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1、鄂尔多斯盆地鄂尔多斯盆地致密砂岩气成藏特征及勘探技术致密砂岩气成藏特征及勘探技术中国石油长庆油田分公司中国石油长庆油田分公司二二一三年三月一三年三月报报 告告 内内 容容一、长庆油田基本情况二、致密气地质特征三、致密气成藏地质条件四、致密气主要勘探技术五、致密气勘探开发前景展望1、区域构造鄂尔多斯盆地位于华北陆块西部，具有盆内稳定、盆缘活跃、南北隆升、西冲东抬的构造特征。（二）区域地质背景（二）区域地质背景鄂尔多斯盆地大地构造位置图 鄂尔多斯盆地u中晚元古代坳拉谷奠定盆地雏形u早古生代浅海台地形成下古储层u晚古生代近海平原形成上古储层u中生代内陆湖盆北东缓西南陡 形成T、J油藏u新生代周边断陷
2、今构造格局与 油气赋存定型 鄂尔多斯盆地是典型的叠合盆地，基底为太古界及下元古界变质岩系。盆地经历了五个演化阶段：中晚元古代早古生代晚古生代中生代新生代2、盆地演化特征鄂尔多斯盆地现今划分为伊盟隆起、西缘冲断带、天环坳陷、伊陕斜坡、晋西挠褶带和渭北隆起六个构造单元。其中伊陕斜坡是油气聚集的主要构造单元，目前发现的90%以上油气储量都分布在该构造单元，平面上具有“南油北气”的特征。3、构造单元划分鄂尔多斯盆地行政区划图阴阴 山山吕吕 梁梁 山山秦秦 岭岭贺贺兰兰山山六六盘盘山山自下而上发育元古界、古生界、中生界和新生界，沉积岩平均厚度6000m。纵向上具有“上油下气”的油气藏分布特点。发育两套含
3、油层系u 侏罗系延安组碎屑岩u 三叠系延长组碎屑岩u发育两套含气层系u 上古生界碎屑岩u 下古生界碳酸盐岩4、地层及含油气层系报报 告告 内内 容容一、长庆油田基本情况二、致密气地质特征三、致密气成藏地质条件四、致密气主要勘探技术五、致密气勘探开发前景展望鄂尔多斯盆地天然气大规模勘探开始于上世纪八十年代末，目前已发现气田9个。其中苏里格、乌审旗、神木、等3个探明储量超千亿方大型气田为致密砂岩气田。苏里格气田为我国目前最大的气田,主要含气层系为上古生界二叠系石盒子组盒8、山西组山1段,已探明、基本探明天然气储量3.49万亿方。鄂尔多斯盆地探明气田分布图苏里格气田苏里格气田榆林气田榆林气田靖边气田
4、靖边气田子洲气田子洲气田神木气田神木气田米脂气田米脂气田乌审旗气田乌审旗气田胜利井气田胜利井气田刘家庄气田刘家庄气田（一）致密气田分布（一）致密气田分布致密气主要分布在上古生界，石盒子组盒8、山西组山1为主力含气层，盒6、山2、本溪组以及下古生界奥陶系等是重要的兼探层系，纵向上具有多层系复合含气的特征。上古生界综合柱状图（三）致密气（三）致密气分布层位分布层位苏里格气田太原组底面构造图鄂尔多斯盆地今构造总体表现为一向西倾斜的构造斜坡，断裂不发育，主要发育一些北东向展布的宽缓鼻隆构造。气田位于构造斜坡上，气藏不受构造控制，以大型岩性圈闭为主。（四）（四）构造及圈闭类型构造及圈闭类型苏里格气田盒8
5、气藏剖面图 气层上下叠置，分布稳定，厚度一般在815，埋深盆地东部19002600米、盆地西部28003900米，储量丰度1.05亿方/平方公里，具有大面积、低丰度的特征。地区压力系数分布范围平均值东区0.83-0.960.86中区0.84-0.910.87西区0.87-0.940.88 实测压力结果表明，苏里格气田无统一压力系统，属低压气藏，压力系数一般在0.830.96之间，平均0.87。苏里格气田盒8、山1气藏压力系数表盒8、山1段地层压力与海拔关系图（1）地层压力（五）（五）气藏特征气藏特征 苏里格气田上古生界地层（盒8气藏）实测温度一般在90-120，气藏温度与埋深具有明显的正关性性
6、，相关系数达到0.85，计算的地温梯度为3.06/100m。上古生界气层实测温度与深度关系图温度T()深度Dg(m)（2）地层温度鄂尔多斯盆地致密砂岩气藏天然气组分分析表 天然气组分中甲烷含量在95%以上，以干气为主，不含H2S；地层水组分 中以K+、Na+、Cl-离子为主，矿化度22.38230g/L，水型均为CaCl2型。（3）流体性质报报 告告 内内 容容一、长庆油田基本情况二、致密气地质特征三、致密气成藏地质条件四、致密气主要勘探技术五、致密气勘探开发前景展望（一）（一）生烃生烃条件条件 根据古地磁、构造格局、沉积盆地充填特点等，研究区晚古生代古气候演化划可分为4个阶段：本溪期(A)-
7、太原期(B)：整体处于热带雨林气候，局部因物源区的隆升形成具季节分化的热带稀树林气候；山西期(C)：受全球冰川消融影响，盆地主体以具季节分化的热带稀树林气候为主，东南部仍表现为热带雨林气候；石盒子(D)-石千峰期(E)：热带、亚热带干旱气候提供了强烈物理风化条件。（据张泓等1999，修改）1、古气候 华北板块石炭二叠纪古气候分区 受古气候的控制，晚石炭世-早二叠世植被繁盛，沉积了一套海陆过渡相含煤层系，本溪组-山西组地层构成盆地上古生界的主力烃源岩。鄂尔多斯盆地石炭二叠系地层柱状图2、烃源岩发育层位 鄂尔多斯盆地上古生界煤岩厚度图鄂尔多斯盆地上古生界暗色泥岩厚度图3、烃源岩平面分布烃源岩分布广
8、泛，煤层厚度620m，暗色泥岩厚40120m，东西部厚度较大。山西组泥岩N=167，平均2.93%太原组泥岩N=54，平均2.68%上古生界烃源岩TOC频率分布图山西组煤岩N=40，平均66.07%太原组煤岩N=39，平均69.07%有机质丰度高，煤岩有机碳50%90%,平均6669%；泥岩有机碳1.0%5.0%,平均2.72.9%。4、有机质丰度通过含煤地层有机地球化学特征和有机质自然演化规律研究，应用低成熟样品热模拟实验，上古生界烃源岩以生成气态烃为主，Ro（%）在2.5时的气态烃产率110m3/t.Toc。最终演化阶段烃产率可达到200230m3/t.Toc上古生界烃源岩热模拟产气率曲线
9、图1井，太原组，煤偏关，太原组，煤朱家川，山西组，煤烃源岩主要处于成熟-过成熟阶段，生烃强度大于15亿方平方公里的区块占盆地总面积的70，具有广覆式生烃特征，为大气田的形成提供了丰富的气源。盆地上古生界有机质成熟度Ro（%）图盆地上古生界生烃强度图5、生烃强度 晚古生代早期，受海西运动影响，鄂尔多斯由陆表海开始向内陆河湖-近海平原沉积环境过渡，盆地北缘逐步抬高，发育了大规模由北而南的冲积-河流-三角洲沉积体系，形成了多套不同成因的储集砂体，纵向上具有有序分布特征。盆地晚古生代沉积体系格架示意图苏里格大气田榆林、子洲气田神木气田（二）沉积特征（二）沉积特征1、晚古生代沉积构造演化砂体规模增大砂体
10、规模增大 从上石炭统本溪组到中二叠统石盒子组，砂体规模增大，分布面积变广。山西组山2砂岩厚度图石盒子组盒8砂岩厚度图二叠系太原组砂岩厚度图石炭系本溪组砂岩厚度图古构造背景恢复表明：鄂尔多斯盆地经历了加里东期长达1亿多年的风化剥蚀作用，晚古生代沉积底形平缓。盒8段地层在盆地中部厚度差一般小于10m，古沉积坡度小于1，有利于发育大型缓坡三角洲沉积。鄂尔多斯盆地庆城鄂托克旗地震剖面A庆城环县定边鄂托克前旗庆深1庆深2定探1李1鄂7鄂3AK K J J T T3 3 T T1+21+2 C+P O O 杭锦旗鄂尔多斯盆地盒8段地层厚度图AA2、沉积古底形C+P水深经验公式：h=1.5L Schumm坡
11、度经验公式：d=1.14/(0.51w2.43/18F1.13)0.25Leeder河道宽度公式：w=6.8h1.54 Schumm河道宽深比：F=w/h召10井盒8段苏里格地区盒8沉积古坡度计算区带井号单砂体厚度(m)河道宽度(m)宽深比坡度()北部苏2452.626.5214.180.510.62苏1041.818.3611.630.68苏711.212.249.340.94苏691.616.3210.910.75苏116220.412.310.63召202.242.7612.960.59召101.216.819.340.94召72.448.8913.580.55统322.448.8913
12、.580.55统313.9103.2617.650.37统195.8190.2721.870.27南部苏2174.5128.7219.070.330.51苏1863.899.2117.410.38苏1112.448.8913.580.55苏1133.587.4116.650.41莲32.552.0613.880.53莲72.8664.0514.930.48陕2271.523.7110.540.79陕991.831.3911.630.68陕2843.172.5115.590.45陕2992.448.8913.580.55陕2812.861.9914.760.48单旋回砂体 L 同时，利用盒8段岩
13、心单旋回砂体厚度计算，北部古坡度平均为0.62、南部平均为0.51。盒8段砂岩的粒度概率图多为三段式，主要由跳跃总体（90-95%），反映了牵引流沉积特征。粒度总体表现为北粗南细，但南部仍发育中、粗粒相三角洲前缘水下分流砂体，反映沉积水体浅、水动力强、搬运距离长的特征。3、沉积物粒度盒8段砂岩粒度概率累积曲线最大粒径苏里格地区石盒子组盒8粒度折线图冲积平原三角洲平原三角洲前缘剖面位置S乌审召志丹鄂尔多斯盆地盒8沉积相图苏里格石嘴山安塞环县富县耀县三道沟柳林东胜晚古生代缓坡型三角洲沉积模式图 根据沉积特征，结合模拟实验，建立了以沉积底形平缓、多物源供给、多水系输砂、分流河道砂体发育为特征的大型缓
14、坡型三角洲沉积模式，丰富了陆相三角洲沉积理论，揭示了平缓构造背景下大面积储集砂体的成因。盟2合探2井盒8沉积相剖面图莲3井盒83773.54m 南部三角洲前缘：发育水下分流河道，砂岩粒度相对变细，以中粒、中粗粒为主，泥岩为灰绿色、浅灰色。苏71井盒83385.54m 北部冲积平原：发育细砾岩、砾状粗砂岩，常见河床滞留沉积苏22井盒83525.46m 中部三角洲平原：发育分流河道，岩性以粗粒石英砂岩为主，见杂色泥岩；AA石英砂岩岩屑质石英砂岩岩屑砂岩陕242井苏51井召31井储层微观研究认为，石英砂岩在成岩作用过程中，抗压性较强，保留一定的残余原生孔，后期溶蚀作用彻底，孔径大，孔隙结构好，有利于
15、相对高渗储层的形成。储层石英含量与渗透率关系图（三）（三）储集特征储集特征 为了寻找石英砂岩分布，开展了沉积物源分析，针对盆地北部物源区母岩类型多样、成份复杂、年代跨度长的特点，在常规物源分析的基础上，采用古地磁、锆石U-Pb测年等定量分析技术，进行了研究区物源分析。轻重矿物组合类型岩屑类型古水流方向阴极发光锆石U-Pb测年古地磁召9井，石盒子组（盒8），石英发蓝紫色、深棕色光，反映母岩变质程度较深磁组构确定古流向统29井统23井统32井召12井锆石测定年龄频率分布锆石U-Pb年龄测定野外露头测定古流向千里山剖面石盒子组（盒8）苏92井碎屑含量桃5井重矿物含量召28井岩屑含量0(360)306
16、090120150180210240270300330024鄂尔多斯盆地多方法物源分析表1、石英砂岩分布规律盆地盒8砂岩锆石年龄盆地北部基底露头区锆石年龄 200 600 1000 1400 1800 2200 26003000 0 2 4 6 8 10大青山呼5二长片麻岩 3000 0 1000 2000 4000 5000 0 5 10 15 20 25NumberNumber 锆石U-Pb微区测年是一种比较精确的同位素年代学物源判定方法。利用苏里格地区砂岩中锆石微区测年结果显示，物源主要来自于盆地北部前寒武纪结晶基底白云鄂博、乌拉山等群以变质石英砂岩、石英岩、片麻岩为主的变质岩系(1.8
17、Ga2.0Ga，2.3Ga2.6Ga)。（1）砂岩锆石微区测年盆地北部盒8物源及岩性分区图富 石 英 物 源 区石英岩变质砂岩 片麻岩灰岩云岩变质砂岩贫石英物源区石英砂岩石英砂岩+岩屑石英砂岩岩屑砂岩+岩屑石英砂岩通过对比分析，山西石盒子期，盆地北部存在两大物源区：西部为以中上元古界石英岩、变质砂岩等为主的由浅变质岩系组成的富石英物源区；东部为太古界以大量深成变质岩、岩浆岩为主的贫石英物源区。石英砂岩的分布主要受盆地西部物源区控制，这一认识为寻找石英砂岩储层指明了方向。2、储层发育控制因素石英含量增加水动力增强面孔率增加苏89，3579.34m，盒8苏116，3515.86m，盒8分流河道分流
18、河道 泛滥平原天然堤泛滥平原天然堤分流河道侧翼盒8、山1主要发育分流河道、泛滥平原等沉积微相，其中分流河道中部粗粒石英砂岩发育，是形成相对有效储层的有利场所。苏120，3631.91m，盒8含砾粗粒石英砂岩中粒岩屑石英砂岩泥质细砂岩泥岩苏116，3515.86m，盒8苏89，3579.84m，盒8苏117，3568.7m，盒8苏120，3631.91m，盒8苏117，3568.7m，盒8（1）沉积微相孔隙度与沉积微相关系图渗透率与沉积微相关系图心滩砂体发育粗粒石英砂岩、细砾岩，储集物性最好，孔隙度11.2%，渗透率1.15mD；边滩微相发育粗粒石英砂岩、岩屑石英砂岩，孔隙度9.4%，渗透率0.
19、91mD；天然堤微相发育岩屑砂岩、岩屑石英砂岩，孔隙度4.6%，渗透率0.42mD。60口井口井 1320块样品块样品60口井口井 1320块样品块样品 结合沉积微相及成岩作用的研究结果，进一步在平面上分层系刻画主河道，寻找高渗带；沿主河道方向，盒8上、盒8下段相对高渗储层向南延伸远，分布范围广；山1段相对高渗储层分布较为局限。石炭-二叠纪，盆地北部火山活动 频繁，沉积物中火山物质发育，占岩石组份的10%左右；储集空间以次生溶孔和晶间孔为主，其中火山物质溶蚀孔占70%以上。上古生界砂岩储层孔隙类型直方图神神1515井，太原组，火山岩岩屑泥化井，太原组，火山岩岩屑泥化苏苏6 6井，石盒子组盒井，
20、石盒子组盒8 8，火山岩屑溶孔，火山岩屑溶孔火山岩屑火山岩屑溶孔9.924.216.52.347.101020304050粒间孔 喷发岩屑溶孔 凝灰质溶孔晶间孔其它孔隙成因类型所占百分比(%)（2）成岩相带=8.3%K=0.89mD=9.5%K=1.51mD=9.8%K=0.72mD=6.5%K=0.29mD鄂尔多斯盆地盒8段储层成岩相图苏14井 盒8 粒间孔+火山物质强溶蚀相苏124井 盒8 晶间孔+火山物质强溶蚀相在成岩相中，粒间孔+火山物质强溶蚀和晶间孔+火山物质强溶蚀相是有利成岩相带，发育相对高渗储层。6666口井口井1179211792样品样品01020304050607080901
21、000.0010.010.1110岩心覆压渗透率md累计分布频率l苏里格：覆压渗透率小于0.1mD的样品比例92l美国：覆压渗透率小于0.1mD的累计分布比例6095在覆压条件下，苏里格气田储层渗透率小于0.1mD的样品占92，与美国致密砂岩气藏储层物性基本相当。3、致密砂岩储层微观及渗流特征（四）（四）成藏富集规律成藏富集规律1、储层致密化时间 通过上古生界82口井铸体薄片统计，储层致密化的主要原因为压实、压溶作用及硅质胶结作用，晚期硅质胶结作用发生的时间基本代表致密储层形成时间。石英石英砂岩砂岩压实、压溶作用压实、压溶作用粘土矿物转化粘土矿物转化早期溶蚀早期溶蚀晚期胶结作用晚期胶结作用晚期
22、溶蚀弱晚期溶蚀弱:34%:34%:17.47%:17.47%:17.09%:17.09%:7.71%:7.71%:7.01%:7.01%岩屑岩屑砂岩砂岩压实、压溶作用压实、压溶作用粘土矿物转化粘土矿物转化早期溶蚀早期溶蚀:34%:34%:10.61%:10.61%:9.61%:9.61%：6.62%6.62%：6.81%6.81%晚期胶结作用晚期胶结作用晚期溶蚀强晚期溶蚀强盆地上古生界致密砂岩储层中孔隙演化模式广州地化所（N=240）西南石油大学（N=159）廊坊分院（N=197）长庆研究院（N=225）盆地上古生界储层石英加大边盐水包裹体测温结果显示，温度主要分布在100140。根据埋藏热演
23、化史恢复：石英加大边包裹体均一温度主要分布在90-130，对应硅质胶结作用主要发生在晚三叠世-中侏罗世，早于天然气大规模成藏期（晚侏罗世-早白垩世）。因此，储层具有先致密、后成藏的特征，部分为边致密、边成藏。40 60 80 100 120 140 040801201602002402803200.40.81.21.62.02.42.83.23.64.0石炭纪0.0二叠纪三叠纪侏罗纪早白垩世晚白垩世古近纪新近纪第四纪深度（km）地质时间（Ma）40 60 80 100 120 140 160040801201602002402803200.40.81.21.62.02.42.83.23.64.
24、00.0新近纪第四纪深度（km）Ma）上古生界单井埋藏热演化史图致密储层形成 气藏形成上古生界砂岩储层石英加大边包裹体均一温度分布图0510152025307580859095 100 105 110 115 120 125 130 135 140 145均一温度（）样品数（个）上古生界见平行层面缝（层面缝和层面滑移缝）、低角度斜向缝（与岩层层面的夹角一般小于45）、近垂向缝（与岩层层面的夹角一般大于70）层面缝、层面滑移缝低角度斜向缝 近垂向缝苏116山13595.2m苏117盒83571.8m苏117盒83590.7m苏146盒83660.2m苏76盒8苏121盒8苏116盒82、运移通道
25、泥岩、粉砂岩中裂隙在荧光下沿不规则纹线上可见到黄绿色荧光，表明与有机质运移有关。苏763151.4m盒8苏763151.4m盒8苏1163519.2m盒8苏1163519.2m盒8荧反光50 荧反光50 低真空电镜 1500 渗透率越低，渗流曲线逐渐向压力梯度轴靠近，曲线非线性段延伸变长，曲线的直线段在压力梯度轴的截距增大。模拟实验表明：气水两相时，致密砂岩中天然气运移为低速非达西流；砂岩渗透率越低，运移所需要的压力梯度越大高渗储层：达西渗流曲线高渗储层：达西渗流曲线致密储层：非达西渗流曲线致密储层：非达西渗流曲线（上凹型）（上凹型）0.845MD0.845MD0.591MD0.591MD0.
26、094MD0.094MD0.011MD0.011MD3、运移动力 对于物性较差的样品（K=0.011）开展较高充注压力（0.5MPa、1MPa、1.5MPa、2MPa、2.5MPa）下的体积流充注模拟实验，含气饱和度与压力梯度之间具有较好的幂函数增长关系，临界压力梯度与渗透率关系表明：在储层物性条件较差的区域，只要充注的动力足够大，致密储层中天然气仍然可以聚集。地质条件下临界压力梯度与渗透率关系（转换后）含气饱和度与压力关系分析（模拟实验）鄂尔多斯上古生界普遍发育异常压力，盆地太原组、山西组、石盒子组过剩压力超过10Mpa，可以满足“先致密，后成藏”的动力问题。苏苏4 4井压实曲线井压实曲线苏
27、苏6 6井压实曲线井压实曲线苏里格地区盒8段早白垩世末源储压差分布图 鄂尔多斯盆地上古生界天然气主要以就近运移聚集为主，平面上，气藏甲烷含量与有机质成熟度（Ro）具有明显的正相关性；纵向上，靠近气源岩的储层含气饱和度高。苏里格地区山1段气藏甲烷含量与有机质Ro叠合图盒8上、盒8下、山1段含气饱和度对比图167口井口井 472 层段层段山1含气饱和度盒8下含气饱和度盒8上含气饱和度4、运移距离 天然气近距离运聚提高了聚集效率，降低了形成大气田的门槛。勘探实践证实，在生气强度大于10108m3/km2的地区就可以形成大规模天然气聚集。基于该项成果，进一步拓展了天然气勘探领域。最新资源评价结果，上古
28、生界天然气聚集系数从0.5%上升到1.554.41%。上古生界烃源岩生气强度与气田分布关系图 2010气田边界线盒8、山1储层毛管阻力分布频率图0.152.0储层特征分析认为：主力气层盒8、山1段储层中气体向上浮力（0.080.28 MPa）不能克服储层毛细管阻力（0.152.0MPa），造成储层中气、水难以分异，大面积成藏。气体浮力（MPa)353510100.08 0.280.08 0.28气藏高度（m）盒8、山1段气藏高度与天然气浮力分布图5、富集规律平面上，天然气主要富集在主河道高渗砂岩储层中，局部形成高产富集区。主 河 道：孔隙度：812%渗透率：0.51.0mD河道侧翼：孔隙度：6
29、10%渗透率：0.30.6mD苏里格西部盒8段储层渗透率等值线图苏373井区苏120苏120井区苏47井区苏47苏69苏69井区气苏里格田苏373气层、含水气层渗透率分布频率图苏里格、东部盒8、山1段及榆林南山2段地层水浓度及矿化度对比表 与苏里格东部盒8、山1段及榆林南山2段相比，矿化度明显偏低，反映苏里格东部盒8、山1段及榆林南山2段地层水经历了更强的浓缩作用。5、气水分布（1）地层水地球化学特征博雅尔斯基对氯化钙型地层水的详细分类（1970）依据博雅尔斯基对氯化钙型地层水的分类，苏里格西部盒8、山1段地层水，均为“V”型氯化钙型地层水，表明水动力不活跃，具有较好的保存环境，未有浅层水的混
30、入。地层水在储集层孔隙中的产状，主要受孔隙大小、喉道及岩石颗粒表面的吸附所控制。气藏产水层在平面上分布零散，纵向上气、水关系复杂，压裂后产水量大小不一，显示了地层条件下水层有明显不同的赋存状态。结合气藏区域低幅度构造、储层微观孔隙结构复杂和石英砂岩储层较强亲水性特点，依据其物理意义，将地层水产状划分:吸附水、毛细管水和自由水三类。（2）地层水产状Shg(%)P(MPa)OShg(%)P(MPa)O自由水水层产状 电性特征 示意图 压汞形态 孔径分布 描述苏里格西部地层水产状综合描述储层岩石表面、微毛细管水，孔隙度小；POR8%;K0.35mD;Rc10%;K1.1mD；Rc0.7m吸附水RT
31、GRShg(%)P(MPa)O毛细管水RT GR储层纵向非均质性强，孔隙度较小，小孔隙含水；POR810%;K在0.351.1mD;Rc在0.20.7mRT GR盒8气藏剖面图28196m3/d(AOF）水：12.6m3/d81459m3/d(AOF)水：028380m3/d(AOF)产水：3.0m3/d26220m3/d(井口)水：0:8.3%K:0.32md :3.75%K:0.06md :9.0%K:0.75md :9.18%K:0.13md:9.29%K:0.92md 剖面上向主河道侧翼物性较差，试气含水。报报 告告 内内 容容一、长庆油田基本情况二、致密气地质特征三、致密气成藏地质条
32、件四、致密气主要勘探技术五、致密气勘探开发前景展望 鄂尔多斯盆地上古生界大型致密砂岩气藏，除了岩性圈闭的隐蔽性强、气藏形成机理复杂及储层非均质性强的地质难题外，还面临地震预测、测井气层识别和压裂工艺改造等一系列勘探方面的技术难题。技术难题一：地表、地下条件复杂，地震勘探如何提高气层预测精度u沙漠区地震干扰严重，道集保真处理困难；u目的层系砂体纵向相互叠置，横向相互搭接，复合连片，主河道不易识别；u气层厚度小、物性差、横向变化快，与围岩阻抗差异小，地震预测困难。苏里格地区沙漠地貌(纵波速度无法区分岩性）纵波速度(m/s)自然伽玛（API)纵波速度与伽玛交会图召44井陕205井盒8气藏剖面图技术难
33、题二：岩电关系复杂，测井响应差异小，气层识别难度大u溶孔、微孔比例大，岩电性质复杂，测井储层参数定量建模难度大。u储层非均质性强，测井解释图版的适应范围小。不同孔隙类型储层地层因素与孔隙度关系图1 12 23 34 41.不均质孤立孔2.微裂隙3.10%的微孔、粒间孔4.10%的粒间孔地层因素F孔隙度(%)召7井盒8测井解释综合图(1)(2)(3)盒7盒8上盒8下山1气气:4.1510:4.15104 4m m3 3/d/d太原山2山1盒8下盒8上0.513.31(AOF)马五4气产量（万方/天）0.49召11井测井解释综合图技术难题三：压裂工艺如何实现突破，进一步提高单井产量u储层孔喉小，普
34、遍含敏感性粘土矿物，优化低伤害压裂液体系难度大；u压力系数低，压后排液难度大；u单层厚度薄、薄互层发育，深穿透长裂缝改造的压裂规模优化难度大；u气水关系复杂，分异不明显，控水增气工艺技术难度大。通过“常规地震勘探向全数字地震勘探、单分量地震勘探向多分量地震勘探、叠后储层预测向叠前有效储层预测”三大技术转变，实现了岩性体刻画 有效储层预测 流体检测。形成了全数字地震薄气层预测和多波地震流体检测两大主体技术。岩性1993-2002年岩性与有效储层2003-2007年流体检测2008年开始常规地震勘探叠后岩性预测全数字纵波地震勘探全数字多波地震勘探有效储层预测岩性预测岩性预测有效储层预测流体检测苏里
35、格地区地震勘探技术发展历程图（一）地震勘探技术（一）地震勘探技术常规地震与全数字地震叠加剖面对比（1）采集技术 全数字地震采用“小道距、大偏移距、单点数字检波器”的采集方式，使地震资料有效频带由以往的885Hz拓宽到4120Hz，叠前信息更加丰富。常规地震(067177B)全数字地震(S077173)ETc2Tc2 （2）叠前道集保真处理技术 采用折射波静校正、多域振幅补偿、组合去噪和4次项动校正等叠前道集保真处理技术，提高了地震资料的信噪比和保真度。S086617测线道集逐步处理结果S076684测线分偏移距叠加剖面处理前多域去噪分时剩余静校正处理 CDP组合处理 盒8气层AVO现象Tc2偏
36、移距:10-2000m偏移距:1500-3500m偏移距:2500-4500mTc2Tc2Tc2盒8砂体反射盒8砂体反射盒8砂体反射S086891测线叠前反演剖面S062163a测线叠前AVO分析剖面苏133井盒8试气10.05万方/天（AOF）盒8气层盒8气层盒8砂体视泊松比视横波阻抗弹性阻抗交会E盒8气层AVO特征P*G属性交会剖面盒8气层AVO道集E苏71盒8试气18.42万方/天(AOF)叠前角度域吸收小角度吸收强大角度吸收弱盒8气层盒8气层 在高保真叠前资料的基础上，形成了以AVO属性分析及交会、叠前弹性反演及交会和叠前角度域吸收为核心的叠前储层预测技术系列，有效的提高了薄气层预测精
37、度。（3）叠前属性交会技术阿尔奇线10110100Sw(%)I 针对致密砂岩储层岩电关系的非“阿尔奇”特征，提出了粘土束缚水、微孔隙水和自由水“三水”导电模型，提高了储层含气性评价精度，测井解释含水饱和度与密闭取心对比误差控制在5%以内。电阻增大率-含水饱和度关系图地层因素-孔隙度关系图苏18 盒8段 3569.58m=10.9%k=0.979mD 粘土束缚水自由水微孔隙水和薄膜水“三水”导电模型示意图粘土孔隙粘土孔隙微孔隙微孔隙自由孔隙自由孔隙阿尔奇线孔隙度（%）地层因素F含水饱和度Sw（%）电阻增大率10100101（二）测井精细评价技术（二）测井精细评价技术“三水”模型导电方程计算含水饱
38、和度与密闭取心含水饱和度关系图误差小于误差小于误差小于误差小于5%5%5%5%召47井山1段测井解释综合图（密闭取心井）试气压裂加陶粒18.4m3，砂比25.8%，排量2.4m3/min,获1.0071104m3/d(井口)。u 应用实例测井解释符合率由75%提高到85%。（三）综合录井技术（三）综合录井技术 红外光谱技术较快的分析周期（12s）特点，更有利于古生界薄气层、裂缝性气层的及时发现；较短的管路延迟时间（30s）有利于提前发出气测异常预警。红外光谱采集与无线传输莲45井古生界红外光谱录井图1、红外光谱、轻烃录井技术远程监控数据采集 1.6m 4.6m 1.8m气管线5m，管路延时30
39、s无线接发端子 利用红外光谱+轻烃技术对轻质烃类分析，能够对储层含气性与含水性进行综合评价，解释评价精度得到进一步提高。莲34井马五5段红外光谱录井解释综合图马五5气：42275.0m3/d水：0.0m3/d3959.00m轻烃谱图苏339井盒8段红外光谱录井解释综合图气：803.0m3/d水：6.7m3/d3860.18m轻烃谱图C1C3C1C3莲46井盒8下段测井解释综合图盒8下盒8上山1（1）（2）莲46井盒8下3842.15m+0.3m该段平均含气饱和度40.92%，束缚水饱和度56.04%，可动水饱和度3.04%核磁共振分析表明：束缚水饱和度高是造成电阻率低的主要因素，该层试气出水可
40、能性小。利用核磁共振录井技术对岩心可动水定量分析的特点，为储层精细含水评价和试气分析提供了全新的思路和技术手段。2、核磁共振录井技术针对储层岩屑含量高、孔喉细微，储层敏感性强，常规压裂液对储层伤害大。研发了新型阴离子表面活性剂压裂液体系，岩心伤害率由27.4%降为18.3%，应用31口井，投产半年后平均单井增气50%。阴离子表面活性剂压裂液体系评价内容常规胍胶压裂液阴离子表活剂压裂液分子量300万左右7万表面张力33.82 mn/m28.21mn/m破胶液粘度10mP.s5mP.s岩心伤害率27.418.3%压裂液性能对比表1、新型压裂液系列化 致密砂岩含气层系多、储层厚度薄、非均质性强，部分
41、地区储层岩屑含量高，局部气水关系复杂。通过攻关试验，形成了针对性的气层改造工艺技术系列。（四）致密储层改造技术（四）致密储层改造技术部分井气水关系复杂，压裂改造后不同程度出水，在室内研究与现场试验的基础上，综合应用多项工艺技术，现场试验43口井，含水井比例由原来的52.6%降低至26.4%，产气量提高33%左右。2、“控水增气”工艺储层分类气层物性好气水层无遮挡气层物性差气水层遮挡条件差气层底部含水气水层有一定遮挡气水同层 水力射孔求初产 控制规模、参数优化 组合控缝高工艺 疏水支撑剂非润湿相3、水平井改造技术4 4 水力喷射压裂工具组合（管柱最大外径水力喷射压裂工具组合（管柱最大外径90mm
42、90mm）-液压安全丢手液压安全丢手+喷射器喷射器+单流阀单流阀+筛管筛管+堵头堵头 自主研发水力喷射分段压裂工具，实现了压裂改造10段的突破。研发裸眼封隔器分段压裂改造工具，可实现10段及以上改造。与直井相比，增产3-10倍。不动管柱水力喷砂多段压裂工艺模拟动画报报 告告 内内 容容一、长庆油田基本情况二、致密气地质特征三、致密气成藏地质条件四、致密气主要勘探技术五、勘探开发前景展望土黄高原毛乌素沙漠鄂尔多斯盆地地貌单元图（一）（一）苏里格气田勘探开发实践苏里格气田勘探开发实践1、地理位置 苏里格地区位于鄂尔多斯盆地西北部，气田北部隶属内蒙古自治区，为沙漠、草原区，地势相对平坦，海拔1200
43、m1350m；南部处于陕西省，为黄土塬，沟壑纵横、梁峁交错，海拔1100m1400m。有利勘探面积5.5104km2，总资源量近51012m3。构造上，跨越伊陕斜坡、伊盟隆起、天环坳陷三个构造单元。苏里格地区鄂尔多斯盆地构造区划及勘探成果图 苏里格地区位于鄂尔多斯盆地西北部，气田北部隶属内蒙古自治区，为沙漠、草原区，地势相对平坦，海拔1200m1350m；南部处于陕西省，为黄土塬，沟壑纵横、梁峁交错，海拔1100m1400m。有利勘探面积5.5104km2，总资源量近51012m3。构造上，跨越伊陕斜坡、伊盟隆起、天环坳陷三个构造单元。1、地理位置（一）（一）苏里格气田勘探开发实践苏里格气田勘
44、探开发实践 苏里格气田为典型的致密砂岩气藏，勘探开发主要面临以下难题：u地表条件差，资料信噪比低，地震勘探难度大；u储层致密，非均质性强，测井响应差异小，气层识别难度大；u含气层系多，单层厚度薄，储层压裂改造难度大；u储层物性差，地层压力系数低，储量丰度低，有效开发难度大。2、勘探开发难点纵波速度与伽玛交会图(纵波速度无法区分岩性）纵波速度(m/s)自然伽玛（API)苏133，盒8，3518.9m溶孔晶间孔苏里格气田勘探成果图（2003年）苏6苏里格地区天然气勘探始于2000年,当年部署的苏6井在上古生界二叠系石盒子组砂岩试气获得了无阻流量达120万方/天，发现了苏里格大气田。20002003
45、年，按照“重点突破、整体解剖、集中评价”的勘探思路，快速探明了苏里格气田，新增天然气探明地质储量5336.52亿方。3、勘探开发历程u 气田发现1969年，刘庆1井石盒子组获得工业气流，拉开了鄂尔多斯盆地上古生界天然气勘探的序幕。20世纪90年代，随着榆林、乌审旗等气田的发现，上古生界岩性气藏逐渐成为勘探的主攻目标。2000年，突破构造下倾方向勘探禁区，向西甩开钻探的苏6井上古生界石盒子组发现高产含气富集区，当年提交探明地质储量2205亿方，初步显示出大气田的轮廓。鄂尔多斯盆地气田分布图苏6刘庆1榆林气田乌审旗气田苏里格气田3、勘探开发历程u 气田发现苏里格气田勘探成果图20苏62001200
46、2年，按照“重点突破、整体解剖、集中评价”的部署原则，以大型岩性圈闭为目标，加强地震与地质的结合，探规模、定类型、控相带，落实相对高渗区，集中评价、快速探明了中国最大规模的天然气田苏里格气田，累计新增天然气探明地质储量5336.52108m3。苏里格气田发现后，针对该类致密气田开发的世界级难题，2002-2006年开展了前期评价和先导性试验，提出了“依靠科技、创新机制、简化开采、走低成本开发路子”的技术攻关思路。集成创新了“十二项”适合苏里格气田特殊地质条件的开发技术，实现了苏里格气田的有效开发。井位优选技术快速钻井技术井下节流技术分压合采技术井间串接技术远程控制技术滚动建产技术快速投产技术稳
47、产接替技术排水采气技术分类管理技术增压开采技术苏里格气田十二项开发配套技术u 早期评价井位优选技术井位优选技术优化钻井技术优化钻井技术储层改造技术储层改造技术井下节流技术井下节流技术排水采气技术排水采气技术数字管理技术数字管理技术滚动建产技术滚动建产技术快速投产技术快速投产技术稳产接替技术稳产接替技术井间串接技术井间串接技术分类管理技术分类管理技术增压开采技术增压开采技术致密气藏十二项开发配套技术致密气藏十二项开发配套技术近年来，在苏里格气田前期评价形成的十二项技术基础上，通过持续优化和完善，集成创新了新的12项开发配套技术，其中，6项关键技术使气田开发成本显著降低。特别是井位优选和储层改造技术提高了致密气井单井产量，使直井日产量达到1.1万方，水平井日产量达到58万方，开发水平显著提升。4、技术集成创新实现了致密气田规模有效开发鄂尔多斯盆地天然气总资源量15.16万亿方，其中致密气资源量10.37万亿方。目前长庆探区天然气资源探明率为31.0%，与国内外高勘探程度盆地相比，资源探明率偏低，表明盆地天然气仍有较大的勘探潜力。盆地油气勘探程度与资源探明率对比表1、盆地天然气资源潜力（二）（二）发展前景展望发展前景展望谢谢 谢！谢！