第44卷 第5期 新 疆 石 油 地 质
Vol. 44，No.5
2023年10月 XINJIANG PETROLEUM GEOLOGY Oct. 2023
文章编号：1001-3873（2023）05-0554-08 DOI ：10.7657/XJPG20230506
石耀东1，王丽琼1，臧苡澄2，张吉1，3，2，李旭1
（1.中国石油 长庆油田分公司 第四采气厂，内蒙古 鄂尔多斯 017300；
2.中国石油 长庆油田分公司 勘探开发研究院，西安 710018；
3.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，西安 710018）摘 要：苏里格气田中区苏36-11区块已开发17年，开发程度和储量动用程度均高，储集层非均质性强，储量动用不均衡，剩余气分布复杂，剩余气分布的确定及挖潜是气田稳产的关键。通过储集层构型精细表征，明确剩余气分布的主要影响因素，确定不同类型剩余气分布规律，提出对应的挖潜对策。研究结果表明：研究区含气砂体主要分布在4级构型单元心
滩坝与点坝中，整体规模小，宽度为150~500 m ，长度为300~800 m ，连通性差，受各级次渗流屏障影响大，区块北东—南西向主砂带开发程度最高，地层压力低，剩余气主要分布在区块西北部盒8段下亚段；剩余气分布主要受储集层非均质与开采非均匀影响，可分为井网未控制型、复合砂体阻流带型、水平井未动用次产层型、直定向井未射开气层型和投产未采出型5类；提出井间加密、老井侧钻、查层补孔和老井挖潜4种动用措施，调整方案后，预测可稳产7年，采收率可达45%。
关键词：苏里格气田；致密砂岩；储集层构型；剩余气储量评价；剩余气分布；挖潜对策；开发中—后期；开发调整方案中图分类号：TE122 文献标识码：A
©2018 Xinjiang Petroleum Geology. Creative Commons Attribution-NonCommercial 4.0 International License 收稿日期：2022-11-12 修订日期：2023-04-13
基金项目：国家科技重大专项（2016ZX05050）；中国石油科技重大专项（2016E-0509）
第一作者：石耀东（1973-），男，陕西靖边人，高级工程师，气田开发与生产管理，（Tel ）************（E-mail ）syd_cq@petrochina
通讯作者：王丽琼（1989-），女，甘肃华池人，高级工程师，硕士，油气田开发，（Tel ）************（E-mail ）wangliqiong12_cq@petrochina.
com.Distribution and Potential Tapping Strategies of Remaining Gas
in Tight Sandstone Gas Reservoirs
SHI Yaodong 1，WANG Liqiong 1，ZANG Yicheng 2，ZHANG Ji 1，3
，LI Peng 2，LI Xu 1
（1.No.4 Gas Production Plant, Changqing Oilfield Company, PetroChina, Ordos, Inner Mongolia 017300, China;
2.Research Institute of Exploration and Development, Changqing Oilfield Company, PetroChina, Xi ’an, Shaanxi 710018, China ；
3.National Engineering Laboratory for Exploration and Development of Low Permeability Oil and Gas Fields, Xi ’an, Shaanxi 710018, China ）Abstract ：The Su 36⁃11 block in the central area of Sulige gas field has been developed for 17 years, with high degrees of development and reserves producing. The strong reservoir heterogeneity in this block leads to uneven producing of reserves and complex distribution of re⁃maining gas. Distribution determination and potential tapping of the remaining gas are crucial for maintaining stable production in the gas field. By accurately characterizing the reservoir arc
hitecture, the main factors influencing remaining gas distribution were identified, the distribution patterns of different types of remaining gas were determined, and corresponding strategies for recovering the remaining gas were proposed. The research results show that the gas⁃bearing sand bodies in the study area are mainly distributed in the 4th⁃order architec⁃ture units, such as channel bar and point bar, these sand bodies are significantly affected by various levels of flow barriers, with small over⁃all scale, poor connectivity, width of 150-500 m and length of 300-800 m. The main NE⁃SW sand belt in the block has been developed the most, with low formation pressure, and the remaining gas is mainly distributed in the lower He 8 member in the northwestern part of the block. Remaining gas, whose distribution is mainly influenced by reservoir heterogeneity and uneven development, can be divided into five types: gas uncontrolled by well pattern, gas in composite sand body flow barrier, gas in secondary pay zone unexploited by horizontal well, gas in unperforated gas⁃bearing layer in vertical well, and gas unproduced. Four potential tapping measures were proposed, including well infilling, reperforation, sidetracking and potential tapping in exsisting wells. According to the adjusted development plan, it is predicted that stable production can be maintained for 7 years with the recovery efficiency reaching 45%.Keywords ：Sulige gas field; tight sandstone; reservoir architecture; remaining gas reserves evaluation; remaining gas distribution; potential tapping; middle-late development stage; adjusted development plan
中国致密气资源总量及开发潜力巨大，约占全球资源量的十分之一，主要分布在鄂尔多斯盆地、四
川盆地、塔里木盆地等区域。其中，位于鄂尔多斯盆地的苏里格气田是中国已发现的最大气田，也是典
第44卷第5期石耀东，等：苏里格气田致密砂岩气藏剩余气分布特征及其挖潜
型的低渗、低孔、低压和强非均质性致密砂岩气田[1]。苏里格气田于2006年开始建产，2014年达到稳产，
2021年产量达284.6×108 m3，2022年产量突破300×108 m3，并将长期稳产。历年的开发成果表明，提高气田采收率是保证气田长期稳产的关键，苏里格气田因其有效储集层规模小、多层叠置和强非均质特点，气井泄流范围有限，提高采收率始终是该气田开发的重点[2-7]，而提高采收率的前提是实现对已开发区块剩余气分布的准确表征，制定针对不同剩余气的挖潜对策。
致密砂岩气藏剩余气动用以井网加密为主，剩余气分布表征不够精细，其主控因素和分布规律也不够明确，挖潜对策相对笼统[8]。苏里格气田开发初期，针对剩余气挖潜，开展了密井网和变井网提高采收率攻关试验研究[9]，后来又开展了多井型试验和侧钻井试验[10]，但剩余气影响因素和分布规律仍不清楚。在前人研究基础上，本文综合动态和静态资料，对单层级别河流相储集层精细构型进行分析，采用相控建模法和“动态分析+数值模拟”法，表征剩余气空间分布特征，明确剩余气分布规律及主控因素，为提高气田采收率和延长稳产年限提供依据，也供类似气田的开发借鉴。
1 区块地质概况
苏36-11区块位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部（图1），为一西倾单斜，地层平缓且发育齐全，构造简单，不发育断层和凸起。主力产层为中二叠统下石盒子组盒8段和山西组山1段，埋深为2 800~3 500 m。其中，盒8段下亚段属于辫状河三角洲内的辫状河沉积，盒8段上亚段和山1段属于辫状河三角洲内的曲流河沉积[11]。储集层内部结构复杂，有效砂体规模较小，横向变化快，连续性差，多呈孤立状分布。储集层主要为灰白中—粗粒岩屑质石英砂岩，储集空间以岩屑溶孔、晶间溶孔等次生孔隙为主，储集层平均孔隙度为8.5%，平均渗透率为0.65 mD，平均含气饱和度为62%，平均流体压力梯度为0.88 MPa/hm，储集层整体致密，非均质性极强。
2 储集层构型表征
研究区河道摆动和迁移改道频繁，导致储集层内部砂体交错叠置，结构复杂，有效砂体规模较小并相对分散，精细表征难度大，制约了气田采收率的提高。为研究河流相致密砂岩储集层内部结构及非均质性，选取了苏36-11区块北部加密试验区进行储集层构型解剖。通过分析地震波波形特征，在不同域提取不同地震属性，运用空间建模来确定河道发育带，重点表征辫状河与曲流河储集层的5级、4级及3级构型单元的分布[12-14]。
2.1 辫状河储集层构型
针对盒8段下亚段开展辫状河储集层构型解剖。通过详细分析山西大同吴官屯露头剖面，在全球卫星照片中选取十数条典型的深河型砂质辫状河，结合辫状河水槽实验资料，分析辫状河道和心滩坝的长度、宽度、厚度及宽厚比，建立辫状河内部构型模式。以定量规模为约束，在单层内，按照单一辫流带、心滩坝和心滩坝内部3个级别，逐级解剖盒8段下亚段储集层：①依据小井距测井资料、地震资料及干扰试井资料，平剖互动，动静结合，推断辫流带边界及砂体规模，总结得到河间沉积、砂顶高程差异、厚度差异和测井曲线韵律差异4种辫流带侧向划界标志；②通过原型模型定量公式、小井距对比和水平井分析，确定心滩坝及辫状河道的空间分布（图2）；③按照成因过程控制，模拟不同期增生体的生长过程，按照原型模型总结的坝内夹层分布模式，圈定落淤层分布范围，研究夹层展布情况。
盒8段下亚段沉积时期，研究区物源供给十分充足，砂体发育，自下而上分为2个短期旋回，砂体规模由大到小，再由小到大，再转小。单一辫流带宽度为500~1 500 m，心滩坝厚度为3.5~7.0 m，长度为600~ 1 000 m，宽度为200~500 m，宽厚比为35~70，长宽比为2~3。辫状河道砂体厚度为2.0~4.5 m，宽度为100~
图1 研究区构造位置Fig. 1. Structural location of the study area
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新 疆 石 油 地 质400 m ，宽厚比为60~80。坝内落淤层延展范围一般小于200 m ，厚度小于3 m ，倾角小于4°。2.2 曲流河储集层构型
针对盒8段上亚段和山1段，开展曲流河储集层
构型解剖。与辫状河构型解剖思路一样，通过卫星照片，对全球典型曲流河河道进行形态观测和参数统计分析，刻画点坝平面分布模式，建立点坝规模与曲流河河道宽度间的关系及点坝内部构型单元定量模式。点坝宽度约为曲流河河道宽度的7~8倍，点坝长度与
河道宽度呈对数关系。在密井网区，根据砂体厚度，比对单一曲流带、点坝、点坝内部侧积体、侧积层等构型单元的井间分布特征（图3）。研究区盒8段上亚段各单层均发育孤立的单一曲流带，单一曲流带宽度为300~500 m ，宽厚比为50~140。山1段各单层曲流带发育程度好于盒8段上亚段，但也较为孤立，单层曲流带略有叠置，单一曲流带宽度为300~1 600 m ，宽厚
比为60~180，单一侧积体水平宽度为60~200 m ，侧积层倾角较小，为2°~7°。
图2 加密区9号单层辫状河储集层4级构型单元
Fig. 2. The 4⁃level architecture units in the No.9 single⁃layer braided⁃river reservoir in the infilling area
2.3 有效砂体分布
在密井网构型解剖的基础上，分储集单元与渗流
屏障，明确了构型单元对有效砂体的控制作用。5级构型控制砂体分布，限制有效砂体展布；有效砂体多分布在4级主力储集单元（心滩坝与点坝）中；3级构型成因夹层起到阻碍作用，有效砂体分布在落淤层与侧积层不发育的部位。基于密井网有效砂体解剖成果，结合水平井有效砂体钻遇情况及原始地层压力测试、干扰试井等资料，研究区有效砂体规模小，连通性差，供气范围小，宽度为150~500 m ，长度为300~800 m 。可划分出5种有效砂体类型，分别是单厚层块状型、多厚层块状型、横向切割叠置型、垂向叠置型和薄层
分散型[10]。其中，垂向叠置型钻遇率最高，为35%；其次是横向切割叠置型，钻遇率为24%。2.4 三维地质建模
致密砂岩储集层的强非均质性使得三维地质建
模的难度较大，前人通过对苏里格气田探索，形成了基于相控的“确定+随机”的分级建模思路[14-15]。本文利用储集层构型分析成果，根据井控程度的差异，按照资料尽用、方法便捷、精度高和实用性强的原
则，形成了高度融合和精细表征的储集层构型建模方法。在平均每平方公里多于2口井的井控程度高的区域，由于井数据丰富，可以保证较高的精度，根据平面刻画成果构建河道体；再利用储集层构型单元参数，
进
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第44卷 第5期
石耀东，等：苏里格气田致密砂岩气藏剩余气分布特征及其挖潜
行变差函数调参；最后，在河道体的约束下，采用序贯
指示模拟法，分级建立岩相模型。在井控程度低的区域，井网对单砂体控制程度不足，若采用基于变差函数的序贯指示模拟，多解性强且模型精度低。本文在地震属性的约束下，利用密井网解剖的储集层地质知识库成果建立训练图像，采用多点地质统计学随机模拟建立地质模型；将不同井区化散整合，得到全区沉积构型模型；在相控限定下，采用序贯高斯模拟方法，建立研究区属性模型，并结合试气资料，利用交会法分析试气产量与孔隙度、渗透率和含气饱和度的关系，确定有效储集层下限。结果表明，当储集层孔隙度小于5%，渗透率小于0.1 mD ，含气饱和度小于45%时，气层产能低，故将上述指标作为有效储集层物性下限标准。分析不同层段储集层有效厚度与气井无阻流量的关系，当盒8段上亚段和盒8段下亚段有效厚度小于2 m ，山1段有效厚度小于3 m ，无阻流量小于1.0×104 m 3/d ，可作为储集层有效厚度下限，以此为指导建立高精度三维地质模型，实现单层级别沉积构型和有效砂体三维空间展布的表征，计算得到研究区
原始地质储量为787.9×108 m 3。
水平井对于反映井间储集层的变化有独特优势，
为了提高三维地质模型精度，在建模过程中，利用不同井型数据协同设置变差函数，以提高岩相模型精度；同时，保留了数十口水平井作为验证井，对比现场
录井解释岩性与模型预测岩性，砂体钻遇率误差小于10%，地质模型精度得到显著提高，为数值模拟及
剩余气精细表征奠定了基础。
3 剩余气分布及其类型
3.1 剩余气储量
基于三维地质模型，结合动态分析与数值模拟，
评价剩余气储量分布[15]。在分析气藏压力系统、流体性质和储集层特征基础上，建立高精度气藏数值模型，对研究区剩余气储量进行模拟。主要是依据流体PVT （压力、体积和温度）实验数据和相渗实验数据，建立数值模拟的流体模型和渗流模型；根据储集层物性、相渗曲线和垂向重力平衡方程，建立流体初始饱
和度和压力分布场；最后建立生产动态模型，开展气井生产历史拟合，预测气藏开发指标及压力系统分布，得到苏36-11区块目前剩余气地质储量为627.5×108 m 3。
研究区原始地层压力为27.9~28.9 MPa ，开发17年后，研究区北东—南西向主砂带开发程度最高，地层压力低，为8.0~21.0 MPa ，地层压力高值区主要分布在区块西北部。区块整体剩余气地质储量丰度为0.5×108~2.3×108 m 3/km 2，平面上剩余气主要分布在区块西北部，其他区域剩余气地质储量丰度较低（图4）。纵向上，剩余气主要分布在盒8段下亚段，其次分布在山11和山12小层，其余层段剩余气较少。
图3 加密区13号单层曲流河储集层4级构型单元
Fig. 3. The 4⁃level architecture units in the No.13 single⁃layer meandering⁃river reservoir in the infilling area
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新 疆 石 油 地 质3.2 剩余气主控因素
基于精细构型研究成果，结合井网井距和气井生
产情况，根据对沉积构型模型、有效砂体模型与剩余气地质储量丰度和地层压力综合分析，研究区已开
发区剩余气分布受储集层非均质和开发条件控制[16-21]。储集层非均质主要是由于其内部复杂的沉积构型，包括井间孤立砂体、砂体内部阻流带和气水滞留带；开
发条件包括射孔不完善、水平井未动用次产层和未达到废弃条件。
（1）井间孤立砂体 井网未控制的井间孤立砂体，主要位于心滩坝边部、辫状河道和点坝边部及部分溢岸砂体，因其规模相对较小，未被优先开发，形成剩余气富集区。
（2）砂体内部阻流带 5级构型成因隔层（泛滥平原）、4级构型成因侧向隔档体（废弃河道）、3级构型成因落淤层和侧积层，使得气藏内部分布复杂多样、大小不一的渗流屏障，在纵向或侧向上起到阻流作用，影响剩余气分布。
（3）气水滞留带 天然气运移充注过程中驱替地层水不彻底，气层含水饱和度较高，受毛细管力作用，气体难以被采出，造成天然气滞留。
（4）射孔不完善 这一因素与砂体内部阻流带共同作用，使得气井在未射孔段形成剩余气。
（5）水平井未动用次产层 储集层具有多层系含气的特点，部分区域有多套含气砂体，水平井在纵向上无法充分动用多层储量，在次产层遗留剩余气。
（6）未达到废弃条件 气井生产开发未到废弃条件，已开发但尚未采出的剩余气。3.3 挖潜措施
明确了已开发区剩余气影响因素后，依据单砂体
储集层构型，结合气藏工程和数值模拟，将剩余气划分为井网未控制型、复合砂体阻流带型、水平井未动用次产层型、直定向井未射开气层型和投产未采出型
（表1），剩余气地质储量分别为267.3×108 m 3、173.2×108 m 3、30.1×108 m 3、 64.6×108 m 3和92.2×108 m 3。其中，井网未控制型和复合砂体阻流带型剩余气地质储量占比高，是挖潜开发的重点。
图4 研究区剩余气地质储量丰度分布
Fig. 4. Distribution of remaining gas in place in the study area
表1 剩余气成因类型及挖潜措施
Table 1. Genetic types and potential tapping measures of remaining gas reserves
剩余气分布区域
已开发区
未开发区
井间
层间
剩余气成因类型井网未控制孤立有效砂体
复合砂体阻流带投产未采出（含水淹滞留气）
水平井未动用次产层直定向井未射开气层
未钻井开发
挖潜措施井间加密老井侧钻
优化生产制度，排水采气，增压开采
小井眼加密，老井侧钻，
查层补孔优化开发井型和井网
开发条件
增采气收益大于经济成本增采气收益高于内部收益率增采气收益大于经济成本增采气收益高于内部收益率
（1）井网未控制型 区块致密砂岩储集层内部结构复杂，有效砂体规模较小，砂体间连通性较差，多呈孤立状分布，现有的500 m×650 m 开发井网以追求直井产量最大化为目标，在1个心滩或点坝上通常部署1~2口井，很难充分控制不同尺度的含气砂体，因而造成井间剩余气富集。井网未控制型剩余气在区块西北部连片分布，其他区域局部分布。
该类剩余气储量占总剩余气储量的42.6%，是挖潜的主体部分，应通过井间加密，完善现有井网，合理动用剩余气。
（2）复合砂体阻流带型 心滩坝内部落淤层与点坝内部侧积层成因的物性或泥质夹层，在复合砂体内部形成阻流带，呈平行状或倾斜状分布在复合砂体内部，间距为50~100 m ，增强了复合砂体储集层的非均
2km
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石英砂岩2.00.51.01.5
/(·)
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