蘇里格壓裂液廢水

1. 碳酸鹽岩水平井分段酸壓優化設計及應用

張 波^1，2 薛承瑾¹ 周林波¹ 張燁^2，3

（1.中國石化石油工程技術研究院，北京 100101；2.中國石油大學石油工程學院，

北京 102249；3.中國石化西北油田分公司工程技術研究院，新疆 烏魯木齊 830011）

摘 要 本文針對西北某油田奧陶系碳酸鹽岩油藏水平井籠統酸壓存在的效果差以及分段改造方式和工具選擇困難等問題，開展了水平井分段酸壓優化設計。根據試驗井實際鑽、錄、測井資料及地應力分析和分段酸壓級數優化結果，結合儲層裂縫、溶蝕孔洞特點，優選完井工具並考慮工具對井徑、井眼軌跡的要求，以有利儲層段有效改造為原則，確定了分段酸壓完井方案；對各段酸蝕裂縫長度、導流能力、施工規模、前置液比例和排量等參數進行了優化，優選壓裂液和酸液，形成了差異化的分段酸壓優化設計方案。現場施工及壓後效果表明：分段酸壓優化設計方法是正確的，可進一步推廣應用，但投球滑套等工具質量以及完井酸壓過程中的質量控制需進一步提高和完善。

關鍵詞 碳酸鹽岩油藏 水平井 分段酸壓 優化設計

Multistage Acid Fracturing Optimizing Design and Application

of Carbonate Horizontal Wells

ZHANG Bo^1，2，XUE Chengjin¹，ZHOU Linbo¹，ZHANG Ye ^2，3

（1.Research Institute of Petroleum Engineering，SINOPEC，Beijing 100101，China；

2.School of Petroleum Engineering，China University of Petroleum，Beijing 102249，

China；3.Engineering and Technology Research Institute，Northwest Oilfield

Company，SINOPEC，Urumqi 830011，China）

Abstract Against to the poor effect of horizontal conventional acid fracturing as well as difficulties on the selection of multi－stage stimulation methods and tools for Ordovician carbonate reservoir in one oilfield in the northwest of China，carried out the multi－stage acid fracturing design.Based on actual drilling，mud logging， logging，stress analysis and the multi－stage acid fracturing optimization results combination with the characteristics of reservoir fractures and solution caves，as well as optimization completion tools and the requirements of completion tools on borehole diameter and trajectory，it has determined the completion program of multi－stage acid fracturing.etching fracture length，conctivity，construction scale，the proportion of preflush and displacement parameters of stages are optimized，the preferred fracturing fluid and acid，and the formation of differentiated multi－stage acid fracturing design.The field test results and effects show that：the optimized multi－stage acid fracturing design is correct and it can further promote the use，but the quality of tools like ball injection sliding sleeve and the quality control in acid fracturing completion still need to be improved.

基金項目：國家重大專項 「大型油氣田及煤層氣開發」 項目（2011ZX05014）。

Key words carbonate reservoir；horizontal well；multistage acid fracturing；optimization design

西北某油田奧陶系碳酸鹽岩油氣藏是溶解氣驅動和底水驅動帶有凝析氣頂的揮發性古岩溶縫洞型塊狀油氣藏，埋深5400～6900m，地層壓力57.0～75.9MPa，溫度118.0～158.7℃。目前主要依靠直井和側鑽水平井籠統酸壓投產，但水平井籠統酸壓改造存在水平井段長、用酸量大、酸壓效率不高的問題，對於酸壓裂縫方位、延伸和在空間的展布形態難以控制，難以對存在物性差異的多個目標儲集體進行有效改造，分段改造方式和工具選擇困難，酸壓效果差。為了提高水平井酸壓改造效果，開展了分段酸壓優化設計及先導試驗。

1 水平井分段酸壓優化設計

水平井分段酸壓技術是油藏地質、鑽井、測錄井、完井和儲層改造多學科緊密結合、協同完成的一項新技術，主要目的是單井產能最大化^［1～3］。其優化設計的流程如圖1所示：首先開展目標儲層的識別、現今地應力場分析、井筒成像以及其他測井資料分析和裂縫參數設計，在此基礎上依次開展完井方案優化和現場實施，分段酸壓施工參數優化和現場實施，配合鑽完井、酸壓全過程質量控制，確保水平井產能最大化。通過裂縫監測、壓後評估分析裂縫形態，修正油藏模型，總結施工經驗教訓，完善水平井分段酸壓優化設計。

圖1 水平井分段酸壓優化設計流程

2 試驗井基本情況

該井是部署在西北某油田的一口開發井，完鑽層位為奧陶系鷹山組，完鑽井深為6190m（斜深）、5440.29m（垂深）。岩性為淺灰色泥晶灰岩、微晶灰岩；鑽井過程中無放空漏失；錄井顯示氣測異常為10層/38m（斜），油跡為2層/17m（斜）；測井解釋Ⅱ類儲層為11層/81m（斜），Ⅲ類儲層為22層/270m（斜）。成像測井解釋5460.00 ～6129.70m分別有5個裂縫和5個溶洞發育井段。地震反射資料表明斷裂較發育，是儲層發育的有利部位。最大水平主應力方向與井眼軌跡夾角為83°，酸壓改造時有利於形成垂直井筒方向的橫向縫。鄰井除1口井自然建產以外，其餘均為酸壓完井，生產過程中均出現高含水。預測本井破裂壓力梯度為0.018MPa/m，地層壓力為57.6MPa，溫度為1 18.6℃。分析認為該井具備水平井分段酸壓改造的條件，但是完井過程中存在封隔器位置較難選擇，施工過程中存在滑套不能打開、裂縫竄層以及壓後高含水等風險。

3 分段酸壓完井方案

根據實際鑽、錄、測井資料和分段酸壓級數優化結果，結合儲層裂縫、溶蝕孔洞特點，並考慮完井工具對井徑、井眼軌跡的要求，以有利儲層段有效改造為原則，確定分段酸壓完井方案。

3.1 完井工具選擇

由於碳酸鹽岩儲層裂縫發育，為了防止裂縫竄層，採用4－1/2″遇水膨脹封隔器＋滑套分段完井酸壓工具，耐壓70MPa，耐溫170℃^［4～7］。關鍵工具包括遇水膨脹裸眼封隔器、投球滑套、壓差滑套、井筒隔離閥、懸掛封隔器、回接插入密封等。設計多級封隔器對水平裸眼段進行機械封隔，根據有利起裂位置放置滑套，壓裂前替清水實現封隔器穩定坐封，施工中從小到大依次投球憋壓打開滑套，酸液從滑套進入地層完成酸壓，酸壓後合層返排。此過程具有節省完井成本、縮短酸壓施工周期、靈活卡封、酸壓規模大、安全性能高等優點。

3.2 分段酸壓級數優化

圖2 裂縫條數和累積產量關系

首先採用油藏數值模擬方法對3口鄰井歷史生產動態進行擬合，獲得本井區地層平均有效滲透率為11.6×10^－3μm²。然後以階段累積產量為目標函數，通過產量優化模擬對試驗井進行分段酸壓級數優化。圖2表明，裂縫條數小於4條時，隨著裂縫條數增加，累計產量呈直線上升，達到最優條數後增加幅度降低。以3年累計產量為判斷准則，最優裂縫條數為5～6條。

3.3 完井方案

綜合實際鑽、錄、測井等資料及地應力分析和分段酸壓級數優化結果，本井分5段完井。封隔器座封位置選擇在物性、電性較差、井徑較規則的井段；滑套位置選擇在裂縫發育、地應力薄弱的井段，且盡量位於層段中部，以增加均勻布酸的效果。封隔器和滑套位置，見表1。

表1 分段完井方案

(1)1in＝25.4mm。

4 分段酸壓優化設計方案

根據儲層特徵，以酸壓後產量為目標，優化各段酸蝕裂縫半長和裂縫導流能力，在此基礎上確定各段施工規模；優選壓裂液和酸液，根據井下管柱與井口承壓要求，確定注入方式、所需設備功率與地面泵壓；優化泵注參數，確定泵注程序，形成差異化的分段酸壓優化設計方案。

4.1 施工工藝優化

綜合改造段長度、儲層發育程度、工具安全性能要求等，第1、4段採用凍膠壓裂＋地面交聯酸酸壓施工工藝，第2、3、5段井段較長，成像測井解釋結果顯示發育多組天然裂縫，為了實現均勻布酸改造，採用凍膠壓裂＋轉向酸＋地面交聯酸酸壓工藝。

4.2 液體體系優化

在避免裂縫向下過度延伸溝通水層的前提下，為了提高有效酸蝕裂縫長度和裂縫導流能力，實現長裸眼段均勻布酸改造，通過實驗優化了壓裂液、地面交聯酸和轉向酸體系配方。120℃、170s^－1下剪切1h壓裂液黏度控制在200mPa ·s以內，地面交聯酸和轉向酸黏度分別保持在50mPa·s和400mPa·s以上。

4.3 酸壓長度優化

圖3、圖4表明，壓後初期產能和階段累積產量隨著裂縫長度增加而遞增，當裂縫長度達到一定值後，增加裂縫長度對平均日產量、累計產量貢獻不大，因此最優酸壓長度為100～120m。

圖3 裂縫長度和日產量關系

圖4 裂縫長度和累積產量關系

4.4 裂縫導流能力優化

圖5、圖6表明，壓後初期產能和階段累積產量隨著導流能力增加而明顯遞增，最優裂縫導流能力為300×10^－3μm²·m。

4.5 施工規模和前置液比例

根據區域地質情況，結合鄰井地應力及地震剖面解釋結果，經計算分析認為目標層上部巴楚組下泥岩段遮擋較好，目標層下部遮擋較差。為了避免溝通水層，將酸壓縫高度控制在80m左右，同時為了溝通T47界面以下水平段以上的有利儲集體，縫高不宜過小。模擬結果表明，單段酸壓規模應控制在總液量500m³左右。在規模均等的前提下，隨著前置液比例增加，裂縫導流能力降低，為了實現裂縫導流能力達到300×10^－3μm²·m的目標，較優前置液比例范圍為40％左右。各段施工規模優化結果見表2。

圖5 裂縫導流能力和日產量關系

圖6 裂縫導流能力和累積產量關系

表2 酸壓施工參數和裂縫參數匯總

4.6 施工排量

裂縫高度和施工排量呈正相關關系，施工規模相同時，施工排量增加，裂縫高度也隨之增加。由於第1段施工摩阻最大，相同排量下井口壓力最高，通過計算分析壓裂液施工排量小於5.0m³/min、酸液排量小於6.0m³/min時，井口壓力低於90MPa，選用105MPa井口及車組可以滿足施工要求。綜合控縫高、井口限壓要求，確定壓裂液施工排量為4.0～5.0m³/min，酸液排量為5.0～6.0m³/min，現場根據壓力情況可進行調整。

5 現場酸壓施工

5.1 施工簡況

2012年4月26日連續施工2段酸壓作業，累計擠入地層總液量1208.1m³，其中滑溜水413.1m³、凍膠365m³、轉向酸80m³、地面交聯酸380m³，最高施工泵壓66.6MPa，最高施工套壓38.7MPa，最高施工排量5.0m³/min，停泵測壓降，泵壓由18.9 MPa下降至17.17MPa，套壓由16.4MPa下降至14.0MPa。酸壓的各項指標基本符合設計要求。由於開泵後顯示油套壓連通和第1、2級投球滑套均沒有明顯打開顯示，現場決定停止施工，排液求產。

5.2 排液生產情況

該井於2012年4月26日用5mm油嘴控制放噴，至28日油壓為19.11MPa，含油30％，產氣3079m³，累計排液240.7m³。截至2012年5月12日，3mm油嘴，油壓25.5MPa，套壓10.7MPa，日產液33.1m³，日產氣23677m³，含水7.6％，累產油888.2m³，高於周圍鄰井初產。壓後效果與擬和分析（表3）表明分段酸壓優化設計方法是正確和有效的。

表3 分段酸壓施工與擬合參數

6 需要改進的問題

1）加強完井過程中質量控制。酸壓開泵後顯示油套壓連通，分析原因：一是密封插管密封失效，回插管柱插入後，沒有上提驗證棘齒錨定的動作，而且打開壓差滑套時打壓瞬間達到41.02MPa時，在此壓力下回插接頭位移90.14cm，而插入密封插管的盤根長20cm，打開壓差滑套的同時可能導致插入密封失效；二是懸掛封隔器及遇水膨脹封隔器未完全座封。今後要加強完井全過程的質量控制，為分段酸壓成功實施提供保障。

2）滑套質量控制。第1、2級投球滑套開啟不明顯。第一段施工完成後，採用1.5 ～4.9m³/min排量多次打滑套，沒有明顯打開顯示，分析認為滑套可能已打開，轉入第二段施工。第二段施工完成後，採用1.5～3.0m³/min排量多次打滑套，沒有明顯打開顯示。再次投入密度2.8g/cm³球，採用1.5～4.5m³/min排量多次打滑套，沒有明顯打開顯示。分析原因是送球排量較高以及滑套質量存在問題。今後要在確保滑套質量的基礎上，優化送球排量，確保分段酸壓成功實施。

7 結論與認識

1）水平井分段酸壓技術是多學科聯合的技術，其關鍵是水平段井筒質量、遇水膨脹封隔器耐溫性、有效密封性、滑套球座密封和憋壓打開性能，建議進一步加強攻關試驗，完善和提高工具性能，同時做好完井和酸壓全過程的質量控制，為提高碳酸鹽岩油氣藏開發效果提供有效的技術支撐。

2）水平井分段酸壓完井方案應以實現有利儲層段有效改造為原則，根據實際鑽、錄、測井資料，在地應力分析、分段酸壓級數優化基礎上，結合儲層縫洞發育情況及完井工具對井徑、井眼軌跡的要求，確定封隔器和滑套位置。

3）對各段酸蝕裂縫長度、導流能力、施工規模、前置液比例和排量等參數進行了優化，優選壓裂液和酸液，形成差異化的分段酸壓優化設計方案。現場施工及壓後效果表明，施工參數、控縫高措施是合理有效的，分段酸壓優化設計方法是正確的，可進一步推廣應用。

參考文獻

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2. 非常規油氣勘探開發關鍵技術

非常規油氣特殊的形成機制與賦存狀態，需要針對性的特色勘探開發技術。提高儲層預測精度和油氣單井產能是技術攻關的重點。國內、外長期針對緻密砂岩油氣、頁岩氣、煤層氣等的勘探開發實踐，形成了一套較為成熟有效的核心技術，這些技術各展所能、相映成彰，推進了非常規油氣資源的勘探開發進程。本節簡要介紹地震疊前儲層預測、水平井鑽井、大型壓裂、微地震檢測、縫洞儲層定量雕刻等5項核心技術。

一、地震疊前儲層預測技術

近年來，油氣勘探開發對地下儲層預測和油氣分布的成像精度要求越來越高，因此地震疊前預測技術受到各大油公司的高度重視，國內、外均投入很大的力量進行相關領域新技術的研發及應用研究。目前，地震疊前儲層預測技術已進入大規模工業化應用階段。

國外地震疊前儲層預測技術發展迅速，方法類型多樣，並推出了功能齊全、特色各異、綜合性強的商用軟體。國內隨著勘探開發對象由中高滲碎屑岩常規儲層向緻密砂岩、縫洞型碳酸鹽岩等非常規儲層轉變，中國石油天然氣集團公司組織開展了地震疊前儲層預測技術研究，形成了以面向地震疊前反演的保真精細處理、基於岩石物理分析的敏感因子優選、層序格架約束下的層位精細解釋、AVO屬性分析、彈性阻抗反演、AVO反演等技術為核心的非均質儲層地震疊前預測、流體檢測配套技術系列。同時，強化應用基礎研究，探索了岩性阻抗反演、流體阻抗反演、彈性阻抗系數反演、疊前同步反演、波動方程疊前彈性參數反演、多波波動方程同時反演、PGT含氣飽和度定量預測等疊前儲層預測、流體檢測新技術，為進一步提高非均質儲層預測精度奠定了基礎。

近年中國石油天然氣集團公司還開展了全數字三維地震採集處理、高密度地震採集處理等配套技術攻關，使得地震疊前道集數據的解析度、保真度有了較大幅度提高，地震面元的方位角、炮檢距、覆蓋次數等屬性分布更加均勻，為進一步提高地震疊前儲層預測技術應用效果提供了保障。

與傳統的地震疊後儲層預測相比，地震疊前儲層預測的精度顯著提高，主要是由於疊前地震有更多的信息可以利用，疊後地震主要利用的是地下岩石縱波信息，而疊前地震既包含縱波也包含橫波信息。儲層物性參數變化時，在縱波和橫波信息上有著顯著不同的表現，利用這種顯著差異性，可以實現儲層和流體精確成像，這在單一疊後縱波資料上無法完成。地震疊前儲層預測技術，在中國石油天然氣集團公司各大探區均見到了明顯的應用效果。如在四川龍崗地區深層碳酸鹽岩氣藏識別應用中，礁氣藏預測符合率為75%，灘氣藏預測符合率為88%;在四川盆地須二段地震疊前含氣性預測中，符合率大於80%。

二、水平井鑽井技術

水平井鑽井技術是利用特殊的井底動力工具與隨鑽測量儀器，鑽成井斜角大於86°，並保持這一角度鑽進一定長度井段的定向鑽井技術，是頁岩氣、緻密砂岩氣、煤層氣等非常規油氣低成本高效開發的關鍵技術。與直井相比，水平井具有泄油氣面積大、單井產量高、穿透度大、儲量動用程度高、節約土地佔用、避開障礙物和環境惡劣地帶等優點。

水平井技術近年來在國內、外發展迅速，在提高單井產量和採收率方面發揮了重要作用。美國在緻密氣、頁岩氣開發上積累了豐富的經驗，形成了叢式水平井、批鑽、快速鑽井以及長水平段水平井等提高單井產量、降低鑽完井成本的主體技術，實現了緻密氣、頁岩氣等低品位儲量的有效開發。目前，全球水平井井數約5萬口，主要分布在美國和加拿大。2002年以後，水平井的大量應用直接推動了美國頁岩氣的快速發展。

美國水平井鑽井數從2000年的1144口增長到2010年的9800口，增長了8.6倍。水平井比例從2000年的3.9%增至2010年的20%。水平井應用的主要對象是頁岩氣，其中2008年美國鑽頁岩氣水平井7282口，其中Barnett頁岩中水平井比例已佔90%以上。

國內水平井鑽井技術日益受到重視，近年來在鄂爾多斯盆地蘇里格與長北、塔中、松遼盆地深層火山岩等氣田勘探開發中取得了進展，成效顯著。如在長慶鄂爾多斯蘇里格緻密砂岩氣區、長北低滲透砂岩氣田，通過長期的探索和攻關，逐步形成了以水平井、長水平段叢式分支井等為主的開發技術，為今後大規模緻密氣田、頁岩氣的開發積累了經驗。在緻密砂岩、頁岩氣開發時一定要轉變傳統的觀念，破除低效儲量不能用高新技術的落後觀念，樹立水平井打快、打好、打長的意識。在水平井打長方面，要求水平段至少在1000m以上。

當前，水平井鑽井技術正在向集成系統發展，即結合地質、地球物理、油層物理和工程技術，開發大位移鑽井、側鑽水平井鑽井、分支井、徑向水平井、欠平衡鑽井、連續油管等技術，並研製技術含量高的隨鑽測量(MWD)、隨鑽測井(LWD)等設備。

三、大型壓裂技術

大型壓裂技術是提高非常規緻密儲層滲流能力的關鍵技術。大型壓裂技術突破了常規壓裂理論的束縛，主要採用大排量、大砂量在地層中造出超過常規壓裂長、寬、高的裂縫，擴大泄油氣半徑，創造「人造滲透率」，提高單井產量，大幅增加了非常規油氣儲量的動用程度。水平井分段壓裂、直井分層壓裂等核心技術已經成為美國非常規氣的有效開發的核心。2003年，以水平井多段壓裂技術取得突破為標志，實現了Barnett頁岩氣的快速發展，也加快了頁岩氣領域從發現到開發的節奏。

近年來，中國石油天然氣集團公司進一步加大了直井分層壓裂、水平井分段壓裂關鍵技術引進和攻關的力度，取得了長足的進步和明顯的生產效益。如分層壓裂技術在蘇里格東區、川中須家河組儲層取得了明顯效果，蘇里格東區分壓4層是合層壓裂產量的1.7倍，川中須家河分層壓裂產量是合層壓裂的1.6倍。蘇里格氣田通過實施水平井分段壓裂，水平井初期平均單井日產氣達到7.8×10⁴m³，可保持日產氣5×10⁴m³穩定生產，增產效果明顯。

直井分層壓裂技術一般包括封隔器+滑套投球分層壓裂、連續管噴砂射孔、環空加砂分層壓裂、TAP套管滑套閥分層壓裂等。封隔器+滑套投球分層壓裂技術已在蘇里格氣田應用2000口以上，在川中須家河應用110口以上，已成為蘇里格氣區、川中須家河組直井分層壓裂的主體技術。長慶油田引進的Schlumberger公司TAP套管滑套閥分層壓裂技術，在蘇里格氣田和盆地東部完成了4口井現場試驗，取得了明顯效果。如2010年長慶油田在米37井2402.8～2845.0m井段，採用TAP工藝在國內第一次成功進行連續9層分壓，注入總液量1672.0m³，加砂量126.4m³，創造了該技術在國內分壓層數的新紀錄。同時成功實施了鑽飛鏢作業和關閉產水層作業，實現了個別產水層TAP閥的成功關閉，有效降低了產水層對試氣產量的影響。米37井關閉主要產水層山2和盒7段滑套後，試氣井口產量從1.89×10⁴m³/d上升到5.70×10⁴m³/d，產水量從16.7m³/d下降到3.6m³/d，大大降低了產水層對試氣產量的影響。

水平井分段壓裂技術包括裸眼封隔器+滑套投球分段壓裂、水力噴射分段壓裂等。裸眼封隔器、滑套投球分段壓裂技術在蘇里格已累計應用57口井，主體為分壓4～5段。川慶鑽探等單位已實現了工具國產化，並從分壓4～5段發展到11段。國產化裸眼封隔器、滑套投球分段壓裂工具在蘇里格已入井18口，最多分壓10段。

吉林油田長深登平2井，是中國石油天然氣集團公司目前水平井分段壓裂規模最大的井，創造了目前中國石油天然氣集團公司水平井壓裂級數最多、單井壓裂規模最大、單級壓裂規模最大3項記錄，推動了松遼盆地長嶺凹陷緻密砂岩氣田的規模有效開發。長深登平2井水平段長837m，鑽遇氣層厚度為755m，分10段壓裂，泵入總液量4610m³，加砂838m³。通過採用大規模分段壓裂，10mm油嘴測試日產氣35.8×10⁴m³(油壓22.8MPa)，目前該井穩定產量17×10⁴m³/d(油壓18.5MPa)，進一步拓寬了松遼盆地緻密氣藏有效開發的技術思路。

四、微地震檢測技術

微地震又稱無源地震或被動地震，在油藏壓裂、注水開采等生產活動中，地下油氣藏一般會伴生類似天然地震、烈度很低的微地震現象。產生微地震的位置可以根據反射器的類型確定，根據采樣密度和縱波來計算確定。

微地震技術可以用來檢測油氣生產層內流體的流動情況，以及裂縫的活動情況，可以用來研究在斷層帶附近發生的自然地震。微地震在油氣勘探開發中常用來監測油藏生產、作業效果，為優化油氣藏管理、緻密儲層勘探開發提供了決策依據。

目前，微地震技術在國外油藏監測以及國內礦山開采監測等生產領域，已是一門較成熟的技術，也是近年來國外頁岩氣勘探開發過程中，改進頁岩氣增產效果的一項必不可少的專項技術。

頁岩氣的開發主要依賴於通過大型壓裂，建立一種長而寬的人造裂縫通道，將大量的非常復雜的裂縫網路連通，從而增大泄壓面積。微地震監測技術是了解人造裂縫的幾何形態、改進增產措施或加密井效果的關鍵。頁岩氣開發過程中的微地震壓裂監測技術，是將檢波器放置在距壓裂井小於600m的觀測井中(一般是直井)，對壓裂井在壓裂過程中誘發的微地震波進行持續的監測，動態地描述壓裂過程中裂縫生長的幾何形狀和空間展布形態。

微地震分析能夠及時了解人造裂縫產生的方向、延伸長度等信息，還可實時監測控制壓裂的過程，提供壓裂增產期間關於多次壓裂深度和寬度的寶貴信息，做到對壓裂方案進行優化選擇。如利用實時裂縫監測資料，可確定裂縫尺寸的異常變化，從而使分級壓裂方案得到及時調整，並分析該調整方案對整體壓裂方案產生的影響;同時，可確定裂縫是否偏離設計層位，確定封隔方法的效果達到了何種程度。在分級壓裂過程中，如果確定某層位得到了重復壓裂，可終止當前壓裂措施並開始下級壓裂;如果確定目前施工層位正在產生多條裂縫，根據壓裂液與支撐劑的剩餘量，適當延長該層位的壓裂時間;如果確定裂縫遇到了斷層，立即停止壓裂施工。裂縫監測在頁岩氣壓裂中佔有很重要地位，通過裂縫監測，確定裂縫方位和展布，計算改造體積，為產量預測、新井布井、壓裂設計提供依據。此外，利用微地震檢測技術還可以對頁岩壓裂前後的滲透率進行估算。

我國在塔里木、華北、長慶等油田曾利用微地震技術進行過油藏監測方面的先導性試驗，在注水前緣監測、區域天然裂縫預測和剩餘油分布識別等方面，取得了一定效果。但在頁岩氣勘探開發中的應用還處於初期探索階段。

五、縫洞儲層定量雕刻技術

縫洞型儲層具有大規模層狀與准層狀分布特徵，部分連通型縫洞可以形成連續型油氣藏，是碳酸鹽岩的重要油氣勘探開發領域。碳酸鹽岩縫洞型儲集空間一般肉眼可見，包括溶蝕孔、洞、縫及大型洞穴、裂縫等，具有極強的非均質性。

縫洞型儲層前期研究主要是利用地震剖面「相面法」進行定性識別目標，如「羊肉串」模式，但是由於受深層地震資料信噪比低的影響，縫洞難以精確成像。21世紀以來，中國石油、中國石化等公司組織了縫洞儲層定量雕刻技術攻關，初步實現了復雜縫洞性儲層的雕刻與定量化評價，已在塔里木盆地奧陶系、鄂爾多斯盆地奧陶系等縫洞型油氣勘探發現中發揮了關鍵作用。

鑽前縫洞型儲層定量雕刻主要依靠地震資料，以高保真地震成像處理為前提，以模型正演和岩石物理分析為基礎，通過「三定法」，實現縫洞型儲層或油氣藏的定量化預測。「三定」是指:①定位置，利用高精度三維地震和各向異性偏移技術，實現地震信息的高精度成像;②定形態，利用振幅雕刻技術(洞穴)和方位各向異性技術(裂縫)，實現縫洞體系立體描述;③定規模，利用岩石物理分析和正演模擬技術，實現儲集空間定量化預測。如在塔里木盆地塔北和塔中地區，應用縫洞體系立體描述技術，縫洞儲層鑽遇率達到100%。應用PG剖面、流體因子等多屬性融合技術，縫洞儲層流體預測符合率達到80%以上。

碳酸鹽岩縫洞體系地震定量雕刻技術系列包括4項核心技術:①井控地震保真處理技術，能夠促進地震剖面串珠反射更加清晰、數量明顯增多;②疊前地震偏移技術與各向異性處理技術，能夠精細刻畫不同級別的斷裂系統;③溶洞模型正演技術，能夠建立縫洞大小、填充與地震響應量版;④三維可視化雕刻技術，能夠對裂縫、溶洞進行獨立雕刻和融合研究，分析縫洞系統的連通性，精細描述縫洞的空間關系。

鑽後縫洞型儲層定量評價，主要依靠微電阻率掃描成像測井技術。目前已形成了以電成像測井為主導的有效儲層識別及縫洞儲層參數定量評價技術，建立了多種較為有效的流體識別方法圖版，顯著提高了此類儲層的測井評價能力。另外，開發的遠探測聲波反射波成像測井新技術，使得探測距離由3m拓展到10m，有利於發現鄰近分布的隱蔽縫洞，提高評價精度。

3. 鄂爾多斯盆地蘇里格石炭-二疊系緻密砂岩氣

鄂爾多斯盆地上古生界自下而上可劃分為上石炭統本溪組、下二疊統太原組和山西組、中二疊統下石盒子組以及上二疊統石千峰組，主要為一套海陸過渡相的含煤碎屑岩沉積地層。烴源岩為煤系發育的本溪組、太原組和山西組，工業氣層在各組地層中都有分布，以下石盒子組和山西組為主。上古生界天然氣資源豐富，已發現蘇里格、榆林、大牛地、烏審旗和子洲-米脂等5個儲量超過1000×10⁸m³的大型氣田。上古生界大面積緻密砂岩儲層以石英砂岩為主，平均孔隙度8%～10%，滲透率多小於1×10^-3μm²，以低滲、低壓、低豐度為特點，一般無自然產能，不經過壓裂等工藝改造很難獲得工業氣流。

蘇里格地區位於鄂爾多斯盆地西北部，橫跨伊陝斜坡和伊盟隆起兩個構造單元，勘探面積4×10⁴km²。上古生界發育多套含氣層系，主力層為二疊系下石盒子組盒8段和山西組山1段，目前已探明地質儲量3.2×10¹²m³，具有勘探面積大、含氣層系多、緻密低壓低豐度等典型特徵，勘探開發潛力大(王道富等，2005；楊華等，2005；鄒才能等，2006，2007；劉新社，2008；付金華等，2008)(圖3.11)。

(1)緻密岩氣地質特徵

1)含氣層系多，分布面積大。鄂爾多斯盆地緻密氣主要分布在上古生界石炭系本溪組和二疊系太原組、山西組、石盒子組及石千峰組碎屑岩中，發育19個含氣層組。自上而下，本溪組劃分為本1、本2、本3三個含氣層段，太原組劃分為太1、太2兩個含氣層段，山西組劃分為山1、山2兩個含氣層段，石盒子組劃分為盒1至盒8八個含氣層段，石千峰組劃分為千1至千5五個含氣層段。主力含氣層段為下石盒子組盒8段、山西組山1段和太原組太1段，單井平均發育氣層5～10段，單個氣層厚3～8m(圖3.12)。

在平緩的區域構造背景下，緻密岩氣主要分布在盆地中部斜坡部位，氣藏埋深從西向東逐漸變淺，西部地區2800～4000m，東部地區1900～2600m。氣層縱向上相互疊置，平面上疊合連片分布，大面積含氣，鑽井證實盆地含氣范圍達18×10⁴km²。在大面積含氣背景下，局部相對富集。如蘇里格氣田含氣面積超過4×10⁴km²。

2)煤系烴源岩發育，氣藏甲烷含量高。上古生界緻密岩氣藏中δ¹³C₁，值主要為-3.5%～-2.9%，δ¹³C₂值基本大於-2.7%。伴生凝析油均呈姥鮫烷優勢，Pr/Ph(姥鮫烷/植烷)值變化在1.64～2.41之間，具有典型的煤成氣特徵。上古生界煤系烴源岩大面積分布，西部最厚，東部次之，中部薄而穩定，煤岩厚6～20m、有機碳50%～90%，與煤岩伴生的暗色泥岩厚40～120m、有機碳1.0%～5.0%。烴源岩熱演化程度已普遍進入高成熟階段，R_O值為1.3%～2.5%。計算總生烴量563.11×10¹²m³，生烴強度大於10×10⁸m³/km²的區塊占含氣范圍總面積的75%以上，具有廣覆式生烴的特徵，豐富的氣源條件為大面積緻密岩氣藏的形成提供了物質基礎。

圖3.11 上古生界沉積綜合剖面圖

圖3.12 蘇里格氣田蘇20區塊蘇20-16-13～蘇20-16-22井氣藏剖面圖

(據楊華等，2012)

由於上古生界天然氣主要來源於高演化的煤系烴源岩，成烴以氣為主。因此，天然氣組分主要以高的甲烷含量為特徵，甲烷含量為90.08%～96.78%.平均為94.10%；乙烷含量為1.29%～7.38%.平均為3.78%；天然氣相對密度為0.565 9～0.624 7，平均為0.597 6；二氧化碳含量為0～2.48%，平均為0.43%；各緻密岩氣藏中無論是天然氣組分，還是相對密度均有較好的一致性，天然氣組分分析中未見H₂S，屬無硫干氣。

3)儲層物性差，非均質性強。上古生界緻密岩氣儲層岩性主要為石英砂岩、岩屑石英砂岩及岩屑砂岩，以中—粗粒結構為主，主要粒徑區間分布在0.3～1.0mm范圍內，結構成熟度和成分成熟度較低。孔隙類型以次生溶孔和晶間孔為主，原生粒間孔在孔隙構成中居於次要地位，含少量收縮孔和微裂隙。地表條件下砂岩孔隙度小於8%的樣品佔50.01%.孔隙度為8%～12%的樣品佔41.12%，孔隙度大於12%的樣品只佔8.87%；儲層滲透率小於1×10^-3μm²的佔88.6%，其中小於0.1×10^-3μm²的占 28：4%。覆壓條件下，基質滲透率小於 0.1×10^-3μm²的儲層佔89%，具有典型緻密岩氣儲層特徵。

上古生界儲層主要形成於陸相沉積環境，由於物源區岩性復雜，河流—三角洲水動力能量多變，決定了沉積物成分、粒度變化快，後期成岩作用復雜，儲層在三維空間表現出了強的非均質性。作為多期疊置的砂體規模很大，但作為連續的儲集體卻有限。如石盒子組盒8段儲層，疊合砂體南北向延伸可超過300km以上，東西向寬10～20km，砂體厚度20～30m；連續儲集砂體南北長2～3km，東西向寬1～1.6km，有效砂層厚度3～10m。

4)非浮力聚集成藏，圈閉界限不清。鄂爾多斯盆地上古生界砂岩儲層緻密化時間為晚三疊世—中侏羅世，而天然氣的大規模生、排烴時間為晚侏羅世—早白堊世末，儲層緻密時間要早於天然氣運聚成藏期，在區域構造非常平緩的背景下，天然氣浮力克服不了儲層毛管阻力，天然氣難以沿構造上傾方向發生大規模的側向運移，以一次運移或短距離的二次運移為主，構造對氣藏的控製作用不明顯，天然氣就近運移聚集成藏。在強的儲層非均質性控制下，滲透率級差影響了天然氣的富集程度，相對高滲透儲層天然氣充注起始壓力低，運移阻力小，氣容易驅替水，而滲透率較低的儲層天然氣充注起始壓力高，運移阻力大，氣較難進入，儲層非均質性控制下的差異充注成藏造成天然氣主要富集於相對高滲砂岩儲層中。

在近距離運聚成藏條件下，一方面，天然氣主要富集於緊鄰烴源岩的儲集層中，本溪組、山西組源儲共生，含氣飽和度平均為70%；石盒子組盒8段緊鄰烴源岩，含氣飽和度為65%；石盒子組上部及石千峰組遠離烴源岩，含氣飽和度平均為50%。另一方面，由於浮力不起控製作用，油氣水分異差，氣藏無邊、底水，無統一的氣、水界限，在不同期次砂體中，存在上氣下水、氣水倒置以及氣水同層等多類型氣水賦存狀態，氣藏圈閉邊界不清晰。

5)氣藏具有典型三低特徵，單井產量低。上古生界緻密岩氣藏具有典型的「低滲、低壓、低豐度」特徵。地層條件下，89%的儲層基質滲透率小於1×10^-3μm²，同時，在開發過程中發現，儲層滲透性隨著氣藏壓力降低而下降，並具有不可逆性。滲透率越低，應力敏感性越強，滲透率下降得越快；地層壓力系數0.62～0.9，自然能量不足；氣藏儲量豐度低，含氣面積大，儲量豐度一般為(0.8～1.5)×10⁸m³/km²，含氣范圍呈大面積連片分布。

天然氣井一般無自然產能，經儲層壓裂改造後，直井平均日生產量(1～2)×10⁴m³，水平井平均日生產量5×10⁴m³，氣井在生產動態中表現為初期遞減快，中後期遞減慢，在較低井底流壓下，表現出一定的穩產能力。

6)氣水性質與分布。以高甲烷含量為特徵，重烴(C₂₊)組分含量一般小於10%，凝析油含量低一極低。大部分天然氣樣品的甲烷含量大幹93%，反映了以「干氣」為主、「濕氣」為輔的特徵。縱向上，烴氣含量從太原組到石盒子組逐漸增大，從97.55%→97.87%→98.23%，顯示出垂向運移過程中非烴氣逐漸被過濾、烴氣相對富集的特點。天然氣中非烴組分主要為CO₂和N₂，氫氣、氦氣等組分的含量極低，一般小於0.1%，未檢測到硫化氫。

天然氣的穩定碳同位素分析結果顯示，絕大部分樣品的甲烷及重同系物具有相對富穩定同位素¹³C的煤成氣特徵。蘇里格地區石盒子組和山西組2個含氣層位的烷烴氣碳同位素都較重，具有煤成氣的特點。對應分子的C₂～C₄碳同位素值，山西組普遍高於石盒子組，也表明天然氣來源於下部地層，顯示近源的同位素重、遠源運移來的天然氣輕的特點。

蘇里格地區天然岩性氣中存在有不同程度的產水現象，無連片水體和明顯的邊底水，多數井以氣水共存為特點，水夾在氣田內或氣層中。平面上主要分布在兩部和東部地區，西部地區探井產水量(約9m³/d)高於東部地區的產水量(小於5m³/d)，縱向上主要分布在盒8段，其次是山1段，盒8段產水量比山1段高。

蘇里格地區盒8段、山1段地層水基本都為CaCl₂型，總礦化度為1.61～114.27g/L。，平均礦化度為40～58g/L之間，高於海水的鹽度35g/L，表明礦化度較高。其中，石盒子組(主要為盒8段)總礦化度在1.61～114.27g/L之間，平均礦化度為43.13g/L.；山西組(主要是山1段)總礦化度在4.03～101.72g/L之間，平均礦化度為47.27g/L；太原組的平均礦化度最高，達57.62g/L。

依據礦化度、水化學特徵系數和蘇林水型綜合判別標准，將水型分為3類，即正常地層水、淡化地層水和凝析水，統計發現本區地層水主要為正常地層水和淡化地層水，少部分為凝析水。

蘇里格氣田位於鄂爾多斯盆地西北部，主要含氣層位為上古生界石盒子組盒8、山西組山1，氣層埋深3200～3900m，儲層平均孔隙度8.68%，平均滲透率0.91mD。2007年開始進入二次整體勘探，在深化儲層精細評價和成藏富集規律研究的基礎上，以提高單井產量為突破口，地震勘探實現了由常規地震勘探轉向全數字地震勘探，疊後儲層預測轉變為疊前有效儲層與流體預測儲層改造實現了不動管柱一次分壓四層以上的技術突破。蘇里格地區緻密岩氣勘探取得重大進展，連續5年新增天然氣儲量超5000×10⁸m³，目前該區天然氣儲量累計達到3.17×10¹²m³，成為我國第一大氣田。

7)資源潛力大。截至2011年年底，鄂爾多斯盆地累計完鑽古生界天然氣探井1367口，進尺451×10⁴m，其中工業氣流井664口，平均探井密度0.55口/100km²。靖邊、榆林、蘇里格等地區探井密度最高，達到了2.4口/100km²。環縣、吳起、宜川等地區探井密度最低，為0.1口/100km²。根據國際通用標准，預探井密度大於0.1口/km²為高勘探程度區，0.1～0.01口/km²為中等勘探程度區，小於0.01口/km²為低勘探程度區，鄂爾多斯盆地仍具有較大的勘探潛力。從已探明地質儲量的分布來看，在層繫上90%的探明儲量分布在石盒子組盒8段和山西組山1段，而緊鄰烴源岩層的本溪組和太原組勘探還未取得大的突破；在區域上緻密岩氣含氣范圍達18×10⁴km²。而目前探明儲量的98%分布在蘇里格、榆林、鎮川堡等不足6×10⁴km²的區域范圍內，資源發現不均，勘探潛力較大。

蘇里格緻密氣田成功開發主要體現在兩個方面：一是相對高效井的比例由評價初期的60%提高到規模開發階段的80%以上，並持續保持；二是通過氣田開發方式的轉變，在提高單井產量方面取得重大突破。2009年以來，氣田開發大力推動水平井規模開發，單井平均產氣量達到5×10⁴m³/d，為直井產量的3-5倍。目前投產水平井192口，日產水平910×10⁴m³，占總井數4%的水平井產量達到總產量的20%左右。

(2)技術集成創新，形成一套適用的勘探開發技術

鄂爾多斯盆地在緻密岩氣勘探開發過程中，經過長期探索和技術攻關，形成了適合緻密岩氣勘探開發的配套技術系列，主要技術如下。

1)全數字地震技術。鄂爾多斯盆地地表主要為沙漠和黃土區，地震波能量衰減強烈，目的層反射信息弱，氣層厚度相對較薄，常規二維地震預測可以找到砂體，但預測含氣性效果一般，全數字地震由於採集資料品質的提高，滿足了用疊前地震資料直接預測氣層的條件，實現了儲層預測由砂體預測轉為含氣砂體預測，使直井的有效儲層預測成功率由初期的50%提高到80%以上。全數字三維地震不但可以滿足疊前地震彈性波反演和含氣性預測，而且可以精細刻畫和預測儲層岩性、物性、含氣性以及小幅度構造的空間展布，克服了二維地震不能滿足儲層空間變化的預測，實現叢式井、水平井的規模化開發。

2)優化鑽井技術。根據緻密氣田地層特點和低成本開發要求，形成了以井身結構優化、國產油套管應用、PDC鑽頭復合鑽井提高鑽速、優化泥漿體系等技術集成的快速鑽井技術，機械鑽速不斷提高，鑽井周期不斷縮短，PDC鑽頭的鑽速是同井段牙輪鑽頭機械鑽速的2～3倍，大幅度縮短了鑽井周期，直井由平均45d縮短到l5d左右，叢式井由平均35d降低到20d左右，水平井鑽井周期由202d縮短到71d左右。

3)壓裂改造技術。通過直井多層、水平井多段的體積壓裂改造，實現了緻密儲層改造的重大突破，為緻密岩氣有效開發提供了技術手段。直井改造工藝技術形成了以不動管柱機械分層壓裂工藝為主體的增產工藝體系，實現了直井6層及以上的連續分壓合求，有效節約了施工周期，減小了儲層的傷害程度，直井單井產量較早期增產2～3倍。水平井改造技術中自主研發了水力噴射分段壓裂改造工具和裸眼封隔器分段壓裂改造工具，實現了10段以上改造。改造後水平井平均無阻流量62.4×10⁴m³/d，生產井日產氣量平均達到5.4×10⁴m³/d，與直井相比，增產3～5倍。

4)井下節流技術。井下節流工藝是依靠井下節流器實現井筒節流降壓。充分利用地層熱能加熱，使節流後氣流溫度基本能恢復到節流前溫度，取代了傳統的集氣站或井口加熱裝置，有效抑制了水合物的生成。井下節流與井口加熱節流開采方式對比，一是有效降低了地面集輸管線壓力等級，節流後平均油壓3.88MPa，不到節流前的20%，為中低壓集輸模式的建立、降低地面建設投資夯實了基礎；二是有效防止水合物生成堵塞，氣井開井時率由67.0%提高到97.2%；三是不加熱、不注醇，有利於節能減排，目前已累計推廣應用4000餘口井，每年減少甲醇消耗1.8×10⁴t標准煤、加熱爐燃氣消耗28.8×10⁴t標准煤。

5)排水采氣技術。緻密砂岩氣藏氣井產能低，攜液能力差，尤其是生產後期，井筒積液明顯，影響氣井的正常生產，針對局部含水生產井「低壓、低產、含凝析油」的特點，從開發初期就開展了大量的排水采氣技術攻關試驗，初步形成了以泡沫排水采氣為主體，速度管柱、柱塞氣舉、壓縮機氣舉、合理工作制度為輔的排水采氣工藝技術系列，確保了氣田平穩生產。

6)數字管理技術的適用技術系列。緻密岩氣田由於單井產量低，大規模開發後，必然面臨井數多、面積大的管理難題。數字化管理採用現代成熟的信息、通信、自控技術，實現數據源頭自動採集，自動載入到生產企業的指揮中心資料庫，為各級管理部門應用提供開放的數據平台。一是通過建立地質專家系統、工藝專家系統、氣田管網管理系統，實現氣田配產自動化；二是利用井下節流技術和遠程可控開關截斷裝置，實現開、關井遠程式控制制；三是建立電子巡井系統，對井場進行不間斷的圖像和工況分析，實現對氣井運行的安全監控。

(3)管理創新，建立了緻密岩氣田開發模式

蘇里格氣田作為緻密岩氣低成本開發的試驗田，充分運用市場機制條件下的合作開發，建立了既不同於國內的邊際效益油田合作開發的模式，也不同於國際合作P SC產品分成合同模式，是以「六統一、三共享、一集中」為核心的管理模式和以「標准化設計、模塊化建設，數字化管理，市場化運作」的建設模式。「六統一」是指各開發生產單位「統一規劃部署、統一組織機構、統一技術政策、統一外部協調、統一生產調度、統一後勤支持」；「三共享」是「資源共享、技術共享、信息共享」；「一集中」是「集中管理」。

1)標准化設計。根據井站的功能和流程，設計了一套通用的、標準的、相對穩定的、適用於地面建設的指導性和操作性文件。管理方按照「統一、簡化、協調、最優化」的標准化原理全面開展廠、站標准化設計及與之相適應的物資采購、施工建設、工程管理、造價預算等方面的標准化工作。標准化設計的實施使設計效率顯著提高，例如，單座集氣站的設計周期由原來的30～45d，縮短到10d以內；50億處理廠設計周期由原來的5個多月縮短到2個月。

2)模塊化建設。以場站的標准化設計文件為基礎，以功能區模塊為生產單元，在工廠內完成模塊預制，最後將預制模塊、設備在建設現場進行組合裝配。模塊化施工內容主要包括「組件工廠預制、工序流水作業、過程程序控制、模塊成品出廠、現場組件安裝、施工管理可控」6個方面。模塊化建設加快了緻密岩氣田大規模建設的速度，如集氣站安裝施工工期由原來的30d降低到10d，總體有效工期由原來的111d降低到30d。處理廠建設周期由14個月降低到9個月。

3)數字化管理。將數字化與勞動組織架構、生產工藝流程優化相結合，按生產流程設置勞動組織架構，實現生產組織方式和勞動組織架構的深刻變革。以基本生產單元(井、站、集輸干線)為核心的數字化生產管理系統降低了勞動強度、提高了生產效率，大幅度減少了一線用工總量，同時數字化管理系統改善了員工工作方式，滿足了一線員工的心理需求。如蘇里格氣田按照數字化集氣站管理模式，較常規集氣站定員減少56.25%。適應了氣田大規模、快速建設和管理的需要。

4)市場化運作的創新型管理體系。市場化運作培育了市場主體，強化了市場管理，完善了工程服務標准，提供了低成本、高質量、高速度的發展模式，解決了緻密岩氣大規模開發中鑽井、材料等配套資源短缺的問題，實現了資源優化配置。同時市場化加強了競爭機制，對鑽井隊伍實施「甲乙丙」分級管理制度，業績不好的隊伍予以清退，推進工程隊伍管理由「數量型」向「質量型」轉變，有效保障了生產建設的安全平穩運行。

(4)勘探新領域與資源潛力

1)蘇里格南部。勘探面積約1.3×10⁴km²，目的層主要為石盒子組盒8和山西組山l，氣層埋深3700～4000m。發育三角洲平原分流河道及前緣水下分流河道砂體，是蘇里格氣田向南的延伸，砂體縱向上疊置厚度大，平面上復合連片，砂體厚15～30m。儲層岩性以中一粗粒石英砂岩為主，孔隙類型以溶孔為主，晶間孔及粒間孔次之，平均孔隙度8.7%，平均滲透率0.83×10^-3μm²。鑽井均見含氣顯示，氣層厚14.6m，氣藏呈大面積復合連片，未見邊、底水。該區預計可新增儲量7000×10⁸m³。

2)靖邊-高橋.勘探面積1.1×10⁴km²，主要目的層為石盒子組盒8和山西組山l、山2，氣層埋深3300～3900m，三角洲前緣水下分流河道砂體發育，岩性為中一粗粒石英砂岩、岩屑石英砂岩，孔隙類型以岩屑溶孔、晶間孔為主。石盒子組盒8段氣層厚8.8m，平均孔隙度8.9%，平均滲透率0.85×10^-3μm²；山西組山l段氣層厚5.3m，平均孔隙度8.1%，平均滲透率0.68×10^-3μm²；山西組山2段氣層厚5.6m.平均孔隙度6.8%，平均滲透率0.79×10^-3μm²。以盒8、山l、山2為重點層系，預計該區可新增儲量5000×10⁸m³以上.。

3)神木-米脂。勘探面積1.5×10⁴km²，具有多層系復合含氣特徵，勘探目的層主要為石盒子組盒8、山西組山2和太原組，氣層埋深1800～2600m。該區處於上古生界生烴中心，生烴強度達40×10⁸50×10⁸m³/km²，氣源充足。石盒子組盒8段氣層平均厚13m，平均孔隙度8.4%，平均滲透率0.51×10^-3μm²；山西組山2段氣層平均厚7.5m，平均孔隙度7.4%，平均滲透率0.65×10^-3μm²；太原組氣層平均厚10m，平均孔隙度8.0%.平均滲透率0.64×10^-3μm²。預計該區可新增儲量6000×10⁸m³以上。

4)盆地西南部。該區處於盆地南部沉積體系，勘探面積1×10⁴km²，主要目的層為石盒子組盒8和山西組山l，氣層埋深3800～4600m。石盒子組盒8氣層平均厚度7.5m，平均孔隙度9.2%，平均滲透率為0.71×10^-3μm²；山西組山l 氣層平均厚度6.3m，平均孔隙度8.1%，平均滲透率0.54×10^-3μm²。鎮探l井山西組試氣獲5.46×10⁴m³/km²的工業氣流，慶探l、蓮1、合探2井在盒8、山l均鑽遇石英砂岩氣層，展示了該區良好的勘探前景。

4. 石油勘探中的壓裂是什麼原理

壓裂 就是利用水力作用，使油層形成裂縫的一種方法，又稱油層水力壓裂。油層壓裂工藝過程是用壓裂車，把高壓大排量具有一定粘度的液體擠入油層，當把油層壓出許多裂縫後，加入支撐劑(如石英砂等)充填進裂縫，提高油層的滲透能力，以增加註水量(注水井)或產油量(油井)。常用的壓裂液有水基壓裂液、油基壓裂液、乳狀壓裂液、泡沫壓裂液及酸基壓裂液5種基本類型。

5. 長慶采氣四廠

看不出來你想問什麼，覺得你就是在這做了一個廣告，把一坨牛糞誇成了一朵鮮花，看得出你是官方行為，但目的何在？你肯定是在機關工作的，你根本不了解長慶！

6. 蘇里格氣田的開發部門

長慶油田下屬的蘇里格項目經理開發部
蘇里格氣田合作開發項目組成立於，是長慶石油勘探局按照中國石油關於蘇里格氣田合作開發的指示精神，成建制設立的氣田開發二級單位。項目組管理人員45人，作業區員工88人，員工隊伍呈現整體年輕化、知識專業化的特點。主要業務包括天然氣開采、集輸、產能建設、氣田維護等。
有氣田開發對應的職能部門和采氣作業區。
項目組成立以來，遵照「積極有效，整體協調」的工作要求，編制了「十一五」業務發展規劃，隨著2006年產能建設和天然氣生產任務的完成，已經具有一定規模的開發能力，形成了十二項氣田開發配套技術，積極推行委託承包、協議支撐、有償服務等管理方式，實現了采氣生產及相關輔助業務的高效運行。
按照中國石油關於「加快蘇里格氣田開發進度」的要求，蘇里格氣田合作開發項目組積極遵循「簡化開采、創新機制、依靠科技、走低成本開發之路、實現蘇里格氣田有效開發。」的總原則，廣納賢才，開拓進取，為中國陸上低產低效氣田的有效開發培養人才、開發技術、積累經驗，逐步形成具有一定規模和開發能力的氣田開發管理企業。
作為我國陸上最大的整裝氣田，蘇里格氣田的發現備受關注。然而，世界上罕見的「低滲、低壓、低產和低豐度」的氣田特性，使蘇里格氣田的開發一度陷入困境。
奮戰在蘇里格氣田的中原油田鑽井三公司鄂爾多斯項目部6支鑽井隊，累計開鑽39口，交井35口，實現產值1.074億元，創出井身質量、固井質量和取心收獲率達100%的可喜成績。
如何打開堅冰，讓蘇里格氣田揚眉吐氣，從發現蘇里格氣田開始，長慶石油人就踏上了攻克世界級難題的漫漫征程。為實現蘇里格氣田的有效開發，，長慶油田公司成立第三采氣廠，專門負責這個氣田的前期開發試驗。
蘇里格氣田牽動著長慶人的神經。長達五年的開發試驗之路，從鑽井到壓裂、從試氣到集氣，國內各種先進的氣田開發技術和工藝都試驗過，長慶人付出的是心血和汗水，投入的是感情和信心，對蘇里格氣田的認識不斷加深。試采生產特徵表明：平均單井產量1萬立方米/天只能穩產3年。
油田公司及第三采氣廠運用一系列國內國際領先技術「會診」蘇里格，不斷創新開發思路，實施了針對低壓氣層的低密度、無固相鑽井液近平衡鑽井氣層，研製並成功應用暫堵液鑽井技術，全面開展小井眼鑽井、空氣鑽井、PDC鑽頭等新技術的應用，有效地減輕了氣層污染，降低了開發成本。為准確判斷、識別儲層流體性質，積極採用先進測井系列，開發出了適用於蘇里格氣田的低孔、低滲、低阻氣層測井解釋模板，為下一步氣田的開發奠定了基礎。
為實現蘇里格氣田的科學有效開發，2004年以來，第三采氣廠轉變思想，緊緊圍繞「面對現實，依靠科技，簡化工藝，走低成本開發道路」的開發理念，開展了多項攻關研究和先導試驗，確定了「井口加熱、中壓集氣、管線保溫、帶液計量、多井串連、外加冷源製冷脫水脫烴、增壓外輸」的地面工藝優化、簡化技術。
2005年1月，中國石油長慶油田公司引入市場化合作機制，創造性地運用「技術集成化、建設標准化、管理數字化、服務市場化」的低成本開發戰略，攻克了這一世界級難題，實現了規模有效開發。長慶油田決策者拓寬思路，堅定不移地推進市場化，引領各合作方依靠「運行機制創新、觀念認識創新、技術集成創新」創建了蘇里格氣田「5+1」合作開發模式。
長慶油田公司通過招標確定與長慶局、遼河、四川、大港和華北五家未上市企業合作開發蘇6等7個區塊，由長慶油田公司開辟蘇14重大開發試驗區，形成「5+1」開發模式，全面打響了一場規模開發蘇里格氣田的戰役。2008年5月，為加快實現蘇里格氣田200億立方米宏偉目標，長慶油田公司與川慶鑽探、長城鑽探、渤海鑽探、西部鑽探和華北油田在蘇里格東西區6個區塊開展第二期合作開發，形成新的「5+1」合作開發模式，開發規模進一步擴大。
到今年5月底，直接參與蘇里格氣田開發的已有國內外的10多家企業，僅參加會戰的中國石油以外的鑽井隊就達100多個。市場的開放為長慶油田廣泛引用社會上各個方面的優秀成果打開了通道，通過優選多家合作企業，邀請多方技術人才到蘇里格氣田施展才華，蘇里格氣田的技術開發實現了由「一枝獨放」到「百花爭艷」的跨越。
通過優選井位技術，蘇里格氣田平均單井累計產量達2000萬立方米以上的氣井比例由原來的62%提高到80%以上，個別區塊達到90%，開發效益凸顯出來；通過向社會公開信息，優選材料，國內外眾多廠家公平競爭，促使了各種用材價格的全面降低，僅油管和套管實行國產化後，平均單井可節約投資200多萬元；井口緊急截斷閥原來單價高達30多萬元，後經與一家高科技企業合作開發同類產品，單件費用降低到3.8萬元；通過採用「不加熱、不注醇、中低壓集氣」的集氣模式，引來多家企業競相研製效果好、價格低的產品，簡化了地面建設工藝，通過實施投放井下節流設施，單井地面建設投資較原來降低了50%；由於多家鑽井隊伍共聚一個競爭平台，參與各方各展其能，亮出看家本領，不設技術壁壘，開展技術共享和交流，促使鑽井周期由平均45天降低到了15天。僅鑽井周期縮短就直接節約費用150萬元；通過實施井間串接技術，較大幅度降低了采氣管線的建設成本，平均單井管線減少投資約32%。蘇里格已步入現代化大氣田建設的新時期。「大油田管理，大規模建設」的時代要求，給原有的管理體制、建設標准等提出了嚴峻挑戰。蘇里格氣田推行「標准化設計、模塊化建設、數字化管理」的建設模式，這也是長慶油田在油氣田建設史上進行的一場史無前例的革命。

7. 鄂爾多斯能源基地能源開發概述

一、煤炭開發現狀概述

鄂爾多斯以煤炭資源豐富而著稱，已探明儲量2300億t，約佔全國總儲量的1/6，內蒙古自治區的1/2，如果計算到地下1500m處，總儲量約有1萬億t(王再嵐，2005)。

(一)鄂爾多斯煤田分布狀況

鄂爾多斯煤田地跨陝、甘、寧、晉、內蒙古5省(區)，是我國最大的多紀煤田，按地域大致分為7個含煤區:

1.鄂爾多斯東緣含煤區

位於晉、陝兩省交界處，基本上沿黃河分布，北至晉、陝、蒙交界，南止禹門口附近，東界大致在偏關—離石—蒲縣一線，相當於煤層露頭位置，西界在禹門口—綏德—佳縣—神木一線，煤層垂深2000m。南北長450km，東西寬50～100km。地理坐標東經110°15'～111°30'，北緯35°55'～39°36'。包括陝西府谷、吳堡與山西河東煤田河津、保德、偏關、離石、柳林、鄉寧共8個礦區/煤產地，含煤面積18813.7km²。主要含煤地層為石炭-二疊紀太原組與山西組。太原組與山西組煤的煤類從長焰煤到無煙煤均有。

預測可靠級資源量1194.12億t，可能級372.42億t，推斷級390.41億t。埋深1000m以淺的資源量626.09億t，其中可靠級601.95億t。

2.鄂爾多斯北部含煤區

位於內蒙古西南，鄂爾多斯高原北部。北至黃河河套南緣，東至晉蒙交界的黃河向南拐彎處，西至賀蘭山西麓，南止蒙陝省區界，地理坐標東經106°40'～111°30'，北緯37°38'～40°13'。包括准格爾、東勝煤田及烏蘭格爾煤產地，含煤面積62368.5km²。

該區含煤地層為石炭-二疊紀太原組、山西組與中侏羅世延安組。太原組為中灰、特低硫煤;山西組為中灰、特低硫煤;太原組為中灰、中硫煤;延安組為低灰、特低硫優質不粘煤。

全區預測資源量可靠級2627.3億t，可能級6794.68億t。埋深淺於1000m資源量985.83億t，其中可靠級951.14億t。

3.陝北含煤區

位於陝北中部，西北至陝蒙交界，與鄂爾多斯北部含煤區相連，東南至中侏羅世延安組與晚三疊世瓦窯堡組煤層的可采邊界，地跨神木、榆林、橫山、靖邊、定邊、吳旗、子長、安塞、延安、富縣等市(縣)。地理坐標:東經107°15'～110°45'，北緯36°05'～39°16'。該區包括新民、神北、榆神、榆橫、安邊、定邊6個煤產地，以及子長三疊紀煤田的子長、牛武煤產地，含煤面積28765.1km²。

含煤地層為中侏羅世延安組與晚三疊世瓦窯堡組。其中延安組煤為特低磷、中、高發熱量的不粘煤和長焰煤。

全區10個預測區預測可靠級資源量853.18億t，可能級12.07億t。埋深1000m以淺的資源量252.43億t，其中可靠級240.36億t。

4.鄂爾多斯西部含煤區

位於甘肅東部及寧夏東南的固原、靈武及鹽池地區，地理坐標:東經106°25'～108°40'，北緯35°25'～38°20'，包括甘肅華亭煤田及安國—峽門、慶陽、砂井子及寧夏固原、鹽池、靈武—馬家灘等6個煤產地，含煤面積21818.14km²。

含煤地層為石炭-二疊紀山西組與中侏羅世延安組。山西組煤為中灰、特低硫氣煤。延安組煤多為低—中灰、低硫長焰煤。

全區預測資源量可靠級1819.65億t，可能級685.58億t，推斷級168.63億t。埋深淺於1000m資源量218.54億t，其中可靠級68.88億t。

5.桌子山、賀蘭山含煤區

位於寧夏北部，北跨內蒙古桌子山與阿拉善左旗，南至韋州，沿黃河兩側分布，包括寧夏萌城、韋州、石溝驛、橫城、石炭井、石嘴山市及內蒙古阿拉善左旗、桌子山8個煤田、煤產地。地理坐標東經:105°46'～107°11'，北緯37°07'～39°52'。含煤面積4752.28km²。

含煤地層為石炭-二疊紀太原組、山西組與中侏羅世延安組。石炭-二疊紀煤以焦煤與貧煤無煙煤佔多。太原組煤為中灰、中硫、低磷、高熱值動力、煉焦用煤。山西組煤以中灰、特低硫煤為主。延安組煤為低—特低灰、特低硫、高熱值煙煤、無煙煤，汝箕溝優質無煙煤馳名中外，為特優質無煙煤基地。

全區預測資源可靠級296.32億t，可能級318.49億t，推斷級111.14億t。埋深淺於1000m的預測資源量208.98億t，其中可靠級117.55億t。

6.渭北含煤區

位於渭河北岸，關中平原東北部。東以黃河為界，與鄂爾多斯含煤區南端的山西鄉寧煤產地相鄰，南部及西部分別至嵯峨山、將軍山、堯山、露井一線與嵯峨山—鳳凰山一線的石炭-二疊紀含煤地層底界露頭線，北至太原組埋深－1300m標高。含煤區東西長200km，南北寬30～55km，含煤面積8010.6km²。地跨韓城、澄城、合陽、白水、蒲城、洛川、黃隴、宜川、宜君、銅川、黃陵、旬邑等12個市(縣)。地理坐標:東經107°55'～109°35'，北緯39°45'～36°05'。渭北含煤區即渭北石炭-二疊紀煤田，自東而西分為韓城、澄合、蒲白、銅川等4個礦區。含煤地層為石炭-二疊紀太原組、山西組。

19個預測區預測可靠級資源量105.57億t，可能級113.05億t，推斷級194.63億t。埋深1000m以淺的資源量102.08億t，其中可靠級89.91億t。

7.黃隴含煤區

位於陝西中西部，鄂爾多斯盆地南緣。北起陝甘邊界，南至中侏羅世延安組剝蝕露頭線，東至葫蘆河，西止隴縣峽口，地跨黃陵、旬邑、彬縣、永壽、麟游、鳳翔、千陽、隴縣等縣，地理坐標:東經106°35'～109°15'，北緯34°46'～35°05'。黃隴含煤區即黃隴煤田，自東而西有黃陵、焦坪、旬耀、彬長、永隴5個礦區、煤產地，含煤面積5230.5km²。

含煤地層為中侏羅世延安組，煤類多為中低灰、低硫、低磷長焰煤、不粘煤與弱粘煤。

10個預測區預測可靠級資源量40.64億t，可能級27.70億t，推斷級30.36億t。埋深1000m以淺預測資源量68.34億t，其中可靠級40.64億t。

(二)鄂爾多斯煤礦區分布狀況

鄂爾多斯能源基地煤炭開采區主要分布黃土高原的陝西韓城—銅川—彬長—黃陵等渭北煤礦區、陝西神府及內蒙古東勝煤礦區，甘肅的平涼華亭煤礦區，寧夏的靈武、石嘴山、石炭井煤礦區，內蒙古烏達、烏海、包頭石拐煤礦區等。其中侏羅紀煤礦區主要分布在陝北的焦坪、彬長、黃陵、神北、新民、榆神礦區和蒙西的東勝礦區，這些礦區儲量豐富，煤質優良，煤層埋藏淺且穩定，構造簡單，是我國21世紀前期主要煤炭開發區。

(三)鄂爾多斯煤炭資源開發狀況

該區煤炭資源開發程度較高，盆地所跨五省區均不同程度地對區內煤炭進行了開發利用，煤炭產能超過200萬t/a的主要煤礦區有6個，寧夏的石炭井產能589萬t/a，烏達289萬t/a和石嘴山270萬t/a;陝西的銅川521萬t/a，韓城365萬t/a。盆地內陝西省的煤炭企業有70多個，但一半以上為小型煤礦。2000年煤炭產量達3156萬t。甘肅省的隴東區位於鄂爾多斯盆地的中西部，目前開發利用的煤田主要有華亭縣華亭煤田和崇信—華亭縣安口新窯煤田。兩個煤田2002年產量達823萬t。寧夏位於盆地的煤炭企業100多個，以小型礦山為主，佔90%以上。2002年煤炭產量達到1531萬t。在內蒙古位於鄂爾多斯盆地內的大中型企業共有40家，2001年產量達3671萬t(李新玉，2005)。

二、石油資源開發現狀

鄂爾多斯盆地是一個富含石油、天然氣、煤炭、煤層氣及砂岩型鈾礦的大型綜合能源盆地。盆地內石油總資源量85.88億t，其中可采儲量約24億t，探明程度僅20%;天然氣總資源量10.70萬億m³，探明儲量1.18億萬m³，擁有蘇里格、烏審旗、靖邊、榆林4個探明儲量超千億立方米的世界級大氣田。

(一)勘探歷程

盆地的石油勘探歷史悠久，陝北的延長油礦是我國發現最早並投入開發的油田。從1907年延長縣鑽探的我國大陸第一口石油陸井(延1井)算起，石油勘探歷經95年的漫長歲月，可分為6個發展階段。

1.初始勘探階段(1907～1949年)

這一階段長達42年之久，經歷了清末官辦(1907～1911年)、中美合辦(1914～1919年)、民國官辦(1932～1934年)和陝甘寧邊區政府辦礦4個時期。許多中外地質學家對盆地進行過石油地質調查，但工作零星，主要限於陝北淺油層分布區，累計鑽探淺井52口，進尺1.2994萬m，採油6035t。

2.區域勘探階段(1950～1960年)

新中國成立後，黨和政府對陝甘寧地區的石油勘探十分重視，著眼全盆地，整體規劃，分階段實施，投入大量人力、物力，先後組建94個地質隊/年，68個物探隊/年(含地震、重磁力、電法、大地電流)，對全盆地進行區域地質、物探普查、詳查及細測。1954年完鑽的郎9井鑽入二疊系石千峰組423m，井深2646m，延長組鑽遇168m厚的含油層。1955年完鑽的延伸1井鑽入奧陶系306m，建立了盆地東部比較完整的地層剖面。通過以上工作，基本查明了盆地輪廓、地層分布及生儲蓋組合，盆地周緣發現265個局部構造，404處地面油苗，對盆地含油遠景的認識取得很大進展。1959年首次在馬家灘構造延長組第二段鑽遇長8油層，初產原油0.507m³/d;1960年李莊子構造延安組延5油層獲工業油流，實現了盆地西部找油的突破。

3.盆地西緣構造油藏勘探階段(1961～1969年)

60年代，石油勘探的重點由三疊系轉移到侏羅系，有構造油藏為勘探目標，在靈武、鹽池、定邊地區發現了一批新油田。

1965年，在李莊子構造發現了延6～8新油層，李探8，15兩口井分別獲日產19m³，20m³的工業油流，開創了盆地石油勘探的新局面。

1966年，位於馬家灘構造的馬探5井第一次採用壓裂改造工藝，獲得工業油流，為改造延長組低滲透油層，提高單井產量開辟了新途徑。

1967～1969年進一步向南發展，1967年於家梁構造獲得油流;1968年發現馬坊、大水坑兩個油田，1969年發現王家場、大東兩個油田。

此外，地質部第三普查大隊在盆地腹地的慶陽、華池、吳旗地區鑽探慶參井、鎮參井、華參井、志參井、吳參井也見到好的含油顯示，其中，慶參1井延長組油層經壓裂改造，日產油3.1t。發現新的含油領域。

4.盆地南部侏羅系古地貌油藏勘探階段(1970～1979年)

1970年石油部在盆地南部部署18口區域探井，慶陽、華池、吳旗地區4000km²范圍鑽探的9口井，均發現油層，6口井獲工業油流，展示了盆地南部石油勘探的良好前景。

為了全面加快鄂爾多斯盆地石油勘探步伐，1970年9月，國務院及中央軍委決定組建長慶石油勘探指揮部，在盆地南部10萬km²范圍內，以隴東、靈鹽、陝北3個地區為目標，開展大規模的石油會戰，按照「區域展開、重點突破、分區殲滅」的部署原則，先後組建離了區域偵察、圍殲馬嶺、擴大華池、發展吳旗、出擊姬原、鑽探兩河、進軍定邊等戰役，完鑽石油探井1252口，進尺198.3萬m，520口獲工業油流，探井成功率41.5%，建立了侏羅系成藏模式。探明或控制馬嶺、城壕、華池、南梁、吳旗、直羅、下寺灣、東紅庄、紅井子、馬坊、大水坑、李莊子、馬家灘、擺宴井14個油田。發現元城、油房庄、王窪子等26個新油藏。新增含油麵積483.8km²，探明石油地質儲量9171萬t，為年產130萬t奠定了基礎。

5.盆地東部三疊系三角洲油藏勘探階段(1980～1994年)

三疊系延長組的勘探從科技攻關入手，通過對延長組沉積體系、砂體分布、儲層演化及石油富集規律的研究，提出了「東探三角洲，西探水下扇」的戰略方針，首先對安塞三角洲進行整體解剖，用5年時間，投資7100萬元人民幣，鑽井126口，發現安塞油田王窯、侯市、杏河、坪橋、譚家營5個含油區塊，連同侏羅系新增含油麵積206km²，探明地質儲量1.0561億t，可采儲量2122.7萬t，成為盆地第一個億噸級大油田。連同其他地區，15年累計含油麵積409.8km²，探明地質儲量2.0923億t

6.開拓進取，石油勘探大發展階段(1995～2005年)

7年來，石油勘探按照「以經濟效益為中心，以商業儲量為目標，立足三疊系，兼探侏羅系;立足全盆地，主攻陝北」的發展戰略，大打勘探進攻仗和科技攻堅戰，陝北及隴東的石油勘探都取得重大進展，新增含油麵積1411.9km²，探明石油地質儲量7.0356億t，7年新增石油探明儲量占歷年探明石油儲量的70%，是盆地石油儲量增長的最快時期，為石油產量的大幅度增長創造了條件。

其中，陝北地區的勘探以三角洲成藏理論為指導，探明靖安大油田，探明石油地質儲量2.6335億t，成為盆地第二個億噸級大油田。安塞油田的二次勘探碩果累累，新增石油探明儲量2.1050億t，相當於以往探明儲量的2倍。隴東地區發現西峰、南梁油田午6井區、鎮北等新油田;華池等老油田的含油麵積進一步擴大，探明儲量大幅度增長。特別是西峰油田的發現，開創了特低滲透油層勘探的新局面。

(二)開發歷程

1.初始階段(1907～1969年)

鄂爾多斯盆地石油開發的歷史悠久。從1907年延1井獲工業油流、發現延長油田算起至1949年，石油開發雖經過清末石油官場(1907～1913年)、民國實業廳、資源委員會(1914～1934年)、陝甘寧邊區政府(1935～1949年)3個時期，但都處於初始階段，規模小、不正規，產量小，42年間累計採油僅6035t。正規的石油開發始於1953年延長油田的開發，採用100m井距的井網，裸眼完井後，以爆炸含油段為增產措施，月產量10t以上。1954年投入開發的永坪油田埋藏淺、物性差，含水高，埋深僅200～500m，採用50～100m井距，裸眼完井，初期井均日產油0.096t。

2.起步階段(1970～1979年)

1970年李莊子油田的開發及1973年馬嶺油田的開發，拉開了盆地石油現代化開發的帷幕。馬嶺油田的開發，採用壓裂投產、早期注水、抽油開採的新工藝，原油產量穩定增長，鄂爾多斯盆地原油產量由1971年的7萬t，上升到1979年的113萬t，突破了百萬噸大關。

3.穩定階段(1980～1990年)

80年代，盆地的原油產量處於穩定發展期。1980年，原油產量上升為141萬t，其後雖有華池、元城、油房庄、樊家川等油田投入開發，增產幅度不大，盆地的原油產量穩定在(160～180)萬t之間。

4.大發展階段(1991～2005年)

90年代，隨著安塞、靖安等油田的投產，鄂爾多斯盆地原油產量進入快速增長期，年年邁上新台階，1991年超過200萬t，1996年超過300萬t，1997年達到476萬t，2001年達到836萬t，2002年突破千萬噸，截至2004年達到1326萬t(圖3-1)。

(三)開發程度

截至2005年底，鄂爾多斯盆地共發現安塞、靖安、馬嶺、華池等47個油田，探明含油麵積2720.3km²，探明石油地質儲量13.453億t，可采儲量2.40131億t。40個油田投入開發，動用地質儲量7.695214億t，可采儲量1.58217億t，剩餘地質儲量5.757791億t，可采儲量8826.71萬t，採油井總數19039口，採油開發總數16344口，注水井總數2306口，注水開發井數2981口，累計生產原油7223.188萬t。

圖3-1 鄂爾多斯盆地歷年石油產量直方圖

(四)石油開采現狀及特點

改革開放以來，在原石油工業部「多層次開發」政策指導下，隨著安塞以北油區勘探成功，鄂爾多斯盆地原油開采范圍迅速擴大，產量逐年遞增，其中延安市原油年產量已達近200萬t。

1.開發層次多，管理水平、技術水平參差不齊

目前，在鄂爾多斯盆地形成了長慶油田、延長油礦管理局和縣區石油鑽采公司(在陝北地區存在)3個層次並舉共同開發的格局。其中，除長慶油田採用原油集中輸運、污水集中處理回注外，其他幾乎全部採用單井或集中排污的方式。延長油礦管理局所屬油井集中輸運，在選油站脫水，脫出的含油廢水經簡單隔油處理外排。縣區石油鑽采公司由於其開發商來源復雜，不易統一作業規程，絕大多數採用非常簡陋、落後的脫水技術，脫出水含油濃度很高。

石油開發管理混亂最嚴重的地區是陝北延安榆林地區。該區也是我國石油工業的發祥地。1993年以來，由於管理混亂，部分縣級政府違法越權發放石油開采證，因而形成了除國有長慶石油勘探開發局和延長油礦外，還有以各種形式名義掛靠在延長油礦名下的各縣鑽采公司及個體採油者，陝北地區已成為全國唯一有民采從事石油開採的地區。不同企業的石油採收率見表3-1。

表3-1 陝北地區不同企業石油採收率表

從表3-1可見，長慶油田公司與延長油田同在同一地區開采低滲透石油，由於民采開發的規模小，開采技術水平低，其石油平均採收率為8%。長慶油田公司一次採收率是20.5%，通過注水驅油等工藝技術後二次採油累計採收率可達30%，即地方及個體採收率僅相當於長慶油田公司總採收率的26.67%，換言之，造成了73.33%的資源無法獲取，造成了寶貴的石油資源浪費與破壞。

2.油田滲透率低、面積大

鄂爾多斯盆地主要開采侏羅系延長統和三疊系延長統兩個含油層系，均屬世界罕見的超低滲透油田，平均滲透率只有0.49mD。這一特點決定了該地區油井單井產量較低，油井采出油含水率波動范圍大，並且隨開采時間的延續，采出油含水率呈增加趨勢。另外，油田面積大，油井分散在各個河谷、溝岔、山峁，造成石油類污染范圍廣、難以治理。

3.水土流失嚴重，非點源污染普遍存在

鄂爾多斯盆地採油區屬黃土高原的丘俊溝壑區，植被差、水土流失嚴重。石油類非點源污染對該地區水環境將造成嚴重的污染。