楊　華　劉新社　黃道軍　蘭義飛　王少飛.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田公司 2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國(guó)家工程實(shí)驗(yàn)室楊華等. 長(zhǎng)慶油田天然氣勘探開發(fā)進(jìn)展與“十三五”發(fā)展方向. 天然氣工業(yè)，206,36(5):-4.

長(zhǎng)慶油田天然氣勘探開發(fā)進(jìn)展與“十三五”發(fā)展方向

楊華1,2劉新社1,2黃道軍1蘭義飛1王少飛1
1.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田公司 2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國(guó)家工程實(shí)驗(yàn)室楊華等. 長(zhǎng)慶油田天然氣勘探開發(fā)進(jìn)展與“十三五”發(fā)展方向. 天然氣工業(yè)，2016,36(5):1-14.

2013年中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田公司（以下簡(jiǎn)稱長(zhǎng)慶油田）在鄂爾多斯盆地建成我國(guó)最大的油氣生產(chǎn)基地，2015年長(zhǎng)慶油田天然氣產(chǎn)量達(dá)到375×108m3。為了持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)和提質(zhì)增效，首先總結(jié)了“十二五”期間長(zhǎng)慶油田天然氣勘探開發(fā)的成果，分析了天然氣發(fā)展的有利條件：①天然氣資源豐富；②勘探開發(fā)主體技術(shù)日趨成熟；③精細(xì)化管理水平不斷提升；④天然氣市場(chǎng)需求潛力大。然后梳理了長(zhǎng)慶油田天然氣發(fā)展所面臨的挑戰(zhàn)：①資源劣質(zhì)化趨勢(shì)明顯；②已開發(fā)氣田穩(wěn)產(chǎn)能力減弱；③低產(chǎn)井隨時(shí)間延長(zhǎng)不斷增多；④天然氣市場(chǎng)供需矛盾顯現(xiàn)。進(jìn)而指出了“十三五”期間長(zhǎng)慶油田天然氣勘探開發(fā)的發(fā)展方向和目標(biāo)：①天然氣勘探圍繞上古生界致密氣、下古生界碳酸鹽巖和新區(qū)新領(lǐng)域3個(gè)層次展開，實(shí)現(xiàn)天然氣儲(chǔ)量的快速增長(zhǎng)及勘探領(lǐng)域的有序接替；②合理進(jìn)行開發(fā)規(guī)劃，重點(diǎn)做好老氣田穩(wěn)產(chǎn)工作，提高致密氣采收率，加強(qiáng)新區(qū)產(chǎn)能建設(shè)，實(shí)現(xiàn)長(zhǎng)慶氣區(qū)天然氣年產(chǎn)量穩(wěn)中有升；③預(yù)計(jì)到“十三五”末，長(zhǎng)慶油田天然氣年產(chǎn)量將達(dá)到400×108m3。

鄂爾多斯盆地 中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田公司 天然氣產(chǎn)量 大氣區(qū) 勘探開發(fā)技術(shù) 面臨挑戰(zhàn) 發(fā)展方向

NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 5, pp.1-14,5/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

2013年，中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田公司（以下簡(jiǎn)稱長(zhǎng)慶油田）在鄂爾多斯盆地建成我國(guó)最大的油氣生產(chǎn)基地[1-5]，年產(chǎn)原油2 432×104t、年產(chǎn)天然氣

346.8×108m3，油氣當(dāng)量達(dá)到5 195×104t，成為中國(guó)石油工業(yè)發(fā)展史上又一個(gè)里程碑。2015年長(zhǎng)慶油田生產(chǎn)天然氣量為374.6×108m3，占國(guó)內(nèi)天然氣總產(chǎn)量的27.75%，有力助推了國(guó)內(nèi)低滲透—致密氣藏勘探開發(fā)的發(fā)展。同時(shí)長(zhǎng)慶油田向北京市、天津市、河北省、山東省，以及陜西省、寧夏回族自治區(qū)、內(nèi)蒙古自治區(qū)所轄的40多個(gè)大中城市提供了穩(wěn)定的天然氣供應(yīng)。筆者通過總結(jié)“十二五”期間長(zhǎng)慶油田天然氣勘探開發(fā)的成果，明晰其資源潛力、技術(shù)現(xiàn)狀、管理措施以及下一步所面臨的挑戰(zhàn)，進(jìn)而提出“十三五”期間長(zhǎng)慶油田天然氣勘探開發(fā)的發(fā)展方向。

1　天然氣勘探開發(fā)進(jìn)展

1.1天然氣勘探進(jìn)展

鄂爾多斯盆地天然氣勘探始于20世紀(jì)60年代，早期勘探以尋找構(gòu)造氣藏為主，發(fā)現(xiàn)了劉家莊、勝利井等小型氣田；20世紀(jì)80年代末勘探轉(zhuǎn)向下古生界碳酸鹽巖，發(fā)現(xiàn)了靖邊大氣田；20世紀(jì)90年代中期勘探轉(zhuǎn)向上古生界碎屑巖，發(fā)現(xiàn)了榆林、烏審旗等氣田；20世紀(jì)90年代末勘探重點(diǎn)逐步轉(zhuǎn)向上古生界大型砂巖巖性圈閉，發(fā)現(xiàn)了蘇里格、子洲、神木等大氣田。截至2015年底，長(zhǎng)慶油田在鄂爾多斯盆地古生界共計(jì)發(fā)現(xiàn)氣田9個(gè)（圖1），累計(jì)探明、基本探明天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量6.02×1012m3?！笆濉逼陂g，長(zhǎng)慶油田天然氣儲(chǔ)量大幅度增長(zhǎng)，累計(jì)新增天然氣探明、基本探明地質(zhì)儲(chǔ)量2.17×1012m3，形成了蘇里格地區(qū)、盆地東部多層系復(fù)合含氣區(qū)和下古生界碳酸鹽巖3個(gè)大氣區(qū)。

圖1　鄂爾多斯盆地構(gòu)造單元?jiǎng)澐旨皻馓锓植紙D

1.1.1 蘇里格地區(qū)

蘇里格地區(qū)位于鄂爾多斯盆地西北部，含氣層主要為上古生界二疊系山西組和下石盒子組，屬于典型的致密砂巖氣藏[6]?！笆濉敝埃谥旅軞獬刹氐刭|(zhì)理論指導(dǎo)下，勘探領(lǐng)域主要集中在蘇里格北部地區(qū)[7-8]，截止到2010年，累計(jì)探明、基本探明天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量2.74×1012m3?！笆濉币詠恚槍?duì)蘇里格南部能否形成有效儲(chǔ)集砂體，開展了大面積儲(chǔ)集砂體成因研究，創(chuàng)建了大型緩坡三角洲沉積模式：①“敞流型”湖盆沉積有利于形成大面積砂巖儲(chǔ)集體。鄂爾多斯地塊作為華北穩(wěn)定地臺(tái)的一部分，受大華北巖相古地理控制（圖2），下石盒子組早期為向東南開口的“敞流型”湖盆，多物源供砂、無統(tǒng)一匯水區(qū)，有利于“滿盆砂”的形成。②“事件性沉積”模式?jīng)Q定了三角洲前緣仍發(fā)育中—粗粒的碎屑巖儲(chǔ)層。洪水期水流分布范圍大，水流強(qiáng)度大，攜砂能力強(qiáng)，形成的砂體規(guī)模大，水下分流河道砂體延伸距離相對(duì)較遠(yuǎn)。多期洪水沉積疊加，使中—粗粒沉積物不斷向前推進(jìn)，在三角洲前緣形成粒度較粗、磨圓較好的沉積物。在大型緩坡三角洲沉積模式認(rèn)識(shí)的基礎(chǔ)上，蘇里格地區(qū)上古生界天然氣勘探領(lǐng)域向南推進(jìn)了100 km以上，落實(shí)有利勘探范圍約1.5×104km2。自2011年以來，蘇里格地區(qū)天然氣勘探不斷取得突破，新增天然氣基本探明儲(chǔ)量1.72×1012m3，使蘇里格氣田累計(jì)探明、基本探明天然氣儲(chǔ)量達(dá)4.46×1012m3，建成我國(guó)最大的氣田。

圖2　華北地區(qū)早二疊紀(jì)盒8期巖相古地理圖

1.1.2 盆地東部多層系復(fù)合含氣區(qū)

盆地東部神木—子洲地區(qū)，具有多層系含氣特征，主要含氣層為上古生界本溪組、太原組、山西組、石盒子組。早期勘探發(fā)現(xiàn)了子洲、神木、米脂氣田，探明天然氣儲(chǔ)量為2 445×108m3。“十二五”期間，在天然氣成藏富集規(guī)律和致密儲(chǔ)層改造思路方面取得了新認(rèn)識(shí)：①神木—子洲地區(qū)經(jīng)歷了海相潟湖—潮坪沉積體系到陸相河流—三角洲沉積體系演變[9-11]，發(fā)育多套儲(chǔ)集砂體。本溪—太原組砂體主要分布在北部，厚10～15 m，延伸距離150～200 km；石盒子組砂體大面積分布，厚10～35 m，延伸距離300～450 km；山西組砂體規(guī)模處于二者之間，厚10～25 m，延伸距離200～300 km。②源儲(chǔ)配置關(guān)系控制氣藏富集程度。源內(nèi)和近源氣藏天然氣充注程度高、氣藏壓力高、規(guī)模大，是大氣田勘探的主要目標(biāo)；遠(yuǎn)源氣藏天然氣充注程度較低、氣藏壓力較小、規(guī)模相對(duì)較小，局部富集。③儲(chǔ)層應(yīng)力敏感性和水鎖效應(yīng)明顯，要加強(qiáng)儲(chǔ)層保護(hù)。盆地東部上古生界儲(chǔ)層巖性以巖屑石英砂巖、巖屑砂巖為主，儲(chǔ)層塑性組分、黏土礦物含量較高，孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，儲(chǔ)層敏感性強(qiáng)。儲(chǔ)層常規(guī)滲透率與35 MPa覆壓滲透率對(duì)比結(jié)果表明（圖3），石英砂巖儲(chǔ)層滲透率降低約65%，巖屑石英砂巖滲透率降低約85%，巖屑砂巖儲(chǔ)層滲透率降低約95%。儲(chǔ)層水鎖程度總體為中等偏強(qiáng)，主要?dú)鈱佣蜗率凶咏M、山西組、太原組儲(chǔ)層水鎖指數(shù)分別為69.4%、57.2%、63.2%。

圖3　神木—子洲地區(qū)石英砂巖和巖屑砂巖儲(chǔ)層覆壓與滲透率關(guān)系

隨著地質(zhì)認(rèn)識(shí)的不斷深入，長(zhǎng)慶油田加強(qiáng)了對(duì)盆地東部多層系立體勘探與儲(chǔ)層保護(hù)，含氣面積不斷落實(shí)與擴(kuò)大。2013—2015年在太原組、山西組新增天然氣探明地質(zhì)儲(chǔ)量2 398.90×108m3，同時(shí)在石盒子組、本溪組等層系落實(shí)含氣面積1.02×104km2。目前，盆地東部神木—子洲地區(qū)已有天然氣三級(jí)地質(zhì)儲(chǔ)量1.38×1012m3，成為繼蘇里格之后又一個(gè)新的萬億立方米大氣區(qū)。

1.1.3 下古生界海相碳酸鹽巖

20世紀(jì)80年代末期，通過引入煤成氣理論和應(yīng)用古巖溶理論，確認(rèn)盆地中部發(fā)育奧陶系碳酸鹽巖風(fēng)化殼巖溶古地貌圈閉，1989年發(fā)現(xiàn)靖邊氣田[12]，之后勘探一直未獲大的突破?！笆濉币詠恚ㄟ^不斷深化下古生界海相碳酸鹽巖天然氣成藏富集規(guī)律研究，對(duì)氣藏發(fā)育規(guī)律的認(rèn)識(shí)更加明確：①“兩源三灶”奠定了下古生界碳酸鹽巖成藏的物質(zhì)基礎(chǔ)。上古生界大面積、廣覆式分布的煤系烴源巖為主力烴源灶。下古生界海相烴源巖也具有一定的生烴能力[13]，盆地西部、南部中上奧陶統(tǒng)海相烴源巖厚60～200 m，盆地中東部烴源巖厚10～25 m。②主要發(fā)育四大類儲(chǔ)集體：風(fēng)化殼型主要分布在盆地中東部馬家溝組上部，巖性為泥粉晶云巖，溶孔發(fā)育；白云巖型主要分布在馬家溝組下部，巖性為粗粉晶—細(xì)晶晶粒狀云巖，晶間孔發(fā)育；巖溶縫洞型主要分布在盆地西部克里摩里組，巖性為石灰?guī)r，孔洞、洞穴發(fā)育；臺(tái)緣礁灘型主要分布在盆地西、南緣克里摩里組，巖性為顆?；?guī)r及細(xì)晶—中晶云巖、石灰?guī)r，溶蝕骨架孔、晶間孔發(fā)育。③發(fā)育奧陶系“頂部”與“內(nèi)幕”兩大成藏系統(tǒng)（圖4）。靖邊—子洲地區(qū)，以膏鹽層為封隔層，上古生界煤系烴源巖生成天然氣“側(cè)向”進(jìn)入奧陶系頂部?jī)?chǔ)集體，形成上生下儲(chǔ)成藏組合，構(gòu)成頂部成藏系統(tǒng)；膏鹽下天然氣既可以來源于上古生界烴源巖，也可以來源于下古生界烴源巖，具有自生自儲(chǔ)、上生下儲(chǔ)等多套成藏組合，構(gòu)成盆地中東部?jī)?nèi)幕成藏系統(tǒng)。定邊以西的盆地西部、西南緣地區(qū)，主要發(fā)育內(nèi)幕成藏系統(tǒng)，上、下古生界烴源巖均對(duì)天然氣成藏具有貢獻(xiàn)作用，可形成自生自儲(chǔ)、上生下儲(chǔ)等多套成藏組合。在海相碳酸鹽巖成藏理論認(rèn)識(shí)的基礎(chǔ)上，明確了奧陶系頂部風(fēng)化殼、古隆起東側(cè)中組合、奧陶系膏鹽下和秦祁海域臺(tái)地邊緣帶等4大勘探領(lǐng)域。

圖4　鄂爾多斯盆地奧陶系天然氣成藏模式圖

2012年奧陶系頂部風(fēng)化殼新增天然氣探明地質(zhì)儲(chǔ)量2 210×108m3，在古隆起東側(cè)中組合已有十余口井試氣獲日產(chǎn)百萬立方米以上的高產(chǎn)工業(yè)氣流，奧陶系鹽下和秦祁海域臺(tái)緣相帶鉆探發(fā)現(xiàn)重要苗頭。目前已在下古生界累計(jì)提交天然氣探明儲(chǔ)量6 547.10×108m3，預(yù)計(jì)可形成萬億立方米級(jí)的大氣區(qū)。

1.2天然氣開發(fā)進(jìn)展

長(zhǎng)慶油田天然氣開發(fā)實(shí)現(xiàn)了3次跨越式發(fā)展。靖邊氣田1991年投入開發(fā)，2003年建成生產(chǎn)能力55×108m3/a，實(shí)現(xiàn)“油氣并舉”的首次跨越；榆林氣田自1999年投入開發(fā)，按照合作開發(fā)和自營(yíng)開發(fā)模式，2005年建成生產(chǎn)能力53×108m3/a，實(shí)現(xiàn)100×108m3/a大氣區(qū)的二次跨越；蘇里格氣田自2001年起，經(jīng)歷了評(píng)價(jià)、上產(chǎn)及穩(wěn)產(chǎn)3個(gè)階段，2013年建成生產(chǎn)能力235×108m3/a，油田實(shí)現(xiàn)了350×108m3/a規(guī)劃目標(biāo)的跨越式發(fā)展，完成了由低滲氣藏向致密氣藏的開發(fā)轉(zhuǎn)變（圖5）。截至2015年底，長(zhǎng)慶氣區(qū)已建成天然氣生產(chǎn)能力380×108m3/a，累計(jì)生產(chǎn)天然氣2 697×108m3，成為目前我國(guó)最大的天然氣工業(yè)基地。

圖5　長(zhǎng)慶氣區(qū)歷年天然氣產(chǎn)量構(gòu)成圖

1.2.1 蘇里格氣田

蘇里格氣田單砂體規(guī)模小(厚度2～6 m，寬度400～800 m，長(zhǎng)度600～1 200 m)、非均質(zhì)性強(qiáng)，氣井投產(chǎn)后單井產(chǎn)量低、壓力下降快、穩(wěn)產(chǎn)難度大。2006年開始規(guī)模上產(chǎn)，創(chuàng)建了蘇里格氣田合作開發(fā)模式和 “四化”（標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)、模塊化建設(shè)、數(shù)字化管理、市場(chǎng)化運(yùn)作）氣田建設(shè)模式及12項(xiàng)開發(fā)配套技術(shù)，解決了蘇里格氣田有效開發(fā)的技術(shù)難題[14-16]，2010年天然氣年產(chǎn)量達(dá)到108×108m3。

圖6　蘇里格氣田歷年產(chǎn)量構(gòu)成圖

“十二五”以來，重點(diǎn)開展了致密氣水平井技術(shù)攻關(guān)[17-18]，助推了蘇里格氣田開發(fā)方式的轉(zhuǎn)變，水平井產(chǎn)量占到總產(chǎn)量的30%以上（圖6）。①針對(duì)河流相砂體復(fù)雜多變特征，突出精細(xì)和量化，開展層段復(fù)合砂體、小層復(fù)合砂體、單砂體、砂體內(nèi)部構(gòu)型逐級(jí)描述，精細(xì)解剖砂體空間疊置關(guān)系與展布特征，量化砂體規(guī)模。②開展儲(chǔ)層三維變速微構(gòu)造刻畫、有效儲(chǔ)層描述和三維可視化技術(shù)攻關(guān)，為致密砂巖氣藏水平井導(dǎo)向提供地震技術(shù)支持。③形成了水平井整體開發(fā)“四化”模式：部署集群化、設(shè)計(jì)差異化，作業(yè)工廠化、站場(chǎng)橇裝化，支撐了蘇里格氣田水平井規(guī)模開發(fā)。④形成水平井不動(dòng)管柱水力噴砂分段壓裂技術(shù)和水平井裸眼封隔器分段壓裂技術(shù)，自主研發(fā)了高抗沖蝕噴射器、裸眼封隔器、懸掛封隔器、速溶球等關(guān)鍵工具，具備一次連續(xù)分壓23段的能力。

蘇里格氣田開發(fā)方式的轉(zhuǎn)變和技術(shù)進(jìn)步，推動(dòng)了天然氣產(chǎn)量的快速增長(zhǎng)，2010年以來蘇里格氣田年新增天然氣產(chǎn)量超過30×108m3，2014年天然氣年產(chǎn)量達(dá)到238×108m3，開始進(jìn)入穩(wěn)產(chǎn)階段。

1.2.2 神木氣田

神木氣田具有多層系含氣的特征，與蘇里格氣田相比，儲(chǔ)層條件更差[19]。2009年神木氣田開始前期評(píng)價(jià)，2011年進(jìn)行試采評(píng)價(jià)，2012年開始大規(guī)模建產(chǎn)，2015年底建成年產(chǎn)量25×108m3的大氣田。“十二五”期間，針對(duì)神木氣田多層系致密儲(chǔ)層開發(fā)的難點(diǎn)，在砂體結(jié)構(gòu)解剖和縱向疊置關(guān)系研究基礎(chǔ)上，根據(jù)井控儲(chǔ)量及井間干擾分析，優(yōu)化不同儲(chǔ)量豐度下大井組布井方式，形成了“多層系多井型叢式井立體開發(fā)模式”：①在對(duì)國(guó)內(nèi)各油氣田致密砂巖儲(chǔ)層不同評(píng)價(jià)方法調(diào)研的基礎(chǔ)上，通過多因素權(quán)衡、定量化表征，優(yōu)選單層有利區(qū)，結(jié)合單層產(chǎn)氣能力評(píng)價(jià)，歸一化求取單層產(chǎn)能指數(shù)、合成綜合指數(shù)，再結(jié)合經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)確定經(jīng)濟(jì)開發(fā)界限，形成了以“綜合指數(shù)法”為核心的富集區(qū)優(yōu)選技術(shù)。②在砂體規(guī)模及連通性評(píng)價(jià)的基礎(chǔ)上，突出井控儲(chǔ)量、井間干擾研究，優(yōu)化多層系開發(fā)井型、井叢數(shù)及井網(wǎng)井距等關(guān)鍵參數(shù)，確定了不同儲(chǔ)量豐度下最優(yōu)井距及井叢數(shù)，形成了獨(dú)具特色的多層系氣藏井網(wǎng)空間設(shè)計(jì)技術(shù)。③基于砂體結(jié)構(gòu)解剖和縱向疊置關(guān)系研究，針對(duì)不同儲(chǔ)層展布特征形成了大叢式井組、大叢式混合井組、水平井整體開發(fā)等3種布井模式（圖7）。

圖7　神木氣田3種布井模式示意圖

1.2.3 靖邊氣田

靖邊氣田屬于低滲透氣藏，產(chǎn)層主要為下古生界奧陶系馬家溝組。1999年起投入大規(guī)模開發(fā)，到2003年底，建成天然氣生產(chǎn)能力55×108m3/a，實(shí)現(xiàn)了向北京、天津、陜西、寧夏、內(nèi)蒙古及華東地區(qū)的平穩(wěn)供氣，形成了儲(chǔ)層綜合評(píng)價(jià)、優(yōu)化布井、氣井產(chǎn)能評(píng)價(jià)、開發(fā)方案優(yōu)化設(shè)計(jì)等氣田開發(fā)主體配套技術(shù)?！笆濉逼陂g，形成了氣藏精細(xì)描述、水平井開發(fā)、動(dòng)態(tài)精細(xì)評(píng)價(jià)、增壓開采等相對(duì)完善的低滲透碳酸鹽巖氣藏穩(wěn)產(chǎn)配套技術(shù)，通過擴(kuò)邊建產(chǎn)、加密調(diào)整、老井挖潛、增壓開采以及生產(chǎn)制度優(yōu)化等措施實(shí)現(xiàn)了長(zhǎng)期穩(wěn)產(chǎn)，目前氣田已穩(wěn)產(chǎn)13年，累計(jì)生產(chǎn)天然氣790×108m3。

2　天然氣發(fā)展有利條件

2.1天然氣資源豐富

據(jù)2012年全國(guó)油氣資源動(dòng)態(tài)評(píng)價(jià)成果顯示，鄂爾多斯盆地天然氣總資源量為15.16×1012m3，其中上古生界天然氣資源量12.61×1012m3，下古生界天然氣資源量2.55×1012m3[20]。截止到2015年底，長(zhǎng)慶氣區(qū)累計(jì)探明天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量6.02×1012m3（含基本探明），探明率為39.7%，與國(guó)外主要大型含氣盆地探明率（37%～60%)比較，探明程度偏低，尚處于勘探中期階段。根據(jù)對(duì)已有的控制、預(yù)測(cè)儲(chǔ)量和潛在資源分析，盆地天然氣資源結(jié)構(gòu)合理，目前有剩余控制、預(yù)測(cè)儲(chǔ)量1.22×1012m3，未來盆地天然氣探明地質(zhì)儲(chǔ)量可達(dá)7×1012m3。從已探明儲(chǔ)量動(dòng)用情況來看，截止到2015年底，長(zhǎng)慶氣區(qū)已動(dòng)用2.22×1012m3，剩余未動(dòng)用儲(chǔ)量3.80×1012m3，其中近期可有效開發(fā)的儲(chǔ)量1.57×1012m3，可滿足氣田持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)需求。

2.2勘探開發(fā)主體技術(shù)日趨成熟

2.2.1 地球物理勘探技術(shù)

1）高精度地震勘探技術(shù)：形成了沙漠區(qū)全數(shù)字地震和黃土塬區(qū)非縱地震技術(shù)系列。全數(shù)字地震勘探技術(shù)的攻關(guān)和規(guī)?；瘧?yīng)用[21]，實(shí)現(xiàn)了由“常規(guī)到全數(shù)字、單分量到多分量、疊后到疊前、二維到三維”的技術(shù)轉(zhuǎn)變，滿足了用疊前地震資料直接預(yù)測(cè)氣層的條件，儲(chǔ)層識(shí)別能力由10 m提高到5 m。自主研發(fā)接收線與激發(fā)線大距離偏移的黃土塬區(qū)非縱地震勘探技術(shù)，資料處理采用近道約束靜校正、共反射面元疊加等技術(shù)，黃土塬區(qū)地震剖面主頻由25 Hz提高到35 Hz，儲(chǔ)層厚度識(shí)別能力由15 m提高到5～8 m。

2）致密氣層測(cè)井定量評(píng)價(jià)技術(shù)：建立了以巖石物理研究為基礎(chǔ)，以儲(chǔ)集層有效性、含氣性評(píng)價(jià)為核心的致密氣層測(cè)井精細(xì)評(píng)價(jià)方法。①建立了黏土束縛水、微孔隙水和自由水“三水”導(dǎo)電模型[22]，提高了致密砂巖儲(chǔ)層含氣性評(píng)價(jià)精度；②在天然氣測(cè)井響應(yīng)機(jī)理研究的基礎(chǔ)上，提出了分區(qū)圖版法、視彈性模量系數(shù)法、密度—中子視孔隙度交會(huì)法、縱波時(shí)差差值法等6種氣水層綜合判識(shí)技術(shù)，實(shí)現(xiàn)了測(cè)井圖版庫(kù)在線支持解釋。

2.2.2 立體開發(fā)技術(shù)

鄂爾多斯盆地上、下古生界氣藏疊合發(fā)育，但儲(chǔ)層差異大、非均質(zhì)性強(qiáng)、單層產(chǎn)能低，通過技術(shù)攻關(guān)，形成了低滲薄層碳酸鹽巖氣藏水平井開發(fā)技術(shù)、致密砂巖氣藏水平井整體開發(fā)技術(shù)以及多層系多井型大井組立體開發(fā)技術(shù)，實(shí)現(xiàn)不同類型氣藏規(guī)模有效開發(fā)。

1）薄層碳酸鹽巖氣藏水平井開發(fā)技術(shù)：基于定量化巖溶古地貌恢復(fù)及小幅度構(gòu)造精細(xì)描述，建立井位部署、軌跡設(shè)計(jì)、現(xiàn)場(chǎng)地質(zhì)導(dǎo)向等巖溶型碳酸鹽巖3 m薄儲(chǔ)層水平井開發(fā)技術(shù)[23-24]，靖邊氣田下古生界氣藏水平井儲(chǔ)層鉆遇率達(dá)80%以上，單井產(chǎn)量達(dá)到直井4倍。

2）致密砂巖氣藏水平井整體開發(fā)技術(shù)：在砂體結(jié)構(gòu)解剖和發(fā)育規(guī)模定量化研究基礎(chǔ)上，建立了“水平井立體井組、大叢式混合井組、大叢式三維水平井組”三種整體部署模式[25]，形成平直型、大斜度、階梯式等差異化水平井軌跡設(shè)計(jì)方法，建立了流程化地質(zhì)導(dǎo)向模式，水平井入靶成功率達(dá)到100%，儲(chǔ)層鉆遇率達(dá)到80%以上。

3）多層系多井型大井組立體開發(fā)技術(shù)：通過評(píng)價(jià)多層系儲(chǔ)層空間展布特征，并將各層產(chǎn)氣能力歸一化分析，根據(jù)井控儲(chǔ)量及井間干擾分析，優(yōu)化不同儲(chǔ)量豐度下大井組布井方式，形成了“定量化優(yōu)選有利區(qū)、個(gè)性化設(shè)計(jì)井網(wǎng)、集群化部署井位、差異化鉆井設(shè)計(jì)”等多層系多井型大井組立體部署技術(shù)。

2.2.3 儲(chǔ)層改造技術(shù)

1）水平井壓裂工藝：立足不同儲(chǔ)層特點(diǎn)，形成水平井多級(jí)滑套水力噴砂分段壓裂工藝，研發(fā)水平井水力噴射、裸眼封隔器分段壓裂工具，滿足不同類型儲(chǔ)層分段壓裂改造需求，工具成本較國(guó)外同類產(chǎn)品降低75%。

2）體積壓裂技術(shù)：針對(duì)蘇里格致密氣儲(chǔ)層特征，建立了以“滑溜水造縫，低黏液攜砂，多尺度支撐劑，大液量、高排量”混合壓裂設(shè)計(jì)模式，井下微地震監(jiān)測(cè)表明改造體積較常規(guī)水平井增加2倍以上。同時(shí)研發(fā)“低傷害、低摩阻、低成本、可回收”的EM50壓裂液體系，回收利用率90%，使得體積壓裂液成本降低50%以上。

3）直/定向井多層壓裂技術(shù)：針對(duì)致密氣藏“一井多層、單層低產(chǎn)”的特點(diǎn)，以實(shí)現(xiàn)多層動(dòng)用為目標(biāo)，研發(fā)多孔滑套、大通徑封隔器和高強(qiáng)度水力錨等機(jī)械封隔分壓工藝技術(shù)，蘇里格氣田和盆地東部規(guī)模應(yīng)用

600余口井，單井產(chǎn)量提高15%以上。研發(fā)有限級(jí)和無限級(jí)套管滑套分壓技術(shù)系列，整體性能達(dá)到國(guó)外同類工具水平，成本降低50%以上，單井產(chǎn)量較鄰井提高20%以上。

2.2.4 天然氣集輸配套技術(shù)

氣藏“三低”特征、氣質(zhì)的多樣性和地理環(huán)境的復(fù)雜性，導(dǎo)致長(zhǎng)慶氣區(qū)地面系統(tǒng)建設(shè)難度極大。長(zhǎng)慶油田根據(jù)不同類型氣藏的儲(chǔ)層物性特征、氣井生產(chǎn)特點(diǎn)、氣質(zhì)狀況和開發(fā)區(qū)域地形、地貌特點(diǎn)，優(yōu)化、簡(jiǎn)化地面工藝流程，形成了以靖邊、榆林、蘇里格氣田為代表的三種地面集輸模式[26-27]。

1）靖邊氣田初期高壓集氣、后期增壓穩(wěn)產(chǎn)工藝：靖邊氣田開發(fā)初期，經(jīng)過對(duì) “集氣半徑、凈化工藝、集輸管網(wǎng)”等多方面優(yōu)化，形成了以“高壓集氣、集中注醇、多井加熱、間歇計(jì)量、小站脫水、集中凈化”為核心技術(shù)的多井高壓集氣地面配套工藝。近年來，靖邊氣田逐步進(jìn)入穩(wěn)產(chǎn)末期，地面集輸工藝逐步調(diào)整為“低壓集氣、區(qū)域增壓”的技術(shù)路線。

2）榆林氣田初期低溫分離、后期無液相集輸工藝：榆林氣田開發(fā)初期考慮充分利用地層能量，采用高壓集氣、集氣站節(jié)流制冷的低溫分離工藝，在小站實(shí)現(xiàn)對(duì)烴水露點(diǎn)同時(shí)控制的目的，形成了以“節(jié)流制冷、低溫分離、高效聚結(jié)、小站脫烴”為主體的低溫集氣工藝；隨著地層壓力降低，地面集輸工藝調(diào)整為“淺冷 （常溫）分離、濕氣無液相集輸、集中脫水脫油”的集氣模式。

3）蘇里格氣田中低壓集輸工藝：蘇里格氣田井?dāng)?shù)多、單井產(chǎn)量低，為降低開發(fā)成本實(shí)現(xiàn)效益開發(fā)，地面系統(tǒng)經(jīng)過不斷簡(jiǎn)化、優(yōu)化，形成了“井下節(jié)流，井口不加熱、不注醇，中低壓集氣，帶液計(jì)量，井間串接，常溫分離，二級(jí)增壓，集中處理”的中低壓集氣工藝。

截至2015年底，長(zhǎng)慶氣區(qū)通過優(yōu)化設(shè)計(jì)、分步建設(shè)，在超過4×104km2含氣面積內(nèi)，建成集氣站292座、凈化廠5座、處理廠10座、集氣干線67條、外輸管線10條，凈化（處理）能力495×108m3/a，基本建成了布局合理、調(diào)控靈活的地面集輸系統(tǒng)。

2.2.5 氣藏動(dòng)態(tài)精細(xì)評(píng)價(jià)技術(shù)

1）氣藏不關(guān)井條件下地層壓力評(píng)價(jià)技術(shù)：針對(duì)長(zhǎng)慶氣田儲(chǔ)層滲透率低，關(guān)井壓力恢復(fù)速度慢、時(shí)間長(zhǎng)，關(guān)井測(cè)壓與生產(chǎn)任務(wù)存在矛盾等難點(diǎn)，根據(jù)流體滲流特征及氣井現(xiàn)場(chǎng)資料錄取情況，形成了壓降曲線法、擬穩(wěn)態(tài)數(shù)學(xué)模型法、拓展二項(xiàng)式產(chǎn)能法等不關(guān)井條件下地層壓力評(píng)價(jià)方法。

2）氣井動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量評(píng)價(jià)技術(shù)：根據(jù)不同類型氣井的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征，對(duì)現(xiàn)有動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量計(jì)算方法進(jìn)行優(yōu)選和改進(jìn)，并明確各種方法的適用條件，形成了壓降法、流動(dòng)物質(zhì)平衡法、優(yōu)化擬合法、數(shù)值試井法等適合低滲—致密巖性氣藏的氣井動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量評(píng)價(jià)方法[28]。

3）氣井產(chǎn)能動(dòng)態(tài)追蹤評(píng)價(jià)技術(shù)：針對(duì)傳統(tǒng)產(chǎn)能試井測(cè)試耗時(shí)長(zhǎng)，難以達(dá)到穩(wěn)定狀態(tài)的情況，發(fā)展和完善了修正等時(shí)試井技術(shù)，建立了不同氣藏的單點(diǎn)法測(cè)試經(jīng)驗(yàn)公式，并推導(dǎo)得到隨地層壓力變化的產(chǎn)能預(yù)測(cè)公式，形成了氣井產(chǎn)能動(dòng)態(tài)追蹤評(píng)價(jià)技術(shù)。

4）碳酸鹽巖氣藏地質(zhì)建模及數(shù)值模擬技術(shù)：針對(duì)碳酸鹽巖氣藏面積大、溝槽發(fā)育、非均質(zhì)性強(qiáng)的特點(diǎn)，采用“相控建模、動(dòng)態(tài)約束、整體建模、分區(qū)優(yōu)化擬合、實(shí)時(shí)跟蹤模擬”的地質(zhì)建模及數(shù)值模擬方法[29]，準(zhǔn)確反映儲(chǔ)層溝槽及屬性參數(shù)分布特征，追蹤評(píng)價(jià)氣田開發(fā)動(dòng)態(tài)（圖8），為氣田開發(fā)調(diào)整提供技術(shù)支撐。

圖8　靖邊氣田地層壓力與單井產(chǎn)量分布圖

2.3管理水平不斷提升

長(zhǎng)慶油田探索形成了具有自身特色的勘探開發(fā)一體化和“四化”管理模式，實(shí)現(xiàn)了低成本集約化內(nèi)涵式發(fā)展?？碧介_發(fā)一體化的核心是“勘探、評(píng)價(jià)、開發(fā)目標(biāo)一體化，方案部署、井位優(yōu)化一體化，地質(zhì)研究、技術(shù)攻關(guān)一體化，資料錄取、信息共享一體化”以及“勘探向后延伸、開發(fā)向前延伸”。一體化戰(zhàn)略的實(shí)施，使勘探、評(píng)價(jià)、開發(fā)同時(shí)部署和運(yùn)行，主要大氣田勘探開發(fā)周期大幅縮短，相同規(guī)模的氣田開發(fā)周期由過去的8～10年縮短到了現(xiàn)在的2～3年。全面推廣“標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)、模塊化建設(shè)、數(shù)字化管理、市場(chǎng)化運(yùn)作”的四化管理模式，氣田建設(shè)速度、管理效率和運(yùn)行效率大幅提升，氣田生產(chǎn)方式、建設(shè)方式、管理方式、組織方式發(fā)生了質(zhì)的變化，傳統(tǒng)作業(yè)區(qū)轉(zhuǎn)變?yōu)閿?shù)字化作業(yè)區(qū)，井站無人值守，用工總量得到有效控制，有效降低了生產(chǎn)經(jīng)營(yíng)成本，創(chuàng)出了油氣田低成本開發(fā)管理路子。

面對(duì)低油價(jià)的挑戰(zhàn)，長(zhǎng)慶油田適時(shí)提出了精細(xì)管理、降本增效，著力強(qiáng)化效益勘探、精細(xì)開發(fā)管理。在氣田管理上，根據(jù)不同區(qū)塊地質(zhì)和氣井生產(chǎn)特征，建立不同氣井分類標(biāo)準(zhǔn)，形成了“一區(qū)一塊一政策、一井一法一工藝”精細(xì)有效的氣井管理辦法及考評(píng)體系（圖9）。

圖9　“多維矩陣”式氣井管理流程圖

2.4市場(chǎng)需求潛力大

根據(jù)國(guó)務(wù)院《能源戰(zhàn)略發(fā)展行動(dòng)計(jì)劃（2014—2020年）》綠色低碳戰(zhàn)略，2020年天然氣在一次能源消費(fèi)中的比重將提高到10%以上，目前天然氣在中國(guó)一次能源消費(fèi)結(jié)構(gòu)中占比僅為6.2%，天然氣的需求潛力巨大[30-31]；同時(shí)，隨著天然氣消費(fèi)量逐年增加，為解決供需矛盾，我國(guó)天然氣進(jìn)口量不斷增長(zhǎng)，2015年對(duì)外依存度已達(dá)32.7%，已超過國(guó)際公認(rèn)的安全警戒線。長(zhǎng)慶油田作為國(guó)內(nèi)天然氣主產(chǎn)區(qū)，幾年來產(chǎn)量占國(guó)內(nèi)天然氣總產(chǎn)量的比例大幅度提高，天然氣產(chǎn)量所占比例從17.93%上升至27.75%，占到國(guó)內(nèi)總產(chǎn)量的近1/3，對(duì)提高我國(guó)天然氣一次能源消費(fèi)比例和保障能源安全發(fā)揮了重要的作用。

同時(shí)，長(zhǎng)慶油田區(qū)位優(yōu)勢(shì)明顯，目前氣區(qū)已建成10條外輸管線，連同2條西氣東輸管線，已成為我國(guó)重要的油氣生產(chǎn)基地和陸上天然氣管網(wǎng)樞紐中心，負(fù)擔(dān)著中亞和西部天然氣的承接輸送，執(zhí)行西氣東輸?shù)膬?chǔ)能調(diào)峰，承擔(dān)著向北京等十多個(gè)大中城市安全穩(wěn)定供氣的重任。

3　天然氣發(fā)展發(fā)展面臨挑戰(zhàn)

3.1資源劣質(zhì)化趨勢(shì)明顯

長(zhǎng)慶油田所在的鄂爾多斯盆地天然氣資源豐富，資源量占國(guó)內(nèi)八大含氣盆地資源量的34%，且主要為低滲透—致密氣資源，在致密氣發(fā)展中具有明顯的資源優(yōu)勢(shì)，同時(shí)也面臨著更多的挑戰(zhàn)。隨著勘探程度的不斷深入，目的層逐步向致密、深層轉(zhuǎn)移，滲透率也呈下降趨勢(shì)，已進(jìn)入層位下移、品位更低、風(fēng)險(xiǎn)更大的勘探階段，低品位資源陸續(xù)將成為天然氣新增儲(chǔ)量的主體。從氣田開發(fā)形勢(shì)來看，未動(dòng)用儲(chǔ)量主要集中在蘇里格地區(qū)，大部分為致密氣儲(chǔ)量，開發(fā)區(qū)塊逐漸由蘇里格中區(qū)轉(zhuǎn)向地質(zhì)條件更差、儲(chǔ)量品位更低的東區(qū)、西區(qū)和南區(qū)，儲(chǔ)量動(dòng)用難度逐年增大。

3.2已開發(fā)老氣田穩(wěn)產(chǎn)能力逐漸減弱

經(jīng)過10余年開發(fā)，靖邊、榆林氣田進(jìn)入穩(wěn)產(chǎn)期末，已動(dòng)用儲(chǔ)量區(qū)目前地層壓力較原始地層壓力下降50.0%，80%氣井井口壓力接近地面集輸系統(tǒng)壓力，氣井即將進(jìn)入遞減階段；氣田剩余未動(dòng)用儲(chǔ)量規(guī)模小，且地質(zhì)條件和地面環(huán)境復(fù)雜，建產(chǎn)能力有限，需開展井網(wǎng)系統(tǒng)評(píng)價(jià)及增壓開采等延長(zhǎng)穩(wěn)產(chǎn)期技術(shù)對(duì)策研究。

3.3低產(chǎn)氣井隨生產(chǎn)時(shí)間延長(zhǎng)不斷增多

長(zhǎng)慶氣區(qū)整體低產(chǎn)，蘇里格氣田目前日產(chǎn)氣量低于5 000 m3井?dāng)?shù)已占投產(chǎn)總井?dāng)?shù)的近50%，且呈逐年增長(zhǎng)趨勢(shì)。生產(chǎn)動(dòng)態(tài)表明，氣井經(jīng)過一段時(shí)間的低壓生產(chǎn)，會(huì)出現(xiàn)明顯的積液特征，進(jìn)入排水采氣生產(chǎn)階段，而日產(chǎn)3 000 m3以下低產(chǎn)氣井經(jīng)濟(jì)有效排水采氣技術(shù)尚未形成，需開展排水采氣、查層補(bǔ)孔、重復(fù)改造等老井增產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)工藝技術(shù)攻關(guān)。

3.4天然氣市場(chǎng)供需矛盾顯現(xiàn)

近年來，我國(guó)天然氣消費(fèi)呈大幅剛性增長(zhǎng)趨勢(shì)，天然氣市場(chǎng)面臨著快速增長(zhǎng)的用氣需求與有限的天然氣資源、快速增長(zhǎng)的用氣需求與管道輸氣能力、儲(chǔ)氣設(shè)施調(diào)峰能力等矛盾，特別是天然氣消費(fèi)季節(jié)峰谷差矛盾突出，長(zhǎng)慶油田夏季天然氣供給量為7 000×104m3/d，冬季可以高達(dá)1.2×108m3/d，為應(yīng)對(duì)消費(fèi)量冬季高峰，通常采用氣田強(qiáng)采和管道加壓等方法增加供應(yīng)量，長(zhǎng)期依靠氣田調(diào)峰必然會(huì)導(dǎo)致氣田出水加大、出砂加劇、產(chǎn)氣量遞減加快等問題，嚴(yán)重影響氣田的生命周期，而淡季的限產(chǎn)與閑置也是一種浪費(fèi)。

4　“十三五”發(fā)展方向

通過對(duì)天然氣發(fā)展的資源潛力、技術(shù)現(xiàn)狀、管理措施以及面臨挑戰(zhàn)的系統(tǒng)分析，筆者認(rèn)為“十三五”期間，長(zhǎng)慶油田 “持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)和提質(zhì)增效”的工作目標(biāo)是現(xiàn)實(shí)的。當(dāng)前，長(zhǎng)慶油田的天然氣勘探圍繞上古生界致密氣、下古生界碳酸鹽巖和新區(qū)、新領(lǐng)域三個(gè)層次展開，實(shí)現(xiàn)天然氣儲(chǔ)量的快速增長(zhǎng)及勘探領(lǐng)域的有序接替。預(yù)計(jì)到“十三五”末，盆地累計(jì)天然氣探明、基本探明儲(chǔ)量將達(dá)到6.52×1012m3。天然氣開發(fā)重點(diǎn)抓好老氣田穩(wěn)產(chǎn)、致密氣田提高單井產(chǎn)量和新區(qū)產(chǎn)能建設(shè)，實(shí)現(xiàn)長(zhǎng)慶氣區(qū)天然氣年產(chǎn)量穩(wěn)中有升，預(yù)計(jì)到“十三五”末，長(zhǎng)慶氣區(qū)天然氣年產(chǎn)量將達(dá)到400×108m3。

4.1天然氣勘探重點(diǎn)領(lǐng)域

4.1.1 上古生界致密氣

上古生界致密氣仍是下一步天然氣增儲(chǔ)上產(chǎn)的現(xiàn)實(shí)領(lǐng)域，其主要包括蘇里格南部、盆地東部神木—子洲及盆地南部地區(qū)等三大目標(biāo)區(qū)。蘇里格地區(qū)已有探明、基本探明天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量4.46×1012m3。近年來的研究表明，在蘇里格南部及外圍仍發(fā)育中—粗粒的碎屑巖儲(chǔ)層，儲(chǔ)層平均孔隙度為8.3%、滲透率為0.81mD，孔隙結(jié)構(gòu)好，已有多口井試氣獲工業(yè)氣流，落實(shí)有利勘探面積6 500 km2，是盆地上古生界提交規(guī)模儲(chǔ)量最現(xiàn)實(shí)的區(qū)塊。

盆地東部神木—子洲地區(qū)多層系含氣，已落實(shí)有利勘探面積10 200 km2，面臨的主要問題為儲(chǔ)層應(yīng)力敏感性和水鎖作用強(qiáng)，單井產(chǎn)量低。近年來針對(duì)盆地東部?jī)?chǔ)層敏感性，長(zhǎng)慶油田研發(fā)了防水鎖滑溜水體系，大幅降低儲(chǔ)層傷害，同時(shí)積極開展CO2壓裂試驗(yàn)，增產(chǎn)效果明顯。因此，隨著壓裂工藝技術(shù)的持續(xù)攻關(guān)，神木—子洲地區(qū)是提交天然氣規(guī)模儲(chǔ)量的重要接替領(lǐng)域。

盆地南部上古生界沉積物主要來自南部沉積體系，主要含氣層為石盒子組8段和山西組1段，發(fā)育近源的三角洲平原、三角洲 前緣相沉積。與北部沉積體系相比，盒8段、山1段砂體延伸距離較短，但仍具有一定規(guī)模，砂體厚10～20 m，延伸100～150 km。砂巖儲(chǔ)集體與下覆煤系烴源巖有效配置，近距離運(yùn)移成藏，具備形成大面積致密砂巖氣藏的條件。目前已在西南部隴東地區(qū)落實(shí)有利含氣范圍5 000 km2，在東南部宜川—黃龍地區(qū)有14口井獲得工業(yè)氣流，展現(xiàn)出良好的天然氣勘探前景。

4.1.2 下古生界碳酸鹽巖

鄂爾多斯盆地下古生界海相碳酸鹽巖氣藏是增儲(chǔ)上產(chǎn)的重要接替領(lǐng)域。主要勘探目標(biāo)有古隆起東側(cè)風(fēng)化殼、中組合及盆地東部巖溶殘丘、奧陶系鹽下（圖10）。古隆起東側(cè)風(fēng)化殼與靖邊氣田具有類似的成藏地質(zhì)條件，目前落實(shí)了4個(gè)含氣有利區(qū)，面積為2 000 km2。中組合發(fā)育白云巖晶間孔型儲(chǔ)層，呈環(huán)帶狀分布，源儲(chǔ)配置關(guān)系良好，具有高產(chǎn)富集的特征，目前已落實(shí)了5個(gè)含氣富集區(qū)，有利勘探面積3 000 km2。

盆地東部巖溶殘丘屬于前石炭紀(jì)古巖溶盆地，儲(chǔ)層相對(duì)致密。近年來，通過地震古地貌模式預(yù)測(cè)和波阻抗反演技術(shù)相結(jié)合，精細(xì)雕刻巖溶殘丘形態(tài)，持續(xù)優(yōu)化“高排量、大液量、多體系、交替注入”的混合酸壓工藝，大幅提高儲(chǔ)層改造適應(yīng)性，勘探取得較好效果。目前區(qū)內(nèi)已有工業(yè)氣流井26口，有望成為下一步勘探接替領(lǐng)域。

奧陶系馬家溝組發(fā)育厚層膏鹽巖，分布面積約50 000 km2，封蓋條件好，膏鹽下深層是重要的勘探領(lǐng)域。膏鹽下發(fā)育白云巖儲(chǔ)層，孔隙類型主要為溶孔、晶間孔、晶間溶孔，儲(chǔ)層物性好，勘探已經(jīng)發(fā)現(xiàn)較好顯示。

圖10　下古生界碳酸鹽巖天然勘探領(lǐng)域分布圖

4.1.3 新區(qū)、新領(lǐng)域

盆地新區(qū)、新領(lǐng)域是尋找戰(zhàn)略接替區(qū)的主要目標(biāo)。盆地西部、秦祁海域臺(tái)地邊緣帶以及深層元古界—寒武系等領(lǐng)域有望實(shí)現(xiàn)勘探新突破。盆地西部是天然氣勘探最早的地區(qū)，1984年、1985年分別在盆地西緣沖斷帶發(fā)現(xiàn)了上古生界劉家莊氣田和勝利井氣田。該區(qū)發(fā)育上、下古生界兩套烴源巖，儲(chǔ)層主要為克里摩里組白云巖和本溪組—石盒子組砂巖，發(fā)育巖性氣藏和構(gòu)造氣藏。秦祁海域臺(tái)地邊緣帶呈“L”型分布，發(fā)育海相烴源巖及有效圈閉，具有奧陶系內(nèi)幕成藏的潛力，鉆井見到含氣顯示。盆地深層元古界—寒武系勘探可借鑒四川盆地安岳氣田的勘探經(jīng)驗(yàn)[32]，目前在盆地周邊露頭區(qū)已發(fā)現(xiàn)長(zhǎng)城系烴源巖，有機(jī)碳含量介于1.58%～16.99%，平均為7.52%，展現(xiàn)出良好的生烴潛力。

4.2天然氣開發(fā)規(guī)劃

4.2.1 老氣田穩(wěn)產(chǎn)

靖邊、榆林氣田已分別穩(wěn)產(chǎn)14年、12年，目前地層壓力分別為14.7 MPa、14.0 MPa，較原始地層壓力分別下降53.2%、48.7%，氣井井口壓力接近系統(tǒng)壓力6.4MPa，穩(wěn)產(chǎn)能力減弱，下一步需要重點(diǎn)攻關(guān)：①在深化氣藏動(dòng)態(tài)分析、明確氣田穩(wěn)產(chǎn)主控因素的基礎(chǔ)上，開展強(qiáng)非均衡開采氣藏增壓?jiǎn)卧獎(jiǎng)澐帧⒉煌瑝毫饩鰤盒蛄袃?yōu)化等關(guān)鍵技術(shù)攻關(guān)；②開展完善井網(wǎng)、查層補(bǔ)孔、老井側(cè)鉆及重復(fù)改造等措施，評(píng)價(jià)氣田挖潛潛力；③針對(duì)低壓低產(chǎn)氣井生產(chǎn)特征，持續(xù)加強(qiáng)剩余儲(chǔ)量空間分布預(yù)測(cè)與加密井技術(shù)經(jīng)濟(jì)下限研究，制訂合理的延長(zhǎng)穩(wěn)產(chǎn)期對(duì)策。通過上述措施和氣田擴(kuò)邊建產(chǎn)，靖邊氣田、榆林氣田預(yù)計(jì)可穩(wěn)產(chǎn)至2020年。

4.2.2 致密氣提高采收率

致密砂巖氣藏已成為長(zhǎng)慶氣區(qū)增儲(chǔ)上產(chǎn)的主力，氣田有效砂體規(guī)模小，疊置關(guān)系復(fù)雜，綜合遞減率為23.8%，目前井網(wǎng)條件下采收率僅為35%，穩(wěn)產(chǎn)的難點(diǎn)主要集中在井網(wǎng)不完善導(dǎo)致儲(chǔ)量動(dòng)用程度低、儲(chǔ)層和流體特征存在差異造成產(chǎn)量遞減不均、氣水關(guān)系復(fù)雜讓部分儲(chǔ)量暫時(shí)難以有效動(dòng)用等方面[33]。“十三五”期間，長(zhǎng)慶油田提高致密砂巖氣藏采收率的技術(shù)思路包括：①通過有效砂體精細(xì)解剖，深化氣藏精細(xì)描述，探索氣藏靜動(dòng)態(tài)建模技術(shù)；②通過擴(kuò)大加密試驗(yàn)研究區(qū)塊儲(chǔ)量、單井控制儲(chǔ)量、采氣速度和采收率等主要指標(biāo)之間的合理匹配關(guān)系，提出兼顧采收率和采氣速度的最優(yōu)加密井距和排距； ③開展老井措施挖潛技術(shù)研究與試驗(yàn)，進(jìn)一步提高單井產(chǎn)量和氣田采收率，形成致密氣藏穩(wěn)產(chǎn)及提高采收率技術(shù)對(duì)策；④針對(duì)低產(chǎn)井、產(chǎn)水井不斷增多，加強(qiáng)氣井分類管理措施研究，分區(qū)分策、一區(qū)一策優(yōu)化生產(chǎn)制度，結(jié)合重復(fù)壓裂、排水采氣工藝，有效降低綜合遞減率。4.2.3 新區(qū)產(chǎn)能建設(shè)

新區(qū)產(chǎn)能建設(shè)主要分布在盆地東部及盆地南部地區(qū)，需加大該區(qū)域的開發(fā)評(píng)價(jià)工作，落實(shí)產(chǎn)建有利區(qū)。其中，盆地東部面積為2.7×104km2，已有天然氣三級(jí)儲(chǔ)量為1.38×1012m3，盆地東部氣藏地質(zhì)條件與神木氣田相似，縱向“多層復(fù)合含氣、層層低產(chǎn)”特征十分明顯，“十二五”期間，已經(jīng)形成了獨(dú)具特色的多層系多井型大井組立體開發(fā)模式——神木開發(fā)模式，為盆地東部其他新區(qū)天然氣開發(fā)提供了強(qiáng)有力的技術(shù)支撐。盆地西南部隴東地區(qū)面積約3.5×104km2，估算天然氣資源量為1.5×1012m3；盆地東南部宜川—黃龍地區(qū)面積為1.1×104km2，有14口井獲得工業(yè)氣流，顯示出較好的勘探開發(fā)潛力。該三大區(qū)域可作為長(zhǎng)慶氣區(qū)的重要資源接替區(qū)，為長(zhǎng)慶氣區(qū)的持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)提供有力的資源保障。

5　結(jié)束語(yǔ)

“十二五”期間，長(zhǎng)慶油田地質(zhì)認(rèn)識(shí)和工程技術(shù)持續(xù)創(chuàng)新，天然氣儲(chǔ)量大幅度增長(zhǎng)，形成了蘇里格地區(qū)、神木—子洲地區(qū)和下古生界碳酸鹽巖3個(gè)萬億立方米大氣區(qū)；天然氣開發(fā)完成了由低滲氣藏向致密氣藏的轉(zhuǎn)變，年生產(chǎn)天然氣達(dá)到380×108m3，成為我國(guó)最大的天然氣工業(yè)基地。“十三五”是長(zhǎng)慶氣區(qū)持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)的關(guān)鍵時(shí)期，面對(duì)勘探對(duì)象日趨復(fù)雜、低品位資源增多、氣田穩(wěn)產(chǎn)能力減弱、低產(chǎn)井不斷增多等諸多挑戰(zhàn)，立足資源基礎(chǔ)，加強(qiáng)技術(shù)創(chuàng)新，突出低產(chǎn)井精細(xì)化管理，推進(jìn)氣田開發(fā)由規(guī)模建產(chǎn)向精細(xì)管理轉(zhuǎn)變，能夠?qū)崿F(xiàn)長(zhǎng)慶氣區(qū)“有質(zhì)量、有效益、可持續(xù)”發(fā)展。

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（修改回稿日期 2016-05-09編 輯 陳嵩）

中石油未來五年以上游業(yè)務(wù)為重心并加速發(fā)展天然氣

中石油“十三五”發(fā)展規(guī)劃（以下簡(jiǎn)稱《規(guī)劃》）中，明確提出在未來五年仍然以上游業(yè)務(wù)為重心，“十三五”期間優(yōu)先發(fā)展勘探開發(fā)業(yè)務(wù)，加快發(fā)展天然氣與管道業(yè)務(wù)?！兑?guī)劃》細(xì)則中針對(duì)如何發(fā)展天然氣與管道業(yè)務(wù)提出了具體措施：包括加快做大天然氣銷售和發(fā)展天然氣終端業(yè)務(wù)、優(yōu)化天然氣資源組合和優(yōu)化綜合調(diào)峰體系等。

2016年4月27日上午，中石油在北京發(fā)布了《2015年度社會(huì)責(zé)任報(bào)告》（以下簡(jiǎn)稱《報(bào)告》），這是公司連續(xù)第十年發(fā)布該報(bào)告。

中石油董事長(zhǎng)王宜林在報(bào)告致辭中表示，中石油的天然氣在國(guó)內(nèi)油氣產(chǎn)量當(dāng)量中的比重已經(jīng)由2011年的35.9%升至2015年的40.6%，國(guó)內(nèi)天然氣產(chǎn)量份額和供應(yīng)量份額達(dá)到70%以上，天然氣管網(wǎng)已覆蓋全國(guó)29個(gè)省（市、自治區(qū)）和香港特別行政區(qū)。

目前中石油已經(jīng)在國(guó)內(nèi)建成長(zhǎng)慶、塔里木、西南和青海四大天然氣產(chǎn)區(qū)，報(bào)告稱目前中石油的產(chǎn)能規(guī)模已經(jīng)達(dá)858×108m3，能夠滿足國(guó)內(nèi)40%以上的天然氣需求量。2015年中石油國(guó)內(nèi)天然氣銷量1 226×108m3，比2014年增長(zhǎng)了2.6%；

2011—2015年，中石油國(guó)內(nèi)天然氣產(chǎn)量年均增長(zhǎng)速度約為5.7%，占全國(guó)比重也在不斷上升。2015年全國(guó)的天然氣新增探明地質(zhì)儲(chǔ)量總共6 772.20×108m3，中石油去年新增探明天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量達(dá)5 702×108m3，這是中石油連續(xù)第九年天然氣新增探明地質(zhì)儲(chǔ)量超過4 000×108m3。

《報(bào)告》還提到了優(yōu)化綜合調(diào)峰體系的重要性，中國(guó)冬季天然氣供應(yīng)困難的關(guān)鍵在于儲(chǔ)氣庫(kù)調(diào)峰體系不完善。截至2015年底，中國(guó)已建儲(chǔ)氣庫(kù)18座。中石油擁有其中的17座，但這17座儲(chǔ)氣庫(kù)的調(diào)峰體制工作氣量?jī)H占全國(guó)天然氣消費(fèi)量的2.7%。與之形成鮮明對(duì)比的是，美國(guó)儲(chǔ)氣庫(kù)調(diào)峰工作氣量占天然氣消費(fèi)總量的18%，歐洲占比超過20%。

在管道業(yè)務(wù)方面，中石油天然氣管道建設(shè)步伐有所放緩。2015年，中石油運(yùn)營(yíng)天然氣管道長(zhǎng)度超過50 000 km，較2014年僅提高不足200 km。2011—2014年，中石油年均管道長(zhǎng)度增長(zhǎng)約為5 000 km。截至2015年，中石油運(yùn)營(yíng)油氣管線延展長(zhǎng)度達(dá)到80 000 km。

中石油在《規(guī)劃》中還提出，到2020年將實(shí)現(xiàn)國(guó)內(nèi)外油氣當(dāng)量產(chǎn)量3×108t的目標(biāo)。2015年中石油國(guó)內(nèi)外油氣當(dāng)量產(chǎn)量已經(jīng)達(dá)到2.6×108t，比上年增長(zhǎng)1.8%。要實(shí)現(xiàn)“十三五”的目標(biāo)，中石油的油氣當(dāng)量產(chǎn)量每年至少需要增長(zhǎng)約810×104t，增速約為3%。其中國(guó)內(nèi)天然氣產(chǎn)量達(dá)954.8×108m3，占全國(guó)天然氣總產(chǎn)量的72.7%。

《報(bào)告》中還公布了中石油過去一年的資產(chǎn)利潤(rùn)，中石油2015年?duì)I業(yè)收入為2萬億元，利潤(rùn)總額824.7億元，與2014年相比分別下降了26.1%和52.4%，資產(chǎn)總額約4.03萬億元。

（天工 摘編自新浪網(wǎng)）

Natural gas exploration and development in the PetroChina Changqing and its prospect in the 13thFive-Year Plan

Yang Hua1,2, Liu Xinshe1,2, Huang Daojun1, Lan Yifei1, Wang Shaofei1
(1. PetroChina Changqing Oilfi eld Company，Xi’an, Shaanxi 710021, China; 2. State Engineering Laboratory of Exploration and Development for Low-Permeability Oil and Gas Fields, Xi’an, Shaanxi 710018, China)

The PetroChina Changqing Oilfield Company (hereinafter referred to as the PetroChina Changqing) built the largest oil and gas production base of China in the Ordos Basin in 2013, achieving the yearly natural gas production of 375×108m3in 2015. For the further sustainable and stable production and quality and benefit improvement, such great achievements made in the 12thFive-Year Plan were first summarized, and the relevant favorable conditions for natural gas development were also analyzed as follows: abundant natural gas resources; increasingly mature E&P technologies; continuously improved delicacy management; and a surging demand for natural gas. Then, challenges to natural gas development were also discussed, including obvious deterioration of natural gas resources; diminished capacity of stable production of produced gasfi elds; increasing number of low-yield wells; and prominent supply-demand contradiction in present natural gas market. Finally, its prospect in the 13thFive-Year Plan was studied: to carry out natural gas exploration with focus on Upper Paleozoic tight gas, Lower Paleozoic carbonate rocks, and new areas and new domains, so as to achieve rapid growth of natural gas reserves and orderly replacement in exploration domains; to make rational development planning with focus on the stable production of mature gasfi elds; and to enhance tight gas recovery and strengthen capacity building in new areas, so as to achieve a steady rise of annual natural gas production in the giant gas province. It is expected that by the end of 13thFive-Year Plan period, the PetroChina Changqing will achieve its annual natural gas output of up to 400×108m3.

Ordos Basin; PetroChina Changqing Oilfield Company; Natural gas production; Giant gas province; Exploration and development technology; Challenge; Prospect

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.05.001

國(guó)家大型油氣田及煤層氣開發(fā)重大專項(xiàng)（編號(hào)：2011ZX05044、2011ZX05007-004）。

楊華，1963年生，教授級(jí)高級(jí)工程師，博士；主要從事石油地質(zhì)綜合研究及油氣勘探管理工作，擔(dān)任本刊第七屆編委會(huì)委員，《Natural Gas Industry B》編委會(huì)委員，現(xiàn)任中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田公司總經(jīng)理、低滲透油氣田勘探開發(fā)國(guó)家工程實(shí)驗(yàn)室主任。地址：（710018）陜西省西安市未央?yún)^(qū)長(zhǎng)慶興隆園小區(qū)。ORCID:0000-0002-0885-0291。E-mail:yh_cq@petrochina.com.cn