张 楠

（中国石油长城钻探工程有限公司地质研究院，辽宁 盘锦 124010）

1 研究背景

苏里格气田是我国典型的低孔、低渗、低丰度的致密砂岩气藏，苏53 区块位于苏里格西北部，区块自2010 年实施水平井整体开发以来，主产区已基本完成井位部署及产能建设[1-7]。水平井开发正从富集区转向接替区，而东南接替区储层物性变差，储量丰度减小，因此，在新的地质条件下，有必要对原来的井网井距、裂缝参数及压裂方案进行新的优化和再设计。

国外大量致密气藏开发实践表明，井网井距优化能有效提高储量动用程度和采收率，是实现此类气藏高效开发的重要途径。如北美的Rulison，Ozona等老气田，通过后期的井网调整及优化，天然气的采收率提高了25%～40%[8]。苏53 区块为水平井+多段压裂整体开发模式，目前执行的开发井网政策仍存在一定的局限性。钻井、测井及干扰试验显示，储层连通情况复杂，井间剩余储量有高度碎片化趋势，水平井在压裂改造后，剩余储量存在平面上井网未控制，纵向上改造沟通不完善等情况[9-13]。为此，针对东南区的地质特征，该研究通过气藏精细描述和数值模拟手段，开展了压裂水平井井网优化设计，并提出适用于该区的整体压裂方案，从而提高储量动用程度及区域采出程度。

2 井网井距优化

由于存在水平井井筒摩阻导致压力下降以及钻井、压裂施工造成的储层污染等因素，水平井产量并非线性地与水平段长度保持同向增长，其上升幅度随着水平段长度的延伸而越来越小，但钻井成本则会大幅度增加[14-15]；……