摘要：苏里格气田发现于2000年，2010年天然气产量达到105×108m3，生产能力达到135×1012m3/a，是我国目前储量和产量最大的整装气田。该气田储层物性差，非均质性强，气井压力下降快、单井采出量小，常规技术难以实现高效开发。面对该气田的开发难题，以生产试验区为载体进行了针对低渗透气田高效开发技术的攻关，形成了12项开发配套技术。最近两年在精细气藏地质描述技术、丛式井和水平井开发技术、储层改造等关键技术上又取得了新的突破，应用效果良好，初步探索出了适合苏里格低渗透气田高效开发的方法，为今后苏里格气田年产230×1012m3/a开发目标和持续发展提供了技术保障。
关键词：苏里格气田；低渗透气藏；高效开发；气藏描述；丛式井；储集层；改造；最新进展
1 地质概况
苏里格气田行政区属内蒙古自治区鄂尔多斯市和陕西省榆林市所辖。北起内蒙古鄂托克旗，南至陕西省吴旗县，东临陕西省榆林市，西抵内蒙古鄂托克前旗。勘探面积为4×104km2，天然气总资源量为3.8×1012m3。
苏里格气田构造形态为由北东向南西方向倾斜的单斜，晚古生代总体表现为海退式沉积，陆上冲积平原与三角洲沉积逐渐发育；到二叠世石盒子期河流沉积范围扩大，河流冲积体系沿北部盆地边缘广为发育，自下而上陆相沉积不断增强，大陆环境由北向南逐步推进。该气田含气层位主要为二叠系下石盒子组盒8段及山西组山1段。气层埋深介于3200～3600m，储层孔隙度介于5%～12%，渗透率介于0.06～2.O0mD，压力系数为0.87，储量丰度介于1×104～2×104m3/km2，是典型的低渗透率、低压力、低丰度的“三低”气田。苏里格气田2001年首次提交探明储量，2003年底累计探明储量5336×108m3，2007—2010年连续4年新增基本探明储量超过5 000×108m3。截至2010年底，累计探明、基本探明天然气储量2.85×1012m3。
2 开发关键技术的最新进展
由于苏里格气田的低孔隙度、低渗透率、低压力以及气藏的强非均质性，导致有效砂体连续性和连通性差，单井控制储量低，单井产能低，压力下降快，是最为复杂的气田之一，常规技术难以实现高效开发，目前没有成功的开发经验可以借鉴。面对该气田的开发难题，对开发配套技术进行了持续攻关和创新，以生产试验区为载体进行关键技术的开发，从而使气田开发水平持续提升，开发建设指标得到明显改善。
2.1 精细气藏地质描述技术
精细气藏地质描述就是对气藏各种特征进行三维空间的定量描述和预测，进而对气藏进行综合研究和评价，是对气藏进行定性、定量描述和评价的一项综合研究的方法和技术，包括高分辨层序地层格架划分技术、储层成因类型精细刻画技术、储层构型单元、相控储层建模技术、有效砂体精细刻画技术，最终综合这些技术的成果，确定有利目标。
精细气藏地质描述技术在苏里格气田的应用，阐明了低渗透气藏的地层格架，明确了苏里格气田储层成因的类型和展布、砂体的几何形态和规模、储层参数的分布和非均质性，能够保证计算储量和进行气藏综合评价。采用相控建模的技术建立三维地质模型，为气藏数值模拟、合理选择开发方案、实现苏里格气田高效开发提供充分可靠的地质依据。
2.1.1高分辨层序地层格架划分技术
高分辨层序地层格架，可有效地提高区域地层对比精度，从而为盆地分析、油气地质演化历史解释，以及有效储集砂体的展布规律和有利区块预测等精细地质研究提供可靠的地质依据。
在对苏里格地区地表露头和钻井岩心、测井、地震资料综合分析的基础上，利用Cross倡导的高分辨率层序地层学的理论体系和研究方法，根据基准面升降旋回特点及等时对比原则、沉积物体积划分与堆积方式、沉积体系配置以及层序界面特征等因素，将苏里格气田上古生界的山1段、盒8段组共划分为3个长期旋回、7个中期旋回和14个短期旋回(表1)，其中的长、中期旋回层序分别与岩石地层划分方案中的岩性段和亚段单元有很好的对应关系[1]。
2.1.2储层成因类型精细刻画技术
苏里格地区二叠系储层的发育程度、类型及其展布受沉积体系控制明显，沉积相研究表明[2]，山1段和盒8段沉积早期时，物源相当丰富，则形成盒8下亚段辫状河沉积，晚时随着北部内蒙古陆抬升相对减弱，沉积物补给量减小，河流进积作用相应减弱，河流类型由
盒8下亚段辫状河转变为盒8上亚段曲流河沉积。依据沉积微相的详细研究和划分，将苏里格地区盒8段和山1段储层划分为曲流河砂体和辫状河砂体两大类以及河道滞留、点坝、天然堤、决口扇、废弃河道、辫状水道、心滩、溢岸共8种储层成因类型(图1)，精细刻画了不同成因类型的储层在平面上的组合关系(图2)。
苏里格地区储层成因类型的精细刻画，完善了苏里格地区的储层研究，为储层构型研究和地质建模奠定了基础。
2.1.3储层构型单元
储层构型能反映不同成因、不同级次的储层储集单元与渗流屏障的空间配置及分布的差异性(图3)，对于油气藏评价与开发具有重要意义。
在河流相构型单元中，河道砂体构型单元、溢岸构型单元相当于传统沉积微相概念中的微相组合国模，点坝、天然提、决口扇等则相当于单一微相，而点坝内部的侧积体、侧积面等则相当于单一微相的内部单元。构型研究比传统的沉积微相研究更为精细，目前我国油气田生产部门对储层研究多限于单一微相级别，对单一微相内部的结构单元研究很少，然而，这些微相内部的构型单元对油气层内部剩余油气分布及开发效果具有十分重要的控制作用。在苏里格气田高效开发过程中，开展高效开发先导试验区的储层构型研究，使苏里格气田的储层研究更加精细化和定量化。
2.1.4相控储层建模技术
对储层参数建模而言，传统的建模途径主要为“一步建模”，即直接根据各井储层参数进行井间插值或模拟，建立储层参数三维分布模型。但这种方法对苏里格气田河流相强非均质性储层来说，将严重影响建模精度。相控建模即首先建立沉积相、储层构型模型，然后根据不同沉积相的储层参数分布规律，分相进行井间插值或随机模拟，建立储层参数分布模型。这种多步随机模拟方法不仅与研究的地质现象吻合，而且避免大多数连续变量模型对平稳性的严格要求[3]。
苏里格气田为河流相沉积，相控储层建模很好地解决了该气田储层横向相变快和强非均质性的特点，在高效开发过程中，相控储层建模取得了较好的效果(图4)，为气田开发提供了可靠的地质模型。
2.1.5有效砂体精细刻画技术
苏里格气田是一个低孔隙度、低渗透、低丰度、大面积分布的岩性气藏，砂体大面积分布。在河流相砂体广泛发育的背景下有效砂体的连续性和连通性很差，有效砂体具有很强的非均质性，造成单井控制储量低，在动态上表现为压力下降快，恢复缓慢，稳产能力差。要想提高单井产量，要么寻找高效富集井位，要么只能利用水平井或大型压裂沟通多个孤立的有效砂体。这些措施的前提是必须搞清砂体与有效砂体的分布规律。因此，开展以地震反演技术为核心的储层横向预测，进行苏里格地区有效砂体研究，并取得了丰硕的成果，为水平井开发部署提供了地质依据。
在建立苏里格高效开发区高分辨率等时地层格架的基础上，明确储层成因类型，划分储层构型单元，应用相控储层建模的成果，进行有效砂体精细刻画，充分利用上述技术的成果，最终确定有利目标。通过气藏精细描述关键技术的开发和应用，对有效储层的成因类型、规模大小、连通性、非均质性等气藏基本地质条件进行了准确地刻画，是实现苏里格低渗透气田高效开发的基础。
2.2 丛式井、水平井开发技术
自2008年以来，苏里格气田丛式井、水平井技术助推开发方式不断转变，采用“富集区整体部署，评价区随钻部署”的思路，实现丛式井井位优化部署。2009年迅速推广，丛式井比例不断提高，2010年达到65.3%，丛式井Ⅰ+Ⅱ类井比例稳定在80%以上，效果显著[4]。
丛式井钻井技术开展了平台井数优化、井身剖面优化、优选PDC钻头、优化钻具组合等4个方面的工作，机械钻速提高65%，钻井周期缩短40%，形成了苏里格气田丛式井钻井配套技术。
在水平井井位优选时，充分利用地震预测与地质研究成果，突出“深化储层内部结构分析、细化不同期次单砂体描述”，优化水平井靶点设计。
在苏53-4水平井整体开发区，取得重要进展。2010年确定苏53-4井区作为水平井规模开发先导试验区。部署水平井20口(图5)，建成产能4×108m3。开钻20口，完钻19口，压裂投产18口。完钻水平井19口，平均水平段长867.6m，平均砂岩段长747.1m，砂岩钻遇率达86.6%，平均有效储层长493.9m，有效储层钻遇率为57.4%。水平井整体开发先导试验取得阶段性成果。
苏里格气田2010年共完钻水平井87口，平均水平段长929.1m，平均砂岩段长766.1m，砂岩钻遇率为82.5%，平均有效储层长549.3m，有效储层钻遇率为60.2%，试气求产52口井，平均无阻流量为62.4×104m3/a。目前投产井平均日产气量为6.6×104m3，水平井实施效果较好。
2.3 储层改造技术
自2000年以来，苏里格气田持续进行改造技术的试验攻关，不断取得阶段性突破，形成了以不动管柱机械分层压裂工艺为主体的增产工艺体系，实现了直井4层连续分压。2001—2005年进行适度规模、机械分压、低浓度胍胶压裂。2006—2008年开展多薄层压裂、低伤害压裂液压裂。2008年至今施行直井多段分压、阴离子表面活性剂压裂液、羧甲基压裂液压裂。
苏里格气田自主研发的水力喷射分段压裂工具，实现了由压裂改造1段到10段的突破。裸眼封隔器分段压裂改造工具国产化试验取得突破，可实现10段改造，使每口水平井压裂费用降低100万元左右。裸眼封隔器分段压裂改造技术在苏里格气田进行了31口井现场试验，其中3段改造3口井，平均无阻流量为10.1×104m3/d，产量为2.5×104m3/d。4～5段改造28口，产量为9.2×104m3/d。与直井相比，增产3～10倍(图6)。
为进一步提高直井、丛式井改造层数，探索提高单井产量的新途径，苏里格气田重点引进了两项多层连续分压新工艺：TAP套管滑套完井分层压裂技术和CobraMax连续油管分层压裂技术。前者已在桃2-9-2井试验，压裂3段，加砂88.5m3，压裂后日产气2.23×104m3，试验效果良好。
3 结束语
苏里格气田开发立足于低渗透、低压、低丰度的地质条件，持续创新，深化管理，突出规模开发、技术开发、效益开发。精细气藏地质描述、丛式井和水平井开发技术、储层改造等关键技术取得重大突破，开发方式实现了从直井开发到“水平井、丛式井开发并重”的转变，气田开发水平持续提升。2010年产天然气产量达到105×108m3，生产能力达到135×108m3，成为我国储量和产量最大的整装气田。目前，正以实现苏里格气田年产230×108m3为发展目标，继续加大技术攻关，努力实现苏里格低渗透气田的高效开发。
参考文献
[1] 侯中健，陈洪德，田景春，等.苏里格气田盒8段高分辨率层序结构特征[J].成都理工大学学报：自然科学版，2004，31(1)：46-52.
[2] 尹志军，余兴云，鲁国永.苏里格气田苏6井区块盒8段8沉积相研究[J].天然气工业，2006，26(3)：26-27.
[3] 薛培华.河流点坝相储集层模式概论[M].北京：石油工业出版社，1991：55-63.
[4] 冉新权，何光怀.关键技术突破，集成技术创新，实现苏里格气田规模有效开发[J].天然气工业，2007，27(12)：1-5.
(本文作者：冉新权 中国石油长庆油田公司)
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