含水致密气藏特征、开发风险与有效动用对策——以苏里格气田含水区为例

杨扬 赖雅庭 张心怡 巩肖可 韩江晨

（1 交通运输部水运科学研究所；2 中国地质大学（北京）；3 中国石油长庆油田公司第二采气厂；4 中国石油勘探开发研究院）

0 引言

致密气是我国重要的非常规油气资源类型，主要分布在鄂尔多斯、四川、松辽、塔里木、吐哈等盆地，有利区面积为32.46×104km2，地质资源量为21.85×1012m3，技术可采资源量为10.92×1012m3，其中鄂尔多斯盆地资源量为13.30×1012m3，占全国总资源量的60%以上[1]。据石油天然气行业标准《致密砂岩气地质评价方法》(SY/T 6832—2011)，致密砂岩气是指覆压基质渗透率小于或等于0.1mD 的砂岩气层，单井一般无自然产能或自然产能低于工业气流下限，但在一定经济条件和技术措施下可以获得工业天然气产量。随着油气储层改造技术突破和开发成本的下降，我国致密气产量快速攀升，占全国天然气总产量的20%以上[2-3]。鄂尔多斯盆地是我国最大的致密气生产基地，其产量占全国致密气总产量的90%以上，主要致密气田包括苏里格气田、神木气田、大牛地气田及延安气田等，其中苏里格气田是鄂尔多斯盆地乃至全国产量最大的气田，是我国致密气成功开发的典范[4-8]。苏里格气田主力产层为上古生界二叠系下石盒子组盒8 段和山西组山1 段，气田开发区内已有探明储量（含基本探明储量）约4.0×1012m3，2014 年至今，年产气量已连续6 年保持在230×108m3以上[9]，2022 年产量已超300×108m3。

随着气田开发深入，气藏产水问题逐渐显现，部分地区严重受地层水影响，气水关系极为复杂，属致密含水气藏，且受地层水影响的储量规模巨大，约占目前气田总储量的25%，开发动用风险高，效益开发难度大[10-12]。本文从含水致密气藏地质特征和形成主控因素着手，进行含水致密气藏的开发风险评估，确定开发技术对策攻关方向，进行开发技术储备以支撑万亿立方米含水致密气藏区的未来开发动用，助推气田长期稳产和高效开发，并为我国此类气藏的开发提供借鉴。

1 含水致密气藏特征

1.1 储层地质特征与开发现状

苏里格气田位于鄂尔多斯盆地北部，构造位置主要在伊陕斜坡北部（图1），主力产层盒8 段和山1 段主体为辫状河沉积，储层岩性以岩屑质石英砂岩和石英砂岩为主。根据岩心物性资料统计，孔隙度分布于4%～12%，平均为7.2%，常压渗透率分布于0.01～1.0mD，平均为0.52mD，孔隙度与渗透率之间呈明显的正相关关系。分析表明，储层经历了强烈的成岩作用改造，孔隙类型以长石或岩屑溶蚀孔、高岭石晶间孔等次生孔隙为主，胶结致密，原始粒间孔已消失殆尽。储层孔喉细小，具有排驱压力低（平均为1.20MPa）、中值压力低（平均为6.76MPa）、中值半径小（平均为0.25μm）的特点。随着气田开发的深入，不同区带有效储层规模、流体特征的差异逐渐显现，西部、北部受地层水影响严重，气水关系与地层水赋存状态复杂。苏里格气田储层物性总体致密，仅物性较好的部分储层可形成有效储层，主要为心滩中下部、辫状河底部的中粗粒岩相部分，有效储层规模普遍较小、空间上分散分布（图2），多层叠合呈现出大面积连片分布的特征。当气藏不受地层水影响时，有效储层以产气为主，少量产出凝析水，如气田中部、东部、东南部地区，气井平均水气比低于0.5；当气藏受地层水影响时，有效储层气、水同产，且产水量较高，气井平均水气比超过1.2，如西部地区的S59、S120 井区水气比均超过1.8。不含水致密气藏气井仅少量产水，不采取措施或者采取少量措施即可保证气井连续稳定生产，而含水致密气藏气井生产不稳定，井筒大量积液严重制约气井产能发挥，需要采取大量排水采气措施，效益开发面临挑战。

图1 苏里格气田位置图Fig.1 Location of Sulige Gasfield

图2 苏里格气田有效储层分布剖面图Fig.2 Section of effective reservoir distribution in Sulige Gasfield

1.2 地层水化学特征与赋存类型

前人研究结果表明[13-15]，苏里格含水致密气藏区地层水矿化度较高，总矿化度分布范围为31.0～53.3g/L，平均为41.8g/L，明显具有卤水的特点。地层水矿化度及主要阳离子、阴离子含量均高于现今海水，地层水类型为CaCl2型。含水致密气藏区地层水钠氯比（Na+/Cl-）为0.43～0.55，平均为0.47（表1）。钠氯比可以反映地层水的浓缩变质作用程度和地层水文地球化学环境，通常认为钠氯比大于0.85 为流动水特征，钠氯比小于0.5 则为停滞环境。研究区地层水平均钠氯比小于0.5，表明地层封闭性较好，为封闭条件下与外界隔绝的残余水（表1）。

表1 苏里格气田含水致密气藏区地层水化学特征表Table 1 Formation water chemical characteristics of water-bearing gas reservoir in Sulige Gasfield

地层水在储集空间的产状主要受孔隙、喉道及岩石颗粒表面的吸附性所控制，其赋存状态可划分为自由水、毛细管水和束缚水3 种类型[15-17]。自由水发育于相互连通的储集空间中，在天然气充注过程中因烃源岩生烃强度不足而未被驱替、可自由流动，是严重影响气井正常生产的地层水类型；毛细管水存在于不连通孔隙或孤立孔隙内，为天然气充注过程中因驱替不彻底而残留的地层水，受微细喉道内毛细管力的作用影响一般难以自由流动，但储层经压裂改造后，也可随天然气一同产出，对气井正常生产有一定影响；束缚水主要存在于微小孔隙或吸附在颗粒表面或黏土类杂基中，一般难以自由流动，对气井正常生产影响较小（图3）。苏里格气田储层物性下限为孔隙度5%、常压渗透率0.1mD，低于物性下限的为干层，高于物性下限的储层根据含气饱和度、自由水饱和度及地层水赋存类型的差异可进一步划分为气层（差气层）、气水层和含气水层（表2）。不含水致密气藏主要发育气层（差气层）、干层，地层水赋存类型主体为束缚水；含水致密气藏气层（差气层）、气水层、含气水层及干层皆存在，自由水、毛细管水和束缚水均发育。

表2 苏里格气田含水致密气藏气层、水层划分标准表Table 2 Classification standard for gas and water layers of water-bearing tight gas reservoir in Sulige Gasfield

图3 含水致密气藏地层水3 种赋存类型示意图Fig.3 Three occurrence types of formation water in water-bearing tight gas reservoir

1.3 含水致密气藏主控因素与分布规律

1.3.1 生烃强度控制宏观气水分布格局

生烃强度是气源岩厚度、有机质丰度、类型及成熟度的综合体现。鄂尔多斯盆地上古生界发育石炭系、二叠系腐殖型煤系气源岩，煤系地层在全盆地广泛分布而表现出广覆式生烃特征，生烃强度分布于(12～24)×108m3/km2，天然气的运移聚集以近距离侧向、垂向运移为主，发育于高生烃强度区、接近气源岩的储层易于获得充足的气源供给从而便于富集成藏[18-21]。研究表明，生烃强度对苏里格地区宏观的天然气富集起着明显的控制作用，平面上天然气充满度低、自由水含量高的含水致密气藏区主要分布于生烃强度低（<16×108m3/km2）的西部区域，而天然气充满度高、自由水含量低的纯致密气藏区则位于生烃强度高（≥16×108m3/km2）的中部及东南部区域[18]。生烃强度与源—储距离共同导致了含水致密气藏流体分布的复杂性。以苏里格气田西部S120 井区为例，在综合分析沉积储层、测井解释、试气效果及生产动态等动静态资料的基础上，总结了含水致密气藏气水的分布规律。横向上高生烃强度区气层（差气层）相对发育，平均含气饱和度较高，为57.4%，而低生烃强度区则主要发育气水层、含气水层，平均含气饱和度仅为43.7%；垂向上距离烃源岩越近的层位，如下部山1 段，气层（差气层）相对发育，平面展布面积较大，而距离烃源岩越远的层位，如上部的盒8 上亚段及盒8 下亚段，则气水层、含气水层相对发育，气层（差气层）仅局部发育（图4）。

图4 苏里格气田西部S120 井区生烃强度对气水分布的影响图Fig.4 Influence of hydrocarbon generation intensity on gas-water distribution in S120 well block in the western Sulige Gasfield

1.3.2 微构造影响局部天然气富集

苏里格气田主要处于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部，整体具有构造稳定、斜坡宽缓、构造变形微弱的特点，区域构造对气水分布的控制作用较弱。但局部区块微构造较为发育，可划分为鼻隆、翼部、鼻坳等微构造单元，鼻隆构造多呈东西向展布，微构造高度范围为10～30m、展布面积为10～20km2，局部微构造对气水分布具有一定的控制作用。以苏里格气田西部S142 井区为例，剖析微构造对局部天然气富集的影响。该井区生烃强度基本相当，目的层段辫状河道砂体发育良好且储层相对发育，具备可对比的地质基础。分析表明，鼻隆构造部位有效储层较为发育，主要体现在气层（差气层）厚度占比较高，可达60%～85%，平均含气饱和度较高，可达56.9%；而翼部、鼻坳等低微构造单元部位气水层、含气水层厚度占比较高，可达80%～100%，有效储层占比低或不发育，平均含气饱和度较低，仅为42.6%。开发动态显示，处于构造高部位的气井以产气为主，产水量较低或不产水，如S142 井山1 段试气无阻流量为2.25×104m3/d，不出水；构造低部位的气井普遍产水，产气量较小或不产气，如S391 井盒8 段、山1段试气产水共51m3/d，不产气（图5）。在当前技术条件下，含水致密气藏区发育的鼻隆构造应为井位部署优选考虑的目标。

图5 微构造对含水致密气藏气水分布的影响图Fig.5 Influence of micro structure on gas-water distribution in water-bearing tight gas reservoir

1.3.3 储层非均质性控制气水垂向分布态势

苏里格气田有效储层主要为心滩中下部、辫状河底部物性相对较好的中粗粒岩相。室内模拟实验表明，物性相对较好的砂体充注起始压力低、运移阻力小，天然气容易富集成藏；而物性较差的砂体充注起始压力高、运移阻力较大，天然气富集难度大[22-24]。苏里格气田含水致密气藏区物性相对好的储层天然气充满度偏高，气层（差气层）较发育，产气能力强，少量产水或不产水；而物性相对差的储层天然气充满度较低，以含气水层、气水层为主，产气能力差，大量产水。S190 井位于气田西部含水致密气藏区，对该井3 个层段开展试气，第（1）层段储层物性低于下限标准，属干层段，试气结果气、水皆不产；第（2）层段储层物性较好，平均孔隙度为8.3%、平均渗透率为0.55mD、平均含气饱和度为53.1%，试气日产气4.2×104m3、不产水，为气层段；第（3）层段储层物性差，平均孔隙度为5.8%、平均渗透率为0.32mD、平均含气饱和度为47.8%，试气日产气0.2×104m3、日产水1.2m3，为气水层段（图6）。

图6 含水致密气藏区储层非均质性与天然气富集关系图（S190 井）Fig.6 Relationship between reservoir heterogeneity and gas enrichment in water-bearing tight gas reservoir area(Well S190)

1.3.4 断裂系统影响天然气运移和原生气藏的保存

苏里格气田埋藏热演化史恢复结果及石英次生加大边中流体包裹体测温结果表明，储层砂岩石英次生加大边中流体包裹体的均一温度主要分布在90～130℃，对应的硅质胶结作用主要发生在晚三叠世—中侏罗世，此时上古生界储层已基本致密化，明显早于晚侏罗世—早白垩世末天然气大量生成时间，反映了储层具有“先致密、后成藏”的特征[25-26]。印支期以来，苏里格气田西部主要受到挤压应力作用，小型逆断层较为发育，断裂系统为流体的运移通道，下盘的天然气顺断层上行在上盘砂体储层中成藏，地层水则顺断层进入下盘砂体储层中，逆断层上盘附近为天然气富集区，下盘则多含水[27]。早白垩世末受燕山运动影响，盆地由西高东低转换为东高西低的沉积构造格局，苏里格气田西部进一步受挤压作用影响，断裂系统持续发育，原生致密气藏受到不同程度的破坏，天然气沿断裂系统向上再次运移，并在上部层位聚集形成次生气藏。生产实践表明，靠近断裂系统附近的区域，保存条件一般较差、含气性普遍偏低。

2 开发风险评价

2.1 地层水侵入风险

含水致密气藏储集空间被地层水（包括自由水、毛细管水、束缚水）、天然气充满，未开发时气液处于静平衡状态。分析表明，苏里格气田含水致密气藏区平均自由水饱和度为25%，平均总含水饱和度Sw（自由水、毛细管水、束缚水）为65%，平均含气饱和度为35%。气、水两相渗流机理实验研究表明，随着Sw增加气相相对渗透率明显降低，当Sw达60%～80%时，气相相对渗透率Krg急剧减小（图7），而水相相对渗透率Krw明显增高[28]。当含水致密气藏开发时，原始平衡状态被打破，自由水的存在对天然气的渗流产生明显影响，导致天然气流动严重受阻，地层水大量侵入井筒，出液量为0.5～50m3/d，给气藏高效开发带来巨大风险。不含水的纯致密气藏储层中不存在自由水，而束缚水一般难以参与渗流，仅天然气单相发生流动，通常不存在地层水侵入风险，产出水一般为凝析水，出液量一般低于0.5m3/d。

图7 含水致密气藏区气水两相相对渗透率曲线图Fig.7 Gas-water relative permeability curve of water-bearing tight gas reservoir

2.2 气井产量低的风险

常规气藏一旦发生水淹会造成气井产量暴跌、油压急剧下降、地下气水关系复杂化，并形成难以开采的水包滞留气，严重影响气井产能发挥[29]。含水致密气藏开发过程中，自由水的侵入同样会导致油压/套压快速下降，地层能量不足给井筒携液带来困难，导致气井产量下降迅速、气井正常生产时间变短，严重时会导致水淹停产，严重影响气井产能[30]。苏里格气田气井生产动态研究表明，不含水致密气藏区直井前3 年平均日产量为(0.95～1.20)×104m3，单井平均最终可采储量（EUR）为2100×104m3，而含水致密气藏区气井前3 年平均日产量仅为(0.48～0.75)×104m3，单井平均EUR 为1185×104m3，含水致密气藏气井产量远低于不含水致密气藏区。

2.3 投资回收难度大的风险

为实现规模效益开发，苏里格气田采用合作开发模式和低成本开发对策，合作开发是通过引入外部单位而形成竞争机制，低成本开发是通过引入市场机制尽量降低钻井、储层改造、地面建设等投资成本，从而有效控制单井综合投资[4-6]。多年开发实践表明，基于合作开发模式和低成本开发对策，苏里格气田实现了快速上产、规模稳产和整体效益开发，成为我国致密气藏成功开发的典范。气藏开发一般要求实现6%的内部收益率（IRR）目标，评价表明为实现上述效益目标气井单井平均EUR 应不低于1320×104m3。苏里格气田含水致密气藏区气井单井平均EUR 仅为1185×104m3，比要求的1320×104m3低10.2%，因此存在较高的投资回收风险，严重制约含水致密气藏区的产建部署。

2.4 开采成本上升风险

苏里格地区不含水致密气藏区气井水气比低，不需要或仅仅需要少量的排水工艺技术措施即可实现气井正常生产，可有效控制后期开发成本。含水致密气藏区开发过程中，即使仅对气层进行压裂改造、尽量避开气水层及含气水层，但人工改造缝仍不可避免地会沟通附近含水区，导致气井大量产水。排水采气技术是解决气井井筒及井底附近地层积液过多或产水，并使气井恢复正常生产的有效工艺措施，目的是延缓、避免气井水淹，改善气藏生产状况，提高气藏开发效益与采收率，在气井采气开发过程中有着举足轻重的作用[31-32]。目前排水采气技术包括泡排、气举、速度管柱、柱塞气举、涡流、电潜泵等，苏里格地区主要采用泡排、速度管柱、柱塞气举等进行排水采气，含水致密气藏区排水采气技术的应用势必会增加综合开发成本，导致开发风险提升。

2.5 安全环保风险及管理风险

苏里格地区地层水富含K+、Na+、Ca2+、Mg2+及Cl-、HCO3-、SO42-等多种离子，储层压裂改造及钻井过程中会采用含有多种成分的化学添加剂，气井生产过程常需要在井口采气管线处及脱烃脱水装置原料气中注入甲醇，以抑制天然气水合物的生成。此外，部分气井CO2、H2S 等酸性气体含量高，这些酸性气体会大量溶解于地层产出水中，甲醇、H2S 均属有毒物质。多种离子、化学添加剂、甲醇及酸性气体等会随着气井大量产水而产出。酸性气体对集输管线及厂站设备会产生严重腐蚀作用，如果上述物质通过集输管线泄漏，会给环境、生命安全带来很大风险。此外，苏里格气田部分区块产出液输出仍然采用落后的拉运方式，更增加了安全环保风险。气田产出水会统一输送或运送至污水处理厂，如果气田产水量太大而污水处理厂设计的污水处理量有限，会导致集气站产出水存储压力巨大，集气站产水量若远远超出区块污水处理厂污水接纳量，则使得部分生产井被迫关井，严重影响采气进程，给气田开发带来管理风险。

3 有效动用对策

3.1 以微构造刻画为核心的甜点区预测

苏里格气田有效储层规模在三维空间内变化快、隐蔽性强，经过多年的摸索，针对不含水致密砂岩气藏已经建立了一套地震、地质和生产动态多学科结合的“甜点区”筛选技术[6]。不含水致密气藏甜点预测的重点是主砂带预测，即在地质研究的基础上紧密结合地震叠后技术、叠前技术，采用时差分析、叠后反演、波形特征分析等多种技术方法预测河道的空间展布，在砂体叠置发育的主河道带落实甜点区。含水致密气藏甜点预测的重点应是流体预测，即在主河道带预测的基础上，结合气水分布的主控因素和天然气富集规律，依托地球物理方法评价微构造发育部位和储层含气性的空间变化，目的是在普遍含水的背景下寻找构造幅度高、储层物性好、气层相对集中发育的部位，尽量避开含水气层和气水层发育区。“甜点区”预测可为含水致密气藏区井位的优化部署提供有力支撑，是有效降低气井产水、防控开发风险、实现含水储量区局部区块效益开发的关键。

3.2 气水层测井解释识判

含水致密气藏测井解释的核心是提高气层（差气层）解释精度，并将气水层、含气水层等具有产水风险的层段有效甄别出来，为射孔时实现精准卡层提供准确数据支持，储层改造时应避开具有高产水风险的气水层及含气水层，从而有效降低气井产水风险并提高单井产能[33]。针对苏里格气田不含水致密气藏区，已形成了相对成熟的测井解释方法流程，并取得较好的生产应用效果，有效支撑了气田开发。而含水致密气藏区气层（差气层）、含气水层、气水层的准确识别仍面临挑战，尤其低阻气层、高阻水层的存在使有效储层的准确甄别更加困难。为了提高苏里格气田含水致密气藏储层流体的识别精度，在已有测井解释方法流程的基础上，进一步加强了气水层、含气水层的识判攻关，并形成了有效甄别方法（表3），为优选射孔层位和精准储层改造提供支撑，可有效降低含水致密气藏区气井产水风险。

表3 苏里格气田含水致密气藏测井解释识别标准表Table 3 Logging interpretation and identification standard for water-bearing tight gas reservoir in Sulige Gasfield

3.3 有效储层空间精细描述

含水致密气藏区气水分布受生烃强度、微构造、储层非均质性、断裂系统等多种因素综合影响。鄂尔多斯盆地不同部位气水分布控制因素有差异。盆地中部苏里格地区含水致密气藏形成主要受生烃强度控制，生烃强度不足是造成气藏普遍含水的主要原因；盆地东部临兴地区含水致密气藏的形成是后期构造活动破坏所致，东部地区生烃强度高、气源充足，盒8段至太原组等层段天然气充分充注成藏，后期晋西挠折带的构造抬升及火山活动形成断裂系统对原生气藏产生破坏，天然气沿断裂系统逸散导致盆地东部含气性降低、气水层发育。含水致密气藏区气水关系极为复杂，主要表现在气层（差气层）、气水层、含气水层交错混存，彼此孤立多不连通，储层内部气水分异程度低，没有统一气水界面（图8）。在整体受地层水影响的背景下，气水层、含气水层发育程度高，但局部仍有气层（差气层）发育。结合地质、地震、测井、建模等多种技术手段，开展气层（差气层）、气水层、含气水层精细描述，准确刻画气层（差气层）的三维空间分布，规避气水层、含气水层区，可有助于井位优选、射孔选层，从而达到气藏开采初期控水的目的，降低开发风险。

图8 苏里格气田含水致密气藏典型剖面Fig.8 Typical section of water-bearing tight gas reservoir in Sulige Gasfield

3.4 直井/定向井+水平井混合式井网开发

苏里格气田不含水致密气藏区主体开发井型为直井/定向井，随着开发认识的深入，开发井网不断调整，由早期600m×1200m 井网逐渐调整为600m×800m、500m×650m 井网，对储量集中度高、主力储层发育的地区则采用水平井开发。因不受地层水影响，不含水致密气藏区可在其富集区内采用规则的、大面积整体连片式的井网部署方式。而含水致密气藏区气水层关系复杂，气层（差气层）多夹杂于气水层、含气水层中发育，优选出的富集区为面积有限的局部微构造隆起部位，且富集区内不可能完全避开气水层或含气水层，因此直井/定向井+水平井混合式井网是实现含水致密气藏内富集区有效开发的重要手段。混合井网中直井/定向井可实现对纵向气层段的开发，水平井可实现横向气层段的开发，可有效避开气层垂向邻近发育的气水层、含气水层，规避产水风险（图9）。

图9 含水致密气藏直井/定向井+水平井混合井网开发模式图Fig.9 Mixed development well pattern of vertical/deviated well+horizontal well for water-bearing tight gas reservoir

3.5 优化排采措施与攻关低成本排采技术

在含水致密气藏开发动用过程中，虽然尽量避开含水气层及气水层，但受多种因素影响仍不可避免地导致气井产水。为保证气井能够连续生产，当气井产量低于临界携液流量时，应及时开展排水采气工作。排水采气技术的关键在于确定合理的排采介入时机、适宜的排采措施和措施工作量，从而达到最优的排水采气效果。通过建立排水采气管理流程，可有助于产水致密气井的排采时机、排采措施及排采效果的确定。经过技术攻关和试验探索，目前已经形成了以泡沫排水采气为主，速度管柱、柱塞气举、气举复产等工艺措施为辅的排水采气技术系列，取得了较好开发效果。需要指出的是，目前针对水平井、大水量井（日产水20m3以上）排水采气技术仍不配套，常规措施有效率偏低，且投入成本过高，急需开展攻关试验并形成水平井、大水量气井低成本排水采气主体技术，同时开展排水采气智能控制技术攻关研究，进一步降低成本，有效抵抗开采成本上升的风险。

3.6 产出水集中处理与安全环保预防

随着苏里格气田致密气开发力度不断加大，开发过程产生的排采水的处理问题严重制约了气田的开发进程。地层产出水离子成分复杂且含有一定的化学添加剂，部分含有酸性及有毒物质，若不进行科学有效处理将会产生严重的安全环保风险。应避免采用落后的拉运方式，在充分论证产水量的基础上，设计具有足够处理能力的产出水处理设施，做到封闭式运输、统一科学处理。地层产出水系统处理后，后续处置也是难题，可科学论证排采水回注技术，通过建立回注水质控制标准，在系统研究回注水对地下水环境影响的基础上，优选回注层位，实现地层产出水的规模回注，实现可持续发展。此外，在产出水运输、处理过程中应加强安全环保预防，坚决避免集输管线泄漏、水质控制不达标等情况，努力做到严防范、高标准，最大程度降低地层产出水的安全环保风险及管理风险。

3.7 全过程水侵防控与风险管理

针对含水致密气藏，须树立水侵风险防控意识，制订避水、控水、治水的措施方案，进行全过程水侵风险管理。水侵风险防控措施包括风险规避、损失控制、风险治理等。风险规避是指通过对气藏开发方案设计的补充和调整，尽早消减导致水侵风险发生的条件，制定出使含水致密气藏尽量不受水侵影响的开发技术政策和措施。损失控制是指在不可能避免的水侵风险面前，减少水侵损失、降低损失程度而采取的各项控水技术，内容涵盖两个方面，即损失预防和损失控制。损失预防是在对气藏水体性质认识的基础上，对侵入趋势进行剖析和化解，进行水侵早预防、早治理；损失控制就是发生水侵后，对水侵程度进行评价，明确治理方向，制订不同治理方案并进行效果预测，优选最佳方案。总之，含水致密气藏水侵风险防控就是指采取各种措施、技术和方法，消灭或减少水侵风险事件发生的可能性，水侵后制定出有效技术对策来实现此类气藏效益开发动用。

4 结论与启示

（1）苏里格气田含水致密气藏的形成和分布受多种因素影响，总体而言生烃强度控制宏观气水分布格局，含水致密气藏主要位于低生烃强度区；微构造影响天然气局部富集，微构造高部位气层集中发育；储层非均质性控制气水垂向分布态势，储层物性越好一般含气性越好；断裂系统影响天然气运移和原生气藏的保存。

（2）含水致密气藏开发过程中，会存在地层水侵入、气井产量低、投资难回收、开采成本上升、安全环保及管理等多种风险。地层水的侵入会直接造成气井难以正常生产、气井产量偏低，并影响投资成本的回收和开发效益。地层水的排采和处理不仅会提高开采成本，也会造成安全环保及管理隐患。

（3）含水致密气藏储量规模巨大，实现其效益开发是未来实现天然气大发展的必然要求。开展含水致密气藏甜点区预测、气水层测井解释准确识判及有效储层空间精细描述研究可有效支撑含水致密气藏有利建产区的优选，直井/定向井+水平井混合式部署方式可实现有效避水，优化排采措施与低成本排采技术可助推效益开发，产出水安全集中处理与环保预防可有效降低环保与管理风险，全过程水侵风险防控与风险管理可支撑实现有效防水与高效治水。

（4）针对鄂尔多斯盆地其他区块或其他盆地的含水致密气藏（如四川盆地须家河组气藏），应根据实际地质特征落实天然气富集主控因素与地层水赋存状态，在各种风险系统分析的基础上制定针对性动用技术对策，应尽量降低产能建设节奏与规模，通过建立先导试验区，采用系统试验、迭代认识、强化攻关、逐步配套相结合的对策，最大化降低开发风险，由点及面有序实现规模效益开发。