李躍剛 徐 文 肖 峰 劉莉莉 劉仕鑫 張 偉

1.中國石油長慶油田公司蘇里格氣田研究中心 2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室3.中國石油長慶油田公司蘇里格氣田開發(fā)分公司

隨著國內(nèi)致密砂巖氣田開發(fā)規(guī)模、范圍的擴大及開發(fā)程度的不斷深入，提高氣田采收率技術(shù)已是提升該類氣田開發(fā)水平與效果的重大課題。筆者以國內(nèi)致密砂巖氣開發(fā)的典型代表——鄂爾多斯盆地蘇里格氣田為例，系列探討該領(lǐng)域的研究進展與成果，一是拋磚引玉，引起廣大學(xué)者的高度關(guān)注和更深入的研究；二是為類似氣田提供借鑒，不斷提升致密砂巖氣藏的開發(fā)水平。

對于致密強非均質(zhì)砂巖氣田，分析其采收率影響因素，在目前經(jīng)濟技術(shù)條件下主要有：開發(fā)井網(wǎng)，廢棄條件，井位部署，生產(chǎn)方式，水平井，地層產(chǎn)水。各因素對氣田采收率的影響機理和程度均不相同，系列文章將分別介紹各因素對采收率的影響程度，進而指導(dǎo)氣田開發(fā)工作者緊扣采收率主控因素，最大限度地提高致密強非均質(zhì)砂巖氣田的最終經(jīng)濟采收率。

1 開發(fā)井網(wǎng)優(yōu)化模型

研究和開發(fā)實踐表明，開發(fā)井網(wǎng)是致密強非均質(zhì)砂巖氣田采收率的主要影響因素。井網(wǎng)過稀，由于儲層的連續(xù)性差及平面強非均質(zhì)性，井網(wǎng)對儲量的控制程度不夠，儲量難以充分動用，氣田的最終采收率低；但若井網(wǎng)過密，井間干擾將會趨于嚴(yán)重，雖然采收率可進一步提高，但經(jīng)濟效益又難以保證。因此，尋求一種合理的開發(fā)井網(wǎng)（既能取得較好的經(jīng)濟效益、又能實現(xiàn)較高的采收率）才是不斷追求的目標(biāo)。

開發(fā)井網(wǎng)的優(yōu)化研究涉及諸多專業(yè)領(lǐng)域，包括對地質(zhì)特征有足夠深入的了解和認(rèn)識，掌握氣井的生產(chǎn)動態(tài)特征和變化規(guī)律，特別是需在大量現(xiàn)場干擾試井結(jié)果的基礎(chǔ)上，揭示井間干擾概率與井網(wǎng)密度之間的關(guān)系，方可建立井網(wǎng)密度優(yōu)化模型。

1.1 砂體精細(xì)解剖

為了落實有效砂體的規(guī)模，蘇里格氣田在蘇6、蘇14等井區(qū)進行了井網(wǎng)加密，利用加密區(qū)鉆探資料重點對盒8段和山1段兩個層位的單砂體進行了精細(xì)解剖。砂體精細(xì)解剖結(jié)果表明［1－7］：有效砂體厚度主要分布區(qū)間為2～5m，小于5m在80%以上；有效砂體寬度主要分布區(qū)間為500～800m，小于500m占50%左右；有效砂體長度主要分布在小于1 200m，小于900 m占50%左右。

上述統(tǒng)計結(jié)果為靜態(tài)范疇，考慮儲層的平面強非均質(zhì)性，有效砂體動態(tài)連續(xù)的寬度和長度將會更小，為此，蘇里格氣田地質(zhì)條件要求必須采用密井網(wǎng)開發(fā)方可提高儲量的動用程度和采收率。

1.2 氣井累計采氣量預(yù)測

氣田累計采氣量是每口氣井累計采氣量之和，但必須分別建立無干擾氣井和存在干擾氣井的累計采氣量預(yù)測模型。

1.2.1 無干擾氣井累計采氣量預(yù)測

無干擾條件下，氣井的生產(chǎn)動態(tài)及開采效果與井網(wǎng)密度無關(guān)，可視為“單井氣藏”。統(tǒng)計蘇里格氣田中區(qū)無干擾氣井的實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)，產(chǎn)量遞減符合衰竭式遞減規(guī)律（圖1）。

圖1 氣井遞減類型判識曲線圖

Arps產(chǎn)量通式為［8－10］：

式中q為氣井產(chǎn)量，104m3／d；qi為氣井初始產(chǎn)量，104m3／d；n為遞減指數(shù)；Di為初始遞減率，1／月；t為生產(chǎn)時間，月。

取n＝0.5，可得衰竭式產(chǎn)量遞減方程：

式中Gp0為無干擾氣井生命周期內(nèi)累計采氣量，104m3。

將式（2）代入式（3）得：

由式（5）擬合氣井的a和b值，代入式（6）可得無干擾氣井累計采氣量預(yù)測表達式。擬合蘇里格氣田中區(qū)無干擾氣井產(chǎn)量變化曲線，得到蘇里格氣田中區(qū)氣井平均a＝0.000 327 55，b＝0.019 746，同時將時間（t）單位換算成年，則有：

1.2.2 存在干擾氣井累計采氣量預(yù)測

在井間存在干擾的條件下，表明井間存在連通關(guān)系，這些井開發(fā)的對象可視為一個氣藏，此條件下單井累計采氣量與井網(wǎng)密度緊密相關(guān)。井網(wǎng)密度越大，井間干擾越嚴(yán)重，單井累計采氣量越小。利用蘇6區(qū)塊平均地層參數(shù)建立均質(zhì)地質(zhì)模型、采用數(shù)值模擬方法進行單井累計采氣量預(yù)測，進而獲得干擾條件下氣井累計采氣量變化規(guī)律如圖2所示。

圖2 單井累計采氣量與井網(wǎng)密度關(guān)系曲線圖

由圖2可知，隨著井網(wǎng)密度的增大，井間干擾趨于嚴(yán)重，單井累計采氣量不斷減少。

為了消除均質(zhì)地質(zhì)模型引起開發(fā)指標(biāo)預(yù)測偏好的缺陷，筆者將圖2中單井累計采氣量無因次化，建立了氣井無因次累計產(chǎn)量與井網(wǎng)密度之間的關(guān)系如圖3所示。

圖3 無因次單井累計采氣量與井網(wǎng)密度關(guān)系曲線圖

由圖3可以看出，干擾氣井累計產(chǎn)氣量（Gp1）與無干擾氣井累計產(chǎn)氣量（Gp0）比值與井網(wǎng)密度有較好的關(guān)系，回歸分析得：

式中Gp1為干擾氣井累計采氣量，104m3；S為井網(wǎng)密度，口／km2。

1.3 井間干擾概率定量描述

1.3.1 井間干擾概率

當(dāng)開發(fā)井網(wǎng)密度較小時，井間一般不存在干擾，或井間干擾概率很低；但隨著開發(fā)井網(wǎng)密度的增大，井間干擾的概率將會明顯提高。筆者將井間干擾概率定義為干擾井?dāng)?shù)與總井?dāng)?shù)的比值，可表述為：

式中F為井間干擾概率；n1為存在干擾井?dāng)?shù)，口；n2為無干擾井?dāng)?shù)，口；n1＋n2為總井?dāng)?shù)，口。

1.3.2 井間干擾概率與井網(wǎng)密度關(guān)系

為了驗證蘇里格氣田井間連通關(guān)系，進行了大量的井間干擾試井，統(tǒng)計并分析干擾試井結(jié)果，得到該氣田井間干擾概率（F3）與井網(wǎng)密度之間關(guān)系（圖4）。

圖4 井間干擾概率與井網(wǎng)密度關(guān)系曲線圖

經(jīng)回歸分析后得到：

由圖4可見，井網(wǎng)密度小于3時，井間干擾概率較低（小于10%），但隨著井網(wǎng)密度的增大，井間干擾概率急劇提高。當(dāng)井網(wǎng)密度大于3.5后，井間干擾概率將超過60%，即有超過60%的氣井產(chǎn)生井間干擾。

井間干擾概率與井網(wǎng)密度關(guān)系的建立，需要以大量的現(xiàn)場井間干擾試井結(jié)果為依據(jù)，需要進行細(xì)致的統(tǒng)計分析工作，此關(guān)系是氣田開發(fā)井網(wǎng)密度優(yōu)化模型建立的基礎(chǔ)，甚為重要。

1.4 井網(wǎng)密度優(yōu)化模型

1.4.1 基本參數(shù)

設(shè)開發(fā)區(qū)面積為A（km2），儲量豐度為B（108m3／km2），井網(wǎng)密度為S（口／km2），商品率為V，天然氣售價為P（元／1 000m3），單井投資為b（104元／口），單位采氣量經(jīng)營成本為C（元／1 000m3），各種稅收為W（元／1 000m3），利潤為LR（104元）。

1.4.2 井網(wǎng)密度優(yōu)化模型（靜態(tài)模型）

開發(fā)井網(wǎng)密度優(yōu)化以經(jīng)濟為準(zhǔn)繩，以氣田在生命周期內(nèi)獲得的利潤為判別標(biāo)準(zhǔn)，利潤為0時對應(yīng)經(jīng)濟極限井網(wǎng)密度（Sm）；利潤最大時對應(yīng)經(jīng)濟最佳井網(wǎng)密度（Sb）。

開發(fā)區(qū)塊生命周期內(nèi)獲得的總利潤為［11］：

銷售總收入＝累計采氣量×商品率×天然氣售價

總支出＝ASb＋累計采氣量×商品率×（經(jīng)營成本＋稅金） （12）

將相關(guān)各式代入式（10）得：

令LR＝0，可得經(jīng)濟極限井網(wǎng)密度（Sm）的表達式為：

通過試湊法求解式（14）便可確定開發(fā)區(qū)塊的經(jīng)濟極限井網(wǎng)密度（Sm）。

代入蘇里格氣田中區(qū)相關(guān)參數(shù)，計算求得經(jīng)濟極限井網(wǎng)密度（Sm）為5.34口／km2，經(jīng)濟最佳的井網(wǎng)密度（Sb）為3.14口／km2。

2 氣田采收率預(yù)測

2.1 氣田采收率預(yù)測模型建立

依據(jù)氣田采收率定義，可得到不同開發(fā)井網(wǎng)密度條件下的氣田采收率預(yù)測模型如下：

式中Gp為氣田累計采氣量，104m3；R為氣田采收率；N 為動用地質(zhì)儲量，108m3。

將Gp0、Gp1及F3代入式（15），便可得到不同開發(fā)井網(wǎng)密度條件下的采收率變化曲線如圖5所示（儲量豐度取值1.4×108m3／km2）。

圖5 不同井網(wǎng)密度下的采收率變化曲線圖

圖5表明：在無井間干擾的條件下，采收率隨井網(wǎng)密度增大線性增加，但當(dāng)井網(wǎng)密度增大到一定數(shù)值時，采收率增加的幅度變小。之后，氣田采收率的增加甚小，表明此時井間干擾嚴(yán)重。再通過井網(wǎng)加密提高氣田采收率已沒有可能，同時經(jīng)濟上也不可行。

2.2 蘇里格氣田合理開發(fā)井網(wǎng)及對應(yīng)的采收率

氣田合理開發(fā)井網(wǎng)是指在目前技術(shù)經(jīng)濟條件下，開發(fā)井網(wǎng)滿足氣田地質(zhì)特征需求，保證獲得一定的經(jīng)濟效益，同時實現(xiàn)較高的開發(fā)指標(biāo)。

2.2.1 蘇里格氣田開發(fā)井網(wǎng)形式

由于氣田開發(fā)目前基本采用自然能量衰竭式開采，為此，前人對氣田開發(fā)井網(wǎng)形式的研究相對薄弱。筆者結(jié)合蘇里格氣田的地質(zhì)特征［12－13］，對開發(fā)井網(wǎng)形式進行了初步的探討。

鉆探結(jié)果表明：蘇里格氣田縱向上發(fā)育多期多套含氣層系，且單期有效砂體規(guī)模??；平面上辮狀河側(cè)向遷移頻繁，曲流河彎度大、變化快。

首先從縱向上分析：多套含氣層系形成于不同的地質(zhì)時期，位于不同的河道，而不同地質(zhì)時期河道的走向不可能重疊，為了盡可能多地控制和動用不同含氣層系的儲量，井網(wǎng)形式應(yīng)采用錯位部署。

再從平面分析：單期有效砂體規(guī)模小、變化快，各期有效砂體之間存在巖性和物性隔離，為了盡可能控制和動用不同期次的地質(zhì)儲量，井網(wǎng)形式還應(yīng)采用錯位部署。

從保持均衡開采的理念分析：開發(fā)井網(wǎng)錯位部署有利于均衡開采，地層壓力下降更均勻，控制范圍更合理。

綜上所述，蘇里格氣田開發(fā)井網(wǎng)形式應(yīng)采用平行四邊形井網(wǎng)。

2.2.2 蘇里格氣田合理開發(fā)井網(wǎng)密度

筆者設(shè)置3個指標(biāo)作為蘇里格氣田合理開發(fā)井網(wǎng)密度確定的依據(jù)。

2.2.2.1 地質(zhì)需求

蘇里格氣田復(fù)雜的地質(zhì)條件（平面強非均質(zhì)、連通性差），要求采用較大的開發(fā)井網(wǎng)密度，以不產(chǎn)生大量井間干擾為上限，最大程度地動用地質(zhì)儲量。

2.2.2.2 經(jīng)濟指標(biāo)

在目前的技術(shù)經(jīng)濟條件下，稅后財務(wù)內(nèi)部收益率達到行業(yè)要求的基準(zhǔn)收益率12%。

2.2.2.3 開發(fā)指標(biāo)

在達到經(jīng)濟指標(biāo)的前期下，氣田采收率越高越好。

2.2.3 蘇里格氣田合理開發(fā)井網(wǎng)

利用本文靜態(tài)模型得到的經(jīng)濟最佳井網(wǎng)密度為3.1口／km2，但靜態(tài)模型未考慮投資構(gòu)成及貨幣的時間價值，未考慮折舊及年還貸數(shù)額。如果考慮這些因素，上述模型將變得難以用數(shù)學(xué)模型表征。為此采用中國石油天然氣股份有限公司規(guī)劃計劃部和規(guī)劃總院共同編制的《中國石油天然氣股份有限公司建設(shè)項目經(jīng)濟評價方法與參數(shù)》2012年版有關(guān)行業(yè)規(guī)定，對不同井網(wǎng)密度條件下的經(jīng)濟性評價結(jié)果如圖6所示。

圖6 井網(wǎng)密度與稅后收益率關(guān)系曲線圖

可以看出，最佳井網(wǎng)密度3.1口／km2時，井間干擾概率小于20%，稅后財務(wù)內(nèi)部收益率達到行業(yè)要求的基準(zhǔn)收益率12%，而且對應(yīng)的氣田采收率可以達到50%。為此，確定蘇里格氣田合理開發(fā)井網(wǎng)密度為3.1口／km2。

經(jīng)過上述系統(tǒng)研究分析，推薦蘇里格氣田合理開發(fā)井網(wǎng)為：井網(wǎng)形式為平行四邊形；井網(wǎng)密度為3.1口／km2，對應(yīng)的井距為500m，排距為650m。

目前蘇里格氣田開發(fā)井網(wǎng)為平行四邊形600×800m，因此可進一步縮小井排距至推薦的500×650 m，蘇里格氣田采收率將由目前的35%提高到50%。

3 結(jié)論與認(rèn)識

1）在多年開展蘇里格氣田開發(fā)方法研究成果和實際效果分析總結(jié)基礎(chǔ)上，從開發(fā)井干擾現(xiàn)象分析入手，從新的角度來認(rèn)識低滲透強非均值砂巖氣田井網(wǎng)密度對采收率的影響，進一步明確了開發(fā)井網(wǎng)是致密強非均值砂巖氣田采收率的主控因素，同時全面討論了這類型氣田開發(fā)井網(wǎng)的合理性和優(yōu)化方法，開創(chuàng)了氣田采收率研究的新途徑。

2）首次提出了井間干擾概率的概念，揭示了蘇里格氣田井間干擾概率與井網(wǎng)密度之間的關(guān)系，詳細(xì)分析了井網(wǎng)密度對低滲強非均值砂巖氣田采收率的影響程度和規(guī)律。在此基礎(chǔ)上建立了氣田開發(fā)井網(wǎng)密度與采收率之間的定量描述數(shù)學(xué)模型，深化了對氣田開發(fā)井網(wǎng)密度合理性的認(rèn)識。

3）從優(yōu)化氣藏開發(fā)井網(wǎng)密度來實現(xiàn)氣田（氣藏）開發(fā)經(jīng)濟效益最大化的目標(biāo)出發(fā)，提出了開發(fā)井網(wǎng)密度優(yōu)化的原則和思路。提出了以氣藏整個開發(fā)周期內(nèi)獲得的利潤為判別標(biāo)準(zhǔn)，利潤為零時對應(yīng)經(jīng)濟極限井網(wǎng)密度，利潤最大時對應(yīng)經(jīng)濟最佳井網(wǎng)密度，該新理念和新做法對提高致密非均質(zhì)氣田開發(fā)的技術(shù)經(jīng)濟效果有指導(dǎo)意義。

4）建立了聯(lián)合砂體精細(xì)解剖、油藏工程、數(shù)值模擬、經(jīng)濟評價等多種方法應(yīng)用基礎(chǔ)上的氣田開發(fā)井網(wǎng)優(yōu)化數(shù)學(xué)模型，通過氣井是否存在井間干擾下的累計采氣量預(yù)測，使得評估氣田不同井網(wǎng)密度下的最終采收率成為量化可行，最終可以計算確定氣田的經(jīng)濟極限井網(wǎng)密度和經(jīng)濟最佳井網(wǎng)密度。

5）研究認(rèn)為蘇里格氣田應(yīng)采用平行四邊形井網(wǎng)開發(fā)，合理井網(wǎng)密度為3.1口／km2，還有對進一步加密調(diào)整的優(yōu)化空間。如果進一步縮小井排距至500m×650m，蘇里格氣田采收率將由目前的35%提高到50%。

［1］盧濤，李文厚，楊勇.蘇里格氣田盒8氣藏的砂體展布特征［J］.礦物巖石，2006，26（2）：100－106.LU Tao，LI Wenhou，YANG Yong.The sandstone distributing characteristics of He－8gas reservoir of Sulige gas field［J］.Acta Petrologica et Mineralogica，2006，26（2）：100－106.

［2］佚名.蘇里格氣田230×108m3／a開發(fā)規(guī)劃調(diào)整方案（地質(zhì)與氣藏工程）［R］.西安：中國石油長慶油田公司，2012.Anon.A development planning adjustment scheme of Sulige Gas Field with annual productivity of 23billion m3：Geology and reservoir engineering［R］.Xi＇an：PetroChina Changqing Oilfield Company，2012.

［3］文華國，鄭榮才，高紅燦，等.蘇里格氣田蘇6井區(qū)下石盒子組8段沉積相特征［J］.沉積學(xué)報，2007，25（1）：90－97.WEN Huaguo，ZHENG Rongcai，GAO Hongcan，et al.Sedimentary Facies of the 8thMember of Lower Shihezi Formation in Su6Area，Sulige Gas Field［J］.Acta Sedimentologica Sincica，2007，25（1）：90－97.

［4］陳鳳喜，張吉.蘇里格氣田砂體分布特征與規(guī)律研究［J］.內(nèi)蒙古石油化工，2007（11）：95－98.CHEN Fengxi，ZHANG Ji.The study of sandbodies distribution characterization and rule in Sulige Gas Field［J］.Inner Mongolia Petrochemical Industry，2007（11）：95－98.

［5］劉行軍，張吉.蘇里格氣田蘇X井區(qū)盒8段沉積相控儲層測井解釋分析［J］.國外測井技術(shù)學(xué)報，2007，22（5）：22－24.LIU Xingjun，ZHANG Ji.The well logging interpretation analysis about the sedimentary facies control reservoir in He 8interval Su X well field of Sulige area［J］.World Well Logging Technology，2007，22（5）：22－24.

［6］謝慶賓.蘇里格氣田中區(qū)砂體展布和儲層綜合評價研究［D］.北京：中國石油大學(xué)，2011.XIE Qingbin.The study of the spreading sand body and reservoir evaluation in the central Sulige Gas Field［D］.Beijing：China University of Petroleum，2011.

［7］孫秀會.蘇里格氣田地區(qū)山1段—盒8段有效砂體分布特征［D］.北京：中國石油大學(xué)，2012.SUN Xiuhui.Research on characteristics and distribution of effective sand body in Shan1and He8section of Sulige Area［D］.Beijing：China University of Petroleum，2012

［8］陳元千.實用油藏工程計算方法［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1998：201－219.CHEN Yuanqian.Practical calculation method of reservoir engineering［M］.Beijing：Petroleum Industry Press，1998：201－219.

［9］李士倫.天然氣工程［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2000：117－153.LI Shilun.Gas engineering［M］.Beijing：Petroleum Industry Press，2000：117－153.

［10］王鳴華.氣藏工程［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1997：206－211.WANG Minghua.Gas reservoir engineering［M］.Beijing：Petroleum Industry Press，1997：206－211.

［11］毛美麗.蘇里格氣田開發(fā)模式及經(jīng)濟效益評價［J］.天然氣經(jīng)濟，2006（5）：60－63.MAO Meili.Development model and economic benefit assessment in Sulige Gas Field［J］.Natural Gas Economy，2006（5）：60－63.

［12］盧海嬌，趙紅格，李文厚.蘇里格氣田盒8氣層組厚層辮狀河道砂體構(gòu)型分析［J］.東北石油大學(xué)學(xué)報，2014，38（1）：46－52.LU Haijiao，ZHAO Hongge，LI Wenhou.Architectural analysis of braided channel thick sandbody in the eighth member of Shihezi Formation，Sulige Gas Field［J］.Journal of Northeast Petroleum，2014，38（1）：46－52.

［13］費世祥，馮強漢，安志偉，等.蘇里格氣田中區(qū)下石盒子組盒8段沉積相研究［J］.天然氣勘探與開發(fā)，2013，36（2）：31－35.FEI Shixiang，F(xiàn)ENG Qianghan，AN Zhiwei，et al.Sedimentary facies of Shihezi 8member in middle area，Sulige Gas Field［J］.Natural Gas Exploration and Development，2013，36（2）：31－35.