鄂尔多斯盆地大牛地气田DK13井区孔隙型碳酸盐岩储层非均质性强,采用水力加砂压裂后,产气量差异大。为了明确影响产气量的主控因素,通过构建单层产气贡献率计算模型、建立地质工程参数与产气量热图矩阵图版,对影响产气量的地质工程主控因素进行研究分析,形成双甜点评价及产能预测计算公式。研究结果表明：① 马五₅层产气贡献率与自然伽马呈负相关,与声波时差、体积密度和含气饱和度呈正相关,马五₆₊₇层产气贡献率与储层厚度、体积密度和中子孔隙度呈正相关;② 根据热图矩阵分析,马五_5-7层产气量与储层厚度、最高全烃值、孔隙度、含气饱和度、入地液量、酸量、砂量相关性较高;③ 根据多因素分析,构建了马五_5-7层双甜点指数计算模型,采用模型计算的双甜点指数与产气量相关性为0.937 5;④ 根据双甜点指数,建立了产量预测模型,预测产气量与实际产气量误差小于2%。结论认为：所建立的地层工程甜点及产能预测模型与实际符合率高,可有效指导该气田压裂选段及压裂设计优化,具有推广应用价值。

为了解决塔里木盆地顺北油气田现有气测图版（三角图版、3H图版、比值图版、对数图版）对油气显示的解释结论相互矛盾且与完井测试结果差异较大的问题,在勘探开发过程中,快速评价油气显示,以顺北油气田157口已钻井为研究对象,汇总并筛选了部分井录井显示、完井测试结果等数据,分析了天然气在地层中的存在形式差异、各组分在水中及原油中的溶解析出差异及综合录井仪气相色谱分析原理,确定了湿度系数与油水分离系数两项识别参数,建立交会图版,在顺北油气田28口新钻井试用中取得了较好的效果。研究结果表明：① 全烃与组分虽为两套分析系统,但通过各组分摩尔质量可以计算出其在全烃中的占比;② 湿度系数可以较好地使气层与油层、水层在图版中分离,并相对集中,油水分离系数可以使水层与油层在图版中明显分离并相对集中。结论认为,通过全烃与各组分之和的差值可以定性地反映流体中重组分含量;② 利用湿度系数与油水分离系数两项识别参数作为图版的纵轴与横轴建立图版,可以较好地识别顺北油气田的流体性质。

下古生界碳酸盐岩气藏是鄂尔多斯盆地大牛地气田目前主要产能接替层系,但碳酸盐岩水平井各段产出贡献不清、主控因素不明确,制约了水平井单井天然气产能提升和降本增效。为此,基于连续油管产剖测试技术,获得了碳酸盐岩水平井各段差异性的认识,明确了各段产出贡献的主控因素。研究结果表明：①当气井水平段储层物性较好时,储层物性和含气性是影响气井各段产气能力的主控因素,储层改造规模对各段产出的影响较小;②当气井水平段储层物性差且差异性小时,储层物性、含气性以及压裂改造规模对各段产出的影响较小,但通过针对不同类型储层制订不同的压裂思路及规模,可以实现较差储层的增产。结论认为：① 针对碳酸盐岩气藏水平井建议优先部署裂缝-孔洞型储层有利发育区,其次适当增加压裂改造规模,以提高致密碳酸盐岩气藏的开发效果;② 针对孔隙型储层发育区,建议针对各段储集层类型,差异化制订改造思路,实现各段的有效产出。

针对四川盆地东北部地区T区块高含硫气藏开采初期测压资料少,无法准确获取气藏开发过程中地层压力变化规律的问题,基于高含硫气藏的动态监测资料,计算气藏硫溶解度预测模型和动态储量,采用气相色谱实验法测量天然气组分和临界性质参数并优选偏差因子修正方法等,开展了考虑硫沉积的气藏物质平衡方程分析与计算,提出了一种考虑硫沉积的气藏物质平衡方程与偏差因子修正相结合的地层压力计算方法。研究结果表明：① 与实测偏差因子相比,DPR方法和Gopal法平均相对误差最小为0.39%和2.85%,表明这两种偏差因子修正方法更适合川东北地区高含硫气藏;② 与实测地层压力相比,所提出的方法计算结果平均误差为1.93%~3.15%,证明所建立的地层压力计算新方法的计算误差小于传统计算方法,满足生产所需的精度要求;③ 新方法由于所需的压力资料少于其他传统方法,因此对于高含硫气藏高产井能够减少关井测压带来的生产损失。

鄂尔多斯盆地大牛地气田奥陶系马家沟组五段整体处于海退期,纵向分为10个亚段,马五₁₊₂亚段处于相对海退期,受淡水淋滤、岩溶作用影响,形成大量的溶蚀孔、洞、缝,主要发育灰色白云岩夹少量石灰岩,是油气储集的重要场所。为了预测该气田马五₁₊₂亚段地质甜点区,以钻穿目的层580余口井为研究对象,分析了岩心、测井、录井资料,指出了目的层发育灰云坪、云坪、云灰坪、泥云坪共4种沉积微相,结合古地貌特征,刻画该气田马五₁₊₂亚段储层厚度平面分布,参考气井生产动态资料,预测优质储层分布范围,圈定地质甜点。研究结果表明：① 马五₁₊₂亚段纵向发育7期沉积旋回,地层自下而上,泥质含量增多,反映了水体变浅、含盐度减小的趋势;剖面由北向南,泥质含量减小,反映了水体加深、含盐度增加的趋势。② 马五₁₊₂亚段储层整体向西增厚,南北向厚度差异明显,最大相差24 m,东西向变化平缓,最大相差8 m,划分出岩溶台丘、残丘、斜坡、高地、洼地、沟槽共6个地貌单元,储层主要位于岩溶台丘、残丘部位。结论认为：① 优质储层主要位于灰云坪、云坪部位,残留储层厚度大,白云岩含量占比高,分布范围自北东向南西扩大,台丘、残丘部位的厚度普遍超过4 m,斜坡部位厚度介于2~6 m;② 优选的3个地质甜点区均建立于优势微相、优势岩相和优势古地貌单元之上,优质储层厚度超过4 m,孔隙度超过2.5%,成像测井显示裂缝、溶蚀孔洞发育,储层物性好,含气饱和度超过15%,气测全烃含量超过20%,通过单井验证,累计产气量超过2 000 × 10⁴ m³,可以作为水平井井位高效部署的参考区域。

为了构建物探效果后评价体系、优化油气勘探开发决策、优选地震物探投资项目、促进技术发展、拓展应用效益,以塔里木盆地ST探区物探项目效果为研究对象,分析了14个项目全生命周期包含的技术效果、应用效果、经济效果3类主要评价指标,指出了纵向5级的评价指标体系设计路线和计算方法。研究结果表明：① SN41N等3个项目效果优、为Ⅰ类,AD等9个项目效果中、为Ⅱ类,仅2个项目效果差、为Ⅲ类;② 经复验,评价结果符合研究区实际。结论认为：① 研究区需要持续提升地震资料采集和处理的技术水平,深化油气成藏地质条件研究,提升钻井储层保护技术,加快物探成果的应用;② 该方法可以找出物探项目之间的共性、差异及原因,可以为技术发展提供支撑,有助于提高物探项目的管理效率和勘探效益;③ 该方法体现了物探项目的全过程产出效果及物探贡献价值,具有可量化、实用性强等特点,具有一定的科学性、合理性和可操作性。

为了推进四川盆地致密气上产,以川西北部梓潼区块中侏罗统沙溪庙组一段气藏为研究对象,分析了该气藏的地质特征及主要开发特征,指出了梓潼区块沙一段气藏地质条件复杂,与邻区简阳区块沙一段、金秋区块沙二段气藏存在较大的差异,需要通过开发先导试验建立适宜的开发技术对策。研究结果表明：① 梓潼区块沙一段气藏多期河道砂体纵向叠置发育,储层具有物性差、厚度小、非均质性强等特点;② 气藏存在多套压力系统,并且含水饱和度高,产水可能性大。结论认为：① 梓潼区块天然气勘探开发潜力较大,是下一步增储上产的重要新领域,但由于目前缺乏静动态资料,对气藏地质认识不足,因此有必要开展先导试验;② 梓潼区块沙一段1、4号砂组储层大面积叠置发育,测试获工业气流,优选1、4号砂组为先导试验区目的砂组以探索两套砂组的含气性;③ 根据邻区开发经验,采用大夹角、水平井模式部署8口水平井,优选高效改造工艺技术,建立地质工程一体化模型,设计单井配产介于（6~9）×10⁴ m³/d,预测单井累计产气量介于（1.06~1.30） × 10⁸ m³。

针对四川盆地资阳东峰场地区上三叠统须家河组须五段气藏试采中表现出的单井天然气产能差异大、稳产效果差等问题,综合地质、动态监测、实验分析等资料,开展了产能主控因素及递减原因分析,提出了稳产对策。研究结果表明：① 气井产能主要受井型和优质储层发育程度影响,水平井产能明显高于直井,优质储层越发育,气井产能越高;② 气井稳产效果较差,稳产期平均为10个月,日产气量递减指数平均为0.001 7,储层有效渗透率低、供气范围有限;③ 气井初期高配产带来大生产压差引发储层应力敏感伤害,地露压差小易析出凝析油造成储层反凝析伤害,使储层渗透率损失,导致气井产能迅速递减;④ 压裂砂回流使人工裂缝导流能力下降并在近井地带堆积造成砂堵,压裂液返排困难使气井积液甚至水淹,均会导致气井停产;⑤ 控压开采可有效降低储层渗透率的损伤,液氮助排、优化生产管柱有利于气井排液,延缓气井产能递减。该研究成果可以为类似地区致密砂岩气藏开发技术对策制订提供参考。

为了有效支撑高含水致密砂岩气藏高效开发,以鄂尔多斯盆地东胜气田独贵气区为研究对象,在研究高含水致密砂岩气井不同水气比条件下产出特征的基础上,分析了应力敏感及生产压差对气井产出的影响,评价了不同配产工作制度下气井的产出效果,提出了气井差异化配产方案及压降速率控制标准。研究结果表明：① 研究区气藏储层孔喉组合以微孔细喉为主,具有低孔隙度 — 特低孔隙度、致密低渗透及强非均质性的特征;② 高含水致密砂岩气藏气井开发效果受产水量影响较大,气井水气比越高,产气量递减越大、压降速率越快、弹性产率越低;③ 随着生产压差不断扩大,造成部分毛细管水和束缚水膜变成可动水,气井产水量增加,弹性产率变低,累计产气量减小,稳产难度增大,开发效果变差。结论认为：① 对于衰竭式开发的高含水致密砂岩气藏,控制气井的配产和压降速率是延长气井稳产期、提高天然气采收率的重要手段;② 所建立的高含水致密砂岩气藏气井差异化配产方案和气井压降速率控制图版在生产实践中证明符合率达到87.5%,可推广应用于同类型气藏的开发开采,更好地指导气井效益开发。

为了探究天然裂缝欠发育致密砂岩气藏的产能主控因素,以四川盆地北部元坝地区上三叠统须家河组二段和川中东峰场地区须家河组五段气藏为研究对象,分析了二者的地质特征、钻井工艺和储层改造技术,明确了孔隙型致密砂岩气藏天然气产能主控因素。研究结果表明：① 古、今构造高部位是油气运聚成藏的指向区,天然气富集程度较高,气井高产概率较大,而构造低部位气井生产效果较差;② 储层物性越好,成藏过程中天然气富集程度越高,且生产过程中天然气流动能力较强,故优质储层发育段越厚,气井产量越高;③ 裂缝欠发育致密砂岩气藏需通过储层改造才能获产,加大改造规模对优质储层发育的钻井增产效果明显;④ 由于致密砂岩储层局部发育,水平井能够钻遇更多的优质储层,故较直井而言,提产效果明显;⑤ 由于钻井液中的重晶石会对物性差 — 中等的储层造成污染,进而影响产量,故致密砂岩气藏钻井过程中需加强储层保护。结论认为：① 孔隙型致密砂岩气藏产能主要受古、今构造位置,优质储层发育程度,储层改造规模和井型等因素控制;② 优质烃源岩发育区、正向构造区和相对优质储层发育区的叠合部位可优先考虑部署井位。

孔隙度是评价储层物性的关键参数,四川盆地中部NC地区钻井取心资料有限,储层孔隙度直接获取难度大,而基于常规测井资料的传统孔隙度预测方法误差大、精度低。为了明确NC地区致密砂岩气藏储层物性特征,以上三叠统须家河组四段储层为研究对象,提出了一种改进的机器学习算法SAO-LightGBM;使用该算法分析了孔隙度与地球物理测井参数之间的深层次潜在关系,指出了研究区储层孔隙度与声波时差、密度、中子孔隙度、地层电阻率和自然伽马具有较强的相关性,并基于以上测井参数建立了孔隙度预测模型。研究结果表明：① 采用SAO优化算法独特的双重种群机制、高效的探索与利用策略,可以快速寻找到LightGBM的最优超参数组合,提升了模型的预测能力;② 在测试数据集上,SAO-LightGBM的平均绝对误差为3.37%,决定系数为0.92。结论认为,较之于其他常规模型,SAO-LightGBM具有更为可靠的预测能力,能够高效完成目标层位孔隙度的预测工作,对NC地区的储层研究和后期勘探开发具有指导作用。

近年来,四川盆地泸州地区上奥陶统五峰组 — 下志留统龙马溪组龙一₁亚段多口页岩气井测试获得高产气流,展示了该区良好的页岩气勘探开发前景。为了更好地推进该区页岩气高效勘探与精细开发,以泸州地区五峰组 — 龙一₁亚段富有机质页岩段为研究对象,分析了小层和沉积微相纵横向展布特征、不同沉积微相页岩储层品质差异性,明确了研究区优势页岩沉积微相和页岩气富集高产主控因素。研究结果表明：① 泸州地区五峰组 — 龙一₁亚段可细分为五峰组、龙一₁¹小层、龙一₁²小层、龙一₁³小层、龙一₁⁴小层5个层段,其岩性、电性、生物化石等特征具有分段性;② 研究区五峰组 — 龙一₁亚段共发育9种沉积微相,其中强还原泥质硅质陆棚、强还原含粉砂硅质陆棚、强还原粉砂质钙质 — 硅质陆棚为最优势沉积微相,页岩具有高有机碳含量、高孔隙度、高含气性、高脆性的“四高”特征,主要发育于龙一₁亚段1~3小层;③ 深水沉积强滞留环境是优质页岩发育和高产的基础,异常高压和高含气量是高产的保障,有效压裂效果是实现高产的关键。

为了研究四川盆地东部地区火山岩的岩相展布规律、储层发育主控因素、油气成藏富集模式等问题,以野外露头、钻井、测井、分析化验等资料为基础,分析了该区二叠系火山岩成储成藏模式,指出了天然气勘探有利区。研究结果表明：① 受峨眉地裂运动影响,川东地区中二叠统茅口组 — 上二叠统吴家坪组发育两类火山岩相关的有利储层,一类是近火山口的火山碎屑熔岩储层,发育于茅三段中部及上部,主要分布在涪陵北部大竹 — 梁平 — 兴隆场喷溢相区,储层厚10~35 m,测井解释孔隙度介于3.4%~8.0%;另一类是远离火山口的火山 — 沉积碎屑岩储层,为火山灰与正常沉积物的混合沉积,发育于茅三段底部及吴家坪组,平面上分布于普光 — 涪陵北 — 建南地区,储层厚16~35 m。② 茅三段底部和吴家坪组火山 — 沉积碎屑岩作为储层的同时,也是优质的烃源岩,自身具有高孔隙度、高有机碳含量、自生自储、大面积连片分布的特点,能够源内成藏。茅三段火山碎屑熔岩储层被下伏茅三段底部和上覆吴家坪组烃源岩所包裹,形成“夹心”式的源储配置关系,具有“近源成藏”的有利条件。结论认为：① 涪陵北部为火山碎屑熔岩气藏勘探有利区,可进行老井复查、复试或优选有利构造位置部署探井;② 围绕开江 — 梁平陆棚及其边缘的涪陵北、建南、普光地区是火山 — 沉积碎屑岩气藏勘探有利区,对于此类储层可采用非常规油气勘探思路,避开高陡构造区,优选保存条件好、埋深小于6 000 m的甜点区进行天然气勘探开发。

为了解决沉积相平面图编图过程存在的混相跳相现象、岩性图式过于简单、相的级次划分混乱以及相的颜色充注不规范等问题,以沉积相平面图编图规范为研究对象,分析了SY/T5615-2004《石油天然气地质编图规范及图式》（以下简称《编图规范及图式》）存在的主要问题,指出了通过实践如何应用相对复杂的海相碳酸盐岩相模式、通过对岩石的系统分类建立岩性图案库、通过统计从深海盆地到古陆不同相带的颜色充注特征形成赋色原则。研究结果表明：① 新修正的威尔逊（Wilson）相模式、碳酸盐岩台地相模式和碳酸盐岩缓坡相模式共3种概念性相模式是相对复杂的海相沉积相划分最重要的参考基础;② 参考《编图规范及图式》岩石图式及岩石形成作用的分类方案,通过五步法建立的岩性图案可超过2 200个,基本能满足目前高精度沉积相平面图编图需求,达到“岩性”即“岩相”的目的;③ 通过精准的岩性充填表征其薄片微相,这样便同时兼顾了微相的级次划分及代表薄片微观尺度的本意;④ 从深海盆地到古陆不同相带的赋色原则为往深海方向为蓝色调、向陆方向为褐色调、海陆交互相为橙色调。结论认为：① 正确的相模式应用能提高沉积相平面图编图的科学性;② 建立满足生产和科研需求的岩性图案库能够提高沉积相平面图编图的时效性;③ 精准的岩性充填有利于解决相的级次划分,尤其是微相的定义尚不统一的问题;④ 赋色原则能够提高沉积相平面图编图的通用性和美观性。

为了精细描述致密高含水气藏可供开发调整的有利区、明确储集层参数的空间展布特征,以鄂尔多斯盆地东胜气田A井区二叠系下石盒子组气藏为研究对象,分析了适合高含水气藏的建模方法,综合岩心、测井、钻井等资料,借助Petrel软件建立了该区下石盒子组气藏三维地质模型。研究结果表明：① 研究区整体上为北东高、南西低的宽缓单斜,区内发育两条正断层、小型鼻状隆起以及背斜构造;② 盒1段河道及复合心滩规模较大,呈“砂包泥”状,盒2+3段河道及心滩规模相对较小,呈“泥包砂”状,研究区泥岩夹层占比为50%,粉砂岩夹层和致密层夹层占比为30%;③ 所建模型数据与实际钻井情况较为相符,能够快速高效地计算研究区天然气地质储量,计算出A井区下石盒子组气藏天然气地质储量为341.16 × 10⁸ m³。结论认为：① 利用精细水平井单层划分成果细化地层微构造可以建立全区精细构造模型;② 建立水平井构型控制的沉积微相模型及隔夹层模型能有效提高物性参数模型的准确度和有效性;③ 沉积微相、岩石相、断层等主控因素约束的水平井气藏属性参数建模能有效提高物性参数模型的准确度和有效性,在致密高含水气藏“多、薄、窄、密、强、杂”型的储层空间中适用性好。

为了深入研究四川盆地非常规油气勘探开发的关键层位,以川南威远地区龙马溪组天然裂缝为研究对象,通过岩心观察、薄片分析和地球化学测试等多种方法分析了该区龙马溪组天然裂缝发育特征和形成时期,指出了该区龙马溪组天然裂缝发育类型及其形成期次。研究结果表明：① 威远地区天然裂缝主要分为构造裂缝、生烃超压缝和层理缝3种类型;② 威远龙马溪组存在多期天然裂缝。结论认为：① 该区天然裂缝具有宽度细、水平层理缝占比高、偶见高角度构造缝、有效性低的特点,并且随着龙马溪组地层埋深的增加,裂缝发育密度逐渐增大;② 根据温度计算和构造埋藏演化史,这些天然裂缝主要形成于印支期、燕山期、喜马拉雅晚期的3个时期,其中碳氧同位素和包裹体实验测试证实了3个时期的天然裂缝存在;③ 研究区印支期发育少量的NW剪切缝及砂泥互层层理缝,燕山期在断层附近、背斜高部位发育NW剪切缝和生烃超压缝,喜马拉雅晚期在断层附近、背斜高部位发育近NW和NWW组系剪切缝,背斜核部发育近S-N组系张性缝。结合研究区地质力学环境,查明了威远地区龙马溪组天然裂缝特征,明确了裂缝的形成期次及分布规律,为威远龙马溪组储层评价、有利区优选、优质储层甜点区评价及勘探开发提供了技术支撑。

低渗透砂岩有水气藏改建地下储气库具有特殊性和复杂性,为了指导同类型气藏开展建库可行性评价,以四川盆地中坝气田上三叠统须家河组须二段气藏为研究对象,在明确建库地质条件可行性的基础上,开展了气藏水侵现状、水体规模等动态特征研究,并基于岩心相渗实验及气藏数值模拟等手段分析了气藏建库可行性及有效库容空间,指出了低渗透砂岩有水气藏改建储气库的可行性评价方法。研究结果表明：① 区域断层及顶底板封闭性良好;② 建库区储层含气空间动用率仍可保持在较高水平;③ 气藏整体呈弱 — 中水驱,边底水处于不活跃 — 次活跃状态,对主体建库区影响较小;④ 结合静动态特征认识,主体构造内纯气区与气水过渡区可作为建库可动区域。结论认为：① 中坝气田须二段气藏具备改建地下储气库的可行性;② 在原始地层压力27.25 MPa下建库区域有效库容空间为106.80 × 10⁸ m³。

为了解决鄂尔多斯盆地东北部大牛地气田奥陶系顶部受太原组煤层影响地震分辨率不足,在现有层位解释基础上古地貌恢复精度不足的问题,以大牛地气田为研究对象,基于钻井、测井、地震等资料,结合区域沉积构造背景,利用叠后解释性处理技术与多参数反演技术精细追踪主要地质界面,进行岩溶古地貌恢复并划分岩溶优势区,分析其对研究区岩溶储层发育的影响。研究结果表明：① 基于多参数反演的岩溶古地貌恢复技术可以将残留厚度预测误差控制在4 m之内;② 根据岩溶古地貌单元渗流特征,结合气层厚度 — 风化壳残余厚度相关性及产能井分布对古地貌进行分区评价,残余厚度小于58 m为相对岩溶有利区。结论认为,基于多参数反演的岩溶古地貌恢复技术有效提高了关键地质界面的解释精度,进而提高古地貌恢复准确性,有助于岩溶储层分布研究,为下一步勘探开发部署提供了支撑。

为了更好地解决页岩因复杂沉积成岩作用致使其孔隙复杂多变、单一测试手段很难较为全面地对其进行有利表征的问题,以勘探开发程度较高的威远地区下志留统龙马溪组页岩为研究对象,通过氩离子抛光扫描电镜、图像拼接定量化、气体吸附和高压压汞联测、流体示踪剂等多手段、多方法综合表征了龙马溪组页岩微观孔隙,分析了影响孔隙发育的主控因素。研究结果表明：① 威远地区龙马溪组页岩孔隙类型多样,以有机质孔隙为主要类型,其占比可达92.89%;② 页岩孔径以微孔 — 中孔为主,并且微孔 — 中孔贡献了较大的比表面积和孔体积;③ 示踪剂多在层理发育位置富集,说明层理间具有较大的孔隙度和渗透率,是页岩气良好的扩散通道;④ 有机碳含量对微孔体积和比表面积贡献较大,有机碳含量和石英含量共同控制着页岩孔隙的发育。结论认为,通过多手段表征页岩的微观孔隙类型、结构与渗流特征,有助于更好地理解页岩气储层微观特征,同时通过孔隙影响因素分析可以为后期的储层评价、页岩气开发部署提供支撑。

2022年4月川东南綦江地区FB1井下二叠统栖霞组二段酸压测试获日产气量6.42 × 10⁴ m³,这是四川盆地栖霞组在台缘滩、环古隆起台内滩相继获得重大商业突破之后,在台内台洼边缘浅滩首次实现的重要天然气勘探突破,油气地质意义重大。为了深化对该区栖霞组沉积储层特征的认识,进一步落实有利勘探区带,指导下一步勘探部署,综合利用野外调研、岩心观察、薄片鉴定、分析化验及测井数据等资料,探究了綦江地区栖霞组沉积相展布及储层发育特征。研究结果表明：① 綦江地区栖霞组沉积期,继承二叠系沉积前隆洼格局,形成了稳定的碳酸盐岩台地沉积,发育台洼边缘浅滩、滩间、台内洼地沉积,栖霞组一段主要为滩间沉积,栖二段上亚段和下亚段顶部发育高能滩沉积;② 储层岩石类型主要为亮晶颗粒灰岩、细晶白云岩、灰质白云岩等,储集空间类型分为孔隙（孔洞）、裂缝两大类,结合成像测井及物性数据,总体显示出低孔隙度、特低渗透率的储层特征;③ 栖霞组储层具有显著的相控性,岩溶作用进一步优化储层,栖霞期台洼边缘转折带是天然气勘探有利区。结论认为,该研究成果可以为研究区栖霞组下一步油气勘探部署提供决策依据。

数值模拟技术是目前剩余气定量表征、气藏调整方案优化和产量预测的主要手段之一。然而,致密砂岩气藏复杂的储层地质条件和渗流特征,使得在采用常规数值模拟技术时难以准确描述剩余气的分布规律。为了实现对致密砂岩储层剩余气的精细定量表征,以鄂尔多斯盆地大牛地气田太2 段气藏为研究对象,分析了不同渗流特征因素对产量的影响,同时基于致密砂岩气藏渗流理论,结合气藏工程和室内实验分析研究,建立了启动压力梯度、水锁伤害、应力敏感等在数值模拟中的等效表征方法。研究结果表明：① 随着该区气藏开发的进行,地层压力降低和外来液气的侵入,岩石储层产生的应力敏感效应和水锁伤害会降低储层的有效渗透率,严重影响气井产能;② 随着地层水和外来液体的侵入,气井在生产中会出现储层水锁伤害,利用相渗水平端点标定实现束缚水变可动水模拟,垂直端点标定实现生产初期水锁气相渗流伤害模拟,进一步在模型Schedule模块中通过对不同阶段相渗曲线调用,解决了气井中后期压力拟合偏差大的问题;③ 在数值模拟中考虑了启动压力梯度等因素的等效表征后,模型历史拟合符合率由之前的45%提高至85%,计算结果更加符合矿场的实际情况。结论认为,该研究成果完善了致密砂岩气藏渗流理论和数值模拟方法,对同类型油气藏的高效开发具有理论指导和实践意义。

为了揭示二连盆地霍林河凹陷低煤阶煤层气储层特征,在对地质背景进行研究的基础上,以霍林河凹陷下白垩统大磨拐河组低阶煤为研究对象,利用低温液氮吸附实验、光学显微以及孔渗测试等方法,分析了低阶煤的孔隙结构、裂隙结构、渗透率和孔渗主控因素,明确了大磨拐河组低煤阶煤层气储层性质和主控因素。研究结果表明：① 大磨拐河组低煤阶煤层气储层主要以微小孔（孔径小于100 nm）为主,占比在90%以上,孔隙形态以一端封闭的不透气孔为主,孔隙度介于11.33%~26.32%、平均值为18.62%,属于中等孔隙度;② 裂隙类型以Ⅱ类为主,裂隙宽度大于5 μm,长度小于10 mm;③ 储层渗透率介于0.067~38.550 mD、平均值为5.440 mD,一般介于0.067~1.830 mD,渗透率整体较低;④ 孔隙度、渗透率主要受显微组分、灰分产率和裂隙发育程度的影响。结论认为,该研究成果可以给二连盆地霍林河凹陷及其他地区的低煤阶煤层气勘探开发工作提供借鉴。

为了确保四川盆地川西气田中三叠统雷口坡组气藏的开发效果,以该气田为研究对象,综合薄片、压汞、测试等资料,分析了储层特征、气水分布等影响开发效果的核心地质因素,确定了开发技术对策。研究结果表明：① 该气田处于龙门山前逆冲推覆构造带,构造为北东 — 南西向展布的长轴状断背斜,呈北高南低的格局,金马构造及鸭子河构造翼部层间小断层和彭县断层伴生小断层较发育;② 沉积相为潮坪相,沉积亚相主要为潮间 — 潮下带亚相,有利沉积微相为云坪、藻云坪,横向展布相对稳定;③ 储层为白云岩薄互层,具有“千层饼”特征,纵向分为上下两段,具有上薄、下厚的特征,整体表现为低孔隙度、低渗透率特征,储集空间可分为溶蚀孔隙、溶蚀孔洞和微裂缝3种类型;④ 气藏由北向南不同构造的气水界面逐步降低,呈北高南低分布。结论认为：① 按照效益优先、少井高产、有效接替、持续稳产的原则,以构造高部位为优先建产主体目标区,采用一套开发层系,以下储层为主,兼顾上储层,局部细分层系;② 该气田处于人口稠密区,采用丛式井组,集中部署大位移、长靶间距大斜度井,提高单井产能和储量动用程度;③ 优化不同类型气井合理产量,确保边水整体均衡推进;④ 在主体区进入稳产末期,外围有序接替,实现气藏长期稳产,进一步提高了气藏采收率。

四川盆地南部（以下简称川南）深层下志留统龙马溪组页岩地层受高应力和钻井液水化影响,部分水平井发生井壁失稳。为了探讨深层页岩气水平井6.5 in小井眼建井的可行性,以川南永川南区深层龙马溪组页岩地层为研究对象,开展了XRD、SEM以及不同工作液条件下的膨胀率、岩石力学参数等基础理化测试,并结合力学 — 化学耦合、流体 — 固体耦合作用的井壁失稳模型研究,明确了永川南区龙马溪组储层页岩在钻井液浸泡前后、不同井眼尺寸和不同岩石尺寸条件下的井壁稳定性变化规律。研究结果表明：① 永川南区龙马溪组页岩整体致密,矿物定向分布,石英、方解石含量高,岩性硬而脆;② 黏土含量较少,以伊利石、绿泥石为主,含少量伊蒙混层,且水基、油基钻井液条件下膨胀应变普遍低于5‰,吸水膨胀能力弱;③ 井下压力环境下页岩具有较高的力学强度,油基钻井液对页岩力学强度的影响变化总体在10%以内。结论认为：① 钻井液浸泡前后,不同井眼尺寸对井壁稳定性影响不大;② 6.5 in小井眼井壁稳定性较8.5 in井眼更优,能够满足小井眼建井井壁稳定性需求。

黔西地区是我国高煤阶煤层气早期勘探的重点区域,差异分布的水文地质单元严重制约了该区煤层气的勘探开发,为了厘清水文地质条件对煤层气开采的影响,以比德 — 三塘盆地上二叠统龙潭组为研究对象,分析了大量煤田地质勘探资料,结合实际煤层气井生产情况,合理划分了水文地质单元,明确了不同水文地质单元对煤层气富集和控产的影响。研究结果表明：① 以氢氧同位素为识别指标,得出比德 — 三塘盆地龙潭组煤系地层水初始来源为大气降水;② 基于渗透系数、单位涌水量、断层分布、水头标高、矿化度5个指标参数,划分得出补给 — 强径流区、裂缝干扰强径流区、弱径流区、弱径流 — 滞留区4个水文地质单元。结论认为：① 水文地质单元与生产井相结合,得出弱径流 — 滞留区煤层产气量大呈单峰形态,开发潜力最大,以珠藏向斜为主,弱径流区煤层产气量中等且稳定,开发潜力次之;② 建议滞留区、径流区水文地质单元分别从压裂规模、排采制度和井网井型方面提高各区煤层气的生产效果。

台内丘滩是四川盆地上震旦统灯影组天然气勘探的重要后备领域,为了落实灯影组四段（以下简称灯四段）优质储层主控因素与展布特征,以川北地区灯影组台内钻井和野外露头为研究对象,通过岩心观察、薄片鉴定、储层物性等研究,对灯四段储集层基本特征及主控因素进行了综合分析。研究结果表明：① 川北地区灯四段台内丘滩储集层岩性主要为藻粘结白云岩、藻砂屑白云岩、藻叠层白云岩和藻纹层白云岩,储集空间以晶间（溶）孔、藻格架孔、粒间溶孔以及裂缝为主;② 台内丘滩优质储层展布主要受沉积相带控制,藻丘和浅滩沉积微相是储集层发育的有利沉积相带;③ 多期溶蚀作用能有效提升储层性能,其中早成岩期岩溶是优质储层形成的基础,埋藏期溶蚀能有效扩大储集空间,第一期埋藏溶蚀作用强度从灯四段顶部向下逐渐减弱,第二期埋藏溶蚀作用造成早期孔洞储集层进一步溶蚀扩大,形成现今储集空间。结论认为,受汉南古陆和宣汉 — 开江古隆起控制,在坡折带发育近南北向的台内丘滩条带,是灯四段油气勘探的有利地区。

异常高压的成因机制是石油地质学的重要研究内容,水热增压作用能否成为异常高压的有效成因机制是一个尚未解决的学术难题。为了定量评价水热增压作用对地层压力及压力系数的影响,根据岩石及流体的热物理学原理,分析了水热增压作用产生的前提条件,建立了水热增压作用下地层压力及压力系数的定量评价模型,探讨了水热增压作用与地层异常高压的关系。研究结果表明：① 水热增压作用产生的条件是地层封闭且埋深增大;② 评价水热增压作用对地层压力的影响时需要排除欠压实作用的影响;③ 地层深度增量一定时,地温梯度和地层流体热膨胀系数越大,岩石的热膨胀系数和地层流体的压缩系数越小,地层压力增量以及压力系数就越大;④ 在可钻深度范围内,温度升高引起的流体体积应变一般不会超过2%;⑤ 一方面,水热增压作用能使地层压力快速增大,另一方面,由于地层深度相应增大,地层压力系数的变化很小,压力系数增量一般不会超过0.1,单一的水热增压作用不能形成异常高压。

为了加快推进四川盆地寒武系筇竹寺组页岩气勘探开发进程,以近期获得重大突破的JS103井为研究对象,分析了井研 — 犍为地区筇竹寺组粉砂质页岩的矿物岩石学、有机地球化学及储层特征,探讨了储层发育的影响因素,指出了其与志留系龙马溪组优质页岩的差异。研究结果表明：① 研究区粉砂质页岩具有低有机碳含量、低含气量、中等孔隙度、高硅质矿物含量的特征,明显区别于龙马溪组优质页岩高有机碳含量、高含气量、高孔隙度、高脆性矿物含量的特征;② 粉砂质页岩储层以发育无机孔为主,介孔和大孔是储集空间的主体,孔隙形态主要为墨水瓶形和狭缝形;③ 硅质矿物的抗压实及溶蚀作用、适量稳定黏土矿物的存在有利于孔隙发育,碳酸盐矿物的胶结作用是导致储层物性变差的重要因素。结论认为：① 粉砂质页岩紧邻优质烃源岩、自身具有一定的生烃能力,物性相对较好,为页岩气的形成和富集创造了有利条件;② 现场含气量作为海相页岩储层评价的重要参数对粉砂质页岩的适用性较差,钻井过程中活跃的气测显示与良好储集条件的耦合关系可以作为现阶段判别粉砂质页岩含气性的重要指标。

大牛地气田位于鄂尔多斯盆地东北部,上古生界断裂基本不发育,DK13井区位于大牛地气田西南部,占地面积约为1／6气田,下二叠统山西组2段（以下简称山2段）为其主力开发层系之一,辫状河三角洲平原沉积特征明显。为了厘清DK13井区山2段沉积特征,优选主力小层,以山2段储层沉积微相为研究对象,分析了岩心、测井资料,指出了该储层主要发育心滩、分流河道、天然堤、废弃河道、分流间湾共5种微相。研究结果表明：① 山2段分为山2-1、山2-2两个亚段,并可细分为山2-1-1、山2-1-2、山2-2-1、山2-2-2四个小层,地层垂向上共发育7期河道;② 北东方向水体能量充足,心滩密集发育,纵轴长度介于2.5~4.0 km,横轴长度介于1.5~2.0 km,厚度介于10~14 m,南西方向心滩零星分布,规模较小,泥质含量逐渐增多;③ 山2-1-1、山2-2-1气层厚度普遍超过4 m,自然伽马值介于60~75 API,泥质含量低于13%,试气效果较好,稳定日产气量在0.9 × 10⁴ m³以上。结论认为：① 山2段不同期次砂体厚度差别明显,横向迁移频繁,多被厚层泥质沉积分隔;② 自北东至南西,水体能量逐渐减弱,开始水退,河道横向范围逐渐缩小;③ 山2-1-1、山2-2-1气层发育,试气产量高,可以作为后期措施选井选层的主力小层。

四川盆地是中国页岩气增储上产的主阵地,随着盆内深层页岩气开发建产规模的推进,上奥陶统五峰组 — 下志留统龙马溪组页岩气勘探转向盆缘复杂构造区,位于该盆地东南缘的贵州赤水探区林滩场构造为其典型代表。LY1HF、LY3HF井的成功实施证实了林滩场具备良好的页岩气形成条件,但也反映了该区构造特征及保存条件复杂。为了落实页岩气有利区,通过对已钻井的评估分析,基于页岩气形成条件分析,重点对该地区构造特征和保存条件进行了深化研究。研究结果表明：① 研究区龙马溪组深水陆棚相优质页岩厚度较大,有机碳丰度高、孔隙度高、含气量高,具有页岩气富集的良好地质条件;② 林滩场是受推覆断层控制的推覆断背斜,保存条件具分区差异性,其中盆缘正向复杂构造区沿地层上倾方向有逆冲断层阻隔是有利的保存条件;③ 综合考虑龙马溪组泥页岩发育程度、埋深、保存和开发等条件,优选出南1、北1区为该区龙马溪组页岩气勘探的Ⅰ类有利区,勘探开发潜力较大。

鄂尔多斯盆地下古生界碳酸盐岩中裂缝普遍发育,裂缝是天然气高产富集的关键因素之一。为了精细预测不同尺度裂缝平面展布规律,为勘探选区和开发井位部署提供指导依据,以该盆地大牛地气田奥陶系马家沟组为研究对象,利用岩心、成像测井等资料分析其裂缝发育特征,基于地震资料品质及正演模拟分析裂缝带地震响应特征,优选出裂缝预测敏感地震属性,形成了一套基于地震叠后属性的多尺度裂缝预测方法。研究结果表明：① 研究区裂缝发育段测井特征表现为高声波时差、低电阻率、低补偿密度、低波阻抗,地震响应特征不明显,仅表现为波组连续性变差、差异扭动;② 利用倾角和相干属性可以实现大尺度裂缝带的边界刻画,利用高精度Likelihood融合属性可以预测小尺度裂缝的分布特征和发育带强度,相干属性、倾角属性、最大似然属性3种方法预测的裂缝成果相互印证,并且刻画精度逐渐提高;③ 裂缝预测结果符合实际地质情况,与钻井漏失点吻合较好,研究成果可用于研究区下一步勘探选区和开发井位部署。结论认为,大牛地气田的裂缝综合预测方法对于同类地质情况和地震资料基础的区块具有指导意义。

为了明确鄂尔多斯盆地大牛地气田大17井区石炭 — 二叠系太原组1段气藏产能主控因素,以11口水平井为研究对象,分析了该区太1段气藏生产动态特征,明确了沉积、构造对气井生产的影响情况,并有针对性地制定了开发调整对策。研究结果表明：① 太1段气藏11口水平井中Ⅰ类井共8口,初期产能高,稳产期长,液气比低,生产效果较好;Ⅱ类井共3口,初期产能较低,稳产期短,液气比相对较高,生产效果较差。② Ⅰ、Ⅱ类井储层厚度无明显区别,但储层物性存在差异,Ⅰ类井自然伽马曲线以低幅平滑箱形为主,电阻率较高,孔隙度、渗透率均较高,物性较好;Ⅱ类井自然伽马曲线齿化严重,电阻率较低,物性较差,含水量较高。③ 沉积模式不同导致Ⅰ、Ⅱ类井储层物性存在明显的差异,Ⅰ类井处于迎水面,储层物性好,产量高,液气比低,累计产量高;Ⅱ类井处于背水面,物性差,内部泥岩夹层发育、电阻率低,束缚水含量高导致液气比高,影响气井产能释放。结论认为：① 太1段气藏气井产能主要受沉积控制,障壁砂坝迎水面储层物性好,气井产能高,为老区开发调整的有利区;② 通过在砂坝迎水面部署加密井,优化老井生产制度,可以有效提高气藏采收率。

为了准确计算储层含水饱和度,判断气藏含水特征,以四川盆地川西坳陷东坡侏罗系上、下沙溪庙组气藏为研究对象,分析了沙溪庙组气藏存在高电阻水层和低电阻气层的原因,指出利用单一的地层水电阻率计算得出的含水饱和度与实际测试结果之间有可能会出现一定的偏差,无法准确对气藏流体性质进行判别。研究结果表明：① 川西坳陷东坡上、下沙溪庙组地层水特征差异大,水型总体以CaCl₂为主,含少量Na₂SO₄型和NaHCO₃型,地层水矿化度受保存条件及断层影响,在纵向上和平面上均存在着一定的差异;② 川西坳陷东坡上、下沙溪庙组存在高、中、低3种不同类型的矿化度地层水,并且不同类型的地层水矿化度对地层水电阻率影响较大,采用单一的地层水电阻率估算含水饱和度将有可能导致计算结果与实际含水饱和度误差较大,影响对储层含气性的准确判断。结论认为,在地层水矿化度分类的基础上,按不同流动单元分别建立含水饱和度计算模型,通过不同地层水矿化度折算地层水电阻率得到的含水饱和度与实际测试结果吻合度更高。

四川盆地致密砂岩气资源潜力大,具有良好的勘探开发前景,但是受目前川西南部勘探开发程度的制约,对致密砂岩气藏开发生产规律等方面的认识还存在着一定的不足。为了深化对该区致密砂岩气藏产能特征及合理配产的认识,以川西南部观音寺构造侏罗系沙溪庙组气藏测试井GQ1井为研究对象,结合气井生产动态,分析了影响气井产能的地质及工程因素,指出了区域致密气产能特征及主控因素。同时通过类比法,借鉴钻井工艺、储层及沉积特征相似的JQ气田配产原则制定了气井合理配产量。研究结果表明：① 气藏生产动态呈现出早期快速递减,中期低压低产长期稳产,后期由产能不足转为间歇生产的特征;② 气井产能受控于优质储层发育程度,观音寺区块沙溪庙组二段8号砂组为有利甜点区;③ 压裂改造及水平井增产效果显著;④ GQ1井按天然气无阻流量最小值的1／5~1／3确定试采规模,配产量（3~5） × 10⁴ m³／d较为合理。结论认为：① 川西南部致密砂岩气藏储层非均质性强,总体产能较低;② 水平井及压裂改造能有效提高致密砂岩气藏气井产能。

为了解决中国南海深水气田探井、评价井产能测试成本高、测试井少、产能资料稀缺所导致的产能预测准确度不够高的难题,以南海深水区LS气田为研究对象,分析了深水气井产能主控因素,提出了流体因子和压力因子两个表征流体性质的参数,基于气井产能方程构建了深水气田产能评价公式,定义了气井产能因子参数,基于产能因子和有效渗透率的关系建立了南海深水区LS气田产能评价新图版,进而提出了一种深水未测试气井产能预测新方法。研究结果表明：① LS气田弱非均质性储层有效渗透率与非均质性具有较好的规律性;② LS气田流体因子与压力因子呈现出较好的线性关系;③ 产能因子和有效渗透率拟合相关性好,可以基于产能因子和有效渗透率的关系构建南海深水区LS气田产能评价新图版。结论认为：① 通过LSX-W1井应用验证,新方法预测的天然气无阻流量与DST测试得到的无阻流量误差仅为10%,说明该方法具有较高的预测精度,可以满足矿场应用的要求;② 新方法可以通过常规的测井、测压方法,无需DST测试就可以进行深水气田未测试井的产能评价,可以大幅度节约深水井勘探测试费用,可以为深水气田大规模勘探提供支撑。

大牛地气田位于鄂尔多斯盆地东北部、伊陕斜坡之上,上古生界构造较为平缓,断裂不发育,属于强非均质性的致密砂岩气藏,油气近源聚集。大28井区位于大牛地气田北部,二叠系下石盒子组一段盒1-1亚段为主力开发层系之一,辫状河沉积特征明显。为了厘清该井区主力开发层系的沉积特征,以盒1-1亚段沉积微相为研究对象,分析了露头、岩心、测井资料,识别出辫状河道、心滩、泛滥平原共3种主力沉积微相。研究结果表明：① 盒1-1亚段可细分为盒1-1-1、盒1-1-2两个小层,共发育4期河道,垂向、侧向叠加均表现出正韵律特征,单期砂体保存完整,剥蚀不明显,河道多次冲刷导致厚层泥质沉积较少,局部发育细粒薄夹层,为高能辫状河道沉积;② 砂体沿物源向南连片推进,主河道位置不变,具有中部厚、两侧薄的特征,北部砂体更为发育,以粗粒沉积为主。结论认为：① 盒1-1亚段砂体叠置规律复杂,厚度与含气性存在明显差异,心滩有效砂体厚度超过6.5 m,辫状河道有效砂体厚度小于4.0 m;② 气层在心滩与辫状河道沉积微相中均可发育,尤其是在二者演变区域,受水流冲刷影响,砂质更纯,泥质含量低于15%,自然伽马值介于45~70 API,砂体物性更好,含气程度更高,可以作为后期开发、措施井位部署的参考依据。

四川盆地川西北剑阁地区上二叠统长兴组生物礁沿开江 — 梁平陆棚西侧台缘沉积区大面积分布,受前期地震资料品质、生物礁研究方法等因素的制约,缺乏对大型礁带内部的细节刻画。为了进一步深化对区内生物礁发育类型的认识,剖析礁带内部单个礁体的平面及空间展布特征,满足该区生物礁气藏精细开发的需求,基于区内钻井资料和新一轮“高分辨率、高信噪比”三维地震数据,分析了礁 — 滩相单井岩电特征、不同类型生物礁地震反射特征和地质特征等,提出了井震结合开展生物礁精细刻画的新方法。研究结果表明：① 剑阁区块长兴组生物礁受古地貌和海平面升降影响,整体发育5种类型的礁体,具有纵向多期叠置、横向多排生长的特点;② 在对单井 — 剖面生物礁特征识别的基础上,开展了长兴组顶精细解释,通过残余厚度法沉积古地貌恢复技术、三维可视化技术能够较好地实现陡坡型生物礁的三维空间分布表征;③ 创新利用礁体“上隆凸起”及礁间水道“下凸透镜”的地震几何特征开展基于多窗口倾角扫描+构造导向滤波的曲率体属性生物礁刻画,能够对大型礁带内部单一小礁体的发育边界实现精细刻画;④ 剑阁地区预计可以新增多个潜力开发区,可为下一步生物礁气藏精细开发提供支撑。结论认为,井震结合并充分利用礁体地震反射动力学、运动学特征开展针对性的生物礁敏感属性刻画结果与实钻井吻合程度高,有助于单一礁体平面分布预测和该类气藏的高效开发。

川东地区处于四川盆地油气富集带,其下组合为重点勘探领域,虽历经多年勘探却未取得战略性突破。近期,川东地区平桥构造寒武系盐上领域测试获工业气流,证实了该领域具备油气勘探潜力。为了明确其油气成藏类型,以地震、钻井、露头等资料为研究对象,分析了上寒武统洗象池群沉积储层特征、源储配置关系及油气动态成藏过程,指出了川东地区洗象池群源 — 储对接型天然气成藏模式及主控因素。研究结果表明：① 川东地区上奥陶统五峰组 — 下志留统龙马溪组优质页岩段有机碳含量一般大于3%,气源条件优异;② 川东地区洗象池群微古地貌高点周缘发育台内浅滩储层,储层受到裂缝和溶蚀作用改造;③ 川东地区中构造层内发育逆冲断层,使得下盘五峰组 — 龙马溪组“源”与上盘洗象池群“储”形成侧向对接关系,洗象池群气藏与五峰组 — 龙马溪组页岩气同源证实了侧向供烃的有效性。结论认为：① 研究区存在以五峰组 — 龙马溪组为有效烃源岩,洗象池群白云岩为储层,以高陡构造带断层相关背斜圈闭为主要勘探目标的“新生古储、源 — 储对接、侧向供烃”的晚期天然气成藏模式;② 良好的源储条件是天然气成藏的基础,高源 — 储对置程度提高了成藏效率,页岩气藏晚期抬升泄压提供气源充注。

为了提高致密砂岩气藏采收率,以鄂尔多斯盆地大牛地气田下二叠统太原组太2段障壁砂坝气藏为研究对象,分析了该气藏的储层特征,指出了储层非均质性、储层渗透率、气水两相渗流是影响太2段障壁砂坝气藏采收率的主要因素。通过泄气范围评价法和数值模拟方法明确了剩余气分布及主要类型。基于不同剩余气的分布类型开展了井网加密调整提高气藏采收率研究,提出了不同类型剩余气对应的调整挖潜对策,并通过开展加密井生产效果分析,结合经济评价,得出了不同加密调整方式下的提高采收率效果。研究结果表明：① 太2段障壁砂坝剩余气主要以靶点间和大井距井间未控型为主,挖潜方式以部署加密井为主;② 通过采取靶点间斜插的方式挖潜井间剩余气,加密井未发生干扰,但水平段与主应力夹角小,压裂改造效果差;③ 井间剩余气采取排间平行加密和排间错位加密两种方式挖潜,排间平行加密井距小于600 m时,干扰井数在总井数的占比为 75%,排间错位加密井距400~800 m时,干扰井数在总井数的占比为 75%。加密后井距为500 m时干扰严重,加密井天然气可采储量降幅达50%,但仍能实现经济效益,井组采收率可提高5%。

为了进一步明确鄂尔多斯盆地北部奥陶系岩溶储层的发育特征,以杭锦旗地区十里加汗区带为研究对象,综合分析了研究区地层展布、古地貌特征、储层类型及分布,明确了杭锦旗地区奥陶系岩溶储层的控制因素及发育模式。研究结果表明：① 奥陶系马家沟组马四段沉积期,十里加汗区带广泛发育的生屑灰岩为岩溶储层提供了良好的物质基础;② 奥陶系顶面岩溶古地貌可划分为岩溶高地、岩溶斜坡两种岩溶古地貌单元,在岩溶斜坡内发育岩溶洼地、岩溶残丘、岩溶沟槽等次一级地貌单元;③ 研究区发育孔隙型和裂缝 — 孔洞型两种储层类型,以裂缝 — 孔洞型为主。结论认为：① 岩溶地貌控制了奥陶系残余地层的保存程度,同时控制了溶蚀作用的强弱;② 马四段裂缝 — 孔洞型储层的分布受古地貌和裂缝控制;③ 在岩溶残丘 — 洼地过渡带地下水沿断层和裂缝垂向渗滤,对石灰岩淋滤、溶蚀形成溶蚀孔洞,是储层发育的最有利区。