基于动态特征的开发井网优化——以苏里格致密强非均质砂岩气田为例

李跃刚 徐 文 肖 峰 刘莉莉 刘仕鑫 张 伟

1.中国石油长庆油田公司苏里格气田研究中心 2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室3.中国石油长庆油田公司苏里格气田开发分公司

随着国内致密砂岩气田开发规模、范围的扩大及开发程度的不断深入，提高气田采收率技术已是提升该类气田开发水平与效果的重大课题。笔者以国内致密砂岩气开发的典型代表——鄂尔多斯盆地苏里格气田为例，系列探讨该领域的研究进展与成果，一是抛砖引玉，引起广大学者的高度关注和更深入的研究；二是为类似气田提供借鉴，不断提升致密砂岩气藏的开发水平。

对于致密强非均质砂岩气田，分析其采收率影响因素，在目前经济技术条件下主要有：开发井网，废弃条件，井位部署，生产方式，水平井，地层产水。各因素对气田采收率的影响机理和程度均不相同，系列文章将分别介绍各因素对采收率的影响程度，进而指导气田开发工作者紧扣采收率主控因素，最大限度地提高致密强非均质砂岩气田的最终经济采收率。

1 开发井网优化模型

研究和开发实践表明，开发井网是致密强非均质砂岩气田采收率的主要影响因素。井网过稀，由于储层的连续性差及平面强非均质性，井网对储量的控制程度不够，储量难以充分动用，气田的最终采收率低；但若井网过密，井间干扰将会趋于严重，虽然采收率可进一步提高，但经济效益又难以保证。因此，寻求一种合理的开发井网（既能取得较好的经济效益、又能实现较高的采收率）才是不断追求的目标。

开发井网的优化研究涉及诸多专业领域，包括对地质特征有足够深入的了解和认识，掌握气井的生产动态特征和变化规律，特别是需在大量现场干扰试井结果的基础上，揭示井间干扰概率与井网密度之间的关系，方可建立井网密度优化模型。

1.1 砂体精细解剖

为了落实有效砂体的规模，苏里格气田在苏6、苏14等井区进行了井网加密，利用加密区钻探资料重点对盒8段和山1段两个层位的单砂体进行了精细解剖。砂体精细解剖结果表明［1－7］：有效砂体厚度主要分布区间为2～5m，小于5m在80%以上；有效砂体宽度主要分布区间为500～800m，小于500m占50%左右；有效砂体长度主要分布在小于1 200m，小于900 m占50%左右。

上述统计结果为静态范畴，考虑储层的平面强非均质性，有效砂体动态连续的宽度和长度将会更小，为此，苏里格气田地质条件要求必须采用密井网开发方可提高储量的动用程度和采收率。

1.2 气井累计采气量预测

气田累计采气量是每口气井累计采气量之和，但必须分别建立无干扰气井和存在干扰气井的累计采气量预测模型。

1.2.1 无干扰气井累计采气量预测

无干扰条件下，气井的生产动态及开采效果与井网密度无关，可视为“单井气藏”。统计苏里格气田中区无干扰气井的实际生产数据，产量递减符合衰竭式递减规律（图1）。

图1 气井递减类型判识曲线图

Arps产量通式为［8－10］：

式中q为气井产量，104m3／d；qi为气井初始产量，104m3／d；n为递减指数；Di为初始递减率，1／月；t为生产时间，月。

取n＝0.5，可得衰竭式产量递减方程：

式中Gp0为无干扰气井生命周期内累计采气量，104m3。

将式（2）代入式（3）得：

由式（5）拟合气井的a和b值，代入式（6）可得无干扰气井累计采气量预测表达式。拟合苏里格气田中区无干扰气井产量变化曲线，得到苏里格气田中区气井平均a＝0.000 327 55，b＝0.019 746，同时将时间（t）单位换算成年，则有：

1.2.2 存在干扰气井累计采气量预测

在井间存在干扰的条件下，表明井间存在连通关系，这些井开发的对象可视为一个气藏，此条件下单井累计采气量与井网密度紧密相关。井网密度越大，井间干扰越严重，单井累计采气量越小。利用苏6区块平均地层参数建立均质地质模型、采用数值模拟方法进行单井累计采气量预测，进而获得干扰条件下气井累计采气量变化规律如图2所示。

图2 单井累计采气量与井网密度关系曲线图

由图2可知，随着井网密度的增大，井间干扰趋于严重，单井累计采气量不断减少。

为了消除均质地质模型引起开发指标预测偏好的缺陷，笔者将图2中单井累计采气量无因次化，建立了气井无因次累计产量与井网密度之间的关系如图3所示。

图3 无因次单井累计采气量与井网密度关系曲线图

由图3可以看出，干扰气井累计产气量（Gp1）与无干扰气井累计产气量（Gp0）比值与井网密度有较好的关系，回归分析得：

式中Gp1为干扰气井累计采气量，104m3；S为井网密度，口／km2。

1.3 井间干扰概率定量描述

1.3.1 井间干扰概率

当开发井网密度较小时，井间一般不存在干扰，或井间干扰概率很低；但随着开发井网密度的增大，井间干扰的概率将会明显提高。笔者将井间干扰概率定义为干扰井数与总井数的比值，可表述为：

式中F为井间干扰概率；n1为存在干扰井数，口；n2为无干扰井数，口；n1＋n2为总井数，口。

1.3.2 井间干扰概率与井网密度关系

为了验证苏里格气田井间连通关系，进行了大量的井间干扰试井，统计并分析干扰试井结果，得到该气田井间干扰概率（F3）与井网密度之间关系（图4）。

图4 井间干扰概率与井网密度关系曲线图

经回归分析后得到：

由图4可见，井网密度小于3时，井间干扰概率较低（小于10%），但随着井网密度的增大，井间干扰概率急剧提高。当井网密度大于3.5后，井间干扰概率将超过60%，即有超过60%的气井产生井间干扰。

井间干扰概率与井网密度关系的建立，需要以大量的现场井间干扰试井结果为依据，需要进行细致的统计分析工作，此关系是气田开发井网密度优化模型建立的基础，甚为重要。

1.4 井网密度优化模型

1.4.1 基本参数

设开发区面积为A（km2），储量丰度为B（108m3／km2），井网密度为S（口／km2），商品率为V，天然气售价为P（元／1 000m3），单井投资为b（104元／口），单位采气量经营成本为C（元／1 000m3），各种税收为W（元／1 000m3），利润为LR（104元）。

1.4.2 井网密度优化模型（静态模型）

开发井网密度优化以经济为准绳，以气田在生命周期内获得的利润为判别标准，利润为0时对应经济极限井网密度（Sm）；利润最大时对应经济最佳井网密度（Sb）。

开发区块生命周期内获得的总利润为［11］：

销售总收入＝累计采气量×商品率×天然气售价

总支出＝ASb＋累计采气量×商品率×（经营成本＋税金） （12）

将相关各式代入式（10）得：

令LR＝0，可得经济极限井网密度（Sm）的表达式为：

通过试凑法求解式（14）便可确定开发区块的经济极限井网密度（Sm）。

代入苏里格气田中区相关参数，计算求得经济极限井网密度（Sm）为5.34口／km2，经济最佳的井网密度（Sb）为3.14口／km2。

2 气田采收率预测

2.1 气田采收率预测模型建立

依据气田采收率定义，可得到不同开发井网密度条件下的气田采收率预测模型如下：

式中Gp为气田累计采气量，104m3；R为气田采收率；N 为动用地质储量，108m3。

将Gp0、Gp1及F3代入式（15），便可得到不同开发井网密度条件下的采收率变化曲线如图5所示（储量丰度取值1.4×108m3／km2）。

图5 不同井网密度下的采收率变化曲线图

图5表明：在无井间干扰的条件下，采收率随井网密度增大线性增加，但当井网密度增大到一定数值时，采收率增加的幅度变小。之后，气田采收率的增加甚小，表明此时井间干扰严重。再通过井网加密提高气田采收率已没有可能，同时经济上也不可行。

2.2 苏里格气田合理开发井网及对应的采收率

气田合理开发井网是指在目前技术经济条件下，开发井网满足气田地质特征需求，保证获得一定的经济效益，同时实现较高的开发指标。

2.2.1 苏里格气田开发井网形式

由于气田开发目前基本采用自然能量衰竭式开采，为此，前人对气田开发井网形式的研究相对薄弱。笔者结合苏里格气田的地质特征［12－13］，对开发井网形式进行了初步的探讨。

钻探结果表明：苏里格气田纵向上发育多期多套含气层系，且单期有效砂体规模小；平面上辫状河侧向迁移频繁，曲流河弯度大、变化快。

首先从纵向上分析：多套含气层系形成于不同的地质时期，位于不同的河道，而不同地质时期河道的走向不可能重叠，为了尽可能多地控制和动用不同含气层系的储量，井网形式应采用错位部署。

再从平面分析：单期有效砂体规模小、变化快，各期有效砂体之间存在岩性和物性隔离，为了尽可能控制和动用不同期次的地质储量，井网形式还应采用错位部署。

从保持均衡开采的理念分析：开发井网错位部署有利于均衡开采，地层压力下降更均匀，控制范围更合理。

综上所述，苏里格气田开发井网形式应采用平行四边形井网。

2.2.2 苏里格气田合理开发井网密度

笔者设置3个指标作为苏里格气田合理开发井网密度确定的依据。

2.2.2.1 地质需求

苏里格气田复杂的地质条件（平面强非均质、连通性差），要求采用较大的开发井网密度，以不产生大量井间干扰为上限，最大程度地动用地质储量。

2.2.2.2 经济指标

在目前的技术经济条件下，税后财务内部收益率达到行业要求的基准收益率12%。

2.2.2.3 开发指标

在达到经济指标的前期下，气田采收率越高越好。

2.2.3 苏里格气田合理开发井网

利用本文静态模型得到的经济最佳井网密度为3.1口／km2，但静态模型未考虑投资构成及货币的时间价值，未考虑折旧及年还贷数额。如果考虑这些因素，上述模型将变得难以用数学模型表征。为此采用中国石油天然气股份有限公司规划计划部和规划总院共同编制的《中国石油天然气股份有限公司建设项目经济评价方法与参数》2012年版有关行业规定，对不同井网密度条件下的经济性评价结果如图6所示。

图6 井网密度与税后收益率关系曲线图

可以看出，最佳井网密度3.1口／km2时，井间干扰概率小于20%，税后财务内部收益率达到行业要求的基准收益率12%，而且对应的气田采收率可以达到50%。为此，确定苏里格气田合理开发井网密度为3.1口／km2。

经过上述系统研究分析，推荐苏里格气田合理开发井网为：井网形式为平行四边形；井网密度为3.1口／km2，对应的井距为500m，排距为650m。

目前苏里格气田开发井网为平行四边形600×800m，因此可进一步缩小井排距至推荐的500×650 m，苏里格气田采收率将由目前的35%提高到50%。

3 结论与认识

1）在多年开展苏里格气田开发方法研究成果和实际效果分析总结基础上，从开发井干扰现象分析入手，从新的角度来认识低渗透强非均值砂岩气田井网密度对采收率的影响，进一步明确了开发井网是致密强非均值砂岩气田采收率的主控因素，同时全面讨论了这类型气田开发井网的合理性和优化方法，开创了气田采收率研究的新途径。

2）首次提出了井间干扰概率的概念，揭示了苏里格气田井间干扰概率与井网密度之间的关系，详细分析了井网密度对低渗强非均值砂岩气田采收率的影响程度和规律。在此基础上建立了气田开发井网密度与采收率之间的定量描述数学模型，深化了对气田开发井网密度合理性的认识。

3）从优化气藏开发井网密度来实现气田（气藏）开发经济效益最大化的目标出发，提出了开发井网密度优化的原则和思路。提出了以气藏整个开发周期内获得的利润为判别标准，利润为零时对应经济极限井网密度，利润最大时对应经济最佳井网密度，该新理念和新做法对提高致密非均质气田开发的技术经济效果有指导意义。

4）建立了联合砂体精细解剖、油藏工程、数值模拟、经济评价等多种方法应用基础上的气田开发井网优化数学模型，通过气井是否存在井间干扰下的累计采气量预测，使得评估气田不同井网密度下的最终采收率成为量化可行，最终可以计算确定气田的经济极限井网密度和经济最佳井网密度。

5）研究认为苏里格气田应采用平行四边形井网开发，合理井网密度为3.1口／km2，还有对进一步加密调整的优化空间。如果进一步缩小井排距至500m×650m，苏里格气田采收率将由目前的35%提高到50%。

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