蘇里格地區(qū)天然氣勘探新進展

摘 要

蘇里格地區(qū)天然氣勘探新進展(本文作者：楊華 劉新社 孟培龍 中國石油長慶油田公司)摘要：蘇里格地區(qū)位于鄂爾多斯盆地西北部，勘探面積約4×104km2。該區(qū)地表條件復(fù)雜、地震
蘇里格地區(qū)天然氣勘探新進展
(本文作者：楊華 劉新社 孟培龍 中國石油長慶油田公司)
摘要：蘇里格地區(qū)位于鄂爾多斯盆地西北部，勘探面積約4×104km2。該區(qū)地表條件復(fù)雜、地震信噪比低，儲層巖性復(fù)雜、非均質(zhì)性較強，氣層有效厚度較薄、單井產(chǎn)量低，勘探難度較大。近年來，中國石油長慶油田公司通過深化地質(zhì)綜合研究及勘探技術(shù)攻關(guān)，明確了蘇里格氣田有效儲層分布和天然氣富集規(guī)律，創(chuàng)新形成了地震有效儲層預(yù)測、復(fù)雜氣層測井評價、致密砂巖儲層改造等先進適用的勘探技術(shù)。勘探目標從砂體預(yù)測轉(zhuǎn)向有效儲層與含氣性預(yù)測，通過整體勘探，探明了我國第一個超萬億立方米儲量的整裝大氣田，探明天然氣地質(zhì)儲量規(guī)模達2.85×1012m3，同時在蘇里格南部地區(qū)形成了新的資源接替區(qū)。預(yù)計2015年以前，蘇里格地區(qū)的天然氣儲量規(guī)?？沙^3.5×1012m3，天然氣年產(chǎn)量將達到230×108m3。
關(guān)鍵詞：鄂爾多斯盆地；蘇里格氣田；天然氣；勘探技術(shù)；勘探成果；資源接替區(qū)；儲量和產(chǎn)量增加；中國石油長慶油田公司
0 概況
        鄂爾多斯盆地橫跨陜、甘、寧、蒙、晉5省區(qū)，是中國陸上第二大沉積盆地，面積達37×104km2。蘇里格地區(qū)位于鄂爾多斯盆地西北部，勘探面積約4×104km2(圖1)，主要發(fā)育大型陸相砂巖巖性圈閉氣藏。蘇里格地區(qū)天然氣勘探始于2000年，當年部署的蘇6井在上古生界中二疊統(tǒng)石盒子組盒8段砂巖試氣獲得了無阻流量達120×104m3/d的高產(chǎn)工業(yè)氣流，由此發(fā)現(xiàn)了中國目前最大規(guī)模的整裝天然氣田——蘇里格氣田[1～3]，探明天然氣地質(zhì)儲量5 336.52×108m3。
       蘇里格氣田發(fā)現(xiàn)后，針對該類致密氣田開發(fā)的世界級難題，堅持“依靠科技、創(chuàng)新機制、簡化開采、走低成本開發(fā)路子”，按照“技術(shù)集成化、建設(shè)標準化、管理數(shù)字化、服務(wù)市場化”的工作思路，實現(xiàn)了氣田規(guī)模開發(fā)[4]。蘇里格氣田有效開發(fā)后，綜合研究認為：該氣田周邊與氣田中區(qū)成藏條件相似，具有大面積含氣特征，有利于形成大型巖性氣藏[5]，進而制定了2007—2010年蘇里格地區(qū)新增天然氣基本探明地質(zhì)儲量2×1012m3的規(guī)劃目標[6]，蘇里格地區(qū)天然氣勘探從此進入了二次整體勘探階段。近期研究進展與認識
1.1 提出緩坡型三角洲沉積模式，明確砂體分布規(guī)律
      晚古生代，鄂爾多斯盆地作為華北穩(wěn)定地臺的一部分，構(gòu)造活動微弱，以整體升降為主，沉積古地形平緩，古沉積坡度介于1°～2°；湖泊水體較淺，河控作用明顯，河流攜帶的北部陸源碎屑物質(zhì)入湖后推進距離遠，無典型的半深湖、深湖沉積，形成了大型緩坡型三角洲沉積體系(圖2)。蘇里格地區(qū)主體處于三角洲平原、三角洲前緣沉積相帶。
        中二疊世石盒子期盒8時，北部物源區(qū)進一步隆升[7]，為盆地沉積提供了豐富的碎屑物質(zhì)，古氣候由潮濕轉(zhuǎn)為半干旱干旱，受氣候季節(jié)性、周期性變化影響，湖平面頻繁波動，在平坦地形的情況下，湖岸線擺動大而且迅速，三角洲平原上的分流河道通過湖面的頻繁波動向湖泊中心方向長距離推進，形成高建設(shè)型河流三角洲沉積，且導致不同期次的河道橫向反復(fù)遷移，砂體縱向上多期疊置，平面上連片分布，主力氣層盒8段形成延伸范圍達數(shù)百千米大面積分布的砂巖儲集體。砂巖粒度總體表現(xiàn)為北粗南細、以中-粗粒為主的特征，北部沖積平原相砂巖最大粒徑達7.0mm，向南延伸的三角洲前緣相仍發(fā)育粗粒相砂巖，砂巖的最大粒徑達2.0mm(圖3)。這為蘇里格地區(qū)南部有效儲集體的形成奠定了基礎(chǔ)。
1.2 劃分了4種成巖相帶，落實有利儲層分布
        綜合考慮儲層巖性、成巖作用及孔隙發(fā)育特征，蘇里格地區(qū)主要目的層盒8段儲層可劃分為4種成巖相(圖4、5)，不同成巖相控制了不同類型儲層的分布。
 
1.2.1粒間孔+火山物質(zhì)強溶蝕相
        該類儲層主要發(fā)育于蘇里格氣田中部，巖性主要為石英砂巖，成巖早期形成的綠泥石薄膜阻止了石英次生加大邊的形成，部分原生粒間孔得以保存，在有機酸進入前，有較大空間待酸進入，使砂巖中大量化學性質(zhì)不穩(wěn)定的中基性火山物質(zhì)發(fā)生強烈溶蝕，次生孔隙發(fā)育，殘余一定的原生孔，孔徑大，孔隙結(jié)構(gòu)好。平均孔隙度為9.5%，平均滲透率為1.51mD。排驅(qū)壓力小于0.5MPa，中值壓力小于2MPa，最大進汞飽和度大于90%，孔喉連通性好。該類儲層是蘇里格地區(qū)儲集條件最好的儲層(圖4-a)。
 
1.2.2晶間孔+火山物質(zhì)強溶蝕相
        該類儲層主要發(fā)育于蘇里格地區(qū)西部及南部，巖性主要為石英砂巖，由石英壓溶、硅酸鹽礦物溶解以及黏土礦物相互轉(zhuǎn)化釋放出的大量SiO2，以石英次生加大邊的形式充填于粒間孔隙中，造成粒間孔隙明顯減少。部分孔隙被后來的自生高嶺石所充填，發(fā)育高嶺石晶間孔。同時中基性火山物質(zhì)的強烈溶蝕，形成了大量的溶蝕孔隙，砂巖儲集性能較好。孔隙類型主要為溶蝕孔、晶間孔及少量粒間孔。平均孔隙度為8.2%，平均滲透率為0.89mD。排驅(qū)壓力小于1MPa，中值壓力介于5～10MPa，最大進汞飽和度大于80%。該類儲層是蘇里格地區(qū)儲集條件好的儲層(圖4-b)。
1.2.3晶間孔+巖屑溶蝕相
        該類儲層主要分布于蘇里格地區(qū)東部，巖性主要為巖屑石英砂巖，填隙物及軟組分含量相對高，機械壓實強，原生孔隙迅速減小，同時由于黏土礦物使孔喉變小，變復(fù)雜，流體活動范圍有限，火山碎屑、凝灰質(zhì)與剩土雜基發(fā)生溶解，形成不規(guī)則的粒內(nèi)溶孔和雜基溶孔與溶蝕縫，火山物質(zhì)的溶蝕不徹底，殘余較多的黏土磅物，儲層非均質(zhì)性較強?？紫额愋椭饕獮槿芪g孔、晶作孔。平均孔隙度為9.8%，平均滲透率為0.72mD排驅(qū)壓力介于1～2MPa，中值壓力介于10～20MPa，最大進汞飽和度大于80%。該類儲層是蘇里格地區(qū)儲集條件較好的儲層(圖4-c)。
1.2.4晶間孔+石英次生加大膠結(jié)相
        該類儲層主要分布在蘇里格地區(qū)西南部，巖性主要為中粒石英砂巖，埋深較大，壓溶作用較強，石英次生加大現(xiàn)象非常普遍，大量充填于粒間孔隙中，粒間孔隙幾乎消失殆盡，僅發(fā)育少量的高嶺石晶間孔，巖性較致密?？紫额愋椭饕獮槿芪g孔、晶間孔。平均孔隙度為6.5%，平均滲透率為0.29mD。排驅(qū)壓力大于2MPa，中值壓力介于10～20MPa，最大進汞飽和度介于70%～80%。該類儲層是蘇里格地區(qū)儲集條件差的儲層(圖4-d)。
1.3 構(gòu)建了近距離運聚成藏模式，拓寬了天然氣勘探領(lǐng)域
        蘇里格地區(qū)上古生界儲層成巖作用主要經(jīng)歷了壓實作用，壓溶作用，火山物質(zhì)的水化、脫水、蝕變和溶蝕作用，白生礦物的析出及膠結(jié)作用等。其中壓實及硅質(zhì)膠結(jié)作用是儲層致密化的主要原岡。根據(jù)石英次生加大邊中流體包裹體測溫及其溫度分布頻率，可以認為90～140℃是石英膠結(jié)物形成的主要時期(圖6)，對應(yīng)的有機質(zhì)熱演化程度為低成熟-成熟階段，時間為早-中侏羅世(距今205～167Ma)，大量的硅質(zhì)膠結(jié)成巖作用使致密儲層基本形成[8]。而天然氣充注時間主要處于晚侏羅世早白堊世(距今100～160Ma)，此時儲層中水巖作用已相對較弱，砂巖孔隙度降至10%以下，儲層已經(jīng)致密化，可動水較少[9～10]。正是由于上古生界儲層致密先于成藏，儲層孔喉細小，天然氣運移流速低，加上東西向砂層連通性較差，儲層橫向非均質(zhì)性較強，故天然氣很難發(fā)生大規(guī)模的側(cè)向運移，主要以就近運聚成藏為主[11～12](圖7)。氣藏同位素動力學模擬實驗結(jié)果表明，累積甲烷碳同位素值曲線與現(xiàn)今氣藏同位素值范圍基本一致，同樣說明蘇里格地區(qū)天然氣藏主要為近源捕獲，并且是長期累積聚氣所形成的(圖8)。
 
        在近距離運移聚集模式的控制下，一方面縮短了天然氣運移的距離，提高了聚集效率；另一方面也降低了形成大氣田的門檻。早期一般認為我國大氣田主要分布在生氣強度大于20×108m3/km2的地區(qū)[13～14]，而蘇里格地區(qū)的勘探實踐則表明，在生氣強度介于10×108～14×108m3/km2的地區(qū)就可以形成大規(guī)模天然氣聚集(圖9)，因而進一步拓寬了天然氣勘探領(lǐng)域。
1.4 加強氣層分布規(guī)律研究，明確勘探部署思路
         蘇里格地區(qū)局部含水，主要勘探目的層系地層水礦化度介于29.12～101.4g/L，平均為45.7g/L，明顯具有鹵水的特點。pH值介于5.0～6.0，呈弱酸性。常規(guī)離子組分中陽離子含量大小順序為Ca2+＞Na+＞K+＞Mg2+，Ca2+含量一般介于7～14g/L；陰離子含量大小順序為Cl-＞HC03-＞SO42-，Cl-含量介于17～45g/L。主要離子濃度差異明顯，反映了地層水分布相對獨立，互不連通。說明氣、水分布不受區(qū)域構(gòu)造控制，勘探開發(fā)實踐也證實，未見邊、底水和統(tǒng)一的氣、水界面，為局部滯留水。
        蘇里格氣田屬于致密砂巖氣藏，具有較強的儲層非均質(zhì)性。對于該類儲層，天然氣形成聚集需要一定的滲透率級差[15]，天然氣主要富集在相對高滲透的砂巖儲層中。高滲透率砂巖儲層中天然氣充注起始壓力低，運移阻力小，天然氣容易驅(qū)替水，而低滲透率儲層中天然氣充注起始壓力高，運移阻力大，天然氣較難進入，易形成差氣層、干層或水層[16～17](圖10)。儲層非均質(zhì)性控制下的差異充注成藏使得天然氣主要富集于相對高孔隙度、高滲透率的砂巖儲層中，含氣水層、水層多分布在物性較差的砂巖儲層中，從而促使蘇里格地區(qū)巖性氣藏的勘探從早期砂體預(yù)測走向高滲砂體與氣層預(yù)測。
 
2 勘探技術(shù)進展
2.1 全數(shù)字地震勘探技術(shù)
        蘇里格地區(qū)北部地表為草原、沙丘，南部為黃土塬地貌。地震勘探低降速帶橫向變化大、十擾波強烈，儲層與圍巖波阻抗差異小、氣層薄，地震預(yù)測難度大[18]。為滿足疊前儲層預(yù)測的需求，地震勘探技術(shù)實現(xiàn)了3次大的轉(zhuǎn)變，即由常規(guī)地震轉(zhuǎn)變?yōu)槿珨?shù)字地震、由單分量縱波地震轉(zhuǎn)變?yōu)槎喾至康卣稹⒂莎B后儲層預(yù)測轉(zhuǎn)變?yōu)榀B前有效儲層與流體預(yù)測，實現(xiàn)了巖性體刻畫一有效儲層預(yù)測一流體檢測，形成了全數(shù)字地震薄氣層預(yù)測和多波地震流體檢測兩大主體技術(shù)。
2.1.1全數(shù)字地震薄氣層預(yù)測技術(shù)
        地震采集由早期的短排列向長排列觀測系統(tǒng)轉(zhuǎn)變，由常規(guī)檢波器接收向全數(shù)字檢波器接收轉(zhuǎn)變，形成了“小道距、大偏移距、單點數(shù)字檢波器”的采集技術(shù)，地震資料有效頻帶由以往的8～85Hz拓寬到4～120Hz(圖11)。
 
        地震處理采用折射波靜校正、多域振幅補償、組合去噪和4次項動校正等疊前道集保真處理技術(shù)，很好地保持了客觀的AV0特征，提高了地震資料的信噪比和保真度。
        地震儲層預(yù)測形成了以AVO屬性分析及交會、疊前角度域吸收和疊前彈性反演及交會為核心的疊前儲層預(yù)測技術(shù)系列，有效地提高了薄氣層預(yù)測精度，有效儲層預(yù)測符合率由以往的60%提高到72%。
2.1.2全數(shù)字多波地震流體檢測技術(shù)
        多波地震采用全數(shù)字三分量采集，有效提高了資料品質(zhì)，縱波剖面視主頻為40Hz，頻寬介于8～110Hz，轉(zhuǎn)換波剖面視主頻為25Hz，頻寬介于8～60Hz，從而實現(xiàn)了由單一縱波預(yù)測向多波聯(lián)合預(yù)測的轉(zhuǎn)變(圖12)。
        多波地震處理上采用空變GAMA靜校正、多域去噪和縱橫波匹配等關(guān)鍵技術(shù)，提高了轉(zhuǎn)換波分偏移距疊加剖面的質(zhì)量，突破了轉(zhuǎn)換波成像的難點。
        多波地震儲層預(yù)測上通過多波疊前彈性反演和多波聯(lián)合預(yù)測等技術(shù)攻關(guān)，克服了單一縱波檢測流體的多解性問題，提高了地震檢測流體的準確性。
 
2.2 致密砂巖氣藏測井評價技術(shù)
        蘇里格地區(qū)砂巖儲層普遍具有低孔隙度、低滲透率、低含氣飽和度的特性[19]，氣層與水層、有效儲層與非儲層的巖電響應(yīng)差異小，有效氣層識別難度大。針對以上難點，經(jīng)過近年來的技術(shù)攻關(guān)，形成了如下適合蘇里格地區(qū)氣藏特征的致密砂巖氣藏測井評價技術(shù)：
        1) 針對高低阻氣層并存、氣水關(guān)系復(fù)雜的特點，提出并推廣了高精度數(shù)控及陣列感應(yīng)、側(cè)向電阻率聯(lián)測，部分井增加核磁共振、成像測井系列組合，改變了傳統(tǒng)的三孔隙度一側(cè)向組合方式，為氣層評價奠定了良好的資料基礎(chǔ)。
        2) 深入研究了儲層物性的控制因素，認為高石英含量和粗粒相是形成優(yōu)質(zhì)儲層的重要條件，儲層巖性對物性和含氣性有著明顯的控制作用。利用測井多信息模式識別法建立了巖性、成巖相自動快速全剖面處理技術(shù)，對巖性和優(yōu)質(zhì)石英砂巖儲層的識別符合率超過了90%。
        3) 基于高精度高壓半滲透隔板陣列巖電實驗裝置，系統(tǒng)研究了致密砂巖儲層巖電性質(zhì)變化規(guī)律，形成了變巖電參數(shù)和基于密閉取心刻度的含水飽和度定量計算模型，提高了儲層含氣性評價精度。
       4) 在天然氣測井響應(yīng)機理研究的基礎(chǔ)上，總結(jié)出分區(qū)圖版法、視彈性模量系數(shù)法、密度-中子視孔隙度交會法、縱波時差差值法、氣測綜合分析法、高分辨率感應(yīng)-側(cè)向聯(lián)測解釋法等6種低阻氣層及氣水層識別技術(shù)(圖13)，并實現(xiàn)了測井圖版庫在線支持解釋。測井解釋符合率從3年前的70%升至85%以上。
2.3 致密儲層改造技術(shù)
        蘇里格地區(qū)含氣層系多、儲層厚度薄、非均質(zhì)性強田“，部分地區(qū)儲層巖屑含量高，局部氣水關(guān)系復(fù)雜。通過攻關(guān)試驗，創(chuàng)新形成了針對性的氣層改造工藝技術(shù)系列。
        對于巖屑含量高、喉道半徑小的儲層：如蘇里格東部地區(qū)，巖屑含量平均為23.7%、喉道半徑平均為0.11m，采用了降低壓裂液傷害的儲層改造思路，開發(fā)了新型陰離子表面活性劑壓裂液。該壓裂液分子結(jié)構(gòu)小、表面張力低、傷害小，改善了陽離子表面活性劑對儲層巖石吸附傷害大的缺點。通過77口井的應(yīng)用，巖心傷害率由27.4%降為18.3%，投產(chǎn)初期平均單井增氣0.61×104m3/d。
        對于氣層多而薄，非均質(zhì)性強的儲層：采用了分層壓裂改造的儲層改造思路，實現(xiàn)了不動管柱一次分壓4層的技術(shù)突破(圖14)。通過114口探井的應(yīng)用，平均試氣產(chǎn)量提高3.74×104m3/d，已成為蘇里格氣田勘探開發(fā)的主體技術(shù)之一。
對于氣水關(guān)系復(fù)雜的儲層：采用了“控水增氣”的儲層改造思路，形成水力噴砂射孔求初產(chǎn)、組合控縫高壓裂、化學同化壓裂、疏水支撐劑壓裂等儲層改造措施，現(xiàn)場試驗43口井，高含水井比例由原來的52.6%降低至26.4%，產(chǎn)氣量提高33%左右，控水增氣效果明顯。
3 主要勘探成果
3.1 探明了我國第一個儲量超萬億立方米整裝大氣田
        從2007年蘇里格地區(qū)整體勘探以來，在勘探領(lǐng)域和對象日趨復(fù)雜形勢下，堅持立足資源潛力分析、加強地質(zhì)綜合研究、積極探索并大力推廣先進適用的勘探主體技術(shù)，按照整體部署、分步實施的勘探部署思路，實現(xiàn)了連續(xù)4年新增天然氣基本探明儲量超5000×108m3，目前該區(qū)探明、基本探明天然氣儲量累計達到2.85×1012m3。
        2007—2008年，重點圍繞蘇里格氣田東一區(qū)、西一區(qū)進行研究。綜合分析認為：上述地區(qū)主力氣層段砂體發(fā)育、分布穩(wěn)定，氣藏有效厚度、孔隙度、滲透率、地層壓力和地層溫度與蘇里格氣田本部基本一致，為低孔、低滲、低壓的巖性氣藏。因此，在勘探方法上重點開展了全數(shù)字地震儲層預(yù)測，從砂體預(yù)測轉(zhuǎn)向有效儲層預(yù)則，突破原來推斷的砂體薄帶禁區(qū)，以有效儲集砂帶為重點進行勘探，發(fā)現(xiàn)了石盒子組盒8段和山西組山1段大面積含氣區(qū)，并且在山2段、本溪組、馬家溝組等多層系發(fā)現(xiàn)了氣層，實現(xiàn)了蘇里格氣田東、西部天然氣勘探的重大突破。2007年和2008年新增天然氣基本探明地質(zhì)儲量分別為5 652.23×108m3、5803.94×108m3。
       2009—2010年，勘探重點逐漸向北部的東二區(qū)、西二區(qū)轉(zhuǎn)移，該區(qū)雖與蘇里格氣田本部具有類似的成藏特征，但也存在一定的差異性：①靠近物源，砂體發(fā)育，但有效砂體變薄、儲層非均質(zhì)性增強，單井產(chǎn)量降低；②烴源巖厚度減薄，生烴強度介于10×108～20×108m3/km2，低于蘇里格氣田本部生烴強度(20×108～28×108m3/km2)，氣源條件相對較差；③處于氣藏邊界，在大面積含氣的背景上，局部含水。針對上述問題，在深化儲層精細評價和成藏富集規(guī)律研究的基礎(chǔ)上，以提高單井產(chǎn)量為突破口，地震勘探實現(xiàn)了由全數(shù)字單分量縱波地震轉(zhuǎn)變?yōu)槎喾至康卣?，疊后儲層預(yù)測轉(zhuǎn)變?yōu)榀B前有效儲層與流體預(yù)測；致密砂巖儲層改造實現(xiàn)了不動管柱一次分壓4層的技術(shù)突破，同時針對局部層段產(chǎn)水，配套形成了組合控縫高壓裂、化學同化壓裂、水力噴砂射孔求初產(chǎn)等“控水增氣”工藝技術(shù)系列。實現(xiàn)了蘇里格北部地區(qū)天然氣勘探的重大突破。2009年和2010年分別新增天然氣基本探明地質(zhì)儲量5570.13×108m3、5518.32×108m3。
3.2 蘇里格南部地區(qū)發(fā)現(xiàn)新的含氣富集區(qū)
        蘇里格南部地區(qū)在構(gòu)造上位于伊陜斜坡西部，分析認為該區(qū)天然氣成藏有利條件包括：①由于盆地古地形平緩，水動力作用強，三角洲砂體仍可向蘇里格南部地區(qū)延伸，砂體顆粒粒徑介于0.25～2mm，可形成大面積分布的中粗粒砂巖儲集體；②受富石英物源區(qū)控制，蘇里格南部地區(qū)以石英砂巖相為主，石英含量增高，具有形成相對高孔滲儲層的條件；③煤系烴源巖發(fā)育，生烴強度介于24×108～32×108m3/km2，氣源條件有利；④該區(qū)天然氣成藏條件與蘇里格氣田本部相似，以大型巖性圈閉為主。通過鉆探，已有28口井獲工業(yè)氣流，其中產(chǎn)量大于10×104m3/d的高產(chǎn)工業(yè)氣流8口，預(yù)計儲量規(guī)模超過5000×108m3。
       蘇里格氣田中區(qū)周邊含氣區(qū)的發(fā)現(xiàn)與探明，使蘇里格氣田含氣面積復(fù)合連片，探明儲量達到1.1×1012m3，探明、基本探明儲量達到2.85×1012m3，形成近3×1012m3天然氣儲量的整裝大氣田。同時，近年來的開發(fā)評價也證實，氣層分布穩(wěn)定，具有較好的穩(wěn)產(chǎn)能力。2010年蘇里格氣田天然氣年產(chǎn)量達到106×108m3，進一步證實了儲量的落實與可靠。按照中國石油長慶油田公司油氣當量5000×104t發(fā)展規(guī)劃，通過進一步勘探與開發(fā)，預(yù)計蘇里格地區(qū)天然氣儲量規(guī)?？沙^3.5×1012m3，天然氣年產(chǎn)量將達230×108m3，將成為我國重要的天然氣生產(chǎn)基地。
4 結(jié)論
        1) 蘇里格地區(qū)經(jīng)過4年的整體研究、整體勘探，探明了儲量超過萬億立方米的整裝大氣田，同時在蘇里格南部地區(qū)勘探又形成了新的規(guī)模儲量接替區(qū)。開發(fā)評價證實蘇里格氣田資源落實，目前年產(chǎn)量已達到106×108m3。
        2) 勘探實踐證明，蘇里格地區(qū)采用的勘探部署思路以及全數(shù)字地震勘探、致密砂巖氣藏測井評價及致密儲層改造等勘探技術(shù)是適用有效的，從而為今后鄂爾多斯盆地上古生界致密砂巖氣藏的進一步勘探提供了技術(shù)保障。
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(本文作者：楊華 劉新社 孟培龍 中國石油長慶油田公司)