苏里格气田致密砂岩气藏开发认识与稳产建议

王继平 张城玮 李建阳 李 娅 李小锋 刘 平 陆佳春

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

0 引言

中国陆上致密气有利勘探面积为32.46×104km2、资源量为21.85×1012m3[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12×1012m3，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5×104km2，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3 000 ～3 800 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4×1012m3。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230×108m3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230×108m3以上，并且稳中有升，至2020年超过了260×108m3。

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 ～79.6 μm；中粒砂岩占比为21.1%，面孔率平均值为1.33%，平均孔径为33.9 μm；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13.4 μm（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，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%；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）。

表1 苏里格气田河道特征统计表

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

表3 苏里格气田不同区带储层物性统计表

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，长度绝大多数小于1 200 m，大多数呈孤立状分布。仅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1 500×104m3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1 500×104～3 000×104m3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3 000×104～5 000×104m3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5 000×104m3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。

图4 苏里格气田单井累计产气量频率、累计频率分布图

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37.0×104m3/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1 117 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44.2×104m3/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1 299 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65.4×104m3/d。

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4×104m3，预测单井最终累计产气量为7 427×104m3，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，气井泄流范围逐渐扩大，外围补给逐渐增强，气井产量递减率逐渐下降。如图5 所示，直/定向井、水平井产量递减率逐年下降，下降幅度逐渐缩小，并且水平井产量递减率始终高于直/定向井。根据投产井生产数据统计，直井投产第1 年产量递减率为22.6%，水平井投产第1 年的递减率为36%；直/定向井前3 年的产量递减率平均为20.4%，水平井为31.0%；生产15年，直/定向井的产量递减率平均为13.7%，水平井为18.4%。

图5 苏里格气田直/定向井与水平井产量递减率统计图

2.2.4 密井网是提高致密砂岩气藏采收率的有效途径

苏里格气田开发以来，先后在中区开辟了3 个密井网试验区（苏S、苏F、苏X 井区），试验区地质条件相对较好，储层平均孔隙度为9.07%、平均渗透率为0.568 mD、平均有效储层厚度为8.0 m，平均含气饱和度为64.8%。通过地质解剖、井间干扰测试，统计干扰概率和单井累计产气量的变化规律，结合经济评价，建立了苏里格气田中区井网密度与干扰概率、采收率、收益率关系式[16]。直井井网井/ 排距由600 m/1 200 m 优化为500 m/650 m，井网密度则由1.5 口/km2增至3 ～4 口/km2，相应采收率由26.0%增至42.6%，为大井组、多井型组合部署提供了依据。从实施效果来看，试验区采用井/排距为500 m/650 m 井网，预测采收率达到了预期效果，但一次性整体部署使高产气井的占比明显下降。

3 气田持续稳产面临的难点问题

基于储层综合评价与富集区筛选技术，苏里格气田的开发采取优先动用富集区储量的策略。经过15 年的开发，开发对象日趋复杂，气井预测最终累计产气量逐年下降；已开发区由于现有井网限制，剩余储量碎片化严重，未开发区储量品质低，难以实现有效开发。因此，剩余储量经济有效动用难度大。

3.1 优质储层动用程度高，储量劣质化趋势明显

苏里格气田主力建产区—中区、苏东南区高能叠置河道带基本已动用，开发目标向低能叠置河道带、河道—间湾过渡带转移。2006—2010 年，钻遇高能叠置河道带的完钻井数量占比为32.3%，2016—2020 年，钻遇高能叠置河道带的完钻井数量占比仅为18.8%，降低了13.5%，而钻遇低能叠置河道带的完钻井数量占比增加了9.2%，钻遇河道—间湾过渡带的完钻井数量占比增加了5.2%。中区、苏东南区85%的剩余储量处于低能叠置河道带、河道—间湾过渡带。

东区北部、西区及南区等外围区域完钻井钻遇储层地质条件同样逐年变差，主要表现为主力层储层厚度变薄、含气饱和度降低。根据完钻井钻遇储层统计结果，钻遇Ⅰ类储层的井数量占比逐年降低，钻遇Ⅱ类储层的井数量占比变化不大，但该类储层的含气饱和度仍有明显下降。

3.2 由于储量劣质化及井间干扰的影响，近年来投产井生产指标较气田上产阶段下降明显，产量递减率更高

对苏里格气田中区投产满3 年的气井生产情况进行分析，分别采用产量递减法及产量不稳定分析法对气井最终累计产气量进行预测，2006—2010 年投产井前3 年的累计产气量都大于1 000×104m3，平均约为1 143×104m3，预测最终累计产气量都大于2 300×104m3，平均约为2 590×104m3；2011—2016 年投产井前3 年的累计产气量则在1 000×104m3上下，平均约为1 009×104m3，预测最终累计产气量介于1 800×104～2 200×104m3，平均约为 1 952×104m3（图6）。总体来看，2011 年以前投产井前3 年的累计产气量和预测最终累计产气量均相对较高。

图6 苏里格气田中区投产满3 年气井前3 年累计产气量与预测最终累计产气量统计图

投产井累计产气量下降的主要原因是储层地质条件变差。2010 年及以前，部署井区储量丰度为1.65×108m3/km2，而2011 年以后储量丰度为1.33×108m3/km2。经研究发现部署井区井网密度小于3 口/km2，井间干扰概率小于15%[14]，对比投产井的预测累计产气量，发现单井累计产气量平均下降约20%。影响气井累产气量的另一个原因是井间干扰。某水平井开发区，水平井的骨架井（先于水平井部署的基础直井，用于落实储层物性及含气性等）与水平井入靶点仅距350 ～400 m，存在明显井间干扰现象。较之非骨架井，骨架井的最终累计产气量降低18%～35%。将区块井网密度由2 口/km2增加至4 口/km2后，较之老井，后钻加密井最终累计产气量降低10%～23%。可以预见，随着气田开发持续进行，后续投产井最终累计产气量将继续下降。

如图7 所示，2006 年及以前投产井第1 年平均气产量为1.30×104m3/d，递减率为21.2%，2011 年投产井第1 年递减率升至30.2%，2016 年投产井第1 年平均气产量降至1.13×104m3/d，而递减率升至34.3%。2006 年及以前投产井前3 年递减率平均为19.3%，2011 年为26.7%，2016 年为28.7%。后续投产井产量递减率逐年递增。

3.3 剩余储量碎片化现象严重，提高采收率难度大

图7 苏里格气田某区块投产气井产量递减率变化曲线图

苏里格气田自投入开发以来，为了提升储量动用程度，井距、排距逐渐缩小，相应大丛式定向井组得到了规模应用。然而，井网与储层发育规模的不匹配性造成了剩余储量的碎片化。表4 为典型井网下的气井生产指标预测结果，可以看出，随井网密度增大，单井最终累计产气量呈明显下降趋势，并且位于高储量丰度区的单井，其最终累计产气量下降幅度更大（图8）。在现有技术经济条件下，苏里格气田单井经济极限产气量约为1 400×104m3。预测结果表明，在储量丰度大于0.9×108m3/km2区域，可以对井距/ 排距为600 m/1 200 m 井网进行加密；在储量丰度介于1.2×108～1.5×108m3/km2区域，可以对井距/排距为600 m/800 m 井网进行加密；若已采用井距/排距为500 m/650 m 井网，井间剩余可采储量均小于600×104m3，为小型孤立砂体，此类区域不宜再对井网进行加密。初步预测，采用新井加密的开发方式，60%以上的井间剩余天然气可采储量将无法被经济有效动用。

表4 不同储量丰度、井/排距条件下单井最终累计产气量与井间剩余可采储量统计表

图8 不同储量丰度下单井最终累计产气量柱状统计图

苏里格气田的井位优选始终坚持以储层描述为基础，同时结合邻井生产动态来进行。首先，从地震、地质多角度论证砂体发育规模。然后，对邻井生产动态进行预测，将其预测结果作为井位部署的依据。但在气田开发进入中后期以后，针对井位的优选，除了考虑储层特征、已有井生产动态，还要考虑剩余可采储量的大小。

4 致密砂岩气开发建议

4.1 推广应用“基础井组（不同井型的组合）+基础井网+差异化加密”井网部署策略

致密砂岩气藏合理井网部署受到储层地质特征、改造工艺、建井成本、天然气价格等多种因素的影响[17-19]。苏里格气田上古生界砂岩气藏含气层系多，大多数井钻遇3 ～5 个气层，并且储层成因类型多，垂向上叠置复杂，叠合区域储量丰度差异较大，介于0.5×108～2.7×108m3/km2；对于钻遇多个气层的井来说，由于储层物性和含气性存在差异，井在不同层的泄流半径也存在较大差异。采用物质平衡法计算苏里格气田单层开采井的泄流半径，其数值介于127 ～630 m，主要介于200 ～350 m。开发至今，苏里格气田改造工艺进行了升级换代，由机械封隔分层压裂技术过渡到套管滑套分层压裂技术，改造规模得到显著提升；天然气价格也在发生变化，由以前的770 元/103m3上涨到今天的1 118 元/103m3。基于上述因素，通过合理井网加密可以使致密砂岩气藏实现储量的充分动用和采收率的最大化。

在苏里格气田苏南国际合作区，采用井/排距为1 000 m/1 000 m 基础井网，预留井/排距为747 m/747 m 和500 m/500 m 的加密井网，高产井比例大幅度提高，开发效果显著。为了提高致密砂岩气藏单井气产量，考虑水平井的规模应用，在此基础上，建议采用“基础井组+基础井网+差异化加密”的井位部署方式。借鉴苏南国际合作区开发经验，采用井/ 排距为1 000 m/1 000 m 基础井网，优先部署中心井（直井）及东西两侧定向井，进而落实储层垂向叠置特征及横向分布规律；若纵向上多个气层叠合发育，则继续实施南北向定向井；若单一气层发育，并且满足水平井部署条件，则部署水平井。气井进入产量递减期以后，将动静态资料相结合，分析气井储量动用程度及剩余储量的分布，通过一次、二次加密，以及老井侧钻等手段来提高储量动用程度和采收率。该部署思路有以下优势：①通过基础井组落实储层展布特征，以指导水平井的部署，进而提高单井产气量；②高产气井的井控储量得到了保证；③有效避免了剩余储量碎片化，为差异化井网加密预留了空间。

4.2 持续推进动静结合的储层精细描述技术和混合井型部署技术

苏里格气田受井网、井型及储层自身非均质特征的影响，储量碎片化趋势严重。要实现长期稳产，明确剩余储量的空间展布特征尤为关键。准确评价气田剩余储量需要从4 个方面开展研究：①开展小层精细划分与对比，小层划分精度应达到单砂体级别，充分利用已有的钻井、录井、测井资料，尤其是水平井随钻测井资料，精细刻画小层砂体；②以小层有效砂体为基础，掌握储层孔隙度和含气饱和度平面上的变化，复算各小层地质储量；③建立泄流半径评价标准，充分利用单层开采井静、动态资料及多层采气井产气剖面，建立静态参数与泄流半径的关系式，然后结合气井的改造规模，确定已动用储量大小；④明确剩余储量的空间展布情况。

前期开发实践表明，直/定向井有利于纵向上多层储量的有效动用，而水平井有利于单一层系储量的有效动用。在储层精细描述的基础上，以井组为单元，通过直/定向井靶点、水平井轨迹和长度优化，实现储量控制、井组产量与采收率最大化，从而大幅提高致密砂岩气藏的开发效果。

4.3 攻关形成更有效的低成本挖潜系列技术

基于技术的进步与开发成本的降低，苏里格气田致密砂岩气产量得到了快速提升，但要实现气田稳产，又面临剩余储量碎片化和未动用储量劣质化的问题，应攻关、形成更有效的低成本挖潜技术。近年来，苏里格气田在老井查层补孔、侧钻水平井及重复压裂改造方面进行了有益的探索，效果良好。2020 年措施井平均无阻流量达33.1×104m3/d，查层补孔、侧钻水平井的年度实施规模也在扩大。其中，查层补孔主要针对未动用的优质储层，老井侧钻则主要针对剩余储量相对集中并且排距较大的区域以完善井网。但是，要实现剩余储量的充分动用，仅依靠这些措施，还远不够。笔者认为挖潜技术内容亟需丰富，应涵盖3 个方面：①针对井间剩余可采储量普遍较小（小于1 000×104m3），现阶段无法进行井网加密的区域，通过侧钻定向井来挖潜，并且将侧钻定向井单井成本控制在新钻直/定向井成本的2/3 以内，从而使侧钻井经济极限产气量下降到800×104m3；②苏里格气田中区15%的气井，储量丰度虽然高（大于1.2×108m3/km2），但含水饱和度也较高（介于45%～55%）或渗透率偏低（小于等于0.3 mD），由于近井地带储层受到水锁或压裂液污染等影响，导致气井最终累计产气量偏低（小于1 000×104m3），需要继续开展重复压裂改造试验，通过使用无伤害压裂液，在封堵原压裂缝的基础上，进行转向压裂，从而实现老井的再利用；③对于目前尚不满足效益开发的剩余储量区，基于剩余可采储量的大小，反算气价，然后针对不同的气价，提出相应的挖潜技术和储量规模。后期，根据国家财税政策或气价的变动，进行剩余可采储量的有序动用。

4.4 推进地质工程一体化改造工艺技术试验，提升储层改造的有效性

苏里格气田水平井改造工艺已由早期的水力喷射、裸眼封隔器分段压裂升级为固井完井桥塞分段压裂，提高了段间封隔有效性，增大了储层改造体积。同时，综合地质、工程双“甜点”评价结果，优化布缝位置、缩短裂缝间距，使水平井改造效果整体上得到了显著提升。通过分析长水平井（水平段长度介于1 000～1 200 m）储层改造段数与试气无阻流量、预测最终累计产气量之间的关系，发现随压裂段数增加，试气无阻流量显著提升，但最终累计产气量提高的幅度存在差异。位于高能叠置河道带的水平井采用裸眼封隔器分段，压裂5 ～6 段，平均无阻流量为47.5×104m3/d，预测最终累计产气量为0.95×108m3；采用固井完井桥塞分段，压裂8 ～10 段，平均无阻流量增至86.8×104m3/d，预测最终累计产气量为0.98×108m3，与位于高能叠置河道带、采用裸眼封隔器分段的水平井相比，仅略有增加。而位于低能叠置河道带的水平井采用裸眼封隔器分段，压裂5～6段，平均无阻流量为28.7×104m3/d，预测最终累计产气量为0.48×108m3；采用固井完井桥塞分段，压裂7 ～8 段，平均无阻流量为52.5×104m3/d，预测最终累计产气量达0.68×108m3。相比之下，缩小段间距在低能叠置河道带水平井的储层改造中效果更显著。在进行水平井储层改造方案设计时，应加强地质、工程一体化研究，精细刻画储层及其上下非储层的空间展布特征，精细描述储集体及围岩的岩性、物性、含气性及脆性，然后结合经济因素的考虑，优化射孔段及储层改造规模，从而实现储层改造效果的有效提升。

4.5 攻关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

对于致密砂岩气藏来说，高效排水采气工艺技术是发挥气井产能、降低气井产量递减的关键。苏里格气田气井生产中后期具有“低产、低压、小水量”特点，目前低产积液气井约占投产井数的55%，产水对气井正常生产造成了较大影响。泡沫排水采气、柱塞气举、速度管柱3 项主体排水采气工艺技术，能够初步满足不同生产阶段气井的排水采气需求。但是，苏里格气田井多人少、措施工作量大、精细化管理难度大。为了提升气田精细化管理水平，还需要在3 个方面开展攻关：①依托大数据采集、分析、处理技术和自动化控制技术，实现智能化生产诊断、实施措施的时机分析、措施方案优选及措施效果评价，从而大幅减少人工成本，实现气井的高效管理； ②由于水平井生产管柱尺寸大（公称直径为88.9 mm）、管柱结构复杂并且斜井段易积液，排水采气工艺措施的有效率为62%，后续需加强水平井携液理论及排水采气工艺技术的研究，提高措施有效率；③气井进入后期、间歇生产阶段，须结合间开制度进一步优化排水采气措施，最大程度挖掘气井生产潜力。

4.6 尽早开展“负压”开采，恢复濒临废弃井的生产能力

通过压缩机增压，降低气井井口油压，可以提高气井最终累计产气量。苏里格气田目前投产的气井60%以上平均日产气量低于0.5×104m3，其中约10%的气井，平均日产气量低于0.1×104m3，年产气量低于33×104m3。这些低产气井井口油压主要介于1.5 ～2.5 MPa，通过进行“负压”开采，能够有效提高气藏采收率，并且也有利于低产气井开展排水采气工艺，降低排水采气措施资金投入。苏里格气田早期投产气井中，目前已有大部分接近废弃，笔者认为“负压”开采应尽早开展，进而恢复这些濒临废弃井的生产能力。

4.7 寻求配套财税政策支持，实现致密气资源的充分利用

非常规天然气开发在美国取得成功，与推出的财税激励政策（如价格激励、税收抵免等）密不可分[20-21]。这些政策促进了企业投资的积极性，同时推进了开发技术的进步，对美国非常规天然气开发起到了极大的促进作用。而苏里格气田致密砂岩气藏的开发，也面临储层品质差、单井产能低、效益开发难的问题[16-20]。我国现行政策是对超过上一年开采量的部分采用“多增多补”的原则进行补贴，而笔者认为该政策对于激励企业投资致密气开发的作用是有限的。主要体现在两个方面：①针对已实现致密气规模开发的企业，其面临的主要问题是如何实现稳产，而该政策未充分考虑企业为了实现稳产所面临的问题；②同为致密气藏，但丰度、物性、含气性等参数存在差异则开发特征存在极大的差异，对于低品质致密气开发作用有限。基于我国致密气资源开发现状，笔者建议补贴政策可以从两个方面进行优化：①尽快完善、统一致密气储量分类分级标准，在提交储量时就可以明确其储量类别/级别，以此为依据寻求差异化补贴政策的支持；②对低产量气井进行补贴，降低气井的废弃产量，充分挖掘老井产气能力。

5 结论

1）苏里格气田主要目的层盒8 段为河流相沉积，发育辫状河，河道砂体叠置复杂，砂体规模、有效砂体规模及储层物性、含气性都具有强非均质特征，局部区域气水关系复杂；不同区域气井产量、累计采气量、递减率等存在明显差异，气井无明显稳产期，初期产量递减快。

2）基于储层综合评价与富集区筛选技术，苏里格气田优先动用富集区储量，优质储层储量动用程度高，储量劣质化趋势明显；目前，已开发区由于受到现有井网的限制，剩余储量碎片化现象严重，而未开发区储量品质低，难以实现有效动用。

3）为了实现气田长期稳产，立足于致密砂岩气藏强非均质性特征，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来提高储量动用程度，配合地质工程一体化改造工艺技术来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来提升气田精细化管理水平，并且，尽早开展“负压”开采技术，恢复濒临废弃井的生产能力。

4）寻求配套财税政策支持，必要的财税政策支持是致密气资源充分利用的重要保障。