鄂尔多斯盆地致密气勘探开发形势与未来发展展望

杨 华，刘新社，杨 勇

(1.中国石油长庆油田分公司，西安 710018;2.中国石油低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，西安 710018)

鄂尔多斯盆地致密气勘探开发形势与未来发展展望

杨 华1，2，刘新社1，2，杨 勇1，2

(1.中国石油长庆油田分公司，西安 710018;2.中国石油低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，西安 710018)

鄂尔多斯盆地致密气主要分布在上古生界石炭—二叠系，致密气资源量10.37×1012m3，占盆地天然气总资源量的68%，1995年以来先后发现了米脂、乌审旗、大牛地、神木、苏里格5个致密大气田，致密气地质储量3.78×1012m3，目前已进入储量产量快速增长阶段，近5年来储量年均增幅超过5000×108m3，致密气产量年均增幅30×108m3，建成了以苏里格气田为代表的致密气生产基地，集成创新形成了以全数字地震、优化钻井、储层改造、井下节流、排水采气、数字管理等为核心的致密气勘探开发关键技术，转变发展方式形成了以“标准化设计、模块化建设、数字化管理、市场化运作”为重点的致密气田开发模式，2011年苏里格气田生产致密气137×108m3，成功地向北京、上海、西安、银川、呼和浩特等重点城市供气。综合评价认为:苏里格南部、靖边—高桥、神木—米脂、盆地西南部是近期致密气增储上产的主要地区，预计2015年以前，盆地致密气储量规模将超过4.5×1012m3，致密气产量将达到255×108m3，并持续长时间稳产。

鄂尔多斯盆地;上古生界;致密气;苏里格气田;勘探开发形势;发展前景

1 前言

鄂尔多斯盆地是我国第二大沉积盆地，在太古代—早元古代形成的基底之上，经历了中晚元古代坳拉谷、早古生代浅海台地、晚古生代近海平原、中生代内陆湖盆和新生代周边断陷五大沉积演化阶段，沉积岩体积达到1500×1012m3，构造形态表现为盆缘构造发育，盆内为一西倾的大型平缓斜坡，平均坡降一般在4～7 m/km，除有少数鼻状构造外，大都十分平缓，不具备形成构造气藏的圈闭条件，主要发育岩性—地层圈闭。

盆地内天然气总资源量15.16×1012m3，其中致密气资源量达到10.37×1012m3。经过几代人的不懈努力，盆地天然气产量快速增长，目前已成为我国第一大天然气产区，尤其是近5年来，致密气勘探开发取得重大突破，新增储量3.78×1012m3，已成为增储上产的重要领域。2011年盆地致密气总产量达到162×108m3，占盆地天然气总产量的58%，并建成我国第一大气田——苏里格气田(见图1)。

2 致密气勘探开发历程

2.1 探索阶段(1996年以前)

图1 鄂尔多斯盆地构造单元划分及气田分布位置图Fig.1 Locations of structural units and study area in Ordos Basin

鄂尔多斯盆地天然气勘探开始于20世纪50年代，早期以寻找构造气藏为主，在盆地周边钻井60余口，仅在盆地西缘发现了刘家庄、胜利井等小型气田，天然气勘探没有取得重大突破。进入80年代，开始引入煤成气勘探理论，天然气勘探由外围勘探转入盆地本部，1987年在盆地东部钻探的镇川1井在二叠系石盒子组钻遇8.6 m砂岩气层，渗透率0.59 mD，试气获2.58×104m3/d的工业气流，随后又陆续钻探了18口井，均在石盒子组、山西组发现碎屑岩含气层系。但由于储层致密、非均质性强，压裂改造工艺技术落后，单井产能低，勘探虽然未能取得突破，但是对致密气的资源潜力有了初步认识。1989年钻探的陕参1井在下古生界奥陶系碳酸盐岩风化壳获28.3×104m3/d的高产工业气流，发现了靖边气田，1996年钻探的陕141井在二叠系山西组砂岩气层试气获76.78×104m3/d的高产工业气流，发现了榆林气田。在靖边气田、榆林气田的勘探中，上古生界致密砂岩储层中普遍见到含气显示，展示了上古生界致密气良好的勘探开发前景。

2.2 起步阶段(1996—2006年)

20世纪90年代中期以来，按照“上、下古生界立体勘探”的部署思路，积极开展了上古生界致密气沉积和成藏富集规律研究，结合地震储层预测，以寻找相对高渗储层为目的，甩开勘探，探明了第一个致密气气田——乌审旗气田。之后，2000年苏6井在上古生界石盒子组含气砂岩试气获得了日产120×104m3/d的高产工业气流，致密气勘探取得重大突破，当时采用“区域甩开探相带，整体解剖主砂体，集中评价高渗区”的大型岩性气藏勘探部署思路，高效、快速探明了苏里格大气田［1］，并使之成为当时中国陆上探明天然气储量最大的整装气田，探明致密气地质储量5336.52×108m3。

苏里格气田发现之后，针对气藏低丰度、低渗透、低压和储层非均质性较强的特点，开展了大量的前期开发评价工作，提出了致密气开发要面对现实、依靠科技、创新机制、简化开采、走低成本开发路子的基本指导思想，引入市场机制合作开发［2］，集成创新了以井位优选、井下节流、地面优化等为重点的十二项开发配套技术，实现了苏里格气田的有效开发［3，4］，进而坚定了盆地上古生界致密气勘探开发的信心。

2.3 快速发展阶段(2007年至今)

苏里格气田的有效开发推进了致密气大规模勘探开发步伐，通过地质综合研究认为，盆地北部晚古生代由北向南展布的大型河流——三角洲储集砂体，与石炭—二叠系煤系烃源岩形成良好源储配置，有利于大型致密砂岩气藏的形成。2007年在盆地东部探明了神木气田，探明储量934×108m3。2007—2011年，天然气勘探在苏里格气田东部、北部和西部取得重大突破，连续5年新增储量超5000×108m3。目前已发现苏里格、大牛地、乌审旗、神木、米脂5个大型致密气田，累计地质储量达到3.78×1012m3，其中苏里格气田地质储量达到3.17×1012m3。

在致密气勘探取得重大突破的同时，开发也取得重大进展。2006—2008年，针对致密气田在前期评价中暴露的问题，通过对十二项开发配套技术的不断完善，使开发阶段建井综合成本明显降低，实现了对苏里格气田的规模有效开发。2009年以来，以提高单井产量为核心，深化低成本开发战略，着力转变发展方式，开发方式由“单一直井”转变为“直井控制，丛式井、水平井开发”的新方式，致密气产量实现了跨越式发展，截至2011年年底，鄂尔多斯盆地已建成致密气生产能力近200×108m3。

3 致密气地质特征

3.1 含气层系多，分布面积大

鄂尔多斯盆地致密气主要分布在上古生界石炭系本溪组和二叠系太原组、山西组、石盒子组及石千峰组碎屑岩中，发育19个含气层组。自上而下，本溪组划分为本1、本2、本3三个含气层段，太原组划分为太1、太2两个含气层段，山西组划分为山1、山2两个含气层段，石盒子组划分为盒1至盒8八个含气层段，石千峰组划分为千1至千5五个含气层段。主力含气层段为下石盒子组盒8段、山西组山1段和太原组太1段，单井平均发育气层5～10段，单个气层厚3～8 m(见图2)。

图2 苏里格气田苏20区块苏20－16－13～苏20－16－22井气藏剖面图Fig.2 Correlation section of Su 20－16－13～Su 20－16－22 in Su 20 well areas of Sulige gas field

在平缓的区域构造背景下，致密气主要分布在盆地中部斜坡部位，气藏埋深从西向东逐渐变浅，西部地区2800～4000 m，东部地区1900～2600 m。气层纵向上相互叠置，平面上叠合连片分布，大面积含气，钻井证实盆地含气范围达18×104km2。在大面积含气背景下，局部相对富集。如苏里格气田含气面积超过4×104km2。

3.2 煤系烃源岩发育，气藏甲烷含量高

上古生界致密气藏中δ13C1值主要为－3.5%～－2.9%，δ13C2值基本大于－2.7%。伴生凝析油均呈姥鲛烷优势，Pr/Ph(姥鲛烷/植烷)值变化在1.64～2.41之间，具有典型的煤成气特征。上古生界煤系烃源岩大面积分布，西部最厚，东部次之，中部薄而稳定，煤岩厚6～20 m、有机碳50% ～90%，与煤岩伴生的暗色泥岩厚40～120 m、有机碳1.0%～5.0%。烃源岩热演化程度已普遍进入高成熟阶段，Ro值为 1.3% ～2.5%。计算总生烃量563.11×1012m3，生烃强度大于 10×108m3/km2的区块占含气范围总面积的75%以上，具有广覆式生烃的特征［5］，丰富的气源条件为大面积致密气藏的形成提供了物质基础。

由于上古生界天然气主要来源于高演化的煤系烃源岩，成烃以气为主［6］。因此，天然气组分主要以高的甲烷含量为特征，甲烷含量为90.08% ～96.78%，平均为 94.10%;乙烷含量为 1.29% ～7.38%，平均为 3.78%;天然气相对密度为0.5659 ～0.6247，平均为0.5976;二氧化碳含量为0～2.48%，平均为0.43%;各致密气藏中无论是天然气组分，还是相对密度均有较好的一致性，天然气组分分析中未见H2S，属无硫干气。

3.3 储层物性差，非均质性强

上古生界致密气储层岩性主要为石英砂岩、岩屑石英砂岩及岩屑砂岩，以中—粗粒结构为主，主要粒径区间分布在0.3～1.0 mm范围内，结构成熟度和成分成熟度较低。孔隙类型以次生溶孔和晶间孔为主，原生粒间孔在孔隙构成中居于次要地位，含少量收缩孔和微裂隙。地表条件下砂岩孔隙度小于8%的样品占50.01%，孔隙度为8% ～12%的样品占41.12%，孔隙度大于 12%的样品只占8.87%;储层渗透率小于1 mD的占88.6%，其中小于0.1 mD的占28.4%。覆压条件下，基质渗透率小于0.1×10－3μm2的储层占89%，具有典型致密气储层特征。

上古生界储层主要形成于陆相沉积环境，由于物源区岩性复杂，河流—三角洲水动力能量多变，决定了沉积物成分、粒度变化快，后期成岩作用复杂，储层在三维空间表现出了强的非均质性。作为多期叠置的砂体规模很大，但作为连续的储集体却有限。如石盒子组盒8段储层，叠合砂体南北向延伸可超过300 km以上，东西向宽10～20 km，砂体厚度20～30 m;连续储集砂体南北长2～3 km，东西向宽1～1.6 km，有效砂层厚度3～10 m。

3.4 非浮力聚集成藏，圈闭界限不清

鄂尔多斯盆地上古生界砂岩储层致密化时间为晚三叠世—中侏罗世，而天然气的大规模生、排烃时间为晚侏罗世—早白垩世末，储层致密时间要早于天然气运聚成藏期［6，7］，在区域构造非常平缓的背景下，天然气浮力克服不了储层毛管阻力，天然气难以沿构造上倾方向发生大规模的侧向运移，以一次运移或短距离的二次运移为主，构造对气藏的控制作用不明显，天然气就近运移聚集成藏。在强的储层非均质性控制下，渗透率级差影响了天然气的富集程度［8］，相对高渗透储层天然气充注起始压力低，运移阻力小，气容易驱替水，而渗透率较低的储层天然气充注起始压力高，运移阻力大，气较难进入，储层非均质性控制下的差异充注成藏造成天然气主要富集于相对高渗砂岩储层中。

在近距离运聚成藏条件下［9，10］，一方面，天然气主要富集于紧邻烃源岩的储集层中，本溪组、山西组源储共生，含气饱和度平均为70%;石盒子组盒8段紧邻烃源岩，含气饱和度为65%;石盒子组上部及石千峰组远离烃源岩，含气饱和度平均为50%。另一方面，由于浮力不起控制作用，油气水分异差，气藏无边、底水，无统一的气、水界限，在不同期次砂体中，存在上气下水、气水倒置以及气水同层等多类型气水赋存状态，气藏圈闭边界不清晰。

3.5 气藏具有典型三低特征，单井产量低

上古生界致密气藏具有典型的“低渗、低压、低丰度”特征。地层条件下，89%的储层基质渗透率小于1 mD，同时，在开发过程中发现，储层渗透性随着气藏压力降低而下降，并具有不可逆性。渗透率越低，应力敏感性越强，渗透率下降得越快;地层压力系数0.62～0.9，自然能量不足;气藏储量丰度低，含气面积大，储量丰度一般为(0.8～1.5)×108m3/km2，含气范围呈大面积连片分布。

天然气井一般无自然产能，经储层压裂改造后，直井平均日生产量(1～2)×104m3，水平井平均日生产量5×104m3。气井在生产动态中表现为初期递减快，中后期递减慢，在较低井底流压下，表现出一定的稳产能力。

4 致密气勘探开发现状

4.1 勘探不断突破，储量快速增长

4.1.1 储量快速增长

近年来，随着苏里格气田的有效开发，鄂尔多斯盆地致密气的勘探日益引起重视，2006年以来，中国石油长庆油田公司加大了致密气勘探开发投入，针对致密气完钻探井500余口，完成二维地震20000 km，勘探取得重大突破，探明了神木千亿立方米大气田，扩大了苏里格气田含气面积，在苏里格地区形成3×1012m3大气田。尤其是2007年以来，每年新增致密气地质储量超5000×108m3(见图3)，2007—2011年盆地累计新增致密气地质储量2.81×1012m3。

图3 鄂尔多斯盆地历年新增致密气储量直方图Fig.3 The reserves histograms of tight gas in Ordos Basin over the years

神木气田位于盆地东部，主要含气层位为上古生界太原组和山西组，气层埋深2600～2800 m，储层平均孔隙度8.0%，平均渗透率0.64 mD。2003年完钻的双3井在太原组、山西组试气分别获得无阻流量2.5×104m3/d、6.9×104m3/d，发现新的含气领域。2006—2007年开展了系统评价勘探，太原组有18口获得工业气流，山西组有7口井获工业气流，探明了神木大气田，提交探明储量935×108m3，控制储量402.32×108m3。

苏里格气田位于鄂尔多斯盆地西北部，主要含气层位为上古生界石盒子组盒8、山西组山1，气层埋深3200～3900 m，储层平均孔隙度8.68%，平均渗透率0.91 mD。2007年开始进入二次整体勘探，在深化储层精细评价和成藏富集规律研究的基础上，以提高单井产量为突破口，地震勘探实现了由常规地震勘探转向全数字地震勘探，叠后储层预测转变为叠前有效储层与流体预测［11］;储层改造实现了不动管柱一次分压四层以上的技术突破。苏里格地区致密气勘探取得重大进展，连续5年新增天然气储量超5000×108m3，目前该区天然气储量累计达到3.17×1012m3，成为我国第一大气田。

4.1.2 资源潜力大

截至2011年年底，鄂尔多斯盆地累计完钻古生界天然气探井1367口，进尺451×104m，其中工业气流井664口，平均探井密度0.55口/100 km2。靖边、榆林、苏里格等地区探井密度最高，达到了2.4口/100 km2，环县、吴起、宜川等地区探井密度最低，为0.1 口/100 km2。根据国际通用标准［12］，预探井密度大于0.1口/km2为高勘探程度区，0.1～0.01口/km2为中等勘探程度区，小于0.01口/km2为低勘探程度区，鄂尔多斯盆地仍具有较大的勘探潜力。从已探明地质储量的分布来看，在层系上90%的探明储量分布在石盒子组盒8段和山西组山1段，而紧邻烃源岩层的本溪组和太原组勘探还未取得大的突破;在区域上致密气含气范围达18×104km2，而目前探明储量的98%分布在苏里格、榆林、镇川堡等不足6×104km2的区域范围内，资源发现不均，勘探潜力较大。

鄂尔多斯盆地天然气资源的认识经历了一个漫长的过程，“六五”期间引入了煤成气地质理论，“八五”期间建立了碳酸盐岩古地貌成藏模式，“九五”期间借鉴了深盆气成藏地质理论，“十一五”期间提出了致密气成藏地质理论，通过上述30年的科技攻关，基本查明了盆地天然气有利勘探范围18×104km2，天然气总资源量 15.16×1012m3，其中致密气资源量10.37×1012m3。截至2011年年底，盆地累计发现致密气地质储量3.78×1012m3，资源探明率36.5%。因此，从勘探程度、勘探领域和勘探层次分析，鄂尔多斯盆地致密气勘探前景仍然十分广阔。

4.2 苏里格气田成功开发，产量快速攀升

苏里格气田发现后，经过开发前期评价，一是印证了储量可靠，大面积含气，局部存在高产富集区，落实了建产区块;二是单井综合成本由早期的1300万元降低到不足800万元，开发成本大幅度降低;三是实现单井平均产量1×104m3/d，稳产3年，压降速率较低，经济效益较好。2006年以来开始了规模开发，天然气产量实现了跨越式发展，年新增天然气产量达到30×108m3，2011年年底，苏里格气田累计投产直井4370口，水平井192口。直井平均产量1.05×104m3/d，水平井平均产量5.4×104m3/d。2011年生产天然气137×108m3(见图4)，建成年生产能力达到169×108m3。

图4 苏里格气田历年天然气产量直方图Fig.4 Histograms of gas production in Sulige gas field over the years

苏里格中区是最早探明、最早投入开发的地区，气井生产历史较长，开发技术成熟配套，是致密气田成功开发的代表和典范。该区目前已经建成产能83.3×108m3，投产气井2681口，平均单井产气量1.08×104m3/d，压降速率控制在 0.016 MPa/d，整体生产运行平稳(见图5)。生产动态表明，单井1.1×104m3/d可以稳产4年，平均单井累计产气可以达到2333.6×104m3。

苏里格致密气田成功开发主要体现在两个方面:一是相对高效井的比例由评价初期的60%提高到规模开发阶段的80%以上，并持续保持;二是通过气田开发方式的转变，在提高单井产量方面取得重大突破。2009年以来，气田开发大力推动水平井规模开发，单井平均产气量达到5×104m3/d，为直井产量的3～5倍。目前投产水平井192口，日产水平910×104m3，占总井数4%的水平井产量达到总产量的20%左右。

图5 苏里格气田中区投产井压力、产量变化图Fig.5 Diagram for the change of production and production well pressure in the middle part of Sulige gas field

4.3 技术集成创新，形成一套适用的勘探开发技术

鄂尔多斯盆地在致密气勘探开发过程中，经过长期探索和技术攻关，形成了适合致密气勘探开发的配套技术系列，核心技术如下。

4.3.1 全数字地震技术

鄂尔多斯盆地地表主要为沙漠和黄土区，地震波能量衰减强烈，目的层反射信息弱，气层厚度相对较薄，常规二维地震预测可以找到砂体，但预测含气性效果一般，全数字地震由于采集资料品质的提高，满足了用叠前地震资料直接预测气层的条件［13］，实现了储层预测由砂体预测转为含气砂体预测，使直井的有效储层预测成功率由初期的50%提高到80%以上。全数字三维地震不但可以满足叠前地震弹性波反演和含气性预测，而且可以精细刻画和预测储层岩性、物性、含气性以及小幅度构造的空间展布［14］，克服了二维地震不能满足储层空间变化的预测，实现丛式井、水平井的规模化开发。

4.3.2 优化钻井技术

根据致密气田地层特点和低成本开发要求，形成了以井身结构优化、国产油套管应用、PDC钻头复合钻井提高钻速、优化泥浆体系等技术集成的快速钻井技术，机械钻速不断提高，钻井周期不断缩短，PDC钻头的钻速是同井段牙轮钻头机械钻速的2～3倍，大幅度缩短了钻井周期，直井由平均45 d缩短到15 d左右，丛式井由平均35 d降低到20 d左右，水平井钻井周期由202 d缩短到71 d左右。

4.3.3 压裂改造技术

通过直井多层、水平井多段的体积压裂改造，实现了致密储层改造的重大突破，为致密气有效开发提供了技术手段。直井改造工艺技术形成了以不动管柱机械分层压裂工艺为主体的增产工艺体系，实现了直井6层及以上的连续分压合求，有效节约了施工周期，减小了储层的伤害程度，直井单井产量较早期增产2～3倍。水平井改造技术中自主研发了水力喷射分段压裂改造工具和裸眼封隔器分段压裂改造工具，实现了10段以上改造。改造后水平井平均无阻流量62.4×104m3/d，生产井日产气量平均达到5.4×104m3/d，与直井相比，增产3～5倍。

4.3.4 井下节流技术

井下节流工艺是依靠井下节流器实现井筒节流降压(见图6)。充分利用地层热能加热，使节流后气流温度基本能恢复到节流前温度，取代了传统的集气站或井口加热装置，有效抑制了水合物的生成。井下节流与井口加热节流开采方式对比，一是有效降低了地面集输管线压力等级，节流后平均油压3.88 MPa，不到节流前的20%，为中低压集输模式的建立、降低地面建设投资夯实了基础;二是有效防止水合物生成堵塞，气井开井时率由67.0%提高到97.2%;三是不加热、不注醇，有利于节能减排，目前已累计推广应用4000余口井，每年减少甲醇消耗1.8×104t标准煤、加热炉燃气消耗 28.8×104t标准煤。

4.3.5 排水采气技术

致密砂岩气藏气井产能低，携液能力差，尤其是生产后期，井筒积液明显，影响气井的正常生产，针对局部含水生产井“低压、低产、含凝析油”的特点，从开发初期就开展了大量的排水采气技术攻关试验，初步形成了以泡沫排水采气为主体，速度管柱、柱塞气举、压缩机气举、合理工作制度为辅的排水采气工艺技术系列，确保了气田平稳生产。

图6 卡瓦式井下节流器结构图Fig.6 Structure graph of slip－type down hole chock

4.3.6 数字管理技术

致密气田由于单井产量低，大规模开发后，必然面临井数多、面积大的管理难题。数字化管理采用现代成熟的信息、通信、自控技术，实现数据源头自动采集，自动加载到生产企业的指挥中心数据库，为各级管理部门应用提供开放的数据平台。一是通过建立地质专家系统、工艺专家系统、气田管网管理系统，实现气田配产自动化;二是利用井下节流技术和远程可控开关截断装置，实现开、关井远程控制;三是建立电子巡井系统，对井场进行不间断的图像和工况分析，实现对气井运行的安全监控。

4.4 管理创新，建立了致密气田开发模式

苏里格气田作为致密气低成本开发的试验田，充分运用市场机制条件下的合作开发，建立了既不同于国内的边际效益油田合作开发的模式，也不同于国际合作PSC产品分成合同模式，是以“六统一、三共享、一集中”为核心的管理模式和以“标准化设计、模块化建设，数字化管理，市场化运作”的建设模式［15］。“六统一”是指各开发生产单位“统一规划部署、统一组织机构、统一技术政策、统一外部协调、统一生产调度、统一后勤支持”;“三共享”是“资源共享、技术共享、信息共享”;“一集中”是“集中管理”。

4.4.1 标准化设计

根据井站的功能和流程，设计了一套通用的、标准的、相对稳定的、适用于地面建设的指导性和操作性文件［16］。管理方按照“统一、简化、协调、最优化”的标准化原理全面开展厂、站标准化设计及与之相适应的物资采购、施工建设、工程管理、造价预算等方面的标准化工作。标准化设计的实施使设计效率显著提高，例如，单座集气站的设计周期由原来的30～45 d，缩短到10 d以内;50亿处理厂设计周期由原来的5个多月缩短到2个月。

4.4.2 模块化建设

以场站的标准化设计文件为基础，以功能区模块为生产单元，在工厂内完成模块预制，最后将预制模块、设备在建设现场进行组合装配。模块化施工内容主要包括“组件工厂预制、工序流水作业、过程程序控制、模块成品出厂、现场组件安装、施工管理可控”6个方面。模块化建设加快了致密气田大规模建设的速度，如集气站安装施工工期由原来的30 d降低到10 d，总体有效工期由原来的111 d降低到30 d。处理厂建设周期由14个月降低到9个月。

4.4.3 数字化管理

将数字化与劳动组织架构、生产工艺流程优化相结合，按生产流程设置劳动组织架构，实现生产组织方式和劳动组织架构的深刻变革。以基本生产单元(井、站、集输干线)为核心的数字化生产管理系统降低了劳动强度、提高了生产效率，大幅度减少了一线用工总量，同时数字化管理系统改善了员工工作方式，满足了一线员工的心理需求。如苏里格气田按照数字化集气站管理模式，较常规集气站定员减少56.25%。适应了气田大规模、快速建设和管理的需要［17］。

4.4.4 市场化运作

市场化运作培育了市场主体，强化了市场管理，完善了工程服务标准，提供了低成本、高质量、高速度的发展模式，解决了致密气大规模开发中钻井、材料等配套资源短缺的问题，实现了资源优化配置。同时市场化加强了竞争机制，对钻井队伍实施“甲乙丙”分级管理制度，业绩不好的队伍予以清退，推进工程队伍管理由“数量型”向“质量型”转变，有效保障了生产建设的安全平稳运行。

5 勘探开发前景展望

5.1 勘探新领域与资源潜力

5.1.1 苏里格南部

勘探面积约1.3×104km2，目的层主要为石盒子组盒8和山西组山1，气层埋深3700～4000 m。发育三角洲平原分流河道及前缘水下分流河道砂体，是苏里格气田向南的延伸，砂体纵向上叠置厚度大，平面上复合连片，砂体厚15～30 m。储层岩性以中—粗粒石英砂岩为主，孔隙类型以溶孔为主，晶间孔及粒间孔次之，平均孔隙度8.7%，平均渗透率0.83 mD。钻井均见含气显示，气层厚14.6 m，气藏呈大面积复合连片，未见边、底水。该区预计可新增储量7000×108m3。

5.1.2 靖边—高桥

勘探面积1.1×104km2，主要目的层为石盒子组盒8和山西组山 1、山 2，气层埋深 3300～3900 m，三角洲前缘水下分流河道砂体发育，岩性为中—粗粒石英砂岩、岩屑石英砂岩，孔隙类型以岩屑溶孔、晶间孔为主。石盒子组盒8段气层厚8.8 m，平均孔隙度8.9%，平均渗透率0.85 mD;山西组山1段气层厚5.3 m，平均孔隙度8.1%，平均渗透率0.68 mD;山西组山2段气层厚5.6 m，平均孔隙度6.8%，平均渗透率0.79 mD。以盒8、山1、山2为重点层系，预计该区可新增储量5000×108m3以上。

5.1.3 神木—米脂

勘探面积1.5×104km2，具有多层系复合含气特征，勘探目的层主要为石盒子组盒8、山西组山2和太原组，气层埋深1800～2600 m。该区处于上古生界生烃中心，生烃强度达40×108～50×108m3/km2，气源充足。石盒子组盒8段气层平均厚13 m，平均孔隙度8.4%，平均渗透率0.51 mD;山西组山2段气层平均厚7.5 m，平均孔隙度7.4%，平均渗透率0.65 mD;太原组气层平均厚10 m，平均孔隙度8.0%，平均渗透率0.64 mD。预计该区可新增储量6000×108m3以上。

5.1.4 盆地西南部

该区处于盆地南部沉积体系，勘探面积1×104km2，主要目的层为石盒子组盒8和山西组山1，气层埋深3800～4600 m。石盒子组盒8气层平均厚度7.5 m，平均孔隙度 9.2%，平均渗透率为0.71 mD;山西组山1气层平均厚度6.3 m，平均孔隙度8.1%，平均渗透率0.54 mD。镇探1井山西组试气获5.46×104m3/km2的工业气流，庆探1、莲1、合探2井在盒8、山1均钻遇石英砂岩气层，展示了该区良好的勘探前景。

5.2 开发前景展望

截至2011年年底，鄂尔多斯盆地致密气储量3.78×1012m3，其中苏里格气田占总储量的83.86%。下一步开发潜力区主要集中在苏里格南部、靖边—高桥、神木—米脂3个地区，预计可新增储量规模1.8×1012m3。

按照中国石油制定的长庆油田5000万t油气当量发展规划［18］，致密气将是下一步勘探开发的重点对象，2015年以前长庆油田致密气产能将达到230×108m3，占天然气总产量的65.7%(见图7)，并维持较长时间的稳产。结合华北分公司大牛地气田已建成的致密气年产量25×108m3，预计2015年以前鄂尔多斯盆地致密气年产量将超过255×108m3。

图7 长庆油田天然气年产量及发展趋势图Fig.7 Diagram for annual output and development trends in Changqing Oilfield

6 结语

鄂尔多斯盆地天然气资源丰富，拥有致密气资源量10.37×1012m3，经过几代人的不懈努力，在上古生界发现并探明了苏里格、乌审旗、大牛地、神木和米脂这5个大型致密砂岩气田，目前已累计发现致密气地质储量3.78×1012m3，形成了致密气勘探开发配套技术系列及致密气田开发建设模式，实现了致密气产量的跨越式发展，并建成我国最大的气田——苏里格气田。通过分析，在苏里格南部、靖边—高桥、神木—米脂等3个地区可新增地质储量1.8×1012m3，预测2015年以前鄂尔多斯盆地致密气产量将超过255×108m3，并维持长时间稳产。

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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

国家大型油气田及煤层气开发重大专项(2011ZX05007－004，2011ZX05044)

杨 华(1963—)，男，山东菏泽市人，教授级高级工程师，主要从事低渗透油气田勘探开发与工程管理;E－mail:yh_cq@petrochina.com.cn