1 天然气勘探开发进展
1.1 天然气勘探进展
鄂尔多斯盆地天然气勘探始于20 世纪60 年代，早期勘探以寻找构造气藏为主，发现了刘家庄、胜利井等小型气田；20 世纪80 年代末勘探转向下古生界碳酸盐岩，发现了靖边大气田；20 世纪90 年代中期勘探转向上古生界碎屑岩，发现了榆林、乌审旗等气田；20 世纪90 年代末勘探重点逐步转向上古生界大型砂岩岩性圈闭，发现了苏里格、子洲、神木等大气田。截至2015 年底，长庆油田在鄂尔多斯盆地古生界共计发现气田9个（图1），累计探明、基本探明天然气地质储量6.02×10^12 m3。“十二五”期间，长庆油田天然气储量大幅度增长，累计新增天然气探明、基本探明地质储量2.17×10^12 m3，形成了苏里格地区、盆地东部多层系复合含气区和下古生界碳酸盐岩3个大气区。
1.1.1 苏里格地区
苏里格地区位于鄂尔多斯盆地西北部，含气层主要为上古生界二叠系山西组和下石盒子组，属于典型的致密砂岩气藏。“十二五”之前，在致密气成藏地质理论指导下，勘探领域主要集中在苏里格北部地区，截止到2010 年，累计探明、基本探明天然气地质储量2.74×10^12 m3。“十二五”以来，针对苏里格南部能否形成有效储集砂体，开展了大面积储集砂体成因研究，创建了大型缓坡三角洲沉积模式：①“敞流型”湖盆沉积有利于形成大面积砂岩储集体。鄂尔多斯地块作为华北稳定地台的一部分，受大华北岩相古地理控制（图2），下石盒子组早期为向东南开口的“敞流型”湖盆，多物源供砂、无统一汇水区，有利于“满盆砂”的形成。②“事件性沉积”模式决定了三角洲前缘仍发育中—粗粒的碎屑岩储层。洪水期水流分布范围大，水流强度大，携砂能力强，形成的砂体规模大，水下分流河道砂体延伸距离相对较远。多期洪水沉积叠加，使中—粗粒沉积物不断向前推进，在三角洲前缘形成粒度较粗、磨圆较好的沉积物。在大型缓坡三角洲沉积模式认识的基础上，苏里格地区上古生界天然气勘探领域向南推进了100 km 以上，落实有利勘探范围约1.5×10^4 km2。自2011 年以来，苏里格地区天然气勘探不断取得突破，新增天然气基本探明储量1.72×10^12 m3，使苏里格气田累计探明、基本探明天然气储量达4.46×10^12m3，建成我国最大的气田。
1.1.2 盆地东部多层系复合含气区
盆地东部神木—子洲地区，具有多层系含气特征，主要含气层为上古生界本溪组、太原组、山西组、石盒子组。早期勘探发现了子洲、神木、米脂气田，探明天然气储量为2 445×10^8 m3。“十二五”期间，在天然气成藏富集规律和致密储层改造思路方面取得了新认识：①神木—子洲地区经历了海相潟湖—潮坪沉积体系到陆相河流—三角洲沉积体系演变，发育多套储集砂体。本溪—太原组砂体主要分布在北部，厚10～15 m，延伸距离150～200 km ；石盒子组砂体大面积分布，厚10～35 m，延伸距离300～450km ；山西组砂体规模处于二者之间，厚10～25 m，延伸距离200～300 km。②源储配置关系控制气藏富集程度。源内和近源气藏天然气充注程度高、气藏压力高、规模大，是大气田勘探的主要目标；远源气藏天然气充注程度较低、气藏压力较小、规模相对较小，局部富集。③储层应力敏感性和水锁效应明显，要加强储层保护。盆地东部上古生界储层岩性以岩屑石英砂岩、岩屑砂岩为主，储层塑性组分、黏土矿物含量较高，孔隙结构复杂，储层敏感性强。储层常规渗透率与35 MPa 覆压渗透率对比结果表明（图3），石英砂岩储层渗透率降低约65%，岩屑石英砂岩渗透率降低约85%，岩屑砂岩储层渗透率降低约95%。储层水锁程度总体为中等偏强，主要气层段下石盒子组、山西组、太原组储层水锁指数分别为69.4%、57.2%、63.2%。
随着地质认识的不断深入，长庆油田加强了对盆地东部多层系立体勘探与储层保护，含气面积不断落实与扩大。2013—2015 年在太原组、山西组新增天然气探明地质储量2398.90×10^8 m3，同时在石盒子组、本溪组等层系落实含气面积1.02×10^4 km2。目前，盆地东部神木—子洲地区已有天然气三级地质储量1.38×10^12 m3，成为继苏里格之后又一个新的万亿立方米大气区。
1.1.3 下古生界海相碳酸盐岩
20 世纪80 年代末期，通过引入煤成气理论和应用古岩溶理论，确认盆地中部发育奥陶系碳酸盐岩风化壳岩溶古地貌圈闭，1989 年发现靖边气田，之后勘探一直未获大的突破。“十二五”以来，通过不断深化下古生界海相碳酸盐岩天然气成藏富集规律研究，对气藏发育规律的认识更加明确：①“两源三灶”奠定了下古生界碳酸盐岩成藏的物质基础。上古生界大面积、广覆式分布的煤系烃源岩为主力烃源灶。下古生界海相烃源岩也具有一定的生烃能力，盆地西部、南部中上奥陶统海相烃源岩厚60～200 m，盆地中东部烃源岩厚10～25 m。②主要发育四大类储集体：风化壳型主要分布在盆地中东部马家沟组上部，岩性为泥粉晶云岩，溶孔发育；白云岩型主要分布在马家沟组下部，岩性为粗粉晶—细晶晶粒状云岩，晶间孔发育；岩溶缝洞型主要分布在盆地西部克里摩里组，岩性为石灰岩，孔洞、洞穴发育；台缘礁滩型主要分布在盆地西、南缘克里摩里组，岩性为颗粒灰岩及细晶—中晶云岩、石灰岩，溶蚀骨架孔、晶间孔发育。③发育奥陶系“顶部”与“内幕”两大成藏系统（图4）。靖边—子洲地区，以膏盐层为封隔层，上古生界煤系烃源岩生成天然气“侧向”进入奥陶系顶部储集体，形成上生下储成藏组合，构成顶部成藏系统；膏盐下天然气既可以来源于上古生界烃源岩，也可以来源于下古生界烃源岩，具有自生自储、上生下储等多套成藏组合，构成盆地中东部内幕成藏系统。定边以西的盆地西部、西南缘地区，主要发育内幕成藏系统，上、下古生界烃源岩均对天然气成藏具有贡献作用，可形成自生自储、上生下储等多套成藏组合。在海相碳酸盐岩成藏理论认识的基础上，明确了奥陶系顶部风化壳、古隆起东侧中组合、奥陶系膏盐下和秦祁海域台地边缘带等4 大勘探领域。
2012 年奥陶系顶部风化壳新增天然气探明地质储量2210×10^8 m3，在古隆起东侧中组合已有十余口井试气获日产百万立方米以上的高产工业气流，奥陶系盐下和秦祁海域台缘相带钻探发现重要苗头。目前已在下古生界累计提交天然气探明储量6547.10×10^8m3，预计可形成万亿立方米级的大气区。[pagebreak]
1.2 天然气开发进展
长庆油田天然气开发实现了3次跨越式发展。靖边气田1991年投入开发，2003年建成生产能力55×10^8 m3/a，实现“油气并举”的首次跨越；榆林气田自1999年投入开发，按照合作开发和自营开发模式，2005年建成生产能力53×10^8 m3/a，实现100×10^8 m3/a大气区的二次跨越；苏里格气田自2001 年起，经历了评价、上产及稳产3个阶段，2013年建成生产能力235×10^8 m3/a，油田实现了350×10^8 m3/a 规划目标的跨越式发展，完成了由低渗气藏向致密气藏的开发转变（图5）。截至2015 年底，长庆气区已建成天然气生产能力380×10^8 m3/a，累计生产天然气2697×10^8 m3，成为目前我国最大的天然气工业基地。
1.2.1 苏里格气田
苏里格气田单砂体规模小( 厚度2～6 m，宽度400～800 m，长度600～1 200 m)、非均质性强，气井投产后单井产量低、压力下降快、稳产难度大。2006年开始规模上产，创建了苏里格气田合作开发模式和“ 四化”（标准化设计、模块化建设、数字化管理、市场化运作）气田建设模式及12项开发配套技术，解决了苏里格气田有效开发的技术难题，2010年天然气年产量达到108×10^8 m3。“十二五”以来，重点开展了致密气水平井技术攻关，助推了苏里格气田开发方式的转变，水平井产量占到总产量的30%以上（图6）。①针对河流相砂体复杂多变特征，突出精细和量化，开展层段复合砂体、小层复合砂体、单砂体、砂体内部构型逐级描述，精细解剖砂体空间叠置关系与展布特征，量化砂体规模。②开展储层三维变速微构造刻画、有效储层描述和三维可视化技术攻关，为致密砂岩气藏水平井导向提供地震技术支持。③形成了水平井整体开发“四化”模式：部署集群化、设计差异化，作业工厂化、站场橇装化，支撑了苏里格气田水平井规模开发。④形成水平井不动管柱水力喷砂分段压裂技术和水平井裸眼封隔器分段压裂技术，自主研发了高抗冲蚀喷射器、裸眼封隔器、悬挂封隔器、速溶球等关键工具，具备一次连续分压23段的能力。
苏里格气田开发方式的转变和技术进步，推动了天然气产量的快速增长，2010年以来苏里格气田年新增天然气产量超过30×10^8 m3，2014年天然气年产量达到238×10^8 m3，开始进入稳产阶段。
1.2.2 神木气田
神木气田具有多层系含气的特征，与苏里格气田相比，储层条件更差。2009年神木气田开始前期评价，2011年进行试采评价，2012年开始大规模建产，2015年底建成年产量25×10^8 m3的大气田。“十二五”期间，针对神木气田多层系致密储层开发的难点，在砂体结构解剖和纵向叠置关系研究基础上，根据井控储量及井间干扰分析，优化不同储量丰度下大井组布井方式，形成了“多层系多井型丛式井立体开发模式”：①在对国内各油气田致密砂岩储层不同评价方法调研的基础上，通过多因素权衡、定量化表征，优选单层有利区，结合单层产气能力评价，归一化求取单层产能指数、合成综合指数，再结合经济评价确定经济开发界限，形成了以“综合指数法”为核心的富集区优选技术。②在砂体规模及连通性评价的基础上，突出井控储量、井间干扰研究，优化多层系开发井型、井丛数及井网井距等关键参数，确定了不同储量丰度下最优井距及井丛数，形成了独具特色的多层系气藏井网空间设计技术。③基于砂体结构解剖和纵向叠置关系研究，针对不同储层展布特征形成了大丛式井组、大丛式混合井组、水平井整体开发等3种布井模式。
1.2.3 靖边气田
靖边气田属于低渗透气藏，产层主要为下古生界奥陶系马家沟组。1999年起投入大规模开发，到2003年底，建成天然气生产能力55×10^8 m3/a，实现了向北京、天津、陕西、宁夏、内蒙古及华东地区的平稳供气，形成了储层综合评价、优化布井、气井产能评价开发方案优化设计等气田开发主体配套技术。“十二五”期间，形成了气藏精细描述、水平井开发、动态精细评价、增压开采等相对完善的低渗透碳酸盐岩气藏稳产配套技术，通过扩边建产、加密调整、老井挖潜、增压开采以及生产制度优化等措施实现了长期稳产，目前气田已稳产13年，累计生产天然气790×10^8 m3。
2 “十三五”天然气开发规划
2.1 老气田稳产
靖边、榆林气田已分别稳产14年、12年，目前地层压力分别为14.7MPa、14.0MPa，较原始地层压力分别下降53.2%、48.7%，气井井口压力接近系统压力6.4MPa，稳产能力减弱，下一步需要重点攻关：①在深化气藏动态分析、明确气田稳产主控因素的基础上，开展强非均衡开采气藏增压单元划分、不同压力气井增压序列优化等关键技术攻关；②开展完善井网、查层补孔、老井侧钻及重复改造等措施，评价气田挖潜潜力；③针对低压低产气井生产特征，持续加强剩余储量空间分布预测与加密井技术经济下限研究，制订合理的延长稳产期对策。通过上述措施和气田扩边建产，靖边气田、榆林气田预计可稳产至2020年。
2.2 致密气提高采收率
致密砂岩气藏已成为长庆气区增储上产的主力，气田有效砂体规模小，叠置关系复杂，综合递减率为23.8%，目前井网条件下采收率仅为35%，稳产的难点主要集中在井网不完善导致储量动用程度低、储层和流体特征存在差异造成产量递减不均、气水关系复杂让部分储量暂时难以有效动用等方面。“十三五”期间，长庆油田提高致密砂岩气藏采收率的技术思路包括：①通过有效砂体精细解剖，深化气藏精细描述，探索气藏静动态建模技术；②通过扩大加密试验研究区块储量、单井控制储量、采气速度和采收率等主要指标之间的合理匹配关系，提出兼顾采收率和采气速度的最优加密井距和排距； ③开展老井措施挖潜技术研究与试验，进一步提高单井产量和气田采收率，形成致密气藏稳产及提高采收率技术对策；④针对低产井、产水井不断增多，加强气井分类管理措施研究，分区分策、一区一策优化生产制度，结合重复压裂、排水采气工艺，有效降低综合递减率。
2.3 新区产能建设
新区产能建设主要分布在盆地东部及盆地南部地区，需加大该区域的开发评价工作，落实产建有利区。其中，盆地东部面积为2.7×10^4 km2，已有天然气三级储量为1.38×10^12 m3，盆地东部气藏地质条件与神木气田相似，纵向“多层复合含气、层层低产”特征十分明显，“十二五”期间，已经形成了独具特色的多层系多井型大井组立体开发模式——神木开发模式，为盆地东部其他新区天然气开发提供了强有力的技术支撑。盆地西南部陇东地区面积约3.5×10^4 km2，估算天然气资源量为1.5×10^12 m3 ；盆地东南部宜川—黄龙地区面积为1.1×10^4 km2，有14 口井获得工业气流，显示出较好的勘探开发潜力。该三大区域可作为长庆气区的重要资源接替区，为长庆气区的持续稳产提供有力的资源保障。
