水平井体积改造井距和簇间距优化研究

摘要：为研究页岩油水平井最优井距和簇间距的工程问题，针对鄂尔多斯盆地长7 储层地质特征，采用地质工程一体化工作流程，建立三维地质模型和地质力学模型，模拟不同簇间距条件下的复杂缝网扩展，依据全缝长频率分布优化井距。采用非结构化数值模型预测水平井的生产动态，确定产量最高的分段分簇方案。数值模拟分析表明，采用缝长累积频率分布中P90 值对应的缝长作为水平井井距，有助于提高复杂缝网对储量的控制程度，簇间距缩小到3∼5 m 时建议水平井井距为200 m 左右；簇间距从15 m 缩小到3 m，支撑裂缝总表面积提高108%，同时体积改造程度提高142%；对于目标储层，簇间距从15 m 缩小到3 m，投产3 a 累产油量增加75.91%；采用3 m 簇间距方案无法满足经济效益的需求，建议以5 m 作为簇间距。

关键词：体积改造；长7 储层；井距；簇间距；页岩油

引言

水平井体积压裂和缝控压裂技术已成为实现非常规油气资源有效开发的关键技术，通过“打碎”储层，形成裂缝网络，“人造”渗透率，提高了单井产量和采收率，实现储量动用最大化[1 4]。

合理的水平井井距是非常规油气藏高效开发的关键因素之一，通过优化井间距控制有效支撑裂缝体积是缝控改造优化的一种途径。从工程角度看，缩小井间距可以降低对人工裂缝长度的要求，使得工程技术易于达到设计的裂缝长度，大幅缩短井间基质向裂缝的渗流距离，同时是提高缝控程度的内在需求。过小的井距设计将导致各簇主裂缝之间的改造区重叠，降低压裂改造效率；过大的井距则会在主裂缝之间产生未改造区，影响储层的动用程度[5]。美国主要页岩油气藏的水平井井距从400 m缩小至100∼200 m[6]，目前，中国的页岩油区块井距一般为300∼800 m，有进一步优化的空间。

簇间距优化是页岩油储层改造优化设计的核心之一。簇间距，也叫缝间距，是指某一压裂层段内两条相邻裂缝之间的距离，表示裂缝到无流动边界的距离，决定了多孔介质的改造体积和人工裂缝发生干扰的时间。缝间距是影响压裂后储层压力变化的关键参数之一，因为通过增加压裂段的人工裂缝条数缩短缝间距，能够缩短基质内流体向裂缝的渗流距离，同时降低所需驱动压差。簇间距还与产量和经济性密切相关，而不同储层的最优簇间距可能不同，即使在同一储层内，最优簇间距也可能因非均质性而有所不同[7]。

针对水平井簇间距和井距优化，学者们开展了多种研究。Carrizo 公司在Eagle Ford 进行了缩小井距试验，将井距从300 m 逐渐缩小到100 m，单位面积上可动用储量大幅增加，采收率提高15%∼25%，净现值增长201%。北美非常规油气田加密井数量超过新区块钻井数，也反映出早期井距并非最佳，压裂裂缝没有实现对储层全覆盖，井距偏大，需要加密井。Gakhar 等[8] 采用UFM 模型和有限元方法研究多井平台出现的子母井干扰问题，发现井距约为240 m 时，子井与母井产量相当，而井距约120 m时，子井比母井产量低30%，说明母井在靠近子井一侧动用储量范围在70 m 左右。Xiong 等[9 10] 利用多级压裂模型和油藏数值模拟软件对比不同簇间距设计产生的复杂裂缝网络，结果表明，缩小簇间距，可以产生更大的裂缝表面积，最终能够提高油井初期产量和采收率。Jones[11] 使用产量不稳定分析、产量历史和压力数据拟合、概率模型和敏感性模型，假设裂缝为均匀扩展的双翼缝，结果表明，Eagle Ford 凝析气藏最优簇间距为4.3∼6.1 m，最终采收率可以提高20%，净现值增加50%∼60%。Fowler 等[12] 对此进行了数值模拟，结果表明，压力衰竭沿着裂缝的方向分布，储层渗透率越低，裂缝加密的增产效果越明显。

中国页岩油探明储量14.5×108 t[13]，在鄂尔多斯、准噶尔、三塘湖、松辽和渤海湾等盆地陆相主力生油层系已开展了大量工业试验并初获成效，页岩油逐步成为国内原油接替的现实领域。例如，在针对鄂尔多斯盆地长7 储层的压裂设计思路方面，从“大排量打碎储集体”发展到“细切割剁碎储集体”，长水平井细分切割缝控压裂技术现已成为提质增效的核心利器。2013-2023 年，水平井的平均水平段长度从885 m 增加到1 648 m，平均簇间距从41.1 m缩短至9.2 m[14]。长庆和吐哈油田取芯观测结果表明，实际支撑缝长小于100 m，远低于预期，因此，需要持续探索小井距（100∼200 m）、加密簇间距（3∼5 m）的可行性，提高储量动用程度[15]。

在当前低油价背景下，实现页岩油经济效益动用难度加大，也突出表现在优化完井设计的地质工程一体化工作流程亟需完善。水平井井距和簇间距优化是相对复杂的过程，目的是实现产能最大化，同时满足现场施工和经济效益的需要[16]，而当前这一问题的研究有待进一步深化。为此，结合长庆油田页岩油储层水平井实例，通过综合三维地质模型、地质力学模型、复杂缝网模拟、压裂后产能预测的一体化建模方法，结合储层非均质性和现场施工得出的认识，聚焦于研究水平井井距优化，以及对于特定生产时间，簇间距对水平井产量的影响，从而提高开发效果。

1 地质模型和地质力学模型

在非常规储集层复杂地质、非平面裂缝网络扩展等特殊条件下，需要依托地质工程一体化研究平台，才能逐步破解工程难题，进一步提高储集层改造效果[17 18]。

图1 为研究所采用的地质工程一体化工作流程，首先，建立三维地质模型和三维地质力学模型，在此基础上模拟裂缝扩展；然后，通过净压力拟合对模型进行校正，根据复杂裂缝网络构建基于非结构化网格的油藏数值模型，并用井的生产历史进行模型校正。

1.1 地质模型

鄂尔多斯盆地延长组页岩油主要发育于半深湖—深湖相区，以长7 段最为典型，纵向上可划分为上（长17）、中（长27）和下（长37）等3 个甜点段，上、中甜点段为泥页岩夹多期薄层粉细砂岩的岩性组合，为I 类、II 类储层。其中，I 类储层单砂体厚度大于10 m，II 类储层单砂体厚度为6∼10 m，源储配置好、砂体大面积分布、含油饱和度高于70%、原油性质好[19 21]，是目前页岩油勘探开发的现实领域，但是有效动用难度大，主要表现在以下5 个方面：

1）地层压力系数低，约为0.77∼0.84，两向主应力差大。

2）纵横向砂体变化快，储层非均质性强。

3）储层岩性致密，渗透率低。

4）地层原油黏度约为0.97 mPa·s，流度比低。

5）脆性指数较高，天然裂缝发育程度低[22]。

以H 平台一口水平井的地质和工程参数为基础，该井钻遇储层的油气主要分布在长17小层，根据所研究区块内获取的11 口直井轨迹和测井数据，首先采用算术平均方法将测井数据粗化到与各井相邻的网格中，然后使用高斯随机函数模拟方法得到各物性参数的空间展布。三维非均质地质模型大小为6 375 m×6 575 m×416 m，网格平面尺寸采用25 m×25 m，垂向网格尺寸根据不同层位厚度划分，物性参数见表1。纵向包括5 个小层，自上至下依次为长2／6、长3／6、长1／7、长2／7和长3／7。

油井投产后的压力波在地层中传播距离可用探测半径表征[23]

式中：t—时间，h；

μ—黏度，mPa·s；

ϕ—孔隙度，%；

Ct—压缩系数，MPa−1；

di—探测半径，m；

K—渗透率，mD。

不同探测半径下渗流时间与储层流度比的关系见图2。

由图2，按研究区块的地质参数计算探测半径，在流度比约为0.2 mD/（mPa·s）时，压力波约需要10 a 传播50 m，而波及100 m 距离需要40 a。因此，超致密储层中需要创造更多的裂缝通道才能加速地层压力的衰竭，实现效益开发。

1.2 地质力学模型

页岩油储层非均质性强，岩石力学性质有差异，因此，利用纵横波和密度参数进行弹性力学参数的评价十分重要，且需结合岩芯实验进行动态参数和静态参数的转换[24 26]。利用西233 井区长7 储层获取的岩芯，开展纵横波声速测定、三轴岩石力学、声发射地应力测试等岩石力学实验，基于横波实验室测试结果建立纵横波关系（图3），并计算得到研究区块内各井地应力剖面，模型中长7 储层岩石力学参数见表2。

在地质模型的基础上，增加上覆岩层、侧向岩层和下伏岩层网格，并在网格最外层添加刚性板，模型宽深比设定为2：1，将油藏网格扩展成为地质力学网格，这样可以正确模拟储层的力学边界条件，确保边界载荷均匀施加，从而减少了应力集中的影响[27]。

将油藏网格扩展成为地质力学网格后，进行属性建模（图4），建立材料库，给每个网格单元分配力学属性，油藏网格的杨氏模量和泊松比等沿用地质模型数据，外加网格主要材料属性见表3。

2 复杂裂缝扩展

2.1 模拟裂缝扩展

水平井体积压裂中，簇间距影响裂缝形态和油藏改造体积，是对压裂后产能影响最大的因素之一。在地质模型和地质力学模型的基础上选取单井进行水力压裂设计，以该区块H 平台一口水平井为研究对象，使用该井实际井轨迹、测井曲线、泵注程序、压裂施工曲线等数据进行深入研究。

采用非常规复杂缝网模型（UFM 模型） [28 29] 模拟复杂裂缝网络扩展，UFM 模型可以综合考虑储层非均质性、应力各向异性、应力阴影效应、天然裂缝和人工裂缝的相互作用等因素，实现三维裂缝非平面扩展，采用位移不连续边界元求解岩石变形，基于拟三维模型计算缝高和缝长延伸。根据裂缝扩展模拟结果（图5），对各段施工净压力进行历史拟合，见图6。

压裂设计中裂缝穿透比通常为90%，即布缝长度覆盖水平井井距的90%，因此，分析人工裂缝的全缝长分布，并以P90 值作为优化井距和压裂设计的依据。

压裂设计的人工裂缝缝长分布如图7 所示，将目标井分17 段116 簇压裂，每段3∼12 簇，簇间距为4.6∼16.0 m，平均单缝砂量14.75 t，平均单缝液量243.66 m3。

根据该井施工参数进行数值模拟，结果表明，116 条裂缝的全缝长变化范围在82.5∼278.5 m，缝长变化范围较大，P90 值为195 m，因此，加密布井时可以考虑以195 m 作为水平井距，并进行相应的压裂优化设计。

为进一步研究簇间距对裂缝扩展和产量的影响，模拟4 种不同簇间距均匀布缝方案的情形。射孔方式采用限流射孔，单段总孔数不超过40 孔[30]，压裂液使用全程滑溜水，以水平段测深2 100∼3 600 m 为研究对象，为避免施工参数选取不当而对簇间距优选带来不利影响，保证总施工规模不变，共分50 段，每段长30 m，簇间距分别为：3、5、10 和15 m，分段分簇设计参数见表4，各方案每一段均采用相同的泵注程序，最高施工排量16 m3/min，用液强度34.17 m3/m，加砂强度4.16 t/m，低黏滑溜水5 mPa·s，高黏滑溜水30 mPa·s。

图8 为不同簇间距模拟结果的裂缝几何形态，受应力阴影影响，裂缝不能实现均匀扩展，且簇间距越小，裂缝偏转角度越大。随着簇间距缩小，“密切割”程度增加，储层改造更为充分，统计裂缝缝长、导流能力等参数，用于后续簇间距、井距和压裂设计优化等。

2.2 井距优化

对于致密的非常规储层，裂缝网络以外能动用的储量很少，裂缝的尺寸决定了泄油体积，因此水平井井距由缝长决定。水平段上每条裂缝的缝长不尽相同，井距过大导致有裂缝不能覆盖的空白区，井距偏小则可能出现压窜，均会影响压裂后产量。理想的解决方案是优化井距和相应的密切割压裂设计，使缝长相对均匀。

统计不同方案结果的全缝长数据，缝长分布情况见图9，受应力阴影的影响，簇间距越小，越难以实现均匀扩展，缝长分布范围越大；簇间距达到10 m 后，再增加簇间距时，缝长分布范围变化很小。

此外，增加每段分簇数，也会导致缝长P90 值相对减小，例如簇间距为3 m 时缝长P90 值为187 m，而簇间距为10 m 时缝长P90 值为237 m。值得注意的是，水平段改造长度为1 500 m 时，虽然3 m 簇间距时的P90 值最小，但是裂缝总条数有500 条，缝全长大于187 m 的亦有50 条，同时，相对较短的裂缝将基质“切割”更充分，有助于提高储层改造程度。因此，在总施工规模一定的条件下，缩小簇间距，井距也需要适当缩小。

3 产量预测

3.1 油藏数值模拟

根据水平井多级压裂模拟结果，将其转化为基于非结构化网格的油藏数值模型，因为非结构化网格能更好地表征复杂缝网形态和导流能力。采用黑油模型模拟周围直井的生产历史，并进行生产历史拟合来校正模型。校正后模型中基质网格平均渗透率为0.17 mD，而人工裂缝网格平均渗透率较高，为3.91 mD。储层压力约为15.5 MPa，采用定井底压力8 MPa 生产，预测该水平井投产后20 a 的产量变化，对比不同簇间距条件下体积压裂改造效果。

图10 为压裂后3 a 后的压力波及范围，即产生压力降落的网格，对比可以看出，簇间距越小，裂缝网络的复杂程度越高，导流能力也越高，压力降落更快，相同生产时间内压力波及体积更大、人工裂缝控藏程度更高。

3.2 簇间距优化

假设对于均质低渗透储层的矩形封闭油气藏，裂缝接触到了油气藏边界且具备无限导流能力，裂缝内渗流是线性流，流体为单相微压缩流体，则短期产量的Wattenbarger 方程[31] 为

式中：q—产量，m3；

A—裂缝表面积，m2；

B—储层体积系数，无因次；

tp—生产时间，d；

C—常数；

Km—基质渗透率，mD；

Δp—压差，MPa。

式（2）可以简化为函数形式

式中：f 产量压差函数。

对于既定油藏，式（3）表明，井的累产量是A√k的函数，即裂缝总表面积和渗透率的函数，而裂缝总表面积取决于有效裂缝的数量。在水平段长度一定的条件下，簇间距决定裂缝起裂点的数量，并最终决定井产量。这也解释了北美油公司不断缩小簇间距的原因——增加裂缝起裂点的数量、裂缝条数或裂缝表面积，提高储量动用程度，最终提高井产量[32]。

体积改造程度可描述为

式中：η—体积改造程度，%；

Vp—改造区裂缝网格体积，m3；

G—改造区内地质储量，m3。

簇间距越小，产生的裂缝网络越复杂，因此，支撑裂缝总表面积越大，可以得到更高的产量，不同簇间距条件下支撑裂缝总表面积和缝控程度对比见图11。

由图11 可知，簇间距为15 m 时，支撑裂缝总表面积约5.2×105 m2，缝控程度为8.72%，而簇间距为3 m 时，支撑裂缝总表面积为1.11×106 m2，缝控程度提高至21.12%。簇间距从15 m 缩小到3 m，支撑裂缝总表面积提高108%，缝控程度提高142%，实现了裂缝壁面与储层基质的接触面积最大，对储层基质改造程度更高。

图12 是压裂后累产油量对比，可以看出水平井初期产量高，但由于储层渗透率极低，产量递减很快，压力波到达基质后进入长时间的低产稳定期，压裂3 a 后各簇间距条件下水平井日产量基本相同。

施工总液量、总砂量保持一定的条件下，对比各簇间距产量可见（表5），相比于15 m 簇间距的情况，簇间距缩小到5 m，3 a 累产油量增加5 037 t，提高68%；簇间距缩小到3 m，3 a 累产油量增加5 618 t，提高75.91%，缩小簇间距的增产效果明显。通过密切割缩小簇间距，将储层“打碎”，可以产生更大的支撑裂缝总表面积，使得基质中流体到人工裂缝的渗流距离最短，渗流所需驱动压差最小，因此缩小簇间距是提高缝控储量动用程度的一种有效途径。

在拟定的施工规模条件下，虽然射孔簇间距越小，油井产量越高，但是钻完井方案也应将经济效益考虑在内，保持经济有效的开发油气藏，得到持续的自由现金流，才能实现最大经济回报。根据表5 中不同簇间距预测产量对比，投产10 a，3 m 簇间距方案仅比5 m 簇间距的产量高出1 028 t，增幅6.99%，但是完井成本却高出23.92%[33]，在低油价环境下不能满足经济开采的需求，因此，建议以5 m作为簇间距。

4 结论

1）井距过小会导致主裂缝的改造区重叠，井距过大则存在未改造区，影响储层的动用程度，因此，建议采用缝长累积频率分布中P90 值对应的缝长作为水平井井距，有助于提高复杂缝网对储量的控制程度。当前长庆油田该区块一般采用300 m 作为水平井井距，结合此研究分析结果，建议井距缩小到200 m 左右。

2）由模拟结果可知，簇间距从15 m 缩小到3 m，支撑裂缝总表面积增加108%，同时，缝控程度提高142%，“密切割”工艺能够更充分地改造储层基质。

3）根据所研究水平井的实际数据，研究不同簇间距对压裂后产量的影响，结果表明，在总压裂规模一定的条件下，3 a 时间，3 m 簇间距比15 m 簇间距的方案能提高产量75.91%，通过“密切割”工艺打碎储层的增产效果明显，更高的产量也有助于更快收回企业投资回报。

4）3 m 簇间距方案仅比5 m 簇间距10 a 内的产量增长6.99%，但是完井成本却增加23.92%，在低油价环境下不满足经济开采的需求，因此，建议以5 m 作为簇间距。

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作者简介

马泽元，1993 年生，男，汉族，河北石家庄人，工程师，硕士，主要从事水力压裂工艺技术等方面的研究工作。E-mail：mazeyuan69@petrochina.com.cn

胥云，1961 年生，男，汉族，重庆人，教授级高级工程师，博士，主要从事油气藏压裂酸化基础理论、技术方法与现场应用等等方面的研究工作。E-mail：xuyun69@petrochina.com.cn

翁定为，1981 年生，男，汉族，湖北枝江人，教授级高级工程师，博士，主要从事压裂工艺技术等方面的研究。E-mail：wendw-69@petrochina.com.cn

郭英，1982 年生，女，汉族，山东惠民人，高级工程师，博士，主要从事储层改造压裂方案优化设计等方面的研究工作。E-mail：gy2009@petrochina.com.cn

鄢雪梅，1982 年生，女，汉族，四川广元人，高级工程师，硕士，主要从事储层改造研究。E-mail：yanxuemei69@petrochina.com.cn

编辑：王旭东

基金项目：中国石油天然气股份有限公司科技专项（2023ZZ28）