趙勇，李南穎，楊建，程詩勝

（1.中國石化西南油氣分公司勘探開發(fā)研究院，四川成都610041；2.中國石化江蘇油田分公司勘探開發(fā)研究院，江蘇揚(yáng)州225100）

合理的開發(fā)井距是提高井控儲量，實(shí)現(xiàn)氣藏規(guī)模、效益開發(fā)的關(guān)鍵。井距偏大，井間儲量動(dòng)用不充分；井距偏小，井間干擾加劇、開發(fā)成本變高[1-2]。頁巖儲層由于滲透性極差，均需壓裂才能投產(chǎn)，工藝技術(shù)的差異也決定了開發(fā)井距的設(shè)計(jì)[3-6]。隨著威榮氣田改造工藝技術(shù)的不斷進(jìn)步，主體壓裂工藝由“控近擴(kuò)遠(yuǎn)”向“密切割”工藝轉(zhuǎn)變，通過微地震監(jiān)測、壓裂模擬等方法均表明，前期設(shè)計(jì)400 m井距需要進(jìn)行針對性的調(diào)整。國內(nèi)外目前通過現(xiàn)場小井距試驗(yàn)確定井間干擾，開展井距優(yōu)化設(shè)計(jì)研究。APIWAT等[7]在Bakken氣藏開展現(xiàn)場先導(dǎo)實(shí)驗(yàn)，通過微地震監(jiān)測、放射性元素及化學(xué)元素追蹤等多種手段，確定了有效裂縫半長213～274 m，得出最優(yōu)井距；BELYADI等[8]考慮凈現(xiàn)值（NPV）是評估最優(yōu)井距的關(guān)鍵參數(shù)，得到Utica頁巖氣藏最優(yōu)井距為366～396 m；而CRAIG等[9]通過微地震監(jiān)測及生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析、數(shù)值模擬研究，認(rèn)為Utica頁巖氣藏在251 m井距、9 m簇間距配合小規(guī)模壓裂的情況下能去的更好的開發(fā)效益；LIANG等[10]對比Delaware盆地不同壓裂程度、不同井距模式下開發(fā)效果，得出大井距配合大規(guī)模壓裂的開發(fā)模式更佳。近年來，國內(nèi)頁巖氣開發(fā)也逐漸積累了一些經(jīng)驗(yàn)：張珈銘等[11]指出川南頁巖氣一次性布井到位、縮短建井及壓裂周期可有效降本增效；雍銳等[12]建立了地質(zhì)—工程—經(jīng)濟(jì)一體化技術(shù)對四川長寧—威遠(yuǎn)頁巖氣區(qū)塊開發(fā)井距進(jìn)行了評價(jià)，得出區(qū)塊最優(yōu)井距在330～380 m。

以地質(zhì)工程一體化思路為指導(dǎo)，采用地質(zhì)建?！獢?shù)值模擬一體化技術(shù)，通過經(jīng)濟(jì)技術(shù)評價(jià)相結(jié)合的手段，以實(shí)現(xiàn)儲量動(dòng)用程度最大、采出程度最高、經(jīng)濟(jì)效益最優(yōu)為原則，開展了威榮氣田開發(fā)井距的優(yōu)化設(shè)計(jì)，支撐氣田的合理、效益開發(fā)。

1 氣藏概況

威榮頁巖氣田處于威遠(yuǎn)構(gòu)造東南翼白馬鎮(zhèn)向斜內(nèi)，目的層五峰組—龍馬溪組一段發(fā)育了一套暗色富有機(jī)質(zhì)富硅質(zhì)泥頁巖，埋深3 550～3 880 m，地層壓力系數(shù)1.94～2.06，屬深層、異常高壓連續(xù)型頁巖氣藏。開發(fā)層系①—④號層頁巖品質(zhì)及含氣性較優(yōu)，厚25～39 m，分布穩(wěn)定，具有高TOC（平均2.80 %）、高孔隙度（平均6.07 %）、高脆性（平均64 %）、高含氣量（平均3.15 m3/t）、低黏土（平均34%）的“四高一低”特征。①—④號層泊松比平均0.21，楊氏模量平均21.6 GPa，力學(xué)脆性指數(shù)0.43，水平主應(yīng)力差值10.7 MPa，工程地質(zhì)參數(shù)呈現(xiàn)力學(xué)脆性指數(shù)偏低、水平應(yīng)力差值較大的特征，壓裂難于形成復(fù)雜縫網(wǎng)的特征。

2 開發(fā)井距適應(yīng)性分析

開發(fā)評價(jià)階段，威榮氣田壓裂工藝以“控近擴(kuò)遠(yuǎn)”為總體思路，單段段長70～75 m，按“一段三簇”射孔，簇間距20 m，段間距32～35 m，針對性設(shè)計(jì)開發(fā)井距為400 m。產(chǎn)能建設(shè)階段，隨著工藝技術(shù)的不斷進(jìn)步，逐步形成以“密切割、強(qiáng)加砂、暫堵轉(zhuǎn)向”為核心的二代改造工藝技術(shù)，新工藝主體按“一段六簇”射孔，簇間距10 m，段間距25～35 m。通過微地震監(jiān)測、壓降試井、壓裂模擬等方法，對設(shè)計(jì)的400 m井距適應(yīng)性進(jìn)行了分析。

1）微地震監(jiān)測

W2井整體采用“一段六簇”改造工藝，部分段采用“一段三簇”改造工藝，從該井的微地震監(jiān)測來看（圖1、表1），“一段六簇”的壓裂工藝微地震波及長度140～245 m，平均182.4 m；“一段三簇”壓裂微地震波及長度236～302 m，平均269 m。

表1 威榮頁巖氣田W2井微地震事件響應(yīng)統(tǒng)計(jì)Table 1 Response statistics of microseismic events of Well-W2 in Weirong Shale Gas Field

圖1 威榮頁巖氣田W2、W3井微地震監(jiān)測Fig.1 Microseismic monitoring of Well-W2 and Well-W3 in Weirong Shale Gas Field

2）動(dòng)態(tài)分析

W1井采用“一段三簇”工藝改造，通過雙對數(shù)曲線圖版識別W1井的流動(dòng)階段，如圖2所示，斜率直線表明氣井主體處于地層邊界流動(dòng)階段。通過采用流動(dòng)物質(zhì)平衡方法，根據(jù)規(guī)整化累產(chǎn)氣量與產(chǎn)量關(guān)系曲線（圖3），可以計(jì)算該井平均有效裂縫長度為260 m左右。

圖2 威榮頁巖氣田W1井流動(dòng)階段診斷Fig.2 Diagnosis of flow stage in Well-W1 in Weirong Shale Gas Field

圖3 威榮頁巖氣田W1井流動(dòng)物質(zhì)平衡曲線Fig.3 Flowing material balance curve of Well-W1 in Weirong Shale Gas Field

3）壓降試井

通過對壓裂停泵后的壓降曲線進(jìn)行精細(xì)分析，基于壓降試井理論可以定量評價(jià)不同壓裂簇?cái)?shù)的改造裂縫長度[13-15]。通過對W2井停泵壓降數(shù)據(jù)分析，隨著單段簇?cái)?shù)的增加，單簇主裂縫長明顯降低，“一段三簇”改造工藝裂縫長度為381 m，“一段六簇”改造工藝裂縫長度為225 m（表2）。

表2 裂縫參數(shù)解釋結(jié)果Table 2 Crack parameter interpretation results

4）壓裂模擬

基于壓裂模擬方法，構(gòu)建W平臺壓裂裂縫擴(kuò)展模型，針對性的研究了不同壓裂工藝條件下的裂縫擴(kuò)展情況。模擬研究表明，密切割工藝提高壓裂段內(nèi)水力裂縫覆蓋率，但改造段內(nèi)各簇縫長降低，同時(shí)由于各簇裂縫分流作用強(qiáng)，縱向應(yīng)力縫高擴(kuò)展受限；“一段三簇”改造工藝裂縫長度為400 m，而“一段六簇”改造工藝裂縫長度為300 m，六簇比三簇壓裂縫長降低25%，改造體積內(nèi)水力裂縫密度增加近一倍（圖4）。

圖4 不同簇?cái)?shù)條件下裂縫擴(kuò)展模擬結(jié)果Fig.4 Simulation results of fracture propagation under different cluster numbers

綜合上述，水平井井距與壓裂工藝技術(shù)密切相關(guān)。前期采用“一段三簇”改造工藝裂縫長度240～400 m，而產(chǎn)建方案采用“一段六簇”工藝后裂縫長度只有140～300 m，如果沿用前期設(shè)計(jì)400 m井距，則會造成井間100～220 m儲量無法動(dòng)用，因此，有必要對開發(fā)井距進(jìn)行優(yōu)化調(diào)整。

3 地質(zhì)工程一體化井距優(yōu)化設(shè)計(jì)

地質(zhì)工程一體化是頁巖氣開發(fā)工作的核心，也是指導(dǎo)開發(fā)技術(shù)政策制定的關(guān)鍵。頁巖氣地質(zhì)建?！獕毫涯M—數(shù)值模擬一體化技術(shù)正是地質(zhì)工程一體化研究的體現(xiàn)，而壓裂模擬又是最關(guān)鍵的環(huán)節(jié)[16-18]。在地質(zhì)建模的基礎(chǔ)上，結(jié)合微地震監(jiān)測、動(dòng)態(tài)分析、壓裂模擬等成果，形成以裂縫長度、高度準(zhǔn)確刻畫和定量表征為核心的地質(zhì)建?！獢?shù)值模擬一體化技術(shù)，實(shí)現(xiàn)了威榮氣田頁巖氣儲量動(dòng)用及采出狀況的定量評價(jià)，通過經(jīng)濟(jì)—技術(shù)一體化評價(jià)相結(jié)合的手段，開展井距最優(yōu)化設(shè)計(jì)[19-20]。

3.1 數(shù)值模擬模型的建立

參考威榮氣田W1井巖心分析實(shí)驗(yàn)、高壓物性實(shí)驗(yàn)等成果數(shù)據(jù)，結(jié)合新工藝氣井微地震監(jiān)測、廣域電磁法監(jiān)測、RTA分析等成果，開展了分區(qū)屬性設(shè)置，建立了W平臺數(shù)值模擬模型。模型采用角點(diǎn)網(wǎng)格，研究工區(qū)范圍：1 600×1 200×38.7 m，網(wǎng)格步長：20×10×（2.5～16.8）m，網(wǎng)格節(jié)點(diǎn)數(shù)：80×120×16=115 200（個(gè)）。水平井水平段長度1 500 m，采用20段壓裂，每段3～6簇（等間距）。裂縫模型采用嵌入式裂縫網(wǎng)絡(luò)模型，裂縫半長參考微地震監(jiān)測資料，裂縫寬度0.015 m，導(dǎo)流能力（30～75）×10-3μm2.，分支縫采用等效處理，有效滲透率數(shù)量級（10-2～10-3）×10-3μm2。模型中吸附氣的解吸符合Langmuir等溫吸附定律和Fick擴(kuò)散定律，蘭式壓力8 MPa，蘭式體積2.1 m3/t，氣體擴(kuò)散系數(shù)0.65 m3/d。

為了精細(xì)描述不同流動(dòng)區(qū)域的差異性，將模型劃分為四個(gè)不同流動(dòng)能力區(qū)域：最佳SRV區(qū)、次佳SRV區(qū)、欠佳SRV區(qū)、未改造區(qū)（圖5）。其中最佳SRV區(qū)為I區(qū)主裂縫（壓裂片）兩側(cè)各5～10 m；次佳SRV區(qū)為I區(qū)兩側(cè)之間以及頂端外延40～60 m的支裂縫較發(fā)育區(qū)；欠佳SRV區(qū)為Ⅱ區(qū)外圍受壓裂影響不明顯區(qū)以及氣井遠(yuǎn)端壓裂無法改造的IV區(qū)。

圖5 單井裂縫模型設(shè)計(jì)Fig.5 Design of single well fracture model

分區(qū)屬性設(shè)置如下：

1）滲透率分區(qū)設(shè)置：主裂縫滲透率（2 000～5 000）×10-3μm2；I區(qū)網(wǎng)格滲透率范圍（101～10-1）×10-3μm2；Ⅱ區(qū)受壓裂改造影響較為明顯，滲透率范圍（10-2～10-3）×10-3μm2；Ⅲ區(qū)受壓裂改造影響不明顯，滲透率范圍（10-3～10-4）×10-3μm2；IV區(qū)未受改造影響，滲透率范圍10-5×10-3μm2數(shù)量級。

2）相對滲透率分區(qū)設(shè)置（圖6）：模型劃分為3個(gè)滲流分區(qū)，其中滲流I為壓裂未改造IV區(qū)，采用基質(zhì)氣水相滲數(shù)據(jù)；相滲2區(qū)為欠佳SRV區(qū)（Ⅲ區(qū)）和次佳SRV區(qū)（Ⅱ區(qū)），采用裂縫氣水相滲數(shù)據(jù)；相滲3區(qū)為主縫區(qū)（壓裂片+I區(qū)），采用有支撐劑裂縫氣水相滲數(shù)據(jù)。

圖6 不同相滲區(qū)域相對滲透率曲線Fig.6 Relative permeability curves of different phase permeability regions

3）應(yīng)力敏感分區(qū)設(shè)置（圖7）：根據(jù)不同巖樣的應(yīng)力敏感實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)劃分為3個(gè)區(qū)，其中應(yīng)力1區(qū)為壓裂未改造IV區(qū)，采用基質(zhì)應(yīng)力敏感數(shù)據(jù)；應(yīng)力2區(qū)為欠佳SRV區(qū)（Ⅲ區(qū)）和次佳SRV區(qū)（Ⅱ區(qū)），采用裂縫應(yīng)力敏感數(shù)據(jù)；應(yīng)力3區(qū)為主縫區(qū)（壓裂片+I區(qū)），采用有支撐劑裂縫應(yīng)力敏感數(shù)據(jù)。

圖7 不同應(yīng)力敏感區(qū)域應(yīng)力敏感曲線Fig.7 Stress sensitivity curves of different stress sensitive regions

3.2 不同改造工藝的單井?dāng)?shù)值模擬研究

根據(jù)壓裂工藝差異對嵌入式裂縫網(wǎng)絡(luò)模型進(jìn)行等效處理，“一段三簇”中單段等效為1個(gè)虛擬壓裂縫；“一段六簇”中單段等效為2個(gè)虛擬壓裂縫，壓裂縫半長、縫高根據(jù)壓裂規(guī)模即支撐量和壓裂液量，結(jié)合微地震、壓裂模擬、動(dòng)態(tài)分析綜合設(shè)置，建立不同改造工藝的單井?dāng)?shù)值模擬模型（圖8）。

圖8 不同工藝單井?dāng)?shù)值模模型Fig.8 Numerical simulation models of single wells with different processes

根據(jù)W1、W2井實(shí)際的生產(chǎn)數(shù)據(jù)，開展歷史擬合研究，修正數(shù)值模擬模型，通過生產(chǎn)預(yù)測，評價(jià)氣井儲量動(dòng)用及采出狀況（表3、圖9），以此來研究合理井距。

圖9 預(yù)測期末地層壓力平面分布Fig.9 Distribution of formation pressure at the end of the forecast period

表3 不同改造工藝下氣井生產(chǎn)指標(biāo)數(shù)值模擬預(yù)測結(jié)果統(tǒng)計(jì)Table 3 Statistics of numerical simulation prediction results of gas well production index under different fracturing processes

1）“一段三簇”工藝氣井壓降漏斗呈現(xiàn)“廣而淺”的特點(diǎn)，供給半徑110 m內(nèi)，整體壓降幅度42.4%，動(dòng)用儲量采出程度30.58%，但段間壓力保持水平相對較高（大于50 MPa）。

2）“一段六簇”工藝氣井壓降漏斗呈現(xiàn)“窄而深”的特點(diǎn)，供給半徑70 m內(nèi)，整體壓降幅度近60%，動(dòng)用儲量采出程度高達(dá)62.86%；在供給半徑150 m內(nèi)，平均壓降幅度37%，動(dòng)用儲量平均采出程度在32.7%；在供給半徑150 m以外，地層壓力保持水平較高，壓降幅度普遍不足20%，采出程度不足12%。

3.3 井組數(shù)值模擬模型

基于建立的W平臺井組“一段六簇”的數(shù)值模擬模型，開展了260 m，300 m，400 m井距的三種井網(wǎng)部署方案設(shè)計(jì)（圖10），預(yù)測了三種不同井距方案在20年預(yù)測期末的地層壓力及采出程度。

圖10 威榮頁巖氣田W平臺不同井距方案數(shù)值模擬模型Fig.10 Numerical simulation model of different well spacing schemes on platform-W in Weirong shale gas field

從不同井距方案預(yù)測期末地層壓力平面分布來看（圖11），三種不同井距方案井筒周圍小于60 m，地層壓力差異較小，平均地層壓力12～15 MPa，地層壓力的壓降幅度80.6%～84.5%，該部分儲量均能實(shí)現(xiàn)很好的動(dòng)用和采出；在井筒周圍60～100 m，地層壓力差異逐漸增大，平均地層壓力36～47 MPa，地層壓力的壓降幅度39.3%～53.5%，該部分儲量能有效動(dòng)用，但采出程度稍低；而在井筒周圍100～200 m，地層壓力差異較大，平均地層壓力53～70 MPa，地層壓力的壓降幅度4.3%～26.4%，表明400 m井距時(shí)井間存在部分儲量動(dòng)用不充分。

圖11 威榮頁巖氣田W平臺不同井距預(yù)測期末地層壓力分布Fig.11 Distribution of formation pressure at the end of the prediction period for different well spacing on platform-W in Weirong Shale Gas Field

3.3.1 技術(shù)指標(biāo)評價(jià)

從不同井距方案預(yù)測期末EUR（最終采收率）和采出程度對比來看（圖12、圖13），260 m井距方案20年末累產(chǎn)氣5.15×108m3，整體采出程度31.77 %，為方案最高。但從采出程度的增幅以及單井EUR對比來看，260 m井距方案存在一定的井間干擾現(xiàn)象，300～400 m井距方案單井EUR為0.9×108m3左右，而260 m井距方案單井EUR只有0.86×108m3，且井距小于300 m后，采出程度的增幅顯著降低（由6.3%下降至3.4%）。因此，從技術(shù)效果上來看，300 m井距方案井間干擾較小，采出程度28.4%相對較高。

圖12 不同井距方案EUR對比Fig.12 EUR comparison of different well spacing schemes

圖13 不同井距方案采出程度及增幅對比Fig.13 Comparison of recovery degree and increase rate of different well spacing schemes

3.3.2 經(jīng)濟(jì)指標(biāo)評價(jià)

考慮不同氣價(jià)、不同單井投資成本的影響，對不同井距方案進(jìn)行經(jīng)濟(jì)評價(jià)（圖14、圖15）。根據(jù)經(jīng)濟(jì)評價(jià)結(jié)果可知，在當(dāng)前的開發(fā)投資（單井6 050萬元）和氣價(jià)水平下（氣井1.4元/m3），氣井的合理井距以300 m為宜。

圖14 不同井距方案經(jīng)濟(jì)指標(biāo)對比（單井投資6 050萬元）Fig.14 Comparisonofeconomicindexesofdifferentwellspacing schemes（When investment of a well is 60.5 million yuan）

圖15 不同井距方案經(jīng)濟(jì)指標(biāo)對比（氣價(jià)1.4元/m3）Fig.15 Comparison of economic indexes of different well spacing schemes（When gas price is 1.4 yuan per cuibic meter）

1）在相同的單井投資成本（6 050萬元）下，氣價(jià)越高，可實(shí)施的經(jīng)濟(jì)極限井距越小，財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值越大；當(dāng)氣價(jià)為1.4元/m3，經(jīng)濟(jì)最優(yōu)井距為300 m；當(dāng)氣價(jià)為1.6元/m3，經(jīng)濟(jì)最優(yōu)井距為260 m。

2）當(dāng)氣價(jià)1.4元/m3、單井成本為6 500萬元時(shí)，260 m井距方案凈現(xiàn)值低于300～400 m方案。由此可見，單井成本上升，小井距方案投入大幅增加，凈現(xiàn)值小于大井距方案；即單井成本上升，經(jīng)濟(jì)最優(yōu)井距將增大。

綜合上述分析，在同時(shí)考慮技術(shù)指標(biāo)以及經(jīng)濟(jì)效益的情況下，采用“密切割”工藝后，威榮頁巖氣田的最優(yōu)井距可優(yōu)化為300 m，井位部署可根據(jù)裂縫發(fā)育情況適當(dāng)調(diào)整。

4 結(jié)論與認(rèn)識

1）頁巖氣田合理開發(fā)井距與壓裂改造工藝技術(shù)密切相關(guān)。威榮氣田評價(jià)井主要采用“一段三簇”改造工藝裂縫長度240～400 m；產(chǎn)建井采用“一段六簇”改造工藝裂縫長度140～300 m，方案設(shè)計(jì)400 m井距偏大，需要進(jìn)行優(yōu)化調(diào)整。

2）地質(zhì)工程一體化是指導(dǎo)開發(fā)技術(shù)政策制定的關(guān)鍵。在地質(zhì)建模的基礎(chǔ)上，結(jié)合微地震監(jiān)測、動(dòng)態(tài)分析、壓裂模擬等成果，形成了以裂縫定量表征為核心的深層頁巖氣地質(zhì)建?！獢?shù)值模擬一體化技術(shù)，支撐了威榮氣田開發(fā)井距的優(yōu)化設(shè)計(jì)。

3）基于威榮氣田地質(zhì)建模-數(shù)值模擬一體化技術(shù)，采用經(jīng)濟(jì)、技術(shù)評價(jià)相結(jié)合的手段，以實(shí)現(xiàn)儲量動(dòng)用最大、采出程度最高、經(jīng)濟(jì)效益最優(yōu)為目標(biāo)，綜合優(yōu)化氣井井距為300 m。