页岩油气藏水平井井间干扰研究现状和讨论

郭旭洋 金衍 黄雷 訾敬玉

1.中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室；2.中国石油大学(北京)石油工程学院

0 引言

在全球范围内，北美、中国、南美等地均实现了页岩油气的规模化商业开采［1-3］。随着商业化开采规模不断增大，水平井井距不断缩短、压裂级数和液量不断增加。自2011 年起，北美部分页岩油气产区的水平井井间距已经低至100 m［4］。随着这些技术的实施，水平井压裂缝网出现密切割特征，显著提升页岩油气开发效率和提高最终可采储量(EUR)，为页岩油气资源的长期商业化开采提供了保障。但是，密集布井和裂缝密切割也导致了井间干扰问题，而井间干扰现象也出现在各种模式的页岩油气开采中。

页岩油气的商业化开采主要有两种模式：(1)一次性井平台批量钻井和批量压裂；(2)加密水平井或重复压裂。第1 种模式一般出现在开采初期，针对页岩储层中的地质甜点和工程甜点的横向展布和纵向展布特征进行规模化开采；而第2 种模式则出现在生产诱发地层亏空后，通过加密水平井或老井重复压裂开采未被井平台一次性动用的地质储量，从而提高总体EUR。这两种模式都可能会诱发水平井井间裂缝窜扰，影响整体生产效率［5-6］。随着我国的页岩油气开采由最初的合作和探索阶段逐渐步入规模化建产和降本增效阶段［7-8］，小井距和规模化压裂中出现的井间干扰现象一定程度上限制了建产效果和效率。

在国内原油对外依存度超过70%的背景下，国内的页岩油气由于其资源潜力巨大的特点，成为规模化开发的重要领域［9-12］。规模化开发包括批钻批压和加密井开发两部分。页岩油气产区在批量钻井、批量压裂投产一段时间后，常会开展加密井钻完井和压裂，由于地层亏空和四维地应力场的存在，会影响加密井缝控储量和生产效率。例如，2020 年以来，在国内某陆相页岩油产区有超过50%的水平井出现井间干扰现象，部分受干扰井出现产量递减明显快于同区老井、含水率明显升高等问题，同时存在支撑剂侵入邻井的现象，严重影响生产效率。老井含水率和油压下降速率较低，但是在地质条件类似的情况下新投产加密井油压下降快、含水率高，井间干扰对产能有较大损害，严重影响页岩油的降本增效开发。因此，准确理解井间干扰机理、精确评价和预测井间干扰现象及其影响，寻找有效、可行的手段干预和降低井间干扰成为了高效开采非常规油气亟需解决的关键问题。

国外尤其是北美地区由于页岩油气商业化开采历史相对较长，已开展一定的井间干扰研究；国内如四川盆地和鄂尔多斯盆地也开展了一些页岩气水平井的井间干扰研究。在此基础上，本文主要从井间干扰现象、机理、现场诊断和干预措施几个方面对页岩油气水平井的井间干扰开展论述，并进行讨论。

1 页岩油气藏水平井井间干扰现象

本文讨论的井间干扰现象特指在开发低渗页岩油气时生产诱发的储层亏空和大规模储层改造引起的邻近水平井之间的干扰，与常规储层中注采井网及其加密造成的井间压力和产量干扰不是同一个概念。此类井间干扰现象也被称作压裂诱发干扰［13］。页岩油气水平井井间干扰的表现形式包括压力干扰、产能干扰、套损、支撑剂侵入等,也可能引发井控问题［14-16］，严重时导致水平井报废［6,15,17］。

北美的主力页岩油气产区均出现大量井间干扰现象，且多与加密水平井有关。产生这一现象的原因之一是前期页岩油气收益较好导致加密井数量不断增加，但更重要的原因是北美地区普遍存在的生产持有条款，条款规定石油公司在租期内必须维持一定的产能才能够继续在该矿藏内进行持续性的钻采活动［6,18］。该条款促使石油公司优先布局单口母井水平井并投产，后续才会在其附近进行加密井钻完井和投产。北美主力页岩产区的数据均证明，多数产区的加密井数量已经追平或超过了母井的数量［19-20］。在这一背景下，加密井与母井之间出现了大量的井间干扰现象。通过对各页岩油气产区的井间干扰事件进行分析，认为井间干扰对产能的影响包括积极影响、消极影响和无明显影响3 种，而且这些影响都与井间干扰的恢复时间有关，部分井间干扰现象持续时间可超过1 年。此外，当井间连通裂缝闭合后，井间干扰现象也可能消失［6,14］。对北美10 个页岩油气产区的统计显示，尽管井间干扰对产能产生积极影响的概率大约是50%，但为了使加密井产能接近老井，需要在加密井中注入更多支撑剂以获得更大的有效储层改造体积，此外，老井亏空会导致加密井的压裂设计和产能预测难度增加［14］。

国内页岩油气产区也出现大量井间干扰现象。四川盆地长宁201 井区天然缝网的存在导致了明显的井间干扰现象，且单层布井和两层“W”布井会导致不同的井间干扰程度，并造成单井EUR 发生变化［21］。鄂尔多斯盆地苏里格气田加密井投产数据显示，加密井与老井井间距小于400 m 的情况下井间干扰明显，产量与井口压力均受到明显影响［22］。苏里格气田苏6、苏36-11 和苏13 井区共42 组加密井井间干扰数据显示，井间干扰对加密井产量的负面干扰可达20.49%［23］。现场数据显示，水平井井网、井型、泄流半径与井间干扰和单井井控储量有明显的相关性［24-25］。川西地区新场沙溪庙组井场作业中发现，批钻批压作业中，先压裂投产的井在邻井压裂后出现了不同程度的产量降低、井筒返液、出砂和井口压力下降等现象［26］。

国内外页岩油气产区均出现了井间干扰现象，并对井筒完整性、井控和产能产生明显影响，且井间干扰程度随着布井密集程度和压裂施工规模的上升而不断增强，因此，需要首先明确井间干扰机理。

2 页岩油气藏水平井井间干扰机理

页岩油气藏由于具有渗透率低、难以自然形成工业油气流的特点，储层改造缝网的品质直接决定缝控储量和水平井产量［27］。在密集/加密布井的情况下，井间压裂缝网不但可能导致相邻水平井产能竞争，也可能出现井间裂缝串通，导致压裂工作液进入邻井，也可能造成邻井套损。通过将动态指标与同区域其他井数据比较，可以将井间干扰分为积极、消极和无明显影响3 类。其中，积极影响主要表现为短期、长期累产增加、含水较低、压力衰减较慢，消极影响主要表现为短期/长期累产降低、含水陡增、压力衰减快，无明显影响则表现为产能、含水、压力等变化趋势无明显异常。由此可知，阐明井间干扰机理对于保证页岩油气生产效率和井平台正常作业十分关键。

2.1 井间干扰的形式

研究页岩油气藏水平井井间干扰的核心是明确水平井井间缝网的形成机制和确定相关主控因素。井间干扰的主要存在形式有水平井之间连通的水力裂缝、储层内的压力波干扰和裂缝串通［28-29］,其中水力裂缝连通和裂缝串通的主要区别在于裂缝串通更强调先后压裂的两口井之间的水力裂缝发生的交互，而水力裂缝连通也可能出现在单井储层改造形成的复杂缝网中。根据井间复杂缝网形成机制的不同，可以分两种情况：(1)井平台批量钻井、批量压裂；(2)加密水平井或重复压裂。

井平台内两口邻近水平井同步压裂时，由于压裂工作液的注入和岩石破裂，导致地层变形和应力变化，形成应力阴影，进而影响裂缝扩展路径和压裂效果［30-32］。应力阴影与地层的弹性参数、已有压裂缝网的长度和宽度、正在扩展的裂缝和已有裂缝的位置关系等都有直接联系［13,33-34］。当进行密切割分段水力压裂时，地层应力阴影可以抑制新裂缝的起裂和扩展，增加造缝难度，也可能改变裂缝扩展方向并影响缝网形态［35-37］，而两口井先后压裂或同步压裂都会诱发地层内的应力阴影作用，影响井间压裂缝网形态。

加密水平井和重复压裂诱发的井间干扰出现在老井投产引发地层亏空后。地层亏空后出现孔隙压力降低和地应力大小与方向变化，地层内的地应力状态与原位地应力相比发生较大变化，形成复杂地应力场。在复杂应力场状态下，最大主应力、最小主应力、两向应力差等非均质性强，而且会出现应力转向的情况［38］。由于地应力状态是控制水力缝网扩展的重要因素，因此老井亏空会导致加密井压裂和重复压裂时出现复杂的非平面缝网，是井间干扰重要因素之一。

综上所述，影响页岩油气井间干扰的核心是井间缝网，而缝网的形成机制由裂缝起裂扩展和地应力场共同决定，因此，需要从水力裂缝起裂与扩展和地层亏空诱发的四维地应力演化机制两方面研究井间干扰机理。

2.1.1 复杂储层条件下的水力缝网

一般采用数学方法和物理实验方法表征复杂地质条件和岩石力学条件下的水力裂缝的起裂与扩展情况，其中数学方法又可分为解析法、半解析法和数值法。

数学方法方面，较早提出的KGD 模型［39-40］和PKN 模型［41-42］可以计算二维平面内的单个裂缝扩展的解析过程，并可以表征缝宽。在二维模型的基础上，逐步发展出了拟三维和三维模型，并综合地应力、压力梯度、刚度、裂缝流体等因素［43-45］。页岩油气大规模商业开采后，产生了多种针对页岩水力压裂的计算方法。曾青冬和姚军［46］通过扩展有限元方法和有限元方法建立了裂缝流体流动和岩石应力变形的模型，并计算了天然裂缝的影响。庄茁等［47］、曾庆磊等［48］基于扩展有限元法提出了页岩水力压裂中多簇裂缝同时扩展的全耦合模型，在二维平面内考虑了页岩变形断裂、裂缝内流体流动和井筒流动等相关因素；陈军斌等［49］基于扩展有限元方法建立了表征多条水力裂缝拓展的流固耦合数值模型，研究了应力干扰和应力差的影响。除了扩展有限元方法外，其他研究方法也得到了广泛应用。李玉伟等［50］建立了同步压裂过程中诱导应力场演化的计算模型，给出了裂缝转向判定方法。王宇等［30］、赵海军等［51］使用RFPA-Flow 数值软件模拟了应力阴影效应，定量研究了起裂点间距、岩石均质度、注入方式、岩石非均质性、小尺度天然裂隙、大尺度断层结构对裂缝扩展的影响。侯冰等［52］使用位移不连续法和最大周向应力理论，建立了二维多裂缝扩展数值模型，对龙马溪组某页岩气井多裂缝压裂进行模拟。李勇明等［53］则通过最大周向应力理论，提出了页岩储层中沿任意方位扩展的水力裂缝穿过天然裂缝的判定准则的具体解析形式。赵熙等［54］使用ANSYS 和FRANC 软件量化了水平应力和射孔方向对裂缝起裂和扩展的影响。Zhu H 等［55］建立边界元-计算流体力学模型表征了压裂液返排过程中的支撑剂变形过程。李扬［56］针对致密砂岩储层建立了有限元流固耦合水力裂缝模型，能够模拟水力裂缝与天然结构弱面的交互过程。李玮等［57］使用裂缝虚拟个数和裂缝生长率模拟了威远-长宁地区多级裂缝扩展规律。在海外，结合北美各大页岩油气区块开发特征，研究人员通过位移不连续法、有限差分法、有限元法等建立了一系列理论模型［37,58-60］，表征多裂缝扩展过程中的裂缝形态、应力阴影、诱导应力、与天然裂缝的作用等相关因素。此外，由于相场法可以处理裂缝相交、分叉、三维复杂扩展路径等其他数值方法较难解决的问题，研究人员开发了考虑动力学惯性作用［61］、基于弹性能裂缝起裂与扩展［62-63］、支撑剂作用［64］的水力裂缝相场计算方法。可见，有限元法、边界元法、有限差分法、扩展有限元法和相场法等常见的数学方法都是水力裂缝数值建模的主要方法，它们可以表征裂缝与天然结构弱面交互、在非均质和各向异性岩石力学条件下的起裂与扩展、非平面特征和力学干扰等复杂的物理过程，为水平井压裂和重复压裂提供重要参考依据。

科研人员也通过物理实验的方式研究页岩中水力裂缝的扩展机理，开展真三轴水力压裂实验，结合示踪手段、CT 扫描等方法，研究页岩储层在地应力作用下的水力裂缝起裂与复杂缝网生成机制，探讨了页岩中存在的天然结构弱面对缝网形成造成的影响［52-53,65-68］。相关研究还发现，压裂工作液及支撑剂材料与粒径等因素对裂缝的起裂和扩展方式也有较大影响［69-71］。

2.1.2 地层亏空诱发地应力演化

老井生产会导致地层出现亏空，根据孔隙弹性力学［72-73］相关理论，孔隙压力变化会导致地应力场的大小和方向发生变化，使得储层地应力在初始的原位地应力的基础上发生演化，形成包含三维空间演化和一维时间演化的四维地应力。

地层的四维地应力演化常通过流固耦合方法［74-75］进行分析。流固耦合方法将储层的渗流场与固体变形场进行耦合，通常分为全耦合、显式耦合和迭代耦合3 种方法［76］。其中，全耦合方法将孔隙压力和岩石骨架位移放在同一个线性系统进行求解，其数值求解具有较好的稳定性、准确性和收敛性，但是相应地需要更多的数值计算资源［76-80］。显式耦合方法则将孔隙压力和岩石骨架位移分开在不同线性系统求解，再在特定时间步通过孔隙弹性力学理论对压力和位移的数值解进行修正，该方法计算效率高，但是计算准确性和收敛性无法得到的［81］。迭代耦合方法同样将孔隙压力和岩石骨架位移分开求解，但是在每一个运算时间步都对两者进行耦合迭代，保证收敛性，因此这种方法在提高数值运算效率的同时也可以保证较好的稳定性和收敛性［82-84］。

基于孔隙弹性力学和流固耦合方法，研究人员提出了多种数学模型。具体地，建模过程一般采用有限元［82,85-89］、有限体积［82,90］、有限差分［82,89］等方法，并结合牛顿法将非线性方程线性化，见表1。

表1 四维地应力场的流固耦合模型总结Table 1 Summary of fluid-solid coupling model of 4D geostress field

流固耦合模型可以定量计算在天然裂缝、水力裂缝、复杂地应力状态等情况下的压裂水平井生产造成的亏空和亏空诱发的地应力动态变化［88,91-94］。此外，也可以通过CT、数字岩心、应力加载等室内物理实验方法表征页岩中的流固耦合渗流与变形机理［95-96］。

在流固耦合建模时，需要针对页岩中的流体流动特征和岩石骨架变形规律开展研究。低渗基质渗流、裂缝流体、吸附作用、扩散现象、应力敏感、孔隙结构等因素都是流固耦合问题的重要控制因素［97-100］。为表征页岩的弹塑性变形，根据动量平衡和岩石载荷情况，建立应力平衡方程，常使用相应的本构模型(例如线弹性模型、摩尔库伦模型、Drucker-Prager 模型及其修正形式、剑桥模型等)求解岩石骨架位移、应变和应力等关键变量［101］。可见，流固耦合常采用有限元法、有限差分方法、有限体积法，部分模型也会综合使用这几种数值方法求取地层压力动态演化和地应力演化规律，同时，由于存在多物理场耦合，各物理场的数值求解稳定性和收敛性的改善与提高是研究的重点，而不同物理场之间稳定、收敛的耦合方式选择也需要开展针对性研究。

由流固耦合建模分析可知，生产造成的地层亏空会对地应力的大小和方向造成影响，并会出现主应力转向的情况，导致储层地应力场在原位地应力的基础上出现时空演化，形成动态地应力场。部分区域甚至出现最大水平主应力方向与最小水平主应力方向互换的情况，增加了储层地应力场的非均匀性和复杂程度［88-89］。

2.1.3 返排过程中的裂缝闭合

页岩油气藏水平井开发中，压裂缝的闭合是很重要的物理现象，直接影响水平井产能和井间干扰程度。目前已经形成了基于裂缝表面“微凸体”的接触力学预测模型，可以用于压裂缝闭合的预测。王一帆等［102］指出裂缝闭合程度与其平均接触压力增长速率呈负相关，且单个微凸体与光滑表面接触面积也影响裂缝闭合量。同时，Taleghani A D等［103］认为裂缝的闭合模式有3 种，分别为均匀闭合、裂缝尖端后退闭合以及裂缝口闭合。Chuprakov等［104］开发用于弹性开口平面裂缝的高级数值求解器，可以精确计算出蚀刻裂缝宽度在空间上的不均匀分布情况，并发现压力下降后残余宽度减小，这将导致裂缝导流剖面的减小和产能指数的下降。Zhang 和Emami-Meybodi［105］建立半解析两相返排模型来预测裂缝性质,可以预测裂缝渗透率、渗透率模量和裂缝半长的损害程度。也有学者针对裂缝闭合时间展开相应的研究，李达等［106］通过利用BP 神经网络来构建裂缝强制闭合模型，用该模型计算渗透率变化和不同缝高对井口压力的影响，结果表示裂缝渗透率越大或者缝高越小，裂缝闭合时间越短。由于在关井过程中，裂缝由于流体的泄漏而闭合，由于裂缝表面并不是光滑接触面，而是由一个个“微元体”构成，因此可以使用作用在裂缝壁上的正应力与裂缝宽度之间的非线性关系来模拟接触后的闭合。

2.2 井间干扰机制的分类

根据以上论述，由于井间干扰同时受到动态地应力场和水力缝网形成与扩展机制的影响，因此，井平台批量钻井与批量压裂和加密井压裂与重复压裂中的井间干扰机理存在一定的区别，需要分开讨论(图1)。

图1 井平台首次批钻批压与加密井压裂井间干扰机理对比［36,88］Fig.1 Comparison of well interference mechanisms between the first batch drilling and batch fracturing and the infill well fracturing of the well pad［36,88］

井平台首次批量钻井、批量压裂产生的井间干扰主要是归因于井间、段间和簇间的应力干扰和连通压裂窜扰，不涉及地层亏空诱发的动态地应力场的影响。因此，主要从水力压裂裂缝的应力干扰、应力阴影等作用研究井间密切割缝网的形成机制，并判断相邻水平井之间是否出现水力裂缝沟通、天然裂缝激活和压裂窜扰等现象。

加密水平井压裂和重复压裂常伴有老井生产造成地层亏空的现象。因此，开展水力裂缝研究之前，需要先计算老井亏空造成的地层孔隙压力变化、在原位地应力基础上产生的地应力大小变化和主应力转向程度，明确四维地应力场的非均匀性及复杂程度。之后，在该复杂应力场内开展加密井水力裂缝或老井重复压裂裂缝起裂与扩展研究，同时考虑裂缝应力干扰与老井亏空对缝网的影响机制，最终表征井间水力压裂缝网，再据此评价井间干扰。

2.3 井间干扰主控因素

页岩油气藏井间干扰的主控因素可以分为储层条件和工程参数两类。其中，地质建模和地质力学建模有助于识别易于发生井间干扰的储层条件，但是储层条件属于不可控因素；而钻完井相关工程施工设计与参数等也决定井间人工缝网的连通状态，进而影响井间干扰的作用方式与程度，属于人为可控因素。

2.3.1 储层条件

储层中，天然裂缝、层理、断层等天然结构弱面都可以影响井间干扰，水力裂缝与天然裂缝交互后可以产生复杂缝网，影响井间的连通特性［107］，而与层理交互后垂直缝的缝高则可能受到抑制，进而限制井间干扰范围［108］；基质渗透率和地层压力分布等都可能影响井间干扰，当渗透率较高、各向异性较强、地层压力较高时，井间干扰的影响可能偏弱［107,109-110］；同时控制水力裂缝形态的岩石力学参数与地应力场量对井间干扰也有极大的影响。

2.3.2 工程参数

工程参数方面，井间距、压裂设计与加密井压裂和重复压裂时机都是重要的主控因素。

现场数据显示井间干扰可以传播至水平井井外1.6 km 以上［16,111］。研究认为降低井间距导致井间干扰加剧，使得单井EUR 下降，进一步导致井间干扰对产能的损害［112］。McDowell 等［113］则认为在三维水平井布井方式中，相同井距下的水平井会有不同的干扰结果，尤其是垂向上不同深度的水平井之间的干扰强于同一水平面内的水平井。

压裂设计中的液量、砂量、段间距、簇间距、段长、排量、压裂液性质等施工参数的变化都与井间干扰有关。一般认为压裂规模越大，井间裂缝窜扰更严重，导致井间干扰现象更明显，而且过大的压裂规模往往引发井间干扰对产能的损害［114］。压裂液与支撑剂在各段和各簇裂缝中的不均匀分布也会引起裂缝的非均匀扩展，影响井间裂缝连通［115］。高施工压力和高排量也可能提高造缝效率，增强井间压力连通［116］。产液剖面数据显示，减小簇间距会导致更多的无产能裂缝簇的出现，但是相应地会形成较小规模的压裂缝网，能有效抑制井间干扰作用［117］。King 等［118］指出阶梯式升排量压裂更易产生复杂缝网并激活天然裂缝，增强井间干扰作用。Chun 等［119］认为减小支撑剂尺寸可以减缓天然裂缝的闭合过程，进而增加井间干扰存在的时间。

加密井压裂和重复压裂常伴有老井生产诱发的地层亏空，因此压裂时机的选择也会影响井间干扰程度。随着老井生产时间的增加，地层亏空和地应力变化变强，导致加密井压裂更易形成复杂缝网，并可能出现裂缝窜扰的情况。加密井压裂与老井压裂投产时间间隔越短，加密井缝网形态越类似于老井缝网［6］。Sangnimnuan 等［120］认为重复压裂裂缝倾向于扩展至未被首次压裂裂缝控制的区域，但重复压裂时机的确定需要综合考虑地层应力差、天然裂缝、地层亏空和首次压裂设计等因素的影响。

3 页岩油气藏水平井井间干扰的现场诊断

井间干扰现象对页岩油气开采效率影响较大，因此，在现场准确识别诊断井间干扰现象并提出相应对策指导现场施工变得十分关键。一般采用压力监测、流量监测、钻井数据分析、微地震监测、示踪剂监测、小型压裂测试等方法判别现场的井间干扰现象。表2 归纳了主要井间干扰诊断方法和特点。

表2 井间干扰诊断方法及效果Table 2 Well interference diagnosis methods and their effects

3.1 压力监控

由于相关数据丰富且较易获取，最常见的井间干扰诊断方法是监测地面压力和井底压力。Sardinha等［121］通过分析压裂、返排和投产初期的井口压力数据并与产量数据对比，确定了井间缝网的纵向与横向展布范围，认为井间裂缝连通会随着时间而消失，微地震数据也佐证了该方法的有效性。这项研究也为判别长期或短期井间干扰提供了一种方法。Awada 等［122］指出为了优化井间干扰监测准确度，首先要将各井长时间关井以建立基准压力恢复曲线，之后各井依次恢复投产以获得多种压力恢复曲线进行对比，可以较好地观察到井间干扰现象，但是该方法受井距、地层渗透率和裂缝导流能力影响较大。Kumar 等［123］认为在低渗储层中，压裂时监测到的井口压力突变的主因是裂缝断裂导致的岩石弹性响应，而生产时的监测井压力突变的主因是井间水力裂缝连通。一种井间干扰分析方法采用单级主压裂数据来分析压后压降数据，结合Miller-Dyes-Hutchison(MDH)法计算压力恢复曲线，并可区分井间干扰具体诱因是裂缝连通还是岩石孔隙弹性变形［124-125］。

3.2 生产动态和试井井间干扰监控方法

近年来，数据解释方法不断得到改进。压力瞬态分析(PTA)和速率瞬态分析(RTA)常见于压力数据分析的工业实践中。PTA 主要用于短期常规试井分析，RTA 主要用于长期压力和产量数据分析。

压力瞬态分析(PTA)是评价关键井、储层参数的最佳方法之一，它的合理解释对于获得油田开发和井优选的关键参数至关重要。利用这项技术能够分析储层渗透率、裂缝性质、油藏模型以及边界距离等。但由于试井解释存在不确定性，因此Cobanoglu 等［126］通过列举试井分析中的缺陷实例，制定了包括QA/QC 步骤的六步PTA 解释工作流程，确定了储层性质、PTA 模式反应、现场数据、压力/速率数据中的物理误差和井筒储存效应5 个主要的不确定领域，开发了对每个不确定领域进行评估的技术，并提出了每个不确定领域的缺陷。

RTA 也可以被称为现代递减曲线分析(DCA)方法。传统的DCA 处理的是伪稳态流型，是一种经验/半经验的方法。当有低频率(周或月)生产数据时，RTA 可以对储层参数做出令人信服的估计。然而，近年来，在研究RTA 在高频试井数据上的适用性方面做了大量的工作。然而，传统的PTA 在一些特殊情况下难以解释。有学者Mishra［127］建立复杂油藏系统的综合模型(数值试井建模与模拟)，研究不同储层参数对RTA 类型曲线的敏感性，探讨了RTA 类型曲线的诊断能力。同时Ibrahim［128］采用速率瞬态分析(RTA)结合产能递减曲线分析(DCA)对不同页岩气井进行了分析，计算得到有效裂缝的体积和几何形状。水相RTA 分析结果表明，在没有可动地层水的页岩气井中，存在气提前出井、边界主导流动(BDF)现象。同时当可动水饱和度较高时，浸泡过程会对井的性能产生负面影响。对返排数据进行评价可以帮助估算裂缝几何形状，判断页岩层质量及其浸泡过程的有效性。Yadav 和Motealleh［129］提出了一种不稳定产量分析(RTA)方法，可以识别线性流和边界控制流两种流态中出现的井间压裂窜扰和重复压裂干扰，并指出，在出现裂缝连通或重复压裂后，需要重新开展RTA 分析以提高压力和产量分析的准确性，确定井间连通裂缝的展布范围。此RTA 方法的有效性受基质渗透率影响较大。

还有一种类似RTA 的方法，Fiallos 等［130］通过建立非侵入式离散裂缝模型(EDFM)方法，结合商用黑油油藏数值模型，基于对裂缝性质、实际生产数据和井筒图像测井的后续分析资料，通过多井历史匹配来连接裂缝，来估算裂缝导电性和复杂性的空间变化对井间干扰裂缝几何形状的影响。Vincent和Portier［131］提出了在多井干扰测试中，在压力不完全稳定的情况下，考虑整个干扰测试序列来解释干扰测试和获取储层参数，并将解释结果与其他学科的输入参数进行比较，以实现最完整和稳健的储层特征描述，分析井间干扰情况。

在现场试井作业过程中，也可能观测到井间干扰，这里更多指在现场试井中包括两口或多口压裂水平井(源井和监测井)，并提供井间水力裂缝连通性(或不连通性)的信息。Kumar 等［132］认为生产过程中的压力干扰测试包括监测井的压力变化，以响应源井的产量变化。如果源井发生产量突变(关井或重启)，则会导致监测井的压力分布发生变化，则可以推断源井和监测井存在干扰。

3.3 钻井数据分析

与井口压力和流量数据类似，钻井数据也具有现场较易获得、数据量丰富的优点，也可以用来诊断井间干扰。Kalinec 等［133］提出了一种钻井机械比能的修正算法，对地层孔隙压力和主应力进行评价，并成功在美国鹰滩某页岩油加密水平井钻井过程中识别出异常低压区域，判别了老井亏空的影响范围，为加密井的钻完井和压裂改造可能遇到的井间干扰风险预测提供了关键参数。Wutherich 等［134］也提出一种机械比能计算方法，可以识别由老井缝网造成的地层异常低压区域，该方法也可以侧面表征老井有效缝网的展布范围。此方法在美国俄亥俄州尤蒂卡页岩油产区超过20 口水平井的应用均获得较好效果。Jacobs［135］建议在钻头后安置加速度计并分析其信号，评价高应力压裂屏障和岩石脆性，分析可压裂性，由此可以根据钻井数据求得的机械比能，有效识别异常低压区域，进而确定老井生产造成的地层亏空范围，因此对井间干扰预测与定量评价具有关键意义。此外，钻井数据也可以用来识别高应力压裂屏障和岩石脆性，评价井间干扰关键主控参数。

3.4 微地震数据分析

微地震数据能够帮助识别压裂缝网的体积和复杂程度，因此可以用来判断井间裂缝干扰情况［136-143］。对水力裂缝周围的薄弱层面稳定性受到影响后产生的高频率弹性波进行数据处理，便可以得出裂缝方位、长度、宽度等信息［144］。Alfataierge［145］等通过对11 口水平井的分析认为根据微地震数据得到的有效支撑缝网比实际偏大，容易高估井间缝网连通程度。对微地震数据进行合理的分析可以提高对体积压裂缝网的识别精度，避免高估储层改造体积，例如，可以采用聚类分析和三角剖分等方法识别不规则边界，消除未响应区域数据的误差［146］。

3.5 示踪剂监测手段

示踪剂监测也是研究水平井水力裂缝扩展与缝网展布的一种手段，可以用来识别井间缝网［147-148］。现场实验显示，压裂液示踪剂监测结果的分布比支撑剂示踪剂结果分布更广，同时压裂液示踪剂更容易流入老裂缝，而支撑剂则更容易通过裂缝抵达不同层系。示踪剂数据还显示，对比支撑剂与压力数据发现支撑剂侵入与压力干扰呈正相关，而压裂液侵入与投产200 d 后的长期压力干扰无相关性，说明支撑缝是井间干扰的关键因素，而仅发生压裂液交换不一定代表会产生明显的井间干扰［123］。

3.6 小型压裂测试法

小型压裂测试可以计算地层压力、破裂压力、闭合应力、漏失压力、瞬时停泵压力等关键参数［149］。McClure 等［150］提出一种考虑裂缝柔度的小型压裂测试方法，该方法的优点是考虑了闭合裂缝、刚度与有效正应力的关系，提升了复杂应力条件下的闭合压力和最小主应力的估算精度。Kamali 和Ghassemi［151］在小型压裂测试方法中加入了水力裂缝与天然裂缝交互对闭合应力估算干扰的修正，有利于提高复杂井间缝网的识别精度。Ji 等［152］提出一种基于有限差分与有限元流固耦合数值模拟的小型压裂测试方法，用于评估不同压裂施工参数对应的井间储层改造规模，可以用于在施工前预测井间干扰强度。由于常规小型压裂测试方法仅考虑简单平面缝的闭合过程，因此不能准确计算复杂缝网形态和地应力状态下的相关参数，Zheng 等［153］提出考虑压力差、应力差、非均质性和复杂水力缝网的小型压裂测试方法，可以用于识别复杂井间缝网的裂缝多次闭合。

4 页岩油气藏水平井井间干扰的对策

井间干扰对水平井正常生产影响较大，有效地应对和干预井间干扰对于保证井平台的生产效率十分关键。井间干扰对策可以按照钻采前和钻采中分为两类：(1)在密集钻井、密切割压裂之前进行精细而完善的地质工程一体化分析，优化钻完井设计；(2)在钻采过程中通过工艺与参数优化，减小或避免井间干扰的负面影响。表3 总结了各种井间干扰干预对策和特点。

表3 井间干扰干预方法及效果Table 3 Well interference intervention methods and their effects

4.1 钻采施工前的地质工程一体化设计

图2 展示了井间干扰的地质工程一体化流程图。Cipolla 等、Gupta 等和Ajani 等［20,154-155］均认为页岩油气开采的优化设计需要依托地质工程一体化平台开展，首先利用地质、地震、油藏、测井与油层物理参数评价数据等建立静态模型，之后根据地质力学模型、渗流模型和压裂模型等动态模型定量计算缝网产量和压裂对压力与地应力演化的影响。他们认为水力压裂分段分簇设计与优化必须要结合压裂建模、地质力学建模、微地震数据、产液剖面数据和油藏数值模拟手段。Shoemaker 等［156］认为，为了确定最优井距和压裂方式、减小井间干扰，需要进行的一体化建模，流程是：油层物理参数建模、地震解释、岩石物理建模、地质建模、地质力学建模、压裂缝网建模、完井优化建模和油藏数值模拟(图2)。

Pathak 等［157］提出了一种使用GIS 地理信息系统建模的方法评估和预测井间干扰风险。该方法结合GIS 数据和估算的压裂规模，将井间干扰风险从高到低分为4 级，并分别给出对策：对于风险较高的老井需要监控井口压力、减小新井压裂规模、调整新井射孔避开可能的窜扰区域或施行暂堵方案，而且井口压力与流量监测需要至少持续3 个月；对于风险较低的老井则只需监测井口处的油管和环空压力。Shoemaker 等［156］通过三维地震数据进行各向异性地应力场精细评价成功优化了二叠纪盆地某区块的立体水平井井网的横向和纵向井距。Pei等［158］则通过对水力缝网复杂程度进行建模分析，定量表征了天然缝网与水力缝网对井间干扰的影响。

由于地层亏空诱发的地应力演化是影响井间干扰的主要因素之一，在原位地应力基础上通过孔隙弹性力学方法和流固耦合算法预测四维地应力场动态演化可以定量确定主应力转向区域和应力大小变化区域，进而为井距、分段分簇和压裂规模优化提供参考［38,88,158-159］。

地质工程一体化设计和精细建模有助于在钻采施工前评估水平井密集布井和规模化压裂造成的井间干扰作用以及潜在风险，可以从机理上预测相关地质工程参数与井间干扰的联系。例如，由于天然裂缝发育地层更倾向于连通邻井之间的水力缝网，因此需要调整压裂规模以控制井间干扰；局部存在的高应力碳酸盐岩或泥岩则较难压裂改造，是天然的压裂屏障，一体化设计中对此类压裂屏障的准确识别和合理利用也可以避免井间裂缝窜扰、减小井间干扰负面影响［160-161］。此外，完善的一体化设计对于井间距设计和压裂设计也有重要的指导作用，在其指导下，北美数个页岩油气产区的布井策略已经从最初的盲目加密变为现在的适当增大井间距以减小井间干扰［4］。

地质工程一体化设计的另一个优势是可以根据整体模型来分析井间干扰现象存在的时效性，并可以定量预测井间干扰对井平台EUR 或积极或消极的影响，为油田现场决策提供关键参考依据［154］。

现主流地质工程一体化的建模平台是建立在斯伦贝谢公司开发的petrel 平台上的。模型含有“六性”相关属性，即有机碳含量TOC、岩性、物性(孔隙度、渗透率、饱和度等)、脆性(杨氏模量、泊松比、脆性指数等)、含油气性(含气量)以及地应力特性(主应力、方位等)，特殊情况还要考虑电性参数(伽马、密度等)，同时模型中也能够考虑天然裂缝的影响，模型还能够考虑渗透率对裂缝起裂和闭合的影响，提高了裂缝建模的精度[162]。

4.2 钻采过程中的干预方法

进入钻采过程后，可以根据出现的井间干扰现象及时调整相关工程参数及工艺，对井间干扰进行干预，并降低井间干扰对产能的负面影响。干预方法的核心是保护已有水力裂缝和压裂优化，减小井间干扰的负面影响，具体包括关井、注液填补地层亏空、暂堵转向重复压裂、优化分段分簇设计与压裂液用量等方法。

4.2.1 已有水力裂缝保护

老井生产造成地层亏空诱发孔隙压力和地应力发生复杂变化，进而导致新井压裂出现复杂缝网并与已有水力裂缝交互，诱发井间干扰。据此，现场常采用老井注液的方式填补地层亏空并将地应力场恢复至原位地应力状态，以此保护老井缝网和产能不受加密井投产造成的损害。Vincent 等［163］分析了蒙大拿州17 口老井注液的效果，发现其中5 口井显著减小井间干扰的负面效果。Bommer 等［164］和Bommer 和Bayne［165］通过在巴肯页岩油产区的6 口老井中注液成功保护了老井裂缝与产能免受加密井压裂的负面干扰，并发现该方法可以有效降低井平台钻采成本。Guo 等［6］对鹰滩页岩油产区的分析认为，恢复地应力所需的老井注液总体积与地层亏空程度成正比，为了有效恢复地应力状态所需的注液量至少要达到老井产液量的77%。Zheng等［166］通过油藏数值模拟发现不同的老井保护方式的效果从高到低排序依次为注气、注液和关井。

尽管注气和注液的保护效果高于关井，但是关井在现场较易实现，而注气和注液则受制于现场供应、泵注设备等的制约，不一定具备普适性。此外，注液/注气保护老井所需的总注入量较大，如果采用一般注液设备所需时间过长，可能影响现场施工进度，但是如果采用压裂设备进行注液则有可能超过破裂压力造成新裂缝，增加井间干扰分析的不确定性和复杂程度。因此，现场需要根据具体情况选择合适的方法进行井间干扰干预。

4.2.2 加密井/重复压裂优化

水力压裂缝网是导致井间干扰现象的直接原因，因此合理的分段分簇设计和压裂工艺选择有助于控制井间水力缝网展布，减小井间干扰现象的负面影响。

暂堵转向重复压裂是一种避免或减小井间干扰影响的主要手段，它可以对首次体积压裂未有效改造的区域进行改造，提高老井缝控储量及单井EUR［167］，也可以规避加密井压裂诱发的井间干扰的消极影响。Kurtoglu 和Salman［14］认为重复压裂应该用于观测到的井间干扰对产能具有促进作用的区域，可以提高井平台产能，而对于已监测到的存在井间干扰损害产能情况的区域则不应使用重复压裂技术。Gakhar 等［168］认为重复压裂在鹰滩页岩油的应用可以提升井平台总产能并消除井间干扰的负面影响，但是具体到某一口井则可能无法明显提升单井产能，而且地层亏空较明显的情况下重复压裂的效果会下降。Kurtoglu 和Salman［14］和Gakhar等［168］均认为重复压裂与老井注液在为地层增能方面原理接近，在减小井间干扰的影响方面具有一定机理上的共性。Barree 等［169］认为重复压裂如果与首次压裂设计相同，则很可能导致获得较差的压裂效果，在重复压裂设计时尤其要注意地层亏空导致的异常低压的影响，在压裂后需要及时分析生产数据以决定是否还应该在同一地区继续开展重复压裂。Sangnimnuan 等［120］则认为地层亏空、天然裂缝、水平应力差都对重复压裂效果有明显影响。Manchanda 等［123］认为老井重复压裂可以有效降低加密井压裂投产对产量的损害作用，同时也可以起到保护老井已有裂缝和老井产能的作用。此外，Gakhar 等［168］和Vidma 等［170］强调了暂堵剂对于提高重复压裂对井间干扰干预的效果，认为近井筒暂堵剂可以有效激活未起裂裂缝簇，并且这种激活效果可以通过压力监测进行验证，而位于储层内的暂堵剂则在主裂缝尖端形成低渗透屏障从而诱发二次裂缝及复杂缝网的生成，但是其有效性较难监测。有效的远场暂堵剂使用可以避免老井和加密井之间产生直接的裂缝连通，而使得新老井之间以复杂缝网的形式连通，可以有效降低井间干扰对产能的损害。此方法在巴肯页岩油产区的应用将新老井存在负面干扰的裂缝段数的比例由35%降至0%。

根据现场情况开展的针对性压裂工艺优化也可以有效降低井间干扰的负面影响。Anderson 等［115］介绍了一种单簇精确压裂方法，使用滑套压裂技术在每个压裂段仅设计一簇裂缝，这样可以确保每一段获得均匀的压裂液和支撑剂分配，并且可以在特定区域进行精确起裂，也可以有效控制加密井裂缝在新老井之间的展布。他们指出桥塞射孔完井更容易引发裂缝不均匀扩展和支撑剂不均匀运移，更容易诱发负面井间干扰。此方法在鹰滩页岩油200 m小井距井平台的一口加密井压裂，取得了显著效果，投产后6 个月内加密井产油量稳定且无下降趋势。该案例说明在加密井采用多簇密切割压裂不一定能够取得最优压裂效果，进行精确可控的单簇压裂在特定情况下反而可以提高加密井压裂效果和产能。Patel 等［107］提出一种改进型拉链式协同压裂方法，将两邻井协同压裂和三邻井协同压裂交错进行，获得的井平台总产能均优于单独开展两邻井和三邻井协同压裂的井平台。拉链压裂优化的目标应该是建立均匀性的裂缝，并尽量减少跨裂缝平面之间的标准偏差。从长远来看，这些考虑将减少井间干扰、提高钻井单元的排水性。Gupta 等［155］和Liang 等［171］也认为协同压裂能够更好地减小井间干扰对井平台产能的负面影响。

Whitfield 等［172］综合对比了关井、老井注液、大排量压裂和重复压裂等几种主要手段对于井间干扰的干预效果，认为注液和重复压裂效果最好，但在考虑成本和耗时的前提下，使用老井注液可以同时保证井平台产能和钻采效率，见表3。

5 结束语

现有研究已充分证明压裂水平井的井间干扰对水平井网生产有显著影响，因此，为了给页岩油气水平井井平台的高效生产提供参考依据，现阶段研究重点应该放在井间干扰风险预测、井间干扰诊断与井间干扰干预3 个方面。

井间干扰风险预测的重要依据是精细地质工程一体化设计，其中地质建模部分需要综合油层物理、地震、岩石物理、地质、地质力学数据，精细表征关键地质、储层和岩石力学参数的三维空间分布，并以此为依据开展包括压裂缝网建模、完井优化建模和油藏数值模拟在内的动态预测，为布井和压裂优化提供关键参考。地质工程一体化设计对高渗透通道、天然结构弱面、压裂屏障等影响井间干扰的关键地质条件的确定可以提高井间干扰风险预测精度，而压裂建模和油藏数值模拟可以为四维应力场、地层亏空和井间复杂缝网扩展提供重要参考依据，帮助优化钻完井参数以减小井间干扰负面影响的风险。因此，提高地质建模精度、完善和改进水力压裂模型的可靠性和提高复杂缝网井网生产模型等相关研究都有利于井间干扰风险预测精度提高。

井间干扰诊断方法的完善也有助于识别井间裂缝窜扰的区域以及确定压裂液和支撑剂侵入邻井的具体段簇情况，为现场对井间干扰现象具体诱因的诊断和后续干预措施的选择和实施提供指导。已有井间干扰诊断方法主要集中在压力监测、流量监测、示踪剂、微地震和小型压裂测试方法。由于压力、流量和钻井数据获取方式简单、数据量大，因此完善此类方法有利于油田现场的高性价比井间干扰诊断，据此，可以开展不稳定产量和压力分析等试井方法的改进研究提高诊断精度。

井间干扰的干预方法有多种，主要分为老井保护和压裂优化两类，需要结合现场实际情况选择最优方法。一般认为注液对于母井的产能和缝网保护效果最佳，但是对注入液体供应和泵注设备要求较高，并且干预措施一般需要持续数十天，耗时较长；关井、减小压裂规模和精细单簇压裂也可能减弱井间干扰的损害。对于此类研究的改进与完善，需要从老井注液对储层地应力场的恢复作用和压裂机理两方面出发，并且与地质工程一体化设计中的静态建模与动态预测模拟相结合。

现有国内外研究进展说明，在精细描述地质甜点的基础上，合理优化井距和压裂方式能够提高井间复杂缝网与地质甜点的接触面积。此外，适当增加水平井井间距并控制压裂规模有利于减小水平井井间压裂干扰对井均EUR 的不利影响。在一定范围内，井距与单井井均EUR 可能呈现正相关关系，但是此现象随着目标区块的不同可能产生极大差异，需要开展精细地质工程一体化设计得出定量认识。