鄂爾多斯盆地長慶氣區天然氣開發前景

何江川 余浩杰 何光懷 張 吉 李 婭

1.中國石油長慶油田公司 2.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室

3.中國石油長慶油田公司咨詢中心 4.中國石油長慶油田公司勘探開發研究院

0 引言

天然氣作為清潔、高效、綠色的低碳能源，其年消費量保持較高速度增長，預計全球能源消費結構中，天然氣將在2030年超越煤炭，2040年超越石油，成為第一大能源[1]。2019年，我國天然氣消費量為3 073×108m3，僅占一次能源消費總量的7.8%[2]。為了實現我國的“雙碳”目標，國內能源企業正加快結構調整，優先發展天然氣，未來15～20年我國天然氣需求量和消費量都將保持較快增長，天然氣消費量將在2035年達到峰值6 500×108m3[3]，在一次能源消費結構中的占比將超過12%。

近年來，我國天然氣對外依存度逼近45%，需求量缺口不斷增大。當前，我國天然氣生產已實現常規與非常規并重、多元供給的格局。國內已形成四大天然氣生產基地：四川盆地常規與非常規并重的“雙富氣”基地、鄂爾多斯盆地“致密氣”基地、新疆“深層氣”基地及海域“深水氣”基地[4-5]。中國石油長慶油田公司（以下簡稱長慶油田）作為鄂爾多斯盆地長慶氣區油氣勘探開發的主體單位，承擔著保障民生用氣、促進社會經濟健康發展的重要職責。長慶油田在二次加快發展戰略的指引下，2020年天然氣年產量達到448×108m3、油氣當量突破6 000×104t。為了進一步促進長慶氣區天然氣持續穩產、實現提質增效的目標，站在新的起點上，長慶油田審時度勢，分析了長慶氣區天然氣開發形勢與挑戰，制定了開發技術對策，明確了天然氣開發前景，以期為積極落實國家“碳達峰碳中和”目標、保持我國天然氣工業健康快速發展的勢頭、促進中國石油天然氣集團有限公司綠色低碳戰略發展貢獻長慶力量。

1 長慶氣區天然氣勘探開發概況

1.1 天然氣勘探概況

鄂爾多斯盆地長慶氣區天然氣勘探主要經歷了4個階段。

1）早期探索階段（1957—1988年）：按照傳統的“構造找油”勘探思路[6-9]，尋找油氣苗，追蹤油氣藏。在盆地西緣沖斷帶中部橫山堡地區發現并探明了劉家莊、勝利井兩個小型氣田，探明天然氣地質儲量20.15×108m3。由此，拉開了長慶油田天然氣勘探開發的序幕。

2）突破階段（1989—1999年）：隨著煤成氣理論不斷完善發展，逐漸突破了構造勘探為主的傳統思路束縛，勘探目標不斷轉向盆地中部。同時創新了“古侵蝕面、古溝槽、古巖溶儲層共同控制氣藏形成與分布”的碳酸鹽巖風化殼成藏理論[7,9-10]以及三角洲成藏理論，陜參1井在奧陶系風化殼碳酸鹽巖儲層、陜173井在二疊系石盒子組8 段（以下簡稱盒8段）砂巖儲層、陜141 井在二疊系山西組2段（以下簡稱山2段）砂巖儲層相繼獲得高產工業氣流，取得鄂爾多斯盆地上、下古生界天然氣勘探重大突破，發現了靖邊、榆林、烏審旗等千億立方米級大型氣田，累計探明天然氣地質儲量4 386×108m3。

3）快速發展階段（2000—2012年）：隨著上古生界大型巖性圈閉氣藏勘探力度不斷加大，創造性地提出了“廣覆式生烴、大面積充注、孔縫網狀疏導、近距離運聚”的致密氣成藏理論，建立了大型緩坡三角洲沉積背景下河道砂體垂向多期疊置、側向復合連片的沉積模式。按照“整體研究，整體勘探，整體部署，分步實施”的思路，探明中國陸上最大的蘇里格氣田[10-13]（圖1），2000—2001年兩年累計探明天然氣儲量達6 025×108m3。

圖1 鄂爾多斯盆地天然氣田分布圖

4）穩步發展階段（2013年至今）：創建了“源儲配置關系控制氣藏富集程度，源內、近源含氣組合控制氣藏規模”的多層系疊合成藏模式，按照“整體部署、立體勘探”的思路，在鄂爾多斯盆地東部由下至上在本溪組、太原組、山西組、盒8段等多層系疊合區取得天然氣勘探重大突破，截至目前累計探明天然氣地質儲量2 399×108m3，形成了繼蘇里格之后又一個新的萬億立方米規模儲量區，成為增儲上產主力區。同時堅持區域甩開勘探，盆地南部天然氣勘探獲得重要突破，相繼發現了慶陽、宜川、青石峁3個新氣田[14-15]，探明天然氣地質儲量1 079×108m3。

截至2020年底，長慶油田累計提交天然氣探明儲量4.01×1012m3，占國內所有含氣盆地總探明儲量的25%。

1.2 天然氣開發概況

緊隨天然氣勘探構造成藏理論、碳酸鹽巖風化殼成藏理論、致密砂巖氣巖性成藏理論和多層系疊合成藏模式4個階段的發展，長慶氣區天然氣開發也實現了4次跨越式發展。

1）實現“油氣并舉”的首次跨越：1991年，以靖邊氣田為代表的低滲透碳酸鹽巖氣藏開始規模建產，形成了巖溶古地貌恢復與侵蝕溝槽預測、白云巖儲層綜合評價、井位優化部署、儲層酸化壓裂、氣井產能評價、氣藏動態分析、高壓集氣等低滲透碳酸鹽巖氣藏配套技術，2003年建成年生產能力55×108m3。

2）實現年產氣100×108m3的第二次跨越：1999年，以榆林、子洲氣田為代表的低滲透砂巖氣藏投入開發，形成了以“隨鉆地質分析及氣藏評價技術、產能試井技術、動態監測技術和動態分析技術”為主的4項開發地質技術以及“防砂壓裂工藝、含油含醇泡沫排水采氣、井下節流配套低溫分離、氣井穩定配產技術”等鉆采配套工藝技術。2005年建成年生產能力53×108m3，實現年產氣100×108m3的第二次跨越。

3）實現致密氣規模開發的第三次跨越：2006年，以蘇里格氣田為代表的致密砂巖氣藏開始規模上產，創建了蘇里格氣田合作開發和“四化”建設模式，形成12項開發配套技術，解決了蘇里格致密砂巖氣田規模有效開發難題，2013年建成年生產能力235×108m3，完成了由低滲透氣藏向致密氣藏開發的轉變，實現天然氣開發的第三次跨越。

4）實現“二次加快發展”戰略的第四次跨越：2018年來，長慶油田提出“二次加快發展”戰略，配套完善了“規模增儲、油氣穩產、技術創新、效益提升”四大工程，謀劃布局“陜北再提升、隴東快發展、寧夏再深化、內蒙古穩增長”的區域發展目標，天然氣產量再次攀升，2019年天然氣產量突破400×108m3，2020年產量達到448.5×108m3，占全國天然氣總產量的23.7%，其中致密氣產量占比達72%。目前已開發形成靖邊、榆林、蘇里格、子洲、神木五大氣田。

1.3 天然氣開發關鍵技術

鄂爾多斯盆地氣藏類型復雜多樣，長慶油田經過30余年開發，理論不斷創新，技術不斷進步，已成功開發以靖邊為代表的下古生界低滲透碳酸鹽巖氣藏、以榆林氣田為代表的上古生界低滲透砂巖氣藏和以蘇里格氣田為代表的上古生界致密砂巖氣藏3種類型，在地質與氣藏工程、鉆采工藝、地面集輸三大學科配套形成系列開發關鍵技術（表1），保障了各類型氣藏有效開發與規模建產。

表1 長慶油田天然氣主要氣藏類型及開發關鍵技術

1.3.1 低滲透碳酸鹽巖氣藏開發關鍵技術

低滲透碳酸鹽巖氣藏以靖邊氣田為代表，是長慶氣區天然氣開發的重點領域，氣田開發形成的主要關鍵技術：①巖溶古地貌恢復技術，明確了奧陶系馬家溝組上部含氣組合（馬五1亞段—馬五4亞段）氣藏受巖溶古地貌主控，創立了“沉積厚度補償”定量化巖溶古地貌恢復方法，結合氣藏動態滲流邊界評價，刻畫巖溶古地貌形態；中部含氣組合（馬五5亞段—馬五10亞段）氣藏受沉積成巖作用和成藏模式主控，揭示了白云巖灘體發育與沉積古構造的關系，形成了中組合白云巖儲層展布預測技術[16]，有力支撐了靖邊氣田年產氣55×108m3穩產挖潛與靖西環帶增儲上產。②創新井網動態評價與精細調控技術，精細評價井網動態控制儲量與井控半徑、地層壓力與井間干擾，指導氣田加密調整。③研發形成稠化酸、清潔轉向酸、低阻緩速酸3種新型酸液體系、多級注入體積酸壓、暫堵體積酸壓與滑溜水加砂壓裂技術、多級交替注入工藝，這些技術解決了深井高溫碳酸鹽巖儲層酸壓及深度改造技術難題[17]。④形成了以“高壓集氣、集中注醇、多井加熱、間歇計量、小站脫水、集中凈化”為核心的多井高壓集氣地面配套工藝技術系列，優化了地面工藝流程，建成了布局合理、調控靈活的天然氣地面集輸系統。

1.3.2 低滲透砂巖氣藏開發關鍵技術

低滲透砂巖氣藏以榆林氣田為代表，是長慶氣區高效開發的優質氣藏，氣田開發形成的主要關鍵技術：①巖性圈閉評價與條帶狀砂體空間表征技術，深化了三角洲儲層物源分析與沉積微相研究，指導氣田規模建產。②低滲透氣藏內部加密技術，基于低滲透氣藏開發井網氣井動態控制儲量與井控半徑評價、地層壓力分析，細分氣藏開發單元，優化開發井網。③低滲透氣藏增壓開采技術，基于氣藏地質建模及數值模擬研究，結合氣藏工程分析，創建了榆林氣田“變規模降產增壓、區域增壓”開采模式，充分發揮氣井生產和現有管網集輸能力，提高了氣田采收率。④形成了低滲透氣田開發早期以“高壓集氣、節流制冷、低溫分離、高效聚結、小站脫烴”為主體的低溫集氣工藝與開發后期以“常溫分離、濕氣無液相集輸、集中脫水脫油”為主體的調整集氣模式。

1.3.3 致密砂巖氣藏開發關鍵技術

致密砂巖氣是長慶氣區天然氣規模上產和持續穩產的主力，主要包括蘇里格氣田、神木氣田及米脂氣田。氣田開發形成的主要關鍵技術：①以全數字多波地震技術與疊前統計學反演為核心的儲層預測技術，實現了對大面積致密砂巖含氣儲層的有效預測，助推致密氣有利區篩選與規模建產。②儲層精細描述技術，創建了基于“層次分析、模式類比”的儲層構型分析方法，形成了“復合河道—單河道—單砂體”儲層分級描述技術，實現了不同級別砂體定量表征[18-19]，建立了河流相儲層地質知識庫[20-21]，并建立了密井網區高精度三維地質模型[22]。③致密砂巖氣藏差異化井網優化技術，充分利用儲層精細描述、密井網試驗和現場干擾試驗、靜動態相結合、氣藏工程與經濟評價相結合，綜合論證、優化氣藏開發井網設計。④大井組立體開發技術，基于儲層發育特征與多層疊置關系，創新形成了“定量化評價、集群化部署、差異化設計、規模化應用”的大井組立體開發模式，提高了儲量動用程度和采收率。⑤持續完善了以“水平井目標體優選、精準化導向、橋塞固完井、密切割壓裂”為核心的水平井規模開發配套技術[18,23]，提高了致密氣單井產量。⑥氣井全生命周期精細管理技術，深化致密氣氣井生產特征、滲流規律研究，創新提出致密氣氣井“五個階段”全生命周期劃分，制定針對性措施，提高氣井精細管理水平。⑦致密氣鉆采工藝技術，根據致密氣特點和低成本開發要求，形成了以大井叢工廠化鉆井、三維叢式水平井快速鉆井、小井眼高效鉆完井、小井眼橋塞分層壓裂、泡沫排水采氣、柱塞氣舉等技術集成鉆采工藝技術系列，大幅縮短了作業周期，實現致密儲層多層、多段改造，提升了致密氣開發效益。⑧形成了“井下節流、中低壓集氣、井間串接、常溫分離、二級增壓、集中處理”的致密氣中低壓集輸工藝模式[9]，大幅度降低了開發成本。

2 長慶氣區面臨的形勢、挑戰與開發對策

2.1 面臨形勢

1）天然氣發展機遇前所未有。一方面，我國經濟保持中—高速良好發展態勢，另一方面，為應對全球氣候變化的嚴峻挑戰，國家將碳達峰、碳中和列為未來重點工作之一。這要求能源企業不僅加大節能減排，而且積極創新、加快發展低碳清潔能源[3]，為天然氣快速發展提供了良好機遇。

2）資源基礎雄厚。鄂爾多斯盆地油氣資源豐富[3,24-26]，2019年最新一輪油氣資源評價結果表明，鄂爾多斯盆地天然氣總資源量為16.31×1012m3，其中，長慶氣區總資源量為14.27×1012m3。截至2020年底，已提交天然氣探明儲量4.01×1012m3，探明率28.1%，探明程度總體處于勘探早—中期階段，天然氣剩余資源量和未來勘探潛力大，具有發現大氣田和提交規模優質儲量的潛力。

3）開發成果突出，天然氣產量穩中有升。長慶油田先后攻克了低滲透碳酸鹽巖、低滲透砂巖和致密砂巖三大類氣藏開發技術難題[6,27-28]，目前配套生產能力達460×108m3/a，地面系統具備516×108m3凈化/處理能力，實現了天然氣產量快速攀升。2013年建成西部大慶，當年天然氣產量達347×108m3，2019年成為我國第一個天然氣產量突破400×108m3的氣田，2020年產量達到448.5×108m3。

4）單井開發指標欠佳，但挖掘潛力大。截至2020年底，井口平均套壓為8.3 MPa，單井平均日產氣量為0.91×104m3，平均單井累計產氣量為2 278×104m3。氣區累產天然氣4 645.6×108m3，采出程度為15.4%，地層壓力為16.0 MPa，儲采比為11.4∶1，動靜態探明儲量比為0.3，儲采平衡系數為1.5，穩產基礎較扎實。

2.2 主要挑戰與開發技術對策

長慶油田天然氣開發面臨著已開發氣田儲量采出程度低、產量遞減較快、采收率偏低、剩余未開發儲量采出難度大、新區新層系資源劣質化、生態環保要求趨嚴等諸多挑戰[8-9,29]，面對挑戰，以問題為導向，以量效齊增為目標，堅持系統思維和創新思維，有針對性地提出開發技術對策。

2.2.1 滾動挖潛，夯實已開發氣田資源基礎

長慶氣區主力含氣層儲層發育，但儲層非均質性強，前期對靖邊氣田古地貌侵蝕溝槽分布認識不精細，制約了主產層開發井位部署。同時，靖邊、榆林和蘇里格氣田次產層儲層也不同程度的發育。因此，儲量整體動用并不充分，滾動擴邊和內部挖潛動用剩余氣潛力大。

開發技術對策：①靖邊氣田主力含氣層溝槽區挖潛、次產層短水平井開發、周邊擴邊挖潛；②榆林氣田在山2段主力層探明面積區外滾動擴邊建產和內部挖掘二疊系太原組、盒8段等次產層開發潛力；③蘇里格氣田在下古生界奧陶系馬家溝組儲層發育區加大富集區篩選和井位部署。

2.2.2 綜合施策，控制已開發氣田遞減

靖邊、榆林、蘇里格、子洲4大氣田已穩產8～18年，截至2020年底，年產氣量為405.0×108m3，占長慶氣區年產氣量的90.3%，老氣田穩產是天然氣加快發展的“壓艙石”。其中，靖邊、榆林低滲透氣田已進入穩產后期，目前地層壓力較原始地層壓力分別下降67%及60.3%，90%氣井井口壓力接近地面集輸系統壓力，基本無調峰能力。蘇里格氣田已進入開發中期，整體表現出“多井低產、普遍產水”特征，目前日產氣量低于5 000 m3井數已占投產總井數的50%以上，低產低效井不斷增多，精細化管理難度大。

開發技術對策：①完善排水采氣技術系列。持續完善泡沫排水、柱塞氣舉和速度管柱排水采氣三大主體工藝技術，攻關試驗產液水平井、大水量井（日產水20 m3以上）排水采氣配套技術，開展智能控制排水采氣，進一步實現降本增效。②加強氣井精細管理。根據氣井全生命周期特征，明確各階段氣井生產動態特征規律，制訂合理工作制度和生產壓差，優選措施手段，優化措施介入時機，尤其是加強關停井、低產低效井、邊遠井治理，提升氣井開井時率和措施效果。③加大措施挖潛技術。加大老井側鉆、查層補孔、帶壓作業解堵、重復改造技術，完善水淹井快速復產技術。④完善集輸管網。針對氣田持續滾動擴邊和集中建產的情況，通過持續調氣和建設干線及復線，確保集輸系統安全運行。

2.2.3 技術革新，提高已開發氣田采收率

蘇里格致密氣田儲層非均質性強，前期評價論證基礎井網600 m×1 200 m，2009—2014年調整為600 m×800 m井網，儲量控制程度仍然偏低，水平井規模開發導致次產層存在大量未動用儲量；靖邊氣田低滲透氣藏早期下古生界開發井網較大，未動用上古生界次產層儲量，影響氣田采收率。

開發技術對策：①優化加密井網。加強蘇里格氣田儲層精細描述，動靜態結合，刻畫儲層空間展布和內部結構特征，分級分類評價剩余氣的空間分布特征與分布規律，深化不同儲層條件下井網加密對策，進一步提高儲量動用程度和采收率。②調整靖邊氣田開發層系。靖邊氣田上古生界儲層整體連片發育，是靖邊氣田持續穩產最重要的資源基礎，加強富集區優選、開發方式優化、上下古生界氣井集氣站混合開采等研究，提高開發效果。③推進靖邊、榆林氣田整體增壓開采。靖邊氣田形成了“區域增壓+單站增壓”定規模生產模式，需要開展二級增壓配套工藝現場試驗，進一步降低井口壓力；榆林氣田采用“區域增壓”變規模增壓模式，優化增壓時機，提高增壓效果。

2.2.4 創新驅動，保障新區新層系規模增儲與上產

慶陽氣田、宜川氣田、米脂新區、青石峁地區是重點評價建產區，已探明天然氣地質儲量2 210×108m3，“十四五”計劃提交探明儲量5 700×108m3，是近年氣區天然氣增儲上產的現實接替區域[14,30]。但慶陽氣田和青石峁地區儲層埋藏深（3 500～5 000 m）[30]、砂體厚度薄（5～15 m），儲量豐度低，且斷裂構造及氣水關系復雜，鉆井周期長、成本高及快速建產難度大；宜川氣田和米脂新區多層系含氣，但主力層優勢不突出，非均質強，單井產能低，地層漏失嚴重，施工成本高，開發效益差。

開發技術對策：①多專業結合，“評價井+三維地震”落實富集區。②優化井網井型組合，堅持“骨架井控制+水平井整體開發”的思路，開展以“小間距布縫+段內多簇射孔+多級暫堵轉向+滑溜水+石英砂”為核心的長水平段壓裂新工藝攻關試驗，提高儲量動用程度和單井產量。③“富集區內集中開發+外圍滾動擴邊評價”結合，完善差異化開發技術政策。④降本提效，推廣小井眼，加大二開水平井，地下與地面結合，因地制宜優化鉆井平臺井數，實現低效向高效的轉變。

2.2.5 攻關突破，實現剩余低品質儲量效益開發

長慶氣區開發對象日益復雜，剩余未動用儲量整體品位低，蘇里格氣田西部和北部含水氣藏剩余未動用儲量為0.84×1012m3，氣水關系復雜，水氣比高、排水采氣工藝不完善，經濟有效開發難度大；神木及米脂氣田多層復合含氣、單層產能低，經濟效益差。面對大量剩余低品質儲量，需要“技術+管理+政策”組合拳，實現發展中無效向有效的突破。

開發技術對策：①加大多學科聯合技術攻關，加強致密儲層產水滲流機理研究，深化氣水分布規律研究，創新陣列感應聯合測井氣水識別方法，積極開展“直/定向井層間可開關滑套控水壓裂和大水量氣井機抽、射流泵強排水+水平井體積壓裂提產疏水開發”攻關性工藝試驗，深化排水采氣技術系列，提高單井產量。②推廣小井眼，開展“一趟鉆”水平井提速提效技術試驗，實現鉆井提速提效、壓裂提質提產等非常規鉆完井技術突破，打造低品質儲量效益開發技術利器。③擴大開放，建立新的風險合作開發機制，發揮市場靈活配置作用，調動一切積極因素共同開發。④爭取積極的財稅政策，對低品位儲量的新增產量進行適當補貼。

2.2.6 協調發展，推進地面限制難開發儲量有效動用

長慶氣區地面復雜，生態環境較脆弱，各種規劃區、環境保護區、煤礦重疊區影響的天然氣三級儲量近1×1012m3，難以有效動用，制約了天然氣資源的綜合開發。

開發技術對策：長水平段水平井是動用該類儲量的現實有效手段，積極攻關試驗三維靶體、魚骨水平井技術，完善長水平井鉆完井工藝技術，優化儲層壓裂改造方式，提高該類儲量動用程度。同時，做好質量安全環保重點工作，與地方政府、相關企業積極協商地面影響難開發儲量動用問題，協調企地綜合發展，積極建立企地共贏機制，實現“可持續、高質量”發展。

3 長慶氣區天然氣開發潛力與前景

3.1 氣田開發潛力

3.1.1 已開發氣田穩產潛力

目前，長慶氣區已開發穩產氣田主要是靖邊氣田、榆林氣田、蘇里格氣田、子州氣田和神木氣田，上產氣田為米脂氣田、慶陽氣田、宜川氣田和青石峁地區。

3.1.1.1 靖邊氣田穩產潛力分析

靖邊氣田為低滲透碳酸鹽巖氣藏[9,27]，主力產層為下古生界馬家溝組馬五1亞段、馬五2亞段，平均氣層厚度為5.4 m，孔隙度為6.6%，滲透率為3.5 mD；氣藏壓力為31.4 MPa，壓力系數為0.945。天然氣探明地質儲量為5 541.6×108m3，已動用地質儲量為4 815.3×108m3，動用地質儲量采出程度為21.1%，氣田綜合遞減率為11.9%。

靖邊氣田下古生界儲量動用程度高，針對局部古地貌潛力區、儲量動用不均衡的低滲透區、次產層未動用區，通過增壓開采、溝槽挖潛、老井側鉆、查層補孔等方式提高儲量動用程度；按年產55×108m3規模開發，靖邊氣田下古生界可穩產至2022年。靖邊氣田提交上古生界致密砂巖氣藏地質儲量6 757×108m3，2022年以后靖邊氣田將利用上古生界富集區建產并保持穩產，按年產65×108m3規模可穩產至2032年。

3.1.1.2 榆林氣田穩產潛力分析

榆林氣田為低滲透砂巖氣藏，主力氣層為上古生界山2段。平均氣層厚度為9.8 m，孔隙度為6.2%，滲透率為3.81 mD，氣藏壓力為27.1 MPa，壓力系數為0.965；探明地質儲量為1 807.5×108m3，目前已全部動用，動用地質儲量采出程度為45.9%，氣田綜合遞減率為13.5%。

榆林南區通過山2段氣藏內部加密、擴邊及盒8段次產層開發，結合長北合作區二期開發，預計年產53×108m3規模可穩產至2025年。

3.1.1.3 蘇里格氣田穩產潛力分析

蘇里格氣田為致密砂巖氣藏，主力氣層為上古生界二疊系盒8段和山西組1段（以下簡稱山1段）。平均氣層厚度為8.4 m，孔隙度為7.2%，滲透率為0.69 mD，氣藏壓力為30.2 MPa，壓力系數為0.87；天然氣地質儲量為3.77×1012m3，已動用地質儲量1.71×1012m3，動用地質儲量采出程度為14.6%，氣田綜合遞減率為23.5%。

蘇里格氣田儲量動用程度較低，剩余未動用儲量主要分布于氣田西部、南部氣水關系復雜區及致密區，儲量品質較差，單井產量低，目前經濟有效開發難度大。針對以上問題，“十四五”期間將加強氣藏精細描述篩選富集區、推進地質工程一體化提高單井產量、剩余氣挖潛提高采收率、排水采氣工藝與氣井精細化管理提高單井累產等措施，支撐氣田上產300×108m3并穩產至2033年。

3.1.1.4 子洲氣田穩產潛力分析

子洲氣田為低滲透砂巖氣藏，主力氣層為上古生界山2段。平均氣層厚度為7.2 m，孔隙度為5.9%，滲透率為0.6 mD，氣藏壓力為23.9 MPa，壓力系數為0.95；探明地質儲量為1 452.6×108m3，已動用地質儲量1 017.1×108m3，動用地質儲量采出程度為14.6%。根據剩余未動用儲量建產和提高采收率措施，氣田年生產13×108m3規模可穩產至2027年。

3.1.1.5 神木氣田穩產潛力分析

神木氣田為多層系致密砂巖氣藏，主力氣層為上古生界盒8段、山1段、山2段及太原組。平均氣層厚度為15.4 m，孔隙度為6.5%，滲透率為0.57 mD，氣藏壓力介于19～25 MPa，壓力系數為0.93；探明地質儲量為3 333.89×108m3，已動用地質儲量1 893.79×108m3，動用地質儲量采出程度為6.65%。

針對神木氣田含氣層系多，氣層厚度變化大，連續性差，氣井產能低，單井可動用儲量小，產量遞減快，下一步將推進大叢式井組立體開發模式，有效動用多層系含氣儲層；加大水平井實施力度，提高單井產量，提升開發效益，保證氣田年生產40×108m3規模穩產至2035年。

3.1.2 上產氣田潛力

長慶氣區上產氣田主要是米脂氣田、慶陽氣田和宜川氣田。主要含氣層系由下至上為上古生界二疊系太原組、山2段、山1段及盒8段，多層系含氣，整體表現為儲層物性差、非均質性強、產量低的巖性致密氣藏，開發好這類氣田，對于長慶油田天然氣業務持續發展具有重要意義。

3.1.2.1 米脂氣田

米脂氣田處于評價開發期，2018—2020年開展叢式混合井組開發試驗與水平井開發試驗。完鉆水平井11口，完試6口，平均無阻流量為75.2×104m3/d，水平井提產效果明顯。截至2020年底，完鉆開發井134口，已建產能6.8×108m3/a。“十四五”期間計劃在疊合有利區集中部署大叢式井組，局部優勢儲層發育區水平井開發，推進效益建產，預計可建成20×108m3/a生產規模。

3.1.2.2 慶陽氣田

慶陽氣田區域構造橫跨伊陜斜坡和天環凹陷兩個構造單元，主要含氣層位為上古生界二疊系石盒子組、山西組及下古生界奧陶系，氣藏埋深介于3 800～4 500 m，地層壓力介于34.0～41.0 MPa，屬于深層上、下古生界復合巖性氣藏[13-14]。勘探新增山1段天然氣探明地質儲量318.86×108m3，盒8段預測地質儲量1 456.54×108m3。截至2020年底，區內共完試井173口，直/定向井試氣平均無阻流量為3.0×104m3/d，水平井平均無阻流量為55.0×104m3/d，具有較好開發前景。目前，慶陽氣田探明區正加快評價建產，預測有利區加強試采評價，預計“十四五”期間可建成15×108m3/a生產規模。

3.1.2.3 宜川氣田

宜川氣田構造位置位于鄂爾多斯盆地東南部，主要目的層為上古生界石炭系本溪組及二疊系山西組、石盒子組，氣藏埋深介于2 200～2 400 m，平均有效厚度為7.5 m，孔隙度為7.1%，滲透率為0.35 mD，原始地層壓力介于16.0～21.6 MPa，屬巖性致密氣藏。截至2020年底，新增探明地質儲量730.99×108m3，完鉆評價27口，完鉆開發井120口，累計建產能5.86×108m3/a，“十四五”期間預計可建成10×108m3/a生產規模。

3.1.3 新層系、新區開發潛力

寧夏青石峁區塊構造處于天環坳陷構造單元中段，為低產、低豐度、深層大型氣藏。主要含氣層位為上古生界二疊系石盒子組、山西組、羊虎溝組及下古生界奧陶系克里摩里組，屬于上、下古生界復合巖性氣藏，氣藏埋深達3 900 m，地層壓力介于29.4～32.7 MPa，勘探新增天然氣控制地質儲量為2 252.71×108m3。截至2020年底，區內共完試探評井67口，獲工業氣流直井49口，平均無阻流量為4.6×104m3/d，計劃將升級探明地質儲量約2 000×108m3，具有較好的開發前景。根據開發前期評價研究，“十四五”期間預計可建成5×108m3/a生產規模。

3.2 天然氣開發前景

根據長慶油田公司二次加快發展戰略規劃，“十四五”目標實現年產油氣當量6 800×104t，其中天然氣年產量達到500×108m3。即在目前450×108m3年產量的基數上每年凈增10×108m3以上，并形成“271”格局，其中下古生界低滲透碳酸鹽巖氣藏、上古生界低滲透砂巖氣藏等高效氣藏產量占比20%，上古生界高效致密氣氣藏產量占比70%，上古生界含水致密砂巖氣藏、下古生界頁巖氣及其他非常規氣藏產量占比10%。天然氣按照每年20.5%左右的綜合遞減及新區建設上產，2020—2025年需年均建產100×108～110×108m3，年均動用地質儲量約2 000×108m3，“十四五”期間需新增探明儲量1.05×1012m3。截至目前，經評價可動用儲量潛力介于1.56×1012～2.24×1012m3，可以滿足“二次加快發展”對天然氣資源的需求。

3.2.1 致密氣藏開發是壓艙石

截至2020年底，長慶氣區累計提交致密氣探明儲量5.67×1012m3，已動用2.2×1012m3，儲量動用率為38.8%。近年來，鄂爾多斯盆地東部神木—米脂地區致密氣勘探取得重大突破，形成了繼蘇里格之后又一個萬億立方米大氣區，累計探明天然氣儲量6 081×108m3，三級儲量合計1.6×1012m3，預計到“十四五”末可新增探明儲量6 300×108m3。鄂爾多斯盆地南部隴東、宜川—黃龍地區也相繼取得天然氣勘探重大突破，發現了慶陽、宜川氣田，提交探明儲量576×108m3，4口井試氣產量超百萬立方米，實現了規模開發，已成為規模儲量接替領域，到“十四五”末計劃新增天然氣探明儲量3 000×108m3。

通過進一步勘探，預計鄂爾多斯盆地可新增致密氣地質儲量1.42×1012～2.03×1012m3。其中盆地東部及蘇里格外圍可新增儲量1.14×1012～1.60×1012m3，盆地南部新區慶陽、宜川—黃龍及西部青石卯后備領域可新增儲量0.28×1012～0.43×1012m3。為“十四五”期間蘇里格氣田進一步上產至300×108m3，神木氣田保持35×108～40×108m3/a規模穩產，東部新區、隴東和靖邊上古生界逐年上產到90×108～100×108m3/a提供了保障。

3.2.2 低滲透氣藏開發是重要保障

鄂爾多斯盆地下古生界低滲透碳酸鹽巖氣藏及榆林、子洲氣田等低滲透砂巖氣藏自上產以來生產平穩，氣田年壓降速率保持在0.8～0.9 MPa之間，開發指標整體達到方案要求，是長慶油田天然氣產量實現500×108m3目標的重要保障。

靖邊、榆林、子洲作為老氣田，儲量的動用程度高，剩余未動用儲量約0.18×1012m3。近年來，隨著勘探目標從巖溶斜坡向巖溶高地的緩丘斜坡的轉變，在下古生界奧陶系馬家溝組馬五4亞段、馬五5亞段風化殼新領域獲工業氣流井，2019年新增高效規模儲量3 135×108m3，實現了碳酸鹽巖第二個儲量增長高峰。勘探開發一體化，奧陶系鹽下馬家溝組馬五6亞段、馬五7亞段鉆遇氣層，8口試氣獲工業氣流，在烏審旗—吳起地區新增控制儲量736×108m3，落實有利含氣面積2 000 km2；在深層馬家溝組馬四段白云巖—石灰巖相變帶及云質石灰巖隆起帶實施的米探1、靖探1井，均鉆遇了良好的含氣顯示。下一步將落實2 995×108～3 725×108m3低滲透天然氣儲量，有力支撐低滲透氣藏保持年產100×108m3。

3.2.3 新領域是重點發展方向

新領域的發現是尋找戰略接替區的重要目標[31]，重點探索鄂爾多斯盆地西緣海相頁巖氣、盆地東部上古生界煤系氣等新領域，尋找優質規模儲量區。

3.2.3.1 海相頁巖氣

近年來盆地西緣祁連海域勘探部署多口井在下古生界奧陶系烏拉力克組灰質泥巖、泥質石灰巖段鉆遇氣測異常。其中，忠平1井在烏拉力克組試氣獲井口無阻流量26.48×104m3/d 高產氣流，持續穩產94天，預示盆地西部烏拉力克組海相頁巖氣良好的勘探潛力。目前該區域已落實含氣范圍1.15×104km2，天然氣資源量8 000×108m3，有望形成新的勘探開發領域。烏拉力克組海相頁巖氣獲工業氣流，既證實了盆地西部烏拉力克組具備海相頁巖氣有利地質條件，又反映了盆地西部地區烏拉力克組在普遍含氣情況下存在“甜點”。同時，盆地西部石炭系源內致密氣及隱伏構造帶也見到含氣新苗頭，證實該領域有良好的勘探潛力。

3.2.3.2 煤系地層氣

煤系地層氣是指除致密砂巖氣之外，賦存在煤層、泥巖、粉細砂巖中的天然氣。鄂爾多斯盆地東部上古生界煤系地層厚度介于100～150 m，氣測顯示活躍，泥巖含氣0.2～1.0 m3/t，煤層含氣6～10 m3/t，粉細砂巖含氣0.1～0.5 m3/t，估算天然氣資源量約7.9×1012m3。已實施的榆XH井水平段長1 000 m，粉細砂巖鉆遇率為61.8%，試氣日產氣為1.41×104m3。目前已落實子洲—清澗地區為煤系氣勘探有利區，面積4 500 km2，天然氣資源量約7 000×108m3。下一步將強化地質工程一體化，加強煤系地層氣有利區評價，創新設計理念與工藝方法，提高煤系地層氣單井產量。

鄂爾多斯盆地東部太原組發育廟溝段、毛兒溝段、斜道段和東大窯段4套石灰巖，其中斜道段、毛兒溝段厚度穩定，單層厚度介于5～15 m，面積約14 000 km2。該套石灰巖以源內或近源成藏為主，構造微裂縫、溶蝕縫是主要儲集空間和運移通道，局部鼻隆構造裂縫、溶孔發育，是天然氣聚集區的“甜點”。目前完試32口井，其中8口井獲工業氣流，12口井產量大于1×104m3/d。綜合裂縫發育、微幅構造、最大主應力等參數進行了綜合評價，I類有利區面積為3 200 km2，Ⅱ類有利區面積10 000 km2，勘探潛力大。盆地西南部慶陽氣田也獲得重大突破，太原組鋁土巖氣藏勘探有利區面積約8 500 km2，潛在天然氣資源量超過5 000×108m3，展示出良好的天然氣勘探開發前景。

4 結論

1）長慶氣區天然氣勘探與開發經歷了4個階段，已成功開發了下古生界低滲透碳酸鹽巖氣藏、上古生界低滲透砂巖氣藏和上古生界致密砂巖氣藏3種類型，在地質與氣藏工程、鉆采工藝、地面集輸三大學科形成系列配套開發關鍵技術，保證了長慶油田天然氣年產量突破400×108m3。

2）長慶氣區天然氣開發雖然總體面臨較好的形勢，但同時也面臨著已開發氣田儲量動用程度不高、遞減較大、采收率偏低、剩余未開發儲量分布復雜、新區新層系資源劣質化、生態環保要求趨嚴6大挑戰，對此，以問題為導向，以量效齊增為目標，堅持系統與創新思維，針對性提出20余條開發技術對策。

3）老氣田穩產和新區上產并重，常規氣與非常規氣攻關并舉，長慶氣區天然氣年產量將保持穩中有升的良好態勢，“十四五”末，天然氣年產量超過500×108m3，并保持長期穩產，其中，致密氣是壓艙石，低滲透氣是重要保障，新領域是重要的戰略接替。