賈愛林 位云生 郭 智 王國亭 孟德偉 黃蘇琦

中國石油勘探開發(fā)研究院

0 引言

致密砂巖氣（以下簡稱致密氣）是目前開發(fā)規(guī)模最大的非常規(guī)天然氣之一。1980年，美國聯(lián)邦能源管理委員會將地層滲透率小于0.1 mD的砂巖氣藏（不包含裂縫）定義為致密氣藏，并以此作為是否給予生產(chǎn)商稅收補(bǔ)貼的標(biāo)準(zhǔn)。根據(jù)我國石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)（致密砂巖氣地質(zhì)評價方法，SYT 6832—2011），致密氣是指覆壓基質(zhì)滲透率小于等于0.1 mD的砂巖氣層，單井一般無自然產(chǎn)能或自然產(chǎn)能低于工業(yè)氣流下限，但在一定經(jīng)濟(jì)條件和技術(shù)措施下可以獲得工業(yè)天然氣產(chǎn)量。

美國是全球致密氣工業(yè)發(fā)展最早、開發(fā)利用最成功的國家，其致密氣藏具有氣層厚度大、豐度高且多含凝析油的特點(diǎn)[1-2]，氣井最終累計(jì)產(chǎn)氣量高、開發(fā)效益較好。我國致密氣也具有巨大的資源潛力和可觀的規(guī)模儲量，主要分布于鄂爾多斯、四川、松遼、吐哈等沉積盆地，其中鄂爾多斯盆地是我國最大的致密氣生產(chǎn)基地。我國致密氣藏主體以大面積、連續(xù)分布為主，以鄂爾多斯盆地蘇里格氣田、神木氣田、大牛地氣田、延安氣田等為代表；也存在部分以構(gòu)造控制為主的致密氣藏，以四川盆地上三疊統(tǒng)須家河組氣藏、吐哈盆地巴喀氣藏為代表[3-4]。

經(jīng)過近20年的努力，我國致密氣開發(fā)取得了巨大成就，建成了我國產(chǎn)量規(guī)模最大的氣田——蘇里格氣田，并形成了致密氣藏低成本開發(fā)技術(shù)系列[5-6]。

1 致密氣資源分布概況

致密氣藏廣泛分布于世界各大含油氣盆地中，全球發(fā)育致密氣的盆地約70個，總資源量210×1012m3，剩余技術(shù)可采資源量約81×1012m3。亞太與美洲地區(qū)是致密氣分布的主要地區(qū)，超過全球總資源量的60%（圖1）。由于致密氣藏的特殊性，目前采收率多介于30%～50%，均遠(yuǎn)低于常規(guī)氣藏。致密氣藏采收率低受多種因素影響，主要原因包括宏觀和微觀兩個方面：①宏觀上致密氣藏有效砂體呈孤立狀非均勻分布，儲量的動用程度主要受控于井網(wǎng)密度，無論井網(wǎng)密度多大（目前全球最大井網(wǎng)密度16口井/km2），仍有部分儲量難以充分動用；②微觀上致密儲層孔喉細(xì)小，相當(dāng)比例的天然氣儲存于納米級儲集空間或非連通孔隙中，該部分氣體難以產(chǎn)出。

圖1 全球致密氣資源量與剩余技術(shù)可采資源量分布圖

我國致密氣廣泛分布，各大盆地中均有發(fā)育，但分布極不均衡。根據(jù)中國石油第四次油氣資源評價結(jié)果，我國陸上致密氣總資源量21.85×1012m3，其中，鄂爾多斯盆地上古生界13.32×1012m3，占總資源量的60%以上，四川、松遼、塔里木盆地均超過1.00×1012m3，其他盆地零星分布（表 1）。

表1 我國陸上致密氣資源量、探明儲量與產(chǎn)氣量表

截至2020年底，我國陸上致密氣探明地質(zhì)儲量5.49×1012m3，探明率僅為25.1%，仍處于勘探早中期，探明儲量具備進(jìn)一步增加的潛力。2020年我國致密氣產(chǎn)量達(dá)470×108m3，占全國天然氣總產(chǎn)量的24.4%，其中，鄂爾多斯盆地430×108m3、四川盆地35×108m3、松遼盆地 5×108m3，鄂爾多斯盆地致密氣產(chǎn)量超過全國致密氣總產(chǎn)量的90%，是我國當(dāng)前致密氣開發(fā)的核心區(qū)，未來也將是致密氣開發(fā)的主力區(qū)（表1）。

2 致密氣開發(fā)歷程

全球致密氣勘探開發(fā)始于20世紀(jì)70年代[7]。首先是儲層改造技術(shù)的突破與規(guī)?；瘧?yīng)用使致密氣工業(yè)化開發(fā)成為可能，開發(fā)進(jìn)程快速推進(jìn)；其次，鉆完井與儲層改造技術(shù)的持續(xù)進(jìn)步使投資成本大幅下降，致密氣的效益開發(fā)得以實(shí)現(xiàn)。直井多層、水平井多段儲層改造技術(shù)的不斷創(chuàng)新與突破極大地釋放了致密氣產(chǎn)能，提高了氣井最終累計(jì)產(chǎn)氣量，助推了全球致密氣產(chǎn)量的快速攀升。美國、加拿大、中國、委內(nèi)瑞拉、澳大利亞、墨西哥、阿根廷、印度尼西亞、俄羅斯、埃及、沙特阿拉伯等十多個國家均進(jìn)行了致密氣開發(fā)嘗試，但受資源、技術(shù)、市場與成本等諸多因素的影響，目前實(shí)現(xiàn)致密氣開發(fā)最成功的國家為美國、加拿大與中國，我國位居世界第三大致密氣產(chǎn)氣國[8-10]（圖2）。

圖2 世界致密氣主要生產(chǎn)國2020年產(chǎn)氣量對比圖

美國致密氣規(guī)?；_發(fā)始于20世紀(jì)70年代，在政策扶持下致密氣產(chǎn)量快速上升，從1990年的600×108m3增 長 到 2008 年 的 1 956×108m3（ 圖 3）。美國致密氣主要分布于圣胡安、棉花谷、皮申斯、二疊、尤因塔及綠河等盆地[11]。雖然北美不同盆地致密氣特征有所差異，但其共同特征是氣層厚度大、儲量豐度高、穩(wěn)定分布、裂縫相對發(fā)育、含氣飽和度較高等（表2）。甜點(diǎn)區(qū)與裂縫發(fā)育區(qū)、高儲層物性區(qū)密切相關(guān)，總體表現(xiàn)為自然產(chǎn)能低、井控面積小、產(chǎn)量遞減快、單井EUR低、低產(chǎn)期長等特征。

圖3 美國歷年致密氣產(chǎn)量圖

表2 北美與我國典型致密氣藏特征對比表

我國致密氣的開發(fā)探索也始于20世紀(jì)70年代，1972年首次在四川盆地川西北地區(qū)的中壩氣田上三疊統(tǒng)須家河組二段氣藏進(jìn)行致密砂巖氣藏開發(fā)[12]，之后在其他含油氣盆地中也發(fā)現(xiàn)了多個小型致密氣田。由于當(dāng)時缺乏對致密氣開發(fā)的認(rèn)識和儲層改造的手段，主要是借鑒低滲透氣藏的開發(fā)技術(shù)對策，僅在天然裂縫較為發(fā)育的井區(qū)獲得少量工業(yè)產(chǎn)量，如川中廣19井，35年累計(jì)產(chǎn)氣量達(dá)到3.02×108m3。直到21世紀(jì)初，我國致密氣開發(fā)仍僅限于少量區(qū)塊，未形成規(guī)模產(chǎn)能。2000年，鄂爾多斯盆地上古生界蘇6井試氣獲得120×104m3/d的無阻流量[13]，從而發(fā)現(xiàn)了蘇里格氣田，這一發(fā)現(xiàn)是我國致密氣勘探開發(fā)歷程中的標(biāo)志性事件，從此致密氣作為一種重要的氣藏類型步入了我國天然氣開發(fā)的歷史進(jìn)程。

2000—2005年，中石油緊密圍繞蘇里格氣田的效益開發(fā)，制訂了“面對現(xiàn)實(shí)，依靠科技，走低成本開發(fā)路子”的開發(fā)策略，系統(tǒng)開展了關(guān)鍵開發(fā)技術(shù)攻關(guān)，形成了系列開發(fā)配套技術(shù)，確定了關(guān)鍵開發(fā)指標(biāo)體系，從而推動了蘇里格氣田的快速上產(chǎn)，促進(jìn)了我國第一大氣田的規(guī)模效益開發(fā)。2006年以來，我國致密氣開發(fā)形成了鄂爾多斯盆地快速上產(chǎn)、其他盆地不斷突破的格局，四川盆地三疊系須家河組、吐哈盆地侏羅系八道灣組、松遼盆地白堊系登婁庫組陸續(xù)取得進(jìn)展。目前致密氣已成為我國產(chǎn)氣量最大的氣藏類型，2020年陸上產(chǎn)氣量達(dá)470×108m3，但各盆地產(chǎn)量分布不均衡，呈現(xiàn)出鄂爾多斯盆地獨(dú)大的局面，其產(chǎn)氣量超過我國致密氣總產(chǎn)量的90%。

3 我國致密氣開發(fā)技術(shù)系列

經(jīng)過20年的持續(xù)攻關(guān)，我國不僅實(shí)現(xiàn)了致密氣的規(guī)模效益開發(fā)，形成了系列關(guān)鍵開發(fā)技術(shù)，而且創(chuàng)建了典型的“蘇里格模式”[14-15]。結(jié)合致密氣藏的開發(fā)階段，在不斷完善現(xiàn)有開發(fā)技術(shù)手段的同時，積極探索整體提升開發(fā)效果系列技術(shù)，形成了可適應(yīng)開發(fā)評價階段和開發(fā)調(diào)整階段的核心技術(shù)系列[15]。

3.1 開發(fā)評價階段中的關(guān)鍵技術(shù)

氣藏開發(fā)評價指在發(fā)現(xiàn)氣藏并提交了一定的探明儲量后，為推進(jìn)氣田開發(fā)而進(jìn)行的研究工作，包括儲層地質(zhì)研究、開發(fā)指標(biāo)論證、工藝技術(shù)試驗(yàn)分析等，對于超大型或開發(fā)風(fēng)險較大的氣藏，還包括進(jìn)行開發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn)，最終編制氣藏開發(fā)方案并實(shí)施。

3.1.1 有效儲層成因單元確立與富集區(qū)優(yōu)選

常規(guī)砂巖氣藏儲層物性好，氣水界面之上砂巖儲層（包括含礫砂巖、砂礫巖及粉細(xì)砂巖等）基本都為有效儲層，其沉積體系研究開展至微相級別即能滿足氣層劃分與生產(chǎn)需求（如塔里木盆地克拉2氣藏、鄂爾多斯盆地榆林氣田山2段氣藏等）。但致密砂巖物性總體較差，僅物性較好的部分砂巖可形成有效儲層，這一部分可能對應(yīng)微相，也可能對應(yīng)微相內(nèi)部的巖相單元，因此需開展更為精細(xì)的巖相研究才能確定有效儲層的成因與控制因素。蘇里格氣田盒8、山1段目的層主體為辮狀河沉積，沉積微相類型為心灘和辮狀河道。結(jié)合巖心、測井、生產(chǎn)動態(tài)等多種手段，動靜態(tài)結(jié)合確定有效儲層（產(chǎn)層），在此基礎(chǔ)上對有效儲層開展成因單元研究，結(jié)果表明：有效儲層主要為心灘中下部、辮狀河底部的中粗粒巖相部分，形成于強(qiáng)水動力沉積環(huán)境下。有效儲層厚度僅占砂體厚度的約1/3，空間上分散分布，剖面上呈現(xiàn)出“砂包砂”的二元結(jié)構(gòu)（圖4、5）。國內(nèi)外相當(dāng)一部分致密氣田都表現(xiàn)出砂體大面積分布而有效儲層分散分布的特征[16-18]。

圖4 有效儲層沉積微相與巖石相圖

致密氣藏表現(xiàn)出大面積廣泛分布的特征，但平面上存在一定的差異性，部分地區(qū)致密氣呈現(xiàn)出層數(shù)多、厚度大、儲層豐度高的特點(diǎn)，即所謂的“甜點(diǎn)區(qū)”。受開發(fā)技術(shù)的限制與開發(fā)成本的制約，一般選擇致密氣富集區(qū)進(jìn)行優(yōu)先開發(fā)[19-20]。富集區(qū)的形成受沉積體系控制和影響，河道體系的主體帶與沉積環(huán)境的轉(zhuǎn)折帶最為發(fā)育，因此建立沉積模式、開展沉積微相分布研究是致密氣開發(fā)重要的基礎(chǔ)地質(zhì)工作之一（圖6、7）。緊密結(jié)合沉積儲層研究和與地球物理認(rèn)識，可準(zhǔn)確落實(shí)富集區(qū)分布，有效降低開發(fā)風(fēng)險?；谏鲜黾夹g(shù)方法，在蘇里格氣田優(yōu)選出Ⅰ＋Ⅱ類富集區(qū)2.01×1012m3，在氣田產(chǎn)能建設(shè)中發(fā)揮了巨大作用（圖8）。

圖5 致密氣典型氣藏剖面圖

圖6 致密氣富集區(qū)平面分布圖

圖7 辮狀河體系發(fā)育模式圖（據(jù)賈愛林等）

圖8 蘇里格氣田天然氣富集區(qū)分類圖（2021年）

3.1.2 開發(fā)指標(biāo)評價

致密氣開發(fā)指標(biāo)基本由單井、區(qū)塊、氣田三級單元構(gòu)成，且不同單元的評價重點(diǎn)也各不相同。

3.1.2.1 單井指標(biāo)

單井指標(biāo)是致密氣最為基礎(chǔ)、最為重要的指標(biāo)，其中主要包括氣井分類、單井初始合理產(chǎn)量、不同類型井的比例及平均單井EUR等參數(shù)。在蘇里格氣田開發(fā)早期，基于地質(zhì)分析法、生產(chǎn)動態(tài)評價法、產(chǎn)量遞減法、采氣指示曲線法等系統(tǒng)開展致密氣井單井指標(biāo)研究，基本確定了Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三類氣井各約占總井?dāng)?shù)的1/3、直井平均單井合理配產(chǎn)1×104m3/d、井均 EUR 2 248×104m3等關(guān)鍵開發(fā)指標(biāo)（表 3）。蘇里格氣田近20年的開發(fā)實(shí)踐表明，目前約1.6×104口氣井的實(shí)際生產(chǎn)特征與早期確立單井指標(biāo)非常吻合。

表3 蘇里格氣田直井分類標(biāo)準(zhǔn)表

3.1.2.2 區(qū)塊與氣田開發(fā)指標(biāo)

單井指標(biāo)確定是區(qū)塊與氣田開發(fā)指標(biāo)的基礎(chǔ)，對于區(qū)塊和氣田而言，重要的開發(fā)指標(biāo)包括產(chǎn)量規(guī)模與遞減率。區(qū)塊合理開發(fā)規(guī)模需根據(jù)區(qū)塊面積、富集區(qū)儲量與面積、合理井網(wǎng)、最大鉆井?dāng)?shù)、穩(wěn)產(chǎn)期的要求等來確定，區(qū)塊遞減率則結(jié)合不同類型氣井、不同時間投產(chǎn)氣井的遞減率按比例權(quán)重計(jì)算得到。氣田開發(fā)規(guī)模由區(qū)塊開發(fā)規(guī)模同年份疊加而成，氣田遞減率則基于多個區(qū)塊遞減率按產(chǎn)量權(quán)重計(jì)算得到（表4）。

表4 蘇里格氣田遞減率表

3.1.3 井網(wǎng)井型優(yōu)化

因儲層地質(zhì)特征的差異，致密氣開發(fā)的井網(wǎng)井型與頁巖氣存在明顯差異[21-23]，頁巖氣主體層突出且穩(wěn)定展布，水平井多段壓裂是實(shí)現(xiàn)頁巖氣有效開發(fā)的關(guān)鍵技術(shù)，而致密氣縱向上發(fā)育多個有效儲層且橫向變化快、非均質(zhì)性強(qiáng)，局部主力層發(fā)育，其開發(fā)井型的選擇尤為關(guān)鍵。全球致密氣田的開發(fā)中直井與水平井都不乏開發(fā)成功的范例，但水平井開發(fā)應(yīng)重點(diǎn)考慮以下因素：①主力層發(fā)育且儲量集中度超過75%；②水平井開發(fā)的層段易于識別與控制；③除了考慮單井的開發(fā)指標(biāo)，還要兼顧氣藏的總體開發(fā)效果，尤其應(yīng)重視采收率。結(jié)合蘇里格氣田儲層地質(zhì)特征，確定了以直井為主、水平井適當(dāng)部署的技術(shù)思路，當(dāng)前水平井約占總開發(fā)井?dāng)?shù)的12.5%。致密氣開發(fā)井網(wǎng)主要指井網(wǎng)密度，一般采用每平方千米直井的開發(fā)井?dāng)?shù)確定（水平井可按直井折算，如1口水平井可折算3口直井）。有效儲層的規(guī)模尺度、連續(xù)性與連通性是確定合理開發(fā)井網(wǎng)密度的關(guān)鍵地質(zhì)參數(shù)。開展井網(wǎng)加密試驗(yàn)有助于上述地質(zhì)參數(shù)的獲取，蘇里格氣田開發(fā)過程中開展了多期井網(wǎng)加密試驗(yàn)，為合理井網(wǎng)密度的確定提供了有效支撐（圖9、表5）。系統(tǒng)論證結(jié)果表明，蘇里格氣田開發(fā)井網(wǎng)密度具備從目前2口/km2主體開發(fā)井網(wǎng)密度提升至4口/km2的潛力。

表5 歷年蘇里格氣田整體開發(fā)方案及關(guān)鍵指標(biāo)表

圖9 蘇里格氣田中區(qū)蘇14區(qū)塊南部加密試驗(yàn)區(qū)參數(shù)圖

3.1.4 儲層改造

對致密氣藏進(jìn)行儲層改造是獲得工業(yè)氣流的關(guān)鍵，得益于非常規(guī)油氣藏開發(fā)規(guī)模的不斷擴(kuò)大，儲層改造技術(shù)快速發(fā)展，主要包括直井多層、水平井多段壓裂改造技術(shù)。蘇里格氣田水平井改造工藝已由早期的水力噴射、裸眼封隔器分段壓裂升級為固井完井橋塞分段壓裂，提高了段間封隔有效性，增大了儲層改造體積。地質(zhì)、工程雙“甜點(diǎn)”的緊密結(jié)合，可有利于優(yōu)化布縫位置、縮短裂縫間距，使水平井改造效果得到顯著提升。因此加強(qiáng)地質(zhì)、工程一體化研究，緊密結(jié)合三維地震刻畫主力儲層的空間展布、精細(xì)描述儲集體及圍巖的巖性、物性、含氣性及脆性，緊密結(jié)合經(jīng)濟(jì)因素、優(yōu)化射孔段及儲層改造規(guī)模，是實(shí)現(xiàn)儲層改造效果的提升有效手段[24]。

3.1.5 開發(fā)方案優(yōu)化

致密氣有效砂體規(guī)模普遍較小、井間連通性差，有效儲層物性差，一般情況下相鄰井僅局部有壓力傳導(dǎo)或沒有壓力傳導(dǎo)，單井泄壓范圍0.10～0.40 km2，平均僅為0.24 km2。常規(guī)氣藏儲層連通性好，開展數(shù)值模擬研究可有效預(yù)測方案指標(biāo)。對致密氣藏進(jìn)行數(shù)值模擬研究的則意義不大，僅需對單井生產(chǎn)動態(tài)進(jìn)行準(zhǔn)確模擬，并形成可代表該氣田特征的典型生產(chǎn)曲線，采用單井指標(biāo)疊加的方法確定氣田的關(guān)鍵開發(fā)指標(biāo)，進(jìn)行開發(fā)方案優(yōu)化設(shè)計(jì)。上述技術(shù)方法首先在蘇里格氣田開發(fā)方案的編制中得到應(yīng)用，并在中石油長慶油氣區(qū)塊獲得廣泛推廣，比國外采用相關(guān)技術(shù)早了近10年。

3.2 開發(fā)調(diào)整階段中的關(guān)鍵技術(shù)

氣田開發(fā)調(diào)整是指開發(fā)方案實(shí)施之后，針對開發(fā)過程中暴露的問題和矛盾，通過地質(zhì)特征再認(rèn)識、結(jié)合開發(fā)動態(tài)分析、開發(fā)效果和開發(fā)潛力評價，對氣田開發(fā)層系、井網(wǎng)井距井型、開發(fā)方式、開發(fā)指標(biāo)及開發(fā)技術(shù)政策等進(jìn)行相應(yīng)調(diào)整，氣田開發(fā)調(diào)整階段的核心是提高采收率[25-27]。常規(guī)氣藏氣井穩(wěn)產(chǎn)能力通常較強(qiáng)，氣藏整體可維持幾年甚至十幾年的穩(wěn)產(chǎn)，開發(fā)方案實(shí)施后不需新增鉆井，致密氣藏由于有效儲層連通性差、泄壓范圍有限，氣井投產(chǎn)后即開始遞減，評價階段與開發(fā)調(diào)整階段緊密交叉，需邊開發(fā)、邊調(diào)整。

世界主要致密氣田的初次采收率為20%～35%，初次采收率偏低受技術(shù)條件、地質(zhì)認(rèn)識、經(jīng)濟(jì)環(huán)境等多方面因素的影響。井網(wǎng)對儲量的控制程度不足是導(dǎo)致初次采收率偏低的重要原因。結(jié)合致密氣藏開發(fā)特征，明確了開發(fā)調(diào)整階段的主要技術(shù)手段及開發(fā)效果。研究結(jié)果表明，井網(wǎng)優(yōu)化與加密是提高采用率最主要的技術(shù)手段，數(shù)值模擬、加密試驗(yàn)區(qū)解剖等論證結(jié)果表明該方法可提高采收率10%～20%，此外查層補(bǔ)孔、老井側(cè)鉆、二次壓裂、排水采氣、增壓開采等也是氣田開發(fā)調(diào)整階段提高采收率的有效技術(shù)手段（圖10）。基于上述開發(fā)調(diào)整系列技術(shù)，可將蘇里格氣田致密氣采收率由初期的32%整體提高到50%以上，已在多個密井網(wǎng)開發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)得到驗(yàn)證，未來值得進(jìn)一步推廣。

圖10 致密氣提高采收率效果圖

4 我國致密氣開發(fā)前景

截至2020年底，我國天然氣累計(jì)探明地質(zhì)儲量17.2×1012m3[28]，其中致密氣探明儲量 5.49×1012m3，占總探明儲量的32%。近10年來，致密氣占天然氣總探明儲量的比例不斷增加（圖11），但與致密氣資源量相比探明率仍然偏低，仍具有較大的增長潛力與空間。

圖11 中國歷年新增天然氣、致密氣探明儲量圖

截至2020年底，我國開發(fā)已動用的探明致密氣儲量 2.39×1012m3，剩余未動用儲量 3.10×1012m3，儲量動用率為43.5%，與常規(guī)氣藏68.9%的儲量動用率相比，明顯偏低[29]。展望我國致密氣發(fā)展前景，未動用探明儲量的接續(xù)動用、已動用探明儲量挖潛、新增探明儲量有效開發(fā)是確保我國致密氣中長期發(fā)展3個重要方面[30]。

已探明剩余可采儲量是致密氣持續(xù)上產(chǎn)與穩(wěn)產(chǎn)的現(xiàn)實(shí)資源基礎(chǔ)，探明已動用儲量按照采收率50% 計(jì) 算，則可采儲 量 規(guī) 模 為 1.20×1012m3，目前已采出0.44×1012m3，探明已動用剩余可采儲量為 0.76×1012m3；探明 未動用儲量 3.1×1012m3，按采收率35%～40%計(jì)算，探明未動用可采儲量(1.09～1.24)×1012m3。致密氣已探明剩余可采儲量共計(jì) (1.86 ～ 2.00)×1012m3，具備 2030—2035 年上產(chǎn)至800×108m3并穩(wěn)產(chǎn)10年以上的資源基礎(chǔ)。

根據(jù)中國石油第四次資源評價結(jié)果，我國致密氣探明率處于偏低水平（僅為25.1%），與成熟探區(qū)50.0%左右的探明率相比具有進(jìn)一步提升的空間。預(yù)測未來我國致密氣的可新增探明儲量5×1012m3，主要集中在鄂爾多斯盆地和四川盆地。未來新增探明儲量是確保我國致密氣進(jìn)一步穩(wěn)產(chǎn)的資源基礎(chǔ)，按采收率30%～35%計(jì)算，新增探明部分的天然氣可采儲量介于(1.50～1.75)×1012m3，可支撐我國致密氣(700～800)×108m3年產(chǎn)規(guī)模并持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)至2050—2060年。

5 結(jié)論

1）致密氣作為非常規(guī)天然氣的重要類型之一，廣泛分布于世界各大油氣盆地，總資源量210×1012m3，其中亞太與美洲地區(qū)資源量最為豐富，超過全球總資源量的60%。我國致密氣資源較為豐富，約占全球資源量的10%，但分布極不均衡，鄂爾多斯盆地是我國致密氣分布的主體。

2）得益于儲層改造技術(shù)的突破和開發(fā)成本的下降致密氣規(guī)模效益開發(fā)快速推進(jìn)。美國、中國與加拿大是致密氣開發(fā)最成功的國家，美國致密氣年產(chǎn)量連續(xù) 20年超過 1 000×108m3，我國致密氣產(chǎn)量從2006年快速上升，2020年達(dá)470×108m3，并建成了全國最大的氣田——蘇里格氣田。

3）經(jīng)過20年的技術(shù)攻關(guān)與開發(fā)實(shí)踐，我國創(chuàng)新形成了針對自身致密氣特點(diǎn)的開發(fā)技術(shù)系列，可將我國致密氣開發(fā)劃分為開發(fā)評價和開發(fā)調(diào)整兩個階段：①評價階段的關(guān)鍵技術(shù)包括有效儲層成因單元確立與富集區(qū)優(yōu)選技術(shù)、開發(fā)指標(biāo)評價技術(shù)、井網(wǎng)井型優(yōu)化技術(shù)、儲層改造技術(shù)、開發(fā)方案優(yōu)化技術(shù)等；②開發(fā)調(diào)整階段的核心是提高采收率，井網(wǎng)優(yōu)化與加密是提高采用率最主要的技術(shù)手段，可提高采收率10%～20%，查層補(bǔ)孔、老井側(cè)鉆、二次壓裂、排水采氣及增壓開采也是有效的技術(shù)手段。

4）我國致密氣今后仍具有較大的上產(chǎn)潛力與發(fā)展前景，未動用探明儲量的接續(xù)動用、已動用探明儲量挖潛、新增探明儲量有效開發(fā)是保障我國致密氣中長期發(fā)展的3個重要方面。已動用探明儲量挖潛、未動用探明儲量開發(fā)可支撐我國致密氣年產(chǎn)氣量峰值(700～800)×108m3，達(dá)峰時間介于2030—2035年，穩(wěn)產(chǎn)超過10年。新增探明儲量的開發(fā)將進(jìn)一步支撐我國致密氣產(chǎn)量穩(wěn)產(chǎn)至2050—2060年。