王金伟，侯晨虹，王 涛，李敬松，刘汝敏，魏志鹏

（1.中海油田服务股份有限公司，天津 300459；2.中海石油气电集团有限责任公司，天津 300459）

页岩气是指从富有机质黑色页岩层段中产出的天然气[1]。页岩气藏具有孔隙度小、渗透率低等特点，一般无自然产能，需要通过增产措施才能获得产能[2]。全球页岩气资源丰富，随着页岩气勘探开发潜力的释放，全球页岩气资源量呈现增长的趋势[3–4]。

在美国大多数非常规盆地，为规避储层不确定性带来的风险，通常以少量水平井投入开发，后期通过加密井完善井网。Miller等对Eagle Ford、Bakken、Haynesville、Niobrara和Woodford区块页岩3 100多口分段压裂水平井的产量数据分析，认为不同的页岩区块，加密井压裂对母井的开发效果影响不同。在Bakken和Haynesville页岩区块，加密井压裂可以提高大多数母井产量，在Eagle Ford区块母井产量受加密井压裂影响不明显，而在Niobrara和Woodford区块，母井产量明显降低。虽然5个区块内加密井压裂对母井产量影响不同，但加密井产量低于母井产量。Lindsay等利用公开的水平井完井资料及生产数据，评价了美国10个盆地的新钻加密井相对于母井产量情况，整体上只有50%的新钻开发井产量超过母井产量，对产量进行支撑剂用量和水平段长度归一化后，新钻开发井要达到母井产量需要更多的支撑剂用量或者更长的水平段长度才能实现。Ajisafe等研究表明加密井产量普遍低于母井产量，主要是由母井生产过程中储层能量消耗、压力降低及加密井和母井的井间干扰造成的。

初期采用大井距生产、后期加密井网的开发模式，虽然可以降低页岩气开发带来的风险，但后期投产的加密井产量普遍低于母井，降低页岩气开发整体效果。因此，页岩气藏水平井井网井距必须一次性部署，才能保证体积压裂对地层改造效果的最大化[5]。若水平井井距过大，水平井之间部分区域无法得到有效地压裂改造，储量无法充分动用，造成资源浪费；若井距偏小，压裂可能造成两井裂缝沟通，井间干扰加剧，难以保证经济效益[6]。确定合理井距是经济高效开发页岩气藏的必然要求，也是页岩气开发的关键问题之一。目前确定页岩气藏分段压裂水平井井距的方法主要有微地震及示踪剂监测法[7]、干扰测试法[8]、理论公式法[9–10]、数值模拟法等。

合理的开发井距是实现油气藏稳产高产的基础，对提高油气藏的最终采收率具有较强的现实意义。本文结合微地震裂缝监测、井间干扰分析和油藏数值模拟三种方法，综合分析得出加拿大Duvernay页岩凝析气藏分段压裂水平井最优井距，解决了钻井数量多、投资大、井距小、井间干扰造成产量低的问题，为经济高效开发研究区页岩凝析气藏提供技术支持，为其他页岩区块确定合理井距提供参考。

1 区域概况

西加盆地（全称西加拿大沉积盆地）富含油气，为典型前陆盆地，位于加拿大地盾和落基山脉之间，横跨加拿大西北地区、不列颠哥伦比亚、艾伯塔等省，向南延伸至美国的蒙大拿、北达克他和南达克他州，主要勘探开发目标是泥盆系Duvernay组页岩凝析气。研究区储层基本参数如表1所示，主力区块凝析油含量达到特高含凝析油凝析气藏的国际标准。页岩储层的石英、长石等脆性矿物平均含量达53%，在外力作用下易形成天然裂缝和诱导裂缝，有利于压裂过程中复杂缝网的产生，形成基质、天然裂缝、人工缝的多尺度流动。技术方面主要以大型多级压裂和微地震监测为主，合理的水平井开发井距有待研究。

表1 研究区储层基本参数

2 微地震监测确定合理井距

井下微地震监测是观察裂缝形成位置的最佳方法，可以较为准确地观察到压裂裂缝的几何形态、复杂程度、延伸方向及改造体积等，并且具有实时监测的功能，有助于及时调整压裂方案，对于完成压裂施工、优化压裂参数、提高改造效果及调整井网井距具有较好的指导意义。

图1为研究区微地震解释，监测距离远和断层的影响导致水平井趾端的分辨率低，井筒附近的裂缝对称分布且裂缝半长多稳定在50～75 m。考虑最大程度控制井间储量，初步确定合理井距为裂缝半长的两倍，即合理井距为100～150 m。

图1 微地震解释

3 干扰测试确定合理井距

干扰测试是一口激动井和一口或若干口观察井组成测试组，通过改变激动井的工作制度，使地层中压力发生变化，利用高精度和高灵敏度压力计观察井中的压力变化，根据记录的压力变化资料确定井间连通情况及连通强弱、评估气井压裂效果、分析气井的井间干扰，为确定井距提供依据。

以本区15–22平台3口水平井为例，06–14井位于05–14井和07–14井之间，井距均为150 m。井间干扰监测曲线如图2所示，由图2可知，当05–14井和07–14井关井导致套压升高时，06–14井的产气量随之上升；当05–14井和07–14井开井导致套压降低时，06–14井产气量随之降低。中间井的产量受两边相邻井的开井、关井影响较大，井间干扰明显，这表明微地震裂缝监测确定的井距偏小，合理井距至少在150 m以上，因此需要借助油藏数值模拟进行进一步分析。

图2 井间干扰监测曲线

4 数值模拟确定合理井距

人工裂缝半长在一定程度上影响水平井单井控制范围，增加裂缝半长可以提高裂缝与油气藏接触面积、增加储层的改造体积。分段压裂水平井模型可针对不同裂缝半长设置不同井距，对比分析不同井距的开发效果，从而确定裂缝半长与合理井距的关系。

4.1 模型建立

分段压裂产生的水力裂缝分别为简单裂缝、复杂裂缝和裂缝簇，其中裂缝簇模型更符合水力压裂之后地层中的裂缝网络分布情况（图3）。

图3 水力裂缝类型

本文使用商业数值模拟软件CMG的DK–LS–LGR方法，表征分段压裂产生的复杂缝网，建立考虑凝析与解吸效应的双重介质页岩凝析气藏分段多簇压裂水平井组模型（见表2、图4a）。在分段压裂区域内使用对数间距变化的局部加密双渗网格，模拟近井地带压裂产生的主裂缝以及次生裂缝，区域外使用普通双渗网格，模拟天然裂缝的影响；水力裂缝在近井地带渗透率高，远井地带渗透率低，因此将每个压裂段中的裂缝描述成图4b中的裂缝模型，设置裂缝渗透率沿裂缝半长由近井向远井方向递减，进一步精细描述裂缝在地层中的实际情况。利用WinProp模块对原始井流物PVT实验数据进行处理，拟合状态方程的相关系数，生成流体模型。考虑裂缝应力敏感效应以及裂缝渗透率、孔隙度、含水饱和度等参数沿裂缝半长递减的影响，可以进一步提高模型对井底流压和日产油气量的拟合精度，从而使模型真正符合气藏实际动态。为加快模型运行效率，截取分段压裂水平井局部模型，井数为5口，仅考虑6段压裂，每段3簇裂缝，预测时间为25年。

图4 特高含凝析油区块井组模型及压裂段水力裂缝渗透率分布

表2 分段压裂水平井井组模型参数

4.2 裂缝半长与井距的关系

在模型中设置裂缝半长分别为30，50，70 ，90 m，进行不同水平井井距数值模拟，得到中间井W3的单井生产动态，绘制不同裂缝半长下W3井累产油气量与井距的关系曲线，由图5可知，随着井距的增大，W3井的累产油气量增加，但增加幅度逐渐减小，因此存在最优井距。以裂缝半长50 m为例，当井距小于200 m时，在一个储渗单元内可能有两口或多口水平井同时生产，压裂改造区发生重叠，从而出现井间干扰现象，单井最终累产油气量随着井距的减小而降低；当井距大于200 m时，在一个储渗单元内只有一口水平井生产，并不会出现井间干扰现象。由于裂缝半长的限制，单井控制范围有限，继续增大井距，单井累产油气量趋于稳定，因此曲线拐点位置对应的井距200 m即为裂缝半长为50 m时的合理井距，该井距为气井不发生干扰的最小井距。

由图5可知，裂缝半长为30，50，70，90 m时，对应的合理井距分别为160，200，240，280 m。合理井距与裂缝半长呈现良好的线性关系，公式为：

图5 不同裂缝半长下W3井累产油气量与井距关系曲线

式中：d为分段压裂水平井合理井距，m；xf为裂缝半长，m。

当井距过大时，井间部分含气储层可能未被钻遇，或者在分段压裂改造中未能被人工裂缝网络沟通，即存在井间未改造区，导致开发井网对气藏储量控制程度不足，井间储量难以有效动用，页岩气及凝析油的采收率低；当井距过小时，相邻水平井的人工裂缝系统将会发生重叠，从而产生井间干扰现象，导致井间地层压力下降加快，更早的达到露点压力，大范围的凝析油析出，储层伤害加剧，单井累产量下降，经济效益降低。式（1）可以理解为由压裂产生的主裂缝之外存在50 m的弱改造区（图6），一般认为当井距等于2倍的裂缝半长时，井间储量控制程度最佳，但是忽略了缝外弱改造区的影响。

图6 分段压裂水平井改造区分布

当相邻两口水平井的缝外弱改造区发生重叠时，无法实现改造范围最大化，同时也会产生井间干扰问题。因此在确定页岩凝析气藏分段压裂水平井合理井距时，在裂缝半长的基础上需要考虑缝外弱改造区，即：

式中：xe为缝外弱改造区范围，m。

5 结论

结合微地震裂缝监测、井间干扰分析和油藏数值模拟三种方法，综合分析得出Duvernay组页岩凝析气藏分段压裂水平井最优井距，为同类气藏加密井网优化井距提供了参考。相关结论如下：

（1）微地震裂缝监测表明，分段压裂水平井裂缝有效半长为50～75 m，初步确定合理井距为100～150 m；研究区井距为150 m的3口水平井干扰测试表明，井间干扰较明显，本区井距可适当扩大。

（2）利用商业数值模拟软件CMG的DK–LS–LGR方法，表征分段压裂产生的复杂缝网，建立考虑凝析与解吸效应的双重介质页岩凝析气藏分段多簇压裂水平井组模型，通过数值模拟，得出合理井距与裂缝半长呈现良好的线性关系，优化最优井距时，在裂缝半长的基础上需要考虑缝外弱改造区。

（3）在微地震监测和生产动态分析的基础上，根据合理井距与裂缝半长的匹配关系，将研究区原有井距150 m优化到200 m，现场实施后生产效果良好，且钻井数比原规划减少24%。优化井距既能充分利用改造体积、避免井间干扰，又能大幅减少钻井数，节省投资，提高单井开发效益。

建议在同类气藏的开发中，应基于微地震监测确定人工裂缝有效半长，结合生产动态数据分析当前井距是否存在井间干扰问题，并结合精细油藏数值模拟确定研究区压裂改造范围，综合得出最优开发井距。