楊 華,劉新社,楊 勇
(1.中國石油長慶油田分公司,西安 710018;2.中國石油低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室,西安 710018)
鄂爾多斯盆地致密氣勘探開發(fā)形勢與未來發(fā)展展望
楊 華1,2,劉新社1,2,楊 勇1,2
(1.中國石油長慶油田分公司,西安 710018;2.中國石油低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室,西安 710018)
鄂爾多斯盆地致密氣主要分布在上古生界石炭—二疊系,致密氣資源量10.37×1012m3,占盆地天然氣總資源量的68%,1995年以來先后發(fā)現了米脂、烏審旗、大牛地、神木、蘇里格5個致密大氣田,致密氣地質儲量3.78×1012m3,目前已進入儲量產量快速增長階段,近5年來儲量年均增幅超過5000×108m3,致密氣產量年均增幅30×108m3,建成了以蘇里格氣田為代表的致密氣生產基地,集成創(chuàng)新形成了以全數字地震、優(yōu)化鉆井、儲層改造、井下節(jié)流、排水采氣、數字管理等為核心的致密氣勘探開發(fā)關鍵技術,轉變發(fā)展方式形成了以“標準化設計、模塊化建設、數字化管理、市場化運作”為重點的致密氣田開發(fā)模式,2011年蘇里格氣田生產致密氣137×108m3,成功地向北京、上海、西安、銀川、呼和浩特等重點城市供氣。綜合評價認為:蘇里格南部、靖邊—高橋、神木—米脂、盆地西南部是近期致密氣增儲上產的主要地區(qū),預計2015年以前,盆地致密氣儲量規(guī)模將超過4.5×1012m3,致密氣產量將達到255×108m3,并持續(xù)長時間穩(wěn)產。
鄂爾多斯盆地;上古生界;致密氣;蘇里格氣田;勘探開發(fā)形勢;發(fā)展前景
鄂爾多斯盆地是我國第二大沉積盆地,在太古代—早元古代形成的基底之上,經歷了中晚元古代坳拉谷、早古生代淺海臺地、晚古生代近海平原、中生代內陸湖盆和新生代周邊斷陷五大沉積演化階段,沉積巖體積達到1500×1012m3,構造形態(tài)表現為盆緣構造發(fā)育,盆內為一西傾的大型平緩斜坡,平均坡降一般在4~7 m/km,除有少數鼻狀構造外,大都十分平緩,不具備形成構造氣藏的圈閉條件,主要發(fā)育巖性—地層圈閉。
盆地內天然氣總資源量15.16×1012m3,其中致密氣資源量達到10.37×1012m3。經過幾代人的不懈努力,盆地天然氣產量快速增長,目前已成為我國第一大天然氣產區(qū),尤其是近5年來,致密氣勘探開發(fā)取得重大突破,新增儲量3.78×1012m3,已成為增儲上產的重要領域。2011年盆地致密氣總產量達到162×108m3,占盆地天然氣總產量的58%,并建成我國第一大氣田——蘇里格氣田(見圖1)。
圖1 鄂爾多斯盆地構造單元劃分及氣田分布位置圖Fig.1 Locations of structural units and study area in Ordos Basin
鄂爾多斯盆地天然氣勘探開始于20世紀50年代,早期以尋找構造氣藏為主,在盆地周邊鉆井60余口,僅在盆地西緣發(fā)現了劉家莊、勝利井等小型氣田,天然氣勘探沒有取得重大突破。進入80年代,開始引入煤成氣勘探理論,天然氣勘探由外圍勘探轉入盆地本部,1987年在盆地東部鉆探的鎮(zhèn)川1井在二疊系石盒子組鉆遇8.6 m砂巖氣層,滲透率0.59 mD,試氣獲2.58×104m3/d的工業(yè)氣流,隨后又陸續(xù)鉆探了18口井,均在石盒子組、山西組發(fā)現碎屑巖含氣層系。但由于儲層致密、非均質性強,壓裂改造工藝技術落后,單井產能低,勘探雖然未能取得突破,但是對致密氣的資源潛力有了初步認識。1989年鉆探的陜參1井在下古生界奧陶系碳酸鹽巖風化殼獲28.3×104m3/d的高產工業(yè)氣流,發(fā)現了靖邊氣田,1996年鉆探的陜141井在二疊系山西組砂巖氣層試氣獲76.78×104m3/d的高產工業(yè)氣流,發(fā)現了榆林氣田。在靖邊氣田、榆林氣田的勘探中,上古生界致密砂巖儲層中普遍見到含氣顯示,展示了上古生界致密氣良好的勘探開發(fā)前景。
20世紀90年代中期以來,按照“上、下古生界立體勘探”的部署思路,積極開展了上古生界致密氣沉積和成藏富集規(guī)律研究,結合地震儲層預測,以尋找相對高滲儲層為目的,甩開勘探,探明了第一個致密氣氣田——烏審旗氣田。之后,2000年蘇6井在上古生界石盒子組含氣砂巖試氣獲得了日產120×104m3/d的高產工業(yè)氣流,致密氣勘探取得重大突破,當時采用“區(qū)域甩開探相帶,整體解剖主砂體,集中評價高滲區(qū)”的大型巖性氣藏勘探部署思路,高效、快速探明了蘇里格大氣田[1],并使之成為當時中國陸上探明天然氣儲量最大的整裝氣田,探明致密氣地質儲量5336.52×108m3。
蘇里格氣田發(fā)現之后,針對氣藏低豐度、低滲透、低壓和儲層非均質性較強的特點,開展了大量的前期開發(fā)評價工作,提出了致密氣開發(fā)要面對現實、依靠科技、創(chuàng)新機制、簡化開采、走低成本開發(fā)路子的基本指導思想,引入市場機制合作開發(fā)[2],集成創(chuàng)新了以井位優(yōu)選、井下節(jié)流、地面優(yōu)化等為重點的十二項開發(fā)配套技術,實現了蘇里格氣田的有效開發(fā)[3,4],進而堅定了盆地上古生界致密氣勘探開發(fā)的信心。
蘇里格氣田的有效開發(fā)推進了致密氣大規(guī)??碧介_發(fā)步伐,通過地質綜合研究認為,盆地北部晚古生代由北向南展布的大型河流——三角洲儲集砂體,與石炭—二疊系煤系烴源巖形成良好源儲配置,有利于大型致密砂巖氣藏的形成。2007年在盆地東部探明了神木氣田,探明儲量934×108m3。2007—2011年,天然氣勘探在蘇里格氣田東部、北部和西部取得重大突破,連續(xù)5年新增儲量超5000×108m3。目前已發(fā)現蘇里格、大牛地、烏審旗、神木、米脂5個大型致密氣田,累計地質儲量達到3.78×1012m3,其中蘇里格氣田地質儲量達到3.17×1012m3。
在致密氣勘探取得重大突破的同時,開發(fā)也取得重大進展。2006—2008年,針對致密氣田在前期評價中暴露的問題,通過對十二項開發(fā)配套技術的不斷完善,使開發(fā)階段建井綜合成本明顯降低,實現了對蘇里格氣田的規(guī)模有效開發(fā)。2009年以來,以提高單井產量為核心,深化低成本開發(fā)戰(zhàn)略,著力轉變發(fā)展方式,開發(fā)方式由“單一直井”轉變?yōu)椤爸本刂?,叢式井、水平井開發(fā)”的新方式,致密氣產量實現了跨越式發(fā)展,截至2011年年底,鄂爾多斯盆地已建成致密氣生產能力近200×108m3。
鄂爾多斯盆地致密氣主要分布在上古生界石炭系本溪組和二疊系太原組、山西組、石盒子組及石千峰組碎屑巖中,發(fā)育19個含氣層組。自上而下,本溪組劃分為本1、本2、本3三個含氣層段,太原組劃分為太1、太2兩個含氣層段,山西組劃分為山1、山2兩個含氣層段,石盒子組劃分為盒1至盒8八個含氣層段,石千峰組劃分為千1至千5五個含氣層段。主力含氣層段為下石盒子組盒8段、山西組山1段和太原組太1段,單井平均發(fā)育氣層5~10段,單個氣層厚3~8 m(見圖2)。
圖2 蘇里格氣田蘇20區(qū)塊蘇20-16-13~蘇20-16-22井氣藏剖面圖Fig.2 Correlation section of Su 20-16-13~Su 20-16-22 in Su 20 well areas of Sulige gas field
在平緩的區(qū)域構造背景下,致密氣主要分布在盆地中部斜坡部位,氣藏埋深從西向東逐漸變淺,西部地區(qū)2800~4000 m,東部地區(qū)1900~2600 m。氣層縱向上相互疊置,平面上疊合連片分布,大面積含氣,鉆井證實盆地含氣范圍達18×104km2。在大面積含氣背景下,局部相對富集。如蘇里格氣田含氣面積超過4×104km2。
上古生界致密氣藏中δ13C1值主要為-3.5%~-2.9%,δ13C2值基本大于-2.7%。伴生凝析油均呈姥鮫烷優(yōu)勢,Pr/Ph(姥鮫烷/植烷)值變化在1.64~2.41之間,具有典型的煤成氣特征。上古生界煤系烴源巖大面積分布,西部最厚,東部次之,中部薄而穩(wěn)定,煤巖厚6~20 m、有機碳50% ~90%,與煤巖伴生的暗色泥巖厚40~120 m、有機碳1.0%~5.0%。烴源巖熱演化程度已普遍進入高成熟階段,Ro值為 1.3% ~2.5%。計算總生烴量563.11×1012m3,生烴強度大于 10×108m3/km2的區(qū)塊占含氣范圍總面積的75%以上,具有廣覆式生烴的特征[5],豐富的氣源條件為大面積致密氣藏的形成提供了物質基礎。
由于上古生界天然氣主要來源于高演化的煤系烴源巖,成烴以氣為主[6]。因此,天然氣組分主要以高的甲烷含量為特征,甲烷含量為90.08% ~96.78%,平均為 94.10%;乙烷含量為 1.29% ~7.38%,平均為 3.78%;天然氣相對密度為0.5659 ~0.6247,平均為0.5976;二氧化碳含量為0~2.48%,平均為0.43%;各致密氣藏中無論是天然氣組分,還是相對密度均有較好的一致性,天然氣組分分析中未見H2S,屬無硫干氣。
上古生界致密氣儲層巖性主要為石英砂巖、巖屑石英砂巖及巖屑砂巖,以中—粗粒結構為主,主要粒徑區(qū)間分布在0.3~1.0 mm范圍內,結構成熟度和成分成熟度較低??紫额愋鸵源紊芸缀途чg孔為主,原生粒間孔在孔隙構成中居于次要地位,含少量收縮孔和微裂隙。地表條件下砂巖孔隙度小于8%的樣品占50.01%,孔隙度為8% ~12%的樣品占41.12%,孔隙度大于 12%的樣品只占8.87%;儲層滲透率小于1 mD的占88.6%,其中小于0.1 mD的占28.4%。覆壓條件下,基質滲透率小于0.1×10-3μm2的儲層占89%,具有典型致密氣儲層特征。
上古生界儲層主要形成于陸相沉積環(huán)境,由于物源區(qū)巖性復雜,河流—三角洲水動力能量多變,決定了沉積物成分、粒度變化快,后期成巖作用復雜,儲層在三維空間表現出了強的非均質性。作為多期疊置的砂體規(guī)模很大,但作為連續(xù)的儲集體卻有限。如石盒子組盒8段儲層,疊合砂體南北向延伸可超過300 km以上,東西向寬10~20 km,砂體厚度20~30 m;連續(xù)儲集砂體南北長2~3 km,東西向寬1~1.6 km,有效砂層厚度3~10 m。
鄂爾多斯盆地上古生界砂巖儲層致密化時間為晚三疊世—中侏羅世,而天然氣的大規(guī)模生、排烴時間為晚侏羅世—早白堊世末,儲層致密時間要早于天然氣運聚成藏期[6,7],在區(qū)域構造非常平緩的背景下,天然氣浮力克服不了儲層毛管阻力,天然氣難以沿構造上傾方向發(fā)生大規(guī)模的側向運移,以一次運移或短距離的二次運移為主,構造對氣藏的控制作用不明顯,天然氣就近運移聚集成藏。在強的儲層非均質性控制下,滲透率級差影響了天然氣的富集程度[8],相對高滲透儲層天然氣充注起始壓力低,運移阻力小,氣容易驅替水,而滲透率較低的儲層天然氣充注起始壓力高,運移阻力大,氣較難進入,儲層非均質性控制下的差異充注成藏造成天然氣主要富集于相對高滲砂巖儲層中。
在近距離運聚成藏條件下[9,10],一方面,天然氣主要富集于緊鄰烴源巖的儲集層中,本溪組、山西組源儲共生,含氣飽和度平均為70%;石盒子組盒8段緊鄰烴源巖,含氣飽和度為65%;石盒子組上部及石千峰組遠離烴源巖,含氣飽和度平均為50%。另一方面,由于浮力不起控制作用,油氣水分異差,氣藏無邊、底水,無統一的氣、水界限,在不同期次砂體中,存在上氣下水、氣水倒置以及氣水同層等多類型氣水賦存狀態(tài),氣藏圈閉邊界不清晰。
上古生界致密氣藏具有典型的“低滲、低壓、低豐度”特征。地層條件下,89%的儲層基質滲透率小于1 mD,同時,在開發(fā)過程中發(fā)現,儲層滲透性隨著氣藏壓力降低而下降,并具有不可逆性。滲透率越低,應力敏感性越強,滲透率下降得越快;地層壓力系數0.62~0.9,自然能量不足;氣藏儲量豐度低,含氣面積大,儲量豐度一般為(0.8~1.5)×108m3/km2,含氣范圍呈大面積連片分布。
天然氣井一般無自然產能,經儲層壓裂改造后,直井平均日生產量(1~2)×104m3,水平井平均日生產量5×104m3。氣井在生產動態(tài)中表現為初期遞減快,中后期遞減慢,在較低井底流壓下,表現出一定的穩(wěn)產能力。
4.1.1 儲量快速增長
近年來,隨著蘇里格氣田的有效開發(fā),鄂爾多斯盆地致密氣的勘探日益引起重視,2006年以來,中國石油長慶油田公司加大了致密氣勘探開發(fā)投入,針對致密氣完鉆探井500余口,完成二維地震20000 km,勘探取得重大突破,探明了神木千億立方米大氣田,擴大了蘇里格氣田含氣面積,在蘇里格地區(qū)形成3×1012m3大氣田。尤其是2007年以來,每年新增致密氣地質儲量超5000×108m3(見圖3),2007—2011年盆地累計新增致密氣地質儲量2.81×1012m3。
圖3 鄂爾多斯盆地歷年新增致密氣儲量直方圖Fig.3 The reserves histograms of tight gas in Ordos Basin over the years
神木氣田位于盆地東部,主要含氣層位為上古生界太原組和山西組,氣層埋深2600~2800 m,儲層平均孔隙度8.0%,平均滲透率0.64 mD。2003年完鉆的雙3井在太原組、山西組試氣分別獲得無阻流量2.5×104m3/d、6.9×104m3/d,發(fā)現新的含氣領域。2006—2007年開展了系統評價勘探,太原組有18口獲得工業(yè)氣流,山西組有7口井獲工業(yè)氣流,探明了神木大氣田,提交探明儲量935×108m3,控制儲量402.32×108m3。
蘇里格氣田位于鄂爾多斯盆地西北部,主要含氣層位為上古生界石盒子組盒8、山西組山1,氣層埋深3200~3900 m,儲層平均孔隙度8.68%,平均滲透率0.91 mD。2007年開始進入二次整體勘探,在深化儲層精細評價和成藏富集規(guī)律研究的基礎上,以提高單井產量為突破口,地震勘探實現了由常規(guī)地震勘探轉向全數字地震勘探,疊后儲層預測轉變?yōu)榀B前有效儲層與流體預測[11];儲層改造實現了不動管柱一次分壓四層以上的技術突破。蘇里格地區(qū)致密氣勘探取得重大進展,連續(xù)5年新增天然氣儲量超5000×108m3,目前該區(qū)天然氣儲量累計達到3.17×1012m3,成為我國第一大氣田。
4.1.2 資源潛力大
截至2011年年底,鄂爾多斯盆地累計完鉆古生界天然氣探井1367口,進尺451×104m,其中工業(yè)氣流井664口,平均探井密度0.55口/100 km2。靖邊、榆林、蘇里格等地區(qū)探井密度最高,達到了2.4口/100 km2,環(huán)縣、吳起、宜川等地區(qū)探井密度最低,為0.1 口/100 km2。根據國際通用標準[12],預探井密度大于0.1口/km2為高勘探程度區(qū),0.1~0.01口/km2為中等勘探程度區(qū),小于0.01口/km2為低勘探程度區(qū),鄂爾多斯盆地仍具有較大的勘探潛力。從已探明地質儲量的分布來看,在層系上90%的探明儲量分布在石盒子組盒8段和山西組山1段,而緊鄰烴源巖層的本溪組和太原組勘探還未取得大的突破;在區(qū)域上致密氣含氣范圍達18×104km2,而目前探明儲量的98%分布在蘇里格、榆林、鎮(zhèn)川堡等不足6×104km2的區(qū)域范圍內,資源發(fā)現不均,勘探潛力較大。
鄂爾多斯盆地天然氣資源的認識經歷了一個漫長的過程,“六五”期間引入了煤成氣地質理論,“八五”期間建立了碳酸鹽巖古地貌成藏模式,“九五”期間借鑒了深盆氣成藏地質理論,“十一五”期間提出了致密氣成藏地質理論,通過上述30年的科技攻關,基本查明了盆地天然氣有利勘探范圍18×104km2,天然氣總資源量 15.16×1012m3,其中致密氣資源量10.37×1012m3。截至2011年年底,盆地累計發(fā)現致密氣地質儲量3.78×1012m3,資源探明率36.5%。因此,從勘探程度、勘探領域和勘探層次分析,鄂爾多斯盆地致密氣勘探前景仍然十分廣闊。
蘇里格氣田發(fā)現后,經過開發(fā)前期評價,一是印證了儲量可靠,大面積含氣,局部存在高產富集區(qū),落實了建產區(qū)塊;二是單井綜合成本由早期的1300萬元降低到不足800萬元,開發(fā)成本大幅度降低;三是實現單井平均產量1×104m3/d,穩(wěn)產3年,壓降速率較低,經濟效益較好。2006年以來開始了規(guī)模開發(fā),天然氣產量實現了跨越式發(fā)展,年新增天然氣產量達到30×108m3,2011年年底,蘇里格氣田累計投產直井4370口,水平井192口。直井平均產量1.05×104m3/d,水平井平均產量5.4×104m3/d。2011年生產天然氣137×108m3(見圖4),建成年生產能力達到169×108m3。
圖4 蘇里格氣田歷年天然氣產量直方圖Fig.4 Histograms of gas production in Sulige gas field over the years
蘇里格中區(qū)是最早探明、最早投入開發(fā)的地區(qū),氣井生產歷史較長,開發(fā)技術成熟配套,是致密氣田成功開發(fā)的代表和典范。該區(qū)目前已經建成產能83.3×108m3,投產氣井2681口,平均單井產氣量1.08×104m3/d,壓降速率控制在 0.016 MPa/d,整體生產運行平穩(wěn)(見圖5)。生產動態(tài)表明,單井1.1×104m3/d可以穩(wěn)產4年,平均單井累計產氣可以達到2333.6×104m3。
蘇里格致密氣田成功開發(fā)主要體現在兩個方面:一是相對高效井的比例由評價初期的60%提高到規(guī)模開發(fā)階段的80%以上,并持續(xù)保持;二是通過氣田開發(fā)方式的轉變,在提高單井產量方面取得重大突破。2009年以來,氣田開發(fā)大力推動水平井規(guī)模開發(fā),單井平均產氣量達到5×104m3/d,為直井產量的3~5倍。目前投產水平井192口,日產水平910×104m3,占總井數4%的水平井產量達到總產量的20%左右。
圖5 蘇里格氣田中區(qū)投產井壓力、產量變化圖Fig.5 Diagram for the change of production and production well pressure in the middle part of Sulige gas field
鄂爾多斯盆地在致密氣勘探開發(fā)過程中,經過長期探索和技術攻關,形成了適合致密氣勘探開發(fā)的配套技術系列,核心技術如下。
4.3.1 全數字地震技術
鄂爾多斯盆地地表主要為沙漠和黃土區(qū),地震波能量衰減強烈,目的層反射信息弱,氣層厚度相對較薄,常規(guī)二維地震預測可以找到砂體,但預測含氣性效果一般,全數字地震由于采集資料品質的提高,滿足了用疊前地震資料直接預測氣層的條件[13],實現了儲層預測由砂體預測轉為含氣砂體預測,使直井的有效儲層預測成功率由初期的50%提高到80%以上。全數字三維地震不但可以滿足疊前地震彈性波反演和含氣性預測,而且可以精細刻畫和預測儲層巖性、物性、含氣性以及小幅度構造的空間展布[14],克服了二維地震不能滿足儲層空間變化的預測,實現叢式井、水平井的規(guī)?;_發(fā)。
4.3.2 優(yōu)化鉆井技術
根據致密氣田地層特點和低成本開發(fā)要求,形成了以井身結構優(yōu)化、國產油套管應用、PDC鉆頭復合鉆井提高鉆速、優(yōu)化泥漿體系等技術集成的快速鉆井技術,機械鉆速不斷提高,鉆井周期不斷縮短,PDC鉆頭的鉆速是同井段牙輪鉆頭機械鉆速的2~3倍,大幅度縮短了鉆井周期,直井由平均45 d縮短到15 d左右,叢式井由平均35 d降低到20 d左右,水平井鉆井周期由202 d縮短到71 d左右。
4.3.3 壓裂改造技術
通過直井多層、水平井多段的體積壓裂改造,實現了致密儲層改造的重大突破,為致密氣有效開發(fā)提供了技術手段。直井改造工藝技術形成了以不動管柱機械分層壓裂工藝為主體的增產工藝體系,實現了直井6層及以上的連續(xù)分壓合求,有效節(jié)約了施工周期,減小了儲層的傷害程度,直井單井產量較早期增產2~3倍。水平井改造技術中自主研發(fā)了水力噴射分段壓裂改造工具和裸眼封隔器分段壓裂改造工具,實現了10段以上改造。改造后水平井平均無阻流量62.4×104m3/d,生產井日產氣量平均達到5.4×104m3/d,與直井相比,增產3~5倍。
4.3.4 井下節(jié)流技術
井下節(jié)流工藝是依靠井下節(jié)流器實現井筒節(jié)流降壓(見圖6)。充分利用地層熱能加熱,使節(jié)流后氣流溫度基本能恢復到節(jié)流前溫度,取代了傳統的集氣站或井口加熱裝置,有效抑制了水合物的生成。井下節(jié)流與井口加熱節(jié)流開采方式對比,一是有效降低了地面集輸管線壓力等級,節(jié)流后平均油壓3.88 MPa,不到節(jié)流前的20%,為中低壓集輸模式的建立、降低地面建設投資夯實了基礎;二是有效防止水合物生成堵塞,氣井開井時率由67.0%提高到97.2%;三是不加熱、不注醇,有利于節(jié)能減排,目前已累計推廣應用4000余口井,每年減少甲醇消耗1.8×104t標準煤、加熱爐燃氣消耗 28.8×104t標準煤。
4.3.5 排水采氣技術
致密砂巖氣藏氣井產能低,攜液能力差,尤其是生產后期,井筒積液明顯,影響氣井的正常生產,針對局部含水生產井“低壓、低產、含凝析油”的特點,從開發(fā)初期就開展了大量的排水采氣技術攻關試驗,初步形成了以泡沫排水采氣為主體,速度管柱、柱塞氣舉、壓縮機氣舉、合理工作制度為輔的排水采氣工藝技術系列,確保了氣田平穩(wěn)生產。
圖6 卡瓦式井下節(jié)流器結構圖Fig.6 Structure graph of slip-type down hole chock
4.3.6 數字管理技術
致密氣田由于單井產量低,大規(guī)模開發(fā)后,必然面臨井數多、面積大的管理難題。數字化管理采用現代成熟的信息、通信、自控技術,實現數據源頭自動采集,自動加載到生產企業(yè)的指揮中心數據庫,為各級管理部門應用提供開放的數據平臺。一是通過建立地質專家系統、工藝專家系統、氣田管網管理系統,實現氣田配產自動化;二是利用井下節(jié)流技術和遠程可控開關截斷裝置,實現開、關井遠程控制;三是建立電子巡井系統,對井場進行不間斷的圖像和工況分析,實現對氣井運行的安全監(jiān)控。
蘇里格氣田作為致密氣低成本開發(fā)的試驗田,充分運用市場機制條件下的合作開發(fā),建立了既不同于國內的邊際效益油田合作開發(fā)的模式,也不同于國際合作PSC產品分成合同模式,是以“六統一、三共享、一集中”為核心的管理模式和以“標準化設計、模塊化建設,數字化管理,市場化運作”的建設模式[15]?!傲y一”是指各開發(fā)生產單位“統一規(guī)劃部署、統一組織機構、統一技術政策、統一外部協調、統一生產調度、統一后勤支持”;“三共享”是“資源共享、技術共享、信息共享”;“一集中”是“集中管理”。
4.4.1 標準化設計
根據井站的功能和流程,設計了一套通用的、標準的、相對穩(wěn)定的、適用于地面建設的指導性和操作性文件[16]。管理方按照“統一、簡化、協調、最優(yōu)化”的標準化原理全面開展廠、站標準化設計及與之相適應的物資采購、施工建設、工程管理、造價預算等方面的標準化工作。標準化設計的實施使設計效率顯著提高,例如,單座集氣站的設計周期由原來的30~45 d,縮短到10 d以內;50億處理廠設計周期由原來的5個多月縮短到2個月。
4.4.2 模塊化建設
以場站的標準化設計文件為基礎,以功能區(qū)模塊為生產單元,在工廠內完成模塊預制,最后將預制模塊、設備在建設現場進行組合裝配。模塊化施工內容主要包括“組件工廠預制、工序流水作業(yè)、過程程序控制、模塊成品出廠、現場組件安裝、施工管理可控”6個方面。模塊化建設加快了致密氣田大規(guī)模建設的速度,如集氣站安裝施工工期由原來的30 d降低到10 d,總體有效工期由原來的111 d降低到30 d。處理廠建設周期由14個月降低到9個月。
4.4.3 數字化管理
將數字化與勞動組織架構、生產工藝流程優(yōu)化相結合,按生產流程設置勞動組織架構,實現生產組織方式和勞動組織架構的深刻變革。以基本生產單元(井、站、集輸干線)為核心的數字化生產管理系統降低了勞動強度、提高了生產效率,大幅度減少了一線用工總量,同時數字化管理系統改善了員工工作方式,滿足了一線員工的心理需求。如蘇里格氣田按照數字化集氣站管理模式,較常規(guī)集氣站定員減少56.25%。適應了氣田大規(guī)模、快速建設和管理的需要[17]。
4.4.4 市場化運作
市場化運作培育了市場主體,強化了市場管理,完善了工程服務標準,提供了低成本、高質量、高速度的發(fā)展模式,解決了致密氣大規(guī)模開發(fā)中鉆井、材料等配套資源短缺的問題,實現了資源優(yōu)化配置。同時市場化加強了競爭機制,對鉆井隊伍實施“甲乙丙”分級管理制度,業(yè)績不好的隊伍予以清退,推進工程隊伍管理由“數量型”向“質量型”轉變,有效保障了生產建設的安全平穩(wěn)運行。
5.1.1 蘇里格南部
勘探面積約1.3×104km2,目的層主要為石盒子組盒8和山西組山1,氣層埋深3700~4000 m。發(fā)育三角洲平原分流河道及前緣水下分流河道砂體,是蘇里格氣田向南的延伸,砂體縱向上疊置厚度大,平面上復合連片,砂體厚15~30 m。儲層巖性以中—粗粒石英砂巖為主,孔隙類型以溶孔為主,晶間孔及粒間孔次之,平均孔隙度8.7%,平均滲透率0.83 mD。鉆井均見含氣顯示,氣層厚14.6 m,氣藏呈大面積復合連片,未見邊、底水。該區(qū)預計可新增儲量7000×108m3。
5.1.2 靖邊—高橋
勘探面積1.1×104km2,主要目的層為石盒子組盒8和山西組山 1、山 2,氣層埋深 3300~3900 m,三角洲前緣水下分流河道砂體發(fā)育,巖性為中—粗粒石英砂巖、巖屑石英砂巖,孔隙類型以巖屑溶孔、晶間孔為主。石盒子組盒8段氣層厚8.8 m,平均孔隙度8.9%,平均滲透率0.85 mD;山西組山1段氣層厚5.3 m,平均孔隙度8.1%,平均滲透率0.68 mD;山西組山2段氣層厚5.6 m,平均孔隙度6.8%,平均滲透率0.79 mD。以盒8、山1、山2為重點層系,預計該區(qū)可新增儲量5000×108m3以上。
5.1.3 神木—米脂
勘探面積1.5×104km2,具有多層系復合含氣特征,勘探目的層主要為石盒子組盒8、山西組山2和太原組,氣層埋深1800~2600 m。該區(qū)處于上古生界生烴中心,生烴強度達40×108~50×108m3/km2,氣源充足。石盒子組盒8段氣層平均厚13 m,平均孔隙度8.4%,平均滲透率0.51 mD;山西組山2段氣層平均厚7.5 m,平均孔隙度7.4%,平均滲透率0.65 mD;太原組氣層平均厚10 m,平均孔隙度8.0%,平均滲透率0.64 mD。預計該區(qū)可新增儲量6000×108m3以上。
5.1.4 盆地西南部
該區(qū)處于盆地南部沉積體系,勘探面積1×104km2,主要目的層為石盒子組盒8和山西組山1,氣層埋深3800~4600 m。石盒子組盒8氣層平均厚度7.5 m,平均孔隙度 9.2%,平均滲透率為0.71 mD;山西組山1氣層平均厚度6.3 m,平均孔隙度8.1%,平均滲透率0.54 mD。鎮(zhèn)探1井山西組試氣獲5.46×104m3/km2的工業(yè)氣流,慶探1、蓮1、合探2井在盒8、山1均鉆遇石英砂巖氣層,展示了該區(qū)良好的勘探前景。
截至2011年年底,鄂爾多斯盆地致密氣儲量3.78×1012m3,其中蘇里格氣田占總儲量的83.86%。下一步開發(fā)潛力區(qū)主要集中在蘇里格南部、靖邊—高橋、神木—米脂3個地區(qū),預計可新增儲量規(guī)模1.8×1012m3。
按照中國石油制定的長慶油田5000萬t油氣當量發(fā)展規(guī)劃[18],致密氣將是下一步勘探開發(fā)的重點對象,2015年以前長慶油田致密氣產能將達到230×108m3,占天然氣總產量的65.7%(見圖7),并維持較長時間的穩(wěn)產。結合華北分公司大牛地氣田已建成的致密氣年產量25×108m3,預計2015年以前鄂爾多斯盆地致密氣年產量將超過255×108m3。
圖7 長慶油田天然氣年產量及發(fā)展趨勢圖Fig.7 Diagram for annual output and development trends in Changqing Oilfield
鄂爾多斯盆地天然氣資源豐富,擁有致密氣資源量10.37×1012m3,經過幾代人的不懈努力,在上古生界發(fā)現并探明了蘇里格、烏審旗、大牛地、神木和米脂這5個大型致密砂巖氣田,目前已累計發(fā)現致密氣地質儲量3.78×1012m3,形成了致密氣勘探開發(fā)配套技術系列及致密氣田開發(fā)建設模式,實現了致密氣產量的跨越式發(fā)展,并建成我國最大的氣田——蘇里格氣田。通過分析,在蘇里格南部、靖邊—高橋、神木—米脂等3個地區(qū)可新增地質儲量1.8×1012m3,預測2015年以前鄂爾多斯盆地致密氣產量將超過255×108m3,并維持長時間穩(wěn)產。
[1]何自新,付金華,席勝利,等.蘇里格大氣田成藏地質特征[J].石油學報,2003,24(2):6-12.
[2]胡文瑞,翟光明.鄂爾多斯盆地油氣勘探開發(fā)的實踐與可持續(xù)發(fā)展[J].中國工程科學,2010,12(5):64-72.
[3]楊 華,劉新社,孟培龍.蘇里格地區(qū)天然氣勘探新進展[J].天然氣工業(yè),2011,31(2):1-8.
[4]冉新權,何光懷.關鍵技術突破,集成技術創(chuàng)新實現蘇里格氣田規(guī)模有效開發(fā)[J].天然氣工業(yè),2007,27(12):1-5.
[5]劉新社,席勝利,付金華,等.鄂爾多斯盆地上古生界天然氣生成[J].天然氣工業(yè),2000,20(6):19-23.
[6]戴金星,鐘寧寧,劉德漢,等.中國煤成大中型氣田地質基礎和主控因素[M].北京:石油工業(yè)出版社,2000.
[7]劉新社,周立發(fā),侯云東.運用流體包裹體研究鄂爾多斯盆地上古生界天然氣成藏[J].石油學報,2008,28(6):37-42.
[8]鄒才能,陶士振,朱如凱,等.“連續(xù)性”氣藏及其大氣區(qū)形成機制與分布——以四川盆地上三疊統須家河組煤系大氣區(qū)為例[J].石油勘探與開發(fā),2000,36(3):307-319.
[9]趙 林,夏新宇,戴金星.鄂爾多斯盆地上古生界天然氣的運移與聚集[J].地質地球化學,2000,28(3):48-53.
[10]汪澤成,陳孟晉,王 震,等.鄂爾多斯盆地上古生界克拉通坳陷盆地煤成氣成藏機制[J].石油學報,2006,27(5):8-12.
[11]楊 華,魏新善.鄂爾多斯盆地蘇里格地區(qū)天然氣勘探新進展[J].天然氣工業(yè),2007,27(12):6-11.
[12]關德范,鄭和榮,龍勝祥.中國石化東部探區(qū)油氣勘探潛力分析[J].石油學報,2003,24(2):l-5.
[13]史松群,張盟勃,程思檢,等.蘇里格氣田全數字地震勘探技術及應用[J].中國石油勘探 ,2007(3):33-42.
[14]張明祿,吳 正,樊友宏,等.鄂爾多斯盆地低滲透氣藏開發(fā)技術及開發(fā)前景[J].天然氣工業(yè),2011,31(7):1-4.
[15]冉新權.長慶油氣田開發(fā)建設中的工程管理創(chuàng)新[J].中國工程科學,2008,10(12):58-62.
[16]劉 祎,楊 光,王登海,等.蘇里格氣田地面系統標準化設計[J].天然氣工業(yè),2007,27(12):124-125.
[17]朱天壽,劉 祎,周玉英,等.蘇里格氣田數字化集氣站建設管理模式[J].天然氣工業(yè),2011,31(2):9-11.
[18]冉新權.蘇里格低滲透氣田開發(fā)技術最新進展[J].天然氣工業(yè),2011,31(12):59-62.
Status and prospects of tight gas exploration and development in the Ordos Basin
Yang Hua1,2,Liu Xinshe1,2,Yang Yong1,2
(1.Changqing Oilfield Company,Petrochina,Xi’an 710018,China;2.National Engineering Laboratory of Exploration & Development of Low Permeability Oil/Gas Fields,Petrochina,Xi’an 710018,China)
Tight gas of the Ordos Basin is mainly distributed in the Upper Paleozoic Permo-Carboniferous source rocks,tight gas resources reaching 10.37×1012m3,among which natural gas resources occupy 68%.Since 1995,five large gas fields have been developed and proved in Ordos Basin,Mizhi,Wushenqi,Daniudi,Shenmu and Sulige,in which accumulation reserves of tight gas reached 3.78×1012m3.At present,the field has now entered a stage of rapid growth of reserves production.The average annual increase of reserves is more than 5000×108m3in the past five years,and the average annual increase of tight gas production is 30×108m3.A tight gas production base was established,taking Sulige gas field as the representation.Key technologies of tight gas exploration and development were integrated innovated around full digital seismic,optimization of drilling,reservoir reconstruction,downhole choke,draining gas exploitation technology and digital management.The mode of development was changed to form a mode of dense gas field development by focusing on“standardized design,modular construction,digital management,market-oriented operation”.In 2011,the production of Sulige gas field reached 137×108m3,which has made a contribution to improving the gas supply conditions for key cities such as Beijing,Shanghai,Xi’an,Yinchuan etc.Multiple-discipline comprehensive research shows that the south part of Sulige gas field,Jingbian-Gaoqiao and Shenmu-Mizhi areas are the impartant fields for future exploration of tight gas and increasing reserves and productions.By 2015 as expectation,the accumulated reserves would increase up to totally over 4.5×1012m3of tight gas and 255×108m3of tight gas would be produced in Sulige area.
Ordos Basin;the Upper Paleozoic;tight gas;Sulige gas field;exploration and development situation;development prospect
TE37
A
1009-1742(2012)06-0040-09
2012-04-06
國家大型油氣田及煤層氣開發(fā)重大專項(2011ZX05007-004,2011ZX05044)
楊 華(1963—),男,山東菏澤市人,教授級高級工程師,主要從事低滲透油氣田勘探開發(fā)與工程管理;E-mail:yh_cq@petrochina.com.cn