天 然 气 工 业Natural Gas Industry 第41卷第2期2021年 2月
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苏里格气田致密砂岩气藏开发认识与稳产建议
王继平1,2 张城玮3 李建阳4 李娅1,2 李小锋1,2 刘平1,2 陆佳春5
1.中国石油长庆油田公司勘探开发研究院
2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室
3.中国石油大学（北京）石油工程学院梵高的故事
4.中国石油长庆油田公司气田开发事业部
5.中国石油长庆油田公司苏里格气田开发分公司
摘要：鄂尔多斯盆地苏里格气田致密砂岩气藏的天然气储量规模和年产气量目前都位居全国第一。为了进一步延长该气田致密砂岩气藏的稳产时间、提高气藏采收率，总结了该气田致密砂岩气开发过程中所取得的地质与气藏工程认识，梳理了影响气田持续稳产的难点问题，提出了该气田致密砂岩气藏下一步
的开发建议。研究结果表明：①苏里格气田致密砂岩气藏有效砂体规模、储层物性、含气性等都具有强非均质性特征，并且局部气水关系复杂；②不同区域气井产量、累计产气量、产量递减率等存在着明显的差异，气藏采收率受储层品质和开发井网的影响大；③优质储层储量动用程度高、储量劣质化趋势明显、剩余储量碎片化现象严重，导致该气田致密砂岩气藏稳产难度大；④为了实现该气田的长期稳产，针对致密砂岩气藏强非均质性的特征，需要进一步推广“基础井组＋基础井网＋差异化加密”的井网部署策略，持续推进动/静态分析相结合的储层精细描述技术和混合井型部署技术，运用老井查层补孔、侧钻水平井及重复改造等手段提高储量动用程度，配合地质工程一体化改造工艺技术提升储层改造的有效性，采用智能化和水平井高效排水采气工艺技术提升气田精细化管理水平，并且尽早推广“负压”开采技术，以恢复濒临废弃井的生产能力；
⑤寻求必要的财税政策支持是实现致密气资源充分利用的重要保障。
关键词：鄂尔多斯盆地；苏里格气田；致密砂岩气藏；储集层特征；开发指标；剩余储量；挖潜对策
DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2021.02.012
Tight sandstone gas rervoirs in the Sulige Gas Field:
Development understandings and stable-production proposals WANG Jiping1,2, ZHANG Chengwei3, LI Jianyang4, LI Ya1,2, LI Xiaofeng1,2, LIU Ping1,2, LU Jiachun5
(1. Exploration and Development Rearch Institute, PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi'an, Shaanxi 710018, China;2. Nation-al Engineering Laboratory of Low-Permeability Oil & Gas Exploration and Development, Xi'an, Shaanxi 710018, China;3. School of Petroleum Engineering, China University of Petroleum, Beijing 100249, China;4. Development Department, PetroChina Changqing Oil-field Company, Xi'an, Shaanxi 710018, China;5. Sulige Gas Field Development Branch, PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi'an, Shaanxi 710018, China)MXM接口
Natural Gas Industry, vol.41, No.2, p.100-110, 2/25/2021. (ISSN 1000-0976; In Chine)
Abstract: The Sulige Gas Field in the Ordos Basin ranks the first in China in terms of rerve scale and annual gas production of tight sandstone gas rervoirs. In order to further extend the stable production time and enhance the recovery factor of tight sandstone gas rervoirs in the Sulige Gas Field, this paper summarizes the geological and gas rervoir engineering understandings obtained in the development process of tight sandstone gas in this gas field, sorts out the difficulties impacting its sustainable stable production, and pro-pos suggestions for the following development of tight sandstone gas rervoirs in this field. And the following rearch results were obtained. First, the effective sand body scale, rervoir physical property and gas bearing property are strongly heterogeneous and the lo-cal gas–water relationship is complex in the tight sandstone gas rervoir
s of the Sulige Gas Field. Second, there are obvious differences in gas well production, accumulative gas production and decline rate in different regions. The recovery factor of the gas rervoirs is af-fected more by rervoir quality and development well pattern. Third, the rerve producing degree of good-quality rervoirs is high, the tendency of poor-quality rerves is obvious and the fragmentation of remaining rerves is rious, which increas the production sta-bilization difficulty in the tight sandstone gas rervoirs of the Sulige Gas Field. Fourth, in order to realize sustainable stable production in the Sulige Gas Field, considering the strong heterogeneity characteristics of tight sandstone gas rervoirs, it is recommended to popu-larize the well pattern deployment strategy of "basic well group + basic well pattern + differential infilling" further, continuously improve fine rervoir description technology and mixed well deployment technology with combined dynamic and static analysis, apply layer reviewing and reperforating of old wells, horizontal well sidetracking and re-stimulation to improve the rerve producing degree, adopt the geology–engineering integrated stimulation technology to improve the effectiveness of rervoir stimulation, make u of intelligent and efficient drainage gas recovery technology by horizontal well to improve the fine management level of gas field, and popularize the "negative pressure" production technology as soon as possible to recover the production capacity of wells on the verge of abandonment. Fifth, eking for the necessary fiscal and tax support is an important guarantee for th
e full utilization of tight gas resources. Keywords: Ordos Basin; Sulige Gas Field; Tight sandstone gas rervoir; Rervoir characteristics; Development indexes; Remaining re-rves; Potential tapping countermeasures
基金项目：国家科技重大专项“鄂尔多斯盆地大型低渗透岩性地层油气藏开发示范工程”（编号：2016ZX05050）、中国石油天然气股份有限公司重大科技专项“长庆气田稳产及提高采收率技术研究”（编号：2016E-0509）。
作者简介：王继平，1978年生，高级工程师，博士；主要从事低渗透、致密气藏开发研究工作。地址：（710018）陕西省西安市未央区长庆科技大厦。ORCID: 0000-0002-8774-2749。E-mail:************************
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网课班会王继平等：苏里格气田致密砂岩气藏开发认识与稳产建议
0 引言
中国陆上致密气有利勘探面积为32.46×104 km2、资源量为21.85×1012 m3[1-2]，主要分布在鄂尔多斯、渤海湾、四川等盆地。其中鄂尔多斯盆地致密砂岩气资源量超过12×1012 m3，占该盆地天然气
资源总量的约83%，并且主要分布在苏里格地区。
苏里格气田为复杂致密砂岩气藏，自2001年发现至今已有20年，先后围绕深化气藏认识、有效开发、规模开发、高效开发为主题持续开展气藏地质、工程、工艺研究，成为我国致密气藏开发的典范。在经历了20年的勘探开发后，苏里格气田面临开发对象储层品质变差、单井累计产气量及采收率逐年降低等不利条件，如何进一步深化复杂致密砂岩气藏高效开发理论、创新开发模式，是该气田实现持续稳产亟待解决的问题。为此，笔者系统总结了苏里格气田致密砂岩气开发过程中取得的地质与气藏工程认识，梳理了该气田持续稳产面临的难点问题，进而提出了该气田致密砂岩气藏下一步的开发建议。
1 气田概况
苏里格气田位于内蒙古自治区和陕西省境内，勘探面积为5×104 km2，主要含气层位于上古生界二叠系石盒子组盒8段和山西组山1段[3-6]，埋藏深度介于3000～3800 m，地层厚度介于100～140 m，沉积岩主要为砂、泥岩，储层厚度介于10～30 m，属于以河流沉积砂体为主体的岩性气藏。截至2020年底，苏里格气田开发区内已有探明储量（含基本探明储量）约4×1012 m3。苏里格气田开发历程可以划分为评价、上产及稳产3个阶段。其中，2001—2005年为勘探评价阶段；2006—2013年为上产阶段，苏里格气田在该阶段快速建成230×108 m3产能规模；
2014年至今为稳产阶段，气田年产气量已连续6年保持在230×108 m3以上，并且稳中有升，至2020年超过了260×108 m3。2 气田开发特征
2.1 地质特征
2.1.1 主要目的层盒8段为河流相沉积，发育辫状河，河道砂体叠置复杂
苏里格气田开发区南北向长度为250 km，东西向宽度为200 km，主要目的层为河流相沉积[3-6]，储层发育特征存在明显差异。总体上，从北到南，砂体厚度逐渐变薄，砂体发育规模逐渐变小，储层非均质性逐渐变弱。根据砂体规模及叠置特征，将河道砂划分为高能叠置河道带、低能叠置河道带、河道—间湾过渡带、河道间湾4类（表1）。其中，高能叠置河道带的河道砂体宽度介于1.5～4.0 km，平面上沿河道方向分布相对稳定，多期河道砂体垂向上切割、叠置，有效砂体规模大、物性好，井间连通性好（图1）；低能叠置河道带受河道能量影响，砂体具有明显的沉积旋回性，有效砂体规模小，井间砂体连通性较差（图2）；河道—间湾过渡带总体以天然堤沉积形成的砂泥岩互层为主，局部发育河道砂体，有效砂体孤立分布（图3）；河道间湾局部发育孤立的分支、决口河道，有效砂体规模更小。
2.1.2 苏里格气田盒8段有效储层岩石以中—粗粒砂岩为主，不同区带储层孔隙结构、物性存在较大差异
大量的岩心分析数据表明，苏里格气田盒8段有效储层的中—粗粒、粗粒、砾级砂岩[7-10]占比达到72.8%，面孔率平均值介于2.02%～2.22%，平均孔径介于48.7～79.6μm；中粒砂岩占比为21.1%，面孔率平均值为1.33%，平均孔径为33.9μm；细粒砂岩占比为0.5%，面孔率平均值仅为0.34%，平均孔径仅为13.4μm（表2）。总体来看，砂岩粒度越大，面孔率、平均孔径则越大，储层物性越好，反之储层物性则越差。
苏里格气田分布范围大，区带之间岩石成分、成分成熟度及成岩作用不同，导致储层孔隙结构和物性存在差异。如表3所示，从储层渗透率中值来看，
表1 苏里格气田河道特征统计表
沉积特征分类河道砂体宽度/km
砂体厚度/m有效砂体厚度/m
范围平均值范围平均值
高能叠置河道带1.5～4.015.0～30.024.58.0～15.012.7低能叠置河道带2.0～6.020.0～35.031.45.0～10.08.8河道—间湾过渡带＜1.010.0～20.017.83.0～6.04.2河道间湾＜0.5＜10.08.6＜3.01.8
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中区、苏东南区、东区较高，其中，中区储层渗透率中值最大，为0.26 mD ，大于等于0.5 mD 的样品占比也最高，为30.85%，南区最差，其储层渗透率中值仅为0.12 mD ，大于等于0.5 mD 的样品占
比仅16.82%；
图2 苏里格气田盒8段典型低能叠置河道带对比剖面图
图1 苏里格气田盒8
段典型高能叠置河道带对比剖面图
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从储层孔隙度中值来看，东区、苏东南区较其他区域要大，孔隙度中值依次为7.9%、7.6%，中区、西区次之，南区孔隙度最小，孔隙度中值为6.2%（表3）。
2.1.3 有效单砂体规模小、横向连通性差
在苏里格气田中区的苏S、苏F、苏X 3个井区先后开展了井网加密试验，试验区井网密度介于2.9～4.2口/km2。利用密井网试验区钻探资料，对盒8段单砂体进行精细解剖，发现有效单砂体厚度主要介于2～5 m，并且厚度小于5 m的有效单砂体占80%以上；有效砂体宽度主要介于500～800 m，长
图3 苏里格气田盒8段河道—间湾过渡带对比剖面图表2 苏里格气田盒8段有效储层面孔率、粒径统计表
粒级占比
面孔率平均孔径/μm
最小值最大值平均值最小值最大值平均值
砾级13.6%0.10%10.0%2.09%2.0800.067.2粗粒24.8%0.10% 12.0%2.22%2.01000.079.6中—粗粒34.4%0.10%13.0%2.02%1.0600.048.7中粒21.1%0.10%9.0%1.33%1.0450.033.9细粒0.5%0.10%2.6%0.34%1.040.013.4不等粒5.6%0.10%6.0%1.08%1.0160.023.4
表3 苏里格气田不同区带储层物性统计表
区带渗透率/mD渗透率分布频率孔隙度孔隙度分布频率
蒸牛肉
均值中值＜0.1 mD0.1～0.5 mD0.5～1 mD＞1 mD均值中值＜5%5%～10%＞10%
中区 1.51 0.26 25.60% 43.56% 21.05% 9.80% 7.4%7.3%24.6% 55.9%19.5%东区0.74 0.21 26.67%
52.87% 10.36% 10.10% 8.2%7.9%21.3% 48.9%29.7%西区 1.58 0.17 33.84% 45.50% 10.63% 10.08% 7.3%7.1%24.0% 58.0%17.9%南区 1.21 0.12 43.28% 39.96% 8.54% 8.28% 6.6% 6.2%35.1% 50.1%14.8%苏东南0.83 0.23 20.48% 56.48% 11.96% 11.07% 7.5%7.6%25.6% 52.8%21.6%
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度绝大多数小于1200 m，大多数呈孤立状分布。仅
斜杠怎么打
在高能叠置河道带中分布的有效砂体，由于该部分
沉积物成熟度高、粒度粗，成岩压实作用较弱，所
以储层物性较好，横向连通性也好。
2.1.4 储层含气性差异大，局部气水关系复杂
苏里格气田上古生界储层多层系含气，受成藏
健康忠告
充注与保存条件影响，不同层系、不同区域气藏含
气性存在较大差异。其中，纵向上距离烃源岩较近
的山2段、山1段气藏含气饱和度较盒8段气藏高
淑嫔崔氏5%～8%；平面上位于鄂尔多斯盆地中部的苏东南区、
中区生烃强度较大，含气性好，含气饱和度分别为
55.4%、52.1%；靠近鄂尔多斯盆地边部的东区、西区、南区生烃强度较弱，且靠近断裂带，保存条件差，含气饱和度分别为46.4%、44.9%、43.9%。
对单一层系来说，气水分布主要受储层物性和微幅度构造的控制。靠近鄂尔多斯盆地边部断裂带的东区、西区、南区气水关系复杂，气水分布主要受断裂、储层物性及微幅度构造等因素控制。储层物性越好，含气性越好；微幅度构造中高部位储层一般较低部位含气性好，苏里格气田鼻状构造发育，鼻隆成为井位部署优先考虑的目标。对于纵向上多套含气层叠置发育区，若各含气层之间存在稳定的泥岩隔层，则表现为“下气上水”，下部层系含气性明显好于上部层系，测井解释结果显示下部层系多为气层，上部层系多为气水层、含气水层；若各层系之间没有稳定的泥岩隔层或周边存在张性断裂，则表现为“上气下水”，下部层系含气性差于上部层系。
2.2 气藏工程特征
2.2.1 气井最终累计产气量差异大，高产井对于提升气田整体开发效果至关重要
受气藏地质特征差异的影响，气井生产动态特征差异大，低产气井占比高。其中，单井最终累计产气量小于1500×104 m3的气井占比达40.1%，该部分气井最终累计产气量占比为18.9%；单井最终累计产气量介于1500×104～3000×104 m3的气井占比最高，为38.9%，其产量贡献率为38.1%；单井最终累计产气量介于3000×104～5000×104 m3的气井占比为14.1%，其产量贡献率为23.1%；单井最终累计产气量大于5000×104 m3的气井占比为6.9%，而其产量贡献率达到19.9%（图4），可以看出，高产井占比虽小，但对于提升气田整体开发效果至关重要。2.2.2 水平井开发是提高致密气藏单井产量的有效途径
苏里格气田水平井开发经历了早期探索、试验突破、规模应用、优化提升四个阶段。其中，2007—2009年为水平井试验突破阶段，水平井平均钻井周期为127天，水平段长度为843 m，有效储层钻遇率为54.4%，采用水力喷射、裸眼封隔器分段压裂3～5段，单井平均试气无阻流量为37.0×104 m3/d；2010—2018年为水平井规模应用阶段，钻井周期缩短到68天，水平段长度增至1117 m，有效储层钻遇率提升至61.3%，采用水力喷射、裸眼封隔器分段压裂5～8段，单井平均试气无阻流量增至44.2×104 m3/d；2019年至今，水平井开发进入优化提升阶段，钻井周期进一步缩短至57天，水平段长度增至1299 m，有效储层钻遇率提升至62%，固井完井桥塞进行8～10段压裂，单井平均试气无阻流量增至65.4×104 m3/d。
心理素质测评不同区带水平井的开发效果差异大，其中苏东南区效果最好。苏东南区属于水平井整体开发区，水平井前3年平均日气产量为4×104 m3，预测单井最终累计产气量为7427×104 m3，分别为直井的4倍、
3.6倍。西区、东区、南区等高含水区块水平井开采效果较差，前3年平均日产气量、预测最终累计产气量都约为直井的2.6倍，从投入产出比来看，该区带水平井开采效益差于直井。
2.2.3 气井无明显稳产期，初期产量递减快，并且水平井产量递减率高于直/定向井
致密砂岩储层渗透率低、含水饱和度较高，气
体渗流存在明显的启动压力梯度，因而气井的泄流
半径受井底流压的影响明显[11-15]。在生产早期，由于
井底流压高，气井泄流范围小，外围补给缓慢，气
井产量递减率较高；随着井底流压降低，气井泄流图4 苏里格气田单井累计产气量频率、
累计频率分布图
