雷群 ，楊立峰 ，段瑤瑤 ，翁定為 ，王欣 ，管保山 ，王臻 ，郭英

（1. 中國石油天然氣集團有限公司油氣藏改造重點實驗室，河北廊坊 065007；2. 中國石油勘探開發(fā)研究院，河北廊坊 065007）

0 引言

中國非常規(guī)油氣資源豐富，其中致密氣可采資源量超過 9×1012m3，頁巖氣可采資源量為（10～25）×1012m3，致密油總資源量（119.7～124.5）×108t，實現(xiàn)這些非常規(guī)能源的有效開發(fā)有助于改善能源結(jié)構(gòu)[1-3]。借鑒北美技術(shù)模式[4-5]，中國利用自主研發(fā)的體積改造技術(shù)實現(xiàn)了非常規(guī)油氣“甜點區(qū)”初始產(chǎn)量的突破[6-10]，但由于地質(zhì)條件復雜、物性非均質(zhì)性強、壓裂形成的裂縫形態(tài)差異大且部分區(qū)域能量不足，導致穩(wěn)產(chǎn)難度大，采出程度低。非常規(guī)油氣開發(fā)仍面臨 4個難點：地層能量不足，壓后補充能量不受效，導致產(chǎn)量遞減快；“非甜點區(qū)”產(chǎn)量低；單井建井成本的高投入與國際油價的持續(xù)低迷，導致效益開發(fā)難；水平井初次壓裂后，大量分散成簇的射孔遍布井筒或分壓工具留在井中，造成低成本重構(gòu)井筒重復壓裂難。

為了解決上述問題，本文提出了“縫控儲量”改造優(yōu)化設(shè)計技術(shù)新概念及配套技術(shù)方法體系。該技術(shù)以整個油氣藏油氣采出量最大化為目標，強調(diào)裂縫與儲集層的匹配優(yōu)化、初次改造系數(shù)最大化和補能、改造及開采一體化概念，構(gòu)建與區(qū)塊匹配的井網(wǎng)及與之配套的裂縫系統(tǒng)和新的能量補充方式，使單井累計產(chǎn)量最大限度接近井控目標儲量，最大化儲集層初次改造系數(shù)，延長水平井重復壓裂周期或避免水平井重復壓裂，實現(xiàn)劣質(zhì)、低效資源的高效、長效動用和規(guī)模有效開發(fā)。

1 “縫控儲量”改造優(yōu)化設(shè)計技術(shù)理論內(nèi)涵

1.1 技術(shù)概念

中國非常規(guī)油氣雖然大面積連續(xù)分布，但資源豐度低且滲流能力差，幾乎無自然產(chǎn)能，目前以改造后衰竭開發(fā)為主，部分致密油層開展了注水補充能量試驗，但未見到明顯效果。以長慶油田某致密油井區(qū)為例，采用注水開發(fā)的長7儲集層與衰竭開發(fā)的長6、長8儲集層相比遞減趨勢相近，首年產(chǎn)量遞減率都達到40%以上（見圖 1）。另外，吐哈三塘湖、新疆瑪湖等致密油區(qū)塊首年產(chǎn)量遞減率為 50%～70%。因此中國致密油普遍表現(xiàn)為“甜點區(qū)”初始產(chǎn)量高，但遞減快、采收率低、成本高；而“非甜點區(qū)”單井產(chǎn)量低，根本無法實現(xiàn)商業(yè)化開發(fā)。數(shù)值模擬結(jié)果表明，致密油儲集層由于物性差，當人工裂縫密度較低時，初次改造后縫間存在大量剩余油無法有效動用，但目前缺乏低成本的井筒重構(gòu)技術(shù)，重復壓裂工具管柱尺寸受限，尚無法在水平井中實現(xiàn)大排量、大砂量、大液量的體積改造重復壓裂；而當裂縫密度較高時，初次改造的剩余油區(qū)域變?。ㄒ妶D 2）?；谏鲜鲈?，本文提出了“縫控儲量”改造優(yōu)化設(shè)計技術(shù)概念，即通過優(yōu)化形成與“甜點區(qū)”和“非甜點區(qū)”匹配程度高的裂縫體系，實現(xiàn)非常規(guī)油氣資源的立體動用和經(jīng)濟高效開發(fā)。

圖1 長慶油田典型致密油區(qū)塊單井日產(chǎn)量

圖2 縫間距為15 m和50 m時含油飽和度分布

“縫控儲量”改造優(yōu)化設(shè)計技術(shù)以油氣區(qū)塊整體為研究對象，以一次性最大化動用并采出整個油氣藏油氣為目標，通過優(yōu)化井網(wǎng)、鉆井軌跡、完井方式、裂縫分布和形態(tài)、補能模式和排采方式，構(gòu)建與儲集層匹配的井網(wǎng)、裂縫系統(tǒng)和驅(qū)替系統(tǒng)，實現(xiàn)注入與采出一體化，最終改變滲流場和油氣的流動性，提高一次油氣采收率和凈現(xiàn)值，實現(xiàn)油氣資源規(guī)模有效開發(fā)和全動用。其技術(shù)關(guān)鍵是形成與儲集層匹配的裂縫和能量補充系統(tǒng)，實現(xiàn)初次壓裂后裂縫對周圍區(qū)域的儲量動用和原油的最大產(chǎn)出量，保證縫間和井間剩余油氣最小化。

1.2 “縫控儲量”改造優(yōu)化設(shè)計與常規(guī)改造技術(shù)的區(qū)別

目前應用的常規(guī)儲集層體積改造技術(shù)強調(diào)平面和縱向上“甜點區(qū)”的優(yōu)選和改造，而“縫控儲量”改造優(yōu)化設(shè)計技術(shù)強調(diào)的是對“甜點區(qū)”和“非甜點區(qū)”的立體動用和最大化一次改造后的油氣儲量動用程度，采用“勘探—開發(fā)—工程一體化”的技術(shù)理念，優(yōu)化井網(wǎng)、裂縫體系和補能方式，一次性構(gòu)建完善的裂縫系統(tǒng)。

1.3 技術(shù)內(nèi)涵

“縫控儲量”改造優(yōu)化設(shè)計技術(shù)內(nèi)涵包括 3個方面：研究對象為整個區(qū)塊，涵蓋“甜點區(qū)”與“非甜點區(qū)”；研究目標從以井為主體的井控儲量計算[11-14]和開發(fā)模式，轉(zhuǎn)變?yōu)橐粤芽p為主體的儲量動用模式，每條裂縫會因所在單元物性不同呈現(xiàn)個性化狀態(tài)；強調(diào)一次性儲量的動用和采出，重復壓裂是為了恢復老縫的滲透率，而非以造新縫為目的。

1.4 目標函數(shù)

為了量化儲集層改造技術(shù)應用效果，根據(jù)“縫控儲量”改造技術(shù)概念，對目標函數(shù)進行了定義。

勘探或開發(fā)過程中，將油藏分成n個獨立區(qū)域，每個區(qū)域部署 1口井，將這個區(qū)域定義為井控目標區(qū)域（見圖 3a、圖 3b），而區(qū)域內(nèi)的油氣儲量即為該井的井控目標儲量。將某一井控目標區(qū)域劃分成m個單元，每個單元部署1組單一裂縫或1組相互連通的復雜裂縫，通過這組裂縫（網(wǎng)）控制和采出該單元內(nèi)的油氣儲量即縫控目標儲量VF，如圖3c—圖3f所示。

圖3 水平井“縫控儲量”改造優(yōu)化設(shè)計技術(shù)應用目標示意圖

井控目標儲量和單井控制儲量的區(qū)別在于單井控制儲量是指采油井開采過程中油氣供給區(qū)域內(nèi)的地質(zhì)儲量[15-18]（見圖 4），即井能控制的實際區(qū)域。而本文提出的井控目標儲量是開發(fā)方案中分配給井的“責任田”，即需要該井開發(fā)的區(qū)域內(nèi)儲量，其有效控制由儲集層的物性和開發(fā)過程中的開采參數(shù)決定。

由定義可以看出，對于改造系數(shù)較差的情況（見圖 3c、圖 3e），水平井井控目標區(qū)域內(nèi)平面范圍或者層間縱向范圍內(nèi)有很大的“空白區(qū)域”，這些“空白區(qū)域”在生產(chǎn)后期得不到有效動用，成為剩余油氣，使改造系數(shù)遠遠小于1。對于改造系數(shù)較好的情況（見圖3d、圖3f），裂縫在縱向和平面上波及范圍較廣，幾乎能夠覆蓋所有油氣區(qū)，區(qū)域內(nèi)油氣在井生命周期結(jié)束后得到充分動用，改造系數(shù)趨近于1。同時當控藏系數(shù)趨近于 1時，井間平面范圍或?qū)娱g縱向范圍內(nèi)“空白區(qū)域”很小，油氣得到有效控制和采出。

提高改造系數(shù)是提高致密儲集層井控目標區(qū)域內(nèi)最終采收率的關(guān)鍵；而提高控藏系數(shù)可以提高整個油氣藏的最終采收率?！翱p控儲量”改造優(yōu)化設(shè)計技術(shù)的終極目標是改造后改造系數(shù)和控藏系數(shù)都趨近于1。

圖4 單井控制儲量和井控目標儲量對比示意圖

2 “縫控儲量”改造優(yōu)化設(shè)計技術(shù)實現(xiàn)途徑

為了實現(xiàn)“縫控儲量”改造優(yōu)化設(shè)計技術(shù)目標，本文采用“3優(yōu)化、3控制”的技術(shù)路線，即通過優(yōu)化井間距實現(xiàn)對砂體范圍的控制，優(yōu)化裂縫系統(tǒng)實現(xiàn)對地質(zhì)儲量的控制，優(yōu)化能量補充方式實現(xiàn)對單井遞減的控制。其核心技術(shù)方法包括：大平臺作業(yè)模式下的井間距優(yōu)化、以改造系數(shù)最大化為原則的裂縫參數(shù)優(yōu)化、以補能增效為目標的注入流體優(yōu)化。

2.1 水平段長度和井間距優(yōu)化技術(shù)

2.1.1 儲集層物性評價

儲集層物性是技術(shù)應用的基礎(chǔ)，相對精確的刻畫可以確保后續(xù)方案實施的合理性。因此儲集層評價和天然裂縫系統(tǒng)預測技術(shù)是“縫控儲量”改造優(yōu)化設(shè)計技術(shù)的重要基石。目前的技術(shù)手段充分利用非常規(guī)油氣資源已有的勘探和開發(fā)大數(shù)據(jù)信息，獲得巖性、物性、烴源巖、含油性、脆性、地應力、各向異性等地質(zhì)及測井參數(shù)，建立反映地下實際情況的地質(zhì)物理模型和三維應力場模型，對儲集層進行精細刻畫，為產(chǎn)能模擬和裂縫擴展模擬提供可靠模型。

2.1.2 裂縫系統(tǒng)評估及認識

對壓裂裂縫幾何尺寸的認識是壓裂方案優(yōu)化的基礎(chǔ)，綜合利用微地震監(jiān)測（見圖 5）、微形變和示蹤劑等技術(shù)，分析壓裂裂縫體系的復雜程度。在此基礎(chǔ)上，利用人工裂縫反演和數(shù)值模擬等技術(shù)（見圖 6），建立能夠反映地下實際情況的壓裂裂縫體系模型，根據(jù)該模型，進行壓裂改造的有效性評價，預測油氣生產(chǎn)動態(tài)和補充能量開發(fā)方式。

2.1.3 長水平井段設(shè)計與實施

圖5 LAH井微地震監(jiān)測結(jié)果（不同顏色代表不同分壓級次的事件）

圖6 MAH井裂縫擴展剖面圖

基于優(yōu)質(zhì)儲集層展布優(yōu)化井眼軌跡，采用PDC（聚晶金剛石復合片）鉆頭、高效率螺桿鉆具、“一趟鉆”鉆井設(shè)計和優(yōu)質(zhì)水基鉆井液體系等來降低井筒復雜性，提高鉆井速度，降低鉆井成本；采用地質(zhì)工程一體化“甜點”預測、水平井地質(zhì)導向和三維繞障鉆井技術(shù)提高儲集層鉆遇率，實現(xiàn)優(yōu)質(zhì)儲集層“零”丟失；結(jié)合儲集層砂體展布特征和井場設(shè)計，增加水平井段長度至2 000～3 000 m，增加水平井筒與油氣藏的接觸面積，提高水平段的產(chǎn)油氣能力，降低單位長度鉆井成本，減少單位面積所需平臺數(shù)量和地面工程及中游基礎(chǔ)建設(shè)費用。

2.1.4 小水平井間距設(shè)計

美國幾大主要致密油氣區(qū)塊的水平井井間距從400 m縮小到100～200 m，在Barnett、Eagle Ford、Marcellus試驗了最小井間距為76 m的平臺水平井[19]。目前中國的致密油井間距一般為300～800 m，吐哈致密油加密后井距達100 m。以裂縫體系評估認識到的裂縫長度為上限，進行井距的優(yōu)化設(shè)計，使壓裂對兩井間儲集層基質(zhì)形成的“縫控”面積變小，“縫控”面積內(nèi)基質(zhì)向裂縫的滲流距離進一步減小，井間難動用區(qū)域面積減小，波及效率提高；同時，縮小井距降低了平臺壓裂時對壓裂裂縫長度的要求，有利于壓裂技術(shù)的應用與控制。

2.2 裂縫系統(tǒng)優(yōu)化技術(shù)

2.2.1 “4 段式控縫”精準裂縫布放技術(shù)

裂縫的布放是系統(tǒng)工程，需要從源頭進行控制，基于此本文提出了“4段式控縫”精準裂縫布放技術(shù)，即在布井、完井、壓裂、返排 4個關(guān)鍵環(huán)節(jié)對裂縫進行控制。在方案部署階段通過井距、水平井段長度、井眼方位及井眼軌跡的設(shè)計，控制裂縫縱向和平面的分布，形成與砂體匹配的裂縫系統(tǒng)；在完井階段通過射孔或裸眼方式優(yōu)化裂縫起裂位置和數(shù)量，控制裂縫間距和縫間儲量；在設(shè)計和實施階段控制裂縫質(zhì)量，主要利用液體性能、施工排量、泵砂程序等優(yōu)化，結(jié)合微地震監(jiān)測結(jié)果對參數(shù)進行適當調(diào)整從而控制人工裂縫的形態(tài)；在返排階段通過優(yōu)化燜井時間和油嘴尺寸控制返排速度，實現(xiàn)地層不出砂及近井裂縫高導流，保證壓后改造效果，控制支撐裂縫形態(tài)。

2.2.2 設(shè)計和實施技術(shù)思路

目前已形成2種人工裂縫精細改造技術(shù)：①以“快鉆橋塞組合分簇射孔”為主，主要針對不利于形成復雜裂縫的致密油儲集層，通過分段多簇壓裂，實現(xiàn)細分切割儲集層改造；②復雜裂縫壓裂改造方式，主要針對天然裂縫發(fā)育的脆性儲集層，采用大排量、暫堵轉(zhuǎn)向等方式，通過水平井裂縫間距優(yōu)化形成復雜裂縫系統(tǒng)，在不同特征儲集層的縫端、縫內(nèi)、縫口加入多種儲集層改造智能材料體系，改變儲集層巖石潤濕性，實現(xiàn)定點位置的人工裂縫轉(zhuǎn)向。

2.2.3 低成本分壓技術(shù)工藝

為了進一步提高“縫控儲量”，國外非常規(guī)油氣開發(fā)中逐步縮小分段壓裂的段間距，以Utica油田為例，2014年的段間距為61～76 m，2016年3月Purple Hayes平臺水平井壓裂段間距為46 m，同年6月Wheeler平臺水平井壓裂段間距縮短到34 m，最小簇間距僅為4.5 m[20]。石油公司在Permian盆地也針對密集布井和密集布縫開展了壓裂試驗[21]。致密儲集層滲透率低，啟動壓力高，在一定的開發(fā)周期內(nèi)，井控范圍幾乎等同于人工裂縫的控制區(qū)域。國內(nèi)致密油儲集層的室內(nèi)物模實驗和現(xiàn)場實踐都證明儲集層難以“打碎”，采用目前現(xiàn)有的橋塞分段分簇射孔的水平井體積改造技術(shù)無法實現(xiàn)理想的復雜裂縫網(wǎng)絡(luò)（現(xiàn)國內(nèi)常用的水平井壓裂段長60～80 m，每段2～3簇，每簇10～16孔）。為增加人工裂縫密度并控制儲集層儲量，同時降低施工成本，國外采用極限分簇限流射孔技術(shù)縮小段（簇）間距[22-24]，即在確保段內(nèi)每簇可壓開的前提下，最大限度地增加每段的簇數(shù)，利用總的孔眼數(shù)來實現(xiàn)對每簇節(jié)流阻力的控制，從而形成縫控基質(zhì)單元，大幅度增加單位面積可動用儲量，將傳統(tǒng)井控儲量模式發(fā)展成縫控可采儲量模式，提高采收率。

2.2.4 交錯布縫工藝

圖7 對稱布縫與交錯布縫示意圖（σH為最大水平主應力，序號代表施工次序）

在2口平行的水平井段上交錯布縫（見圖7），增加了裂縫穿透比，并利用 2條縫間的誘導應力改變原有天然裂縫形態(tài)，產(chǎn)生次生裂縫，形成復雜縫網(wǎng)結(jié)構(gòu)，增加地層內(nèi)裂縫的復雜程度，從而擴大裂縫控制面積，避免了對稱布縫時因增加裂縫穿透比導致 2口井連通的不利情況。

2.3 非常規(guī)油氣補能機理及控制技術(shù)

致密油在沒有能量補充的條件下，僅依靠流體和巖石的彈性能，采用水平井多段壓裂技術(shù)衰竭方式開采，一次采收率僅為5%～10%。國外致密油氣有效補能的技術(shù)方法仍處于探索中。本文在文獻調(diào)研、現(xiàn)場實踐和理論分析的基礎(chǔ)上，提出了3種補能方式。

2.3.1 前期大規(guī)模壓裂液注入蓄能

致密油具有低孔、超低滲特征，單井之間不具備儲集層連通效應，即單井控制儲量范圍可看作一個獨立的封閉性儲集體，能有效保證地層能量不向外界擴散。儲集層改造高速注入大規(guī)模液量，一方面可提高人工裂縫的復雜程度和改造體積以及裂縫的比表面積，增加液體的滯留時間和體積，從而加強能量補充效果；另一方面不同位置人工裂縫或裂縫分支存在非均勻壓力系統(tǒng)，可形成縫間驅(qū)替（見圖 8）。該方法與吞吐注入和衰竭式開采相比，可明顯提高地層能量和累計產(chǎn)量。

圖8 縫間壓力驅(qū)替示意圖

油藏數(shù)值模擬結(jié)果表明，體積為8×106m3的油藏通過水力壓裂快速注入1×104m3壓裂液，平均地層壓力可上升2.14 MPa，能量得到補充，產(chǎn)量也隨之提升。從礦場試驗看，新疆瑪湖地區(qū)致密油水力壓裂單位長度井段的注液量由8.5 m3提升至15.0 m3（其中MAB_H水平井段注入液量為 8.5 m3/m，其他井水平井段注入液量為15 m3/m），300 d后壓裂液的返排率由65%降至20%，壓降速率降低 40%～46%（見圖 9），可見大量液體注入有利于提高地層能量。

圖9 “縫控儲量”改造蓄能作用礦場試驗壓降速率對比圖

以長慶某井為例，對壓裂蓄能方法進行說明。該井油層深度2 288 m，油層厚度16.46 m，壓力系數(shù)0.72，基質(zhì)滲透率 0.17×10-3μm2，孔隙度 7.9%，水平段長800 m，壓裂分10段，段間距48～67 m，半縫長211 m，導流能力30 μm2·cm。設(shè)置3種不同方案并對比產(chǎn)油效果：①無能量補充衰竭方式開采；②5次吞吐循環(huán)，即油井生產(chǎn)3年后在1個月時間內(nèi)，分別注入采出量80%、100%、120%、150%的水，燜井1個月，繼續(xù)生產(chǎn)3年，再在1個月時間內(nèi)，分別注入相同體積的水，并燜井1個月，依次類推共注入及采出5個循環(huán)；③蓄能壓裂注入，即壓裂時一次性注入等量活性水，注入量為方式②5個循環(huán)的總量，對比結(jié)果顯示，蓄能壓裂能夠明顯提高單井累計產(chǎn)量（見圖10）。

圖10 蓄能壓裂、吞吐循環(huán)和衰竭開采的累計產(chǎn)量對比圖

2.3.2 中后期多輪次注水能量補充

致密油層實施水力壓裂后，壓裂液主要分布在形成的裂縫網(wǎng)絡(luò)內(nèi)（或裂縫附近基質(zhì)內(nèi)），基質(zhì)滲透率低，壓裂液在短時間內(nèi)無法有效運移到基質(zhì)內(nèi)部。大量壓裂液的存在使得改造區(qū)縫網(wǎng)內(nèi)壓力明顯升高，而被裂縫網(wǎng)絡(luò)切割的基質(zhì)巖塊內(nèi)部壓力仍然保持為原始地層壓力，因此基質(zhì)巖塊內(nèi)存在大量剩余油，開發(fā)中后期需進行多輪次注入—關(guān)井—生產(chǎn)提高采收率。在關(guān)井過程中，一方面壓力可由裂縫網(wǎng)絡(luò)向被其切割的基質(zhì)巖塊內(nèi)傳播，另一方面因油水重力分異，壓裂液不斷向儲集層縫網(wǎng)較低部位運移，油向縫網(wǎng)內(nèi)高部位運移并聚集，實現(xiàn)關(guān)井蓄能后井口快速見油。關(guān)井時間主要受縫網(wǎng)間距和基質(zhì)滲透率影響，縫網(wǎng)間距越小，所需要的驅(qū)動壓差越小，合理關(guān)井時間越短；基質(zhì)滲透率越小，油氣啟動壓力梯度越大，合理關(guān)井時間越長。

2.3.3 后期采出氣再注入補能技術(shù)

注氣是 1種有效的提高原油采收率的方法[18-19]，不僅可以維持地層壓力，還可以提高驅(qū)油效率。注入地層的混相氣通過重力排驅(qū)、毛管驅(qū)動、彌散擴散、壓力驅(qū)動等作用，實現(xiàn)裂縫與基巖之間的交叉流和質(zhì)量傳遞，達到開采殘留在基巖中大量原油的目的。利用采出氣回注，不存在混相困難，且具經(jīng)濟效益和環(huán)境效益。由于氣體注入能力強，相同注入壓力下氣體更容易進入微小孔隙，將壓力傳到儲集層深處，從而達到補充能量的目的，驅(qū)替孔隙剩余致密油。巴肯組巖心驅(qū)替實驗和油藏模擬研究得出，注氣與注水相比能采出更多原始地質(zhì)儲量，驅(qū)替效率為28%～60%[24]；假設(shè)體積波及效率為50%，最終采收率將達到 14%～30%，模擬模型預測先導試驗最終采收率可達到23%[22]。

3 工業(yè)試驗應用成效

3.1 致密油應用成效

“縫控儲量”改造優(yōu)化設(shè)計技術(shù)在非常規(guī)油氣的開發(fā)實踐中取得了顯著增產(chǎn)效果。2017年在新疆油田瑪 131井區(qū)開發(fā)方案中采納該理念，將水平井井間距由400 m降到300 m，縫間距由勘探階段60～100 m減小到開發(fā)試驗階段30 m，150 d累計產(chǎn)量提高了近60%（見圖11），8口試驗井30 d末平均產(chǎn)量23.5 t/d，比以往提高1.9倍，預計油藏采收率可提高2%以上；同年在吐哈油田三塘湖致密油馬56區(qū)塊開展“縫控儲量”改造優(yōu)化設(shè)計技術(shù)先導試驗，水平井井間距由 400 m縮小至100 m，壓裂井縫間距由46 m縮小至12 m左右，每段簇數(shù)由2簇增加至5簇，完成現(xiàn)場先導試驗5井47段195簇，其中馬58-2H井初期產(chǎn)量為51.0 t/d，試驗井平均產(chǎn)量25.7 t/d，與鄰井相比增產(chǎn)1.7倍，預計井組采收率增加0.92%。

圖11 瑪131井區(qū)裂縫間距與累計產(chǎn)量對應關(guān)系圖

3.2 頁巖氣應用成效

長水平段鉆完井可增大壓裂規(guī)模，增加有效改造體積。2017年長寧—威遠示范區(qū)龍馬溪組頁巖氣水平井段平均長1 624 m，最長水平段2 512 m，加砂強度平均1.4 t/m，最高單段達到3.1 t/m。通過增加段數(shù)、縮小段長、增加簇數(shù)、縮短簇間距提高改造程度，2017年長寧—威遠示范區(qū)龍馬溪組頁巖水平井分段壓裂簇間距平均值為22.8 m，所有井中最小簇間距15 m，單井最多簇數(shù)134簇?！翱p控儲量”改造優(yōu)化設(shè)計技術(shù)的應用，使頁巖氣產(chǎn)量由 2014年典型井的平均產(chǎn)量10.2×104m3/d（8口井），提高到 2017年的平均產(chǎn)量28.8×104m3/d（16口井），有力支撐了頁巖氣商業(yè)化規(guī)模開發(fā)。

4 結(jié)論

“縫控儲量”改造優(yōu)化設(shè)計技術(shù)即通過優(yōu)化形成與“甜點區(qū)”和“非甜點區(qū)”匹配程度高的裂縫體系，實現(xiàn)非常規(guī)油氣資源的立體動用和經(jīng)濟高效開發(fā)。通過構(gòu)建與區(qū)塊匹配的井網(wǎng)及與之配套的裂縫體系，使單井水力裂縫能采出的累計產(chǎn)量最大限度接近井控儲量，追求初次改造系數(shù)最大化，延長水平井重復壓裂周期或避免水平井重復壓裂，實現(xiàn)劣質(zhì)、低效資源的高效、長效動用和規(guī)模有效開發(fā)。

采用“3優(yōu)化、3控制”的改造優(yōu)化設(shè)計技術(shù)路線，形成了“縫控儲量”改造優(yōu)化設(shè)計技術(shù)實現(xiàn)途徑及核心技術(shù)體系：以裂縫體系評估認識到的裂縫（或縫網(wǎng)）長度為上限，同時考慮布縫模式，優(yōu)化井間距實現(xiàn)對砂體范圍的控制；通過“4段式控縫”精準裂縫布放思路，優(yōu)化裂縫系統(tǒng)實現(xiàn)對地質(zhì)儲量的控制；通過開發(fā)前期大規(guī)模壓裂液注入補充能量、開發(fā)中后期多輪次注水補充能量、開發(fā)后期采出氣再注入補充能量的 3種方式實現(xiàn)對單井產(chǎn)量遞減的控制。

“縫控儲量”改造優(yōu)化設(shè)計理論與技術(shù)，使“開發(fā)壓裂”走向“壓裂開發(fā)”，更精準合理地進行裂縫布放，實現(xiàn)縱向和平面上儲集層的立體全動用，最大化實現(xiàn)非常規(guī)油氣資源大規(guī)模、可持續(xù)、高效益的開發(fā)，對石油工業(yè)的基礎(chǔ)理論創(chuàng)新與技術(shù)革新具有重大價值。

符號注釋：

i——油藏被劃分的獨立區(qū)域編號；j——井控目標區(qū)域內(nèi)單元編號；M——控藏系數(shù)，無因次；m——井控目標區(qū)域內(nèi)單元數(shù)量；n——油藏被劃分的獨立區(qū)域數(shù)量；S——改造系數(shù)，無因次；t——時間，d；VF——縫控目標儲量，t；VM——井控目標儲量，t；VP——縫控產(chǎn)量，t。