鄂爾多斯盆地保德區(qū)塊煤層氣藏描述與提高采收率關(guān)鍵技術(shù)

徐鳳銀 張 偉 李子玲 張 雷1, 張繼坤 侯 偉1, 成前輝1,李永臣1, 張慶豐 郝 帥 魏振吉1, 尚延潔 趙 剛

1.中聯(lián)煤層氣國家工程研究中心有限責(zé)任公司 2. 中國石油學(xué)會(huì) 3. 中國石油煤層氣有限責(zé)任公司

0 引言

近年來，我國能源供給面臨嚴(yán)峻挑戰(zhàn)，天然氣進(jìn)口依存度不斷提高，煤層氣已成為非常規(guī)天然氣勘探開發(fā)實(shí)現(xiàn)增儲(chǔ)上產(chǎn)、保障能源安全、促進(jìn)綠色低碳發(fā)展的重要能源[1]。據(jù)統(tǒng)計(jì)，賦存在不同深度和地域的全國煤層氣地質(zhì)資源總量在80×1012m3左右，包括陸地2 000 m以淺的30.05×1012m3[2]、2 000 m以深的40.47×1012m3[3]以及近海海域的7×1012～11.5×1012m3[4]。沁水盆地、鄂爾多斯盆地東緣等地區(qū)先后實(shí)現(xiàn)了煤層氣商業(yè)開發(fā)。其中，作為我國中低階煤層氣勘探開發(fā)領(lǐng)頭羊的鄂爾多斯盆地東緣保德區(qū)塊，現(xiàn)已累計(jì)探明煤層氣地質(zhì)儲(chǔ)量343.54×108m3，累計(jì)煤層氣產(chǎn)量46×108m3。然而，與美國、加拿大、澳大利亞等成功實(shí)現(xiàn)煤層氣商業(yè)開采的國家相比[5]，業(yè)界普遍認(rèn)為中國煤層氣地質(zhì)條件復(fù)雜、單井產(chǎn)量低阻礙了產(chǎn)業(yè)的快速發(fā)展，即“低滲、低壓、低飽和”導(dǎo)致了中國煤層氣產(chǎn)業(yè)“低工程成功率、低產(chǎn)能轉(zhuǎn)化率、低資源動(dòng)用率”[6]。由此，提高煤層氣單井產(chǎn)量和整體采收率、實(shí)現(xiàn)煤層氣高效開發(fā)一直是學(xué)界和工業(yè)界努力的方向。目前國內(nèi)學(xué)者在描述儲(chǔ)層孔裂隙系統(tǒng)、儲(chǔ)層動(dòng)態(tài)變化及地應(yīng)力等方面取得了一定進(jìn)展[7]，用多種手段精細(xì)描述了煤儲(chǔ)層雙孔隙系統(tǒng)及其影響因素[8]，研究了地應(yīng)力特征及其對(duì)儲(chǔ)層物性的影響[9-11]，揭示了煤層含氣量、儲(chǔ)層壓力、解吸速率、孔裂隙結(jié)構(gòu)及滲透率是影響煤層氣井采收率的主要因素[12-18]。在提高采收率技術(shù)方面，相關(guān)科研人員提出了外加人工電磁場[19]、氣潤濕反轉(zhuǎn)方法[20]、水平井水力造穴/割縫法[21-22]、二氧化碳/煙道氣/氮?dú)庾⑷朊簩覽23-25]、振動(dòng)波/可控沖擊法[26-28]、注熱開采法[29]、水力/氣體/泡沫壓裂技術(shù)[30-32]、生物氣化技術(shù)[33]等并進(jìn)行了試驗(yàn)。然而，由于煤儲(chǔ)層地質(zhì)條件復(fù)雜，目前國內(nèi)尚未形成成熟而廣泛適用的提高煤層氣采收率技術(shù)。在勘探開發(fā)實(shí)踐過程中發(fā)現(xiàn)，保德區(qū)塊部分井區(qū)存在低滲透、易產(chǎn)出煤粉和強(qiáng)非均質(zhì)性等地質(zhì)特征，同時(shí)也存在井底流壓低、單井產(chǎn)量低、衰減速度快、穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間短、采出程度低、井控面積小等生產(chǎn)特點(diǎn)，要提高煤層氣采收率、實(shí)現(xiàn)煤層氣效益開發(fā)，面臨著諸多技術(shù)挑戰(zhàn)。因此，“十三五”期間，借助于國家科技重大專項(xiàng)項(xiàng)目“煤層氣高效增產(chǎn)及排采關(guān)鍵技術(shù)研究”（編號(hào)：2016ZX05042），以深入認(rèn)識(shí)儲(chǔ)層、提高采收率技術(shù)研發(fā)與應(yīng)用為主線，進(jìn)一步轉(zhuǎn)變思路，創(chuàng)新提出以提高單井產(chǎn)量和整體采收率為核心目標(biāo)的勘探開發(fā)全生命周期靜態(tài)與動(dòng)態(tài)融合、產(chǎn)量與效益平衡、地質(zhì)與工程一體、儲(chǔ)層穩(wěn)能與保護(hù)并舉“四位一體”開發(fā)理念，建立了適宜保德氣田提高采收率的勘探開發(fā)技術(shù)體系，并持續(xù)深化創(chuàng)新，助力近兩年實(shí)現(xiàn)區(qū)內(nèi)煤層氣高效開發(fā)，為我國煤層氣增儲(chǔ)、上產(chǎn)和穩(wěn)產(chǎn)提供參考。

1 研究區(qū)概況

1.1 地質(zhì)背景

保德區(qū)塊位于鄂爾多斯盆地東緣的北部區(qū)域，構(gòu)造位置處于晉西撓褶帶上。保德區(qū)塊主體構(gòu)造較為簡單，總體上表現(xiàn)為向NW傾斜的大型單斜構(gòu)造。區(qū)塊西部地層寬緩，傾角3°～7°；東部地層則相對(duì)較陡，傾角增至5°～10°，局部發(fā)育一些規(guī)模不大的斷層（圖1）。

圖1 保德區(qū)塊構(gòu)造綱要圖

區(qū)內(nèi)含煤地層主要為山西組和太原組（圖2）。山西組為一套以河流相、三角洲相為主的含煤沉積，厚度 30～116 m。巖性主要由灰白色砂巖、粉砂巖，灰色砂質(zhì)泥巖、碳質(zhì)泥巖及煤層組成，共含煤層6～8層。太原組為一套海陸交互相含煤沉積，巖性主要為黑灰色砂質(zhì)泥巖，灰白色中—粗砂巖、細(xì)砂巖，灰色石灰?guī)r、泥灰?guī)r及煤層，共含煤層 7 層。山西組和太原組共發(fā)育煤層13～15層，煤層總厚度可達(dá)8～32 m。區(qū)塊煤層氣勘探開發(fā)的主力目的層是山西組4+5號(hào)煤層與太原組8+9號(hào)煤層，2套煤層間距為50～90 m。其中，4+5號(hào)煤層位于山西組下段，全區(qū)穩(wěn)定發(fā)育，煤層厚度一般在2.80～12.14 m之間，平均厚度為6.45 m；8+9號(hào)煤層位于太原組中段，全區(qū)穩(wěn)定發(fā)育，煤層厚度一般介于2.21～16.26 m，平均厚度為9.16 m。

圖2 保德區(qū)塊含煤地層綜合柱狀圖

1.2 煤層氣勘探開發(fā)概況

保德區(qū)塊從2004年開始由中國和國外公司合作進(jìn)行煤層氣勘探，2009年7月轉(zhuǎn)為自營，2010年進(jìn)入勘探開發(fā)技術(shù)試驗(yàn)階段，2012年起進(jìn)入規(guī)模開發(fā)階段，啟動(dòng)5×108m3的產(chǎn)能建設(shè)。區(qū)塊內(nèi)煤層氣開發(fā)井普遍采用成熟的叢式井鉆井工藝、活性水加砂壓裂改造方式，鉆完井工藝基本相同，排采控制也全部采用“五段式”排采法。根據(jù)不同地質(zhì)條件，嘗試了單層（4+5號(hào)煤層或8+9號(hào)煤層）、合層（4+5號(hào)煤層和8+9號(hào)煤層）、先單層后合層、先合層后封堵單層等不同的開發(fā)方式。截至2022年底，單層開發(fā)4+5號(hào)煤層累計(jì)65井次，單層開發(fā)8+9號(hào)煤層累計(jì)45井次，兩層合層開發(fā)累計(jì)718井次。目前，保德區(qū)塊已累計(jì)完鉆1 100口井，其中960口為在排井。自2015年以來，區(qū)內(nèi)5×108m3以上穩(wěn)產(chǎn)已達(dá)7年，成為國內(nèi)中低煤階煤層氣開發(fā)的標(biāo)桿。

2 煤層氣藏精細(xì)描述

2.1 全生命周期煤儲(chǔ)層精細(xì)描述技術(shù)

煤層氣藏精細(xì)描述是指利用煤礦井下觀察、露頭和煤心描述、地震和測井、鉆完井、實(shí)驗(yàn)測試分析、注入壓降試井、小型壓裂測試、試采和排采、流體監(jiān)測、壓力恢復(fù)測試、干擾測試等方式獲取數(shù)據(jù)和資料，以查明煤層氣藏精細(xì)地質(zhì)特征和剩余儲(chǔ)量分布特征，提供精細(xì)地質(zhì)及剩余儲(chǔ)量模型，解決煤層氣已開發(fā)區(qū)優(yōu)質(zhì)資源分布預(yù)測和可動(dòng)用儲(chǔ)量評(píng)價(jià)難題等目標(biāo)所進(jìn)行的多學(xué)科綜合研究，研究成果直接服務(wù)于煤層氣藏高效開發(fā)。因此，煤層氣藏精細(xì)描述對(duì)于煤層氣井和煤層氣田實(shí)現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)、提高整體采收率都具有非常重要的意義。以此為基礎(chǔ)，研究建立了保德區(qū)塊動(dòng)態(tài)與靜態(tài)融合的全生命周期煤儲(chǔ)層精細(xì)描述技術(shù)規(guī)范和流程，包括18項(xiàng)參數(shù)、7個(gè)步驟、“3表、9圖、3模型”?！?8項(xiàng)參數(shù)”包括靜態(tài)和動(dòng)態(tài)各9項(xiàng)參數(shù)，靜態(tài)描述參數(shù)包括構(gòu)造、煤層厚度、煤巖類型和煤體結(jié)構(gòu)、含氣性、儲(chǔ)層物性、煤層頂?shù)装逄卣?、水文特征、埋深與地應(yīng)力、巖石力學(xué)等9個(gè)參數(shù)指標(biāo)，動(dòng)態(tài)描述參數(shù)包括等溫吸附特征、臨界解吸壓力、儲(chǔ)層壓力、井底壓力、壓降擴(kuò)展、單位壓降產(chǎn)氣量、產(chǎn)氣量、產(chǎn)水量、剩余可采儲(chǔ)量等9個(gè)參數(shù)指標(biāo)（表1）；“7個(gè)步驟”包括靜態(tài)特征描述、動(dòng)態(tài)特征描述、開發(fā)單元?jiǎng)澐帧⒌刭|(zhì)建模、開發(fā)單元評(píng)價(jià)、剩余儲(chǔ)量評(píng)價(jià)、開發(fā)調(diào)整建議等；“3表”包括儲(chǔ)層特征統(tǒng)計(jì)表、排采成果統(tǒng)計(jì)表、剩余儲(chǔ)量計(jì)算表；“9圖”包括煤層頂面構(gòu)造等值線圖、煤層埋深等值線圖、煤層含氣量等值線圖、煤層厚度等值線圖、煤層臨儲(chǔ)比等值線圖、水文單元?jiǎng)澐謭D、宏觀煤巖類型劃分圖、壓降分布圖、動(dòng)態(tài)滲透率變化圖；“3模型”包括構(gòu)造—地層模型、儲(chǔ)層屬性模型、剩余儲(chǔ)量分布模型（圖3）。

圖3 全生命周期煤層氣藏精細(xì)描述技術(shù)路線圖

表1 煤層氣藏精細(xì)描述靜態(tài)特征和動(dòng)態(tài)特征描述參數(shù)指標(biāo)體系表

2.2 靜態(tài)特征描述

基于煤層氣藏靜態(tài)描述參數(shù)指標(biāo)體系（表1），針對(duì)保德區(qū)塊山西組4+5號(hào)煤層和太原組8+9號(hào)煤層，分別對(duì)構(gòu)造、煤層厚度、煤體結(jié)構(gòu)、含氣量、滲透率、煤層頂?shù)装逄卣?、水文特征、埋深與地應(yīng)力9個(gè)參數(shù)進(jìn)行了精細(xì)描述，并結(jié)合煤層氣井產(chǎn)氣情況，查明了靜態(tài)地質(zhì)特征中影響產(chǎn)氣量的主控因素。

2.2.1 構(gòu)造特征

通過精細(xì)刻畫微構(gòu)造形態(tài)，在資源保證的情況下，發(fā)現(xiàn)區(qū)塊北部產(chǎn)量與微構(gòu)造形態(tài)相關(guān)性明顯（圖4、5），表現(xiàn)為高產(chǎn)井分布與鼻隆、低產(chǎn)井分布與溝槽構(gòu)造相關(guān)性高達(dá)93%，由此揭示了微構(gòu)造是控制局部低產(chǎn)的原因。將此控制機(jī)理進(jìn)一步應(yīng)用到了開發(fā)調(diào)整項(xiàng)目，結(jié)果顯示，2017—2018年實(shí)施的建產(chǎn)項(xiàng)目的產(chǎn)能到位率已達(dá)到82%，且仍處于上產(chǎn)階段，顯示出了鼻隆區(qū)較高的開發(fā)潛力，進(jìn)一步了證實(shí)本認(rèn)識(shí)的可靠性。

圖4 保德區(qū)塊排采井最高日產(chǎn)氣量等值線圖

2.2.2 煤層厚度

4+5號(hào)煤層和8+9號(hào)煤層總厚度一般介于6～28 m，但其分布并不均勻，總體上呈現(xiàn)西厚東薄、北厚南薄的特征（圖6），與產(chǎn)氣相關(guān)性較高。在兩套主力煤層總厚度大于20 m的區(qū)域，開發(fā)效果相對(duì)較好。

圖5 保德區(qū)塊8+9號(hào)煤層頂面構(gòu)造等值線圖

圖6 保德區(qū)塊4+5和8+9號(hào)煤層總厚度分布等值線圖

2.2.3 煤巖類型和煤體結(jié)構(gòu)

4+5號(hào)煤層和8+9號(hào)煤層宏觀煤巖成分主要以暗煤為主，亮煤及鏡煤次之，偶見鏡煤條帶和絲炭線理。宏觀煤巖類型以半暗型、半亮型最為常見，呈塊狀結(jié)構(gòu)，部分表現(xiàn)為線理狀和細(xì)條帶—線理狀結(jié)構(gòu)。煤樣呈黑色—棕黑色，弱玻璃光澤，參差狀或階梯狀斷口，煤心多呈短柱狀，煤體結(jié)構(gòu)整體以原生結(jié)構(gòu)煤為主。區(qū)塊煤巖類型和煤體結(jié)構(gòu)無較大變化，該參數(shù)并不是導(dǎo)致區(qū)塊產(chǎn)氣量差異的主要因素。

2.2.4 含氣量

區(qū)塊為典型中低階煤，含氣量較中、高煤階煤偏低，其中4+5號(hào)煤層含氣量介于5.0～9.5 m3/t，平均為6.8 m3/t；8+9號(hào)煤層含氣量介于4.0～10.5 m3/t，平均為6.5 m3/t。含氣量受埋深影響較大，隨著埋深的增加，含氣量逐漸增大，在平面上表現(xiàn)為東低、西高展布特征（圖7）。研究發(fā)現(xiàn)含氣量分布與煤層氣井產(chǎn)氣量相關(guān)性較差。

圖7 保德區(qū)塊4+5和8+9號(hào)煤層含氣量與埋深疊合分布等值線圖

2.2.5 滲透率

區(qū)塊煤儲(chǔ)層滲透率普遍較高，其中山西組4+5號(hào)煤層的滲透率一般在0.14～6.21 mD，平均為3.76 mD；太原組8+9號(hào)煤層的滲透率一般在0.35～4.86 mD，平均達(dá)3.30 mD（圖8）。整體來講，該區(qū)煤儲(chǔ)層滲透性普遍較好，有利于煤層氣的運(yùn)移和產(chǎn)出，但與煤層氣井產(chǎn)氣量相關(guān)性較差。

圖8 保德區(qū)塊4+5和8+9號(hào)煤層滲透率分布等值線圖

2.2.6 煤層頂?shù)装?/p>

4+5號(hào)煤層頂?shù)装逶诒５聟^(qū)塊中部砂巖較為發(fā)育，其余區(qū)域以泥巖為主，局部發(fā)育砂巖；8+9號(hào)煤層頂?shù)装逡阅鄮r、炭質(zhì)泥巖為主，局部發(fā)育砂巖。研究發(fā)現(xiàn)，區(qū)內(nèi)高產(chǎn)水井多分布在一套或幾套砂巖與煤層距離較小的位置，反映了煤層頂?shù)装灏l(fā)育含水砂巖易造成排采過程中產(chǎn)水量大、降液困難。

2.2.7 水文特征

根據(jù)水動(dòng)力強(qiáng)度的大小，自東向西可劃分為補(bǔ)給區(qū)、徑流區(qū)、滯流區(qū)或排泄區(qū)。地下水原始礦化度是判定地層封閉性的一個(gè)重要指標(biāo)，其與地下水的交替強(qiáng)度呈負(fù)相關(guān)關(guān)系，即地下水礦化度較高，地下水交替能力相對(duì)較弱，反之則較強(qiáng)。而地下水的交替強(qiáng)弱會(huì)對(duì)煤層氣藏造成不同程度的破壞。根據(jù)煤層氣排采井井口水樣檢測結(jié)果，區(qū)內(nèi)煤層氣井產(chǎn)出水礦化度介于1 000～15 000 mg/L，平面上由SE向NW逐漸增大，反映由SE向NW水動(dòng)力逐漸減弱，水文地質(zhì)帶由徑流區(qū)、弱徑流區(qū)逐漸過渡到滯留區(qū)。區(qū)內(nèi)南部整體水動(dòng)力較為活躍，煤層氣保存條件相對(duì)較差。煤層氣井產(chǎn)氣量與產(chǎn)出水礦化度相關(guān)性較強(qiáng)，高產(chǎn)氣井的產(chǎn)出水礦化度多介于2 000～5 000 mg/L。

2.2.8 埋深與地應(yīng)力

主體煤層埋深一般在400～1 800 m之間，煤層的埋深總體上自東向西逐漸加深（圖7）。東部地區(qū)由于地層抬升，地表遭受剝蝕，埋深一般小于300 m，局部山西組4+5號(hào)煤層出露地表。兩套煤層平面變化趨勢基本一致。

絕大部分區(qū)域煤儲(chǔ)層地應(yīng)力在4～24 MPa之間，總體上地應(yīng)力隨埋深的增大而增大。通過區(qū)內(nèi)陣列聲波測井解釋成果發(fā)現(xiàn)，煤層及煤層底板各向異性相對(duì)較強(qiáng)，區(qū)塊最大水平主應(yīng)力方位為45°左右，說明主要受北偏東構(gòu)造應(yīng)力的影響。

2.3 動(dòng)態(tài)特征描述

基于煤層氣藏動(dòng)態(tài)描述參數(shù)指標(biāo)體系（表1），針對(duì)4+5號(hào)煤層與8+9號(hào)煤層，分別對(duì)其等溫吸附參數(shù)、臨界解吸壓力、儲(chǔ)層壓力、壓降擴(kuò)展、單位壓降累計(jì)產(chǎn)氣量、產(chǎn)氣量、產(chǎn)水量和剩余可采儲(chǔ)量等8個(gè)參數(shù)進(jìn)行了精細(xì)描述，并與煤層氣井產(chǎn)氣情況結(jié)合，分析動(dòng)態(tài)特征中影響產(chǎn)氣量的主控因素。

2.3.1 等溫吸附參數(shù)

山西組4+5號(hào)煤層蘭氏體積（VL）介于11.17～16.64 cm3/g，平均為13.91 cm3/g；蘭氏壓力（pL）介于2.28～4.03 MPa，平均為3.16 MPa；太原組8+9號(hào)煤層VL介于12.82～18.16 cm3/g，平均為15.49 cm3/g；pL介于1.99～3.02 MPa，平均為2.51 MPa。煤儲(chǔ)層的VL總體上隨著最大鏡質(zhì)組反射率的增高而增大，兩者顯示出較強(qiáng)的相關(guān)性。8+9號(hào)煤層的VL普遍要高于4+5號(hào)煤層。

2.3.2 儲(chǔ)層壓力

根據(jù)煤層氣井注入/壓降試井測試資料顯示，區(qū)塊儲(chǔ)層壓力介于2.7～11.77 MPa，平均為6.01 MPa。4+5號(hào)煤層儲(chǔ)層壓力梯度介于0.72～0.98 MPa/100 m，平均為0.84 MPa/100 m；8+9號(hào)煤層儲(chǔ)層壓力梯度為0.3～1.1 MPa/100 m，平均為0.72 MPa/100 m?？傮w上，煤儲(chǔ)層處于欠壓狀態(tài)；8+9號(hào)煤層儲(chǔ)層在西南部處于正?！瑝簤毫顟B(tài)。隨著埋深的增加，煤儲(chǔ)層壓力逐漸增大，兩者呈現(xiàn)較好的線性正相關(guān)關(guān)系。

2.3.3 臨界解吸壓力和臨儲(chǔ)比

4+5號(hào)煤層的臨界解吸壓力在4.00～6.50 MPa之間，儲(chǔ)層壓力與臨界解吸壓力之差平均為2.40 MPa；臨界解吸壓力與儲(chǔ)層壓力之比為0.60～1.00。8+9號(hào)煤層的臨界解吸壓力介于4.00～6.80 MPa，儲(chǔ)層壓力與臨界解吸壓力之差為0.80～3.73 MPa；臨界解吸壓力與儲(chǔ)層壓力之比為0.60～1.00。總體來說保德區(qū)塊臨儲(chǔ)比整體較高，有利于氣體產(chǎn)出，實(shí)際排采結(jié)果也基本證明了這一點(diǎn)，煤層氣井見氣時(shí)間介于0～531 d，有164口井見氣時(shí)間小于10 d，整體見氣時(shí)間較短。

2.3.4 壓降擴(kuò)展

基于不同相態(tài)下的煤層氣滲流數(shù)學(xué)模型，運(yùn)用反褶積試井解釋軟件，用生產(chǎn)數(shù)據(jù)可計(jì)算不同生產(chǎn)階段的壓降半徑。以B1-20X1井為例，排水降壓階段（第30天），儲(chǔ)層壓降的影響范圍僅在井筒附近；隨著排采的繼續(xù)（第90天），壓降范圍在橫向上向外擴(kuò)展變大，在縱向上向下延伸，產(chǎn)氣量逐漸上升；到第1 110天時(shí)，進(jìn)入穩(wěn)產(chǎn)階段，壓降擴(kuò)展逐漸變慢。模擬計(jì)算發(fā)現(xiàn)，該井排水降壓階段、產(chǎn)氣量上升階段和穩(wěn)產(chǎn)階段的平均壓降半徑分別為92.46 m、136.19 m和236.79 m?？梢园l(fā)現(xiàn)，隨著排采的進(jìn)行，壓降漏斗在逐漸向外擴(kuò)展，擴(kuò)展速度呈現(xiàn)由快變慢的特點(diǎn)（圖9）。

圖9 保德區(qū)塊B1-20X1井不同階段壓降漏斗擴(kuò)展模型圖

2.3.5 單位壓降累計(jì)產(chǎn)氣量

依據(jù)兩套煤層的厚度、含氣量等地質(zhì)參數(shù)將工區(qū)北部由北向南劃分為3個(gè)排采單元，分別對(duì)上產(chǎn)期和穩(wěn)產(chǎn)期進(jìn)行了單位壓降累計(jì)產(chǎn)氣量的統(tǒng)計(jì)（表 2）。排采1單元地質(zhì)條件最好，在上產(chǎn)階段井底流壓為2～6 MPa、壓降速率在1 MPa/a、單位壓降累計(jì)產(chǎn)氣量為79×104m3/MPa；在穩(wěn)產(chǎn)階段井底流壓為1～2 MPa、壓降速率在0.25 MPa/a、單位壓降累計(jì)產(chǎn)氣量為550×104m3/MPa。排采2單元、排采3單元地質(zhì)條件逐漸變差，不管是在上產(chǎn)階段還是穩(wěn)產(chǎn)階段，單位壓降累計(jì)產(chǎn)氣量均逐漸降低。

表2 保德區(qū)塊不同排采單元單位壓降累計(jì)產(chǎn)氣量統(tǒng)計(jì)表

2.3.6 產(chǎn)氣量

“十三五”期間，在精細(xì)化排采、老井綜合治理和新井部署的條件下，日產(chǎn)氣量穩(wěn)定在150×104m3左右，累計(jì)產(chǎn)氣量36.65×108m3（圖10），整體生產(chǎn)運(yùn)行較為平穩(wěn)。截至“十三五”末，保德區(qū)塊排采井875口，其中日產(chǎn)氣量大于5 000 m3的井有34口，占比4%；日產(chǎn)氣量在2 600～5 000 m3的井有137口，占比16%；目前主體日產(chǎn)氣量小于2 600 m3，占比80%。平面上，以北部排采1、2單元開發(fā)效果最佳，向南逐漸變差；其中排采1、2、3單元目前平均單井日產(chǎn)氣量分別為4 030 m3、2 850 m3和1 320 m3，平均單井采出程度分別為23%、13%和8%。

圖10 保德區(qū)塊“十三五”期間平均日產(chǎn)氣量和累計(jì)產(chǎn)氣量圖

2.3.7 產(chǎn)水量

“十三五”期間，保德區(qū)塊基本實(shí)現(xiàn)了區(qū)域面積降壓，進(jìn)入雙相流階段后，產(chǎn)水量逐漸降低，由2016年的平均日產(chǎn)水13.55 m3降至2020年的8.05 m3（圖11）。截至“十三五”末，排采井875口，日產(chǎn)水量小于5 m3的井占到53%，日產(chǎn)水量5～10 m3的井?dāng)?shù)占比25%。平面上，單井產(chǎn)水量主要受到微構(gòu)造影響，鼻隆和斜坡區(qū)日產(chǎn)水量較低，溝槽構(gòu)造區(qū)日產(chǎn)水量較高；其中鼻隆、斜坡、溝槽構(gòu)造區(qū)目前平均日產(chǎn)水量分別為9 m3、13 m3和28 m3。

圖11 保德區(qū)塊“十三五”期間平均日產(chǎn)水量圖

2.3.8 剩余可采儲(chǔ)量

2016—2020年，通過產(chǎn)量遞減法對(duì)保德區(qū)塊全區(qū)的剩余經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量進(jìn)行了持續(xù)跟蹤計(jì)算（表3）。2020年評(píng)估結(jié)果顯示剩余經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量49.80×108m3，其中已開發(fā)正生產(chǎn)儲(chǔ)量（PDP）為40.07×108m3，已開發(fā)未生產(chǎn)儲(chǔ)量（PDNP）為6.32×108m3，證實(shí)已開發(fā)儲(chǔ)量（PD）為46.39×108m3，證實(shí)未開發(fā)儲(chǔ)量（PUD）為3.41×108m3，較2019年正修正5.59×108m3。

表3 保德區(qū)塊剩余經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量年度計(jì)算表

3 產(chǎn)能評(píng)價(jià)與采收率預(yù)測

3.1 產(chǎn)能評(píng)價(jià)

3.1.1 單井穩(wěn)產(chǎn)影響因素分析

貫穿煤層氣開發(fā)全過程的工程技術(shù)，是以客觀的地質(zhì)要素為基礎(chǔ)，以實(shí)踐獲取的工程要素為約束?；诘刭|(zhì)與工程實(shí)踐，解剖了影響煤層氣單井穩(wěn)定產(chǎn)氣量與其控制范圍四大類條件：資源條件、保存條件、可采條件和排采特征，進(jìn)一步又劃分出若干子因素。由于煤層的非均質(zhì)性很強(qiáng)，導(dǎo)致單井產(chǎn)氣量差異較大，因此逐項(xiàng)分析其影響因素（表4），從而確定關(guān)鍵的影響因素并確定適宜的定量指標(biāo)。以保德區(qū)塊北部開發(fā)區(qū)為例，逐一分析了各子因素對(duì)煤層氣井穩(wěn)定產(chǎn)能的影響，厘定出單位面積等效資源量、局部高差等效高度、礦化度值、臨儲(chǔ)比、歷史最高產(chǎn)水量、見套壓產(chǎn)水量、井底壓力和單位壓降產(chǎn)氣量等8個(gè)子因素，為影響工區(qū)北部煤層氣井穩(wěn)定產(chǎn)能的最重要因素。

表4 保德區(qū)塊北部開發(fā)區(qū)單井穩(wěn)產(chǎn)影響因素分析表

3.1.2 評(píng)價(jià)指標(biāo)與分析方法

在關(guān)鍵因素分析基礎(chǔ)上，通過量化上述8個(gè)產(chǎn)能評(píng)價(jià)因素指標(biāo)，建立了參數(shù)擬合、曲線類比及動(dòng)態(tài)分析3種單井穩(wěn)定產(chǎn)氣量的分析方法（圖12），它們分別代表著氣井的靜態(tài)物質(zhì)基礎(chǔ)、動(dòng)態(tài)發(fā)展能力和實(shí)際生產(chǎn)表現(xiàn)特征。技術(shù)的關(guān)鍵是將評(píng)價(jià)指標(biāo)分為見氣前靜態(tài)和見氣后動(dòng)態(tài)兩大類指標(biāo)。

圖12 煤層氣井產(chǎn)能評(píng)價(jià)方法體系圖

3.1.2.1 參數(shù)擬合法

本方法通過靜態(tài)指標(biāo)求取，反映了地質(zhì)基礎(chǔ)條件差異對(duì)單井的影響，單井見套壓后即可使用該方法進(jìn)行預(yù)測。資源條件、保存條件及可采條件中的6項(xiàng)指標(biāo)是穩(wěn)產(chǎn)的基礎(chǔ)條件，煤層氣單井在后期反映出來的排采效果是這些條件綜合作用的一個(gè)結(jié)果，因此這里將6項(xiàng)指標(biāo)與單井穩(wěn)定產(chǎn)氣量進(jìn)行擬合，得到穩(wěn)定產(chǎn)氣量求取模型（圖13）。

圖13 參數(shù)擬合法計(jì)算模型圖

首先根據(jù)6項(xiàng)指標(biāo)定義了x、y為綜合評(píng)價(jià)參數(shù)，z為穩(wěn)定產(chǎn)氣量，其計(jì)算公式為：

通過對(duì)x、y和z開展線性擬合，相關(guān)性較好。其擬合公式為：

由公式（1）～（4）可得到：

3.1.2.2 曲線推測法

通過統(tǒng)計(jì)研究發(fā)現(xiàn)，保德區(qū)塊煤層氣井產(chǎn)氣后產(chǎn)量動(dòng)態(tài)變化與井底壓力符合冪關(guān)系（圖14），因此可以借鑒常規(guī)氣藏的擬穩(wěn)態(tài)方程分析方法進(jìn)行分析。

圖14 保德區(qū)塊煤層氣井產(chǎn)氣量與井底壓力關(guān)系圖

根據(jù)擬穩(wěn)態(tài)方程，煤層氣在地層的流態(tài)分為層流和紊流兩部分，其中層流狀態(tài)導(dǎo)致地層能量的消耗低于紊流狀態(tài)，更利于氣藏的開發(fā)，因此可通過曲線大致推測應(yīng)保持的穩(wěn)定產(chǎn)氣量，其代表的是煤層氣井產(chǎn)量動(dòng)態(tài)發(fā)展能力。其中為紊流部分，為層流部分。

式中p開表示開井時(shí)的井底流壓，MPa；pwf表示目前井底流壓，MPa；表示某一時(shí)刻產(chǎn)氣量，m3/d。

3.1.2.3 直接求取法

該方法對(duì)排采過程兩個(gè)典型階段“井底流壓降低使得產(chǎn)氣量提高”“井底流壓回升導(dǎo)致產(chǎn)氣量降低”中壓力變化所引起的產(chǎn)量變化進(jìn)行了分析（圖15），其代表的是實(shí)際生產(chǎn)表現(xiàn)特征。分別定義ΔQ升、ΔQ降為日產(chǎn)氣量升、降變化幅度，Δp升、Δp降為井底流壓升、降變化幅度。

圖15 直接求取法示意圖

分析發(fā)現(xiàn)，ΔQ降/Δp升是井底流壓自然回升、產(chǎn)量自然降低的變化速度，它反映了煤儲(chǔ)層本身的最大彈性恢復(fù)能力，是增產(chǎn)速度的極限。因此為保護(hù)儲(chǔ)層，增產(chǎn)不應(yīng)超過該自然增產(chǎn)能力，即合理情況下，（ΔQ升/Δp降）≤（ΔQ降/Δp升），這樣既不超過地層自然增產(chǎn)能力，也有利于實(shí)現(xiàn)單井經(jīng)濟(jì)效益最大化，并以此得到對(duì)應(yīng)的穩(wěn)定產(chǎn)作為合理穩(wěn)產(chǎn)水平。

3.1.3 穩(wěn)產(chǎn)能力確定

參數(shù)擬合法建立在資源條件、保存條件及可采條件等靜態(tài)特征的基礎(chǔ)上，主要評(píng)估了單井的靜態(tài)穩(wěn)產(chǎn)能力；曲線推測法建立在產(chǎn)氣量與井底壓力動(dòng)態(tài)變化的基礎(chǔ)上，主要評(píng)估了單井的動(dòng)態(tài)發(fā)展能力；直接求取法建立在單井實(shí)際生產(chǎn)狀態(tài)的基礎(chǔ)上，主要評(píng)估了單井的實(shí)際生產(chǎn)表現(xiàn)。以上3種方法求取的穩(wěn)定產(chǎn)氣能力與實(shí)際產(chǎn)氣量吻合度為分別為81%、92%和98%，其中直接求取法求得的穩(wěn)定產(chǎn)氣能力最接近實(shí)際情況。3種方法分別代表了單井的穩(wěn)產(chǎn)基礎(chǔ)、發(fā)展及生產(chǎn)表現(xiàn)能力，均應(yīng)考慮到穩(wěn)產(chǎn)能力的求取過程中，但應(yīng)根據(jù)吻合度高低進(jìn)行加權(quán)，系數(shù)最終確定為0.2、0.3及0.5。

綜合對(duì)比三種方法的可靠程度，按照0.2、0.3及0.5的加權(quán)系數(shù)，從單井到區(qū)塊，求取穩(wěn)產(chǎn)能力（表5）。評(píng)價(jià)結(jié)果顯示：①評(píng)價(jià)計(jì)算的單井理論穩(wěn)產(chǎn)能力以及理論總穩(wěn)產(chǎn)能力，與實(shí)際的單井穩(wěn)產(chǎn)能力以及實(shí)際總穩(wěn)產(chǎn)能力十分吻合，理論值略高，反映了所建立的產(chǎn)能評(píng)價(jià)體系較為合理；②區(qū)塊北部開發(fā)區(qū)3個(gè)單元煤層氣井產(chǎn)能差異明顯，無論是單井還是總穩(wěn)產(chǎn)能力，排采1單元都要明顯優(yōu)于排采2單元和排采3單元；③評(píng)價(jià)計(jì)算的單井理論穩(wěn)產(chǎn)能力以及理論總穩(wěn)產(chǎn)能力與實(shí)際值吻合度達(dá)95%。

表5 保德區(qū)塊北部開發(fā)區(qū)穩(wěn)產(chǎn)能力確定表

3.2 采收率預(yù)測

基于煤層氣藏精細(xì)描述和產(chǎn)能評(píng)價(jià)成果，綜合運(yùn)用Arps遞減分析、預(yù)測模型、現(xiàn)代產(chǎn)量遞減分析和數(shù)值模擬等4類方法，建立了煤層氣開發(fā)指標(biāo)預(yù)測技術(shù)（圖 16），解決了煤層氣開發(fā)指標(biāo)預(yù)測難題。

圖16 煤層氣開發(fā)指標(biāo)預(yù)測技術(shù)圖

當(dāng)產(chǎn)量達(dá)到經(jīng)濟(jì)極限，即經(jīng)濟(jì)效益為0時(shí)，生產(chǎn)結(jié)束，此時(shí)的產(chǎn)量為經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量。按照SEC儲(chǔ)量評(píng)估標(biāo)準(zhǔn)，計(jì)算得到保德區(qū)塊單井經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量為216 m3/d。在生產(chǎn)歷史擬合效果較好的參數(shù)場上，預(yù)測單井開采至廢棄（降至經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量）時(shí)的累產(chǎn)量（考慮生產(chǎn)因素，預(yù)測階段按330天/年）（圖 17）。根據(jù)確定的廢棄條件，對(duì)不同單井進(jìn)行預(yù)測，發(fā)現(xiàn)不同單井生產(chǎn)年限各不相同。通過對(duì)470口井的產(chǎn)能預(yù)測分析，一般在18～25 a之間。通過對(duì)生產(chǎn)年限內(nèi)的累產(chǎn)氣預(yù)測，確定北部開發(fā)區(qū)單井可采儲(chǔ)量分布在300×104～3 000×104m3之間，不同單元之間差異較大，北部開發(fā)區(qū)整體可采儲(chǔ)量為80×108m3左右。

圖17 保德區(qū)塊北部開發(fā)區(qū)典型單井日產(chǎn)和累產(chǎn)預(yù)測曲線圖

在儲(chǔ)量動(dòng)態(tài)評(píng)估的基礎(chǔ)上，結(jié)合可采儲(chǔ)量計(jì)算結(jié)果得到單井采收率。結(jié)果表明：保德區(qū)塊北部開發(fā)區(qū)穩(wěn)產(chǎn)期結(jié)束后單井采出程度為10%～60%，平均為24%。其中穩(wěn)產(chǎn)產(chǎn)量大于2 600 m3的井共212口，平均采出程度為40%，與地質(zhì)條件相似的黑勇士盆地相當(dāng)（39%）；其中穩(wěn)產(chǎn)產(chǎn)量小于2 600 m3的井共302口，平均采出程度為12%。該類井中采出程度低于20%井占86%。北部開發(fā)區(qū)生產(chǎn)期末單井采收率為10%～75%，平均采收率為35%；其中穩(wěn)產(chǎn)產(chǎn)量大于2 600 m3的井共212口，平均采收率為62%；其中穩(wěn)產(chǎn)產(chǎn)量小于2 600 m3的井共302口，平均采收率為21%。基于單井采收率的預(yù)測分布圖（圖 18），發(fā)現(xiàn)北部地區(qū)煤層氣井的采收率明顯要優(yōu)于南部地區(qū)。

圖18 保德區(qū)塊北部開發(fā)區(qū)單井采收率預(yù)測分布圖

4 一體化提高采收率技術(shù)對(duì)策與實(shí)施效果

4.1 產(chǎn)能與效益平衡的煤層氣井網(wǎng)井距優(yōu)化技術(shù)

井網(wǎng)密度與氣藏的產(chǎn)氣能力、整體采收率及經(jīng)濟(jì)效益息息相關(guān)，是關(guān)系到氣藏經(jīng)濟(jì)開發(fā)的關(guān)鍵指標(biāo)。井網(wǎng)密度的增加，一方面有利于井與井之間形成有效的井間干擾，以達(dá)到提高氣井采收率的目的，但當(dāng)井網(wǎng)密度達(dá)到一定值后，井距的進(jìn)一步增加對(duì)產(chǎn)能和整體采收率的影響不大[18]。另一方面，井網(wǎng)密度的增加，會(huì)導(dǎo)致氣田單井采氣成本增高，難以實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)效益。因此，平衡單井產(chǎn)量與經(jīng)濟(jì)效益之間的關(guān)系是井網(wǎng)密度優(yōu)化研究的核心任務(wù)。

根據(jù)煤儲(chǔ)層條件和排水降壓—解吸—產(chǎn)氣特點(diǎn)，綜合采用煤巖評(píng)價(jià)、動(dòng)態(tài)分析、數(shù)值模擬和經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)等方法，形成了井網(wǎng)井距優(yōu)化技術(shù)流程（圖19），解決了煤層氣井網(wǎng)井距的定量化評(píng)價(jià)難題，提出了排采1單元和2單元的最優(yōu)井距為280～300 m，而排采3單元的最優(yōu)井距為300～320 m。在此基礎(chǔ)上，在1單元井網(wǎng)完善及滾動(dòng)擴(kuò)邊一期部署方案調(diào)整過程中進(jìn)行調(diào)減，避免了開發(fā)部署失誤；在二期井位部署方案中未對(duì)現(xiàn)有井網(wǎng)進(jìn)行加密。目前，34口完善井網(wǎng)井日產(chǎn)氣量3.3×104m3，與前期的加密井網(wǎng)產(chǎn)能相比，煤層氣采收率提高了8%～13%。

圖19 煤層氣井網(wǎng)井距優(yōu)化技術(shù)流程圖

4.2 地質(zhì)與工程一體化的煤層氣井上產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)

水力壓裂技術(shù)是提高煤層氣采收率的重要技術(shù)手段。煤層水力壓裂能更好地創(chuàng)造出比較發(fā)育的裂縫網(wǎng)絡(luò)，從而達(dá)到快速排水降壓的效果，同時(shí)在降低井筒周圍壓力的同時(shí)增大了儲(chǔ)層壓力。因?yàn)槭艿搅嗣簩咏祲旱淖饔茫淄闅怏w解吸表面積增大，保證了氣體可以持續(xù)釋放。實(shí)際數(shù)據(jù)表明，此時(shí)產(chǎn)量和壓裂之前相比較，增加了5～20倍[31]。與常規(guī)壓裂規(guī)模相比，在大砂量、大液量泵注條件下可使儲(chǔ)層形成大規(guī)模復(fù)雜的幾何網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)裂縫，增加了裂縫尺寸及導(dǎo)流能力。

在2022年針對(duì)滾動(dòng)擴(kuò)邊項(xiàng)目中的B1-78井組，開展了不同壓裂規(guī)模對(duì)比試驗(yàn)。其中，B1-78X2井壓裂加砂量78 m3，壓裂液量1 200 m3；B1-78X3井壓裂加砂量201 m3，壓裂液量1 910 m3。試驗(yàn)表明，在相同的地質(zhì)條件及壓裂工藝下，實(shí)施更高加砂量及壓裂液量的B1-78X3井獲得了更優(yōu)的產(chǎn)氣效果（表6），目前排采313天后日產(chǎn)氣量達(dá)到3 680 m3，是B1-78X2井日產(chǎn)氣量668 m3的5.5倍（圖20），該井預(yù)測采收率提高了27%。

表6 B1-78井組不同單井壓裂規(guī)模及產(chǎn)氣對(duì)比表

圖20 B1-78井組不同壓裂規(guī)模單井排采曲線圖

4.3 儲(chǔ)層穩(wěn)能與保護(hù)并舉的煤層氣井定量化排采技術(shù)

實(shí)踐表明，煤層氣儲(chǔ)層物性差，一旦發(fā)生儲(chǔ)層損害，將會(huì)使得煤層氣井產(chǎn)量降低甚至不能產(chǎn)氣。其根源在于開發(fā)速度過快致使儲(chǔ)層能量不穩(wěn)定釋放，導(dǎo)致敏感性極強(qiáng)的煤儲(chǔ)層可能受到嚴(yán)重傷害。因此，在煤層氣生產(chǎn)過程中，必須采用合適的排采制度，實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)層能量穩(wěn)定與儲(chǔ)層保護(hù)協(xié)同。為實(shí)現(xiàn)“煤層壓降傳播最快、滲透性降低最小、解吸面積最大、單井累積產(chǎn)量最大”這一目標(biāo)，研究建立了考慮煤巖動(dòng)態(tài)滲透率和氣水兩相滲流狀態(tài)的煤層氣井排采動(dòng)態(tài)評(píng)價(jià)和預(yù)測模型（圖21），提出了煤層氣井定量化排采控制方法。

圖21 煤層氣井三階段多目標(biāo)最優(yōu)化定量排采模式技術(shù)路線圖

在現(xiàn)場實(shí)現(xiàn)煤層氣定量化排采的最直接措施是通過控制動(dòng)液面高度和產(chǎn)水量來控制井底流壓。在煤層氣井生產(chǎn)的早期排水、解吸區(qū)擴(kuò)展和全區(qū)解吸3個(gè)階段，壓力下降過快，會(huì)導(dǎo)致儲(chǔ)層滲透性傷害嚴(yán)重；而壓力下降過慢，產(chǎn)量則過低且不經(jīng)濟(jì)。所以一定存在一個(gè)經(jīng)濟(jì)窗口，并且在這個(gè)經(jīng)濟(jì)窗口中也一定有一條最優(yōu)的降壓路徑。如圖22所示，通過建立三段式井底流壓下降模型來表現(xiàn)經(jīng)濟(jì)窗口，基于此設(shè)計(jì)出了相應(yīng)的定量化排采軟件中的設(shè)計(jì)模塊，通過使“早期壓力傳播速度、有效滲透率、解吸區(qū)擴(kuò)展范圍和累產(chǎn)氣量”4個(gè)目標(biāo)函數(shù)的綜合目標(biāo)函數(shù)值最大，可達(dá)到優(yōu)化最佳井底流壓下降路徑的目的。這一技術(shù)初步解決了煤層氣排采制度定量化設(shè)計(jì)難題，實(shí)現(xiàn)了煤層氣排采控制由半定量向定量轉(zhuǎn)變。

圖22 煤層氣井全過程排采控制示意圖

應(yīng)用上述定量排采設(shè)計(jì)方法對(duì)30口新投產(chǎn)井進(jìn)行了排采制度優(yōu)化，總體應(yīng)用效果良好。采用數(shù)值模擬方法進(jìn)行單井采收率預(yù)測，與原有排采制度設(shè)計(jì)相比，采收率提高了6%～9%。

4.4 實(shí)施效果

“十三五”期間，保德區(qū)塊通過精細(xì)化排采、老井綜合治理和新井部署，日產(chǎn)氣量穩(wěn)定在150×104m3左右，累計(jì)產(chǎn)氣量36.65×108m3，整體生產(chǎn)運(yùn)行較為平穩(wěn)。截至“十三五”末，排采井共875口，其中日產(chǎn)氣量大于5 000 m3的井有34口，占比4%；日產(chǎn)氣量在2 600～5 000 m3的井有137口，占比16%；目前主體日產(chǎn)氣量小于2 600 m3，占比80%。綜合遞減率由最高的8.45%降低至2.30%，采收率提高了9%～11%，取得了較好效果。

5 結(jié)論

1）創(chuàng)新性提出勘探開發(fā)全生命周期靜態(tài)與動(dòng)態(tài)融合的煤層氣藏精細(xì)描述指標(biāo)和技術(shù)流程，涵蓋18項(xiàng)靜態(tài)和動(dòng)態(tài)參數(shù)、7個(gè)步驟、3表、9圖和3模型。

2）構(gòu)建了保德區(qū)塊煤層氣井產(chǎn)能評(píng)價(jià)技術(shù)，通過量化煤層氣井單位面積等效資源量、局部高差等效高度、礦化度值、臨儲(chǔ)比、歷史最高產(chǎn)水量、見套壓產(chǎn)水量、井底壓力和單位壓降產(chǎn)氣量等8個(gè)產(chǎn)能評(píng)價(jià)因素指標(biāo)，利用參數(shù)擬合法、曲線類比法和動(dòng)態(tài)分析法等三種方法，確定了保德區(qū)塊煤層氣單井和總穩(wěn)定產(chǎn)能。

3）建立了保德區(qū)塊煤層氣可采儲(chǔ)量和采收率數(shù)值預(yù)測方法，指出北部開發(fā)區(qū)單井可采儲(chǔ)量分布在300×104～3 000×104m3之間，整體可采儲(chǔ)量為80×108m3左右；生產(chǎn)期末單井采收率介于10%～75%，平均采收率為35%，排采1單元的采收率明顯優(yōu)于2單元和3單元。

4）針對(duì)持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)和提高采收率的技術(shù)途徑，研發(fā)了產(chǎn)能、整體采收率與效益平衡的煤層氣井開發(fā)井網(wǎng)井距優(yōu)化技術(shù)，廣泛實(shí)踐了提高中淺煤層煤層氣藏采收率的大規(guī)模水力壓裂技術(shù)，建立了儲(chǔ)層穩(wěn)能與保護(hù)并舉下的煤層氣井定量化排采技術(shù)，使保德區(qū)塊煤層氣藏單井采收率最高可提高27%。

5）通過提高采收率技術(shù)在精細(xì)化排采、老井綜合治理和新井部署中的應(yīng)用，區(qū)塊采收率提高了9%～11%，效果顯著。