基于動態特征的開發井網優化——以蘇里格致密強非均質砂巖氣田為例

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分公司

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

對于致密強非均質砂巖氣田，分析其采收率影響因素，在目前經濟技術條件下主要有：開發井網，廢棄條件，井位部署，生產方式，水平井，地層產水。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，進而指導氣田開發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砂巖氣田的最終經濟采收率。

1 開發井網優化模型

研究和開發實踐表明，開發井網是致密強非均質砂巖氣田采收率的主要影響因素。井網過稀，由于儲層的連續性差及平面強非均質性，井網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；但若井網過密，井間干擾將會趨于嚴重，雖然采收率可進一步提高，但經濟效益又難以保證。因此，尋求一種合理的開發井網（既能取得較好的經濟效益、又能實現較高的采收率）才是不斷追求的目標。

開發井網的優化研究涉及諸多專業領域，包括對地質特征有足夠深入的了解和認識，掌握氣井的生產動態特征和變化規律，特別是需在大量現場干擾試井結果的基礎上，揭示井間干擾概率與井網密度之間的關系，方可建立井網密度優化模型。

1.1 砂體精細解剖

為了落實有效砂體的規模，蘇里格氣田在蘇6、蘇14等井區進行了井網加密，利用加密區鉆探資料重點對盒8段和山1段兩個層位的單砂體進行了精細解剖。砂體精細解剖結果表明［1－7］：有效砂體厚度主要分布區間為2～5m，小于5m在80%以上；有效砂體寬度主要分布區間為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。

上述統計結果為靜態范疇，考慮儲層的平面強非均質性，有效砂體動態連續的寬度和長度將會更小，為此，蘇里格氣田地質條件要求必須采用密井網開發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測模型。

1.2.1 無干擾氣井累計采氣量預測

無干擾條件下，氣井的生產動態及開采效果與井網密度無關，可視為“單井氣藏”。統計蘇里格氣田中區無干擾氣井的實際生產數據，產量遞減符合衰竭式遞減規律（圖1）。

圖1 氣井遞減類型判識曲線圖

Arps產量通式為［8－10］：

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

取n＝0.5，可得衰竭式產量遞減方程：

式中Gp0為無干擾氣井生命周期內累計采氣量，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測表達式。擬合蘇里格氣田中區無干擾氣井產量變化曲線，得到蘇里格氣田中區氣井平均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測

在井間存在干擾的條件下，表明井間存在連通關系，這些井開發的對象可視為一個氣藏，此條件下單井累計采氣量與井網密度緊密相關。井網密度越大，井間干擾越嚴重，單井累計采氣量越小。利用蘇6區塊平均地層參數建立均質地質模型、采用數值模擬方法進行單井累計采氣量預測，進而獲得干擾條件下氣井累計采氣量變化規律如圖2所示。

圖2 單井累計采氣量與井網密度關系曲線圖

由圖2可知，隨著井網密度的增大，井間干擾趨于嚴重，單井累計采氣量不斷減少。

為了消除均質地質模型引起開發指標預測偏好的缺陷，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量與井網密度之間的關系如圖3所示。

圖3 無因次單井累計采氣量與井網密度關系曲線圖

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

式中Gp1為干擾氣井累計采氣量，104m3；S為井網密度，口／km2。

1.3 井間干擾概率定量描述

1.3.1 井間干擾概率

當開發井網密度較小時，井間一般不存在干擾，或井間干擾概率很低；但隨著開發井網密度的增大，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數與總井數的比值，可表述為：

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

1.3.2 井間干擾概率與井網密度關系

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

圖4 井間干擾概率與井網密度關系曲線圖

經回歸分析后得到：

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

井間干擾概率與井網密度關系的建立，需要以大量的現場井間干擾試井結果為依據，需要進行細致的統計分析工作，此關系是氣田開發井網密度優化模型建立的基礎，甚為重要。

1.4 井網密度優化模型

1.4.1 基本參數

設開發區面積為A（km2），儲量豐度為B（108m3／km2），井網密度為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 井網密度優化模型（靜態模型）

開發井網密度優化以經濟為準繩，以氣田在生命周期內獲得的利潤為判別標準，利潤為0時對應經濟極限井網密度（Sm）；利潤最大時對應經濟最佳井網密度（Sb）。

開發區塊生命周期內獲得的總利潤為［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×（經營成本＋稅金） （12）

將相關各式代入式（10）得：

令LR＝0，可得經濟極限井網密度（Sm）的表達式為：

通過試湊法求解式（14）便可確定開發區塊的經濟極限井網密度（Sm）。

代入蘇里格氣田中區相關參數，計算求得經濟極限井網密度（Sm）為5.34口／km2，經濟最佳的井網密度（Sb）為3.14口／km2。

2 氣田采收率預測

2.1 氣田采收率預測模型建立

依據氣田采收率定義，可得到不同開發井網密度條件下的氣田采收率預測模型如下：

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

將Gp0、Gp1及F3代入式（15），便可得到不同開發井網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，采收率隨井網密度增大線性增加，但當井網密度增大到一定數值時，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重。再通過井網加密提高氣田采收率已沒有可能，同時經濟上也不可行。

2.2 蘇里格氣田合理開發井網及對應的采收率

氣田合理開發井網是指在目前技術經濟條件下，開發井網滿足氣田地質特征需求，保證獲得一定的經濟效益，同時實現較高的開發指標。

2.2.1 蘇里格氣田開發井網形式

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

鉆探結果表明：蘇里格氣田縱向上發育多期多套含氣層系，且單期有效砂體規模小；平面上辮狀河側向遷移頻繁，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時期，位于不同的河道，而不同地質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，井網形式應采用錯位部署。

再從平面分析：單期有效砂體規模小、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儲量，井網形式還應采用錯位部署。

從保持均衡開采的理念分析：開發井網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，蘇里格氣田開發井網形式應采用平行四邊形井網。

2.2.2 蘇里格氣田合理開發井網密度

筆者設置3個指標作為蘇里格氣田合理開發井網密度確定的依據。

2.2.2.1 地質需求

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

2.2.2.2 經濟指標

在目前的技術經濟條件下，稅后財務內部收益率達到行業要求的基準收益率12%。

2.2.2.3 開發指標

在達到經濟指標的前期下，氣田采收率越高越好。

2.2.3 蘇里格氣田合理開發井網

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

圖6 井網密度與稅后收益率關系曲線圖

可以看出，最佳井網密度3.1口／km2時，井間干擾概率小于20%，稅后財務內部收益率達到行業要求的基準收益率12%，而且對應的氣田采收率可以達到50%。為此，確定蘇里格氣田合理開發井網密度為3.1口／km2。

經過上述系統研究分析，推薦蘇里格氣田合理開發井網為：井網形式為平行四邊形；井網密度為3.1口／km2，對應的井距為500m，排距為650m。

目前蘇里格氣田開發井網為平行四邊形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 結論與認識

1）在多年開展蘇里格氣田開發方法研究成果和實際效果分析總結基礎上，從開發井干擾現象分析入手，從新的角度來認識低滲透強非均值砂巖氣田井網密度對采收率的影響，進一步明確了開發井網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井網的合理性和優化方法，開創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密度之間的關系，詳細分析了井網密度對低滲強非均值砂巖氣田采收率的影響程度和規律。在此基礎上建立了氣田開發井網密度與采收率之間的定量描述數學模型，深化了對氣田開發井網密度合理性的認識。

3）從優化氣藏開發井網密度來實現氣田（氣藏）開發經濟效益最大化的目標出發，提出了開發井網密度優化的原則和思路。提出了以氣藏整個開發周期內獲得的利潤為判別標準，利潤為零時對應經濟極限井網密度，利潤最大時對應經濟最佳井網密度，該新理念和新做法對提高致密非均質氣田開發的技術經濟效果有指導意義。

4）建立了聯合砂體精細解剖、油藏工程、數值模擬、經濟評價等多種方法應用基礎上的氣田開發井網優化數學模型，通過氣井是否存在井間干擾下的累計采氣量預測，使得評估氣田不同井網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濟極限井網密度和經濟最佳井網密度。

5）研究認為蘇里格氣田應采用平行四邊形井網開發，合理井網密度為3.1口／km2，還有對進一步加密調整的優化空間。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開發規劃調整方案（地質與氣藏工程）［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井區下石盒子組8段沉積相特征［J］.沉積學報，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律研究［J］.內蒙古石油化工，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井區盒8段沉積相控儲層測井解釋分析［J］.國外測井技術學報，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.蘇里格氣田中區砂體展布和儲層綜合評價研究［D］.北京：中國石油大學，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.蘇里格氣田地區山1段—盒8段有效砂體分布特征［D］.北京：中國石油大學，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.蘇里格氣田開發模式及經濟效益評價［J］.天然氣經濟，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型分析［J］.東北石油大學學報，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.蘇里格氣田中區下石盒子組盒8段沉積相研究［J］.天然氣勘探與開發，2013，36（2）：31－35.FEI Shixiang，FENG 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.