河流相致密砂岩气藏剩余气精细表征及挖潜对策——以苏里格气田中区SSF井区为例.pdf

第 43 卷第 8 期2023 年 8 月 55 天然气工业Natural Gas Industry引文：马志欣,吴正,李进步,等.河流相致密砂岩气藏剩余气精细表征及挖潜对策以苏里格气田中区SSF井区为例J.天然气工业,2023,43(8):55-65.MA Zhixin,WU Zheng,LI Jinbu,et al.Fine characterization and potential tapping countermeasures of remaining gas in fluvial tight gas reservoirs:A case study of the SSF well block in central Sulige gas fieldJ.Natural Gas Industry,2023,43(8):55-65.河流相致密砂岩气藏剩余气精细表征及挖潜对策以苏里格气田中区 SSF 井区为例马志欣1,2吴 正3李进步1,2徐 文1,2李浮萍1,2刘莉莉1,2张普刚41.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.中国石油长庆油田公司4.北京瑞马能源科技有限公司摘要：苏里格河流相致密砂岩气藏自投入开发以来，由于不同层位、不同位置地层压力的不均匀下降造成了储量动用不均衡，井间及层间存在大量剩余气资源。为提高气藏储量动用程度和天然气采收率，开展了精细储层构型表征、高精度三维地质建模和气藏数值模拟一体化研究，剖析了河流相致密砂岩储层剩余气形成机制及控制因素，建立了剩余气赋存模式，提出了针对性的挖潜对策。研究结果表明：在单一辫流带/曲流带识别基础上，利用直井、定向井资料，定量刻画单砂体内部构型特征，研究区心滩平均宽度 450 m，平均长度1 040 m；点坝平均跨度950 m，平均宽度1 100 m；落淤层平均宽度340 m，平均长度620 m，厚度0.20.8 m，倾角0.07 0.37；侧积层厚度 0.2 0.8 m，倾角 3 7。分析了河流相致密砂岩储层中 3 类阻流单元及其对天然气渗流的阻流作用，并将研究区剩余气富集模式划分为：阻流型、井网未控制型、射孔未采出型、未射孔型 4 种。针对阻流型剩余气采用重复压裂、钻加密井挖潜，针对井网未控制型采用老井侧钻、钻加密井挖潜，针对射孔未采出型采用气井精细化管理、排水采气挖潜，针对未射孔型采用查层补孔挖潜。基于剩余气精细综合表征结果优化部署直井 2 口，水平井 8 口，完钻 2 口水平井测试地层压力平均为 28.2 MPa，验证了井网未控制型剩余气的存在。结论认为，所提出的河流相致密砂岩气藏剩余气精细表征方法和挖潜对策，有助于提升气田天然气储量动用程度和采收率，为气藏的经济高效开发提供了技术支撑。关键词：储层构型表征；剩余气；地质建模；砂体规模；构型特征；数值模拟；阻流单元；挖潜对策DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2023.08.005Fine characterization and potential tapping countermeasures of remaining gas in fluvial tight gas reservoirs:A case study of the SSF well block in central Sulige gas fieldMA Zhixin1,2,WU Zheng3,LI Jinbu1,2,XU Wen1,2,LI Fuping1,2,LIU Lili1,2,ZHANG Pugang4(1.Exploration and Development Research Institute,PetroChina Changqing Oilfield Company,Xian,Shaanxi 710018,China;2.National Engineering Laboratory of Low-permeability Oil&Gas Exploration and Development,Xian,Shaanxi 710018,China;3.PetroChina Changqing Oilfield Company,Xian,Shaanxi 710018,China;4.Beijing ReMark Energy Technology Co.,Ltd.,Beijing 102200,China)Natural Gas Industry,vol.43,No.8,p.55-65,8/25/2023.(ISSN 1000-0976;In Chinese)Abstract:Since the fluvial tight sandstone gas reservoir in the Sulige gas field was put into development,uneven drop of formation pressure in different layers and locations has led to uneven reserve recovery,so there is a large amount of residual gas between wells/layers.In order to improve the recovery efficiency and natural gas recovery,this paper presents an integrated research of fine reservoir configuration characterization,high-accuracy 3D geological modeling and gas reservoir numerical simulation.Then,the formation mechanism and control factors of residual gas in fluvial tight sandstone reservoirs are analyzed,and the occurrence model of residual gas is established.Finally,the targeted potential tapping countermeasures are proposed.The following research results are obtained.First,based on the single braided/meandering zone identified,single sand body and internal architecture of single sand body were quantitatively depicted by using the data of vertical and horizontal wells.It is found that,in the study area,the mid-channel bars are 450 m wide and 1 040 m long averagely;the point bars are 950 m wide and 1 100 m long averagely;the fall-siltseams are 340 m wide and 620 m long averagely,with thickness of 0.20.8 m and dip angle of 0.070.37;and the lateral accretion layers exhibit the thickness of 0.20.8 m and dip angle of 37.Second,three flow blocking units in the fluvial tight sandstone reservoir and their blocking effects on natural gas flow are analyzed.The remaining gas enrichment in the study area can be divided into four types:flow blocking type,uncontrolled well pattern type,perforated but unproduced type,and non perforated type.Third,it is suggested to apply refracturing and infill well drilling to tap the potential of flow blocking type residual gas,old well sidetracking and infill well drilling to the uncontrolled well pattern type,fine gas well management and drainage gas recovery to the perforated but unproduced type,and layer checking and reperforating to the non perforated type.Fourth,based on the fine comprehensive residual gas characterization results,2 vertical wells and 8 horizontal wells are optimally deployed.The tested formation pressure of 2 completed horizontal wells averages 28.2 MPa,which confirms the existence of the uncontrolled well pattern type residual gas.In conclusion,the proposed fine characterization method and potential tapping countermeasures of remaining gas in fluvial tight sandstone gas reservoirs are conducive to improving the recovery efficiency and recovery factor of gas fields,and can provide a technical support for the cost effective and efficient development of gas reservoirs.Keywords:Reservoir configuration characterization;Residual gas;Geological modeling;Sand body size;Configuration characteristics;Numerical simulation;Flow blocking unit;Potential tapping countermeasure基金项目：中国石油天然气股份有限公司科学研究与技术开发项目“已开发气田提高采收率方法研究与先导试验”（编号：2022KT0901）、中国石油天然气股份有限公司攻关性应用性科技专项“致密砂岩气藏提高采收率关键技术研究”（编号：2023ZZ25）。作者简介：马志欣，1982 年生，高级工程师，硕士，本刊青年编委；主要从事致密气开发、储层构型表征及三维地质建模工作。地址：（710018）陕西省西安市未央区凤城四路长庆科技大厦。ORCID:0000-0001-6667-3994。E-mail:mzx_2023 年第 43 卷 56 天 然 气 工 业0引言提高采收率是油气田开发的重要主题和核心任务，对于非常规油气藏来说，更是其实现可持续发展的战略性工程1。致密气藏具有低孔隙度、低渗透率、单井气量低、泄流范围小等特点1-5，相对于高渗透气藏，其开发难度大，开采成本高，经济效益差6-7。此外，受储层非均质性影响，致密气藏储量动用不充分，采收率和内部收益率较低，因此剩余气精细表征及提高采收率技术研究有助于提升其储量动用程度，提高经济效益，实现气藏经济高效开发。苏里格气田是我国典型的致密气田，苏 36-11 区块是其开发最早的区块之一2-3，自 2006 年开始投入开发以来，已完钻井 980 余口，开发井型以直井/定向井、水平井为主，井距以 500 m650 m 为主，部分区域井距为 600 m800 m。自 2012 年建成 8108 m3/a 的天然气生产能力以来，已稳产 10 年，区块年均弥补递减产能建设 1.7108 m3/a。按照方案设计，区块将于 2028 年进入递减期，稳产压力逐年增大；同时随着区块产能建设持续进行，开发中逐步暴露出了诸多问题，主要体现在不同层位、不同位置地层压力的不均匀下降造成储量动用不均衡，井间及层间存在大量剩余气8。尤其是区块中部，井网井型复杂，储层致密且结构复杂，虽然是区块建产时间最早井区，但经过 16 年的开发，采出程度仅 28.2%。国内外同类型气藏（气田）研究成果表明，虽然天然气渗流能力远远强于石油，但由于储层非均质性及渗透能力的影响，在井间及层间仍然存在井网未控制、未动用的剩余气8-11，其分布状态和控制因素复杂多样9，降低了整个气藏的采收率。近年来，国内外众多学者在剩余气研究方法、形成机理、控制因素等方面做了大量深入研究，研究方法主要有精细构造研究、沉积微相分析、储量评价、动态监测、数值模拟等8-12，但多数针对高渗透储层，往往以区块或井区为对象，一般通过沉积微相、砂体分布、隔夹层刻画等方面开展，研究层次近似分析复合河道或复合单砂体对剩余气的影响。目前剩余气表征多采用数值模拟方法，其应用前提是建立高精度的三维地质模型。对于苏里格致密砂岩气藏来说，储层内部构型特征尤其是河道内部的单砂体以及单砂体内部构型特征，和所采用的井网井型两者往往对剩余气分布起到主要作用11，笔者以 SSF 井区为例，通过开展精细储层构型表征、高精度三维地质建模、气藏数值模拟一体化研究，剖析河流相致密砂岩储层剩余气形成机制及控制因素，建立剩余气赋存模式，提出针对性的挖潜措施，为提升气藏开发效果、提高气藏采收率提供有力的技术保障。1研究区概况SSF井区位于苏里格气田苏36-11区块中部（图1），井区面积约 35 km2，目前完钻直井 60 口，水平井 31 口。开发目的层位为上古生界二叠系石盒子组盒8段（H8）和山西组山1段（S1），气藏埋深 3 200 3 500 m，构造属于伊陕斜坡带，北东高，西南低，在平缓背景下发育多排鼻隆构造2,4。沉积类型为辫状河三角洲平原沉积，盒8 上亚段和山1段以曲流河沉积为主，盒8下亚段以辫状河沉积为主4-6。储层岩性以中粗粒岩屑石英砂岩和细中粒岩屑砂岩为主，孔隙类型主要为次生溶孔、残余粒间孔。盒8 下亚段储层孔隙度主要介于 2.3%11.8%，平均 7.4%。渗透率主要介于0.04 0.50 mD，平均 0.18 mD。盒8 上亚段和山1段储层孔隙度主要介于 1.7%9.4%，平均 4.9%。渗透率主要介于 0.01 0.50 mD，平均渗透率 0.12 mD。气藏整体压力系数介于 0.771 0.914，平均值 0.87，储量丰度 1.72108 m3/km2。图1研究区位置图第 8 期 57 马志欣等：河流相致密砂岩气藏剩余气精细表征及挖潜对策以苏里格气田中区 SSF 井区为例2储层构型表征2.1储层构型解剖结合气田开发的实际需要和使用习惯，将研究区储层构型单元总体上划分为 3 个层次13-20：第一个层次为单一辫流带和曲流带，相当于 Maill 的 5 级构型单元；第二个层次是单砂体规模，相当于 Maill 的4 级构型单元，即将单一辫流带细分为心滩、辫状河道，单一曲流带细分为点坝、曲流河道；第三个层次为心滩及点坝内部结构，相当于 Maill 的 3 级构型单元，点坝主要包括侧积体和侧积层，心滩主要包括增生体和落淤层。2.1.1单一辫流带/曲流带构型表征单一辫流带/曲流带构型表征主要是在复合河道砂体内部将单一辫流带/曲流带逐一识别出来，即垂向分期、侧向划界17，垂向识别单一辫流带/曲流带顶底界面，侧向识别单一辫流带/曲流带边界。垂向分期是在单层精细划分与识别过程中，利用测井等资料进行沉积界面识别。单一辫流带/曲流带属于自旋回单元，两期旋回之间往往发育细粒沉积，因此可以利用稳定隔层来进行垂向分期14,17。但由于河流相迁移和下切，河道沉积自旋回对异旋回具有较强的改造作用，不同期次砂体之间发育沉积界面往往被冲蚀而无法保存。因此要综合岩心侵蚀面识别、测井曲线差异、砂体厚度差异等方法识别单井沉积界面。侧向划界主要识别标志有：沉积特征差异，同一河道不同位置测井曲线形态、夹层发育特征及砂体厚度等均具有类似特征（图 2-a）；河间沉积，同一单层内，两期河道充填复合体由于快速迁移或者分叉，在平面上形成局部的沉积间断，沉积泛滥平原泥岩或者薄层的溢岸砂体（图 2-b）。因此沿河道走向不连续分布的河间砂体（河间泥或溢岸沉积）可作为不同河道砂体分界的标志14-15,17。图2河道侧向划界标志示意图利用上述识别标志，在剖面上实现单一河道边界识别。平面上，在沉积模式指导下，以砂体平面厚度图为约束，结合剖面成果，“厚度约束，立体组合”，开展河道构型平面解剖。研究区盒8段、山1段储层复合砂体识别出 13 个单一辫流带、23 个单一曲流带：单一辫流带宽度为 1 000 3 000 m，河道宽度变化范围较大，无明显中值；单一曲流带宽度主要分布在 1 000 1 400 m，范围较集中。2.1.2单砂体构型表征单砂体构型研究的主要内容是辫流带/曲流带内部识别刻画 4 级构型单元。由于差异压实作用，心滩及点坝砂体的泥质含量远小于辫状河道和曲流河道，在差异压实及成岩作用下，心滩砂体厚度往往大于辫状河道砂体厚度14-16，点坝砂体厚度往往大于曲流河道厚度，因此通过编制单层砂体厚度图可在平面上判断 4 级构型单元的大致位2023 年第 43 卷 58 天 然 气 工 业置。在此基础上，综合考虑单井构型解释，结合前人建立的经验公式20-26，原型模型（几何形态+空间接触）18-19、水平井资料（图 3），综合开展 4级构型单元分析。图3水平井构型单元解释成果图4 级构型单元解剖结果表明：心滩剖面呈覆盆状，底平顶凸，辫状河道则顶平底凸。平面上，心滩呈纺锤状，辫状河道环绕心滩四周。心滩砂体平均宽度 450 m，平均长度 1 040 m，长宽比约 2.31；辫状河道平均宽度 120 m，心滩砂体与辫状河道平均宽度比约为 3.81。点坝剖面呈楔状，平面呈串珠状，相邻的点坝被曲流河道分割开来。点坝砂体平均宽度 1 100 m，平均跨度 950 m，宽度与跨度比约 1.21。曲流河道平均宽度 90 m，点坝砂体与曲流河道平均宽度比约为 121（表 1、图 4）。图44级构型单元平面图2.1.3单砂体内部构型表征单砂体内部构型单元的刻画主要是在心滩砂体内部刻画落淤层、点坝砂体内部刻画侧积层。以单井构型单元解释为依据，在前人建立的各种构型模式指导下，进行落淤层和侧积层识别与刻画。以盒8x2-2单层 SSF-1 井所在的心滩坝为例来说明心滩坝内部夹层的拟合方法。如图 5 所示，通过 4级构型单元分析可知 SSF-1 井与 SSF-2 井钻遇同一个心滩砂体。SSF-2 井在心滩砂体中部偏上位置钻遇一个落淤层，按照心滩增生体“平缓前积”模式综合判断 SSF-1 井中部偏下位置与之对应，为同一落淤层。平面上，落淤层分布受到心滩砂体的严格控制。对于心滩只钻遇 1 口井的情况，通过单井解释和心表14级构型单元规模统计表 单位：m规模参数辫流带曲流带心滩辫状河道点坝曲流河道范围均值范围均值范围均值范围均值宽度350 55045066 198120600 1 2001 10052 16090长度800 1 3001 040厚度3.2 10.85.33.0 9.24.54.1 13.17.73.0 7.84.2跨度800 1 140950宽厚比85.1 128.3 1154 127.3 1长宽比2.3 1宽度/跨度1.2 1第 8 期 59 马志欣等：河流相致密砂岩气藏剩余气精细表征及挖潜对策以苏里格气田中区 SSF 井区为例滩范围共同约束实现落淤层的刻画。统计表明，研究区落淤层呈薄片状，宽度主要介于 300 400 m，平均 340 m；长度主要介于400 700 m，平均 620 m；厚度主要介于 0.2 0.8 m，倾角 0.07 0.37，单个心滩内部通常发育落淤层1 5 个。侧积层呈叠瓦状（图 6），厚度主要介于0.20.8 m，倾角3 7。侧积层平面间隔约100 m，单个点坝内部通常发育落淤层 10 个左右。图5心滩、点坝砂体表征图 图6过 SSF-井SSF-J 井SSF-A 井SSF-L 井SSF-M 井SSF-N 井砂体构型表征剖面图（东西向）2.2阻流单元分析对致密砂岩气渗流造成影响的除了储层本身物性、孔喉结构等微观因素外，还有各级储层构型单元空间组合形成的阻流单元。储层构型的分级性特征导致阻流单元也具有分级性27-28。不同级次阻流单元的规模、物性、空间形态、分布规律等方面存在较大2023 年第 43 卷 60 天 然 气 工 业差异，对天然气渗流的影响程度也是不同的27。研究区致密河流相储层阻流单元按规模由大到小划分为 3 类：类为辫流带/曲流带级次阻流单元、类为单砂体级次阻流单元、类为单砂体内部级次阻流单元。2.2.1类阻流单元辫流带/曲流带级次阻流单元主要为泛滥平原沉积28。泛滥平原沉积物性差，分布范围广，规模大，是最主要的天然气阻流单元。根据分布位置可分为两种类型（图 6），一是河间泛滥平原，宽度可达数百至上千米，将同一期不同河道分隔开来，阻碍天然气在两支河道之间的横向流动。二是河道顶部泛滥平原，受后期沉积河道冲蚀影响，该类型（研究区）厚度通常小于 0.5 m，其将两期河道分隔开来，阻碍天然气的垂向流动，阻流效果取决于泛滥平原厚度。整体上看，泛滥平原的存在可以使未开发（未射孔）的辫流带/曲流带砂体剩余气富集。值得注意的是，虽然泛滥平原沉积对天然气具有明显阻流作用，但在开发过程中，其存在可以将天然气压降限制在已开发（射孔）的单一辫流带/曲流带砂体内部，对提高已开发（射孔）的单一辫流带/曲流带砂体的采收率具有积极意义。2.2.2类阻流单元单砂体级次阻流单元主要包括辫状河道和曲流河道26-29。辫状河储层中，辫状河道呈网状结构环绕心滩四周，河道自身孔隙度、渗透率远低于心滩，阻碍了天然气在相邻心滩间的横向流动，仅局限在心滩砂体内部。前人研究将辫状河道分为泥质充填、半泥质充填、砂质充填 3 种类型，砂质含量越多，阻流效果越差，但研究区辫状河道平均含水饱和度高达 87%（表 2），会严重降低致密储层气相渗透率，同时辫状河道规模大（宽度约 100 m），因此即使是砂质辫状河道仍有较强的阻流作用（图 6）。对于曲流河来说，曲流河道呈“S”形条带状分隔相邻两个点坝，其阻流机理与辫状河道类似。表24级构型单元物性、含气性数据表构型单元孔隙度渗透率/mD含气饱和度范围均值范围均值范围均值辫流带心滩2.3%12.6%7.8%0.08 0.810.2732.2%69.5%43.9%辫状河道0.8%1.5%1.4%0.01 0.210.083.7%21.2%13.1%曲流带点坝2.3%9.9%5.3%0.01 0.690.1830.1%62.8%39.6%曲流河道0.2%4.7%2.4%0.01 0.110.057.1%17.6%13.2%2.2.3类阻流单元单砂体内部级次阻流单元主要包括落淤层和侧积层30-37。落淤层的产状决定了其对天然气的垂向流动起到阻流作用，阻流效果则取决于落淤层的数量、厚度及平面连续性，研究区落淤层呈薄片状分布在心滩内部（图 6），倾角较小（多数小于 0.3），背水面落淤层数量较多（通常 3 5 个），厚度相对较大（0.5 0.8 m），连续性好，迎水面落淤层数量少（通常 1 3 个），厚度薄（0.2 0.3 m），因此心滩迎水面垂向连通性好，尾部垂向连通性差。侧积层呈叠瓦状分布在点坝内部，向远离曲流河道一侧倾斜（图 6），影响着天然气横向流动，阻流效果则取决于其数量、厚度及垂向延伸情况。研究区侧积层厚度0.20.8 m，平面密度约1条/100 m，前人研究认为侧积层一般发育在点坝砂体 2/3 以上部位，对本区进行研究发现点坝砂体底部仍有大量的侧积层发育，可形成天然气侧向流动遮挡层。3三维地质建模及数值模拟在构型表征基础上，利用 Direct 软件平台，以平面构型单元分布模式为指导，采用确定性多级嵌入的方法，将构型表征结果逐一嵌入到三维网格中，建立研究区三维储层构型模型（图 7），模型纵向分为图7研究区三维构型模型图第 8 期 61 马志欣等：河流相致密砂岩气藏剩余气精细表征及挖潜对策以苏里格气田中区 SSF 井区为例16 个单层，井数 91 口。为较好地刻画最低级别（类）阻流单位的三维形态，网格采用 20 m20 m0.2 m，网格总数达 25 627 680 个。基于精细的构型模型，采用相控模拟建立属性模型，为剩余气主控因素分析及表征提供基础模型。研究区自 2006 年 8 月起正式投入生产，经过 16年开发，累计投产 82 口井（水平井 29 口），目前平均日产气量 30.4104 m3，平均套压 6.9 MPa，累计产气量 21.8108 m3。采用 Petrel RE 软件平台，基于三维精细地质模型，结合相渗曲线、岩石物性参数、射孔及生产历史数据，进行数值模拟研究：研究区甲烷含量高于 92.5%，为干气气藏，因此采用黑油模型；气藏驱动类型为定容弹性驱动，采取衰竭式降压开采；根据研究区高压物性、气水物性资料，进行参数设定（原始气藏压力为 29.8 MPa，天然气密度约0.603 7 g/cm3，原始气体偏差系数为 0.998，气层段温度 378 K；岩石压缩系数 0.000 05 MPa1，地层水密度1.019 g/cm3，地层水压缩系数 4.51104 L/MPa，地层水黏度 0.4 mPas，地层水体积系数为 1；同时考虑人工水力压裂影响，裂缝半长取 100 m）。在数值模拟过程中紧密结合地质动态，通过调整沉积相模型和参数模型两种方式，不断修正完善地质模型，以达到历史拟合。研究区地质储量 74.28108 m3，数值模拟地质储量 76.66108 m3，误差 3%。气井采气量、压力等指标拟合率达到 83.1%，满足精度要求。在此基础上，可进一步开展剩余气表征研究。4剩余气精细表征剩余气表征是致密砂岩气藏后期开发调整部署、措施挖潜的重要依据，也是提高采收率的关键所在。通过研究区储层构型表征、三维地质建模、气藏数值模拟一体化分析，以不同级次构型要素的阻流单元分析为重点，对致密砂岩剩余气进行综合表征。4.1剩余气富集模式研究发现致密砂岩气藏剩余气形成主要受控于地质、开发两大类因素38-44，地质因素主要包括储层构型特征、阻流单元分布、储层非均质性等，开发因素主要包括井网、井距、井型、射孔、压裂等。同时将剩余气富集模式分 4 种：阻流型、井网未控制型、射孔未采出型、未射孔型。4.1.1阻流型剩余气阻流型剩余气是致密砂岩气藏中最主要也是分布最广泛的剩余气富集类型。研究区泛滥平原沉积发育，泛滥平原阻断相邻河道（包括横向上和垂向上）天然气渗流是显而易见的（图 8），在此重点讨论类、类阻流单元对天然气渗流的影响。图8剩余气富集类型图4 级构型单元中，曲流河道、辨状河道自身物性差，含水饱和度高，加之两者与点坝、心滩的空间接触关系决定了两者是天然气平面渗流的主要阻流单元。如图 8 所示，SSF-D 井在山12-1小层射孔，但SSF-C 井在同层钻遇了一个曲流河道，阻碍了天然气向 SSF-D 井渗流，在 SSF-C 井与 SSF-B 井间形成阻流型剩余气。类阻流单元所形成的剩余气主要分布在未波及的单砂体中，此类剩余气宜采用重复压裂或者钻加密井的方式进行挖潜。3级阻流单元同样对渗流起到阻流作用，如图 9所示，SSF-I 井、SSF-J 井、SSF-K 井钻遇同一个点坝，由于侧积体间侧向阻流作用，SSF-I 井投产后压力不能迅速向 SSF-J、SSF-K 井传播，压力未波及的侧积体基本保持了原始地层压力，形成剩余气富集，2023 年第 43 卷 62 天 然 气 工 业表明侧积层对天然气横向运移具有较好的遮挡作用。3 级构型单元所形成的剩余气主要分布在已射孔单砂体未被波及的侧积体（增生体）中，此类剩余气宜采用重复压裂方式进行挖潜。4.2剩余气挖潜措施及应用效果综合开展“构型建模数模”一体化研究，明确了不同级次构型特征及阻流单元对剩余气的控制，分析了剩余气富集类型和主控因素，并结合现有井网、井型，制订了针对性挖潜措施（表 3），指导致密砂岩气藏井位优化部署、查层补孔等方面，并对类似致密砂岩气藏老区剩余气挖潜等具有一定的指导和借鉴意义。表3苏里格致密砂岩气藏剩余气挖潜措施表主控因素剩余气 富集模式控制因素挖潜措施地质因素阻流型构型单元阻断渗流重复压裂、钻加密井射孔未采出型层间干扰、气井产水气井精细化管理、排水采气开发因素井网未控制型直井井网未控制多层系含气，水平井单层动用老井侧钻钻加密井未射孔型 钻遇储层未打开查层补孔2022 年针对目的层山1段，基于剩余气精细表征结果优化部署直井 2 口，水平井 8 口。目前完钻水平井 2 口，平均水平段长 993 m，有效储层钻遇率59.3%。测试地层压力平均为 28.2 MPa，与原始地层压力相比下降幅度仅 5.3%，表明水平井实施目的层山1段存在大量剩余气，印证了水平井井网未控制型剩余气的存在。5结论与认识1）通过“储层构型表征高精度建模气藏数值模拟”一体化研究，实现致密砂岩气藏剩余气精细表征，明确剩余气富集类型和主控因素，为挖潜措施制订奠定了基础。2）利用直井、水平井资料开展了储层构型解剖，定量刻画了单一辫流带和曲流带、单砂体、单砂体内部结构 3 个层次不同类型砂体规模、形态及空间接触关系。单一辫流带宽度为 1 000 3 000 m，单一曲流带宽度主要分布在 1 000 1 400 m；心滩砂体平均宽度 450 m，平均长度 1 040 m，长宽比约2.31；落淤层平均宽度 340 m，平均长度 620 m，厚度 0.2 0.8 m，倾角 0.07 0.37；侧积层厚度0.2 0.8 m，倾角 3 7。3）分析了影响天然气渗流的主要阻流单元及其对天然气渗流方向的影响。辫流带/曲流带级次阻流图9-2（侧积层）阻流型剩余气图4.1.2井网未控制型剩余气井网未控制型剩余气的形成受到河道砂体规模和井网井型的共同控制，通常分为两种情况：一是直井井网未控制型剩余气。通常是砂体规模较小造成直井井网未能控制砂体形成剩余气（图 8）。研究区河道砂体宽度多数在 1 000 m 以上，直井井距大多为 500 m650 m，直井井网可以控制大多数河道砂体，因此此类剩余气分布较少，主要采用侧钻方式挖潜，但受现有井网井距制约。二是水平井井网未控制型剩余气。苏里格致密砂岩储层纵向多层含气，水平井仅实现了某一部分层段天然气储量动用，未部署水平井层位形成层间剩余气（图 8），苏里格气田早期水平井多数部署在盒8段，水平井井网未控制型剩余气主要分布在山1段，此类剩余气主要通过在山1段部署水平井实现挖潜。4.1.3射孔未采出型剩余气苏里格气田普遍采用多层合采工艺进行生产，但由于层间干扰、气井产水或气井投产时间短等原因，在某些射孔层位仍然有大量剩余气。如图 8 所示，SSF-D 井同时在盒8段、山1段射孔，但是采出的天然气主要来自于盒8段，山1段地层压力仍旧维持在20 MPa 以上，剩余气富集。此类剩余气主要采用气井精细化管理、排水采气等措施释放地层压力较高层段产能来实现挖潜。4.1.4未射孔型剩余气绝大多数测井解释主要为干层或者含气（水）层的层段均未进行射孔，从而形成未射孔型剩余气，如图 8 所示，此类剩余气主要分布在盒8 上亚段，开发调整期间主要采用查层补孔方式进行挖潜。第 8 期 63 马志欣等：河流相致密砂岩气藏剩余气精细表征及挖潜对策以苏里格气田中区 SSF 井区为例单元主要为泛滥平原沉积，根据分布位置，可阻碍天然气的横向和垂向流动；单砂体级次阻流单元主要包括辫状河道和曲流河道，阻碍天然气的横向流动；单砂体内部级次阻流单元主要包括落淤层和侧积层，落淤层阻碍天然气的垂向流动，侧积层阻碍天然气的横向流动。4）建立了高精度三维地质模型，刻画了各级储气单元和阻流单元空间展布。开展了气藏数值模拟，基于模拟结果建立了苏里格致密砂岩气藏剩余气富集模式（阻流型、井网未控制型、射孔未采出型、未射孔型）并制订了与之相应的挖潜措施，并通过实钻效果印证了水平井井网未控制型剩余气的存在。参考文献 1 冀光,贾爱林,孟德伟,等.大型致密砂岩气田有效开发与提高采收率技术对策 以鄂尔多斯盆地苏里格气田为例 J.石油勘探与开发,2019,46(3):602-612.JI Guang,JIA Ailin,MENG Dewei,et al.Technical strategies for effective development and gas recovery enhancement of a large tight gas field:A case study of Sulige Gas Field,Ordos Basin,NW ChinaJ.Petroleum Exploration and Development,2019,46(3):602-612.2 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