＱＨＳＥ管理、环境工程监督等工作。
通信地址：甘肃省庆阳市庆城县桐川乡，７４５１０７。
Ｅ ｍａｉｌ：ｈａｎｚｚ＿ｃｑ＠ｐｅｔｒｏｃｈｉｎａ．ｃｏｍ．ｃｎ。
鄂尔多斯盆地油气田勘探开发水土流失预防治理韩铮铮１ 金心岫２ 杨鹏３ 韩静４（１．中国石油长庆油田分公司第十一采油厂；２．中国石油长庆油田分公司第九采油厂；３．中国石油西部管道公司甘肃输油气分公司；４．中国石油长庆油田分公司质量安全环保部）摘 要 水土保持工作是油气田安全生产、推进绿色生态文明建设的重要保障。
鄂尔多斯盆地油气资源具有“低渗、低压、低丰度”的三低特性，油气开发过程用地分散、单点用地少、总量需求大，同时油区地形复杂多样、气候反差明显、自然环境脆弱，其水土保持更具重要性。
文章结合鄂尔多斯盆地油气田勘探开发实际，总结经验，剖析案例，提出水土保持新思路，从超前部署、综合防治、强化监管、自主验收等方面阐述如何强化水土流失预防与治理工作，以期为该地区油气田企业勘探开发过程水土保持提供借鉴。
关键词 油气田勘探开发；水土流失；预防治理；生态环境ＤＯＩ：１０．３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ．１００５ ３１５８．２０２０．０５．０１６ 文章编号：１００５ ３１５８（２０２０）０５ ００６６ ０４０ 引 言当前，鄂尔多斯盆地油气勘探开发正处于黄金时期，其油气资源具有“低渗、低压、低丰度”的三低特性，点多、线长、面广。
以长庆油田为例，其油气水井多达８万多口，各类场站近２５００座，油气管道超过８．３万ｋｍ。
油气用地分散、新增数量大、类型复杂、自然生态脆弱，属地生态环境保护、土地管理政策差异大。
此外，陕北、陇东等重点油区属于革命老区，社会关注度高，水土保持工作尤为重要。
近年来，为节约利用土地，公司全面推广水平井、大井丛、工厂化、立体式建产模式，推行井站合建、多站合建、集成建站，充分利用废弃闲置土地，探索建设油气区自有主干道，每年节约用地３３３ｈｍ２以上。
鄂尔多斯盆地上古生界致密气成藏条件与勘探开发_杨华
石油勘探与开发2012年6月PETROLEUM EXPLORATION AND DEVELOPMENT Vol.39 No.3 295 文章编号：1000-0747(2012)03-0295-09鄂尔多斯盆地上古生界致密气成藏条件与勘探开发杨华1,2，付金华1,2，刘新社1,2，孟培龙1,2（1. 中国石油长庆油田公司；2. 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室）基金项目：国家大型油气田及煤层气开发重大专项（2011ZX05044；2011ZX05007-004）摘要：通过储集层岩性分析、流体包裹体测试、模拟实验等手段，结合地球化学、地震、测井、试油相关资料，详细研究鄂尔多斯盆地上古生界致密气成藏的有利地质条件及致密气藏基本特征，总结致密气勘探开发的关键技术。
广覆式生烃和持续性充注的气源条件、大面积分布的三角洲相砂岩储集层与近距离运聚的成藏模式等地质要素的有效配置、共同作用，形成了鄂尔多斯盆地上古生界大型致密气藏。
鄂尔多斯盆地上古生界致密气藏含气层组多、面积大，存在多个压力系统，储集层非均质性强，具有先致密后成藏的特点，储量丰度低。
全数字地震薄储集层预测技术、致密气层测井精细评价技术与开发集成配套技术为致密气的进一步勘探开发提供了技术保障。
图13参21 关键词：鄂尔多斯盆地；致密气；成藏条件；关键技术中图分类号：TE122.1 文献标识码：AAccumulation conditions and exploration and development of tight gas inthe Upper Paleozoic of the Ordos BasinYang Hua1,2, Fu Jinhua1,2, Liu Xinshe1,2, Meng Peilong1,2(1. PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi’an 710018, China; 2. National Engineering Laboratory forExploration and Development of Low-Permeability Oil & Gas Fields, Xi’an 710018, China)Abstract:Through lithological analysis of reservoirs, fluid inclusion test and simulation experiment, combined with geochemical, seismic, well logging and formation testing data, this paper studies the favorable geological conditions for tight gas accumulation in the Upper Paleozoic of the Ordos Basin, specifies the characteristics of tight gas reservoirs, and summarizes the key techniques for tight gas exploration and development. The gas source conditions of large area hydrocarbon generation and continuous hydrocarbon injection, widespread delta facies sandstone reservoirs, and the accumulation mode of short-distance migration facilitate the formation of the large-scale tight gas reservoirs in the Upper Paleozoic of the Ordos Basin. The Upper Paleozoic tight gas reservoirs in the Ordos Basin cover a large area and have many gas-bearing formations and multiple pressure systems. The tight reservoirs, which were formed before gas accumulation, are of high heterogeneity. Full digital seismic prediction technique for thin reservoirs, fine logging evaluation technique for tight gas reservoirs, and integrated supporting techniques for gas development provide technical support for further exploration and development.Key words:Ordos Basin; tight gas; accumulation condition; key technique1 鄂尔多斯盆地天然气勘探概况鄂尔多斯盆地大规模的天然气勘探始于20世纪80年代，经历了4次重大转变，天然气勘探不断取得新的突破与进展：①20世纪80年代中期勘探主战场由盆地周边向盆地腹部转移，发现了以镇川堡为代表的多个上古生界气藏；②20世纪80年代末勘探思路从寻找构造圈闭向岩性地层圈闭转变，发现了以靖边气田为代表的奥陶系古风化壳气田；③20世纪90年代中期勘探重点从下古生界碳酸盐岩转向上古生界碎屑岩岩性圈闭，发现了以榆林气田为代表的碎屑岩岩性气藏；④2000年以来，向上古生界砂岩致密气勘探转变，发现了以苏里格气田为代表的致密气田[1]。
鄂尔多斯盆地苏里格气田降本增效系列技术
鄂尔多斯盆地苏里格气田降本增效系列技术李进步;马志欣;张吉;付斌;白玉奇;黄文芳;冯敏【期刊名称】《天然气工业》【年(卷),期】2018(038)002【摘要】为了应对国际油价持续低位徘徊的严峻形势和适应国内环境保护工作的新要求,中国石油长庆油田公司在鄂尔多斯盆地苏里格气田开展了地质、开发技术攻关.通过地震+储层构型分析,对该气田上古生界河流相砂岩气藏储层进行了定量表征;开展成藏机理及主控因素综合分析,对下古生界海相碳酸盐岩气藏储层进行了整体评价.在此基础上,从井位部署、轨迹设计、地质导向等3个方面完善了致密砂岩水平井开发技术,形成了大井组布井技术及针对上古生界、下古生界气藏多层系含气特点的立体开发技术.上述勘探开发系列技术在该气田的实施效果表明:①上古生界气藏新增建产有利区150 km2,下古生界气藏筛选出含气有利区450 km2;②水平井开发技术的完善,提高了水平井在上古生界气藏的实施效果,2016年完钻水平井平均有效储层钻遇率超过60％、平均试气无阻流量达45×104 m3/d;③上古生界、下古生界气藏立体开发技术大幅度提高了天然气储量的动用程度,提高了单井产量;④大井组开发技术的规模应用使单井平均占地面积缩减49.9％、单井平均建井周期缩短10d,同时还便于气井生产管理、减少了环境污染.结论认为,该系列技术为苏里格气田降本增效提供了技术支撑,可供同类型气田借鉴.【总页数】8页(P51-58)【作者】李进步;马志欣;张吉;付斌;白玉奇;黄文芳;冯敏【作者单位】中国石油长庆油田公司勘探开发研究院;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室;中国石油长庆油田公司勘探开发研究院;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室;中国石油长庆油田公司勘探开发研究院;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室;中国石油长庆油田公司勘探开发研究院;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室;中国石油长庆油田公司勘探开发研究院;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室;中国石油长庆油田公司勘探开发研究院;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室;中国石油长庆油田公司勘探开发研究院;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室【正文语种】中文【相关文献】1.大型致密砂岩气田气水分布规律及控制因素——以鄂尔多斯盆地苏里格气田西区为例 [J], 孟德伟;贾爱林;冀光;何东博2.鄂尔多斯盆地苏里格气田二维多波地震技术 [J], 史松群;赵玉华;程思检;辛可峰;邹新宁3.大型致密砂岩气田有效开发与提高采收率技术对策——以鄂尔多斯盆地苏里格气田为例 [J], 冀光;贾爱林;孟德伟;郭智;王国亭;程立华;赵昕4.鄂尔多斯盆地苏里格气田高精度全数字开发地震技术 [J], 潘玉;崔晓杰;史松群;张盟勃5.鄂尔多斯盆地苏里格气田东南区气藏凝析油产出规律 [J], 官伟;刘池洋;李涵;文远超;杨青松;王涛因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
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三是开发苏里格其所需要的庞大的队伍资源和高端技术从何而 来，按照2010年100亿立方米产气量的建产计划，每年仅大型钻机 需要100多台。面对这样大的决策风险仅靠一家上市地区性公司来 说，是难以逾越的困难。对中国石油和长庆油田公司是一个特大的
二、考验苏，里而且格对基气本田理念合思路作，开管理发机制管，理技术模工艺式等的方面形提出成新的 要求。实现苏里格气田经济有效开发，对于长庆气区发挥枢纽作用， 实现安全稳定供气，促进中国石油持续、有效、协调发展具有十分 重要的意义。
60 频率
44.0
（%） 40
28.5
24.9
20
2.6
0
<0.1 0.1-0.5 0.5-10
>10
鄂尔多斯盆地上古生界储层渗透率分布直方图
面对鄂尔多斯盆地极其复杂的地面和地质条件，经过中国石油和长庆油田几 代人的努力，攻坚啃硬、拼搏进取，创新勘探开发思路，按照“重新认识鄂尔多 斯盆地、重新认识长庆低渗透、重新认识我们自己” ，使一个个大油气田相继发 现和开发，建成了中国最大的特低渗透油气田开发生产基地。
大部分油气区分布在自然环境差 的荒原大漠，远离城镇，交通不便， 属于老少边穷地区，生产、生活条件 十分艰苦。
鄂尔多斯盆地地貌单元图
毛乌素沙漠
原 高 土 黄
◆地质条件难
51.2 60
鄂尔多斯盆地属于典型的“三低” 频率
（%） 40
油气藏，三叠系延长统和上古生界是开发
的主体，其主要特征是：
20
19.1
要解决世界级的难题，须得有放眼世界的目光，包藏宇宙 的思维，撬动地球的智慧，发微见著的洞察力，海纳百川的综合 力。一言以蔽之，必须运用科学求实的思考，首先找到解决问题 的出发点和归宿点，然后在“出发点”与“归宿点”之间的时间 与空间内，创造出一个崭新的事物运动的模型，即苏里格气田开 发建设的新模式。
预计到2015年，长庆的油气当量将会达到5050万吨（原油产量2500万吨， 天然气产量320亿方），占中国石油的五分之一。
苏里格处在中国陆上天然气管网的枢纽位置，是重要的战略性气田 。中国陆
上主要的天然气管网都经过长庆气区，包括西气东输一、二线、陕京一、二线、靖
西线、长宁线、长呼线、涩宁兰银延伸线和规划中的四川龙岗至西安延伸线等，苏
2008年将生产原油1386万吨，占中国石油八分之一；生产天然气152亿方， 占中国石油五分之一。2007年探明石油储量1.2 亿吨，占中国石油八分之一；探 明天然气 935亿方，占中国石油五分之一。
1997年建成我国第一个百万吨级的特低渗透安塞油田，2002年建成了我国 第一个二百万吨级的特低渗透靖安油田，2005年建成了我国第一个百万吨级的西 峰数字化油田，2000年发现并开发建设中国最大的苏里格气田。
◆二是国家需要大量天然气，开发苏里格气田又迫在眉睫，加上苏里格气田 又处于战略要地，距北京直线距离只有800公里左右，是陕京一、二线的气源地， 距西气东输靖边增压站直线距离只有50公里，在覆盖大半个中国的天然气管网 中发挥重要的应急和调峰作用，其所承载的社会责任和政治责任非同一般，开 发苏里格气田的意义重大。
鄂尔多斯盆地苏里格气 田合作开发管理模式
1
中国石油长庆油田公司成立于1970年，总部在陕西省西安市， 现有职工总数70848人，工作区域横跨陕甘宁蒙晋五省（区），主营 业务是油气勘探、开发、生产、储运和销售。2008年底油气当量将 达到2600万吨，是中国石油第二大油气生产企业，是近10年来我国 油气储量、产量增长速度最快的油气田企业。所产天然气主供北京、 天津、上海、河北、陕西、内蒙古、宁夏、河南等15个省市。
里格气田的枢纽作用愈来愈凸现。
长庆榆林 中石化
长庆 苏里格
琉璃河
安平
永清
石景山 通州
采育
塔里木
银川
榆林
枣庄
大港
轮南 青海
涩北
长庆靖边 兰州
西西南
靖边 忠县ຫໍສະໝຸດ 襄樊长铝 潜江扬巴 合肥
荆州
武汉
黄石
上海
芜湖
望亭 长兴
湘潭
一、苏里格气田合作开发管理模式 形成的背景
2000年在盆地中部苏里格地区钻探苏6井，获日产120万方无阻流量，发现 了苏里格大气田，2002年被评为国家科技进步一等奖；2003年探明地质储量 5337亿立方米，是国内最大的整装气田；2007年累计探明1.1万亿立方米，是中 国第一个万亿立方米的大气田。
（二）前所未遇的一种风险决策和风险管理
◆一是入不敷出的现象相当突出。由于苏里格气田有效储层埋深达3500米，平 均单井综合钻井成本高达1200万元，加上采气费用，单井总投资需要1500多万元。 另一方面，由于气田储层呈现低渗、低压、低丰度、低产和严重的非均质性特征， 单井产量低，高投入低产出现象使苏里格根本没有效益可谈。
19.2
10.5
低渗：延长统储层渗透率0.3－2毫 达西，上古生界砂岩储层0.1－3毫达西；
0
＜0.5 0.5-1 1-3 ＞3
鄂尔多斯盆地延长组储层渗透率分布直方图
低压：油气藏压力系数普遍低于1， 多为0.62 —0.9；
低产：油气井自然产能低或无自然 产能，压裂改造后，油井日均产量2－3 吨，气井日均产量1－4万方。
◆ 工区范围大
长庆油田公司所在的鄂尔多 斯盆地，东起吕梁山，西抵贺兰 山，南到秦岭，北达阴山。面积 37万平方公里，横跨陕甘宁蒙晋5 省 （ 区 ） 15 个 地 （ 市 ） 61 个 县 （旗、区）。
秦
吕 梁 山
岭
◆自然环境差
鄂尔多斯盆地北部是沙漠、草原、 丘陵，南部是黄土高原，山大沟深、 沟壑纵横、梁峁交错。
2002年5月22日，科技部专题召开新闻发布会介绍苏 2001年1月20日，中国第一大气田苏里格的诞生 里格大气田勘探获重大突破
苏里格气田（2000年，苏6井）
（一）苏里格气田经济有效开发面临的主要难题是：
◆ 苏里格气田是一个低孔、低渗、低压、低丰度、低产量的岩性圈闭大气 藏，开发难度极大，目前国内外都没有开发这类“五低”气藏的经验和技术。 ◆苏里格气田沉积相变化频繁，气层与砂层厚度比值低，找到砂层不一定打 到了好的气层，有效储层预测难度大。 ◆苏里格气田含气面积大，储量低，气层连气性差，压力下降快，单井产量 低，单井控制储量小，按常规开发方式，地面建设投资大。 ◆气田前期评价及先导试验中，开展了多种新工艺的技术试验，但是效果很 不理想，达不到预期目的。