井网对气田的最终采收率及经济效益至关重要。
井网密度与气田开发的采收率和经济效益是矛盾的。井网密度高，气田采收率高，总收益高，但同时增加了投资，经济效益不一定高；反之，井网密度低，投资少，投资收益率和短期经济效益高，但储量利用率低，采收率低，总利润低，开发周期延长，采气成本增加，最终经济社会效益不一定高。如何在三者之间选择最佳的关系，用最少的井最大限度地提高采收率，获得最佳的经济效益至关重要[1-2]。为此，作者结合元坝气田的地质特征、气藏特征和经济效益，采用不同方法对元坝气田的井网和井距进行了探讨，为气田开发方案的编制提供了依据。1地质特征2007年，根据元坝1井钻后评价和三维地震解释，发现元坝气田，有利储层为台缘礁滩，具有& ldquo在飞机上；北胶南海滩& rdquo上礁体与下滩体互不相连，台地边缘礁发育成宽度较小的窄条带状。探明地质储量1592.53 &倍；储层特征为中低孔、中低渗，以二、三类储层为主。孔隙度为0.23% ~ 24.65%，平均为4%，渗透率为(0.0028 ~ 1720.7187) &倍；10-3微米；M2，主峰值为(0.01 ~ 0.10) &倍；10-3微米；M2，渗透率小于1.00×104；10-3微米；M2样本占45%。
2经济合理井距的确定方法一般来说，确定气藏经济合理的井网密度和井距应考虑以下三个因素，即气田地质和物性特征、经济合理性和产能规模。
2.1经济极限井网密度法经济极限井距对应的是控制储量有限的单井的井距。单井有限控制储量是指在一定的开发技术和财税制度下，新钻开发井在经济开采期内能够获得行业基准收益率时所需的最低储量值。当新钻井的控制储量大于该值时，认为经济可行[3]。经济井网密度:Fmin公式:n为地质储量，107m3；a为含气面积，km2；Pt为油气价格，人民币/(103 m3)；n是商品率，小数；Rc为税及附加率，%;Tr为资源税，人民币/(103 m3)；t是开发时间，a；t是经济剥削期，a；It单井新增投资，万元；Cov为单位可变运行成本，元/(103 m3)；软为固定运营成本，人民币10000元/a；Vt是年产气率，小数；Ic是基准收益率。以上研究表明，储量丰度越大，经济极限井距越小，主要由气价、投资、成本等经济指标决定。
2.2渗透率与放气半径的关系，根据测得的气井波及范围确定开发的合理井距[4]。气井生产时间和气层渗透率是影响气井波及范围的主要因素，其关系为:ri为气层波及半径，m；k为气藏的渗透率，& mum2；m是生产时间，h；为准气层的孔隙度，%;& mug是天然气的地下粘度，mPa & bulls；Ct为综合压缩系数，MPa-1。
2.3单井产量法根据合法单井产量确定合理井距的思路是根据单井产量配置和稳产期末采出的可采储量计算单井控制储量，根据储量丰度和不同生物礁的平均开发宽度计算不同井区的合理井距。气藏开发应考虑气井产量和稳产期。单井控制储量模型和单井合理间距模型见公式(4)和公式(5)。其中:Nj为单井控制储量，108m3；Qsc为气井的稳定产量，108 m3/d；Ts是气井的稳定生产寿命，a；z为稳产末期可采储量的采出程度，%;Er为气井采收率，%;a为储量丰度，108m3/km2。
2.4经济最优井网密度法经济最优井距是指气田开发有利可图时的井网和井距[5]。最优井距的研究思路是根据区块的地质条件，采用数值模拟的方法，在同一区块采用不同的开发井进行开发方案设计和指标预测，建立经济评价模型，计算综合效益，进而判断在经济效益指标最优的情况下气田开发的经济井距。
3经济合理的井距
3.1参数确定
3.1.1对地质参数较好的元坝101、元坝29、元坝27井距进行了研究。为方便表达，分别称之为礁带②、③、④。2号、3号和4号礁的驱动面积分别为20.16、32.66和40.11km2，储量分别为151.08 &倍；108368.97 &倍；108381.33 &倍；108立方米.
3.1.2建井投资平均钻井投资直井单井2万元/米，大斜度井2.3万元/米，水平井2.6万元/米；采气投资包括油管、井口设备、井下工具和生产作业费用，估算值为6500万元；地面工程投资包括天然气集输、处理净化、水电线路配套等工程，平均单井投资9250万元。
3.1.3根据国家发改委确定的川气东送最新井口价格，销售价格为1.51元/m3；根据近期国内销售情况，硫磺价格为1200元/吨。
3.1.4根据净化厂物料平衡分析，考虑生产自用，天然气商品率为81%。
3.2计算结果按照经济极限控制储量的方法，根据不同井区的储量丰度，计算出2号礁区的经济极限井距为1954~2155m，3号礁区为1591~1755m，4号礁区为1734~1913m，礁相区平均为1717~1894m。当储层渗透率分别为0.3 &倍时，根据测试影响半径计算不同储层渗透率的放气半径；10-3，0.2 &倍；10-3，0.1 &倍；10-3微米；M2，经过8年的生产，压力波及半径如图1所示。图1不同渗透率条件下波及半径与生产时间的关系如下:稳产8年，可采储量45%，直井40倍；104m3/d，大斜度井44 &次；104m3/d，水平井48 &次；104m3/d配产，考虑到礁宽的差异，不同井型的合理井距要求为1820~2860m(见表1)。根据不同井型的单井经济控制储量，根据不同生物礁的储量丰度和平均开发宽度，计算不同井区的经济井控面积。在生物礁宽度一定的前提下，主要考虑气井的合理经济井距。通过分析得出，不同井型控制的直径范围不同。比如合理经济井距小于某一井型的控制井距，就认为该井型可以控制油藏，否则就认为不能控制。如果直井井距为1800 ~ 2000米，大斜度井井距为2200 ~ 2400米，水平井井距为2800 ~ 3000米，那么礁带②和③可以采用直井、大斜度井和水平井联合开发，而礁带④只能采用水平井开发。利用经济评价方法，对④礁进行数值模拟，设计5口直井(分别为4口、5口、6口、7口、8口井)预测开发指标。通过经济效益计算，部署6口井时净现值最大。因此，可以初步确定元坝长兴组生物礁气藏经济合理的直井井距为2000米左右。从以上计算结果可以看出，经济极限法计算的经济极限井距最小；只要井距不小于经济极限法得出的经济极限井距，就有一定的经济效益。
4结束语
元坝气田为中低孔隙度、礁滩相碳酸盐岩气藏。井网和井距的确定具有特殊性。要综合考虑气藏的地质特征和经济效益，采用多种方法综合研究确定。井距的确定应以单井经济极限井距的最低标准为基础，准确确定单井经济极限控制储量是计算的关键。
