0 引言
伴随中国天然气工业近30年发展，先后成功开发了牙哈、靖边、克拉2、涩北、深海一号、榆林、普光、苏里格、龙王庙、涪陵、克深等11个代表性大气田，目前正在攻关深层煤岩气开发技术。其中，鄂尔多斯盆地作为中国第二大含油气盆地，建成了以靖边气田为代表的低渗碳酸盐岩、以榆林气田为代表的低渗砂岩、以苏里格气田为代表的致密砂岩3类大型气田，在天然气开发领域占据重要地位[1]。自1989年陕参1井获工业气流，靖边气田投入开发，揭开了鄂尔多斯盆地天然气开发序幕，至2003年，长庆气区年产量达到50×108 m3；至2007年，榆林、子洲气田的规模建产进一步推动长庆气区年产量超过100×108 m3；至2013年，苏里格气田的快速上产强力支撑长庆气区年产量再超过300×108 m3；经过近10年稳步发展和产量持续攀升，2022年苏里格气田年产量达到304.6×108 m3并迈入世界前十大气田行列，助推长庆气区年产量达到506×108 m3，建成中国石油天然气股份有限公司（简称“中国石油”）第一大气区，并推动鄂尔多斯盆地成为中国天然气产量最高的盆地[2]，2024年天然气总产量达到782×108 m3。当前，中国石油长庆油田公司正不断加大深层煤岩气勘探开发力度，储量和产量已初见规模[3]，鄂尔多斯盆地无疑是支撑中国天然气继续上产与大规模长期稳产的最现实领域。
本文立足鄂尔多斯盆地天然气开发现状，围绕低渗碳酸盐岩、低渗砂岩、致密砂岩3类典型气藏，系统剖析规模效益建产、稳产、提高采收率等开发阶段的技术进展，总结3大主力气藏开发模式，同时梳理深层煤岩气在储层评价与甜点优选、井型井网优化、水平井地质导向等方面取得的技术进展。针对3类主力气藏和深层煤岩气所处的不同开发阶段，深入分析了面临的次产气层挖潜、外围扩边接替动用、剩余气定量表征及差异化挖潜、开发成本逐步控降等主要挑战，指出未来发展方向，以期有效支撑鄂尔多斯盆地不同类型气藏的科学开发。
1 低渗碳酸盐岩气藏开发技术与模式
靖边气田下古生界气藏（简称“下古气藏”）是低渗碳酸盐岩气藏的典型代表，储层在溶蚀作用控制下，侵蚀潜沟普遍发育，具有低孔、低渗、强非均质性的特征[4-5]，主要含气层位为奥陶系马家沟组马五1+2段，其中，马五13为主产气层，马五11、马五12、马五14、马五21、马五22等为次产气层。靖边气田发现至今30余年，主要经历了规模建产与稳产、提高采收率两大开发阶段：建产与稳产阶段主要形成了岩溶古地貌精细刻画技术与储层酸化压裂技术，有效指导早期科学布井，支撑了下古气藏年产50×108 m3长期稳产；提高采收率阶段形成了主产气层挖潜+次产气层有效动用相结合的开发技术，下古气藏内部沟槽挖潜、外围区滚动扩边、纵向立体扩层实现主、次产气层储量动用，上古生界气藏+下古生界气藏（简称“上下古气藏”）立体开发延长气田整体稳产期。最终形成以沟槽精细刻画与上下古气藏立体接替为核心的低渗碳酸盐岩气藏开发模式。
1.1 规模建产与稳产技术
1.1.1 岩溶古地貌精细刻画技术
靖边气田下古气藏沉积埋藏期长期受风化淋滤、水流冲蚀控制，主要发育岩溶高地、岩溶斜坡两种二级古地貌单元。岩溶高地主要位于气藏西部，以垂向溶蚀为主，未能形成有利于天然气储集的层状岩溶带。岩溶斜坡位于气藏中东部，侵蚀、溶蚀作用强烈，其中发育残丘、沟槽、潜坑、洼地等多种三级地貌单元：残丘主产气层保留完整，层状岩溶较发育，易形成连片孔洞型储层；沟槽缺失主产气层、很少有高产气井，但由于水动力能量高，岩溶作用强烈，其两侧上方易形成溶蚀孔较发育的优质储层；沟槽分布复杂，地震识别精度低，储层非均质性强，单井产能差异大，开发井位部署难度大。综合古地质学、残厚法、印模法、层拉平等技术识别沟槽、潜坑等三级地貌单元，结合压力恢复试井、数值模拟、动态监测等手段精细刻画沟槽展布，揭示储层分布规律与高产控制因素，优选残丘及沟槽两侧等有利区部署井位，高产井比例由20%提高到30%左右，高产井前5年平均日产达到7.5×104 m3，预测单井累计采气量（EUR）3×108 m3。
随着资料的逐渐丰富及研究技术的持续进步，对侵蚀沟槽的刻画不断细化，沟槽展布模式认识逐步得到修正，由早期“主沟槽东西向展布”转变为“东西向树枝状连续展布”，最终明确“沟槽与潜坑并存”的新模式（见图1）。在精准区分残丘、沟槽、潜坑、洼地等三级地貌单元基础上，依据沟槽和潜坑地层缺失特征，分小层精细刻画地层展布，重新认识马五1+2储层展布规律，明确沟槽规模较早期认识有明显缩小，宽度由2~3 km缩小到0.2~1.6 km，扩大了主产气层含气面积，新增含气面积500 km2，新增可动用地质储量近300×108 m3，形成了沟槽剩余储量挖潜的井位部署思路。2021—2023年完钻沟槽挖潜井35口，提高了主产气层储量动用程度，马五13钻遇率达88.5%，马五1+2平均气层厚度4.6 m，Ⅰ+Ⅱ类井比例94.3%，气井投产初期套压18.6 MPa，首年平均单井日产气2.5×104 m3，基于沟槽展布特征认识的不断深化，靖边气田的开发水平持续提升，有力支撑了气田长期规模稳产。
1.1.2 储层酸化压裂技术
靖边下古气藏为低渗白云岩储层，开发难度较大，酸化压裂技术成为提高单井产量的关键手段。针对靖边气田中部Ⅰ、Ⅱ类储层，早期采用普通酸酸压、稠化酸与普通酸组合酸压技术，通过优化酸液配方（如降阻酸），降低酸液流动摩阻，延长酸蚀缝长，单井酸量最高达150 m3，试气无阻流量平均提升至17.31×104 m3/d。针对Ⅲ类储层（致密白云岩），传统酸压效果有限，创新采用交联酸携砂工艺，该技术结合酸液溶蚀与支撑剂导流能力，最大加砂量达25.1 m3，返排率超过79%，无阻流量提升至37×104 m3/d，有效解决了储层闭合快、导流能力不足的问题。靖边气田通过酸化压裂与加砂压裂的协同创新，形成了针对不同储层类型的差异化技术体系，显著提升了低渗碳酸盐岩气藏的开发效益。
1.2 提高采收率技术
经过30年高效开发，靖边气田进入开发中后期，下古气藏主产气层剩余气挖潜与次产气层增加动用是提高采收率的主要途径，此外通过上下古气藏立体开发实现上古致密气稳步接替，可进一步延长靖边气田稳产时间。
1.2.1 下古主产气层剩余气挖潜技术
基于产气剖面测试开展气井分层动态储量及泄流半径评价，主产气层井均泄流半径约1.2 km，气藏中部动用程度高，在井距2~3 km条件下井网基本完善，剩余气主要零散分布于气藏中部井间、沟槽边部和东西两侧井网不完善区。气藏中部储层物性及含气性好，剩余气主要为Ⅰ+Ⅱ类剩余储量，而气藏东侧储层物性差，主要为Ⅲ类剩余储量，气藏西侧构造相对较低，含水饱和度较高，主要为Ⅳ类储量。
针对主产气层Ⅰ+Ⅱ类剩余储量，通过建模数模一体化手段，建立高精度气藏数值模型，定量描述剩余气分布及规模，采用平面扩边、内部加密、沟槽挖潜等技术手段实施挖潜，提高气藏采收率。对于下古气藏Ⅲ类致密储量区，单井产量低，开发效益差，常规酸压改造规模小、酸蚀裂缝短，改造后开发效果不明显，通过在酸压基础上实施加砂压裂工艺技术，能够明显提高储层改造的裂缝长度，缝长相较酸压提高60%~200%，单井产能提高3.5倍左右。针对Ⅳ类含水区储量，采用由东向西、由外向内逐步布井，完善开发井网，采取“内排外控”的开发对策，边部井控产降低水侵速度，中部井加强排水，降低地层压力，以提高含水区储量动用程度。
1.2.2 下古次产气层有效动用技术
靖边气田下古气藏次产气层储量占比高达58%，但产能贡献率仅有15%，增加次产气层储量有效动用对气田总体稳产形势具有重要意义。对于岩溶风化壳型碳酸盐岩气藏，储层品质及气井产能受次生孔、洞、缝发育和充填程度控制，缝洞型储层物性及含气性明显好于裂缝-孔隙型及孔隙型储层，是最为有利的储层类型，次产气层开发的关键就是寻找缝洞型储层。综合岩心描述、成像测井、显微观察、孔渗测试和高压压汞等数据，根据孔洞缝组合关系及其成因，建立储层类型测井识别标准与储量分类评价标准，明确不同储集空间产能下限，精细刻画次产层有利区分布，落实马五12、马五14缝洞型储层有利区储量，依据储层分布特征及泄流半径，优化井型井网，部署直井或水平井，实现次产气层效益挖潜与气田稳产潜力提升。
1.2.3 上下古气藏立体开发技术
靖边气田发育下古低渗碳酸盐岩与上古致密砂岩两套开发层系，靖边下古气藏主产气层开发井网基本完善，为相对独立的开发井网。上古致密砂岩气藏、下古主产气层Ⅲ类储量区及次产气层目前动用程度较低，通过采用上下古气藏立体开发的井网部署模式（见图2），有效提高单井EUR，从而实现上古气藏及下古气藏次产气层、主产气层Ⅲ类储量区的效益开发。在下古岩溶古地貌精细刻画与上古致密气有效砂体预测基础上优化井型井网，利用现有井位兼顾上下古气藏实现立体开发，一套井网开发两套层系（见图2）。对于上古气藏，采用直井开发，合理单井控制面积0.33 km2左右，采用500 m×650 m井网部署。对于下古气藏，多层发育区采用直井开发，井距、排距为1 000，1 300 m（见图2a）；有利单层发育区采用水平井开发，井距1 000 m（见图2b）。靖边气田在上下古气藏立体开发技术支持下有效提高了气藏整体动用程度，实现了上下古气藏的有效接替，延长了气田稳产期。
2 低渗砂岩气藏开发技术与模式
榆林气田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡东北部，是中国低渗砂岩气藏典型代表[1]。气田分为南北两部分，南部榆林南自营区由长庆油田自营开发，北部长北合作区由中国石油与壳牌公司合作开发。气田主力开发层系为上古生界二叠系山西组山2段，同时发育下古生界奥陶系马家沟组马五1+2段与上古生界石炭系太原组、二叠系下石盒子组盒8段等含气层位。山2段气藏储层整体属于下切河谷-辫状河三角洲沉积体系，发育三角洲平原、三角洲前缘亚相，为鄂尔多斯盆地目前唯一不需要压裂改造、具有自然产能的低渗气藏，其中长北合作区储层为三角洲平原沉积，气层厚度、孔隙度、渗透率和含气饱和度等地质参数均优于榆林南自营区。综合野外地质测量、类比、经验公式计算及密井网解剖等多方法分析，确定榆林气田山2段单砂体厚度、宽度、长度范围分别为50~500，1 000~2 500，1 000~3 500 m；复合砂体宽度、长度分别为2 500~4 000，8 000~15 000 m，主要呈多层式、多边式、多层多边式、孤立式等4种叠置样式。榆林气田优质储量主要集中在榆林南自营区北部和长北合作区中部主砂带（见图3），长北合作区两侧、榆林南自营区南部及东西两侧因有效储层厚度变小或受含水影响，储量品质相对较差。榆林气田建产至今20余年，主要经历了规模建产与稳产、提高采收率两大开发阶段，形成了水平井整体部署放压生产与直井控压稳产为核心，主产气层扩边、次气产层挖潜及地面增压为配套的低渗砂岩气藏开发模式，支撑了榆林气田年产量保持50×108 m3以上长期稳产。
2.1 规模建产与稳产技术
2.1.1 直井控压稳产技术
考虑榆林南合作区储层横向变化快和强非均质性地质条件，坚持“少投入、多产出、效益优先”思路，井网部署以气井泄流面积、控制储量最大为原则，以正方形井网为基础，采用主砂带中心井距较大、四周井距逐渐变小的近南北向非均匀面积井网（见图3）。建产期一次建井159口，采用直井控压开采，井距1.7~2.5 km，平均单井控制面积4.4 km2，控制储量3.9×108 m3，平均单井日产3.5×104 m3，区块保持年产20×108 m3规模稳产15年，实现少井高产稳产的目标，支撑榆林南自营区山2气藏高效开发，形成上古气藏榆林开发模式。
2.1.2 双分支水平井放压调控生产技术
长北合作区积极引进国外先进技术，坚持项目周期经济效益最大化原则，形成了以“储层综合描述和三维精细建模、岩性及构造地震描述、双分支水平井轨迹精确制导、动态放压生产调控”为主的开发技术。通过储层精细描述识别辫状河沉积主砂带，指导采用双分支水平井设计、扩大储层接触面积，水平井轨迹优先沿高孔高渗的河道心滩区域部署，避开低渗河道侧翼（见图3），提升单井控制储量；采用分段压裂技术形成多级裂缝网络提升泄气效率。投产初期通过控压排液逐步释放地层压力，避免支撑剂回流或出砂；通过井口节流阀或智能控制系统调整生产压差，平衡地层能量，后续通过动态调压和配产优化，降低综合递减率和延长稳产期。总体上，在丛式水平井组、稀井高产、井间接替、调控配产的开发方式下，单井平均控制面积达16 km2，井控储量超20×108 m3，初期井均日产高达83×104 m3，实现了山2气藏高效动用。长北合作区仅用时3年即建成30×108 m3的年生产能力，较开发方案提前2年完成，并保持年产30×108 m3规模稳产15年，打造了低渗砂岩气藏水平井整体开发的典范，被誉为“长北经验”。
2.1.3 直井与水平井开发方式对比
在同一套辫状河三角洲沉积体系下，榆林南自营区与长北合作区分别采用直井控压、水平井放压两种截然不同的开发方式，通过气藏开发指标和经济效益对比，可展现两种开发方式的具体差异。①井均日产和井均EUR对比。长北合作区单井前5年井均日产和井均EUR两项单井指标均优势明显，分别达到40×104 m3、10×108 m3，而榆林南自营区分别为4.8×104 m3、2.6×108 m3。②采气速度、采收率对比。受控于水平井和直井井控面积、部署井数及对区块储量的总体控制程度等影响，两个区块在采气速度、采收率两项气田指标上表现接近，长北合作区两项指标分别为3.3%和63.3%，榆林南自营区分别为2.8%和62.7%。③经济效益对比。内部收益率受天然气价格、气井产量、单井投资、操作成本等多项因素影响，长北合作区比榆林南自营区单井EUR高288%、单井投资高880%、单位操作成本高25%，按此核算，其内部收益率比榆林南自营区低6.3个百分点，尽管如此，长北合作区内部收益率也超过了30%，属高收益水平。可见，无论从气田采收率角度还是经济效益层面，长北水平井放压与榆林南直井控压两种方式均实现了低渗气藏高效开发。
2.2 提高采收率技术
2.2.1 山2主产气层扩边及剩余储量挖潜技术
榆林南自营区山2低渗气藏自然产能稳产10年，2016年开始通过井间加密与外围扩边弥补递减继续维持稳产。山2气藏储层主体连通性好，初期一次部署井网对气藏控制程度高，气井自然稳产效果好，储量动用程度高，未动用储量主要分布于气田东侧的环境敏感区及边部零散区域，通过内部井网加密及外围扩边持续开展相对低品位剩余气挖潜，支撑榆林南自营区年产18×108 m3继续稳产7年。长北合作区山2段储量动用程度相对较低，在沿气藏中部集中部署水平丛式井组的开发方式下，气藏边部遗留了较大规模未动用探明储量，是山2主产气层层内挖潜的主要目标，通过平面扩边部署直井、井间加密直井弥补递减，实现了气田采收率不断提高。
2.2.2 纵向次产气层挖潜技术
为充分发挥老气田压舱石作用，立足多层系发育气藏资源基础和精细气藏描述，通过次产气层分层部署动用技术纵向扩层弥补递减。榆林气田主要发育盒8段、太原组、马五1+2等次产气层，提交控制储量超过700×108 m3，是纵向挖潜的主要目标。针对次产气层砂体薄且分布零散的地质特征，在储层精细描述的基础上充分借鉴苏里格气田透镜体多层分散薄砂体开发的成功经验，主要采用了丛式直井和“S”型井的开发方式，实现了纵向多个次产气层的有效接替动用，进一步延长了气田的稳产期。
2.2.3 多级增压提采技术
截至2024年，榆林南自营区山2气藏整体储量动用程度已超过95%，气田进入开发后期，压力快速下降至接近地面集输系统压力，低压天然气无法进入管网，部分气井被迫间歇生产或关停；低产井与产水井增多，产能递减严重，经济效益降低；同时面临稳产保供压力，亟需通过增压技术措施进一步降低废弃压力、实现零星剩余气挖潜与提高采收率。榆林南自营区自2020年开始逐步实施多级增压提采措施，主要包扩分级压力调控和动态优化配产两部分：首先根据气井稳产期、递减期等不同开发阶段压力变化，设置井口节流、集气站增压、区域压缩机站等多级增压节点，逐级降低井口废弃压力；其次通过生产动态分析与数值模拟，制定合理配产方案，避免初期配产过高导致的压力与产量同步衰减。
为最大化挖掘气井开发潜力，采用数值模拟方法论证一级增压剩余工作量及二级增压增产潜力，开展了3方面精细研究：①增压时点优化。以集气站为单元开展单井增压时点和站点增压时机数值模拟优化，最大限度提高地层能量利用效率。②增压单元划分。依据集气站位置、管网分布，以增压时机相近、地理位置相邻的集气站为单元，进行区域增压。③增压方式优选。发挥现有管网集输能力，不增加地面复线管网，逐步降规模、降压力、阶梯增压，实现降递减、提高采收率的目的。通过合理增压，气井稳产期从传统模式的2~3年可延长至5年以上，预测最终增产气量21×108 m3，采收率可提高2.2个百分点；同时可大幅减少低效井数量，降低修井频率。多级增压技术有效支撑了榆林南自营区稳产期延长、采收率提高和经济效益优化，对进入开发后期的气田应对挑战具有积极的借鉴意义。
3 致密砂岩气藏开发技术与模式
通过技术创新与管理创新驱动，中国石油在鄂尔多斯盆地成功开发了以苏里格为代表的透镜体致密砂岩气藏。苏里格气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北侧，开发层系为二叠系下石盒子组盒8段和山西组山1段[6-7]，属陆相辫状河沉积体系，有效储层主要为心滩与河道底部粗砂岩相，优质含气砂体呈“透镜状”包裹于基质储层内部，形成“砂包砂”二元结构[8]。有效砂体发育规模小，呈多层孤立分散状态，横向连续性与连通性差，平面上有效砂体经多期叠合后大面积连片分布。结合野外露头观测、密井网地质解剖、干扰试井等多手段分析，确定气田有效单砂体厚度、宽度、长度主体范围分别为1~5 m、200~500 m、400~700 m[9]。气田储量丰度总体平均约1.5×108 m3/km2，呈现显著的平面差异化特征：优质储量主要集中在苏里格中区，东区与南区因储层更加致密、西区受高含水影响，储量品质相对较差[6,10]。苏里格气田发现至今20余年，主要经历了规模效益建产、稳产及提高采收率两大开发阶段。形成了以提升单井产量与井网优化提高采收率为核心，生产制度优化、重复压裂、老井侧钻、排水采气、增压开采为配套的致密砂岩气藏开发模式，支撑气田年产量突破300×108 m3并迈入世界前十大气田行列。
3.1 规模效益建产技术
富集区优选技术。在建立大型辫状河沉积模式基础上，在多期叠置的大型辫状河砂体大面积连续分布背景下，明确了心滩与河道底部沉积的粗砂岩相石英含量高，抗压实能力强，有利于原生孔隙保存和次生孔隙形成，是形成有效储层的主控因素，取得多方面的成果：①确认了该气田具有有效砂体规模小、分布分散、连通性差、非均质性强的地质特征，横向上可划分成孤立状、心滩与河道底部切割相连、心滩横向切割局部连片3种分布模式。②建立了6类岩相组合模型，明确了不同类型岩相组合在辫状河体系中的沉积部位，高能河道复合体是粗岩相沉积的有利部位，为富集区和井位优选提供了科学依据，据此优选Ⅰ+Ⅱ类富集区面积1.2×104 km2、储量1.6×1012 m3。其中，Ⅰ类富集区气层平均厚度12 m，Ⅱ类富集区气层平均厚度8 m。③通过数字地震与叠前多信息含气性检测技术，解决了泥岩、含气砂岩、强胶结砂岩、高含水砂岩混杂分布复杂状况下的气层识别问题，有效提高Ⅰ+Ⅱ类井比例和水平井气层钻遇率。
井型优选技术。针对多层透镜状储层地质条件，确立了直井为主、水平井为辅的开发方式[11-13]。针对致密气有效砂体规模小、分布分散及多层叠置特征，结合水平井开发试验，建立水平井部署地质目标优选标准：①构造平缓，地震储层预测砂体分布稳定、含气性检测有良好显示；②辫状河叠置带，砂体厚度大于20 m；③储层连续性好，邻井可对比性强；④气层厚度大于6 m，主产气层纵向储量集中度大于60%；⑤邻井产量高，气水比小于0.5 m3/104 m3；⑥在已开发区部署加密井时，应保证较高地层压力。水平井目标优选技术在提升水平井开发效果、保障气田建产节奏上起到了重要作用，截至2024年底，水平井投产井数占气田总投产井数的11%，产量贡献超过30%。
井网优化技术。苏里格气田早期评价阶段，在先导试验区部署井距800 m与1 600 m两套井网，开展气井钻遇含气砂体个数及规模分析，在28个含气砂体中，21个宽度小于800 m，占比达到75%，进而结合地质解剖、不稳定试井及干扰试井、数值模拟等手段，优化开发井网井距、排距为600 m×1 200 m，并据此编制了苏里格气田50×108 m3开发规划方案，采收率约19%；后续建产期，在井距800 m和1 600 m井网基础上，继续开展加密先导试验，形成（400~600 m）×（600~800 m）试验井网，论证确定气田基础开发井网井距、排距为600 m×800 m[9,14]，先后编制了年产100×108 m3、230×108 m3开发规划方案，采收率提升到30%以上。
开发指标评价与开发方案编制技术。苏里格气田储层强非均质性导致单井测试产量差距大，高产井与低产井产量比值高达10以上。通过建立气井分类标准将气井划分为3类，对早期54口评价井开展聚类分析，确定气田平均单井EUR为2 248×104 m3这一核心指标。同时，首次建立以单井产量与开发井数乘积作为核心依据的开发方案编制技术，指导苏里格气田不同开发阶段的开发方案编制。截至2024年底，近20 000口投产直井的实际生产情况与开发方案设计指标基本一致，证实了方案编制方法的可靠性，有效支撑了苏里格气田规模效益建产及后续的长期稳产。
储层改造提高单井产量技术。受制于致密气藏“低孔、低渗、低压”自身属性，气井必须经过储层改造才能达到工业气流，针对苏里格致密气储层垂向多层叠置、横向连通性差、储层内部“阻流带”发育的特征，纵向多层和横向多段的压裂改造技术是最大程度改造储层、提高井控储量动用程度、实现效益开发的关键[15-18]。经过20余年的攻关，直井压裂实现了从单层或笼统压裂到自主连续油管分层压裂的升级换代，机械分压层数从最初的3层提升到7层以上，同时实现了分压工艺的自主研发；水平井压裂实现了从不具备压裂能力到多段多簇体积改造的升级换代，分压段数达到10段以上，固井完井桥塞分压与暂堵段内多簇压裂技术完全自主化。储层改造技术的持续迭代升级大幅提高了以苏里格气田为代表的透镜体致密气单井产量。
3.2 稳产及提高采收率技术
通过富集区优先动用，2014年底，苏里格气田建成249×108 m3年生产能力，年产量达到230×108 m3，自2015年开始进入稳产阶段。不同于常规气藏气井生产特征，致密气井基本没有稳产期，需通过持续投产新井弥补递减方能保持气田长期稳产[19]：①依靠新区块产能建设接替稳产；②在已开发富集区开展井网加密提高储量动用程度和采收率，实现接替稳产。鉴于苏里格气田大部分未动用区块储量丰度较低或可动水饱和度较高，气井产量普遍低于富集区的加密井，因此提高富集区采收率是气田稳产更具经济性的技术手段，而未动用低品位储量是气田长期稳产的重要储备。围绕经济效益与提高采收率双重目标，形成了以井网加密技术为核心，生产制度优化、重复压裂、老井侧钻、排水采气、增压开采为配套的提高采收率技术系列。
井网加密与优化技术。对于广覆式生烃、连续型成藏、大面积含气、气层分散分布的苏里格致密气，井网加密的核心是在准确认识有效储层发育规模及分布规律、掌握气井生产动态响应特征的基础上，确定经济有效的井网密度。为此，提出了“气田开发整体有效、加密井盈亏平衡、井间适度干扰”的井网加密调整原则，构建了定量地质模型法、动态泄气范围法、产量干扰率法、经济指标评价法及数值模拟法等地质-气藏-经济相结合的多维度井网优化技术，论证不同类型储层最佳井网密度，实现在满足经济效益前提下，接受一定程度的井间干扰，整体优化加密气田开发井网，大幅度提高储量动用程度和采收率的目标：①定量地质模型法的核心是确定有效单砂体规模尺度与分布频率，根据有效单砂体主体规模尺度评价当前井网有效控制的砂体级别及储量动用程度[20]。②动态泄气范围法是基于生产基本达到拟稳态气井的压力和产量数据，在综合考虑人工裂缝、储层物性等参数基础上拟合确定气井泄压范围、动态储量、最终累计产量等重要指标。通过分析气井泄气范围分布频率评价不同井距井网对储量的动用程度。③产量干扰率法则是通过定量表征一定区域内井网加密对气井平均产量的影响程度，评价不同井距井网下储层的连通程度，进而确定井网加密的可行性。④经济指标评价法是以开发效益为导向、以内部收益率为核心评价参数，通过建立井网密度、单井累产、采收率与经济效益协同约束评价模型，确定技术与经济井网密度调整范围，进而指导井网加密调整。⑤数值模拟法通过建立三维精细地质模型及数值模拟进行生产动态拟合，预测不同品质储层条件下气井生产指标，进而确定最优井网密度。经过循序渐进的详细论证，确定苏里格气田富集区可由600 m×800 m基础骨架井网整体加密至400 m×600 m的井网密度（见图4），采收率由32%提升至约45%。
提高采收率配套技术。生产制度优化、重复压裂、老井侧钻、排水采气、增压开采等配套技术主要通过保持地层压力、改善储层渗透性提升泄流能力、沟通新储层提高储量动用程度、降低废弃产量等实现采收率进一步提高：①合理生产制度优化对于提高单井累计产量、延长稳产期至关重要。致密砂岩气放压与控压开采模拟对比试验显示，控压开采可以提高地层压力利用效率，单位压降采气量和最终采收率相对更高[15]。对于产水气井，则需综合考虑控压程度和气井携液能力，以充分发挥气井携液潜能，降低排水采气措施工作量和开采成本的同时提高最终采收率[21]。②重复压裂主要是针对动、静态评价存在较大差异的气井，通过分析改造层位并对比邻井泄压情况评价重复压裂可行性，进而动用因储层改造不足导致的剩余储量，同时可兼顾漏失层位。③老井侧钻主要针对井间遗留储量，对满足侧钻条件气井开展三维井间储层预测，基于压力监测资料分析井间连通性，通过数值模拟预测侧钻水平段累计产量，实现剩余气效益挖潜。④排水采气主要针对不具备依靠自身能量排除井底积液的气井，通过泡沫排水、速度管柱、柱塞气举、压缩机气举、高压氮气气举等排水采气复产工艺[22]，有效改善气井生产效果，提高单井累计采气量。⑤增压开采的目的是降低气井废弃产量，废弃产量是气田开发的一项重要经济和技术指标，废弃产量大小对气井、气田采收率具有较大影响。综合考虑气价和投入成本的影响，苏里格气田废弃产量可从0.14×104 m3/d降至0.10× 104 m3/d，单井累计采气量可增加150×104 m3，提高采收率2个百分点左右。目前主要通过井筒排水采气和井口增压来降低气井废弃压力，进而降低废弃产量，实现提高气井最终累计产量和采收率的目的。
4 深层煤岩气开发技术
深层煤岩气是鄂尔多斯盆地继碳酸盐岩、低渗砂岩、致密砂岩储层之后又一具有巨大开发潜力的储层类型。石炭-二叠系煤层在全盆地广覆式分布，5#、8#煤岩是两套主要煤岩气富集层系[3]，含煤面积16×104 km2，天然气总资源量23.5×1012 m3，其中Ⅰ+Ⅱ类资源量12×1012 m3，煤层厚度5~10 m，含气量15~31 m3/t，按8#煤岩折算储量丰度2.4×108 m3/km2，资源基础雄厚。2024年深层煤岩气年产量达到40×108 m3，呈现出快速发展势头。预计2030年全盆地深层煤岩气产量达到200×108 m3，中长期年产量可能超过500×108 m3，成为继致密气之后又一具有巨大开发潜力的储层类型。目前，在深层煤岩气开发方面基本形成了储层评价与甜点优选、井型井网优化、水平井地质导向及极限体积压裂等技术。
4.1 储层评价与井型井网优化技术
相较于浅层煤层气，深层煤岩气在地质、工程、生产等各方面均展现出了明显优势：①地质条件方面，深层煤岩气构造平缓，断层不发育，煤层厚度、资源丰度均好于浅层煤层气，特别是含气量和游离气占比方面，游离气占比可能高达40%，使单井EUR大幅上升。②工程条件方面，相较于碎裂、碎粒结构为主的浅层煤层气，深层煤岩气以原生煤为主，同时岩石弹性模量、煤储层压力均达到浅层煤层气两倍以上，对于钻完井及压裂改造更加有利[23]。③生产效果方面，深层煤岩气初期日产量可达10×104 m3，显著高于浅层煤层气日产千立方米的水平，同时浅层煤层气一般需要平均6个月的排水期，而深层煤岩气无明显排水期。在系统分析煤岩气储层分区类型和结构差异特征、微孔和宏孔双孔隙结构及分布特征、游离气和吸附气双赋存状态、煤层结构特征、煤矸发育规律、煤层平面展布精细刻画的基础上，建立综合煤岩结构、煤层厚度、成熟度、含气量等关键参数的有利区优选标准（见表1）。进而从地震、地质结合的角度建立“以低伽马原生结构煤为目标、煤岩类型及煤体结构有利、构造平缓”的煤岩气水平井部署标准。以提高气藏采收率为目标，井网部署由“单井工程”向构建“区域缝网体系”转变，初步形成了“地应力场、天然裂缝场、人工裂缝场、井型与方位、井网井距”井网优化部署技术，在“部署-设计-导向”一体化思路下，多次迭代优化水平井设计参数。根据主应力方向，结合构造展布优化水平段方位。以水平段一趟钻最大能力确定不同区域水平段长度，例如纳林河区块水平段设计长度1 000~1 200 m、米脂北区块1 200~1 500 m、绥德区块1 200 m。优选水平井靶体位置为8-1#煤层原生结构光亮煤—半亮煤。考虑煤岩气地质条件，结合压裂缝网监测，主要设计400 m井距的主体井网，在此井距基础上，仍需在先导试验中进一步开展350，300，250，200 m等更密井距的开发试验，进而确定科学合理的井距，力求气藏采收率超过40%。同时，对于盆地发育的5#和8#两套煤岩需要统一评价、统一部署和统一开发，否则5#煤存在单井开发指标较低、效益开发难度较大的风险。
表1 鄂尔多斯盆地深层煤岩气有利区优选标准 |
| 有利区分类 | 构造倾角 | 煤岩相 | 埋深/m | 8-1#煤厚度/m | 煤岩类型 | 宏孔占比/% |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Ⅰ类 | ≤1.0° | 高位覆水森林沼泽 | 1 500~2 500 | >6 | 光亮、半亮煤 | >25 |
| Ⅱ类 | ≤1.5° | 高位覆水、湿地森林沼泽 | 2 000~3 500 | 4~6 | 半亮煤 | 17~25 |
| 有利区分类 | 煤体结构 | 平均含气量/(m3•t−1) | 有机质占比/% | 镜质组含量/% | Ro/% | 夹矸层数 |
| Ⅰ类 Ⅱ类 | Ⅰ分型为主 Ⅰ、Ⅱ分型为主 | >16 12~16 | >96.9 93.2~96.9 | >92.8 86.2~92.8 | >1.6 1.2~1.6 | 0~1 1~2 |
4.2 水平井地质导向与极限体积压裂技术
室内研究与现场试验相结合，逐步形成了“地震构造精细刻画、煤岩结构精细描述、随钻资料精细分析、目的层警戒线精细预测”的水平井地质导向思路，保障有效储层钻遇率和优快钻井，水平井煤层钻遇率提高到95%以上。具体有4个方面技术保障：①通过精细化地层对比与井斜控制，确保水平井精准入靶。按照“依据入靶标志层逐层逼近，大角度浅层入靶”的思路，通过“5#煤层、斜道灰岩、毛儿沟灰岩、7#煤层、庙沟灰岩”等逐层对比、逐级控制，不断校深、调整井斜角度，采取87°~88°探顶，距煤顶1 m左右90°精确入靶。②通过精细化纵向岩性刻画与井轨迹调整，保障水平段在优质储层的钻遇率。建立煤岩纵向岩性剖面标准，明确煤层纵向旋回特征，在优质煤层顶底设置轨迹预测“警戒线”，根据实钻岩性变化，结合旋回顶底接触关系，提前预判构造拐点，便于工程轨迹调整，确保水平段尽量在上部优质煤层中部穿行。③利用近钻头方位伽马、元素录井，辅助支撑水平段地质导向。采用近钻头导向仪器判断煤层顶底位置，结合元素录井分析钻遇岩性边界变化，预测地层倾角，指导水平井钻进。④通过精细化顶底判识，形成差异化调整对策。根据区块煤层、顶底板、夹层发育特征，依据岩性、气测、随钻测井及钻时、钻压资料，总结确定钻出煤岩顶底的判断依据、夹层识别方法及井轨迹精细调整对策。
在深层煤岩气储层改造方面，提出“人造气藏”极限体积压裂改造理念，形成了基于构造曲率、蚂蚁体、各向异性、微构造形态的选段定簇技术，平均施工排量提升至18~20 m3/min，100目（粒径0.15 mm）砂占比提升至70%，平均加砂强度提升至7.7 t/m，平均砂比提高至18%。同时开展了避干扰多簇定向射孔优化，实现控近、扩远、防吐砂改造，布孔方式依据井眼轨迹优化，平台井间交错射孔，降低压窜概率，射孔方向以螺旋水平、扇面向下定向射孔为主。水平井地质导向与极限压裂技术有效支撑了深层煤岩气单井产量的提高。经初步测算，对于水平段长1 500 m的水平井，平均单井EUR约为5 000×104 m3。单井EUR是直接决定气藏开发经济效益的关键指标，需随着深层煤岩气井样本数量的增多，持续不断反复论证，特别是针对不同类型储量区开展不同类型气井的分类评价。
5 气藏开发挑战与发展展望
针对靖边低渗碳酸盐岩、榆林低渗砂岩和苏里格致密砂岩3类开发程度高、处于稳产期气藏，如何开展储层精细刻画、剩余气表征、次产气层评价等为主的气藏描述，实现对开发中后期气藏的重新认识和开发再评价，制定精准有效的挖潜技术对策，是3类气藏提高采收率和延长稳产期的基础和主要挑战。
对于低渗碳酸盐岩气藏，首先需持续推进下古生界岩溶古地貌恢复与裂缝表征研究。通过应用任意水平面法、沉积补偿厚度法等定量化岩溶古地貌恢复方法，完善储层展布刻画流程，多方法综合刻画沟槽展布，全面释放沟槽剩余储量；通过强化次产气层裂缝精细表征，建立裂缝-孔隙双重介质地质模型和数值模拟预测模型，精细刻画次产气层剩余气分布及规模。其次深入开展下古气藏开发中后期生产动态分析，通过精细评价小层产气能力、泄流范围、动用程度及地层压力等动态指标，支撑井网完善、次产气层效益动用及老井挖潜，维持下古生界碳酸盐岩气藏年产40×108 m3规模稳产至2032年，进而结合上古致密气开展纵向立体储量动用性评价，分区分带实施差异化立体井网接替开发，支撑靖边气田年产70×108 m3长期稳定运行。
对于低渗砂岩气藏，通过井震结合精细刻画盒8段、马五1+2接替层系空间展布规律，不断扩大建产潜力，提高产能建设钻井成功率；鉴于榆林气田储量动用程度已超过90%，加强老井分级分类精细化管理、提高挖潜效率至关重要。结合气井生产动态，分别以日产0.1×104，0.5×104，1.0×104 m3为界限建立气井4级管理层次，精准制定工艺措施，持续跟踪措施效果，有效减缓低产井数量增加趋势，进一步提高低产井的产量贡献率；针对老井地层压力系数低和压后快速返排困难等问题，继续探索氮气泡沫减水压裂技术在查层补孔井的应用。针对新老层层间干扰问题，开展查层补孔防层间干扰压裂管柱设计及现场试验。同时加快实施地面二级增压工程，支撑榆林气田年产18×108 m3规模稳产至2031年。
对于致密砂岩气藏，需在定型储层构型分析方法基础上实现小尺度单砂体定量表征。利用水平井横向钻穿有效储层优势，结合河道边界识别、单砂体空间定位等方法，实现大井距条件下纵向细分层位的小尺度单砂体米级量化，大幅提升描述精度，明确各构型单元展布形态、发育规模及统计规律，进一步完善储层地质知识库，深化储层认识。充分利用典型井区高精度三维地质模型明确剩余气主控因素及分布特征，指导开展井位优化部署，进一步发挥模型在剩余气挖潜中的作用。同时持续优化低产低效井排采工艺，扩大云架构柱塞气举智能控制和工况诊断算法试验，如通过智能优化调参提高措施有效率，通过故障智能诊断提高判识准确率等，持续推进老井增产增效。
深层煤岩气开发虽已取得良好效果，但开发效益仍面临较大挑战，核心技术不断升级与成本持续控降是未来规模效益开发的关键。亟需进一步开展资源潜力、井型井网、储层改造、单井指标及经济效益多个方面的评价论证工作，主要可归纳为3点：①加强含气量准确测量、计算参数选取、地质动态特征认识3方面的工作，夯实资源基础。②统筹先导试验方案实施与管理，地质-气藏-工程-经济一体化优化井型井网，定型最优改造工艺，提高一趟钻能力、水平段长度，优化水平井靶体位置及轨迹设计等关键参数，有效提高单井累计产气量。充分结合煤岩气低孔低渗及游离气、吸附气双赋存状态特征，开展大规模压裂改造复杂缝网延伸与支撑条件下基质、裂缝渗流机理及吸附气解吸研究，重视非常规气开发标准井模型在气井EUR和产能评价中的作用和价值，准确预测煤岩气关键开发指标，为生产制度优化、低成本开发策略与中长期科学部署提供科学依据。③坚持低成本开发是实现规模效益开发的必由之路，非常规资源品位低，气井递减速度快，大量钻井保持规模是该类气藏的主要开发模式，单井产能、开发成本和合理经济效益是必须平衡的3大基本要素。通过经济评价初步确定单井最终累计产气量4 000×104~5 000×104 m3条件下单井投资的攻关目标：单井建井投资3 000×104元是近期目标，单井综合投资（含地面）3 000×104元作为后期目标，随着技术进步和产量规模增长持续不断接近攻关目标，从而实现深层煤岩气规模效益开发。
6 结语
低渗碳酸盐岩、低渗砂岩、致密砂岩3类典型气藏的成功开发助力鄂尔多斯盆地建成了中国第1个年产500×108 m3的大气区。靖边碳酸盐岩气田与榆林低渗砂岩气田开发程度高，进入开发后期，次产气层挖潜与外围扩边接替动用仍将是提高采收率关键。致密气开发则主要面临主体区持续提高采收率与低品位区规模效益开发两项核心问题，主体区需通过建模-数模一体化分类定量表征剩余气并提出差异化挖潜技术对策；低品位区需以提产、提效、降本为根本出发点，持续推进地质工程一体化研究，强化大井丛、工厂化、多层系、多井型立体开发模式，大幅提高井控储量进而实现规模效益建产。
当前深层煤岩气已展现迅猛的发展势头，在丰富资源基础的保障下，开发技术的不断升级与成本持续控降有望加快实现规模效益开发步伐，形成对3大主力气藏的有力接替，支撑长庆气区天然气产量持续上产与规模稳产，引领鄂尔多斯盆地向能源超级盆地迈进。同时，所形成的3类气藏成熟开发模式及持续攻关升级的煤岩气开发技术将对鄂尔多斯盆地内部及四川盆地、塔里木盆地、准噶尔盆地等中国重点油气区碳酸盐岩、低渗砂岩、致密气砂岩及深层煤岩气等同类型气藏开发建设与稳产上产提供技术借鉴，助力中国天然气产业高质量发展。