0 引言
根据储层展布和气水分布等气藏特点，常规气藏往往采用“整体探明、整体投资、整体开发”的开发模式［1］，即通过一次井网部署实现规模开发，少数气藏在中后期适当补充布井。而页岩气藏属于源储一体的非常规天然气藏，具有储层大面积连续分布、资源丰富、单井初期产量高但递减快等特点，需持续、大量钻井才能满足产能规模的需求，由此不能实现一次井网部署，主要采用优选有利区、滚动开发建产的模式。
1 Haynesville简况
Haynesville页岩气产区位于美国德克萨斯州东北部以及路易斯安纳州中西部，面积约为13 468 km2 ［8］。2004年4月完钻第一口发现井［9］，2006年早期证实Haynesville页岩储层具有实施水平井和多段压裂的可行性［10］，2007年12月完钻该区第一口水平井［8］，随后天然气价格的持续走高以及Barnett和Fayetteville页岩气产区采用水平井开发取得良好成效，拉开了Haynesville页岩气产区规模开发的序幕，2008年开始规模建产。2010年天然气价格（Henry Hub）约4.5 $/MMBtu，投产井数约900口，页岩气产量随之迅速上升并在2012年1月达到历史峰值产量2.09×108 m³/d，成为当时北美第一大页岩气田。2011年6月至2012年4月天然气价格骤降，高生产成本导致投产井数在1年内降至不足50口/月，降幅高达56%，随后几年天然气价格波动较大，投产井数在低值范围内小幅变化，产气量缓慢下降，当2016年3月气价仅1.73 $/MMBtu时，页岩气产量跌至0.99×108 m³/d。2017年以后随着生产成本的降低、LNG出口需求的剧增、开发技术的持续改进以及天然气价格的回升，投产井数逐步恢复，气田产量稳步提高，2018年10月超过历史峰值产量［11-13］（图1）。2019年12月，Haynesville页岩气产区月均日产量为2.75×108 m³，是北美继Marcellus和Permian之后的第三大页岩气产区。
Haynesville页岩气产区进一步细分为 7个区：①Shelby Trough、②Carthage、③Greenwood-Waskom、④Spider、⑤Woodardville、⑥Caspiana Core和⑦Haynesville Combo［图2（a）］。Haynesville页岩埋藏深度为2 700~4 900 m，具北（②、③和⑦区）浅南（①、④和⑤区南部）深的特征［14］［图2（a）］，页岩储层厚度为15~130 m，呈现北（②、③区北部）厚南（①、④区南部）薄特征［15］［图2（b）］。页岩平均孔隙度为8%~10%，基质渗透率为（5~800）×10-6 μm2，TOC含量为2%~6%，R O值为1.4%~2.2%。气藏具高温（71~143 ℃）高压（54~98 MPa）特性。Haynesville页岩气地质储量为13.85×1012 m³，可采储量为4.18×1012 m³，游离气储量丰度平均为10.28×108 m³/km2，在中东部（⑥、⑤区）及西南部（①区西部）高，向外围逐步降低［图2（c）］［8］。该区块不同级别单井估算最终累计产量（20年EUR）交互分布，中东部（⑥区）高产井分布集中，且占比相对较大［8］［图2（d）］。
2 窗口分析技术
具体到Haynesville而言，首先根据井位坐标确定页岩气井分布范围，然后按井数及面积将其划分为具有一定数量而面积相等的网格，即窗口，则每个窗口中具有不同数量的井。不同时间窗口内的井数变化和一定时期新增窗口位置等，可用于量化表征井位部署与实施过程。窗口分析技术不仅能够量化表征不同时期井网控制程度，还能通过每个窗口内的气井开采效果差异优选有利区，为宏观井位部署决策、评估开发风险、滚动布井建产提供了一种切实可行的分析方法。
2.1 窗口确定原则
（1）形状：每个窗口尽量划分为大小相等的正方形。若形状不规则，将导致窗口个数出现小数或部分井未包含在窗口内。
（2）大小：每个窗口不应太大或者太小。若窗口太小将导致窗口数量众多，每个窗口包含井数太少，操作较复杂；若窗口太大，分析精确度较低，使部分窗口结果失真，对开发部署起不了指导作用。
2.2 窗口划分结果
3 井位部署策略
以年度为单位，统计2008年到2017年2月Haynesville页岩气产区历年新增井数、新增窗口数及其占比，结果如图5所示。2008年新增井数78口，占比2.2%；新增窗口57个，占比8.8%。2009—2012年气价较高，大规模布井、实现产量快速增长，4年新增井数2 777口，占比79.5%；新增窗口564个，占比86.9%。2013—2017年气价波动低迷，井数逐渐减少，新增井数641口，占比18.3%；新增窗口仅28个，占比4.3%。
图6为年度井位、年度新增窗口与分区叠合图，主要有3项功能：一是井位以首年平均日产气量作为泡泡图显示，其相对大小表征了产量高低，由此可以分辨年度高低产井分布状况；二是年度井位与年度新增窗口的叠合可以展示布井策略；三是年度井位、年度新增窗口与分区三者叠合可用于分析区域开发战略。2008年为规模建产第一年，所有新井都处于新窗口中，两者完全重合；2009年之后，部分井部署在新窗口中，这部分井与新增窗口完全重合，而另一部分井则部署在旧窗口中，由此不与新增窗口重叠，2010年之后该部分井的比例越来越高。通过分析三者叠合图的演化过程可以认识Haynesville的井位部署策略，具体有4点认识，详细论述如下。
3.1 开发初期广泛部署，在全区范围内进行开发评价
开发初期，地质认识还不十分清晰、产能分布特征尚不明确， 2007—2008年评价范围遍布5个区，2008年新增78口井，分布在57个窗口内，其中52个窗口内只有1~2口井，占比91.2%，少数窗口部署3~5口井，以期能快速获得不同区域地质条件下气井生产情况，从而寻找甜点区。由图6（a）可知在⑥区和③区南部产量较高。
3.2 建产期向甜点区迅速集中，规模钻井、产能快速上升
经过2007—2008年的开发评价，对各区气井生产效果认识更加清晰，为了提高开发效果，降低开发风险，迅速在甜点区集中部署。2009年共投产422口井，部署在核心区及周围高产部位，分布在238个窗口，其中新窗口205个，新井主要集中在⑥全区和③区南部与④区北部，②区全区评价但井数较少［图6（b）］。2010年主体围绕前期部署井向外拓展，同时加大西南部①区及东南部④区和⑤区开发力度，但井数相对较少［图6（c）］。2011年以已有窗口布井为主，同时进一步向深层拓展，逐步在①、④和⑤区南部布井［图6（d）］。随着大规模钻井，Haynesville页岩气产量也随之快速上升，2010年年产量389×108 m³，2011年年产量跃升到683×108 m³， 2012年年产量达到历史最高水平714×108 m³。由于2012年天然气价格暴跌，新钻井数减少，新增气井部署以甜点区⑥及其邻近④和⑤区井网加密为主，新增窗口主要在⑦区及④、⑤区南部［图6（e）］，以规避开发风险。
3.3 气价波动、低迷阶段，大幅降本增效，小规模灵活部署
Haynesville钻完井工艺技术水平逐年提高，特别是在气价波动、低迷的2013—2016年度提高幅度更加明显［20-21］。水平段长度由2009年的1 350 m提高到2016年的2 155 m，增幅高达60%［图7（a）］，而平均钻井周期从2009年的67 d减小到37 d，减幅44.8%［图7（b）］。与此同时，为了提高压裂改造效果，采用“密切割”提高缝网密度，段间距从早期104 m缩小到48 m，簇间距从21 m缩小到8 m；加砂强度明显提高，单位水平段长度支撑剂重量从1 036 kg/m提高至3 698 kg/m，增幅257%［图7（c）］。钻井、压裂等工程技术的进步使得Haynesville页岩气开发效益得到明显改善，即使在水平段长度大幅提高、支撑剂量大幅上升的情况下，收支平衡天然气价格却大幅降低，从2009年的4.019 $/MMBtu下降到2016年的2.1 $/MMBtu，降幅达47.7%，主要降幅是在2014—2016年［图7（d）］。
3.4 窗口内采用早期分散评价、后期滚动的井位部署策略
为更加清晰地表征每个窗口内（面积为16.7 km2小范围）的井位部署顺序，按投产时间将每个窗口内的气井进行分组，每组5口井，以此评价窗口内建产顺序和井位部署策略。
3.4.1 方式一：分散单井评价，滚动井组建产
窗口A共44口井，依据建产顺序将其分为9组［图8（a）］，图中圆圈大小表示气井首年平均日产气量相对高低。该窗口从2009年开始部署水平井，产能建设并未急于一次性建产投产，而是初期分散单井评价，前15口井（1—3组）相对较为分散，具有区域展开评价特征。待该窗口生产效果评估后，开始滚动井组建产，4—9组气井均以平台井组方式投产。
3.4.2 方式二：分散单井评价，滚动单井建产
除了分散单井评价，滚动井组建产的方式，Haynesville页岩气产区每个窗口内还采用分散单井评价，滚动单井建产的方式。窗口B从2009年7月开始部署井位，到2011年7月共部署10口气井，在该窗口第一组5口井分布范围广，用于产能建设兼顾评价；间隔一年的第二组单井并未在第一组井周围以平台井组方式建产，而仍然是单井滚动建产［图8（c）］。
4 井网部署宏观决策风险探讨
页岩既是烃源岩又是储集层，区域上虽然大面积连续分布，但宏观上存在构造位置、岩相特征、埋藏深度及储层展布等差异，微观上存在矿物成分、孔隙结构和含气性等差异［22］。为降低决策风险，提高页岩气开发效益，需判断是否具备大规模开发潜力，以及需要部署多少开发井才能保证后期整体规划部署和规模建产风险可控。
将Haynesville页岩气产区2008—2017年2月投产的约3 500口气井，按照投产时间顺序，每65口井编为1个井组，一共约50个井组，每组统计P10、P25、P50、P75、P90和平均值，以及每组新窗口数、新窗口内井数及其新窗口内井数比例，井组间差异反映不同时间的变化趋势。以首年平均日产和新增窗口井数比例为依据，根据产量变化特点将其划分为3个阶段（图9）：
探索期（2007年12月—2009年6月）：该阶段处于深化地质认识、寻找甜点区和技术探索阶段，表现为新窗口井数比例大、气井产量逐步上升的特点。该阶段一共包含4个井组260口井，其首年平均日产气量分别为5.63×104 m³/d、9.75×104 m³/d、11.48×104 m³/d和14.44×104 m³/d，呈逐步上升趋势，第四个井组产量接近后续所有井组的平均产量。第1个井组65口井部署在49个不同窗口且全部为新窗口；第2个井组有15口井部署在老窗口，50口井部署在46个新增窗口，新窗口井数占比76.9%；第3个井组和第4个井组新窗口井数比例分别为63.1%和55.4%。表明随着投产井数的增加，地质认识越来越清楚，技术越来越成熟，平均产量大幅提升。若将阶段内窗口数与总窗口数的比值定义为窗口控制程度，以此来量化评估宏观部署风险。该阶段260口水平井共控制窗口163个，建产区窗口控制程度约20%。尽管窗口控制程度还较低，但该阶段末开发技术已经基本成熟，也已锁定甜点区，为规模上产奠定了坚实基础。
区域拓展期（2009年7月—2010年7月）：该阶段处于甜点区规模建产并在全区进行区域拓展阶段，表现为气井产量和新窗口井数波动大的特征。该阶段一共包含10个井组共650口井，其首年平均日产气量从14.44×104 m³/d（4组）下降到9.51×104 m³/d（8组），回升到16.41×104 m³/d（11组），再下降到7.57×104 m³/d（12组），最后回升到14.24×104 m³/d（14组）并保持相对稳定。该阶段末共控制窗口381个，建产区窗口控制程度增幅明显，上升到47%。新窗口井数比例下降到25%以下，开发风险逐渐减小。
成熟期（2010年8月—2017年2月）：分区产能潜力已经非常明确、开发技术也已经成熟，进入规模建产、可持续开发阶段，表现为气井产量趋于平稳并小幅上升，新窗口井数比处于低值（<20%）的特征。经过前期2个阶段的探索和试验，进入该阶段后，新增气井风险可防可控，气井平均产量不会出现大范围波动，随着工艺的持续改进、水平段长度增加以及压裂规模的进一步增大，气井产量呈现稳步上升态势。截至2017年2月，共控制窗口646个，建产区窗口控制程度高达79.8%。
5 结论与启示
通过窗口分析技术总结了Haynesville 2008—2017年约3 500口气井的井位部署过程与优化实施策略，对我国页岩气开发具有一定的指导与借鉴作用：
（1）在开发初期，采取广泛布井，以期能快速获得不同区域地质条件下的开发潜力，从而寻找甜点区；建产期向甜点区集中，大规模钻井与投产，实现产量快速上升；开发过程中灵活调整，从而应对低气价、市场环境带来的挑战；当气价稳中上升以及单井成本下降时，逐步恢复部署新井的数量，满足气区产能要求。
（2）每个窗口内并非“地毯式”连续布井，主要是通过早期分散式单井评价，后期滚动井组建产或单井建产的开发布井方式，降低开发风险。
（3）Haynesville页岩气开发历程可划分为探索期、区域拓展期和成熟期3个阶段，当建产区控制程度大于20%时进入区域拓展期；当建产期控制程度大于45%时进入成熟期。该认识只是对宏观决策风险问题进行探讨，以求抛砖引玉，为广大同仁提供一种新思路或参考。
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