天然氣提高采收率理論基礎、技術方法與發展方向

馬新華 何東博 位云生 郭建林 賈成業

1.中國石油勘探開發研究院 2. 提高油氣采收率全國重點實驗室

0 引言

新中國天然氣工業歷經70多年的發展，形成了鄂爾多斯盆地、四川盆地、塔里木盆地、南海和渤海海域為主體的開發格局，成為世界第四大天然氣生產國、第三大天然氣消費國。2022年，中國天然氣產量約2 200×108m3，消費量約3 750×108m3[1]；能源轉型和“碳達峰、碳中和”目標下，未來中國天然氣生產量和消費量將持續上升，預計到2030年中國天然氣年消費量將超過6 000×108m3，國內天然氣產量將超過3 000×108m3，中國天然氣產業將迎來黃金發展期[2]。當前，我國天然氣勘探開發工作重點應以天然氣資源勘探發現、新氣田規模建產和已開發氣田提高采收率并重。隨著現有主力氣田相繼進入開發中后期，且整體采收率較低，截至2022年12月，全國已發現氣田516個，累計探明地質儲量20×1012m3，累計投入開發氣田450個，動用地質儲量17×1012m3，目前經濟技術條件下，主力氣田采收率介于20%～80%，平均采收率僅為30.5%。另一方面，隨著四川盆地、鄂爾多斯盆地、塔里木盆地等大型含油氣盆地勘探程度不斷加大和天然氣資源探明程度不斷增加，發現新后備優質資源的難度不斷上升。因此，提高已開發氣田采收率對中國天然氣產業保持快速健康發展具有重要戰略意義。

石油天然氣工業中，由于地下原油和天然氣流體性質、驅動機制差異，石油和天然氣提高采收率的方法手段不同。石油提高采收率已形成較成熟完備的理論技術體系，20世紀50年代以來，中國石油工業十分重視石油提高采收率技術（Enhanced Oil Recovery, EOR）的研究與應用，石油提高采收率技術已成為中國油田開發可持續發展和高質量發展的重中之重[3-4]。我國天然氣提高采收率研究與實踐歷程相對較短，需要借鑒石油提高采收率的理論研究和技術研發經驗，發展適應天然氣開發特征的提高采收率理論和技術方法。天然氣提高采收率（Enhanced Gas Recovery, EGR）研究與應用是中國天然氣開發亟待提升的理論技術領域。在我國常規氣藏、致密氣、頁巖氣開發實踐基礎上，對比分析石油提高采收率與天然氣提高采收率差異，進一步明確天然氣采收率與天然氣提高采收率概念，以建立統一的、具有普遍適用性的天然氣采收率評價模型為目標，系統分析影響天然氣采收率的關鍵因素，提出天然氣提高采收率技術思路和途徑，以期促進中國天然氣提高采收率理論技術進步。

1 氣藏采收率和提高采收率的內涵

我國天然氣產業已進入快速發展階段（圖1）。目前，國內天然氣開發理論技術研究主要針對不同類型氣藏開展開發技術研發、配套與應用研究，整體理論技術發展思路與開發對象發現和開發技術發展歷程基本一致。袁士義等[5-19]天然氣開發知名專家學者針對6類常規氣藏和3類非常規氣的開發理論、技術和實踐進行了系統總結和提升，同時，分析了氣藏提高采收率與油藏提高采收率技術的異同，總結了國內外低滲透氣藏、凝析氣藏和邊底水氣藏提高采收率系列配套技術的適用性和應用實例。國外天然氣提高采收率研究主要針對巨厚邊底水氣藏逐級上返動用、儲層連通性差的氣藏最優井網密度、地面增壓等提高采收率技術進行實踐；近年來，針對常規氣藏和凝析氣藏，開展了注氣（CO2）進一步提高采收率實驗研究[20-29]。總之，國內外氣藏提高采收率研究均處于起步階段，尚未形成系統的、具有普適性的天然氣提高采收率理論技術體系。

圖1 中國天然氣產業發展歷程圖

1.1 氣藏采收率和提高采收率的含義

氣藏采收率指在一定的經濟極限內，在現有工程和技術條件下，從氣藏中可以采出的天然氣量占探明地質儲量或開發評價核實地質儲量的比值。氣藏地質條件和現有的開發工藝水平，決定了氣藏采收率的高低。氣藏采收率是衡量氣田開發水平高低的一項重要指標，是設計開發技術指標、編制開發技術方案、制訂開發技術政策的基礎和依據。

氣藏提高采收率指以開發方案或現有開發狀態下預期的采收率為基礎，在一定的經濟技術條件下，再增加可采儲量、提高累計產量所采取的系列開發工作。新增可采儲量與探明地質儲量的比值，即為采收率增加值。氣藏提高采收率幅度越高，新增可采儲量越大，可采出的天然氣量越多，氣藏最終采收率越高。

1.2 氣藏與油藏提高采收率的差異

天然氣氣藏開采的驅動力與油藏不同。油藏采用補充能量開發，原油為弱可壓縮性流體，彈性能量較小，彈性能量衰竭后，仍有大量的原油（剩余油）存留地下，需要人工注入水、氣體、化學劑、熱量等介質補充能量開采剩余油。油藏提高采收率有明顯的階段性，可以分為依靠天然彈性能量開發的一次采收率、注水開發的二次采收率、注氣或注化學劑開發的三次采收率等，通過不同階段開發方式的轉變不斷提高采收率。隨著不同開發階段油藏含油飽和度不斷下降，地下原油采出量不斷增加；因此，某種意義上，油藏開發即油藏儲層“含油飽和度不斷降低的過程”。石油提高采收率技術，即強化采油或三次采油技術，指通過各種方法改變驅替相/被驅替相的物理、化學性質，從而提高驅替相的波及程度或驅油效率，并最終提高原油采收率的油田開發技術。石油提高采收率技術包括化學驅、氣驅、熱力采油等三次采油技術，可在常規二次采油采收率達到30%～40%的基礎上，實現原油采收率再提高5%～30%。石油最終采收率是注入介質的波及效率和驅替效率的函數，石油提高采收率方法技術的基本原理都在于提高注入液的波及效率和/驅替效率。

自然能量衰竭式開發、最大程度利用地層彈性能量是氣藏開發的基礎。氣藏開發的驅動力是壓力高低決定的氣體彈性能量大小；因此，某種意義上，氣藏開發即“氣體壓力不斷衰竭的過程”。氣體強可壓縮性的自然屬性決定了從經濟效益和技術可行性上，除高含凝析油的氣藏外，所有氣藏均采用天然能量一次性衰竭開發，而不采用補充能量開發。天然氣具有強可壓縮性，彈性能量大，根據氣藏溫度、壓力及氣體組分的不同，從地下采出至地面氣體體積可以膨脹幾百到上千倍，依靠氣體本身和巖石彈性能量即可采出絕大部分的天然氣。理論上，對于干氣氣藏，若廢棄地層壓力是原始地層壓力的10%～20%，累計采出氣量一般可以達到動用地質儲量的70%～80%。

1.3 氣藏采收率評價模型

從采收率定義看，氣藏采收率是最終累計采氣量與地質儲量的比例。地質儲量利用程度是計算采收率的基礎，地質儲量利用程度指開發方案設計的建產區/段內天然氣地質儲量與氣田探明地質儲量或核實地質儲量的比值。儲量利用程度區別于傳統意義上的儲量動用程度，其指開發方案設計的平面建產區或縱向層段內天然氣地質儲量與氣田探明地質儲量或核實地質儲量的比值，如蘇里格氣田開發方案設計部署井網范圍內的儲量、川南頁巖氣開發方案井網范圍內縱向五峰組—龍馬溪組龍一13小層的儲量占探明地質儲量或核實地質儲量的比值。同時，由理想氣體狀態方程可知，一定溫度條件下，氣體物質的量與壓力和氣體的體積成正比。衰竭開發過程中，采出氣體的量與氣藏壓力下降幅度和壓降波及的體積成正比。因此，建產區/段內天然氣地質儲量采出的比例受壓力衰竭系數和壓降波及系數共同影響。壓降波及系數定義為氣田/氣藏動態儲量與開發方案設計的平面建產區內或縱向開發層段地質儲量比值，或稱為動靜儲量比；壓力衰竭效率定義為以廢棄產量（廢棄地層壓力）為約束的累計采出量占動態儲量的比例。壓力衰竭效率取決于氣藏廢棄條件，廢棄產量指氣井產量遞減至生產經營成本等于銷售凈收入時的產量；當氣井產量遞減至廢棄產量時，對應的地層壓力即廢棄地層壓力。儲量利用程度、壓降波及系數和壓力衰竭效率三者乘積等于截至廢棄產量時的累計采出量與氣田探明地質儲量或核實地質儲量的比值，即氣藏采收率。

因此，氣藏采收率表示為：

式中η表示采收率，無因次；Rd表示儲量利用程度，無因次；Ed表示壓降波及系數，無因次；Ep表示壓力衰竭效率，無因次；Gd表示利用地質儲量，1012m3；G表示探明地質儲量，1012m3；Gp表示動態儲量，1012m3；Qp表示累計產出氣量，1012m3。

2 氣藏采收率影響因素與提高氣藏采收率技術方法

2.1 氣藏采收率主要影響因素

2.1.1 影響氣藏采收率的地質因素

影響氣藏采收率的地質因素指對儲量利用程度、壓降波及系數、壓力衰竭效率等采收率計算參數產生影響的相關地質參數。儲層物性、非均質性和連通性、流體特征和驅動方式等氣藏地質參數是影響氣藏采收率的首要地質因素。儲層物性、非均質性和連通性決定了氣體的流動能力、單井泄流面積和氣井產能高低，對壓降波及系數和壓力衰竭效率敏感程度高。氣藏流體特征主要包括流體類型和流體賦存狀態。按照流體類型和驅動方式，氣藏可分為干氣氣藏、濕氣氣藏和凝析氣藏；按照驅動方式，氣藏可分為氣驅氣藏和水驅氣藏。一般情況下，干氣氣藏流體類型為干氣，驅動類型為彈性氣驅，該類氣藏采收率主要由廢棄壓力決定，通常壓降波及系數較高。對于水驅氣藏，水侵作用影響動態儲量和廢棄壓力，導致壓降波及系數和壓力衰竭效率明顯降低。因此，影響水驅氣藏采收率的地質因素不僅包含儲層物性、非均質性和連通性特征，也包括水的分布特征和水體能量的大小。

2.1.2 影響氣藏采收率的工程因素

影響氣藏采收率的工程因素主要指對采收率計算參數產生影響的鉆完井技術和開發技術參數。通常情況下，氣藏開發各環節引起產量損失或產能下降的不利因素即為影響氣藏采收率的工程因素，包括開發過程中由于技術不適應帶來的儲層傷害導致儲層滲流能力下降引起的動態儲量下降、采氣速度不合理導致氣藏過早水侵引起的動態儲量損失、人工裂縫閉合導致氣井泄流面積減小引起的動態儲量降低、地面集輸系統壓力過高引起廢棄壓力過高而導致的累計采氣量降低、排水采氣效率低減少了累計產氣量等因素導致的產量損失。

2.1.3 影響氣藏采收率的經濟因素

影響氣藏采收率的經濟因素主要指對廢棄產量產生影響的外部因素。通常情況下，對氣藏開發經濟指標產生影響的因素主要包括：氣價、人工成本、物價水平和匯率等。氣價對經濟下限系數的影響最為直接，氣價高低直接決定了產出天然氣銷售收入多少。當銷售收入不足以抵消人工成本、物價水平和匯率等引起上升的操作成本時，氣藏開發達到經濟收益的臨界點，其對應的氣藏采收率即為經濟極限采收率。

2.2 氣藏提高采收率核心理念

2.2.1 天然氣提高采收率需貫穿氣藏開發全生命周期

從一定程度上，氣藏開發不存在明確的提高采收率階段；也可以說從氣藏開發最初就要考慮提高采收率，提高采收率伴隨氣藏開發全過程。氣藏單調壓降的開發生產過程，決定了必須提高氣藏全生命周期儲量動用程度和地層能量的利用效率來獲得較高的最終采收率。對于邊底水氣藏，非均勻水侵引起氣藏動態儲量下降、壓降波及系數降低，導致氣藏采收率下降。因此，水驅氣藏全生命周期提高采收率尤為重要。水驅氣藏開發需以控制邊底水均勻推進為目標，綜合考慮區域均衡、平面均衡和縱向均衡實現整體均衡開發[6]。對于頁巖氣，需不斷突破開發技術界限，通過網格化井網、長水平井和體積壓裂實現極限動用，從而提高頁巖氣采收率[18]。

2.2.2 避免或減小開發早期的采收率傷害比開發后期改善提高采收率更重要

氣藏采收率傷害主要來源于鉆完井、儲層改造過程中的儲層傷害、生產壓差過大引發的儲層傷害（速敏和壓敏等）、水侵導致的水敏和殘余氣封存等。儲層改造可以一定程度上改善儲層傷害，但很難恢復到原始狀態，而且儲層改造增加了開發成本。對于水驅氣藏，地層水非均勻侵入氣層后會引發水鎖效應或水封氣，水淹范圍內殘存的天然氣很難再經濟有效采出[24]。因此，天然氣開采過程中，盡可能地避免或減少儲層傷害和過早水侵帶來的采收率損失往往比后期采用其他技術手段提高采收率更為重要，這也是天然氣氣藏經濟效益開發的重要原則。

2.3 氣藏提高采收率技術方法

從氣藏采收率的評價模型可見，氣藏提高采收率技術方法應從提高儲量利用程度、提高壓降波及系數、提高壓力衰竭效率3個方面開展提高采收率技術對策研究和實踐。

提高儲量利用程度技術方法包括井網加密、井型優化、老井側鉆和立體井網等。井網加密是提高儲量利用程度最直接的技術方法，指在原有井網的基礎上增加調整井，以減少氣藏平面非均質性對氣藏開發的影響，有效動用井間剩余未動用儲量。老井側鉆、井型優化和立體井網是有效增加縱向上未動用儲量的有效途徑，通過側鉆打開縱向未動用層位或井型優化調整為定向井、大斜度井和水平井增加接觸面積、多套井網立體開發縱向上不同層位從而增加未動用儲量有效動用。

提高壓降波及系數技術方法包括儲層改造、優化布井、生產制度優化等技術措施。儲層改造是通過人工手段改善儲層物性達到增加泄流面積；優化布井和生產制度優化主要針對水驅氣藏開發過程中水侵對開發效果的不利影響，通過優化井位部署實現均衡開發，通過優化生產制度實現壓力均勻下降，增加動態儲量以提高壓降波及系數。

提高壓力衰竭效率技術方法包括排水采氣、地面增壓或其他降低廢棄產量的技術措施。通過排水采氣提升氣井舉升效果增加采氣量、地面增壓降低廢棄壓力來延長氣井生產時間可以進一步充分利用地層能量，提高壓力衰竭效率；通過提升數字化和智能化水平降低人工成本、通過工具和設備的國產化降低匯率對開發收益的影響等降低開發成本以降低廢棄產量和廢棄壓力，盡可能提高氣藏最終采出氣量。

3 中國不同類型氣藏提高采收率實踐

3.1 中國氣藏采收率現狀

截至2022年12月，中國天然氣探明地質儲量20.2×1012m3，其中常規氣探明地質儲量10.6×1012m3，非常規氣探明地質儲量9.6×1012m3。目前，已開發探明地質儲量約17×1012m3，預計當前經濟技術和生產條件下，已開發氣田可產出天然氣5.3×1012m3，預計已開發氣田采收率約30%，總體采收率偏低。

中國天然氣氣藏類型多樣，包括6類常規氣藏和3類非常規氣。其中，水驅氣藏和致密氣、頁巖氣等非常規氣是提高采收率技術攻關和推廣應用的重點。中國水驅氣藏探明地質儲量5.9×1012m3，占常規氣地質儲量的60%，目前采出程度為21.6%；致密氣、頁巖氣兩類非常規氣探明地質儲量8.3×1012m3，占非常規氣地質儲量的90%以上，目前采出程度不足10%，中國主要氣藏地質儲量和采收率見表1。

表1 中國主要氣藏類型地質儲量和采收率數據表

3.2 中國天然氣提高采收率實踐

3.2.1 水驅氣藏提高采收率實踐

我國天然氣氣藏普遍產水，截至2022年12月，水驅氣藏累計探明地質儲量為5.9×1012m3、年產量為850×108m3（不含產水致密氣），探明儲量和年產量占比均超過40%；中國石油天然氣集團有限公司所屬3×104余口天然氣井中，見水井數占比40%，見水井年產氣量占天然氣總產量的33%，年產水總量達到1 500×104m3。

水驅氣藏開發過程中，由于儲層非均質性、裂縫發育等多方面影響，宏觀上氣藏水侵后，水的分隔致使氣藏內形成“水封氣”，導致大量地質儲量無法被采出，降低氣藏最終采收率。微觀上，水侵過程中氣水在滲流通道內形成兩相流動，水相流動降低了氣相滲透率，增大了氣藏能量損失，導致氣藏壓力衰竭效率大幅降低，廢棄壓力增高，嚴重損害氣藏采收率。因此，水驅氣藏提高采收率核心是降低非均勻水侵，提高氣藏壓力衰竭效率，降低廢棄壓力；開發過程中應遵循全生命周期均衡動用理念，盡可能減小氣藏壓力衰竭效率的損失，從而減小對采收率的傷害。我國水驅氣藏開發實踐圍繞地層水對氣藏開發的影響，探索水驅氣藏控水開發提高采收率技術，制訂了天然氣氣藏開發全生命周期產水識別、描述、評價、防控、治理等開發技術對策，為水驅氣藏降低非均勻水侵風險與壓力衰竭效率損失、提高氣藏最終采收率提供了理論與技術指導。

水驅氣藏控水開發提高采收率并不是單一的控制水，而是圍繞降低非均勻水侵，提高氣藏壓力衰竭效率與降低廢棄壓力，開展全生命周期的“認識水、控制水、治理水”。認識水是水驅氣藏高效開發的基礎，應采用微觀和宏觀相結合的方式，微觀上明確不同類型儲層介質水的侵入和產出機理，宏觀上從氣藏尺度識別出水體類型、大小和規模，明確氣水邊界的推進方向、推進速度和推進前緣。控制水是水驅氣藏高效開發的目的和手段，核心是以認識水為基礎，建立天然氣氣藏開發水侵模式，實時監測產水量和水侵速度，通過射孔層位優選、生產井位優化部署、氣井合理配產和井網優化調整，避免邊水指進或底水錐進，控制水侵速度和水侵量，降低見水氣井數和產水量。治理水指針對不同水體特征，以儲集層精細描述為技術手段，以水侵程度精細刻畫為基礎，結合氣藏生產動態特征，應用三維地質建模與數值模擬技術手段，重新認識和刻畫開發中后期氣藏儲滲單元、流體分布，評價儲量動用程度，明確剩余儲量和水分布特征；通過氣井布井與優化配產相結合，形成控水井、排水井和生產井優化部署等產能挖潛技術對策，實施堵水、排水、綜合挖潛等技術措施，實現不同類型井的差異化治理。不同開發階段，采取的開發技術對策重點不同， 開發評價階段充分認識水、方案設計過程科學利用水、建產穩產階段合理控制水、遞減低產階段治理水，針對不同類型氣藏水體特征和分布規律制訂相應的開發模式和開發技術政策。在具體實施過程中，重點做好4個方面：①識別描述為重點，評價地層水活動性；②防水控水為重點，優化布井均衡動用；③實時監測為重點，動態配產控制水侵；④提高采收率為重點，多種綜合措施治水。

3.2.1.1 安岳氣田龍王廟組氣藏提高采收率實踐

四川盆地安岳氣田龍王廟組氣藏是邊底水碳酸鹽氣藏（圖2），整體上為大面積低幅度構造下的整裝氣藏，平面上地層水分區特征明顯，提高采收率突出分區差異化對策。氣藏基質滲透率低，沿微裂縫發生的非均勻水侵容易封閉圍巖基質中的天然氣，形成“水封氣”，同時基質內孔喉微小、毛細管力較大，易于水體吸入發生水鎖，降低基質中的氣相滲透率，降低了壓力衰竭效率，提高了廢棄壓力。氣藏控水開發提高采收率將“認識水、控制水、治理水”技術措施貫穿氣藏開發全生命周期：①開發早期以充分認識水、評價地層水活躍程度為重點，開展試井與動態監測，評價區塊水侵風險，通過優化布井實現均衡動用，構筑采氣泄壓路徑，盡可能降低水侵前緣突進速度；②開發中期合理控制水，以防水控水為重點，開展高精度水侵模擬和動態預警，評價不同情景下非均勻水侵強度，通過調配式與接替式穩產相結合，智能配產控制非均勻水侵強度，水侵通道差異化排水減緩地層水舌進程度，抑制水淹和“水封氣”效應，盡可能延長無水產氣期；③開發后期階段綜合治理水，按控水需求及時降低氣井配產或轉換生產井為排水井，水侵區堵水、排水和治水優化組合，降低廢棄壓力。在全生命周期提高采收率理念和開發對策指導下，不斷提高壓降波及系數和壓力衰竭效率，龍王廟組氣藏實現了從應急式控水、局部性控水向全生命周期控水和治水的技術升級[28]，有效提高壓力衰竭效率、水侵高風險井無水采氣期延長2～4年，氣藏實現了年產氣百億立方米的持續穩產，預計提高采收率7個百分點，動用地質儲量采收率可以達到65%。

圖2 龍王廟組氣藏主要水侵優勢通道及不同井區控水治水對策圖[9]

3.2.1.2 克拉2氣田提高采收率實踐

克拉2氣田是典型塊狀邊底水砂巖氣藏（圖3），氣藏氣柱高度達500 m，氣藏水侵主要沿大斷層垂向水侵為主，提高采收率關鍵在于降低地層廢棄壓力，提高水侵區宏觀水驅氣效率和未水侵驅壓力衰竭效率。主要技術措施包括：①開發設計階段，遠離邊水沿構造走向直線布井，實現儲量均衡動用，生產井占據高構造部位，最大限度地減少氣井見水風險；②建產過程中，及時調整生產制度，優化配產，控制水侵前緣非均勻推進速度，提高壓力衰竭效率；③開發中后期方案調整，氣藏頂部實施水平井與水侵優勢通道排堵相結合的技術措施，在水侵路徑上實施排水、封堵水淹段，降低水驅能量，進一步提高壓力衰竭效率。一方面保證開發后期氣田有一定規模的生產能力，延長穩產期；另一方面優化水侵形態，進一步提高氣藏壓力衰竭效率，延長氣井生產壽命，增加氣田最終累計產氣量。氣田開發初期沿構造走向高部位直線布井，實現了儲量均衡動用，壓降波及系數接近100%；2011—2020年生產制度優化，控制水侵前緣非均勻推進速度，充分利用地層能量，廢棄相對壓力0.39，突破活躍水驅氣藏廢棄壓力下限值，壓力衰竭效率增至0.45；2021年開發調整方案采用頂部部署水平井和水侵路徑排堵水相結合，壓力衰竭效率由0.45進一步提高到0.48，預測累計采氣量可增加80.5×108m3，提高采收率3.4個百分點。

圖3 塔里木盆地克拉2氣田開發井位部署圖

3.2.1.3 澀北氣田提高采收率實踐

柴達木盆地澀北氣田為多層邊底水氣藏，氣藏縱向發育多套層系與多個氣水系統，采用多套井網開發，提高采收率對策以分層治理、均衡開采為主（圖4），提高壓降波及系數和壓力衰竭效率。提高采收率技術實踐主要包括：①通過不同層位滲透性對比分析和產氣剖面測試，評價不同層位產氣貢獻，厘定不同層位產水量，精準“識別水”；②采取層組整體控治結合策略，針對不同層組出水狀況采取差異化治水技術，水侵通道上部署控水井、邊部排水井，實現氣藏“控制水”和“治理水”；③均衡開采對提高該類氣藏采收率至關重要，包括區域均衡、平面均衡和縱向均衡。區域均衡主要通過分析不同區塊的生產動態，劈分不同區塊年度、月度產量，提高弱水侵區塊氣藏采氣速度，降低強水侵區塊氣藏采氣速度，實現區域上不同區塊間均衡開采。平面均衡開采是在中強水侵區域實施主動治水策略，在弱水侵區域以控水挖潛為主；在單一氣藏內部通過開關井、合理配產、措施作業等手段，對未水侵的層組提高構造高部位氣井產量，在高部位形成壓力低值區，降低邊部氣井產量，從而在邊部形成高壓阻水屏障，延緩邊水推進速度，實現平面均衡開采。縱向均衡開采則采取不同層位差異化開采原則，水侵層位以堵水為主，射孔時盡量避開含水層；通過縱向上降低水侵快、采出程度高層組的產氣量，提高未水侵、采出程度低層組的產氣量，對各層組的產量進行優化調整，從而實現層組間縱向均衡開采。

圖4 澀北氣田多層邊水氣藏邊部排水井分布圖

3.2.2 非常規氣藏提高采收率實踐

我國非常規天然氣資源豐富分布廣泛，第四次資源評價數據顯示，非常規氣（不含天然氣水合物）地質資源量132×1012m3，接近常規氣資源量的2倍。截至2022年12月，我國非常規氣探明地質儲量9.6×1012m3，已動用地質儲量2.7×1012m3，采收率僅為25%左右，提高采收率對于非常規氣快速上產和長期穩產意義重大。致密砂巖、頁巖等非常規儲層基質滲透率低，均需要通過人工壓裂改造形成人工氣藏才能實現有效開發和極限動用，壓裂改造的體積與儲量動用范圍基本相當。因此，影響非常規氣采收率的主要因素是儲量利用程度和壓降波及系數，即方案設計部署建產區/段的儲量利用程度和人工氣藏內的壓降波及程度。

3.2.2.1 致密砂巖氣提高采收率實踐

蘇里格氣田是中國致密砂巖氣的典型代表，也是目前國內產量規模最大的天然氣田。在構造平緩的斜坡背景下發育形成多期辮狀河，大面積廣泛分布的河道砂體相互疊置，心灘和河道底部中粗粒石英砂巖是有效砂體。有效砂體規模小，厚度主體介于2～5 m，寬度主體介于100～500 m，長度主體介于300～700 m，呈透鏡狀分散分布在90～100 m厚的地層中，70%以上的含氣砂體孤立分布[30]。由于開發效益和經濟極限產量的約束，需優選疊合厚度大于8 m、含氣飽和度大于50%、儲量豐度大于108m3/km2的富集區建產，開發方案主體按照砂體寬度方向600 m井距，砂體長度方向800 m排距進行井位部署。疊合厚度小于8 m、含氣飽和度小于50%及地面壓覆區目前經濟技術條件下無法效益建產，導致氣田整體地質儲量利用程度約70%。同時，在600 m×800 m直井井網范圍內，井筒鉆遇、壓降波及動用范圍約0.24 km2，即壓降波及系數約50%。蘇里格致密砂巖儲層經過壓裂改造后投產，為防止井筒形成天然氣水合物，采用井下節流生產，故地面采用中低壓集輸系統，且后期采用地面增壓工藝，壓力衰竭效率較高，約85%。因此，蘇里格氣田開發方案采收率為30%。

蘇里格氣田開發調整方案中，通過密井網區地質解剖和生產動態認識，根據儲量豐度大小將尚未部署井位的建產區部分區域井網調整為500 m×650 m直井井網，壓降波及系數從一次方案的50%大幅度提升至73%，井網調整區采收率可達43%。但由于建產區已經部署了1.7×104口氣井，未部署井位的建產區面積有限，蘇里格氣田開發調整方案整體采收率由30%提升至35%。隨著開發技術不斷進步、經濟技術條件優化，可推動目前非富集區和地面壓覆區效益建產，氣田整體地質儲量利用程度可進一步提高，井網可進一步加密至4口井/km2；促進天然氣資源極限動用，壓降波及系數達到90%以上；廢棄產量進一步降低，壓力衰竭效率進一步提高，氣田總體采收率有望達到50%以上。

3.2.2.2 川南海相頁巖氣提高采收率實踐

四川盆地南部海相頁巖氣資源豐富，五峰組—龍馬溪組頁巖是當前川南頁巖氣開發主力層系，已探明儲量區儲層厚度介于60～70 m，儲量豐度7×108～10×108m3/km2，儲層呈現自下向上品質逐漸變差的特征。頁巖儲層極其致密，基質滲透率介于10－4～10－6mD，在頁巖儲層原始狀態下氣體難以流動[16,18]，必須通過長水平井和大規模體積改造形成人工裂縫網絡，構建人工氣藏，減小天然氣從基質到人工裂縫的滲流距離，建立有效的壓降路徑，最大限度實現游離氣和吸附氣的分階段動用[18]。當前，川南頁巖氣開發方案主體采用一套井網開發五峰組—龍馬溪組下部層系，平臺式規則布井、工廠化鉆井及壓裂改造。由于頁巖層理發育，人工裂縫高度可達10 m，縱向上壓裂縫溝通層段地質儲量占總地質儲量的45%，即采用下部一套井網開發技術對策下，儲量利用程度的45%。水平井井距介于300～400 m時，產生井間干擾的概率較小，且由于基質極其致密以及近裂縫帶被改造基質的應力敏感效應，改造區內基質中的氣體仍不能完全動用，因此，壓降波及系數約60%。川南頁巖氣均采用地面增壓工藝開采，但由于頁巖氣開發成本高，廢棄壓力相對較高，壓力衰竭效率約80%。因此，當前川南頁巖氣開發方案采收率為22%。

通過極限動用理論未來可將頁巖氣采收率提高至40%以上[18]。由于頁巖氣鉆井和壓裂采用大平臺工廠化作業方式，后期很難對已建平臺進行加密鉆井調整，因此，更需要注重開發早期階段對技術方案的優化，確定最優開發技術政策。通過開發初期階段建立開發試驗區，確定最優的井網井距、壓裂縫網參數[31-32]，為后續批量規模鉆井壓裂提供最優技術方案。垂向上，基于縫網橫截面“星形”特征的認識，采用上下兩套水平井“W”形交錯部署立體井網開發[31]，儲量利用程度可提高至70%；平面上，同步優化水力縫網參數和開發井距[31]，一次性合理部署，充分動用井間—縫網間儲量，開發井距由300～400 m優化到300 m，且通過全過程精細配產，將有效生產壓差控制在一定范圍內，延長縫網附近被改造基質滲流能力的保持時間，或者通過重復壓裂，打開壓降未波及中心的基質塊，提高SRV內基質儲量的采出程度[32]，壓降波及系數進一步提高至70%；通過降低開發成本，進一步降低廢棄產量，兩級增壓進一步降低井口廢棄壓力，提高壓力衰竭效率至85%。整體上，川南海相頁巖氣采收率有望提高至40%以上。同時，探索注CO2實驗補充能量與吸附置換、高溫和低溫處理增加縫網復雜度等提高采收率新方法，有望進一步提高頁巖氣采收率。

4 天然氣提高采收率前景展望

4.1 天然氣提高采收率發展前景

氣藏采收率受天然氣開發技術、開發成本和經濟環境的共同影響，從采收率評價模型來看，提高儲量利用程度、壓降波及系數和壓力衰竭效率是提高采收率的3個方面。目前，我國主要已開發氣田中，水驅氣藏和非常規氣是提高采收率發展前景最廣泛的領域。其中，水驅氣藏探明地質儲量5.9×1012m3，地質儲量采出程度僅21.6%，現有經濟技術條件下預測最終采收率介于28%～70%；通過控水均衡開發降低水侵速度提高壓降波及系數、優化生產制度、充分利用地層能量提高廢棄壓力和壓力衰竭效率，水驅氣藏可提高采收率6～10個百分點。致密氣和頁巖氣探明地質儲量達8.3×1012m3，占非常規氣地質儲量的90%，地質儲量采出程度不足10%。其中，致密氣地質儲量采出程度為9.7%，現有經濟技術條件下預期最終采收率為24.9%，通過部署加密井網提高儲量利用程度、多級多段壓裂提高壓降波及系數、增壓開采提高壓力衰竭效率等技術措施預計可提高采收率10～15個百分點；頁巖氣地質儲量采出程度為6.2%，預期最終采收率僅14.9%，通過立體開發提高縱向上儲量利用程度、極限動用、控壓生產等提高壓降波及系數，預計可實現提高采收率8～15個百分點。

4.2 天然氣提高采收率技術方向

天然氣提高采收率是理論技術與生產實踐的統一與結合。一方面，應加強提高采收率技術攻關，明確不同類型氣藏提高采收率機理，研發提高采收率新方法、新材料；另一方面，應加強提高采收率現場試驗和礦場應用，通過礦場試驗檢驗技術適用性和開發效果，為前沿技術的推廣應用奠定基礎。

加強提高采收率實驗機理研究，明確天然氣提高采收率技術路線。針對常規水驅氣藏，在氣藏精細描述的基礎上，開展水侵機理研究，探索將裂縫水竄主動調控為相對均勻水侵提高水驅氣藏壓降波及系數的方法，攻關解除水封氣的物理和化學方法及材料；針對致密氣、頁巖氣等非常規氣，開展增加縫高、縫長及裂縫轉向等極限動用機理研究，明確非常規氣藏提高壓降波及系數和壓力衰竭效率的機理和技術途徑。同時，開展注氣增能置換、注化學劑增滲降阻等進攻性氣藏提高采收率技術方法實驗研究。

5 結論

1）氣藏采收率指在一定的經濟極限內，在現有工程和技術條件下，從氣藏中可以采出的天然氣量占探明地質儲量的比值。氣藏采收率是儲量利用程度、壓降波及系數和壓力衰竭效率的函數，是衡量氣田開發水平高低的一項重要指標，是設計開發技術指標、編制開發技術方案、制訂開發技術政策的基礎和依據。

2）天然氣提高采收率指以開發方案或現有開發狀態下預期的采收率為基礎，在一定的經濟技術條件下，再增加可采儲量、提高累計產量所采取的系列開發工作。天然氣提高采收率幅度越高，新增可采儲量越大，可采出的天然氣量越多，氣藏最終采收率越高。

3）常規水驅氣藏、致密氣和頁巖氣等非常規氣是氣藏提高采收率重點領域。常規水驅氣藏通過降低水侵區面積、減少水侵引起的宏觀水封氣和微觀水鎖氣，進一步提高壓降波及系數和壓力衰竭效率，預計可提高采收率6～10個百分點；致密氣通過部署加密井網提高儲量利用程度、多級多段壓裂提高壓降波及系數、增壓開采提高壓力衰竭效率等技術措施預計可提高采收率10～15個百分點；頁巖氣通過立體開發提高儲量剖面利用程度、極限動用、控壓生產等提高壓降波及系數，預計可提高采收率8～15個百分點。

4）加強天然氣提高采收率機理研究，探索提高采收率新方法、新材料，加快氣藏提高采收率進攻性技術研發與現場試驗，形成適應我國氣藏地質特征的天然氣提高采收率理論技術體系。