鄂尔多斯盆地大气区的勘探实践与前瞻
2015-12-23

摘 要:鄂尔多斯盆地天然气资源丰富,中国石油长庆油田公司(以下简称长庆油田)在该盆地内已先后发现了靖边、榆林、子洲、乌审旗、苏里格、神木等6个千亿立方米级大气田,系统总结该大气区的勘探成果和有效做法,兼具指导和借鉴作用。为此,根据长庆油田50多年的天然气勘探实践,梳理了各主要历史阶段所依靠的地质理论和所取得的认识突破,分析总结了历经长期技术攻关所形成的适用性勘探配套技术,以及在拓宽勘探思路、创新管理机制等方面的历史经验和有效做法。理论突破点包括:河流三角洲成藏理论、大型致密气成藏理论和盆地南部沉积物源体系新认识;技术创新点包括:全数字地震技术、气层测井精细评价技术和致密砂岩储层改造技术;拓宽勘探思路包括:大型岩性气藏勘探部署思路和勘探开发一体化战略;管理创新包括:扁平化项目管理和对标管理。

关键词:鄂尔多斯盆地  勘探历程  地质理论  配套技术  管理创新  中国石油长庆油田公司

Exploration practices and prospect of Upper Paleozoic giant gas fields in the ordos Basin

AbstractNatural gas resources is abundant in the Ordos Basinwhere six gas fields with more than l 00 billion cubic meters gas reserves have been successively developed and provedincluding JingbianYulinZizhouWushenqiSulige and ShenmuThis study aims to summarize the fruitful results and functional practices achieved in the huge gas province explorationwhich will be regarded as guidance and reference for the further exploration and development in this basinBased on the past five decades¢successful exploration practices made by the PetroChina Changqing Oilfield Companywe first comb the presentation of geological theories at different historical stages as well as the breakthrough in the courseThenwe analyze a complete set of adaptive techniques obtained from the long-time technological research and conclude historical experiences and effective measures in terms of broadening exploration ideassuch as the fluvial delta reservoir-forming theorygiant tight gas reservoir forming theorythe idea of sediment source system in the southern basinetc.,and innovating technical and management mechanismsuch as all-digit seismic predictionfine logging evaluation for gas formationsstimulation of tight sand reservoirsflat project and benchmarking managementand so on

KeywordsOrdos BasinExploration historyGeological theorySupporting technologyManagement innovationChangqing Oil-field CompanyPetroChina

1 大气田的发现

鄂尔多斯盆地是我国第二大沉积盆地,盆地内天然气总资源量达15.16×1012m3,其中上古生界天然气资源量为12.61×1012m3[1]。目前中国石油长庆油田公司(以下简称长庆油田)在该盆地内已发现9个气田(苏里格、靖边、乌审旗、榆林、神木、米脂、子洲、胜利井、刘家庄),除靖边气田外,其余8个均为上古生界气田(1);截至2014年底,天然气探明(含基本探明)储量达5.7×1012m3、天然气年产量达到382×108m3。上述气田的发现是实践—认识—再实践的成功典范,也是长庆石油人不断探索勘探新方法与总结勘探经验、突出科技创新的成果结晶。在长期的勘探实践过程中?伴随着油气勘探的不断深入,面临着勘探成熟度不断提高、勘探对象日益复杂所带来的挑战,通过不断解放思想,转变勘探观念,致力于勘探攻关,进一步创新理论、创新技术、创新管理,鄂尔多斯盆地的天然气勘探不断取得新突破。由此使得长庆油田发展成为我国目前最大的天然气生产基地和天然气管网枢纽中心。

 

中国石油工业史业已证明,油气勘探工作者要不断解放思想,勇于实践,不局限于以往的经验和前人的结论,不受固有观念的束缚。回顾鄂尔多斯盆地50多年的大然气勘探历程,几代勘探者始终坚持解放思想,敢于突破认识禁区,天然气勘探才不断取得突破。该盆地的天然气勘探先后经历了“从盆地周边转向盆地腹部、从寻找构造圈闭转向岩性地层圈闭、从下古生界低渗透碳酸盐岩气藏转向上古生界致密砂岩岩性气藏”等几次重大战略调整[2]

鄂尔多斯盆地的天然气勘探始于20此纪50年代,早期勘探以寻找构造气藏为出发点,罩点围绕盆地周边构造圈闭进行勘探,仅发现了刘家庄、胜利井等小.型气藏,勘探没有取得实质性突破。20世纪70年代末,随着国家“六五”“七五”天然气科研攻关的开展,研究者认识到鄂尔多斯盆地上古生界是一个广覆型含煤的大型富煤克拉通盆地[3],以此为起点,引入煤成气理论,该盆地天然气勘探的重点实现了由盆地周边向盆地腹部的转移[4-7]1987年盆地东部镇川1井、镇川4井试气获工业气流,发现了米脂气田;1989年钻探的陕参l井、榆3井取得了勘探突破,发现了下古生界靖边大气田,从而坚定了在盆地内部寻找大气田的信心和决心[8]

20世纪90年代中后期,在下古生界扩大勘探过程中,研究者发现鄂尔多斯上古生界普遍见到含气显示,由此开展了针对上古生界砂岩气藏的探索,进而认识到该盆地上占生界的低渗透是相对的,低渗透中存在着相对的高渗透,上古生界大型高渗透河流三角洲砂体与煤系烃源岩具有良好的配置关系,可能发育大型岩性气藏,拟定了“上、下古生界兼探”的勘探部署思路,从而在靖边气田东北侧发现了上古生界榆林气田,拓展了盆地天然气勘探领域。榆林气田的发现,开拓了我们的思路,并适时提出了“三个基本认识”,即:“重新认识鄂尔多斯盆地,重薪认识长庆低渗透、重新认识我们自己”的基本指导思想[9],在榆林气田勘探成功的基础上,对以往的工作进行了反思和重新认识,从全盆地着眼,系统开展上古生界天然气成藏富集规律研究,指出了靖边气田西侧可能存在大气田,将苏里格庙地区大型含气砂体确定为主攻方向,进而发现了苏里格气田。

进入21世纪以来,面对鄂尔多斯盆地天然气藏“低渗透、低压力、低丰度”的三低特征,长庆油田坚持“三个重新认识”,在勘探实践过程中,逐渐认识到鄂尔多斯盆地内以榆林气田为代表的甜点区分布局限,而以苏里格气田为代表的致密砂岩气田则分布广泛。通过加强对致密气的资源论证,重新认识盆地天然气资源潜力,及时调整勘探方向,坚持“甩出去,打下去,发现新区域、新领域、新层系”[10],开启了盆地上古生界致密气勘探新局面,在苏里格地区、盆地东部以及盆地南部致密气勘探不断取得新的突破。

2 地质认识进展

21 三角洲成藏地质理论

20世纪80年代,随着煤成气理论的引入以及靖边气田的发现,研究者们认识到了盆地腹部岩性气藏巨大的勘探潜力,通过总结勘探经验教训,认为“盆地中部构造发展稳定、紧临生烃中心、发育多条大型河流三角洲复合砂体、区域封盖条件好、天然气成藏条件有利,是大气田勘探的有利方向”。在下古生界天然气勘探中,在榆林地区二叠系山西组山2段发现良好含气显示,开展了沉积体系以及有利砂带的研究,在沉积微相、古生物、有机地球化学研究的基础上,提出“山2段海相三角洲沉积与改造是构建有效储集体的基础”的新认识:山2段沉积期,盆地北部沉积物源充足,受幕式海退的控制,多期进积砂体冲刷叠置,在榆林、子洲地区形成大规模的三角洲分流河道粗粒石英砂岩储集体(2)。通过对天然气生成和运移、砂岩储层和盖层分布及圈闭特征的综合研究,修正了前三角洲烃源岩生气、前缘砂体为储层、平原相为盖层的传统三角洲油气成藏模式,明确指出:榆林地区山西组三角洲平原沼泽相煤层和暗色泥岩与分流河道砂体之间的良好配置是形成气藏富集的最主要因素,完善了三角洲成藏地质理论,指导发现并探明了上古生界榆林气田、子洲气田以及苏里格超千亿立方米大型岩性气田[11]

 

22 大型致密气成藏理论

在对苏里格气田前期开发评价过程中发现,该气藏表现出低丰度、低渗透、低压力和储层非均质性较强的特点[12-13],不同于常规气藏,而应属于典型的致密砂岩气藏。这类气藏在鄂尔多斯盆地上古生界广泛分布,具有大面积含气的特征。研究成果认为:①晚古生代,鄂尔多斯地区沉积古地形非常平缓,古沉积坡度小于1°,湖泊水体较浅,河流携砂能力强,碎屑物质搬运距离远,形成了大型缓坡型三角洲沉积体系[14]盆地上古生界煤层和暗色泥岩呈广覆式分布,表现为广覆式生烃特征[15-17],大面积分布的储集砂体与有效的广覆式煤系烃源岩相互叠置,为上古生界大面积含气奠定了基础;③气藏具有“先致密、后成藏”的特征,天然气主要以近距离运移聚集为主[18-20],减少了其在成藏过程中的散失,提高了聚集效率,降低了大气田形成的门槛。最新的油气资源评价结果也显示,上古生界天然气聚集系数从0.5%上升到1.55%~4.41%,成藏门槛值从早期的生气强度大于20×108m3km2降至(1014)×108m3km2,进一步拓展了天然气勘探领域,明确了上古生界致密砂岩气藏多层系叠合、全盆地分布的特征。在致密气成藏理论的指导下,苏里格地区含气范围由以往不足1×104km2扩大到4×104km2以上,发现了4×1012m3的大气区。

23 盆地南部沉积物源体系新认识

对于鄂尔多斯盆地曾长期存在南油北气的固有认识,认为盆地南部位于湖盆深湖区、储集层不发育,导致盆地南部天然气勘探和研究程度较低。近年来随着致密气成藏理沦的不断完善,天然气勘探领域由盆地中部拓展到全盆地。研究者提出了“盆地南部晚古牛代沉积物源主要来自秦岭造山带”的新认识:①晚古生代华北板块南缘形成秦岭加里东造山带,北秦岭地区出露元古界秦岭群、宽坪群变质杂岩等,岩性以片岩、片麻岩、变粒岩为主,岩石组构含有大量石英、长石类颗粒(含量超过60),可形成规模的砂质沉积,为盆地南部晚古生代沉积体系的发育提供物源条件;②盆地南部上古生界碎屑岩与北秦岭宽坪群、秦岭群岩石的稀土配分模式特征相似,两者存在着较好的亲缘关系,碎屑组分与盆地北部差异明显,属于不同的沉积体系;③盆地南部上古生界发育近源的三角洲平原、前缘相沉积,与盆地北部地区相比,盒8段、山1段主力砂体延伸距离较短,但仍具有一定规模,宽度介于1020km,厚度介于1020m(3)。通过加大勘探力度,结合地震有效储层预测,在陇东和宜川—黄龙地区发现了有利含气区,实现了盆地南部天然气勘探的突破

 

24 重新认识资源,推动大气田的发现

气田要发展,资源是关键。从煤成气理论到三角洲成藏理论再到致密气成藏理论,地质理论的每一次重大突破与飞跃,都加深了对鄂尔多斯盆地天然气资源分布的整体认识。通过开展盆地天然气资源潜力评价,优选资源评价方法,形成适合该盆地实际的资源评价方法体系,确保对资源潜力的认识更加客观;结合低渗透气藏勘探开发技术的进步,综合评价盆地天然气资源量的转化潜力,分析资源量的可靠性。鄂尔多斯盆地先后经历过4次油气资源评价,每一次重大突破与飞跃,都加深了对鄂尔多斯盆地天然气资源分布的整体认识。通过开展盆地天然气资源潜力评价,优选资源评价方法,形成适合该盆地实际的资源评价方法体系,确保对资源潜力的认识更加客观;结合低渗透气藏勘探开发技术的进步,综合评价盆地天然气资源量的转化潜力,分析资源量的可靠性。鄂尔多斯盆地先后经历过4次油气资源评价,每一次资源评价的结果表明油气资源量都在增加,盆地天然气总资源量由早期的3.51×1012m3增加到目前的15.16×1012m3,增幅为332(4)。同时明确了盆地天然气资源量的分布特征,上古生界天然气资源量为12.61×1012m3,占盆地天然气总资源量的83%且主要为渗透率小于1.0mD的致密气资源量;盆地古生界天然气剩余天然气资源量为11×1012m3,主要分布在苏里格、盆地东部等地区的上古生界,约占总剩余资源量的65.3%。对盆地天然气资源分布整体认识的不断深入,明确了天然气勘探的有利方向,增强了寻找大中型气田的信心,推动了该盆地上古生界大气田的发现。

 

3 勘探技术攻关

在鄂尔多斯盆地天然气勘探过程中,长庆油田始终将技术突破放在首位,采用“以我为主,内联外引”的攻关方式,积极引进并借鉴国外先进技术的同时,坚持自主科技创新,经过长期探索和技术攻关,逐步形成了适应该区地质特点的配套技术系列。

31 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,早期的沟中弯线地震与直测线地震只能满足构造研究和砂体刻画,不能满足叠前地震反演预测气层的需要,通过自主攻关,创新形成了沙漠区全数字地震和黄土塬区非纵测线地震技术系列(4)。全数字地震勘探技术的攻关和规模化应用,实现了由“常规二维到全数字、单分量到多分量、叠后到叠前”的技术转变,获得了高品质、信息丰富的地震资料(5),满足了用叠前地震资料直接预测气层的要求,实现了储层预测由砂体预测转变为含气砂体预测(6),解决了以苏里格气田为代表的上古生界致密砂岩储层及含气性预测的技术难题,使直井的有效储层预测成功率由初期的50%提高到超过80[21]。非纵地震勘探技术由一炮四线”攻关形成“两炮六线”束状观测,实现了接收线与激发线大距离偏移,研发并推广应用了多域多次静校正、井控Q补偿等关键技术,地震资料视主频由30Hz提高到3540Hz,解决了巨厚黄土塬区地震波衰减快、资料信噪比低等难题,实现了薄储层含气砂体有效预测。

 

32 致密气层测井精细评价技术

针对盆地上古生界有效储集层与非储集层、低饱和度气层与水层的测井响应差异小,气层评价难度大的问题,在传统分区分层评价的基础上,提出了分岩性、分成岩相细分解释单元的新思路,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。由于鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩储集层中黏土矿物含量高,形成高束缚水体积导电,导致气层电阻率低,经典Archie模型难以适用,因而建立了“三水”导电模型,将岩石的导电视为自由水、微孔隙水、黏土束缚水的并联导电(7),为砂泥岩电阻率测井解释开辟了新的途径,其应用结果与岩心数据吻合较好,含水饱和度绝对误差小于5%,提高了含气性评价的精度。针对上古生界低阻气层“双高、双组”孔隙结构特点,提出并推广了高精度数控及阵列感应、侧向电阻率联测,部分井加测核磁、成像的测井系列组合,总结出分区图版法、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、气测综合分析法、高分辨率感应一侧向联测解释法等6种低阻气层及气、水层识别技术,并实现了测井图版库在线支持解释,测井解释符合率超过85%。

 

33 致密砂岩储层改造技术

鄂尔多斯盆地上古生界砂岩气藏含气层系多、储层厚度薄、非均质性强,部分地区储层岩屑含量高,局部气水关系复杂,储层改造技术难度大。通过持续开展攻关试验,逐渐形成了以低伤害压裂液技术、直井分层压裂技术与“控水增气”压裂技术等为主的储层改造技术。研发了表面张力低、不含残渣、破胶彻底的新型阴离子表面活性剂压裂液,可降低毛细管阻力,提高了压裂液返排效率,同时避免了阳离子表面活性剂压裂液对储层造成的伤害。主要适用于岩屑含量高、喉道半径小的储层,与早期的常规胍胶压裂液相比,岩心伤害率由27.4%降为18.3%,投产初期平均单井增气6100m3a。针对该盆地东部一井多层、单层低产的特点,攻关形成了机械封隔和套管滑套两大分层压裂技术(8),并开展了分压分试压裂试验,有效提高储层纵向动用程度。其中,分压、分试压裂技术可实现一趟管柱同时满足两层分层压裂和单层独立测试的工艺技术;机械封隔分层压裂技术实现了11层连续分压的突破,实现了直井多层低成本、快速分压;套管滑套连续分层压裂实现有限级最高分压7层、排量810m3min。对于气水关系复杂的储层,采用了“控水增气”储层改造思路,形成水力喷砂射孔求初产、组合控缝高压裂、化学固化压裂、疏水支撑剂压裂等储层改造措施,现场试验显示高含水井比例由原来的52.6%降低至26.4%,产气量提高了33%左右,控水增气效果明显。

 

4 勘探思路拓展

世界上没有两个完全相同的油气田,勘探目标的唯一性和隐蔽性使得勘探发现具有极强的实践性、长期性和阶段性。油气的发现一般要经历早期盆地区带优选、中期圈闭预探和后期气藏评价等几大阶段,要求勘探者在勘探实施过程中必须遵循正确的勘探程序,坚持“阶段不可逾越,节奏可以加快”的原则,并因地制宜、与时俱进,寻找出适合鄂尔多斯盆地大面积岩性气藏特点的勘探部署思路。

41 形成大型岩性气藏勘探部署思路

在鄂尔多斯盆地超过50年的油气勘探开发实践中,针对不同阶段的地质目标和任务,开展相应的研究分析,勘探思路不断变化:早期勘探阶段以打发现、突出主砂带为主,明确主攻领域;中期勘探阶段以探规模、定类型控相带为主,了解成藏规律;后期勘探阶段以拿储量、落实富集区为主,并及时总结勘探技术及经验,指导下一步勘探。

以苏里格气田为例,早期勘探阶段(19981999),在深化盆地上古生界天然气富集规律的基础上,加强对苏里格地区大规模高分辨率地震勘探,明确了苏里格地区大型河流三角洲复合砂体是上古生界天然气有利勘探目标区,按照“上、下古生界兼探”的原则部署了苏2井,试气获工业气流,结合甩开部署的桃2、桃3、桃5等井的钻探结果,证实了该区是上古生界盒8段、山1段的有利含气区。

中期勘探阶段(2000),结合地震精细处理解释,选择桃5井区作为突破口,实施区域展开、重点突破”的部署方针,围绕桃5井甩开部署了苏5、苏6井,其中苏6井试气获120×104m3a的高产工业气流,勘探获得重大突破。通过系统总结苏6井钻探成果并结合综合地质研究结果,认为苏里格气田属于地层圈闭的低压力、低渗透岩性气藏,储层分布受砂体和物性控制,属于定容弹性驱动气藏。为进一步落实含气范围,在苏6井南北向展开部署了16口探井,有13口井相继获工业气流,大气田轮廓基本明确,主力含气砂体展布形态基本清晰,气田规模基本控制。

后期勘探阶段(20012003),进一步集中勘探评价苏里格气田,沿苏6井区主砂带部署探井23口,16口井获工业气流,2次累计提交探明天然气地质储量5337×108m3。并在气田西侧苏2、苏9等井区钻遇好的气层,发现新的有利含气区,提交控制、预测天然气储量3156×108m3,为下一步勘探指明了方向。同时在苏里格气田勘探过程中形成了“区域甩开探相带,整体解剖主砂体,集中评价高渗区”的大型岩性气藏勘探部署思路,为鄂尔多斯盆地上古生界天然气勘探提供了实用方法和技术保障。

42 勘探开发一体化实现天然气快速增储上产

进入新世纪以来,长庆油田不断加快发展节奏,传统的“先探明、后评价、再开发”的勘探开发思路,已不能适应油气快速增储上产的需要。在快速发展与低成本战略驱动下,针对鄂尔多斯盆地大面积岩性油气藏的特点,探索总结形成了勘探开发一体化体系,其核心就是勘探在点上突破,评价、开发立即跟进,迅速扩大油气发现面积;同时,改变以往寻找主力油气层单一勘探目标的做法,在油气叠合区采取上下立体兼顾、找油找气一体实施的方法,以期获得事半功倍的勘探效果。一体化战略的实施,使勘探、评价、开发同时部署和运行,大大减少了一个整装油气田探明的时间,缩短了从勘探到开发的周期。

坚持整体勘探、整体评价、整体开发。勘探快速发现,评价积极跟进,开发井网一次成型,勘探、评价和开发共同寻找富集区,减少重复建设,促进规模建产、整体开发,有效加快了勘探开发节奏。实施上述措施,使得鄂尔多斯盆地主要大气田勘探开发周期大幅缩短:靖边气田从勘探到开发历时7年,子洲—榆林气田从勘探到开发历时5年,苏里格东区从勘探到开发时间缩短到2年。

勘探开发一体化,让长庆油田油气储量从平稳增长步入跨越式增长轨道。近年来,长庆油田着眼于落实探明储量、控制储量规模、寻找含气富集区,全面推行勘探开发一体化战略,持续推进储量增长高峰期工程,天然气勘探呈现出“发现整装”“扩大连片”的增长效应,快速落实了一批规模储量区和战略接替区。苏里格地区整体勘探规模不断扩大,形成4×1012m3大气区;盆地东部多层系勘探稳步推进,探明了子洲气田和神木气田,形成新的1×1012m3整装规模储量区;盆地南部陇东地区的天然气勘探也获得了新发现。

勘探开发一体化不仅在部署上统筹兼顾,在综合研究上相互借鉴,而且在生产运行上相互支持、相互促进,实现了整体部署、规模探明、快速开发,提高了气田整体勘探开发效益。以苏里格气田为例,苏里格气田发现之后,开展了大量的前期开发评价工作,集成创新了以井位优选、井下节流、地面优化等为重点的12项开发配套技术,开发阶段建井综合成本明显降低,实现了对该气田的规模有效开发,进而推进了苏里格气田二次整体勘探,为该气田快速上产奠定了储量基础。2007年以来,苏里格气田周边勘探不断取得突破,苏里格气田储量、产量快速攀升,天然气勘探在苏里格气田东部、北部和西部都取得重大突破,连续8年新增储量超5000×108m3;气田产量也实现了跨越式发展,年增天然气产量达到30×108m32014年该气田生产天然气近240×108m3,占长庆油田天然气总产量的60%以上。

5 管理机制创新

开展勘探项目管理就像是组织一场战役,如果战役组织不成功,就很难实现战略目标。长庆油田勘探承担着艰巨的储量和生产任务,并且面临着勘探目标不断复杂、外部环境日趋严峻、控降投资空间紧张等问题,给项目运行带来了很大困难。因此只有科学管理、创新管理,着力建设一个责权利明晰的管理体系,才能保障勘探效率和效益。

51 扁平化项目管理

在多年的生产组织实践中,长庆油田形成并不断完善了扁平化管理模式。该模式采用决策、管理、执行三层管理组织机构。长庆油田的主要领导、主管领导是勘探项目组织机构的决策层,勘探部与其他相关职能部门共同组成勘探项目的管理层,各勘探项目经理部是具体生产实施的执行层。长庆油田扁平化的项目管理机制,责、权、利明晰,有效地激发了项目经理部工作者的创造性。长庆油田领导直接担任决策层,减少了中间逐级汇报、各部门开会的繁琐环节,实现了生产组织的快速高效,提高了工作效率,尤其是在鄂尔多斯盆地复杂的地表和地下地质条件下、在外部环境的严重干扰下,扁平化的项目管理有效减少了施工队伍等、停、靠的现象,克服了探区分散、施工队伍众多、信息反馈不畅的不利因素,适应了勘探工作量大、储量任务重、生产节奏快的需求。

52 对标管理

对标管理是寻找和学习最佳管理案例和运行方式的一条途径。长庆油田勘探积极开展对标管理,成效显著。勘探部通过与长庆油田内部的开发部门对标,起到了协调一致的作用,更好的促进了勘探开发一体化的顺利推行;通过与兄弟油田单位对标,寻找差距,不断弥补不足之处;通过与行业企业标准对标,促进了达标、制标,甚至超标;通过与国际前沿对标,明确了奋斗方向。近年来,长庆油田勘探实物丁作量到位率、勘探工程成本、探井成功率、试油成功率、油气发现成本、控制预测储量升级率等各项效益指标始终走在中国石油天然气股份有限公司(以下简称股份公司)的前列。近年来,长庆油田实物工作量到位率达100%,高于股份公司的平均水平;钻井工程成本一直保持在低位稳定运行;油气发现成本不到1美元/桶,远低于股份公司的平均水平;探明储量可开发动用率保持在90%以上,控制储量的升级率达到l00%,实现了勘探工作的良性循环、可持续发展[22]

6 结束语

按照长庆油田天然气发展的规划,到2015年底天然气产量将达到400×108m3,并实现长期稳产,其中上古生界致密气产量将达到270×108m3,占长庆油田天然气总产量的65%以上。为此,我们将进一步加大对该盆地上古生界天然气的勘探力度,特别是以苏里格气田为代表的致密气勘探。到2020年,预计在苏里格南部、盆地东部、陇东等地区可新增致密气储量超过1×1012m3,盆地上古生界累计探明、基本探明天然气储量将达到近6×1012m3,可以保证天然气上产、稳产的资源需求。

 

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本文作者:席胜利  刘新社  孟培龙

作者单位:中国石油长庆油田公司

  低渗透油气田勘探开发国家工程实验室

 

 

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