鄂尔多斯盆地苏里格石炭-二叠系致密砂岩气
苏里格地区位于鄂尔多斯盆地西北部，横跨伊山斜坡和沂蒙隆起两个构造单元，勘探面积4×104km2。上古生界有多套含气地层，主要地层为二叠系下石盒子组8段和山西组1段。目前探明地质储量3.2×1012m3，具有勘探面积大、含气层多、低压致密、丰度低的典型特征，勘探开发潜力巨大(王道富等，2005；华阳等人，2005年；邹能等，2006，2007；刘鑫摄，2008；傅锦华等人，2008年)(图3.11)。
(1)致密岩气的地质特征
1)含气层系多，分布面积大。鄂尔多斯盆地致密气主要分布于上古生界石炭系本溪组和二叠系太原组、山西组、石盒子组和石千峰组的碎屑岩中，含气层19。本溪组自上而下分为本1、本2、本3三个含气层段，太原组分为台1、台2两个含气层段，山西组分为山1、山2两个含气层段，石河子组从盒1至盒8共分为八个含气层段，石千峰组共分为八个含气层段。主要含气层为下石盒子组8段、山西组1段和太原组1段。单井平均气层5 ~ 10，单个气层厚度3 ~ 8m (Figure 3.6438+02)。
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，气藏埋深自西向东逐渐变浅，西部地区2800 ~ 4000 m，东部地区1900 ~ 2600 m。气层纵向相互重叠，呈连续平面分布，大面积有气。钻井证实盆地含气范围为18×104km2。在大面积的含气背景下，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δ13C1主要为-3.5% ~-2.9%，δ13C2值基本大于-2.7%。伴生凝析油以石蜡为主，Pr/Ph(石蜡/植烷)值在1.64 ~ 2.41之间变化，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。煤岩厚度6 ~ 20m，有机碳50% ~ 90%。煤岩伴生暗色泥岩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，RO值为1.3% ~ 2.5%。计算的总生烃量为563.11×1012 m3，生烃强度大于10×108m3/km2的区块占总含气面积的75%以上，具有广泛生烃的特点，富气源条件为大面积致密岩石。
图3.11上古生界综合沉积剖面图
图3苏里格气田苏20区块苏20-16-13 ~苏20-16-22井气藏剖面图
(据华阳等人2012)
由于上古生界天然气主要来自高度演化的煤系烃源岩，因此天然气是主要的生烃源。因此，天然气组分主要表现为甲烷含量高，范围为90.08%-96.78%，平均值为94.10%。乙烷含量为65438±0.29% ~ 7.38%，平均值为3.78%。天然气相对密度为0.5659 ~ 0.6247，平均值为0.5976；二氧化碳含量为0 ~ 2.48%，平均值为0.43%；每个致密岩气藏的天然气成分和相对密度都有很好的一致性。天然气成分分析未发现H2S，属于无硫干气。
3)储层物性差，非均质性强。上古生界致密气藏岩性主要为应时砂岩、岩屑应时砂岩和岩屑砂岩，中粗粒结构，主要粒度范围为0.3 ~ 1.0 mm，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，原生粒间孔在孔隙组成上起次要作用，含少量缩孔和微裂缝。孔隙度小于8%的砂岩样品50.01%，孔隙度介于8%和12%之间的砂岩样品41.12%，孔隙度大于12%的砂岩样品仅占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%。在上覆压力条件下，89%的储层基质渗透率小于0.1×10-3μm2，具有典型的致密岩气藏特征。
上古生界储层主要形成于陆相沉积环境。由于物源岩性复杂，河流-三角洲水动力能量多变，沉积物成分和粒度变化快，后期成岩作用复杂，储层在三维空间上表现出强烈的非均质性。作为多期叠加砂体，规模较大，但作为连续储层，规模有限。如石盒子组八段储层，叠加砂体南北延伸可超过300km，东西宽10 ~ 20 km，砂体厚度20 ~ 30m；连续储层砂体南北长2 ~ 3km，东西宽1 ~ 1~1.6km，有效砂层厚度3 ~ 10m。
4)非浮力聚集导致成藏，圈闭边界不清。鄂尔多斯盆地上古生界砂岩储层致密化时间为晚三叠世至中侏罗世，天然气大规模生排烃时间为晚侏罗世至早白垩世末，储层致密化时间早于天然气运聚期。在区域构造非常平缓的背景下，天然气的浮力无法克服储层的毛细管阻力，天然气很难沿着构造向上的方向大规模横向运移，主要靠初次运移或短距离的二次运移。在强烈的储层非均质性控制下，渗透率比值影响着天然气的富集程度。相对高渗透率储层初始充填压力低，运移阻力小，气容易驱替水。而低渗透率储层初始充填压力高，运移阻力大，气体难以进入。储层非均质性控制下的差异充填使天然气主要富集在相对高渗透砂岩储层中。
在短距离运移聚集条件下，一方面天然气主要集中在与烃源岩相邻的储层中，生成本溪组和山西组的源储层，平均含气饱和度为70%；石盒子组8段紧邻烃源岩，含气饱和度为65%。上石盒子组和石千峰组远离烃源岩，平均含气饱和度为50%。另一方面，由于浮力不可控，油气水分差，气藏无边无际，为底水，没有统一的气水边界。在不同阶段的砂体中，存在上气下水、气水倒置、气水同层等多种类型的气水赋存状态，气藏圈闭边界不明确。
5)气藏具有典型的三低特征，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。在地层条件下，89%的储层基质渗透率小于1×10-3μm2。同时发现，储层渗透率随着气藏压力的降低而降低，这是不可逆的。渗透率越低，应力敏感性越强，渗透率下降越快。地层压力系数0.62 ~ 0.9，天然能量不足；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，含气范围分布较大。
天然气井一般没有自然产能。储层压裂后，直井平均日产(1 ~ 2) × 104m3，水平井平均日产5×104m3。气井初期递减快，中后期递减慢，在较低的井底流压下表现出一定的稳产能力。
6)气和水的性质和分布。以甲烷含量高为特征，重烃(C2+)组分含量一般小于10%，凝析油含量很低。大部分天然气样品甲烷含量为93%，体现了以“干气”为主，“水分”为辅的特征。纵向上，烃气含量从太原组到石盒子组逐渐增加，从97.55%→97.87%→98.23%，表现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是CO2和N2，氢、氦等组分含量极低，一般小于0.1%，未检出硫化氢。
天然气稳定碳同位素分析结果表明，大部分样品中的甲烷和重同系物具有相对丰富的稳定同位素13C的煤成气特征。苏里格地区石盒子组和山西组烷烃气碳同位素均较重，具有煤成气特征。相应分子的C2 ~ C4碳同位素值总体上山西组高于石盒子组，这也说明天然气来自下层，表现出近源重同位素、远源轻天然气的特征。
苏里格地区天然岩性气存在不同程度的出水，无连片水体，边底水明显。大多数井的特点是气水同在，水被圈闭在气田或气层中。平面上主要分布在两部分和东部地区。西部地区探井出水量(约9m3/d)高于东部地区(小于5m3/d)，主要分布在盒8段，其次是山1段，盒8段出水量高于山1段。
苏里格地区盒8段和山1段地层水基本为CaCl2型，总矿化度为1.61 ~ 114.27g/L，平均矿化度在40 ~ 58g/L之间，高于海水矿化度35g/L，说明矿化度较高。其中，石盒子组(主要是石盒子组八段)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 ~ 101.72 g/L之间，太原组平均盐度最高，达到57.62 g/L。
根据林颜歌水类型的盐度、水化学特征系数和综合判据，将水类型分为三类，即正常地层水、淡化地层水和冷凝水。统计发现，该区地层水以正常地层水和淡化地层水为主，有少量冷凝水。
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8和山西组山1。气层埋深3200 ~ 3900 m，平均孔隙度8.68%，平均渗透率0.91mD。2007年开始进入第二次整体勘探。在深化储层精细评价及成藏规律研究的基础上，以提高单井产量为突破口，地震勘探由常规地震勘探转向全数字地震勘探，叠后储层预测转向叠前有效储层和流体预测储层转化，实现了一次定管柱四层以上分压的技术突破。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过5000×108m3。目前，该区累计天然气储量已达3.17×1012m3，是中国最大的气田。
7)资源潜力大。截止2011年底，鄂尔多斯盆地已完成古生界天然气探井1367口，进尺451×104米，其中工业气井664口，平均探井密度0.55口/100km2。靖边、榆林、苏里格探井密度最高，达到2.4口/100km2。环县、吴起、宜川的探井密度最低，为0.1口井/100km2。根据国际通用标准，预探井密度高于0.1口/km2，中探水平为0.1 ~ 0.01口/km2，低探水平低于0.01口/km2。鄂尔多斯盆地仍有很大的勘探潜力。从探明地质储量的分布来看，90%的探明储量分布在石盒子组八段和山西组1段，但靠近烃源岩的本溪组和太原组勘探一直没有大的突破。该区致密岩气含气范围为18×104km2。目前探明储量的98%分布在小于6×104km2的地区，如苏里格、榆林、震川堡等，资源发现不均，勘探潜力大。
苏里格致密气田的成功开发主要体现在两个方面:一是相对高效井的比例从初评价阶段的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，提高单井产量取得重大突破。自2009年以来，气田开发极大地促进了水平井的规模开发，单井平均产气量达到5×104m3/d，是直井的3-5倍。目前已投产水平井192口，日产水平910×104m3，占总井数的4%，水平井产量达到总产量的20%左右。
(2)技术集成与创新，形成一套适用的勘探开发技术。
在鄂尔多斯盆地致密岩气勘探开发过程中，经过长期的勘探和技术攻关，形成了一系列适合致密岩气勘探开发的配套技术。主要技术如下。
全数字地震技术。鄂尔多斯盆地地表主要为沙漠和黄土地区，地震波能量衰减强，目的层反射信息弱，气层厚度相对较薄。常规二维地震预测能发现砂体，但含气预测效果一般。由于采集资料质量的提高，全数字地震满足了利用叠前地震资料直接预测气层的条件，实现了从砂体预测到含气砂体预测的转变，直井有效储层预测成功率由初期的50%提高到80%。全数字三维地震不仅能满足叠前地震弹性波反演和含气预测的要求，还能准确描述和预测储层岩性、物性、含气和小幅度构造的空间分布，克服了2D地震不能满足储层空间变化预测的要求，实现了丛式井和水平井的大规模开发。
2)优化钻井工艺。根据致密气田地层特点和低成本开发要求，形成了集井身结构优化、国产石油套管应用、PDC钻头复合钻井提高机械钻速、泥浆体系优化等技术于一体的快速钻井技术。PDC钻头的机械钻速不断提高，钻井周期不断缩短。PDC钻头在相同井段的机械钻速是牙轮钻头的2-3倍，大大缩短了钻井周期，平均直井由45d缩短到l5d，平均丛式井由35d减少到202d。
3)压裂改造技术。通过多层直井和多段水平井的体积压裂改造，实现了致密储层改造的重大突破，为致密岩气的有效开发提供了技术手段。直井改造技术形成了以固定管柱为主体的机械分层压裂技术的增产技术体系，实现了6层及以上直井的连续压裂，有效节约了工期，降低了储层伤害程度，直井单井产量比前期提高了2-3倍。水平井改造技术方面，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，实现改造10多级。改造后，水平井平均无阻流量为62.4×104m3/d，生产井平均日产气量为5.4×104m3/d，比直井提高了3 ~ 5倍。
4)井下节流技术。井下节流技术依靠井下节流器实现井筒节流减压。充分利用地层热能加热，使节流后的气流温度基本能回到节流前的温度，取代传统的集气站或井口加热装置，有效抑制水合物的形成。与井下节流和井口加热节流相比，一是有效降低了地面集输管道的压力水平，节流后的平均油压为3.88MPa，比节流前降低了20%以上，为中低压集输方式的建立奠定了坚实的基础，减少了地面建设投资；二是能有效防止水合物形成和堵塞，气井开井率由67.0%提高到97.2%；第三，不加热，不喷酒精，有利于节能减排。目前已推广应用4000多口井，每年减少甲醇消耗1.8×1.04吨标准煤，减少加热炉煤气消耗28.8×104吨标准煤。
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，影响气井正常生产。针对当地含水生产井“低压、低产、凝析油”的特点，从开发初期就开展了大量排水采气技术关键研究试验，初步形成了以泡沫排水采气为主体，辅以速度管柱、柱塞气举、压缩机气举和合理工作制度的排水采气技术系列，确保了
6)数字化管理技术的适用技术系列。由于单井产量低，致密岩气田大规模开发后必然面临井数多、面积大的管理问题。数字化管理采用现代成熟的信息、通信和自动控制技术，实现数据源自动采集，自动加载到生产企业指挥中心数据库，为各级管理部门提供开放的数据平台。一是通过建立地质专家系统、工艺专家系统和气田管网管理系统，实现气田配产自动化；其次，利用井下节流技术和远程可控开关切断装置，实现远程控制开、关井；三是建立电子巡井系统，持续分析井场图像和工况，实现气井作业的安全监控。
(3)管理创新，建立致密岩气田开发模式。
苏里格气田作为低成本开发致密岩气的试验田，充分利用市场机制条件下的合作开发，建立了不同于国内外合作P SC产品分成合同模式的边际油田合作开发模式。是以“六统一、三* * *享、一集中”为核心的管理模式和“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”是指对所有研制生产单位实行“统一规划部署、统一组织机构、统一技术政策、统一对外协调、统一生产调度、统一后勤保障”；“三* * *享受”即“资源* * *享受、技术* * *享受、信息* * *享受”；“一集中”就是“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、具有指导性和操作性的、适用于地面建设的文件。管理层按照“统一、简化、协调、优化”的标准化原则，全面开展了厂站标准化设计及相应的物资采购、施工、项目管理、成本预算等标准化工作。标准化设计的实施显著提高了设计效率。如单个集气站的设计周期从30 ~ 45d缩短到10d以内。50亿处理厂的设计周期从五个多月缩短到两个月。
2)模块化结构。根据车站的标准化设计文件，在工厂预制功能区的模块，最后在施工现场组装预制模块和设备。模块化施工的内容主要包括工厂预制构件、工艺流程、工艺程序控制、成品模块交付、现场构件安装、可控施工管理六个方面。模块化建设加速致密岩石气田的大规模建设。如集气站安装施工工期由30天缩减为10d，整体有效工期由111d缩减为30天。处理厂的建设周期从14个月缩短到9个月。
3)数字化管理。将数字化与劳动组织结构和生产流程的优化相结合，按照生产流程设置劳动组织结构，实现生产组织方式和劳动组织结构的深刻变革。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，大大减少了一线工人总数。同时，数字化管理系统改善了员工的工作方式，满足了一线员工的心理需求。例如，在苏里格气田，按照数字化集气站的管理模式，人员数量比常规集气站减少56.25%。满足了气田大规模、快速建设和管理的需要。
4)创新管理体制，市场化运作。市场化运作培育了市场主体，加强了市场管理，提高了工程服务标准，提供了低成本、高质量、高速度的开发模式，解决了致密岩气大规模开发中钻井、材料等配套资源的短缺，实现了资源的优化配置。同时，市场化强化了竞争机制，对钻井队伍实行“A、B、C”分类管理制度，对表现不佳的队伍进行清退，促进了工程队伍管理由“数量型”向“质量型”转变，有效保障了生产建设的安全稳定运行。
(4)新的勘探领域和资源潜力
1)苏里格以南。勘探面积约1.3×104km2，目的层主要为石盒子8组和山西组L山，气藏埋深3700～4000m。三角洲平原分流河道和前缘水下分流河道砂体发育，是苏里格气田向南的延伸。砂体纵向叠置，厚度大，砂体平面组合，厚度15 ~ 30m。储层岩性主要为中粗粒应时砂岩，孔隙类型主要为溶孔，其次为粒间孔和粒间孔，平均孔隙度为8.7%，平均渗透率为0.83×10-3μm2。所有钻井均有含气显示，气层厚14.6米，气藏为大面积复合连片，无边底水。该区预计新增储量为7000×108m3。
2)靖边——高桥。勘探面积为1.1×104km2。主要目的层为盒8石盒子组和L山、2山山西组。气藏埋藏深度3300 ~ 3900米，发育三角洲前缘水下分流河道砂体，岩性为中粗粒应时砂岩和岩屑应时砂岩。石盒子组八段气层厚8.8m，平均孔隙度8.9%，平均渗透率0.85× 10-3μ m2。山西祖山一段气层厚5.3m，平均孔隙度8.1%，平均渗透率0.68× 10-3μ m2。山西组二段气层厚5.6m，平均孔隙度6.8%，平均渗透率0.79×10-3μm2。预计该区新增储量5000×108m3以上，盒8、山1、山2为关键层。
3)神木-米脂。勘探面积1.5×104km2，具有多层含气系统特征。勘探目的层主要为石盒子组、山西组、二山组和太原组，气层埋深1800 ~ 2600 m..该区位于上古生界生烃中心，生烃强度为40×10850×108m3/km2，气源充足。石盒子组8段平均气层厚度为13m，平均孔隙度为8.4%，平均渗透率为0.51× 10-3μ m2。山西组二段气层平均厚度7.5m，平均孔隙度7.4%，平均渗透率0.65× 10-3μ m2。太原组气层平均厚度为10m，平均孔隙度为8.0%，平均渗透率为0.64×10-3μm2。预计该区新增储量可达6000×108m3以上。
4)盆地西南部。该区位于盆地南部的沉积体系中，勘探面积1×104km2。主要目的层为盒8石盒子组和L山山西组，气藏埋深3800～4600米..石盒子组8气层平均厚度7.5m，平均孔隙度9.2%，平均渗透率0.71× 10-3μ m2。山西祖山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1井山西组试气获得工业气流5.46×104m3/km2，青探1井盒8、山1、连1、河滩2井钻遇应时砂岩气藏，显示该区具有良好的勘探前景。