長慶油田天然氣勘探開發進展與“十三五”發展方向

楊　華　劉新社　黃道軍　蘭義飛　王少飛.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楊華等. 長慶油田天然氣勘探開發進展與“十三五”發展方向. 天然氣工業，206,36(5):-4.

長慶油田天然氣勘探開發進展與“十三五”發展方向

楊華1,2劉新社1,2黃道軍1蘭義飛1王少飛1
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楊華等. 長慶油田天然氣勘探開發進展與“十三五”發展方向. 天然氣工業，2016,36(5):1-14.

2013年中國石油長慶油田公司（以下簡稱長慶油田）在鄂爾多斯盆地建成我國最大的油氣生產基地，2015年長慶油田天然氣產量達到375×108m3。為了持續穩產和提質增效，首先總結了“十二五”期間長慶油田天然氣勘探開發的成果，分析了天然氣發展的有利條件：①天然氣資源豐富；②勘探開發主體技術日趨成熟；③精細化管理水平不斷提升；④天然氣市場需求潛力大。然后梳理了長慶油田天然氣發展所面臨的挑戰：①資源劣質化趨勢明顯；②已開發氣田穩產能力減弱；③低產井隨時間延長不斷增多；④天然氣市場供需矛盾顯現。進而指出了“十三五”期間長慶油田天然氣勘探開發的發展方向和目標：①天然氣勘探圍繞上古生界致密氣、下古生界碳酸鹽巖和新區新領域3個層次展開，實現天然氣儲量的快速增長及勘探領域的有序接替；②合理進行開發規劃，重點做好老氣田穩產工作，提高致密氣采收率，加強新區產能建設，實現長慶氣區天然氣年產量穩中有升；③預計到“十三五”末，長慶油田天然氣年產量將達到400×108m3。

鄂爾多斯盆地 中國石油長慶油田公司 天然氣產量 大氣區 勘探開發技術 面臨挑戰 發展方向

NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 5, pp.1-14,5/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

2013年，中國石油長慶油田公司（以下簡稱長慶油田）在鄂爾多斯盆地建成我國最大的油氣生產基地[1-5]，年產原油2 432×104t、年產天然氣

346.8×108m3，油氣當量達到5 195×104t，成為中國石油工業發展史上又一個里程碑。2015年長慶油田生產天然氣量為374.6×108m3，占國內天然氣總產量的27.75%，有力助推了國內低滲透—致密氣藏勘探開發的發展。同時長慶油田向北京市、天津市、河北省、山東省，以及陜西省、寧夏回族自治區、內蒙古自治區所轄的40多個大中城市提供了穩定的天然氣供應。筆者通過總結“十二五”期間長慶油田天然氣勘探開發的成果，明晰其資源潛力、技術現狀、管理措施以及下一步所面臨的挑戰，進而提出“十三五”期間長慶油田天然氣勘探開發的發展方向。

1　天然氣勘探開發進展

1.1天然氣勘探進展

鄂爾多斯盆地天然氣勘探始于20世紀60年代，早期勘探以尋找構造氣藏為主，發現了劉家莊、勝利井等小型氣田；20世紀80年代末勘探轉向下古生界碳酸鹽巖，發現了靖邊大氣田；20世紀90年代中期勘探轉向上古生界碎屑巖，發現了榆林、烏審旗等氣田；20世紀90年代末勘探重點逐步轉向上古生界大型砂巖巖性圈閉，發現了蘇里格、子洲、神木等大氣田。截至2015年底，長慶油田在鄂爾多斯盆地古生界共計發現氣田9個（圖1），累計探明、基本探明天然氣地質儲量6.02×1012m3。“十二五”期間，長慶油田天然氣儲量大幅度增長，累計新增天然氣探明、基本探明地質儲量2.17×1012m3，形成了蘇里格地區、盆地東部多層系復合含氣區和下古生界碳酸鹽巖3個大氣區。

圖1　鄂爾多斯盆地構造單元劃分及氣田分布圖

1.1.1 蘇里格地區

蘇里格地區位于鄂爾多斯盆地西北部，含氣層主要為上古生界二疊系山西組和下石盒子組，屬于典型的致密砂巖氣藏[6]。“十二五”之前，在致密氣成藏地質理論指導下，勘探領域主要集中在蘇里格北部地區[7-8]，截止到2010年，累計探明、基本探明天然氣地質儲量2.74×1012m3。“十二五”以來，針對蘇里格南部能否形成有效儲集砂體，開展了大面積儲集砂體成因研究，創建了大型緩坡三角洲沉積模式：①“敞流型”湖盆沉積有利于形成大面積砂巖儲集體。鄂爾多斯地塊作為華北穩定地臺的一部分，受大華北巖相古地理控制（圖2），下石盒子組早期為向東南開口的“敞流型”湖盆，多物源供砂、無統一匯水區，有利于“滿盆砂”的形成。②“事件性沉積”模式決定了三角洲前緣仍發育中—粗粒的碎屑巖儲層。洪水期水流分布范圍大，水流強度大，攜砂能力強，形成的砂體規模大，水下分流河道砂體延伸距離相對較遠。多期洪水沉積疊加，使中—粗粒沉積物不斷向前推進，在三角洲前緣形成粒度較粗、磨圓較好的沉積物。在大型緩坡三角洲沉積模式認識的基礎上，蘇里格地區上古生界天然氣勘探領域向南推進了100 km以上，落實有利勘探范圍約1.5×104km2。自2011年以來，蘇里格地區天然氣勘探不斷取得突破，新增天然氣基本探明儲量1.72×1012m3，使蘇里格氣田累計探明、基本探明天然氣儲量達4.46×1012m3，建成我國最大的氣田。

圖2　華北地區早二疊紀盒8期巖相古地理圖

1.1.2 盆地東部多層系復合含氣區

盆地東部神木—子洲地區，具有多層系含氣特征，主要含氣層為上古生界本溪組、太原組、山西組、石盒子組。早期勘探發現了子洲、神木、米脂氣田，探明天然氣儲量為2 445×108m3。“十二五”期間，在天然氣成藏富集規律和致密儲層改造思路方面取得了新認識：①神木—子洲地區經歷了海相潟湖—潮坪沉積體系到陸相河流—三角洲沉積體系演變[9-11]，發育多套儲集砂體。本溪—太原組砂體主要分布在北部，厚10～15 m，延伸距離150～200 km；石盒子組砂體大面積分布，厚10～35 m，延伸距離300～450 km；山西組砂體規模處于二者之間，厚10～25 m，延伸距離200～300 km。②源儲配置關系控制氣藏富集程度。源內和近源氣藏天然氣充注程度高、氣藏壓力高、規模大，是大氣田勘探的主要目標；遠源氣藏天然氣充注程度較低、氣藏壓力較小、規模相對較小，局部富集。③儲層應力敏感性和水鎖效應明顯，要加強儲層保護。盆地東部上古生界儲層巖性以巖屑石英砂巖、巖屑砂巖為主，儲層塑性組分、黏土礦物含量較高，孔隙結構復雜，儲層敏感性強。儲層常規滲透率與35 MPa覆壓滲透率對比結果表明（圖3），石英砂巖儲層滲透率降低約65%，巖屑石英砂巖滲透率降低約85%，巖屑砂巖儲層滲透率降低約95%。儲層水鎖程度總體為中等偏強，主要氣層段下石盒子組、山西組、太原組儲層水鎖指數分別為69.4%、57.2%、63.2%。

圖3　神木—子洲地區石英砂巖和巖屑砂巖儲層覆壓與滲透率關系

隨著地質認識的不斷深入，長慶油田加強了對盆地東部多層系立體勘探與儲層保護，含氣面積不斷落實與擴大。2013—2015年在太原組、山西組新增天然氣探明地質儲量2 398.90×108m3，同時在石盒子組、本溪組等層系落實含氣面積1.02×104km2。目前，盆地東部神木—子洲地區已有天然氣三級地質儲量1.38×1012m3，成為繼蘇里格之后又一個新的萬億立方米大氣區。

1.1.3 下古生界海相碳酸鹽巖

20世紀80年代末期，通過引入煤成氣理論和應用古巖溶理論，確認盆地中部發育奧陶系碳酸鹽巖風化殼巖溶古地貌圈閉，1989年發現靖邊氣田[12]，之后勘探一直未獲大的突破。“十二五”以來，通過不斷深化下古生界海相碳酸鹽巖天然氣成藏富集規律研究，對氣藏發育規律的認識更加明確：①“兩源三灶”奠定了下古生界碳酸鹽巖成藏的物質基礎。上古生界大面積、廣覆式分布的煤系烴源巖為主力烴源灶。下古生界海相烴源巖也具有一定的生烴能力[13]，盆地西部、南部中上奧陶統海相烴源巖厚60～200 m，盆地中東部烴源巖厚10～25 m。②主要發育四大類儲集體：風化殼型主要分布在盆地中東部馬家溝組上部，巖性為泥粉晶云巖，溶孔發育；白云巖型主要分布在馬家溝組下部，巖性為粗粉晶—細晶晶粒狀云巖，晶間孔發育；巖溶縫洞型主要分布在盆地西部克里摩里組，巖性為石灰巖，孔洞、洞穴發育；臺緣礁灘型主要分布在盆地西、南緣克里摩里組，巖性為顆粒灰巖及細晶—中晶云巖、石灰巖，溶蝕骨架孔、晶間孔發育。③發育奧陶系“頂部”與“內幕”兩大成藏系統（圖4）。靖邊—子洲地區，以膏鹽層為封隔層，上古生界煤系烴源巖生成天然氣“側向”進入奧陶系頂部儲集體，形成上生下儲成藏組合，構成頂部成藏系統；膏鹽下天然氣既可以來源于上古生界烴源巖，也可以來源于下古生界烴源巖，具有自生自儲、上生下儲等多套成藏組合，構成盆地中東部內幕成藏系統。定邊以西的盆地西部、西南緣地區，主要發育內幕成藏系統，上、下古生界烴源巖均對天然氣成藏具有貢獻作用，可形成自生自儲、上生下儲等多套成藏組合。在海相碳酸鹽巖成藏理論認識的基礎上，明確了奧陶系頂部風化殼、古隆起東側中組合、奧陶系膏鹽下和秦祁海域臺地邊緣帶等4大勘探領域。

圖4　鄂爾多斯盆地奧陶系天然氣成藏模式圖

2012年奧陶系頂部風化殼新增天然氣探明地質儲量2 210×108m3，在古隆起東側中組合已有十余口井試氣獲日產百萬立方米以上的高產工業氣流，奧陶系鹽下和秦祁海域臺緣相帶鉆探發現重要苗頭。目前已在下古生界累計提交天然氣探明儲量6 547.10×108m3，預計可形成萬億立方米級的大氣區。

1.2天然氣開發進展

長慶油田天然氣開發實現了3次跨越式發展。靖邊氣田1991年投入開發，2003年建成生產能力55×108m3/a，實現“油氣并舉”的首次跨越；榆林氣田自1999年投入開發，按照合作開發和自營開發模式，2005年建成生產能力53×108m3/a，實現100×108m3/a大氣區的二次跨越；蘇里格氣田自2001年起，經歷了評價、上產及穩產3個階段，2013年建成生產能力235×108m3/a，油田實現了350×108m3/a規劃目標的跨越式發展，完成了由低滲氣藏向致密氣藏的開發轉變（圖5）。截至2015年底，長慶氣區已建成天然氣生產能力380×108m3/a，累計生產天然氣2 697×108m3，成為目前我國最大的天然氣工業基地。

圖5　長慶氣區歷年天然氣產量構成圖

1.2.1 蘇里格氣田

蘇里格氣田單砂體規模小(厚度2～6 m，寬度400～800 m，長度600～1 200 m)、非均質性強，氣井投產后單井產量低、壓力下降快、穩產難度大。2006年開始規模上產，創建了蘇里格氣田合作開發模式和 “四化”（標準化設計、模塊化建設、數字化管理、市場化運作）氣田建設模式及12項開發配套技術，解決了蘇里格氣田有效開發的技術難題[14-16]，2010年天然氣年產量達到108×108m3。

圖6　蘇里格氣田歷年產量構成圖

“十二五”以來，重點開展了致密氣水平井技術攻關[17-18]，助推了蘇里格氣田開發方式的轉變，水平井產量占到總產量的30%以上（圖6）。①針對河流相砂體復雜多變特征，突出精細和量化，開展層段復合砂體、小層復合砂體、單砂體、砂體內部構型逐級描述，精細解剖砂體空間疊置關系與展布特征，量化砂體規模。②開展儲層三維變速微構造刻畫、有效儲層描述和三維可視化技術攻關，為致密砂巖氣藏水平井導向提供地震技術支持。③形成了水平井整體開發“四化”模式：部署集群化、設計差異化，作業工廠化、站場橇裝化，支撐了蘇里格氣田水平井規模開發。④形成水平井不動管柱水力噴砂分段壓裂技術和水平井裸眼封隔器分段壓裂技術，自主研發了高抗沖蝕噴射器、裸眼封隔器、懸掛封隔器、速溶球等關鍵工具，具備一次連續分壓23段的能力。

蘇里格氣田開發方式的轉變和技術進步，推動了天然氣產量的快速增長，2010年以來蘇里格氣田年新增天然氣產量超過30×108m3，2014年天然氣年產量達到238×108m3，開始進入穩產階段。

1.2.2 神木氣田

神木氣田具有多層系含氣的特征，與蘇里格氣田相比，儲層條件更差[19]。2009年神木氣田開始前期評價，2011年進行試采評價，2012年開始大規模建產，2015年底建成年產量25×108m3的大氣田。“十二五”期間，針對神木氣田多層系致密儲層開發的難點，在砂體結構解剖和縱向疊置關系研究基礎上，根據井控儲量及井間干擾分析，優化不同儲量豐度下大井組布井方式，形成了“多層系多井型叢式井立體開發模式”：①在對國內各油氣田致密砂巖儲層不同評價方法調研的基礎上，通過多因素權衡、定量化表征，優選單層有利區，結合單層產氣能力評價，歸一化求取單層產能指數、合成綜合指數，再結合經濟評價確定經濟開發界限，形成了以“綜合指數法”為核心的富集區優選技術。②在砂體規模及連通性評價的基礎上，突出井控儲量、井間干擾研究，優化多層系開發井型、井叢數及井網井距等關鍵參數，確定了不同儲量豐度下最優井距及井叢數，形成了獨具特色的多層系氣藏井網空間設計技術。③基于砂體結構解剖和縱向疊置關系研究，針對不同儲層展布特征形成了大叢式井組、大叢式混合井組、水平井整體開發等3種布井模式（圖7）。

圖7　神木氣田3種布井模式示意圖

1.2.3 靖邊氣田

靖邊氣田屬于低滲透氣藏，產層主要為下古生界奧陶系馬家溝組。1999年起投入大規模開發，到2003年底，建成天然氣生產能力55×108m3/a，實現了向北京、天津、陜西、寧夏、內蒙古及華東地區的平穩供氣，形成了儲層綜合評價、優化布井、氣井產能評價、開發方案優化設計等氣田開發主體配套技術。“十二五”期間，形成了氣藏精細描述、水平井開發、動態精細評價、增壓開采等相對完善的低滲透碳酸鹽巖氣藏穩產配套技術，通過擴邊建產、加密調整、老井挖潛、增壓開采以及生產制度優化等措施實現了長期穩產，目前氣田已穩產13年，累計生產天然氣790×108m3。

2　天然氣發展有利條件

2.1天然氣資源豐富

據2012年全國油氣資源動態評價成果顯示，鄂爾多斯盆地天然氣總資源量為15.16×1012m3，其中上古生界天然氣資源量12.61×1012m3，下古生界天然氣資源量2.55×1012m3[20]。截止到2015年底，長慶氣區累計探明天然氣地質儲量6.02×1012m3（含基本探明），探明率為39.7%，與國外主要大型含氣盆地探明率（37%～60%)比較，探明程度偏低，尚處于勘探中期階段。根據對已有的控制、預測儲量和潛在資源分析，盆地天然氣資源結構合理，目前有剩余控制、預測儲量1.22×1012m3，未來盆地天然氣探明地質儲量可達7×1012m3。從已探明儲量動用情況來看，截止到2015年底，長慶氣區已動用2.22×1012m3，剩余未動用儲量3.80×1012m3，其中近期可有效開發的儲量1.57×1012m3，可滿足氣田持續穩產需求。

2.2勘探開發主體技術日趨成熟

2.2.1 地球物理勘探技術

1）高精度地震勘探技術：形成了沙漠區全數字地震和黃土塬區非縱地震技術系列。全數字地震勘探技術的攻關和規模化應用[21]，實現了由“常規到全數字、單分量到多分量、疊后到疊前、二維到三維”的技術轉變，滿足了用疊前地震資料直接預測氣層的條件，儲層識別能力由10 m提高到5 m。自主研發接收線與激發線大距離偏移的黃土塬區非縱地震勘探技術，資料處理采用近道約束靜校正、共反射面元疊加等技術，黃土塬區地震剖面主頻由25 Hz提高到35 Hz，儲層厚度識別能力由15 m提高到5～8 m。

2）致密氣層測井定量評價技術：建立了以巖石物理研究為基礎，以儲集層有效性、含氣性評價為核心的致密氣層測井精細評價方法。①建立了黏土束縛水、微孔隙水和自由水“三水”導電模型[22]，提高了致密砂巖儲層含氣性評價精度；②在天然氣測井響應機理研究的基礎上，提出了分區圖版法、視彈性模量系數法、密度—中子視孔隙度交會法、縱波時差差值法等6種氣水層綜合判識技術，實現了測井圖版庫在線支持解釋。

2.2.2 立體開發技術

鄂爾多斯盆地上、下古生界氣藏疊合發育，但儲層差異大、非均質性強、單層產能低，通過技術攻關，形成了低滲薄層碳酸鹽巖氣藏水平井開發技術、致密砂巖氣藏水平井整體開發技術以及多層系多井型大井組立體開發技術，實現不同類型氣藏規模有效開發。

1）薄層碳酸鹽巖氣藏水平井開發技術：基于定量化巖溶古地貌恢復及小幅度構造精細描述，建立井位部署、軌跡設計、現場地質導向等巖溶型碳酸鹽巖3 m薄儲層水平井開發技術[23-24]，靖邊氣田下古生界氣藏水平井儲層鉆遇率達80%以上，單井產量達到直井4倍。

2）致密砂巖氣藏水平井整體開發技術：在砂體結構解剖和發育規模定量化研究基礎上，建立了“水平井立體井組、大叢式混合井組、大叢式三維水平井組”三種整體部署模式[25]，形成平直型、大斜度、階梯式等差異化水平井軌跡設計方法，建立了流程化地質導向模式，水平井入靶成功率達到100%，儲層鉆遇率達到80%以上。

3）多層系多井型大井組立體開發技術：通過評價多層系儲層空間展布特征，并將各層產氣能力歸一化分析，根據井控儲量及井間干擾分析，優化不同儲量豐度下大井組布井方式，形成了“定量化優選有利區、個性化設計井網、集群化部署井位、差異化鉆井設計”等多層系多井型大井組立體部署技術。

2.2.3 儲層改造技術

1）水平井壓裂工藝：立足不同儲層特點，形成水平井多級滑套水力噴砂分段壓裂工藝，研發水平井水力噴射、裸眼封隔器分段壓裂工具，滿足不同類型儲層分段壓裂改造需求，工具成本較國外同類產品降低75%。

2）體積壓裂技術：針對蘇里格致密氣儲層特征，建立了以“滑溜水造縫，低黏液攜砂，多尺度支撐劑，大液量、高排量”混合壓裂設計模式，井下微地震監測表明改造體積較常規水平井增加2倍以上。同時研發“低傷害、低摩阻、低成本、可回收”的EM50壓裂液體系，回收利用率90%，使得體積壓裂液成本降低50%以上。

3）直/定向井多層壓裂技術：針對致密氣藏“一井多層、單層低產”的特點，以實現多層動用為目標，研發多孔滑套、大通徑封隔器和高強度水力錨等機械封隔分壓工藝技術，蘇里格氣田和盆地東部規模應用

600余口井，單井產量提高15%以上。研發有限級和無限級套管滑套分壓技術系列，整體性能達到國外同類工具水平，成本降低50%以上，單井產量較鄰井提高20%以上。

2.2.4 天然氣集輸配套技術

氣藏“三低”特征、氣質的多樣性和地理環境的復雜性，導致長慶氣區地面系統建設難度極大。長慶油田根據不同類型氣藏的儲層物性特征、氣井生產特點、氣質狀況和開發區域地形、地貌特點，優化、簡化地面工藝流程，形成了以靖邊、榆林、蘇里格氣田為代表的三種地面集輸模式[26-27]。

1）靖邊氣田初期高壓集氣、后期增壓穩產工藝：靖邊氣田開發初期，經過對 “集氣半徑、凈化工藝、集輸管網”等多方面優化，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”為核心技術的多井高壓集氣地面配套工藝。近年來，靖邊氣田逐步進入穩產末期，地面集輸工藝逐步調整為“低壓集氣、區域增壓”的技術路線。

2）榆林氣田初期低溫分離、后期無液相集輸工藝：榆林氣田開發初期考慮充分利用地層能量，采用高壓集氣、集氣站節流制冷的低溫分離工藝，在小站實現對烴水露點同時控制的目的，形成了以“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；隨著地層壓力降低，地面集輸工藝調整為“淺冷 （常溫）分離、濕氣無液相集輸、集中脫水脫油”的集氣模式。

3）蘇里格氣田中低壓集輸工藝：蘇里格氣田井數多、單井產量低，為降低開發成本實現效益開發，地面系統經過不斷簡化、優化，形成了“井下節流，井口不加熱、不注醇，中低壓集氣，帶液計量，井間串接，常溫分離，二級增壓，集中處理”的中低壓集氣工藝。

截至2015年底，長慶氣區通過優化設計、分步建設，在超過4×104km2含氣面積內，建成集氣站292座、凈化廠5座、處理廠10座、集氣干線67條、外輸管線10條，凈化（處理）能力495×108m3/a，基本建成了布局合理、調控靈活的地面集輸系統。

2.2.5 氣藏動態精細評價技術

1）氣藏不關井條件下地層壓力評價技術：針對長慶氣田儲層滲透率低，關井壓力恢復速度慢、時間長，關井測壓與生產任務存在矛盾等難點，根據流體滲流特征及氣井現場資料錄取情況，形成了壓降曲線法、擬穩態數學模型法、拓展二項式產能法等不關井條件下地層壓力評價方法。

2）氣井動態儲量評價技術：根據不同類型氣井的生產動態特征，對現有動態儲量計算方法進行優選和改進，并明確各種方法的適用條件，形成了壓降法、流動物質平衡法、優化擬合法、數值試井法等適合低滲—致密巖性氣藏的氣井動態儲量評價方法[28]。

3）氣井產能動態追蹤評價技術：針對傳統產能試井測試耗時長，難以達到穩定狀態的情況，發展和完善了修正等時試井技術，建立了不同氣藏的單點法測試經驗公式，并推導得到隨地層壓力變化的產能預測公式，形成了氣井產能動態追蹤評價技術。

4）碳酸鹽巖氣藏地質建模及數值模擬技術：針對碳酸鹽巖氣藏面積大、溝槽發育、非均質性強的特點，采用“相控建模、動態約束、整體建模、分區優化擬合、實時跟蹤模擬”的地質建模及數值模擬方法[29]，準確反映儲層溝槽及屬性參數分布特征，追蹤評價氣田開發動態（圖8），為氣田開發調整提供技術支撐。

圖8　靖邊氣田地層壓力與單井產量分布圖

2.3管理水平不斷提升

長慶油田探索形成了具有自身特色的勘探開發一體化和“四化”管理模式，實現了低成本集約化內涵式發展。勘探開發一體化的核心是“勘探、評價、開發目標一體化，方案部署、井位優化一體化，地質研究、技術攻關一體化，資料錄取、信息共享一體化”以及“勘探向后延伸、開發向前延伸”。一體化戰略的實施，使勘探、評價、開發同時部署和運行，主要大氣田勘探開發周期大幅縮短，相同規模的氣田開發周期由過去的8～10年縮短到了現在的2～3年。全面推廣“標準化設計、模塊化建設、數字化管理、市場化運作”的四化管理模式，氣田建設速度、管理效率和運行效率大幅提升，氣田生產方式、建設方式、管理方式、組織方式發生了質的變化，傳統作業區轉變為數字化作業區，井站無人值守，用工總量得到有效控制，有效降低了生產經營成本，創出了油氣田低成本開發管理路子。

面對低油價的挑戰，長慶油田適時提出了精細管理、降本增效，著力強化效益勘探、精細開發管理。在氣田管理上，根據不同區塊地質和氣井生產特征，建立不同氣井分類標準，形成了“一區一塊一政策、一井一法一工藝”精細有效的氣井管理辦法及考評體系（圖9）。

圖9　“多維矩陣”式氣井管理流程圖

2.4市場需求潛力大

根據國務院《能源戰略發展行動計劃（2014—2020年）》綠色低碳戰略，2020年天然氣在一次能源消費中的比重將提高到10%以上，目前天然氣在中國一次能源消費結構中占比僅為6.2%，天然氣的需求潛力巨大[30-31]；同時，隨著天然氣消費量逐年增加，為解決供需矛盾，我國天然氣進口量不斷增長，2015年對外依存度已達32.7%，已超過國際公認的安全警戒線。長慶油田作為國內天然氣主產區，幾年來產量占國內天然氣總產量的比例大幅度提高，天然氣產量所占比例從17.93%上升至27.75%，占到國內總產量的近1/3，對提高我國天然氣一次能源消費比例和保障能源安全發揮了重要的作用。

同時，長慶油田區位優勢明顯，目前氣區已建成10條外輸管線，連同2條西氣東輸管線，已成為我國重要的油氣生產基地和陸上天然氣管網樞紐中心，負擔著中亞和西部天然氣的承接輸送，執行西氣東輸的儲能調峰，承擔著向北京等十多個大中城市安全穩定供氣的重任。

3　天然氣發展發展面臨挑戰

3.1資源劣質化趨勢明顯

長慶油田所在的鄂爾多斯盆地天然氣資源豐富，資源量占國內八大含氣盆地資源量的34%，且主要為低滲透—致密氣資源，在致密氣發展中具有明顯的資源優勢，同時也面臨著更多的挑戰。隨著勘探程度的不斷深入，目的層逐步向致密、深層轉移，滲透率也呈下降趨勢，已進入層位下移、品位更低、風險更大的勘探階段，低品位資源陸續將成為天然氣新增儲量的主體。從氣田開發形勢來看，未動用儲量主要集中在蘇里格地區，大部分為致密氣儲量，開發區塊逐漸由蘇里格中區轉向地質條件更差、儲量品位更低的東區、西區和南區，儲量動用難度逐年增大。

3.2已開發老氣田穩產能力逐漸減弱

經過10余年開發，靖邊、榆林氣田進入穩產期末，已動用儲量區目前地層壓力較原始地層壓力下降50.0%，80%氣井井口壓力接近地面集輸系統壓力，氣井即將進入遞減階段；氣田剩余未動用儲量規模小，且地質條件和地面環境復雜，建產能力有限，需開展井網系統評價及增壓開采等延長穩產期技術對策研究。

3.3低產氣井隨生產時間延長不斷增多

長慶氣區整體低產，蘇里格氣田目前日產氣量低于5 000 m3井數已占投產總井數的近50%，且呈逐年增長趨勢。生產動態表明，氣井經過一段時間的低壓生產，會出現明顯的積液特征，進入排水采氣生產階段，而日產3 000 m3以下低產氣井經濟有效排水采氣技術尚未形成，需開展排水采氣、查層補孔、重復改造等老井增產穩產工藝技術攻關。

3.4天然氣市場供需矛盾顯現

近年來，我國天然氣消費呈大幅剛性增長趨勢，天然氣市場面臨著快速增長的用氣需求與有限的天然氣資源、快速增長的用氣需求與管道輸氣能力、儲氣設施調峰能力等矛盾，特別是天然氣消費季節峰谷差矛盾突出，長慶油田夏季天然氣供給量為7 000×104m3/d，冬季可以高達1.2×108m3/d，為應對消費量冬季高峰，通常采用氣田強采和管道加壓等方法增加供應量，長期依靠氣田調峰必然會導致氣田出水加大、出砂加劇、產氣量遞減加快等問題，嚴重影響氣田的生命周期，而淡季的限產與閑置也是一種浪費。

4　“十三五”發展方向

通過對天然氣發展的資源潛力、技術現狀、管理措施以及面臨挑戰的系統分析，筆者認為“十三五”期間，長慶油田 “持續穩產和提質增效”的工作目標是現實的。當前，長慶油田的天然氣勘探圍繞上古生界致密氣、下古生界碳酸鹽巖和新區、新領域三個層次展開，實現天然氣儲量的快速增長及勘探領域的有序接替。預計到“十三五”末，盆地累計天然氣探明、基本探明儲量將達到6.52×1012m3。天然氣開發重點抓好老氣田穩產、致密氣田提高單井產量和新區產能建設，實現長慶氣區天然氣年產量穩中有升，預計到“十三五”末，長慶氣區天然氣年產量將達到400×108m3。

4.1天然氣勘探重點領域

4.1.1 上古生界致密氣

上古生界致密氣仍是下一步天然氣增儲上產的現實領域，其主要包括蘇里格南部、盆地東部神木—子洲及盆地南部地區等三大目標區。蘇里格地區已有探明、基本探明天然氣地質儲量4.46×1012m3。近年來的研究表明，在蘇里格南部及外圍仍發育中—粗粒的碎屑巖儲層，儲層平均孔隙度為8.3%、滲透率為0.81mD，孔隙結構好，已有多口井試氣獲工業氣流，落實有利勘探面積6 500 km2，是盆地上古生界提交規模儲量最現實的區塊。

盆地東部神木—子洲地區多層系含氣，已落實有利勘探面積10 200 km2，面臨的主要問題為儲層應力敏感性和水鎖作用強，單井產量低。近年來針對盆地東部儲層敏感性，長慶油田研發了防水鎖滑溜水體系，大幅降低儲層傷害，同時積極開展CO2壓裂試驗，增產效果明顯。因此，隨著壓裂工藝技術的持續攻關，神木—子洲地區是提交天然氣規模儲量的重要接替領域。

盆地南部上古生界沉積物主要來自南部沉積體系，主要含氣層為石盒子組8段和山西組1段，發育近源的三角洲平原、三角洲 前緣相沉積。與北部沉積體系相比，盒8段、山1段砂體延伸距離較短，但仍具有一定規模，砂體厚10～20 m，延伸100～150 km。砂巖儲集體與下覆煤系烴源巖有效配置，近距離運移成藏，具備形成大面積致密砂巖氣藏的條件。目前已在西南部隴東地區落實有利含氣范圍5 000 km2，在東南部宜川—黃龍地區有14口井獲得工業氣流，展現出良好的天然氣勘探前景。

4.1.2 下古生界碳酸鹽巖

鄂爾多斯盆地下古生界海相碳酸鹽巖氣藏是增儲上產的重要接替領域。主要勘探目標有古隆起東側風化殼、中組合及盆地東部巖溶殘丘、奧陶系鹽下（圖10）。古隆起東側風化殼與靖邊氣田具有類似的成藏地質條件，目前落實了4個含氣有利區，面積為2 000 km2。中組合發育白云巖晶間孔型儲層，呈環帶狀分布，源儲配置關系良好，具有高產富集的特征，目前已落實了5個含氣富集區，有利勘探面積3 000 km2。

盆地東部巖溶殘丘屬于前石炭紀古巖溶盆地，儲層相對致密。近年來，通過地震古地貌模式預測和波阻抗反演技術相結合，精細雕刻巖溶殘丘形態，持續優化“高排量、大液量、多體系、交替注入”的混合酸壓工藝，大幅提高儲層改造適應性，勘探取得較好效果。目前區內已有工業氣流井26口，有望成為下一步勘探接替領域。

奧陶系馬家溝組發育厚層膏鹽巖，分布面積約50 000 km2，封蓋條件好，膏鹽下深層是重要的勘探領域。膏鹽下發育白云巖儲層，孔隙類型主要為溶孔、晶間孔、晶間溶孔，儲層物性好，勘探已經發現較好顯示。

圖10　下古生界碳酸鹽巖天然勘探領域分布圖

4.1.3 新區、新領域

盆地新區、新領域是尋找戰略接替區的主要目標。盆地西部、秦祁海域臺地邊緣帶以及深層元古界—寒武系等領域有望實現勘探新突破。盆地西部是天然氣勘探最早的地區，1984年、1985年分別在盆地西緣沖斷帶發現了上古生界劉家莊氣田和勝利井氣田。該區發育上、下古生界兩套烴源巖，儲層主要為克里摩里組白云巖和本溪組—石盒子組砂巖，發育巖性氣藏和構造氣藏。秦祁海域臺地邊緣帶呈“L”型分布，發育海相烴源巖及有效圈閉，具有奧陶系內幕成藏的潛力，鉆井見到含氣顯示。盆地深層元古界—寒武系勘探可借鑒四川盆地安岳氣田的勘探經驗[32]，目前在盆地周邊露頭區已發現長城系烴源巖，有機碳含量介于1.58%～16.99%，平均為7.52%，展現出良好的生烴潛力。

4.2天然氣開發規劃

4.2.1 老氣田穩產

靖邊、榆林氣田已分別穩產14年、12年，目前地層壓力分別為14.7 MPa、14.0 MPa，較原始地層壓力分別下降53.2%、48.7%，氣井井口壓力接近系統壓力6.4MPa，穩產能力減弱，下一步需要重點攻關：①在深化氣藏動態分析、明確氣田穩產主控因素的基礎上，開展強非均衡開采氣藏增壓單元劃分、不同壓力氣井增壓序列優化等關鍵技術攻關；②開展完善井網、查層補孔、老井側鉆及重復改造等措施，評價氣田挖潛潛力；③針對低壓低產氣井生產特征，持續加強剩余儲量空間分布預測與加密井技術經濟下限研究，制訂合理的延長穩產期對策。通過上述措施和氣田擴邊建產，靖邊氣田、榆林氣田預計可穩產至2020年。

4.2.2 致密氣提高采收率

致密砂巖氣藏已成為長慶氣區增儲上產的主力，氣田有效砂體規模小，疊置關系復雜，綜合遞減率為23.8%，目前井網條件下采收率僅為35%，穩產的難點主要集中在井網不完善導致儲量動用程度低、儲層和流體特征存在差異造成產量遞減不均、氣水關系復雜讓部分儲量暫時難以有效動用等方面[33]。“十三五”期間，長慶油田提高致密砂巖氣藏采收率的技術思路包括：①通過有效砂體精細解剖，深化氣藏精細描述，探索氣藏靜動態建模技術；②通過擴大加密試驗研究區塊儲量、單井控制儲量、采氣速度和采收率等主要指標之間的合理匹配關系，提出兼顧采收率和采氣速度的最優加密井距和排距； ③開展老井措施挖潛技術研究與試驗，進一步提高單井產量和氣田采收率，形成致密氣藏穩產及提高采收率技術對策；④針對低產井、產水井不斷增多，加強氣井分類管理措施研究，分區分策、一區一策優化生產制度，結合重復壓裂、排水采氣工藝，有效降低綜合遞減率。4.2.3 新區產能建設

新區產能建設主要分布在盆地東部及盆地南部地區，需加大該區域的開發評價工作，落實產建有利區。其中，盆地東部面積為2.7×104km2，已有天然氣三級儲量為1.38×1012m3，盆地東部氣藏地質條件與神木氣田相似，縱向“多層復合含氣、層層低產”特征十分明顯，“十二五”期間，已經形成了獨具特色的多層系多井型大井組立體開發模式——神木開發模式，為盆地東部其他新區天然氣開發提供了強有力的技術支撐。盆地西南部隴東地區面積約3.5×104km2，估算天然氣資源量為1.5×1012m3；盆地東南部宜川—黃龍地區面積為1.1×104km2，有14口井獲得工業氣流，顯示出較好的勘探開發潛力。該三大區域可作為長慶氣區的重要資源接替區，為長慶氣區的持續穩產提供有力的資源保障。

5　結束語

“十二五”期間，長慶油田地質認識和工程技術持續創新，天然氣儲量大幅度增長，形成了蘇里格地區、神木—子洲地區和下古生界碳酸鹽巖3個萬億立方米大氣區；天然氣開發完成了由低滲氣藏向致密氣藏的轉變，年生產天然氣達到380×108m3，成為我國最大的天然氣工業基地。“十三五”是長慶氣區持續穩產的關鍵時期，面對勘探對象日趨復雜、低品位資源增多、氣田穩產能力減弱、低產井不斷增多等諸多挑戰，立足資源基礎，加強技術創新，突出低產井精細化管理，推進氣田開發由規模建產向精細管理轉變，能夠實現長慶氣區“有質量、有效益、可持續”發展。

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（修改回稿日期 2016-05-09編 輯 陳嵩）

中石油未來五年以上游業務為重心并加速發展天然氣

中石油“十三五”發展規劃（以下簡稱《規劃》）中，明確提出在未來五年仍然以上游業務為重心，“十三五”期間優先發展勘探開發業務，加快發展天然氣與管道業務。《規劃》細則中針對如何發展天然氣與管道業務提出了具體措施：包括加快做大天然氣銷售和發展天然氣終端業務、優化天然氣資源組合和優化綜合調峰體系等。

2016年4月27日上午，中石油在北京發布了《2015年度社會責任報告》（以下簡稱《報告》），這是公司連續第十年發布該報告。

中石油董事長王宜林在報告致辭中表示，中石油的天然氣在國內油氣產量當量中的比重已經由2011年的35.9%升至2015年的40.6%，國內天然氣產量份額和供應量份額達到70%以上，天然氣管網已覆蓋全國29個省（市、自治區）和香港特別行政區。

目前中石油已經在國內建成長慶、塔里木、西南和青海四大天然氣產區，報告稱目前中石油的產能規模已經達858×108m3，能夠滿足國內40%以上的天然氣需求量。2015年中石油國內天然氣銷量1 226×108m3，比2014年增長了2.6%；

2011—2015年，中石油國內天然氣產量年均增長速度約為5.7%，占全國比重也在不斷上升。2015年全國的天然氣新增探明地質儲量總共6 772.20×108m3，中石油去年新增探明天然氣地質儲量達5 702×108m3，這是中石油連續第九年天然氣新增探明地質儲量超過4 000×108m3。

《報告》還提到了優化綜合調峰體系的重要性，中國冬季天然氣供應困難的關鍵在于儲氣庫調峰體系不完善。截至2015年底，中國已建儲氣庫18座。中石油擁有其中的17座，但這17座儲氣庫的調峰體制工作氣量僅占全國天然氣消費量的2.7%。與之形成鮮明對比的是，美國儲氣庫調峰工作氣量占天然氣消費總量的18%，歐洲占比超過20%。

在管道業務方面，中石油天然氣管道建設步伐有所放緩。2015年，中石油運營天然氣管道長度超過50 000 km，較2014年僅提高不足200 km。2011—2014年，中石油年均管道長度增長約為5 000 km。截至2015年，中石油運營油氣管線延展長度達到80 000 km。

中石油在《規劃》中還提出，到2020年將實現國內外油氣當量產量3×108t的目標。2015年中石油國內外油氣當量產量已經達到2.6×108t，比上年增長1.8%。要實現“十三五”的目標，中石油的油氣當量產量每年至少需要增長約810×104t，增速約為3%。其中國內天然氣產量達954.8×108m3，占全國天然氣總產量的72.7%。

《報告》中還公布了中石油過去一年的資產利潤，中石油2015年營業收入為2萬億元，利潤總額824.7億元，與2014年相比分別下降了26.1%和52.4%，資產總額約4.03萬億元。

（天工 摘編自新浪網）

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)

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.

Ordos Basin; PetroChina Changqing Oilfield Company; Natural gas production; Giant gas province; Exploration and development technology; Challenge; Prospect

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.05.001

國家大型油氣田及煤層氣開發重大專項（編號：2011ZX05044、2011ZX05007-004）。

楊華，1963年生，教授級高級工程師，博士；主要從事石油地質綜合研究及油氣勘探管理工作，擔任本刊第七屆編委會委員，《Natural Gas Industry B》編委會委員，現任中國石油長慶油田公司總經理、低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室主任。地址：（710018）陜西省西安市未央區長慶興隆園小區。ORCID:0000-0002-0885-0291。E-mail:yh_cq@petrochina.com.cn