大型致密砂巖氣田有效開發與提高采收率技術對策
——以鄂爾多斯盆地蘇里格氣田為例

冀光，賈愛林，孟德偉，郭智，王國亭，程立華，趙昕

（中國石油勘探開發研究院，北京 100083）

0 引言

鄂爾多斯盆地蘇里格地區的致密砂巖氣田是中國致密氣的典型代表，儲集層非均質性強、物性差、束縛水飽和度大，氣體滲流阻力大、氣井能量衰竭快、有效波及范圍小、儲量動用程度低。蘇里格氣田發現于1996年，2005年投入開發，目前已經成為中國儲量和產量規模最大的天然氣田。通過動用富集區，2014年底建成250×108m3生產能力，年產量達到230×108m3。富集區一般是指儲量豐度大于1.5×108m3/km2、儲量集中度相對較高、單井最終累計產量大于2 000×104m3的優質儲量區。蘇里格氣田從2015年開始進入穩產階段，按照開發規劃將持續穩產20年以上。不同于常規氣藏的氣井生產特征，致密氣單井基本沒有穩產期，需要通過不斷地投入新井彌補遞減以保持氣田長期穩產。通常維持該類氣田穩產有兩條途徑，一是依靠新區塊產能建設進行接替穩產，二是在已開發富集區通過井網加密提高儲量動用程度和采收率實現接替穩產。從蘇里格氣田開發現狀來看，大部分未動用區塊由于儲量豐度較低或可動水飽和度大，氣井產量普遍低于富集區的加密井，因此富集區提高采收率作為氣田穩產的技術手段更為經濟可行，而未動用區塊開發可作為長期穩產的資源儲備。

國內外開發實踐表明，井網加密是致密氣提高采收率的有效手段之一。關于適宜井網密度的分析，前期側重于井網與儲集層分布的匹配，追求每個有效砂體僅被1口井控制，盡量避免干擾，保證Ⅰ+Ⅱ類井的比例和單井開發效益，設計的井網為最優技術井網，井網密度控制在3口/km2以內[1]；目前為了氣田最大程度的有效開發及提高采收率，在經濟條件允許的范圍內接受一定程度的井間干擾，開展了最優經濟井網設計，提出了定量地質模型法、動態泄氣范圍法、產量干擾率法及經濟技術指標評價法4種井網密度論證方法，經過循序漸進的詳細論證認為氣田富集區可由600 m×800 m骨架井網整體加密至4口/km2的井網密度，采收率可由32%提升至約50%。另外，直井側鉆、重復壓裂、排水采氣等綜合配套措施也可在一定程度上挖潛老井產能，提高采收率約5%。本文圍繞致密氣田富集區提高采收率的生產需求，詳細論述采收率影響因素、剩余儲量描述、井網井型優化和提高采收率配套措施等方面的研究成果。

1 致密氣儲集層基本地質特征

蘇里格氣田位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡的西北側，主要產層為二疊系盒8和山1段。主體沉積環境為陸相辮狀河沉積，在寬緩的構造背景下，河道多期改道、疊置，形成幾千至上萬平方千米的大規模砂巖區，呈片狀連續分布。經過強烈的壓實和膠結等成巖作用形成致密儲集層，孔隙類型以次生孔隙為主。在普遍低滲—致密砂巖背景下，孔滲值相對高且含氣性好的砂體為“有效砂體”，是探明儲量計算的主體對象和產能主要貢獻者。不同于砂體的大規模連續分布，有效砂體發育規模小，在空間上呈多層透鏡狀分布，與連片的致密砂體形成“砂包砂”二元結構。

致密氣儲集層孔喉結構復雜，物性差，氣體充注程度低，含水飽和度相對較大。蘇里格氣田的平均含水飽和度約40%，地層水以自由水、滯留水和束縛水的狀態賦存在致密氣儲集層中。除蘇里格西區和東區北部外，自由水比例普遍較低，氣田主體區塊地層水主要為滯留水和束縛水，與天然氣同存共儲形成氣水同層或含氣水層，與常規氣藏“上氣下水”的氣水分異現象不同。在生產過程中，致密氣井產水是較普遍的現象，由于近井帶地層能量下降快，氣井產量低，攜液能力差，不采取井筒排水措施時井底易快速積液，形成天然氣滯留。

2 致密氣采收率影響因素

從宏觀有效砂體規模尺度與井網匹配關系和微觀孔隙結構與流體滲流特征對氣井生產的影響兩個方面，可將致密氣采收率影響因素歸結為3個。①儲集層非均質性：儲集層非均質性強，含氣砂體連續性和連通性差，開發井網對儲量的控制程度不足。②儲集層滲透率：儲集層致密，孔隙連通性差，滲流能力弱。③氣水兩相流：儲集層中存在氣、水兩相流，滲流阻力大，氣井產量低，攜液能力弱，井筒積液導致氣井廢棄壓力升高。

2.1 儲集層非均質性

蘇里格致密氣儲集層沉積環境主要為陸相河流沉積體系，水動力條件變化大，單期河道規模小[2]，疊置樣式復雜，有效砂體多分布在河道底部與心灘中下部等粗砂巖相內，與基質砂體呈現“砂包砂”的二元結構。氣田約80%的有效砂體為單期孤立型，且規模變化較大[3]，厚度1～10 m，主體分布范圍1.5～5.0 m，長度和寬度范圍均在50～1 000 m。氣藏工程方法擬合計算表明，單井控制泄流面積主要為0.15～0.30 km2，明顯小于當前蘇里格氣田600 m×800 m井網下單井的控制面積0.48 km2，可見開發井網對儲量的控制程度不足。

多期次辮狀河河道頻繁遷移使含氣砂體多以較小規模分布在垂向多個層段中[4]，橫向切割和垂向加積疊置形成較大的復合有效砂體，其內部通常具有較強的非均質性[5]，其中水動力條件減弱時沉積下來的致密細?；蛘吣噘|隔夾層成為“阻流帶”阻斷流體滲流通道，導致復合有效砂體內儲量難以充分動用，降低氣藏采收率。根據現代辮狀河（永定河）的野外露頭解剖，順流沉積剖面上，在心灘上部及辮狀河道與心灘交接處發育多個落淤夾層[6]，因此，致密氣儲集層采用單井高產的技術井網很難充分控制含氣砂體[7-10]，采收率往往較低。

2.2 儲集層滲透率

致密氣儲集層具有低孔、低滲的物性特征，壓力傳導能力要遠弱于常規氣藏，流體-巖石的吸附作用導致儲集層存在啟動壓力，在生產壓差小、流速低的條件下，天然氣無法克服啟動壓力梯度流向井筒，導致致密氣井完鉆后幾乎沒有自然產能。致密氣井獲得工業氣流必須經過儲集層壓裂改造，通過壓裂縫網與近井帶儲集層溝通，提高儲集層滲透率，以增加儲集層動用程度和單井產量，實現效益開發。但由于儲集層改造規模有限，致密氣儲集層采收率相比于常規氣藏仍較低。

2.3 氣水兩相流

在巖石孔隙介質中，由于巖石潤濕性和毛細管壓力作用[11-12]，水體優先占據小孔喉和孔隙壁面；氣體在含水孔隙中流動時，首先流入大孔隙，隨流動壓差的增大，逐漸驅動小尺寸喉道的水或將孔隙壁面的水膜驅薄。巖心中的含水飽和度隨氣體的流動而變化。在低流速時，隨壓差的增大，氣體流量呈非線性增長，氣體前緣呈跳躍式前行，且易被水卡斷。因此，氣體在含水孔隙中流動時，也需要一定的啟動壓力（臨界流動壓力）；孔隙中含水飽和度越高，氣體流動的啟動壓力越大。

巖心樣品氣體流動壓差與流量關系如圖1所示，通過數據擬合可以求出不同初始含水飽和度巖樣的啟動壓力。初始含水飽和度為66.34%，52.69%和39.96%的巖樣啟動壓力分別為0.086 40，0.009 73，0.002 39 MPa。啟動壓力與巖心長度（4.5 m）的比值為該巖心的啟動壓力梯度，分別為0.019 20，0.002 10，0.000 53 MPa/m，隨著含水飽和度的降低，啟動壓力和啟動壓力梯度均減?。ㄒ姳?）。對于地層水活躍或者含水飽和度較高的儲集層，受產水影響，氣相滲流阻力增大，當產量減小到無法攜液生產，井筒開始積液，產量進一步降低，進入惡性循環，必須及時開展排水采氣措施以防氣井水淹停產。井筒積液將造成氣井廢棄壓力升高，采收率降低，同時排水采氣的實施將增加開采成本，降低經濟效益。

圖1 不同含水飽和度時流量-壓差曲線

表1 不同含水飽和度下啟動壓力梯度數據表

3 致密氣田已開發區剩余儲量評價

由于致密砂巖氣儲集層的特殊結構，以追求直井產量最大化為目標的技術井網很難充分控制不同尺度的含氣砂體，造成儲量動用不徹底。開發實踐證明，當前蘇里格氣田600 m×800 m的主體開發技術井網僅能控制主力含氣砂體，較小尺度含氣砂體難以控制，形成井間和層間剩余儲量。應用地質、地球物理、氣藏工程等方法，對區塊、井間、層位逐級開展剩余儲量精細解剖與分析，結合采氣工藝技術，可將已開發區剩余儲量歸納為4種類型：井網未控制型、復合砂體內阻流帶型、射孔不完善型和水平井漏失型（見圖2）。

3.1 井網未控制型

蘇里格氣田致密氣儲集層有效砂體規模小，橫向連通性差，發育頻率低，空間上以孤立分布為主。氣田開發早期確定了600 m×1 200 m井網，與常規氣藏1～3 km的井距相比，井網密度較大。隨著對氣田開發的深入，2010年以后將主體開發井網由早期的600 m×1 200 m調整為600 m×800 m，井網密度由1.4 口/km2調整為2 口/km2，儲量動用程度大幅提升，但仍無法充分控制含氣砂體。按單井最終累計產量2 400×104m3及儲量豐度1.5×108m3/km2計算，目前采收率僅為32%。井網未控制型剩余儲量占剩余氣總儲量的50%～60%，為剩余氣挖潛的主體。

圖2 不同類型剩余儲量模式

3.2 復合砂體內阻流帶型

水平井軌跡地質剖面顯示復合砂體內部不連通，發育多個“阻流帶”，垂直水流方向展布，寬度10～30 m，間隔50～150 m。試氣資料表明直井在砂體范圍內存在流動邊界，證實“阻流帶”可影響復合砂體滲流能力和直井儲量動用程度，形成一定規模的剩余氣。復合砂體內阻流帶型剩余儲量占氣田總剩余儲量的25%。水平井多段壓裂后可克服阻流帶的影響。

3.3 射孔不完善型

有效砂體根據物性及含氣性差異可分為差氣層及純氣層2種類型。差氣層與純氣層相比，有效砂體厚度薄，為1～3 m；物性差，孔隙度5%～7%，覆壓滲透率（0.01～0.10）×10-3μm2；含氣飽和度小，為45%～55%；含水飽和度大于45%，儲集層內氣體相對滲透率低，流動性差。受開發早期直井分層壓裂技術限制，部分差氣層射孔不完善或壓裂改造不完善形成了剩余氣。根據蘇里格氣田1 200口井的鉆井及測井數據，統計單井鉆遇有效砂體的個數及各有效砂體的厚度、孔隙度、含氣飽和度等參數，篩選出射孔不完善層，結合寬厚比及長寬比等地質參數，可估算射孔不完善型儲集層中的儲量及剩余儲量占比。統計結果表明，井均射孔不完善型剩余儲量占井均控制儲量的14%。該類剩余儲量主要分布于早期投產的少量開發井和評價井，2008年起由于分層壓裂技術的進步，基本不再產生該類剩余儲量。因此，該類剩余儲量可作為有針對性的單井挖潛目標，對于氣藏整體采收率的提高影響不大。

3.4 水平井漏失型

蘇里格致密氣儲集層多層段含氣，主力層盒8、山1段儲量占地質儲量的80%左右。水平井通過增加與儲集層的接觸面積，利用多段壓裂改造突破阻流帶的限制，提升主力層段的儲量動用程度。但多層含氣的地質特點造成了水平井將不可避免地遺漏縱向上部分層段的儲量。據1 300余口實鉆水平井鉆遇有效儲集層統計，水平井可控制區域地質儲量的60%～70%，約30%～40%形成剩余儲量。單井控制面積按約1 km2測算，水平井漏失型剩余儲量總量為（600～800）×108m3，剩余儲量平均豐度0.5×108m3/km2，挖潛措施的經濟效益難以保證。

4 致密氣儲集層提高采收率主體技術

將蘇里格氣田不同區塊地質儲量與完鉆井累計的動用儲量相減，得到氣田剩余儲量。根據39條氣藏連井剖面解剖分析，計算各類剩余儲量，繼而可得各類剩余儲量占剩余總儲量的比例。開發井網未控制的孤立含氣砂體和復合砂體內阻流帶控制的滯留氣，本質原因均是井網不能滿足控制儲量的要求，因此將兩者統一劃歸為井間未動用型剩余儲量；直井射孔不完善與水平井漏失型均源于縱向層間遺留，統一劃歸為層間未動用型剩余儲量。其中，井間未動用型剩余儲量占82%，層間未動用型剩余儲量占18%（見表2）。因此，井網加密優化提高井間剩余儲量動用程度是提高采收率的主體技術，分為直井井網加密和直井與水平井聯合井網技術。

表2 蘇里格氣田中區富集區剩余儲量分類占比統計表

4.1 直井井網加密提高采收率技術

直井井網加密適用于多個氣層分散分布的區塊，核心是確定經濟有效的井網密度，并優化井網幾何形態。致密砂巖氣儲集層具有廣覆式生烴、連續型成藏的特點，含氣面積大，物性差，儲集層結構微觀上表現出極強的非均質性。筆者團隊長期致力于致密氣穩產與提高采收率研究，前期認識主要包括：在儲集體地質評價方面不僅要研究儲量規模，還要分析儲集層空間分布結構及含氣性對產量的影響[1]；在加密指標方面要優選、綜合多參數，明確科學的加密原則，建立系統的評價指標體系[13]。前期研究的特點之一是分儲量類型開展井網加密，不同的儲量類型對應不同的井網密度。

近年來隨著開發程度的深入，對氣田的認識也在不斷深化，甚至較前期產生了較大的改變：利用多個孤立砂體在縱向上多期疊置的地質特征，可將儲集層微觀結構上的強非均質性等效成富集區儲集層宏觀分布上的均質性，大量生產井表現出的“井井不落空，井井難高產”特性可證明這一觀點?；诖碎_發理念，首先通過地震資料解釋和沉積相帶約束落實富集區分布，將富集區看成相對均質的整體，通過“工廠化作業”大規模布井、一次井網成型，無需額外優選井位，節約鉆井施工成本，降低后期管理難度，提升開發效益。2008—2015年，蘇里格氣田在蘇6、蘇14、蘇36-11等富集區開展了8個密井網區的生產試驗，為井網加密分析提供了資料。不分儲量類型進行加密研究的另一優點是，數據分析樣本大幅增加（以往8個密井網區被分成了5類儲量），研究的可靠性和準確性得到了提升。

在前期研究成果的基礎上，經過進一步的梳理、總結、提煉，建立了定量地質模型法、動態泄氣范圍法、產量干擾率法及經濟技術指標評價法4種井網密度論證方法。4種方法考慮因素依次增多，限制條件不斷增強，綜合研究表明蘇里格大型致密砂巖氣田富集區可整體加密至4口/km2。與前期研究成果相比，本次取得的進展主要表現在：①結合產量干擾率分析，形成了采收率隨井網密度變化的4個階段，并確定了各階段對應的井網密度；②深化了單井最終累計產量、加密井增產氣量、井網加密的理論內涵，將原有的概念模型逐步定量化、具體化，在現場具備了更強的應用價值；③緊隨致密氣開發形勢，加強了經濟方面的評價，面對致密氣內部收益率標準由12%下調至8%的現狀，探討了不同氣價條件下的適宜井網密度。

4.1.1 定量地質模型法

定量地質模型法的核心是確定有效單砂體的規模尺度、分布頻率，根據有效單砂體的主體規模尺度（厚度、寬度、長度等）評價當前井網有效控制的砂體級別及儲量動用程度。巖心精細描述是確定有效單砂體厚度的重要手段，在巖電關系標定的基礎上，結合測井資料對非取心井進行有效單砂體厚度解剖。分析表明，蘇里格氣田孤立型有效單砂體厚度主要為1.5～5.0 m。有效單砂體寬度、長度規模分析可通過密井網解剖進行，或根據野外露頭觀測和沉積物理模擬統計相應沉積環境下沉積體的寬厚比和長寬比，結合砂體厚度計算有效砂體長度和寬度。研究表明鄂爾多斯盆地二疊系盒8、山1段心灘、河道充填寬厚比為50～120，長寬比為1.2～4.0；蘇里格氣田孤立型有效單砂體主要寬度為200～500 m，分布占比65%；主要長度為300～700 m，占比69%（見圖3）。氣田有效單砂體展布面積主要為0.08～0.32 km2，平均為0.24 km2。根據儲量豐度與有效單砂體平均規模折算，1.00 km2地層內平均發育有效砂體20～30個。80%的有效砂體呈孤立狀分布，規模小，平均尺寸小于400 m×600 m；20%呈垂向疊置、側向搭接，規模較大，儲量占總儲量的45%。

在當前600 m×800 m主體開發井網下，氣井覆蓋的開發面積為0.48 km2，是有效單砂體平均規模的2倍，井間遺漏大量有效砂體，因此儲量動用程度較低。根據定量地質模型法分析，井網密度需要達到4口/km2（0.24 km2的倒數）。

4.1.2 動態泄氣范圍法

低流速下致密氣啟動壓力的存在使氣井的無阻流量變小、氣藏的廢棄壓力升高，采收率降低。前人通過巖心實驗分析，根據啟動壓力梯度和地層滲透率的關系，測算了合理井距[14]：在原始地層壓力為40 MPa、地層滲透率為0.1×10-3μm2時，認為氣井最大井距為88.6 m，即氣井泄氣半徑不超過44.3 m。致密氣的成功開發離不開儲集層改造工藝的進步，致密氣儲集層也可稱為“人工氣藏”，其儲集層滲透率包括基質滲透率及人工滲透率兩部分，而人工滲透率的數值及分布是難以準確度量的，這就造成了前人方法得出的合理井距與實際情況差別較大。

圖3 蘇里格氣田有效單砂體長度與寬度分布頻率

開發過程中的壓力和產量數據是分析泄氣范圍的可靠依據。事實上在氣井生產過程中，啟動壓力梯度的存在引起了氣井壓力和產量的變化。動態泄氣范圍法通過選取生產時間超過500 d且基本達到擬穩態的氣井，利用壓力和產量數據，在綜合考慮人工裂縫、儲集層物性等參數的基礎上擬合確定氣井泄壓范圍、動用儲量、氣井最終累計產量等重要指標，統計分析氣井泄氣范圍的分布頻率，評價當前井網對儲量的動用程度。Blasingame和流動物質平衡等方法擬合計算表明，氣田直井泄流面積差異較大，最小不足0.10 km2，最大在1.00 km2以上，主體分布在0.1～0.5 km2，平均為0.27 km2，與地質分析的結論基本一致，同樣反映了現有600 m×800 m骨架井網對儲量控制不足。按照泄氣范圍分析，井網密度需要達到3.7口/km2。實際上，氣井泄氣范圍受儲集層規模、儲集層疊置樣式、阻流帶分布、人工裂縫形態等因素影響，一般為不規則的多邊形，即井網密度不足3.7 口/km2時，井與井的泄氣范圍已經發生了重合，所以“泄氣半徑”的提法是不準確的。

4.1.3 產量干擾率法

氣田生產現場主要根據干擾試井評價井間距離是否合理。干擾試井通過開關井等方式調節激動井生產制度，跟蹤觀測井壓力和產量的變化，來確定測試井組中是否存在井間干擾現象。氣井平均鉆遇3～5個有效砂體，通過新井鉆遇新儲集層的同時，會造成部分規模較大、連通性較好的有效砂體被2口及以上的井控制，提高了干擾井的比例；而此時大部分規模尺度較小的孤立儲集層尚未產生干擾。另外，蘇里格氣田氣井采用分壓合采、井下節流的采氣工藝，但干擾試驗難以開展分層產量測試，不能分層系確定井間連通情況。因此，僅依據“干擾井比例”這一參數無法真實揭示氣井間產量受影響的程度，在蘇里格氣田的應用具有明顯的局限性。

針對這個問題，提出“產量干擾率”指標，以定量表征致密氣儲集層一定區域內井網加密對氣井平均產量的影響程度，合理評價井網加密的可行性。產量干擾率定義為一定區域內井網加密前后平均單井累計產量差值與加密前平均單井累計產量的比值。

式中IR——產量干擾率，%；ΔQ——加密前后平均單井累計產量差，104m3；Q——加密前平均單井累計產量，104m3。

氣田42個井組的干擾試驗表明，當井網密度達到4口/km2，約60%的氣井產生了干擾，按照原有的觀念認為干擾嚴重，而產量干擾率僅為20%～30%，反映出實際上干擾輕微。通過選取典型區塊，結合地質建模與數值模擬的方法，研究蘇里格致密氣儲集層儲量豐度、井網密度與產量干擾率三者之間的關系（見圖4）。結果顯示，產量干擾率隨井網密度的增加而增大，井網密度在2.5～4.5口/km2時，產量干擾率增速較快，反映出大部分氣井的泄氣范圍為0.22～0.40 km2，驗證了前文的結論；當井網密度達到4.5口/km2以后，產量干擾率增幅變小。通常區塊的平均儲量豐度越大，儲集層發育個數和累計厚度越大，井間連續性越強，越容易產生干擾，越早出現拐點。蘇里格氣田富集區平均儲量豐度為1.5×108m3/km2，即蘇里格氣田井網密度具備加密到4～5 口/km2的潛力。

圖4 儲量豐度、井網密度和產量干擾率關系圖

以氣田8個密井網試驗區的實際生產數據為依據，建立了采收率、井均最終累計產量、加密井增產氣量等指標隨著井網密度變化的關系圖版（見圖5）。加密井增產氣量定義為井網密度每增加1口/km2，相對于原井網密度下每平方千米的增產氣量。筆者認為，“加密井增產氣量”比“加密井最終累計產量”更具科學意義：加密井最終累計產量與加密時間有關，加密時間越晚，加密井最終累計產量越低；而加密井增產氣產自井間非連通有效儲集層，與加密時間無關，與最終采收率關系較為密切。隨著井網密度增加，井間從不干擾到干擾，再到干擾程度愈加嚴重，單井平均累計產量不斷降低，采收率增加幅度越來越小，可分為4個階段（見圖5）：階段Ⅰ，井網密度0～1.6口/km2，井間未產生干擾，加密井增產氣量等于老井累計產量，采收率隨井網密度的增加呈線性增長；階段Ⅱ，井網密度1.6～4.5口/km2，井間產生一定的干擾，加密井增產氣量小于老井累計產量，但干擾尚不嚴重，采收率隨著井網密度的增加而提高的幅度較大；階段Ⅲ，井網密度4.5～8.4口/km2，井間干擾逐步增強，加密井增產氣量與井均累計產氣量的差距不斷擴大，采收率隨著井網密度的增加而提高的幅度明顯降低；階段Ⅳ，井網密度大于8.4口/km2，井網基本將儲集層完全控制，加密井很難再鉆遇新的儲集層，新井增產較低，采收率已達到利用井網加密手段所能達到的極限。根據滲流試驗模擬和建模、數值模擬，蘇里格致密氣田通過井網加密所能達到的技術極限采收率為63%[15]。

圖5 采收率隨井網密度變化的4個階段

4.1.4 經濟技術指標評價法

低滲—致密氣儲集層物性差，有效儲集層預測難度大，儲集層改造技術工藝要求高、投入大，單井產量低，開發效益差，降低成本、追求經濟有效性是致密氣儲集層開發的關鍵。前文所述的3種方法多是從地質或氣藏角度切入，對經濟因素考慮有所欠缺。經濟技術指標評價法是以開發效益為導向，以內部收益率為核心評價參數來確定井網密度的綜合方法。內部收益率是國際上評價投資有效性的關鍵指標，指資金流入現值總額與資金流出現值總額相等、凈現值（NPV）等于零時的折現率，可理解為項目投資收益能承受的貨幣貶值、通貨膨脹的能力。內部收益率為0對應盈虧平衡點。近年來，天然氣處于蓬勃發展期，國內油氣行業將致密氣開發的內部收益率由之前的12%調整到8%，目前正在積極申請開發優惠政策，未來3年內部收益率標準有望下調到6%。按照固定成本8.0×106元，銀行貸款45%，利率6%，操作成本1.2×106元、折舊10年，并綜合考慮城市建設、資源稅等相關稅費，研究了在不同氣價條件下，氣井滿足內部收益率為8%，6%，0時開發所對應的最低EUR（估算單井最終累計產量）。氣價越高，達到內部收益率標準所需的氣井EUR越低（見圖6）。氣價為1.15元/m3時，氣井滿足內部收率為8%，6%，0時對應的EUR下限分別為1 396×104，1 289×104及1 073×104m3。未來隨著技術進步、氣價上漲或者內部收益率標準下調，氣田的開發效益有望進一步提高。

圖6 不同氣價條件下氣井效益開發所對應的EUR下限

確定適宜井網密度，需要平衡采收率、單井產量和開發效益。井網稀，儲量得不到有效動用，采收率低；井網密，受控于地質條件和產能干擾，影響開發效益。本文提出“采收率顯著提高，所有井整體有效益，新鉆加密井能夠盈虧平衡”3條加密調整基本原則：①較大程度地提高采收率，可接受一定程度的井間干擾，根據上述分析，確定可調整加密的井網密度為1.6～8.4口/km2；②區塊內所有井平均達到8%內部收益率標準，對應井均最終累計產量不小于1 396×104m3，井網密度小于等于6.3口/km2；③每口加密井均不虧本，滿足內部收益率為0，加密井起到提高采收率的作用，可以達不到8%內部收率，但不能虧本，即加密井增產氣量不小于1 073×104m3，合理井網密度小于等于4.2口/km2。

綜合上述分析，當前經濟技術條件下，滿足3條加密調整基本原則，同時結合現骨架井網分布，認為井網調整的適宜密度為4口/km2。模型中應用600 m×800 m井網模擬蘇里格氣田平均單井最終采氣量為2 420×104m3，加密后平均氣井產量約1 920×104m3，仍滿足開發方案要求的經濟效益，加密井增產氣量為1 110×104m3，高于內部收益率為0對應的氣井增產氣量，加密后采收率約為50%（見圖5）。

考察不同經濟條件下適宜的井網密度。從地質條件和氣藏動態角度分析，若滿足大幅提高采收率的要求，氣田適宜的井網密度應保持在1.6～8.4口/km2且不隨氣價變化；從經濟評價的角度分析，若滿足井均達到8%內部收益率并考慮加密井不虧本的原則，隨著氣價升高，適宜井網密度逐漸增大。在氣價為1.0～1.1元/m3時，氣田適宜井網密度為3口/km2；氣價為1.1～1.5元/m3時，適宜井網密度為4口/km2；當氣價達到1.5～2.0元/m3，適宜井網密度為5口/km2（見表3）。

表3 不同氣價條件下適宜井網密度

4.2 直井與水平井聯合井網提高采收率技術

直井與水平井聯合井網提高采收率技術適用于主力氣層較為明顯的區塊（主力氣層剖面儲量占比大于60%），可有效發揮水平井突破阻流帶、層內采收率較高的優勢，節約開發投資，獲得更高經濟收益。實際布井采用網格化形式，首先將布井區域按照水平井井距劃分網格單元（蘇里格氣田網格單元為600 m×1 600 m），然后通過儲集層精細描述確定每個網格單元的儲集層結構，最后根據儲集層結構特點部署對應井型。典型區塊分析顯示，蘇里格氣田適合水平井部署的網格單元約占30%，其余約70%的區域需要采用直井開發。

在蘇6區塊150 km2區域內按照基礎井網（600 m×800 m直井井網）、直井加密井網（1 km2加密到4口直井）、聯合井網（1 km2鉆1口水平井或4口直井）設計3套開發方案開展數值模擬對比試驗。采用直井加密方案，由600 m×800 m基礎井網加密到400 m×600 m加密井網，單井累計產量下降21.9%，采收率由31.94%提高至49.89%，提高了約18%，且井均能達到經濟有效。采用直井與水平井聯合井網方案，采收率指標與直井加密井網基本相當，但考慮到蘇里格地區水平井井均投資約為直井的3倍，水平井井網密度約為直井井網的1/4，即布水平井的區域內每平方千米節省了1口直井的開發投資。與直井加密方案相比，采收率由49.89%提升至50.70%，開發投資由49.14×108元降為45.61×108元，節省了約7%（見表4）。近年來，長慶油田提出“二次加快發展”戰略，根據規劃，3年內氣田須新部署5 000口以上的直井及1 000口以上水平井。該研究成果可為油田現場產能建設提供有力支撐。

表4 聯合井網與直井加密井網指標模擬結果對比

5 致密氣儲集層提高采收率配套技術

針對致密氣儲集層4種類型的剩余氣，直井加密井網與直井-水平井聯合井網2項主體技術主要挖潛井間未動用型剩余氣，將富集區采收率從32%提高到50%左右。其余類型剩余氣需通過相關配套技術挖潛改善儲集層滲透性、提高氣井泄流能力，進一步提高采收率，在已開發的富集區，主要形成了老井挖潛、新井工藝技術優化、合理生產制度優化、排水采氣、降低廢棄產量5種提高采收率配套技術措施，以增加非主力剩余氣的有效動用，預計可提高采收率約5%。

5.1 老井挖潛

老井挖潛技術措施主要包括老井新層系動用、老井側鉆水平井、老井重復改造3種。其中老井新層系動用通過開展老井含氣層位復查，由當前盒8段、山1的主力層段向上拓展到盒6段，向下拓展到馬5段，評價未動用層位潛力，實施遺漏層改造增產。老井側鉆水平井主要針對氣田有利區塊的Ⅱ、Ⅲ類氣井，評價氣井井況，對滿足側鉆條件的氣井開展三維井間儲集層預測，分析與生產井間的連通性，并通過數值模擬預測側鉆水平段的累計產量，對符合經濟有效開發的氣井進行剩余氣挖潛，增加井間遺留儲量的有效動用。老井重復改造的對象主要是在動態、靜態評價方面有較大差異的氣井，分析原射孔層位壓裂及完井施工情況，同時對比氣井與周圍氣井的泄壓情況，評價重復改造的可行性，動用因工程因素導致的剩余儲量，同時復查漏失層位。

5.2 新井工藝技術優化

經過近10年的探索發展，基于儲集層壓裂改造技術的不斷優化和升級，蘇里格氣田實現了規模有效開發，成為中國最大的天然氣田，同時如大牛地氣田、登樓庫氣田等致密氣田也獲得了成功開采[16-18]。直井或定向井改造已由機械封隔器向連續油管分層壓裂技術發展，該技術集成精確定位、噴砂射孔、高排量壓裂、層間封隔4大功能為一體，在增加改造層數、大幅提高致密氣縱向儲量動用程度的同時，井筒條件更便于后期措施作業，解決了蘇里格氣田多層系致密氣直井分層壓裂工藝排量受限、井筒完整性差、叢式井組作業效率低等問題。水平井段內多縫壓裂技術取得突破，通過研發不同粒徑可降解暫堵劑和纖維組合材料，使承壓性能和降解時間等技術指標均接近國外同類產品水平，大幅提高了致密氣水平井有效改造體積，解決了蘇里格氣田水平井裸眼封隔器分段壓裂工藝封隔有效性差和橋塞分段壓裂工藝分段多簇改造程度低等問題。

5.3 合理生產制度優化

低孔滲、強非均質性、次生孔隙發育且喉道細小、氣水關系復雜等致密氣儲集層特征，導致了地下流體滲流機理的復雜性，生產上通常表現為氣井壓力波及范圍小，壓力下降快，自然產能低、遞減率高[19-21]。要保證氣井長期有效開采，合理制定生產制度對于提高單井累計產量及延長相對穩產期至關重要。低滲—致密砂巖氣儲集層放壓和控壓開采動態物理模擬試驗表明，放壓開發采氣速度快，采氣時間短，但累計產氣量和采收率相對較低；控壓開采能有效利用地層壓力，單位壓降采氣量和最終采收率也更高。對于氣水同產氣井，如蘇里格氣田西區氣井普遍產水，儲集層水體對氣相滲流能力影響顯著。氣體通過釋壓膨脹，擠壓水體流動，在壓力梯度的影響下，氣相滲流能力降低，水相滲流能力升高[22-25]。此時，需綜合考慮控壓程度和氣井攜液能力，設置合理的產量，以達到氣井的平穩開采和較高的采收率。李穎川等[26]提出的動態優化配產方法綜合考慮物質平衡原理、氣井產能、井筒溫壓分布及連續攜液理論，在氣井投產初期保持所配氣量略高于井口臨界攜液流量，充分發揮氣井的攜液潛能，降低排水采氣量，降低開采成本的同時提高氣井最終采收率。將其應用于蘇里格氣田西區產水氣井配產，連續攜液采氣井約占90%，排水采氣井僅有10%左右，保證采收率的同時提高了開發效益。

5.4 排水采氣

致密氣井通常產量低、攜液能力弱，地層水相對活躍，幾乎沒有真正意義的純氣富集區[27]，自投產開始產水且產水量不斷上升，氣井不具備依靠自身能量排除井底積液的能力，截至2018年底，氣田積液井數比例超過60%。為確保最大限度發揮氣井產能，延長氣井有效生產期，提高氣井最終累計產氣量，蘇里格氣田開展了大量研究及應用試驗，形成了適合氣田地質及工藝特點的排水采氣技術系列。

在產水井助排方面，形成了以泡沫排水為主，速度管柱、柱塞氣舉為輔的排水采氣工藝；在積液停產井復產方面，形成了壓縮機氣舉、高壓氮氣氣舉排水采氣復產工藝[28-30]。其中，泡沫排水采氣通過將井底積液轉化為低密度易攜帶的泡沫狀流體，提高氣流攜液能力，達到將水體排出井筒的目的，適用于產氣量大于0.5×104m3/d的積液氣井，具有設備簡單、施工容易、不影響氣井正常生產等優勢；速度管柱排水采氣通過在井口懸掛小管徑連續油管作為生產管柱，提高氣體流速，增強攜液生產能力，依靠氣井自身能量將水體帶出井筒，適用于產氣量大于0.3×104m3/d的積液氣井，具有一次性施工，無需后續維護的優勢；柱塞氣舉排水采氣將柱塞作為氣液之間的機械界面，利用氣井自身能量推動柱塞在油管內進行周期舉液，能夠有效阻止氣體上竄和液體回落，適用于產氣量大于0.15×104m3/d的積液氣井，具有排液效率高、自動化程度高、安全環保等優勢；壓縮機氣舉排水采氣利用天然氣的壓能排出井內水體，氣舉過程中，壓縮機不斷將產自油管的天然氣沿油套環空注入氣井，注入的天然氣隨后沿油管向上從井筒采出，經過分離器分離處理后再由壓縮機壓入井筒，循環往復排出井筒積液；高壓氮氣氣舉是將高壓氮氣從油管（或套管）注入，將井內積液通過套管（或油管）排出，達到氣井復產的目的。

5.5 降低廢棄產量

氣井廢棄產量是氣田開發的一項重要經濟和技術指標，是評價氣田最終采收率的主要依據[31]。廢棄產量的確定取決于氣價的高低和成本費用，致密氣井投產后短時間內進入遞減期，產量不斷下降，最后結合地層、井筒及外輸管線壓力系統匹配關系，以定壓生產方式進行更大幅度的遞減生產，直至生產井的年現金流入與現金流出持平，氣井生產到達廢棄，對應產量即為氣井廢棄產量。氣井最終廢棄產量的大小對氣井、氣田采收率具有較大影響，蘇里格氣田廢棄產量從0.14×104m3/d降至0.10×104m3/d，單井累計采氣量可增加150×104m3，提高采收率2%左右。目前氣田主要通過井筒排水采氣和井口增壓來降低氣井廢棄壓力，進而降低氣井廢棄產量，實現提高氣井最終累計產量和采收率的目的。

6 結論

儲集層非均質性強、滲流能力差、存在氣水兩相流是導致致密氣儲集層技術極限采收率（60%～70%）低于常規氣藏（80%～90%）的3大因素。結合儲集層地質和氣藏開發動態分析，將蘇里格致密氣田剩余儲量劃分為井網未控制型、水平井漏失型、射孔不完善型和復合砂體內阻流帶型4種類型。其中，井網未控制型和復合砂體內阻流帶型皆為井間未動用剩余儲量，占總剩余儲量的82%，是剩余氣挖潛的主體，井網調整優化是提高該類儲量動用程度和采收率的主體技術。

針對提高氣田采收率和氣井開發效益，提出直井井網加密及直井與水平井聯合井網優化調整方法。建立井均最終累計產量、加密井增產氣量、井間干擾程度隨井網密度變化的關系圖版，提出采收率隨井網密度變化的4階段，并明確了各階段對應的井網密度。蘇里格致密氣在現有氣價1.1～1.5元/m3條件下合理的井網密度為4口/km2，在氣價1.5～2.0元/m3條件下，適宜井網密度可達5口/km2；聯合井網與直井加密井網提高采收率幅度相當，但可節約7%的開發投資?？傮w上，直井加密井網和直井與水平井聯合井網2項主體技術可將富集區采收率從當前的32%提高到50%左右。

針對水平井漏失型、射孔不完善型層間未動用型剩余氣，形成了老井挖潛、新井工藝技術優化、合理生產制度優化、排水采氣、降低廢棄產量等提高采收率的配套技術系列，預計可在井網優化調整的基礎上再提高采收率約5%。