何东博 贾爱林 位云生 郭建林闫海军 孟德伟 刘华勋 刘群明

1.中国石油勘探开发研究院 2. 提高油气采收率全国重点实验室

近20年，我国天然气产量增长迅猛[1]，常规天然气藏（含致密气，下同）仍是我国天然气效益开发的主体，普遍具有储层非均质性强或边底水发育的特征[2]。据中国石油第四次资源评价[3]，我国常规天然气藏可采资源量达58.3×1012m3，主要分布在四川盆地、鄂尔多斯盆地、塔里木盆地和南海海域。截至2021年底，我国累计探明常规天然气藏地质储量达15.5×1012m3。因此，常规天然气藏的科学高效开发对提升我国天然气开发水平以及保障国家能源安全有积极作用。

不同于石油的开发，天然气通常采用衰竭式开发，主要围绕地层压力开展工作，压力是天然气藏开发的核心[4]。国外常规气主要通过井网加密和控水采气等技术方法提高气藏采收率[5-6]，国内通过对威远震旦系、克拉2、苏里格、磨溪龙王庙等诸多气藏的开发实践，认识到常规天然气藏开发主要表现为两方面特征：①天然气在连通的“缝—洞—孔”微观储渗介质、“井底—有效储层边界”宏观储渗体中实现压力逐级降落，受储层的非均质性影响，气藏压降波及范围有限，导致平面及剖面上部分储量未动用或未充分动用，压降波及范围内压力衰竭效率低，影响最终采收率；
②如果气藏含水，储层的非均质性和流体分布的复杂性导致边底水过早、过快侵入气藏，造成局部“水封气”，部分气井过早无法生产，大幅缩短气藏无水产气期，进一步影响气藏采收率[7-8]。

针对非均衡动用与非均匀水侵两个核心问题，从压力衰竭和地层水驱替两个角度，分析影响气藏采收率低的主要因素，依据物质平衡方程和天然气状态方程，构建气藏均衡开发数学模型，提出均衡开发基本原理，总结提升实现常规天然气藏均衡开发的技术方法，并在苏里格致密气和龙王庙边底水两类气藏开发实践中得到应用。研究成果对常规天然气藏开发评价、开发方案编制和开发调整优化措施制订，实现气藏科学高效开发具有重要指导意义，对推动我国常规天然气藏提高采收率有积极作用。

国内外常规天然气开发实践表明[9-11]，影响常规天然气藏采收率大小和开发效果好坏的2个关键因素是储层物性与连通性、地层水水体大小与水侵模式。整体来说，常规天然气藏开发主要面临2方面问题：①非均衡动用。该问题主要是针对常规无水气藏，特别是强非均质性常规天然气藏，受岩性或物性较差储层的阻挡，气藏不能完全连通，被分隔成多个气藏单元，同一单元内部储层品质、储层类型、储层孔隙结构等组合特征也不尽相同（图1），由于有效储层本身的强非均质分布和三维地震及地质认识精度的局限，部分气藏单元储量不能得到有效动用，故从整个气藏来看，储量在平面上和纵向上动用不均衡，影响气藏最终采收率；
②非均匀水侵。这一问题主要针对常规水驱气藏，特别是边底水气藏。处理好气水接触关系和水体能量利用，最大限度发挥天然气自身弹性能量是开发的关键。常规天然气藏边底水水体能量可划分为三个层次：①最理想的“正能量”，即通过部署科学的井网密度和制订合理的气井生产制度，维持水体均匀推进，缓慢补充地层能量为气藏赋能，延长气藏无水采气期并持续高产；
②“零能量”，即通过有效的堵水或排水措施，保证核心区域气井不见水或尽可能晚见水，最大限度发挥气藏本身的弹性能量；
③最差的“负能量”，即由于井网部署或开发技术策略不合理导致气井过早见水，一方面储层孔隙中形成水封气，阻碍气体本身能量的发挥，另一方面储层和井筒中出现气水 两相流，消耗储层中气体弹性能量。有水气藏高效开发的过程就是追求地层水的“正能量”，做到地层水的“零能量”，避免地层水的“负能量”，关键在于准确认识气井、天然裂缝或高渗通道与边底水接触关系（图2），并在此基础上制订科学合理的井网与生产制度。如果地层水非均匀水侵造成气井过早见水，气藏无水采气期将大幅缩短，对气藏造成不可逆的伤害，影响气藏最终采收率和开发效果。

图1 强非均质性气藏非均匀动用示意图

图2 边底水气藏非均匀水侵示意图

四川盆地威远气田震旦系气藏是我国发现的第一个整装碳酸盐岩气藏，为裂缝—孔洞型强非均质性底水气藏，探明地质储量400×108m3。气藏储层为灯影组二段岩溶孔洞型储层，储集空间主要为溶孔、溶洞和裂缝，储层基质非常致密，平均孔隙度仅2%左右，渗透率介于0.001～0.04 mD，储层非均质性强，气藏表现出“双气水”界面特征，裂缝、洞穴原始气水界面与孔隙储层不同[12-13]。1964—1965年发现并试采，1968年正式投入开发，1970年底开始产水。由于对有水气藏开发规律认识不足，气藏长期不均衡高速开采，底水快速沿高角度裂缝侵入气藏，多点突破，过早大规模出水，致使分布于孔隙中的大量天然气被水包围，导致“水封气”形成，产能大幅度下降[14]。虽然后期采取了系列排水采气措施复产，但生产效果均不太理想。截至2022年底，该气藏在开发过程中受非均匀水侵影响，导致水封气形成，开发52年共采出天然气159×108m3，采出程度仅为39.75%，气藏最终采收率较低、开发效果较差。

2.1 均衡开发内涵

常规天然气藏储层非均质性和流体分布的复杂性，往往造成气藏储量动用程度低和“水封气”的形成。气藏均衡开发就是通过控制气水关系或疏通压降通道，调整地下流体渗流场，降低气藏废弃地层压力，保障地层弹性能量的有效释放，深度挖掘气藏开发潜力，实现地层能量利用效率最大化和采收率最大化。即气藏均衡开发的过程就是追求采收率最大化的过程。

2.2 均衡开发数学表征

依据均衡开发内涵，均衡开发追求采收率最大化，影响气藏采收率量化评价包括4个方面：①压降波及系数（ED），表示气藏开发过程中压力波及范围内储量占比，用于表征气藏开发过程中储量动用程度；
②纯气区压力衰竭效率（Ep），表示压力波及范围内衰竭区由于压力下降所采出天然气储量占比，用于表征气藏开发过程中衰竭区储量的采出效率；
③水侵波及系数（Ev），表示压力波及范围内水侵区体积占比，用于表征气藏开发过程中地层水侵入气藏程度；
④宏观水驱气效率（Ew），表示压力波及范围内水侵区由于压力衰竭和含气饱和度变化采出天然气储量占比，用于表征气藏开发过程中水侵区储量采出效率。

4个评价参数表达式为：

以物质平衡理论为基础，忽略储层孔隙压缩和地层水膨胀，纯气区地层压力为p1，对应水侵区地层压力为p2时，气藏压降波及范围内剩余地质储量[15]：

据此，可得压降波及范围内纯气区地层压力为p1，对应水侵区地层压力为p2时气藏采出程度：

式中η表示气藏采收率或采出程度，无因次。

代入天然气状态方程，整理式（6）得：

式（8）为气藏采出程度统一计算公式。当气藏无水侵时，Ev=0，气藏采出程度η=EDEp；
当纯气区地层压力为p1，取废弃地层压力为pa时，式（8）则为采收率计算公式。

从气藏采收率计算的通用数学模型可看出，常规天然气藏均衡开发需要遵循基本原理：①对于储渗空间复杂的强非均质性气藏，在储层精细预测的基础上，通过合理井网密度提高气藏压降波及系数，通过储层改造和地面增压等措施提高压力衰竭效率，力争做到“储量均衡动用”；
②对于气水关系复杂的气藏，在水体发育特征与气水接触关系认识的基础上，通过合理部署井型、井位、配产及排采措施保持水体均匀整体推进，提高水侵波及系数和宏观水驱气效率，降低残余气量，力争做到“气藏均衡压降”。

3.1 储量均衡动用

储量均衡动用主要针对强非均质性衰竭开发气藏，对于该类气藏开发，储量均衡动用主要面临3方面矛盾：①有效储层空间叠置样式、展布规模及分布频率与经济极限井网密度之间的矛盾；
②有效储层层间非均质性与射孔选层优化之间的矛盾；
③有效储层层内非均质性与层内储量充分动用之间的矛盾。

针对3方面的矛盾，从气藏采收率评价模型出发，制订3方面措施：①差异化部署井网，实现兼顾井间产量干扰的最大化储量控制，最终达到储量平面上均衡动用；
②通过加大储层改造强度和规模即可实现多层合采动用，最终达到储量纵向上均衡动用；
③采用MRC井+储层改造是解决层内非均质性所造成储量动用困难的有效方式，可以有效穿透层内物性阻流夹层，充分沟通有效储层，最终达到储量的整体均衡动用。这要求在具体气藏开发过程中，要基于储层精细描述与预测结果，明确有效储层空间结构、规模尺度与分布特征，准确认识储层平面、层间、层内等空间非均质性对提高压降波及系数和压力衰竭效率的影响机理，提出井网井型优化部署、射孔选层及储层改造等实施方案，支撑该类气藏开发全过程实现储量均衡动用。

3.2 气藏均衡压降

对于边底水气藏，通常储层连通性好，压降波及系数普遍较高，气藏开发重点围绕均衡压降开展工作。边底水气藏在开发不同阶段面临2方面问题：①开发初期，受气藏采气和井位部署不合理影响，很容易造成气藏开发的非均匀水侵；
②开发中后期，单井见水后，受气井生产制度和治水对策不合理，气藏即大面积水侵，水侵区残余气量大、废弃压力高，整体导致该类气藏开发采收率偏低。

针对不同阶段面临的主要问题，从气藏采收率评价模型出发，制订3方面具体措施：①井型井位优化部署，兼顾储量最大程度动用和气水界面缓慢抬升，构筑地下气水渗流通道，实现地层水在全气藏范围内均匀侵入；

②生产制度优化，兼顾气藏生产规模、不同井区气井产能和地层水缓慢推进，实现水侵区残余气量最小化；
③综合治水，包括地层水侵入通道上部署排水井控制水侵前缘侵入速度、局部水封气解封、排水采气清除井底积液等手段，进一步降低气藏废弃地层压力。这要求在具体的气藏开发过程中，地震与地质相结合精细刻画储层的非均质性特征，准确部署气藏开发井网，准确刻画气藏开发过程中水侵优势通道，优化不同气井、不同井区和全气藏生产制度，动静态综合预测水侵方向及水侵量，提出针对性排水采气等综合治水对策，在压力衰竭效率最大化的前提下，提高水侵波及系数，追求宏观水驱气效率最大化，从而实现全气藏均衡压降。

受气藏全过程开发机理的差异影响，不同类型气藏实现均衡开发的影响因素具有较大差异，开发思路和核心技术方法各有侧重。对于边底水不发育的强非均质性气驱气藏，核心是提高压降波及系数和压力衰竭效率，实现储量均衡动用；
对于边底水发育的水驱气藏，核心是在压力衰竭效率最大化的前提下，提高水侵波及系数，追求宏观水驱气效率最大化，实现气藏均衡压降（表1）。

表1 气藏提高采收率技术方向、手段及作用机理表

4.1 储量均衡动用技术

强非均质性气驱气藏优势是没有连通水体，或者仅有少量的凝析水或层间滞留水，难点是有效储层在空间上的展布及高效的工程技术措施，综合来看，储量均衡动用主要需要4个方面的技术方法（表1）。

4.1.1 开发单元精细划分技术

储层非均质性体现在纵向、平面、层间和层内三维空间上的非均匀分布，有效储层识别与空间展布预测是开发单元划分的基础。通过三维地震处理解释预测有效储层“体”、井点成像测井校正井筒钻遇的有效储层“线”、取心和岩心分析校正有效储层“点”，结合沉积相、岩石相等地质学特征，预测井间、层间的有效储层分布[14]。在此基础上，考虑流体和压力系统，划分纵向和平面开发单元，为井型、井网部署提供地质依据。

4.1.2 井型井网优化技术

强非均质性气藏有效储层多分散发育的特征决定了直井+丛式井的主力开发方式。在有效储层空间结构、发育规模等精细表征的基础上，开展井网优化研究，确定经济有效的合理井网密度，是实现储量均衡动用和兼顾效益采收率最大化的关键。基于密井网解剖、开发效果分析及数值模拟论证，建立井网密度—单井EUR—采收率—经济效益协同约束评价模型，确定井间干扰平衡点与效益最优控制点，从而分别获得技术与经济两个层面的合理井网密度，两者之间范围即兼顾经济效益和采收率的合理井网密度区间（图3）。直井+丛式井作为主要开发方式的同时，保持气田长期规模稳产需要大量的建产井和接替井，为减少开发井数和管理工作量，加快建产节奏并提高经济效益，需要优选地质目标，在有效储层集中发育程度高的区域进行水平井开发。例如苏里格气田，在多期次河道频繁迁移与切割叠置的沉积特征下，可优选出厚层块状型、物性夹层垂向叠置型、泥质夹层垂向叠置型、横向切割叠置型和横向糖葫芦串型等5种适于水平井部署的气层分布模式[15-16]。在此基础上，建立4项水平井部署条件标准：①具有储集层发育及产量较高的入靶端和出靶端对比井；
②砂岩厚度大于15 m且横向分布稳定；
③气层厚度大于6 m且纵向储量集中度大于60%；
④储集层含气性检测显示良好。优化设计4项水平井开发参数：①南北向的水平段方位；
②1 000～1 200 m的水平段长度；
③100～150 m的裂缝间距；
④(500～600) m×1 400 m的近似梯形井网。最终形成与苏里格致密气地质特征相适应的水平井优化设计技术，实现储量高效动用，支撑气田加快产建节奏和减轻工作量压力。

图3 井网密度—单井EUR—采收率—经济效益评价模型

4.1.3 储层改造技术

储层改造一方面可提高气井泄气范围，另一方面可疏通或打开流动通道，降低气体在地层中的渗流阻力。储层改造技术经历了单井单层压裂到多层多段“改造”油气藏的发展升级[17]。直井压裂立足纵向多层的有效控制和动用，水平井采用长水平段多段压裂，在人工裂缝方位与砂体展布特征有利、砂体平面上连续性好、气层厚度较大等地质条件具备的情况下，开展大规模压裂，使裂缝最大程度接触油气藏，提高水平段整体渗流能力，以期获得最大泄流范围，尽可能实现提高储量动用程度和单井产量的目的。除此之外，侧钻水平井、查层补孔，针对老井的二次改造措施通过打开新的有效储层，提高井间未动用储量动用程度，挖掘老井潜在生产能力，进一步提高了气藏整体的压降波及系数。

4.1.4 地面增压技术

人工增压是提升气藏压力衰竭效率的有效手段，通过降低气井废弃压力进而降低废弃产量、实现提高气井最终累计产量和采收率的目的。增压措施通常应用于气井生产的中后期，地层弹性能量衰竭严重，气井进入定压降产或间歇生产阶段，开展增压措施以维持气井工业气流开采[18]，从而降低气藏废弃压力，进一步提高气藏整体衰竭效率。

4.2 气藏均衡压降技术

为了实现边底水驱气藏均衡压降，主要思路是通过井震结合准确刻画储渗介质的非均质性，动静态综合分析地层水赋存状态，建立气水分布模式；
通过优选井位和储层改造，构建有利于降低气藏快速水侵风险的气水渗流通道，提高水侵波及系数。通过气井优化配产，实现水侵前缘均匀推进，提高水侵波及系数和纯气区压力衰竭效率。通过综合治水，进一步挖掘气藏开发潜力，最大程度发挥天然气弹性能量，降低残余气含量，提高宏观水驱气效率，追求气藏采收率最大化（表1）。核心技术方法包括4项：

4.2.1 水侵通道刻画技术

水侵通道一般包括小断层、小裂缝和高渗透率条带3种类型，水侵通道刻画技术主要是基于动静态资料综合分析，预测3种类型水侵通道分布。水侵通道刻画结合动态数值模拟方法[19]，可以有效预测不同井型井网部署模式下地层水侵前缘形态、地层水推进范围与速度，从而优化井位部署方案，形成有利于天然气弹性膨胀能量释放，延缓地层水不均匀水侵的气水渗流场。其中，小断层刻画一般是利用正演技术，分析不同断距断层在地震剖面上的响应特征，建立微小断层识别模板，预测小断层分布，结合储层发育厚度和断层封堵性分析，将其划分为封堵性好的小断层和封堵性差的小断层。小裂缝预测主要利用地震的几何属性—曲率体结合蚂蚁体追踪方法，将小裂缝空间展布刻画出来。高渗透率条带刻画基于对优质储层的预测结果，通过渗透率级差或变异系数，动静态综合建立高渗透率条带门槛值，刻画高渗透率条带分布。依据小断层、小裂缝和高渗透率条带分布特征，结合开发井连通性分析、开发动态分析，建立水侵模式，预测不同井区水侵风险，为生产制度优化、水侵预警和综合治水提供依据。

4.2.2 生产制度优化技术

在井网完善的条件下，有水气藏采气速度是影响气藏水侵强弱最重要的影响因素，由于气藏水侵通道、水侵模式和地层水能量存在差异，不同井区、不同部位井的生产制度优化是影响非均匀水侵的核心因素。对于水侵气藏生产制度优化，目前形成了基于大数据分析的产水气藏运行痕迹智能追踪方法，通过改进气藏分区物质平衡、地下—井筒—地面一体化模型数据自动交互迭代、地面生产数据自动拟合技术，形成人工认知适度约束条件下的深度神经网络机器学习方法，实现智能评估可动水体储量、预测水侵趋势变化、确定最佳生产制度。

4.2.3 水侵动态预警技术

气井见水后产能将大幅降低，严重影响气井开发效果。国内外对于气井见水风险的评估主要在见水时间预测以及水侵量评价，考虑因素相对单一，同时对于非均质性较强的气藏适用性较差。还有通过生产水气比、油压下降速度等生产动态来判断气井产水来源及水侵强度的方法，水侵预测准确性较差。也有通过物质平衡曲线、试井曲线等对水侵特征进行识别与分析，但是主要针对单井水侵动态进行分析，很难对全气藏水侵情况进行定量化统一评价。针对上述水侵评价存在的问题，围绕全气藏水侵预警，形成了以嵌入式离散裂缝建模与差分网格建模为基础的数值模拟预报水侵方法。裂缝作为主要的水侵优势通道，裂缝建模的精确度是气藏三维地质建模中的关键环节，嵌入式离散裂缝建模在裂缝建模方法中有其独特的优势，裂缝外区域应用差分网格建模与数值模拟，能够与裂缝建模较好地耦合，实现不同介质高精度准确还原气藏开发动态过程，拟合产水气井产水特征，实时掌握气藏水侵动态，从而达到水侵预报的目的。

4.2.4 综合治水技术

在早期有水气藏开发中，由于经验的缺乏和有限的技术手段，治水措施常常表现出一些不完善之处，治水效果也达不到理想的效果。治水效果不理想主要包括以下4个方面：①对气藏构造、小断层、小裂缝、高渗透率条带等特征认识不够深入；
②对水体活跃性认识不足；
③忽视井网对避免水侵通道形成、促使气藏均衡开发的重要性；
④水侵预测手段有限导致治水被动，延误了最佳治水时机。基于准确刻画水侵通道、动态监测气水界面变化、大数据气井动态分析、高精度数值模拟等手段，形成递进式整体治水模式，指导气藏科学合理开发。递进式治水新模式以理论认识为基础，治水对策因时而异，由完整监测体系数据分析驱动，更为侧重监测数据的及时获取和系统分析。早期阶段，合理部署井型井网，优化气井配产，适当防控剧烈水窜危害，大产水气井控产防止过早水淹停产，水侵优势通道部署排水井，做到早期重点防范。中期阶段，注重生产井功能转化，建立完善的监测系统，有针对性地治理水淹风险井，延缓气井生产状态恶化，系统开展气藏开发优化调整。后期阶段，保障产水水平井、大斜度井正常携液生产；
气藏生产、监测、排水井重新调配优化；
评价气井技术经济条件，实施低效井关停优化。在递进式高效控水开发模式中，除气藏直接治水防控措施之外，以气藏间接治水作为有效辅助，以井网完善为主，包括生产井网完善、监测井网完善和井功能动态调整。同时，在水侵通道认识较清楚的情况下，还可采用封堵水侵通道的方法，如俄罗斯奥伦堡气藏为裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏，与我国威远气田极为相似，开发过程中在地层水活跃的裂缝发育带注入高分子聚合物黏稠液建立阻水屏障，变水驱为气驱，开发效果良好。

均衡开发理论与技术方法有效推动了我国气田开发水平的不断提升，以我国最大的天然气田——苏里格致密砂岩气田和我国最大的整装碳酸盐岩气藏——安岳气田龙王庙组气藏为例，分析均衡开发的实践过程及其重要意义。

5.1 苏里格气田开发实践

苏里格气田是强非均质性气藏衰竭开发的典型代表，其含气面积1.5 ×104km2，探明地质储量2.3×1012m3，累计投产气井17 000余口，2022年产气302×108m3，是我国储量和产量规模最大的天然气田。该气田在构造平缓的盆地斜坡背景上沉积了广泛分布的河流相砂体，有效砂体以心滩沉积的中粗粒石英砂岩为主，含气砂体呈透镜体状分散分布，厚度介于2～5 m，宽度介于100～500 m，长度介于300～700 m，70%以上的含气砂体互不连通[20]。总体看，有13×104～15×104个相对独立的气藏单元（单砂体）构成了气田的复杂地质面貌。

针对气藏储层发育特征，从气藏采收率模型出发，按照均衡开发理念，重点依靠开发单元划分、井型井网优化和地面增压，提高压降波及系数和压力衰竭效率。由于气藏的开发是一个渐进的过程，对砂体规模、尺度、物性分布等特征的认识也是一个不断加深的过程，本质上说该气藏的开发是气藏采收率和经济效益之间的一个动态平衡的过程，主体开发方式主要依靠不断加密井网密度从而提高压降波及系数和压力衰竭效率。井网密度的调整大致经历3个阶段：①开发早期阶段，由于砂体分布预测难度大，气田采用600 m×800 m直井井网开发，受单井控制范围和砂体控制程度不足影响，该阶段压降波及系数只有35%左右，同时苏里格气田地面采用中低压集气，且普遍采用地面增压，实际动态控制范围内的压力衰竭效率可达到85%，因此该阶段的采收率约30%[21]；
②当前随着多个密井网先导试验区的实施及地质认识的逐步加深，井网逐步调整至 500 m×650 m，单井井均面积内的压降波及系数提高到51%，采收率相应地由30%提高到43%；
③未来，随着开发技术进步和开发成本、销售气价等经济效益指标向好，开发井网有望进一步优化、加密至4口井/km2，全气藏井均面积内的压降波及系数将超过63%，同时在开发中后期排水采气、地面增压等工艺措施的实施，进一步降低废弃地层压力，提高压降衰竭效率，气田采收率将超过50%。

5.2 安岳气田龙王庙组气藏开发实践

安岳气田龙王庙组气藏是边底水气藏水驱开发的典型实例，该气藏含气面积823 km2，探明地质储量4 404×108m3，是我国目前发现最大的特大型海相单体碳酸盐岩气藏[22-25]。龙王庙组气藏地质条件复杂，气藏构造幅度低，气水过渡带占含气面积比例高达37%；
储层孔隙度低，平均孔隙度仅4.3%，易水锁；
储层非均质性强，渗透率级差高达450倍，易发生非均匀水侵；
同时超压水体弹性膨胀能量强，估算水体体积超过25×108m3。2022年水侵替换系数介于0.15～0.4，为次活跃水驱气藏。

针对气藏特征，按照均衡开发理念，重点突出全气藏、不同井区均衡压降，依靠水侵通道刻画、生产制度优化、水侵动态预警等措施，综合形成“早期防控水突进、中期防控水淹、晚期防控水封”的全生命周期递进式控水开发模式。①开发早期，该阶段气藏表现为超压特征，通过井网优化与采速优化达到“边控内放”，防止边底水过早侵入气藏，从而提高纯气区压降波及系数和压力衰竭效率，实现气藏范围内压力均衡压降。②开发中期，该阶段气井能够充分携液，重点通过生产制度优化和生产井功能转化，一方面控制水侵通道前缘地层水过快侵入井底，另一方面合理利用气藏能量，保持一部分气井携液正常生产，防止气井水淹停产，从而进一步提高压力衰竭效率和宏观水驱气效率，实现不同井区压力均衡压降。③开发晚期，地层水大量侵入气藏，重点通过排水采气优化，低部位排水井排水、高部位优化采气，防止水封气形成，从而提高水侵波及系数、持续提高宏观水驱气效率，进一步实现气藏压力均衡压降。整体来说，气藏采用全生命周期递进控水开发模式，在不同开发阶段实现了压力均衡压降。综合评价认为，龙王庙组气藏原始地层压力达76 MPa，偏差因子1.36，主要开发单元磨溪 8、9、10井区的平均废弃地层压力为15 MPa，对应偏差因子1.42，全气藏压降波及系数83%、压力衰竭效率为71%。根据龙王庙组气藏数值模拟结果计算水侵波及系数60%，考虑水侵后残余气饱和度计算宏观水驱气效率81%。按照采收率模型，龙王庙组气藏计算采收率将达到64%。

1）常规天然气藏均衡开发理论是在不断总结国内外不同类型气藏开发经验与教训的实践中逐步形成的。均衡开发采用人工措施和系列技术方法，调控气水关系、疏通或建立压降通道，在压力衰竭效率最大化的前提下，提高水侵波及系数，追求宏观水驱气效率最大化，从而实现全气藏均衡压降，支撑气藏采收率最大化目标的实现。围绕均衡开发基本内涵，建立了均衡开发采收率的理论通式，提出了均衡动用和均衡压降两个基本原理，以此指导系列均衡开发配套技术的发展和改进。

2）储量均衡动用技术主要包括开发单元精细划分技术，明确储量空间发育与分布模式；
井型井网优化技术，提高压降波及系数；
储层改造和地面增压技术，提高压力衰竭效率。气藏均衡压降技术主要包括水侵优势通道刻画技术，明确水侵优先路径；
生产制度优化技术，优化水侵波及系数，提高宏观水驱气效率；
排水采气及地面增压技术，进一步提高压力衰竭效率。

3）均衡开发理论与技术支撑了苏里格气田强非均质致密砂岩气藏与安岳气田龙王庙组碳酸盐岩边底水气藏开发实践，有效提高气藏压降波及系数、压力衰竭效率、水侵波及系数和宏观水驱气效率，最大程度利用地层原始弹性能量，指导了气藏高效开发和优化调整，苏里格气田采收率可超过50%，安岳气田龙王庙组气藏采收率可达到64%。

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