中国南方海相页岩气区具有不同于北美页岩气区的地面条件和地下地质条件，钻完井工程难度大、钻完井技术要求高、单井综合成本高，实现效益开发的技术经济指标高，必须探索、实践和发展适合其独特性的、以地质工程一体化为核心的高效开发之路^[1]。地质工程一体化是实现复杂油气藏效益勘探开发的必由之路^[1-2]，从一开始就提出了“资源最大化动用、最小化低效益井、力争实现稀井或少井高产”的开发策略或总体开发要求^[1]。地质工程一体化的理念在业界逐渐被广泛认同，并在不同类型的油气藏包括非常规油气藏、复杂油气藏和老油气藏中日益发挥作用^[1-9]。

自长宁国家级页岩气示范区建设启动以来，中国石油西南油气田公司从综合研究、技术应用、作业流程和组织管理等各个方面，积极探索和实践地质工程一体化，极大缩短和加速了学习曲线，整体开发效益稳步提升^[3-4]。从复杂大系统众多问题和各种影响因素中抓住关键的着力点或突破点，是长宁国家级页岩气示范区地质工程一体化实践中所取得的宝贵经验。围绕“单井提产、整体增效”的核心要求，在实施宁201页岩气田地质工程一体化过程中，提炼出从单井到全气田分层次、多尺度优化关键要素。针对这些优化关键要素采用的研究方法和所取得的认识，在中国页岩气开发探索中具有很强的代表性，本文对其进行了概述和总结。

四川盆地南部长宁—威远地区下志留统龙马溪组页岩气资源丰富、页岩储层品质较优，2012年被确定为国家级页岩气示范区。通过10余年的不断探索，川南地区页岩气勘探开发历经了评层选区、先导试验、示范区建设3个阶段，当前已迈入新的发展时期。示范区建设经历了3轮优化调整：第一轮建产井严格执行开发方案设计的主体技术，第二轮对设计和工程技术方案进行了全面优化，第三轮从2014年开始全面推广地质工程一体化技术。经过3轮优化调整，设计不断优化、技术不断进步、单井产量不断提高、成本不断下降，实现了页岩气规模有效开发。以宁201页岩气田为例，在2014年以前评价初期单井平均测试产量约（10~15）×10⁴ m³/d，2016年底至2017年初提高到25×10⁴ m³/d以上，单井平均产量上了两个台阶；同时在多个平台实现了规模化高产，某些平台的测试总产量超过180×10⁴ m³/d，部分平台测试总产量有望突破200×10⁴ m³/d，整体开发效益稳步提升^[3-4]。

在第三轮优化调整中，全面推广了地质工程一体化研究、设计和实施。以地质工程一体化精细建模为基础，全面推行地质工程一体化钻井、压裂的方案设计、施工监测和作业后系统分析评估。比如，精准设计水平井轨迹和导向方案，拓展轨迹方位试验，根据地质及储层特征定制旋转导向工具和方案；系统性数据采集及监测方案设计及优化，满足气藏认识、钻井、完井和压裂工程方案设计的需求；在保证优质储层钻遇率和最优化压裂施工参数条件下，充分兼顾井筒完整性，优化套管和固井方案；压裂设计采用差异化分段、个性化施工参数设计、逐段优化针对性泵注层序和加砂工艺，压裂方案兼顾压裂时井筒完整性，施工中开展微地震监测实时调整施工参数，压裂后优化返排测试设计，并开展典型井和典型平台压后精细剖析与评估。

通过综合研究和工程实践之间的不断互动与互相促进，以钻井工程、完井压裂工程、生产工程和开发工程四大工程系统优化为目标，逐步认识、总结和提炼出针对五峰组—龙马溪组海相页岩气效益开发的“四个最优化”关键要素，即：①水平井箱体最优化，确保水平段处于最有利改造的位置；②基于实际的储层和工程品质参数及当前主体工艺技术水平，实现单井产能最大化的改造参数最优化；③从返排试气到生产，以预测最终可采储量(EUR)和净现值(NPV)为最优化目标的生产制度最优化；④以整个气田资产的开发效益最大化为目标，实现开发技术政策最优化。

本文针对“四个最优化”关键问题，展开重点阐述和讨论。在本文中，生产工程指单井或一个平台多井的返排/测试方案、配产方案及油嘴制度、生产中必要的针对井的作业或工艺措施等；开发工程指从页岩气藏全局的角度，总体布井方案和方式、开发技术政策关键参数（如井距）、方案调整及配套地面工程等。

保持优质页岩段钻遇率的重要性已经是业界共识。图 1展示了宁201气田各井各小层钻遇率与产能关系图，各井按照距五峰组底平均高度以左高右低的方式排列，每口单井用一个彩色小柱子表示，该小柱子不同颜色代表该井钻遇的不同小层，不同颜色之间的比例代表各小层钻遇率，该图一定程度上反映了长宁页岩气示范区对水平井箱体位置优化的探索过程。总体上，水平段距离五峰组底越近，产能呈一定的增长趋势；五峰组到龙一1优质页岩段钻遇率越高，产能也呈一定的增长趋势。但是，当水平段主要位于五峰到龙一1优质页岩段时，各小层钻遇率和产能之间没有表现出明显的相关性。

图 1

图 1 宁201气田各井各小层钻遇率与产能关系图 Fig. 1 Relationship between drill-in rate and productivity of pay zones in the Ning 201 gas field

上述结果促使对水平井钻遇率和箱体位置进行进一步研究。研究发现，很多井的轨迹相当光滑，在某个小层的层面位置附近垂向上波动范围较小，但在切穿该层面上下两个小层时钻遇的长度差异却可能较大，使统计的各小层钻遇率差异较大，实际上水平段所处的空间位置距离五峰组底部的变化并不显著。这就能解释为什么箱体在垂向上的空间位置与产能之间的相关性比小层钻遇率与产能之间的相关性更好。

为了验证这一推论，根据压后综合评估得到的有支撑剂支撑的有效缝高约15~20 m这一重要参数，采用15 m扫描窗口，以3 m为步长，从五峰组底向上扫描（图 2），研究水平段在某个箱体内钻遇率与产能之间的相关性。如表 1所示，当箱体平均中深距离五峰组底7.5~10.5 m的15 m箱体内时，钻遇率与产能之间有较强的相关性，它指示水平段位于从五峰组到龙一1³位置（图 2）；当箱体平均中深距离五峰组底22.5 m以上箱体内时，钻遇率与产能之间呈负相关，此时它指示水平段主要位于龙一1³以上位置（图 2），离五峰组底越远，负相关性越强。这能进一步解释宁201气田早期水平井箱体主要位于龙一1⁴和龙一2时所表现出的较低产能（图 1）。

图 2

图 2 以3 m步长、15 m扫描窗口进行的垂向扫描 Fig. 2 Vertical scan with a 3 m step and a 15 m window

表 1

表 1 水平井箱体与五峰组底距离对产能的影响 Table 1 Influence of the distance between the horizontal well box and the Wufeng Formation bottom on the productivity 箱体顶底与五峰组底距离/m 0~15 3~18 6~21 9~24 12~27 15~30 18~33 21~36 箱体中深与五峰组底距离/m 7.5 10.5 13.5 16.5 19.5 22.5 25.5 28.5 钻遇率与产能相关系数 0.63 0.67 0.66 0.57 0.26 -0.27 -0.5 -0.45

表 1 水平井箱体与五峰组底距离对产能的影响 Table 1 Influence of the distance between the horizontal well box and the Wufeng Formation bottom on the productivity

建立高分辨率地学概念模型（图 3a），采用非常规水力压裂缝网模拟（UFM, Unconventional Fracture Modeling）技术^[10-11]，开展箱体位置对水力压裂缝网和产能的影响的理论研究。虚拟水平井均处于各小层的中部（图 3b），水平段长度、分级和分簇参数采用宁201气田目前使用的标准数值。用一口有测井综合评价的直井作为参数井，对该概念模型进行参数初始化（图 3c）；概念模型中的天然裂缝分布，基于宁201气田天然裂缝系统三维建模的结果进行初始化，但剔除了断层。水力压裂缝网参数用通过微地震数据校正、压裂施工响应拟合、生产历史拟合得到的数值进行控制。压裂施工参数包括泵注程序，采用宁201井区目前标准的设计方案。在得到水力压裂缝网模型之后，用非结构网格方法形成该概念模型的数值模拟模型，用INTERSECT模拟器进行产能预测，所有数值模拟模型均采用相同的控压生产制度。

图 3

图 3 基于典型井的高分辨率地学概念模型 Fig. 3 High-resolution conceptual geoscience model based on typical wells (a)三维高分辨率地学概念模型；(b)概念水平井在垂向上的位置；(c)用典型井一维岩石力学模型初始化的应力剖面

图 4展示了不同箱体位置对累计产气量和日产量的影响。可以看出，当水平段全部处于龙一1¹中部时，5年的累计产气量最大、稳产时间最长；当水平段全部处于龙一2中部时，5年的累计产气量最小、稳产时间最短。通过对水力压裂缝网形态、有效支撑体积、支撑剂分布等进行对比分析，认为当水平段全部处于龙一2中部时，由于上部应力相对较小，缝高主要向上部品质相对较差的页岩段延伸，无法充分改造下部优质页岩段；而水平段全部处于龙一1¹中部时，从理论上可以取得最佳的改造效果。考虑到五峰组—龙马溪组页岩广泛发育微构造、各种尺度的断层和天然裂缝，就地应力复杂多变，图 3c所示的典型井垂向应力剖面，不一定能完全反映气田不同地区就地应力在垂向上分布的所有情况。因此，用概念模型理论模拟的结果，具有较强的参考意义，但不具有绝对意义。

图 4

图 4 不同箱体位置对累计产气量和日产气量的影响 Fig. 4 Effects of box position on cumulative gas production and daily gas production

通过高分辨率概念模型的数值模拟研究，结合生产数据对水平段与五峰组底部距离、小层钻遇率、箱体垂向扫描的分析结果，可以较有把握地认为：水平段距五峰组底3~6 m、15 m垂向箱体（对应目前压裂方案下评估的支撑剂有效支撑缝高）的位置，是有利于产能的位置。水平段要尽可能置于箱体中部（距五峰组底约10.5~13.5 m），理论上尽可能将水平段置于龙一1¹小层中部。考虑到部分区域微构造发育、地层倾角大且变化快、小断层发育等限制因素，为了保证井眼轨迹的光滑、降低微狗腿，以及为后期下套管、固井、完井及压裂施工提供更好的井筒条件和井眼完整性，可以如本文研究结果所示，适当放宽对水平段箱体的要求。

在评价、建产到上产的过程中，宁201气田单井测试产量上了两个台阶。总结其储层改造的成功经验，对长宁页岩气示范区其他井区的建产和上产，具有很强的指导意义。在宁201井区地质工程一体化研究中，首先通过单因素多参数分析、多因素主成分分析等方法，较系统地研究了各种施工参数与产能之间的相关性。这些参数总体上反映了大液量、大砂量、高排量、更长的水平段这种页岩气体积改造的国内外普遍经验。在以滑溜水为主体的压裂液体系下，加砂强度（每米加砂量）被建议用来指示改造施工效果。

采用资料丰富完备、已经有一定生产时间、各种储层品质和完井品质参数及测试产量能代表目前整个宁201气田平均值的某平台作为代表性平台，筛选有井下微地震监测的井作为典型井，利用三维综合模型所提供的构造、属性、天然裂缝系统和应力分布数据，对微地震监测数据和压裂泵注数据进行历史拟合，模拟水力压裂缝网与天然裂缝的相互作用、水力压裂缝网之间的相互影响（应力阴影效应）和水力压裂缝网展布形态以及支撑剂有效支撑范围和裂缝导流能力。图 5是某井水力压裂缝网模拟拟合微地震监测数据和压裂泵注数据的结果。通过微地震监测数据标定水力压裂缝网几何形态，用压裂泵注数据进行历史拟合后进一步校正水力压裂缝网参数，得到该代表性平台各典型井的水力压裂缝网参数。图 6显示了某平台某典型井水力压裂缝网缝长和缝高参数，各级水力缝长和水力缝高差异极大，平均水力缝长约225 m，平均支撑缝长约189 m，平均水力缝高约62 m，平均支撑缝高约18 m。通过对多井某代表性平台拟合研究，表明平均支撑缝长约180~200 m，平均支撑缝高约15~20 m。支撑剂在平面上与水力缝长有较好的匹配度，但支撑剂在垂向上的覆盖还有较大的改进提高空间。

图 5

图 5 某井水力压裂缝网模拟拟合微地震监测数据和压裂泵注数据 Fig. 5 Simulated hydraulic fracture network fitting with micro-seismic monitoring data and pumping data

图 6

图 6 某典型井水力压裂缝网缝长和缝高参数 Fig. 6 Length and height of hydraulic fractures in a typical well

研究表明，适度增大液量规模、进一步提高单位液量下的加砂强度、大幅度提高100目用量和比例，可以一定程度上改善水力压裂缝网在平面和垂向上的有效支撑，提高产量尤其是中长期产量，这与北美的海恩斯维尔高压页岩过去几年的改造经验相一致^[12-14]，并符合海恩斯维尔目前进一步提高单井产量和改造效果的优化方向。此研究同时也表明，需要进一步优化现有压裂液体系配方及携砂辅助材料，在保证平面支撑效果的前提下，争取大幅度提高水力压裂缝网的垂向有效支撑。

大量学者都指出页岩气生产过程中地层应力变化对气井产能会造成非常巨大的影响^[15-17]，相关文献^[16-17]曾提及与川东五峰组—龙马溪组页岩具有一定可对比性的北美海恩斯维尔页岩气，存在非常强的应力敏感特征，采用控压生产虽然早期产量受到一定影响，但从3年以上的长期生产情况看，控压生产最终累计产气量比非控压生产高30%以上^[12-13]。页岩气井生产过程中涉及多种渗流机理和作用机制，这些机理和机制又相互耦合在一起，无法严格区分各自对产量的贡献，比如增大生产压差一方面有助于基质到裂缝的渗流、增强页岩解吸附，从而提高产量；但另一方面又会触发应力敏感引起裂缝闭合，降低了水力压裂缝网连通性和有效渗透率，从而导致产量降低。采用水力压裂缝网模拟、地质力学、考虑复杂缝网的非结构化网格气藏数值模拟三者之间全动态耦合模拟和历史拟合技术，研究在水力压裂过程中、返排试气和生产衰竭过程中，应力、渗透率和水力压裂缝网导流能力等参数的动态变化，通过量化手段综合考虑各种机理最终对生产的整体影响，使精确的生产制度优化成为可能。

以某典型平台为基础，建立了全动态耦合模拟模型。该模型保留了各种储层品质和完井品质属性、天然裂缝展布和初始三维应力场的所有特征。运用该动态耦合模拟模型，针对宁201气田典型生产井选择了7种不同定产制度，范围从3×10⁴ m³/d到30×10⁴ m³/d，研究不同定产制度下的产量变化和经济效益。图 7显示了宁201气田典型生产井不同定产制度下井底流压、日产气量和累计产气量的变化，表明通过控压生产，可以获得更长的稳产期和（15年）累计产气量。

图 7

图 7 宁201气田典型生产井不同定产制度下的生产预测 Fig. 7 Production forecast of typical wells with different production systems in the Ning 201 gas field

如果不考虑应力敏感，初期定产越高，越有利于在生产初期获得更高的累计产气量和更好的经济效益。但页岩气藏在经过大规模水力压裂所形成的复杂缝网是强应力敏感的渗流通道，过高的定产往往意味着井周形成大的生产压差，造成井周有效应力急剧升高。这首先会导致最强应力敏感的无支撑缝网区域的迅速闭合，接着触发弱支撑缝网区域压差进一步升高引起中等应力敏感的弱支撑缝网闭合，最后强支撑缝网也会因为有效应力超过支撑剂抗压强度极限而导致支撑剂压实或嵌入破坏而丧失部分导流能力。因此，实际生产过程中考虑到水力压裂缝网的应力敏感性，过高定产会引发更快的生产递减，并最终导致中长期累计产气量的减少。

表 2是各种生产制度下累计产气量的变化，显示在不同生产时间、哪一个生产制度在对应时间段，可以获得最大累计产气量。可以看出，高速生产的工作制度，可以在早期获得较大的累计产气量；随着生产时间的增加，低速控压生产制度下的累计产气量逐渐超过高速生产制度下的累计产气量，并在中长期获得更大的累计产气量以及更大的预测最终可采储量（按15年模拟时间）。最大油嘴工作制度的（15年）最终累计产气量比最小油嘴工作制度（15年）最终累计产气量约少34%，这与北美以海恩斯维尔为代表的高压页岩控压生产的实践结果相吻合^[12-13]。

表 2

表 2 不同生产制度下累计产气量的变化 Table 2 Cumulative gas production under different production systems 生产时间 累计产气量/108 m3 3×104 m3/d 5×104 m3/d 7×104 m3/d 10×104 m3/d 15×104 m3/d 20×104 m3/d 30×104 m3/d 5个月 0.045 0.076 0.106 0.151 0.227 0.302 0.314 9个月 0.082 0.137 0.191 0.273 0.410 0.438 0.383 1年7个月 0.173 0.289 0.404 0.577 0.581 0.544 0.486 2年11个月 0.319 0.532 0.745 0.760 0.688 0.650 0.594 5年2个月 0.566 0.943 0.951 0.881 0.810 0.774 0.722 11年 1.205 1.210 1.140 1.080 1.020 0.989 0.945 15年 1.418 1.296 1.231 1.178 1.126 1.098 1.059

表 2 不同生产制度下累计产气量的变化 Table 2 Cumulative gas production under different production systems

如果控产产量过低，虽然时间越长获得累计产气量越高，但未必是最具有经济效益的生产方式。因此，考虑了长宁页岩气示范区实际的平均钻完井成本和生产过程中的平均单位操作成本，按四川盆地目前井口气价，计算各生产制度下的净现值，如表 3所示。如考虑3年以上的净现值，则该典型井的生产制度可按单井初期产量在(7~10)×10⁴ m³/d的控压生产进行配产；若考虑5年以上的长期收益率，则该典型井的最优生产制度是按7×10⁴ m³/d的控压生产进行配产。考虑到该典型井代表了宁201气田目前单井产能的平均水平，新井可根据产能测试结果，在(7~10)×10⁴ m³/d这个范围内灵活调整。

表 3

表 3 不同生产制度下净现值的变化 Table 3 Net present values under different production systems 生产时间/a 净现值/万元 3×104 m3/d 5×104 m3/d 7×104 m3/d 10×104 m3/d 15×104 m3/d 20×104 m3/d 30×104 m3/d 0 -5000 -5000 -5000 -5000 -5000 -5000 -5000 1 -3005 -2110 -1214 129 1532 1175 515 2 -1928 -316 1297 3045 2586 2167 1512 3 -993 1244 3481 3719 3200 2780 2140 4 -179 2601 4291 4146 3630 3214 2592 5 529 3780 4620 4459 3950 3539 2928 7 1680 4690 5028 4883 4389 3987 3391 10 2902 5033 5363 5242 4774 4382 3800 15 3662 5277 5622 5519 5070 4688 4120

表 3 不同生产制度下净现值的变化 Table 3 Net present values under different production systems

前文讨论的3个最优化关键要素，均是在单井和/或平台尺度开展的局部优化。随着页岩气田进入全面开发阶段，必须开展以气田全局优化为目标的气田开发技术政策优化。

井距是油气田开发中一个至关重要的优化参数，是制定开发方案和部署开发政策的关键依据，目前关于五峰组—龙马溪组海相页岩气合理或最优井距还没有统一认识。在借鉴北美非常规油气开发经验时，需要考虑北美的实际情况：一是需要区分页岩气和致密油，北美致密油区块通过加密钻井在逐渐采用较小井距，这与致密油自身弹性能量小、流动能力较低相关联；二是北美非常规油气开发经历了高油价时爆发式的粗放型开发到低油价时地质工程一体化精细开发的演化过程，作业者由快速收回投资再扩大生产规模的模式，转变到考虑中长期整体效益和适度规模的模式，开发政策也做出了相应的调整；三是页岩非均质性极强，“没有两块页岩是相同的”，北美众多作业者在各个页岩气盆地的开发效益差异极大，而近两年缺少系统性综述文献，少数作业者发布的成功案例可能无法代表北美页岩气开发的整体现状。

井距，在非常规油气田开发中，是一个动态的概念，取决于当前主体压裂改造技术和工艺水平与地质储层条件的匹配程度，这是与常规油气藏一个至关重要的不同。以海恩斯维尔为例，过去3年（2015—2017年）井距和水平段平均长度没有大幅度增长，随着压裂改造技术和工艺水平的不断进步，其单井控制储量和预测最终可采储量却成倍增加，近期又开始实践“超级压裂”的概念，以进一步提高单井产量和开发效益。因此，最优化的井距需要基于目前的工程实践和实际开发生产数据，结合页岩气田的地质储层条件进行系统性研究。

以某典型平台的全动态耦合模拟模型为基础，针对相邻的两口典型井，开展进一步的模拟研究。水力压裂缝网模拟、地质力学、考虑复杂缝网的非结构化网格气藏数值模拟三者之间，采用全动态耦合模拟，用微地震数据、压裂泵注数据、返排试气数据和生产历史数据，校正水力压裂缝网形态和水力压裂缝网关键参数。在生产预测模拟中，考虑了就地应力变化和应力敏感性的影响。图 8显示了某典型平台相邻两口水平井压裂后缝网形态，图中暖色表示支撑剂分布情况，指示在压裂时个别压裂级之间存在轻微的井间干扰，但仅是压裂液到达，支撑剂并没有到达。图 9显示了孔隙压力随生产时间发生的变化：投产1年之后，井间没有出现干扰；投产3年之后，井间个别压裂级之间有轻微的压力干扰；生产5年之后，两井大部分压裂级之间存在压力干扰；生产10年之后，两井所有压裂级之间均出现压力干扰。尽管存在井间压力干扰，但与存在水力压裂缝网的有效改造区域相比，井间干扰区孔隙压力仍然处于较高水平，表明这部分区域并没有得到充分生产。这与页岩基质纳达西渗流特征相吻合，即在没有充分改造的区域，基质主导的流动无法形成充分的流动和提供产能。

图 8

图 8 某典型平台相邻两口水平井压裂后缝网形态 Fig. 8 Post-fracturing fracture shapes in two adjacent horizontal wells on a typical pad

图 9

图 9 某典型平台相邻两口水平井压裂后孔隙压力随生产时间发生的变化 Fig. 9 Post-fracturing pore pressure changes with production in two adjacent horizontal wells on a typical pad

此研究表明，在目前主体压裂技术及工艺条件下，宁201页岩气田的井距选择是比较合适的。基于研究所采用的主体改造工艺和参数，井距有适当缩小的空间。从另一个角度，可以在保持目前井距不变的情况下，适度增大改造规模，进一步提高单位液量加砂强度，从而进一步提高平面开发效果。由于天然裂缝带或小断层的影响，在较大规模压裂时，部分压裂级的水力压裂缝网可能对邻井产生干扰甚至产生压裂冲击（Frac Hit）而影响到邻井的井筒完整性^[18-20]。通过拉链式压裂或同步压裂，同时采用级内转向和水力压裂缝网远端转向等压裂技术与工艺，可以一定程度上降低压裂冲击的影响，并改善缝网压裂效果。前文研究也表明，目前改造主体工艺和参数形成的有效支撑缝高约15~20 m，而长宁示范区优质页岩的厚度普遍在30 m以上，因此垂向开发效果有大幅度改进的空间。若考虑加密钻井，可以考虑加密井最优着陆层位，与已钻井形成空间立体加密井网，并深入研究加密井最优钻井时机和最优化改造方案。

借助于新一代数值模拟器处理复杂非结构网格和高效大规模并行计算的能力，在国内外首次开展了考虑应力敏感性的页岩气全气田数值模拟、历史拟合和动态预测的研究。数值模拟模型面积为240 km²，覆盖宁201气田整个已投产区和已规划布井区（图 10）。为表征页岩层状非均质性的特点，优质页岩段的垂向网格尽量与测井分辨率保持一致，垂向网格厚度最小为0.5 m。通过前文阐述的典型平台典型井高分辨率模型开展的水力压裂缝网模拟、地质力学、考虑复杂缝网的非结构化网格气藏数值模拟三者之间全动态耦合模拟和历史拟合研究，得到目前主体压裂技术和工艺条件下的代表性水力压裂缝网参数，如平均缝长、平均缝高，以及支撑剂强支撑区、弱支撑区和未支撑区水力压裂缝网导流能力。由于长宁页岩气示范区还没有取得页岩应力敏感性的矿场试验数据，通过对比研究，借鉴与长宁页岩气示范区类似的海恩斯维尔页岩气储层目前普遍采用的水力压裂缝网应力敏感参数曲线。已投产井按实际生产制度进行历史拟合；已部署未投产井依据前文研究的优化的控压工作制度，按(7~10)×10⁴ m³/d配产，开展生产预测。

图 10

图 10 宁201气田全气田数值模拟模型 Fig. 10 Full field numerical simulation model of the Ning 201 gas field

在定井底流压拟合条件下，仅对模拟参数进行微调，单井产量历史拟合符合率即达到80%以上，表明该全气田数值模拟模型具有一定的可靠性。宁201气田从2014年投入生产的30个月以来，实现累计产气14.4×10⁸ m³。数值模拟结果显示其中自由气产量为12.9×10⁸ m³，占89.6%；吸附气产量为1.5×10⁸ m³，占10.4%。总体上，整个气田还处在裂缝流动主导的以自由气生产为主的生产阶段。通过全区动态数据历史拟合，可以对新增生产平台后全区的生产动态进行预测；同时考虑已投产平台在井口压力降低到一定程度、通过井口压缩机增压进行生产的情况。图 11显示了相对于原来生产的7个平台，在新增2个平台9口井并考虑未来增加压缩机生产后，预测未来10年的生产情况。如图 11所示，数值模拟预测可以将累计产气量从36.6×10⁸ m³增加到51.4×10⁸ m³，累计增产14.8×10⁸ m³。模拟研究还表明，在生产后期增加压缩机进行增压开采，可以将单井和各投产平台预测的最终累计产气量提高10%以上，具有较强的技术经济可行性。

图 11

图 11 宁201气田生产效果预测 Fig. 11 Production prediction of the Ning 201 gas field

全气田数值模拟模型的建立，能够对各种敏感参数进行综合分析、对各种方案和开发技术政策调整效果进行预测和对比，从而将钻井工程、完井压裂工程、生产工程和开发工程四大工程系统，从单井、平台到全气田的尺度有机联系起来。依托于智慧页岩气田和地质工程一体化协同工作环境^[2-3]，可以实现从地下到地面气田资产一体化优化，并有条件在气田资产全生命周期内开展适时甚至实时动态优化，实现在气田资产全生命周期内更高层次的地质工程一体化。非常规页岩气藏的全气田大规模数值模拟，由于涉及的系统众多，参数复杂多变，各种关键参数的获取比常规气藏困难、参数不确定性高，各种参数获取的实验室方法和矿场试验方法也有待进一步部署或突破，同时业界对纳米孔隙的微观渗流规律、高压条件下纳米孔隙中甲烷分子的吸附态和相态等基础理论领域^[21]，还存在巨大的争论。因此，还有待于今后继续攻关研究，持续不断地改进和提高。宁201气田全气田大规模数值模拟，无疑是一次开创性的尝试，从中获取的经验难能可贵，从满足一定工程应用需求的角度，已经能够体现出一定的应用价值。

在长宁国家级页岩气示范区地质工程一体化实践中，丰富和发展了地质工程一体化的核心理念和内涵，首次实现了钻井、完井压裂、生产、开发四大工程系统的地质工程一体化全覆盖。

通过对地质工程条件和工程实践的不断认识和总结，围绕“单井提产、整体增效”的核心要求，提出了：水平井箱体最优化、改造参数最优化、生产制度最优化和开发技术政策最优化（包括井距优化和开发方案优化）“四个最优化”关键要素。

通过对宁201页岩气田开展地质工程一体化研究，表明在目前主体改造工艺技术条件下：①水平井最优化位置为龙一1¹小层中部；②充分提高水力压裂缝网在平面和垂向上的有效支撑，是改造优化的关键；③根据目前单井产能的平均水平，在(7~10)×10⁴ m³/d这个范围内控压生产可以获得最优的净现值；④可通过适当缩小井距或适度增大改造规模达到最优化井距。

五峰组—龙马溪组页岩气储层在部分地区处在走滑应力状态，而且两相水平应力差较大，建议在今后的水平井着陆和箱体优化及压裂改造研究中，进一步研究水平薄弱面对水力压裂缝网空间展布的影响以及针对性的工艺技术改进措施。

适度增大液量规模、进一步提高单位液量下的加砂强度、提高100目用量和比例，可以一定程度上有效提升压裂改造效果，建议进一步研究和优化压裂液体系配方及携砂辅助材料性能。

在目前一次井网“四个最优化”关键要素研究的基础上，立体井网、立体开发是今后开发工程优化研究的重点。若采用加密钻井的方法，需要进一步研究加密井最优着陆位置、加密井最优钻井时机、最优化改造方案和作业程序，以及老井井筒完整性管理。