王香增 喬向陽 米乃哲 王若谷

1.陜西延長石油（集團(tuán)）有限責(zé)任公司 2.陜西延長石油（集團(tuán)）有限責(zé)任公司研究院

0 引言

全球范圍內(nèi)，致密砂巖氣已成為非常規(guī)天然氣勘探開發(fā)的重要領(lǐng)域[1-3]。據(jù)統(tǒng)計，全球已發(fā)現(xiàn)或推測發(fā)育致密砂巖氣的盆地有70個，主要分布于北美、歐洲和亞太地區(qū)[4]。例如，美國致密砂巖氣資源量為19.8×1012～42.5×1012m3[3]，2014年美國致密砂巖氣年產(chǎn)量達(dá)到1 200×108m3，其深盆氣成藏理論、鉆井完井及增產(chǎn)改造技術(shù)的成功實(shí)踐為我國致密砂巖氣藏開發(fā)提供了寶貴的經(jīng)驗(yàn)[5]。

早在20世紀(jì)70時代初，我國在四川盆地就已經(jīng)發(fā)現(xiàn)致密砂巖氣，但受認(rèn)識、技術(shù)和成本的限制，發(fā)展較為緩慢。經(jīng)過幾十年的探索，隨著地質(zhì)理論認(rèn)識的創(chuàng)新和開發(fā)技術(shù)的快速發(fā)展，致密氣勘探開發(fā)取得重大進(jìn)展，形成了鄂爾多斯盆地上古生界、四川盆地須家河組兩大致密氣區(qū)，致密氣資源量達(dá)到23.88×1012m3，2014年致密氣產(chǎn)量約406×1012m3，使我國成為僅次于美國、加拿大的致密砂巖氣生產(chǎn)大國[6]。2017 年，我國致密氣產(chǎn)量為353×108m3，占天然氣總產(chǎn)量的23.7%[7]。

縱觀國內(nèi)外致密砂巖氣的勘探開發(fā)實(shí)踐，致密砂巖氣藏地質(zhì)條件復(fù)雜，共性與差異并存，很多看似成熟的關(guān)鍵技術(shù)并不能直接套用，這也是致密砂巖氣開發(fā)面臨的最大難題。童曉光[3]、康玉柱[8]、鄒才能[9]等通過對比中美致密砂巖氣差異，認(rèn)為美國致密砂巖氣以海相—海陸過渡相為主、儲層分布穩(wěn)定、厚度大、孔隙度高、主要分布于凹陷區(qū)、縱向氣層跨度小、氣層分布規(guī)律性強(qiáng)、含氣飽和度高；而中國致密砂巖氣以陸相—海陸過渡相為主、儲層厚度小、非均質(zhì)性強(qiáng)、主要分布于斜坡區(qū)和山前構(gòu)造帶、縱向氣層跨度大、氣層分布規(guī)律變化大、普遍含水。針對中國致密砂巖氣的特殊性，加強(qiáng)儲層非均質(zhì)性、優(yōu)質(zhì)儲層預(yù)測與氣藏分布規(guī)律的研究，加強(qiáng)配套工程技術(shù)攻關(guān)以提高單井產(chǎn)量是致密砂巖氣勘探開發(fā)工作的重點(diǎn)。鄂爾多斯盆地北部蘇里格氣田是我國最大的致密砂巖氣田，經(jīng)過幾十年的探索和技術(shù)攻關(guān)，集成創(chuàng)新形成了以儲層表征[10]、全數(shù)字地震[11]、大井組立體開發(fā)[1]、“工廠化”壓裂改造[12]、井下節(jié)流[13]、排水采氣[14]等為核心的致密氣勘探開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)，實(shí)現(xiàn)了氣田規(guī)?；_發(fā)，為我國致密砂巖氣藏開發(fā)提供很好的借鑒作用。

延安氣田位于鄂爾多斯盆地東南部，筆者作為氣田從勘探發(fā)現(xiàn)到工業(yè)化開發(fā)全過程的實(shí)踐者，深切感受到要實(shí)現(xiàn)致密砂巖氣高效、經(jīng)濟(jì)開發(fā)的難度之大。延安氣田與蘇里格氣田同屬于鄂爾多斯盆地上古生界致密砂巖氣藏，然而由于地理位置不一樣，沉積體系與沉積環(huán)境明顯不同，導(dǎo)致氣藏發(fā)育特征差異較大，再加上黃土塬地貌條件的限制，已有的勘探開發(fā)技術(shù)仍存在許多不適應(yīng)方面。例如，單砂體規(guī)模更小、厚度薄，變化快、巖性更加致密、地震預(yù)測技術(shù)在黃土塬地貌適用性差、預(yù)測難度大；地表溝壑縱橫、高差變化大、生態(tài)環(huán)境脆弱，“工廠化”作業(yè)難以實(shí)現(xiàn)，同時對天然氣集輸提出了更高的要求。陜西延長石油（集團(tuán)）有限責(zé)任公司經(jīng)過近十年的理論研究和技術(shù)攻關(guān)，在儲層預(yù)測、井網(wǎng)優(yōu)化、鉆完井、儲層保護(hù)、壓裂改造、地面集輸?shù)确矫?，形成了一套適合延安復(fù)雜致密氣藏高效開發(fā)的關(guān)鍵技術(shù)體系，已形成年產(chǎn)能力50×108m3的規(guī)模。

圖1 延安氣田位置圖

1 氣藏特征

1.1 成藏背景

延安氣田處于鄂爾多斯盆地東南部（圖1），構(gòu)造上位于鄂爾多斯盆地較為穩(wěn)定的伊陜斜坡構(gòu)造單元之上，現(xiàn)今構(gòu)造平緩，坡度小于1°。區(qū)內(nèi)上古生界海陸交互沉積背景為泥炭沼澤的發(fā)育創(chuàng)造了條件，形成的大套較厚且穩(wěn)定分布的石炭—二疊系煤系地層，成為整個延安氣田的主要?dú)庠碵15]。該套煤系烴源巖在早侏羅世至早白堊世末大量生烴排氣[16]，并就近運(yùn)聚至二疊系三角洲前緣和石炭系障壁海岸砂體中，經(jīng)歷多期構(gòu)造演化后最終形成現(xiàn)今上古生界大面積分布的巖性氣藏[17]。儲集層以水下分流河道砂體、障壁島砂壩為主，烴源巖廣泛發(fā)育，泥巖蓋層厚度大、分布穩(wěn)定，天然氣資源潛力較大。截至2017年，已探明天然氣地質(zhì)儲量約6 650×108m3，

圖2 鄂爾多斯盆地中二疊統(tǒng)石盒子組8段沉積模式圖

1.2 地質(zhì)特征

延安氣田主力含氣層位為上古生界中二疊統(tǒng)石盒子組8段、下二疊統(tǒng)山西組、上石炭統(tǒng)本溪組，具有多層系含氣特征。

研究區(qū)自早二疊世太原組末期—山西組早期發(fā)生區(qū)域性海退，海水自東南方向退出[18]；在延安以北以三角洲沉積體系為主，延安南則發(fā)育障壁島海岸沉積體系[19]，該區(qū)受南、北兩個方向的物源共同影響，其中北部物源古陰山褶皺造山帶是區(qū)內(nèi)沉積的最主要物源，南部物源則來自祁連—北秦嶺造山帶，南北物源大致在甘泉—富縣—宜川一帶交匯。研究區(qū)本溪組至山西組2段沉積期，南部物源并未影響到研究區(qū)；而從山西組1段沉積期始，南部物源開始影響研究區(qū)，至石盒子期，南部物源的影響逐漸增大，成為研究區(qū)主要的物源之一（圖2）。受南北物源差異的影響，山西組2段和本溪組儲集巖以石英砂巖為主、其次為巖屑石英砂巖和巖屑砂巖，石盒子組8段和山西組1段則以巖屑石英砂巖和巖屑砂巖為主，少量石英砂巖。主要儲集空間有巖屑溶孔、晶間孔、粒間孔、長石溶孔等，以巖屑溶孔、晶間孔為主。儲層孔隙結(jié)構(gòu)變化大，排驅(qū)壓力普遍較高，平均為0.84～2.58 MPa，中值壓力平均為6.76～62.70 MPa；孔喉半徑偏小，以微—小孔喉為主，最大孔喉半徑為0.40～1.73 μm，中值孔喉半徑為0.02～0.98 μm，孔隙度多介于4%～9%，滲透率多介于0.1～0.5 mD。與盆地北部氣田相比，儲層更加致密，物性更差（表1）。

由于研究區(qū)遠(yuǎn)離物源，砂體規(guī)模?。▎紊绑w厚度小于5 m、寬度小于300 m）、變化快，非均質(zhì)性強(qiáng)，找到砂體不一定就找到了儲層，非有效儲層與有效儲層差異小，采用傳統(tǒng)“四性”關(guān)系也無法準(zhǔn)確識別有效儲層，有效儲層識別和預(yù)測十分困難；同時該區(qū)氣藏還具有橫向變化快，縱向跨度大，儲層致密，泥質(zhì)含量高，孔喉細(xì)小，儲層易傷害，單層儲量豐度低、產(chǎn)量低等特點(diǎn)。

延安氣田整體為低產(chǎn)、低豐度的低滲致密砂巖氣藏，縱向氣層多、單氣層厚度薄、差異性大、氣層（沉積單元）疊置關(guān)系復(fù)雜（圖3），加之煤層和地表黃土塬地貌條件影響，其地下、地面條件與北部氣田明顯差異且更為復(fù)雜（表1），已有的成熟儲層預(yù)測手段和開發(fā)技術(shù)工藝亦不能完全適用于延安氣田高效經(jīng)濟(jì)開發(fā)需求，常規(guī)的開發(fā)方式更加無法實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)。

表1 延安氣田與北部氣田儲層基本特征對比表（數(shù)據(jù)引自本文參考文獻(xiàn)[17,20-21]）

圖3 延安氣田氣層主要疊置模式圖

2 氣藏開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)

要實(shí)現(xiàn)延安上古生界致密砂巖氣田的高效開發(fā)，地下必須應(yīng)對淺水環(huán)境三角洲前緣水下分流河道形成的小規(guī)模零散分布儲層的精準(zhǔn)預(yù)測、安全高效鉆遇和低傷害改造難題，地上必須應(yīng)對黃土塬溝壑縱橫地貌和脆弱生態(tài)環(huán)境的井場布設(shè)與低成本集輸?shù)碾y題。為此，在吸收蘇里格、大牛地等北部氣田成功經(jīng)驗(yàn)基礎(chǔ)上[22]，結(jié)合自身特點(diǎn)開展了先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)的開發(fā)實(shí)踐，通過不斷探索，由認(rèn)識—實(shí)踐—再認(rèn)識—再實(shí)踐，總結(jié)形成了一套適用的開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)系列。

2.1 多尺度綜合儲層預(yù)測技術(shù)

延安氣田地表為黃土塬，表層疏松、厚度差異大，地震波能量衰減強(qiáng)烈且衰減程度差異大，目的層上部多套煤層發(fā)育，地震波反射強(qiáng)，目的層信息微弱；儲層規(guī)模小、變化快，與圍巖波阻抗差異小，地震儲層預(yù)測難度大[23]。通過技術(shù)攻關(guān)和生產(chǎn)實(shí)踐，形成多尺度綜合儲層預(yù)測技術(shù)。

2.1.1 二維和三維地震聯(lián)合屬性預(yù)測儲層宏觀展布

對小范圍三維地震資料，應(yīng)用地震沉積學(xué)和地震屬性優(yōu)化分析方法，確定儲層敏感參數(shù)為地震頻率衰減梯度和震幅曲率，驗(yàn)證該參數(shù)適用于二維地震資料[24]。由此，應(yīng)用大范圍二維地震資料，計算儲層敏感參數(shù)，預(yù)測沉積背景，建立地震屬性—儲層展布空間模型，實(shí)現(xiàn)儲層宏觀預(yù)測，可識別厚度大于20 m的復(fù)合砂體，彌補(bǔ)了黃土塬地貌二維地震分辨率低、三維地震儲層預(yù)測受限的缺陷。

2.1.2 基于動態(tài)知識庫的模型預(yù)測有效儲層空間展布

將地質(zhì)建模技術(shù)應(yīng)用于儲層預(yù)測，建立的模型基于動態(tài)知識庫。動態(tài)知識庫囊括各類靜動態(tài)資料和地質(zhì)研究成果，并隨著資料的增加和研究成果的豐富不斷完善，基于此建立的模型是一個持續(xù)細(xì)化“活”的模型。模型計算中綜合應(yīng)用多點(diǎn)地質(zhì)統(tǒng)計學(xué)、神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)、層次分析法和人機(jī)聯(lián)動的方法，實(shí)現(xiàn)模型逐步逼近實(shí)際地質(zhì)體，預(yù)測精度由厚度10～15 m的復(fù)合砂體提高到厚度3～5 m穩(wěn)定單砂體的準(zhǔn)確追逐（圖4）。

圖4 基于動態(tài)知識庫的有效儲層預(yù)測精度示意圖

2.1.3 近鉆頭隨鉆分析技術(shù)精細(xì)刻畫儲層差異

在有效儲層預(yù)測模型的基礎(chǔ)上，采用近鉆頭隨鉆分析技術(shù)修正模型、預(yù)判儲層變化，此技術(shù)是一個實(shí)時數(shù)據(jù)分析、優(yōu)化預(yù)測模型的循環(huán)過程。通過隨鉆分析近鉆頭電測、氣測、錄井等資料，依據(jù)模型進(jìn)一步精細(xì)刻畫儲層形態(tài)，判別儲層內(nèi)部巖性、物性、含氣性等變化，實(shí)現(xiàn)1～2 m層內(nèi)差異的預(yù)測。

2.2 混合井網(wǎng)立體動用技術(shù)

延安氣田地面井場布設(shè)條件與地下氣層發(fā)育狀況配置關(guān)系差，氣層發(fā)育位置地表往往不適合布設(shè)井場，且單氣層規(guī)模小、橫向變化快，多套氣層空間疊置關(guān)系復(fù)雜。據(jù)此，按照“分級約束”的設(shè)計思想，建立從宏觀到局部、從空間到屬性、從地下到地上的多維度、多尺度、多因素耦合的立體優(yōu)化體系，形成混合井網(wǎng)立體動用技術(shù)，實(shí)現(xiàn)產(chǎn)能、儲量動用程度和經(jīng)濟(jì)效益最大化。

2.2.1 地表和宏觀約束優(yōu)化

黃土塬地表的井場布設(shè)只能位于山體頂部或山腰較平緩位置，且不能占用農(nóng)耕地，不能破壞脆弱的生態(tài)環(huán)境和百姓正常生活，地表約束條件決定只能選擇叢式井型。宏觀上氣層發(fā)育規(guī)模和疊置關(guān)系復(fù)雜，為最大程度動用儲量、提高單井產(chǎn)量，基于有效儲層預(yù)測成果，綜合研究形成井型優(yōu)化技術(shù)，多氣層發(fā)育區(qū)選擇定向井，多層合采開發(fā)，單氣層發(fā)育區(qū)選擇水平井，多段壓裂開發(fā)（圖5）。

圖5 地表宏觀約束開發(fā)井型優(yōu)化模式圖

圖6 不規(guī)則井網(wǎng)與規(guī)則井網(wǎng)對比圖

2.2.2 局部和屬性約束優(yōu)化

受控于三角洲前緣水下分流河道沉積，單砂體厚度3～5 m的寬度小于300 m，疊合砂體厚度5～20 m的寬度小于3 000 m，形狀不規(guī)則。采用規(guī)則井網(wǎng)儲量控制程度低。以菱形井網(wǎng)為基礎(chǔ)優(yōu)化形成不規(guī)則井網(wǎng)，較規(guī)則井網(wǎng)井?dāng)?shù)減少6.9%，井網(wǎng)控制程度提高8%（圖6）。綜合考慮采收率和經(jīng)濟(jì)效益，應(yīng)用經(jīng)濟(jì)極限法、井間干擾等多種方法模擬優(yōu)化確定井網(wǎng)參數(shù)為：直/定向井優(yōu)選不規(guī)則菱形井網(wǎng)，井距800～1 200 m；水平井水平段長度1 000～1 200 m，排距1 000 m。

2.2.3 混合井網(wǎng)立體動用模式

綜合上述“分級約束”優(yōu)化結(jié)果，形成了適合延安區(qū)塊上古生界致密砂巖氣田的混合井網(wǎng)動用模式。以不規(guī)則菱形井網(wǎng)為基礎(chǔ)，多氣層疊合分布區(qū)采用直/定向井多層合采，單氣層分布區(qū)采用水平井整體部署開發(fā)，過渡區(qū)域采用直/定向井與水平井混合部署開發(fā)，實(shí)現(xiàn)一套井網(wǎng)立體高效動用儲量（圖7）。以過渡區(qū)域?yàn)槔?，依?jù)地面約束條件和有效儲層預(yù)測的氣層宏觀展布特征布設(shè)Y1、Y2井場，各實(shí)施1口直井；細(xì)化預(yù)測模型，進(jìn)一步確定氣層展布、局部發(fā)育規(guī)律和屬性約束條件，Y1井場采用定向井開發(fā)，Y2井場采用定向井與水平井混合開發(fā)。

圖7 延安氣田混合井網(wǎng)立體動用模式圖

2.3 易傷害塌漏同井儲層高效鉆井技術(shù)

延安氣田三疊系劉家溝組下部至二疊系山西組的地層破碎、煤層發(fā)育，導(dǎo)致鉆井過程中坍塌和掉塊嚴(yán)重威脅鉆井安全。三疊系劉家溝組、二疊系石千峰組和石盒子組的微裂縫、裂縫發(fā)育，鉆井過程中易發(fā)生漏失，嚴(yán)重時造成鉆井液失返，鉆井風(fēng)險高[25]。據(jù)此，提出“多元封堵、隔離保護(hù)”技術(shù)方法，研發(fā)了復(fù)雜井況低滲致密天然氣鉆井液，有效提高了井壁穩(wěn)定、縮短了鉆井周期，保護(hù)了儲層。

2.3.1 鉀基聚磺防塌鉆井液技術(shù)

針對鉆遇破碎地層和煤層井壁易垮塌問題，采用“物理封堵＋活度抑制”方法，研發(fā)了高性能鉀基聚磺鉆井液。該鉆井液能使井壁滲透率從常規(guī)10－2mD降低至10－4mD。鉆井實(shí)踐表明，井徑擴(kuò)大率減小至10%以內(nèi)，井下坍塌事故率下降35個百分點(diǎn)，平均單井鉆井成本減少173萬元。

2.3.2 自適應(yīng)防漏堵漏鉆井液技術(shù)

通過對劉家溝、石千峰組等地層漏失特點(diǎn)及機(jī)理的研究，提出了以“多尺度變形粒子＋架橋粒子”為核心的逐級填充堵漏方法，優(yōu)選出一整套能夠保證正常鉆進(jìn)、性能可調(diào)的防漏堵漏鉆井液體系。通過調(diào)整顆粒尺度及其配比，對孔縫300 μm～5 mm的漏層完成自適應(yīng)封堵，實(shí)現(xiàn)“隨鉆封縫即堵”和“停鉆承壓封堵”，地層承壓能力較常規(guī)鉆井液提高0.2～0.3 g/cm3，有效解決此類地層反復(fù)漏失的問題。

2.3.3 超低滲透隔離膜儲層保護(hù)鉆井液技術(shù)

針對儲層泥質(zhì)含量高、中—強(qiáng)水敏、鉆井過程中儲層易造成永久性傷害的問題，以超低滲透成膜劑控制鉆井液失水，配合可溶微固相架橋粒子提高封堵能力，形成超低滲透隔離膜儲層保護(hù)鉆井液體系。實(shí)驗(yàn)表明巖心滲透率恢復(fù)值達(dá)到95.7%，較常規(guī)鉆井液提高了25%，投產(chǎn)后平均單井產(chǎn)量提高21.5%。

2.4 致密氣藏高效壓裂技術(shù)

針對氣層跨度大，各氣層間物性和壓力系統(tǒng)差異導(dǎo)致直/定向井層間改造矛盾突出，改造效果差，水平井人工裂縫受控于地應(yīng)力影響，水力壓裂致裂方向單一，裂縫復(fù)雜程度低的問題[26]，不斷研發(fā)和實(shí)驗(yàn)壓裂新工藝，優(yōu)化工具組合，形成致密氣層高效壓裂技術(shù)。

2.4.1 直/定向井多層大跨度高效壓裂技術(shù)

多氣層大跨度發(fā)育的直/定向井，集成應(yīng)用“固井滑套＋可溶球” 等工具，施工流程簡化60%。實(shí)現(xiàn)了直/定向井一趟作業(yè)多層大跨度壓裂，克服了壓裂管柱對施工規(guī)模和工藝的限制，壓裂氣層最大跨度達(dá)240 m，施工周期減少80%，同時排量提高1倍，增產(chǎn)效果明顯，單井產(chǎn)量從0.7×104m3/d提高到1.5×104m3/d，提高了1倍以上（表2）。

2.4.2 水平井CO2＋水力壓裂技術(shù)

水平井壓裂，建立考慮“冷卻效應(yīng)”的“流—固—熱”三維裂縫擴(kuò)展模型，利用CO2低黏、高擴(kuò)散的特性，形成CO2＋水力壓裂技術(shù)[27]。致裂階段CO2能有效滲入巖石孔隙裂縫，降低裂縫擴(kuò)展壓力，增加井眼周圍裂縫的擴(kuò)展范圍和復(fù)雜程度，裂縫延伸階段采用“低黏度壓裂液＋多粒徑低密度支撐劑＋可降解纖維”壓裂工藝，有效控制縫高，提高支撐劑鋪置均勻程度，改善壓裂效果，采用該技術(shù)壓裂水平井是同區(qū)其他水平井平均產(chǎn)量的1.5倍（圖8）。

圖8 壓裂裂縫監(jiān)測對比圖

表2 多層大跨度壓裂技術(shù)指標(biāo)對比表

2.5 黃土塬地貌中壓集輸技術(shù)

通過對氣田生產(chǎn)特征的研究和先導(dǎo)區(qū)實(shí)踐的總結(jié)，按照集輸系統(tǒng)壓力能級有效性遞減的基本原則，通過能量損耗平衡分析，形成了以井下節(jié)流、枝上枝井間串聯(lián)和集中注醇為核心的中壓集輸技術(shù)。實(shí)現(xiàn)地面集輸系統(tǒng)不節(jié)流、不增壓、不加熱超低能耗運(yùn)行，避免了傳統(tǒng)的高壓和中低壓集輸工藝過程中的節(jié)流或增壓能量損耗；同時降低管線壓力等級，減少注醇量。地面集輸工藝采用標(biāo)準(zhǔn)化體系、模塊化設(shè)計理念。設(shè)計不同單體設(shè)備、不同規(guī)模工藝模塊進(jìn)行預(yù)制化、組裝化、橇裝化相結(jié)合的方式進(jìn)行訂制，最后在建設(shè)現(xiàn)場進(jìn)行組合裝配，大大減少了設(shè)計、采購和施工工作量，縮短施工周期。在50×108m3產(chǎn)能建設(shè)中節(jié)約地面投資4億元，安全運(yùn)行6年累計節(jié)約運(yùn)行費(fèi)用6 000 萬元。

3 實(shí)施效果

以上述5項(xiàng)關(guān)鍵技術(shù)為核心的開發(fā)技術(shù)系列整體應(yīng)用于延安氣田開發(fā)實(shí)踐，實(shí)現(xiàn)了延安氣田規(guī)模化經(jīng)濟(jì)開發(fā)。截至2017年底，指導(dǎo)了9個區(qū)塊天然氣產(chǎn)能建設(shè)工作，涉及各類天然氣井近2 000口。直/定向井鉆井成功率在95%以上，鉆井事故率下降35%，建井周期縮短8.7 d，平均單井無阻流量達(dá)6.5×104m3/d。水平井砂層鉆遇率由70%提高至82%，建井周期縮短12.9 d，平均單井無阻流量提高至29.3×104m3/d，已累計建成年產(chǎn)能50×108m3，累計產(chǎn)氣80.9×108m3。

4 結(jié)束語

致密砂巖氣藏地質(zhì)條件復(fù)雜，不同區(qū)域氣藏的開發(fā)均有其自身的獨(dú)特難題，傳統(tǒng)技術(shù)往往與之不適應(yīng)，不能完全解決個性化問題，這常成為氣田開發(fā)的瓶頸。陜西延長石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司在汲取行業(yè)先進(jìn)經(jīng)驗(yàn)基礎(chǔ)上，經(jīng)過近十年的理論研究和技術(shù)攻關(guān)，形成了一套適合延安復(fù)雜致密氣藏高效開發(fā)的關(guān)鍵技術(shù)體系，實(shí)現(xiàn)了氣藏規(guī)模化經(jīng)濟(jì)開發(fā)。文中總結(jié)的成功技術(shù)工藝不但在延安氣田上古生界致密砂巖氣藏開發(fā)評價和產(chǎn)能建設(shè)中發(fā)揮了至關(guān)重要的作用，而且豐富和發(fā)展了我國致密砂巖氣開發(fā)理論和技術(shù)，為類似氣田開發(fā)提供了借鑒。