蘇里格致密砂巖氣藏未動用儲量評價及開發對策

侯科鋒，李進步，張 吉，王 龍，田 敏

（1.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室，西安 710018；2.中國石油長慶油田分公司勘探開發研究院，西安 710018）

0 引言

儲量評價是一項貫穿油氣勘探開發全過程的長期工作，應隨著地質、工程資料和技術經濟條件的變化，分階段適時進行儲量復算及評價［1］。針對常規氣藏的儲量評價研究，各大石油公司和研究人員已經積累了豐富的經驗，并形成相應的儲量分類和計算規范標準［2-3］，而對于強非均質致密砂巖氣藏儲量和剩余未動用儲量的評價目前還處于探索研究中，尚未有比較統一的規范標準［4-9］。

蘇里格氣田自2001 年發現以來，歷經評價開發和規模上產，2013 年建成我國最大的致密砂巖氣田，2014 年開始進入230 億m3/a 的穩產階段。隨著開發的深入，氣田穩產面臨嚴峻挑戰：①優質儲量規模不斷減小，剩余儲量品質逐漸變差，開發對象日益復雜；②氣田單井及區塊遞減率高，綜合遞減達23.5%，每年須彌補遞減產能約55 億m3，動用地質儲量（450～500）億m3，鉆井近1 000 口，井位部署難度大；③氣田不同區塊儲量動用程度差異大，剩余未動用儲量規模、品質、分布及穩產潛力不明確。針對蘇里格氣田穩產階段如何提高儲量動用程度的現實問題，在儲量核算、落實儲量規模的基礎上，考慮動、靜態參數和內部收益率等指標，采用分類評價的思路，建立儲量分類評價標準，開展不同類型儲量規模、分布、動用程度及剩余未動用儲量的評價，以期提出氣田穩產階段提高儲量動用程度的開發對策。

1 研究區概況

蘇里格氣田屬于典型的致密砂巖氣藏，與美國的大綠河、圣胡安盆地的致密氣藏地質條件相比，蘇里格致密砂巖氣藏具有“埋藏深、有效砂體規模小、儲量豐度低、壓力系數低、非均質性強”的特征［10-12］。截至2018 年，蘇里格氣田累計探明（含基本探明）地質儲量約4.7 萬億m3，平均儲量豐度1.2億m3/km2。受儲層的強非均質性和成藏條件的差異影響，平面上蘇里格氣田東、中、西、南各區塊儲量規模差異較大，中、東區儲量探明程度高，且儲量規模較大；縱向上儲量主要分布在盒8、山1 段，深度為3 000～3 700 m。

2 地質儲量復算

2.1 地質儲量復算思路與方法

儲量復算結果的準確程度關鍵在于深化儲層空間展布特征認識的基礎上，選取適當的方法準確求取各項計算參數。畢海濱等［13］研究表明，有效厚度（hi）、含氣面積（Ai）均是影響儲量計算的主要地質因素。針對蘇里格致密砂巖氣藏特征，結合多種儲量計算方法的優缺點，確立了以儲層地質知識庫建立為基礎，以細分計算單元的砂體/有效砂體空間展布精細刻畫為關鍵，優化主要計算參數的求取，采用以容積法為主、三維地質模型法為輔進行儲量復算的思路（圖1）。

圖1 致密砂巖氣藏儲量復算技術思路圖Fig.1 Technology roadmap of reserves recalculation of tight sandstone gas reservoirs

2.2 儲層地質知識庫的建立

儲層地質知識庫作為指導稀井網區儲層精細表征，提高儲層預測和建模精度的方法已經得到了業界的廣泛重視和應用，眾多學者［14-20］通過野外露頭、現代沉積、水槽試驗和地下儲層構型（reservoir architecture）等研究建立了多個關于曲流河、辮狀河儲層地質知識庫。蘇里格氣田儲層地質知識庫的建立借鑒了前人的研究，重點立足蘇里格氣田4 個加密區146 口加密井，井網井距為（350～400）m×（400～500）m，基于儲層構型分析理論，采用旋回對比、分級控制、模式擬合的思路進行井間構型（剖面和平面）的對比與分析，建立儲層地質模型，結合生產動態測井資料進行驗證和修正，使地質模型逐步逼近客觀地質體，利用該模型統計研究區砂體、有效砂體的長度、寬度、厚度等參數的相互關系，建立對研究區儲層精細描述和三維地質建模具有指導意義的儲層地質知識庫（圖2）。

結合現代沉積、露頭觀測，基于4 個加密區加密井的構型解剖所建立的儲層地質知識庫表明：①單砂體厚度為2～6 m，寬度為600～1 200 m，砂體的外推寬度一般為100～500 m，砂體外推寬度與厚度具有較好的線性關系；②有效單砂體（心灘、點壩）厚度為2～6 m，寬度一般為450～550 m，寬厚比為100∶1～200∶1（表1）。

圖2 儲層地質知識庫構建流程圖Fig.2 Technical process of construction of geological knowledge database

表1 密井網區儲層規模參數地質知識庫［21］Table 1 Reservoir geological knowledge database established based on infilling well zone

2.3 基于地質知識庫的儲層描述

氣藏類型的不同決定著儲層描述的方法和側重點不同。蘇里格氣田有效儲層厚度薄、非均質性強、孔隙度低、滲透率低。勘探階段和評價開發階段，基于地震儲層預測和地質綜合評價相結合的儲層描述有效指導了探井井位部署和儲量提交。進入規模開發階段，隨著井網密度和生產動態資料的增加，對儲層認識加深，地震資料的分辨率已難以滿足對儲層精細描述的要求。目前，基于儲層地質知識庫的儲層描述和三維地質建模已成為氣田穩產階段儲層精細描述的主要方法。

密井網區儲層構型分析表明，蘇里格氣田盒8段縱向上可細分為10 個儲量計算單元［圖3（a）］，山1 可細分為6 個儲量計算單元［21］［圖3（b）］。對于每個計算單元以儲層地質知識庫為指導編制各計算單元砂體、有效砂體等厚圖、含氣飽和度、孔隙度等值線圖。其中有效砂體邊界的刻畫是影響儲量復算的關鍵。

巖性氣藏儲量計算細則以“鄰井距離的1/2～1/3”原則推測有效砂體含氣邊界，該原則適用于相對較小井距下含氣邊界的推測。對于非均質性較強的氣藏，在大井距和多種井網井距條件下，該原則存在一定的誤差，會導致有效砂體含氣邊界預測過大。此外，密井網解剖結果表明，加密后解剖的單砂體、有效砂體的規模較加密前變小。因此，基于儲層地質知識庫的約束，縱向上分計算單元進行井間有效砂體邊界的內插和外推，提高了有效砂體含氣邊界預測的可靠程度，進而提高儲量復算過程中含氣面積和儲量復算結果的精度。如圖4 所示，S15-2 井、S15-4 井都鉆遇盒8 下亞段一套氣層，S15-3 井未完鉆前，推測上述2 口井鉆遇同一套氣層A，但基于地質知識庫的認識和儲層構型分析與對比發現，S15-2 井、S15-4 井鉆遇的氣層為同一期2 條不同河道砂體中的氣層，后期完鉆的S15-3 加密井證實了基于儲層地質知識庫約束的有效砂體含氣邊界描述準確性。

圖3 盒8 段（a）、山1（b）段儲量縱向計算單元劃分Fig.3 Calculation units division in He 8 member（a）and Shan 1 member（b）

圖4 不同含氣邊界劃分方式對比意圖Fig.4 Gas reservoir boundary dividing based on different methods and rules

2.4 地質儲量復算

2.4.1 容積法儲量復算

氣田的開發實踐及儲層構型分析表明，強非均質致密砂巖氣藏縱向上每個計算單元中，在平面上由多個氣藏組成，且由單河道砂體中部向河道砂體邊部，氣藏的有效厚度減小、物性和含氣性變差。因此，平面上根據氣藏有效厚度等值線圖的分布，以1 m 為間隔，將每個氣藏在平面上劃分為多個計算單元，對于每個計算單元分別確定含氣面積（Ai）、有效厚度（hi）、孔隙度（φi）、含氣飽和度（Sgi）。每個計算單元的含氣面積（Ai）為相鄰有效厚度等值線所圈定的含氣面積；有效厚度按照有效砂體等值線范圍內單井控制面積（Aci）進行加權平均；孔隙度按照有效厚度進行加權平均；含氣飽和度按照單井體積（Aci hφ）加權平均。溫度、壓力參數繼續沿用提交儲量時的溫、壓計算參數，根據式（1）完成每個計算單元的儲量計算

式中：G為天然氣原始地質儲量，億m3；A為含氣面積，km2；h為平均有效厚度，m；φ為平均有效孔隙度，小數；Sgi為平均原始含氣飽和度，小數；Ti為平均地層溫度，K；Tsc為地面標準溫度，K；Pi平均原始地層壓力，MPa；Psc為地面標準壓力，MPa；Zi為原始氣體偏差系數。

最后對各個計算單元的儲量進行累加即為復算地質儲量。

2.4.2 三維地質模型法儲量復算

運用基于目標隨機模擬、相控隨機模擬及以目標對象為單元的巖相控制隨機模擬3 種方法建立沉積相模型；結合儲層地質知識庫建立儲層三維構型模型；通過對測井資料數據的統計分析，進行單井數據粗化、變差函數分析，在三維構型模型基礎上分別建立三維孔隙度模型、三維滲透率模型和三維含氣飽和度模型等屬性模型，根據有效儲層物性下限［22］（孔隙度>5%，滲透率大于0.1 mD），建立凈毛比（NTG）模型進行儲量的計算，其思路流程如圖5 所示。

圖5 三維地質模型法儲計算流程Fig.5 Technical process of reserves recalculation based on 3D geologic model

以蘇XX 區塊為例，通過采用容積法和三維地質建模方法對該區塊儲量進行復算，2 種方法復算結果相近，且儲量分布特征與地質綜合解釋成果相一致，主要分布在盒8 下各小層（圖6）。容積法和三維地質建模法復算地質儲量相比探明地質儲量787.9 億m3，分別減少了7.4%和13.8%。

容積法進行儲量復算原理簡單，可操作性強，對儲層精細描述要求高，儲量計算結果更準確，且能夠刻畫儲量的分布特征、指導生產實踐。三維地質模型的儲量計算方法對模型質量要求高、工作量大，模型的主觀性強，對氣藏開發僅能做到地質概念模型上的指導，模擬計算結果缺乏立體分布的真實性。

圖6 容積法與建模法復算地質儲量對比圖Fig.6 Comparison of geological reserves recalculated by volumetric and modeling method

因此，從氣藏地質特征、2 種建模方法的優缺點和對氣田開發實踐的指導等方面綜合考慮，通過細分計算單元的“容積法”應為蘇里格氣田各區塊進行儲量復算的主要方法。此次縱向計算單元細分到小層，在提高儲量復算精度的同時，能夠反映儲量縱向上分布的非均質性。通過對蘇里格氣田各區塊的儲量復算，氣田的復算地質儲量相比探明儲量減少了0.83 萬億m3。除個別區塊，整體上各區塊復算地質儲量均不同程度的減少，含氣面積減小是儲量減少的主要原因，其次為儲量豐度。復算結果表明氣田穩產的物質基礎相對落實。

3 剩余未動用儲量分類綜合評價

3.1 儲量分類評價意義及標準

氣田的開發通常采用“先肥后廋”、分期逐步開發的原則［23］。對于大面積分布的強非均質氣藏，不僅區塊間儲量的規模和分布差異大，而且相同區塊內儲量的品質差異也較大。氣田開發要實現目前經濟技術條件下儲量最大程度動用，提高氣田的開發效果，宜采用儲量分類評價的思路，對地質儲量進行分類評價，建立不同類型儲量與經濟效益的相關關系，一方面通過不同類型儲量的分布來優選產建有利區，同時可以根據不同類型剩余未動用儲量的分布特征針對性地制定開發對策來提高儲量動用程度。

蘇里格氣田實際開發過程中，氣井一般會在縱向上鉆遇3～5 套有效砂體/儲層，根據含氣性和物性的差異，有效儲層分為差氣層和純氣層。從氣井生產動態的影響地質因素統計分析來看，有效儲層的厚度、純氣層的厚度和比例、儲層的物性和含氣飽和度共同影響氣井的產能、預測最終累計產氣量（EUR）和單井動儲量。除富水區產水對氣井產能影響較大外，氣井鉆遇有效儲層厚度越大，純氣層的比例相對越高，儲層在平面上的連續性和連通性越好，氣井的控制儲量規模越大，高產井的比例越多，有效儲層的厚度是影響氣井產能的最主要因素，但在有效儲層厚度較大的條件下，仍然存在20%～25%比例的低產氣井，這主要受儲層物性和含氣性的影響。對比分析蘇里格氣田中、東區1 250 口直井投產初期井均日產量和預測累計產氣量，有效儲層厚度大于8 m 氣井平均單井日產量大于1.0 萬m3/d，平均預測累計產氣量大于2 000 萬m3，且根據目前氣田內部開發投資收益分析，內部收益率可達到12%，并且純氣層的厚度和比例越大，氣井生產指標及收益率均越好；有效儲層厚度在3～8 m 的氣井平均單井日產量為（0.5～1.0）萬m3，平均預測累計產氣量大于（1 500～2 000）萬m3，內部收益率為8%～12%。

開發階段儲量分類評價應堅持“科學實用、不宜過細”的原則，在考慮目前技術條件下可動用程度以儲量靜態屬性特征和氣井的生產指標為主，結合內部收益率，建立了儲量綜合分類評價標準（表2），依據該標準將研究區儲量劃分為可動用富集區、致密區和難動用的富水區等3 種類型。

表2 蘇里格氣田儲層分級分類Table 2 Comprehensive classified evaluation standard for reserve in Sulige gas field

富集區儲量一般位于砂帶主體部位，發育多期疊置的塊狀厚層砂體，有效砂體厚度一般大于8 m，厚層有效單砂體（厚度>4 m）發育比例高，有效砂體中純氣層的比例一般大于60%，有效儲層的連續性強，平均儲量豐度一般大于1.5 億m3/km2，內部平均收益率為12%。

致密區儲量一般位于低能砂帶或者平均單井預測累計產氣量為（1 500～2 000）萬m3砂帶的邊部，與富集區相比，致密區有效砂體厚度多為3～8 m，塊狀厚層砂體比例低，有效砂體縱向上相對分散、孤立，純氣層比例一般為40%～50%，平均儲量豐度為（1.0～1.5）億m3/km2，單井預測累計產氣量為1 500～2 000 萬m3，內部平均收益率為8%～12%。

富水區砂體發育特征與富集區、致密區相近，縱向上發育多套獨立砂體、局部也發育疊置塊狀砂巖，但儲層受構造、儲層物性和生排烴強度影響，儲層含氣飽和度一般小于55%，氣水混存，普遍含水，有效儲層比例低，且有效儲層多成孤立的“透鏡體”狀分布，純氣層多發育在物性較好的構造高部位，平均儲量豐度為（0.5～0.8）億m3/km2，除部分井外，單井預測累計產氣量小于1 500 萬m3。

根據上述評價標準，復算蘇里格氣田可動用的富集區、致密區和難動用的富水區儲量分別為1.71萬億m3，1.15 萬億m3，1.03 萬億m3。富集區和致密區儲量主要分布在蘇里格氣田的中、東區，富水區儲量主要分布在蘇里格氣田的西區、南區和東區的北部。由于綜合多種分類平均指標，整體上各類儲量的分布與氣井的累計產氣量、儲量豐度和Ⅰ+Ⅱ類井比例趨勢一致，但局部存在一定的差異。

3.2 已動用儲量評價

3.2.1 已動用儲量評價方法

目前已動用儲量或者已控制儲量的計算方法有采氣速度法、單井控制面積法、壓降法、流動物質平衡法、流動單元法等［24-27］。不同方法的適用性對比見表3。采氣速度法的優點是計算簡單，但該方法計算的是區塊井網完善時最終的動用地質儲量，且采氣速度難以準確標定，不適用于開發過程中已動用儲量的評價；單井動用儲量累加法，即根據單井控制面積與儲量豐度來確定單井動用儲量，該方法的優點是可操作性強、注重地質儲量在幾何分布上的逼近，能夠反映不同開發階段、不同井網條件下的動用地質儲量，缺點是沒考慮儲層的連通性和地下滲流特征；壓降法和流動物質平衡法受儲層性質和生產時間影響嚴重，對非均質氣藏存在高滲區儲量重復累加、低滲致密區短時間存在壓力未波及的未動用死角區，適用于常規均質氣藏；流動單元法雖然在理論上考慮了動態法和靜態單井控制面積法的不足，但在實際應用時流動單元難于劃分，可操作性差。

對于蘇里格氣田這種有效砂體規模小、連通性差、非均質性強的氣藏，難以準確劃分流動單元，且氣田的開發采用“單元”接替的方式進行，采氣速度隨時間發生變化。因此，綜合分析前期已動用儲量評價方法的優缺點，結合蘇里格氣田的開發方式和氣藏特征，認為“單井動用儲量累加法”評價已動用儲量的方法相對更科學、操作性更強，對井網加密完善指導性更強、更加實用。區塊動用儲量為單井動用儲量之和。單井動用儲量為井網控制范圍內動用儲量豐度與參與射孔的有效儲層分布面積的乘積，具體流程如圖7 所示。

表3 已動用儲量評價方法對比表Table 3 Comparison of evaluation methods for used reserves

圖7 蘇里格氣田已動用儲量評價流程Fig.7 Flowchart of calculation of used reserves in Sulige gas field

3.2.2 井網與井控面積

經過多年的持續探索和實踐，蘇里格氣田的井型井網不斷優化，開發效果不斷提升。井型由直井發展到叢式井和水平井，開發井網由600 m×1 200 m的矩形井網優化到600 m×800 m 的平行四邊形井網，水平井井網為600 m×1 800 m。通過加密試驗區（300～500）m×（400～500）m 的砂體精細解剖、井間干擾測試、數值模擬和經濟評價綜合研究，目前經濟技術條件下，蘇里格氣田合理的井網密度為3～4 口/km2［28-29］，對應的井網井距為500 m×500 m～500 m×650 m 的平行四邊形井網。基于目前的合理井網考慮，對于600 m×1 200 m 井網，井間具有加密潛力，單井控制面積按照目前合理井網井距500 m×650 m 進行計算，即0.325 km2，動用儲量面積為該井控面積范圍內已射孔層段含氣面積；600 m×800 m井網，按照合理井網控制面積（0.325 km2）計算，井網存在控制未動用儲量，由于未動用儲量分布范圍小，且目前不具備井網加密空間，暫不可動。因此，動用儲量面積近似等于控制面積，即0.48 km2；500 m×650 m 井網井距下動用儲量面積為井網控制面積下已射孔打開層的含氣面積，即井網控制區的下射孔層位的儲量全動用。單井控制面積法計算動用儲量如圖8 所示。

對已動用儲量評價結果顯示目前儲量動用以富集區和致密區為主，富集區已動用儲量為0.98 萬億m3，占富集區儲量的57.5%；致密區已動用儲量為0.38 萬億m3，占致密區儲量的32.6%；富水區已動用儲量為0.26 萬億m3，占富水區儲量的24.5%。

3.3 剩余未動用儲量

剩余未動用儲量指目前未被井網控制，仍賦存在儲層中不能參與滲流與貢獻產量的剩余儲量。根據剩余未動用儲量的分布特征，剩余未動用儲量包括井間未動用型、層間未動用型和富水區中的水相封閉型三部分。井間未動用型包括井網未控制的孤立含氣砂體和復合砂體內阻流帶控制的未動用含氣砂體。層間未動用型包括直/定向井未射孔改造的薄氣層或者差氣層和水平井控制范圍內縱向遺留的氣或含氣層。水相中封閉型包括被水體封閉的孤立含氣砂體的儲量和氣水層中的儲量兩部分。

氣藏強非均質特征、開發井網、井型及儲層的改造方式共同控制了已動用和剩余未動用儲量在縱向上和平面上的分布。儲層特征和井網是造成剩余未動用儲量分布的主要影響因素。

圖8 不同井網動用儲量計算示意圖Fig.8 Schematic diagram of calculation of used reserves in different well pattern

通過儲量的核算和分小層已動用儲量的評價可以看出，剩余未動用儲量主要分布在富水區和致密區（圖9）。富集區剩余未動用儲量為0.73 萬億m3，占富集區儲量的42.5%；致密區剩余未動用儲量為0.78 萬億m3，占致密區儲量的67.4%；富水區剩余未動用儲量為0.78 萬億m3，占富水區儲量的75.5%。從剩余未動用儲量的平面分布來看，富集區和致密區以井間未動用型為主，其次為層間未動用型；西區、南區等富水區除了井間未動用型外，水相封閉型也是剩余未動用儲量的重要組成部分。

圖9 蘇里格氣田儲量動用分布圖Fig.9 Used reserve distribution in Sulige gas field

4 開發對策

從不同類型剩余未動用儲量的規模來看，致密區剩余儲量、富水區剩余儲量規模大，是后期穩產階段接替開發的重要組成部分，但由于富水區氣水關系復雜，氣水分布影響因素多，無統一的氣水界面，存在低阻氣層和高阻水層，流體性質識別難度大［30-31］。富水區儲量目前還難以有效動用，還須要進一步進行攻關、試驗。因此，目前開發技術條件下，氣田的持續穩產須以提高富集區和致密區的儲量動用程度為主，從新井加密完善井網和老井措施挖潛2 個方面提高儲量的動用程度和氣田開發效果（圖10）。

圖10 蘇里格氣田剩余未動用儲量開發技術思路Fig.10 Technical process of remaining unused reserves in Sulige gas field

4.1 加密完善井網

井網加密模擬結果顯示，隨著井網密度增加，加密井產氣量逐漸降低，井組所有井均累計產氣量逐漸降低，采收率在4 口/km2時提高幅度最大，井網密度大于4 口/km2，加密井自身沒有經濟效益。近年來通過儲層結構解剖、井控范圍評價、密井網效果分析和數值模擬等方法論證，蘇里格氣田按照3～4 口/km2的井網密度進行加密完善井網是合理可行的，但不同區塊不同儲層條件下合理井網密度須要進一步評價。

因此基于合理井網密度，根據目前井網密度的大小將剩余儲量分為井網完善區剩余儲量、井網基本完善區剩余儲量和井網不完善區剩余儲量。新井加密主要集中在平面上井網未控制的井網不完善區域，該區域平面上和縱向上的儲量動用程度均低。井網完善區，井網井距一般小于500 m×650 m，井網密度大于3 口/km2；井網基本完善區井網井距為600 m×800 m 和600 m×1 200 m，井網密度為（1～2）口/km2，具備局部“甜點”加密的空間；井網不完善區井網密度小于1 口/km2，是后期井網加密完善的重點區域。在儲層精細描述的基礎上，綜合考慮儲層厚度、疊置樣式、儲量豐度及分布特征，進行井網井型的優化部署。對縱向上儲量集中的未動用區域繼續堅持水平井加密部署，包括階梯型水平井和大斜度水平井。對于垂向上多、薄層發育的未動用儲量堅持直/定向井整體部署。其中井網基本完善區以“甜點”加密部署為主，井網密度可加密至4 口/km2，井網不完善區結合礦權、保護區等地面影響因素進行整體部署動用為主。

4.2 老井措施挖潛

隨著氣田的生產，蘇里格氣田低產氣井比例逐年增加，老井措施挖潛成為提高儲量動用程度和采收率的重要方式。老井措施主要針對平面上井網已控制動用區域，該區域井網相對完善，但井間和層間儲量動用程度低，挖潛方式主要包括側鉆水平井和查層補孔等措施。2012—2015 年通過在蘇14區塊、蘇10、蘇36-11 等區塊開辟側鉆試驗區，進行側鉆水平井試驗，通過對比分析側鉆前后的生產效果，總結形成了側鉆水平井位優選原則和標準：①老井的靜態解釋參數分別為Ⅰ類、動態為Ⅲ類；②Ⅱ井網井距大于1 500 m，滿足合理井網井距要求；③鄰井區域剩余地質儲量規模大于4 000 萬m3；④側鉆方向鄰井氣層厚度大于5 m；⑤單井日產量小于2 000 m3，或累計產氣量小于1 500 萬m3。基于該原則對近兩年篩選的6 口老井進行側鉆，側鉆后井均累計產氣2 131 萬m3，預測井動用地質儲量14.3 億m3，側鉆水平井增產效果明顯。

同時對蘇東XX-59 等17 口井開展了查層補孔，查層補孔后目前井均累計增加氣量850 萬m3，預測動用地質儲量120.3 億m3。老井措施挖潛能夠明顯地提高儲量動用程度，是后期提高井網完善區和基本完善區儲量動用程度的主要手段。

4.3 攻關技術

以蘇里格氣田西區為代表的富水區氣水關系復雜，水氣比高，受氣井產水影響，氣井產能低，儲量動用程度低，剩余未動用儲量規模大。富水區儲量有效動用必然是蘇里格氣田后期持續穩產的重要開發領域，在深化儲層地質認識的基礎上，亟須探索形成避水建產、控水壓裂、優化排水等地質-氣藏-工藝一體化技術思路。在避水建產方面須要在深化含水氣藏分布規律及滲流機理研究的基礎上進一步加強地震含氣性檢測技術和測井可動水評價技術攻關，支撐井位優化部署；儲層壓裂改造方面須要探索與地質工程相結合的改造層位優選級施工參數優化的控水壓裂技術；在氣井生產管理方面以排水采氣管理為主線，通過積液識別，生產管柱、投產方式及氣井生產管理等方面的技術攻關，形成主動性排水采氣技術。含水氣藏有效開發技術的突破將對蘇里格氣田乃至長慶氣區的長期穩產具有更重要的現實意義。

5 結論

（1）蘇里格氣田屬于強非均質致密砂巖氣藏，儲層非均質性強、有效砂體規模小、儲量豐度低，受儲層的強非均質性和成藏條件的差異影響，各區塊儲量規模差異較大。基于儲層地質知識庫約束完成了單砂體級別的有效砂體精細刻畫，在此基礎上通過平面上細分計算單元進行儲量核算，核算地質儲量相比探明儲量減少了0.88 萬億m3，比例為18.4%，含氣面積減小是儲量減少的主要原因，其次為儲量豐度的減小。儲量核算結果表明蘇里格氣田儲量物質基礎落實，具備較長期的穩產潛力。

（2）在綜合考慮儲層靜態參數，生產動態指標和內部收益率的基礎上，將儲量分為可動用的富集區儲量、致密區儲量和難動用的富水區儲量等3 種類型，其中富集區、致密區儲量分別為1.71 萬億m3，1.15 萬億m3，富集區和致密區儲量占地質儲量的73.6%，富水區儲量為1.03 萬億m3，占地質儲量的26.4%。

（3）采用單井控制面積法，分小層評價已動用儲量和剩余未動用儲量評價。蘇里格氣田各區塊儲量動用程度差異較大，最小為7.6%，最大的動用程度達70.8%，平均為40.1%。富集區、致密區和富水區的儲量動用程度分別為57.5%，32.6%和24.5%。剩余未動用儲量包括井間未動用型、層間未動用型和富水區中的水相封閉型三部分。

（4）目前經濟技術條件下穩產階段井位優化部署仍以提高富集區和致密區儲量動用程度為主。井網完善區以老井措施挖潛為主，井網基本完善區和井網不完善區應綜合考慮儲層厚度、疊置樣式、儲量豐度及分布特征通過優選井型進行加密部署來提高儲量動用程度。

（5）通過儲量復算及剩余未動用儲量評價，落實了儲量物質基礎和穩產潛力，為后期穩產階段井位優化部署和氣田的高效開發提供了技術支持。