地質(zhì)—工程—經(jīng)濟(jì)一體化頁巖氣水平井井距優(yōu)化
——以國(guó)家級(jí)頁巖氣開發(fā)示范區(qū)寧209井區(qū)為例

雍 銳 常 程 張德良 吳建發(fā) 黃浩勇 敬代驕 鄭 健

1.中國(guó)石油西南油氣田公司 2.中國(guó)石油西南油氣田公司頁巖氣研究院3.中國(guó)石油西南油氣田公司天然氣經(jīng)濟(jì)研究所 4.四川長(zhǎng)寧天然氣開發(fā)有限責(zé)任公司

0 引言

頁巖氣藏只有通過“水平井＋體積壓裂”的方式才能實(shí)現(xiàn)有效開發(fā)。水平段壓裂后會(huì)在井筒周圍形成復(fù)雜的人工裂縫網(wǎng)絡(luò)，目前由于微地震、示蹤劑等監(jiān)測(cè)技術(shù)在定量刻畫裂縫幾何形態(tài)與縫內(nèi)支撐劑分布方面仍存在挑戰(zhàn)，很難準(zhǔn)確判斷兩口水平井之間應(yīng)該采用多大的井距較為合適。井距過大會(huì)導(dǎo)致井間的儲(chǔ)量沒有充分動(dòng)用，造成資源浪費(fèi)；井距過小會(huì)發(fā)生井間干擾，甚至嚴(yán)重影響氣井的生產(chǎn)效果。國(guó)內(nèi)在頁巖氣井距方面的研究相對(duì)較少，北美頁巖氣經(jīng)過長(zhǎng)期的開發(fā)總結(jié)了一些經(jīng)驗(yàn)：Cakici等[1]在Marcellus頁巖氣藏開展井組內(nèi)變井距動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)試驗(yàn)，確定出了裂縫的有效延伸距離；Lalehrokh等[2]通過引入經(jīng)濟(jì)模型進(jìn)一步研究了Eagle Ford頁巖氣藏井距與凈現(xiàn)值（NPV）之間的關(guān)系；Kim等[3]將壓力特征曲線與數(shù)值模擬相結(jié)合，通過井距敏感性分析判斷出了井間干擾發(fā)生的時(shí)間； Orozco等[4]運(yùn)用修正物質(zhì)平衡方程，在假設(shè)水平井泄氣面積為矩形的條件下計(jì)算了井距；Pankaj等[5]采用地質(zhì)工程一體化建模和數(shù)模的方法，對(duì)Marcellus頁巖氣井距進(jìn)行了評(píng)價(jià)，認(rèn)為在當(dāng)前壓裂工藝條件下最優(yōu)井距在300 m左右，并提出井距與壓裂規(guī)模密切相關(guān)。但究竟如何判斷最合理的井距，國(guó)內(nèi)外至今沒有形成統(tǒng)一的認(rèn)識(shí)，因而有必要開展針對(duì)性的研究。

1 長(zhǎng)寧區(qū)塊井間壓竄現(xiàn)狀

長(zhǎng)寧—威遠(yuǎn)國(guó)家級(jí)頁巖氣示范區(qū)長(zhǎng)寧區(qū)塊自建成以來累計(jì)投產(chǎn)井接近200口，氣井生產(chǎn)效果不斷提升，主力產(chǎn)層為上奧陶統(tǒng)五峰組—下志留統(tǒng)龍馬溪組頁巖[6]。隨著開發(fā)井距的不斷調(diào)整，在不同批次水平井壓裂投產(chǎn)過程中，井間壓竄和生產(chǎn)干擾現(xiàn)象普遍存在，給新井和老井的開發(fā)效果造成了一定程度的影響。如圖1所示，2014—2019年期間，長(zhǎng)寧區(qū)塊頁巖氣水平井井距從500～600 m縮小到300～400 m，井間壓竄發(fā)生的概率逐漸增加，尤其是2017年主體井距縮小到400 m以內(nèi)，井間干擾更加明顯。

圖1 長(zhǎng)寧區(qū)塊不同井距壓竄情況統(tǒng)計(jì)直方圖

根據(jù)北美頁巖氣的開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，井間壓竄是由于兩口井之間的水力裂縫相互連通造成的。引起水力裂縫竄通的原因很多，客觀原因包括儲(chǔ)層非均質(zhì)性、地應(yīng)力特征、天然裂縫發(fā)育情況，主觀原因包括水平井鉆遇層位、壓裂規(guī)模、投產(chǎn)先后順序等。長(zhǎng)寧區(qū)塊的井間壓竄主要包括壓裂—生產(chǎn)、壓裂—壓裂、壓裂—關(guān)井等3種情況。壓裂—生產(chǎn)是指頁巖氣井壓裂時(shí)對(duì)先期投產(chǎn)的鄰井造成了產(chǎn)量和壓力的干擾，主要原因是鄰井生產(chǎn)后在其周邊形成了壓降漏斗，導(dǎo)致壓裂縫更易向低壓區(qū)延伸[7]；壓裂—壓裂和壓裂—關(guān)井均是在鄰井沒有明顯先期壓降的情況下，壓裂規(guī)模太大導(dǎo)致壓裂液直接進(jìn)入鄰井壓裂縫內(nèi)引起的竄通。

圖2 寧209井區(qū)H17平臺(tái)螞蟻體預(yù)測(cè)天然裂縫模型圖

圖3 寧209井區(qū)H17-2井排采曲線圖

現(xiàn)場(chǎng)三維地震螞蟻體追蹤和井口壓力監(jiān)測(cè)表明（圖2），井間壓竄主要以某一段或某幾段的壓竄為主，并未有井間大范圍的竄通（圖3）。雖然在壓力、產(chǎn)量數(shù)據(jù)中能看到一些明顯的擾動(dòng)，但更應(yīng)該研究這種局部的壓竄是否會(huì)對(duì)氣井的EUR和井組的整體采收率造成影響，這才是設(shè)計(jì)井距的關(guān)鍵，也是目前國(guó)內(nèi)外頁巖氣開發(fā)關(guān)注的焦點(diǎn)。

2 地質(zhì)工程一體化工作流

作為一種非常規(guī)資源，頁巖氣必須采用地質(zhì)工程一體化的思路才能實(shí)現(xiàn)規(guī)模效益開發(fā)，總體要求是以地質(zhì)研究為中心，多學(xué)科多專業(yè)融合，多工程技術(shù)協(xié)同，其核心就是要打造精細(xì)的三維地質(zhì)模型[8]。

為了準(zhǔn)確評(píng)價(jià)合理井距，需要先建立能夠客觀反映工區(qū)地質(zhì)工程特征的三維模型，在此基礎(chǔ)上運(yùn)用實(shí)際的壓裂工藝參數(shù)對(duì)人工縫網(wǎng)進(jìn)行模擬，最后建立頁巖氣多級(jí)壓裂水平井?dāng)?shù)值模型。目前業(yè)界普遍采用斯倫貝謝公司的建模和數(shù)模軟件，該類軟件能夠綜合考慮地質(zhì)、地球物理、巖石力學(xué)、氣藏工程等多種信息源的耦合，通過在三維空間還原氣井生產(chǎn)時(shí)壓力場(chǎng)、應(yīng)力場(chǎng)的變化模擬井間干擾[9-10]。在北美已經(jīng)有學(xué)者采用較為固定的工作流研究合理井距，包括建模、壓裂模擬、產(chǎn)能預(yù)測(cè)、應(yīng)力場(chǎng)更新、子井壓裂模擬及產(chǎn)能預(yù)測(cè)5個(gè)步驟（圖4），對(duì)Haynesville氣田的井距進(jìn)行優(yōu)化研究，如可以考慮在不同井距條件下，母井投產(chǎn)后地層先期壓降對(duì)子井壓裂縫網(wǎng)擴(kuò)展的影響[11-12]。

圖4 北美地質(zhì)工程一體化頁巖氣井距研究工作流圖

3 經(jīng)濟(jì)效益評(píng)價(jià)

3.1 考慮經(jīng)濟(jì)效益評(píng)價(jià)的必要性

與常規(guī)氣相比，頁巖氣的產(chǎn)量遞減快、開采成本高，最終EUR的預(yù)測(cè)存在不確定性。有學(xué)者已經(jīng)從經(jīng)濟(jì)可行性的角度對(duì)頁巖氣開發(fā)進(jìn)行了相關(guān)研究，提出了最大程度降低成本是頁巖氣可持續(xù)發(fā)展的首要任務(wù)[13-14]。因此有必要結(jié)合經(jīng)濟(jì)分析判斷合理井距，降低頁巖氣資源的開發(fā)風(fēng)險(xiǎn)。

眾所周知，在北美從事頁巖氣開發(fā)的中小型油公司較多，它們主要采用初期大井距后期加密的“滾動(dòng)開發(fā)”模式[15]。北美頁巖氣的開發(fā)理念是“一切以效益為王”，追求單井EUR最大化的同時(shí)更注重經(jīng)濟(jì)效益最大化。因此北美的油公司會(huì)根據(jù)已購買或者租賃區(qū)域的面積進(jìn)行井網(wǎng)調(diào)整，開發(fā)早期在面積較大的區(qū)域用大井距進(jìn)行整體控制，母井生產(chǎn)1～4年后再根據(jù)氣價(jià)變化決定加密井距，只要有效益就會(huì)不斷進(jìn)行加密。然而國(guó)內(nèi)長(zhǎng)寧區(qū)塊的頁巖儲(chǔ)層地質(zhì)工程特征與北美存在差異[16-17]，又主要采用一次性井網(wǎng)整體部署的開發(fā)模式，這些客觀條件要求作業(yè)者必須因地制宜，采用地質(zhì)—工程—經(jīng)濟(jì)一體化的工作思路，運(yùn)用多種方法手段綜合論證合理井距，才能確保兼顧產(chǎn)量、效益和采收率。

3.2 經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)參數(shù)

凈現(xiàn)值（NPV）和內(nèi)部收益率（IRR）是國(guó)內(nèi)企業(yè)評(píng)價(jià)項(xiàng)目投資是否具有經(jīng)濟(jì)效果的普遍標(biāo)準(zhǔn)，兩者通過考慮資金的時(shí)間價(jià)值來判斷項(xiàng)目的資金狀況，能夠反映投資的有效性和質(zhì)量高低[18-19]。筆者主要采用內(nèi)部收益率評(píng)價(jià)不同井距條件下氣井生產(chǎn)的經(jīng)濟(jì)效益。內(nèi)部收益率的表達(dá)式為：

式中IRR表示內(nèi)部收益率，若IRR＞基準(zhǔn)折現(xiàn)率，則項(xiàng)目具有經(jīng)濟(jì)效益；CI表示評(píng)價(jià)期內(nèi)頁巖氣井的現(xiàn)金流入，萬元；CO表示評(píng)價(jià)期內(nèi)頁巖氣井的現(xiàn)金流出，萬元；t表示評(píng)價(jià)期，本文取t=20年（與單井EUR計(jì)算截止時(shí)間一致）。

現(xiàn)金流入主要為頁巖氣銷售收入，現(xiàn)金流出主要包括投資（鉆完井及地面工程費(fèi)用）、生產(chǎn)成本（操作成本和設(shè)備折舊費(fèi)等）以及相應(yīng)的稅費(fèi)。本文使用的經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)基礎(chǔ)參數(shù)如表1所示。

4 案例應(yīng)用

4.1 基本情況

寧209井區(qū)是目前長(zhǎng)寧區(qū)塊的主要建產(chǎn)區(qū)，目的層五峰組—龍馬溪組的Ⅰ＋Ⅱ類儲(chǔ)層厚度介于32～36 m，埋藏深度介于3 000～3 500 m，壓力系數(shù)介于1.8～2.0，屬于超壓氣藏，最小水平主應(yīng)力介于71～73 MPa、水平應(yīng)力差平均為16.7 MPa，天然裂縫較為發(fā)育。已實(shí)施水平井的平均壓裂長(zhǎng)度為1 500 m，主體壓裂工藝參數(shù)如表2所示。

表1 寧209井區(qū)頁巖氣開發(fā)經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)基礎(chǔ)參數(shù)表

表2 寧209井區(qū)主要地質(zhì)、工程特征參數(shù)表

4.2 平臺(tái)井組建模

按照“一體化研究工作流”建立寧209井區(qū)平臺(tái)三維模型，大小為1 700 m×1 400 m×30 m，儲(chǔ)量豐度為5.17×108m3/km2。分別設(shè)計(jì) 2、3、4、5、6口井共5種井組方案，模擬井距在200～600 m時(shí)的井間干擾影響（圖5）。水平井壓裂縫網(wǎng)模擬均采用寧209井區(qū)的平均壓裂參數(shù)，所有井全部完成壓裂后同時(shí)投產(chǎn)。

4.3 結(jié)果分析

圖5 2～6口井地質(zhì)工程一體化數(shù)值模型圖

圖6 不同井距下頁巖氣井的平均日產(chǎn)氣與EUR曲線圖

圖6是5種方案模擬得到的井均日產(chǎn)氣和EUR的結(jié)果。隨著井距的縮小，井間干擾程度加重，頁巖氣井的日產(chǎn)氣量逐漸變差，EUR不斷下降。由于200 m井距的平臺(tái)模型中有5口井，采收率仍然比較高，但更加嚴(yán)重的井間干擾導(dǎo)致200 m井距6口井的平臺(tái)采收率比240 m井距5口井的平臺(tái)更小（圖 7）。

圖8是不同井距預(yù)測(cè)20年后的地層孔隙壓力分布情況。當(dāng)井距大于400 m時(shí)，井間仍有剩余儲(chǔ)量沒有采出；井距為300 m時(shí)，大部分人工裂縫已經(jīng)連通，但仍然存在儲(chǔ)量沒有充分采出的區(qū)域；井距進(jìn)一步縮小到240 m以下，井間干擾變得十分嚴(yán)重，井控范圍內(nèi)的地層壓力明顯下降，表明井控儲(chǔ)量已基本被采出。

圖7 不同井距下的頁巖氣平臺(tái)采收率對(duì)比圖

圖8 預(yù)測(cè)20年頁巖氣平臺(tái)地層孔隙壓力分布圖

將5種方案模擬計(jì)算的EUR帶入公式（1），通過現(xiàn)金流分析就能夠獲得各方案生產(chǎn)20年對(duì)應(yīng)的內(nèi)部收益率，計(jì)算結(jié)果如圖9所示。隨著井距的增加，同一平臺(tái)內(nèi)需要開鉆的井?dāng)?shù)減少，鉆完井投資也相應(yīng)減少，平臺(tái)生產(chǎn)獲得的內(nèi)部收益率就越大。所以說2口井的平臺(tái)相比于6口井的平臺(tái)，雖然采收率低，但投資也相對(duì)減少，經(jīng)濟(jì)效益反而更好。從經(jīng)濟(jì)效益的角度分析，井距也并非越大越好，而是存在一個(gè)臨界值，井距一旦超過該臨界值，內(nèi)部收益率的增加就不明顯了。本案例計(jì)算得到的臨界井距在380 m，對(duì)應(yīng)的內(nèi)部收益率為16.9%。

圖9 不同井距下頁巖氣平臺(tái)生產(chǎn)內(nèi)部收益率變化曲線圖

將EUR、采收率和內(nèi)部收益率隨井距的變化繪制在同一張圖上（圖10）。當(dāng)井距大于240 m時(shí)內(nèi)部收益率能夠達(dá)到8%，整個(gè)平臺(tái)氣井生產(chǎn)是有經(jīng)濟(jì)效益的，但此時(shí)EUR仍有進(jìn)一步提升的空間；把井距增大到380 m時(shí)內(nèi)部收益率達(dá)到16.9%，表明經(jīng)濟(jì)效益接近最大，但此時(shí)平臺(tái)采收率已經(jīng)下降至42%。若要兼顧單井EUR、平臺(tái)采收率和經(jīng)濟(jì)效益，井距控制在330～380 m是較為合理的。即最小井距不能小于EUR和采收率的交點(diǎn)，最大井距不超過臨界經(jīng)濟(jì)井距的上限。

圖10 寧209井區(qū)合理井距綜合分析圖版

筆者提出的基于“地質(zhì)—工程—經(jīng)濟(jì)一體化”的頁巖氣井距研究方法表明，任何一個(gè)頁巖氣藏都不存在“唯一的最佳井距”。地質(zhì)特征發(fā)生變化、工藝技術(shù)不斷優(yōu)化，鉆完井成本不斷下降均會(huì)導(dǎo)致最佳井距發(fā)生改變。根據(jù)當(dāng)前油公司掌握的最新地質(zhì)認(rèn)識(shí)、工藝技術(shù)水平和經(jīng)濟(jì)參數(shù)取值，采用地質(zhì)—工程—經(jīng)濟(jì)一體化的思路（圖11）可以論證出頁巖氣井距的可接受范圍，根據(jù)該井距范圍進(jìn)行頁巖氣水平井平臺(tái)部署才是較為合理的。

圖11 頁巖氣地質(zhì)—工程—經(jīng)濟(jì)一體化井距優(yōu)化工作流圖

5 結(jié)論

水平井井距設(shè)計(jì)對(duì)于頁巖氣開發(fā)至關(guān)重要，但世界上沒有任何兩個(gè)頁巖氣藏是完全相同的，地質(zhì)特征、工程技術(shù)存在差異，甚至是氣價(jià)調(diào)整，都會(huì)使合理井距發(fā)生變化，因此有必要運(yùn)用地質(zhì)—工程—經(jīng)濟(jì)一體化的思路進(jìn)行綜合研究。

1）井距從500～600 m縮小至300～400 m后，長(zhǎng)寧區(qū)塊的井間壓竄概率逐漸增加，但主要表現(xiàn)為某一段或者某幾段壓竄，并沒有大面積井間竄通，不能僅靠現(xiàn)場(chǎng)壓力監(jiān)測(cè)和產(chǎn)量數(shù)據(jù)變化判斷井距是否合適。

2）在北美地質(zhì)工程一體化工作流的基礎(chǔ)上，結(jié)合國(guó)內(nèi)經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)方法綜合開展頁巖氣井距論證，不僅能真實(shí)模擬人工壓裂縫網(wǎng)竄通后的氣井生產(chǎn)效果，又能同時(shí)考慮方案的凈盈利和平臺(tái)井?dāng)?shù)設(shè)計(jì)是否合理。

3）寧209井區(qū)在當(dāng)前地質(zhì)認(rèn)識(shí)和工程技術(shù)條件下，兼顧單井EUR、平臺(tái)采收率以及開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益的合理井距范圍為330～380 m。