0 引言

目前我国已发现的天然气藏大多属于中、低渗透储层，统计表明，我国年天然气总产量的1/5左右来自低孔、低渗的致密砂岩气藏^[1]。苏里格东区气田属于典型的低孔、低渗透、低丰度的气田，东二区主要目的层下石盒子组盒8段、山西组山1段纵向多种岩性叠置、横向存在分区性, 以及砂体相对孤立、储层分布连续性差，给气田的开发及后期钻探部署带来很大的难度。随着该气田的深入开发，产水类型逐步复杂化^[2-3]。因此，厘清苏东地区主力层段盒8和山1段气水分布及产水控制因素是气田高效持续开发的核心问题。目前，针对盒8段和山1段气水分布及产水控制因素尚无人做过详细的研究，其技术难点表现在气水识别难度较大、水的来源及出水机理的研究还很薄弱等方面。因此，当务之急是从实际生产数据入手，对气水分布及产水控制因素进行分析，系统劈分出产水井的层位及产量并分析出水原因。

苏里格气田东区地处内蒙古自治区鄂尔多斯市乌审旗和陕西省榆林市榆阳区境内，南接乌审旗和靖边气田，东邻榆林气田。区域构造位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中北部和伊盟隆起南部(图 1)。苏里格气田东区勘探面积约11 000 km²。目的层位为下石盒子组盒8段、山西组山1段，兼探上石盒子组盒4段、盒6段，山西组山2段，本溪组及下古生界生界马家沟组马₅⁴层(图 2)，具典型的多层系含气特征^[1-3]。本次研究工区主要为东二区，面积约3 000 km²，研究目的层位为下石盒子组盒8段和山西组山1段。苏里格气田东区积液井数逐年攀升，占气田总井数73%。产水已经成为困扰苏东区块开发的一大难题，给气田开发动态分析、气藏评价及井位加密部署带来一定的困难，迫切需要对产水有一个彻底的认识。在此基础上，进行控水增气，以达到延长无水或低水采气期、提高采收率和科学开发天然气藏的目的。

图 1 苏里格气田东二区地理位置图 Fig. 1 Geographical map of in the East 2nd area of Sulige gas field

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图 2 苏里格气田东二区地层综合柱状图 Fig. 2 Comprehensive histogram of strata in the East 2nd area of Sulige gas field

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苏里格气田东二区(以下简称“苏东二区”)上古生界烃源岩主要发育于海陆交互相的石炭系—二叠系含煤层系，具广覆式沉积特征；烃源岩主要以山西组、太原组和本溪组煤层、暗色泥岩为主，太原组和本溪组石灰岩次之。苏东二区平均含气饱和度山₁³层为61.37%，山₁²层为60.57%，山₁¹层为58.87%，盒₈^下段为57.67%，盒₈^上段为55.73%，山1段至盒₈^上段累计产气量见图 3。距烃源岩最近的山1段天然气充注程度最高，具向上含气饱和度呈逐渐降低的趋势，具有近距离成藏、垂向充注的运移及富集特征^[4-7]。本区生烃强度分布在(8~28)×10⁸ m³/km²之间，产量高的层位均位于南部生烃强度高值区，生烃强度高值区水气比相对较低，生烃强度明显控制了苏东地区宏观的气水分布。根据盒8底部反射层及钻井资料分析，苏东二区的区域构造为一宽缓的西倾斜坡(图 3)，坡降一般为3~10 m/km。在单斜背景上发育着多排近北东向的低缓鼻隆，鼻隆幅度一般为10~20 m，宽度为3~6 km。通过研究发现，工区的高产气井绝大多数发育在微幅构造的高点上，部分发育在近烃源岩的低洼部位，说明构造和气源条件控制了气水分布的宏观格局。

图 3 苏里格气田东二区上古生界盒8底构造与盒8下段产气量叠合图 Fig. 3 Overlapping map of the bottom structure of He8 and the gas production in the lower section of He8 in the East 2nd area of Sulige gas field

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致密砂岩储层物性对于气井产气及出水影响很大。研究表明，天然气的充注与储层的物性明显相关，物性好的砂体毛细管阻力小，天然气更易于驱替储集条件好的砂岩储层中的地层水，形成气层；物性稍差的砂体毛细管阻力相对较大，天然气可驱替部分地层水，形成含气水层；而物性最差的砂体毛细管阻力很大，天然气通常难以进入，形成水层^[8-12]。研究区内有效储层孔隙度主要分布在5%~18%之间，平均为9%；渗透率主要分布在(0.10~5.00)×10^-3 μm²之间，平均为0.70×10^-3 μm²。气层段均为孔渗条件较好的砂岩体，气水层及含气水层孔渗相对中等，孔隙度介于7%~14%之间，渗透率为(0.50~2.00)×10^-3 μm²之间。利用百余口钻井、录井及测井资料统计了山1段至盒₈^上段发育的干层、气层、含气层、气水层及含气水层，统计结果(图 4)证实，绝大多数气层、气水层、含气水层均分布在高于物性下限值所决定的范围之中，干层、含气层多分布在物性下限值以下的范围，说明物性参数对气水分布起着关键的控制作用。

图 4 苏里格东二区上古生界孔渗交汇图 Fig. 4 Confluence map of Upper Paleozoic pores in the East 2nd area of Sulige gas field

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本区古河道的迁移，造成气藏具有砂泥交互的沉积格局，上覆泥岩为致密砂岩提供了良好的盖层及侧向封堵条件；同时泥岩隔层的发育，也造成储层纵向上的储层非均质性，使得气水在储层中的分布复杂化^[13-18]。本次研究结果表明，下伏山1段泥岩隔层厚度对上部盒8段的产气量具有明显的控制作用。由图 5可以看出，随着山1段泥岩隔层厚度的增大，盒8段日产气量有减小的趋势；说明下伏山1段的厚层泥岩抑制了深部烃源岩生成的天然气向盒8段充注，即山1段泥岩厚的区域，其上部盒8段的天然气充注程度低，导致气井产气量低。

图 5 盒8段日产气量与山1段泥岩隔层厚度交会图 Fig. 5 Cross plot of the daily gas production in He8 and the mudstone barrier thickness in Shan1

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配产和生产压差对气井产水具有很大影响。在气藏合理配产过程中，需要考虑压敏及速敏效应的影响。配产越低，对储层的伤害越小；另一方面，产量要能满足携液要求。气井配产低可以有效降低由于压敏效应在井筒附近形成的附加压力损失，扩大压降作用范围，使低渗区动力更充分，提高单井采出程度。生产压差过大，会增加层内水的出水量和出水速率^[19-21]。实践表明，控制产量的生产井，生产动态优于放压生产井。苏东27-30H2井目的层盒₈^下段，试气日产气15.8×10⁴ m³/d，无阻流量31.3×10⁴ m³/ d；初期配产4.0×10⁴ m³/ d，稳定生产37 d；之后配产调整为8.0×10⁴ m³/ d，气井开始出水，日产水约15.0×10⁴m³/d，持续约59 d，累产水740.4×10⁴ m³；再之后配产调整为4.5×10⁴ m³/d，气井稳定生产，截至目前累计产气量3 854.4×10⁴ m³。根据苏里格气田气井分类标准，无阻流量大于10.0×10⁴ m³/d的为Ⅰ类高产气井，对于这类高产气井按照经验法配产，其配产为无阻流量的1/6~1/4，配产调整后的4.5×10⁴ m³/d更接近于无阻流量的1/6，配产合理。当开井生产时，井筒天然气的流速未达到临界携液流速，因此气井能够稳定生产较长时间产气而不出水(图 6)。

图 6 苏东27-30H2井生产及油、套压随时间变化曲线 Fig. 6 Variation of production and casing pressure over time for Well Sudong 27-30H2

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水平井开发气，可增加气井的泄流面积、减小生产压差、降低水气比，最终实现延长无水或低水采气期，从而达到提高采收率^[22-23]。经地质统计计算：盒₈^上段水平井产气量是直井的5.6倍，盒₈^下段水平井产气量是直井的3.3倍，山1段水平井产气量是直井的4.5倍(图 7)。单井累产水较直井有所提高：盒₈^上段水平井产水量是直井的2.5倍，盒₈^下段水平井产水量是直井的1.6倍，山1段水平井产水量是直井的1.9倍(图 8)。

图 7 苏东二区直井与水平井单井累产气柱状对比图 Fig. 7 Histogram of single well cumulative gas production of vertical wells and horizontal wells in the East 2nd area of Sulige gas field

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图 8 苏东二区直井与水平井单井累产水柱状对比图 Fig. 8 Histogram of single well cumulative water production of vertical wells and horizontal wells in the East 2nd area of Sulige gas field

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本区采用水平井开发，水气比与直井相比有明显降低：盒₈^上段水平井是直井的0.45，盒₈^下段水平井是直井的0.48，山1段水平井是直井的0.41。说明本区采用水平井开发气藏，单井累产气较直井有较大提高，平均单井水气比降低一半以上，增产及避水效果明显。

1) 地质构造和生烃强度控制本区气水分布的宏观格局，高产气井绝大多数发育在近烃源岩的低洼部位或微幅构造高点上；天然气更易于在储集条件好的砂岩储层中的形成气层，本区气层储层物性孔隙度介于7%~14%之间，渗透率在(0.50~2.00)×10^-3 μm²之间；泥岩隔层等因素造成气水分布的复杂化。

2) 苏东二区致密砂岩气藏产能开发方式影响很大。在气藏合理配产过程中，需要考虑压敏及速敏效应的影响。配产越低，对储层的伤害越小。实践表明，控制出水产量的生产井，生产动态优于放压生产井。

3) 投产时间、配产方式及生产压差等因素直接影响气井产能及气井出水类型。采用水平井开发，可增加气井的泄流面积、减小生产压差、提高产能、降低水气比，可以实现延长无水或低水采气期，从而提高采收率。