苏里格压裂液废水

1. 碳酸盐岩水平井分段酸压优化设计及应用

张 波^1，2 薛承瑾¹ 周林波¹ 张烨^2，3

（1.中国石化石油工程技术研究院，北京 100101；2.中国石油大学石油工程学院，

北京 102249；3.中国石化西北油田分公司工程技术研究院，新疆 乌鲁木齐 830011）

摘 要 本文针对西北某油田奥陶系碳酸盐岩油藏水平井笼统酸压存在的效果差以及分段改造方式和工具选择困难等问题，开展了水平井分段酸压优化设计。根据试验井实际钻、录、测井资料及地应力分析和分段酸压级数优化结果，结合储层裂缝、溶蚀孔洞特点，优选完井工具并考虑工具对井径、井眼轨迹的要求，以有利储层段有效改造为原则，确定了分段酸压完井方案；对各段酸蚀裂缝长度、导流能力、施工规模、前置液比例和排量等参数进行了优化，优选压裂液和酸液，形成了差异化的分段酸压优化设计方案。现场施工及压后效果表明：分段酸压优化设计方法是正确的，可进一步推广应用，但投球滑套等工具质量以及完井酸压过程中的质量控制需进一步提高和完善。

关键词 碳酸盐岩油藏 水平井 分段酸压 优化设计

Multistage Acid Fracturing Optimizing Design and Application

of Carbonate Horizontal Wells

ZHANG Bo^1，2，XUE Chengjin¹，ZHOU Linbo¹，ZHANG Ye ^2，3

（1.Research Institute of Petroleum Engineering，SINOPEC，Beijing 100101，China；

2.School of Petroleum Engineering，China University of Petroleum，Beijing 102249，

China；3.Engineering and Technology Research Institute，Northwest Oilfield

Company，SINOPEC，Urumqi 830011，China）

Abstract Against to the poor effect of horizontal conventional acid fracturing as well as difficulties on the selection of multi－stage stimulation methods and tools for Ordovician carbonate reservoir in one oilfield in the northwest of China，carried out the multi－stage acid fracturing design.Based on actual drilling，mud logging， logging，stress analysis and the multi－stage acid fracturing optimization results combination with the characteristics of reservoir fractures and solution caves，as well as optimization completion tools and the requirements of completion tools on borehole diameter and trajectory，it has determined the completion program of multi－stage acid fracturing.etching fracture length，conctivity，construction scale，the proportion of preflush and displacement parameters of stages are optimized，the preferred fracturing fluid and acid，and the formation of differentiated multi－stage acid fracturing design.The field test results and effects show that：the optimized multi－stage acid fracturing design is correct and it can further promote the use，but the quality of tools like ball injection sliding sleeve and the quality control in acid fracturing completion still need to be improved.

基金项目：国家重大专项 “大型油气田及煤层气开发” 项目（2011ZX05014）。

Key words carbonate reservoir；horizontal well；multistage acid fracturing；optimization design

西北某油田奥陶系碳酸盐岩油气藏是溶解气驱动和底水驱动带有凝析气顶的挥发性古岩溶缝洞型块状油气藏，埋深5400～6900m，地层压力57.0～75.9MPa，温度118.0～158.7℃。目前主要依靠直井和侧钻水平井笼统酸压投产，但水平井笼统酸压改造存在水平井段长、用酸量大、酸压效率不高的问题，对于酸压裂缝方位、延伸和在空间的展布形态难以控制，难以对存在物性差异的多个目标储集体进行有效改造，分段改造方式和工具选择困难，酸压效果差。为了提高水平井酸压改造效果，开展了分段酸压优化设计及先导试验。

1 水平井分段酸压优化设计

水平井分段酸压技术是油藏地质、钻井、测录井、完井和储层改造多学科紧密结合、协同完成的一项新技术，主要目的是单井产能最大化^［1～3］。其优化设计的流程如图1所示：首先开展目标储层的识别、现今地应力场分析、井筒成像以及其他测井资料分析和裂缝参数设计，在此基础上依次开展完井方案优化和现场实施，分段酸压施工参数优化和现场实施，配合钻完井、酸压全过程质量控制，确保水平井产能最大化。通过裂缝监测、压后评估分析裂缝形态，修正油藏模型，总结施工经验教训，完善水平井分段酸压优化设计。

图1 水平井分段酸压优化设计流程

2 试验井基本情况

该井是部署在西北某油田的一口开发井，完钻层位为奥陶系鹰山组，完钻井深为6190m（斜深）、5440.29m（垂深）。岩性为浅灰色泥晶灰岩、微晶灰岩；钻井过程中无放空漏失；录井显示气测异常为10层/38m（斜），油迹为2层/17m（斜）；测井解释Ⅱ类储层为11层/81m（斜），Ⅲ类储层为22层/270m（斜）。成像测井解释5460.00 ～6129.70m分别有5个裂缝和5个溶洞发育井段。地震反射资料表明断裂较发育，是储层发育的有利部位。最大水平主应力方向与井眼轨迹夹角为83°，酸压改造时有利于形成垂直井筒方向的横向缝。邻井除1口井自然建产以外，其余均为酸压完井，生产过程中均出现高含水。预测本井破裂压力梯度为0.018MPa/m，地层压力为57.6MPa，温度为1 18.6℃。分析认为该井具备水平井分段酸压改造的条件，但是完井过程中存在封隔器位置较难选择，施工过程中存在滑套不能打开、裂缝窜层以及压后高含水等风险。

3 分段酸压完井方案

根据实际钻、录、测井资料和分段酸压级数优化结果，结合储层裂缝、溶蚀孔洞特点，并考虑完井工具对井径、井眼轨迹的要求，以有利储层段有效改造为原则，确定分段酸压完井方案。

3.1 完井工具选择

由于碳酸盐岩储层裂缝发育，为了防止裂缝窜层，采用4－1/2″遇水膨胀封隔器＋滑套分段完井酸压工具，耐压70MPa，耐温170℃^［4～7］。关键工具包括遇水膨胀裸眼封隔器、投球滑套、压差滑套、井筒隔离阀、悬挂封隔器、回接插入密封等。设计多级封隔器对水平裸眼段进行机械封隔，根据有利起裂位置放置滑套，压裂前替清水实现封隔器稳定坐封，施工中从小到大依次投球憋压打开滑套，酸液从滑套进入地层完成酸压，酸压后合层返排。此过程具有节省完井成本、缩短酸压施工周期、灵活卡封、酸压规模大、安全性能高等优点。

3.2 分段酸压级数优化

图2 裂缝条数和累积产量关系

首先采用油藏数值模拟方法对3口邻井历史生产动态进行拟合，获得本井区地层平均有效渗透率为11.6×10^－3μm²。然后以阶段累积产量为目标函数，通过产量优化模拟对试验井进行分段酸压级数优化。图2表明，裂缝条数小于4条时，随着裂缝条数增加，累计产量呈直线上升，达到最优条数后增加幅度降低。以3年累计产量为判断准则，最优裂缝条数为5～6条。

3.3 完井方案

综合实际钻、录、测井等资料及地应力分析和分段酸压级数优化结果，本井分5段完井。封隔器座封位置选择在物性、电性较差、井径较规则的井段；滑套位置选择在裂缝发育、地应力薄弱的井段，且尽量位于层段中部，以增加均匀布酸的效果。封隔器和滑套位置，见表1。

表1 分段完井方案

(1)1in＝25.4mm。

4 分段酸压优化设计方案

根据储层特征，以酸压后产量为目标，优化各段酸蚀裂缝半长和裂缝导流能力，在此基础上确定各段施工规模；优选压裂液和酸液，根据井下管柱与井口承压要求，确定注入方式、所需设备功率与地面泵压；优化泵注参数，确定泵注程序，形成差异化的分段酸压优化设计方案。

4.1 施工工艺优化

综合改造段长度、储层发育程度、工具安全性能要求等，第1、4段采用冻胶压裂＋地面交联酸酸压施工工艺，第2、3、5段井段较长，成像测井解释结果显示发育多组天然裂缝，为了实现均匀布酸改造，采用冻胶压裂＋转向酸＋地面交联酸酸压工艺。

4.2 液体体系优化

在避免裂缝向下过度延伸沟通水层的前提下，为了提高有效酸蚀裂缝长度和裂缝导流能力，实现长裸眼段均匀布酸改造，通过实验优化了压裂液、地面交联酸和转向酸体系配方。120℃、170s^－1下剪切1h压裂液黏度控制在200mPa ·s以内，地面交联酸和转向酸黏度分别保持在50mPa·s和400mPa·s以上。

4.3 酸压长度优化

图3、图4表明，压后初期产能和阶段累积产量随着裂缝长度增加而递增，当裂缝长度达到一定值后，增加裂缝长度对平均日产量、累计产量贡献不大，因此最优酸压长度为100～120m。

图3 裂缝长度和日产量关系

图4 裂缝长度和累积产量关系

4.4 裂缝导流能力优化

图5、图6表明，压后初期产能和阶段累积产量随着导流能力增加而明显递增，最优裂缝导流能力为300×10^－3μm²·m。

4.5 施工规模和前置液比例

根据区域地质情况，结合邻井地应力及地震剖面解释结果，经计算分析认为目标层上部巴楚组下泥岩段遮挡较好，目标层下部遮挡较差。为了避免沟通水层，将酸压缝高度控制在80m左右，同时为了沟通T47界面以下水平段以上的有利储集体，缝高不宜过小。模拟结果表明，单段酸压规模应控制在总液量500m³左右。在规模均等的前提下，随着前置液比例增加，裂缝导流能力降低，为了实现裂缝导流能力达到300×10^－3μm²·m的目标，较优前置液比例范围为40％左右。各段施工规模优化结果见表2。

图5 裂缝导流能力和日产量关系

图6 裂缝导流能力和累积产量关系

表2 酸压施工参数和裂缝参数汇总

4.6 施工排量

裂缝高度和施工排量呈正相关关系，施工规模相同时，施工排量增加，裂缝高度也随之增加。由于第1段施工摩阻最大，相同排量下井口压力最高，通过计算分析压裂液施工排量小于5.0m³/min、酸液排量小于6.0m³/min时，井口压力低于90MPa，选用105MPa井口及车组可以满足施工要求。综合控缝高、井口限压要求，确定压裂液施工排量为4.0～5.0m³/min，酸液排量为5.0～6.0m³/min，现场根据压力情况可进行调整。

5 现场酸压施工

5.1 施工简况

2012年4月26日连续施工2段酸压作业，累计挤入地层总液量1208.1m³，其中滑溜水413.1m³、冻胶365m³、转向酸80m³、地面交联酸380m³，最高施工泵压66.6MPa，最高施工套压38.7MPa，最高施工排量5.0m³/min，停泵测压降，泵压由18.9 MPa下降至17.17MPa，套压由16.4MPa下降至14.0MPa。酸压的各项指标基本符合设计要求。由于开泵后显示油套压连通和第1、2级投球滑套均没有明显打开显示，现场决定停止施工，排液求产。

5.2 排液生产情况

该井于2012年4月26日用5mm油嘴控制放喷，至28日油压为19.11MPa，含油30％，产气3079m³，累计排液240.7m³。截至2012年5月12日，3mm油嘴，油压25.5MPa，套压10.7MPa，日产液33.1m³，日产气23677m³，含水7.6％，累产油888.2m³，高于周围邻井初产。压后效果与拟和分析（表3）表明分段酸压优化设计方法是正确和有效的。

表3 分段酸压施工与拟合参数

6 需要改进的问题

1）加强完井过程中质量控制。酸压开泵后显示油套压连通，分析原因：一是密封插管密封失效，回插管柱插入后，没有上提验证棘齿锚定的动作，而且打开压差滑套时打压瞬间达到41.02MPa时，在此压力下回插接头位移90.14cm，而插入密封插管的盘根长20cm，打开压差滑套的同时可能导致插入密封失效；二是悬挂封隔器及遇水膨胀封隔器未完全座封。今后要加强完井全过程的质量控制，为分段酸压成功实施提供保障。

2）滑套质量控制。第1、2级投球滑套开启不明显。第一段施工完成后，采用1.5 ～4.9m³/min排量多次打滑套，没有明显打开显示，分析认为滑套可能已打开，转入第二段施工。第二段施工完成后，采用1.5～3.0m³/min排量多次打滑套，没有明显打开显示。再次投入密度2.8g/cm³球，采用1.5～4.5m³/min排量多次打滑套，没有明显打开显示。分析原因是送球排量较高以及滑套质量存在问题。今后要在确保滑套质量的基础上，优化送球排量，确保分段酸压成功实施。

7 结论与认识

1）水平井分段酸压技术是多学科联合的技术，其关键是水平段井筒质量、遇水膨胀封隔器耐温性、有效密封性、滑套球座密封和憋压打开性能，建议进一步加强攻关试验，完善和提高工具性能，同时做好完井和酸压全过程的质量控制，为提高碳酸盐岩油气藏开发效果提供有效的技术支撑。

2）水平井分段酸压完井方案应以实现有利储层段有效改造为原则，根据实际钻、录、测井资料，在地应力分析、分段酸压级数优化基础上，结合储层缝洞发育情况及完井工具对井径、井眼轨迹的要求，确定封隔器和滑套位置。

3）对各段酸蚀裂缝长度、导流能力、施工规模、前置液比例和排量等参数进行了优化，优选压裂液和酸液，形成差异化的分段酸压优化设计方案。现场施工及压后效果表明，施工参数、控缝高措施是合理有效的，分段酸压优化设计方法是正确的，可进一步推广应用。

参考文献

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2. 非常规油气勘探开发关键技术

非常规油气特殊的形成机制与赋存状态，需要针对性的特色勘探开发技术。提高储层预测精度和油气单井产能是技术攻关的重点。国内、外长期针对致密砂岩油气、页岩气、煤层气等的勘探开发实践，形成了一套较为成熟有效的核心技术，这些技术各展所能、相映成彰，推进了非常规油气资源的勘探开发进程。本节简要介绍地震叠前储层预测、水平井钻井、大型压裂、微地震检测、缝洞储层定量雕刻等5项核心技术。

一、地震叠前储层预测技术

近年来，油气勘探开发对地下储层预测和油气分布的成像精度要求越来越高，因此地震叠前预测技术受到各大油公司的高度重视，国内、外均投入很大的力量进行相关领域新技术的研发及应用研究。目前，地震叠前储层预测技术已进入大规模工业化应用阶段。

国外地震叠前储层预测技术发展迅速，方法类型多样，并推出了功能齐全、特色各异、综合性强的商用软件。国内随着勘探开发对象由中高渗碎屑岩常规储层向致密砂岩、缝洞型碳酸盐岩等非常规储层转变，中国石油天然气集团公司组织开展了地震叠前储层预测技术研究，形成了以面向地震叠前反演的保真精细处理、基于岩石物理分析的敏感因子优选、层序格架约束下的层位精细解释、AVO属性分析、弹性阻抗反演、AVO反演等技术为核心的非均质储层地震叠前预测、流体检测配套技术系列。同时，强化应用基础研究，探索了岩性阻抗反演、流体阻抗反演、弹性阻抗系数反演、叠前同步反演、波动方程叠前弹性参数反演、多波波动方程同时反演、PGT含气饱和度定量预测等叠前储层预测、流体检测新技术，为进一步提高非均质储层预测精度奠定了基础。

近年中国石油天然气集团公司还开展了全数字三维地震采集处理、高密度地震采集处理等配套技术攻关，使得地震叠前道集数据的分辨率、保真度有了较大幅度提高，地震面元的方位角、炮检距、覆盖次数等属性分布更加均匀，为进一步提高地震叠前储层预测技术应用效果提供了保障。

与传统的地震叠后储层预测相比，地震叠前储层预测的精度显著提高，主要是由于叠前地震有更多的信息可以利用，叠后地震主要利用的是地下岩石纵波信息，而叠前地震既包含纵波也包含横波信息。储层物性参数变化时，在纵波和横波信息上有着显著不同的表现，利用这种显著差异性，可以实现储层和流体精确成像，这在单一叠后纵波资料上无法完成。地震叠前储层预测技术，在中国石油天然气集团公司各大探区均见到了明显的应用效果。如在四川龙岗地区深层碳酸盐岩气藏识别应用中，礁气藏预测符合率为75%，滩气藏预测符合率为88%;在四川盆地须二段地震叠前含气性预测中，符合率大于80%。

二、水平井钻井技术

水平井钻井技术是利用特殊的井底动力工具与随钻测量仪器，钻成井斜角大于86°，并保持这一角度钻进一定长度井段的定向钻井技术，是页岩气、致密砂岩气、煤层气等非常规油气低成本高效开发的关键技术。与直井相比，水平井具有泄油气面积大、单井产量高、穿透度大、储量动用程度高、节约土地占用、避开障碍物和环境恶劣地带等优点。

水平井技术近年来在国内、外发展迅速，在提高单井产量和采收率方面发挥了重要作用。美国在致密气、页岩气开发上积累了丰富的经验，形成了丛式水平井、批钻、快速钻井以及长水平段水平井等提高单井产量、降低钻完井成本的主体技术，实现了致密气、页岩气等低品位储量的有效开发。目前，全球水平井井数约5万口，主要分布在美国和加拿大。2002年以后，水平井的大量应用直接推动了美国页岩气的快速发展。

美国水平井钻井数从2000年的1144口增长到2010年的9800口，增长了8.6倍。水平井比例从2000年的3.9%增至2010年的20%。水平井应用的主要对象是页岩气，其中2008年美国钻页岩气水平井7282口，其中Barnett页岩中水平井比例已占90%以上。

国内水平井钻井技术日益受到重视，近年来在鄂尔多斯盆地苏里格与长北、塔中、松辽盆地深层火山岩等气田勘探开发中取得了进展，成效显著。如在长庆鄂尔多斯苏里格致密砂岩气区、长北低渗透砂岩气田，通过长期的探索和攻关，逐步形成了以水平井、长水平段丛式分支井等为主的开发技术，为今后大规模致密气田、页岩气的开发积累了经验。在致密砂岩、页岩气开发时一定要转变传统的观念，破除低效储量不能用高新技术的落后观念，树立水平井打快、打好、打长的意识。在水平井打长方面，要求水平段至少在1000m以上。

当前，水平井钻井技术正在向集成系统发展，即结合地质、地球物理、油层物理和工程技术，开发大位移钻井、侧钻水平井钻井、分支井、径向水平井、欠平衡钻井、连续油管等技术，并研制技术含量高的随钻测量(MWD)、随钻测井(LWD)等设备。

三、大型压裂技术

大型压裂技术是提高非常规致密储层渗流能力的关键技术。大型压裂技术突破了常规压裂理论的束缚，主要采用大排量、大砂量在地层中造出超过常规压裂长、宽、高的裂缝，扩大泄油气半径，创造“人造渗透率”，提高单井产量，大幅增加了非常规油气储量的动用程度。水平井分段压裂、直井分层压裂等核心技术已经成为美国非常规气的有效开发的核心。2003年，以水平井多段压裂技术取得突破为标志，实现了Barnett页岩气的快速发展，也加快了页岩气领域从发现到开发的节奏。

近年来，中国石油天然气集团公司进一步加大了直井分层压裂、水平井分段压裂关键技术引进和攻关的力度，取得了长足的进步和明显的生产效益。如分层压裂技术在苏里格东区、川中须家河组储层取得了明显效果，苏里格东区分压4层是合层压裂产量的1.7倍，川中须家河分层压裂产量是合层压裂的1.6倍。苏里格气田通过实施水平井分段压裂，水平井初期平均单井日产气达到7.8×10⁴m³，可保持日产气5×10⁴m³稳定生产，增产效果明显。

直井分层压裂技术一般包括封隔器+滑套投球分层压裂、连续管喷砂射孔、环空加砂分层压裂、TAP套管滑套阀分层压裂等。封隔器+滑套投球分层压裂技术已在苏里格气田应用2000口以上，在川中须家河应用110口以上，已成为苏里格气区、川中须家河组直井分层压裂的主体技术。长庆油田引进的Schlumberger公司TAP套管滑套阀分层压裂技术，在苏里格气田和盆地东部完成了4口井现场试验，取得了明显效果。如2010年长庆油田在米37井2402.8～2845.0m井段，采用TAP工艺在国内第一次成功进行连续9层分压，注入总液量1672.0m³，加砂量126.4m³，创造了该技术在国内分压层数的新纪录。同时成功实施了钻飞镖作业和关闭产水层作业，实现了个别产水层TAP阀的成功关闭，有效降低了产水层对试气产量的影响。米37井关闭主要产水层山2和盒7段滑套后，试气井口产量从1.89×10⁴m³/d上升到5.70×10⁴m³/d，产水量从16.7m³/d下降到3.6m³/d，大大降低了产水层对试气产量的影响。

水平井分段压裂技术包括裸眼封隔器+滑套投球分段压裂、水力喷射分段压裂等。裸眼封隔器、滑套投球分段压裂技术在苏里格已累计应用57口井，主体为分压4～5段。川庆钻探等单位已实现了工具国产化，并从分压4～5段发展到11段。国产化裸眼封隔器、滑套投球分段压裂工具在苏里格已入井18口，最多分压10段。

吉林油田长深登平2井，是中国石油天然气集团公司目前水平井分段压裂规模最大的井，创造了目前中国石油天然气集团公司水平井压裂级数最多、单井压裂规模最大、单级压裂规模最大3项记录，推动了松辽盆地长岭凹陷致密砂岩气田的规模有效开发。长深登平2井水平段长837m，钻遇气层厚度为755m，分10段压裂，泵入总液量4610m³，加砂838m³。通过采用大规模分段压裂，10mm油嘴测试日产气35.8×10⁴m³(油压22.8MPa)，目前该井稳定产量17×10⁴m³/d(油压18.5MPa)，进一步拓宽了松辽盆地致密气藏有效开发的技术思路。

四、微地震检测技术

微地震又称无源地震或被动地震，在油藏压裂、注水开采等生产活动中，地下油气藏一般会伴生类似天然地震、烈度很低的微地震现象。产生微地震的位置可以根据反射器的类型确定，根据采样密度和纵波来计算确定。

微地震技术可以用来检测油气生产层内流体的流动情况，以及裂缝的活动情况，可以用来研究在断层带附近发生的自然地震。微地震在油气勘探开发中常用来监测油藏生产、作业效果，为优化油气藏管理、致密储层勘探开发提供了决策依据。

目前，微地震技术在国外油藏监测以及国内矿山开采监测等生产领域，已是一门较成熟的技术，也是近年来国外页岩气勘探开发过程中，改进页岩气增产效果的一项必不可少的专项技术。

页岩气的开发主要依赖于通过大型压裂，建立一种长而宽的人造裂缝通道，将大量的非常复杂的裂缝网络连通，从而增大泄压面积。微地震监测技术是了解人造裂缝的几何形态、改进增产措施或加密井效果的关键。页岩气开发过程中的微地震压裂监测技术，是将检波器放置在距压裂井小于600m的观测井中(一般是直井)，对压裂井在压裂过程中诱发的微地震波进行持续的监测，动态地描述压裂过程中裂缝生长的几何形状和空间展布形态。

微地震分析能够及时了解人造裂缝产生的方向、延伸长度等信息，还可实时监测控制压裂的过程，提供压裂增产期间关于多次压裂深度和宽度的宝贵信息，做到对压裂方案进行优化选择。如利用实时裂缝监测资料，可确定裂缝尺寸的异常变化，从而使分级压裂方案得到及时调整，并分析该调整方案对整体压裂方案产生的影响;同时，可确定裂缝是否偏离设计层位，确定封隔方法的效果达到了何种程度。在分级压裂过程中，如果确定某层位得到了重复压裂，可终止当前压裂措施并开始下级压裂;如果确定目前施工层位正在产生多条裂缝，根据压裂液与支撑剂的剩余量，适当延长该层位的压裂时间;如果确定裂缝遇到了断层，立即停止压裂施工。裂缝监测在页岩气压裂中占有很重要地位，通过裂缝监测，确定裂缝方位和展布，计算改造体积，为产量预测、新井布井、压裂设计提供依据。此外，利用微地震检测技术还可以对页岩压裂前后的渗透率进行估算。

我国在塔里木、华北、长庆等油田曾利用微地震技术进行过油藏监测方面的先导性试验，在注水前缘监测、区域天然裂缝预测和剩余油分布识别等方面，取得了一定效果。但在页岩气勘探开发中的应用还处于初期探索阶段。

五、缝洞储层定量雕刻技术

缝洞型储层具有大规模层状与准层状分布特征，部分连通型缝洞可以形成连续型油气藏，是碳酸盐岩的重要油气勘探开发领域。碳酸盐岩缝洞型储集空间一般肉眼可见，包括溶蚀孔、洞、缝及大型洞穴、裂缝等，具有极强的非均质性。

缝洞型储层前期研究主要是利用地震剖面“相面法”进行定性识别目标，如“羊肉串”模式，但是由于受深层地震资料信噪比低的影响，缝洞难以精确成像。21世纪以来，中国石油、中国石化等公司组织了缝洞储层定量雕刻技术攻关，初步实现了复杂缝洞性储层的雕刻与定量化评价，已在塔里木盆地奥陶系、鄂尔多斯盆地奥陶系等缝洞型油气勘探发现中发挥了关键作用。

钻前缝洞型储层定量雕刻主要依靠地震资料，以高保真地震成像处理为前提，以模型正演和岩石物理分析为基础，通过“三定法”，实现缝洞型储层或油气藏的定量化预测。“三定”是指:①定位置，利用高精度三维地震和各向异性偏移技术，实现地震信息的高精度成像;②定形态，利用振幅雕刻技术(洞穴)和方位各向异性技术(裂缝)，实现缝洞体系立体描述;③定规模，利用岩石物理分析和正演模拟技术，实现储集空间定量化预测。如在塔里木盆地塔北和塔中地区，应用缝洞体系立体描述技术，缝洞储层钻遇率达到100%。应用PG剖面、流体因子等多属性融合技术，缝洞储层流体预测符合率达到80%以上。

碳酸盐岩缝洞体系地震定量雕刻技术系列包括4项核心技术:①井控地震保真处理技术，能够促进地震剖面串珠反射更加清晰、数量明显增多;②叠前地震偏移技术与各向异性处理技术，能够精细刻画不同级别的断裂系统;③溶洞模型正演技术，能够建立缝洞大小、填充与地震响应量版;④三维可视化雕刻技术，能够对裂缝、溶洞进行独立雕刻和融合研究，分析缝洞系统的连通性，精细描述缝洞的空间关系。

钻后缝洞型储层定量评价，主要依靠微电阻率扫描成像测井技术。目前已形成了以电成像测井为主导的有效储层识别及缝洞储层参数定量评价技术，建立了多种较为有效的流体识别方法图版，显著提高了此类储层的测井评价能力。另外，开发的远探测声波反射波成像测井新技术，使得探测距离由3m拓展到10m，有利于发现邻近分布的隐蔽缝洞，提高评价精度。

3. 鄂尔多斯盆地苏里格石炭-二叠系致密砂岩气

鄂尔多斯盆地上古生界自下而上可划分为上石炭统本溪组、下二叠统太原组和山西组、中二叠统下石盒子组以及上二叠统石千峰组，主要为一套海陆过渡相的含煤碎屑岩沉积地层。烃源岩为煤系发育的本溪组、太原组和山西组，工业气层在各组地层中都有分布，以下石盒子组和山西组为主。上古生界天然气资源丰富，已发现苏里格、榆林、大牛地、乌审旗和子洲-米脂等5个储量超过1000×10⁸m³的大型气田。上古生界大面积致密砂岩储层以石英砂岩为主，平均孔隙度8%～10%，渗透率多小于1×10^-3μm²，以低渗、低压、低丰度为特点，一般无自然产能，不经过压裂等工艺改造很难获得工业气流。

苏里格地区位于鄂尔多斯盆地西北部，横跨伊陕斜坡和伊盟隆起两个构造单元，勘探面积4×10⁴km²。上古生界发育多套含气层系，主力层为二叠系下石盒子组盒8段和山西组山1段，目前已探明地质储量3.2×10¹²m³，具有勘探面积大、含气层系多、致密低压低丰度等典型特征，勘探开发潜力大(王道富等，2005；杨华等，2005；邹才能等，2006，2007；刘新社，2008；付金华等，2008)(图3.11)。

(1)致密岩气地质特征

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3～8m(图3.12)。

在平缓的区域构造背景下，致密岩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2800～4000m，东部地区1900～2600m。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。

2)煤系烃源岩发育，气藏甲烷含量高。上古生界致密岩气藏中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6～20m、有机碳50%～90%，与煤岩伴生的暗色泥岩厚40～120m、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，R_O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，丰富的气源条件为大面积致密岩气藏的形成提供了物质基础。

图3.11 上古生界沉积综合剖面图

图3.12 苏里格气田苏20区块苏20-16-13～苏20-16-22井气藏剖面图

(据杨华等，2012)

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。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0.565 9～0.624 7，平均为0.597 6；二氧化碳含量为0～2.48%，平均为0.43%；各致密岩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)储层物性差，非均质性强。上古生界致密岩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0.3～1.0mm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1×10^-3μm²的占88.6%，其中小于0.1×10^-3μm²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%，具有典型致密岩气储层特征。

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300km以上，东西向宽10～20km，砂体厚度20～30m；连续储集砂体南北长2～3km，东西向宽1～1.6km，有效砂层厚度3～10m。

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，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，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，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。

5)气藏具有典型三低特征，单井产量低。上古生界致密岩气藏具有典型的“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1×10^-3μm²，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。

6)气水性质与分布。以高甲烷含量为特征，重烃(C₂₊)组分含量一般小于10%，凝析油含量低一极低。大部分天然气样品的甲烷含量大干93%，反映了以“干气”为主、“湿气”为辅的特征。纵向上，烃气含量从太原组到石盒子组逐渐增大，从97.55%→97.87%→98.23%，显示出垂向运移过程中非烃气逐渐被过滤、烃气相对富集的特点。天然气中非烃组分主要为CO₂和N₂，氢气、氦气等组分的含量极低，一般小于0.1%，未检测到硫化氢。

天然气的稳定碳同位素分析结果显示，绝大部分样品的甲烷及重同系物具有相对富稳定同位素¹³C的煤成气特征。苏里格地区石盒子组和山西组2个含气层位的烷烃气碳同位素都较重，具有煤成气的特点。对应分子的C₂～C₄碳同位素值，山西组普遍高于石盒子组，也表明天然气来源于下部地层，显示近源的同位素重、远源运移来的天然气轻的特点。

苏里格地区天然岩性气中存在有不同程度的产水现象，无连片水体和明显的边底水，多数井以气水共存为特点，水夹在气田内或气层中。平面上主要分布在两部和东部地区，西部地区探井产水量(约9m³/d)高于东部地区的产水量(小于5m³/d)，纵向上主要分布在盒8段，其次是山1段，盒8段产水量比山1段高。

苏里格地区盒8段、山1段地层水基本都为CaCl₂型，总矿化度为1.61～114.27g/L。，平均矿化度为40～58g/L之间，高于海水的盐度35g/L，表明矿化度较高。其中，石盒子组(主要为盒8段)总矿化度在1.61～114.27g/L之间，平均矿化度为43.13g/L.；山西组(主要是山1段)总矿化度在4.03～101.72g/L之间，平均矿化度为47.27g/L；太原组的平均矿化度最高，达57.62g/L。

依据矿化度、水化学特征系数和苏林水型综合判别标准，将水型分为3类，即正常地层水、淡化地层水和凝析水，统计发现本区地层水主要为正常地层水和淡化地层水，少部分为凝析水。

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3200～3900m，储层平均孔隙度8.68%，平均渗透率0.91mD。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。苏里格地区致密岩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。

7)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/100km²。靖边、榆林、苏里格等地区探井密度最高，达到了2.4口/100km²。环县、吴起、宜川等地区探井密度最低，为0.1口/100km²。根据国际通用标准，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；在区域上致密岩气含气范围达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。

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。

(2)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岩气勘探开发过程中，经过长期探索和技术攻关，形成了适合致密岩气勘探开发的配套技术系列，主要技术如下。

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，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，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。

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45d缩短到l5d左右，丛式井由平均35d降低到20d左右，水平井钻井周期由202d缩短到71d左右。

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，为致密岩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)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。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3.88MPa，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。

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。

6)数字管理技术的适用技术系列。致密岩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。

(3)管理创新，建立了致密岩气田开发模式

苏里格气田作为致密岩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P SC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。“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”。

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。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30～45d，缩短到10d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。

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岩气田大规模建设的速度，如集气站安装施工工期由原来的30d降低到10d，总体有效工期由原来的111d降低到30d。处理厂建设周期由14个月降低到9个月。

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。

4)市场化运作的创新型管理体系。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，解决了致密岩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。

(4)勘探新领域与资源潜力

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l，气层埋深3700～4000m。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15～30m。储层岩性以中一粗粒石英砂岩为主，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0.83×10^-3μm²。钻井均见含气显示，气层厚14.6m，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。

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l、山2，气层埋深3300～3900m，三角洲前缘水下分流河道砂体发育，岩性为中一粗粒石英砂岩、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8.8m，平均孔隙度8.9%，平均渗透率0.85×10^-3μm²；山西组山l段气层厚5.3m，平均孔隙度8.1%，平均渗透率0.68×10^-3μm²；山西组山2段气层厚5.6m.平均孔隙度6.8%，平均渗透率0.79×10^-3μm²。以盒8、山l、山2为重点层系，预计该区可新增储量5000×10⁸m³以上.。

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1800～2600m。该区处于上古生界生烃中心，生烃强度达40×10⁸50×10⁸m³/km²，气源充足。石盒子组盒8段气层平均厚13m，平均孔隙度8.4%，平均渗透率0.51×10^-3μm²；山西组山2段气层平均厚7.5m，平均孔隙度7.4%，平均渗透率0.65×10^-3μm²；太原组气层平均厚10m，平均孔隙度8.0%.平均渗透率0.64×10^-3μm²。预计该区可新增储量6000×10⁸m³以上。

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l，气层埋深3800～4600m。石盒子组盒8气层平均厚度7.5m，平均孔隙度9.2%，平均渗透率为0.71×10^-3μm²；山西组山l 气层平均厚度6.3m，平均孔隙度8.1%，平均渗透率0.54×10^-3μm²。镇探l井山西组试气获5.46×10⁴m³/km²的工业气流，庆探l、莲1、合探2井在盒8、山l均钻遇石英砂岩气层，展示了该区良好的勘探前景。

4. 石油勘探中的压裂是什么原理

压裂 就是利用水力作用，使油层形成裂缝的一种方法，又称油层水力压裂。油层压裂工艺过程是用压裂车，把高压大排量具有一定粘度的液体挤入油层，当把油层压出许多裂缝后，加入支撑剂(如石英砂等)充填进裂缝，提高油层的渗透能力，以增加注水量(注水井)或产油量(油井)。常用的压裂液有水基压裂液、油基压裂液、乳状压裂液、泡沫压裂液及酸基压裂液5种基本类型。

5. 长庆采气四厂

看不出来你想问什么，觉得你就是在这做了一个广告，把一坨牛粪夸成了一朵鲜花，看得出你是官方行为，但目的何在？你肯定是在机关工作的，你根本不了解长庆！

6. 苏里格气田的开发部门

长庆油田下属的苏里格项目经理开发部
苏里格气田合作开发项目组成立于，是长庆石油勘探局按照中国石油关于苏里格气田合作开发的指示精神，成建制设立的气田开发二级单位。项目组管理人员45人，作业区员工88人，员工队伍呈现整体年轻化、知识专业化的特点。主要业务包括天然气开采、集输、产能建设、气田维护等。
有气田开发对应的职能部门和采气作业区。
项目组成立以来，遵照“积极有效，整体协调”的工作要求，编制了“十一五”业务发展规划，随着2006年产能建设和天然气生产任务的完成，已经具有一定规模的开发能力，形成了十二项气田开发配套技术，积极推行委托承包、协议支撑、有偿服务等管理方式，实现了采气生产及相关辅助业务的高效运行。
按照中国石油关于“加快苏里格气田开发进度”的要求，苏里格气田合作开发项目组积极遵循“简化开采、创新机制、依靠科技、走低成本开发之路、实现苏里格气田有效开发。”的总原则，广纳贤才，开拓进取，为中国陆上低产低效气田的有效开发培养人才、开发技术、积累经验，逐步形成具有一定规模和开发能力的气田开发管理企业。
作为我国陆上最大的整装气田，苏里格气田的发现备受关注。然而，世界上罕见的“低渗、低压、低产和低丰度”的气田特性，使苏里格气田的开发一度陷入困境。
奋战在苏里格气田的中原油田钻井三公司鄂尔多斯项目部6支钻井队，累计开钻39口，交井35口，实现产值1.074亿元，创出井身质量、固井质量和取心收获率达100%的可喜成绩。
如何打开坚冰，让苏里格气田扬眉吐气，从发现苏里格气田开始，长庆石油人就踏上了攻克世界级难题的漫漫征程。为实现苏里格气田的有效开发，，长庆油田公司成立第三采气厂，专门负责这个气田的前期开发试验。
苏里格气田牵动着长庆人的神经。长达五年的开发试验之路，从钻井到压裂、从试气到集气，国内各种先进的气田开发技术和工艺都试验过，长庆人付出的是心血和汗水，投入的是感情和信心，对苏里格气田的认识不断加深。试采生产特征表明：平均单井产量1万立方米/天只能稳产3年。
油田公司及第三采气厂运用一系列国内国际领先技术“会诊”苏里格，不断创新开发思路，实施了针对低压气层的低密度、无固相钻井液近平衡钻井气层，研制并成功应用暂堵液钻井技术，全面开展小井眼钻井、空气钻井、PDC钻头等新技术的应用，有效地减轻了气层污染，降低了开发成本。为准确判断、识别储层流体性质，积极采用先进测井系列，开发出了适用于苏里格气田的低孔、低渗、低阻气层测井解释模板，为下一步气田的开发奠定了基础。
为实现苏里格气田的科学有效开发，2004年以来，第三采气厂转变思想，紧紧围绕“面对现实，依靠科技，简化工艺，走低成本开发道路”的开发理念，开展了多项攻关研究和先导试验，确定了“井口加热、中压集气、管线保温、带液计量、多井串连、外加冷源制冷脱水脱烃、增压外输”的地面工艺优化、简化技术。
2005年1月，中国石油长庆油田公司引入市场化合作机制，创造性地运用“技术集成化、建设标准化、管理数字化、服务市场化”的低成本开发战略，攻克了这一世界级难题，实现了规模有效开发。长庆油田决策者拓宽思路，坚定不移地推进市场化，引领各合作方依靠“运行机制创新、观念认识创新、技术集成创新”创建了苏里格气田“5+1”合作开发模式。
长庆油田公司通过招标确定与长庆局、辽河、四川、大港和华北五家未上市企业合作开发苏6等7个区块，由长庆油田公司开辟苏14重大开发试验区，形成“5+1”开发模式，全面打响了一场规模开发苏里格气田的战役。2008年5月，为加快实现苏里格气田200亿立方米宏伟目标，长庆油田公司与川庆钻探、长城钻探、渤海钻探、西部钻探和华北油田在苏里格东西区6个区块开展第二期合作开发，形成新的“5+1”合作开发模式，开发规模进一步扩大。
到今年5月底，直接参与苏里格气田开发的已有国内外的10多家企业，仅参加会战的中国石油以外的钻井队就达100多个。市场的开放为长庆油田广泛引用社会上各个方面的优秀成果打开了通道，通过优选多家合作企业，邀请多方技术人才到苏里格气田施展才华，苏里格气田的技术开发实现了由“一枝独放”到“百花争艳”的跨越。
通过优选井位技术，苏里格气田平均单井累计产量达2000万立方米以上的气井比例由原来的62%提高到80%以上，个别区块达到90%，开发效益凸显出来；通过向社会公开信息，优选材料，国内外众多厂家公平竞争，促使了各种用材价格的全面降低，仅油管和套管实行国产化后，平均单井可节约投资200多万元；井口紧急截断阀原来单价高达30多万元，后经与一家高科技企业合作开发同类产品，单件费用降低到3.8万元；通过采用“不加热、不注醇、中低压集气”的集气模式，引来多家企业竞相研制效果好、价格低的产品，简化了地面建设工艺，通过实施投放井下节流设施，单井地面建设投资较原来降低了50%；由于多家钻井队伍共聚一个竞争平台，参与各方各展其能，亮出看家本领，不设技术壁垒，开展技术共享和交流，促使钻井周期由平均45天降低到了15天。仅钻井周期缩短就直接节约费用150万元；通过实施井间串接技术，较大幅度降低了采气管线的建设成本，平均单井管线减少投资约32%。苏里格已步入现代化大气田建设的新时期。“大油田管理，大规模建设”的时代要求，给原有的管理体制、建设标准等提出了严峻挑战。苏里格气田推行“标准化设计、模块化建设、数字化管理”的建设模式，这也是长庆油田在油气田建设史上进行的一场史无前例的革命。

7. 鄂尔多斯能源基地能源开发概述

一、煤炭开发现状概述

鄂尔多斯以煤炭资源丰富而著称，已探明储量2300亿t，约占全国总储量的1/6，内蒙古自治区的1/2，如果计算到地下1500m处，总储量约有1万亿t(王再岚，2005)。

(一)鄂尔多斯煤田分布状况

鄂尔多斯煤田地跨陕、甘、宁、晋、内蒙古5省(区)，是我国最大的多纪煤田，按地域大致分为7个含煤区:

1.鄂尔多斯东缘含煤区

位于晋、陕两省交界处，基本上沿黄河分布，北至晋、陕、蒙交界，南止禹门口附近，东界大致在偏关—离石—蒲县一线，相当于煤层露头位置，西界在禹门口—绥德—佳县—神木一线，煤层垂深2000m。南北长450km，东西宽50～100km。地理坐标东经110°15'～111°30'，北纬35°55'～39°36'。包括陕西府谷、吴堡与山西河东煤田河津、保德、偏关、离石、柳林、乡宁共8个矿区/煤产地，含煤面积18813.7km²。主要含煤地层为石炭-二叠纪太原组与山西组。太原组与山西组煤的煤类从长焰煤到无烟煤均有。

预测可靠级资源量1194.12亿t，可能级372.42亿t，推断级390.41亿t。埋深1000m以浅的资源量626.09亿t，其中可靠级601.95亿t。

2.鄂尔多斯北部含煤区

位于内蒙古西南，鄂尔多斯高原北部。北至黄河河套南缘，东至晋蒙交界的黄河向南拐弯处，西至贺兰山西麓，南止蒙陕省区界，地理坐标东经106°40'～111°30'，北纬37°38'～40°13'。包括准格尔、东胜煤田及乌兰格尔煤产地，含煤面积62368.5km²。

该区含煤地层为石炭-二叠纪太原组、山西组与中侏罗世延安组。太原组为中灰、特低硫煤;山西组为中灰、特低硫煤;太原组为中灰、中硫煤;延安组为低灰、特低硫优质不粘煤。

全区预测资源量可靠级2627.3亿t，可能级6794.68亿t。埋深浅于1000m资源量985.83亿t，其中可靠级951.14亿t。

3.陕北含煤区

位于陕北中部，西北至陕蒙交界，与鄂尔多斯北部含煤区相连，东南至中侏罗世延安组与晚三叠世瓦窑堡组煤层的可采边界，地跨神木、榆林、横山、靖边、定边、吴旗、子长、安塞、延安、富县等市(县)。地理坐标:东经107°15'～110°45'，北纬36°05'～39°16'。该区包括新民、神北、榆神、榆横、安边、定边6个煤产地，以及子长三叠纪煤田的子长、牛武煤产地，含煤面积28765.1km²。

含煤地层为中侏罗世延安组与晚三叠世瓦窑堡组。其中延安组煤为特低磷、中、高发热量的不粘煤和长焰煤。

全区10个预测区预测可靠级资源量853.18亿t，可能级12.07亿t。埋深1000m以浅的资源量252.43亿t，其中可靠级240.36亿t。

4.鄂尔多斯西部含煤区

位于甘肃东部及宁夏东南的固原、灵武及盐池地区，地理坐标:东经106°25'～108°40'，北纬35°25'～38°20'，包括甘肃华亭煤田及安国—峡门、庆阳、砂井子及宁夏固原、盐池、灵武—马家滩等6个煤产地，含煤面积21818.14km²。

含煤地层为石炭-二叠纪山西组与中侏罗世延安组。山西组煤为中灰、特低硫气煤。延安组煤多为低—中灰、低硫长焰煤。

全区预测资源量可靠级1819.65亿t，可能级685.58亿t，推断级168.63亿t。埋深浅于1000m资源量218.54亿t，其中可靠级68.88亿t。

5.桌子山、贺兰山含煤区

位于宁夏北部，北跨内蒙古桌子山与阿拉善左旗，南至韦州，沿黄河两侧分布，包括宁夏萌城、韦州、石沟驿、横城、石炭井、石嘴山市及内蒙古阿拉善左旗、桌子山8个煤田、煤产地。地理坐标东经:105°46'～107°11'，北纬37°07'～39°52'。含煤面积4752.28km²。

含煤地层为石炭-二叠纪太原组、山西组与中侏罗世延安组。石炭-二叠纪煤以焦煤与贫煤无烟煤占多。太原组煤为中灰、中硫、低磷、高热值动力、炼焦用煤。山西组煤以中灰、特低硫煤为主。延安组煤为低—特低灰、特低硫、高热值烟煤、无烟煤，汝箕沟优质无烟煤驰名中外，为特优质无烟煤基地。

全区预测资源可靠级296.32亿t，可能级318.49亿t，推断级111.14亿t。埋深浅于1000m的预测资源量208.98亿t，其中可靠级117.55亿t。

6.渭北含煤区

位于渭河北岸，关中平原东北部。东以黄河为界，与鄂尔多斯含煤区南端的山西乡宁煤产地相邻，南部及西部分别至嵯峨山、将军山、尧山、露井一线与嵯峨山—凤凰山一线的石炭-二叠纪含煤地层底界露头线，北至太原组埋深－1300m标高。含煤区东西长200km，南北宽30～55km，含煤面积8010.6km²。地跨韩城、澄城、合阳、白水、蒲城、洛川、黄陇、宜川、宜君、铜川、黄陵、旬邑等12个市(县)。地理坐标:东经107°55'～109°35'，北纬39°45'～36°05'。渭北含煤区即渭北石炭-二叠纪煤田，自东而西分为韩城、澄合、蒲白、铜川等4个矿区。含煤地层为石炭-二叠纪太原组、山西组。

19个预测区预测可靠级资源量105.57亿t，可能级113.05亿t，推断级194.63亿t。埋深1000m以浅的资源量102.08亿t，其中可靠级89.91亿t。

7.黄陇含煤区

位于陕西中西部，鄂尔多斯盆地南缘。北起陕甘边界，南至中侏罗世延安组剥蚀露头线，东至葫芦河，西止陇县峡口，地跨黄陵、旬邑、彬县、永寿、麟游、凤翔、千阳、陇县等县，地理坐标:东经106°35'～109°15'，北纬34°46'～35°05'。黄陇含煤区即黄陇煤田，自东而西有黄陵、焦坪、旬耀、彬长、永陇5个矿区、煤产地，含煤面积5230.5km²。

含煤地层为中侏罗世延安组，煤类多为中低灰、低硫、低磷长焰煤、不粘煤与弱粘煤。

10个预测区预测可靠级资源量40.64亿t，可能级27.70亿t，推断级30.36亿t。埋深1000m以浅预测资源量68.34亿t，其中可靠级40.64亿t。

(二)鄂尔多斯煤矿区分布状况

鄂尔多斯能源基地煤炭开采区主要分布黄土高原的陕西韩城—铜川—彬长—黄陵等渭北煤矿区、陕西神府及内蒙古东胜煤矿区，甘肃的平凉华亭煤矿区，宁夏的灵武、石嘴山、石炭井煤矿区，内蒙古乌达、乌海、包头石拐煤矿区等。其中侏罗纪煤矿区主要分布在陕北的焦坪、彬长、黄陵、神北、新民、榆神矿区和蒙西的东胜矿区，这些矿区储量丰富，煤质优良，煤层埋藏浅且稳定，构造简单，是我国21世纪前期主要煤炭开发区。

(三)鄂尔多斯煤炭资源开发状况

该区煤炭资源开发程度较高，盆地所跨五省区均不同程度地对区内煤炭进行了开发利用，煤炭产能超过200万t/a的主要煤矿区有6个，宁夏的石炭井产能589万t/a，乌达289万t/a和石嘴山270万t/a;陕西的铜川521万t/a，韩城365万t/a。盆地内陕西省的煤炭企业有70多个，但一半以上为小型煤矿。2000年煤炭产量达3156万t。甘肃省的陇东区位于鄂尔多斯盆地的中西部，目前开发利用的煤田主要有华亭县华亭煤田和崇信—华亭县安口新窑煤田。两个煤田2002年产量达823万t。宁夏位于盆地的煤炭企业100多个，以小型矿山为主，占90%以上。2002年煤炭产量达到1531万t。在内蒙古位于鄂尔多斯盆地内的大中型企业共有40家，2001年产量达3671万t(李新玉，2005)。

二、石油资源开发现状

鄂尔多斯盆地是一个富含石油、天然气、煤炭、煤层气及砂岩型铀矿的大型综合能源盆地。盆地内石油总资源量85.88亿t，其中可采储量约24亿t，探明程度仅20%;天然气总资源量10.70万亿m³，探明储量1.18亿万m³，拥有苏里格、乌审旗、靖边、榆林4个探明储量超千亿立方米的世界级大气田。

(一)勘探历程

盆地的石油勘探历史悠久，陕北的延长油矿是我国发现最早并投入开发的油田。从1907年延长县钻探的我国大陆第一口石油陆井(延1井)算起，石油勘探历经95年的漫长岁月，可分为6个发展阶段。

1.初始勘探阶段(1907～1949年)

这一阶段长达42年之久，经历了清末官办(1907～1911年)、中美合办(1914～1919年)、民国官办(1932～1934年)和陕甘宁边区政府办矿4个时期。许多中外地质学家对盆地进行过石油地质调查，但工作零星，主要限于陕北浅油层分布区，累计钻探浅井52口，进尺1.2994万m，采油6035t。

2.区域勘探阶段(1950～1960年)

新中国成立后，党和政府对陕甘宁地区的石油勘探十分重视，着眼全盆地，整体规划，分阶段实施，投入大量人力、物力，先后组建94个地质队/年，68个物探队/年(含地震、重磁力、电法、大地电流)，对全盆地进行区域地质、物探普查、详查及细测。1954年完钻的郎9井钻入二叠系石千峰组423m，井深2646m，延长组钻遇168m厚的含油层。1955年完钻的延伸1井钻入奥陶系306m，建立了盆地东部比较完整的地层剖面。通过以上工作，基本查明了盆地轮廓、地层分布及生储盖组合，盆地周缘发现265个局部构造，404处地面油苗，对盆地含油远景的认识取得很大进展。1959年首次在马家滩构造延长组第二段钻遇长8油层，初产原油0.507m³/d;1960年李庄子构造延安组延5油层获工业油流，实现了盆地西部找油的突破。

3.盆地西缘构造油藏勘探阶段(1961～1969年)

60年代，石油勘探的重点由三叠系转移到侏罗系，有构造油藏为勘探目标，在灵武、盐池、定边地区发现了一批新油田。

1965年，在李庄子构造发现了延6～8新油层，李探8，15两口井分别获日产19m³，20m³的工业油流，开创了盆地石油勘探的新局面。

1966年，位于马家滩构造的马探5井第一次采用压裂改造工艺，获得工业油流，为改造延长组低渗透油层，提高单井产量开辟了新途径。

1967～1969年进一步向南发展，1967年于家梁构造获得油流;1968年发现马坊、大水坑两个油田，1969年发现王家场、大东两个油田。

此外，地质部第三普查大队在盆地腹地的庆阳、华池、吴旗地区钻探庆参井、镇参井、华参井、志参井、吴参井也见到好的含油显示，其中，庆参1井延长组油层经压裂改造，日产油3.1t。发现新的含油领域。

4.盆地南部侏罗系古地貌油藏勘探阶段(1970～1979年)

1970年石油部在盆地南部部署18口区域探井，庆阳、华池、吴旗地区4000km²范围钻探的9口井，均发现油层，6口井获工业油流，展示了盆地南部石油勘探的良好前景。

为了全面加快鄂尔多斯盆地石油勘探步伐，1970年9月，国务院及中央军委决定组建长庆石油勘探指挥部，在盆地南部10万km²范围内，以陇东、灵盐、陕北3个地区为目标，开展大规模的石油会战，按照“区域展开、重点突破、分区歼灭”的部署原则，先后组建离了区域侦察、围歼马岭、扩大华池、发展吴旗、出击姬原、钻探两河、进军定边等战役，完钻石油探井1252口，进尺198.3万m，520口获工业油流，探井成功率41.5%，建立了侏罗系成藏模式。探明或控制马岭、城壕、华池、南梁、吴旗、直罗、下寺湾、东红庄、红井子、马坊、大水坑、李庄子、马家滩、摆宴井14个油田。发现元城、油房庄、王洼子等26个新油藏。新增含油面积483.8km²，探明石油地质储量9171万t，为年产130万t奠定了基础。

5.盆地东部三叠系三角洲油藏勘探阶段(1980～1994年)

三叠系延长组的勘探从科技攻关入手，通过对延长组沉积体系、砂体分布、储层演化及石油富集规律的研究，提出了“东探三角洲，西探水下扇”的战略方针，首先对安塞三角洲进行整体解剖，用5年时间，投资7100万元人民币，钻井126口，发现安塞油田王窑、侯市、杏河、坪桥、谭家营5个含油区块，连同侏罗系新增含油面积206km²，探明地质储量1.0561亿t，可采储量2122.7万t，成为盆地第一个亿吨级大油田。连同其他地区，15年累计含油面积409.8km²，探明地质储量2.0923亿t

6.开拓进取，石油勘探大发展阶段(1995～2005年)

7年来，石油勘探按照“以经济效益为中心，以商业储量为目标，立足三叠系，兼探侏罗系;立足全盆地，主攻陕北”的发展战略，大打勘探进攻仗和科技攻坚战，陕北及陇东的石油勘探都取得重大进展，新增含油面积1411.9km²，探明石油地质储量7.0356亿t，7年新增石油探明储量占历年探明石油储量的70%，是盆地石油储量增长的最快时期，为石油产量的大幅度增长创造了条件。

其中，陕北地区的勘探以三角洲成藏理论为指导，探明靖安大油田，探明石油地质储量2.6335亿t，成为盆地第二个亿吨级大油田。安塞油田的二次勘探硕果累累，新增石油探明储量2.1050亿t，相当于以往探明储量的2倍。陇东地区发现西峰、南梁油田午6井区、镇北等新油田;华池等老油田的含油面积进一步扩大，探明储量大幅度增长。特别是西峰油田的发现，开创了特低渗透油层勘探的新局面。

(二)开发历程

1.初始阶段(1907～1969年)

鄂尔多斯盆地石油开发的历史悠久。从1907年延1井获工业油流、发现延长油田算起至1949年，石油开发虽经过清末石油官场(1907～1913年)、民国实业厅、资源委员会(1914～1934年)、陕甘宁边区政府(1935～1949年)3个时期，但都处于初始阶段，规模小、不正规，产量小，42年间累计采油仅6035t。正规的石油开发始于1953年延长油田的开发，采用100m井距的井网，裸眼完井后，以爆炸含油段为增产措施，月产量10t以上。1954年投入开发的永坪油田埋藏浅、物性差，含水高，埋深仅200～500m，采用50～100m井距，裸眼完井，初期井均日产油0.096t。

2.起步阶段(1970～1979年)

1970年李庄子油田的开发及1973年马岭油田的开发，拉开了盆地石油现代化开发的帷幕。马岭油田的开发，采用压裂投产、早期注水、抽油开采的新工艺，原油产量稳定增长，鄂尔多斯盆地原油产量由1971年的7万t，上升到1979年的113万t，突破了百万吨大关。

3.稳定阶段(1980～1990年)

80年代，盆地的原油产量处于稳定发展期。1980年，原油产量上升为141万t，其后虽有华池、元城、油房庄、樊家川等油田投入开发，增产幅度不大，盆地的原油产量稳定在(160～180)万t之间。

4.大发展阶段(1991～2005年)

90年代，随着安塞、靖安等油田的投产，鄂尔多斯盆地原油产量进入快速增长期，年年迈上新台阶，1991年超过200万t，1996年超过300万t，1997年达到476万t，2001年达到836万t，2002年突破千万吨，截至2004年达到1326万t(图3-1)。

(三)开发程度

截至2005年底，鄂尔多斯盆地共发现安塞、靖安、马岭、华池等47个油田，探明含油面积2720.3km²，探明石油地质储量13.453亿t，可采储量2.40131亿t。40个油田投入开发，动用地质储量7.695214亿t，可采储量1.58217亿t，剩余地质储量5.757791亿t，可采储量8826.71万t，采油井总数19039口，采油开发总数16344口，注水井总数2306口，注水开发井数2981口，累计生产原油7223.188万t。

图3-1 鄂尔多斯盆地历年石油产量直方图

(四)石油开采现状及特点

改革开放以来，在原石油工业部“多层次开发”政策指导下，随着安塞以北油区勘探成功，鄂尔多斯盆地原油开采范围迅速扩大，产量逐年递增，其中延安市原油年产量已达近200万t。

1.开发层次多，管理水平、技术水平参差不齐

目前，在鄂尔多斯盆地形成了长庆油田、延长油矿管理局和县区石油钻采公司(在陕北地区存在)3个层次并举共同开发的格局。其中，除长庆油田采用原油集中输运、污水集中处理回注外，其他几乎全部采用单井或集中排污的方式。延长油矿管理局所属油井集中输运，在选油站脱水，脱出的含油废水经简单隔油处理外排。县区石油钻采公司由于其开发商来源复杂，不易统一作业规程，绝大多数采用非常简陋、落后的脱水技术，脱出水含油浓度很高。

石油开发管理混乱最严重的地区是陕北延安榆林地区。该区也是我国石油工业的发祥地。1993年以来，由于管理混乱，部分县级政府违法越权发放石油开采证，因而形成了除国有长庆石油勘探开发局和延长油矿外，还有以各种形式名义挂靠在延长油矿名下的各县钻采公司及个体采油者，陕北地区已成为全国唯一有民采从事石油开采的地区。不同企业的石油采收率见表3-1。

表3-1 陕北地区不同企业石油采收率表

从表3-1可见，长庆油田公司与延长油田同在同一地区开采低渗透石油，由于民采开发的规模小，开采技术水平低，其石油平均采收率为8%。长庆油田公司一次采收率是20.5%，通过注水驱油等工艺技术后二次采油累计采收率可达30%，即地方及个体采收率仅相当于长庆油田公司总采收率的26.67%，换言之，造成了73.33%的资源无法获取，造成了宝贵的石油资源浪费与破坏。

2.油田渗透率低、面积大

鄂尔多斯盆地主要开采侏罗系延长统和三叠系延长统两个含油层系，均属世界罕见的超低渗透油田，平均渗透率只有0.49mD。这一特点决定了该地区油井单井产量较低，油井采出油含水率波动范围大，并且随开采时间的延续，采出油含水率呈增加趋势。另外，油田面积大，油井分散在各个河谷、沟岔、山峁，造成石油类污染范围广、难以治理。

3.水土流失严重，非点源污染普遍存在

鄂尔多斯盆地采油区属黄土高原的丘俊沟壑区，植被差、水土流失严重。石油类非点源污染对该地区水环境将造成严重的污染。