非常規(guī)天然氣“極限動用”開發(fā)理論與實踐

馬新華

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2.國家能源頁巖氣研發(fā)（實驗）中心，河北廊坊 065007）

0 引言

常規(guī)天然氣藏通常物性較好，采用直井、利用自身能量就可以實現(xiàn)效益開發(fā)。隨著中國天然氣開發(fā)進程的不斷深入，開發(fā)對象的儲集層品質(zhì)逐漸變差，儲集層孔喉尺度從微米級下降至納米級，滲透率從100×10-3μm2級別下降至 0.000 1×10-3μm2級別，產(chǎn)能不斷下降，直至不具備自然產(chǎn)能，這類資源通常稱之為非常規(guī)氣，主要包括致密氣、頁巖氣和煤層氣等。

中國非常規(guī)天然氣資源儲量豐富，已成為國內(nèi)天然氣產(chǎn)量增長的主要動力。針對非常規(guī)氣開發(fā)，前人提出了一系列認識、概念和理論。在非常規(guī)氣特征方面，提出了“連續(xù)型油氣聚集”概念[1]，認為非常規(guī)氣為源儲一體、原位聚集，成藏動力為超壓和擴散作用[2]。非常規(guī)氣呈現(xiàn)“二元富集”的規(guī)律，其中深水陸棚相優(yōu)質(zhì)泥頁巖發(fā)育是頁巖氣“成烴控儲”的基礎(chǔ)，良好的保存條件是頁巖氣“成藏控產(chǎn)”的關(guān)鍵[3-4]。非常規(guī)氣存在“構(gòu)造型甜點”和“連續(xù)型甜點區(qū)”兩類富集模式[5]，頁巖氣高產(chǎn)受優(yōu)質(zhì)儲集層和保存條件控制[6-7]。在非常規(guī)氣開發(fā)技術(shù)和開發(fā)效果方面，提出非常規(guī)氣為“人工氣藏”或“人造氣藏”，氣藏開發(fā)應(yīng)以“甜點區(qū)”為單元，通過人工干預(yù)的方式形成“人造高滲區(qū)，重構(gòu)滲流場”[8]。非常規(guī)氣開發(fā)應(yīng)在水平井分段壓裂技術(shù)基礎(chǔ)上，采用水平井體積壓裂技術(shù)，最大限度提高裂縫的改造體積[9]，從而實現(xiàn)“體積開發(fā)”效果[2]?？傮w上，目前認識多聚焦于非常規(guī)氣地質(zhì)特征、開發(fā)技術(shù)及開發(fā)效果的某一方面，需要對非常規(guī)天然氣開發(fā)理論和認識進行系統(tǒng)的梳理總結(jié)。

為了有效開發(fā)非常規(guī)氣，筆者團隊歷經(jīng)20余年探索，逐漸形成了以“不斷突破開發(fā)技術(shù)界限”為核心的“極限動用”開發(fā)理念。明確了“極限動用”理論內(nèi)涵，形成了儲集層精細評價、“甜點區(qū)段”預(yù)測、非常規(guī)滲流理論與產(chǎn)能評價、網(wǎng)格化井網(wǎng)開發(fā)優(yōu)化、優(yōu)快鉆井與體積壓裂、生產(chǎn)制度優(yōu)化與組織管理等系列技術(shù)，實現(xiàn)了中國非常規(guī)氣的規(guī)?；虡I(yè)開發(fā)。本文系統(tǒng)闡述了“極限動用”開發(fā)理論、關(guān)鍵技術(shù)和應(yīng)用實踐，力求為推動非常規(guī)氣有效益、可持續(xù)開發(fā)提供一套系統(tǒng)的指導(dǎo)思想和技術(shù)體系。

1 非常規(guī)氣“極限動用”開發(fā)理論內(nèi)涵

相對常規(guī)氣藏來說，致密氣、頁巖氣、煤層氣這3類非常規(guī)氣開發(fā)動用難度更大。由致密氣到頁巖氣、煤層氣，儲集層有機質(zhì)含量逐漸增加，孔喉逐漸變小，由微米級向納米級過渡，比表面逐漸變大，氣體賦存狀態(tài)由游離氣為主向吸附氣為主過渡、流動機制由滲流為主向擴散為主過渡[6,10-11]，導(dǎo)致壓力傳播慢、傳播距離短、動用程度低，開發(fā)難度極大，可統(tǒng)稱為“極限氣藏”。

“極限動用”開發(fā)理論的基本內(nèi)涵是：針對常規(guī)開發(fā)技術(shù)無法實現(xiàn)經(jīng)濟有效開發(fā)的“極限氣藏”，采用網(wǎng)格化井網(wǎng)、長水平井和體積壓裂等“極限技術(shù)”，建立“地下連通體”，增加泄流面積，縮短滲流距離、增加壓力梯度、降低井底流壓，達到“極限效果”，不斷突破開發(fā)界限，追求極大單井產(chǎn)量和極限采收率，實現(xiàn)非常規(guī)氣的極限動用（見圖1）。

圖1 “極限動用”理論框圖

1.1 “極限氣藏”特征

由致密氣到頁巖氣、煤層氣，儲集層TOC值逐漸增加，致密氣儲集層幾乎不含有機質(zhì)，頁巖氣儲集層TOC值在2%～10%，煤層氣儲集層TOC值在60%～80%[12-14]；比表面積隨著孔隙半徑的減小和TOC值的增加而增大，致密氣儲集層比表面積在0.1～3.0 m2/g，頁巖氣在7～40 m2/g，煤層氣在10～200 m2/g；孔隙逐漸變小，由微米級向納米級過渡，致密氣儲集層孔隙直徑主要分布在0.04～2.00 μm，頁巖氣主要分布在4～500 nm，煤層氣主要分布在1～100 nm；吸附氣比例隨著總有機碳含量的增加和孔喉直徑的減小而增大，氣體賦存狀態(tài)由游離氣為主向吸附氣為主過渡，致密氣儲集層幾乎沒有吸附氣，頁巖氣儲集層吸附氣比例在20%～80%，煤層氣在70%～100%（見圖2）。

圖2 “極限氣藏”特征模式圖

1.2 滲流特征

隨著“極限氣藏”的孔隙尺度由微米級向納米級拓展、比表面積越來越大，表面作用急劇增大，滑脫效應(yīng)、表面擴散、解吸等作用機理不可忽略，常規(guī)氣藏的滲流理論無法有效描述氣體運移過程[6,15-16]。根據(jù)努森理論，氣體分子的平均自由程與孔隙尺度共同決定了氣體的流動形態(tài)，據(jù)此繪制了氣體流態(tài)辨識圖版（見圖3）。由常規(guī)氣向非常規(guī)氣過渡，努森數(shù)逐步增加，氣體逐漸由黏性達西流向滑移流、過渡流轉(zhuǎn)變，氣體動用難度逐漸變大。致密氣以黏性流動為主，隨著壓力降低和孔隙變小，存在部分滑移流。頁巖氣孔隙中解吸、表面擴散、努森擴散等機理共存，流動形態(tài)以滑移流和過渡流為主。而煤層氣由于基質(zhì)孔隙直徑小，儲集層壓力低，以過渡流為主，解吸、擴散發(fā)揮著重要的作用。

圖3 非常規(guī)氣流動形態(tài)辨識圖版

1.3 動用特征

非常規(guī)氣開發(fā)多采用衰竭開發(fā)方式，壓力傳導(dǎo)速度和壓力傳播距離主要受控于儲集層滲流能力[6,16]?！皹O限氣藏”滲流能力弱，致密氣基質(zhì)滲透率一般在（0.001～0.100）×10-3μm2，頁巖氣基質(zhì)滲透率一般在（0.000 01～0.001 00）×10-3μm2，煤層氣基質(zhì)滲透率一般分布在（0.000 001～0.010 000）×10-3μm2，導(dǎo)致壓力傳導(dǎo)速度慢[17-19]。常規(guī)氣藏壓力傳播距離可達千米級別，而“極限氣藏”僅為幾十米級甚至更低。如圖4所示，滲透率為0.1×10-3μm2的氣藏生產(chǎn)1 000 d壓力傳導(dǎo)距離為500 m以上，而滲透率為0.000 1×10-3μm2的氣藏生產(chǎn)1 000 d壓力傳導(dǎo)距離僅為14 m；傳導(dǎo)10 m的距離，滲透率為0.1×10-3μm2的氣藏僅需5 h，而滲透率為0.000 1×10-3μm2的氣藏需要500 d以上?！皹O限氣藏”壓力傳導(dǎo)距離和傳導(dǎo)速度與常規(guī)氣藏相差幾個數(shù)量級，“極限氣藏”有效動用必須突破傳導(dǎo)距離小、傳導(dǎo)速度慢的制約。

圖4 極限氣藏壓力傳播特征

1.4 地質(zhì)力學(xué)特征

非常規(guī)天然氣儲集層非均質(zhì)性較強，儲集層地應(yīng)力狀態(tài)不能再被簡化為各向同性模型，而是需要采用平面均質(zhì)、垂向非均質(zhì)甚至各向異性地應(yīng)力模型來表征（見圖5）。在層狀非均質(zhì)模型中，Ev≠Eh，通常Eh/Ev在 1～2，非均質(zhì)性越強，該比值越大。而在各向異性模型中，Ex≠Ey≠Ez。由于儲集層介質(zhì)的變化，縱向剖面上彈性模量、泊松比、斷裂韌性等巖石力學(xué)參數(shù)變化快、差異大，最小主地應(yīng)力剖面相應(yīng)地變化快、層間差異大。

圖5 非常規(guī)氣地應(yīng)力狀態(tài)描述模型

復(fù)雜的地應(yīng)力狀態(tài)以及多層理的影響導(dǎo)致水力裂縫形態(tài)復(fù)雜化，呈現(xiàn)垂直裂縫與水平裂縫疊加交互的狀態(tài)，裂縫縱向擴展受限。由于地質(zhì)力學(xué)特征的變化，致密砂巖氣、煤層氣和頁巖氣的裂縫形態(tài)逐漸由簡單過渡到復(fù)雜（見圖6）。

圖6 3類非常規(guī)氣裂縫形態(tài)示意圖

1.5 地下連通體

有效動用“極限氣藏”必須建立具有密集體積縫網(wǎng)、高效滲流通道的“地下連通體”（見圖7），其科學(xué)性和有效性取決于井網(wǎng)密度和儲集層改造程度。地質(zhì)力學(xué)特征的變化給工程技術(shù)特別是鉆井和壓裂技術(shù)帶來較大挑戰(zhàn)，需要持續(xù)突破技術(shù)極限，通過網(wǎng)格化鉆井和水平井體積改造形成匹配“極限氣藏”特征的體積縫網(wǎng)，構(gòu)建最優(yōu)的“地下連通體”，縮短傳導(dǎo)距離，有效溝通氣藏，提高滲流能力和開發(fā)動用效果。

圖7 非常規(guī)天然氣極限動用的“地下連通體”示意圖

2 非常規(guī)氣“極限動用”開發(fā)技術(shù)

非常規(guī)天然氣開發(fā)的核心是提高單井產(chǎn)量和EUR，實現(xiàn)這一目標(biāo)的關(guān)鍵是基于“極限氣藏”的地質(zhì)和工程條件，獲得最優(yōu)的“地下連通體”。實現(xiàn)途徑是通過多學(xué)科綜合儲集層特征表征，找到開發(fā)“甜點區(qū)/段”，建立非常規(guī)氣滲流模型指導(dǎo)開發(fā)設(shè)計，采用最優(yōu)井網(wǎng)井距，以最高工程技術(shù)水平達到最優(yōu)儲集層改造程度，實現(xiàn)地質(zhì)工程一體化，采用最合理的排采制度，獲取最大EUR，實現(xiàn)生產(chǎn)效益最大化。一體化研究、一體化設(shè)計和一體化實施的地質(zhì)工程一體化技術(shù)，是實現(xiàn)非常規(guī)天然氣極限開發(fā)技術(shù)的必然要求[15]（見圖 8）。筆者針對頁巖氣田開發(fā)，提出“定好井”、“鉆好井”、“壓好井”和“管好井”的總體思路，是對地質(zhì)工程一體化的精準詮釋[6]。非常規(guī)氣“極限動用”開發(fā)技術(shù)系列包括微納米尺度儲集層評價技術(shù)、“甜點區(qū)/段”預(yù)測技術(shù)、非常規(guī)滲流理論與產(chǎn)能評價技術(shù)、網(wǎng)格化井網(wǎng)開發(fā)優(yōu)化技術(shù)、優(yōu)快鉆井與體積壓裂技術(shù)、生產(chǎn)制度優(yōu)化與組織管理。

圖8 不同類型非常規(guī)天然氣極限開發(fā)模式示意圖

2.1 微納米尺度儲集層評價技術(shù)

非常規(guī)天然氣儲集層微納米級孔隙發(fā)育，隨著微納米尺度儲集層表征技術(shù)的發(fā)展與完善，非常規(guī)油氣儲集層認識界限不斷突破，儲集層認識水平達到了分子尺度。儲集層微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征是儲集層評價的基礎(chǔ)，結(jié)合高壓壓汞、低溫氮氣/二氧化碳吸附、場發(fā)射掃描電鏡、微米/納米 CT等實驗技術(shù)，實現(xiàn)了非常規(guī)天然氣儲集層全尺度孔隙特征的完備表征，揭示了致密砂巖、頁巖和煤巖不同的孔隙結(jié)構(gòu)特征。在準確認識非常規(guī)氣儲集層微觀孔隙特征的基礎(chǔ)上，聯(lián)合、升級巖石力學(xué)等評價技術(shù)，形成了微納米尺度儲集層評價技術(shù)，即以微納米孔隙結(jié)構(gòu)認識為基礎(chǔ)，采用含氣性、流體、巖石力學(xué)參數(shù)、地球化學(xué)、物性和巖石物理分析等超過30項實驗技術(shù)，評價儲集層含氣性、儲集性和可改造性等特征，結(jié)合開發(fā)效果，確定儲集層分類評價方法和標(biāo)準，為非常規(guī)氣“極限動用”奠定基礎(chǔ)。

2.2 “甜點區(qū)/段”預(yù)測技術(shù)

由于非常規(guī)氣儲集層較強的非均質(zhì)性，需要采用實驗測試、測井、地震和現(xiàn)場監(jiān)測等多種技術(shù)手段，構(gòu)建“透明氣藏”。精準確定平面最富集的開發(fā)“甜點區(qū)”和縱向最優(yōu)“甜點段”[8]，是非常規(guī)氣“極限動用”的關(guān)鍵，也是經(jīng)濟有效開發(fā)的必然要求。

微納米尺度儲集層評價技術(shù)為儲集層認識、測井參數(shù)標(biāo)定和精細儲集層表征等提供了可靠依據(jù)。以甜點綜合評價指標(biāo)體系為核心的非常規(guī)氣儲集層測井評價技術(shù)，實現(xiàn)了礦物組分、TOC、孔隙度、飽和度、含氣量、巖石力學(xué)等關(guān)鍵地質(zhì)工程參數(shù)的精細評價，明確了儲集層平面和縱向上的非均質(zhì)性特征[20]，以及水力裂縫的形態(tài)特征。在此基礎(chǔ)上，優(yōu)選地質(zhì)“甜點”和工程“甜點區(qū)/段”，將地質(zhì)甜點和工程甜點有效融合，建立非常規(guī)油氣“甜點體”的識別和綜合預(yù)測技術(shù)[13]。即通過井震結(jié)合的方式，建立高分辨率三維地質(zhì)模型，精準預(yù)測非常規(guī)氣儲集層平面“甜點區(qū)”和縱向“甜點段”，為非常規(guī)天然氣開發(fā)最優(yōu)方案制定提供主要依據(jù)。

2.3 非常規(guī)滲流理論與產(chǎn)能評價技術(shù)

針對 3類非常規(guī)氣極限特征，創(chuàng)建系列非常規(guī)氣儲集層開發(fā)與動用物理模擬技術(shù)，明確了氣體流動與壓力傳播規(guī)律，建立了普適滲流模型，為實現(xiàn)非常規(guī)氣的極限動用奠定理論基礎(chǔ)。

2.3.1 氣體動用規(guī)律物理模擬技術(shù)

非常規(guī)氣的極限特征導(dǎo)致其特有的生產(chǎn)特征，一般來說具備初期產(chǎn)量高，遞減快，后期低產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)期長的特點[20-21]。采用常規(guī)技術(shù)和理論難以表征非常規(guī)氣儲集層的流動能力和開發(fā)效果，為了研究非常規(guī)氣的“極限動用”規(guī)律，研發(fā)了擴散-滲流耦合的全生命周期開發(fā)模擬等系列實驗技術(shù)。以儲集層巖心為研究對象，采用甲烷作為介質(zhì)，在儲集層溫度、壓力條件下，研究了基質(zhì)巖心在放壓開采條件下的氣體產(chǎn)出規(guī)律和動用特征，為氣井產(chǎn)能評價和產(chǎn)量預(yù)測提供關(guān)鍵參數(shù)。

通過開展全生命周期開發(fā)模擬實驗對比了致密氣、頁巖氣、煤層氣全生命周期的產(chǎn)氣規(guī)律。實驗結(jié)果表明，致密氣、頁巖氣和煤層氣的初期產(chǎn)出速率都比較高。由于實驗巖心基質(zhì)供給距離短（30 cm左右），生產(chǎn)壓差大，致密氣在很短的時間內(nèi)采出程度迅速上升至90%以上，而頁巖氣與煤層氣在生產(chǎn)300 d時，分別采出了70%和60%左右（見圖9）。主要原因是頁巖氣與煤層氣中吸附態(tài)與游離態(tài)氣體共存，初期游離氣被采出之后，需要依靠吸附氣緩慢解吸供給，因此采出程度緩慢提高。單位壓降產(chǎn)氣量曲線（見圖10）表明，在高壓階段，致密氣、頁巖氣和煤層氣的產(chǎn)氣速率維持在相對穩(wěn)定的水平，壓力降低至 12～15 MPa后，致密氣單位壓降產(chǎn)氣量基本不變，頁巖氣與煤層氣的單位壓降產(chǎn)氣量明顯增加，說明吸附氣開始由吸附態(tài)解吸成為游離態(tài)，并逐步采出。研究表明，頁巖和煤基質(zhì)壓力傳播較慢，生產(chǎn)后期解吸、擴散是主要的傳質(zhì)輸運機制，是長期低產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的基礎(chǔ)。

圖9 非常規(guī)天然氣采出程度與時間的關(guān)系

圖10 非常規(guī)天然氣單位壓降產(chǎn)氣量對比

2.3.2 非常規(guī)氣普適滲流模型

非常規(guī)氣賦存與輸運機制復(fù)雜，因此需要根據(jù)“極限氣藏”的儲集層特征和流動機理，對儲集空間參數(shù)孔隙度和流動能力參數(shù)滲透率進行修正，建立非常規(guī)氣普適滲流模型。

相對于非常規(guī)氣儲集層基質(zhì)的致密性，模型假設(shè)體積壓裂裂縫具有無限導(dǎo)流能力，忽略裂縫中氣體流動的壓降損失，考慮基質(zhì)向裂縫供給的一維流動，基質(zhì)向裂縫的質(zhì)量傳輸過程為瞬態(tài)流。

基于質(zhì)量守恒定律，建立非常規(guī)氣儲集層基質(zhì)氣體動用連續(xù)性方程的一般形式：

對于頁巖氣，吸附氣占據(jù)了一部分孔隙體積，因此考慮高壓吸附相所占體積對孔隙度的影響[22-25]，建立孔隙度修正系數(shù)的表達式，如（2）式所示。同時傳質(zhì)過程中需要考慮努森擴散和應(yīng)力敏感性的影響，形成的滲透率修正系數(shù)的表達式如（3）式所示。

對于煤層氣來說，同樣需要考慮吸附相體積對孔隙度的影響，因此基質(zhì)孔隙度修正系數(shù)如（4）式所示，煤層基質(zhì)中單相氣體輸運服從菲克擴散定律[26-27]，煤層氣滲透率修正系數(shù)的表達式為：

不同于煤層氣和頁巖氣，致密砂巖基質(zhì)孔隙度修正系數(shù)需要考慮含水飽和度的影響[28-29]，如（6）式所示。滲透率修正系數(shù)則反映了多種非達西效應(yīng)，如應(yīng)力敏感、氣水相滲、啟動壓力梯度和低壓滑脫對含水致密氣氣相滲流能力的綜合影響，表達式為：

2.3.3 非常規(guī)氣產(chǎn)能評價技術(shù)

針對非常規(guī)天然氣儲集層特征、滲流特征和生產(chǎn)特征，形成了非常規(guī)氣井全生命周期評價體系和評價技術(shù)。非常規(guī)氣井從鉆井到生產(chǎn)一般都需要經(jīng)歷鉆井壓裂、排采測試、快速遞減、低壓小產(chǎn) 4個階段，針對不同階段的開發(fā)特征，建立了對應(yīng)的產(chǎn)能評價方法。在鉆井壓裂階段，建立了多因素產(chǎn)能模型法，通過對已投產(chǎn)井進行產(chǎn)能主控因素分析，建立包含儲集層物性、工程等參數(shù)的多因素產(chǎn)能預(yù)測模型，利用儲集層物性參數(shù)和壓裂施工參數(shù)對未投產(chǎn)的氣井進行產(chǎn)能預(yù)測。在排采測試階段，建立了產(chǎn)量回歸法，通過建立氣井的測試產(chǎn)量或無阻流量與EUR的經(jīng)驗關(guān)系式，利用測試產(chǎn)量或無阻流量進行EUR預(yù)測。在快速遞減階段，建立了解析模型法，基于非常規(guī)氣井滲流特征，建立了“主裂縫區(qū)-次生裂縫區(qū)-基質(zhì)區(qū)”多區(qū)復(fù)合、多種流動機制耦合的非線性流動模型，通過對氣井的壓力和產(chǎn)量進行歷史擬合，反演儲集層和工程參數(shù)，然后進行產(chǎn)能預(yù)測。在低壓小產(chǎn)階段，建立了遞減分析法，處于該階段的氣井一般都已經(jīng)到達了邊界流或擬邊界流，可利用Arp’s經(jīng)驗遞減模型進行產(chǎn)能預(yù)測，致密氣井一般采用指數(shù)遞減模型，頁巖氣井一般采用雙曲遞減模型。采用全生命周期的產(chǎn)能預(yù)測方法大幅度提高了非常規(guī)氣井的產(chǎn)能預(yù)測精度。

2.4 網(wǎng)格化井網(wǎng)開發(fā)優(yōu)化技術(shù)

對于非常規(guī)“極限氣藏”，孔隙中的流體基本上處于小塊孤立狀態(tài)，若不采用“極限”布井方式，建立有效的滲流通道和“地下連通體”，儲量將無法有效動用?！熬W(wǎng)格化布井”是開發(fā)優(yōu)化技術(shù)的核心。為了提高非常規(guī)氣儲量動用程度、追求“極限”采收率，在“甜點區(qū)”預(yù)測的基礎(chǔ)上形成了“網(wǎng)格化布井”關(guān)鍵技術(shù)。井型、井距和井網(wǎng)類型是“網(wǎng)格化布井”技術(shù)的核心。

“極限氣藏”氣井產(chǎn)量低，井型確定以增加井筒與儲集層接觸面積為目的，具體井型與“甜點區(qū)/段”空間展布形態(tài)密切相關(guān)。開發(fā)目標(biāo)區(qū)縱向薄、橫向連續(xù)分布時，井型主要選用水平井，包括雙排、單排、“勺”型井組和雙平臺交叉布置等布井模式，可以根據(jù)地層傾角和地表條件選擇最合適的布井模式。開發(fā)目標(biāo)區(qū)縱向單層薄、多層疊加厚度大則多采用大斜度井或直井（叢式井）進行開發(fā)，根據(jù)沉積相帶、儲集體規(guī)模和分布特征來確定是選擇直井還是大斜度井。

“極限氣藏”壓力傳播距離短，單井控制范圍有限，為了實現(xiàn)氣藏整體開發(fā)極限化，必須構(gòu)建地下連通體，合理部署井網(wǎng)、優(yōu)化井距是提高控制程度、獲得“極限”采收率的重要手段。在三維地質(zhì)模型的基礎(chǔ)上，結(jié)合優(yōu)選的氣井類型，應(yīng)用地質(zhì)模型法、干擾試井法、油藏數(shù)值模擬方法，根據(jù)壓裂裂縫擴展模擬結(jié)果和試采井的微地震監(jiān)測數(shù)據(jù)進行井網(wǎng)井距優(yōu)化。對于存在多套開發(fā)層系的氣藏，可以采用立體井網(wǎng)進行布井，增加儲集層縱向動用程度；對于大面積分布氣藏，采用相對均勻井網(wǎng)類型。

2.5 優(yōu)快鉆井與體積壓裂技術(shù)

最大限度提高作業(yè)效率，最大限度提升作業(yè)能力，是不斷拓展非常規(guī)天然氣開發(fā)領(lǐng)域，實現(xiàn)產(chǎn)量持續(xù)增長和效益開發(fā)的必由之路。以北美Marcellus頁巖氣田開發(fā)為例，頁巖氣關(guān)鍵工程技術(shù)已實現(xiàn)了 4代技術(shù)革新，以水平井密切割為主體的第 4代技術(shù)，實現(xiàn)了水平井水平段長度由1 500 m提高至3 000 m以上，儲集層加砂強度由 1.2 t/m提高至 4.5 t/m，單井EUR由1.2×108m3提高至 4.0×108m3[15]。

中國非常規(guī)天然氣開發(fā)技術(shù)指標(biāo)不斷突破，開發(fā)效果持續(xù)大幅提升?；诰毴S地質(zhì)模型的優(yōu)快鉆井技術(shù)不斷突破工程和效率指標(biāo)，保障了“極限氣藏”開發(fā)井的井身質(zhì)量、降低了鉆井風(fēng)險，提高了鉆井速度、降低了鉆井成本。采用當(dāng)前油氣鉆井的旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具和高效耐磨鉆頭，水平井鉆井效率和能力大幅提升。以川南頁巖氣開發(fā)為例，通過3輪次的技術(shù)優(yōu)化，頁巖儲集層開發(fā)領(lǐng)域從埋深2 800 m拓展至3 500 m，水平井平均水平段長度由1 474 m提高至1 820 m，優(yōu)質(zhì)儲集層鉆遇率由70.6%提高至96.7%[15]（見圖11）。特別是針對頁巖氣開發(fā)的水平井水平段“一趟鉆”技術(shù)，單趟進尺超2 150 m，平均機械鉆速超13 m/h。

非常規(guī)氣儲集層改造技術(shù)不斷更新?lián)Q代，改造程度不斷實現(xiàn)新突破。采用以水平井多段壓裂為代表的儲集層體積壓裂技術(shù)，有效建立“人造氣藏”[2,8]，實現(xiàn)非常規(guī)天然氣效益開發(fā)。體積壓裂技術(shù)是匹配“極限氣藏”儲集層特征和滲流特征，實現(xiàn)最優(yōu)地下連通體的關(guān)鍵技術(shù)。其特點是施工規(guī)模、施工參數(shù)不斷挑戰(zhàn)施工極限，優(yōu)化的完井密度、切割程度、加砂量和用液量極限值不斷更新，同時配以低黏滑溜水+低密度支撐劑工藝技術(shù)，追求通過極限控制實現(xiàn)最優(yōu)地下連通體。非常規(guī)天然氣開發(fā)中體積壓裂技術(shù)經(jīng)歷完井密度從低到高、切割程度從疏到密，加砂強度由小到大，用液量不斷提高的發(fā)展過程。采用以“長段多簇、暫堵勻擴、控液增砂”為核心的頁巖氣水平井體積壓裂2.0工藝，水平井平均壓裂段長從71 m優(yōu)化到90 m、單段簇數(shù)從3簇提高到8簇、加砂強度從1.4 t/m提高到3.0 t/m，儲集層得到充分改造，EUR由開發(fā)初期的0.67×108m3提高至 1.12×108m3（見圖 11）。

圖11 川南頁巖氣開發(fā)工程技術(shù)指標(biāo)變化

2.6 生產(chǎn)制度優(yōu)化與組織管理

非常規(guī)氣的基質(zhì)滲透性差，在經(jīng)歷體積壓裂改造之后，形成復(fù)雜縫網(wǎng)，縫網(wǎng)是氣體流動的“主動脈”。非常規(guī)氣井具有初期產(chǎn)量高、產(chǎn)量遞減快的特征，壓裂裂縫的導(dǎo)流能力決定了氣井的產(chǎn)能。壓裂裂縫的導(dǎo)流能力具有非常高的應(yīng)力敏感性，尤其對于沒有支撐劑支撐的裂縫，如果地層壓力下降過快，會導(dǎo)致裂縫閉合，裂縫的導(dǎo)流能力將會下降，降低氣井的產(chǎn)能，影響采收率。因此，提出了“極限氣藏”的控壓生產(chǎn)方式。數(shù)值模擬和生產(chǎn)實踐表明，相對于完全放壓生產(chǎn)，控壓限產(chǎn)能夠有效降低儲集層由于壓敏效應(yīng)受到的傷害，保持近縫基質(zhì)及縫網(wǎng)的滲流能力，提高氣井的EUR。

排采優(yōu)化的目的在于降低氣井的井底流壓，通過降低井底流壓，增加儲集層和井筒之間的壓力梯度，最大化提高壓力衰竭效率。以氣井動態(tài)分析為基礎(chǔ)，根據(jù)氣井生產(chǎn)情況及積液程度，確定各工藝措施實施節(jié)點，通過優(yōu)選管柱、柱塞、氣舉、增壓等針對性措施，提高氣井?dāng)y液能力，延長氣井正常生產(chǎn)周期。

與常規(guī)天然氣開發(fā)相比，非常規(guī)天然氣區(qū)塊建產(chǎn)和穩(wěn)產(chǎn)階段均需持續(xù)大規(guī)模建井，以實現(xiàn)區(qū)塊的穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)。通過高效生產(chǎn)組織管理實現(xiàn)最優(yōu)工程作業(yè)程序，通過“一體化”組織實現(xiàn)全方位降本增效，是保障非常規(guī)天然氣田高效開發(fā)的關(guān)鍵。

打破部門和公司之間的管理界限，實現(xiàn)多方聯(lián)合統(tǒng)一協(xié)調(diào)的“一體化”組織，是提高產(chǎn)能建設(shè)工作效率的關(guān)鍵。北美通過多年實踐，建立了工程實施平臺長負責(zé)制，推行施工隊伍日費制，創(chuàng)新甲方主導(dǎo)工程施工的管理體制，打破業(yè)主與服務(wù)公司界限，推動施工作業(yè)效率大幅提升。

中國石油天然氣股份有限公司（以下簡稱中國石油）在川南頁巖氣開發(fā)過程中，建立了由頁巖氣業(yè)務(wù)發(fā)展領(lǐng)導(dǎo)小組、川渝頁巖氣前線指揮部、油公司及工程服務(wù)公司共同組成的三級管理體系，實現(xiàn)“一體化”組織，為中國石油“十三五”頁巖氣產(chǎn)量突破百億立方米提供了有力組織保障。多工種高效協(xié)同作業(yè)，全面實現(xiàn)“一體化”無縫銜接，大幅提升設(shè)備材料利用效率、施工作業(yè)效率。川南頁巖氣開發(fā)過程中，通過“一體化”的工廠式作業(yè)，實現(xiàn)標(biāo)準井場布局，鉆機快速平移，批量化雙鉆機鉆井，液體、管線等重復(fù)利用和共用，是降低開發(fā)成本的有效途徑。

在“一體化”組織架構(gòu)下，通過儲集層—井筒—地面數(shù)字化、信息化建設(shè)，實現(xiàn)了數(shù)據(jù)共享、專業(yè)分析、綜合利用、輔助決策[30-32]。如通過頁巖氣數(shù)字化開發(fā)管理已實現(xiàn)井場的無人值守，大幅減少井場管理人員，有效降低頁巖氣井開發(fā)的管理成本。

針對非常規(guī)天然氣開發(fā)數(shù)據(jù)量大的問題，采用人工智能大數(shù)據(jù)分析方法，深度挖掘開發(fā)有效信息，優(yōu)化開發(fā)設(shè)計，提升頁巖氣開發(fā)效果。

3 非常規(guī)天然氣“極限動用”開發(fā)實踐

從2000年發(fā)現(xiàn)蘇里格氣田開始，石油工作者不斷突破常規(guī)思維，將工程技術(shù)和管理模式發(fā)揮到極致，突破致密氣開發(fā)效益界限，推動致密氣規(guī)模有效開發(fā)；2006年啟動沁水煤層氣田開發(fā)，突破高煤階煤層氣儲集層低壓、低滲和欠飽和儲集層極限，并經(jīng)多次反復(fù)實踐，深刻認識到煤層氣開發(fā)必須采用極限開發(fā)技術(shù)和精細管理模式；2012年中國石油啟動川南頁巖氣開發(fā)，在最大限度認識頁巖儲集層的基礎(chǔ)上，采用最先進技術(shù)和最優(yōu)管理組織方式，推動2020年川南頁巖氣探明儲量破10 000×108m3，產(chǎn)量突破 100×108m3。

3.1 致密氣——蘇里格致密氣田

蘇里格致密氣田位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡的西北部，主要產(chǎn)層為二疊系盒8和山1段，自2000年發(fā)現(xiàn)以來，累計探明致密氣地質(zhì)儲量5×1012m3，2020年產(chǎn)量260×108m3，是中國目前最大的天然氣田。

與常規(guī)天然氣儲集層相比，蘇里格致密砂巖地層壓力系數(shù)為 0.8～1.1，滲透率一般為（0.001～1.000）×10-3μm2，平均 0.6×10-3μm2，孔隙度一般為 0.3%～18.0%，平均7%，儲量豐度為（1～2）×108m3/km2，具有低壓、低滲、低豐度的“三低”特征。

精準預(yù)測Ⅰ類優(yōu)質(zhì)儲集層展布，構(gòu)建低成本快速鉆井技術(shù)，創(chuàng)新“5+1”合作開發(fā)模式（即川慶鉆探、西部鉆探、渤海鉆探、長城鉆探、華北油田等 5家風(fēng)險作業(yè)服務(wù)單位，長慶油田1家油田公司），突破天然氣效益開發(fā)極限，是蘇里格致密氣田獲得規(guī)模有效開發(fā)的關(guān)鍵。具體包括：①開展精準儲集層預(yù)測，找到“甜點區(qū)”和“甜點段”。實驗測試、測井解釋和地震識別等手段相結(jié)合，采用全數(shù)字地震采集使有效頻帶由8～85 Hz拓寬到4～120 Hz，精準預(yù)測盒8和山1段河道砂體展布，并結(jié)合儲集層物性特征劃分成 3種類型，為致密氣規(guī)模開發(fā)提供有力依據(jù)。②優(yōu)化井網(wǎng)密度，使氣田采收率指標(biāo)達到極限。初期采用直井壓裂開發(fā)方式，井網(wǎng)密度為800 m×1 200 m，采收率僅15%，富集區(qū)井網(wǎng)加密到600 m×400 m后，采收率突破60%，接近常規(guī)氣藏水平。③采用快速高效鉆井及體積壓裂技術(shù)，推動單井產(chǎn)量不斷突破新高。水平段長1 500 m的水平井鉆井周期縮短到45 d以內(nèi)，通過多層壓裂工藝技術(shù)一次分壓6層，產(chǎn)量是合層壓裂的2倍以上。采用水平井分段壓裂技術(shù)，單井壓裂 3～15段，平均單井產(chǎn)量達6×104m3/d，平均單井可動儲量達8 000×104m3。④創(chuàng)新管理體制機制，有效降低開發(fā)成本。2005年，通過引入市場化合作機制，引領(lǐng)各合作方依靠“運行機制創(chuàng)新、觀念認識創(chuàng)新、技術(shù)集成創(chuàng)新”創(chuàng)建了蘇里格氣田“5+1”合作開發(fā)模式，實現(xiàn)直井鉆井成本小于500萬元，水平井鉆井成本降至1 900萬元以下，實現(xiàn)了規(guī)模商業(yè)開發(fā)。

蘇里格氣田2013年底形成年產(chǎn)230×108m3規(guī)模，成為中國儲量和產(chǎn)能規(guī)模最大的氣田，至2020年底已連續(xù)穩(wěn)產(chǎn)7年?！笆逦濉焙汀笆濉逼陂g，按照“極限動用”開發(fā)理論，采用富集區(qū)加密提高采收率，依靠動用更低品位儲量和新區(qū)發(fā)現(xiàn)，預(yù)計2030年可上產(chǎn)至 300×108m3。

3.2 煤層氣——沁水南部煤層氣田

沁水盆地南部煤層氣田位于山西省東南部，主要含煤地層為二疊系山西組和石炭系太原組，產(chǎn)層為 3#和15#煤層，自2003年開發(fā)以來，累計探明煤層氣地質(zhì)儲量2 475×108m3，2020年實現(xiàn)煤層氣產(chǎn)量12×108m3，是中國目前產(chǎn)量最大的煤層氣田。

煤層氣儲集層特征與常規(guī)氣藏相比較為復(fù)雜，沁水南部煤儲集層非均質(zhì)性強，發(fā)育孔隙-割理-裂隙系統(tǒng)，非均質(zhì)指數(shù)P10/P90值可達10～15，比常規(guī)儲集層高3～5倍，煤層力學(xué)強度低、易碎、易坍塌堵塞，孔隙度一般小于5%，滲透率為（0.03～1.50）×10-3μm2，儲集層壓力較低，一般為低壓，少數(shù)常壓，具有強非均質(zhì)性、低強度、低滲、低壓的“一強三低”特征，且流動環(huán)節(jié)多，存在降壓-解吸-擴散-滲流的過程，滲流機理復(fù)雜。

精準預(yù)測煤儲集層展布，實現(xiàn)開發(fā)井型轉(zhuǎn)變、井網(wǎng)形式優(yōu)化、低傷害鉆井改造，形成科學(xué)、量化、智能的排采技術(shù)，突破煤層氣效益開發(fā)極限，是沁水南部煤層氣獲得規(guī)模效益開發(fā)的關(guān)鍵。具體包括：①采用“定空間、找裂縫、測含氣”的煤層氣地球物理勘探評價技術(shù)，精準預(yù)測煤儲集層展布。通過山地淺層二維和三維地震采集、處理和精細解釋技術(shù)，為水平井鉆探起到有力支撐，新完鉆水平井鉆遇率明顯提高。②井型轉(zhuǎn)變，實現(xiàn)效益開發(fā)。初期采用直井/定向井技術(shù)，在中深層單井平均產(chǎn)氣量僅300～500 m3/d，內(nèi)部收益率僅3%。通過探索裸眼多分支水平井、仿樹形水平井、U型井、單支L型水平井等多種井型開發(fā)效果，確定單支 L型水平井井型具有井眼穩(wěn)定、低成本、可改造增產(chǎn)、可作業(yè)恢復(fù)等優(yōu)勢，穩(wěn)產(chǎn)產(chǎn)量達到5 000～8 000 m3/d，內(nèi)部收益率達12%。③優(yōu)化井網(wǎng)，提高采收率指標(biāo)。直井降壓解吸范圍小，一方面加密直井井網(wǎng)，井網(wǎng)密度從300 m×300 m發(fā)展到（200～250 m）×（200～250 m）；另一方面采用水平井-直井耦合井網(wǎng)協(xié)同降壓，提高解吸范圍及采氣效率，采收率由直井井網(wǎng)的34%提高到 50%。④采用低成本優(yōu)快鉆完井及快速返排儲集層改造技術(shù)，推動單井產(chǎn)量突破。單井鉆井費用下降，鉆井周期一般20 d，返排率達到25%，直井產(chǎn)量平均提高 500 m3/d，水平井單井日產(chǎn)氣7 000～10 000 m3，是鄰井直井平均產(chǎn)量的8～10倍。⑤形成科學(xué)、量化、智能的排采技術(shù)，實現(xiàn)降本增效。以流壓控制為核心、解吸壓力為關(guān)鍵點，堅持“連續(xù)、漸變、穩(wěn)定、長期”8字準則，保持最大的產(chǎn)水產(chǎn)氣效率，研發(fā)“雙環(huán)三控法”智能控制排采技術(shù)和配套設(shè)備，應(yīng)用于現(xiàn)場產(chǎn)能建設(shè)，既滿足控制井底流壓要求又實現(xiàn)了降本增效。⑥統(tǒng)籌管理，實現(xiàn)規(guī)模效益開發(fā)。部分區(qū)塊未按照最佳技術(shù)和管理組織實施，初期開發(fā)效果不好。例如2012年投入開發(fā)的鄭莊區(qū)塊產(chǎn)能到位率僅25%，2016年后通過采用最佳技術(shù)、統(tǒng)籌管理，直井EUR由 230×104m3提高到 780×104m3，水平井EUR由1 351×104m3提高到 3 900×104m3，產(chǎn)能到位率達 80%。

2020年中國煤層氣產(chǎn)量60×108m3，遠低于“十三五”規(guī)劃預(yù)期。中國煤層氣資源總體豐富，按照“極限動用”開發(fā)思想，通過精準刻畫煤儲集層找到“甜點區(qū)/段”，采用極限開發(fā)技術(shù)和開發(fā)組織管理，中國煤層氣產(chǎn)量有望達到200×108m3以上。

3.3 頁巖氣——威遠頁巖氣田

威遠頁巖氣田位于四川盆地南部，主要產(chǎn)層為五峰組—龍一1亞段。自2009年勘探開發(fā)以來，累計探明頁巖氣地質(zhì)儲量4 277×108m3，2020年實現(xiàn)頁巖氣產(chǎn)量40×108m3，是中國主力頁巖氣田之一。

頁巖儲集層超致密、低滲，常規(guī)油氣理論中通常將頁巖作為烴源巖和油氣圈閉的蓋層，頁巖氣開發(fā)突破了非常規(guī)氣儲集層開發(fā)極限。威遠頁巖氣田儲集層滲透率一般為（0.000 1～0.010 0）×10-3μm2，平均值為0.001×10-3μm2，孔隙度一般為5.2%～6.7%，平均值為5.9%，TOC值一般為2.5%～3.6%，平均值為3.2%，含氣量一般為3.3～8.5 m3/t，平均值為5.5 m3/t，脆性礦物含量一般為 60%～82%，平均值為 74%，最優(yōu)目標(biāo)靶體段龍一11小層厚度為 1.0～7.5 m，地層壓力系數(shù)一般為1.2～2.0，地應(yīng)力差一般為7.7～18.7 MPa，具有低孔、低滲、非均質(zhì)性強、水平主應(yīng)力差大、優(yōu)質(zhì)儲集層厚度變化大的特征。

精準預(yù)測優(yōu)質(zhì)儲集層空間展布特征，構(gòu)建低成本快速鉆井技術(shù)，形成高效儲集層改造技術(shù)，優(yōu)化開發(fā)技術(shù)政策和排采制度，建立高產(chǎn)井模式，突破頁巖氣效益開發(fā)極限，是威遠頁巖氣田獲得規(guī)模有效開發(fā)的關(guān)鍵。具體：①開展精準儲集層預(yù)測，找到“甜點區(qū)”和“甜點段”。實驗測試、生物地層、測井解釋和地震等多手段相結(jié)合，精準刻畫五峰組—龍一1亞段空間展布特征，高效鎖定龍一11小層是最優(yōu)目標(biāo)靶體段。②采用快速高效鉆井及體積壓裂技術(shù)，推動單井產(chǎn)量不斷突破新高。水平段長1 500 m的水平井鉆井周期縮短到49 d以內(nèi)，實施高加砂強度、高排量水平井多段壓裂，平均壓裂段數(shù)23段、平均簇間距12 m、平均加砂強度2.3 t/m、施工排量14～16 m3/min，平均單井EUR達1.16×108m3。③優(yōu)化開發(fā)技術(shù)政策和排采制度，提高單井EUR和氣田采收率。在威遠頁巖氣田開發(fā)早期，水平井間距為 400 m，經(jīng)過優(yōu)化后水平井間距縮短為300 m，大幅度提高了儲集層動用程度，提升了氣田整體采收率；生產(chǎn)制度不斷優(yōu)化，從放壓生產(chǎn)制度優(yōu)化為保持 3年相對穩(wěn)產(chǎn)的控壓生產(chǎn)制度，提高了單井EUR；根據(jù)氣井不同生產(chǎn)階段考慮不同的排水采氣措施，前期主要考慮帶壓下油管，中后期為間開、增壓、柱塞、氣舉等水平段排水采氣工藝，異常積液氣井考慮氣舉、解堵，通過集中增壓、平臺增壓、集中+平臺增壓，形成了增壓全覆蓋，大幅度延長了氣井生命周期，提高了單井產(chǎn)量。④建立高產(chǎn)井模式。龍一11小層優(yōu)質(zhì)儲集層厚度大于5 m的核心建產(chǎn)區(qū)，Ⅰ類儲集層鉆遇長度大于1 500 m，壓裂簇數(shù)為單段7～8簇，加砂強度大于2.5 t/m，實施暫堵轉(zhuǎn)向，優(yōu)化施工規(guī)模、參數(shù)，氣井測試產(chǎn)量超過50×104m3/d。⑤創(chuàng)新建立高效組織模式，實現(xiàn)川南頁巖氣開發(fā)統(tǒng)一決策、統(tǒng)一指揮、統(tǒng)一協(xié)調(diào)和統(tǒng)一考核。

川南頁巖氣產(chǎn)量大幅提升，2020年總產(chǎn)量達116×108m3，累計提交探明儲量1.06×1012m3。按照“極限動用”開發(fā)理論，通過夯實淺層、突破深層，中國頁巖氣將迎來跨越式發(fā)展，2025年中國石油頁巖氣產(chǎn)量有望達到（240～300）×108m3，2030年具備上產(chǎn) 500×108m3的前景。

4 結(jié)語

非常規(guī)天然氣“極限動用”開發(fā)理論是筆者在長期從事中國非常規(guī)天然氣開發(fā)工作實踐中不斷總結(jié)形成的，是中國非常規(guī)天然氣工作者不斷突破油氣開發(fā)禁區(qū)的智慧結(jié)晶?！皹O限”不是非常規(guī)天然氣開發(fā)的終極，是非常規(guī)氣儲集層認識不斷突破的過程，是非常規(guī)天然氣開發(fā)不斷追求最高技術(shù)水平和最高效管理組織模式，突破效益開發(fā)界限的過程。

提出非常規(guī)天然氣“極限動用”開發(fā)理論，即針對“極限氣藏”，采用“極限技術(shù)”，建立地下連通體，增大泄流面積，提高動用范圍，追求最大單井產(chǎn)量和極限采收率，達到“極限效果”。圍繞非常規(guī)天然氣“極限動用”開發(fā)理論內(nèi)涵，創(chuàng)建、發(fā)展了 6套“極限動用”開發(fā)配套技術(shù)，包括微納米尺度儲集層評價技術(shù)、“甜點區(qū)/段”預(yù)測技術(shù)、非常規(guī)滲流理論與產(chǎn)能評價技術(shù)、網(wǎng)格化井網(wǎng)開發(fā)優(yōu)化技術(shù)、優(yōu)快鉆井與體積壓裂技術(shù)、生產(chǎn)制度優(yōu)化與組織管理。

“極限動用”開發(fā)思想在蘇里格致密氣、川南頁巖氣及沁水煤層氣等非常規(guī)氣的規(guī)模效益開發(fā)中一以貫之，按照“極限動用”理論，采用“極限動用”開發(fā)技術(shù)，非常規(guī)天然氣將成為中國未來天然氣增長的主體，推動天然氣產(chǎn)量再上新臺階。

致謝：本文在研究過程中得到中國石油勘探開發(fā)研究院、中國石油勘探與生產(chǎn)分公司、中國石油西南油氣田公司、中國石油長慶油田分公司、中國石油浙江油田公司和中國石油華北油田公司的大力支持，在撰寫過程中得到中國石油勘探開發(fā)研究院王紅巖、何東博、胡志明、趙群、翁定為、劉洪林、郭為、孫玉平、端祥剛、孫莎莎、施振生、王玫珠、周尚文、張磊夫等同志的幫助，在此一并表示感謝。

符號注釋：

A，B——表觀滲透率經(jīng)驗參數(shù)，通過實驗獲??；b——滑脫因子，Pa；Bg——天然氣體積系數(shù)，無因次；Dm——煤層氣擴散系數(shù)，m2/s；Eh，Ev——水平和垂直方向的彈性模量，GPa；Ex，Ey，Ez——x，y，z方向的彈性模量，GPa；EUR——單井預(yù)測最終可采儲量，108m3；K——基質(zhì)滲透率，m2；Kn——努森數(shù)，無因次；Krg——氣相相對滲透率；p——壓力，Pa；pL——Langmuir壓力，Pa；P10，P90——目標(biāo)值可信度10%和90%對應(yīng)的概率，%；r——基質(zhì)中任一點與軸線的距離，m；R——氣體常數(shù)，8.314 J/（mol·K）；Sw——含水飽和度，%；t——時間，s；T——溫度，K；TOC——總有機碳含量，%；VL——Langmuir體積，m3/kg；x，y，z——直角坐標(biāo)系，m；αc——煤層氣儲集層孔隙度修正系數(shù)，無因次；αi——孔隙度修正系數(shù)，無因次；αs——頁巖氣儲集層孔隙度修正系數(shù)，無因次；αss——致密氣儲集層孔隙度修正系數(shù)，無因次；βc——煤層氣儲集層表觀滲透率修正系數(shù)，無因次；βi——滲透率修正系數(shù)，無因次；βs——頁巖氣儲集層表觀滲透率修正系數(shù)，無因次；βss——致密氣儲集層表觀滲透率修正系數(shù)，無因次；γ——應(yīng)力敏感系數(shù)，MPa-1；ξ——氣體高壓吸附矯正系數(shù)，無因次；ρ——氣體密度，kg/m3；ρd——頁巖密度，kg/m3；ρdc——煤巖密度，kg/m3；σ——有效應(yīng)力，MPa；λ——啟動壓力梯度，與滲透率和含水飽和度有關(guān)，Pa/m；μ——氣體黏度，Pa·s；φ——基質(zhì)孔隙度，%。下標(biāo)：i——不同的氣藏類型。