蘇里格致密砂巖氣田水平井差異化部署新方法

郭 智 位云生 孟德偉 韓博密 甯 波 付寧海

1. 中國石油勘探開發研究院 2. 中國石油長慶油田公司第六采油廠

0 引言

蘇里格氣田是國內致密砂巖氣田的典型代表[1]，具有“低孔、低滲、低壓、低豐度、大面積分布”的特征，儲層非均質性強，有效砂體規模小，連續性差，導致氣田直井的井控面積及動態儲量小，單井產量低，生產壓差下降快。水平井可增大儲層與井筒的接觸面積、貫穿氣層內若干泥質夾層，是致密氣提高單井產量的有效手段，在氣田快速上產中發揮了重要作用[2-3]。截至2021年10月底，蘇里格氣田共投產水平井 2 000 余口，首年井均產氣量介于 (3 ～ 4)×104m3/d，目前井均產氣量為1.50×104m3/d，水平井以氣田12.6%的投產井數獲得了氣田28.5%的產氣量，1口水平井相當于2～3口相鄰直井的開發效果。

蘇里格氣田水平井開發可劃分為4個階段[4]：①技術攻關階段（2001—2005年），水平井技術尚不成熟，氣田開發以直井為主，在現場試驗了蘇平1、蘇平2井2口水平井，但由于對河道展布及儲層規模認識不準確，儲層改造僅采用酸化工藝，試驗未達預期目標；②現場試驗階段（2006—2010年），井位部署、地質導向、快速鉆井及儲層改造等水平井開發配套技術取得突破，在現場開展了多口井的工業化試驗，為規模開發奠定了堅實基礎；③規模開發階段（2011—2015年），水平井投產數超過投產井總數的60%，產能建設節奏明顯加快，為滿足氣田上產需求，在某些不適合進行水平井開發的區域布置水平井，雖然短期提高了采氣速度但影響了最終采收率；④科學開發階段（2016年至今），結合儲層規模、形態、結構樣式和地面條件，合理部署直井、定向井、叢式井、水平井，使單井產氣量和區塊采收率、開發效益匹配最優，攻關形成“地質導向、水平井優快鉆井、固井完井橋塞分段壓裂”等關鍵技術，拓寬了水平井開發層系和區域，建成了國內最大的致密氣水平井開發示范區。

經過多年的科研生產攻關，蘇里格氣田水平井開發技術取得了長足的進步，采用小井眼優快鉆井及工廠化作業，將鉆井周期由初期的71 d縮短至目前的45 d[5]，砂體鉆遇率由初期的47%提高到目前的83%；有效砂體鉆遇率由初期的24%提高到目前的約60%[6]；部分水平井采用固井橋塞分段壓裂技術，無阻流量超過50×104m3/d，較裸眼完井提高65%。

水平井開發過程中，一些問題也逐漸突顯出來[7-8]，制約了開發效果的進一步提升：①辮狀河相致密砂巖氣田地質條件復雜，水平井地質目標優選難度大[9]，儲層鉆遇率進一步提高存在瓶頸；②現有的水平井布井方法對測井、地震、生產動態等多學科多尺度資料在時間和空間上結合得不夠，無論是水平井的設計方案還是補充設計方案，僅是對應水平井“打井前”或“入靶時”某個時間點的地質認識，是靜態的，在水平井鉆進過程中發揮的作用有限，實效性有待提升，常造成設計方案與實際情況差異較大的局面；③鉆進過程中由于缺少統一的數據整合、監測平臺，制約了水平井的開發效果[10]；④水平井投產初期產能不穩定，如何針對不同產能的水平井快速確定合理配產規模還有待論證。

針對上述問題，在該區開展了水平井地質模式及差異化部署研究：①明確了辮狀河體系帶是控制有效砂體分布的關鍵地質因素，分辮狀河體系疊置帶、過渡帶建立了水平井地質目標優選標準；②結合井、震等資料，通過多級相控、多步約束建立了三維地質模型，據此設計的水平井有效儲層鉆遇率提高；③根據鉆遇儲層的地質條件和開發效果將水平井分成4種類型，針對不同類型水平井評價了合理配產規模。

1 相控下水平井地質目標優選

蘇里格致密砂巖氣田具有沉積相變快、儲層非均質性強、有效砂體規模小的地質特征，決定了水平井地質目標優選難度大且篩選不慎易造成縱向上儲量動用不充分。水平井地質目標區一方面要保證平面上有效砂體相對發育，另一方面要保證垂向上儲量相對集中。

1.1 基質砂體與有效砂體呈“砂包砂”二元結構

蘇里格氣田二疊系下石盒子組8段、山西組1段為主力產氣層，沉積環境以辮狀河沉積為主，河道多期改道、疊置，砂體呈片狀連續分布。砂體沉積后遭受壓實、膠結等劇烈的成巖作用，大部分變得較為致密，少部分砂體殘留了一定的原生孔隙，物性相對較高，成為分散在基質儲層的局部“甜點”，形成了基質砂體包含有效砂體的儲層二元結構。基質砂體主要為干層，巖性細、物性差，對產氣貢獻較低。有效砂體為氣層或含氣層，巖性為中、粗砂巖，孔隙度大于5%，滲透率大于0.1 mD，含氣飽和度大于50%，是探明地質儲量的主體計算對象和氣井產能的主要貢獻者。有效砂體累積厚度薄，規模小，發育頻率低，在空間高度分散，預測難度大[11-13]。氣藏70%以上的有效砂體為單期孤立型，每1 km2發育20～30個有效單砂體，單個面積約0.2 km2。直井垂向僅鉆遇3～5個有效砂體，有效砂體平均累計厚度僅占砂體厚度的1/4。

1.2 以沉積微相為約束難以準確刻畫有效砂體

蘇里格地區晚古生界二疊紀主體為辮狀河相沉積，可分為心灘、河道充填、泛濫平原（水道間）3種沉積微相。在儲層“二元結構”中，基質儲層主要為河道充填沉積，而有效砂體與心灘等粗巖相相關性較好。但由于淺水緩坡構造背景下辮狀河道遷移性強，不同期次河道相互切割、疊置，同一期次不同沉積微相也相互消截、堆疊，造成了心灘等沉積微相在某些區帶和層位發育頻率高、規模大，而在某些區帶又基本不發育，規模也相對小，具有很強的不均一性，導致該區沉積微相在空間上的分布較難描述和預測。若從小層級別或單砂體入手，沉積微相及有效砂體的分布規律難以把握，亟需從更大的地層尺度上去尋求氣田沉積特征和儲層分布的主控因素。

1.3 辮狀河體系帶控制下的水平井地質目標優選

地質歷史時期，鄂爾多斯盆地辮狀河道多期遷移疊置，形成了幾千至上萬平方千米的辮狀河沉積體系，對應比單期河道更高的沉積層級，平面上為千米級規模，垂向上為砂組級地層（30～40 m），包含2～3個開發小層。根據空間演化的區域性差異，可將辮狀河體系劃分為疊置帶、過渡帶和體系間3個區帶（圖1）。從辮狀河體系疊置帶到過渡帶，再到體系間，水動力依次減弱，儲層發育程度逐漸變差，對應砂體比分別為大于0.6、0.4～0.6以及小于0.4。

圖1 辮狀河體系帶儲層沉積模式圖

辮狀河體系帶對沉積微相的發育、儲層結構、規模及分布有較強的控制作用[14]。疊置帶砂體多期疊置溝通，心灘發育比例高，各開發小層平均為58%，富集了氣田70%以上的有效砂體，有效砂體規模相對較大（平均長 720 m、寬 450 m、厚 4.1 m）；過渡帶處在疊置帶邊部，水體能量減弱，主要發育河道充填微相，心灘發育比例僅為28%，包含約25%的有效砂體，有效砂體規模有所減小，連續性較差（平均長630 m、寬320 m、厚2.8 m）。體系間水動力弱，以粉砂質、泥質等細粒沉積為主，有效砂體基本不發育。

水平井區總體部署原則：①構造平緩，水平段延伸方向及長度滿足目前井網井距；②地震顯示含氣性好、井控程度高，儲量落實，平面上要求砂體、有效砂體厚度大，展布相對穩定，物性較好，垂向上要求主要氣層段連續分布，主力層剖面儲量集中度高，氣層段內隔、夾層厚度小；③鄰近直井開發效果較好，無阻流量相對較高，試采產量高，生產相對穩定。

根據水平井總體部署原則，優選1 500余口已完鉆水平井進行地質參數和開發效果分析，分別針對辮狀河體系疊置帶、過渡帶建立了水平井地質目標優選標準，包括地震資料、構造幅度、砂體及有效砂體品質、相鄰直井地質及生產情況、儲量規模及集中程度，并對水平井的初期產量和無阻流量做了預測，總計7類14個參數（表1）。疊置帶儲層分布穩定，適合布水平井的主力層砂體厚度一般大于15 m，鄰井有效砂體相對集中，單層厚度大于4 m，累積大于6 m，隔夾層厚度小，相鄰直井Ⅰ＋Ⅱ類井比例應大于75%，產氣量平均大于1.1×104m3/d。過渡帶儲層連續性稍差，適合布水平井的層段有效砂體厚度應累積大于5 m，有效砂體隔層多為泥質隔層，在當前工藝改造的技術水平下，壓裂溝通要求隔層厚度小于3 m。相鄰直井Ⅰ＋Ⅱ類井比例應大于60%，單井產氣量大部分大于 1.0×104m3/d。

表1 辮狀河體系疊置帶、過渡帶水平井地質目標優選標準表

水平段順砂體展布方向可提高氣層鉆遇率，垂直地層主應力方向壓裂改造后可形成多條有效橫向裂縫，提高氣井產量。氣田砂體為近南北向展布，地層主應力方向為近東西向，故氣田水平段方向宜為近南北向。大多數已完鉆水平井只鉆遇1～2段有效砂體。單段有效砂體平均長度400～700 m，兩段有效砂體間一般間隔200～300 m以上的泥巖。數模模擬研究表明水平段長度超過1 500 m時，隨著水平段增加，累積產氣量增加幅度明顯減緩（圖2），而鉆井成本和施工風險顯著增加，故水平段的合理長度應介于 1 000 ～ 1 500 m[15]。1 200 m 左右水平段內的復合有效砂體一般發育3～6段“阻流帶”——以泥巖或泥質粉砂巖為主的細粒沉積[16]，是造成直井壓降不均衡的主要原因之一。水平井通過分段壓裂改造工藝，可克服“阻流帶”的影響。為了充分溝通水平段儲層，最小壓裂間距應與阻流帶橫向間隔（120 ～ 240 m）大致相當[17]，1 200 m 左右水平段宜壓裂5～10段。

圖2 蘇里格氣田水平井井控儲量階梯式增長模型圖

2 基于三維地質模型的水平井差異化部署

2.1 “多層約束、分級相控”的多步地質建模方法

鑒于辮狀河相致密砂巖儲層非均質性強、常規建模方法適用性差，提出了“多層約束、分級相控”的多步地質建模方法[18]。充分吸收運用概率論、神經網絡遺傳算法、多點地質統計學等先進理論[19-21]，盡可能在模型中加入約束條件，大幅度提高了模型的精度和準確度。該建模方法包括6個關鍵步驟：①通過儲層精細解剖獲得地質知識庫，有效砂體平均厚 2 ～ 3 m，寬 200 ～ 500 m，長 400～ 700 m。心灘砂體寬厚比介于20～110，長寬比介于2～6；河道充填寬厚比介于50～120，長寬比介于2～5。②聯合測井、地震資料，利用神經網絡模式識別進行匹配訓練來反演自然伽馬，相比于傳統的波阻抗反演可更好地區分砂、泥巖。③通過回歸自然伽馬值與砂體概率的統計關系，將自然伽馬模型轉化為砂巖概率體，在建模過程中隨機生成多個實現，減少了給出唯一自然伽馬閾值所帶來的誤差。④分開發小層生成訓練圖像，利用多點地質統計學建立巖石相模型，同時克服了序貫指示模擬不符合辮狀河沉積模式的局限性以及基于目標的模擬在數據點較多時不忠實井點數據的問題[22-23]。⑤以巖石相模型與辮狀河體系帶模型為雙重約束條件建立沉積微相模型，既反映出沉積微相在空間分布的統計學特征，又表現了不同辮狀河體系帶的沉積微相發育類型與規模的差異性。⑥通過結合連續型和離散型兩種建模方法建立有效砂體模型。離散型建模方法以井點處證實的有效砂體為硬數據，根據有效砂體在空間的分布規律及統計特征，將有效砂體作為相屬性進行模擬。連續型建模方法根據有效砂體的儲集層參數下限值（孔隙度大于等于5%，含氣飽和度大于等于45%），在孔隙度、滲透率和飽和度等儲層參數模型上進行數據篩選，將滿足要求的網格定為有效砂體。

本次研究的建模方法已應用于蘇里格氣田多個區塊，累計應用面積超過3 000 km2，在儲層預測和含氣性檢測方面取得了不錯的效果。建立的三維地質模型能夠反映儲層地質特征，在井點處與手工繪制的圖件吻合（圖3），在井間由于綜合了測井、地震等多學科不同尺度的資料，能較好地表現儲層的分布，井間預測性強[24-25]。通過井網抽稀檢驗、儲層參數對比、儲量核算、生產動態資料驗證等手段證實，在 1 200 m×1 800 m 井網條件下，可將模型的準確率由常規方法的46%提升至73%，達到了布水平井的精度要求。但需要指出的是，地質模型在表現薄的隔夾層時（小于2 m）效果不好，有效砂體在局部網格出現不連續的問題，需要下一步努力解決和完善。

圖3 采用不同方法編制的盒8下亞段有效砂體等厚圖

2.2 基于三維地質模型的水平井差異化部署

在建立三維地質模型的基礎上，依據地質目標優選標準進行水平井的部署（圖4）。考慮儲層規模及疊置樣式的差異，疊置帶和過渡帶部署水平井有所區別。疊置帶儲層規模大，穩定性強，應側重于儲層厚度、儲量集中程度等區塊的整體評價，開展水平井的整體部署。過渡帶相比于疊置帶，儲層厚度薄、連續性和連通性差，泥巖夾層頻繁出現，應在優選富集區的基礎上，側重隔夾層描述、相鄰直井分析等局部“甜點”研究，進行水平井加密式部署，降低開發風險。即按兩步部署，先“選區”，再“選井”。研究結果表明，蘇里格氣田可部署水平井面積占氣田面積的15%～20%，其中疊置帶可布井面積占水平井區面積的80%，過渡帶占20%。

圖4 基于地質模型的水平井設計圖

長慶油田在水平井開發實踐中，探索出了通過手工繪制“六圖一表”來部署水平井的方法。“六圖一表”即地震剖面圖、砂體等厚圖、有效砂體等厚圖、構造平面圖、氣藏剖面圖、井軌跡設計圖及靶點設計表。相比之下，以辮狀河體系帶為約束，基于三維地質模型的布井方法具有多資料融合、實時、直觀、準確率高等優勢。

1）多資料融合：三維地質模型綜合了地質、測井、鉆井、地震、開發動態等多尺度、多類型的資料并交互使用，使得微構造表征、井間砂體及有效砂體刻畫等能展現出傳統手繪圖件所無法體現的細節。

2）實時：若發現模型不合理，通過建模軟件簡單修改幾個參數就可以實現整體或局部地修正模型，新獲得的資料也可及時補充到模型中去，提升了在現場應用的實效性。

3）直觀：可從任何角度任何剖面對模擬的地下地質體進行觀察和解剖，相當于繪制了無數的平面圖和剖面圖，這是利用傳統方法繪制平面圖和剖面圖無法得到的效果。

4）準確率高：傳統的“六圖一表”的水平井布井方式，水平段有效儲層鉆遇率約60%，而基于地質模型的水平井布井方式可使水平井有效儲層鉆遇率超過70%。

綜上，該研究可在水平井鉆進的過程中更好地發揮地質導向作用。在設計井鉆進時，多學科人員共同決策，及時地進行地質模型和動態施工信息的交互，一方面通過鉆井過程中獲得的大量實時信息更正地質模型[24,26]，另一方面結合錄井、鉆井、三維地震資料、隨鉆測井資料，充分發揮三維地質模型的地質導向作用[25]，對井軌跡進行實時調整，確保水平井順利入靶并盡可能地鉆遇有效儲層，從而提高氣井開發效果。

3 水平井綜合分類評價及優化配產

3.1 水平井分類評價標準

水平井的試氣產量、無阻流量代表井周裂縫區滲流及供氣能力，是開發早期評價氣井產能的重要參數；而單井最終可采儲量（EUR）反映井的全壓力波及區及全生命周期生產能力，是衡量氣井開發效果的關鍵指標。在多個地質參數中，水平井鉆遇的有效砂體長度、厚度與氣井的產能的相關性較好（圖5），這是因為有效砂體規模越大，一般連通性越強，單井的動態儲量越大。同時，儲層的孔隙度、滲透率和含氣飽和度等參數也與開發效果密切相關。

圖5 水平井鉆遇有效砂體長度、厚度與EUR關系圖

致密氣通過疊加單井來評價區塊開發效益，目前要求滿足8%內部效益率。在氣價1.119元/m3、水平井綜合投資2 000萬元、投資貸款比例45%、銀行借款利率4.9%、單位操作成本0.12元/m3等條件下，綜合考慮氣井棄置費用、城市維護建設稅、教育費附加、資源稅等經濟評價參數，按產量法折舊測算，8%內部收益率對應井均EUR值 3 868×104m3。為保證效益評價一定的安全距離，以井均EUR4 000×104m3作為效益開發的下限。

綜合考慮地質條件、生產動態特征及開發效益，開展水平井綜合分類評價，為新投產井在開發早期的有效評價和快速配產提供依據。選取水平井鉆遇有效砂體長度、有效厚度、儲層孔隙度、滲透率、含氣飽和度、儲層疊置樣式、試氣產量、無阻流量、井均EUR等靜、動態參數，將水平井劃分為4種類型（表2），其中疊置帶水平井以Ⅰ、Ⅱ類為主，過渡帶水平井以Ⅲ、Ⅳ類為主。上述4類井的數量比例分別為24%、38%、29%以及9%。

表2 水平井地質模式標準表

3.2 各類水平井特征

Ⅰ類井鉆遇儲層為塊狀厚層型（圖6），鉆遇有效砂體長度大于650 m，厚度大于6.5 m，發育穩定，橫向連續性較好，巖性為較純的中粗砂巖。自然伽馬測井曲線為箱型，阻流帶發育頻率低、規模小，水平段井軌跡多為單層平追型。I類井試氣產量通常超過10×104m3/d，無阻流量大于 30×104m3/d，預測井均EUR＞ 6 000×104m3。

圖6 水平井地質模式圖

Ⅱ類井鉆遇有效砂體長度大于550 m，儲層由于垂向疊置或側向搭接，在剖面具有一定連續性。相比一類井，巖性變細，厚度較小。Ⅱ類井試氣產量介于(7 ～ 10)×104m3/d，無阻流量介于 (20 ～ 30)×104m3/d，預測井均EUR介于 (5 000 ～ 6 000)×104m3。

Ⅲ類井鉆遇有效砂體長度450～550 m，有效砂體厚度5.0～5.5 m，儲層細粒成分高，連續性較差，僅在局部集中。水平段井軌跡斜度較大。Ⅲ類井試氣產量介于（5～7）×104m3/d，無阻流量介于(15～20)×104m3/d，預測井均EUR介于 (4 000 ～ 5 000)×104m3。

Ⅳ類井鉆遇儲層為薄層孤立型，包含1～2個小薄層，儲層粒度細，泥質含量高。有效砂體厚度薄，長度短，連續性差。由于鉆井前對地質條件沒有認清或是鉆井施工中出現了較大問題，Ⅳ類井水平井的實鉆剖面與設計剖面出現了較大的偏差，水平段井軌跡為大斜度形或階梯形。Ⅳ類井試氣產量小于5×104m3/d，無阻流量小于 15×104m3/d，預測井均EUR＜ 4 000×104m3。

3.3 不同類型水平井優化配產

相比于常規氣藏，致密氣水平井單井動態儲量小，沒有嚴格意義上的穩產期，投產即遞減。開發早期遞減快，后期遞減慢。根據投產時間較長的老井的生產特征分析，水平井前3年遞減率分別為35.2%、30.1%、26.2%（圖7），后期逐步減低到10.2%，全生命周期平均遞減率18.2%。水平井首年、前2年、前3年累產氣分別占到井均EUR的26.7%、44.0%及56.1%。

圖7 水平井遞減率隨生產時間變化的特征曲線圖

基于大量投產水平井樣本分析，擬合配產系數與無阻流量的關系（圖8），無阻流量越大，配產系數越低：①I類井，無阻流量大于30×104m3/d，合理配產系數為1/6，合理配產大于5×104m3/d；②Ⅱ類井，無阻流量介于(20～30)×104m3/d，合理配產系數介于1/6～1/5，合理配產介于(4～5)×104m3/d；③Ⅲ類井，無阻流量介于(15～20)×104m3/d，合理配產系數約1/5，合理配產介于(3～4)×104m3/d。在氣井開發早期先根據地質及動態參數快速進行氣井分類評價，繼而按照不同井類型進行配產，合理利用地層能量，提高氣井開發效果。

圖8 配產系數與無阻流量的關系圖

3.4 應用效果

將該水平井分類評價及優化配產方法應用于蘇里格氣田蘇東區塊，產生良好的效果（圖9）。

圖9 蘇里格東區水平井實鉆地質剖面圖

60-67H2井（圖9-a）于2014年完鉆，鉆遇有效砂體845 m、有效砂厚6.5 m、儲層孔隙度9.6%、滲透率0.85 mD、含氣飽和度63.2%。采用裸眼封隔器＋體積壓裂工藝壓裂6段，加砂量280.4 m3，返排率 85.4%，試氣產量 12.6×104m3/d、無阻流量32.7×104m3/d。根據水平井分類標準，判斷為Ⅰ類井。首年配產 5.6×104m3/d，目前累計產氣 5 497×104m3，開發效果較好，預測 EUR 值為 12 100×104m3。

27-30H2井（圖9-b）于2015年完鉆，鉆遇有效砂體570 m、有效砂厚5.6 m、儲層孔隙度8.5%、滲透率0.73 mD，含氣飽和度60.3%。采用遇油膨脹裸眼封隔器壓裂8段，加砂量319.4 m3，測試返排率81.1%，試氣產量 8.3×104m3/d、無阻流量 25.4×104m3/d。結合地質條件和開發效果，判斷為II類井。首年配產 4.1×104m3/d，目前累計產氣 4 497×104m3，預測 EUR 值為 5 700×104m3。

34-51H2井（圖9-c）于2014年完鉆，鉆遇有效砂體520 m、有效砂厚5.1 m、儲層孔隙度7.8%、滲透率0.65 mD、含氣飽和度57.4%。采用水力噴砂分7段壓裂，加砂量260.7 m3，測試返排率79.8%，試氣產量 5.6×104m3/d、無阻流量 15.4×104m3/d，綜合判斷為Ⅲ類井。首年配產3.0×104m3/d，目前累計產氣 2 507×104m3，預測 EUR 值為 4 300×104m3。

26-31H1井（圖9-d）于2012年完鉆，鉆前對地質條件認識不清，鉆遇有效砂體長度僅73 m、有效砂厚4.3 m、儲層孔隙度7.1%、滲透率0.55 mD、含氣飽和度52.4%。采用水力噴砂分5段壓裂，但有效砂體段僅壓裂2段，加砂量231.1 m3，測試返排率78.6%，試氣產量 3.6×104m3/d、無阻流量 11.43×104m3/d，為典型Ⅳ類井。首年配產2.2×104m3/d，目前累計產氣量 971×104m3，預測 EUR 值為 2 300×104m3。

4 結論

1）辮狀河相致密砂巖氣田儲層非均質性強，有效砂體厚度薄、規模小，在空間高度分散，預測難度大。辮狀河體系帶是控制沉積微相和有效砂體展布的關鍵地質參數。疊置帶儲層規模大，穩定性和連續性強，應側重于儲層厚度、儲量集中程度等區塊的整體評價，整體式部署水平井；過渡帶沉積水動力弱，儲層連續性相對局限，應在優選富集區的基礎上，側重于隔夾層描述、相鄰直井生產動態分析等局部“甜點”研究，評價式部署水平井。

2）針對辮狀河相致密砂巖儲層地質特點，提出了“多層約束、分級相控”的多步建模方法。基于高精度三維地質模型進行水平井部署，與傳統的布井方法相比，具有多資料融合、實時、直觀、準確率高的特點，能在水平井鉆進過程中更好地發揮地質導向作用。

3）結合地質特征與開發效果，可將水平井分為4種類型，Ⅰ、Ⅱ類井主要位于疊置帶，Ⅲ、Ⅳ類主要位于過渡帶。四類井的合理配產分別為大于5×104m3/d、(4 ～ 5)×104m3/d、(3 ～ 4)×104m3/d 和小于 3×104m3/d。在氣井開發早期先根據多個地質及動態參數快速進行氣井分類評價，繼而按照不同井類型進行配產，合理利用地層能量，提高氣井開發效果。