王金偉，侯晨虹，王 濤，李敬松，劉汝敏，魏志鵬

（1.中海油田服務(wù)股份有限公司，天津 300459；2.中海石油氣電集團(tuán)有限責(zé)任公司，天津 300459）

頁巖氣是指從富有機(jī)質(zhì)黑色頁巖層段中產(chǎn)出的天然氣[1]。頁巖氣藏具有孔隙度小、滲透率低等特點(diǎn)，一般無自然產(chǎn)能，需要通過增產(chǎn)措施才能獲得產(chǎn)能[2]。全球頁巖氣資源豐富，隨著頁巖氣勘探開發(fā)潛力的釋放，全球頁巖氣資源量呈現(xiàn)增長的趨勢[3–4]。

在美國大多數(shù)非常規(guī)盆地，為規(guī)避儲層不確定性帶來的風(fēng)險，通常以少量水平井投入開發(fā)，后期通過加密井完善井網(wǎng)。Miller等對Eagle Ford、Bakken、Haynesville、Niobrara和Woodford區(qū)塊頁巖3 100多口分段壓裂水平井的產(chǎn)量數(shù)據(jù)分析，認(rèn)為不同的頁巖區(qū)塊，加密井壓裂對母井的開發(fā)效果影響不同。在Bakken和Haynesville頁巖區(qū)塊，加密井壓裂可以提高大多數(shù)母井產(chǎn)量，在Eagle Ford區(qū)塊母井產(chǎn)量受加密井壓裂影響不明顯，而在Niobrara和Woodford區(qū)塊，母井產(chǎn)量明顯降低。雖然5個區(qū)塊內(nèi)加密井壓裂對母井產(chǎn)量影響不同，但加密井產(chǎn)量低于母井產(chǎn)量。Lindsay等利用公開的水平井完井資料及生產(chǎn)數(shù)據(jù)，評價了美國10個盆地的新鉆加密井相對于母井產(chǎn)量情況，整體上只有50%的新鉆開發(fā)井產(chǎn)量超過母井產(chǎn)量，對產(chǎn)量進(jìn)行支撐劑用量和水平段長度歸一化后，新鉆開發(fā)井要達(dá)到母井產(chǎn)量需要更多的支撐劑用量或者更長的水平段長度才能實(shí)現(xiàn)。Ajisafe等研究表明加密井產(chǎn)量普遍低于母井產(chǎn)量，主要是由母井生產(chǎn)過程中儲層能量消耗、壓力降低及加密井和母井的井間干擾造成的。

初期采用大井距生產(chǎn)、后期加密井網(wǎng)的開發(fā)模式，雖然可以降低頁巖氣開發(fā)帶來的風(fēng)險，但后期投產(chǎn)的加密井產(chǎn)量普遍低于母井，降低頁巖氣開發(fā)整體效果。因此，頁巖氣藏水平井井網(wǎng)井距必須一次性部署，才能保證體積壓裂對地層改造效果的最大化[5]。若水平井井距過大，水平井之間部分區(qū)域無法得到有效地壓裂改造，儲量無法充分動用，造成資源浪費(fèi)；若井距偏小，壓裂可能造成兩井裂縫溝通，井間干擾加劇，難以保證經(jīng)濟(jì)效益[6]。確定合理井距是經(jīng)濟(jì)高效開發(fā)頁巖氣藏的必然要求，也是頁巖氣開發(fā)的關(guān)鍵問題之一。目前確定頁巖氣藏分段壓裂水平井井距的方法主要有微地震及示蹤劑監(jiān)測法[7]、干擾測試法[8]、理論公式法[9–10]、數(shù)值模擬法等。

合理的開發(fā)井距是實(shí)現(xiàn)油氣藏穩(wěn)產(chǎn)高產(chǎn)的基礎(chǔ)，對提高油氣藏的最終采收率具有較強(qiáng)的現(xiàn)實(shí)意義。本文結(jié)合微地震裂縫監(jiān)測、井間干擾分析和油藏數(shù)值模擬三種方法，綜合分析得出加拿大Duvernay頁巖凝析氣藏分段壓裂水平井最優(yōu)井距，解決了鉆井?dāng)?shù)量多、投資大、井距小、井間干擾造成產(chǎn)量低的問題，為經(jīng)濟(jì)高效開發(fā)研究區(qū)頁巖凝析氣藏提供技術(shù)支持，為其他頁巖區(qū)塊確定合理井距提供參考。

1 區(qū)域概況

西加盆地（全稱西加拿大沉積盆地）富含油氣，為典型前陸盆地，位于加拿大地盾和落基山脈之間，橫跨加拿大西北地區(qū)、不列顛哥倫比亞、艾伯塔等省，向南延伸至美國的蒙大拿、北達(dá)克他和南達(dá)克他州，主要勘探開發(fā)目標(biāo)是泥盆系Duvernay組頁巖凝析氣。研究區(qū)儲層基本參數(shù)如表1所示，主力區(qū)塊凝析油含量達(dá)到特高含凝析油凝析氣藏的國際標(biāo)準(zhǔn)。頁巖儲層的石英、長石等脆性礦物平均含量達(dá)53%，在外力作用下易形成天然裂縫和誘導(dǎo)裂縫，有利于壓裂過程中復(fù)雜縫網(wǎng)的產(chǎn)生，形成基質(zhì)、天然裂縫、人工縫的多尺度流動。技術(shù)方面主要以大型多級壓裂和微地震監(jiān)測為主，合理的水平井開發(fā)井距有待研究。

表1 研究區(qū)儲層基本參數(shù)

2 微地震監(jiān)測確定合理井距

井下微地震監(jiān)測是觀察裂縫形成位置的最佳方法，可以較為準(zhǔn)確地觀察到壓裂裂縫的幾何形態(tài)、復(fù)雜程度、延伸方向及改造體積等，并且具有實(shí)時監(jiān)測的功能，有助于及時調(diào)整壓裂方案，對于完成壓裂施工、優(yōu)化壓裂參數(shù)、提高改造效果及調(diào)整井網(wǎng)井距具有較好的指導(dǎo)意義。

圖1為研究區(qū)微地震解釋，監(jiān)測距離遠(yuǎn)和斷層的影響導(dǎo)致水平井趾端的分辨率低，井筒附近的裂縫對稱分布且裂縫半長多穩(wěn)定在50～75 m?？紤]最大程度控制井間儲量，初步確定合理井距為裂縫半長的兩倍，即合理井距為100～150 m。

圖1 微地震解釋

3 干擾測試確定合理井距

干擾測試是一口激動井和一口或若干口觀察井組成測試組，通過改變激動井的工作制度，使地層中壓力發(fā)生變化，利用高精度和高靈敏度壓力計(jì)觀察井中的壓力變化，根據(jù)記錄的壓力變化資料確定井間連通情況及連通強(qiáng)弱、評估氣井壓裂效果、分析氣井的井間干擾，為確定井距提供依據(jù)。

以本區(qū)15–22平臺3口水平井為例，06–14井位于05–14井和07–14井之間，井距均為150 m。井間干擾監(jiān)測曲線如圖2所示，由圖2可知，當(dāng)05–14井和07–14井關(guān)井導(dǎo)致套壓升高時，06–14井的產(chǎn)氣量隨之上升；當(dāng)05–14井和07–14井開井導(dǎo)致套壓降低時，06–14井產(chǎn)氣量隨之降低。中間井的產(chǎn)量受兩邊相鄰井的開井、關(guān)井影響較大，井間干擾明顯，這表明微地震裂縫監(jiān)測確定的井距偏小，合理井距至少在150 m以上，因此需要借助油藏數(shù)值模擬進(jìn)行進(jìn)一步分析。

圖2 井間干擾監(jiān)測曲線

4 數(shù)值模擬確定合理井距

人工裂縫半長在一定程度上影響水平井單井控制范圍，增加裂縫半長可以提高裂縫與油氣藏接觸面積、增加儲層的改造體積。分段壓裂水平井模型可針對不同裂縫半長設(shè)置不同井距，對比分析不同井距的開發(fā)效果，從而確定裂縫半長與合理井距的關(guān)系。

4.1 模型建立

分段壓裂產(chǎn)生的水力裂縫分別為簡單裂縫、復(fù)雜裂縫和裂縫簇，其中裂縫簇模型更符合水力壓裂之后地層中的裂縫網(wǎng)絡(luò)分布情況（圖3）。

圖3 水力裂縫類型

本文使用商業(yè)數(shù)值模擬軟件CMG的DK–LS–LGR方法，表征分段壓裂產(chǎn)生的復(fù)雜縫網(wǎng)，建立考慮凝析與解吸效應(yīng)的雙重介質(zhì)頁巖凝析氣藏分段多簇壓裂水平井組模型（見表2、圖4a）。在分段壓裂區(qū)域內(nèi)使用對數(shù)間距變化的局部加密雙滲網(wǎng)格，模擬近井地帶壓裂產(chǎn)生的主裂縫以及次生裂縫，區(qū)域外使用普通雙滲網(wǎng)格，模擬天然裂縫的影響；水力裂縫在近井地帶滲透率高，遠(yuǎn)井地帶滲透率低，因此將每個壓裂段中的裂縫描述成圖4b中的裂縫模型，設(shè)置裂縫滲透率沿裂縫半長由近井向遠(yuǎn)井方向遞減，進(jìn)一步精細(xì)描述裂縫在地層中的實(shí)際情況。利用WinProp模塊對原始井流物PVT實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)進(jìn)行處理，擬合狀態(tài)方程的相關(guān)系數(shù)，生成流體模型?？紤]裂縫應(yīng)力敏感效應(yīng)以及裂縫滲透率、孔隙度、含水飽和度等參數(shù)沿裂縫半長遞減的影響，可以進(jìn)一步提高模型對井底流壓和日產(chǎn)油氣量的擬合精度，從而使模型真正符合氣藏實(shí)際動態(tài)。為加快模型運(yùn)行效率，截取分段壓裂水平井局部模型，井?dāng)?shù)為5口，僅考慮6段壓裂，每段3簇裂縫，預(yù)測時間為25年。

圖4 特高含凝析油區(qū)塊井組模型及壓裂段水力裂縫滲透率分布

表2 分段壓裂水平井井組模型參數(shù)

4.2 裂縫半長與井距的關(guān)系

在模型中設(shè)置裂縫半長分別為30，50，70 ，90 m，進(jìn)行不同水平井井距數(shù)值模擬，得到中間井W3的單井生產(chǎn)動態(tài)，繪制不同裂縫半長下W3井累產(chǎn)油氣量與井距的關(guān)系曲線，由圖5可知，隨著井距的增大，W3井的累產(chǎn)油氣量增加，但增加幅度逐漸減小，因此存在最優(yōu)井距。以裂縫半長50 m為例，當(dāng)井距小于200 m時，在一個儲滲單元內(nèi)可能有兩口或多口水平井同時生產(chǎn)，壓裂改造區(qū)發(fā)生重疊，從而出現(xiàn)井間干擾現(xiàn)象，單井最終累產(chǎn)油氣量隨著井距的減小而降低；當(dāng)井距大于200 m時，在一個儲滲單元內(nèi)只有一口水平井生產(chǎn)，并不會出現(xiàn)井間干擾現(xiàn)象。由于裂縫半長的限制，單井控制范圍有限，繼續(xù)增大井距，單井累產(chǎn)油氣量趨于穩(wěn)定，因此曲線拐點(diǎn)位置對應(yīng)的井距200 m即為裂縫半長為50 m時的合理井距，該井距為氣井不發(fā)生干擾的最小井距。

由圖5可知，裂縫半長為30，50，70，90 m時，對應(yīng)的合理井距分別為160，200，240，280 m。合理井距與裂縫半長呈現(xiàn)良好的線性關(guān)系，公式為：

圖5 不同裂縫半長下W3井累產(chǎn)油氣量與井距關(guān)系曲線

式中：d為分段壓裂水平井合理井距，m；xf為裂縫半長，m。

當(dāng)井距過大時，井間部分含氣儲層可能未被鉆遇，或者在分段壓裂改造中未能被人工裂縫網(wǎng)絡(luò)溝通，即存在井間未改造區(qū)，導(dǎo)致開發(fā)井網(wǎng)對氣藏儲量控制程度不足，井間儲量難以有效動用，頁巖氣及凝析油的采收率低；當(dāng)井距過小時，相鄰水平井的人工裂縫系統(tǒng)將會發(fā)生重疊，從而產(chǎn)生井間干擾現(xiàn)象，導(dǎo)致井間地層壓力下降加快，更早的達(dá)到露點(diǎn)壓力，大范圍的凝析油析出，儲層傷害加劇，單井累產(chǎn)量下降，經(jīng)濟(jì)效益降低。式（1）可以理解為由壓裂產(chǎn)生的主裂縫之外存在50 m的弱改造區(qū)（圖6），一般認(rèn)為當(dāng)井距等于2倍的裂縫半長時，井間儲量控制程度最佳，但是忽略了縫外弱改造區(qū)的影響。

圖6 分段壓裂水平井改造區(qū)分布

當(dāng)相鄰兩口水平井的縫外弱改造區(qū)發(fā)生重疊時，無法實(shí)現(xiàn)改造范圍最大化，同時也會產(chǎn)生井間干擾問題。因此在確定頁巖凝析氣藏分段壓裂水平井合理井距時，在裂縫半長的基礎(chǔ)上需要考慮縫外弱改造區(qū)，即：

式中：xe為縫外弱改造區(qū)范圍，m。

5 結(jié)論

結(jié)合微地震裂縫監(jiān)測、井間干擾分析和油藏數(shù)值模擬三種方法，綜合分析得出Duvernay組頁巖凝析氣藏分段壓裂水平井最優(yōu)井距，為同類氣藏加密井網(wǎng)優(yōu)化井距提供了參考。相關(guān)結(jié)論如下：

（1）微地震裂縫監(jiān)測表明，分段壓裂水平井裂縫有效半長為50～75 m，初步確定合理井距為100～150 m；研究區(qū)井距為150 m的3口水平井干擾測試表明，井間干擾較明顯，本區(qū)井距可適當(dāng)擴(kuò)大。

（2）利用商業(yè)數(shù)值模擬軟件CMG的DK–LS–LGR方法，表征分段壓裂產(chǎn)生的復(fù)雜縫網(wǎng)，建立考慮凝析與解吸效應(yīng)的雙重介質(zhì)頁巖凝析氣藏分段多簇壓裂水平井組模型，通過數(shù)值模擬，得出合理井距與裂縫半長呈現(xiàn)良好的線性關(guān)系，優(yōu)化最優(yōu)井距時，在裂縫半長的基礎(chǔ)上需要考慮縫外弱改造區(qū)。

（3）在微地震監(jiān)測和生產(chǎn)動態(tài)分析的基礎(chǔ)上，根據(jù)合理井距與裂縫半長的匹配關(guān)系，將研究區(qū)原有井距150 m優(yōu)化到200 m，現(xiàn)場實(shí)施后生產(chǎn)效果良好，且鉆井?dāng)?shù)比原規(guī)劃減少24%。優(yōu)化井距既能充分利用改造體積、避免井間干擾，又能大幅減少鉆井?dāng)?shù)，節(jié)省投資，提高單井開發(fā)效益。

建議在同類氣藏的開發(fā)中，應(yīng)基于微地震監(jiān)測確定人工裂縫有效半長，結(jié)合生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)分析當(dāng)前井距是否存在井間干擾問題，并結(jié)合精細(xì)油藏數(shù)值模擬確定研究區(qū)壓裂改造范圍，綜合得出最優(yōu)開發(fā)井距。