赵勇，李南颖，杨建，程诗胜

（1.中国石化西南油气分公司勘探开发研究院，四川成都610041；2.中国石化江苏油田分公司勘探开发研究院，江苏扬州225100）

合理的开发井距是提高井控储量，实现气藏规模、效益开发的关键。井距偏大，井间储量动用不充分；井距偏小，井间干扰加剧、开发成本变高[1-2]。页岩储层由于渗透性极差，均需压裂才能投产，工艺技术的差异也决定了开发井距的设计[3-6]。随着威荣气田改造工艺技术的不断进步，主体压裂工艺由“控近扩远”向“密切割”工艺转变，通过微地震监测、压裂模拟等方法均表明，前期设计400 m井距需要进行针对性的调整。国内外目前通过现场小井距试验确定井间干扰，开展井距优化设计研究。APIWAT等[7]在Bakken气藏开展现场先导实验，通过微地震监测、放射性元素及化学元素追踪等多种手段，确定了有效裂缝半长213～274 m，得出最优井距；BELYADI等[8]考虑净现值（NPV）是评估最优井距的关键参数，得到Utica页岩气藏最优井距为366～396 m；而CRAIG等[9]通过微地震监测及生产数据分析、数值模拟研究，认为Utica页岩气藏在251 m井距、9 m簇间距配合小规模压裂的情况下能去的更好的开发效益；LIANG等[10]对比Delaware盆地不同压裂程度、不同井距模式下开发效果，得出大井距配合大规模压裂的开发模式更佳。近年来，国内页岩气开发也逐渐积累了一些经验：张珈铭等[11]指出川南页岩气一次性布井到位、缩短建井及压裂周期可有效降本增效；雍锐等[12]建立了地质—工程—经济一体化技术对四川长宁—威远页岩气区块开发井距进行了评价，得出区块最优井距在330～380 m。……