蘇裏格地區位於鄂爾多斯盆地西北部，橫跨伊山斜坡和沂蒙隆起兩個構造單元，勘探面積4×104km2。上古生界有多套含氣地層，主要地層為二疊系下石盒子組8段和山西組1段。目前探明地質儲量3.2×1012m3，具有勘探面積大、含氣層多、低壓致密、豐度低的典型特征，勘探開發潛力巨大(王道富等，2005；華陽等人，2005年；鄒能等，2006，2007；劉鑫攝，2008；傅錦華等人，2008年)(圖3.11)。
(1)致密巖氣的地質特征
1)含氣層系多，分布面積大。鄂爾多斯盆地致密氣主要分布於上古生界石炭系本溪組和二疊系太原組、山西組、石盒子組和石千峰組的碎屑巖中，含氣層19。本溪組自上而下分為本1、本2、本3三個含氣層段，太原組分為臺1、臺2兩個含氣層段，山西組分為山1、山2兩個含氣層段，石河子組從盒1至盒8共分為八個含氣層段，石千峰組共分為八個含氣層段。主要含氣層為下石盒子組8段、山西組1段和太原組1段。單井平均氣層5 ~ 10，單個氣層厚度3 ~ 8m (Figure 3.6438+02)。
在平緩的區域構造背景下，致密巖氣主要分布在盆地中部斜坡，氣藏埋深自西向東逐漸變淺，西部地區2800 ~ 4000 m，東部地區1900 ~ 2600 m。氣層縱向相互重疊，呈連續平面分布，大面積有氣。鉆井證實盆地含氣範圍為18×104km2。在大面積的含氣背景下，局部相對富集。如蘇裏格氣田含氣面積超過4×104km2。
2)煤系烴源巖發育，氣藏甲烷含量高。上古生界致密巖氣藏δ13C1主要為-3.5% ~-2.9%，δ13C2值基本大於-2.7%。伴生凝析油以石蠟為主，Pr/Ph(石蠟/植烷)值在1.64 ~ 2.41之間變化，具有典型的煤成氣特征。上古生界煤系烴源巖大面積分布，西部最厚，東部次之，中部薄而穩定。煤巖厚度6 ~ 20m，有機碳50% ~ 90%。煤巖伴生暗色泥巖40 ~ 120m，有機碳1.0% ~ 5.0%。烴源巖熱演化程度已普遍進入高成熟階段，RO值為1.3% ~ 2.5%。計算的總生烴量為563.11×1012 m3，生烴強度大於10×108m3/km2的區塊占總含氣面積的75%以上，具有廣泛生烴的特點，富氣源條件為大面積致密巖石。
圖3.11上古生界綜合沈積剖面圖
圖3蘇裏格氣田蘇20區塊蘇20-16-13 ~蘇20-16-22井氣藏剖面圖
(據華陽等人2012)
由於上古生界天然氣主要來自高度演化的煤系烴源巖，因此天然氣是主要的生烴源。因此，天然氣組分主要表現為甲烷含量高，範圍為90.08%-96.78%，平均值為94.10%。乙烷含量為65438±0.29% ~ 7.38%，平均值為3.78%。天然氣相對密度為0.5659 ~ 0.6247，平均值為0.5976；二氧化碳含量為0 ~ 2.48%，平均值為0.43%；每個致密巖氣藏的天然氣成分和相對密度都有很好的壹致性。天然氣成分分析未發現H2S，屬於無硫幹氣。
3)儲層物性差，非均質性強。上古生界致密氣藏巖性主要為應時砂巖、巖屑應時砂巖和巖屑砂巖，中粗粒結構，主要粒度範圍為0.3 ~ 1.0 mm，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，原生粒間孔在孔隙組成上起次要作用，含少量縮孔和微裂縫。孔隙度小於8%的砂巖樣品50.01%，孔隙度介於8%和12%之間的砂巖樣品41.12%，孔隙度大於12%的砂巖樣品僅占8.87%。儲層滲透率小於1×10-3μm2的占88.6%，其中小於0.1×10-3μm2的占28.4%。在上覆壓力條件下，89%的儲層基質滲透率小於0.1×10-3μm2，具有典型的致密巖氣藏特征。
上古生界儲層主要形成於陸相沈積環境。由於物源巖性復雜，河流-三角洲水動力能量多變，沈積物成分和粒度變化快，後期成巖作用復雜，儲層在三維空間上表現出強烈的非均質性。作為多期疊加砂體，規模較大，但作為連續儲層，規模有限。如石盒子組八段儲層，疊加砂體南北延伸可超過300km，東西寬10 ~ 20 km，砂體厚度20 ~ 30m；連續儲層砂體南北長2 ~ 3km，東西寬1 ~ 1~1.6km，有效砂層厚度3 ~ 10m。
4)非浮力聚集導致成藏，圈閉邊界不清。鄂爾多斯盆地上古生界砂巖儲層致密化時間為晚三疊世至中侏羅世，天然氣大規模生排烴時間為晚侏羅世至早白堊世末，儲層致密化時間早於天然氣運聚期。在區域構造非常平緩的背景下，天然氣的浮力無法克服儲層的毛細管阻力，天然氣很難沿著構造向上的方向大規模橫向運移，主要靠初次運移或短距離的二次運移。在強烈的儲層非均質性控制下，滲透率比值影響著天然氣的富集程度。相對高滲透率儲層初始充填壓力低，運移阻力小，氣容易驅替水。而低滲透率儲層初始充填壓力高，運移阻力大，氣體難以進入。儲層非均質性控制下的差異充填使天然氣主要富集在相對高滲透砂巖儲層中。
在短距離運移聚集條件下，壹方面天然氣主要集中在與烴源巖相鄰的儲層中，生成本溪組和山西組的源儲層，平均含氣飽和度為70%；石盒子組8段緊鄰烴源巖，含氣飽和度為65%。上石盒子組和石千峰組遠離烴源巖，平均含氣飽和度為50%。另壹方面，由於浮力不可控，油氣水分差，氣藏無邊無際，為底水，沒有統壹的氣水邊界。在不同階段的砂體中，存在上氣下水、氣水倒置、氣水同層等多種類型的氣水賦存狀態，氣藏圈閉邊界不明確。
5)氣藏具有典型的三低特征，單井產量低。上古生界致密巖氣藏具有典型的“低滲、低壓、低豐度”特征。在地層條件下，89%的儲層基質滲透率小於1×10-3μm2。同時發現，儲層滲透率隨著氣藏壓力的降低而降低，這是不可逆的。滲透率越低，應力敏感性越強，滲透率下降越快。地層壓力系數0.62 ~ 0.9，天然能量不足；氣藏儲量豐度低，含氣面積大。儲量豐度壹般為(0.8 ~ 1.5) × 108m3/km2，含氣範圍分布較大。
天然氣井壹般沒有自然產能。儲層壓裂後，直井平均日產(1 ~ 2) × 104m3，水平井平均日產5×104m3。氣井初期遞減快，中後期遞減慢，在較低的井底流壓下表現出壹定的穩產能力。
6)氣和水的性質和分布。以甲烷含量高為特征，重烴(C2+)組分含量壹般小於10%，凝析油含量很低。大部分天然氣樣品甲烷含量為93%，體現了以“幹氣”為主，“水分”為輔的特征。縱向上，烴氣含量從太原組到石盒子組逐漸增加，從97.55%→97.87%→98.23%，表現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是CO2和N2，氫、氦等組分含量極低，壹般小於0.1%，未檢出硫化氫。
天然氣穩定碳同位素分析結果表明，大部分樣品中的甲烷和重同系物具有相對豐富的穩定同位素13C的煤成氣特征。蘇裏格地區石盒子組和山西組烷烴氣碳同位素均較重，具有煤成氣特征。相應分子的C2 ~ C4碳同位素值總體上山西組高於石盒子組，這也說明天然氣來自下層，表現出近源重同位素、遠源輕天然氣的特征。
蘇裏格地區天然巖性氣存在不同程度的出水，無連片水體，邊底水明顯。大多數井的特點是氣水同在，水被圈閉在氣田或氣層中。平面上主要分布在兩部分和東部地區。西部地區探井出水量(約9m3/d)高於東部地區(小於5m3/d)，主要分布在盒8段，其次是山1段，盒8段出水量高於山1段。
蘇裏格地區盒8段和山1段地層水基本為CaCl2型，總礦化度為1.61 ~ 114.27g/L，平均礦化度在40 ~ 58g/L之間，高於海水礦化度35g/L，說明礦化度較高。其中，石盒子組(主要是石盒子組八段)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 ~ 101.72 g/L之間，太原組平均鹽度最高，達到57.62 g/L。
根據林顏歌水類型的鹽度、水化學特征系數和綜合判據，將水類型分為三類，即正常地層水、淡化地層水和冷凝水。統計發現，該區地層水以正常地層水和淡化地層水為主，有少量冷凝水。
蘇裏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8和山西組山1。氣層埋深3200 ~ 3900 m，平均孔隙度8.68%，平均滲透率0.91mD。2007年開始進入第二次整體勘探。在深化儲層精細評價及成藏規律研究的基礎上，以提高單井產量為突破口，地震勘探由常規地震勘探轉向全數字地震勘探，疊後儲層預測轉向疊前有效儲層和流體預測儲層轉化，實現了壹次定管柱四層以上分壓的技術突破。蘇裏格地區致密巖氣勘探取得重大進展，連續5年新增天然氣儲量超過5000×108m3。目前，該區累計天然氣儲量已達3.17×1012m3，是中國最大的氣田。
7)資源潛力大。截止2011年底，鄂爾多斯盆地已完成古生界天然氣探井1367口，進尺451×104米，其中工業氣井664口，平均探井密度0.55口/100km2。靖邊、榆林、蘇裏格探井密度最高，達到2.4口/100km2。環縣、吳起、宜川的探井密度最低，為0.1口井/100km2。根據國際通用標準，預探井密度高於0.1口/km2，中探水平為0.1 ~ 0.01口/km2，低探水平低於0.01口/km2。鄂爾多斯盆地仍有很大的勘探潛力。從探明地質儲量的分布來看，90%的探明儲量分布在石盒子組八段和山西組1段，但靠近烴源巖的本溪組和太原組勘探壹直沒有大的突破。該區致密巖氣含氣範圍為18×104km2。目前探明儲量的98%分布在小於6×104km2的地區，如蘇裏格、榆林、震川堡等，資源發現不均，勘探潛力大。
蘇裏格致密氣田的成功開發主要體現在兩個方面:壹是相對高效井的比例從初評價階段的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，提高單井產量取得重大突破。自2009年以來，氣田開發極大地促進了水平井的規模開發，單井平均產氣量達到5×104m3/d，是直井的3-5倍。目前已投產水平井192口，日產水平910×104m3，占總井數的4%，水平井產量達到總產量的20%左右。
(2)技術集成與創新，形成壹套適用的勘探開發技術。
在鄂爾多斯盆地致密巖氣勘探開發過程中，經過長期的勘探和技術攻關，形成了壹系列適合致密巖氣勘探開發的配套技術。主要技術如下。
全數字地震技術。鄂爾多斯盆地地表主要為沙漠和黃土地區，地震波能量衰減強，目的層反射信息弱，氣層厚度相對較薄。常規二維地震預測能發現砂體，但含氣預測效果壹般。由於采集資料質量的提高，全數字地震滿足了利用疊前地震資料直接預測氣層的條件，實現了從砂體預測到含氣砂體預測的轉變，直井有效儲層預測成功率由初期的50%提高到80%。全數字三維地震不僅能滿足疊前地震彈性波反演和含氣預測的要求，還能準確描述和預測儲層巖性、物性、含氣和小幅度構造的空間分布，克服了2D地震不能滿足儲層空間變化預測的要求，實現了叢式井和水平井的大規模開發。
2)優化鉆井工藝。根據致密氣田地層特點和低成本開發要求，形成了集井身結構優化、國產石油套管應用、PDC鉆頭復合鉆井提高機械鉆速、泥漿體系優化等技術於壹體的快速鉆井技術。PDC鉆頭的機械鉆速不斷提高，鉆井周期不斷縮短。PDC鉆頭在相同井段的機械鉆速是牙輪鉆頭的2-3倍，大大縮短了鉆井周期，平均直井由45d縮短到l5d，平均叢式井由35d減少到202d。
3)壓裂改造技術。通過多層直井和多段水平井的體積壓裂改造，實現了致密儲層改造的重大突破，為致密巖氣的有效開發提供了技術手段。直井改造技術形成了以固定管柱為主體的機械分層壓裂技術的增產技術體系，實現了6層及以上直井的連續壓裂，有效節約了工期，降低了儲層傷害程度，直井單井產量比前期提高了2-3倍。水平井改造技術方面，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，實現改造10多級。改造後，水平井平均無阻流量為62.4×104m3/d，生產井平均日產氣量為5.4×104m3/d，比直井提高了3 ~ 5倍。
4)井下節流技術。井下節流技術依靠井下節流器實現井筒節流減壓。充分利用地層熱能加熱，使節流後的氣流溫度基本能回到節流前的溫度，取代傳統的集氣站或井口加熱裝置，有效抑制水合物的形成。與井下節流和井口加熱節流相比，壹是有效降低了地面集輸管道的壓力水平，節流後的平均油壓為3.88MPa，比節流前降低了20%以上，為中低壓集輸方式的建立奠定了堅實的基礎，減少了地面建設投資；二是能有效防止水合物形成和堵塞，氣井開井率由67.0%提高到97.2%；第三，不加熱，不噴酒精，有利於節能減排。目前已推廣應用4000多口井，每年減少甲醇消耗1.8×1.04噸標準煤，減少加熱爐煤氣消耗28.8×104噸標準煤。
5)排水采氣技術。致密砂巖氣藏氣井產能低，攜液能力差，尤其是生產後期，影響氣井正常生產。針對當地含水生產井“低壓、低產、凝析油”的特點，從開發初期就開展了大量排水采氣技術關鍵研究試驗，初步形成了以泡沫排水采氣為主體，輔以速度管柱、柱塞氣舉、壓縮機氣舉和合理工作制度的排水采氣技術系列，確保了
6)數字化管理技術的適用技術系列。由於單井產量低，致密巖氣田大規模開發後必然面臨井數多、面積大的管理問題。數字化管理采用現代成熟的信息、通信和自動控制技術，實現數據源自動采集，自動加載到生產企業指揮中心數據庫，為各級管理部門提供開放的數據平臺。壹是通過建立地質專家系統、工藝專家系統和氣田管網管理系統，實現氣田配產自動化；其次，利用井下節流技術和遠程可控開關切斷裝置，實現遠程控制開、關井；三是建立電子巡井系統，持續分析井場圖像和工況，實現氣井作業的安全監控。
(3)管理創新，建立致密巖氣田開發模式。
蘇裏格氣田作為低成本開發致密巖氣的試驗田，充分利用市場機制條件下的合作開發，建立了不同於國內外合作P SC產品分成合同模式的邊際油田合作開發模式。是以“六統壹、三* * *享、壹集中”為核心的管理模式和“標準化設計、模塊化建設、數字化管理、市場化運作”的建設模式。“六統壹”是指對所有研制生產單位實行“統壹規劃部署、統壹組織機構、統壹技術政策、統壹對外協調、統壹生產調度、統壹後勤保障”；“三* * *享受”即“資源* * *享受、技術* * *享受、信息* * *享受”；“壹集中”就是“集中管理”。
1)標準化設計。根據井站的功能和流程，設計了壹套通用的、標準的、相對穩定的、具有指導性和操作性的、適用於地面建設的文件。管理層按照“統壹、簡化、協調、優化”的標準化原則，全面開展了廠站標準化設計及相應的物資采購、施工、項目管理、成本預算等標準化工作。標準化設計的實施顯著提高了設計效率。如單個集氣站的設計周期從30 ~ 45d縮短到10d以內。50億處理廠的設計周期從五個多月縮短到兩個月。
2)模塊化結構。根據車站的標準化設計文件，在工廠預制功能區的模塊，最後在施工現場組裝預制模塊和設備。模塊化施工的內容主要包括工廠預制構件、工藝流程、工藝程序控制、成品模塊交付、現場構件安裝、可控施工管理六個方面。模塊化建設加速致密巖石氣田的大規模建設。如集氣站安裝施工工期由30天縮減為10d，整體有效工期由111d縮減為30天。處理廠的建設周期從14個月縮短到9個月。
3)數字化管理。將數字化與勞動組織結構和生產流程的優化相結合，按照生產流程設置勞動組織結構，實現生產組織方式和勞動組織結構的深刻變革。以基本生產單元(井、站、集輸幹線)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，大大減少了壹線工人總數。同時，數字化管理系統改善了員工的工作方式，滿足了壹線員工的心理需求。例如，在蘇裏格氣田，按照數字化集氣站的管理模式，人員數量比常規集氣站減少56.25%。滿足了氣田大規模、快速建設和管理的需要。
4)創新管理體制，市場化運作。市場化運作培育了市場主體，加強了市場管理，提高了工程服務標準，提供了低成本、高質量、高速度的開發模式，解決了致密巖氣大規模開發中鉆井、材料等配套資源的短缺，實現了資源的優化配置。同時，市場化強化了競爭機制，對鉆井隊伍實行“A、B、C”分類管理制度，對表現不佳的隊伍進行清退，促進了工程隊伍管理由“數量型”向“質量型”轉變，有效保障了生產建設的安全穩定運行。
(4)新的勘探領域和資源潛力
1)蘇裏格以南。勘探面積約1.3×104km2，目的層主要為石盒子8組和山西組L山，氣藏埋深3700～4000m。三角洲平原分流河道和前緣水下分流河道砂體發育，是蘇裏格氣田向南的延伸。砂體縱向疊置，厚度大，砂體平面組合，厚度15 ~ 30m。儲層巖性主要為中粗粒應時砂巖，孔隙類型主要為溶孔，其次為粒間孔和粒間孔，平均孔隙度為8.7%，平均滲透率為0.83×10-3μm2。所有鉆井均有含氣顯示，氣層厚14.6米，氣藏為大面積復合連片，無邊底水。該區預計新增儲量為7000×108m3。
2)靖邊——高橋。勘探面積為1.1×104km2。主要目的層為盒8石盒子組和L山、2山山西組。氣藏埋藏深度3300 ~ 3900米，發育三角洲前緣水下分流河道砂體，巖性為中粗粒應時砂巖和巖屑應時砂巖。石盒子組八段氣層厚8.8m，平均孔隙度8.9%，平均滲透率0.85× 10-3μ m2。山西祖山壹段氣層厚5.3m，平均孔隙度8.1%，平均滲透率0.68× 10-3μ m2。山西組二段氣層厚5.6m，平均孔隙度6.8%，平均滲透率0.79×10-3μm2。預計該區新增儲量5000×108m3以上，盒8、山1、山2為關鍵層。
3)神木-米脂。勘探面積1.5×104km2，具有多層含氣系統特征。勘探目的層主要為石盒子組、山西組、二山組和太原組，氣層埋深1800 ~ 2600 m..該區位於上古生界生烴中心，生烴強度為40×10850×108m3/km2，氣源充足。石盒子組8段平均氣層厚度為13m，平均孔隙度為8.4%，平均滲透率為0.51× 10-3μ m2。山西組二段氣層平均厚度7.5m，平均孔隙度7.4%，平均滲透率0.65× 10-3μ m2。太原組氣層平均厚度為10m，平均孔隙度為8.0%，平均滲透率為0.64×10-3μm2。預計該區新增儲量可達6000×108m3以上。
4)盆地西南部。該區位於盆地南部的沈積體系中，勘探面積1×104km2。主要目的層為盒8石盒子組和L山山西組，氣藏埋深3800～4600米..石盒子組8氣層平均厚度7.5m，平均孔隙度9.2%，平均滲透率0.71× 10-3μ m2。山西祖山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1井山西組試氣獲得工業氣流5.46×104m3/km2，青探1井盒8、山1、連1、河灘2井鉆遇應時砂巖氣藏，顯示該區具有良好的勘探前景。