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致密储层源储结构对储层含油性的控制作用——以鄂尔多斯盆地合水地区长6～长8段为例姚泾利;曾溅辉;罗安湘;杨智峰;邓秀芹【摘要】鄂尔多斯盆地长6～长8段致密油是中国典型的致密油分布区.源储紧密接触是致密油的典型特征与成藏条件.致密油层非均质性强,石油运移多以垂向短距离为主.已有研究表明,储层非均质性是影响鄂尔多斯盆地合水地区剩余油分布的重要因素,但是目前对合水地区储层含油性影响因素的研究很少.通过分析合水地区长6～长8段源储结构及其与含油性的关系,研究其对储层含油性的控制作用.结果表明:合水地区长6～长8段源储结构复杂,长7段为源储一体型岩性组合,可细分为源夹储型、源储互层型与储夹源型3种类型,长6与长8段为研究区主要储层,与烃源岩形成邻源型岩性组合,细分为源储接触型、源储过渡型与源储间隔型3种类型;长7段源夹储型岩性组合的含油性最好,长6与长8段源储接触型岩性组合的含油性最好,最有利于致密油聚集;长6～长8段形成干酪根网络→孔隙+微裂缝型、干酪根网络+构造裂缝→孔隙+微裂缝型两种石油运移通道组合,为致密油充注提供有利的通道网络.【期刊名称】《地球科学与环境学报》【年(卷),期】2019(041)003【总页数】14页(P267-280)【关键词】源储结构;岩性组合;通道类型;含油性;致密储层;裂缝;合水地区;鄂尔多斯盆地【作者】姚泾利;曾溅辉;罗安湘;杨智峰;邓秀芹【作者单位】中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院,陕西西安710018;中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室,北京102249;中国石油大学(北京)地球科学学院,北京102249;中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院,陕西西安710018;中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室,北京102249;中国石油新疆油田分公司博士后科研工作站,新疆克拉玛依834000;中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院,陕西西安710018【正文语种】中文【中图分类】P618.130 引言致密油是继页岩气之后全球非常规油气勘探开发的又一热点。
2015-2020年中国致密气技术开发及投资规划研究报告Special Statenent特别声明本报告由华经视点独家撰写并出版发行，报告版权归华经视点所有。
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Report Directory报告目录第一章中国致密气行业发展综述第一节致密气的概念及形成一、致密气的定义二、致密气的类型（一）“先成型”深盆气（二）“后成型”致密气三、中国致密气分布特征四、中国致密气聚集机理第二节致密气行业发展历程一、探索起步阶段二、平稳发展阶段三、快速发展阶段第三节行业发展的政策支持第二章全球致密气行业发展经验借鉴第一节全球致密气资源开发现状一、全球致密气资源储量情况二、全球致密气资源分布情况三、全球致密气资源勘探开发情况四、全球领先地区致密气发展情况（一）美国（二）加拿大五、全球典型致密气田关键技术突破（一）美国皮申斯盆地鲁里森致密气田（二）加拿大阿尔伯达盆地埃尔姆沃斯致密气田第二节中美致密气分布异同点比较一、基本地质特征对比分析（一）中美致密气地质特征共性（二）中美致密气地质特征差异性二、中美致密气藏特征对比分析（一）中美致密气藏特征共性（二）中美致密气藏特征差异性1、异常压力2、气水关系3、成藏过程三、中美致密气分布规律对比分析（一）中美致密气分布规律共性（二）中美致密气分布规律差异性四、中美致密气分布异同点总结第三节美国致密气藏开发对我国的启示一、美国致密气藏开发关键技术（一）气藏描述技术（二）井网加密技术（三）增产工艺技术1、分层压裂技术2、大型压裂技术3、水平井分段压裂技术（四）钻采工艺技术二、美国致密气开发对我国的启示（一）启示一（二）启示二（三）启示三第三章中国致密气行业整体发展情况第一节中国能源结构及发展趋势一、中国能源消费情况二、中国能源消费结构三、中国能源结构调整趋势第二节中国天然气资源发展分析一、天然气资源探明储量二、天然气资源产量分析三、天然气资源结构分析四、我国天然气对外依存度第三节中国致密气资源储量分析一、致密气资源储量评价（一）致密气藏储量分类（二）致密气储量评价思路（三）致密气储量评价方法及流程二、致密气资源储量规模三、致密气资源储量分布第四节中国致密气资源产量分析一、致密气资源产量规模二、致密气资源产量分布第五节中国致密气行业发展前景一、致密气行业发展存在的问题（一）开发技术相对滞后（二）政策支持力度较弱二、对致密气行业的发展建议（一）选择重点区域进行示范项目（二）扩大致密气勘探范围（三）加大国家政策扶持三、致密气行业发展前景分析（一）致密气产量增长预测（二）致密气发展三步走设想第四章致密气资源勘探开发技术分析第一节致密气藏钻井及配套技术分析一、致密气藏钻井方式选择二、适用于致密气的钻井技术（一）水平井（二）定向井（三）多分支井（四）小井眼技术（五）连续油管钻井（六）套管钻井（七）控压钻井（八）欠平衡钻井（九）复合钻井（十）FDP快速钻井工艺三、致密气藏钻井配套技术（一）斯伦贝谢致密岩石分析系统（二）高分辨率井间测量技术（三）三维地质力学地球模型（四）适用于致密气藏的钻井液及水泥浆1、高品质水基泥浆2、哈里伯顿致密气田钻井液3、其他水泥浆系统第二节致密气藏完井及水力压裂技术分析一、射孔（一）即时射孔技术（二）高压注氮射孔技术（三）套管外射孔技术（四）连续油管传送射孔+喷砂技术二、封隔、胶结系统（一）可膨胀封隔、胶结系统（二）Swell packer隔离系统三、完井技术（一）多级水平井裸眼完井技术（二）多分支井完井技术（三）完井裂缝隔离方法四、压裂技术（一）常规压裂作业优化技术（二）哈里伯顿压裂服务系列（三）水平井多级压裂技术第三节国外钻完井技术对我国的启示一、启示一二、启示二三、启示三四、启示四五、启示五第四节中国致密气行业专利技术分析一、专利申请数量分析二、专利公开数量分析三、专利申请人分析四、热门技术分析第五节中国致密气勘探开发关键技术一、鄂尔多斯盆地技术分析二、四川盆地川中地区须家河组技术分析三、中国石油首个致密气重大科技专项收官（一）专项具体内容（二）专项批准实施（三）专项组织机构第六节提高低渗透气藏采收率的途径一、布井方式二、压裂技术三、水平井分段压裂技术第五章中国致密气成藏与开发模式分析第一节中国致密气成藏特征分析一、烃源岩二、储集层（一）岩性（二）物性（三）储集空间类型三、生储盖组合四、圈闭五、保存条件第二节中国致密气成藏模式分析一、连续型聚集（深盆气型）二、准连续型聚集三、不连续型聚集（常规圈闭型）（一）典型（具边底水）的不连续型油气聚集（二）非典型（不具边底水）的不连续型油气聚集四、致密气成藏模式对比第三节致密气行业开发模式分析一、苏里格气田“5+1”合作开发模式（一）模式的内容和做法（二）模式的创新点（三）模式取得的效果二、榆林气田“自主开发+国际合作”开发模式（一）气田南区自主开发（二）气田北区国际合作第六章中国致密气田开发效果及经济效益评价第一节榆林气田北区开发效果评价一、生产动态特征（一）水平井分类分析（二）直井分析二、地层压力评价三、产能核实与评价（一）北区产量落实（二）北区产量合理性分析（三）产量递减分析四、储量计算与评价（一）水平井地质储量计算与评价（二）水平井动储量计算与评价（三）直井储量计算（四）气田储量计算及评价（五）内部加密调整五、采收率计算与评价六、南北区开发效果对比评价第二节榆林气田南区开发经济效益评价一、气田高效开发技术（一）加强气藏动态分析，提高单井开发效率（二）采取气藏工程手段简化动态监测工作量二、气田效益评价方法（一）气田效益分类与判断标准（二）气田成本费用构成（三）气田效益评价方法应用于形势分析第三节苏里格气田开发经济效益评价一、实现经济效益开发需解决的问题（一）有效的储层改造方法（二）有效降低开发成本（三）天然气价格的制约二、实现经济效益开发技术思路（一）开发原则（二）优化开发技术（三）气井技术经济指标预测（四）低成本开发工艺模式三、苏里格气田开发经济评价（一）单井投资（二）单位采气经营成本（三）销售税金及附加（四）单井经济效益测算第七章中国致密气重点地区资源开发潜力第一节鄂尔多斯盆地资源开发潜力一、资源储量分析二、致密气成藏特征（一）气藏大面积准连续分布，无明确气藏边界（二）广覆式生烃，弥漫式充注（三）储层物性差，非均质性强（四）圈闭介于常规圈闭与无圈闭之间（五）气水分异差，无明显边、底水（六）气藏压力系统复杂，多具负压异常（七）天然气运移聚集为非浮力驱动，以近距离运移成藏为主（八）气藏形成和分布基本不受构造控制，主要受烃源和储层控制（九）保存条件好，资源潜力大三、致密气勘探开发历程（一）探索阶段（1996年以前）（二）起步阶段（1996-2006年）（三）快速发展阶段（2007年至今）四、致密气勘探开发现状（一）储量快速增长（二）资源潜力大（三）产量快速攀升（四）技术集成创新（五）开发模式创新五、致密气勘探新领域与资源潜力（一）苏里格南部（二）靖边-高桥（三）神木-米脂（四）盆地西南部六、资源开发前景展望第二节四川盆地资源开发潜力分析一、资源储量分析二、致密气成藏特征（一）生储盖组合呈大面积广覆式交互分布（二）层厚度薄、含气面积大，气藏充满度不高（三）天然气成藏以岩性气藏为主，局部发育构造气藏（四）天然气以近源成藏为主，成藏丰度受本地气源灶控制三、致密气勘探开发现状四、须家河组天然气成藏潜力与分布五、重点区域资源开发潜力（一）金华-蓬溪须二区带（二）剑阁-九龙山须三区带六、资源开发前景展望第三节塔里木盆地资源开发潜力一、资源储量分析二、致密气勘探开发现状三、资源开发前景展望第四节其他盆地资源开发潜力一、吐哈盆地资源开发潜力二、松辽盆地资源开发潜力三、准噶尔盆地资源开发潜力四、渤海湾资源开发潜力第八章中国致密气勘探开发企业经营分析第一节壳牌中国勘探与生产有限公司一、企业基本情况介绍二、企业全球业务分布三、企业在华经营情况四、企业在华勘探进展五、企业经营优劣势分析六、企业在华发展战略第二节中国石油天然气股份有限公司一、企业基本情况介绍二、企业主营业务分析三、企业市场渠道分布四、企业经营情况分析五、企业勘探开发技术水平六、企业勘探开发资本支出七、企业最新发展动态八、企业发展战略规划第三节中国石油化工股份有限公司一、企业基本情况介绍二、企业主营业务分析三、企业市场渠道分布四、企业经营情况分析五、企业勘探开发技术水平六、企业勘探开发资本支出七、企业最新发展动态八、企业发展战略规划第四节西安通源石油科技股份有限公司一、企业基本情况介绍二、企业主营业务分析三、企业市场渠道分布四、企业经营情况分析五、企业勘探开发技术水平六、企业勘探开发资本支出七、企业最新发展动态八、企业发展战略规划第五节烟台杰瑞石油服务集团股份有限公司一、企业基本情况介绍二、企业主营业务分析三、企业市场渠道分布四、企业经营情况分析五、企业勘探开发技术水平六、企业勘探开发资本支出七、企业最新发展动态八、企业发展战略规划第六节华油惠博普科技股份有限公司一、企业基本情况介绍二、企业主营业务分析三、企业市场渠道分布四、企业经营情况分析五、企业勘探开发技术水平六、企业勘探开发资本支出七、企业最新发展动态八、企业发展战略规划第七节四川仁智油田技术服务股份有限公司一、企业基本情况介绍二、企业主营业务分析三、企业市场渠道分布四、企业经营情况分析五、企业勘探开发技术水平六、企业勘探开发资本支出七、企业最新发展动态八、企业发展战略规划第八节恒泰艾普石油天然气技术服务股份有限公司一、企业基本情况介绍二、企业主营业务分析三、企业市场渠道分布四、企业经营情况分析五、企业勘探开发技术水平六、企业勘探开发资本支出七、企业最新发展动态八、企业发展战略规划第九章中国致密气行业未来发展建议第一节非常规油气勘探开发战略一、开展资源典型解剖研究与区域评价二、重视技术发展三、实施低成本战略四、重视环境保护第二节致密气行业发展路线建议一、加快致密气探明储量和增加产量的步伐二、将火山岩天然气纳入致密气范围三、积极勘探重点地区致密气四、加大政策扶持力度。
特低渗透油藏开发基本特征0 引言鄂尔多斯盆地是我国第二大沉积盆地，低渗透及特低渗透油气资源十分丰富。
为了研究特低渗透油藏开发基本特征，以鄂尔多斯盆地三叠系长6油藏为例，展开对特低渗透油藏的开发及地质特征分析。
1 储层的分类及特低渗储层的特征1.1 储层的分类不同国家和地区对储层的划分标准并统一。
我国一般将渗透率在50mD以下的油藏称为低渗透油藏。
按照不同的标准，油藏有以下几种分类方法【1~2】。
按渗透率按渗透率为标准划分低渗透率储层是目前国内外较为常用而且比让认同的方法。
以渗透率为基本标准，结合微观结构参数、驱动压差、排驱压力、储集层比表面积、相对分选系数、变异系数，将低渗透储层划分以下6类。
○1类（一般低渗透）：油层渗透率为10～50mD，这类储层的主要特点是，主流吼道半径较小，孔喉配位低，属中孔、中细组合型的油层，驱动压力低，流动能力较差，开采较容易。
○2类（特低渗透）：油层渗透率为1～10mD，这类储层的平均主流吼道半径小，孔隙几何结构较前者为差，相对分选系数好，孔喉配位低，属中孔微喉、细喉组合型的油层。
驱动压力大，难度指数大，比表面积大，储层参数低，不易开采。
○3类(超低渗透)：油层渗透率为0.1～1mD，这类储层的平均主流吼道半径小，孔隙几何结构差，相对分选系数好，孔喉配位低，属小孔微喉组合型的油层。
驱动压力大，流动能力差，比表面积大，吸附滞留多，水驱油效率低，开采难度大。
○4类（致密层）：油层渗透率为0.01～0.1mD，油层表面性质属亲水，驱油效率低。
○5类（非常致密层）：油层渗透率为0.0001～0.01mD，这类储层的显著特点是中值压力高，是非常差的储层。
○6类（裂缝-孔隙）：储层特征是在测试样品上肉眼是看不出裂缝的，岩石非常致密。
按启动压力分类基于启动压力梯度对低渗透砂岩储层进行分类的方法，是为了全面反映低渗透储层的渗透特征。
通过室内岩心实验表明，启动压力梯度与渗透率的变化有明显的相关性，不同储层渗透率的启动压力梯度变化熟料级别不同，具体划分如下：○1类：启动压力梯度变化率的数量级是10-4，渗透率范围是8～30mD。
第36卷第3期2024年5月岩性油气藏LITHOLOGIC RESERVOIRSV ol.36No.3May 2024收稿日期：2022-11-25；修回日期：2022-12-20；网络发表日期：2023-11-27基金项目：“十三五”国家科技重大专项“中生界低渗透储层非均质性评价技术”（编号：2016ZX05050006）与国家自然科学基金青年科学基金项目“深水相高杂基对致密砂岩微观孔喉结构及渗流能力影响评价”（编号：41802140）联合资助。
第一作者：曹江骏（1993—），男，博士，工程师，主要从事沉积学与储层地质学方面的研究工作。
地址：（710018）陕西省西安市未央区未央路151号。
Email ：****************。
通信作者：陈朝兵（1984—），男，博士，副教授，主要从事沉积学及开发地质学方面的研究工作。
Email ：****************。
文章编号：1673-8926（2024）03-0158-14DOI ：10.12108/yxyqc.20230315引用：曹江骏，王茜，王刘伟，等.鄂尔多斯盆地合水地区三叠系长7段夹层型页岩油储层特征及主控因素［J ］.岩性油气藏，2024，36（3）：158-171.Cite ：CAO Jiangjun ，WANG Xi ，WANG Liuwei ，et al.Characteristics and main controlling factors of interbedded shale oil reservoirsof Triassic Chang 7member in Heshui area ，Ordos Basin ［J ］.Lithologic Reservoirs ，2024，36（3）：158-171.鄂尔多斯盆地合水地区三叠系长7段夹层型页岩油储层特征及主控因素曹江骏1，2，王茜3，王刘伟4，李诚1，2，石坚1，2，陈朝兵5（1.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，西安710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，西安710018；3.中国石油长庆油田分公司第十二采油厂，甘肃合水745400；4.中国石油长庆油田分公司第二采气厂，西安712100；5.西安石油大学地球科学与工程学院，西安710065）摘要：运用铸体薄片、扫描电镜、黏土矿物X 射线衍射、电子探针、阴极发光、高压压汞、物性测试等资料，对鄂尔多斯盆地西南部合水地区三叠系延长组长7段夹层型页岩油储层特征及储层致密化主控因素进行了研究，建立了储层定量评价标准，并预测出有利储层分布。
鄂尔多斯盆地三叠系裂缝性低渗透油藏暴性水淹分析及对策X范全军,张 玲,刘景霞,白雪峰,雷晓银,刘贵山(吴起采油厂,陕西延安 717600) 摘 要:鄂尔多斯盆地低渗透油藏物性差,产能低,储层有裂缝。
在开发过程中,由于未处理好裂缝方位与注采连线之间的关系、断层导水以及低渗油藏底水锥进问题,导致部分油井暴性水淹。
通过对相关文献资料的调研,本文提出了解决油井暴性水淹的措施,以期达到稳油控水,提高采收率的目的,从而保证油藏开发的整体经济效益。
关键词:低渗透油藏;暴性水淹;优化井网;裂缝方位;导水断层;底水锥进 中图分类号:T E348(226) 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)04—0138—031 鄂尔多斯盆地及油藏特征介绍鄂尔多斯盆地是我国第二大沉积盆地,地跨陕、甘、宁、蒙、晋5省区,勘探面积32×104km2。
从盆地整体构造特征看,西降东升,东高西低,非常平缓,每公里坡降不足1°。
从盆地油气聚集特征讲是半盆油,满盆气,南油北气、上油下气。
具体讲,面积大、分布广、复合连片、多层系。
该盆地经过多年勘探发现,是寻找新油(气)田、建设大油(气)区颇有远景的有利地区。
“十五”期间鄂尔多斯盆地是CNPC增储上产的主战场。
经过多次资源普查与评价,该盆地确定的石油资源总量近百亿吨,其中三叠系占76.42%,如果这些储量能够得到高效开发,其社会效益和经济效益是相当大的。
鄂尔多斯盆地三叠系油藏油层物性差,产能低,储层有裂缝,吸水能力较强,具有非达西渗流特征;平面非均质性强,原始地层压力低,地饱压差小,天然能量贫乏,启动压力梯度较大。
2 对鄂尔多斯盆地油藏采用的开发方式因于油层致密、渗透率低,即使存在水体也很难发挥作用,况且油藏普遍仅存在很小的水体或没有水体。
其次,低渗透油田由于物性差、自然产能低或无自然产能。
一般情况,低渗透油藏难以获得工业开发价值。
通过国内外油田开发实践,目前“先压裂改造后人工水驱”方式是油田开发最有效的开发方式,鄂尔多斯盆地三叠系油藏,亦采用“先压裂改造后人工水驱”方式。
等效孔隙结构模型在鄂尔多斯致密含气砂岩中的应用
等效孔隙结构模型是一种广泛应用于石油地质领域中的模型，通过对岩石的孔隙结构进行数学建模，可以更精确地理解岩石的物理特性和储集性能。
在鄂尔多斯盆地的致密含气砂岩中，等效孔隙结构模型可以帮助研究人员更好地理解岩石储气能力，提高页岩气勘探开发的效率和成功率。
首先，等效孔隙结构模型可以帮助确定鄂尔多斯盆地致密含气砂岩的孔隙结构类型和数量。
通过分析孔隙结构特征，识别不同类型的孔隙结构（如纳米孔隙、微孔隙、裂隙等）以及其数量，可以更好地了解岩石的孔隙网络组成和储气能力，进而确定最优的气藏区域。
其次，等效孔隙结构模型可以帮助评估鄂尔多斯盆地致密含气砂岩的物理特性。
通过将岩石数据与合理的等效孔隙结构模型进行比对，可以计算出岩石不同物理参数（如孔隙度、渗透率、孔隙尺寸分布等），为确定岩石储气潜力和开发方案提供参考。
最后，等效孔隙结构模型可以帮助优化鄂尔多斯盆地致密含气砂岩的开发方案。
基于对岩石孔隙结构和物理特性的深入理解，可以采用更科学的岩石水压裂解技术，优化产层石油气采集效果，提高采收率和经济效益。
综上所述，等效孔隙结构模型在鄂尔多斯致密含气砂岩中的应用具有重要意义。
它有助于更好地了解岩石孔隙结构和储气能力，预测气藏分布和储量，选择最佳的采油气工艺和方案，为
鄂尔多斯盆地页岩气勘探和开发的成功实施提供有力的科学支持。
鄂尔多斯盆地南部延长组长6、长7和长8段致密油资源评价孟旺才;孟祥振;陈立军;冷丹凤;王彩霞;王信棚;杨东旭;潘占昆;黄治鑫【摘要】鄂尔多斯盆地内致密油资源潜力不清,资源分布不明,制约了鄂尔多斯盆地致密油的勘探开发.以鄂尔多斯盆地南部长6、长7和长8段致密油为研究对象,运用小面元容积法和分级资源丰度法2种方法对研究区致密油资源量进行了资源评价,从烃源岩特征、沉积相一储层特征和成藏特征系统分析了鄂尔多斯盆地南部长6、长7和长8段致密油的特征.小面元容积法评价得到长6、长7和长8段致密油资源量分别为12.24×108,8.42×108,9.60×108 t,分级资源丰度类比法评价得到长6、长7和长8段致密油资源量分别为12.13×108,9.00×108,9.50×108t.高丰度区主要分布在樊学、新安边、吴仓堡、义正、张家湾—高哨和直罗—富县等地区.评价结果为鄂尔多斯盆地致密油的勘探与开发提供指导.【期刊名称】《中州煤炭》【年(卷),期】2018(040)011【总页数】8页(P144-151)【关键词】鄂尔多斯南部;致密油;资源评价;小面元容积法;分级资源丰度类比法【作者】孟旺才;孟祥振;陈立军;冷丹凤;王彩霞;王信棚;杨东旭;潘占昆;黄治鑫【作者单位】延长油田股份有限公司勘探开发技术研究中心,陕西延安 716000;延长石油(集团)有限公司研究院,陕西西安 710075;延长石油(集团)有限公司研究院,陕西西安 710075;延长石油(集团)有限公司研究院,陕西西安 710075;延长石油(集团)有限公司研究院,陕西西安 710075;中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室,北京 102249;中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室,北京102249;中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室,北京 102249;中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室,北京 102249【正文语种】中文【中图分类】P618.130 引言致密油是指夹持或紧邻富有机质生油岩中的致密碎屑岩或碳酸盐岩聚集的石油，储层覆压基质渗透率小于0.1×10-3μm2，孔隙度小于12%，石油经过短距离运移，单井一般无自然产能或自然产能低于工业油流下限，但在一定经济条件和技术措施下可获得工业石油产量[1-3]。
致密气藏产水影响及开发措施为认清致密砂岩气藏的储层产水机理，以及对开发的影响，寻求有效的开发对策，本文开展了理论研究并结合现场情况进行系统分析。
利用水样化验、物质平衡方程和产水动态特征相结合可以判断大部分井层的产水来源于本层；积液会造成贾敏效应、气体的启动压力梯度升高以及水敏伤害；速度管、泡排措施是治理高产水井的有效措施。
标签：贾敏效应水敏伤害开发措施一、引言鄂尔多斯盆地东部临兴地区横跨伊陕斜坡与晋西挠褶带两个构造单元，归属于吕梁地区。
区块内部构造相对简单，地层平缓（倾角一般不足1°），主要发育有幅度较小的鼻状构造[10]。
主要储层为上古生界本溪组、太原组、山西组、石盒子组及石千峰组。
区内的先导试验区2015年11月开始投产，其采气曲线如图1所示。
区块投产初期即见水，但由于生产井数较少（5口井），初期产水量较少。
2016年11月后，随着区块大量井投产，投产井数增加到18口，产水量随之迅速上升，并随区块产气量变化而变化。
区块总体产水量较小，日产水量约50m3/d。
水气比变化情况如图2所示，从该图可看出，区块大规模上产后水气比呈现总体稳定的趋势，水气比约3 m3/104m3。
二、产水规律统计先导试验区产水资料，盒8段单采，且进行了产水计量的井共5口。
生产过程中5口井产水量都逐渐递减，其具备明显的两段式特征：I阶段：产水量较高，但很快递减到低值，这是因为本层可动水较多，先采出的是大孔喉通道的地层水；II阶段：产水量保持在较低产量，这是因为后期主要是小孔隙的地层水[1]。
三、积液对气井的影响先导试验区气井积液后出现如下特征：积液之后产量迅速下降，递减速度加快，即使排采井筒积液后，产量损失仍难以恢复[2]。
以1井为例，采气曲线如图4所示，该井2016年11月20日投产，投产初期产量约2.0×104m3/d，稳定2.5月后产量降低，气井携液困难，导致井筒积液，积液2月后，该井采用速度管排液，措施后气井可稳定生产，但与积液前产量降低3/5。
致密砂岩气藏水平井多学科综合导向新技术——以鄂尔多斯盆地为例费世祥1,2 杜玉斌3 王一军4 陈楠5 高阳5 王树慧1,2 何鎏1,21.中国石油长庆油田公司勘探开发研究院2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室3.中国石油长庆油田公司气田开发事业部4.中国石油集团东方地球物理勘探有限责任公司研究院长庆分院5.中国石油长庆油田公司第一采气厂摘要 鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩气藏的储层主要表现为近南北方向条带状展布，河道分叉、交汇频繁，单砂体接触方式以侧向加积形成的多层式接触为主，河流交汇处砂体具有近东西向横卧分布的特征，给水平井地质导向带来了很大的难度。
为了提高水平井储层钻遇率，系统分析了水平井地质导向现状和储层沉积特征，利用三维地质建模与三维地震对储层空间展布进行预测，同时结合对已钻水平井砂体空间展布的认识，不断完善和丰富水平井地质导向技术与方法，形成了“小层精细对比入靶、地质小尺度、地震大方向”的多学科思维深度融合的综合导向新技术，并进行了现场应用。
研究结果表明：①沉积模型导向可在入靶过程中精确制导，提高一次入靶成功率，是斜井段入靶导向的主要方法；②地质建模导向可指导水平井钻进，但与地下真实地质体存在着一定的误差，可作为水平段辅助导向方法；③三维地震导向可区分复合河道界限和判断优势砂体空间相对位置，对水平段导向有很好的预判和指导性，是水平段导向的主要方法；④新方法在致密砂岩气示范区应用于水平井62口，实现平均水平段长1 430 m、平均砂岩钻遇率86.2%、平均气层钻遇率70.2%，水平井气层钻遇率提高了10%以上。
关键词 鄂尔多斯盆地 致密砂岩气藏 水平井 沉积模型 地质建模 三维地震 多学科 综合导向 储集层钻遇率DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2019.12.007A new multi-disciplinary integrated steering technology for horizontal wells intight sandstone gas reservoirs: A case study of the Ordos BasinFei Shixiang1,2, Du Yubin3, Wang Yijun4, Chen Nan5, Gao Yang5, Wang Shuhui1,2 & He Liu1,2(1. Exploration and Development Research Institute, PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi'an, Shaanxi 710018, China;2. National Engineering Laboratory of Low-permeability Oil & Gas Exploration and Development, Xi'an, Shaanxi 710018, China;3. Gasfield Development Division, PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi'an, Shaanxi 710018, China;4. CNPC Changqing Branch of BGP Inc., Xi'an, Shaanxi 710018, China;5. No.1 Gas Production Plant, PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi'an, Shaanxi 710000, China)NATUR. GAS IND. VOLUME 39, ISSUE 12, pp.58-65, 12/25/2019. (ISSN 1000-0976; In Chinese) Abstract: The sandstone layers of the Upper Paleozoic tight clastic gas reservoirs in the Ordos Basin are generally distributed in a pattern of nearly NS strip, and the channel branches and intersects frequently. A single sand body is in a multilayered contact mode resulted from lateral accretion, and the sand bodies at the river intersections present a feature of lying in the nearly EW direction, which brings great difficulties to the geosteering of horizontal wells. In order to improve the reservoir drilling rate of horizontal wells, this paper systemat-ically analyzed the geosteering status of horizontal wells and the sedimentary characteristics of reservoirs. Then, the spatial distribution of reservoirs was predicted using 3D geological modeling and 3D seismic. In addition, based on the cognitions on the space distribution of sand bodies from the drilled horizontal wells, the horizontal-well geosteering technology and method were constantly improved and enriched. Thus, an integrated steering technology of "fine sublayer correlation for target entering, geology in small scale, and seismic in large scale" based on in-depth integration of multidisciplinary thinking was newly formed, and it was also applied on site. And the follow-ing research results were obtained. First, under the guidance of the sedimentation model, the target entering process is controlled precise-ly and the success rate of one-trip target entering is improved, so it is one important method for the target steering of deviated hole sec-tions. Second, geological modeling can guide the drilling of horizontal wells, but to some extent, it is deviated from the real underground geologic bodies, so it can be used as an auxiliary horizontal-well steering method. Third, 3D seismic steering can tell the boundary of complex river channel and discriminate the spatial relative location of predominant sand bodies, so it is the primary method for horizon-tal-well steering to provide excellent judgement and guidance on the steering of horizontal hole sections. Fourth, owing to the application of this new method in 62 horizontal wells drilled in the tight gas demonstration area, the average horizontal section length reaches 1 430 m, the average sandstone drilling rate is 86.2%, the average gas layer drilling rate is 70.2%, and the gas layer drilling rate of horizontal wells is increased by more than 10%.Keywords:Ordos Basin; Tight sandstone gas reservoirs; Horizontal well; Sedimentation model; Geological modeling; 3D seismic; Multi-disciplinary; Integrated steering; Reservoir drilling rate基金项目：国家科技重大专项“鄂尔多斯盆地大型低渗透岩性地层油气藏开发示范工程”（编号：2016ZX05050）、中国石油科学研究与技术开发项目“长庆油田5 000万吨持续高效稳产关键技术研究与应用”（编号：2016E-0509）。
鄂尔多斯盆地致密油的定义王香增;任来义;贺永红;席天德;葛云锦;米乃哲;邓南涛【摘要】致密油是继页岩气之后全球非常规油气勘探开发的又一新热点,被中国石油界广泛关注,但目前对致密油的定义还存在诸多分歧.基于鄂尔多斯盆地延长组致密油特征分析,从致密储层物性、可动流体等方面对致密油定义进行深入研究,综合勘探开发成果确定延长组致密油渗透率界限,进而探讨致密油的定义标准.研究结果表明,鄂尔多斯盆地延长组致密油成藏条件良好,主力层系为长6、长7、长8及长9油层组,盆地中部及南部深湖相沉积发育区是最有利的致密油勘探区.综合分析测井、物性、可动流体、主流喉道半径、启动压力梯度、原油粘度、压力系数以及试油试采等资料,提出利用致密油储层六参数法对鄂尔多斯盆地延长组储层分类标准进行调整,将延长组致密油渗透率界定为小于0.5×10-3 μm2,主要包括致密砂岩油和页岩油.其他盆地或油田应结合实际地质特征及勘探开发实践对致密油进行定义.【期刊名称】《油气地质与采收率》【年(卷),期】2016(023)001【总页数】7页(P1-7)【关键词】致密油;定义;渗透率;储层分类;鄂尔多斯盆地【作者】王香增;任来义;贺永红;席天德;葛云锦;米乃哲;邓南涛【作者单位】陕西延长石油(集团)有限责任公司,陕西西安710075;陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院,陕西西安710075;陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院,陕西西安710075;陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院,陕西西安710075;陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院,陕西西安710075;陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院,陕西西安710075;陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院,陕西西安710075【正文语种】中文【中图分类】TE112.1mail：*****************。
致密油是一种非常规的石油资源，近年来成为全球关注的新领域［1-6］，在石油界享有“黑金”的美誉［5-6］。
2014年4月第30卷第2期中国石油大学学报(社会科学版)JournalofChinaUniversityofPetroleum(EditionofSocialSciences)Apr．2014Vol．30No．2
［收稿日期］2013－10－17［基金项目］教育部人文社科基金(11YJC630211)，博士后基金(2011M501262);中国地质大学(武汉)资源环境中心开放
基金(2011B014，H2013003B)［作者简介］杨占玄(1963－)，男，河南巩义人，中石化华北石油局总会计师，教授级高工，博士，主要从事财务会计、预算
管理、投资计划工作。
鄂尔多斯盆地致密油气田开发现状及策略研究杨占玄1，王然2，3(1．中石化华北石油局，河南郑州450006;2．中国地质大学经济管理学院，湖北武汉430074;3．中国地质大学资源环境中心，湖北武汉430074)
［摘要］致密油气资源在中国开发潜力巨大，是中国目前最重要的一种非常规油气资源。如何对中国致密油气田进行低成本有效开发，保障国家能源安全，是当前中国油气田面临与亟待解决的重大问题。鄂尔多斯盆地作为中国第二大盆地，致密油气资源储量丰富，对其开发策略研究具有较强代表性。基于成本效益、技术特征等的分析可看出，鄂尔多斯盆地致密油气田开发中存在一定困难，但也取得了一定成效。中国应从技术创新、管理创新、政策扶持三方面来降低致密油气田的开发成本。［关键词］致密油气田;低成本开发;技术创新;管理创新;国家政策
［中图分类号］F406．72［文献标识码］A［文章编号］1673－5595（2014）02－0008－07
一、引言致密油气藏已逐渐成为油气资源开发新领域，越来越受到世界各国和各石油公司的重视。中国的致密油气资源分布广泛、储量较多，致密砂岩气产量已占到全国的30%左右，累计探明地质储量19279亿立方米。［1-2］待发现的油气资源中，致密油气资源分别占40%、60%左右［3］。中国第二大盆地鄂尔多斯盆地有着丰富的致密油气资源。在中国当前能源紧缺、碳排放量大的情况下，大力开发致密油气藏，对于保障能源安全、加快能源结构调整和转变能源发展方式具有极其重要的意义。然而鄂尔多斯盆地致密油气藏开发具有工艺复杂、成本高等特点，制约了产能建设和效益提升，如何对其进行低成本有效开发，是当前中国面临与亟待解决的重大问题。目前国内外对鄂尔多斯盆地油气资源有效开发的研究较多，研究主要集中在地质特征、技术创新、管理创新以及政策扶持四个方面。地质特征的研究已相对比较成熟；技术创新、管理创新正不断探索，且取得了明显成效；政策扶持多是针对非常规油气资源的研究。对鄂尔多斯盆地地质特征充分了解，有助于油气企业的技术创新。刘洪林等认为，要分析非常规油气田地质特征，应先分析非常规油气资源的砂成矿规律、油页岩成矿规律以及页岩气成藏机制等地质特征，并在此基础上进行技术创新研究，比如提高分离效率基础研究、原位开采基础研究、高效开采基础研究等。［4］魏海峰、周妍等分析了中石化以及鄂尔多斯盆地致密油藏的地质特点、开发状况及其分布规律，认为地质认识是致密油藏有效开发的基础，开发配套技术是保障，开发基础研究是关键，同时提出技术创新比如水平井和分段压裂技术有利于实现致密油气田的工业开发［5-6］。
在地质特征分析的基础上，才能有针对性地提出技术创新。实施技术创新是油气田企业降本增效、增强可持续发展能力、提高企业国际竞争力的有力保障，技术创新可能使短期固定成本上升，但从长远来看，企业的生产成本会降低，单位成本呈下降趋势。刘成贵、熊湘华、DuaneA．McVay等认为，水平井技术及分段压裂技术能促进非常规油气资源有效开发，并从水平井固井、压裂液、泥浆体系、加密钻井等方面提出了提高开采效率的措施，具体包括压裂液的泡沫化降低滤失、增压助排、配液与施工流程优化、钻井液优化等，还进行了油气在微米、纳米等孔喉系统中的生成、吸附等重大理论和技术问题的研究，有助于水平井技术、多级分段压裂技术等技术的大力发展。［7-9］杨华、刘新社等着重分析了鄂尔多斯盆地油气勘探开发的技术创新，认为全数字地震技术、钻井技术、压裂改造技术、井下节流技术、排水采气技术、数字管理技术是适合鄂尔多斯盆地勘探开发的一系列配套技术。［10］地质特征、技术创新在一定程度上反映致密油气藏的成本特性，鄂尔多斯盆地的地质特征决定了其开采成本居高不下，但技术创新以及管理创新等能使单位成本下降，因此，管理创新也是油气资源降本增效的措施之一。时代的变迁、市场的变化、技术的进步等都要求致密油气田的管理与时俱进。作为一个从事生产、服务的油气企业，从材料采购、机械搬迁，到勘探开发生产集输等过程，都有成本费用的发生，通过管理创新即将新的管理方法、手段或模式融入企业管理系统，可大幅度降低成本费用。李玉喜、潘继平等认为，技术创新能提高非常规油气资源的自给能力，提出进行地震储层预测、水平井压裂技术、“井工厂”等体系研究以及低成本人员管理等有助于致密油气藏的大规模低成本有效开发。［11-12］吴裕根等认为，要发挥鄂尔多斯聚宝盆的功能，应重点从管理、资源整合等方面提高资源开发利用效率。［13］ZuoCaineng、JIAChengzao等认为，开采非常规油气资源应把重点放在低成本战略上，应加强规划、完善管理，并努力做好新技术和精细化管理的有效整合，以获得降低成本的效果。［14-15］致密油气藏的地质特征、技术要求等同样在一定程度上决定油气企业需要政策扶持。油气企业最终销售产品具有同质性，对致密油气资源给予政策扶持，可降低致密油气资源的相对成本，提高企业的相对利润，进而提高企业对致密油气资源开发的积极性。谢克昌、丁浩、罗佐县等认为，政策扶持对有效开发非常规油气资源有着极其重要的作用，提出应改进财政支出政策、明确税收优惠政策的整体取向、提升对技术创新的税收激励，建立以“政策调控为主，市场调节为辅”为核心的长效机制来有效开发非常规油气资源，具体可通过财税引导、技术创新以及多元化投资来实施。［16-18］综上所述，运用定性方法从技术创新、管理创新、政策扶持等单方面提出开发策略的研究较多，但目前将定量分析方法用于致密油气资源开发策略研究的还不多见。致密油气资源作为非常规油气资源的一种，具有非常规油气资源的共性，但同样也具有其特殊性。鄂尔多斯盆地作为中国第二大盆地，致密油气资源储量丰富，对其开发策略研究具有较强代表性，能对中国其他致密油气田的开发起到一定的借鉴意义。为此，本文基于成本效益、技术特征等分析鄂尔多斯盆地致密油气田开发中面临的现实困难以及取得的成效，从而为低成本开发致密油气藏提供策略选择，具体从技术创新、管理创新、政策扶持三方面提出措施建议。二、鄂尔多斯盆地致密油气田开发中面临的现实困难鄂尔多斯盆地致密油气藏地质特征决定了其在开采过程中面临现实困难，开发成本居高不下，同时因国家缺少相应政策扶持，各项税收及地方规费增长过快，开发效益水平较低。本文运用定性与定量相结合方法，从税费负担、总成本、天然气价格调整、投入产出比四个方面，分析中石化华北分公司在鄂尔多斯盆地致密油气田开发过程中面临的现实困难，以便为制定策略奠定良好的基础。(一)税费负担沉重
随着各大致密油气田勘探开发步伐的不断加快，勘探开发面积进一步扩大，但受油气价格调整及矿区所在地政府税费诉求不断增加的影响下，在产量及效益增长的同时，吨油收入中各项税费依然占据较大比例，企业负担较重。除所得税以外，目前油气企业缴纳的主要税费为资源税、石油特别收益金、矿产资源补偿费等国家性税费，以及环境保护等地方性规费。其中，矿区所在地省级地方政府征收的有水土流失补偿费、地方性规费（主要为道路维修费、油区治安费等）、价格调节基金等。表1为单位吨油收入为4916元/吨的企业税费情况案例。由表1可知，地方政府征收的三项税费占吨油收入的11.9%，占整体税费的34.4%，石油特别收益金所
占比重最大，为整体税费的49.4%。石油特别收益金是指国产原油销售价格达到一定水平，国家按一定比例对超额收入征收的收益金，其在调节经济利益关系、增加中央财政收入等方面起到了积极作用。但也要看到，石油特别收益金没有考虑非常规石油资源的发展前景以及其增强国家能源安全保障的重大作用。虽然中国非常规油气资源（页岩油气、致密油气）丰富，加大开发力度可大大增加国内油气的供给水平，然而现行的石油特别
·9·第30卷第2期杨占玄，等:鄂尔多斯盆地致密油气田开发现状及策略研究收益金制度却抑制了油气田企业通过技术创新开发非常规油气的积极性。研究结果显示，目前利用水平井等先进技术工艺开发致密油气的成本在80～100美元/桶左右，而现行特别收益金政策没有体现致密油气开发成本较高的客观现实和调整油气田企业超额收益的宗旨，造成了油气田企业实际负担增大，收入降低，已在一定程度上影响了国内非常规油气勘探开发的能力和水平。表1案例税费情况表项目标准金额（元/吨）备注一、单位吨油收入4916107美元/桶二、各种税费合计1704占收入34.7%1．资源税收入4%1972．石油收益金55美元起征8423．矿产资源补偿费收入1%494．水资源费4元/吨45．水利建设基金收入0.1%56．排污费用原油20元/吨207．价格调节基金收入0.15%78．水土补偿费30元/吨309．地方性收费550元/吨550地方自行制定政策收费，占比11.9%油气企业税费负担沉重，尤其是石油特别收益金缴纳金额很高，较少顾及到致密油气田开发高成本的特点，这影响了企业开发致密油气藏的积极性。(二)百万吨产能成本呈上升态势虽然已分析的操作成本波动幅度不大，但操作成本仅为完全成本中的小部分，完全成本还受到科研费用、折旧折耗费用等的影响。近几年，随着致密油气资源大规模开发，勘探开发技术要求越来越高，科研、配套技术投入逐年加大，同时受生产原料、地方各类费用增长等外部因素影响，中国各大致密油气田单位完全成本整体上呈较大幅度增长趋势。图1为鄂尔多斯盆地天然气、原油单位完全成本变动趋势。由图1看出，天然气、原油单位完全成本均有不同幅度的增长；天然气单位完全成本2011年同比增长13.18%，2012年同比增长7.44%；原油单位完全成本近3年保持持续增长，但增长幅度有所降低，2010年同比增长24.75%，2011年同比增长21.96%，2012年同比增长10.36%。单位完全成本的上升主要源于水平井技术的大规模应用以及压裂材料费用的大幅度上涨。中石化华北分公司在鄂尔多斯盆地勘探开发总成本包括物化探成本、探井成本及其他成本，探井成本是勘探开发成本的主要组成部分。由于水平井技术在致密油气田中大规模应用，探井成本增加幅度较大，仅水平井成本就达到直井成本的3～4倍，有的气田甚至更高。水平井成本的重点环节主要包括钻前工程、钻井工程、完井工程、压裂、钻后治理、试油等。钻井工程成本占探井成本比例最高可达50%以上，其次是压裂环节。钻井工程由于其复杂的工艺，成本一直居高不下，近几年略有下降。压裂成本主要包括施工作业费、甲供材料费、石油技术劳务费。压裂成本自2011年大幅度上升，主要是由于甲供材料由以前的国外采购，目前转变为国内采购，使压裂成本上涨10倍多。国家在要求采购国内材料的同时，应鼓励
