深层页岩气地质工程一体化井距优化——以威荣页岩气田为例

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。

以地质工程一体化思路为指导，采用地质建模—数值模拟一体化技术，通过经济技术评价相结合的手段，以实现储量动用程度最大、采出程度最高、经济效益最优为原则，开展了威荣气田开发井距的优化设计，支撑气田的合理、效益开发。

1 气藏概况

威荣页岩气田处于威远构造东南翼白马镇向斜内，目的层五峰组—龙马溪组一段发育了一套暗色富有机质富硅质泥页岩，埋深3 550～3 880 m，地层压力系数1.94～2.06，属深层、异常高压连续型页岩气藏。开发层系①—④号层页岩品质及含气性较优，厚25～39 m，分布稳定，具有高TOC（平均2.80 %）、高孔隙度（平均6.07 %）、高脆性（平均64 %）、高含气量（平均3.15 m3/t）、低黏土（平均34%）的“四高一低”特征。①—④号层泊松比平均0.21，杨氏模量平均21.6 GPa，力学脆性指数0.43，水平主应力差值10.7 MPa，工程地质参数呈现力学脆性指数偏低、水平应力差值较大的特征，压裂难于形成复杂缝网的特征。

2 开发井距适应性分析

开发评价阶段，威荣气田压裂工艺以“控近扩远”为总体思路，单段段长70～75 m，按“一段三簇”射孔，簇间距20 m，段间距32～35 m，针对性设计开发井距为400 m。产能建设阶段，随着工艺技术的不断进步，逐步形成以“密切割、强加砂、暂堵转向”为核心的二代改造工艺技术，新工艺主体按“一段六簇”射孔，簇间距10 m，段间距25～35 m。通过微地震监测、压降试井、压裂模拟等方法，对设计的400 m井距适应性进行了分析。

1）微地震监测

W2井整体采用“一段六簇”改造工艺，部分段采用“一段三簇”改造工艺，从该井的微地震监测来看（图1、表1），“一段六簇”的压裂工艺微地震波及长度140～245 m，平均182.4 m；“一段三簇”压裂微地震波及长度236～302 m，平均269 m。

表1 威荣页岩气田W2井微地震事件响应统计Table 1 Response statistics of microseismic events of Well-W2 in Weirong Shale Gas Field

图1 威荣页岩气田W2、W3井微地震监测Fig.1 Microseismic monitoring of Well-W2 and Well-W3 in Weirong Shale Gas Field

2）动态分析

W1井采用“一段三簇”工艺改造，通过双对数曲线图版识别W1井的流动阶段，如图2所示，斜率直线表明气井主体处于地层边界流动阶段。通过采用流动物质平衡方法，根据规整化累产气量与产量关系曲线（图3），可以计算该井平均有效裂缝长度为260 m左右。

图2 威荣页岩气田W1井流动阶段诊断Fig.2 Diagnosis of flow stage in Well-W1 in Weirong Shale Gas Field

图3 威荣页岩气田W1井流动物质平衡曲线Fig.3 Flowing material balance curve of Well-W1 in Weirong Shale Gas Field

3）压降试井

通过对压裂停泵后的压降曲线进行精细分析，基于压降试井理论可以定量评价不同压裂簇数的改造裂缝长度[13-15]。通过对W2井停泵压降数据分析，随着单段簇数的增加，单簇主裂缝长明显降低，“一段三簇”改造工艺裂缝长度为381 m，“一段六簇”改造工艺裂缝长度为225 m（表2）。

表2 裂缝参数解释结果Table 2 Crack parameter interpretation results

4）压裂模拟

基于压裂模拟方法，构建W平台压裂裂缝扩展模型，针对性的研究了不同压裂工艺条件下的裂缝扩展情况。模拟研究表明，密切割工艺提高压裂段内水力裂缝覆盖率，但改造段内各簇缝长降低，同时由于各簇裂缝分流作用强，纵向应力缝高扩展受限；“一段三簇”改造工艺裂缝长度为400 m，而“一段六簇”改造工艺裂缝长度为300 m，六簇比三簇压裂缝长降低25%，改造体积内水力裂缝密度增加近一倍（图4）。

图4 不同簇数条件下裂缝扩展模拟结果Fig.4 Simulation results of fracture propagation under different cluster numbers

综合上述，水平井井距与压裂工艺技术密切相关。前期采用“一段三簇”改造工艺裂缝长度240～400 m，而产建方案采用“一段六簇”工艺后裂缝长度只有140～300 m，如果沿用前期设计400 m井距，则会造成井间100～220 m储量无法动用，因此，有必要对开发井距进行优化调整。

3 地质工程一体化井距优化设计

地质工程一体化是页岩气开发工作的核心，也是指导开发技术政策制定的关键。页岩气地质建模—压裂模拟—数值模拟一体化技术正是地质工程一体化研究的体现，而压裂模拟又是最关键的环节[16-18]。在地质建模的基础上，结合微地震监测、动态分析、压裂模拟等成果，形成以裂缝长度、高度准确刻画和定量表征为核心的地质建模—数值模拟一体化技术，实现了威荣气田页岩气储量动用及采出状况的定量评价，通过经济—技术一体化评价相结合的手段，开展井距最优化设计[19-20]。

3.1 数值模拟模型的建立

参考威荣气田W1井岩心分析实验、高压物性实验等成果数据，结合新工艺气井微地震监测、广域电磁法监测、RTA分析等成果，开展了分区属性设置，建立了W平台数值模拟模型。模型采用角点网格，研究工区范围：1 600×1 200×38.7 m，网格步长：20×10×（2.5～16.8）m，网格节点数：80×120×16=115 200（个）。水平井水平段长度1 500 m，采用20段压裂，每段3～6簇（等间距）。裂缝模型采用嵌入式裂缝网络模型，裂缝半长参考微地震监测资料，裂缝宽度0.015 m，导流能力（30～75）×10-3μm2.，分支缝采用等效处理，有效渗透率数量级（10-2～10-3）×10-3μm2。模型中吸附气的解吸符合Langmuir等温吸附定律和Fick扩散定律，兰式压力8 MPa，兰式体积2.1 m3/t，气体扩散系数0.65 m3/d。

为了精细描述不同流动区域的差异性，将模型划分为四个不同流动能力区域：最佳SRV区、次佳SRV区、欠佳SRV区、未改造区（图5）。其中最佳SRV区为I区主裂缝（压裂片）两侧各5～10 m；次佳SRV区为I区两侧之间以及顶端外延40～60 m的支裂缝较发育区；欠佳SRV区为Ⅱ区外围受压裂影响不明显区以及气井远端压裂无法改造的IV区。

图5 单井裂缝模型设计Fig.5 Design of single well fracture model

分区属性设置如下：

1）渗透率分区设置：主裂缝渗透率（2 000～5 000）×10-3μm2；I区网格渗透率范围（101～10-1）×10-3μm2；Ⅱ区受压裂改造影响较为明显，渗透率范围（10-2～10-3）×10-3μm2；Ⅲ区受压裂改造影响不明显，渗透率范围（10-3～10-4）×10-3μm2；IV区未受改造影响，渗透率范围10-5×10-3μm2数量级。

2）相对渗透率分区设置（图6）：模型划分为3个渗流分区，其中渗流I为压裂未改造IV区，采用基质气水相渗数据；相渗2区为欠佳SRV区（Ⅲ区）和次佳SRV区（Ⅱ区），采用裂缝气水相渗数据；相渗3区为主缝区（压裂片+I区），采用有支撑剂裂缝气水相渗数据。

图6 不同相渗区域相对渗透率曲线Fig.6 Relative permeability curves of different phase permeability regions

3）应力敏感分区设置（图7）：根据不同岩样的应力敏感实验数据划分为3个区，其中应力1区为压裂未改造IV区，采用基质应力敏感数据；应力2区为欠佳SRV区（Ⅲ区）和次佳SRV区（Ⅱ区），采用裂缝应力敏感数据；应力3区为主缝区（压裂片+I区），采用有支撑剂裂缝应力敏感数据。

图7 不同应力敏感区域应力敏感曲线Fig.7 Stress sensitivity curves of different stress sensitive regions

3.2 不同改造工艺的单井数值模拟研究

根据压裂工艺差异对嵌入式裂缝网络模型进行等效处理，“一段三簇”中单段等效为1个虚拟压裂缝；“一段六簇”中单段等效为2个虚拟压裂缝，压裂缝半长、缝高根据压裂规模即支撑量和压裂液量，结合微地震、压裂模拟、动态分析综合设置，建立不同改造工艺的单井数值模拟模型（图8）。

图8 不同工艺单井数值模模型Fig.8 Numerical simulation models of single wells with different processes

根据W1、W2井实际的生产数据，开展历史拟合研究，修正数值模拟模型，通过生产预测，评价气井储量动用及采出状况（表3、图9），以此来研究合理井距。

图9 预测期末地层压力平面分布Fig.9 Distribution of formation pressure at the end of the forecast period

表3 不同改造工艺下气井生产指标数值模拟预测结果统计Table 3 Statistics of numerical simulation prediction results of gas well production index under different fracturing processes

1）“一段三簇”工艺气井压降漏斗呈现“广而浅”的特点，供给半径110 m内，整体压降幅度42.4%，动用储量采出程度30.58%，但段间压力保持水平相对较高（大于50 MPa）。

2）“一段六簇”工艺气井压降漏斗呈现“窄而深”的特点，供给半径70 m内，整体压降幅度近60%，动用储量采出程度高达62.86%；在供给半径150 m内，平均压降幅度37%，动用储量平均采出程度在32.7%；在供给半径150 m以外，地层压力保持水平较高，压降幅度普遍不足20%，采出程度不足12%。

3.3 井组数值模拟模型

基于建立的W平台井组“一段六簇”的数值模拟模型，开展了260 m，300 m，400 m井距的三种井网部署方案设计（图10），预测了三种不同井距方案在20年预测期末的地层压力及采出程度。

图10 威荣页岩气田W平台不同井距方案数值模拟模型Fig.10 Numerical simulation model of different well spacing schemes on platform-W in Weirong shale gas field

从不同井距方案预测期末地层压力平面分布来看（图11），三种不同井距方案井筒周围小于60 m，地层压力差异较小，平均地层压力12～15 MPa，地层压力的压降幅度80.6%～84.5%，该部分储量均能实现很好的动用和采出；在井筒周围60～100 m，地层压力差异逐渐增大，平均地层压力36～47 MPa，地层压力的压降幅度39.3%～53.5%，该部分储量能有效动用，但采出程度稍低；而在井筒周围100～200 m，地层压力差异较大，平均地层压力53～70 MPa，地层压力的压降幅度4.3%～26.4%，表明400 m井距时井间存在部分储量动用不充分。

图11 威荣页岩气田W平台不同井距预测期末地层压力分布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 技术指标评价

从不同井距方案预测期末EUR（最终采收率）和采出程度对比来看（图12、图13），260 m井距方案20年末累产气5.15×108m3，整体采出程度31.77 %，为方案最高。但从采出程度的增幅以及单井EUR对比来看，260 m井距方案存在一定的井间干扰现象，300～400 m井距方案单井EUR为0.9×108m3左右，而260 m井距方案单井EUR只有0.86×108m3，且井距小于300 m后，采出程度的增幅显著降低（由6.3%下降至3.4%）。因此，从技术效果上来看，300 m井距方案井间干扰较小，采出程度28.4%相对较高。

图12 不同井距方案EUR对比Fig.12 EUR comparison of different well spacing schemes

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

3.3.2 经济指标评价

考虑不同气价、不同单井投资成本的影响，对不同井距方案进行经济评价（图14、图15）。根据经济评价结果可知，在当前的开发投资（单井6 050万元）和气价水平下（气井1.4元/m3），气井的合理井距以300 m为宜。

图14 不同井距方案经济指标对比（单井投资6 050万元）Fig.14 Comparisonofeconomicindexesofdifferentwellspacing schemes（When investment of a well is 60.5 million yuan）

图15 不同井距方案经济指标对比（气价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）在相同的单井投资成本（6 050万元）下，气价越高，可实施的经济极限井距越小，财务净现值越大；当气价为1.4元/m3，经济最优井距为300 m；当气价为1.6元/m3，经济最优井距为260 m。

2）当气价1.4元/m3、单井成本为6 500万元时，260 m井距方案净现值低于300～400 m方案。由此可见，单井成本上升，小井距方案投入大幅增加，净现值小于大井距方案；即单井成本上升，经济最优井距将增大。

综合上述分析，在同时考虑技术指标以及经济效益的情况下，采用“密切割”工艺后，威荣页岩气田的最优井距可优化为300 m，井位部署可根据裂缝发育情况适当调整。

4 结论与认识

1）页岩气田合理开发井距与压裂改造工艺技术密切相关。威荣气田评价井主要采用“一段三簇”改造工艺裂缝长度240～400 m；产建井采用“一段六簇”改造工艺裂缝长度140～300 m，方案设计400 m井距偏大，需要进行优化调整。

2）地质工程一体化是指导开发技术政策制定的关键。在地质建模的基础上，结合微地震监测、动态分析、压裂模拟等成果，形成了以裂缝定量表征为核心的深层页岩气地质建模—数值模拟一体化技术，支撑了威荣气田开发井距的优化设计。

3）基于威荣气田地质建模-数值模拟一体化技术，采用经济、技术评价相结合的手段，以实现储量动用最大、采出程度最高、经济效益最优为目标，综合优化气井井距为300 m。