苏里格气田致密气开发井网效果评价与调整对策.pdf

第 43 卷第 8 期2023 年 8 月 66 天然气工业Natural Gas Industry引文：王国亭,贾爱林,郭智,等.苏里格气田致密气开发井网效果评价与调整对策J.天然气工业,2023,43(8):66-79.WANG Guoting,JIA Ailin,GUO Zhi,et al.Effect evaluation and adjustment countermeasures of tight gas development well patterns in the Sulige Gas FieldJ.Natural Gas Industry,2023,43(8):66-79.苏里格气田致密气开发井网效果评价与调整对策王国亭贾爱林郭 智孟德伟冀 光中国石油勘探开发研究院摘要：鄂尔多斯盆地致密气资源丰富，其天然气资源量占全国致密气总资源量的 60%以上，已发现苏里格、神木、大牛地、延安、米脂等多个致密气田。其中苏里格气田引领中国致密气开发已 20 年，由于气田开发井网复杂多样，其结构特征与开发效果缺乏系统评价，因此未来天然气井网优化调整对策尚不明确。为此，充分利用区内 1.8104余口气井的动、静态生产资料，系统梳理了开发进程中井网的持续优化过程，将其划分为直井规则、混合、水平井整体、加密试验与欠完善等 5 种类型，并采用加密井增产气量评价方法，评价了不同井网的特征和开发效果，提出了高效调整对策。研究结果表明：500 m650 m、600 m600 m 井网下，天然气的采收率较高，但优化调整面临较大风险；600 m800 m 井网较优，既可达到较高的天然气采收率，又具备优化调整空间；混合开发井网占比高，但储量碎片化严重，优化调整潜力有限；水平井整体井网的优化调整可能性较低。结论认为，针对成熟天然气开发区需加强剩余气精细挖潜与井网精准调整技术攻关，针对未开发区应强化储层结构精准描述与可视化部署、差异化井网实施与储量极致动用技术研究，从而为气田长期稳产及提高天然气采收率提供支撑，也为我国致密气藏高效开发提供技术参考。关键词：苏里格气田；致密气藏；井网特征；混合井网；开发效果；提高采收率；剩余气挖潜；差异化部署DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2023.08.006Effect evaluation and adjustment countermeasures of tight gas development well patterns in the Sulige Gas FieldWANG Guoting,JIA Ailin,GUO Zhi,MENG Dewei,JI Guang(PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration&Development,Beijing 100083,China)Natural Gas Industry,vol.43,No.8,p.66-79,8/25/2023.(ISSN 1000-0976;In Chinese)Abstract:The Ordos Basin is rich in tight gas resources,which accounts for over 60%of national tight gas resources.Several tight gas fields have been discovered in this basin,including Sulige,Shenmu,Daniudi,Yanan and Mizhi.The Sulige gas field has been leading tight gas development in China for 20 years,but the development well patterns are complex and diverse,and their structural characteristics and development effect lack systematic evaluation,so the future optimization and adjustment countermeasures of natural gas well patterns are not determined yet.Based on the static and dynamic data of more than 18 000 gas wells,this paper systematically analyzes the continuous optimization process of the well patterns in the development process,and classifies the well patterns into five types:regular vertical well pattern,mixed well pattern,overall horizontal well pattern,infilled testing well pattern,and imperfect well pattern.In addition,the characteristics and development effects of different well patterns are evaluated by using the infill well production increment evaluation method,and the adjustment countermeasures are proposed.The following research results are obtained.First,500 m650 m and 600 m600 m well patterns can realize higher natural gas recovery,but face significant optimization and adjustment risks.Second,600 m800 m well pattern is better with higher natural gas recovery and larger optimization and adjustment space.Third,mixed well pattern accounts for high proportion,but has serious reserve fragmentation and limited optimization and adjustment potential.Fourth,the overall horizontal well pattern has lower possibility in optimization and adjustment.In conclusion,as for the mature natural gas development areas,it is necessary to strengthen the technological research of fine remaining gas potential tapping and fine well pattern adjustment,and as for the undeveloped areas,it is necessary to strengthen the technological research of fine reservoir structure description and visual deployment,differential well pattern implementation,and extreme reserve utilization,so as to provide a support for the long-term stable natural gas production and enhanced gas recovery of the Sulige Gas Field,as well as a technical reference for the efficient development of tight gas reservoirs in China.Keywords:Sulige gas field;Tight gas reservoir;Well pattern characteristics;Mixed well pattern;Development effect;Enhanced gas recovery;Remaining gas potential tapping;Differential deployment基金项目：中国石油“十四五”前瞻性、基础性科技专项“致密气勘探开发技术研究”（编号：2021DJ2106）、“复杂天然气田开发关键技术研究”（编号：2021DJ1704）。作者简介：王国亭，1982 年生，高级工程师，博士；主要从事致密气藏开发方面的研究工作。地址：（100083）北京市海淀区学院路 20 号。ORCID:0009-0009-5534-1033。E-mail:第 8 期 67 王国亭等：苏里格气田致密气开发井网效果评价与调整对策0引言致密气藏是我国重要的非常规气藏类型，主要分布于鄂尔多斯、四川、松辽、塔里木等沉积盆地，有利勘探面积达 32.46104 km2，地质资源量为21.851012 m3，技术可采储量为 10.921012 m31-4。鄂尔多斯盆地致密气资源丰富，其资源量占全国致密气总资源量的 60%以上，已发现苏里格、神木、大牛地、延安、米脂等多个气田5-6。苏里格气田勘探面积约 5104 km2，截至 2022 年底探明（含基本探明）储量超 4.01012 m3，累计产气已接近 3 000108 m3，2022 年产气量超过 300108 m3。气田发现之初，效益开发面临技术、资金及管理等多方面挑战，为实现开发突破，创建了风险合作开发模式。为吸收国外先进的开发技术，与道达尔公司开展合作，进一步形成了国际合作开发模式7-8。在上述开发模式的推动下，气田开发进程快速推进，形成了完善的配套关键开发技术体系。开发指标科学合理是实现致密气藏高效开发的保障，其中气井合理配产、递减规律、开发井网、动态控制储量与 EUR、采收率等关键指标中开发井网尤为重要9-13。国外致密气藏开发井网一般都会经历初期论证、优化部署、后期调整等重要阶段，例如美国 Ozona 气田，1970 年开发初期时井网为 1.3 km2/口，之后在 30 余年的开发过程中进行了 6 7 次优化调整，最终调整至 0.16 km2/口，井网持续优化助推了气田长期稳产与采收率提高14-16。笔者系统梳理了苏里格气田历次重要开发方案中井网的论证历程，分析了开发井网现况并评价了井网效果，提出高效开发调整对策，从而为苏里格气田长期稳产及提高采收率提供了支撑，同时也为国内同类气藏的开发提供了借鉴。1气藏地质特征与再认识1.1气藏地质特征苏里格气田位于内蒙古自治区和陕西省境内，构造位置处于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部，构造相对平缓、地层倾角小于 1，断裂系统不发育，主产层为上古生界二叠系下石盒子组八段（H8）和山西组一段（S1），主体为辫状河沉积体系，砂体大面积分布，连续性较好（图 1）。储层岩性以岩屑石英砂岩、石英砂岩及岩屑砂岩为主；孔隙度介于 4%12%，平均 8.4%；渗透率介于 0.01 1.0 mD，平均 0.7 mD；主要发育粒间孔、溶蚀孔、晶间孔等孔隙类型，并以溶蚀孔为主。有效储层主要为心滩和辫状河道底部物性相对较好的粗岩相部分，厚度、规模普遍较小且连通性差，多层叠合表现为大面积连片分布特征。气藏压力系数介于 0.77 0.98，无明显边、底水，总体属于致密、低压、定容弹性驱动气藏。图1鄂尔多斯盆地苏里格气田位置图1.2开发地质再认识随着气田开发的深入，气井数量快速攀升，目前已累计完钻气井 1.8104余口，其中水平井 2 000余口。气田动静态资料的不断丰富和对地质认识的不断深入17-22主要表现在 4 个方面：各区块储层岩性和储集空间类型存在差异，由西至东石英含量逐渐降低、岩屑含量明显增加；储集空间由以溶孔、晶间孔、粒间孔组合为主转变为以溶孔、晶间孔为主。各区块储层物性存在差异，中区、苏东南区较好，西区次之，东区、南区略差。各区块含气性差异2023 年第 43 卷 68 天 然 气 工 业明显，西区及东区北部产水严重，含气饱和度偏低，中区及苏东南含气性好。各区块有效储层发育程度差异明显。中区、苏东南区有效单砂体规模相对较大，主体长度 700 800 m、宽度 500 600 m，多期叠置，垂侧向发育较为连续；东区有效单砂体规模相对略小，主体长度 600 700 m、宽度 450 550 m，叠置程度低，以孤立分布为主；西区受地层水影响严重，有效储层仅在局部微构造隆起集中发育；南区有效单砂体规模相对最小，主体长度 550 650 m、宽度400 500 m，叠置程度最低，以零散分布为主（图 2）。表1苏里格气田开发井网论证表时间资料基础评价方法井型井网井网形态对有效砂体控制程度单井动态控制储量/104 m320022003 年苏 6 区块苏 38-16、苏 39-14两排 12 口加密井地质解剖直井750 m1 200 m矩形控制程度偏低，井间大量遗留3 32920052006 年苏 6 区块苏 38-16、苏 39-14两排 12 口加密井；有限生产动态资料地质解剖、动态评价、数值模拟直井600 m1 200 m矩形控制程度较低，井间大量遗留2 94720082009 年苏 6、苏 10、苏 14 区块井网完善区；苏 6 区块 20 口新加密井；井底测压、少量干扰试验；生产动态资料地质解剖、动态评价、数值模拟直井600 m800 m；原 600 m1 200 m 部署区按 600 m 800 m 加密平行四边形；矩形控制程度较高，井间部分遗留2 56420112012 年井网完善区，苏 6、苏 10、苏 14、苏 36-11 加密试验区；井底测压、干扰试验资料；大量生产动态资料地质解剖、泄气半径、干扰试验、数值模拟直井600 m800 m；水平井600 m1 800 m平行四边形（直井）控制程度较高，井间部分遗留2 57120202021 年井网完善区，苏 6、苏 10、苏 14、苏 36-11、苏东 27-36加密试验区；井底测压、大量干扰试验资料；丰富的生产动态资料地质解剖、泄气半径、干扰试验、数值模拟、经济效益评价等直井500 m650 m；局部部署水平井矩形可有效控制，井间遗留较少2 188图2苏里格气田不同区块气藏特征对比图2开发井网论证2.1自营区开发井网论证自营区是指由中国石油长庆油田公司（以下简称长庆油田）自主开发的区块，自气田发现至今开展了多期开发方案研究，并进行了持续的井网优化论证（表 1）。1）20022003 年。开展了苏里格气田早期评价第 8 期 69 王国亭等：苏里格气田致密气开发井网效果评价与调整对策与开发方案研究，此时气田开发主要围绕中部苏 6 区块，基于苏 38-16、苏 39-14 井组两排 12 口加密井的地质解剖，分析认为井距为 800 m 时部分气层仍不在控制范围内，因此初步确定了 750 m1 200 m 井网，并初步论证单井动态控制储量为 3 329104 m3。2）20052006 年。进行了苏里格气田 10108 m3/a、30108 m3/a 及 50108 m3/a 开发方案、规划方案论证，此时气田开发主要集中于中区。在系统调研北美 Cherokee、Bradford、Ozona 等致密气田井网加密调整历程的基础上，基于储层地质建模和数值模拟方法，研究认为随着开发井距、排距的逐渐增加，单井平均累计产气量呈现先快速增加、后缓慢增加的趋势，在井距 600 m、排距 1 200 m 时单井累计产气量的变化出现明显拐点，因此 600 m1 200 m 为合理开发井网，该井网具有灵活的加密方式和良好的后期调整余地。此阶段进一步论证单井动态控制储量为 2 947104 m3。3）20082009 年。进行了苏里格气田 100108 m3/a、230108 m3/a 开发规划方案研究，此时气田开发由中区向东区、西区扩展，中区苏 6、苏 10、苏14 等区块已存在部署相对完善的井排，尤其苏 6 区块加密井排的二次加密为井网论证提供了更多资料。研究认为 600 m1 200 m 井网为抗风险能力较强的过渡型井网，更密的开发井网完全可行，论证确定了 600 m800 m 为合理开发井网，该井网对有效砂体的控制程度较高，持续论证确定全区单井平均动态控制储量为 2 564104 m3。4）20112012 年。进行了苏里格气田 230108 m3/a 开发规划调整方案研究，确定继续采用 600 m 800 m 井网为主体开发井网，此时水平井开发技术已成熟，论证增加了 600 m1 800 m 水平井开发井网；600 m800 m 主体井网对有效砂体的控制程度、单井动态控制储量与 20082009 年开发规划方案的认识基本一致。5）20202021 年。进行了苏里格气田 300108 m3/a 开发规划调整方案论证，此时中区苏 6、苏 14、苏 36-11 及东区的苏东 27-36 等多个区块已经进行了加密试验，近 80 个井组开展了井间干扰试验，动静态资料进一步得到丰富，为开发井网论证创造了更有利的条件。结合地质解剖、泄气范围计算、干扰试井、数值模拟、经济效益评价等多种方法确定500 m650 m 井网为主体开发井网。该井网可实现对有效砂体的充分控制，井间会产生一定程度的干扰。受储量品质总体变差、井间干扰等因素影响，平均单井动态控制储量为 2 188104 m3，比前述方案有所降低。2.2合作区开发井网论证合作区是指由风险合作单位和外国公司主导开发的区块，目前风险合作单位包括中国石油川庆钻探工程公司、中国石油长城钻探工程公司、中国石油西部钻探工程公司、中国石油渤海钻探工程公司和中国石油华北油田公司（以下简称川庆钻探、长城钻探、西部钻探、渤海钻探和华北油田），国际合作单位主要为法国道达尔公司。长城钻探开发的中区苏 10、苏 11 区块储层多层分散、主力层不明显，为降低开发风险早期采用 600 m1 200 m 井网，后期调整为 600 m600 m 井网；西区苏 53 区块主力层突出，采用 600 m1 200 m 水平井整体开发井网。渤海钻探开发的中区苏 20 区块储层规模小、平面连续性差、长条状展布，因此采用 600 m800 m、500 m650 m 井网，具体结合储层类型而定。华北油田开发的西区苏 75 区块储层特征与苏 10、苏 11区块相近，主体采用 600 m600 m 井网，具体根据储层发育情况进行差异化设计。西部钻探开发的东区苏 77、召 51 区块储层更薄、规模更小，为充分动用储量主体采用 500 m650 m 井网。川庆钻探开发的中区桃 7 区块储层非均质性强、横向变化快，采用非等井间距的布井方式，具体的井网井距视砂体展布情况决定，主体采用不规则井网。2009年国际合作区研究确定采用1 000 m1 000 m九井丛式井网，后期采用 500 m1 000 m 井网加密调整。经 2020 年进一步论证，结合地质解剖、干扰试验、邻区类比等方法，确定主体开发区仍采用 1 000 m 1 000 m 九井丛式井网，后期采用 500 m1 000 m 井网加密调整；南部未开发区采用 920 m920 m 井网，后期按对角线中心井网加密调整。3井网实施与结构特征3.1井网实施苏里格地区有效储层非均质性强，百米级范围内储层地质条件会产生明显变化，若完全按方案设计进行部署会面临较高的开发风险。自营区在井网实际部署过程中持续开展井位优选，选择高产可能性较大的区域进行滚动部署，水平井以局部式、穿插式部署为主，仅苏东南、苏 53 等区块进行整体开发。道达尔公司的开发理念影响着苏南合作区的井网部2023 年第 43 卷 70 天 然 气 工 业署，基本按方案设计进行九井丛式井网部署。3.2井网结构特征综合考虑井网规则性、井网结构、井型特征及完善程度等因素，将苏里格气田开发井网划分为直井规则井网、混合井网、水平井整体井网、加密试验井网、欠完善井网等 5 种类型。其中，混合井网井数占比最高，欠完善井网、直井规则井网次之，水平井整体开发井网较低，加密试验井网占比最低。3.2.1直井规则井网受滚动式井网部署的影响，直井规则井网并非主体开发井网，统计分析表明其井数占比仅为 24.5%。规则井网数量较为有限，以 600 m600 m、500 m 650 m、1 000 m1 000 m 井网为主，其次为 600 m 1 200 m、600 m800 m 井网（图 3-a）。600 m600 m井网主要分布在中区苏 10、苏 11 区块和西区苏 75区块，呈近菱形或正方形，连片式分布，井数占整个气田总井数的比例为 7%；500 m650 m 井网主要分布在东区苏东、苏东 41-33、召 51、苏 77 区块及中区局部，呈近矩形或矩形，连片式分布，井数占比为 12%；1 000 m1 000 m 井网分布在苏南国际合作区块，呈正方形，连片式分布，井数占比为 4%；600 m800 m 与 600 m1 200 m 井网仅在局部区块以井组分布为主，不连片，二者井数占比约为 1.5%。图3苏里格气田开发井网类型图3.2.2水平井整体开发井网2011 年后水平井成为苏里格气田重要的开发井型23-27，已累计投产 2 000 余口，主要采用整体式、穿插式两种部署方式。整体式井网以规则部署、面积分布为特征，此类井网井数约占气田总井数的6.5%，分布于苏东南区块和苏 53 区块，两区块的部署方式存在一定差异（图 3-b）。苏 53 水平井整体开发区完全采用水平井，井排间井点交叉分布，井距以 600 m 为主，长度以 1 000 m 1 200 m 为主，方位为 167 或 347，整体性、成网性相对较好。苏东南采用骨架直井+水平井的组合部署模式，一般为 3 口直井+6 口水平井，通过直井落实主力层发育情况，水平井实现主力层开发动用，主体为 600 m(1 200 1 800 m)井网，水平段均长 1 500 m，沿主河道带呈南北向排列，整体性、成网性也相对较好。3.2.3混合开发井网混合开发井网是指不同井型或不同井网组合在一起形成的复杂交错、非规则的开发井网，可分为直井+水平井混合开发井网、直井混合开发井网（图 3-c）。前者是由直井和水平井混合部署形成，水第 8 期 71 王国亭等：苏里格气田致密气开发井网效果评价与调整对策平井采用局部穿插式部署，成网成片性差，水平段长短不一、展布方向差异明显，直井则以非规则分布为主。后者的大部分直井分布规律性差、欠协调，近似规则，少量井组为500 m650 m、600 m1 200 m、600 m800 m 等相对较为规则的井网。总体而言，混合井网的整体性、规则性相对较差。混合井网的形成受多种因素的影响：滚动开发部署过程中以提高气层钻遇率、部署高产气井为目标，弱化了对井网规则性的考虑；其次，水平井开发的持续探索、逐步推广和规模应用的过程也会使井网结构变得复杂；此外，合理直井开发井网的论证和实施不断调整和优化，也在一定程度上增加了井网的复杂性。混合开发井网分布于苏里格气田的大部分区块，其井数约占气田总开发井数的 42%，是目前井数占比最高的井网类型。3.2.4加密试验井网为确定有效储层规模及分布、落实气井产能及井间干扰状况，支持合理开发井网论证，在苏里格气田多个区块开展了井网加密试验，形成了苏 6、苏36-11、苏 14 及苏东 27-36 等多个加密试验区块，包括 400 m 500 m、500 m650 m、450 m600 m、500 m700 m等多种类型，井网密度为2.45.0 口/km2。加密试验井网是为获取评价参数而试验性部署的非主体实施井网，井数约占气田总开发井数的 1.5%。（图 3-d）。3.2.5欠完善井网欠完善井网尚未成网，气井稀疏分布、密度低于方案设计要求。此类井网主要分布于各开发区储量动用程度较低的区域，这些区域尚处于开发评价阶段，开发井相对稀少，井距普遍较大（图 3-c）。随着地质认识程度的提高和产能建设的推进，欠完善井网将会逐渐转变成完善开发井网。评价结果表明，苏里格气田欠完善井网的开发井数约占气田总开发井数的 25.5%。4开发效果与潜力分析4.1关键指标确定与评价方法国外致密气藏井网优化一般会尽量避免井间干扰的产生，因为干扰会影响气井产量，制约开发效益 20-22。我国致密气藏储层非均质性强、有效储层规模总体较小且差异大。如果气井同时钻遇到了规模较大的、连通的有效砂体，就容易发生井间干扰，若井间还有大量小规模、未动用的气层，就需要对井网进行优化。目前合理井网评价指标以单井动态控制储量、EUR、井数干扰、采收率为主，不能充分量化对井间产量的干扰18-19。为了更科学规划合理井网，在考虑存在井间干扰的条件下优化井网，提出了加密井增产气量指标，该指标是指调整加密井从新钻遇的非连通有效砂体中采出的天然气量（图 4），去除了连通气层对调整加密井产量的影响，可真实反映调整加密气井产能，比 EUR 指标更合理。通过精细地质建模与数值模拟相结合的方法实现加密井增产气量的有效预测，将每口新增加密井从地层中多采出的天然气量确定为加密井增产气量。计算方法如下：w=(q2 q1)/(n2 n1)s （1）式中w表示加密后每口加密气井的增产气量，104 m3；q1、q2分别表示加密前、后区块内所有气井的最终累计产气量之和，104 m3；n1、n2分别表示加密前、后区块的井网密度，口/km2；s 表示区块开发面积，km2。当加密井增产气量大于经济极限产量且采收率可达到较高水平 50%及以上，则井网调整优化合理可行，反之不具备调整优化潜力，该方法更符合苏里格致密砂岩气藏的实际开发情况。图4加密调整气井新钻遇有效砂体地质模式图4.2效果分析与潜力评价4.2.1直井规则井网4.2.1.1600 m600 m 井网选取中区苏 11、苏 10 及西区苏 75 等区块对600 m600 m 规则井网开展评价，分析表明上述井网目前采收率为 41%。井网为菱形或正方形，剩余储量分布于井间，整体调整时需采用对角线中心加密方式，井网由 600 m600 m 调整为 600 m300 m，井网密度由2.8口/km2成倍调整为5.6口/km2（图5，表 2）。评价表明，调整后采收率可提高至 58%，但2023 年第 43 卷 72 天 然 气 工 业井间会产生严重干扰，调整加密井增产气量低于 1 000104 m3，产量过低难以达到目标收益率（6%的内部收益率要求效益产量为 1 320104 m3）。在目前技术经济条件下，井网从 600 m600 m 整体加密调整至 300 m600 m 可大幅提高采收率，但加密井产量过低、抗风险能力弱，整体加密调整的可实施性不强。该井网可在剩余气精细描述的基础上，采用侧钻水平井、定向加密井及调层补孔的方式进行挖潜。4.2.1.2500 m650 m 井网500 m650 m 规模部署于苏里格气田苏东区块，是 2021 年最新调整方案确定的井网类型，井网密度为 3.1 口/km2。对东区加密试验区和多个实际开发井组的评价表明，该井网下平均采收率平均为 42%。该井网为矩形井网，剩余储量分布于井间，整体调整时采用对角线中心加密方式，井网由 500 m650 m调整为 500 m325 m，井网密度由 3.1 口/km2成倍调整为 6.2 口/km2。评价表明，调整后采收率可提高至 61%，但井间干扰严重，调整加密井增产气量低于 1 000104 m3，产量过低难以达到目标收益率（图 5，表 2）。在目前技术经济条件下，若井网500 m650 m由整体加密调整至 500 m325 m 可大幅提高采收率，但加密井产量过低、抗风险能力弱，整体加密调整的可实施性不强。该井网未来开发效果的提升方式与 600 m600 m 井网相同。4.2.1.3600 m800 m 井网选取苏 6、苏 36-11 及桃 2 等区块对 600 m800 m规则井网进行开发效果评价，分析表明上述井网目前采收率约为 30%。井网为平行四边形井网，剩余储量分布于井间，整体调整时井网由 600 m800 m调整为 600 m400 m，井网密度由 2.1 口/km2成倍调整为 4.2 口/km2（图 5，表 2）。评价结果表明，调整后采收率可提高至 50%左右，井间会产生一定程度的干扰，调整加密井增产气量超过 1 400104 m3，加密井产量可满足目标收益率。在目前经济技术条件下，该调整方式不仅可明显提高采收率，而且抗风险能力强，可实施性强，可在井网后期提升整体开发效果。4.2.1.41 000 m1 000 m 井网选取苏南国际合作区对 1 000 m1 000 m 规则井网开展评价，分析表明井网目前采收率约为 23%。该井网为正方形井网，剩余储量分布于井间，整体调整时井网将由 1 000 m1 000 m 调整为 1 000 m 500 m，井网密度由 1 口/km2成倍调整为 2 口/km2。评价表明，调整后采收率可提高至 40%左右，调整加密井增产气量达 2 360104 m3，可获得良好的投资收益（图 5，表 2）。需要指出的是，同样 2 口/km2的开图5苏里格气田直井规则井网整体加密及井间干扰示意图表2苏里格气田直井规则井网开发效果及其提升潜力评价表井网骨架井 EUR/108 m3骨架井网采收率调整后井网加密井增产气量/104 m3调整后采收率储量丰度/(108 m3km2)典型区块600 m600 m2 35841%600 m300 m89358%1.60苏 10、苏 11、苏 75 等500 m650 m1 75042%500 m325 m83561%1.30苏东600 m800 m2 20030%600 m400 m1 425 50%1.45苏 6、苏 36-11、桃 2 等 1 000 m1 000 m3 48023%1 000 m 500 m2 36040%1.46苏南国际合作区第 8 期 73 王国亭等：苏里格气田致密气开发井网效果评价与调整对策发井网密度下，苏里格气田自营区块采收率为 30%左右，而国际合作区可达到 45%左右，存在较大差异。受储层预测准确性、储层改造质控与监管质量、气井生产管理水平等多种因素影响，国际合作区气井平均 EUR 远高于自营区，因此同样井网密度条件下前者采收率更高。若 1 000 m500 m 再次加密调整至500 m500 m，井网密度由 2 口/km2成倍调整为 4 口/km2，评价表明，再次调整后采收率可提高至 56%左右，而调整加密井增产气量低于 1 000104 m3，难以满足目标收益率。在当前技术经济件下，井网从 1 000 m1 000 m加密调整至1 000 m500 m是可行的，采收率可提高至 40%，但进一步调整至 500 m 500 m 则面临较大风险、可实施性较差。4.2.2水平井整体井网苏 53 区块南部水平井主体开发区盒8下亚段与山1段有效储层发育规模大、侧向连通性好，储量丰度达 1.85108 m3/km2，储层地质条件优于苏里格气田绝大部分区块。采用近菱形面积井网、井排间井点交叉分布且全部为水平井的部署方式，储量动用相对充分。苏5-37-22 井组解剖分析表明，水平井整体开发方式下的采收率可达 43%（表 3）。苏东南区块有效储层规模较小、侧向连续性较好，储量丰度为 1.35108 m3/km2，储层地质条件不及苏 53 区块，采用骨架直井+水平井的组合部署模式，靖 94-25 井组解剖分析表明，该水平井整体开发方式下的采收率为 45%（表 3）。水平井部署地质标准要求主力层储量集中度需表3苏里格气田水平井整体开发井网开发效果评价表水平井网气井 EUR/108 m3井网采收率储量丰度/(108 m3km2)区块及典型井组调整措施水平井交叉部署7 95543%1.85苏 53，苏 5-37-22 井组侧钻水平井或多层水平井，难度大直井+水平井组合部署6 075（水平井）2 025（直井）45%1.35苏东南，靖 94-25 井组侧钻水平井或多层水平井，难度大大于 60%23-26。水平井虽可实现主力层动用，但无法动用非主力层近 40%的储量（图 6）。对水平井整体开发井网而言，目前最大的挑战是缺乏实现层间剩余储量充分动用的有效手段，开发井网一旦部署成型就无法再进行整体调整，仅可在剩余储量较为集中的层段或区域局部式部署侧钻水平井或加密定向井。水平井整体开发区采收率的整体提升是未来技术攻关的重要方向之一。4.2.3混合井选取苏 36-11、苏 14 区块典型混合井网开展效果评价，分析表明目前混合井网采收率约 34%37%。混合井网的剩余储量主要包括层间和井间两种类型17-19，层间剩余储量主要分布于水平井的非主力层，井间剩余储量则主要分布于直井之间或直井与水平井之间（图 7）。与水平井整体开发井网相似，混合井网中水平井开发非主力层的层间剩余储量缺乏有效动用手段，仅能开展提高采收率技术探索，目前经济技术条件下难以充分动用。混合井网中井间剩余储量是目前提高采收率的主要目标。与直井规则井网不同，混合井网中直井排列不规则，水平井的存在使井网结构更加复杂，难以进行整体式加密部署。混合开发模式下层间剩余储量呈碎片化26，需要结合井位的实际分布，在井网密度相对稀疏、剩余储量较为集中的地区进行“点式”“局部式”调整加密部署。苏 36-11、苏 14、苏东等区块实际部署结果表明，采用上述加密调整方式井网密度可达 3.5 口/km2左右，加密调整后混合井网采收率可提高至 44.5%46.0%，调整加密井增产气量高于 1 320104 m3，满足目标收益率要求（表 4）。总体而言，混合井网加密调整的难度和复杂性要高于直井规则井网，在一定程度上影响了采收率的提升幅度。4.2.4加密试验区井网苏里格气田加密试验井网具有多种类型，以400 m500 m、500 m650 m 最具代表性，前者井网密度最高，后者已规模部署，其他井网试验面积有限、井网不成型或井网密度不够，因此其代表性有限。400 m500 m 井网是目前气田井网密度最高的类型，达 5 口/km2，评价表明该井网采收率可达 60.6%。需要指出的是，该试验区储量品质高，储量丰度为2.08108 m3/km2，虽然试验面积（仅 2.6 km2）有限，开发指标难具代表性，但该加密井网的存在表明苏里格型致密气采收率提升至 60%在目前技术条件下是可实现的。2023 年第 43 卷 74 天 然 气 工 业图6苏里格气田水平井开发纵向剩余储量分布图图7苏里格气田混合开发井网井间剩余储量分布图第 8 期 75 王国亭等：苏里格气田致密气开发井网效果评价与调整对策4.3不同开发井网对比评价500 m650 m、600 m600 m及水平井整体井网的最终采收率在 40%以上，开发效果最好，混合井网为 34%37%，600 m800 m 井网为 30%，而 1 000 m1 000 m 为 24%（图 8）。采收率高低与井网密度密切相关，井网密度越高对有效砂体的控制程度越大，采收率则越高。但仅依据目前的采收率水平来评价开发效果是不全面的，还需进一步考虑未来井网调