鄂尔多斯盆地长庆油田天然气勘探开发进展与“
杨 华1,2 刘新社1,2 黄道军1 兰义飞1 王少飞1
1.中国石油长庆油田公司 2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室杨华等. 长庆油田天然气勘探开发进展与“十三五”发展方向. 天然气工业，2016,36(5):1-14.
摘 要：2013年中国石油长庆油田公司（以下简称长庆油田）在鄂尔多斯盆地建成我国最大的油气生产基地，2015年长庆油田天然气产量达到375×108m3。为了持续稳产和提质增效，首先总结了“十二五”期间长庆油田天然气勘探开发的成果，分析了天然气发展的有利条件：①天然气资源丰富；②勘探开发主体技术日趋成熟；③精细化管理水平不断提升；④天然气市场需求潜力大。然后梳理了长庆油田天然气发展所面临的挑战：①资源劣质化趋势明显；②已开发气田稳产能力减弱；③低产井随时间延长不断增多；④天然气市场供需矛盾显现。进而指出了“十三五”期间长庆油田天然气勘探开发的发展方向和目标：①天然气勘探围绕上古生界致密气、下古生界碳酸盐岩和新区新领域3个层次展开，实现天然气储量的快速增长及勘探领域的有序接替；②合理进行开发规划，重点做好老气田稳产工作，提高致密气采收率，加强新区产能建设，实现长庆气区天然气年产量稳中有升；③预计到“十三五”末，长庆油田天然气年产量将达到400×108m3。
关键词：鄂尔多斯盆地 中国石油长庆油田公司 天然气产量 大气区 勘探开发技术 面临挑战 发展方向
NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 5, pp.1-14,5/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)
2013年，中国石油长庆油田公司（以下简称长庆油田）在鄂尔多斯盆地建成我国最大的油气生产基地[1-5]，年产原油2 432×104t、年产天然气
346.8×108m3，油气当量达到5 195×104t，成为中国石油工业发展史上又一个里程碑。2015年长庆油田生产天然气量为374.6×108m3，占国内天然气总产量的27.75%，有力助推了国内低渗透—致密气藏勘探开发的发展。同时长庆油田向北京市、天津市、河北省、山东省，以及陕西省、宁夏回族自治区、内蒙古自治区所辖的40多个大中城市提供了稳定的天然气供应。笔者通过总结“十二五”期间长庆油田天然气勘探开发的成果，明晰其资源潜力、技术现状、管理措施以及下一步所面临的挑战，进而提出“十三五”期间长庆油田天然气勘探开发的发展方向。
1 天然气勘探开发进展1.1 天然气勘探进展
鄂尔多斯盆地天然气勘探始于20世纪60年代，早期勘探以寻找构造气藏为主，发现了刘家庄、胜利井等小型气田；20世纪80年代末勘探转向下古生界碳酸盐岩，发现了靖边大气田；20世纪90年代中期勘探转向上古生界碎屑岩，发现了榆林、乌审旗等气田；20世纪90年代末勘探重点逐步转向上古生界大型砂岩岩性圈闭，发现了苏里格、子洲、神木等大气田。截至2015年底，长庆油田在鄂尔多斯盆地古生界共计发现气田9个（图1），累计探明、基本探明天然气地质储量6.02×1012m3。“十二五”期间，长庆油田天然气储量大幅度增长，累计新增天然气探明、基本探明地质储量2.17×1012m3，形成了苏里格地区、盆地东部多层系复合含气区和下古生界碳酸盐岩3个大气区。
图1 鄂尔多斯盆地构造单元划分及气田分布图
1.1.1 苏里格地区
苏里格地区位于鄂尔多斯盆地西北部，含气层主要为上古生界二叠系山西组和下石盒子组，属于典型的致密砂岩气藏[6]。“十二五”之前，在致密气成藏地质理论指导下，勘探领域主要集中在苏里格北部地区[7-8]，截止到2010年，累计探明、基本探明天然气地质储量2.74×1012m3。“十二五”以来，针对苏里格南部能否形成有效储集砂体，开展了大面积储集砂体成因研究，创建了大型缓坡三角洲沉积模式：①“敞流型”湖盆沉积有利于形成大面积砂岩储集体。鄂尔多斯地块作为华北稳定地台的一部分，受大华北岩相古地理控制（图2），下石盒子组早期为向东南开口的“敞流型”湖盆，多物源供砂、无统一汇水区，有利于“满盆砂”的形成。②“事件性沉积”模式决定了三角洲前缘仍发育中—粗粒的碎屑岩储层。洪水期水流分布范围大，水流强度大，携砂能力强，形成的砂体规模大，水下分流河道砂体延伸距离相对较远。多期洪水沉积叠加，使中—粗粒沉积物不断向前推进，在三角洲前缘形成粒度较粗、磨圆较好的沉积物。在大型缓坡三角洲沉积模式认识的基础上，苏里格地区上古生界天然气勘探领域向南推进了100 km以上，落实有利勘探范围约1.5×104km2。自2011年以来，苏里格地区天然气勘探不断取得突破，新增天然气基本探明储量1.72×1012m3，使苏里格气田累计探明、基本探明天然气储量达4.46×1012m3，建成我国最大的气田。
图2 华北地区早二叠纪盒8期岩相古地理图
1.1.2 盆地东部多层系复合含气区
盆地东部神木—子洲地区，具有多层系含气特征，主要含气层为上古生界本溪组、太原组、山西组、石盒子组。早期勘探发现了子洲、神木、米脂气田，探明天然气储量为2 445×108m3。“十二五”期间，在天然气成藏富集规律和致密储层改造思路方面取得了新认识：①神 木—子洲地区经历了海相潟湖—潮坪沉积体系到陆相河流—三角洲沉积体系演变[9-11]，发育多套储集砂体。本溪—太原组砂体主要分布在北部，厚10～15 m，延伸距离150～200 km；石盒子组砂体大面积分布，厚10～35 m，延伸距离300～450 km；山西组砂体规模处于二者之间，厚10～25 m，延伸距离200～300 km。②源储配置关系控制气藏富集程度。源内和近源气藏天然气充注程度高、气藏压力高、规模大，是大气田勘探的主要目标；远源气藏天然气充注程度较低、气藏压力较小、规模相对较小，局部富集。③储层应力敏感性和水锁效应明显，要加强储层保护。盆地东部上古生界储层岩性以岩屑石英砂岩、岩屑砂岩为主，储层塑性组分、黏土矿物含量较高，孔隙结构复杂，储层敏感性强。储层常规渗透率与35 MPa覆压渗透率对比结果表明（图3），石英砂岩储层渗透率降低约65%，岩屑石英砂岩渗透率降低约85%，岩屑砂岩储层渗透率降低约95%。储层水锁程度总体为中等偏强，主要气层段下石盒子组、山西组、太原组储层水锁指数分别为69.4%、57.2%、63.2%。
图3 神木—子洲地区石英砂岩和岩屑砂岩储层覆压与渗透率关系
随着地质认识的不断深入，长庆油田加强了对盆地东部多层系立体勘探与储层保护，含气面积不断落实与扩大。2013—2015年在太原组、山西组新增天然气探明地质储量2 398.90×108m3，同时在石盒子组、本溪组等层系落实含气面积1.02×104 km2。目前，盆地东部神木—子洲地区已有天然气三级地质储量1.38×1012m3，成为继苏里格之后又一个新的万亿立方米大气区。
1.1.3 下古生界海相碳酸盐岩
20世纪80年代末期，通过引入煤成气理论和应用古岩溶理论，确认盆地中部发育奥陶系碳酸盐岩风化壳岩溶古地貌圈闭，1989年发现靖边气田[12]，之后勘探一直未获大的突破。“十二五”以来，通过不断深化下古生界海相碳酸盐岩天然气成藏富集规律研究，对气藏发育规律的认识更加明确：①“两源三灶”奠定了下古生界碳酸盐岩成藏的物质基础。上古生界大面积、广覆式分布的煤系烃源岩为主力烃源灶。下古生界海相烃源岩也具有一定的生烃能力[13]，盆地西部、南部中上奥陶统海相烃源岩厚60～200 m，盆地中东部烃源岩厚10～25 m。②主要发育四大类储集体：风化壳型主要分布在盆地中东部马家沟组上部，岩性为泥粉晶云岩，溶孔发育；白云岩型主要分布在马家沟组下部，岩性为粗粉晶—细晶晶粒状云岩，晶间孔发育；岩溶缝洞型主要分布在盆地西部克里摩里组，岩性为石灰岩，孔洞、洞穴发育；台缘礁滩型主要分布在盆地西、南缘克里摩里组，岩性为颗粒灰岩及细晶—中晶云岩、石灰岩，溶蚀骨架孔、晶间孔发育。③发育奥陶系“顶部”与“内幕”两大成藏系统（图4）。靖边—子洲地区，以膏盐层为封隔层，上古生界煤系烃源岩生成天然气“侧向”进入奥陶系顶部储集体，形成上生下储成藏组合，构成顶部成藏系统；膏盐下天然气既可以来源于上古生界烃源岩，也可以来源于下古生界烃源岩，具有自生自储、上生下储等多套成藏组合，构成盆地中东部内幕成藏系统。定边以西的盆地西部、西南缘地区，主要发育内幕成藏系统，上、下古生界烃源岩均对天然气成藏具有贡献作用，可形成自生自储、上生下储等多套成藏组合。在海相碳酸盐岩成藏理论认识的基础上，明确了奥陶系顶部风化壳、古隆起东侧中组合、奥陶系膏盐下和秦祁海域台地边缘带等4大勘探领域。
图4 鄂尔多斯盆地奥陶系天然气成藏模式图
2012年奥陶系顶部风化壳新增天然气探明地质储量2 210×108m3，在古隆起东侧中组合已有十余口井试气获日产百万立方米以上的高产工业气流，奥陶系盐下和秦祁海域台缘相带钻探发现重要苗头。目前已在下古生界累计提交天然气探明储量6 547.10×108m3，预计可形成万亿立方米级的大气区。
1.2 天然气开发进展
长庆油田天然气开发实现了3次跨越式发展。靖边气田1991年投入开发，2003年建成生产能力55×108m3/a，实现“油气并举”的首次跨越；榆林气田自1999年投入开发，按照合作开发和自营开发模式，2005年建成生产能力53×108m3/a，实现100×108m3/a大气区的二次跨越；苏里格气田自2001年起，经历了评价、上产及稳产3个阶段，2013年建成生产能力235×108m3/a，油田实现了350×108m3/a规划目标的跨越式发展，完成了由低渗气藏向致密气藏的开发转变（图5）。截至2015年底，长庆气区已建成天然气生产能力380×108m3/a，累计生产天然气2 697×108m3，成为目前我国最大的天然气工业基地。
图5 长庆气区历年天然气产量构成图
1.2.1 苏里格气田
苏里格气田单砂体规模小(厚度2～6 m，宽度400～800 m，长度600～1 200 m)、非均质性强，气井投产后单井产量低、压力下降快、稳产难度大。2006年开始规模上产，创建了苏里格气田合作开发模式和 “四化”（标准化设计、模块化建设、数字化管理、市场化运作）气田建设模式及12项开发配套技术，解决了苏里格气田有效开发的技术难题[14-16]，2010年天然气年产量达到108×108m3。
图6 苏里格气田历年产量构成图
“十二五”以来，重点开展了致密气水平井技术攻关[17-18]，助推了苏里格气田开发方式的转变，水平井产量占到总产量的30%以上（图6）。①针对河流相砂体复杂多变特征，突出精细和量化，开展层段复合砂体、小层复合砂体、单砂体、砂体内部构型逐级描述，精细解剖砂体空间叠置关系与展布特征，量化砂体规模。②开展储层三维变速微构造刻画、有效储层描述和三维可视化技术攻关，为致密砂岩气藏水平井导向提供地震技术支持。③形成了水平井整体开发“四化”模式：部署集群化、设计差异化，作业工厂化、站场橇装化，支撑了苏里格气田水平井规模开发。④形成水平井不动管柱水力喷砂分段压裂技术和水平井裸眼封隔器分段压裂技术，自主研发了高抗冲蚀喷射器、裸眼封隔器、悬挂封隔器、速溶球等关键工具，具备一次连续分压23段的能力。
苏里格气田开发方式的转变和技术进步，推动了天然气产量的快速增长，2010年以来苏里格气田年新增天然气产量超过30×108m3，2014年天然气年产量达到238×108m3，开始进入稳产阶段。
1.2.2 神木气田
神木气田具有多层系含气的特征，与苏里格气田相比，储层条件更差[19]。2009年神木气田开始前期评价，2011年进行试采评价，2012年开始大规模建产，2015年底建成年产量25×108m3的大气田。“十二五”期间，针对神木气田多层系致密储层开发的难点，在砂体结构解剖和纵向叠置关系研究基础上，根据井控储量及井间干扰分析，优化不同储量丰度下大井组布井方式，形成了“多层系多井型丛式井立体开发模式”：①在对国内各油气田致密砂岩储层不同评价方法调研的基础上，通过多因素权衡、定量化表征，优选单层有利区，结合单层产气能力评价，归一化求取单层产能指数、合成综合指数，再结合经济评价确定经济开发界限，形成了以“综合指数法”为核心的富集区优选技术。②在砂体规模及连通性评价的基础上，突出井控储量、井间干扰研究，优化多层系开发井型、井丛数及井网井距等关键参数，确定了不同储量丰度下最优井距及井丛数，形成了独具特色的多层系气藏井网空间设计技术。③基于砂体结构解剖和纵向叠置关系研究，针对不同储层展布特征形成了大丛式井组、大丛式混合井组、水平井整体开发等3种布井模式（图7）。
图7 神木气田3种布井模式示意图
1.2.3 靖边气田
靖边气田属于低渗透气藏，产层主要为下古生界奥陶系马家沟组。1999年起投入大规模开发，到2003年底，建成天然气生产能力55×108m3/a，实现了向北京、天津、陕西、宁夏、内蒙古及华东地区的平稳供气，形成了储层综合评价、优化布井、气井产能评价、开发方案优化设计等气田开发主体配套技术。“十二五”期间，形成了气藏精细描述、水平井开发、动态精细评价、增压开采等相对完善的低渗透碳酸盐岩气藏稳产配套技术，通过扩边建产、加密调整、老井挖潜、增压开采以及生产制度优化等措施实现了长期稳产，目前气田已稳产13年，累计生产天然气790×108m3。
2 天然气发展有利条件2.1 天然气资源丰富
据2012年全国油气资源动态评价成果显示，鄂尔多斯盆地天然气总资源量为15.16×1012m3，其中上古生界天然气资源量12.61×1012m3，下古生界天然气资源量2.55×1012m3[20]。截止到2015年底，长庆气区累计探明天然气地质储量6.02×1012m3（含基本探明），探明率为39.7%，与国外主要大型含气盆地探明率（37%～60%)比较，探明程度偏低，尚处于勘探中期阶段。根据对已有的控制、预测储量和潜在资源分析，盆地天然气资源结构合理，目前有剩余控制、预测储量1.22×1012m3，未来盆地天然气探明地质储量可达7×1012m3。从已探明储量动用情况来看，截止到2015年底，长庆气区已动用2.22×1012m3，剩余未动用储量3.80×1012m3，其中近期可有效开发的储量1.57×1012m3，可满足气田持续稳产需求。
2.2 勘探开发主体技术日趋成熟
2.2.1 地球物理勘探技术
1）高精度地震勘探技术：形成了沙漠区全数字地震和黄土塬区非纵地震技术系列。全数字地震勘探技术的攻关和规模化应用[21]，实现了由“常规到全数字、单分量到多分量、叠后到叠前、二维到三维”的技术转变，满足了用叠前地震资料直接预测气层的条件，储层识别能力由10 m提高到5 m。自主研发接收线与激发线大距离偏移的黄土塬区非纵地震勘探技术，资料处理采用近道约束静校正、共反射面元叠加等技术，黄土塬区地震剖面主频由25 Hz提高到35 Hz，储层厚度识别能力由15 m提高到5～8 m。
2）致密气层测井定量评价技术：建立了以岩石物理研究为基础，以储集层有效性、含气性评价为核心的致密气层测井精细评价方法。①建立了黏土束缚水、微孔隙水和自由水“三水”导电模型[22]，提高了致密砂岩储层含气性评价精度；②在天然气测井响应机理研究的基础上，提出了分区图版法、视弹性模量系数法、密度—中子视孔隙度交会法、纵波时差差值法等6种气水层综合判识技术，实现了测井图版库在线支持解释。
2.2.2 立体开发技术
鄂尔多斯盆地上、下古生界气藏叠合发育，但储层差异大、非均质性强、单层产能低，通过技术攻关，形成了低渗薄层碳酸盐岩气藏水平井开发技术、致密砂岩气藏水平井整体开发技术以及多层系多井型大井组立体开发技术，实现不同类型气藏规模有效开发。
1）薄层碳酸盐岩气藏水平井开发技术：基于定量化岩溶古地貌恢复及小幅度构造精细描述，建立井位部署、轨迹设计、现场地质导向等岩溶型碳酸盐岩3 m薄储层水平井开发技术[23-24]，靖边气田下古生界气藏水平井储层钻遇率达80%以上，单井产量达到直井4倍。
2）致密砂岩气藏水平井整体开发技术：在砂体结构解剖和发育规模定量化研究基础上，建立了“水平井立体井组、大丛式混合井组、大丛式三维水平井组”三种整体部署模式[25]，形成平直型、大斜度、阶梯式等差异化水平井轨迹设计方法，建立了流程化地质导向模式，水平井入靶成功率达到100%，储层钻遇率达到80%以上。
3）多层系多井型大井组立体开发技术：通过评价多层系储层空间展布特征，并将各层产气能力归一化分析，根据井控储量及井间干扰分析，优化不同储量丰度下大井组布井方式，形成了“定量化优选有利区、个性化设计井网、集群化部署井位、差异化钻井设计”等多层系多井型大井组立体部署技术。
2.2.3 储层改造技术
1）水平井压裂工艺：立足不同储层特点，形成水平井多级滑套水力喷砂分段压裂工艺，研发水平井水力喷射、裸眼封隔器分段压裂工具，满足不同类型储层分段压裂改造需求，工具成本较国外同类产品降低75%。
2）体积压裂技术：针对苏里格致密气储层特征，建立了以“滑溜水造缝，低黏液携砂，多尺度支撑剂，大液量、高排量”混合压裂设计模式，井下微地震监测表明改造体积较常规水平井增加2倍以上。同时研发“低伤害、低摩阻、低成本、可回收”的EM50压裂液体系，回收利用率90%，使得体积压裂液成本降低50%以上。
3）直/定向井多层压裂技术：针对致密气藏“一井多层、单层低产”的特点，以实现多层动用为目标，研发多孔滑套、大通径封隔器和高强度水力锚等机械封隔分压工艺技术，苏里格气田和盆地东部规模应用
600余口井，单井产量提高15%以上。研发有限级和无限级套管滑套分压技术系列，整体性能达到国外同类工具水平，成本降低50%以上，单井产量较邻井提高20%以上。
2.2.4 天然气集输配套技术
气藏“三低”特征、气质的多样性和地理环境的复杂性，导致长庆气区地面系统建设难度极大。长庆油田根据不同类型气藏的储层物性特征、气井生产特点、气质状况和开发区域地形、地貌特点，优化、简化地面工艺流程，形成了以靖边、榆林、苏里格气田为代表的三种地面集输模式[26-27]。
1）靖边气田初期高压集气、后期增压稳产工艺：靖边气田开发初期，经过对 “集气半径、净化工艺、集输管网”等多方面优化，形成了以“高压集气、集中注醇、多井加热、间歇计量、小站脱水、集中净化”为核心技术的多井高压集气地面配套工艺。近年来，靖边气田逐步进入稳产末期，地面集输工艺逐步调整为“低压集气、区域增压”的技术路线。
2）榆林气田初期低温分离、后期无液相集输工艺：榆林气田开发初期考虑充分利用地层能量，采用高压集气、集气站节流制冷的低温分离工艺，在小站实现对烃水露点同时控制的目的，形成了以“节流制冷、低温分离、高效聚结、小站脱烃”为主体的低温集气工艺；随着地层压力降低，地面集输工艺调整为“浅冷 （常温）分离、湿气无液相集输、集中脱水脱油”的集气模式。
3）苏里格气田中低压集输工艺：苏里格气田井数多、单井产量低，为降低开发成本实现效益开发，地面系统经过不断简化、优化，形成了“井下节流，井口不加热、不注醇，中低压集气，带液计量，井间串接，常温分离，二级增压，集中处理”的中低压集气工艺。
截至2015年底，长庆气区通过优化设计、分步建设，在超过4×104km2含气面积内，建成集气站292座、净化厂5座、处理厂10座、集气干线67条、外输管线10条，净化（处理）能力495×108m3/a，基本建成了布局合理、调控灵活的地面集输系统。
2.2.5 气藏动态精细评价技术
1）气藏不关井条件下地层压力评价技术：针对长庆气田储层渗透率低，关井压力恢复速度慢、时间长，关井测压与生产任务存在矛盾等难点，根据流体渗流特征及气井现场资料录取情况，形成了压降曲线法、拟稳态数学模型法、拓展二项式产能法等不关井条件下地层压力评价方法。
2）气井动态储量评价技术：根据不同类型气井的生产动态特征，对现有动态储量计算方法进行优选和改进，并明确各种方法的适用条件，形成了压降法、流动物质平衡法、优化拟合法、数值试井法等适合低渗—致密岩性气藏的气井动态储量评价方法[28]。
3）气井产能动态追踪评价技术：针对传统产能试井测试耗时长，难以达到稳定状态的情况，发展和完善了修正等时试井技术，建立了不同气藏的单点法测试经验公式，并推导得到随地层压力变化的产能预测公式，形成了气井产能动态追踪评价技术。
4）碳酸盐岩气藏地质建模及数值模拟技术：针对碳酸盐岩气藏面积大、沟槽发育、非均质性强的特点，采用“相控建模、动态约束、整体建模、分区优化拟合、实时跟踪模拟”的地质建模及数值模拟方法[29]，准确反映储层沟槽及属性参数分布特征，追踪评价气田开发动态（图8），为气田开发调整提供技术支撑。
图8 靖边气田地层压力与单井产量分布图
2.3 管理水平不断提升
长庆油田探索形成了具有自身特色的勘探开发一体化和“四化”管理模式，实现了低成本集约化内涵式发展。勘探开发一体化的核心是“勘探、评价、开发目标一体化，方案部署、井位优化一体化，地质研究、技术攻关一体化，资料录取、信息共享一体化”以及“勘探向后延伸、开发向前延伸”。一体化战略的实施，使勘探、评价、开发同时部署和运行，主要大气田勘探开发周期大幅缩短，相同规模的气田开发周期由过去的8～10年缩短到了现在的2～3年。全面推广“标准化设计、模块化建设、数字化管理、市场化运作”的四化管理模式，气田建设速度、管理效率和运行效率大幅提升，气田生产方式、建设方式、管理方式、组织方式发生了质的变化，传统作业区转变为数字化作业区，井站无人值守，用工总量得到有效控制，有效降低了生产经营成本，创出了油气田低成本开发管理路子。
面对低油价的挑战，长庆油田适时提出了精细管理、降本增效，着力强化效益勘探、精细开发管理。在气田管理上，根据不同区块地质和气井生产特征，建立不同气井分类标准，形成了“一区一块一政策、一井一法一工艺”精细有效的气井管理办法及考评体系（图9）。
图9 “多维矩阵”式气井管理流程图
2.4 市场需求潜力大
根据国务院《能源战略发展行动计划（2014—2020年）》绿色低碳战略，2020年天然气在一次能源消费中的比重将提高到10%以上，目前天然气在中国一次能源消费结构中占比仅为6.2%，天然气的需求潜力巨大[30-31]；同时，随着天然气消费量逐年增加，为解决供需矛盾，我国天然气进口量不断增长，2015年对外依存度已达32.7%，已超过国际公认的安全警戒线。长庆油田作为国内天然气主产区，几年来产量占国内天然气总产量的比例大幅度提高，天然气产量所占比例从17.93%上升至27.75%，占到国内总产量的近1/3，对提高我国天然气一次能源消费比例和保障能源安全发挥了重要的作用。
同时，长庆油田区位优势明显，目前气区已建成10条外输管线，连同2条西气东输管线，已成为我国重要的油气生产基地和陆上天然气管网枢纽中心，负担着中亚和西部天然气的承接输送，执行西气东输的储能调峰，承担着向北京等十多个大中城市安全稳定供气的重任。
3 天然气发展发展面临挑战3.1 资源劣质化趋势明显
长庆油田所在的鄂尔多斯盆地天然气资源丰富，资源量占国内八大含气盆地资源量的34%，且主要为低渗透—致密气资源，在致密气发展中具有明显的资源优势，同时也面临着更多的挑战。随着勘探程度的不断深入，目的层逐步向致密、深层转移，渗透率也呈下降趋势，已进入层位下移、品位更低、风险更大的勘探阶段，低品位资源陆续将成为天然气新增储量的主体。从气田开发形势来看，未动用储量主要集中在苏里格地区，大部分为致密气储量，开发区块逐渐由苏里格中区转向地质条件更差、储量品位更低的东区、西区和南区，储量动用难度逐年增大。
3.2 已开发老气田稳产能力逐渐减弱
经过10余年开发，靖边、榆林气田进入稳产期末，已动用储量区目前地层压力较原始地层压力下降50.0%，80%气井井口压力接近地面集输系统压力，气井即将进入递减阶段；气田剩余未动用储量规模小，且地质条件和地面环境复杂，建产能力有限，需开展井网系统评价及增压开采等延长稳产期技术对策研究。
3.3 低产气井随生产时间延长不断增多
长庆气区整体低产，苏里格气田目前日产气量低于5 000 m3井数已占投产总井数的近50%，且呈逐年增长趋势。生产动态表明，气井经过一段时间的低压生产，会出现明显的积液特征，进入排水采气生产阶段，而日产3 000 m3以下低产气井经济有效排水采气技术尚未形成，需开展排水采气、查层补孔、重复改造等老井增产稳产工艺技术攻关。
3.4 天然气市场供需矛盾显现
近年来，我国天然气消费呈大幅刚性增长趋势，天然气市场面临着快速增长的用气需求与有限的天然气资源、快速增长的用气需求与管道输气能力、储气设施调峰能力等矛盾，特别是天然气消费季节峰谷差矛盾突出，长庆油田夏季天然气供给量为7 000×104m3/d，冬季可以高达1.2×108m3/d，为应对消费量冬季高峰，通常采用气田强采和管道加压等方法增加供应量，长期依靠气田调峰必然会导致气田出水加大、出砂加剧、产气量递减加快等问题，严重影响气田的生命周期，而淡季的限产与闲置也是一种浪费。
4 “十三五”发展方向通过对天然气发展的资源潜力、技术现状、管理措施以及面临挑战的系统分析，笔者认为“十三五”期间，长庆油田 “持续稳产和提质增效”的工作目标是现实的。当前，长庆油田的天然气勘探围绕上古生界致密气、下古生界碳酸盐岩和新区、新领域三个层次展开，实现天然气储量的快速增长及勘探领域的有序接替。预计到“十三五”末，盆地累计天然气探明、基本探明储量将达到6.52×1012m3。天然气开发重点抓好老气田稳产、致密气田提高单井产量和新区产能建设，实现长庆气区天然气年产量稳中有升，预计到“十三五”末，长庆气区天然气年产量将达到400×108m3。
4.1 天然气勘探重点领域
4.1.1 上古生界致密气
上古生界致密气仍是下一步天然气增储上产的现实领域，其主要包括苏里格南部、盆地东部神木—子洲及盆地南部地区等三大目标区。苏里格地区已有探明、基本探明天然气地质储量4.46×1012m3。近年来的研究表明，在苏里格南部及外围仍发育中—粗粒的碎屑岩储层，储层平均孔隙度为8.3%、渗透率为0.81mD，孔隙结构好，已有多口井试气获工业气流，落实有利勘探面积6 500 km2，是盆地上古生界提交规模储量最现实的区块。
盆地东部神木—子洲地区多层系含气，已落实有利勘探面积10 200 km2，面临的主要问题为储层应力敏感性和水锁作用强，单井产量低。近年来针对盆地东部储层敏感性，长庆油田研发了防水锁滑溜水体系，大幅降低储层伤害，同时积极开展CO2压裂试验，增产效果明显。因此，随着压裂工艺技术的持续攻关，神木—子洲地区是提交天然气规模储量的重要接替领域。
盆地南部上古生界沉积物主要来自南部沉积体系，主要含气层为石盒子组8段和山西组1段，发育近源的三角洲平原、三角洲 前缘相沉积。与北部沉积体系相比，盒8段、山1段砂体延伸距离较短，但仍具有一定规模，砂体厚10～20 m，延伸100～150 km。砂岩储集体与下覆煤系烃源岩有效配置，近距离运移成藏，具备形成大面积致密砂岩气藏的条件。目前已在西南部陇东地区落实有利含气范围5 000 km2，在东南部宜川—黄龙地区有14口井获得工业气流，展现出良好的天然气勘探前景。
4.1.2 下古生界碳酸盐岩
鄂尔多斯盆地下古生界海相碳酸盐岩气藏是增储上产的重要接替领域。主要勘探目标有古隆起东侧风化壳、中组合及盆地东部岩溶残丘、奥陶系盐下（图10）。古隆起东侧风化壳与靖边气田具有类似的成藏地质条件，目前落实了4个含气有利区，面积为2 000 km2。中组合发育白云岩晶间孔型储层，呈环带状分布，源储配置关系良好，具有高产富集的特征，目前已落实了5个含气富集区，有利勘探面积3 000 km2。
盆地东部岩溶残丘属于前石炭纪古岩溶盆地，储层相对致密。近年来，通过地震古地貌模式预测和波阻抗反演技术相结合，精细雕刻岩溶残丘形态，持续优化“高排量、大液量、多体系、交替注入”的混合酸压工艺，大幅提高储层改造适应性，勘探取得较好效果。目前区内已有工业气流井26口，有望成为下一步勘探接替领域。
奥陶系马家沟组发育厚层膏盐岩，分布面积约50 000 km2，封盖条件好，膏盐下深层是重要的勘探领域。膏盐下发育白云岩储层，孔隙类型主要为溶孔、晶间孔、晶间溶孔，储层物性好，勘探已经发现较好显示。
图10 下古生界碳酸盐岩天然勘探领域分布图
4.1.3 新区、新领域
盆地新区、新领域是寻找战略接替区的主要目标。盆地西部、秦祁海域台地边缘带以及深层元古界—寒武系等领域有望实现勘探新突破。盆地西部是天然气勘探最早的地区，1984年、1985年分别在盆地西缘冲断带发现了上古生界刘家庄气田和胜利井气田。该区发育上、下古生界两套烃源岩，储层主要为克里摩里组白云岩和本溪组—石盒子组砂岩，发育岩性气藏和构造气藏。秦祁海域台地边缘带呈“L”型分布，发育海相烃源岩及有效圈闭，具有奥陶系内幕成藏的潜力，钻井见到含气显示。盆地深层元古界—寒武系勘探可借鉴四川盆地安岳气田的勘探经验[32]，目前在盆地周边露头区已发现长城系烃源岩，有机碳含量介于1.58%～16.99%，平均为7.52%，展现出良好的生烃潜力。
4.2 天然气开发规划
4.2.1 老气田稳产
靖边、榆林气田已分别稳产14年、12年，目前地层压力分别为14.7 MPa、14.0 MPa，较原始地层压力分别下降53.2%、48.7%，气井井口压力接近系统压力6.4MPa，稳产能力减弱，下一步需要重点攻关：①在深化气藏动态分析、明确气田稳产主控因素的基础上，开展强非均衡开采气藏增压单元划分、不同压力气井增压序列优化等关键技术攻关；②开展完善井网、查层补孔、老井侧钻及重复改造等措施，评价气田挖潜潜力；③针对低压低产气井生产特征，持续加强剩余储量空间分布预测与加密井技术经济下限研究，制订合理的延长稳产期对策。通过上述措施和气田扩边建产，靖边气田、榆林气田预计可稳产至2020年。
4.2.2 致密气提高采收率
致密砂岩气藏已成为长庆气区增储上产的主力，气田有效砂体规模小，叠置关系复杂，综合递减率为23.8%，目前井网条件下采收率仅为35%，稳产的难点主要集中在井网不完善导致储量动用程度低、储层和流体特征存在差异造成产量递减不均、气水关系复杂让部分储量暂时难以有效动用等方面[33]。“十三五”期间，长庆油田提高致密砂岩气藏采收率的技术思路包括：①通过有效砂体精细解剖，深化气藏精细描述，探索气藏静动态建模技术；②通过扩大加密试验研究区块储量、单井控制储量、采气速度和采收率等主要指标之间的合理匹配关系，提出兼顾采收率和采气速度的最优加密井距和排距； ③开展老井措施挖潜技术研究与试验，进一步提高单井产量和气田采收率，形成致密气藏稳产及提高采收率技术对策；④针对低产井、产水井不断增多，加强气井分类管理措施研究，分区分策、一区一策优化生产制度，结合重复压裂、排水采气工艺，有效降低综合递减率。4.2.3 新区产能建设
新区产能建设主要分布在盆地东部及盆地南部地区，需加大该区域的开发评价工作，落实产建有利区。其中，盆地东部面积为2.7×104km2，已有天然气三级储量为1.38×1012m3，盆地东部气藏地质条件与神木气田相似，纵向“多层复合含气、层层低产”特征十分明显，“十二五”期间，已经形成了独具特色的多层系多井型大井组立体开发模式——神木开发模式，为盆地东部其他新区天然气开发提供了强有力的技术支撑。盆地西南部陇东地区面积约3.5×104km2，估算天然气资源量为1.5×1012m3；盆地东南部宜川—黄龙地区面积为1.1×104km2，有14口井获得工业气流，显示出较好的勘探开发潜力。该三大区域可作为长庆气区的重要资源接替区，为长庆气区的持续稳产提供有力的资源保障。
5 结束语“十二五”期间，长庆油田地质认识和工程技术持续创新，天然气储量大幅度增长，形成了苏里格地区、神木—子洲地区和下古生界碳酸盐岩3个万亿立方米大气区；天然气开发完成了由低渗气藏向致密气藏的转变，年生产天然气达到380×108m3，成为我国最大的天然气工业基地。“十三五”是长庆气区持续稳产的关键时期，面对勘探对象日趋复杂、低品位资源增多、气田稳产能力减弱、低产井不断增多等诸多挑战，立足资源基础，加强技术创新，突出低产井精细化管理，推进气田开发由规模建产向精细管理转变，能够实现长庆气区“有质量、有效益、可持续”发展。
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（修改回稿日期 2016-05-09 编 辑 陈 嵩）
中石油未来五年以上游业务为重心并加速发展天然气
中石油“十三五”发展规划（以下简称《规划》）中，明确提出在未来五年仍然以上游业务为重心，“十三五”期间优先发展勘探开发业务，加快发展天然气与管道业务。《规划》细则中针对如何发展天然气与管道业务提出了具体措施：包括加快做大天然气销售和发展天然气终端业务、优化天然气资源组合和优化综合调峰体系等。
2016年4月27日上午，中石油在北京发布了《2015年度社会责任报告》（以下简称《报告》），这是公司连续第十年发布该报告。
中石油董事长王宜林在报告致辞中表示，中石油的天然气在国内油气产量当量中的比重已经由2011年的35.9%升至2015年的40.6%，国内天然气产量份额和供应量份额达到70%以上，天然气管网已覆盖全国29个省（市、自治区）和香港特别行政区。
目前中石油已经在国内建成长庆、塔里木、西南和青海四大天然气产区，报告称目前中石油的产能规模已经达858×108m3，能够满足国内40%以上的天然气需求量。2015年中石油国内天然气销量1 226×108m3，比2014年增长了2.6%；
2011—2015年，中石油国内天然气产量年均增长速度约为5.7%，占全国比重也在不断上升。2015年全国的天然气新增探明地质储量总共6 772.20×108m3，中石油去年新增探明天然气地质储量达5 702×108m3，这是中石油连续第九年天然气新增探明地质储量超过4 000×108m3。
《报告》还提到了优化综合调峰体系的重要性，中国冬季天然气供应困难的关键在于储气库调峰体系不完善。截至2015年底，中国已建储气库18座。中石油拥有其中的17座，但这17座储气库的调峰体制工作气量仅占全国天然气消费量的2.7%。与之形成鲜明对比的是，美国储气库调峰工作气量占天然气消费总量的18%，欧洲占比超过20%。
在管道业务方面，中石油天然气管道建设步伐有所放缓。2015年，中石油运营天然气管道长度超过50 000 km，较2014年仅提高不足200 km。2011—2014年，中石油年均管道长度增长约为5 000 km。截至2015年，中石油运营油气管线延展长度达到80 000 km。
中石油在《规划》中还提出，到2020年将实现国内外油气当量产量3×108t的目标。2015年中石油国内外油气当量产量已经达到2.6×108t，比上年增长1.8%。要实现“十三五”的目标，中石油的油气当量产量每年至少需要增长约810×104t，增速约为3%。其中国内天然气产量达954.8×108m3，占全国天然气总产量的72.7%。
《报告》中还公布了中石油过去一年的资产利润，中石油2015年营业收入为2万亿元，利润总额824.7亿元，与2014年相比分别下降了26.1%和52.4%，资产总额约4.03万亿元。
（天工 摘编自新浪网）
Natural gas exploration and development in the PetroChina Changqing and its prospect in the 13thFive-Year Plan
Yang Hua1,2, Liu Xinshe1,2, Huang Daojun1, Lan Yifei1, Wang Shaofei1
(1. PetroChina Changqing Oilfi eld Company，Xi’an, Shaanxi 710021, China; 2. State Engineering Laboratory of Exploration and Development for Low-Permeability Oil and Gas Fields, Xi’an, Shaanxi 710018, China)
Abstract：The PetroChina Changqing Oilfield Company (hereinafter referred to as the PetroChina Changqing) built the largest oil and gas production base of China in the Ordos Basin in 2013, achieving the yearly natural gas production of 375×108m3in 2015. For the further sustainable and stable production and quality and benefit improvement, such great achievements made in the 12thFive-Year Plan were first summarized, and the relevant favorable conditions for natural gas development were also analyzed as follows: abundant natural gas resources; increasingly mature E&P technologies; continuously improved delicacy management; and a surging demand for natural gas. Then, challenges to natural gas development were also discussed, including obvious deterioration of natural gas resources; diminished capacity of stable production of produced gasfi elds; increasing number of low-yield wells; and prominent supply-demand contradiction in present natural gas market. Finally, its prospect in the 13thFive-Year Plan was studied: to carry out natural gas exploration with focus on Upper Paleozoic tight gas, Lower Paleozoic carbonate rocks, and new areas and new domains, so as to achieve rapid growth of natural gas reserves and orderly replacement in exploration domains; to make rational development planning with focus on the stable production of mature gasfi elds; and to enhance tight gas recovery and strengthen capacity building in new areas, so as to achieve a steady rise of annual natural gas production in the giant gas province. It is expected that by the end of 13thFive-Year Plan period, the PetroChina Changqing will achieve its annual natural gas output of up to 400×108m3.
Keywords：Ordos Basin; PetroChina Changqing Oilfield Company; Natural gas production; Giant gas province; Exploration and development technology; Challenge; Prospect
DOI：10.3787/j.issn.1000-0976.2016.05.001
基金项目：国家大型油气田及煤层气开发重大专项（编号：2011ZX05044、2011ZX05007-004）。
作者简介：杨华，1963年生，教授级高级工程师，博士；主要从事石油地质综合研究及油气勘探管理工作，担任本刊第七届编委会委员，《Natural Gas Industry B》编委会委员，现任中国石油长庆油田公司总经理、低渗透油气田勘探开发国家工程实验室主任。地址：（710018）陕西省西安市未央区长庆兴隆园小区。ORCID:0000-0002-0885-0291。E-mail:yh_cq@petrochina.com.cn