加拿大Duvernay頁巖凝析氣藏水平井合理井距研究

王金偉，侯晨虹，王 濤，李敬松，劉汝敏，魏志鵬

（1.中海油田服務股份有限公司，天津 300459；2.中海石油氣電集團有限責任公司，天津 300459）

頁巖氣是指從富有機質黑色頁巖層段中產出的天然氣[1]。頁巖氣藏具有孔隙度小、滲透率低等特點，一般無自然產能，需要通過增產措施才能獲得產能[2]。全球頁巖氣資源豐富，隨著頁巖氣勘探開發潛力的釋放，全球頁巖氣資源量呈現增長的趨勢[3–4]。

在美國大多數非常規盆地，為規避儲層不確定性帶來的風險，通常以少量水平井投入開發，后期通過加密井完善井網。Miller等對Eagle Ford、Bakken、Haynesville、Niobrara和Woodford區塊頁巖3 100多口分段壓裂水平井的產量數據分析，認為不同的頁巖區塊，加密井壓裂對母井的開發效果影響不同。在Bakken和Haynesville頁巖區塊，加密井壓裂可以提高大多數母井產量，在Eagle Ford區塊母井產量受加密井壓裂影響不明顯，而在Niobrara和Woodford區塊，母井產量明顯降低。雖然5個區塊內加密井壓裂對母井產量影響不同，但加密井產量低于母井產量。Lindsay等利用公開的水平井完井資料及生產數據，評價了美國10個盆地的新鉆加密井相對于母井產量情況，整體上只有50%的新鉆開發井產量超過母井產量，對產量進行支撐劑用量和水平段長度歸一化后，新鉆開發井要達到母井產量需要更多的支撐劑用量或者更長的水平段長度才能實現。Ajisafe等研究表明加密井產量普遍低于母井產量，主要是由母井生產過程中儲層能量消耗、壓力降低及加密井和母井的井間干擾造成的。

初期采用大井距生產、后期加密井網的開發模式，雖然可以降低頁巖氣開發帶來的風險，但后期投產的加密井產量普遍低于母井，降低頁巖氣開發整體效果。因此，頁巖氣藏水平井井網井距必須一次性部署，才能保證體積壓裂對地層改造效果的最大化[5]。若水平井井距過大，水平井之間部分區域無法得到有效地壓裂改造，儲量無法充分動用，造成資源浪費；若井距偏小，壓裂可能造成兩井裂縫溝通，井間干擾加劇，難以保證經濟效益[6]。確定合理井距是經濟高效開發頁巖氣藏的必然要求，也是頁巖氣開發的關鍵問題之一。目前確定頁巖氣藏分段壓裂水平井井距的方法主要有微地震及示蹤劑監測法[7]、干擾測試法[8]、理論公式法[9–10]、數值模擬法等。

合理的開發井距是實現油氣藏穩產高產的基礎，對提高油氣藏的最終采收率具有較強的現實意義。本文結合微地震裂縫監測、井間干擾分析和油藏數值模擬三種方法，綜合分析得出加拿大Duvernay頁巖凝析氣藏分段壓裂水平井最優井距，解決了鉆井數量多、投資大、井距小、井間干擾造成產量低的問題，為經濟高效開發研究區頁巖凝析氣藏提供技術支持，為其他頁巖區塊確定合理井距提供參考。

1 區域概況

西加盆地（全稱西加拿大沉積盆地）富含油氣，為典型前陸盆地，位于加拿大地盾和落基山脈之間，橫跨加拿大西北地區、不列顛哥倫比亞、艾伯塔等省，向南延伸至美國的蒙大拿、北達克他和南達克他州，主要勘探開發目標是泥盆系Duvernay組頁巖凝析氣。研究區儲層基本參數如表1所示，主力區塊凝析油含量達到特高含凝析油凝析氣藏的國際標準。頁巖儲層的石英、長石等脆性礦物平均含量達53%，在外力作用下易形成天然裂縫和誘導裂縫，有利于壓裂過程中復雜縫網的產生，形成基質、天然裂縫、人工縫的多尺度流動。技術方面主要以大型多級壓裂和微地震監測為主，合理的水平井開發井距有待研究。

表1 研究區儲層基本參數

2 微地震監測確定合理井距

井下微地震監測是觀察裂縫形成位置的最佳方法，可以較為準確地觀察到壓裂裂縫的幾何形態、復雜程度、延伸方向及改造體積等，并且具有實時監測的功能，有助于及時調整壓裂方案，對于完成壓裂施工、優化壓裂參數、提高改造效果及調整井網井距具有較好的指導意義。

圖1為研究區微地震解釋，監測距離遠和斷層的影響導致水平井趾端的分辨率低，井筒附近的裂縫對稱分布且裂縫半長多穩定在50～75 m。考慮最大程度控制井間儲量，初步確定合理井距為裂縫半長的兩倍，即合理井距為100～150 m。

圖1 微地震解釋

3 干擾測試確定合理井距

干擾測試是一口激動井和一口或若干口觀察井組成測試組，通過改變激動井的工作制度，使地層中壓力發生變化，利用高精度和高靈敏度壓力計觀察井中的壓力變化，根據記錄的壓力變化資料確定井間連通情況及連通強弱、評估氣井壓裂效果、分析氣井的井間干擾，為確定井距提供依據。

以本區15–22平臺3口水平井為例，06–14井位于05–14井和07–14井之間，井距均為150 m。井間干擾監測曲線如圖2所示，由圖2可知，當05–14井和07–14井關井導致套壓升高時，06–14井的產氣量隨之上升；當05–14井和07–14井開井導致套壓降低時，06–14井產氣量隨之降低。中間井的產量受兩邊相鄰井的開井、關井影響較大，井間干擾明顯，這表明微地震裂縫監測確定的井距偏小，合理井距至少在150 m以上，因此需要借助油藏數值模擬進行進一步分析。

圖2 井間干擾監測曲線

4 數值模擬確定合理井距

人工裂縫半長在一定程度上影響水平井單井控制范圍，增加裂縫半長可以提高裂縫與油氣藏接觸面積、增加儲層的改造體積。分段壓裂水平井模型可針對不同裂縫半長設置不同井距，對比分析不同井距的開發效果，從而確定裂縫半長與合理井距的關系。

4.1 模型建立

分段壓裂產生的水力裂縫分別為簡單裂縫、復雜裂縫和裂縫簇，其中裂縫簇模型更符合水力壓裂之后地層中的裂縫網絡分布情況（圖3）。

圖3 水力裂縫類型

本文使用商業數值模擬軟件CMG的DK–LS–LGR方法，表征分段壓裂產生的復雜縫網，建立考慮凝析與解吸效應的雙重介質頁巖凝析氣藏分段多簇壓裂水平井組模型（見表2、圖4a）。在分段壓裂區域內使用對數間距變化的局部加密雙滲網格，模擬近井地帶壓裂產生的主裂縫以及次生裂縫，區域外使用普通雙滲網格，模擬天然裂縫的影響；水力裂縫在近井地帶滲透率高，遠井地帶滲透率低，因此將每個壓裂段中的裂縫描述成圖4b中的裂縫模型，設置裂縫滲透率沿裂縫半長由近井向遠井方向遞減，進一步精細描述裂縫在地層中的實際情況。利用WinProp模塊對原始井流物PVT實驗數據進行處理，擬合狀態方程的相關系數，生成流體模型。考慮裂縫應力敏感效應以及裂縫滲透率、孔隙度、含水飽和度等參數沿裂縫半長遞減的影響，可以進一步提高模型對井底流壓和日產油氣量的擬合精度，從而使模型真正符合氣藏實際動態。為加快模型運行效率，截取分段壓裂水平井局部模型，井數為5口，僅考慮6段壓裂，每段3簇裂縫，預測時間為25年。

圖4 特高含凝析油區塊井組模型及壓裂段水力裂縫滲透率分布

表2 分段壓裂水平井井組模型參數

4.2 裂縫半長與井距的關系

在模型中設置裂縫半長分別為30，50，70 ，90 m，進行不同水平井井距數值模擬，得到中間井W3的單井生產動態，繪制不同裂縫半長下W3井累產油氣量與井距的關系曲線，由圖5可知，隨著井距的增大，W3井的累產油氣量增加，但增加幅度逐漸減小，因此存在最優井距。以裂縫半長50 m為例，當井距小于200 m時，在一個儲滲單元內可能有兩口或多口水平井同時生產，壓裂改造區發生重疊，從而出現井間干擾現象，單井最終累產油氣量隨著井距的減小而降低；當井距大于200 m時，在一個儲滲單元內只有一口水平井生產，并不會出現井間干擾現象。由于裂縫半長的限制，單井控制范圍有限，繼續增大井距，單井累產油氣量趨于穩定，因此曲線拐點位置對應的井距200 m即為裂縫半長為50 m時的合理井距，該井距為氣井不發生干擾的最小井距。

由圖5可知，裂縫半長為30，50，70，90 m時，對應的合理井距分別為160，200，240，280 m。合理井距與裂縫半長呈現良好的線性關系，公式為：

圖5 不同裂縫半長下W3井累產油氣量與井距關系曲線

式中：d為分段壓裂水平井合理井距，m；xf為裂縫半長，m。

當井距過大時，井間部分含氣儲層可能未被鉆遇，或者在分段壓裂改造中未能被人工裂縫網絡溝通，即存在井間未改造區，導致開發井網對氣藏儲量控制程度不足，井間儲量難以有效動用，頁巖氣及凝析油的采收率低；當井距過小時，相鄰水平井的人工裂縫系統將會發生重疊，從而產生井間干擾現象，導致井間地層壓力下降加快，更早的達到露點壓力，大范圍的凝析油析出，儲層傷害加劇，單井累產量下降，經濟效益降低。式（1）可以理解為由壓裂產生的主裂縫之外存在50 m的弱改造區（圖6），一般認為當井距等于2倍的裂縫半長時，井間儲量控制程度最佳，但是忽略了縫外弱改造區的影響。

圖6 分段壓裂水平井改造區分布

當相鄰兩口水平井的縫外弱改造區發生重疊時，無法實現改造范圍最大化，同時也會產生井間干擾問題。因此在確定頁巖凝析氣藏分段壓裂水平井合理井距時，在裂縫半長的基礎上需要考慮縫外弱改造區，即：

式中：xe為縫外弱改造區范圍，m。

5 結論

結合微地震裂縫監測、井間干擾分析和油藏數值模擬三種方法，綜合分析得出Duvernay組頁巖凝析氣藏分段壓裂水平井最優井距，為同類氣藏加密井網優化井距提供了參考。相關結論如下：

（1）微地震裂縫監測表明，分段壓裂水平井裂縫有效半長為50～75 m，初步確定合理井距為100～150 m；研究區井距為150 m的3口水平井干擾測試表明，井間干擾較明顯，本區井距可適當擴大。

（2）利用商業數值模擬軟件CMG的DK–LS–LGR方法，表征分段壓裂產生的復雜縫網，建立考慮凝析與解吸效應的雙重介質頁巖凝析氣藏分段多簇壓裂水平井組模型，通過數值模擬，得出合理井距與裂縫半長呈現良好的線性關系，優化最優井距時，在裂縫半長的基礎上需要考慮縫外弱改造區。

（3）在微地震監測和生產動態分析的基礎上，根據合理井距與裂縫半長的匹配關系，將研究區原有井距150 m優化到200 m，現場實施后生產效果良好，且鉆井數比原規劃減少24%。優化井距既能充分利用改造體積、避免井間干擾，又能大幅減少鉆井數，節省投資，提高單井開發效益。

建議在同類氣藏的開發中，應基于微地震監測確定人工裂縫有效半長，結合生產動態數據分析當前井距是否存在井間干擾問題，并結合精細油藏數值模擬確定研究區壓裂改造范圍，綜合得出最優開發井距。