苏里格气田是我国致密砂岩气田的典型代表，也是国内储量、产量最大的气田，其规模效益开发引领了国家致密气的产业化进程。截至2021年底，气田上古气藏累计提交探明及基本探明储量3.81×10¹² m³，累计投产气井约1.7万口，累计产气约为2 500×10⁸ m³。气田年产量连续7年保持在230×10⁸ m³以上，2021年达到283×10⁸ m³，占全国天然气总产量的15%。20年来气田开发经历了早期评价、规模上产、稳产与提高采收率等开发阶段，先后编制了50×10⁸ m³/a、100×10⁸ m³/a、230×10⁸ m³/a等不同生产规模的开发方案。随着产量规模的扩大和开发阶段的深入，对地下地质条件的认识也在不断深化，主体开发井网由早期评价期的600 m×1 200 m调整至规模建产期的600 m×800 m，采收率由19%提升至32%。但目前来看，该井网依然对储量控制不足，井间存在着规模较大的剩余储量。气田累计动用储量1.36×10¹² m³，剩余储量2.45×10¹² m³，扣除环境敏感区及低效区储量1.22×10¹² m³后，剩余可动储量为1.23×10¹² m³。剩余可动储量区如果全部按照600 m×800 m井网布井，还能布井约1.87万口，可新建产能666×10⁸ m³，仅能再保持气田稳产11年。在天然气需求愈发旺盛而优质储量发现难度不断加大的背景下，增加已开发大气田的稳产期、提高采收率是天然气业务高质量发展的必然选择。

北美致密气开发始于20世纪70年代，经过近50年的发展，技术成熟配套，产量迅速攀升，开发经验丰富。在其开发历程中，经历多轮次井网加密，采收率大幅提升。例如Ozona气田的Canyon气藏，井距从1970年的1.3 km²/井加密到2000年的小于0.16 km²/井，前期5~9年加密1次，后期1~2年加密1次，最终采收率提升至70%以上。之所以逐次加密，主要基于3点：一是在开发的过程中，不同阶段对地质条件的认识在不断提升，逐步逼近地下的真实情况；二是以富集区优选、储层改造、小井眼优快钻井为代表的核心开发技术的升级迭代大幅提高了单井产量，同时，降低了开发成本；三是气价的上升、财税政策的不断倾斜使得密井网从原来的无效益、低效益变得有效益。但另一方面，Ozona气田的采收率并非随井网密度的增加而线性增加，加密后气井平均产量有所下降，反映产生了一定的井间干扰。

北美致密气田多形成于海相沉积环境^［1-2］，储层呈块状或厚层状，有效厚度可达100~300 m，横向连续稳定^［3-5］。相比而言，我国致密砂岩气田多形成于陆相河流相，储层表现为多层透镜状，规模小、连续性差，非均质性强。另外，我国的油气企业不是将追求利润视为唯一目标，还承担着保障国家能源安全、维护社会稳定等诸多责任。因此，国外的经验只能借鉴，不能照搬，需要结合我国的地质条件和体制机制，走具有自身特色的开发之路。与国外油企不同，国内油气企业在保障效益下限的同时，尤其要重视提高采收率。因此，在进行井网优化时需要合理划分储层类型，针对不同类型储层提出相应的井网优化技术对策。

苏里格气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的北部，主力产层为二叠系石盒子组8段（盒8段）和山西组1段（山1段），累计地层厚度约为100 m，砂层厚度为30~40 m，共分为7个小层。根据气田890块密闭取心岩样的覆压分析实验，孔隙度主要介于5%~12%之间，渗透率介于（0.01~0.1）×10^-3 μm²之间，为典型的致密砂岩气田，须经过储层压裂改造才能有工业产能^［6］。

在鄂尔多斯盆地的河流—浅水三角洲沉积背景下，河道多期切割、叠置，形成上万平方公里的砂岩大规模分布区^［7］。储层先致密后成藏，沉积以后遭受了强烈的压实、胶结等破坏性成岩作用，原生孔隙消失殆尽。有效砂体以溶蚀孔等次生孔隙为主，多分布在孔隙度>5%、渗透率>0.1×10^-3 μm²、含气饱和度>45%的相对甜点区，是产量贡献的主体，位于心滩的中下部及河道充填底部等粗砂岩相，与基质砂体呈“砂包砂”二元结构^［8］。不同于基质砂体的大规模分布，有效砂体规模小，连续性较差，在空间多呈透镜状孤立分布^［9-10］。直井平均钻遇2~5层有效砂体，井均钻遇有效厚度约为7~12 m，仅占基质砂体厚度的1/3~1/4。

致密砂岩气藏虽然具有大规模连续成藏、含气面积大的特征^［11］，但受控于孔隙度小、有效厚度薄，气田储量丰度较低，平均为1.0×10⁸ m³/km²。作为对比，四川盆地各气田储量丰度普遍较大，分布在（5~15）×10⁸ m³/km²之间^［12］，塔里木盆地各气田平均储量丰度分布在（10~20）×10⁸ m³/km²之间。

多层透镜状致密砂岩气田气井泄气范围小，气井平均泄气范围为0.20 km²，气井产量低，初期直井日产气量约为1×10⁴ m³/d，最终累积产气量（EUR）约为2 000×10⁴ m³，经济有效开发难度大。作为对比，塔里木盆地、四川盆地各气田气井平均日产气量在（30~40）×10⁴ m³之间。致密气藏能量衰减快，气井没有严格意义上的稳产期^［13］，投产之后产量与压力同步递减，生产表现出一定的阶段性：早期人工裂缝控制区供气，产气量相对较大但递减快，单位压降采气量<30×10⁴ m³/MPa；后期外围基质砂体供气，产气量小却递减慢，单位压降采气量>80×10⁴ m³/MPa。直井前3年平均递减率分别为23.8%、19.9%、16.9%，生产10年递减率逐步降低到10%以下。受气井生产特征影响，气田只能依靠不断钻新井实现井间接替或区块接替。按不同年度投产气井递减率和产量加权，计算出气田递减率在21.7%~24.6%区间上下浮动，均值为23.5%。

气田垂向上发育多套储层，采用水平井开发虽然能增加井筒与主力产层的接触面积，但不可避免地会损失部分非主力层段的储量^［14］，剩余储量后期挖潜难度大。水平井初期产量可达到相邻直井的3倍以上，但随着生产时间的延长，最终累计产量仅约为相邻直井的2.4~2.6倍。考虑到水平井的投资和占地面积都约为直井的3倍，从长期来看，水平井并不合适作为多层透镜状致密砂岩气田高效开发的主要井型。目前气田开发还是以直/定向井为主，直/定向井占气田投产井数的90%。

气藏多依靠天然能量衰竭式开发，其采收率是压降波及系数与压力衰竭效率的函数。对于致密砂岩气田来说，储层连续性和连通性差，制约了泄压波及系数。而影响压降效率的因素包括：渗透率低、压降传导能力弱；气水两相共渗区小，存在启动压力梯度；气井产量低、携液能力差，井筒积液造成废弃压力较高。目前，致密砂岩气田提高采收率的主要措施包括井网优化、查层补孔、老井侧钻、二次压裂、排水采气、增压开采等^［15］。国内外开发实践表明，通过井网加密优化提高储量平面动用程度，可提高采收率15%~20%^［16-18］；通过查层补孔、老井侧钻提高储量剖面动用程度，可提高采收率3%~5%；通过二次压裂、排水采气、增压开采等工艺优化，提高储层渗透性和携液能力，降低废弃压力，可提高采收率5%~7%。综合来看，直井井网优化调整是致密砂岩气田提高采收率最可行、最有效的手段。

储层品质不仅与储量丰度、规模有关，还与储层的结构相关性较强有关。开发实践表明，对于钻遇累计有效砂体厚度相同的2口气井，单层厚度大、有效砂体发育个数少、储量集中度高的气井往往能获得更高的产量和更好的开发效果。根据苏里格气田6 387口直井和1 056口水平井实钻剖面，气田储层结构有块状厚层型、多期叠置型、孤立分散型（图1），分布比例分别为5%、16%、79%。

评价气井产能有多种方法，包括物质平衡法、压降曲线法、产能不稳定法（RTA）、生产曲线积分法等，它们的适用条件各不相同。物质平衡法需要渗流达到或接近拟稳态，气井产量相对稳定，压降曲线法一般需要具有较准确的测压资料。在开发中后期，动态资料较丰富，利用产量不稳定分析和生产曲线积分方法评价气井动态储量效果较好，继而结合气井开发废弃条件（日产气量<1 000 m³/d），预测气井最终累积产量（EUR），在评价各井生产情况的基础上评价区块开发效果。

以单井EUR为核心指标，选取气井钻遇累计有效厚度、单层厚度、储量丰度、储量垂向集中程度、储层结构及气井EUR等多个动态、静态参数，建立地质与开发动态参数的关系，将气田可效益动用储层划分为I类、II类、III类（表1）。I类储层储量丰度>1.8×10⁸ m³/km²，气井预测EUR>3 500×10⁴ m³；II类储层储量丰度为（1.3~1.8）×10⁸ m³/km²，气井预测EUR为（2 500~3 500）×10⁴ m³；III类储层储量丰度为（1.0~1.3）×10⁸ m³/km²，气井预测EUR为（1 400~2 500）×10⁴ m³。I类—II类—III类储层，气井的累计有效厚度与单层有效厚度不断减薄，储量丰度逐步减小，储层品质趋于变差。

I类储层主要位于气田中区叠置河道带（图2），是气田最优质的一类储层，储层厚度大、储量丰度高，分布面积为0.21×10⁴ km²，占气田面积的6.3%，研究区内储量为0.41×10¹² m³，占气田储量的10.8%。II类储层主要分布在气田中区及部分东区内的河道带，面积为0.83×10⁴ km²，占气田面积的24.6%，研究区内储量为1.19×10¹² m³，占气田储量的31.2%。III类储层主要分布在气田东区的河道边部，面积为0.93×10⁴ km²，占气田面积的27.5%，研究区内储量为1.08×10¹² m³，占气田储量的28.3%。3类储层总计占气田面积的58.4%，占气田储量的70.3%。此外，气田南区大部分区域由于储层致密、西区大部分区域及东区北部由于出水严重，气井产量较低，在目前条件下经济有效动用难度大。它们合计占气田面积的41.6%，占气田储量的29.7%，暂不在本文的讨论范围内。

2008年以来，苏里格气田设立了多个密井网先导试验区进行开发试验，它们地质条件不等，井网密度不同，开发效果各异。针对各类储层，优选典型密井网区进行地质及开发效果精细评价，有助于分析不同地质条件不同井距下的储层连通关系、落实气井开发指标及区块开发效果，为提出科学可行的井网优化技术对策提供依据。苏36-11试验区、苏6试验区、苏东27-36试验区分别代表I类、II类、III类储层。

苏36-11试验区位于苏36-11区块东北部（图2中A区），面积为2.6 km²，储层品质好，为I类储层，整体处在砂地比>0.6的叠置河道带（高能河道带）（图3）。井均钻遇有效砂体4.5个，单层厚为3.6 m，累计有效砂体厚度为16 m，储量丰度达2.08×10⁸ m³/km²，储层连通规模可达500 m以上。

研究区内有骨架井5口，2007年投产，预测井均EUR为4 957×10⁴ m³。2013—2014年部署8口加密井，井均EUR为1 249×10⁴ m³，基本没有开发效益。苏36-11干扰试验及压力测试表明，加密井和老井间普遍连通。研究区内8口加密井，除苏36-J7井外均泄压，反映在400 m×500 m井网下，井间产生了较严重的干扰，说明该井网对于I类储层而言过密，适应性较差。

加密后，苏36-11试验区井数由5口升至13口，井网密度由2.0口/km²升至约5口/km²，井均EUR由4 957×10⁴ m³降至2 520×10⁴ m³，降幅达49.2%，采收率由45.5%升至60.6%。

苏6试验区位于苏6区块西南部（图2中B区），面积为6.3 km²，井均有效厚度为11.53 m，平均储量丰度为1.43×10⁸ m³/km²，储层垂向上多层叠置，局部通过侧向搭接具有一定的连续性（图3），为II类储层。

研究区内有骨架井5口，2002—2006年投产，井均EUR为2 875×10⁴ m³。2008—2009年部署19口加密井，井均EUR为1 475×10⁴ m³。在试验区内进行了干扰试验12组，其中见干扰9组：井距350~500 m见干扰6组，排距500~600 m见干扰3组，井距500 m、排距600 m以上未见干扰，反映出复合砂体规模小于500 m×600 m。

加密后，苏6试验区井数由5口升至24口，井网密度由1.0口/km²升至3.8口/km²，井均EUR由2 875×10⁴ m³降至1 796×10⁴ m³，降幅达37.5%，采收率由21.3%升至46.5%。

苏东27-36试验区位于苏里格气田东区（图2中C区），面积为41 km²，与苏里格中区相比，河道变窄，分流间湾分布区域扩大，有效砂体趋于分散。井均有效厚度为11.14 m，储量丰度为1.26×10⁸ m³/km²，为III类储层，代表了气田的平均储层条件。

研究区内34口骨架井于2008—2013年投产，井均EUR为1 783×10⁴ m³。86口加密井于2017—2018年投产，初始套压约为20 MPa，不存在泄压；研究区内进行干扰试井22井组，其中见干扰4井组，干扰率18%，也反映储层连通性较差。加密井井均EUR仅为1 424×10⁴ m³，造成加密井与骨架井EUR相差较大的原因为，很大比例的加密井布在了砂带边部，地质条件较差，井均有效厚度为9.6m，产量递减快。

加密后，研究区内井数由34口增加至120口，井网密度由1.0口/km²升至3.0口/km²，井排距为500 m×650 m，井均EUR由1 783×10⁴ m³降至1 592×10⁴ m³，降幅为11%，采收率由14.2%升至36.6%。

根据不同储层条件下的密井网区实际开发特征分析，明确了采收率随井网密度变化的分布区间，为井网优化技术对策的提出奠定了基础（图4）。Ⅰ类储层（>1.8×10⁸ m³/km²）在3口/km²下采收率>50%，4口/km²下采收率>55%，5口/km²下采收率>60%；Ⅱ类储层［（1.3~1.8）×10⁸ m³/km²］在3口/km²下采收率>40%，4口/km²下采收率约为50%；Ⅲ类储层［（1.0~1.3）×10⁸ m³/km²］在3口/km²下采收率>35%，4口/km²下采收率>45%。

按照气井钻完井固定成本800万元、银行贷款比例45%、利率6%，操作成本120万元、折旧期10年、天然气商品率92%、气价1 150元/10³ m³计算，并综合考虑销售税金、城市建设、教育附加、资源税等各种税费，计算得到气井满足8%、6%及0%内部收益率所对应的经济极限产量分别为1 504×10⁴ m³、1 364×10⁴ m³及1 075×10⁴ m³。

评价各密井网区老井、新井及区块的开发效益。苏36-11、苏6、苏东27-36等密井网试验区在各自的井密度下，各老井的内部收益率皆在8%以上，区块整体的内部收益率也在8%以上，仅苏36-11试验区的新井达不到6%的收益率标准（图5）。

新井产量一般低于老井，主要有2个原因：一是产量干扰。储层连通性越好、井网密度越大、加密时间越晚，受井间干扰影响，新井产量越低，例如苏36-11试验区储层品质好、连续性强，加密后井网密度达到5口/km²，加密井投产时间与骨架井相隔6~7年以上，加密井与骨架井连通层内的储量几乎已被老井采完，导致加密井井均EUR仅为1 249×10⁴ m³，对应内部收益率<6%；二是储层条件变差。按照先动用富集区、再动用次富集区的开发部署原则，老井钻在相对富集区、新井钻在边部，例如苏东27-36试验区，也会造成新井产量低，开发效益差。

总的来看，苏36-11试验区的5口/km²的井网密度过密，导致加密井开发效益较低；苏6试验区在约4口/km²下、苏东27-36试验区在3口/km²下，井网对储量控制较充分，井网较适宜。

在开发的早期阶段，由于对储层认识不准确，造成了井网对储量控制不足，采收率偏低。这里的井网优化研究，是在气田进入稳产及提高采收率阶段，掌握了大量的地质及开发数据后，针对整体未动用储量区，重新考虑一次井网成型的适宜密度。井网优化研究通常需要利用建模、数模手段，对不同井密度下的开发指标分别进行模拟，去逐步逼近那个最适宜的井网密度的点。这里将新井定义为“每平方公里多钻的一口井”，实际上为井网优化数模过程中虚拟的一口井，与传统的加密的内涵不同。

多层透镜状致密砂岩储层井网优化提高采收率，必然要承受一定程度的井间干扰。加密时，新井与老井在某一层产生干扰时，新井可以钻到若干新的有效单砂体，从而提高储量动用程度和采收率。

在气田逐步上产和长期稳产的迫切需求下，需要将井网优化调整理念由原先的“保证单井产量和高产井比例，避免任何程度的干扰”转变为“在坚守效益下限的基础上，尽可能提高采收率”。分析认为，“产量干扰率”较“井数干扰率”更有现实意义。产量干扰率为在同样的地质条件下，加密后单井累积产量减小值与加密前单井累积产量的比例。干扰试验表明，在储量丰度为1.5×10⁸ m³/km²、井网密度为4口/km²条件下，50%~60%的气井井数产生干扰，而产量干扰率仅为10%~20%，在可接受的范围内。

综合提高采收率、气井产量和开发效益，明确了井网优化调整的3条原则：

（1）较大程度地提高采收率，同时避免严重的产量干扰。

（2）区块整体经济有效（内部收益率>6%，即所有井井均EUR>1 364×10⁴ m³）。

（3）新井增产气能够覆盖新井完全成本（加密井增产气>975×10⁴ m³）。

需要指出的是，新井为数模过程中每平方公里新钻的模拟井。“新井增产气”不同于“新井最终累产气（EUR）”，而只是“新井EUR”的一部分，是指新井新钻遇的储层内采出的天然气，避免了井间干扰的影响，对于提高采收率更有意义。而新井EUR包括的另一部分为采出的“与老井连通储层内的气，本质上是在抢老井的气，只能提高采气速度，不能提高采收率。

首先通过精细气藏描述，落实储层规模及分布；继而根据泄气范围评价，推算极限井网；结合以上分析，在分别建立各类储层地质模型的基础上，基于密井网区实际的生产数据，利用数值模拟方法模拟了不同类型储层采收率、井间干扰程度、井均EUR、新井增产气等关键开发指标随井网密度的变化关系，结合经济效益评价，评价了各类储层的适宜井网密度。

根据密井网精细解剖，气井平均钻遇3~5个有效单砂体，单层厚度为1~5 m，宽度为200~500 m，长度为400~700 m，每平方公里发育25~35个有效单砂体，80%的有效砂体在空间分布孤立，仅约20%的有效砂体通过侧向搭接形成较大规模。盒8段、山1段各小层的有效砂体钻遇率在15%~50%之间不等，平均为38%，多层叠合后有效砂体钻遇率高达98%，在生产上表现为“井井难高产，井井不落空”。精细气藏描述表明现有主体井网600 m×800 m对储层控制不足，存在加密空间。

气藏多层含气，同时气井控压生产，井下安装节流器，不便分层计量产液量，气井泄气范围为垂向上动用多套储层的叠合范围。鉴于各层的非均质性，叠合后的真实的泄气范围是一个形状、边界不规则的多边形，难以准确地用数学公式表达。通常做一些近似，将动用的储层假设成为均质的圆柱体或椭圆柱体。因此，泄气范围的计算值介于真实的单层最大动用范围和最小动用范围间。在实际应用中，可根据泄气范围计算值近似推算极限井网。选取生产时间超过500 d、基本达到拟稳态、只射孔1~2层的气井，利用压力和产量数据，根据气藏工程方法，计算得到Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类储层气井平均泄气范围分别为0.273 km²、0.210 km²、0.165 km²，对应极限井网为3.7口/km²、4.8口/km²、6.1口/km²。

采收率随井网密度增加而不断增大，前期井间产量干扰程度小，采收率增幅大，后期井间产量干扰严重，采收率增幅小。采收率增幅拐点意味着井间干扰开始变严重。随着储量丰度降低、储层连续性变差，采收率增幅的拐点不断向井网密度变大的方向偏移，Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类储层的采收率增幅拐点对应井网密度分别为2.8口/km²、3.5口/km²、4.2口/km²［图6（a）］。

在当前的技术、经济条件下，内部收益率6%对应气井EUR下限为1 364×10⁴ m³。以此为标准，对比各类储层整体有效的极限井网，这一井网密度与气价、单井综合成本及储层改造提产工艺关系较大。在现有经济及技术条件下，储层品质越好，区块的开发效果越好，则对应的经济极限井网密度越大。据计算，Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类储层经济极限井网分别为8.5口/km²、6.9口/km²、4.8口/km²［图6（b）］。

储层连通性越好，产量干扰率越大，在井网密度处于3~4口/km²区间时，气井平均产量干扰率为10%~30%［图6（c）］。从新井增产气能够覆盖自身综合成本的角度，以收益率0%（975×10⁴ m³）为下限，对比不同储量区新增井有效的极限井网，则Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类储量新井有效对应极限井网为4.3口/km²、4.2口/km²、4.1口/km²［图6（d）］。

根据泄气范围评价，结合大幅提高采收率、区块整体有效、新井自保3条原则，提出Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类储量适宜井密度分别为3口/km²、4口/km²、4口/km²（表2）。3类储层在相应井网下，井均EUR分别为3 855×10⁴ m³、1 924×10⁴ m³、1 465×10⁴ m³，采收率分别为51.4%、50.3%、46.5%。

储层品质好，连续性强，井密度无需太大就能有效控制储层，进一步加密，采收率增幅小，开发效益降低。储层品质差，非均质性强，一次部署井密度过大，宜造成实际情况与地质预判差异大的问题，开发风险大。因此，一个值得注意的现象是，气田中等储层品质的Ⅱ类储层适宜井网密度可达4口/km²，而储层品质更好的Ⅰ类储层适宜井网密度为3口/km²。

井网优化调整是开发效益与采收率指标互相平衡、不断优化的结果。井网稀，单井效益高，但储量得不到有效动用，采收率低；井网密，采收率高，但开发效益低。在明确采收率、井间干扰、井均EUR、加密井增产气随井密度变化关系的基础上，将井网加密划分为4个阶段。阶段Ⅰ：井网密度<1.5口/km²，井间未产生干扰，采收率随井密度增加线性提高；阶段Ⅱ：井网密度在1.5~4.5口/km²之间，井间出现一定的干扰，采收率随井密度增大而大幅提高；阶段Ⅲ：井网密度在4.5~8.5口/km²之间，井间产量干扰率>30%，干扰较严重，加密井增产气减小，采收率增幅减小；阶段Ⅳ：井网密度>8.5口/km²，加密井基本钻不到新的储层，采收率不再上升。在现有的经济及技术条件下，1.5~8.5口/km²为技术井网调整区间，2~5口/km²为经济井网调整区间。

需要明确的是，本研究的井网优化是针对井密度<1口/km²的井网不完善区整体成型一次布井。对于井密度为1~2口/km²、开发有一段时间的储量部分动用区，则应该在单独评价加密井效益的基础上，在局部区域打加密井。对于目前井网密度>3口/km²、开发时间较长的储量基本全部动用区，井网加密已没有空间^［19］，后期可通过查层补孔、改变生产制度、排水采气等措施在一定程度上提高采收率。

对于井网密度为1~2口/km²已动用储量区，存在一定的加密空间。考虑加密井经济效益，加密井应在骨架井投产3~5年内投产为宜。这是因为，气井泄气范围在不同开发时期增速不同，0~5年内增长快，5年后增长慢。根据富集区气井泄气半径随投产时间变化典型图版（图7），投产3年末，I+II类储层内井平均泄气半径可达190 m，即380~400 m井距内不再需要布新井；投产5年末，I+II类储层内气井平均泄气半径可达230 m，即460~500 m井距内不建议布新井。另一方面，若储层品质好，连通性强，加密井相比于骨架井投产时间较晚，产量往往较低，EUR为（1 000~1 200）×10⁴ m³，对应内部收益率<6%，开发效益较差。加密时间过晚会造成加密井没有效益。这里与一次成型布井的没有矛盾，例如，在I类储层内一次布3口/km²，每口井都有效益；但是先部署2口/km²，5年后再部署1口/km²，新部署的那1口/km²就没有效益，若不部署那1口井，则会造成优质储量的遗留，后期挖潜难度大。这就提醒我们，在地质认识较清楚的情况下，尽可能地一次井网成型布井。

气田不是所有区域都适合布水平井。水平井区要求垂向储量集中程度>60%^［20］，该区域面积仅占气田面积的10%~15%。尤其对于多层透镜状储层来说，水平井只能提高采气速度，不能提高采收率，建议在未来开发部署中适当控制水平井开发节奏，在有效砂体更加分散的III类储层区域，适当部署大斜度井组，提高储量动用程度。

气田剩余经济可动储量为1.23×10¹² m³，面积为9 325 km²，其中Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类储层内的储量分别为0.16×10¹² m³、0.45×10¹² m³、0.62×10¹² m³，可分别钻新井为0.25×10⁴口、1.26×10⁴口、1.60×10⁴口，累计为3.11×10⁴口，可新建产能1 116×10⁸ m³，支撑气田以现有生产规模280×10⁸ m³/a稳产18年，最终累计产气可达0.60×10¹² m³，采收率为48.50%（表3）。相比于600 m×800 m井网，可多新建产能450×10⁸ m³，支撑气田多稳产7年，累计多产气2 000×10⁸ m³，提高采收率16.5%。

（1）多层透镜状致密砂岩储层非均质性强，地质条件差异大。根据井均累计有效厚度、单层厚度、储层连续性、储量垂向集中程度及气井生产开发效果，苏里格气田可效益动用的储层可划分为3种类型，分别对应储量丰度为>1.8×10⁸ m³/km²、（1.3~1.8）×10⁸ m³/km²、（1.0~1.3）×10⁸ m³/km²。

（2）针对多层透镜状致密砂岩气藏，井网优化调整理念应由“追求单井产量和Ⅰ+Ⅱ类井比例”转变为“接受一定程度的井间干扰，兼顾效益开发和提高采收率”。以不同储层条件下的密井网试验区实际生产数据为依据，通过地质建模和数值模拟手段，从采收率增幅拐点、区块整体有效、新井能够自保等方面综合判断Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类储层适宜井网密度分别为3口/km²、4口/km²、4口/km²，对应的采收率分别为51.4%、50.3%、46.5%。