天然氣提高采收率理論基礎(chǔ)、技術(shù)方法與發(fā)展方向

馬新華 何東博 位云生 郭建林 賈成業(yè)

1.中國石油勘探開發(fā)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(yè)歷經(jīng)70多年的發(fā)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(fā)格局，成為世界第四大天然氣生產(chǎn)國、第三大天然氣消費國。2022年，中國天然氣產(chǎn)量約2 200×108m3，消費量約3 750×108m3[1]；能源轉(zhuǎn)型和“碳達(dá)峰、碳中和”目標(biāo)下，未來中國天然氣生產(chǎn)量和消費量將持續(xù)上升，預(yù)計到2030年中國天然氣年消費量將超過6 000×108m3，國內(nèi)天然氣產(chǎn)量將超過3 000×108m3，中國天然氣產(chǎn)業(yè)將迎來黃金發(fā)展期[2]。當(dāng)前，我國天然氣勘探開發(fā)工作重點應(yīng)以天然氣資源勘探發(fā)現(xiàn)、新氣田規(guī)模建產(chǎn)和已開發(fā)氣田提高采收率并重。隨著現(xiàn)有主力氣田相繼進(jìn)入開發(fā)中后期，且整體采收率較低，截至2022年12月，全國已發(fā)現(xiàn)氣田516個，累計探明地質(zhì)儲量20×1012m3，累計投入開發(fā)氣田450個，動用地質(zhì)儲量17×1012m3，目前經(jīng)濟技術(shù)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(fā)現(xiàn)新后備優(yōu)質(zhì)資源的難度不斷上升。因此，提高已開發(fā)氣田采收率對中國天然氣產(chǎn)業(yè)保持快速健康發(fā)展具有重要戰(zhàn)略意義。

石油天然氣工業(yè)中，由于地下原油和天然氣流體性質(zhì)、驅(qū)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(shù)體系，20世紀(jì)50年代以來，中國石油工業(yè)十分重視石油提高采收率技術(shù)（Enhanced Oil Recovery, EOR）的研究與應(yīng)用，石油提高采收率技術(shù)已成為中國油田開發(fā)可持續(xù)發(fā)展和高質(zhì)量發(fā)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(shù)研發(fā)經(jīng)驗，發(fā)展適應(yīng)天然氣開發(fā)特征的提高采收率理論和技術(shù)方法。天然氣提高采收率（Enhanced Gas Recovery, EGR）研究與應(yīng)用是中國天然氣開發(fā)亟待提升的理論技術(shù)領(lǐng)域。在我國常規(guī)氣藏、致密氣、頁巖氣開發(fā)實踐基礎(chǔ)上，對比分析石油提高采收率與天然氣提高采收率差異，進(jìn)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(tǒng)一的、具有普遍適用性的天然氣采收率評價模型為目標(biāo)，系統(tǒng)分析影響天然氣采收率的關(guān)鍵因素，提出天然氣提高采收率技術(shù)思路和途徑，以期促進(jìn)中國天然氣提高采收率理論技術(shù)進(jìn)步。

1 氣藏采收率和提高采收率的內(nèi)涵

我國天然氣產(chǎn)業(yè)已進(jìn)入快速發(fā)展階段（圖1）。目前，國內(nèi)天然氣開發(fā)理論技術(shù)研究主要針對不同類型氣藏開展開發(fā)技術(shù)研發(fā)、配套與應(yīng)用研究，整體理論技術(shù)發(fā)展思路與開發(fā)對象發(fā)現(xiàn)和開發(fā)技術(shù)發(fā)展歷程基本一致。袁士義等[5-19]天然氣開發(fā)知名專家學(xué)者針對6類常規(guī)氣藏和3類非常規(guī)氣的開發(fā)理論、技術(shù)和實踐進(jìn)行了系統(tǒng)總結(jié)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(shù)的異同，總結(jié)了國內(nèi)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(shù)的適用性和應(yīng)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(yōu)井網(wǎng)密度、地面增壓等提高采收率技術(shù)進(jìn)行實踐；近年來，針對常規(guī)氣藏和凝析氣藏，開展了注氣（CO2）進(jìn)一步提高采收率實驗研究[20-29]?？傊瑖鴥?nèi)外氣藏提高采收率研究均處于起步階段，尚未形成系統(tǒng)的、具有普適性的天然氣提高采收率理論技術(shù)體系。

圖1 中國天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)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(jīng)濟極限內(nèi)，在現(xiàn)有工程和技術(shù)條件下，從氣藏中可以采出的天然氣量占探明地質(zhì)儲量或開發(fā)評價核實地質(zhì)儲量的比值。氣藏地質(zhì)條件和現(xiàn)有的開發(fā)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(fā)水平高低的一項重要指標(biāo)，是設(shè)計開發(fā)技術(shù)指標(biāo)、編制開發(fā)技術(shù)方案、制訂開發(fā)技術(shù)政策的基礎(chǔ)和依據(jù)。

氣藏提高采收率指以開發(fā)方案或現(xiàn)有開發(fā)狀態(tài)下預(yù)期的采收率為基礎(chǔ)，在一定的經(jīng)濟技術(shù)條件下，再增加可采儲量、提高累計產(chǎn)量所采取的系列開發(fā)工作。新增可采儲量與探明地質(zhì)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(qū)動力與油藏不同。油藏采用補充能量開發(fā)，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(xué)劑、熱量等介質(zhì)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(fā)的一次采收率、注水開發(fā)的二次采收率、注氣或注化學(xué)劑開發(fā)的三次采收率等，通過不同階段開發(fā)方式的轉(zhuǎn)變不斷提高采收率。隨著不同開發(fā)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(fā)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(shù)，即強化采油或三次采油技術(shù)，指通過各種方法改變驅(qū)替相/被驅(qū)替相的物理、化學(xué)性質(zhì)，從而提高驅(qū)替相的波及程度或驅(qū)油效率，并最終提高原油采收率的油田開發(fā)技術(shù)。石油提高采收率技術(shù)包括化學(xué)驅(qū)、氣驅(qū)、熱力采油等三次采油技術(shù)，可在常規(guī)二次采油采收率達(dá)到30%～40%的基礎(chǔ)上，實現(xiàn)原油采收率再提高5%～30%。石油最終采收率是注入介質(zhì)的波及效率和驅(qū)替效率的函數(shù)，石油提高采收率方法技術(shù)的基本原理都在于提高注入液的波及效率和/驅(qū)替效率。

自然能量衰竭式開發(fā)、最大程度利用地層彈性能量是氣藏開發(fā)的基礎(chǔ)。氣藏開發(fā)的驅(qū)動力是壓力高低決定的氣體彈性能量大??；因此，某種意義上，氣藏開發(fā)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(jīng)濟效益和技術(shù)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(fā)，而不采用補充能量開發(fā)。天然氣具有強可壓縮性，彈性能量大，根據(jù)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(dá)到動用地質(zhì)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(zhì)儲量的比例。地質(zhì)儲量利用程度是計算采收率的基礎(chǔ)，地質(zhì)儲量利用程度指開發(fā)方案設(shè)計的建產(chǎn)區(qū)/段內(nèi)天然氣地質(zhì)儲量與氣田探明地質(zhì)儲量或核實地質(zhì)儲量的比值。儲量利用程度區(qū)別于傳統(tǒng)意義上的儲量動用程度，其指開發(fā)方案設(shè)計的平面建產(chǎn)區(qū)或縱向?qū)佣蝺?nèi)天然氣地質(zhì)儲量與氣田探明地質(zhì)儲量或核實地質(zhì)儲量的比值，如蘇里格氣田開發(fā)方案設(shè)計部署井網(wǎng)范圍內(nèi)的儲量、川南頁巖氣開發(fā)方案井網(wǎng)范圍內(nèi)縱向五峰組—龍馬溪組龍一13小層的儲量占探明地質(zhì)儲量或核實地質(zhì)儲量的比值。同時，由理想氣體狀態(tài)方程可知，一定溫度條件下，氣體物質(zhì)的量與壓力和氣體的體積成正比。衰竭開發(fā)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(chǎn)區(qū)/段內(nèi)天然氣地質(zhì)儲量采出的比例受壓力衰竭系數(shù)和壓降波及系數(shù)共同影響。壓降波及系數(shù)定義為氣田/氣藏動態(tài)儲量與開發(fā)方案設(shè)計的平面建產(chǎn)區(qū)內(nèi)或縱向開發(fā)層段地質(zhì)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(chǎn)量（廢棄地層壓力）為約束的累計采出量占動態(tài)儲量的比例。壓力衰竭效率取決于氣藏廢棄條件，廢棄產(chǎn)量指氣井產(chǎn)量遞減至生產(chǎn)經(jīng)營成本等于銷售凈收入時的產(chǎn)量；當(dāng)氣井產(chǎn)量遞減至廢棄產(chǎn)量時，對應(yīng)的地層壓力即廢棄地層壓力。儲量利用程度、壓降波及系數(shù)和壓力衰竭效率三者乘積等于截至廢棄產(chǎn)量時的累計采出量與氣田探明地質(zhì)儲量或核實地質(zhì)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(shù)，無因次；Ep表示壓力衰竭效率，無因次；Gd表示利用地質(zhì)儲量，1012m3；G表示探明地質(zhì)儲量，1012m3；Gp表示動態(tài)儲量，1012m3；Qp表示累計產(chǎn)出氣量，1012m3。

2 氣藏采收率影響因素與提高氣藏采收率技術(shù)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(zhì)因素

影響氣藏采收率的地質(zhì)因素指對儲量利用程度、壓降波及系數(shù)、壓力衰竭效率等采收率計算參數(shù)產(chǎn)生影響的相關(guān)地質(zhì)參數(shù)。儲層物性、非均質(zhì)性和連通性、流體特征和驅(qū)動方式等氣藏地質(zhì)參數(shù)是影響氣藏采收率的首要地質(zhì)因素。儲層物性、非均質(zhì)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(chǎn)能高低，對壓降波及系數(shù)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(tài)。按照流體類型和驅(qū)動方式，氣藏可分為干氣氣藏、濕氣氣藏和凝析氣藏；按照驅(qū)動方式，氣藏可分為氣驅(qū)氣藏和水驅(qū)氣藏。一般情況下，干氣氣藏流體類型為干氣，驅(qū)動類型為彈性氣驅(qū)，該類氣藏采收率主要由廢棄壓力決定，通常壓降波及系數(shù)較高。對于水驅(qū)氣藏，水侵作用影響動態(tài)儲量和廢棄壓力，導(dǎo)致壓降波及系數(shù)和壓力衰竭效率明顯降低。因此，影響水驅(qū)氣藏采收率的地質(zhì)因素不僅包含儲層物性、非均質(zhì)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(shù)產(chǎn)生影響的鉆完井技術(shù)和開發(fā)技術(shù)參數(shù)。通常情況下，氣藏開發(fā)各環(huán)節(jié)引起產(chǎn)量損失或產(chǎn)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(fā)過程中由于技術(shù)不適應(yīng)帶來的儲層傷害導(dǎo)致儲層滲流能力下降引起的動態(tài)儲量下降、采氣速度不合理導(dǎo)致氣藏過早水侵引起的動態(tài)儲量損失、人工裂縫閉合導(dǎo)致氣井泄流面積減小引起的動態(tài)儲量降低、地面集輸系統(tǒng)壓力過高引起廢棄壓力過高而導(dǎo)致的累計采氣量降低、排水采氣效率低減少了累計產(chǎn)氣量等因素導(dǎo)致的產(chǎn)量損失。

2.1.3 影響氣藏采收率的經(jīng)濟因素

影響氣藏采收率的經(jīng)濟因素主要指對廢棄產(chǎn)量產(chǎn)生影響的外部因素。通常情況下，對氣藏開發(fā)經(jīng)濟指標(biāo)產(chǎn)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(jīng)濟下限系數(shù)的影響最為直接，氣價高低直接決定了產(chǎn)出天然氣銷售收入多少。當(dāng)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(fā)達(dá)到經(jīng)濟收益的臨界點，其對應(yīng)的氣藏采收率即為經(jīng)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(fā)全生命周期

從一定程度上，氣藏開發(fā)不存在明確的提高采收率階段；也可以說從氣藏開發(fā)最初就要考慮提高采收率，提高采收率伴隨氣藏開發(fā)全過程。氣藏單調(diào)壓降的開發(fā)生產(chǎn)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(tài)儲量下降、壓降波及系數(shù)降低，導(dǎo)致氣藏采收率下降。因此，水驅(qū)氣藏全生命周期提高采收率尤為重要。水驅(qū)氣藏開發(fā)需以控制邊底水均勻推進(jìn)為目標(biāo)，綜合考慮區(qū)域均衡、平面均衡和縱向均衡實現(xiàn)整體均衡開發(fā)[6]。對于頁巖氣，需不斷突破開發(fā)技術(shù)界限，通過網(wǎng)格化井網(wǎng)、長水平井和體積壓裂實現(xiàn)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(fā)早期的采收率傷害比開發(fā)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(chǎn)壓差過大引發(fā)的儲層傷害（速敏和壓敏等）、水侵導(dǎo)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(fù)到原始狀態(tài)，而且儲層改造增加了開發(fā)成本。對于水驅(qū)氣藏，地層水非均勻侵入氣層后會引發(fā)水鎖效應(yīng)或水封氣，水淹范圍內(nèi)殘存的天然氣很難再經(jīng)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(shù)手段提高采收率更為重要，這也是天然氣氣藏經(jīng)濟效益開發(fā)的重要原則。

2.3 氣藏提高采收率技術(shù)方法

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

提高儲量利用程度技術(shù)方法包括井網(wǎng)加密、井型優(yōu)化、老井側(cè)鉆和立體井網(wǎng)等。井網(wǎng)加密是提高儲量利用程度最直接的技術(shù)方法，指在原有井網(wǎng)的基礎(chǔ)上增加調(diào)整井，以減少氣藏平面非均質(zhì)性對氣藏開發(fā)的影響，有效動用井間剩余未動用儲量。老井側(cè)鉆、井型優(yōu)化和立體井網(wǎng)是有效增加縱向上未動用儲量的有效途徑，通過側(cè)鉆打開縱向未動用層位或井型優(yōu)化調(diào)整為定向井、大斜度井和水平井增加接觸面積、多套井網(wǎng)立體開發(fā)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(shù)技術(shù)方法包括儲層改造、優(yōu)化布井、生產(chǎn)制度優(yōu)化等技術(shù)措施。儲層改造是通過人工手段改善儲層物性達(dá)到增加泄流面積；優(yōu)化布井和生產(chǎn)制度優(yōu)化主要針對水驅(qū)氣藏開發(fā)過程中水侵對開發(fā)效果的不利影響，通過優(yōu)化井位部署實現(xiàn)均衡開發(fā)，通過優(yōu)化生產(chǎn)制度實現(xiàn)壓力均勻下降，增加動態(tài)儲量以提高壓降波及系數(shù)。

提高壓力衰竭效率技術(shù)方法包括排水采氣、地面增壓或其他降低廢棄產(chǎn)量的技術(shù)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(chǎn)時間可以進(jìn)一步充分利用地層能量，提高壓力衰竭效率；通過提升數(shù)字化和智能化水平降低人工成本、通過工具和設(shè)備的國產(chǎn)化降低匯率對開發(fā)收益的影響等降低開發(fā)成本以降低廢棄產(chǎn)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(xiàn)狀

截至2022年12月，中國天然氣探明地質(zhì)儲量20.2×1012m3，其中常規(guī)氣探明地質(zhì)儲量10.6×1012m3，非常規(guī)氣探明地質(zhì)儲量9.6×1012m3。目前，已開發(fā)探明地質(zhì)儲量約17×1012m3，預(yù)計當(dāng)前經(jīng)濟技術(shù)和生產(chǎn)條件下，已開發(fā)氣田可產(chǎn)出天然氣5.3×1012m3，預(yù)計已開發(fā)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(guī)氣藏和3類非常規(guī)氣。其中，水驅(qū)氣藏和致密氣、頁巖氣等非常規(guī)氣是提高采收率技術(shù)攻關(guān)和推廣應(yīng)用的重點。中國水驅(qū)氣藏探明地質(zhì)儲量5.9×1012m3，占常規(guī)氣地質(zhì)儲量的60%，目前采出程度為21.6%；致密氣、頁巖氣兩類非常規(guī)氣探明地質(zhì)儲量8.3×1012m3，占非常規(guī)氣地質(zhì)儲量的90%以上，目前采出程度不足10%，中國主要氣藏地質(zhì)儲量和采收率見表1。

表1 中國主要氣藏類型地質(zhì)儲量和采收率數(shù)據(jù)表

3.2 中國天然氣提高采收率實踐

3.2.1 水驅(qū)氣藏提高采收率實踐

我國天然氣氣藏普遍產(chǎn)水，截至2022年12月，水驅(qū)氣藏累計探明地質(zhì)儲量為5.9×1012m3、年產(chǎn)量為850×108m3（不含產(chǎn)水致密氣），探明儲量和年產(chǎn)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?dāng)?shù)占比40%，見水井年產(chǎn)氣量占天然氣總產(chǎn)量的33%，年產(chǎn)水總量達(dá)到1 500×104m3。

水驅(qū)氣藏開發(fā)過程中，由于儲層非均質(zhì)性、裂縫發(fā)育等多方面影響，宏觀上氣藏水侵后，水的分隔致使氣藏內(nèi)形成“水封氣”，導(dǎo)致大量地質(zhì)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(nèi)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(dǎo)致氣藏壓力衰竭效率大幅降低，廢棄壓力增高，嚴(yán)重?fù)p害氣藏采收率。因此，水驅(qū)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(fā)過程中應(yīng)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(qū)氣藏開發(fā)實踐圍繞地層水對氣藏開發(fā)的影響，探索水驅(qū)氣藏控水開發(fā)提高采收率技術(shù)，制訂了天然氣氣藏開發(fā)全生命周期產(chǎn)水識別、描述、評價、防控、治理等開發(fā)技術(shù)對策，為水驅(qū)氣藏降低非均勻水侵風(fēng)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(shù)指導(dǎo)。

水驅(qū)氣藏控水開發(fā)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(rèn)識水、控制水、治理水”。認(rèn)識水是水驅(qū)氣藏高效開發(fā)的基礎(chǔ)，應(yīng)采用微觀和宏觀相結(jié)合的方式，微觀上明確不同類型儲層介質(zhì)水的侵入和產(chǎn)出機理，宏觀上從氣藏尺度識別出水體類型、大小和規(guī)模，明確氣水邊界的推進(jìn)方向、推進(jìn)速度和推進(jìn)前緣?？刂扑撬?qū)氣藏高效開發(fā)的目的和手段，核心是以認(rèn)識水為基礎(chǔ)，建立天然氣氣藏開發(fā)水侵模式，實時監(jiān)測產(chǎn)水量和水侵速度，通過射孔層位優(yōu)選、生產(chǎn)井位優(yōu)化部署、氣井合理配產(chǎn)和井網(wǎng)優(yōu)化調(diào)整，避免邊水指進(jìn)或底水錐進(jìn)，控制水侵速度和水侵量，降低見水氣井?dāng)?shù)和產(chǎn)水量。治理水指針對不同水體特征，以儲集層精細(xì)描述為技術(shù)手段，以水侵程度精細(xì)刻畫為基礎(chǔ)，結(jié)合氣藏生產(chǎn)動態(tài)特征，應(yīng)用三維地質(zhì)建模與數(shù)值模擬技術(shù)手段，重新認(rèn)識和刻畫開發(fā)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(yōu)化配產(chǎn)相結(jié)合，形成控水井、排水井和生產(chǎn)井優(yōu)化部署等產(chǎn)能挖潛技術(shù)對策，實施堵水、排水、綜合挖潛等技術(shù)措施，實現(xiàn)不同類型井的差異化治理。不同開發(fā)階段，采取的開發(fā)技術(shù)對策重點不同， 開發(fā)評價階段充分認(rèn)識水、方案設(shè)計過程科學(xué)利用水、建產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)階段合理控制水、遞減低產(chǎn)階段治理水，針對不同類型氣藏水體特征和分布規(guī)律制訂相應(yīng)的開發(fā)模式和開發(fā)技術(shù)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(yōu)化布井均衡動用；③實時監(jiān)測為重點，動態(tài)配產(chǎn)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(gòu)造下的整裝氣藏，平面上地層水分區(qū)特征明顯，提高采收率突出分區(qū)差異化對策。氣藏基質(zhì)滲透率低，沿微裂縫發(fā)生的非均勻水侵容易封閉圍巖基質(zhì)中的天然氣，形成“水封氣”，同時基質(zhì)內(nèi)孔喉微小、毛細(xì)管力較大，易于水體吸入發(fā)生水鎖，降低基質(zhì)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(fā)提高采收率將“認(rèn)識水、控制水、治理水”技術(shù)措施貫穿氣藏開發(fā)全生命周期：①開發(fā)早期以充分認(rèn)識水、評價地層水活躍程度為重點，開展試井與動態(tài)監(jiān)測，評價區(qū)塊水侵風(fēng)險，通過優(yōu)化布井實現(xiàn)均衡動用，構(gòu)筑采氣泄壓路徑，盡可能降低水侵前緣突進(jìn)速度；②開發(fā)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(tài)預(yù)警，評價不同情景下非均勻水侵強度，通過調(diào)配式與接替式穩(wěn)產(chǎn)相結(jié)合，智能配產(chǎn)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(jìn)程度，抑制水淹和“水封氣”效應(yīng)，盡可能延長無水產(chǎn)氣期；③開發(fā)后期階段綜合治理水，按控水需求及時降低氣井配產(chǎn)或轉(zhuǎn)換生產(chǎn)井為排水井，水侵區(qū)堵水、排水和治水優(yōu)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(fā)對策指導(dǎo)下，不斷提高壓降波及系數(shù)和壓力衰竭效率，龍王廟組氣藏實現(xiàn)了從應(yīng)急式控水、局部性控水向全生命周期控水和治水的技術(shù)升級[28]，有效提高壓力衰竭效率、水侵高風(fēng)險井無水采氣期延長2～4年，氣藏實現(xiàn)了年產(chǎn)氣百億立方米的持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)，預(yù)計提高采收率7個百分點，動用地質(zhì)儲量采收率可以達(dá)到65%。

圖2 龍王廟組氣藏主要水侵優(yōu)勢通道及不同井區(qū)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(dá)500 m，氣藏水侵主要沿大斷層垂向水侵為主，提高采收率關(guān)鍵在于降低地層廢棄壓力，提高水侵區(qū)宏觀水驅(qū)氣效率和未水侵驅(qū)壓力衰竭效率。主要技術(shù)措施包括：①開發(fā)設(shè)計階段，遠(yuǎn)離邊水沿構(gòu)造走向直線布井，實現(xiàn)儲量均衡動用，生產(chǎn)井占據(jù)高構(gòu)造部位，最大限度地減少氣井見水風(fēng)險；②建產(chǎn)過程中，及時調(diào)整生產(chǎn)制度，優(yōu)化配產(chǎn)，控制水侵前緣非均勻推進(jìn)速度，提高壓力衰竭效率；③開發(fā)中后期方案調(diào)整，氣藏頂部實施水平井與水侵優(yōu)勢通道排堵相結(jié)合的技術(shù)措施，在水侵路徑上實施排水、封堵水淹段，降低水驅(qū)能量，進(jìn)一步提高壓力衰竭效率。一方面保證開發(fā)后期氣田有一定規(guī)模的生產(chǎn)能力，延長穩(wěn)產(chǎn)期；另一方面優(yōu)化水侵形態(tài)，進(jìn)一步提高氣藏壓力衰竭效率，延長氣井生產(chǎn)壽命，增加氣田最終累計產(chǎn)氣量。氣田開發(fā)初期沿構(gòu)造走向高部位直線布井，實現(xiàn)了儲量均衡動用，壓降波及系數(shù)接近100%；2011—2020年生產(chǎn)制度優(yōu)化，控制水侵前緣非均勻推進(jìn)速度，充分利用地層能量，廢棄相對壓力0.39，突破活躍水驅(qū)氣藏廢棄壓力下限值，壓力衰竭效率增至0.45；2021年開發(fā)調(diào)整方案采用頂部部署水平井和水侵路徑排堵水相結(jié)合，壓力衰竭效率由0.45進(jìn)一步提高到0.48，預(yù)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(fā)井位部署圖

3.2.1.3 澀北氣田提高采收率實踐

柴達(dá)木盆地澀北氣田為多層邊底水氣藏，氣藏縱向發(fā)育多套層系與多個氣水系統(tǒng)，采用多套井網(wǎng)開發(fā)，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(shù)和壓力衰竭效率。提高采收率技術(shù)實踐主要包括：①通過不同層位滲透性對比分析和產(chǎn)氣剖面測試，評價不同層位產(chǎn)氣貢獻(xiàn)，厘定不同層位產(chǎn)水量，精準(zhǔn)“識別水”；②采取層組整體控治結(jié)合策略，針對不同層組出水狀況采取差異化治水技術(shù)，水侵通道上部署控水井、邊部排水井，實現(xiàn)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(guān)重要，包括區(qū)域均衡、平面均衡和縱向均衡。區(qū)域均衡主要通過分析不同區(qū)塊的生產(chǎn)動態(tài)，劈分不同區(qū)塊年度、月度產(chǎn)量，提高弱水侵區(qū)塊氣藏采氣速度，降低強水侵區(qū)塊氣藏采氣速度，實現(xiàn)區(qū)域上不同區(qū)塊間均衡開采。平面均衡開采是在中強水侵區(qū)域?qū)嵤┲鲃又嗡呗?，在弱水侵區(qū)域以控水挖潛為主；在單一氣藏內(nèi)部通過開關(guān)井、合理配產(chǎn)、措施作業(yè)等手段，對未水侵的層組提高構(gòu)造高部位氣井產(chǎn)量，在高部位形成壓力低值區(qū)，降低邊部氣井產(chǎn)量，從而在邊部形成高壓阻水屏障，延緩邊水推進(jìn)速度，實現(xiàn)平面均衡開采?？v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(chǎn)氣量，提高未水侵、采出程度低層組的產(chǎn)氣量，對各層組的產(chǎn)量進(jìn)行優(yōu)化調(diào)整，從而實現(xiàn)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(guī)氣藏提高采收率實踐

我國非常規(guī)天然氣資源豐富分布廣泛，第四次資源評價數(shù)據(jù)顯示，非常規(guī)氣（不含天然氣水合物）地質(zhì)資源量132×1012m3，接近常規(guī)氣資源量的2倍。截至2022年12月，我國非常規(guī)氣探明地質(zhì)儲量9.6×1012m3，已動用地質(zhì)儲量2.7×1012m3，采收率僅為25%左右，提高采收率對于非常規(guī)氣快速上產(chǎn)和長期穩(wěn)產(chǎn)意義重大。致密砂巖、頁巖等非常規(guī)儲層基質(zhì)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(xiàn)有效開發(fā)和極限動用，壓裂改造的體積與儲量動用范圍基本相當(dāng)。因此，影響非常規(guī)氣采收率的主要因素是儲量利用程度和壓降波及系數(shù)，即方案設(shè)計部署建產(chǎn)區(qū)/段的儲量利用程度和人工氣藏內(nèi)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(nèi)產(chǎn)量規(guī)模最大的天然氣田。在構(gòu)造平緩的斜坡背景下發(fā)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(guī)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(fā)效益和經(jīng)濟極限產(chǎn)量的約束，需優(yōu)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(qū)建產(chǎn)，開發(fā)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(jìn)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(qū)目前經(jīng)濟技術(shù)條件下無法效益建產(chǎn)，導(dǎo)致氣田整體地質(zhì)儲量利用程度約70%。同時，在600 m×800 m直井井網(wǎng)范圍內(nèi)，井筒鉆遇、壓降波及動用范圍約0.24 km2，即壓降波及系數(shù)約50%。蘇里格致密砂巖儲層經(jīng)過壓裂改造后投產(chǎn)，為防止井筒形成天然氣水合物，采用井下節(jié)流生產(chǎn)，故地面采用中低壓集輸系統(tǒng)，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(fā)方案采收率為30%。

蘇里格氣田開發(fā)調(diào)整方案中，通過密井網(wǎng)區(qū)地質(zhì)解剖和生產(chǎn)動態(tài)認(rèn)識，根據(jù)儲量豐度大小將尚未部署井位的建產(chǎn)區(qū)部分區(qū)域井網(wǎng)調(diào)整為500 m×650 m直井井網(wǎng)，壓降波及系數(shù)從一次方案的50%大幅度提升至73%，井網(wǎng)調(diào)整區(qū)采收率可達(dá)43%。但由于建產(chǎn)區(qū)已經(jīng)部署了1.7×104口氣井，未部署井位的建產(chǎn)區(qū)面積有限，蘇里格氣田開發(fā)調(diào)整方案整體采收率由30%提升至35%。隨著開發(fā)技術(shù)不斷進(jìn)步、經(jīng)濟技術(shù)條件優(yōu)化，可推動目前非富集區(qū)和地面壓覆區(qū)效益建產(chǎn)，氣田整體地質(zhì)儲量利用程度可進(jìn)一步提高，井網(wǎng)可進(jìn)一步加密至4口井/km2；促進(jìn)天然氣資源極限動用，壓降波及系數(shù)達(dá)到90%以上；廢棄產(chǎn)量進(jìn)一步降低，壓力衰竭效率進(jìn)一步提高，氣田總體采收率有望達(dá)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(dāng)前川南頁巖氣開發(fā)主力層系，已探明儲量區(qū)儲層厚度介于60～70 m，儲量豐度7×108～10×108m3/km2，儲層呈現(xiàn)自下向上品質(zhì)逐漸變差的特征。頁巖儲層極其致密，基質(zhì)滲透率介于10－4～10－6mD，在頁巖儲層原始狀態(tài)下氣體難以流動[16,18]，必須通過長水平井和大規(guī)模體積改造形成人工裂縫網(wǎng)絡(luò)，構(gòu)建人工氣藏，減小天然氣從基質(zhì)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(xiàn)游離氣和吸附氣的分階段動用[18]。當(dāng)前，川南頁巖氣開發(fā)方案主體采用一套井網(wǎng)開發(fā)五峰組—龍馬溪組下部層系，平臺式規(guī)則布井、工廠化鉆井及壓裂改造。由于頁巖層理發(fā)育，人工裂縫高度可達(dá)10 m，縱向上壓裂縫溝通層段地質(zhì)儲量占總地質(zhì)儲量的45%，即采用下部一套井網(wǎng)開發(fā)技術(shù)對策下，儲量利用程度的45%。水平井井距介于300～400 m時，產(chǎn)生井間干擾的概率較小，且由于基質(zhì)極其致密以及近裂縫帶被改造基質(zhì)的應(yīng)力敏感效應(yīng)，改造區(qū)內(nèi)基質(zhì)中的氣體仍不能完全動用，因此，壓降波及系數(shù)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(fā)成本高，廢棄壓力相對較高，壓力衰竭效率約80%。因此，當(dāng)前川南頁巖氣開發(fā)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(yè)方式，后期很難對已建平臺進(jìn)行加密鉆井調(diào)整，因此，更需要注重開發(fā)早期階段對技術(shù)方案的優(yōu)化，確定最優(yōu)開發(fā)技術(shù)政策。通過開發(fā)初期階段建立開發(fā)試驗區(qū)，確定最優(yōu)的井網(wǎng)井距、壓裂縫網(wǎng)參數(shù)[31-32]，為后續(xù)批量規(guī)模鉆井壓裂提供最優(yōu)技術(shù)方案。垂向上，基于縫網(wǎng)橫截面“星形”特征的認(rèn)識，采用上下兩套水平井“W”形交錯部署立體井網(wǎng)開發(fā)[31]，儲量利用程度可提高至70%；平面上，同步優(yōu)化水力縫網(wǎng)參數(shù)和開發(fā)井距[31]，一次性合理部署，充分動用井間—縫網(wǎng)間儲量，開發(fā)井距由300～400 m優(yōu)化到300 m，且通過全過程精細(xì)配產(chǎn)，將有效生產(chǎn)壓差控制在一定范圍內(nèi)，延長縫網(wǎng)附近被改造基質(zhì)滲流能力的保持時間，或者通過重復(fù)壓裂，打開壓降未波及中心的基質(zhì)塊，提高SRV內(nèi)基質(zhì)儲量的采出程度[32]，壓降波及系數(shù)進(jìn)一步提高至70%；通過降低開發(fā)成本，進(jìn)一步降低廢棄產(chǎn)量，兩級增壓進(jìn)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(wǎng)復(fù)雜度等提高采收率新方法，有望進(jìn)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(fā)展前景

氣藏采收率受天然氣開發(fā)技術(shù)、開發(fā)成本和經(jīng)濟環(huán)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(shù)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(fā)氣田中，水驅(qū)氣藏和非常規(guī)氣是提高采收率發(fā)展前景最廣泛的領(lǐng)域。其中，水驅(qū)氣藏探明地質(zhì)儲量5.9×1012m3，地質(zhì)儲量采出程度僅21.6%，現(xiàn)有經(jīng)濟技術(shù)條件下預(yù)測最終采收率介于28%～70%；通過控水均衡開發(fā)降低水侵速度提高壓降波及系數(shù)、優(yōu)化生產(chǎn)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(qū)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(zhì)儲量達(dá)8.3×1012m3，占非常規(guī)氣地質(zhì)儲量的90%，地質(zhì)儲量采出程度不足10%。其中，致密氣地質(zhì)儲量采出程度為9.7%，現(xiàn)有經(jīng)濟技術(shù)條件下預(yù)期最終采收率為24.9%，通過部署加密井網(wǎng)提高儲量利用程度、多級多段壓裂提高壓降波及系數(shù)、增壓開采提高壓力衰竭效率等技術(shù)措施預(yù)計可提高采收率10～15個百分點；頁巖氣地質(zhì)儲量采出程度為6.2%，預(yù)期最終采收率僅14.9%，通過立體開發(fā)提高縱向上儲量利用程度、極限動用、控壓生產(chǎn)等提高壓降波及系數(shù)，預(yù)計可實現(xiàn)提高采收率8～15個百分點。

4.2 天然氣提高采收率技術(shù)方向

天然氣提高采收率是理論技術(shù)與生產(chǎn)實踐的統(tǒng)一與結(jié)合。一方面，應(yīng)加強提高采收率技術(shù)攻關(guān)，明確不同類型氣藏提高采收率機理，研發(fā)提高采收率新方法、新材料；另一方面，應(yīng)加強提高采收率現(xiàn)場試驗和礦場應(yīng)用，通過礦場試驗檢驗技術(shù)適用性和開發(fā)效果，為前沿技術(shù)的推廣應(yīng)用奠定基礎(chǔ)。

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(shù)路線。針對常規(guī)水驅(qū)氣藏，在氣藏精細(xì)描述的基礎(chǔ)上，開展水侵機理研究，探索將裂縫水竄主動調(diào)控為相對均勻水侵提高水驅(qū)氣藏壓降波及系數(shù)的方法，攻關(guān)解除水封氣的物理和化學(xué)方法及材料；針對致密氣、頁巖氣等非常規(guī)氣，開展增加縫高、縫長及裂縫轉(zhuǎn)向等極限動用機理研究，明確非常規(guī)氣藏提高壓降波及系數(shù)和壓力衰竭效率的機理和技術(shù)途徑。同時，開展注氣增能置換、注化學(xué)劑增滲降阻等進(jìn)攻性氣藏提高采收率技術(shù)方法實驗研究。

5 結(jié)論

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

2）天然氣提高采收率指以開發(fā)方案或現(xiàn)有開發(fā)狀態(tài)下預(yù)期的采收率為基礎(chǔ)，在一定的經(jīng)濟技術(shù)條件下，再增加可采儲量、提高累計產(chǎn)量所采取的系列開發(fā)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(guī)水驅(qū)氣藏、致密氣和頁巖氣等非常規(guī)氣是氣藏提高采收率重點領(lǐng)域。常規(guī)水驅(qū)氣藏通過降低水侵區(qū)面積、減少水侵引起的宏觀水封氣和微觀水鎖氣，進(jìn)一步提高壓降波及系數(shù)和壓力衰竭效率，預(yù)計可提高采收率6～10個百分點；致密氣通過部署加密井網(wǎng)提高儲量利用程度、多級多段壓裂提高壓降波及系數(shù)、增壓開采提高壓力衰竭效率等技術(shù)措施預(yù)計可提高采收率10～15個百分點；頁巖氣通過立體開發(fā)提高儲量剖面利用程度、極限動用、控壓生產(chǎn)等提高壓降波及系數(shù)，預(yù)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(jìn)攻性技術(shù)研發(fā)與現(xiàn)場試驗，形成適應(yīng)我國氣藏地質(zhì)特征的天然氣提高采收率理論技術(shù)體系。