鄂尔多斯盆地东南部致密砂岩气勘探开发关键技术创新及规模实践

王香增 乔向阳 张 磊 王永科 周进松杜永慧 曹 军 辛翠平 宋珈萱 袁芳政

1. 陕西延长石油（集团）有限责任公司 2. 陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院

0 引言

天然气是实现“碳中和”目标的现实选择[1-4]，致密气是天然气开发的重要领域。鄂尔多斯盆地作为中国致密气核心生产基地，盆地北部自20世纪以来已相继发现以苏里格为代表的多个大型致密气田[5-8]，盆地东南部的天然气勘探开发相比盆地北部则进展缓慢，业界普遍认为，鄂尔多斯盆地东南部上古生界二叠系沉积时期水体较深，主要发育前三角洲相，缺乏有效储层，天然气成藏条件较差[9-11]，全国第三次油气资源评价结果认为盆地东南部的延长探区天然气资源量仅为 3 007×108m3，勘探开发潜力不大[12]。为了厘清鄂尔多斯盆地东南部是否具备天然气规模成藏条件，以及解决有效储层预测难度大、常规井网模式动用效果差、气藏开发管理成本高等问题。延长石油采用产、学、研、用一体化联合攻关思路，多学科开展了盆地东南部上古生界沉积—储层—成藏地质理论研究，取得了多项地质理论新认识；通过基于动态知识库的有效储层预测、混合井网立体动用和气藏开发动态优化等方面的探索和实践，多项开发关键技术取得创新进展。延长石油在开发先导试验的基础上，于2012年完成第一个开发方案的编制，正式建立了延安气田，截至目前，延安气田累计探明天然气地质储量7 635×108m3，动用地质储量3 630×108m3（致密砂岩气占比超过 80 %），累计建成产能71.4×108m3/a（致密砂岩气占比超过75%），缓解了天然气供需矛盾，促进了陕北革命老区社会经济建设，为保障国家能源安全做出了重要贡献。

1 气田概况

延安气田位于陕西省延安、榆林两市，构造上处于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部，属地层平缓的西倾单斜，倾角小于1°。延安气田上古生界致密砂岩气藏主力含气层系为石炭系本溪组、二叠系山西组与下石盒子组盒8段，截至目前探明含气面积约8 700 km2（图 1）。上古生界本溪组、山西组和下石盒子组分别发育障壁海岸、曲流河三角洲和辫状河三角洲沉积体系；本溪组海岸障壁砂坝、山2段曲流河三角洲前缘水下分流河道、山1段与盒8段辫状河三角洲前缘水下分流河道和河口坝砂体均为有利储集砂体，具有“垂向叠置、横向连片”的特点[13-16]。

图1 延安气田上古生界含气范围分布图

延安气田上古生界以岩屑石英砂岩、石英砂岩等为主要储集岩，从本溪组到山2段、山1段和盒8段，整体上表现为岩屑含量增加，石英含量减少；储集空间主要包括残余粒间孔、次生溶孔和晶间孔等类型，其中本溪组和山2段主要发育残余粒间孔、晶间孔，山1段和盒8段以次生溶孔、晶间孔为主；中值孔喉半径主要介于0.01～0.86 μm；有效储层孔隙度主要介于4.0%～10.0%，渗透率主要介于0.01～3.0 mD，含气饱和度主要介于54%～75%；层内、层间和平面均表现出极强的非均质性；气藏压力系数介于0.80～0.96，属于低压—常压气藏；天然气组分以甲烷为主，平均甲烷含量95.74%。整体上，延安气田上古生界为强非均质性的多层复杂叠置致密砂岩气藏。

2 勘探地质理论新认识

针对盆地东南部上古生界沉积体系、砂体成因机理、优质储层成储规律和天然气运聚成藏等方面的难题，通过持续攻关，创新发展了盆地东南部沉积体系新认识，揭示了鄂尔多斯盆地上古生界砂体成因机理，建立了致密砂岩气优质储层成储模式，形成了基于多要素、全过程天然气运聚模拟的目标优选技术，系列成果有力支撑了延安气田天然气探明地质储量快速增长。

2.1 创新发展了盆地东南部沉积体系新认识

鄂尔多斯盆地上古生界已发现的气田主要集中在盆地北部，受北物源控制，砂体发育范围广，储集条件优越。而盆地东南部由于远离北物源区，学者们普遍认为该区上古生界水体较深，主要发育前三角洲—湖泊沉积，缺乏有效储层[10-11]，不具备大规模天然气成藏地质条件。

在前人研究基础上，利用古水流、重矿物、岩屑及砂岩组分等资料，对物源综合研究发现：山2段至山1段沉积期，北部物源向南推进至富县—宜川一线，南部物源推移至延安以南；至盒8段沉积期，南北物源在延安—甘泉—富县一带交汇，盆地东南部处于南北物源交汇区。沉积体系研究表明，山2段沉积时期，延安地区发育定边—吴起、子长—延长三角洲前缘朵体，洛川—黄龙—宜川一带发育障壁海岸—潮坪沉积体系；山1段延续山2段沉积时期古地理格局，由于湖平面持续下降，物源供给增强，北部物源不断向南推进，区内发育河流—三角洲沉积体系；至盒8段时期，北部物源进一步持续影响到延安地区，区内北部发育辫状河三角洲平原，南部发育辫状河三角洲前缘，而来自秦岭古陆的南部物源不断向北推进，南北两大物源形成的三角洲前缘沉积在甘泉—宜川一带汇聚成片（图2）。储层研究表明，山2段—盒8段沉积期发育的河流—三角洲前缘砂体是延安气田上古生界主要储集层，从而改变了前人认为的该区为前三角洲沉积、不发育有效储层的认识。

图2 鄂尔多斯盆地东南部盒8段沉积模式图

2.2 揭示了“浅水环境岸线频繁迁移控砂”机制

通过野外露头、钻井岩心、测井、录井等资料分析，发现山西组—石盒子组沉积期，多套煤层发育且大面积展布，槽状交错层理、植物碎片和黄铁矿普遍发育，表明鄂尔多斯盆地东南部为浅水环境；采用古地貌恢复、古环境分析技术，证实该沉积期盆地东南部处于克拉通盆地缓坡沉积带；纵向上“砂岩、泥岩、煤层、石灰岩”交替出现，反映水进水退频繁、浅水岸线不断变迁，导致山西组和盒8段水下分流河道砂体的延伸距离可达上百千米，至盆地东南部，形成有利储层发育区[17]。基于水槽模拟实验表明（图3）：水平面上升时，上游河道分叉，流域范围增宽，单河道呈宽浅型，多发育长宽比整体较小的纵向砂坝，局部发生漫溢、串沟；水平面下降时，河道流域范围变窄，单河道曲流河特征明显且呈窄深型，河流下切作用较强，对前期形成的砂体改造增强，砂体纵向延伸较远，多发育长宽比较大的纵向砂坝；岸线频繁进退控制着砂体在垂向上的多期次相互叠置，是形成纵向远距离延伸砂体的重要原因。从而揭示了鄂尔多斯盆地东南部上古生界砂体的成因机理，为延安气田上古生界有效砂体的分布预测提供了重要理论依据。

图3 山西组水平面升降条件下三角洲沉积过程模拟实验图

2.3 建立了致密砂岩优质储层成储模式

致密砂岩储层非均质性普遍存在，通过细分储层岩石相类型，厘清不同类型砂岩储层成岩演化与油气充注过程，对明确有效储层形成机理及甜点预测具有重要意义[18-19]。根据砂岩组分和结构特征、物性和孔隙特征、成岩演化过程的差异，将山西组砂岩储层划分为纯石英砂岩、高凝灰质杂基石英砂岩（凝灰质杂基含量大于15%）、贫塑性岩屑石英砂岩、富塑性颗粒岩屑砂岩（塑性颗粒含量大于15%）及碳酸盐致密胶结砂岩（碳酸盐含量大于15%）5种岩石相类型[20]，并将不同类型岩石的成岩演化过程与埋藏史、热史、烃类充注过程相结合，分析关键油气充注期与储层致密化的时间匹配关系。研究表明，纯石英砂岩和贫塑性岩屑石英砂岩主要发育机械压实、次生溶蚀和高岭石沉淀等成岩作用，在距今170～220 Ma、100～160 Ma两期关键成藏期之前，平均孔隙度保持在20%以上，属于中高渗透率储集岩石。富凝灰质杂基石英砂岩同沉积时期发育大量凝灰质杂基，导致原生粒间孔隙损失殆尽，早成岩阶段凝灰质杂基局部水化蚀变转化为高岭石，于第一次烃类充注之前孔隙度已减小至9%左右，属于致密储集岩石。富塑性颗粒岩屑砂岩软岩屑变形和碎屑黏土杂基填充，孔隙度减小至8%～9%，亦属于致密储集岩石。碳酸盐致密胶结砂岩由于早期方解石大量填充粒间孔隙，于第一次烃类充注之前，孔隙度减小至6%～7%，亦属于致密储集岩石。由此可见，早期油气充注时，保持较高孔渗的纯石英砂岩和贫塑性岩屑石英砂岩，其成岩作用受到抑制，储层物性相对较好，是晚期天然气优势运移通道和聚集空间，进而构成了致密砂岩储层中的“甜点”。

2.4 形成了基于多要素、全过程天然气运聚模拟的目标优选技术

借鉴相控建模的思路和方法，建立输导层岩相地质模型；在此基础上，耦合供烃强度、运移动力和输导模型，通过多要素、全过程天然气运聚模拟，获得优势运移路径内油气运移相对通量[21-23]，进行有利勘探目标区识别与划分，指明甜点区分布范围。研究表明，侏罗纪晚期—早白垩世早期、晚白垩世和现今的盆地东南部构造形态存在差异，输导层的输导性能也有所差别。总体来看，侏罗纪晚期—早白垩世早期，纯石英砂岩、贫塑性岩屑石英砂岩的物性相对较好，但晚白垩世时期，储层/输导层埋深达到最大，储层/输导层物性明显变差。晚三叠世—侏罗纪时期，烃源岩已经成熟，烃源岩生成的天然气在浮力作用下沿输导层发生运移。晚白垩世时期，埋深达到最大，此时因压实、生烃增压产生较大的源储压差，位于源内的本溪组、山西组多数输导层/储层均被天然气充注，纯石英砂岩、贫塑性岩屑石英砂岩中孔隙度相对较大、渗透性相对较好的储层中含气饱和度高；而富塑性岩屑砂岩、富凝灰质杂基石英砂岩等的含气饱和度相对较低。运聚模拟表明，山1段大部分输导层和盒8段的天然气来自山2段烃源岩，只有位于天然气运移路径附近的输导层才会有天然气运移、聚集；同样，纯石英砂岩、贫塑性岩屑石英砂岩中孔隙度相对较大、渗透性相对较好的储层中含气饱和度高；而富塑性岩屑砂岩、富凝灰质杂基石英砂岩等的含气饱和度相对较低，侧向遮挡条件较好处往往发生天然气聚集，局部构造高部位的相对优质储层中含气饱和度高（图4）。

图4 延安气田天然气运移模拟结果图

基于山西组天然气优势运移路径和优质储层等综合分析，对鄂尔多斯盆地东南部山西组勘探有利区进行了预测和优选。以山2段为例，划分了2类有利区，其中Ⅰ类有利区是高运移通量（对应于图5中运移路径为黄色的区域）和优势输导层厚度大（厚度在10 m以上）的地区，Ⅱ类有利区是较高运移通量（对应于图5中运移路径为红色—深红色区域）和优势输导层厚度大（厚度在10 m以上）的地区。通过分析共优选Ⅰ类勘探有利区9个，Ⅱ类勘探有利区20个，其中Ⅰ类有利区主要分布在靖边—子洲一线、绥德—清涧—延长一线和宜川等地区，Ⅱ类有利区主要分布在靖边西部和南部、子长—安塞、甘泉—志丹、延川—延长一带，以及南部黄龙地区（图5）。

图5 延安气田山2段输导层天然气运移模拟结果及有利区分布图

3 开发关键技术创新进展

延安气田上古生界发育多套含气层系，整体表现出有效储层规模小、非均质性强、叠置关系复杂和储层致密等特征，导致延安气田面临有效储层识别及预测难度大、常规井网模式动用效果差、气藏开发管理成本高等技术难题，延长石油通过不断探索和实践，攻关形成了以基于动态知识库的有效储层预测、混合井网立体动用和气藏开发动态优化等为核心的开发关键技术，支撑了强非均质性多层复杂叠置致密气藏的有效规模开发。

3.1 基于动态知识库的有效储层预测技术

3.1.1 有效储层识别

由于整体致密，有效与无效储层差别不明显，致密储层的有效识别难度较大。为提高识别精度，引入与储层脆性和含气性密切相关的“沉积—成岩”综合参数“岩石相”[20]，根据砂岩组分和结构特征、物性和孔隙特征、成岩演化过程的差异，利用主成分分析法识别不同砂岩岩石相，将该参数与传统的测井解释相结合，形成了基于“四性一特征”（岩性、含气性、电性、物性及岩石相特征）的致密气藏有效储层识别技术，选择取心、矿物学和物性分析数据丰富的关键井进行验证，基于“四性一特征”的有效储层识别结果与人工解释结果的吻合率超过85%，同时有效储层识别效率明显提升。

3.1.2 储层定量表征

为进一步提高储集层内部结构特征的表征精度，通过野外露头刻画与井网解剖相结合的方式对延安气田山西组—盒8段三角洲沉积的储集砂体构型进行研究，采用Miall构型级次划分方案[24]，重点刻画了4级构型界面（单一水下分流河道级别）对应构型单元的定量表征及其构型叠加样式。延安气田山西组—盒8段海陆过渡相浅水三角洲前缘沉积主要发育水下分流河道、河口坝两大类成因单砂体。从构型叠加样式上看，延安气田在多期频繁水进水退的沉积背景下发育垂向叠加型、侧向迁移型、切割叠置型和孤立型四种构型叠置样式的复合砂体。其中多期水下分流河道沉积可形成垂向叠加型、侧向迁移型、切割叠置型的复合砂体，切割叠置型还可由水下分流河道与河口坝复合沉积，孤立型砂体主要出现在较低能的次级水下分流河道。孤立型A/S值最高，砂体间连通性差；垂向叠加型及侧向迁移型A/S值次之，连通性亦次之；切割叠置型A/S值最低，砂体连通最好，但内部仍然存在多个非渗透夹层。在构型单元划分及叠加样式研究的基础上，对储层构型单元进行了定量表征，建立了储层地质知识库（表1）。由于障壁海岸沉积砂体少有模式指导，且未取得合适的野外露头数据，仅根据实钻井解剖对有效储层规模进行了半定量表征，障壁岛砂体多为孤立型，局部由于海平面升降造成多期迁移沟通，发育侧向叠置型复合砂体。

表1 延安气田上古生界储层地质知识库

3.1.3 有效储层预测

在三维地震储层预测受限的情况下，延长石油提出了基于动态知识库的有效储层预测技术[25]，纳入有效储层识别和储层定量表征研究成果后，基于动态知识库的有效储层预测精度不断提升。在动态知识库中，采用多点地质统计学方法，以井点处测井解释的沉积微相、岩石相数据为井点硬数据，在先验地质规律控制下建立沉积微相模型及岩石相模型；采用序贯高斯模拟方法，在沉积相、岩石相控的基础上，建立孔隙度、渗透率、饱和度、气测全烃值等属性模型；利用孔隙度、渗透率、饱和度、岩石相的有效储层截止条件确定有效储层。延安气田的强非均质性导致无法提出全气田适用的有效储层识别标准，不同地区不同层位差异明显。以延气2井区为例，山23亚段有效储层的孔隙度下限为3%，渗透率截断值为0.03 mD，含水饱和度截断值55%，岩石相为石英净砂岩；盒82亚段有效储层的孔隙度截断值为5%，渗透率截断值为0.08 mD，含水饱和度截断值45%，岩石相为贫塑性岩屑石英砂岩。根据不同地区不同层位的相应标准进行有效储层建模，结合气测全烃值，并采用试井等动态资料进行校正，对不同地质参数给予不同权重，以储层地质知识库定量参数为约束，确定模型的有效砂岩界限，然后建立有效储层模型，选取多种建模方法预测的有效储层叠合区域作为井位部署有利区，为混合井网立体动用提供了可靠地质基础。

3.2 混合井网立体动用技术

3.2.1 井距差异设计

储层物性的强非均质性导致单一井距的储量控制程度较低，需对井距进行差异化设计以获得更高的井控程度。气井井距受到储集能力和渗流能力的综合控制，基于孔隙度（φ）、含气饱和度（Sg）、有效储层厚度（h）、渗透率（K）等单一物性参数，选择储能系数（φhSg）和地层系数（Kh）作为综合评价指标；从（φhSg）出发，考虑采收率和经济指标对井距的影响，建立了储能系数井距（LφhSg）计算公式；从Kh出发，考虑泄气半径对井距的影响，建立了地层系数井距LKh计算公式；将LφhSg和LKh分别作为井距下限和上限，应用sgn函数进行耦合，建立了井距区间（L）的计算模型。考虑到延安气田多层叠置特征、井网后期加密调整空间和钻井技术可行性，以单井控制储量最大为目标，采用近似相等方法对各层井距区间（L）计算结果进行组合优化，实现了气井井距差异设计。

3.2.2 井型优选

气层叠置关系复杂加上发育情况不同，导致采用相同井型整体开发效果较差，需根据不同区域气层叠置情况进行井型优选。延安气田上古生界发育盒8段、山1段、山2段和本溪组等4套主力气层，其中盒8段和山2段的整体储层发育情况好于山1段和本溪组，为降低钻遇风险，确定以盒8段和山2段为主、山1段和本溪组为辅的设计原则，通过构建层位发育情况判断系数（cm）、有效储层厚度判断系数（cδ）、渗透率比值判断系数（cα）、地层系数判断系数（cβ）和储能系数判断系数（cγ）对满足的布井条件进行判断。通常δ取值为8 m，α取值为100，β取值为3 mD·m，γ取值为0.3 m。当不能同时满足cm≥0、cδ≥0时，不布井；当同时满足cm≥0、cδ≥ 0，且同时满足 cα≥ 0、cβ≥ 0、cγ≥ 0时，部署水平井；当同时满足cm≥0、cδ≥0，但不能同时满足cα≥0、cβ≥0、cγ≥0时，若满足定向井可行性部署定向井，若不满足定向井可行性则部署直井。通过 cm、cδ、cα、cβ、cγ依次进行判断，实现了气井井型优选。

3.2.3 布井方式差异设计

有效砂体规模小、连续性差、分散等特征导致均匀布井方式的砂体钻遇率较低，需针对不同区域的砂体特征对布井方式进行差异设计。在砂体走向、砂体边界和水平最大主应力方向（σH）等砂体参数的基础上，从已有靶点坐标出发，控制角度（θ）和井距（L）确定计划靶点坐标，当计划靶点与已有相邻靶点之间不满足L小于等于直线距离（D）时，无靶点；当计划靶点与已有相邻靶点之间满足L≤D时，将计划靶点作为新靶点，若目标区域总靶点数量（n）小于目标区域可布最大靶点数量（nmax），将新靶点作为已有靶点，采用迭代方式不断重复这一过程，直至n≥nmax，进而结合井距差异设计和井型优选结果，同时考虑当前钻井技术和经济的可行性，对各层靶点进行轨迹优化，实现了布井方式差异设计。

3.2.4 井组优选

陕北地区的复杂地貌导致井场位置确定困难，需结合气藏分布和地表环境进行井组优选。从耕地、沟壑、煤矿、自然保护区和其他类型的地表环境出发，采用赋值方式和坐标集合对不同类型地表环境所占面积进行数字化，得到对应的地面坐标集合Sa、Sg、Sc、Sn和So，进而采用井距差异设计、井型优选和布井方式差异设计方法计算出地下可布靶点，根据地下可布靶点对应的地面坐标与不同地表环境地面坐标集合Sa、Sg、Sc、Sn和So之间的所属关系，确定井组类型和位置，从而实现了井组优选。

从储层物性、气层叠置、砂体参数和地表环境等控制因素出发，通过井距差异设计、井型优选、布井方式差异设计和井组优选（图6），建立了混合井网立体动用技术[26-28]，实现了“一井一策”的井网参数优化设计。混合井网立体动用技术陆续应用于延安气田，井网优化设计结果显示井距介于800～1 400 m，井型主要为直井和定向井，布井方式在整体和局部均呈现出不规则分布，井组以常规丛式井组为主。在有效储层预测和混合井网立体动用技术的支撑下，延安气田直/定向井气层钻遇率超过90%，水平井气层钻遇率达到80%以上，解决了常规井网模式在盆地东南部整体动用效果差的难题，实现了延安气田的规模有效动用，同时为油气煤协同开发提供了技术选择。

图6 井网设计流程图

3.3 气藏开发动态优化技术

3.3.1 井底流压跟踪计算

致密气井实测产气剖面显示，产层段为变质量流量的气液两相流，非产层段为定质量流量的气液两相流，井筒中变质量流量的气液两相流和定质量流量的气液两相流交替出现。井底流压获取方法包括实测法和计算法，实测法结果准确，但开发井数多、测试成本高导致难以在气田现场大规模开展；现行计算法安全快捷，但缺乏考虑井筒流量变化的解析模型导致现场推广难度大。从气液两相流井筒压力梯度方程出发，引入持气率，通过构建含水修正系数，进而采用线性增加描绘气液两相变质量流，推导建立了产水气井井底流压跟踪计算模型：

经多次实测产气剖面验证，模型相对误差绝对值介于2.39%～2.69%，平均相对误差2.54%，实现了高精度的产水气井井底流压跟踪计算。

3.3.2 平均地层压力跟踪计算

平均地层压力获取方法包括实测法和计算法，实测法需要长时间关井，现行计算法亦需依托井下测试获取部分参数，关井时间长、测试占产等导致准确跟踪致密气藏的平均地层压力较为困难。从地层压力的变化规律出发，基于平均地层压力的物理意义，首次提出平均地层压力等效点的概念，揭示了平均地层压力的变化规律，进而以气藏物质平衡方程为基础，考虑相邻时刻偏差系数的变化规律，建立了气藏平均地层压力跟踪计算新模型[29]：

经长时间关井测压和压力恢复试井验证，模型的计算误差介于1.66% ～4.85%，满足工程计算精度需求，实现了仅需气藏基础参数和井口生产数据的平均地层压力跟踪计算。

3.3.3 气井产量智能优化

气井产量是决定开发效益和稳产时间的关键要素，产量优化主要包括矿场经验法、产能方程法和数值模拟法等方法，但均受到各自使用条件的制约，难以同时准确、经济、快速地进行产量优化，现场规模化应用受到限制。气井生产是一个从产层到井底再到井口的协调系统，考虑到井口数据相较井下数据更容易获取，基于建立的井底流压和平均地层压力跟踪计算模型，采用“地面—井筒—产层”的逆向推演思路，从井口最低外输压力出发，依次计算最低举升压力和最低产出压力，建立了致密气井稳产时间预测新模型：

式中tF为气井的预测稳产时间，d；γ为自然稳产期末的修正系数，无量纲；αmin为自然稳产期末的天然气原始地层储量修正系数，无量纲；G为地面标准条件下的天然气原始地质储量，104m3；Gp为地面标准条件下的天然气累积采出量，104m3；βmin为自然稳产期末的累积采出量修正系数，无量纲；Wp为地面标准条件下的地层水累积采出量，104m3；qsc为标准状态下的产气量，104m3/d；qw为标准状态下的平均产水量，104m3/d。

根据气田开发方案设计的目标稳产期，采用稳产时间预测新模型计算不同配产量下的稳产期末累积产气量，以稳产期末的累计产气量最大为目标，结合编程，建立了气井产量智能优化技术，现场验证结果显示应用后气井的稳产期、累计产气量等开发指标均变得更优。

以井底流压跟踪计算、平均地层压力跟踪计算和气井产量智能优化为核心，形成了易于矿场应用的气藏开发动态优化技术，解决了传统技术过于依赖井下测试的问题，气藏开发动态优化技术持续应用于延安气田，保障了储量均衡动用和气田长期稳产，其中延气2—延128井区以20×108m3/a的产量已稳产7年，采气速度 2.02 %，平均单井产气量 1.12×104m3/d。在有效储层预测、混合井网立体动用、气藏开发动态优化等开发关键技术的支撑下，延安气田产量持续稳定上升（图7），截至目前，投产区块11个，动用地质储量 3 630×108m3，年产气量规模 71.4×108m3，累计产气量291.57×108m3，实现了鄂尔多斯盆地东南部致密气藏的规模效益开发。

图7 延安气田历年产气量柱状图

随着开发不断深入，已投产区域稳产形势变得较为严峻，待开发区域资源低品质化现象明显，为实现延安气田的持续增储上产，延长石油将加强上古生界致密砂岩气基础研究和勘探力度，实现储量有序接替及稳定增长，同时立足已探明储量区，以理论创新为基础，充分结合大数据和人工智能技术，持续完善开发关键技术，加快百亿立方米大气田建设，为实现“碳中和”目标做出新的贡献。

4 结论

1）通过对沉积—储层—成藏地质理论深入研究，创新发展了鄂尔多斯盆地东南部沉积体系新认识，明确盆地东南部二叠纪时期为三角洲前缘沉积，储集砂体发育；揭示了“浅水环境岸线频繁迁移控砂”机制，摸清了盆地东南部上古生界有效砂体的分布规律；建立了致密砂岩气优质储层成储模式，明确纯石英砂岩和贫塑性岩屑石英砂岩是致密气分布的“甜点”；形成了基于多要素、全过程天然气运聚模拟的目标优选技术，有力指导了有利勘探区的预测与优选。地质理论新认识支撑了延安气田7 635×108m3探明天然气地质储量发现。

2）针对延安气田致密砂岩气藏开发难点持续攻关，随着有效储层识别及定量表征研究的不断深入，动态知识库得到升级，有效储层预测结果更加可靠；通过井距、井型、布井方式及井组的差异设计和组合优化，建立了“一井一策”的混合井网立体动用技术，实现了延安气田的规模有效动用；基于压力跟踪计算和产量智能优化研究，形成了气藏开发动态优化技术，保障了气田长期稳产；开发关键技术支撑了延安气田71.4×108m3/a产能建设。