定量分析邻井压裂对页岩气井生产的影响

刘方圆

(中石化重庆涪陵页岩气勘探开发有限公司，重庆 408000)

页岩为低孔、低渗的致密储层，在页岩气的开发中，需要依赖大型水力压裂来提高储层的接触面积，提高气田的采收率，因此需要优化加密井距来提高有效改造体积增加气田经济可采储量[1～3]。然而随着加密调整井的增多，井距逐渐缩短，大型水力加砂压裂过程中对相邻生产井造成压裂干扰的现象越来越多，压裂干扰主要表现为生产井井口压力、日产气量、日产水量等发生异常变化，甚至出现生产井水淹、返吐泥浆或出砂等无法正常生产的情况。

对于压裂干扰的来源，Vulgamore等[4]认为在伍德福德页岩压裂过程中，天然断层、裂缝和压裂措施可以形成1006m的裂缝与邻井裂缝网络相交而造成干扰；Sardinha等[5]和 Guindon等[6]认为不同程度的压裂冲击及气藏的裂缝状态共同作用，导致了压裂干扰，同时分析了霍恩河页岩气田不同井距的10口井，认为压裂期间的压力冲击可以通过邻井关井时的压力进行识别，识别出的干扰与微地震监测结果相一致。

在邻井压裂时生产井水量增多，压裂干扰的影响明显。Daneshy等[7]、Water等[8]和Mukherjee等[9]分别对气井日产水量增多的现象进行了解释，即随着气井的生产会产生衰竭区域，该衰竭区域会造成压裂能量的浪费，同时也会造成生产井的积液。学者通过跟踪分析认为多数情况下受到压裂干扰的气井在压裂结束后可以恢复影响前的走势，即从长期的生产来看邻井压裂对气井产量的影响有限。学者建议采用多井同时完钻的方式进行开发。

涪陵页岩气田作为我国首个商业开发的页岩气田，在5年的开发过程中，产建速度相对较快。部分生产井周边存在压裂井，因邻井压裂会出现气井产水量增加、压力下降快、水淹和出砂等现象，由于缺少定量的识别和分析，无法识别生产井的正常压力下降趋势。笔者通过分析气井生产动态，评价邻井压裂对气井生产的影响，该研究为气田进一步制定增产措施提供依据，也为页岩气田开发技术政策的制定提供依据。

1 研究区概况

涪陵页岩气田处于四川盆地川东高陡褶皱带，主要以上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组下部的38m优质页岩气层为主力储层，采用水平井生产开发方式，大型分段水力加砂压裂[10]。2013年1月第一口井开始试采，随后部署了试验井组及一期产建区，该区域已有生产气井200余口。

2 邻井压裂对气井生产影响的识别

2.1 识别方法

由于涪陵页岩气田的气井生产方式与伍德福德页岩气田的定油嘴直径的生产方式不同，因此在定量识别方法上借鉴并改进了Ajani等[11]在研究伍德福德页岩气田干扰的定量识别和量化分析方法。

1)采用水平段中点来确定两口井之间的距离:

(1)

式中：d为两口井之间的距离，m；xw为生产井的x坐标，m；yw为生产井的y坐标，m；xi为加密井的x坐标，m；yi为加密井的y坐标，m。

2)以该井相同产量下前30d的压力递减为基准，对比压裂期间该产量下的压力递减速度来识别压裂井的影响，预测值与实际压力的差值代表了干扰，利用公式计算压力的增减幅度来量化干扰。压力递减速率计算如下：

(2)

预测压力计算如下：

pt=Detf+po

(3)

式中：pt为预测压力，MPa；tf为预测的压力对应的时间，d；po为压裂前30d最高压力，MPa。

压力影响程度计算如下：

(4)

3)将该井相同产量下前30d的日产水量为基准，对比压裂期间该产量下的日产水量来评价压裂井的影响，计算干扰时日均产液量与干扰前日均产液量比例来量化对气井产液量的影响。日产水量的影响程度计算如下：

图1 中心井与加密井的位置示意图

(5)

式中：Δw为日产水量的影响程度，1；qwi为生产井压裂前30d的日产水量，m3；qwj为干扰后的实际日产水量，m3；t为压裂的累计时间，d；i为压裂前的生产日，取值为1～30。

将生产井作为中心，定义一个半径为2000m的圆，在圆内的压裂井即为加密井(图1)。在加密井压裂期间，通过生产井的压力和水量变化判断是否受到加密井的影响。

图2分别显示在7、8、9号井压裂期间生产井的压力和水量变化，说明在加密井压裂期间对该井的影响可以用该方式进行逐一识别。

2.2 识别结果

通过对气田内214口生产井逐一进行压裂影响识别、分析和统计，其中共有29口井，35井次的生产井受到了邻井压裂的影响。该结果显示部分气井多次受到邻井压裂的影响。邻井压裂对气井生产的影响主要表现在气井日产气量或生产压力下降较快，同时井筒积液现象严重或日产水量增多的现象。为了减少邻井压裂对生产井的影响可以采取以下措施：第一，保持气井生产气量，依靠气井能力携液(共23井次)；第二，当压裂影响出现后，将生产井关井，待邻井压裂试气完成后再开井生产(共12井次)。

图2 在邻井压裂期间生产井的压力和水量变化

3 压裂井对邻井生产影响因素分析

3.1 井距的影响

图3 生产受到邻井干扰的气井井距分布图

涪陵页岩气田主要为600m的井距，其中小于500m井距的气井都为小井距试验井。试验证明300m井距的气井压裂时会对相邻的生产井造成负面影响，同时同位素的追踪也证实这样的井距有压裂液进入生产井中。研究通过对识别出的35井次气井井距分析(图3)可知，受到影响最大的气井井距为300～1600m，其中主要为小于1000m的井距。

从气井压力影响程度和日产水量影响程度与井距之间的关系(图4)可以看出，井距与压力影响程度呈一定的负相关性，但是与日产水量变化率的关系并不明显。

图4 气井压力影响程度和日产水量变化率与井距之间的关系

3.2 地应力的影响

图5 生产受到邻井干扰的气井平面分布图

图5为生产受到邻井干扰的气井与压裂井在构造图上的分布，可以看到气井影响方向主要来自气井的东西方向，但是靠近断层的气井更容易受到南北方向的影响。经分析对比该区块的地层应力分布，压裂影响方向与地质区域主应力方向基本一致。

3.3 工程因素的影响

压裂井的压裂参数与生产井受影响的关系如图6所示，压裂井的工程因素并不是导致生产井受到影响的直接因素。在相同井距下，压裂井的破裂压力与生产井压力影响并无明显关系(图6(a))；在相同井距下，总液量对生产井日产水量无明显影响(图6(b))。

图6 压裂参数与生产井受到影响的关系

图7 累计生产时间、井距和气井影响的关系图

3.4 生产时间的影响

将压力影响加水量作为影响气井生产的综合参数，用累计生产时间和井距的关系综合评价生产井生产情况(图7)。从图中综合分析，当井距小于500m时，随着生产时间的增长生产井受到的影响不明显；当井距大于500m时，气井在随着生产时间的增长其受到影响的概率增大，因为随着生产井生产时间的增长，其泄气面积增大。此时泄气面积会造成压裂井压裂能量的浪费和生产井的井筒积液状况。

4 结论与建议

1)邻井压裂会对相邻生产井的压力、气量和水量有影响，因涪陵页岩气田采用定产控压的生产模式，所以气井的影响主要是压力下降和产水量上升。

2)研究区200多口井统计认为压裂井与生产井干扰极限井距约1600m，井间干扰方向与地层主应力方向一致。

3)基于研究区现场资料分析，压裂井对邻井生产影响因素包括井距、地应力方向和邻井生产时间；而工程因素(压裂施工参数)与压裂井井间干扰无明显相关性。

4)针对气田加密井的部署，建议在压裂部署后主应力方向上1600m井距内的生产井提前关井，以保证后续的正常生产。

[参考文献]

[1]Bazan L W, Larkin S D, Lattibeaudiere M G, et al. Improving production in the Eagle Ford shale with fracture modeling, increased fracture conductivity and optimized stage and cluster spacing along the horizontal wellbore[J]. SPE138425,2010.

[2] Bowker K A. Barnett shale gas production, Fort Worth Basin: issues and discussion[J].AAPG Bulletin. 2007, 91(4): 523～533.

[3] Curtis J B. Fractured shale-gas systems[J].AAPG Bulletin. 2002, 86(11): 1921～1938.

[4] Vulgamore T B, Clawson T D, Pope C D, et al. Applying hydraulic fracture diagnostics to optimize stimulations in the Woodford shale[J].SPE110029, 2007.

[5] Sardinha C M, Petr C, Lehmann J, et al. Determining interwell connectivity and reservoir complexity through frac pressure hits and production interference analysis[J].SPE171628,2014.

[6] Guindon L.Determining interwell connectivity and reservoir complexity through fracturing pressure hits and production-interference analysis[J].Journal of Canadian Petroleum Technology. 2015, 54(2): 88～91.

[7] Daneshy A A, Au-Yeung J, Thompson T, et al.Fracture shadowing: a direct method for determination of the reach and propagation pattern of hydraulic fractures in horizontal wells[J].SPE151980,2012.

[8] Waters G A, Dean B K, Downie R C, et al.Simultaneous hydraulic fracturing of adjacent horizontal wells in the Woodford shale[J].SPE119635,2009.

[9] Mukherjee H, Poe B, Heidt H, et al.Effect of pressure depletion on fracture geometry evolution and production performance[J].SPE30481,2000.

[10] 王志刚，孙健. 涪陵页岩气田试验井组开发实践与认识[M].北京：中国石化出版社, 2014.

[11] Ajani A A, Kelkar M G. Interference study in shale plays[J]. SPE151045,2012.