蘇里格氣田致密砂巖氣藏開發認識與穩產建議

王繼平 張城瑋 李建陽 李 婭 李小鋒 劉 平 陸佳春

1.中國石油長慶油田公司勘探開發研究院 2.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室 3.中國石油大學（北京）石油工程學院4.中國石油長慶油田公司氣田開發事業部 5.中國石油長慶油田公司蘇里格氣田開發分公司

0 引言

中國陸上致密氣有利勘探面積為32.46×104km2、資源量為21.85×1012m3[1-2]，主要分布在鄂爾多斯、渤海灣、四川等盆地。其中鄂爾多斯盆地致密砂巖氣資源量超過12×1012m3，占該盆地天然氣資源總量的約83%，并且主要分布在蘇里格地區。

蘇里格氣田為復雜致密砂巖氣藏，自2001 年發現至今已有20 年，先后圍繞深化氣藏認識、有效開發、規模開發、高效開發為主題持續開展氣藏地質、工程、工藝研究，成為我國致密氣藏開發的典范。在經歷了20 年的勘探開發后，蘇里格氣田面臨開發對象儲層品質變差、單井累計產氣量及采收率逐年降低等不利條件，如何進一步深化復雜致密砂巖氣藏高效開發理論、創新開發模式，是該氣田實現持續穩產亟待解決的問題。為此，筆者系統總結了蘇里格氣田致密砂巖氣開發過程中取得的地質與氣藏工程認識，梳理了該氣田持續穩產面臨的難點問題，進而提出了該氣田致密砂巖氣藏下一步的開發建議。

1 氣田概況

蘇里格氣田位于內蒙古自治區和陜西省境內，勘探面積為5×104km2，主要含氣層位于上古生界二疊系石盒子組盒8 段和山西組山1 段[3-6]，埋藏深度介于3 000 ～3 800 m，地層厚度介于100 ～140 m，沉積巖主要為砂、泥巖，儲層厚度介于10 ～30 m，屬于以河流沉積砂體為主體的巖性氣藏。截至2020年底，蘇里格氣田開發區內已有探明儲量（含基本探明儲量）約4×1012m3。蘇里格氣田開發歷程可以劃分為評價、上產及穩產3 個階段。其中，2001—2005 年為勘探評價階段；2006—2013 年為上產階段，蘇里格氣田在該階段快速建成230×108m3產能規模；2014 年至今為穩產階段，氣田年產氣量已連續6 年保持在230×108m3以上，并且穩中有升，至2020年超過了260×108m3。

2 氣田開發特征

2.1 地質特征

2.1.1 主要目的層盒8 段為河流相沉積，發育辮狀河，河道砂體疊置復雜

蘇里格氣田開發區南北向長度為250 km，東西向寬度為200 km，主要目的層為河流相沉積[3-6]，儲層發育特征存在明顯差異。總體上，從北到南，砂體厚度逐漸變薄，砂體發育規模逐漸變小，儲層非均質性逐漸變弱。根據砂體規模及疊置特征，將河道砂劃分為高能疊置河道帶、低能疊置河道帶、河道—間灣過渡帶、河道間灣4 類（表1）。其中，高能疊置河道帶的河道砂體寬度介于1.5 ～4.0 km，平面上沿河道方向分布相對穩定，多期河道砂體垂向上切割、疊置，有效砂體規模大、物性好，井間連通性好（圖1）；低能疊置河道帶受河道能量影響，砂體具有明顯的沉積旋回性，有效砂體規模小，井間砂體連通性較差（圖2）；河道—間灣過渡帶總體以天然堤沉積形成的砂泥巖互層為主，局部發育河道砂體，有效砂體孤立分布（圖3）；河道間灣局部發育孤立的分支、決口河道，有效砂體規模更小。

2.1.2 蘇里格氣田盒8 段有效儲層巖石以中—粗粒砂巖為主，不同區帶儲層孔隙結構、物性存在較大差異

大量的巖心分析數據表明，蘇里格氣田盒8 段有效儲層的中—粗粒、粗粒、礫級砂巖[7-10]占比達到72.8%，面孔率平均值介于2.02%～2.22%，平均孔徑介于48.7 ～79.6 μm；中粒砂巖占比為21.1%，面孔率平均值為1.33%，平均孔徑為33.9 μm；細粒砂巖占比為0.5%，面孔率平均值僅為0.34%，平均孔徑僅為13.4 μm（表2）。總體來看，砂巖粒度越大，面孔率、平均孔徑則越大，儲層物性越好，反之儲層物性則越差。

蘇里格氣田分布范圍大，區帶之間巖石成分、成分成熟度及成巖作用不同，導致儲層孔隙結構和物性存在差異。如表3 所示，從儲層滲透率中值來看，中區、蘇東南區、東區較高，其中，中區儲層滲透率中值最大，為0.26 mD，大于等于0.5 mD 的樣品占比也最高，為30.85%，南區最差，其儲層滲透率中值僅為0.12 mD，大于等于0.5 mD 的樣品占比僅16.82%；從儲層孔隙度中值來看，東區、蘇東南區較其他區域要大，孔隙度中值依次為7.9%、7.6%，中區、西區次之，南區孔隙度最小，孔隙度中值為6.2%（表3）。

表1 蘇里格氣田河道特征統計表

圖2 蘇里格氣田盒8 段典型低能疊置河道帶對比剖面圖

圖3 蘇里格氣田盒8 段河道—間灣過渡帶對比剖面圖

表2 蘇里格氣田盒8 段有效儲層面孔率、粒徑統計表

表3 蘇里格氣田不同區帶儲層物性統計表

2.1.3 有效單砂體規模小、橫向連通性差

在蘇里格氣田中區的蘇S、蘇F、蘇X 3 個井區先后開展了井網加密試驗，試驗區井網密度介于2.9 ～4.2 口/km2。利用密井網試驗區鉆探資料，對盒8 段單砂體進行精細解剖，發現有效單砂體厚度主要介于2 ～5 m，并且厚度小于5 m 的有效單砂體占80%以上；有效砂體寬度主要介于500 ～800 m，長度絕大多數小于1 200 m，大多數呈孤立狀分布。僅在高能疊置河道帶中分布的有效砂體，由于該部分沉積物成熟度高、粒度粗，成巖壓實作用較弱，所以儲層物性較好，橫向連通性也好。

2.1.4 儲層含氣性差異大，局部氣水關系復雜

蘇里格氣田上古生界儲層多層系含氣，受成藏充注與保存條件影響，不同層系、不同區域氣藏含氣性存在較大差異。其中，縱向上距離烴源巖較近的山2 段、山1 段氣藏含氣飽和度較盒8 段氣藏高5%～8%；平面上位于鄂爾多斯盆地中部的蘇東南區、中區生烴強度較大，含氣性好，含氣飽和度分別為55.4%、52.1%；靠近鄂爾多斯盆地邊部的東區、西區、南區生烴強度較弱，且靠近斷裂帶，保存條件差，含氣飽和度分別為46.4%、44.9%、43.9%。

對單一層系來說，氣水分布主要受儲層物性和微幅度構造的控制。靠近鄂爾多斯盆地邊部斷裂帶的東區、西區、南區氣水關系復雜，氣水分布主要受斷裂、儲層物性及微幅度構造等因素控制。儲層物性越好，含氣性越好；微幅度構造中高部位儲層一般較低部位含氣性好，蘇里格氣田鼻狀構造發育，鼻隆成為井位部署優先考慮的目標。對于縱向上多套含氣層疊置發育區，若各含氣層之間存在穩定的泥巖隔層，則表現為“下氣上水”，下部層系含氣性明顯好于上部層系，測井解釋結果顯示下部層系多為氣層，上部層系多為氣水層、含氣水層；若各層系之間沒有穩定的泥巖隔層或周邊存在張性斷裂，則表現為“上氣下水”，下部層系含氣性差于上部層系。

2.2 氣藏工程特征

2.2.1 氣井最終累計產氣量差異大，高產井對于提升氣田整體開發效果至關重要

受氣藏地質特征差異的影響，氣井生產動態特征差異大，低產氣井占比高。其中，單井最終累計產氣量小于1 500×104m3的氣井占比達40.1%，該部分氣井最終累計產氣量占比為18.9%；單井最終累計產氣量介于1 500×104～3 000×104m3的氣井占比最高，為38.9%，其產量貢獻率為38.1%；單井最終累計產氣量介于3 000×104～5 000×104m3的氣井占比為14.1%，其產量貢獻率為23.1%；單井最終累計產氣量大于5 000×104m3的氣井占比為6.9%，而其產量貢獻率達到19.9%（圖4），可以看出，高產井占比雖小，但對于提升氣田整體開發效果至關重要。

圖4 蘇里格氣田單井累計產氣量頻率、累計頻率分布圖

2.2.2 水平井開發是提高致密氣藏單井產量的有效途徑

蘇里格氣田水平井開發經歷了早期探索、試驗突破、規模應用、優化提升四個階段。其中，2007—2009 年為水平井試驗突破階段，水平井平均鉆井周期為127 天，水平段長度為843 m，有效儲層鉆遇率為54.4%，采用水力噴射、裸眼封隔器分段壓裂3 ～5 段，單井平均試氣無阻流量為37.0×104m3/d；2010—2018 年為水平井規模應用階段，鉆井周期縮短到68 天，水平段長度增至1 117 m，有效儲層鉆遇率提升至61.3%，采用水力噴射、裸眼封隔器分段壓裂5 ～8 段，單井平均試氣無阻流量增至44.2×104m3/d；2019 年至今，水平井開發進入優化提升階段，鉆井周期進一步縮短至57 天，水平段長度增至1 299 m，有效儲層鉆遇率提升至62%，固井完井橋塞進行8 ～10 段壓裂，單井平均試氣無阻流量增至65.4×104m3/d。

不同區帶水平井的開發效果差異大，其中蘇東南區效果最好。蘇東南區屬于水平井整體開發區，水平井前3 年平均日氣產量為4×104m3，預測單井最終累計產氣量為7 427×104m3，分別為直井的4 倍、3.6 倍。西區、東區、南區等高含水區塊水平井開采效果較差，前3 年平均日產氣量、預測最終累計產氣量都約為直井的2.6 倍，從投入產出比來看，該區帶水平井開采效益差于直井。

2.2.3 氣井無明顯穩產期，初期產量遞減快，并且水平井產量遞減率高于直/定向井

致密砂巖儲層滲透率低、含水飽和度較高，氣體滲流存在明顯的啟動壓力梯度，因而氣井的泄流半徑受井底流壓的影響明顯[11-15]。在生產早期，由于井底流壓高，氣井泄流范圍小，外圍補給緩慢，氣井產量遞減率較高；隨著井底流壓降低，氣井泄流范圍逐漸擴大，外圍補給逐漸增強，氣井產量遞減率逐漸下降。如圖5 所示，直/定向井、水平井產量遞減率逐年下降，下降幅度逐漸縮小，并且水平井產量遞減率始終高于直/定向井。根據投產井生產數據統計，直井投產第1 年產量遞減率為22.6%，水平井投產第1 年的遞減率為36%；直/定向井前3 年的產量遞減率平均為20.4%，水平井為31.0%；生產15年，直/定向井的產量遞減率平均為13.7%，水平井為18.4%。

圖5 蘇里格氣田直/定向井與水平井產量遞減率統計圖

2.2.4 密井網是提高致密砂巖氣藏采收率的有效途徑

蘇里格氣田開發以來，先后在中區開辟了3 個密井網試驗區（蘇S、蘇F、蘇X 井區），試驗區地質條件相對較好，儲層平均孔隙度為9.07%、平均滲透率為0.568 mD、平均有效儲層厚度為8.0 m，平均含氣飽和度為64.8%。通過地質解剖、井間干擾測試，統計干擾概率和單井累計產氣量的變化規律，結合經濟評價，建立了蘇里格氣田中區井網密度與干擾概率、采收率、收益率關系式[16]。直井井網井/ 排距由600 m/1 200 m 優化為500 m/650 m，井網密度則由1.5 口/km2增至3 ～4 口/km2，相應采收率由26.0%增至42.6%，為大井組、多井型組合部署提供了依據。從實施效果來看，試驗區采用井/排距為500 m/650 m 井網，預測采收率達到了預期效果，但一次性整體部署使高產氣井的占比明顯下降。

3 氣田持續穩產面臨的難點問題

基于儲層綜合評價與富集區篩選技術，蘇里格氣田的開發采取優先動用富集區儲量的策略。經過15 年的開發，開發對象日趨復雜，氣井預測最終累計產氣量逐年下降；已開發區由于現有井網限制，剩余儲量碎片化嚴重，未開發區儲量品質低，難以實現有效開發。因此，剩余儲量經濟有效動用難度大。

3.1 優質儲層動用程度高，儲量劣質化趨勢明顯

蘇里格氣田主力建產區—中區、蘇東南區高能疊置河道帶基本已動用，開發目標向低能疊置河道帶、河道—間灣過渡帶轉移。2006—2010 年，鉆遇高能疊置河道帶的完鉆井數量占比為32.3%，2016—2020 年，鉆遇高能疊置河道帶的完鉆井數量占比僅為18.8%，降低了13.5%，而鉆遇低能疊置河道帶的完鉆井數量占比增加了9.2%，鉆遇河道—間灣過渡帶的完鉆井數量占比增加了5.2%。中區、蘇東南區85%的剩余儲量處于低能疊置河道帶、河道—間灣過渡帶。

東區北部、西區及南區等外圍區域完鉆井鉆遇儲層地質條件同樣逐年變差，主要表現為主力層儲層厚度變薄、含氣飽和度降低。根據完鉆井鉆遇儲層統計結果，鉆遇Ⅰ類儲層的井數量占比逐年降低，鉆遇Ⅱ類儲層的井數量占比變化不大，但該類儲層的含氣飽和度仍有明顯下降。

3.2 由于儲量劣質化及井間干擾的影響，近年來投產井生產指標較氣田上產階段下降明顯，產量遞減率更高

對蘇里格氣田中區投產滿3 年的氣井生產情況進行分析，分別采用產量遞減法及產量不穩定分析法對氣井最終累計產氣量進行預測，2006—2010 年投產井前3 年的累計產氣量都大于1 000×104m3，平均約為1 143×104m3，預測最終累計產氣量都大于2 300×104m3，平均約為2 590×104m3；2011—2016 年投產井前3 年的累計產氣量則在1 000×104m3上下，平均約為1 009×104m3，預測最終累計產氣量介于1 800×104～2 200×104m3，平均約為 1 952×104m3（圖6）。總體來看，2011 年以前投產井前3 年的累計產氣量和預測最終累計產氣量均相對較高。

圖6 蘇里格氣田中區投產滿3 年氣井前3 年累計產氣量與預測最終累計產氣量統計圖

投產井累計產氣量下降的主要原因是儲層地質條件變差。2010 年及以前，部署井區儲量豐度為1.65×108m3/km2，而2011 年以后儲量豐度為1.33×108m3/km2。經研究發現部署井區井網密度小于3 口/km2，井間干擾概率小于15%[14]，對比投產井的預測累計產氣量，發現單井累計產氣量平均下降約20%。影響氣井累產氣量的另一個原因是井間干擾。某水平井開發區，水平井的骨架井（先于水平井部署的基礎直井，用于落實儲層物性及含氣性等）與水平井入靶點僅距350 ～400 m，存在明顯井間干擾現象。較之非骨架井，骨架井的最終累計產氣量降低18%～35%。將區塊井網密度由2 口/km2增加至4 口/km2后，較之老井，后鉆加密井最終累計產氣量降低10%～23%。可以預見，隨著氣田開發持續進行，后續投產井最終累計產氣量將繼續下降。

如圖7 所示，2006 年及以前投產井第1 年平均氣產量為1.30×104m3/d，遞減率為21.2%，2011 年投產井第1 年遞減率升至30.2%，2016 年投產井第1 年平均氣產量降至1.13×104m3/d，而遞減率升至34.3%。2006 年及以前投產井前3 年遞減率平均為19.3%，2011 年為26.7%，2016 年為28.7%。后續投產井產量遞減率逐年遞增。

3.3 剩余儲量碎片化現象嚴重，提高采收率難度大

圖7 蘇里格氣田某區塊投產氣井產量遞減率變化曲線圖

蘇里格氣田自投入開發以來，為了提升儲量動用程度，井距、排距逐漸縮小，相應大叢式定向井組得到了規模應用。然而，井網與儲層發育規模的不匹配性造成了剩余儲量的碎片化。表4 為典型井網下的氣井生產指標預測結果，可以看出，隨井網密度增大，單井最終累計產氣量呈明顯下降趨勢，并且位于高儲量豐度區的單井，其最終累計產氣量下降幅度更大（圖8）。在現有技術經濟條件下，蘇里格氣田單井經濟極限產氣量約為1 400×104m3。預測結果表明，在儲量豐度大于0.9×108m3/km2區域，可以對井距/ 排距為600 m/1 200 m 井網進行加密；在儲量豐度介于1.2×108～1.5×108m3/km2區域，可以對井距/排距為600 m/800 m 井網進行加密；若已采用井距/排距為500 m/650 m 井網，井間剩余可采儲量均小于600×104m3，為小型孤立砂體，此類區域不宜再對井網進行加密。初步預測，采用新井加密的開發方式，60%以上的井間剩余天然氣可采儲量將無法被經濟有效動用。

表4 不同儲量豐度、井/排距條件下單井最終累計產氣量與井間剩余可采儲量統計表

圖8 不同儲量豐度下單井最終累計產氣量柱狀統計圖

蘇里格氣田的井位優選始終堅持以儲層描述為基礎，同時結合鄰井生產動態來進行。首先，從地震、地質多角度論證砂體發育規模。然后，對鄰井生產動態進行預測，將其預測結果作為井位部署的依據。但在氣田開發進入中后期以后，針對井位的優選，除了考慮儲層特征、已有井生產動態，還要考慮剩余可采儲量的大小。

4 致密砂巖氣開發建議

4.1 推廣應用“基礎井組（不同井型的組合）+基礎井網+差異化加密”井網部署策略

致密砂巖氣藏合理井網部署受到儲層地質特征、改造工藝、建井成本、天然氣價格等多種因素的影響[17-19]。蘇里格氣田上古生界砂巖氣藏含氣層系多，大多數井鉆遇3 ～5 個氣層，并且儲層成因類型多，垂向上疊置復雜，疊合區域儲量豐度差異較大，介于0.5×108～2.7×108m3/km2；對于鉆遇多個氣層的井來說，由于儲層物性和含氣性存在差異，井在不同層的泄流半徑也存在較大差異。采用物質平衡法計算蘇里格氣田單層開采井的泄流半徑，其數值介于127 ～630 m，主要介于200 ～350 m。開發至今，蘇里格氣田改造工藝進行了升級換代，由機械封隔分層壓裂技術過渡到套管滑套分層壓裂技術，改造規模得到顯著提升；天然氣價格也在發生變化，由以前的770 元/103m3上漲到今天的1 118 元/103m3。基于上述因素，通過合理井網加密可以使致密砂巖氣藏實現儲量的充分動用和采收率的最大化。

在蘇里格氣田蘇南國際合作區，采用井/排距為1 000 m/1 000 m 基礎井網，預留井/排距為747 m/747 m 和500 m/500 m 的加密井網，高產井比例大幅度提高，開發效果顯著。為了提高致密砂巖氣藏單井氣產量，考慮水平井的規模應用，在此基礎上，建議采用“基礎井組+基礎井網+差異化加密”的井位部署方式。借鑒蘇南國際合作區開發經驗，采用井/ 排距為1 000 m/1 000 m 基礎井網，優先部署中心井（直井）及東西兩側定向井，進而落實儲層垂向疊置特征及橫向分布規律；若縱向上多個氣層疊合發育，則繼續實施南北向定向井；若單一氣層發育，并且滿足水平井部署條件，則部署水平井。氣井進入產量遞減期以后，將動靜態資料相結合，分析氣井儲量動用程度及剩余儲量的分布，通過一次、二次加密，以及老井側鉆等手段來提高儲量動用程度和采收率。該部署思路有以下優勢：①通過基礎井組落實儲層展布特征，以指導水平井的部署，進而提高單井產氣量；②高產氣井的井控儲量得到了保證；③有效避免了剩余儲量碎片化，為差異化井網加密預留了空間。

4.2 持續推進動靜結合的儲層精細描述技術和混合井型部署技術

蘇里格氣田受井網、井型及儲層自身非均質特征的影響，儲量碎片化趨勢嚴重。要實現長期穩產，明確剩余儲量的空間展布特征尤為關鍵。準確評價氣田剩余儲量需要從4 個方面開展研究：①開展小層精細劃分與對比，小層劃分精度應達到單砂體級別，充分利用已有的鉆井、錄井、測井資料，尤其是水平井隨鉆測井資料，精細刻畫小層砂體；②以小層有效砂體為基礎，掌握儲層孔隙度和含氣飽和度平面上的變化，復算各小層地質儲量；③建立泄流半徑評價標準，充分利用單層開采井靜、動態資料及多層采氣井產氣剖面，建立靜態參數與泄流半徑的關系式，然后結合氣井的改造規模，確定已動用儲量大小；④明確剩余儲量的空間展布情況。

前期開發實踐表明，直/定向井有利于縱向上多層儲量的有效動用，而水平井有利于單一層系儲量的有效動用。在儲層精細描述的基礎上，以井組為單元，通過直/定向井靶點、水平井軌跡和長度優化，實現儲量控制、井組產量與采收率最大化，從而大幅提高致密砂巖氣藏的開發效果。

4.3 攻關形成更有效的低成本挖潛系列技術

基于技術的進步與開發成本的降低，蘇里格氣田致密砂巖氣產量得到了快速提升，但要實現氣田穩產，又面臨剩余儲量碎片化和未動用儲量劣質化的問題，應攻關、形成更有效的低成本挖潛技術。近年來，蘇里格氣田在老井查層補孔、側鉆水平井及重復壓裂改造方面進行了有益的探索，效果良好。2020 年措施井平均無阻流量達33.1×104m3/d，查層補孔、側鉆水平井的年度實施規模也在擴大。其中，查層補孔主要針對未動用的優質儲層，老井側鉆則主要針對剩余儲量相對集中并且排距較大的區域以完善井網。但是，要實現剩余儲量的充分動用，僅依靠這些措施，還遠不夠。筆者認為挖潛技術內容亟需豐富，應涵蓋3 個方面：①針對井間剩余可采儲量普遍較小（小于1 000×104m3），現階段無法進行井網加密的區域，通過側鉆定向井來挖潛，并且將側鉆定向井單井成本控制在新鉆直/定向井成本的2/3 以內，從而使側鉆井經濟極限產氣量下降到800×104m3；②蘇里格氣田中區15%的氣井，儲量豐度雖然高（大于1.2×108m3/km2），但含水飽和度也較高（介于45%～55%）或滲透率偏低（小于等于0.3 mD），由于近井地帶儲層受到水鎖或壓裂液污染等影響，導致氣井最終累計產氣量偏低（小于1 000×104m3），需要繼續開展重復壓裂改造試驗，通過使用無傷害壓裂液，在封堵原壓裂縫的基礎上，進行轉向壓裂，從而實現老井的再利用；③對于目前尚不滿足效益開發的剩余儲量區，基于剩余可采儲量的大小，反算氣價，然后針對不同的氣價，提出相應的挖潛技術和儲量規模。后期，根據國家財稅政策或氣價的變動，進行剩余可采儲量的有序動用。

4.4 推進地質工程一體化改造工藝技術試驗，提升儲層改造的有效性

蘇里格氣田水平井改造工藝已由早期的水力噴射、裸眼封隔器分段壓裂升級為固井完井橋塞分段壓裂，提高了段間封隔有效性，增大了儲層改造體積。同時，綜合地質、工程雙“甜點”評價結果，優化布縫位置、縮短裂縫間距，使水平井改造效果整體上得到了顯著提升。通過分析長水平井（水平段長度介于1 000～1 200 m）儲層改造段數與試氣無阻流量、預測最終累計產氣量之間的關系，發現隨壓裂段數增加，試氣無阻流量顯著提升，但最終累計產氣量提高的幅度存在差異。位于高能疊置河道帶的水平井采用裸眼封隔器分段，壓裂5 ～6 段，平均無阻流量為47.5×104m3/d，預測最終累計產氣量為0.95×108m3；采用固井完井橋塞分段，壓裂8 ～10 段，平均無阻流量增至86.8×104m3/d，預測最終累計產氣量為0.98×108m3，與位于高能疊置河道帶、采用裸眼封隔器分段的水平井相比，僅略有增加。而位于低能疊置河道帶的水平井采用裸眼封隔器分段，壓裂5～6段，平均無阻流量為28.7×104m3/d，預測最終累計產氣量為0.48×108m3；采用固井完井橋塞分段，壓裂7 ～8 段，平均無阻流量為52.5×104m3/d，預測最終累計產氣量達0.68×108m3。相比之下，縮小段間距在低能疊置河道帶水平井的儲層改造中效果更顯著。在進行水平井儲層改造方案設計時，應加強地質、工程一體化研究，精細刻畫儲層及其上下非儲層的空間展布特征，精細描述儲集體及圍巖的巖性、物性、含氣性及脆性，然后結合經濟因素的考慮，優化射孔段及儲層改造規模，從而實現儲層改造效果的有效提升。

4.5 攻關智能化和水平井高效排水采氣工藝技術，提升氣田精細化管理水平

對于致密砂巖氣藏來說，高效排水采氣工藝技術是發揮氣井產能、降低氣井產量遞減的關鍵。蘇里格氣田氣井生產中后期具有“低產、低壓、小水量”特點，目前低產積液氣井約占投產井數的55%，產水對氣井正常生產造成了較大影響。泡沫排水采氣、柱塞氣舉、速度管柱3 項主體排水采氣工藝技術，能夠初步滿足不同生產階段氣井的排水采氣需求。但是，蘇里格氣田井多人少、措施工作量大、精細化管理難度大。為了提升氣田精細化管理水平，還需要在3 個方面開展攻關：①依托大數據采集、分析、處理技術和自動化控制技術，實現智能化生產診斷、實施措施的時機分析、措施方案優選及措施效果評價，從而大幅減少人工成本，實現氣井的高效管理； ②由于水平井生產管柱尺寸大（公稱直徑為88.9 mm）、管柱結構復雜并且斜井段易積液，排水采氣工藝措施的有效率為62%，后續需加強水平井攜液理論及排水采氣工藝技術的研究，提高措施有效率；③氣井進入后期、間歇生產階段，須結合間開制度進一步優化排水采氣措施，最大程度挖掘氣井生產潛力。

4.6 盡早開展“負壓”開采，恢復瀕臨廢棄井的生產能力

通過壓縮機增壓，降低氣井井口油壓，可以提高氣井最終累計產氣量。蘇里格氣田目前投產的氣井60%以上平均日產氣量低于0.5×104m3，其中約10%的氣井，平均日產氣量低于0.1×104m3，年產氣量低于33×104m3。這些低產氣井井口油壓主要介于1.5 ～2.5 MPa，通過進行“負壓”開采，能夠有效提高氣藏采收率，并且也有利于低產氣井開展排水采氣工藝，降低排水采氣措施資金投入。蘇里格氣田早期投產氣井中，目前已有大部分接近廢棄，筆者認為“負壓”開采應盡早開展，進而恢復這些瀕臨廢棄井的生產能力。

4.7 尋求配套財稅政策支持，實現致密氣資源的充分利用

非常規天然氣開發在美國取得成功，與推出的財稅激勵政策（如價格激勵、稅收抵免等）密不可分[20-21]。這些政策促進了企業投資的積極性，同時推進了開發技術的進步，對美國非常規天然氣開發起到了極大的促進作用。而蘇里格氣田致密砂巖氣藏的開發，也面臨儲層品質差、單井產能低、效益開發難的問題[16-20]。我國現行政策是對超過上一年開采量的部分采用“多增多補”的原則進行補貼，而筆者認為該政策對于激勵企業投資致密氣開發的作用是有限的。主要體現在兩個方面：①針對已實現致密氣規模開發的企業，其面臨的主要問題是如何實現穩產，而該政策未充分考慮企業為了實現穩產所面臨的問題；②同為致密氣藏，但豐度、物性、含氣性等參數存在差異則開發特征存在極大的差異，對于低品質致密氣開發作用有限。基于我國致密氣資源開發現狀，筆者建議補貼政策可以從兩個方面進行優化：①盡快完善、統一致密氣儲量分類分級標準，在提交儲量時就可以明確其儲量類別/級別，以此為依據尋求差異化補貼政策的支持；②對低產量氣井進行補貼，降低氣井的廢棄產量，充分挖掘老井產氣能力。

5 結論

1）蘇里格氣田主要目的層盒8 段為河流相沉積，發育辮狀河，河道砂體疊置復雜，砂體規模、有效砂體規模及儲層物性、含氣性都具有強非均質特征，局部區域氣水關系復雜；不同區域氣井產量、累計采氣量、遞減率等存在明顯差異，氣井無明顯穩產期，初期產量遞減快。

2）基于儲層綜合評價與富集區篩選技術，蘇里格氣田優先動用富集區儲量，優質儲層儲量動用程度高，儲量劣質化趨勢明顯；目前，已開發區由于受到現有井網的限制，剩余儲量碎片化現象嚴重，而未開發區儲量品質低，難以實現有效動用。

3）為了實現氣田長期穩產，立足于致密砂巖氣藏強非均質性特征，需要進一步推廣“基礎井組+基礎井網+差異化加密”的井網部署策略，持續推進動/靜態分析相結合的儲層精細描述技術和混合井型部署技術，運用老井查層補孔、側鉆水平井及重復改造等手段來提高儲量動用程度，配合地質工程一體化改造工藝技術來提升儲層改造的有效性，采用智能化和水平井高效排水采氣工藝技術來提升氣田精細化管理水平，并且，盡早開展“負壓”開采技術，恢復瀕臨廢棄井的生產能力。

4）尋求配套財稅政策支持，必要的財稅政策支持是致密氣資源充分利用的重要保障。