苏里格气田西区高含水致密砂岩气藏差异化开发技术对策

何东博 冀 光 江乾锋 程立华 孟德伟王国亭 郭 智 程敏华 韩江晨

1. 中国石油勘探开发研究院 2. 中国石油长庆油田公司

苏里格气田是典型的致密砂岩气田，年产气量达250×108m3，二叠系下石盒子组盒8段与山西组山1段是气田的主力开发层系，储层非均质性强及低压、低渗、低丰度是其典型特征[1-6]，气田主要划分为东区、中区、西区3个部分。其中，中区、东区均已实现规模效益开发并逐步进入井网加密部署提高采收率阶段；西区是气田未来稳产的重要后备储量接替区，但由于储层气水关系复杂，投产气井普遍产水及存在井筒积液，生产过程中压力和产气量下降快，单井产能与动态储量远低于气田平均水平，制约了超过万亿立方米地质储量的有效动用。截至2020年底，苏里格气田日产气量小于5 000 m3的低产井占总井数比例已高达67%，其中57%的低产井由井筒积液所致，且多数分布在气田西区。为使西区高含水致密砂岩气藏增加储量动用，实现有效开发，研究可行的技术对策十分迫切。为此，笔者充分结合静、动态生产资料，开展产层测井识别、气水分布控制因素、气井产水动态特征及生产制度优化、差异化开发部署等研究，挖掘气井产能潜力，提高储量动用程度，形成高含水致密砂岩气藏不同类型天然气富集级别区分类施策挖潜动用策略，以期支撑苏里格气田西区的有效开发。

1 气水分布与生产动态特征

1.1 构造与成藏特征

苏里格气田西区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡下倾的最低部位，主体地层倾角0.5°～1.7°，最大5.7°，主体坡降梯度3～15 m/km，最大50 m/km。结合气田条带状有效砂体规模，平均长度1 800 m、宽度140 m[7-9]，测算苏里格气田西区气藏气柱高度介于7.5 ～ 27.0 m，气柱产生浮力介于 0.07 ～ 0.27 MPa。同时，储集层岩心压汞实验得到排驱压力介于0.05 ～ 5.34 MPa， 其 中 大 于 0.27 MPa 的 样 品 占93.7%，即在地层倾角0.5°～1.7°的构造背景、平均1 800 m长度有效砂体条件下，不具备形成较高垂直气柱的条件，天然气向上的浮力不足以克服储集层毛细管阻力，从而导致气、水难以分异，形成苏里格气田西区气水过渡带、气水混存的分布格局。

苏里格气田生烃强度介于(12～28)×108m3/km2，其中气田西区处于弱生烃区，生烃强度普遍低于16×108m3/km2。近距离侧向、垂向运移聚集是苏里格天然气的主要成藏方式[10-14]，在此控制下，高生烃区域将形成较好的天然气富集区，相对低生烃区则多发育气水伴生气藏。

1.2 气水发育及分布特征

1.2.1 地层水以滞留水和自由水为主

受储层微观孔隙结构与石英砂岩强亲水共同控制，苏里格气田地层水可划分为自由水、滞留水、束缚水3种类型[15]。自由水在重力作用下可自由流动，多以纯水层存在；滞留水为天然气充注过程中驱替地层水不彻底所残留，受毛细管力作用难以自由流动，多形成气水同层；束缚水则主要存在于微小孔隙或吸附在颗粒表面。苏里格气田西区单井产水量介于0～46.5 m3/d，类型以滞留水和自由水为主。

1.2.2 有效储层含水饱和度高，部分气层具有低电阻率特征

苏里格气田西区靠近气藏边界，整体处于气水过渡带区域，生烃强度普遍较低的条件导致天然气运移聚集过程中驱替原始地层水不彻底，储层多以气水同层形式存在，气层发育相对较差且分布局限。天然气充注富集程度低造成有效储层含水饱和度较高，部分气层具有低电阻率特征，生产过程中往往呈现气水同产和井筒积液的现象，与通常气层高电阻率且无水产出的规律有较大差异。通过电阻率—声波及电阻率—密度交汇分析，有效储层电阻率介于10～100 Ω·m，声波时差介于210～250 μs/m，密度介于2.4～2.6 g/cm3，以此为依据，气层、气水同层及含气水层难以区分。

1.2.3 气水分异差，无统一的气水界面

综合静态地质特征及生产动态响应分析该区生烃强度及储集层非均质性对气水分布的作用。结果显示，生烃强度与气层发育富集具有明显的相关性，控制了气、水分布的宏观格局，区域生烃强度越大，气层相对越发育；储层非均质性主要控制天然气的局部充注和聚集成藏。总体上，含水层大面积发育，纵向上以气水同层为主，储集体内部气、水分异较差，没有统一的气水界面。

气井动态试气与静态生烃强度叠合分析结果表明：在苏里格气田整个区域均具有明显的规律，随生烃强度由高到低，气井由纯气井逐渐向气水同产井过渡（图1）。例如，苏里格中区苏14井区气井试气基本不产水，全部为纯气井，随生烃强度向西部逐渐降低，产水井增加且产水量逐渐增大；生烃强度从南部的 24×108m3/km2向北部逐渐降低至 14×108m3/km2，气井产气量逐渐减少，产水量呈明显增多趋势，特别是在生烃强度最弱的苏43井区，产水量较周围气井普遍较高，可见，生产动态上很好地反映了生烃强度对气、水分布的控制作用。另外，从跨越多个生烃强度界限的东南—西北方向气藏剖面分析，生烃强度大的东、南部气层发育程度明显好于生烃强度小的西、北部，随生烃强度向西、北部逐渐减弱，含气水层和气水同层发育逐渐增多，即在纵向有效储层发育上反映了生烃强度对气、水分布的控制作用（图2）。总体上，生烃强度控制了苏里格气田气、水分布的宏观格局，导致中区气层发育、西区及北部多发育气水层的特征[16]。同时，气藏剖面也呈现了致密气藏有效储层物性差异决定了有效砂体天然气充注富集程度，内部泥质含量低、孔渗条件好的部位排驱压力小，将被优先充注形成纯气层，而泥质含量高、物性相对差的部位排驱压力大，原始地层水难以被彻底驱替，造成气水混存。根据苏里格气田西区苏120、苏54、苏43 等多个井区单井测井解释成果，可将气水分布总结为上水下气型、上气下水型、上下水夹气型、巨厚储层气水混存型及纯气型5种分布模式[15]：①上水下气型。其下部岩性较纯且孔渗条件优于上部，天然气会优先充注下部，上部气水混存。②上气下水型。其储层上部岩性较纯且孔渗条件优于下部，天然气会优先充注上部，下部气水混存。③上下水夹气型。储层中部岩性较纯且孔渗条件最好，天然气会优先充注中部，上、下部气水混存。④巨厚储层气水混存型。其岩性、物性无明显差异，天然气被巨厚储层分散，难以形成有效的聚集，呈现气水混存状态。⑤纯气型。其储层岩性纯、物性好，易形成纯气层。总体来看，储层非均质性主要影响天然气的局部充注和聚集成藏，归纳的5种单井气水层垂向接触模式，对气井射孔选层，实现气井开采先期控水具有指导作用。

图1 苏里格气田生烃强度与气井试气成果叠合图

图2 苏里格气田西区气藏连井剖面图

1.3 气井生产特征

由于有效储层含水饱和度高，气、水层混杂分布，气井在储层压裂沟通后通常气水同产，基本没有无水采气期，产量递减快，水气比逐渐上升，导致最终累积产量低。苏里格气田西区总体平均水气比高达0.68 m3/104m3，已规模开发的苏 47、苏 48 及苏 120这3个井区，气井生产受产水影响更为严重，低产、低效井占比均高于60%，苏120井区甚至超过80%，3个井区的15座集气站中11座平均单井日产气量小于 1×104m3，平均水气比为 1.4 m3/104m3。

2 面临的挑战及开发技术对策

2.1 面临的挑战与开发技术思路

结合气田西区整体含水饱和度高、储量品质差的静态地质特征及投产气井受产水影响低产、低效井比例高的生产动态表现，认为当前开发主要面临以下4个方面的挑战：①富集区优选难度大；②气层识别精度低；③缺乏产水量计量，气井配产缺乏依据；④气井排采措施需要进一步优化。

针对上述4个方面的挑战，为实现高含水饱和度致密气有效开发，对应提出以下开发技术对策：①动静态结合滚动优选富集区；②提高气层识别精度，优化气井开发层位；③优化配产，利用地层能量延长携液生产期；④优化排水周期，提高气井累积产量。

2.2 富集区优选技术

2.2.1 储量区划分

基于气水分布控制因素分析与产层测井识别可优选出纵、横向气层发育而含水层不发育的相对优质储量区。以生烃强度、储层物性、气层发育程度、投产井水气比等为核心指标，将苏里格气田西区划分为富集区、富水区两类储量区（表1），其中，富集区是开发技术对策研究、实现最大限度产能挖掘的重点目标，是苏里格气田未来稳产及不断上产的有力补充。而富水区在当前经济技术条件下尚不能实现规模有效开发。

表1 苏里格气田西区储量区划分表

2.2.2 富集区优选

基于富集区优选标准：①以生烃强度16×108m3/km2为界限优选高生烃强度区，生烃强度越大，天然气越易聚集成藏。②优选孔隙度大于8%、渗透率大于0.1 mD、气层厚度大于3 m的心滩沉积和河道底部充填沉积相对高渗砂体。统计结果表明，苏里格气田西区高渗砂体主要集中在盒8下亚段，厚度小于4 m的砂体广泛分布，大于4 m的砂体孤立分散发育。山1段和盒8上亚段普遍差于盒8下亚段。③投产井水气比小于1 m3/104m3的区域，确保富集区动、静态的一致性。进一步细化明确富集区优选所需资料并形成优选流程（图3），据此，优选落实典型富集区1 486 km2，地质储量 1 732×108m3（图 4）先行开发，后续实施滚动优选开发部署。

图3 苏里格气田西区富集区优选流程图

图4 苏里格气田西区富集区优选图

2.3 气层精准识别与开发层位优化

结合研究区147个单层的试气成果，开展测井岩电关系分析，电阻率—声波、电阻率—密度交汇显示（图5），气层、气水同层和含气水层的岩电关系并无明显规律可循，难以有效区分。但对于含气储层，声波、密度和中子测井都有良好显示，表现为声波时差变大，中子和密度值变小的特征。为此，从放大含气储层挖掘效应的角度，通过声波、密度和中子测井构建气层敏感特征参数DT和AK来识别气层、气水同层和含气水层，即纵波时差差比和AK交汇法。

图5 测井参数交汇图

纵波时差差比DT：当储层含气时，Δt升高，φn降低，Δt1降低[17]，DT＞0；储层为非气层时，DT≤0。

基于单层试气数据进行AK和DT交汇（图5），显示纵波时差差比和AK特征参数对气水层的识别效果较好，具有清晰的界限规律，较常规岩电交汇分辨率有显著提高。通过确定气层、气水同层和含气水层AK和DT值范围，形成气水层识别标准（表2），将其应用于研究区气井解释（图6），71个单层试气点，仅有7个点与试气结论不符，解释精度较原传统方法提高了17%，达到90%。

表2 苏里格气田西区气水层识别标准表

图6 DT—AK交汇法测井解释成果图

统计分析苏里格气田西区气井测井解释各类产层射孔产水情况，显示气水同层及含气水层射开后产水的比例高达56.4%，气层产水比例仅6.09%，说明气水同层及含气水层的射孔对气井产水具有重要影响。因此在精准识别上水下气、上气下水、上下水夹气、巨厚储层气水混存及纯气型5种气水分布模式的基础上，气井射孔完井应集中于气层，同时采取措施有效避开气水同层及含气水层，实现气井开采先期有效控水的目标。

2.4 井组产水劈分与生产制度优化

苏里格气田在低成本开发路线下实现了规模效益，但也给苏里格气田西区有效开发带来较多问题，例如产液计量以集气站为单元对多口气井统一计量，对于普遍存在井筒积液的情况，单井产水数据缺乏从而通常将气井视为无水产出井，给气井生产动态分析、产能评价及生产指标预测等均带来困难，造成较大的计算误差，进而导致气井生产特征及区块整体产能认识偏差。可见，针对苏里格气田西区高含水致密气藏，研究制订综合考虑气井产水的开发技术对策非常重要。为此，在实验获取气—水相对渗透率曲线的基础上，综合应用三维地质建模与数值模拟手段，同时以集气站总产水量及单井气水两相计量试验成果为约束，开展气井产水劈分探索，获取单井全生命周期产水量数据，明确各区块产水水平，成果可用于气井兼顾产水量的合理生产制度优化与最佳排水周期确定。

2.4.1 气井产水劈分

2.4.1.1 气、水相对渗透率

气、水相对渗透率反映气、水通过地下储层的渗流能力，对气井气、水产量具有决定性影响。首先通过实验室非稳态方法获取不同岩心样品的气、水相对渗透率数据，得到气水相对渗透率与含水饱和度的关系曲线。进而将多组实验气、水相对渗透率曲线进行归一化处理，同时借助少数开展单井产水计量的水平井，建立基于水平井和周边直井的混合井组模型，经过数值模拟拟合水平井单井产气量、产水量和压力历史，期间结合储层物性及单井完井参数等对归一化相渗曲线进行优化调整，最终得到研究区可靠的相对渗透率曲线。校正后的相对渗透率曲线气、水两相共渗区含水饱和度介于30%～80%，与气井测井解释含水饱和度相吻合，说明储集层多为气水两相渗流，与西区多见巨厚储集层气水混存型气水分布模式及生产动态上普遍产水的特征相一致。

2.4.1.2 数值模拟产水劈分

将校正后的准确相对渗透率曲线应用于苏48-5集气站井组模型数值模拟分析，进行气井产量与压力的历史拟合，拟合过程以集气站总产水计量及单井气水两相计量试验成果为参考和约束，主要开展3个方面的优化与调节：①气井动态控制储量，实现数值模拟计算气井的最终累积产气量与气藏工程方法分析的气井动态储量相一致；②储集层连续性与连通性，基于井点钻遇储层发育情况及气藏剖面有效砂体分布特征，在井周储层内部设置阻流带，改变连通性与渗透性；③气井井筒相关各项参数，如根据气井不稳定试井等手段所确定的裂缝半长、表皮系数、井控泄流范围、边界距离等。通过对上述3个方面动、静态参数优化调整，集气站产水量、气井产气量与压力均获得较好的拟合，从而获得气井全生命周期产水量数据。劈分结果显示：集气站总体产水量拟合水气比的误差仅为8.1%，单井产气量及压力历史拟合率高于90%，拟合效果较好（图7、8）。同时，与站内仅有的两口气—水两相计量试验气井对比，产水量相对误差均低于10%；多数气井产水劈分计算水气比大于1 m3/104m3，与气井在生产过程中表现的产气量逐渐降低、油套压差逐渐增大等现象相吻合。证实了数值模拟产水劈分方法的可靠性。

图7 苏48-5集气站产水量历史拟合对比图

图8 苏48-3-24井产水劈分曲线图

2.4.2 生产制度优化

苏里格气田强非均质性与高含水储层特征对天然气地下渗流能力制约明显，受启动压力梯度影响，气相渗流能力逐渐降低，水相渗流能力逐渐升高[18-19]，生产上表现为单井压力波及范围小，压降速度快、自然产能低及递减率高[20]。优化制订兼顾气井产水量影响的生产制度对于提高此类气井最终累积产量、延长稳产期至关重要。以气井全生命周期临界携液流量分析计算为基础[21]（图9），综合考虑气井开采合理控压与自然携液生产能力，应用兼顾井筒温压分布、气井产能变化及连续携液理论的动态优化配产方法[22]，可以较好地解决产水气井合理配产问题。在气井投产初期即考虑气井的临界携液能力，充分发挥气井携液潜能，保持气井产量高于井口临界携液流量，实现降低排水措施采气量，降低开采成本的同时提高气井稳产期和最终累积采气量的目标。针对西区产水气井，基于数值模拟产水劈分成果，应用动态优化配产方法，结果显示，气井平均连续携液采气量的占比可以达到90%，排水采气措施采气量仅约10%，起到了在保证较高采收率的同时提高开发效益的作用 （图10、表3）。

图9 气井全生命周期临界携液流量分析图

图10 S20-8-10井动态优化配产压力、产气量及采收率变化曲线图

表3 苏里格气田西区气井动态优化配产成果表

2.5 确定气井最佳排水周期

针对苏里格气田西区产水量大、难以自然携液生产的气井，需要定期开展排水采气措施，应用产水劈分成果可辅助确定气井合理的排水措施周期。在气井产气量低于井筒临界携液流量条件下，井筒积液量不断增加，产气能力不断变差，按照现场井筒液面高度排查标准，油管液面位置不足2 000 m时，气井生产将受到严重影响，需开展排水采气措施提升气井生产能力。不同产水气井的积液速度存在明显差异，通过跟踪研究300口产水气井生产动态数据，可划分为轻微、中度及重度产水井3种类型。基于气井平均日产气量占临界携液流量比例及气井产水劈分数据成果，计算井筒滞留水的体积，结合井筒液面检测排查标准，可确定气井严重积液，亟需开展排水采气措施的时间[液面高度小于2 000 m，公式（6）]。结果显示轻微、中度及重度产水井需要实施排水采气的周期分别为125 d、20 d 和 3 d（表 4）。依据最佳排水周期研究成果，气田数百口积液气井取得了较好的实施效果（表5），日产量平均增产112%，有效支撑了气井持续稳定生产。

3 结论

1）苏里格气田西区具有气水分异差，气、水层混杂分布，无统一气水界面的气水分布特征；生烃强度、储集层非均质性对气水分布具有主控作用，前者生烃强度控制了气、水分布的宏观格局，区域生烃强度越大，气层相对越发育，后者则控制天然气局部充注和聚集成藏。据此划分出上水下气型、上气下水型、上下水夹气型、巨厚储层气水混存型及纯气型5种气水纵向结构模式。

2）基于气水分布规律与开发表现，确定了气田开发面临的4个方面挑战与关键问题，提出相对富集区优选、测井产层精准识别、生产制度与排采周期优化等4项开发技术对策。建立了富集区优选标准；构建了DT-AK交汇气水层识别方法和标准，较常规岩电交汇分辨率有显著提高，单层试气点校验解释精度达90%；建立了产水劈分方法，形成充分考虑产水影响的自然携液生产制度优化及排水采气周期优化技术对策，气井全生命周期动态优化配产平均连续携液采气量占比接近90%，排采最佳周期确定轻微产水井 125 d，中度产水井 20 d，重度产水井 3 d。

3）以富集区优选、气水层识别、产水劈分、生产制度及排采周期优化为核心的高含水致密砂岩气藏系统开发对策，对于苏里格气田持续稳产具有支撑作用，同时，对同类型气藏开发具有参考和借鉴意义。

符 号 说 明

Δt、Δtma、Δtf分别表示地层、骨架、流体声波时差，μs/m；Δt1表示中子测井值合成声波时差，μs/m；φn表示中子测井曲线解释层的中子孔隙度；DT表示纵波时差差比，无因次；A表示中子表示密度交汇图上骨架点与流体点连线的斜率，无因次；K表示中子表示声波交汇图上骨架点与流体点连线的斜率，无因次；ρb、ρma、ρf分别表示岩石体积密度、骨架和流体密度，g/cm3；φma、φf分别表示骨架和流体的含氢指数；AK表示反映岩石骨架和孔隙流体特征的构建特征参数，无因次；AC表示声波时差，ms/m；Rt表示地层电阻率，Ω·m；DEN表示密度测井，g/cm3；POR表示孔隙度；PERM表示渗透率，mD；Sw表示含水饱和度；Sg表示含气饱和度；GR表示自然伽马，API；pc表示套压，MPa；pr表示地层压力，MPa；pwf表示气井井底压力，MPa；pwh表示油压，MPa；q表示气井日产量，104m3/d；qc表示气井临界携液流量，104m3/d；qsc表示气井配置产量，104m3/d；R表示气井动态控制储量采收率；tp表示排水时间，d；V2000表示积液高度2 000 m时井筒内液体体积，m3；Qw表示劈分产水，m3/d；qg表示气井日产气量，104m3/d。