大型致密砂岩气田有效开发与提高采收率技术对策——以鄂尔多斯盆地苏里格气田为例

冀光，贾爱林，孟德伟，郭智，王国亭，程立华，赵昕

（中国石油勘探开发研究院，北京 100083）

0 引言

鄂尔多斯盆地苏里格地区的致密砂岩气田是中国致密气的典型代表，储集层非均质性强、物性差、束缚水饱和度大，气体渗流阻力大、气井能量衰竭快、有效波及范围小、储量动用程度低。苏里格气田发现于1996年，2005年投入开发，目前已经成为中国储量和产量规模最大的天然气田。通过动用富集区，2014年底建成250×108m3生产能力，年产量达到230×108m3。富集区一般是指储量丰度大于1.5×108m3/km2、储量集中度相对较高、单井最终累计产量大于2 000×104m3的优质储量区。苏里格气田从2015年开始进入稳产阶段，按照开发规划将持续稳产20年以上。不同于常规气藏的气井生产特征，致密气单井基本没有稳产期，需要通过不断地投入新井弥补递减以保持气田长期稳产。通常维持该类气田稳产有两条途径，一是依靠新区块产能建设进行接替稳产，二是在已开发富集区通过井网加密提高储量动用程度和采收率实现接替稳产。从苏里格气田开发现状来看，大部分未动用区块由于储量丰度较低或可动水饱和度大，气井产量普遍低于富集区的加密井，因此富集区提高采收率作为气田稳产的技术手段更为经济可行，而未动用区块开发可作为长期稳产的资源储备。

国内外开发实践表明，井网加密是致密气提高采收率的有效手段之一。关于适宜井网密度的分析，前期侧重于井网与储集层分布的匹配，追求每个有效砂体仅被1口井控制，尽量避免干扰，保证Ⅰ+Ⅱ类井的比例和单井开发效益，设计的井网为最优技术井网，井网密度控制在3口/km2以内[1]；目前为了气田最大程度的有效开发及提高采收率，在经济条件允许的范围内接受一定程度的井间干扰，开展了最优经济井网设计，提出了定量地质模型法、动态泄气范围法、产量干扰率法及经济技术指标评价法4种井网密度论证方法，经过循序渐进的详细论证认为气田富集区可由600 m×800 m骨架井网整体加密至4口/km2的井网密度，采收率可由32%提升至约50%。另外，直井侧钻、重复压裂、排水采气等综合配套措施也可在一定程度上挖潜老井产能，提高采收率约5%。本文围绕致密气田富集区提高采收率的生产需求，详细论述采收率影响因素、剩余储量描述、井网井型优化和提高采收率配套措施等方面的研究成果。

1 致密气储集层基本地质特征

苏里格气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的西北侧，主要产层为二叠系盒8和山1段。主体沉积环境为陆相辫状河沉积，在宽缓的构造背景下，河道多期改道、叠置，形成几千至上万平方千米的大规模砂岩区，呈片状连续分布。经过强烈的压实和胶结等成岩作用形成致密储集层，孔隙类型以次生孔隙为主。在普遍低渗—致密砂岩背景下，孔渗值相对高且含气性好的砂体为“有效砂体”，是探明储量计算的主体对象和产能主要贡献者。不同于砂体的大规模连续分布，有效砂体发育规模小，在空间上呈多层透镜状分布，与连片的致密砂体形成“砂包砂”二元结构。

致密气储集层孔喉结构复杂，物性差，气体充注程度低，含水饱和度相对较大。苏里格气田的平均含水饱和度约40%，地层水以自由水、滞留水和束缚水的状态赋存在致密气储集层中。除苏里格西区和东区北部外，自由水比例普遍较低，气田主体区块地层水主要为滞留水和束缚水，与天然气同存共储形成气水同层或含气水层，与常规气藏“上气下水”的气水分异现象不同。在生产过程中，致密气井产水是较普遍的现象，由于近井带地层能量下降快，气井产量低，携液能力差，不采取井筒排水措施时井底易快速积液，形成天然气滞留。

2 致密气采收率影响因素

从宏观有效砂体规模尺度与井网匹配关系和微观孔隙结构与流体渗流特征对气井生产的影响两个方面，可将致密气采收率影响因素归结为3个。①储集层非均质性：储集层非均质性强，含气砂体连续性和连通性差，开发井网对储量的控制程度不足。②储集层渗透率：储集层致密，孔隙连通性差，渗流能力弱。③气水两相流：储集层中存在气、水两相流，渗流阻力大，气井产量低，携液能力弱，井筒积液导致气井废弃压力升高。

2.1 储集层非均质性

苏里格致密气储集层沉积环境主要为陆相河流沉积体系，水动力条件变化大，单期河道规模小[2]，叠置样式复杂，有效砂体多分布在河道底部与心滩中下部等粗砂岩相内，与基质砂体呈现“砂包砂”的二元结构。气田约80%的有效砂体为单期孤立型，且规模变化较大[3]，厚度1～10 m，主体分布范围1.5～5.0 m，长度和宽度范围均在50～1 000 m。气藏工程方法拟合计算表明，单井控制泄流面积主要为0.15～0.30 km2，明显小于当前苏里格气田600 m×800 m井网下单井的控制面积0.48 km2，可见开发井网对储量的控制程度不足。

多期次辫状河河道频繁迁移使含气砂体多以较小规模分布在垂向多个层段中[4]，横向切割和垂向加积叠置形成较大的复合有效砂体，其内部通常具有较强的非均质性[5]，其中水动力条件减弱时沉积下来的致密细粒或者泥质隔夹层成为“阻流带”阻断流体渗流通道，导致复合有效砂体内储量难以充分动用，降低气藏采收率。根据现代辫状河（永定河）的野外露头解剖，顺流沉积剖面上，在心滩上部及辫状河道与心滩交接处发育多个落淤夹层[6]，因此，致密气储集层采用单井高产的技术井网很难充分控制含气砂体[7-10]，采收率往往较低。

2.2 储集层渗透率

致密气储集层具有低孔、低渗的物性特征，压力传导能力要远弱于常规气藏，流体-岩石的吸附作用导致储集层存在启动压力，在生产压差小、流速低的条件下，天然气无法克服启动压力梯度流向井筒，导致致密气井完钻后几乎没有自然产能。致密气井获得工业气流必须经过储集层压裂改造，通过压裂缝网与近井带储集层沟通，提高储集层渗透率，以增加储集层动用程度和单井产量，实现效益开发。但由于储集层改造规模有限，致密气储集层采收率相比于常规气藏仍较低。

2.3 气水两相流

在岩石孔隙介质中，由于岩石润湿性和毛细管压力作用[11-12]，水体优先占据小孔喉和孔隙壁面；气体在含水孔隙中流动时，首先流入大孔隙，随流动压差的增大，逐渐驱动小尺寸喉道的水或将孔隙壁面的水膜驱薄。岩心中的含水饱和度随气体的流动而变化。在低流速时，随压差的增大，气体流量呈非线性增长，气体前缘呈跳跃式前行，且易被水卡断。因此，气体在含水孔隙中流动时，也需要一定的启动压力（临界流动压力）；孔隙中含水饱和度越高，气体流动的启动压力越大。

岩心样品气体流动压差与流量关系如图1所示，通过数据拟合可以求出不同初始含水饱和度岩样的启动压力。初始含水饱和度为66.34%，52.69%和39.96%的岩样启动压力分别为0.086 40，0.009 73，0.002 39 MPa。启动压力与岩心长度（4.5 m）的比值为该岩心的启动压力梯度，分别为0.019 20，0.002 10，0.000 53 MPa/m，随着含水饱和度的降低，启动压力和启动压力梯度均减小（见表1）。对于地层水活跃或者含水饱和度较高的储集层，受产水影响，气相渗流阻力增大，当产量减小到无法携液生产，井筒开始积液，产量进一步降低，进入恶性循环，必须及时开展排水采气措施以防气井水淹停产。井筒积液将造成气井废弃压力升高，采收率降低，同时排水采气的实施将增加开采成本，降低经济效益。

图1 不同含水饱和度时流量-压差曲线

表1 不同含水饱和度下启动压力梯度数据表

3 致密气田已开发区剩余储量评价

由于致密砂岩气储集层的特殊结构，以追求直井产量最大化为目标的技术井网很难充分控制不同尺度的含气砂体，造成储量动用不彻底。开发实践证明，当前苏里格气田600 m×800 m的主体开发技术井网仅能控制主力含气砂体，较小尺度含气砂体难以控制，形成井间和层间剩余储量。应用地质、地球物理、气藏工程等方法，对区块、井间、层位逐级开展剩余储量精细解剖与分析，结合采气工艺技术，可将已开发区剩余储量归纳为4种类型：井网未控制型、复合砂体内阻流带型、射孔不完善型和水平井漏失型（见图2）。

3.1 井网未控制型

苏里格气田致密气储集层有效砂体规模小，横向连通性差，发育频率低，空间上以孤立分布为主。气田开发早期确定了600 m×1 200 m井网，与常规气藏1～3 km的井距相比，井网密度较大。随着对气田开发的深入，2010年以后将主体开发井网由早期的600 m×1 200 m调整为600 m×800 m，井网密度由1.4 口/km2调整为2 口/km2，储量动用程度大幅提升，但仍无法充分控制含气砂体。按单井最终累计产量2 400×104m3及储量丰度1.5×108m3/km2计算，目前采收率仅为32%。井网未控制型剩余储量占剩余气总储量的50%～60%，为剩余气挖潜的主体。

图2 不同类型剩余储量模式

3.2 复合砂体内阻流带型

水平井轨迹地质剖面显示复合砂体内部不连通，发育多个“阻流带”，垂直水流方向展布，宽度10～30 m，间隔50～150 m。试气资料表明直井在砂体范围内存在流动边界，证实“阻流带”可影响复合砂体渗流能力和直井储量动用程度，形成一定规模的剩余气。复合砂体内阻流带型剩余储量占气田总剩余储量的25%。水平井多段压裂后可克服阻流带的影响。

3.3 射孔不完善型

有效砂体根据物性及含气性差异可分为差气层及纯气层2种类型。差气层与纯气层相比，有效砂体厚度薄，为1～3 m；物性差，孔隙度5%～7%，覆压渗透率（0.01～0.10）×10-3μm2；含气饱和度小，为45%～55%；含水饱和度大于45%，储集层内气体相对渗透率低，流动性差。受开发早期直井分层压裂技术限制，部分差气层射孔不完善或压裂改造不完善形成了剩余气。根据苏里格气田1 200口井的钻井及测井数据，统计单井钻遇有效砂体的个数及各有效砂体的厚度、孔隙度、含气饱和度等参数，筛选出射孔不完善层，结合宽厚比及长宽比等地质参数，可估算射孔不完善型储集层中的储量及剩余储量占比。统计结果表明，井均射孔不完善型剩余储量占井均控制储量的14%。该类剩余储量主要分布于早期投产的少量开发井和评价井，2008年起由于分层压裂技术的进步，基本不再产生该类剩余储量。因此，该类剩余储量可作为有针对性的单井挖潜目标，对于气藏整体采收率的提高影响不大。

3.4 水平井漏失型

苏里格致密气储集层多层段含气，主力层盒8、山1段储量占地质储量的80%左右。水平井通过增加与储集层的接触面积，利用多段压裂改造突破阻流带的限制，提升主力层段的储量动用程度。但多层含气的地质特点造成了水平井将不可避免地遗漏纵向上部分层段的储量。据1 300余口实钻水平井钻遇有效储集层统计，水平井可控制区域地质储量的60%～70%，约30%～40%形成剩余储量。单井控制面积按约1 km2测算，水平井漏失型剩余储量总量为（600～800）×108m3，剩余储量平均丰度0.5×108m3/km2，挖潜措施的经济效益难以保证。

4 致密气储集层提高采收率主体技术

将苏里格气田不同区块地质储量与完钻井累计的动用储量相减，得到气田剩余储量。根据39条气藏连井剖面解剖分析，计算各类剩余储量，继而可得各类剩余储量占剩余总储量的比例。开发井网未控制的孤立含气砂体和复合砂体内阻流带控制的滞留气，本质原因均是井网不能满足控制储量的要求，因此将两者统一划归为井间未动用型剩余储量；直井射孔不完善与水平井漏失型均源于纵向层间遗留，统一划归为层间未动用型剩余储量。其中，井间未动用型剩余储量占82%，层间未动用型剩余储量占18%（见表2）。因此，井网加密优化提高井间剩余储量动用程度是提高采收率的主体技术，分为直井井网加密和直井与水平井联合井网技术。

表2 苏里格气田中区富集区剩余储量分类占比统计表

4.1 直井井网加密提高采收率技术

直井井网加密适用于多个气层分散分布的区块，核心是确定经济有效的井网密度，并优化井网几何形态。致密砂岩气储集层具有广覆式生烃、连续型成藏的特点，含气面积大，物性差，储集层结构微观上表现出极强的非均质性。笔者团队长期致力于致密气稳产与提高采收率研究，前期认识主要包括：在储集体地质评价方面不仅要研究储量规模，还要分析储集层空间分布结构及含气性对产量的影响[1]；在加密指标方面要优选、综合多参数，明确科学的加密原则，建立系统的评价指标体系[13]。前期研究的特点之一是分储量类型开展井网加密，不同的储量类型对应不同的井网密度。

近年来随着开发程度的深入，对气田的认识也在不断深化，甚至较前期产生了较大的改变：利用多个孤立砂体在纵向上多期叠置的地质特征，可将储集层微观结构上的强非均质性等效成富集区储集层宏观分布上的均质性，大量生产井表现出的“井井不落空，井井难高产”特性可证明这一观点。基于此开发理念，首先通过地震资料解释和沉积相带约束落实富集区分布，将富集区看成相对均质的整体，通过“工厂化作业”大规模布井、一次井网成型，无需额外优选井位，节约钻井施工成本，降低后期管理难度，提升开发效益。2008—2015年，苏里格气田在苏6、苏14、苏36-11等富集区开展了8个密井网区的生产试验，为井网加密分析提供了资料。不分储量类型进行加密研究的另一优点是，数据分析样本大幅增加（以往8个密井网区被分成了5类储量），研究的可靠性和准确性得到了提升。

在前期研究成果的基础上，经过进一步的梳理、总结、提炼，建立了定量地质模型法、动态泄气范围法、产量干扰率法及经济技术指标评价法4种井网密度论证方法。4种方法考虑因素依次增多，限制条件不断增强，综合研究表明苏里格大型致密砂岩气田富集区可整体加密至4口/km2。与前期研究成果相比，本次取得的进展主要表现在：①结合产量干扰率分析，形成了采收率随井网密度变化的4个阶段，并确定了各阶段对应的井网密度；②深化了单井最终累计产量、加密井增产气量、井网加密的理论内涵，将原有的概念模型逐步定量化、具体化，在现场具备了更强的应用价值；③紧随致密气开发形势，加强了经济方面的评价，面对致密气内部收益率标准由12%下调至8%的现状，探讨了不同气价条件下的适宜井网密度。

4.1.1 定量地质模型法

定量地质模型法的核心是确定有效单砂体的规模尺度、分布频率，根据有效单砂体的主体规模尺度（厚度、宽度、长度等）评价当前井网有效控制的砂体级别及储量动用程度。岩心精细描述是确定有效单砂体厚度的重要手段，在岩电关系标定的基础上，结合测井资料对非取心井进行有效单砂体厚度解剖。分析表明，苏里格气田孤立型有效单砂体厚度主要为1.5～5.0 m。有效单砂体宽度、长度规模分析可通过密井网解剖进行，或根据野外露头观测和沉积物理模拟统计相应沉积环境下沉积体的宽厚比和长宽比，结合砂体厚度计算有效砂体长度和宽度。研究表明鄂尔多斯盆地二叠系盒8、山1段心滩、河道充填宽厚比为50～120，长宽比为1.2～4.0；苏里格气田孤立型有效单砂体主要宽度为200～500 m，分布占比65%；主要长度为300～700 m，占比69%（见图3）。气田有效单砂体展布面积主要为0.08～0.32 km2，平均为0.24 km2。根据储量丰度与有效单砂体平均规模折算，1.00 km2地层内平均发育有效砂体20～30个。80%的有效砂体呈孤立状分布，规模小，平均尺寸小于400 m×600 m；20%呈垂向叠置、侧向搭接，规模较大，储量占总储量的45%。

在当前600 m×800 m主体开发井网下，气井覆盖的开发面积为0.48 km2，是有效单砂体平均规模的2倍，井间遗漏大量有效砂体，因此储量动用程度较低。根据定量地质模型法分析，井网密度需要达到4口/km2（0.24 km2的倒数）。

4.1.2 动态泄气范围法

低流速下致密气启动压力的存在使气井的无阻流量变小、气藏的废弃压力升高，采收率降低。前人通过岩心实验分析，根据启动压力梯度和地层渗透率的关系，测算了合理井距[14]：在原始地层压力为40 MPa、地层渗透率为0.1×10-3μm2时，认为气井最大井距为88.6 m，即气井泄气半径不超过44.3 m。致密气的成功开发离不开储集层改造工艺的进步，致密气储集层也可称为“人工气藏”，其储集层渗透率包括基质渗透率及人工渗透率两部分，而人工渗透率的数值及分布是难以准确度量的，这就造成了前人方法得出的合理井距与实际情况差别较大。

图3 苏里格气田有效单砂体长度与宽度分布频率

开发过程中的压力和产量数据是分析泄气范围的可靠依据。事实上在气井生产过程中，启动压力梯度的存在引起了气井压力和产量的变化。动态泄气范围法通过选取生产时间超过500 d且基本达到拟稳态的气井，利用压力和产量数据，在综合考虑人工裂缝、储集层物性等参数的基础上拟合确定气井泄压范围、动用储量、气井最终累计产量等重要指标，统计分析气井泄气范围的分布频率，评价当前井网对储量的动用程度。Blasingame和流动物质平衡等方法拟合计算表明，气田直井泄流面积差异较大，最小不足0.10 km2，最大在1.00 km2以上，主体分布在0.1～0.5 km2，平均为0.27 km2，与地质分析的结论基本一致，同样反映了现有600 m×800 m骨架井网对储量控制不足。按照泄气范围分析，井网密度需要达到3.7口/km2。实际上，气井泄气范围受储集层规模、储集层叠置样式、阻流带分布、人工裂缝形态等因素影响，一般为不规则的多边形，即井网密度不足3.7 口/km2时，井与井的泄气范围已经发生了重合，所以“泄气半径”的提法是不准确的。

4.1.3 产量干扰率法

气田生产现场主要根据干扰试井评价井间距离是否合理。干扰试井通过开关井等方式调节激动井生产制度，跟踪观测井压力和产量的变化，来确定测试井组中是否存在井间干扰现象。气井平均钻遇3～5个有效砂体，通过新井钻遇新储集层的同时，会造成部分规模较大、连通性较好的有效砂体被2口及以上的井控制，提高了干扰井的比例；而此时大部分规模尺度较小的孤立储集层尚未产生干扰。另外，苏里格气田气井采用分压合采、井下节流的采气工艺，但干扰试验难以开展分层产量测试，不能分层系确定井间连通情况。因此，仅依据“干扰井比例”这一参数无法真实揭示气井间产量受影响的程度，在苏里格气田的应用具有明显的局限性。

针对这个问题，提出“产量干扰率”指标，以定量表征致密气储集层一定区域内井网加密对气井平均产量的影响程度，合理评价井网加密的可行性。产量干扰率定义为一定区域内井网加密前后平均单井累计产量差值与加密前平均单井累计产量的比值。

式中IR——产量干扰率，%；ΔQ——加密前后平均单井累计产量差，104m3；Q——加密前平均单井累计产量，104m3。

气田42个井组的干扰试验表明，当井网密度达到4口/km2，约60%的气井产生了干扰，按照原有的观念认为干扰严重，而产量干扰率仅为20%～30%，反映出实际上干扰轻微。通过选取典型区块，结合地质建模与数值模拟的方法，研究苏里格致密气储集层储量丰度、井网密度与产量干扰率三者之间的关系（见图4）。结果显示，产量干扰率随井网密度的增加而增大，井网密度在2.5～4.5口/km2时，产量干扰率增速较快，反映出大部分气井的泄气范围为0.22～0.40 km2，验证了前文的结论；当井网密度达到4.5口/km2以后，产量干扰率增幅变小。通常区块的平均储量丰度越大，储集层发育个数和累计厚度越大，井间连续性越强，越容易产生干扰，越早出现拐点。苏里格气田富集区平均储量丰度为1.5×108m3/km2，即苏里格气田井网密度具备加密到4～5 口/km2的潜力。

图4 储量丰度、井网密度和产量干扰率关系图

以气田8个密井网试验区的实际生产数据为依据，建立了采收率、井均最终累计产量、加密井增产气量等指标随着井网密度变化的关系图版（见图5）。加密井增产气量定义为井网密度每增加1口/km2，相对于原井网密度下每平方千米的增产气量。笔者认为，“加密井增产气量”比“加密井最终累计产量”更具科学意义：加密井最终累计产量与加密时间有关，加密时间越晚，加密井最终累计产量越低；而加密井增产气产自井间非连通有效储集层，与加密时间无关，与最终采收率关系较为密切。随着井网密度增加，井间从不干扰到干扰，再到干扰程度愈加严重，单井平均累计产量不断降低，采收率增加幅度越来越小，可分为4个阶段（见图5）：阶段Ⅰ，井网密度0～1.6口/km2，井间未产生干扰，加密井增产气量等于老井累计产量，采收率随井网密度的增加呈线性增长；阶段Ⅱ，井网密度1.6～4.5口/km2，井间产生一定的干扰，加密井增产气量小于老井累计产量，但干扰尚不严重，采收率随着井网密度的增加而提高的幅度较大；阶段Ⅲ，井网密度4.5～8.4口/km2，井间干扰逐步增强，加密井增产气量与井均累计产气量的差距不断扩大，采收率随着井网密度的增加而提高的幅度明显降低；阶段Ⅳ，井网密度大于8.4口/km2，井网基本将储集层完全控制，加密井很难再钻遇新的储集层，新井增产较低，采收率已达到利用井网加密手段所能达到的极限。根据渗流试验模拟和建模、数值模拟，苏里格致密气田通过井网加密所能达到的技术极限采收率为63%[15]。

图5 采收率随井网密度变化的4个阶段

4.1.4 经济技术指标评价法

低渗—致密气储集层物性差，有效储集层预测难度大，储集层改造技术工艺要求高、投入大，单井产量低，开发效益差，降低成本、追求经济有效性是致密气储集层开发的关键。前文所述的3种方法多是从地质或气藏角度切入，对经济因素考虑有所欠缺。经济技术指标评价法是以开发效益为导向，以内部收益率为核心评价参数来确定井网密度的综合方法。内部收益率是国际上评价投资有效性的关键指标，指资金流入现值总额与资金流出现值总额相等、净现值（NPV）等于零时的折现率，可理解为项目投资收益能承受的货币贬值、通货膨胀的能力。内部收益率为0对应盈亏平衡点。近年来，天然气处于蓬勃发展期，国内油气行业将致密气开发的内部收益率由之前的12%调整到8%，目前正在积极申请开发优惠政策，未来3年内部收益率标准有望下调到6%。按照固定成本8.0×106元，银行贷款45%，利率6%，操作成本1.2×106元、折旧10年，并综合考虑城市建设、资源税等相关税费，研究了在不同气价条件下，气井满足内部收益率为8%，6%，0时开发所对应的最低EUR（估算单井最终累计产量）。气价越高，达到内部收益率标准所需的气井EUR越低（见图6）。气价为1.15元/m3时，气井满足内部收率为8%，6%，0时对应的EUR下限分别为1 396×104，1 289×104及1 073×104m3。未来随着技术进步、气价上涨或者内部收益率标准下调，气田的开发效益有望进一步提高。

图6 不同气价条件下气井效益开发所对应的EUR下限

确定适宜井网密度，需要平衡采收率、单井产量和开发效益。井网稀，储量得不到有效动用，采收率低；井网密，受控于地质条件和产能干扰，影响开发效益。本文提出“采收率显著提高，所有井整体有效益，新钻加密井能够盈亏平衡”3条加密调整基本原则：①较大程度地提高采收率，可接受一定程度的井间干扰，根据上述分析，确定可调整加密的井网密度为1.6～8.4口/km2；②区块内所有井平均达到8%内部收益率标准，对应井均最终累计产量不小于1 396×104m3，井网密度小于等于6.3口/km2；③每口加密井均不亏本，满足内部收益率为0，加密井起到提高采收率的作用，可以达不到8%内部收率，但不能亏本，即加密井增产气量不小于1 073×104m3，合理井网密度小于等于4.2口/km2。

综合上述分析，当前经济技术条件下，满足3条加密调整基本原则，同时结合现骨架井网分布，认为井网调整的适宜密度为4口/km2。模型中应用600 m×800 m井网模拟苏里格气田平均单井最终采气量为2 420×104m3，加密后平均气井产量约1 920×104m3，仍满足开发方案要求的经济效益，加密井增产气量为1 110×104m3，高于内部收益率为0对应的气井增产气量，加密后采收率约为50%（见图5）。

考察不同经济条件下适宜的井网密度。从地质条件和气藏动态角度分析，若满足大幅提高采收率的要求，气田适宜的井网密度应保持在1.6～8.4口/km2且不随气价变化；从经济评价的角度分析，若满足井均达到8%内部收益率并考虑加密井不亏本的原则，随着气价升高，适宜井网密度逐渐增大。在气价为1.0～1.1元/m3时，气田适宜井网密度为3口/km2；气价为1.1～1.5元/m3时，适宜井网密度为4口/km2；当气价达到1.5～2.0元/m3，适宜井网密度为5口/km2（见表3）。

表3 不同气价条件下适宜井网密度

4.2 直井与水平井联合井网提高采收率技术

直井与水平井联合井网提高采收率技术适用于主力气层较为明显的区块（主力气层剖面储量占比大于60%），可有效发挥水平井突破阻流带、层内采收率较高的优势，节约开发投资，获得更高经济收益。实际布井采用网格化形式，首先将布井区域按照水平井井距划分网格单元（苏里格气田网格单元为600 m×1 600 m），然后通过储集层精细描述确定每个网格单元的储集层结构，最后根据储集层结构特点部署对应井型。典型区块分析显示，苏里格气田适合水平井部署的网格单元约占30%，其余约70%的区域需要采用直井开发。

在苏6区块150 km2区域内按照基础井网（600 m×800 m直井井网）、直井加密井网（1 km2加密到4口直井）、联合井网（1 km2钻1口水平井或4口直井）设计3套开发方案开展数值模拟对比试验。采用直井加密方案，由600 m×800 m基础井网加密到400 m×600 m加密井网，单井累计产量下降21.9%，采收率由31.94%提高至49.89%，提高了约18%，且井均能达到经济有效。采用直井与水平井联合井网方案，采收率指标与直井加密井网基本相当，但考虑到苏里格地区水平井井均投资约为直井的3倍，水平井井网密度约为直井井网的1/4，即布水平井的区域内每平方千米节省了1口直井的开发投资。与直井加密方案相比，采收率由49.89%提升至50.70%，开发投资由49.14×108元降为45.61×108元，节省了约7%（见表4）。近年来，长庆油田提出“二次加快发展”战略，根据规划，3年内气田须新部署5 000口以上的直井及1 000口以上水平井。该研究成果可为油田现场产能建设提供有力支撑。

表4 联合井网与直井加密井网指标模拟结果对比

5 致密气储集层提高采收率配套技术

针对致密气储集层4种类型的剩余气，直井加密井网与直井-水平井联合井网2项主体技术主要挖潜井间未动用型剩余气，将富集区采收率从32%提高到50%左右。其余类型剩余气需通过相关配套技术挖潜改善储集层渗透性、提高气井泄流能力，进一步提高采收率，在已开发的富集区，主要形成了老井挖潜、新井工艺技术优化、合理生产制度优化、排水采气、降低废弃产量5种提高采收率配套技术措施，以增加非主力剩余气的有效动用，预计可提高采收率约5%。

5.1 老井挖潜

老井挖潜技术措施主要包括老井新层系动用、老井侧钻水平井、老井重复改造3种。其中老井新层系动用通过开展老井含气层位复查，由当前盒8段、山1的主力层段向上拓展到盒6段，向下拓展到马5段，评价未动用层位潜力，实施遗漏层改造增产。老井侧钻水平井主要针对气田有利区块的Ⅱ、Ⅲ类气井，评价气井井况，对满足侧钻条件的气井开展三维井间储集层预测，分析与生产井间的连通性，并通过数值模拟预测侧钻水平段的累计产量，对符合经济有效开发的气井进行剩余气挖潜，增加井间遗留储量的有效动用。老井重复改造的对象主要是在动态、静态评价方面有较大差异的气井，分析原射孔层位压裂及完井施工情况，同时对比气井与周围气井的泄压情况，评价重复改造的可行性，动用因工程因素导致的剩余储量，同时复查漏失层位。

5.2 新井工艺技术优化

经过近10年的探索发展，基于储集层压裂改造技术的不断优化和升级，苏里格气田实现了规模有效开发，成为中国最大的天然气田，同时如大牛地气田、登楼库气田等致密气田也获得了成功开采[16-18]。直井或定向井改造已由机械封隔器向连续油管分层压裂技术发展，该技术集成精确定位、喷砂射孔、高排量压裂、层间封隔4大功能为一体，在增加改造层数、大幅提高致密气纵向储量动用程度的同时，井筒条件更便于后期措施作业，解决了苏里格气田多层系致密气直井分层压裂工艺排量受限、井筒完整性差、丛式井组作业效率低等问题。水平井段内多缝压裂技术取得突破，通过研发不同粒径可降解暂堵剂和纤维组合材料，使承压性能和降解时间等技术指标均接近国外同类产品水平，大幅提高了致密气水平井有效改造体积，解决了苏里格气田水平井裸眼封隔器分段压裂工艺封隔有效性差和桥塞分段压裂工艺分段多簇改造程度低等问题。

5.3 合理生产制度优化

低孔渗、强非均质性、次生孔隙发育且喉道细小、气水关系复杂等致密气储集层特征，导致了地下流体渗流机理的复杂性，生产上通常表现为气井压力波及范围小，压力下降快，自然产能低、递减率高[19-21]。要保证气井长期有效开采，合理制定生产制度对于提高单井累计产量及延长相对稳产期至关重要。低渗—致密砂岩气储集层放压和控压开采动态物理模拟试验表明，放压开发采气速度快，采气时间短，但累计产气量和采收率相对较低；控压开采能有效利用地层压力，单位压降采气量和最终采收率也更高。对于气水同产气井，如苏里格气田西区气井普遍产水，储集层水体对气相渗流能力影响显著。气体通过释压膨胀，挤压水体流动，在压力梯度的影响下，气相渗流能力降低，水相渗流能力升高[22-25]。此时，需综合考虑控压程度和气井携液能力，设置合理的产量，以达到气井的平稳开采和较高的采收率。李颖川等[26]提出的动态优化配产方法综合考虑物质平衡原理、气井产能、井筒温压分布及连续携液理论，在气井投产初期保持所配气量略高于井口临界携液流量，充分发挥气井的携液潜能，降低排水采气量，降低开采成本的同时提高气井最终采收率。将其应用于苏里格气田西区产水气井配产，连续携液采气井约占90%，排水采气井仅有10%左右，保证采收率的同时提高了开发效益。

5.4 排水采气

致密气井通常产量低、携液能力弱，地层水相对活跃，几乎没有真正意义的纯气富集区[27]，自投产开始产水且产水量不断上升，气井不具备依靠自身能量排除井底积液的能力，截至2018年底，气田积液井数比例超过60%。为确保最大限度发挥气井产能，延长气井有效生产期，提高气井最终累计产气量，苏里格气田开展了大量研究及应用试验，形成了适合气田地质及工艺特点的排水采气技术系列。

在产水井助排方面，形成了以泡沫排水为主，速度管柱、柱塞气举为辅的排水采气工艺；在积液停产井复产方面，形成了压缩机气举、高压氮气气举排水采气复产工艺[28-30]。其中，泡沫排水采气通过将井底积液转化为低密度易携带的泡沫状流体，提高气流携液能力，达到将水体排出井筒的目的，适用于产气量大于0.5×104m3/d的积液气井，具有设备简单、施工容易、不影响气井正常生产等优势；速度管柱排水采气通过在井口悬挂小管径连续油管作为生产管柱，提高气体流速，增强携液生产能力，依靠气井自身能量将水体带出井筒，适用于产气量大于0.3×104m3/d的积液气井，具有一次性施工，无需后续维护的优势；柱塞气举排水采气将柱塞作为气液之间的机械界面，利用气井自身能量推动柱塞在油管内进行周期举液，能够有效阻止气体上窜和液体回落，适用于产气量大于0.15×104m3/d的积液气井，具有排液效率高、自动化程度高、安全环保等优势；压缩机气举排水采气利用天然气的压能排出井内水体，气举过程中，压缩机不断将产自油管的天然气沿油套环空注入气井，注入的天然气随后沿油管向上从井筒采出，经过分离器分离处理后再由压缩机压入井筒，循环往复排出井筒积液；高压氮气气举是将高压氮气从油管（或套管）注入，将井内积液通过套管（或油管）排出，达到气井复产的目的。

5.5 降低废弃产量

气井废弃产量是气田开发的一项重要经济和技术指标，是评价气田最终采收率的主要依据[31]。废弃产量的确定取决于气价的高低和成本费用，致密气井投产后短时间内进入递减期，产量不断下降，最后结合地层、井筒及外输管线压力系统匹配关系，以定压生产方式进行更大幅度的递减生产，直至生产井的年现金流入与现金流出持平，气井生产到达废弃，对应产量即为气井废弃产量。气井最终废弃产量的大小对气井、气田采收率具有较大影响，苏里格气田废弃产量从0.14×104m3/d降至0.10×104m3/d，单井累计采气量可增加150×104m3，提高采收率2%左右。目前气田主要通过井筒排水采气和井口增压来降低气井废弃压力，进而降低气井废弃产量，实现提高气井最终累计产量和采收率的目的。

6 结论

储集层非均质性强、渗流能力差、存在气水两相流是导致致密气储集层技术极限采收率（60%～70%）低于常规气藏（80%～90%）的3大因素。结合储集层地质和气藏开发动态分析，将苏里格致密气田剩余储量划分为井网未控制型、水平井漏失型、射孔不完善型和复合砂体内阻流带型4种类型。其中，井网未控制型和复合砂体内阻流带型皆为井间未动用剩余储量，占总剩余储量的82%，是剩余气挖潜的主体，井网调整优化是提高该类储量动用程度和采收率的主体技术。

针对提高气田采收率和气井开发效益，提出直井井网加密及直井与水平井联合井网优化调整方法。建立井均最终累计产量、加密井增产气量、井间干扰程度随井网密度变化的关系图版，提出采收率随井网密度变化的4阶段，并明确了各阶段对应的井网密度。苏里格致密气在现有气价1.1～1.5元/m3条件下合理的井网密度为4口/km2，在气价1.5～2.0元/m3条件下，适宜井网密度可达5口/km2；联合井网与直井加密井网提高采收率幅度相当，但可节约7%的开发投资。总体上，直井加密井网和直井与水平井联合井网2项主体技术可将富集区采收率从当前的32%提高到50%左右。

针对水平井漏失型、射孔不完善型层间未动用型剩余气，形成了老井挖潜、新井工艺技术优化、合理生产制度优化、排水采气、降低废弃产量等提高采收率的配套技术系列，预计可在井网优化调整的基础上再提高采收率约5%。