含水致密氣藏特征、開發風險與有效動用對策
——以蘇里格氣田含水區為例

楊揚 賴雅庭 張心怡 鞏肖可 韓江晨

（1 交通運輸部水運科學研究所；2 中國地質大學（北京）；3 中國石油長慶油田公司第二采氣廠；4 中國石油勘探開發研究院）

0 引言

致密氣是我國重要的非常規油氣資源類型，主要分布在鄂爾多斯、四川、松遼、塔里木、吐哈等盆地，有利區面積為32.46×104km2，地質資源量為21.85×1012m3，技術可采資源量為10.92×1012m3，其中鄂爾多斯盆地資源量為13.30×1012m3，占全國總資源量的60%以上[1]。據石油天然氣行業標準《致密砂巖氣地質評價方法》(SY/T 6832—2011)，致密砂巖氣是指覆壓基質滲透率小于或等于0.1mD 的砂巖氣層，單井一般無自然產能或自然產能低于工業氣流下限，但在一定經濟條件和技術措施下可以獲得工業天然氣產量。隨著油氣儲層改造技術突破和開發成本的下降，我國致密氣產量快速攀升，占全國天然氣總產量的20%以上[2-3]。鄂爾多斯盆地是我國最大的致密氣生產基地，其產量占全國致密氣總產量的90%以上，主要致密氣田包括蘇里格氣田、神木氣田、大牛地氣田及延安氣田等，其中蘇里格氣田是鄂爾多斯盆地乃至全國產量最大的氣田，是我國致密氣成功開發的典范[4-8]。蘇里格氣田主力產層為上古生界二疊系下石盒子組盒8 段和山西組山1 段，氣田開發區內已有探明儲量（含基本探明儲量）約4.0×1012m3，2014 年至今，年產氣量已連續6 年保持在230×108m3以上[9]，2022 年產量已超300×108m3。

隨著氣田開發深入，氣藏產水問題逐漸顯現，部分地區嚴重受地層水影響，氣水關系極為復雜，屬致密含水氣藏，且受地層水影響的儲量規模巨大，約占目前氣田總儲量的25%，開發動用風險高，效益開發難度大[10-12]。本文從含水致密氣藏地質特征和形成主控因素著手，進行含水致密氣藏的開發風險評估，確定開發技術對策攻關方向，進行開發技術儲備以支撐萬億立方米含水致密氣藏區的未來開發動用，助推氣田長期穩產和高效開發，并為我國此類氣藏的開發提供借鑒。

1 含水致密氣藏特征

1.1 儲層地質特征與開發現狀

蘇里格氣田位于鄂爾多斯盆地北部，構造位置主要在伊陜斜坡北部（圖1），主力產層盒8 段和山1 段主體為辮狀河沉積，儲層巖性以巖屑質石英砂巖和石英砂巖為主。根據巖心物性資料統計，孔隙度分布于4%～12%，平均為7.2%，常壓滲透率分布于0.01～1.0mD，平均為0.52mD，孔隙度與滲透率之間呈明顯的正相關關系。分析表明，儲層經歷了強烈的成巖作用改造，孔隙類型以長石或巖屑溶蝕孔、高嶺石晶間孔等次生孔隙為主，膠結致密，原始粒間孔已消失殆盡。儲層孔喉細小，具有排驅壓力低（平均為1.20MPa）、中值壓力低（平均為6.76MPa）、中值半徑?。ㄆ骄鶠?.25μm）的特點。隨著氣田開發的深入，不同區帶有效儲層規模、流體特征的差異逐漸顯現，西部、北部受地層水影響嚴重，氣水關系與地層水賦存狀態復雜。蘇里格氣田儲層物性總體致密，僅物性較好的部分儲層可形成有效儲層，主要為心灘中下部、辮狀河底部的中粗粒巖相部分，有效儲層規模普遍較小、空間上分散分布（圖2），多層疊合呈現出大面積連片分布的特征。當氣藏不受地層水影響時，有效儲層以產氣為主，少量產出凝析水，如氣田中部、東部、東南部地區，氣井平均水氣比低于0.5；當氣藏受地層水影響時，有效儲層氣、水同產，且產水量較高，氣井平均水氣比超過1.2，如西部地區的S59、S120 井區水氣比均超過1.8。不含水致密氣藏氣井僅少量產水，不采取措施或者采取少量措施即可保證氣井連續穩定生產，而含水致密氣藏氣井生產不穩定，井筒大量積液嚴重制約氣井產能發揮，需要采取大量排水采氣措施，效益開發面臨挑戰。

圖1 蘇里格氣田位置圖Fig.1 Location of Sulige Gasfield

圖2 蘇里格氣田有效儲層分布剖面圖Fig.2 Section of effective reservoir distribution in Sulige Gasfield

1.2 地層水化學特征與賦存類型

前人研究結果表明[13-15]，蘇里格含水致密氣藏區地層水礦化度較高，總礦化度分布范圍為31.0～53.3g/L，平均為41.8g/L，明顯具有鹵水的特點。地層水礦化度及主要陽離子、陰離子含量均高于現今海水，地層水類型為CaCl2型。含水致密氣藏區地層水鈉氯比（Na+/Cl-）為0.43～0.55，平均為0.47（表1）。鈉氯比可以反映地層水的濃縮變質作用程度和地層水文地球化學環境，通常認為鈉氯比大于0.85 為流動水特征，鈉氯比小于0.5 則為停滯環境。研究區地層水平均鈉氯比小于0.5，表明地層封閉性較好，為封閉條件下與外界隔絕的殘余水（表1）。

表1 蘇里格氣田含水致密氣藏區地層水化學特征表Table 1 Formation water chemical characteristics of water-bearing gas reservoir in Sulige Gasfield

地層水在儲集空間的產狀主要受孔隙、喉道及巖石顆粒表面的吸附性所控制，其賦存狀態可劃分為自由水、毛細管水和束縛水3 種類型[15-17]。自由水發育于相互連通的儲集空間中，在天然氣充注過程中因烴源巖生烴強度不足而未被驅替、可自由流動，是嚴重影響氣井正常生產的地層水類型；毛細管水存在于不連通孔隙或孤立孔隙內，為天然氣充注過程中因驅替不徹底而殘留的地層水，受微細喉道內毛細管力的作用影響一般難以自由流動，但儲層經壓裂改造后，也可隨天然氣一同產出，對氣井正常生產有一定影響；束縛水主要存在于微小孔隙或吸附在顆粒表面或黏土類雜基中，一般難以自由流動，對氣井正常生產影響較?。▓D3）。蘇里格氣田儲層物性下限為孔隙度5%、常壓滲透率0.1mD，低于物性下限的為干層，高于物性下限的儲層根據含氣飽和度、自由水飽和度及地層水賦存類型的差異可進一步劃分為氣層（差氣層）、氣水層和含氣水層（表2）。不含水致密氣藏主要發育氣層（差氣層）、干層，地層水賦存類型主體為束縛水；含水致密氣藏氣層（差氣層）、氣水層、含氣水層及干層皆存在，自由水、毛細管水和束縛水均發育。

表2 蘇里格氣田含水致密氣藏氣層、水層劃分標準表Table 2 Classification standard for gas and water layers of water-bearing tight gas reservoir in Sulige Gasfield

圖3 含水致密氣藏地層水3 種賦存類型示意圖Fig.3 Three occurrence types of formation water in water-bearing tight gas reservoir

1.3 含水致密氣藏主控因素與分布規律

1.3.1 生烴強度控制宏觀氣水分布格局

生烴強度是氣源巖厚度、有機質豐度、類型及成熟度的綜合體現。鄂爾多斯盆地上古生界發育石炭系、二疊系腐殖型煤系氣源巖，煤系地層在全盆地廣泛分布而表現出廣覆式生烴特征，生烴強度分布于(12～24)×108m3/km2，天然氣的運移聚集以近距離側向、垂向運移為主，發育于高生烴強度區、接近氣源巖的儲層易于獲得充足的氣源供給從而便于富集成藏[18-21]。研究表明，生烴強度對蘇里格地區宏觀的天然氣富集起著明顯的控制作用，平面上天然氣充滿度低、自由水含量高的含水致密氣藏區主要分布于生烴強度低（<16×108m3/km2）的西部區域，而天然氣充滿度高、自由水含量低的純致密氣藏區則位于生烴強度高（≥16×108m3/km2）的中部及東南部區域[18]。生烴強度與源—儲距離共同導致了含水致密氣藏流體分布的復雜性。以蘇里格氣田西部S120 井區為例，在綜合分析沉積儲層、測井解釋、試氣效果及生產動態等動靜態資料的基礎上，總結了含水致密氣藏氣水的分布規律。橫向上高生烴強度區氣層（差氣層）相對發育，平均含氣飽和度較高，為57.4%，而低生烴強度區則主要發育氣水層、含氣水層，平均含氣飽和度僅為43.7%；垂向上距離烴源巖越近的層位，如下部山1 段，氣層（差氣層）相對發育，平面展布面積較大，而距離烴源巖越遠的層位，如上部的盒8 上亞段及盒8 下亞段，則氣水層、含氣水層相對發育，氣層（差氣層）僅局部發育（圖4）。

圖4 蘇里格氣田西部S120 井區生烴強度對氣水分布的影響圖Fig.4 Influence of hydrocarbon generation intensity on gas-water distribution in S120 well block in the western Sulige Gasfield

1.3.2 微構造影響局部天然氣富集

蘇里格氣田主要處于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡北部，整體具有構造穩定、斜坡寬緩、構造變形微弱的特點，區域構造對氣水分布的控制作用較弱。但局部區塊微構造較為發育，可劃分為鼻隆、翼部、鼻坳等微構造單元，鼻隆構造多呈東西向展布，微構造高度范圍為10～30m、展布面積為10～20km2，局部微構造對氣水分布具有一定的控制作用。以蘇里格氣田西部S142 井區為例，剖析微構造對局部天然氣富集的影響。該井區生烴強度基本相當，目的層段辮狀河道砂體發育良好且儲層相對發育，具備可對比的地質基礎。分析表明，鼻隆構造部位有效儲層較為發育，主要體現在氣層（差氣層）厚度占比較高，可達60%～85%，平均含氣飽和度較高，可達56.9%；而翼部、鼻坳等低微構造單元部位氣水層、含氣水層厚度占比較高，可達80%～100%，有效儲層占比低或不發育，平均含氣飽和度較低，僅為42.6%。開發動態顯示，處于構造高部位的氣井以產氣為主，產水量較低或不產水，如S142 井山1 段試氣無阻流量為2.25×104m3/d，不出水；構造低部位的氣井普遍產水，產氣量較小或不產氣，如S391 井盒8 段、山1段試氣產水共51m3/d，不產氣（圖5）。在當前技術條件下，含水致密氣藏區發育的鼻隆構造應為井位部署優選考慮的目標。

圖5 微構造對含水致密氣藏氣水分布的影響圖Fig.5 Influence of micro structure on gas-water distribution in water-bearing tight gas reservoir

1.3.3 儲層非均質性控制氣水垂向分布態勢

蘇里格氣田有效儲層主要為心灘中下部、辮狀河底部物性相對較好的中粗粒巖相。室內模擬實驗表明，物性相對較好的砂體充注起始壓力低、運移阻力小，天然氣容易富集成藏；而物性較差的砂體充注起始壓力高、運移阻力較大，天然氣富集難度大[22-24]。蘇里格氣田含水致密氣藏區物性相對好的儲層天然氣充滿度偏高，氣層（差氣層）較發育，產氣能力強，少量產水或不產水；而物性相對差的儲層天然氣充滿度較低，以含氣水層、氣水層為主，產氣能力差，大量產水。S190 井位于氣田西部含水致密氣藏區，對該井3 個層段開展試氣，第（1）層段儲層物性低于下限標準，屬干層段，試氣結果氣、水皆不產；第（2）層段儲層物性較好，平均孔隙度為8.3%、平均滲透率為0.55mD、平均含氣飽和度為53.1%，試氣日產氣4.2×104m3、不產水，為氣層段；第（3）層段儲層物性差，平均孔隙度為5.8%、平均滲透率為0.32mD、平均含氣飽和度為47.8%，試氣日產氣0.2×104m3、日產水1.2m3，為氣水層段（圖6）。

圖6 含水致密氣藏區儲層非均質性與天然氣富集關系圖（S190 井）Fig.6 Relationship between reservoir heterogeneity and gas enrichment in water-bearing tight gas reservoir area(Well S190)

1.3.4 斷裂系統影響天然氣運移和原生氣藏的保存

蘇里格氣田埋藏熱演化史恢復結果及石英次生加大邊中流體包裹體測溫結果表明，儲層砂巖石英次生加大邊中流體包裹體的均一溫度主要分布在90～130℃，對應的硅質膠結作用主要發生在晚三疊世—中侏羅世，此時上古生界儲層已基本致密化，明顯早于晚侏羅世—早白堊世末天然氣大量生成時間，反映了儲層具有“先致密、后成藏”的特征[25-26]。印支期以來，蘇里格氣田西部主要受到擠壓應力作用，小型逆斷層較為發育，斷裂系統為流體的運移通道，下盤的天然氣順斷層上行在上盤砂體儲層中成藏，地層水則順斷層進入下盤砂體儲層中，逆斷層上盤附近為天然氣富集區，下盤則多含水[27]。早白堊世末受燕山運動影響，盆地由西高東低轉換為東高西低的沉積構造格局，蘇里格氣田西部進一步受擠壓作用影響，斷裂系統持續發育，原生致密氣藏受到不同程度的破壞，天然氣沿斷裂系統向上再次運移，并在上部層位聚集形成次生氣藏。生產實踐表明，靠近斷裂系統附近的區域，保存條件一般較差、含氣性普遍偏低。

2 開發風險評價

2.1 地層水侵入風險

含水致密氣藏儲集空間被地層水（包括自由水、毛細管水、束縛水）、天然氣充滿，未開發時氣液處于靜平衡狀態。分析表明，蘇里格氣田含水致密氣藏區平均自由水飽和度為25%，平均總含水飽和度Sw（自由水、毛細管水、束縛水）為65%，平均含氣飽和度為35%。氣、水兩相滲流機理實驗研究表明，隨著Sw增加氣相相對滲透率明顯降低，當Sw達60%～80%時，氣相相對滲透率Krg急劇減?。▓D7），而水相相對滲透率Krw明顯增高[28]。當含水致密氣藏開發時，原始平衡狀態被打破，自由水的存在對天然氣的滲流產生明顯影響，導致天然氣流動嚴重受阻，地層水大量侵入井筒，出液量為0.5～50m3/d，給氣藏高效開發帶來巨大風險。不含水的純致密氣藏儲層中不存在自由水，而束縛水一般難以參與滲流，僅天然氣單相發生流動，通常不存在地層水侵入風險，產出水一般為凝析水，出液量一般低于0.5m3/d。

圖7 含水致密氣藏區氣水兩相相對滲透率曲線圖Fig.7 Gas-water relative permeability curve of water-bearing tight gas reservoir

2.2 氣井產量低的風險

常規氣藏一旦發生水淹會造成氣井產量暴跌、油壓急劇下降、地下氣水關系復雜化，并形成難以開采的水包滯留氣，嚴重影響氣井產能發揮[29]。含水致密氣藏開發過程中，自由水的侵入同樣會導致油壓/套壓快速下降，地層能量不足給井筒攜液帶來困難，導致氣井產量下降迅速、氣井正常生產時間變短，嚴重時會導致水淹停產，嚴重影響氣井產能[30]。蘇里格氣田氣井生產動態研究表明，不含水致密氣藏區直井前3 年平均日產量為(0.95～1.20)×104m3，單井平均最終可采儲量（EUR）為2100×104m3，而含水致密氣藏區氣井前3 年平均日產量僅為(0.48～0.75)×104m3，單井平均EUR 為1185×104m3，含水致密氣藏氣井產量遠低于不含水致密氣藏區。

2.3 投資回收難度大的風險

為實現規模效益開發，蘇里格氣田采用合作開發模式和低成本開發對策，合作開發是通過引入外部單位而形成競爭機制，低成本開發是通過引入市場機制盡量降低鉆井、儲層改造、地面建設等投資成本，從而有效控制單井綜合投資[4-6]。多年開發實踐表明，基于合作開發模式和低成本開發對策，蘇里格氣田實現了快速上產、規模穩產和整體效益開發，成為我國致密氣藏成功開發的典范。氣藏開發一般要求實現6%的內部收益率（IRR）目標，評價表明為實現上述效益目標氣井單井平均EUR 應不低于1320×104m3。蘇里格氣田含水致密氣藏區氣井單井平均EUR 僅為1185×104m3，比要求的1320×104m3低10.2%，因此存在較高的投資回收風險，嚴重制約含水致密氣藏區的產建部署。

2.4 開采成本上升風險

蘇里格地區不含水致密氣藏區氣井水氣比低，不需要或僅僅需要少量的排水工藝技術措施即可實現氣井正常生產，可有效控制后期開發成本。含水致密氣藏區開發過程中，即使僅對氣層進行壓裂改造、盡量避開氣水層及含氣水層，但人工改造縫仍不可避免地會溝通附近含水區，導致氣井大量產水。排水采氣技術是解決氣井井筒及井底附近地層積液過多或產水，并使氣井恢復正常生產的有效工藝措施，目的是延緩、避免氣井水淹，改善氣藏生產狀況，提高氣藏開發效益與采收率，在氣井采氣開發過程中有著舉足輕重的作用[31-32]。目前排水采氣技術包括泡排、氣舉、速度管柱、柱塞氣舉、渦流、電潛泵等，蘇里格地區主要采用泡排、速度管柱、柱塞氣舉等進行排水采氣，含水致密氣藏區排水采氣技術的應用勢必會增加綜合開發成本，導致開發風險提升。

2.5 安全環保風險及管理風險

蘇里格地區地層水富含K+、Na+、Ca2+、Mg2+及Cl-、HCO3-、SO42-等多種離子，儲層壓裂改造及鉆井過程中會采用含有多種成分的化學添加劑，氣井生產過程常需要在井口采氣管線處及脫烴脫水裝置原料氣中注入甲醇，以抑制天然氣水合物的生成。此外，部分氣井CO2、H2S 等酸性氣體含量高，這些酸性氣體會大量溶解于地層產出水中，甲醇、H2S 均屬有毒物質。多種離子、化學添加劑、甲醇及酸性氣體等會隨著氣井大量產水而產出。酸性氣體對集輸管線及廠站設備會產生嚴重腐蝕作用，如果上述物質通過集輸管線泄漏，會給環境、生命安全帶來很大風險。此外，蘇里格氣田部分區塊產出液輸出仍然采用落后的拉運方式，更增加了安全環保風險。氣田產出水會統一輸送或運送至污水處理廠，如果氣田產水量太大而污水處理廠設計的污水處理量有限，會導致集氣站產出水存儲壓力巨大，集氣站產水量若遠遠超出區塊污水處理廠污水接納量，則使得部分生產井被迫關井，嚴重影響采氣進程，給氣田開發帶來管理風險。

3 有效動用對策

3.1 以微構造刻畫為核心的甜點區預測

蘇里格氣田有效儲層規模在三維空間內變化快、隱蔽性強，經過多年的摸索，針對不含水致密砂巖氣藏已經建立了一套地震、地質和生產動態多學科結合的“甜點區”篩選技術[6]。不含水致密氣藏甜點預測的重點是主砂帶預測，即在地質研究的基礎上緊密結合地震疊后技術、疊前技術，采用時差分析、疊后反演、波形特征分析等多種技術方法預測河道的空間展布，在砂體疊置發育的主河道帶落實甜點區。含水致密氣藏甜點預測的重點應是流體預測，即在主河道帶預測的基礎上，結合氣水分布的主控因素和天然氣富集規律，依托地球物理方法評價微構造發育部位和儲層含氣性的空間變化，目的是在普遍含水的背景下尋找構造幅度高、儲層物性好、氣層相對集中發育的部位，盡量避開含水氣層和氣水層發育區?！疤瘘c區”預測可為含水致密氣藏區井位的優化部署提供有力支撐，是有效降低氣井產水、防控開發風險、實現含水儲量區局部區塊效益開發的關鍵。

3.2 氣水層測井解釋識判

含水致密氣藏測井解釋的核心是提高氣層（差氣層）解釋精度，并將氣水層、含氣水層等具有產水風險的層段有效甄別出來，為射孔時實現精準卡層提供準確數據支持，儲層改造時應避開具有高產水風險的氣水層及含氣水層，從而有效降低氣井產水風險并提高單井產能[33]。針對蘇里格氣田不含水致密氣藏區，已形成了相對成熟的測井解釋方法流程，并取得較好的生產應用效果，有效支撐了氣田開發。而含水致密氣藏區氣層（差氣層）、含氣水層、氣水層的準確識別仍面臨挑戰，尤其低阻氣層、高阻水層的存在使有效儲層的準確甄別更加困難。為了提高蘇里格氣田含水致密氣藏儲層流體的識別精度，在已有測井解釋方法流程的基礎上，進一步加強了氣水層、含氣水層的識判攻關，并形成了有效甄別方法（表3），為優選射孔層位和精準儲層改造提供支撐，可有效降低含水致密氣藏區氣井產水風險。

表3 蘇里格氣田含水致密氣藏測井解釋識別標準表Table 3 Logging interpretation and identification standard for water-bearing tight gas reservoir in Sulige Gasfield

3.3 有效儲層空間精細描述

含水致密氣藏區氣水分布受生烴強度、微構造、儲層非均質性、斷裂系統等多種因素綜合影響。鄂爾多斯盆地不同部位氣水分布控制因素有差異。盆地中部蘇里格地區含水致密氣藏形成主要受生烴強度控制，生烴強度不足是造成氣藏普遍含水的主要原因；盆地東部臨興地區含水致密氣藏的形成是后期構造活動破壞所致，東部地區生烴強度高、氣源充足，盒8段至太原組等層段天然氣充分充注成藏，后期晉西撓折帶的構造抬升及火山活動形成斷裂系統對原生氣藏產生破壞，天然氣沿斷裂系統逸散導致盆地東部含氣性降低、氣水層發育。含水致密氣藏區氣水關系極為復雜，主要表現在氣層（差氣層）、氣水層、含氣水層交錯混存，彼此孤立多不連通，儲層內部氣水分異程度低，沒有統一氣水界面（圖8）。在整體受地層水影響的背景下，氣水層、含氣水層發育程度高，但局部仍有氣層（差氣層）發育。結合地質、地震、測井、建模等多種技術手段，開展氣層（差氣層）、氣水層、含氣水層精細描述，準確刻畫氣層（差氣層）的三維空間分布，規避氣水層、含氣水層區，可有助于井位優選、射孔選層，從而達到氣藏開采初期控水的目的，降低開發風險。

圖8 蘇里格氣田含水致密氣藏典型剖面Fig.8 Typical section of water-bearing tight gas reservoir in Sulige Gasfield

3.4 直井/定向井+水平井混合式井網開發

蘇里格氣田不含水致密氣藏區主體開發井型為直井/定向井，隨著開發認識的深入，開發井網不斷調整，由早期600m×1200m 井網逐漸調整為600m×800m、500m×650m 井網，對儲量集中度高、主力儲層發育的地區則采用水平井開發。因不受地層水影響，不含水致密氣藏區可在其富集區內采用規則的、大面積整體連片式的井網部署方式。而含水致密氣藏區氣水層關系復雜，氣層（差氣層）多夾雜于氣水層、含氣水層中發育，優選出的富集區為面積有限的局部微構造隆起部位，且富集區內不可能完全避開氣水層或含氣水層，因此直井/定向井+水平井混合式井網是實現含水致密氣藏內富集區有效開發的重要手段?；旌暇W中直井/定向井可實現對縱向氣層段的開發，水平井可實現橫向氣層段的開發，可有效避開氣層垂向鄰近發育的氣水層、含氣水層，規避產水風險（圖9）。

圖9 含水致密氣藏直井/定向井+水平井混合井網開發模式圖Fig.9 Mixed development well pattern of vertical/deviated well+horizontal well for water-bearing tight gas reservoir

3.5 優化排采措施與攻關低成本排采技術

在含水致密氣藏開發動用過程中，雖然盡量避開含水氣層及氣水層，但受多種因素影響仍不可避免地導致氣井產水。為保證氣井能夠連續生產，當氣井產量低于臨界攜液流量時，應及時開展排水采氣工作。排水采氣技術的關鍵在于確定合理的排采介入時機、適宜的排采措施和措施工作量，從而達到最優的排水采氣效果。通過建立排水采氣管理流程，可有助于產水致密氣井的排采時機、排采措施及排采效果的確定。經過技術攻關和試驗探索，目前已經形成了以泡沫排水采氣為主，速度管柱、柱塞氣舉、氣舉復產等工藝措施為輔的排水采氣技術系列，取得了較好開發效果。需要指出的是，目前針對水平井、大水量井（日產水20m3以上）排水采氣技術仍不配套，常規措施有效率偏低，且投入成本過高，急需開展攻關試驗并形成水平井、大水量氣井低成本排水采氣主體技術，同時開展排水采氣智能控制技術攻關研究，進一步降低成本，有效抵抗開采成本上升的風險。

3.6 產出水集中處理與安全環保預防

隨著蘇里格氣田致密氣開發力度不斷加大，開發過程產生的排采水的處理問題嚴重制約了氣田的開發進程。地層產出水離子成分復雜且含有一定的化學添加劑，部分含有酸性及有毒物質，若不進行科學有效處理將會產生嚴重的安全環保風險。應避免采用落后的拉運方式，在充分論證產水量的基礎上，設計具有足夠處理能力的產出水處理設施，做到封閉式運輸、統一科學處理。地層產出水系統處理后，后續處置也是難題，可科學論證排采水回注技術，通過建立回注水質控制標準，在系統研究回注水對地下水環境影響的基礎上，優選回注層位，實現地層產出水的規?；刈?，實現可持續發展。此外，在產出水運輸、處理過程中應加強安全環保預防，堅決避免集輸管線泄漏、水質控制不達標等情況，努力做到嚴防范、高標準，最大程度降低地層產出水的安全環保風險及管理風險。

3.7 全過程水侵防控與風險管理

針對含水致密氣藏，須樹立水侵風險防控意識，制訂避水、控水、治水的措施方案，進行全過程水侵風險管理。水侵風險防控措施包括風險規避、損失控制、風險治理等。風險規避是指通過對氣藏開發方案設計的補充和調整，盡早消減導致水侵風險發生的條件，制定出使含水致密氣藏盡量不受水侵影響的開發技術政策和措施。損失控制是指在不可能避免的水侵風險面前，減少水侵損失、降低損失程度而采取的各項控水技術，內容涵蓋兩個方面，即損失預防和損失控制。損失預防是在對氣藏水體性質認識的基礎上，對侵入趨勢進行剖析和化解，進行水侵早預防、早治理；損失控制就是發生水侵后，對水侵程度進行評價，明確治理方向，制訂不同治理方案并進行效果預測，優選最佳方案?？傊?，含水致密氣藏水侵風險防控就是指采取各種措施、技術和方法，消滅或減少水侵風險事件發生的可能性，水侵后制定出有效技術對策來實現此類氣藏效益開發動用。

4 結論與啟示

（1）蘇里格氣田含水致密氣藏的形成和分布受多種因素影響，總體而言生烴強度控制宏觀氣水分布格局，含水致密氣藏主要位于低生烴強度區；微構造影響天然氣局部富集，微構造高部位氣層集中發育；儲層非均質性控制氣水垂向分布態勢，儲層物性越好一般含氣性越好；斷裂系統影響天然氣運移和原生氣藏的保存。

（2）含水致密氣藏開發過程中，會存在地層水侵入、氣井產量低、投資難回收、開采成本上升、安全環保及管理等多種風險。地層水的侵入會直接造成氣井難以正常生產、氣井產量偏低，并影響投資成本的回收和開發效益。地層水的排采和處理不僅會提高開采成本，也會造成安全環保及管理隱患。

（3）含水致密氣藏儲量規模巨大，實現其效益開發是未來實現天然氣大發展的必然要求。開展含水致密氣藏甜點區預測、氣水層測井解釋準確識判及有效儲層空間精細描述研究可有效支撐含水致密氣藏有利建產區的優選，直井/定向井+水平井混合式部署方式可實現有效避水，優化排采措施與低成本排采技術可助推效益開發，產出水安全集中處理與環保預防可有效降低環保與管理風險，全過程水侵風險防控與風險管理可支撐實現有效防水與高效治水。

（4）針對鄂爾多斯盆地其他區塊或其他盆地的含水致密氣藏（如四川盆地須家河組氣藏），應根據實際地質特征落實天然氣富集主控因素與地層水賦存狀態，在各種風險系統分析的基礎上制定針對性動用技術對策，應盡量降低產能建設節奏與規模，通過建立先導試驗區，采用系統試驗、迭代認識、強化攻關、逐步配套相結合的對策，最大化降低開發風險，由點及面有序實現規模效益開發。