鄂爾多斯盆地東南部致密砂巖氣勘探開發關鍵技術創新及規模實踐

王香增 喬向陽 張 磊 王永科 周進松杜永慧 曹 軍 辛翠平 宋珈萱 袁芳政

1. 陜西延長石油（集團）有限責任公司 2. 陜西延長石油（集團）有限責任公司研究院

0 引言

天然氣是實現“碳中和”目標的現實選擇[1-4]，致密氣是天然氣開發的重要領域。鄂爾多斯盆地作為中國致密氣核心生產基地，盆地北部自20世紀以來已相繼發現以蘇里格為代表的多個大型致密氣田[5-8]，盆地東南部的天然氣勘探開發相比盆地北部則進展緩慢，業界普遍認為，鄂爾多斯盆地東南部上古生界二疊系沉積時期水體較深，主要發育前三角洲相，缺乏有效儲層，天然氣成藏條件較差[9-11]，全國第三次油氣資源評價結果認為盆地東南部的延長探區天然氣資源量僅為 3 007×108m3，勘探開發潛力不大[12]。為了厘清鄂爾多斯盆地東南部是否具備天然氣規模成藏條件，以及解決有效儲層預測難度大、常規井網模式動用效果差、氣藏開發管理成本高等問題。延長石油采用產、學、研、用一體化聯合攻關思路，多學科開展了盆地東南部上古生界沉積—儲層—成藏地質理論研究，取得了多項地質理論新認識；通過基于動態知識庫的有效儲層預測、混合井網立體動用和氣藏開發動態優化等方面的探索和實踐，多項開發關鍵技術取得創新進展。延長石油在開發先導試驗的基礎上，于2012年完成第一個開發方案的編制，正式建立了延安氣田，截至目前，延安氣田累計探明天然氣地質儲量7 635×108m3，動用地質儲量3 630×108m3（致密砂巖氣占比超過 80 %），累計建成產能71.4×108m3/a（致密砂巖氣占比超過75%），緩解了天然氣供需矛盾，促進了陜北革命老區社會經濟建設，為保障國家能源安全做出了重要貢獻。

1 氣田概況

延安氣田位于陜西省延安、榆林兩市，構造上處于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡東南部，屬地層平緩的西傾單斜，傾角小于1°。延安氣田上古生界致密砂巖氣藏主力含氣層系為石炭系本溪組、二疊系山西組與下石盒子組盒8段，截至目前探明含氣面積約8 700 km2（圖 1）。上古生界本溪組、山西組和下石盒子組分別發育障壁海岸、曲流河三角洲和辮狀河三角洲沉積體系；本溪組海岸障壁砂壩、山2段曲流河三角洲前緣水下分流河道、山1段與盒8段辮狀河三角洲前緣水下分流河道和河口壩砂體均為有利儲集砂體，具有“垂向疊置、橫向連片”的特點[13-16]。

圖1 延安氣田上古生界含氣范圍分布圖

延安氣田上古生界以巖屑石英砂巖、石英砂巖等為主要儲集巖，從本溪組到山2段、山1段和盒8段，整體上表現為巖屑含量增加，石英含量減少；儲集空間主要包括殘余粒間孔、次生溶孔和晶間孔等類型，其中本溪組和山2段主要發育殘余粒間孔、晶間孔，山1段和盒8段以次生溶孔、晶間孔為主；中值孔喉半徑主要介于0.01～0.86 μm；有效儲層孔隙度主要介于4.0%～10.0%，滲透率主要介于0.01～3.0 mD，含氣飽和度主要介于54%～75%；層內、層間和平面均表現出極強的非均質性；氣藏壓力系數介于0.80～0.96，屬于低壓—常壓氣藏；天然氣組分以甲烷為主，平均甲烷含量95.74%。整體上，延安氣田上古生界為強非均質性的多層復雜疊置致密砂巖氣藏。

2 勘探地質理論新認識

針對盆地東南部上古生界沉積體系、砂體成因機理、優質儲層成儲規律和天然氣運聚成藏等方面的難題，通過持續攻關，創新發展了盆地東南部沉積體系新認識，揭示了鄂爾多斯盆地上古生界砂體成因機理，建立了致密砂巖氣優質儲層成儲模式，形成了基于多要素、全過程天然氣運聚模擬的目標優選技術，系列成果有力支撐了延安氣田天然氣探明地質儲量快速增長。

2.1 創新發展了盆地東南部沉積體系新認識

鄂爾多斯盆地上古生界已發現的氣田主要集中在盆地北部，受北物源控制，砂體發育范圍廣，儲集條件優越。而盆地東南部由于遠離北物源區，學者們普遍認為該區上古生界水體較深，主要發育前三角洲—湖泊沉積，缺乏有效儲層[10-11]，不具備大規模天然氣成藏地質條件。

在前人研究基礎上，利用古水流、重礦物、巖屑及砂巖組分等資料，對物源綜合研究發現：山2段至山1段沉積期，北部物源向南推進至富縣—宜川一線，南部物源推移至延安以南；至盒8段沉積期，南北物源在延安—甘泉—富縣一帶交匯，盆地東南部處于南北物源交匯區。沉積體系研究表明，山2段沉積時期，延安地區發育定邊—吳起、子長—延長三角洲前緣朵體，洛川—黃龍—宜川一帶發育障壁海岸—潮坪沉積體系；山1段延續山2段沉積時期古地理格局，由于湖平面持續下降，物源供給增強，北部物源不斷向南推進，區內發育河流—三角洲沉積體系；至盒8段時期，北部物源進一步持續影響到延安地區，區內北部發育辮狀河三角洲平原，南部發育辮狀河三角洲前緣，而來自秦嶺古陸的南部物源不斷向北推進，南北兩大物源形成的三角洲前緣沉積在甘泉—宜川一帶匯聚成片（圖2）。儲層研究表明，山2段—盒8段沉積期發育的河流—三角洲前緣砂體是延安氣田上古生界主要儲集層，從而改變了前人認為的該區為前三角洲沉積、不發育有效儲層的認識。

圖2 鄂爾多斯盆地東南部盒8段沉積模式圖

2.2 揭示了“淺水環境岸線頻繁遷移控砂”機制

通過野外露頭、鉆井巖心、測井、錄井等資料分析，發現山西組—石盒子組沉積期，多套煤層發育且大面積展布，槽狀交錯層理、植物碎片和黃鐵礦普遍發育，表明鄂爾多斯盆地東南部為淺水環境；采用古地貌恢復、古環境分析技術，證實該沉積期盆地東南部處于克拉通盆地緩坡沉積帶；縱向上“砂巖、泥巖、煤層、石灰巖”交替出現，反映水進水退頻繁、淺水岸線不斷變遷，導致山西組和盒8段水下分流河道砂體的延伸距離可達上百千米，至盆地東南部，形成有利儲層發育區[17]?；谒勰M實驗表明（圖3）：水平面上升時，上游河道分叉，流域范圍增寬，單河道呈寬淺型，多發育長寬比整體較小的縱向砂壩，局部發生漫溢、串溝；水平面下降時，河道流域范圍變窄，單河道曲流河特征明顯且呈窄深型，河流下切作用較強，對前期形成的砂體改造增強，砂體縱向延伸較遠，多發育長寬比較大的縱向砂壩；岸線頻繁進退控制著砂體在垂向上的多期次相互疊置，是形成縱向遠距離延伸砂體的重要原因。從而揭示了鄂爾多斯盆地東南部上古生界砂體的成因機理，為延安氣田上古生界有效砂體的分布預測提供了重要理論依據。

圖3 山西組水平面升降條件下三角洲沉積過程模擬實驗圖

2.3 建立了致密砂巖優質儲層成儲模式

致密砂巖儲層非均質性普遍存在，通過細分儲層巖石相類型，厘清不同類型砂巖儲層成巖演化與油氣充注過程，對明確有效儲層形成機理及甜點預測具有重要意義[18-19]。根據砂巖組分和結構特征、物性和孔隙特征、成巖演化過程的差異，將山西組砂巖儲層劃分為純石英砂巖、高凝灰質雜基石英砂巖（凝灰質雜基含量大于15%）、貧塑性巖屑石英砂巖、富塑性顆粒巖屑砂巖（塑性顆粒含量大于15%）及碳酸鹽致密膠結砂巖（碳酸鹽含量大于15%）5種巖石相類型[20]，并將不同類型巖石的成巖演化過程與埋藏史、熱史、烴類充注過程相結合，分析關鍵油氣充注期與儲層致密化的時間匹配關系。研究表明，純石英砂巖和貧塑性巖屑石英砂巖主要發育機械壓實、次生溶蝕和高嶺石沉淀等成巖作用，在距今170～220 Ma、100～160 Ma兩期關鍵成藏期之前，平均孔隙度保持在20%以上，屬于中高滲透率儲集巖石。富凝灰質雜基石英砂巖同沉積時期發育大量凝灰質雜基，導致原生粒間孔隙損失殆盡，早成巖階段凝灰質雜基局部水化蝕變轉化為高嶺石，于第一次烴類充注之前孔隙度已減小至9%左右，屬于致密儲集巖石。富塑性顆粒巖屑砂巖軟巖屑變形和碎屑黏土雜基填充，孔隙度減小至8%～9%，亦屬于致密儲集巖石。碳酸鹽致密膠結砂巖由于早期方解石大量填充粒間孔隙，于第一次烴類充注之前，孔隙度減小至6%～7%，亦屬于致密儲集巖石。由此可見，早期油氣充注時，保持較高孔滲的純石英砂巖和貧塑性巖屑石英砂巖，其成巖作用受到抑制，儲層物性相對較好，是晚期天然氣優勢運移通道和聚集空間，進而構成了致密砂巖儲層中的“甜點”。

2.4 形成了基于多要素、全過程天然氣運聚模擬的目標優選技術

借鑒相控建模的思路和方法，建立輸導層巖相地質模型；在此基礎上，耦合供烴強度、運移動力和輸導模型，通過多要素、全過程天然氣運聚模擬，獲得優勢運移路徑內油氣運移相對通量[21-23]，進行有利勘探目標區識別與劃分，指明甜點區分布范圍。研究表明，侏羅紀晚期—早白堊世早期、晚白堊世和現今的盆地東南部構造形態存在差異，輸導層的輸導性能也有所差別?？傮w來看，侏羅紀晚期—早白堊世早期，純石英砂巖、貧塑性巖屑石英砂巖的物性相對較好，但晚白堊世時期，儲層/輸導層埋深達到最大，儲層/輸導層物性明顯變差。晚三疊世—侏羅紀時期，烴源巖已經成熟，烴源巖生成的天然氣在浮力作用下沿輸導層發生運移。晚白堊世時期，埋深達到最大，此時因壓實、生烴增壓產生較大的源儲壓差，位于源內的本溪組、山西組多數輸導層/儲層均被天然氣充注，純石英砂巖、貧塑性巖屑石英砂巖中孔隙度相對較大、滲透性相對較好的儲層中含氣飽和度高；而富塑性巖屑砂巖、富凝灰質雜基石英砂巖等的含氣飽和度相對較低。運聚模擬表明，山1段大部分輸導層和盒8段的天然氣來自山2段烴源巖，只有位于天然氣運移路徑附近的輸導層才會有天然氣運移、聚集；同樣，純石英砂巖、貧塑性巖屑石英砂巖中孔隙度相對較大、滲透性相對較好的儲層中含氣飽和度高；而富塑性巖屑砂巖、富凝灰質雜基石英砂巖等的含氣飽和度相對較低，側向遮擋條件較好處往往發生天然氣聚集，局部構造高部位的相對優質儲層中含氣飽和度高（圖4）。

圖4 延安氣田天然氣運移模擬結果圖

基于山西組天然氣優勢運移路徑和優質儲層等綜合分析，對鄂爾多斯盆地東南部山西組勘探有利區進行了預測和優選。以山2段為例，劃分了2類有利區，其中Ⅰ類有利區是高運移通量（對應于圖5中運移路徑為黃色的區域）和優勢輸導層厚度大（厚度在10 m以上）的地區，Ⅱ類有利區是較高運移通量（對應于圖5中運移路徑為紅色—深紅色區域）和優勢輸導層厚度大（厚度在10 m以上）的地區。通過分析共優選Ⅰ類勘探有利區9個，Ⅱ類勘探有利區20個，其中Ⅰ類有利區主要分布在靖邊—子洲一線、綏德—清澗—延長一線和宜川等地區，Ⅱ類有利區主要分布在靖邊西部和南部、子長—安塞、甘泉—志丹、延川—延長一帶，以及南部黃龍地區（圖5）。

圖5 延安氣田山2段輸導層天然氣運移模擬結果及有利區分布圖

3 開發關鍵技術創新進展

延安氣田上古生界發育多套含氣層系，整體表現出有效儲層規模小、非均質性強、疊置關系復雜和儲層致密等特征，導致延安氣田面臨有效儲層識別及預測難度大、常規井網模式動用效果差、氣藏開發管理成本高等技術難題，延長石油通過不斷探索和實踐，攻關形成了以基于動態知識庫的有效儲層預測、混合井網立體動用和氣藏開發動態優化等為核心的開發關鍵技術，支撐了強非均質性多層復雜疊置致密氣藏的有效規模開發。

3.1 基于動態知識庫的有效儲層預測技術

3.1.1 有效儲層識別

由于整體致密，有效與無效儲層差別不明顯，致密儲層的有效識別難度較大。為提高識別精度，引入與儲層脆性和含氣性密切相關的“沉積—成巖”綜合參數“巖石相”[20]，根據砂巖組分和結構特征、物性和孔隙特征、成巖演化過程的差異，利用主成分分析法識別不同砂巖巖石相，將該參數與傳統的測井解釋相結合，形成了基于“四性一特征”（巖性、含氣性、電性、物性及巖石相特征）的致密氣藏有效儲層識別技術，選擇取心、礦物學和物性分析數據豐富的關鍵井進行驗證，基于“四性一特征”的有效儲層識別結果與人工解釋結果的吻合率超過85%，同時有效儲層識別效率明顯提升。

3.1.2 儲層定量表征

為進一步提高儲集層內部結構特征的表征精度，通過野外露頭刻畫與井網解剖相結合的方式對延安氣田山西組—盒8段三角洲沉積的儲集砂體構型進行研究，采用Miall構型級次劃分方案[24]，重點刻畫了4級構型界面（單一水下分流河道級別）對應構型單元的定量表征及其構型疊加樣式。延安氣田山西組—盒8段海陸過渡相淺水三角洲前緣沉積主要發育水下分流河道、河口壩兩大類成因單砂體。從構型疊加樣式上看，延安氣田在多期頻繁水進水退的沉積背景下發育垂向疊加型、側向遷移型、切割疊置型和孤立型四種構型疊置樣式的復合砂體。其中多期水下分流河道沉積可形成垂向疊加型、側向遷移型、切割疊置型的復合砂體，切割疊置型還可由水下分流河道與河口壩復合沉積，孤立型砂體主要出現在較低能的次級水下分流河道。孤立型A/S值最高，砂體間連通性差；垂向疊加型及側向遷移型A/S值次之，連通性亦次之；切割疊置型A/S值最低，砂體連通最好，但內部仍然存在多個非滲透夾層。在構型單元劃分及疊加樣式研究的基礎上，對儲層構型單元進行了定量表征，建立了儲層地質知識庫（表1）。由于障壁海岸沉積砂體少有模式指導，且未取得合適的野外露頭數據，僅根據實鉆井解剖對有效儲層規模進行了半定量表征，障壁島砂體多為孤立型，局部由于海平面升降造成多期遷移溝通，發育側向疊置型復合砂體。

表1 延安氣田上古生界儲層地質知識庫

3.1.3 有效儲層預測

在三維地震儲層預測受限的情況下，延長石油提出了基于動態知識庫的有效儲層預測技術[25]，納入有效儲層識別和儲層定量表征研究成果后，基于動態知識庫的有效儲層預測精度不斷提升。在動態知識庫中，采用多點地質統計學方法，以井點處測井解釋的沉積微相、巖石相數據為井點硬數據，在先驗地質規律控制下建立沉積微相模型及巖石相模型；采用序貫高斯模擬方法，在沉積相、巖石相控的基礎上，建立孔隙度、滲透率、飽和度、氣測全烴值等屬性模型；利用孔隙度、滲透率、飽和度、巖石相的有效儲層截止條件確定有效儲層。延安氣田的強非均質性導致無法提出全氣田適用的有效儲層識別標準，不同地區不同層位差異明顯。以延氣2井區為例，山23亞段有效儲層的孔隙度下限為3%，滲透率截斷值為0.03 mD，含水飽和度截斷值55%，巖石相為石英凈砂巖；盒82亞段有效儲層的孔隙度截斷值為5%，滲透率截斷值為0.08 mD，含水飽和度截斷值45%，巖石相為貧塑性巖屑石英砂巖。根據不同地區不同層位的相應標準進行有效儲層建模，結合氣測全烴值，并采用試井等動態資料進行校正，對不同地質參數給予不同權重，以儲層地質知識庫定量參數為約束，確定模型的有效砂巖界限，然后建立有效儲層模型，選取多種建模方法預測的有效儲層疊合區域作為井位部署有利區，為混合井網立體動用提供了可靠地質基礎。

3.2 混合井網立體動用技術

3.2.1 井距差異設計

儲層物性的強非均質性導致單一井距的儲量控制程度較低，需對井距進行差異化設計以獲得更高的井控程度。氣井井距受到儲集能力和滲流能力的綜合控制，基于孔隙度（φ）、含氣飽和度（Sg）、有效儲層厚度（h）、滲透率（K）等單一物性參數，選擇儲能系數（φhSg）和地層系數（Kh）作為綜合評價指標；從（φhSg）出發，考慮采收率和經濟指標對井距的影響，建立了儲能系數井距（LφhSg）計算公式；從Kh出發，考慮泄氣半徑對井距的影響，建立了地層系數井距LKh計算公式；將LφhSg和LKh分別作為井距下限和上限，應用sgn函數進行耦合，建立了井距區間（L）的計算模型。考慮到延安氣田多層疊置特征、井網后期加密調整空間和鉆井技術可行性，以單井控制儲量最大為目標，采用近似相等方法對各層井距區間（L）計算結果進行組合優化，實現了氣井井距差異設計。

3.2.2 井型優選

氣層疊置關系復雜加上發育情況不同，導致采用相同井型整體開發效果較差，需根據不同區域氣層疊置情況進行井型優選。延安氣田上古生界發育盒8段、山1段、山2段和本溪組等4套主力氣層，其中盒8段和山2段的整體儲層發育情況好于山1段和本溪組，為降低鉆遇風險，確定以盒8段和山2段為主、山1段和本溪組為輔的設計原則，通過構建層位發育情況判斷系數（cm）、有效儲層厚度判斷系數（cδ）、滲透率比值判斷系數（cα）、地層系數判斷系數（cβ）和儲能系數判斷系數（cγ）對滿足的布井條件進行判斷。通常δ取值為8 m，α取值為100，β取值為3 mD·m，γ取值為0.3 m。當不能同時滿足cm≥0、cδ≥0時，不布井；當同時滿足cm≥0、cδ≥ 0，且同時滿足 cα≥ 0、cβ≥ 0、cγ≥ 0時，部署水平井；當同時滿足cm≥0、cδ≥0，但不能同時滿足cα≥0、cβ≥0、cγ≥0時，若滿足定向井可行性部署定向井，若不滿足定向井可行性則部署直井。通過 cm、cδ、cα、cβ、cγ依次進行判斷，實現了氣井井型優選。

3.2.3 布井方式差異設計

有效砂體規模小、連續性差、分散等特征導致均勻布井方式的砂體鉆遇率較低，需針對不同區域的砂體特征對布井方式進行差異設計。在砂體走向、砂體邊界和水平最大主應力方向（σH）等砂體參數的基礎上，從已有靶點坐標出發，控制角度（θ）和井距（L）確定計劃靶點坐標，當計劃靶點與已有相鄰靶點之間不滿足L小于等于直線距離（D）時，無靶點；當計劃靶點與已有相鄰靶點之間滿足L≤D時，將計劃靶點作為新靶點，若目標區域總靶點數量（n）小于目標區域可布最大靶點數量（nmax），將新靶點作為已有靶點，采用迭代方式不斷重復這一過程，直至n≥nmax，進而結合井距差異設計和井型優選結果，同時考慮當前鉆井技術和經濟的可行性，對各層靶點進行軌跡優化，實現了布井方式差異設計。

3.2.4 井組優選

陜北地區的復雜地貌導致井場位置確定困難，需結合氣藏分布和地表環境進行井組優選。從耕地、溝壑、煤礦、自然保護區和其他類型的地表環境出發，采用賦值方式和坐標集合對不同類型地表環境所占面積進行數字化，得到對應的地面坐標集合Sa、Sg、Sc、Sn和So，進而采用井距差異設計、井型優選和布井方式差異設計方法計算出地下可布靶點，根據地下可布靶點對應的地面坐標與不同地表環境地面坐標集合Sa、Sg、Sc、Sn和So之間的所屬關系，確定井組類型和位置，從而實現了井組優選。

從儲層物性、氣層疊置、砂體參數和地表環境等控制因素出發，通過井距差異設計、井型優選、布井方式差異設計和井組優選（圖6），建立了混合井網立體動用技術[26-28]，實現了“一井一策”的井網參數優化設計。混合井網立體動用技術陸續應用于延安氣田，井網優化設計結果顯示井距介于800～1 400 m，井型主要為直井和定向井，布井方式在整體和局部均呈現出不規則分布，井組以常規叢式井組為主。在有效儲層預測和混合井網立體動用技術的支撐下，延安氣田直/定向井氣層鉆遇率超過90%，水平井氣層鉆遇率達到80%以上，解決了常規井網模式在盆地東南部整體動用效果差的難題，實現了延安氣田的規模有效動用，同時為油氣煤協同開發提供了技術選擇。

圖6 井網設計流程圖

3.3 氣藏開發動態優化技術

3.3.1 井底流壓跟蹤計算

致密氣井實測產氣剖面顯示，產層段為變質量流量的氣液兩相流，非產層段為定質量流量的氣液兩相流，井筒中變質量流量的氣液兩相流和定質量流量的氣液兩相流交替出現。井底流壓獲取方法包括實測法和計算法，實測法結果準確，但開發井數多、測試成本高導致難以在氣田現場大規模開展；現行計算法安全快捷，但缺乏考慮井筒流量變化的解析模型導致現場推廣難度大。從氣液兩相流井筒壓力梯度方程出發，引入持氣率，通過構建含水修正系數，進而采用線性增加描繪氣液兩相變質量流，推導建立了產水氣井井底流壓跟蹤計算模型：

經多次實測產氣剖面驗證，模型相對誤差絕對值介于2.39%～2.69%，平均相對誤差2.54%，實現了高精度的產水氣井井底流壓跟蹤計算。

3.3.2 平均地層壓力跟蹤計算

平均地層壓力獲取方法包括實測法和計算法，實測法需要長時間關井，現行計算法亦需依托井下測試獲取部分參數，關井時間長、測試占產等導致準確跟蹤致密氣藏的平均地層壓力較為困難。從地層壓力的變化規律出發，基于平均地層壓力的物理意義，首次提出平均地層壓力等效點的概念，揭示了平均地層壓力的變化規律，進而以氣藏物質平衡方程為基礎，考慮相鄰時刻偏差系數的變化規律，建立了氣藏平均地層壓力跟蹤計算新模型[29]：

經長時間關井測壓和壓力恢復試井驗證，模型的計算誤差介于1.66% ～4.85%，滿足工程計算精度需求，實現了僅需氣藏基礎參數和井口生產數據的平均地層壓力跟蹤計算。

3.3.3 氣井產量智能優化

氣井產量是決定開發效益和穩產時間的關鍵要素，產量優化主要包括礦場經驗法、產能方程法和數值模擬法等方法，但均受到各自使用條件的制約，難以同時準確、經濟、快速地進行產量優化，現場規?；瘧檬艿较拗?。氣井生產是一個從產層到井底再到井口的協調系統，考慮到井口數據相較井下數據更容易獲取，基于建立的井底流壓和平均地層壓力跟蹤計算模型，采用“地面—井筒—產層”的逆向推演思路，從井口最低外輸壓力出發，依次計算最低舉升壓力和最低產出壓力，建立了致密氣井穩產時間預測新模型：

式中tF為氣井的預測穩產時間，d；γ為自然穩產期末的修正系數，無量綱；αmin為自然穩產期末的天然氣原始地層儲量修正系數，無量綱；G為地面標準條件下的天然氣原始地質儲量，104m3；Gp為地面標準條件下的天然氣累積采出量，104m3；βmin為自然穩產期末的累積采出量修正系數，無量綱；Wp為地面標準條件下的地層水累積采出量，104m3；qsc為標準狀態下的產氣量，104m3/d；qw為標準狀態下的平均產水量，104m3/d。

根據氣田開發方案設計的目標穩產期，采用穩產時間預測新模型計算不同配產量下的穩產期末累積產氣量，以穩產期末的累計產氣量最大為目標，結合編程，建立了氣井產量智能優化技術，現場驗證結果顯示應用后氣井的穩產期、累計產氣量等開發指標均變得更優。

以井底流壓跟蹤計算、平均地層壓力跟蹤計算和氣井產量智能優化為核心，形成了易于礦場應用的氣藏開發動態優化技術，解決了傳統技術過于依賴井下測試的問題，氣藏開發動態優化技術持續應用于延安氣田，保障了儲量均衡動用和氣田長期穩產，其中延氣2—延128井區以20×108m3/a的產量已穩產7年，采氣速度 2.02 %，平均單井產氣量 1.12×104m3/d。在有效儲層預測、混合井網立體動用、氣藏開發動態優化等開發關鍵技術的支撐下，延安氣田產量持續穩定上升（圖7），截至目前，投產區塊11個，動用地質儲量 3 630×108m3，年產氣量規模 71.4×108m3，累計產氣量291.57×108m3，實現了鄂爾多斯盆地東南部致密氣藏的規模效益開發。

圖7 延安氣田歷年產氣量柱狀圖

隨著開發不斷深入，已投產區域穩產形勢變得較為嚴峻，待開發區域資源低品質化現象明顯，為實現延安氣田的持續增儲上產，延長石油將加強上古生界致密砂巖氣基礎研究和勘探力度，實現儲量有序接替及穩定增長，同時立足已探明儲量區，以理論創新為基礎，充分結合大數據和人工智能技術，持續完善開發關鍵技術，加快百億立方米大氣田建設，為實現“碳中和”目標做出新的貢獻。

4 結論

1）通過對沉積—儲層—成藏地質理論深入研究，創新發展了鄂爾多斯盆地東南部沉積體系新認識，明確盆地東南部二疊紀時期為三角洲前緣沉積，儲集砂體發育；揭示了“淺水環境岸線頻繁遷移控砂”機制，摸清了盆地東南部上古生界有效砂體的分布規律；建立了致密砂巖氣優質儲層成儲模式，明確純石英砂巖和貧塑性巖屑石英砂巖是致密氣分布的“甜點”；形成了基于多要素、全過程天然氣運聚模擬的目標優選技術，有力指導了有利勘探區的預測與優選。地質理論新認識支撐了延安氣田7 635×108m3探明天然氣地質儲量發現。

2）針對延安氣田致密砂巖氣藏開發難點持續攻關，隨著有效儲層識別及定量表征研究的不斷深入，動態知識庫得到升級，有效儲層預測結果更加可靠；通過井距、井型、布井方式及井組的差異設計和組合優化，建立了“一井一策”的混合井網立體動用技術，實現了延安氣田的規模有效動用；基于壓力跟蹤計算和產量智能優化研究，形成了氣藏開發動態優化技術，保障了氣田長期穩產；開發關鍵技術支撐了延安氣田71.4×108m3/a產能建設。