曹煒，鮮成鋼，吳寶成，文恒，于會(huì)永，申潁浩，余智超，余凱

1 中國(guó)石油大學(xué)(北京)非常規(guī)油氣科學(xué)技術(shù)研究院，北京 102249

2 中國(guó)石油新疆油田公司工程技術(shù)研究院，克拉瑪依 834000

3 中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田公司油氣工藝研究院，西安 710018

4 中海油研究總院有限責(zé)任公司，北京 100028

5 中國(guó)石油大學(xué)(北京)地球科學(xué)學(xué)院，北京 102249

6 中國(guó)石油西南油氣田公司勘探開發(fā)研究院，成都 610041

0 引言

致密油藏由于儲(chǔ)層物性差、非均質(zhì)性強(qiáng)、滲流能力差和含油飽和度低等問題，往往需要進(jìn)行“水平井+體積壓裂”才能將地下原油有效采出[1-6]。隨著開發(fā)理念的發(fā)展和開采工藝的進(jìn)步[7]，瑪湖礫巖致密油藏開發(fā)從早期的平面單井壓裂開發(fā)到平面多井壓裂開發(fā)再到立體井網(wǎng)整體壓裂協(xié)同開發(fā)，經(jīng)歷了較長(zhǎng)的時(shí)間，盡管單井控制儲(chǔ)量在不斷減少，但是采收率和整體效益得到大幅度提升[8-9]。

關(guān)于小井距立體開發(fā)研究，北美非常規(guī)油氣藏開發(fā)已經(jīng)處于立體井網(wǎng)大規(guī)模應(yīng)用階段，但是開發(fā)效果差異較大。二疊系盆地內(nèi)不同區(qū)塊的井距變化范圍較大，從500 m到100 m平面井距和立體井距不斷縮小，受制于裂縫診斷技術(shù)和滲流邊界認(rèn)識(shí)的局限，對(duì)于最優(yōu)井距的結(jié)論始終存在疑問。為此，針對(duì)立體井網(wǎng)井距優(yōu)化開展了大量的礦場(chǎng)試驗(yàn)和數(shù)值模擬研究[10-12]。Hongjie Xiong等人[13]基于北美二疊系開發(fā)區(qū)塊的實(shí)際案例，通過一體化壓裂和生產(chǎn)模擬平臺(tái)，結(jié)合校準(zhǔn)后的油藏模型對(duì)平面井距優(yōu)化進(jìn)行研究，最終根據(jù)支撐縫長(zhǎng)的累計(jì)頻率分布曲線確定同區(qū)塊最佳井距。Peter和Marcus[14]結(jié)合Wolfcamp層實(shí)際井平臺(tái)數(shù)據(jù)，通過地質(zhì)工程一體化模擬技術(shù)、微地震測(cè)試、示蹤劑監(jiān)測(cè)和井間干擾壓力監(jiān)測(cè)的綜合分析優(yōu)化得到的最佳井距為300 m。

國(guó)內(nèi)目前處于立體井網(wǎng)開發(fā)模式的初期應(yīng)用和推廣階段[15-17]，長(zhǎng)7 頁巖油開發(fā)示范區(qū)目前的主體井距500 m，為優(yōu)選最佳井距，逐步開展小井距試驗(yàn)的同時(shí)建立了華H100、華H101 等立體開發(fā)平臺(tái)進(jìn)一步研究[18]；長(zhǎng)寧—威遠(yuǎn)頁巖氣示范區(qū)和昭通頁巖氣示范區(qū)等已逐步開展立體多層系多井平臺(tái)壓裂開發(fā)[19]，井距從400～500 m逐漸過渡到平面300 m和立體150 m的多層系開發(fā)模式。國(guó)內(nèi)油田受制于地表?xiàng)l件的復(fù)雜和地下儲(chǔ)層的強(qiáng)非均質(zhì)性，可開展的測(cè)試技術(shù)較少、解釋精度較低，大部分還處于井距優(yōu)化的探索實(shí)踐階段。雍銳等人[20]以長(zhǎng)寧區(qū)塊為例建立了一種基于地質(zhì)—工程—經(jīng)濟(jì)一體化的頁巖氣水平井井距分析方法，從而確定了平面最佳井距范圍為330～380 m。胡浩然等人[21]結(jié)合數(shù)值模擬和大數(shù)據(jù)分析，通過裂縫參數(shù)范圍的統(tǒng)計(jì)和不同井距的組合，綜合考慮經(jīng)濟(jì)和產(chǎn)能指標(biāo)后優(yōu)化得到的最佳井距范圍在300～400 m。

瑪湖瑪131 井區(qū)礫巖致密油藏巖性復(fù)雜，礫徑分布變化大，儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，在主體井距400～500 m的基礎(chǔ)上，為進(jìn)一步優(yōu)化井距建立了小井距立體開發(fā)示范區(qū)和大量的井距試驗(yàn)區(qū)。當(dāng)前的井距是否合適，小井距示范區(qū)的嘗試是否是最佳井距的驗(yàn)證，仍需進(jìn)一步深入研究。因此，本文以立體開發(fā)示范區(qū)為例，在地質(zhì)和工程認(rèn)識(shí)的基礎(chǔ)上，結(jié)合多數(shù)據(jù)綜合分析，開展了立體開發(fā)模式下的井距優(yōu)化，為后續(xù)區(qū)塊的高效開采提出一定的指導(dǎo)性建議，支撐油田的合理、效益開發(fā)。

1 示范區(qū)地質(zhì)特征和開發(fā)概況

瑪湖小井距立體開發(fā)示范區(qū)位于瑪131 井區(qū)中部，投入開發(fā)的主力層位是百口泉組油層，主要是T1b21層和T1b3層，整體構(gòu)造為單斜構(gòu)造，地層傾角較小。瑪131 井區(qū)三疊系百口泉組儲(chǔ)層的巖性為礫巖，儲(chǔ)層沉積以扇三角洲前緣的碎屑流為主且成因復(fù)雜，礫巖中的礫石顆粒分選性差，非均質(zhì)性強(qiáng)[22]；井區(qū)百口泉組油氣來源于下部風(fēng)城組烴源巖，大型斷裂為其提供了油氣傳輸?shù)脑搭^和運(yùn)移路徑，但是由于百口泉組和風(fēng)城組的垂直距離超過200 m，長(zhǎng)距離運(yùn)移加上儲(chǔ)層致密和孔喉半徑偏小，導(dǎo)致百口泉組百二段和百三段的平均含油飽和度較小[23]；井區(qū)儲(chǔ)層埋深普遍大于3000 m，物性差，儲(chǔ)層的孔隙類型主要是殘余粒間孔和粒內(nèi)溶孔，具有典型的小孔喉細(xì)喉道特征，平均滲透率在0.01～1 mD，儲(chǔ)層最小水平主應(yīng)力在50～58 MPa之間，兩向應(yīng)力差高達(dá)11～17 MPa，儲(chǔ)層平均楊氏模量為25 GPa，泊松比為0.25，天然裂縫不發(fā)育[24]。

為了探索致密礫巖油田高效開發(fā)技術(shù)，進(jìn)行了一系列井型井距測(cè)試。早期的直井壓裂開發(fā)普遍低產(chǎn)，直井注水試驗(yàn)效果很差，難以有效驅(qū)動(dòng)油藏。水平井分段壓裂技術(shù)的發(fā)展和運(yùn)用大幅提升了該區(qū)塊的開發(fā)效果，但最優(yōu)井距的確定一直存在爭(zhēng)議，小井距立體開發(fā)示范區(qū)是瑪湖油田立體化、工廠化、多層系、小井距和大規(guī)模開發(fā)的一次創(chuàng)新也是一次嘗試。

如圖1 所示，瑪131 井區(qū)設(shè)立的小井距立體開發(fā)示范區(qū)對(duì)百口泉組百3 段和百口泉組百2 段兩套油層分別部署5 口井和7 口井，水平段長(zhǎng)約1500～1800 m，井距分別是150 m和100 m，呈“W”型交錯(cuò)排布，進(jìn)行大規(guī)模壓裂改造后于2019 年9 月初同步投產(chǎn)[25]，其中百2 段水平井整體壓裂規(guī)模大于百3 段。

圖1 瑪131 小井距立體開發(fā)示范區(qū)層位部署演示圖Fig. 1 Demonstration map of well formation deployment in Ma131 tight well spacing stereoscopic development demonstration zone

將同區(qū)塊常規(guī)布井模式下的P10、P50 和P90 壓裂水平井產(chǎn)油量(P10：全區(qū)90%水平井日產(chǎn)油量低于該值；P50：全區(qū)50%水平井日產(chǎn)油量低于該值；P90：全區(qū)10%水平井日產(chǎn)油量低于該值)和示范區(qū)內(nèi)小井距立體開發(fā)模式下的壓裂水平井平均產(chǎn)油量進(jìn)行對(duì)比，示范區(qū)平均產(chǎn)油量高于區(qū)塊P50 水平，整體表現(xiàn)良好，相比常規(guī)布井模式有明顯優(yōu)勢(shì)，但生產(chǎn)后期出現(xiàn)產(chǎn)油量下降較快的情況，產(chǎn)油量遞減率大于區(qū)塊P50 水平，存在相應(yīng)的優(yōu)化空間[26]。

2 地質(zhì)工程一體化工作流

地質(zhì)工程一體化[27-30]是指圍繞如何提高單井和平臺(tái)最終產(chǎn)量這個(gè)關(guān)鍵問題，以地質(zhì)—儲(chǔ)層綜合研究為基礎(chǔ)，建立高精度三維模型，其中一體化建模及數(shù)模是地質(zhì)工程一體化研究的核心內(nèi)容，在此基礎(chǔ)上，融合多尺度多學(xué)科多專業(yè)知識(shí)和數(shù)據(jù)，從而協(xié)同支持和優(yōu)化工程方案設(shè)計(jì)。

為了對(duì)瑪131 井區(qū)后續(xù)開發(fā)進(jìn)一步優(yōu)化，提高區(qū)塊最終采收率，以示范平臺(tái)為例構(gòu)建地質(zhì)工程一體化工作流對(duì)立體井網(wǎng)井距開展優(yōu)化。在系統(tǒng)的油藏工程分析基礎(chǔ)上，借助業(yè)界先進(jìn)的一體化建模數(shù)模軟件平臺(tái)，構(gòu)建包括三維地質(zhì)模型、三維地質(zhì)力學(xué)模型、多級(jí)壓裂裂縫擴(kuò)展模型和油藏?cái)?shù)值模型的一體化共享模型來開展相應(yīng)研究。

如圖2 所示，具體的工作流程包括：

圖2 地質(zhì)工程一體化井距優(yōu)化流程圖Fig. 2 Flow chart of well spacing optimization for geological engineering integration

①生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析：獲取原始生產(chǎn)數(shù)據(jù)后，進(jìn)行數(shù)據(jù)質(zhì)量控制和生產(chǎn)流態(tài)判斷，開展分層典型井選取后完成解析模型擬合與產(chǎn)能預(yù)測(cè)；

②三維模型建立與標(biāo)定擬合：根據(jù)區(qū)塊測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)，通過井間校正和對(duì)比，融合地震解釋數(shù)據(jù)從而形成三維高精度區(qū)域地質(zhì)模型，其次構(gòu)建單井一維地質(zhì)力學(xué)模型，通過小壓分析和室內(nèi)巖心實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)進(jìn)行模型校正，結(jié)合已有三維地質(zhì)模型和有限元計(jì)算模擬精細(xì)刻畫孔隙壓力場(chǎng)和地應(yīng)力場(chǎng)從而形成三維地質(zhì)力學(xué)模型，最后結(jié)合施工數(shù)據(jù)和參數(shù)開展復(fù)雜縫網(wǎng)模擬，構(gòu)建非結(jié)構(gòu)化油藏?cái)?shù)值模型并完成生產(chǎn)歷史擬合；

③立體井網(wǎng)井距優(yōu)化：基于前期得到的認(rèn)識(shí)和已校準(zhǔn)三維模型，針對(duì)不同層位開展立體井網(wǎng)條件下的井距優(yōu)化。

3 生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析

本文以瑪湖131 井區(qū)立體開發(fā)示范平臺(tái)12 口水平井為例，首先進(jìn)行生產(chǎn)數(shù)據(jù)質(zhì)量控制，這是開展動(dòng)態(tài)分析的必要條件，現(xiàn)場(chǎng)的產(chǎn)量和壓力數(shù)據(jù)往往有許多非油藏因素帶來的質(zhì)量問題，比如油嘴更換、下油管、鉆塞、下氣嘴、油管更換、關(guān)井等生產(chǎn)措施帶來的數(shù)據(jù)質(zhì)量問題，會(huì)對(duì)后續(xù)的分析和解釋產(chǎn)生巨大的影響，甚至形成錯(cuò)誤的認(rèn)識(shí)。為此，對(duì)示范平臺(tái)各水平井進(jìn)行了生產(chǎn)數(shù)據(jù)質(zhì)量控制并剔除了部分異常數(shù)據(jù)點(diǎn)。其次基于示范平臺(tái)生產(chǎn)現(xiàn)狀，借助水平井生產(chǎn)數(shù)據(jù)開展了流態(tài)分析和判斷，其中物質(zhì)平衡時(shí)間為日產(chǎn)量比累計(jì)產(chǎn)量的無量綱時(shí)間，如圖3 所示。分析雙對(duì)數(shù)圖可以發(fā)現(xiàn)，各井的流量重整壓力導(dǎo)數(shù)雙對(duì)數(shù)值與物質(zhì)平衡時(shí)間的雙對(duì)數(shù)值的比值幾乎均為1，表明目前處于擬穩(wěn)態(tài)流的階段，在此流態(tài)的條件下開展解析模型產(chǎn)能預(yù)測(cè)所獲得的預(yù)測(cè)產(chǎn)能可信度較高，可進(jìn)一步完成解析模型的擬合與預(yù)測(cè)。

表1 瑪131 小井距立體開發(fā)示范區(qū)各井施工工程參數(shù)統(tǒng)計(jì)表Table 1 Statistical table of construction engineering parameters of each well in Ma131 dense spacing stereoscopic development demonstration area

圖3 MaHW1245 井流態(tài)判斷雙對(duì)數(shù)圖Fig. 3 Double log diagram of MaHW1245 well flow regime judgment

典型井是一種虛擬井，通常是對(duì)同一區(qū)塊內(nèi)多口井的產(chǎn)量進(jìn)行平均化來創(chuàng)建，其主要的用途是根據(jù)典型井的產(chǎn)量來確定新井的預(yù)期產(chǎn)量，或者通過選取的真實(shí)典型井來代表區(qū)塊在相似壓裂水平和地質(zhì)條件下的平均產(chǎn)能，從而結(jié)合分析來了解區(qū)塊整體的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)。分別對(duì)百2 段5 口水平井和百3 段7 口水平井分層位構(gòu)建P10、P50 和P90 典型井(月平均化)，以P50 曲線作為典型井選取的參照標(biāo)準(zhǔn)，選擇MaHW1245 井作為百2 段的典型井，MaHW1250 井作為百3 段的典型井。

如圖4 所示，對(duì)典型井開展解析模型歷史擬合，通過對(duì)典型井的細(xì)致分析和歷史擬合縮短對(duì)平臺(tái)其它水平井分析和擬合所耗費(fèi)的時(shí)間，得到百2 段水平井的平均等效地層滲透率為0.175 mD，平均有效裂縫半長(zhǎng)為55.8 m，平均產(chǎn)能預(yù)測(cè)結(jié)果為19 889.2 m3；百3 段水平井的平均等效地層滲透率為0.397 mD，平均有效裂縫半長(zhǎng)為65.2 m，平均產(chǎn)能預(yù)測(cè)結(jié)果為19 491.7 m3。百3 段滲透性較好，平均有效裂縫半長(zhǎng)大于百2 段，但百3 段水平井井距僅有100 m，表明具有較大井距改善空間；百2 段井距的適應(yīng)性還需進(jìn)一步開展壓裂數(shù)模一體化分析。解析擬合得到的有效縫長(zhǎng)可為后續(xù)裂縫擴(kuò)展模擬提供一定參考。

圖4 MaHW1245 井解析模型產(chǎn)量與壓力擬合圖Fig. 4 Production and pressure fitting diagram of MaHW1245 well analytical model

4 三維模型建立與縫網(wǎng)擬合

4.1 三維地質(zhì)模型和地質(zhì)力學(xué)模型

根據(jù)瑪131 井區(qū)測(cè)井資料和地震資料等數(shù)據(jù)，通過相控建模方法建立了全區(qū)百口泉組油藏地質(zhì)模型。為后續(xù)開展示范平臺(tái)立體井網(wǎng)井距優(yōu)化研究，將位于瑪131 斷塊內(nèi)的示范區(qū)進(jìn)行劃分圈定后對(duì)模型進(jìn)行精細(xì)刻畫，如圖5 所示，得到的示范區(qū)百口泉組油藏百2 段平均孔隙度為7.96%，平均滲透率為0.196 mD，平均含油飽和度為39.15%；百3 段平均孔隙度為7.84%，平均滲透率為0.293 mD，平均含油飽和度為32.53%。

圖5 立體開發(fā)示范區(qū)地質(zhì)模型圖Fig. 5 Geological model diagram of stereoscopic development demonstration area

根據(jù)聲波測(cè)井等數(shù)據(jù)建立高精度一維地質(zhì)力學(xué)模型，然后結(jié)合地質(zhì)構(gòu)造、屬性建模和有限元計(jì)算方法建立三維地質(zhì)力學(xué)模型。主要的屬性體包括巖石力學(xué)屬性(楊氏模量、泊松比等)、孔隙壓力和三向應(yīng)力(上覆地層應(yīng)力、最大水平主應(yīng)力和最小水平主應(yīng)力)，模型平面精度為10×10 m，縱向精度為1 m。示范區(qū)百口泉組油藏平均楊氏模量24.56 GPa，平均泊松比0.25 平均孔隙壓力30.34 MPa，最小水平主應(yīng)力平均值49.42 MPa，水平兩向應(yīng)力差平均17.20 MPa。如圖6 所示，從三維模型平面展布和縱向分布情況來看，示范平臺(tái)區(qū)域非均質(zhì)性很強(qiáng)，針對(duì)后續(xù)的井距優(yōu)化需要分層位細(xì)致研究。

圖6 立體開發(fā)示范區(qū)地質(zhì)力學(xué)模型圖Fig. 6 Geomechanical model diagram of stereoscopic development demonstration area

4.2 示范平臺(tái)復(fù)雜縫網(wǎng)模擬

采用地質(zhì)工程一體化的方法，基于三維非均質(zhì)地質(zhì)模型和地質(zhì)力學(xué)模型，結(jié)合實(shí)際壓裂施工泵注程序開展示范區(qū)平臺(tái)全部壓裂段裂縫擴(kuò)展形態(tài)模擬和擬合。為了精確模擬示范平臺(tái)裂縫形態(tài)，采用基于Petrel平臺(tái)的Kinetix三維壓裂模擬器來進(jìn)行裂縫模擬，使用基于擬三維裂縫擴(kuò)展算法的非常規(guī)裂縫模型(UFM)來模擬瑪湖礫巖致密油藏壓裂產(chǎn)生的復(fù)雜裂縫形態(tài)。鑒于UFM是基于天然裂縫和水力裂縫交互產(chǎn)生復(fù)雜縫網(wǎng)的理論假設(shè)，結(jié)合示范平臺(tái)取芯井得到的裂縫分布和密度認(rèn)識(shí)，明確了致密礫巖儲(chǔ)層壓裂時(shí)的裂縫復(fù)雜延伸特性(繞礫、穿礫等)，由于瑪131 示范區(qū)天然裂縫不發(fā)育，為表征復(fù)雜縫網(wǎng)形態(tài)，采用人為增加虛擬天然裂縫來近似模擬礫巖儲(chǔ)層裂縫復(fù)雜延伸的情況。

裂縫擬合是裂縫擴(kuò)展形態(tài)可靠性的重要條件，裂縫擴(kuò)展擬合的校準(zhǔn)準(zhǔn)則有3 個(gè)：裂縫高度校準(zhǔn)、裂縫長(zhǎng)度校準(zhǔn)和施工壓力校準(zhǔn)。如圖7(d)所示，裂縫高度的校準(zhǔn)以壓裂施工期間得到微地震數(shù)據(jù)點(diǎn)縱向分布作為主要的參考范圍。從百2 段水平井壓裂得到的微地震數(shù)據(jù)點(diǎn)分布來看，微地震數(shù)據(jù)基本都穿過了上部層位，地應(yīng)力場(chǎng)的縱向格擋效應(yīng)較弱，而百3 段水平井壓裂得到的微地震數(shù)據(jù)點(diǎn)分布主要集中在百3 段內(nèi)，穿層數(shù)據(jù)點(diǎn)較少。如圖7(a)和(c)所示，裂縫長(zhǎng)度校準(zhǔn)以微地震數(shù)據(jù)點(diǎn)的水平分布以及前期根據(jù)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析得到的解析有效縫長(zhǎng)作為參考。結(jié)合微地震和解析縫長(zhǎng)的分析來看百2 段的平均裂縫長(zhǎng)度是略小于百3段水平井的平均裂縫長(zhǎng)度。圖7(b)則是施工壓力曲線擬合演示，施工壓力是壓裂施工期間裂縫擴(kuò)展延伸變化的一種間接體現(xiàn)，施工壓力的擬合對(duì)裂縫形態(tài)和縫內(nèi)支撐劑分布的影響很大。瞬時(shí)停泵壓力(ISIP)是施工壓力擬合的關(guān)鍵點(diǎn)，瞬時(shí)停泵壓力跟后續(xù)壓力下降趨勢(shì)的擬合體現(xiàn)裂縫模擬停泵后階段的凈壓力特征和濾失特征。

圖7 裂縫模型擬合校準(zhǔn)分析圖Fig. 7 Fracture model fitting calibration analysis diagram

瑪131 立體開發(fā)示范平臺(tái)總壓裂段331 段，在裂縫擬合工作量巨大的因素下對(duì)所有壓裂段進(jìn)行逐步單段的人為擬合并不現(xiàn)實(shí)?？紤]時(shí)間效應(yīng)和算力局限性，通過對(duì)瑪湖地區(qū)百口泉組所有水平井壓裂參數(shù)和微地震數(shù)據(jù)開展相關(guān)性分析，明確在當(dāng)前主體壓裂工藝技術(shù)下僅考慮工程參數(shù)時(shí)，泵注排量、加砂量和入液量這3 個(gè)參數(shù)對(duì)裂縫形態(tài)影響最大，相關(guān)性最強(qiáng)。同時(shí)考慮應(yīng)力場(chǎng)對(duì)裂縫的影響，采用瞬時(shí)停泵壓力作為額外的表征參數(shù)。統(tǒng)計(jì)瑪131 立體開發(fā)示范平臺(tái)各段上述表征參數(shù)后，開展K-means方法聚類(見圖8)，采用輪廓系數(shù)作為最優(yōu)簇?cái)?shù)的選擇依據(jù)，最終分為4 簇。根據(jù)聚類的結(jié)果來選擇每一簇中的典型壓裂段進(jìn)行裂縫模擬和擬合(擬合期間同時(shí)考慮裂縫高度校準(zhǔn)、長(zhǎng)度校準(zhǔn)和施工壓力校準(zhǔn))，主要調(diào)整參數(shù)為壓裂液濾失系數(shù)和地應(yīng)力大小，之后根據(jù)擬合修改的調(diào)整參數(shù)來進(jìn)行參數(shù)平均化，將平均化的修改參數(shù)應(yīng)用于同類中的其它壓裂段，從而提升擬合效率，縮短平臺(tái)整體縫網(wǎng)擬合時(shí)間。

圖8 示范平臺(tái)壓裂段聚類分析圖Fig. 8 Cluster analysis diagram of fracturing stage in the demonstration platform

完成上述裂縫擬合校準(zhǔn)后，立體開發(fā)示范平臺(tái)縫網(wǎng)形態(tài)如圖9 所示。在平臺(tái)尺度下，裂縫擴(kuò)展以線性延伸為主，局部存在裂縫偏轉(zhuǎn)的復(fù)雜縫網(wǎng)特征，裂縫形態(tài)與微地震監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)擬合度較高，平面展布和縱向展布均在微地震數(shù)據(jù)點(diǎn)范圍內(nèi)，同時(shí)百3 段由于井距更近，井間裂縫復(fù)雜度大于百2 段。示范平臺(tái)平均單段水力裂縫面積20 504.0 m2，平均單段支撐裂縫面積10 059.4 m2，平均水力半縫長(zhǎng)71.8 m，平均水力縫高26.8 m，平均支撐半縫長(zhǎng)66.3 m，平均支撐縫高15.1 m，平均裂縫導(dǎo)流能力257.4 mD·m。其中百2 段5 口井平均支撐半縫長(zhǎng)61.1 m，平均水力縫高28.3 m，平均支撐縫高13.9 m，平均裂縫導(dǎo)流能力325.6 mD·m；百3 段7 口井平均支撐半縫長(zhǎng)70.1 m，平均水力縫高24.6 m，平均支撐縫高12.1 m，平均裂縫導(dǎo)流能力218.2 mD·m。百2 段水平井平均支撐縫長(zhǎng)小于百3 段水平井平均支撐縫長(zhǎng)，但百2 段水平井水力縫高和支撐縫高均大于百3 段水平井，說明百2 段水平井由于壓裂規(guī)模大且泥巖和應(yīng)力格擋效應(yīng)不明顯而導(dǎo)致的裂縫穿層現(xiàn)象突出，符合前期生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析結(jié)論、示蹤劑結(jié)果和地質(zhì)認(rèn)識(shí)，同時(shí)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析得到的解析有效裂縫長(zhǎng)度和地質(zhì)工程一體化模型下裂縫模擬得到的支撐裂縫長(zhǎng)度相互驗(yàn)證，誤差僅6.3%。

圖9 立體開發(fā)示范區(qū)復(fù)雜縫網(wǎng)形態(tài)圖Fig. 9 Complex fracture network morphology map of stereoscopic development demonstration area

5 立體井網(wǎng)井距優(yōu)化

5.1 井距優(yōu)化方案對(duì)比

采用地質(zhì)工程一體化的思路，在完成瑪131 立體開發(fā)示范平臺(tái)體積壓裂裂縫擴(kuò)展模擬和擬合后通過裂縫模型和地質(zhì)模型的耦合，將裂縫參數(shù)轉(zhuǎn)化為地質(zhì)模型參數(shù)后建立壓后油藏?cái)?shù)值模型?，?31 立體開發(fā)平臺(tái)水平井同步投產(chǎn)，由于開發(fā)層位不同加上平臺(tái)整體的復(fù)雜性，根據(jù)動(dòng)態(tài)分析選擇的分層位典型井先進(jìn)行單井生產(chǎn)歷史擬合，之后再完成示范區(qū)平臺(tái)生產(chǎn)歷史擬合。擬合期間考慮了不同層位流體性質(zhì)差異和相滲特征差異，同時(shí)結(jié)合了基質(zhì)和裂縫的應(yīng)力敏感效應(yīng)。為了擬合壓裂液注入地層壓力升高和壓裂液返排初期含水率較高的現(xiàn)象，對(duì)裂縫區(qū)域的地層壓力和裂縫內(nèi)含水率進(jìn)行了相應(yīng)修改，同時(shí)對(duì)不同層位的滲透率和相對(duì)滲透率進(jìn)行了調(diào)整來擬合產(chǎn)量和含水率(見圖10)。完成分層位典型井生產(chǎn)歷史擬合后對(duì)示范平臺(tái)全井進(jìn)行生產(chǎn)歷史擬合，對(duì)各參數(shù)進(jìn)行細(xì)微調(diào)整最終得到符合生產(chǎn)現(xiàn)狀和地質(zhì)認(rèn)識(shí)的靜態(tài)油藏?cái)?shù)值模型。

圖10 示范區(qū)油藏?cái)?shù)值模型地層壓力圖Fig. 10 Numerical reservoir model Formation pressure map in the demonstration area

確定合理井距對(duì)開發(fā)生產(chǎn)具有重要的生產(chǎn)意義。當(dāng)壓裂水平井井距較大時(shí)，井間將有部分區(qū)域的流體不能流動(dòng)，而井距較小又會(huì)帶來投入成本增加的同時(shí)效益降低，所以合理的井網(wǎng)部署是影響瑪湖131 井區(qū)礫巖致密油藏立體開發(fā)模式下經(jīng)濟(jì)效益的重要因素。參考瑪湖131 井區(qū)主體開發(fā)壓裂參數(shù)，設(shè)置虛擬算例井水平段長(zhǎng)1800 m，借鑒示范平臺(tái)開發(fā)井距設(shè)計(jì)對(duì)單層井距設(shè)計(jì)了5 個(gè)方案：100 m井距條件下部署7 口水平井；150 m井距下部署5 口水平井；200 m井距下部署4 口水平井；300 m井距下部署3 口水平井；600 m井距下部署2 口水平井。

借助裂縫擬合和生產(chǎn)歷史擬合后的靜態(tài)模型，采用確定的水平井著陸位置對(duì)不同層位的井距方案(考慮應(yīng)力陰影效應(yīng))進(jìn)行裂縫擴(kuò)展模擬和油藏?cái)?shù)值模擬(圖11-12）。在定壓條件下對(duì)不同方案開展產(chǎn)能模擬，從生產(chǎn)后期地層壓力分布圖中可以看出，在100～200 m井距條件下井間資源都有所開發(fā)，只是強(qiáng)度不同；而300 m和600 m井距條件下井間資源未動(dòng)用程度越來越高，井間采出程度較低。

表2 瑪131 立體開發(fā)示范區(qū)儲(chǔ)層高壓物性參數(shù)表Table 2 High pressure physical property parameters of reservoir in Ma131 stereoscopic development Demonstration area

圖11 百2 段井距分別為600，300，200，150 和100 m產(chǎn)能預(yù)測(cè)地層壓力圖Fig. 11 Bai2 formation pressure maps for 600, 300, 200, 150, and 100 m well spacing

圖12 百3 段井距分別為600，300，200，150 和100 m產(chǎn)能預(yù)測(cè)地層壓力圖Fig. 12 Bai3 formation pressure maps for 600, 300, 200, 150, and 100 m well spacing

根據(jù)數(shù)模累計(jì)產(chǎn)能和地層壓力變化來看，不同層位下100 m井距的累計(jì)產(chǎn)能最高，井間資源動(dòng)用程度最高；不同層位下600 m井距的單井累計(jì)產(chǎn)能最高，但井間資源剩余多?？傮w上井距越小，平臺(tái)井組整體累產(chǎn)越高，采出程度越高。小井距方案可以布更多的井，可更充分利用井間正向應(yīng)力干擾，增大每口井的近井改造效果，進(jìn)而提升平臺(tái)的整體改造開發(fā)效果，整體采出程度最高。但是增加井?dāng)?shù)勢(shì)必增加了開發(fā)成本，因此還需要進(jìn)一步開展經(jīng)濟(jì)效益分析與評(píng)價(jià)來優(yōu)選最佳的開發(fā)井距方案。

如圖13 所示，以內(nèi)部收益率指標(biāo)作為經(jīng)濟(jì)效益評(píng)價(jià)指標(biāo)結(jié)合累計(jì)產(chǎn)能指標(biāo)來綜合優(yōu)選分層位最佳井距。將不同井距方案的內(nèi)部收益率和累產(chǎn)油量繪制柱狀—折線圖，其中百2 段不同井距方案下，井組EUR范圍在8.5×104～17.0×104m3，內(nèi)部收益率范圍在4.5%～15.3%；百3 段不同井距方案下，井組EUR范圍在6.9×104～12.7×104m3，內(nèi)部收益率范圍在3.2%～17.6%。隨著井距減小，井?dāng)?shù)增多，井組EUR增高，但增高幅度趨緩，同時(shí)內(nèi)部收益率。從圖中可以看出，百2 段考慮經(jīng)濟(jì)效益和累計(jì)產(chǎn)量綜合評(píng)價(jià)條件下推薦200～300 m水平井井距的方案；百3 段考慮經(jīng)濟(jì)效益和累計(jì)產(chǎn)量綜合評(píng)價(jià)條件下同樣推薦200～300 m水平井井距的方案。因此，結(jié)合前期解析模型擬合得到的井距較小可適度擴(kuò)大的認(rèn)識(shí)，百2 段和百3 段最佳井距范圍在200～300 m。

圖13 立體開發(fā)示范區(qū)不同層位內(nèi)部收益率和累產(chǎn)油綜合圖Fig. 13 Integrated graphs of internal rate of return and cumulative oil production at different formation in the stereoscopic development demonstration area

5.2 優(yōu)化井距礦場(chǎng)驗(yàn)證

瑪湖礫巖致密油藏在開發(fā)初期設(shè)置了不同井距條件的水平井試驗(yàn)區(qū)來優(yōu)化井距，不同井距的礦場(chǎng)試驗(yàn)提供了大量的井距優(yōu)化對(duì)比數(shù)據(jù)。為了進(jìn)一步驗(yàn)證通過示范區(qū)地質(zhì)工程一體化模擬優(yōu)化得到的井距范圍是否合理，選取同區(qū)塊內(nèi)開展200～300 m井距試驗(yàn)的投產(chǎn)壓裂水平井進(jìn)行產(chǎn)量對(duì)比研究。構(gòu)建瑪131 立體開發(fā)示范區(qū)P50 虛擬井、同區(qū)塊200 m井距水平井P50 虛擬井、同區(qū)塊300 m井距水平井P50 虛擬井和同區(qū)塊200～300 m井距水平井P50 虛擬井開展產(chǎn)量對(duì)比(生產(chǎn)時(shí)間拉齊)，考慮水平段長(zhǎng)對(duì)產(chǎn)量的影響，在構(gòu)建日產(chǎn)量對(duì)比曲線圖時(shí)對(duì)單井日產(chǎn)油量進(jìn)行水平段長(zhǎng)歸一化。

如圖14 所示，從歸一化日產(chǎn)油量對(duì)比圖中可以看出，瑪131 小井距示范區(qū)P50 虛擬井的初期高產(chǎn)出現(xiàn)時(shí)間相對(duì)較晚，首年日產(chǎn)油量相對(duì)較高。同時(shí)從歸一化日產(chǎn)油量的變化趨勢(shì)可以看出，小井距示范區(qū)的快速遞減階段出現(xiàn)的更早，從400 天后就進(jìn)入了快速遞減階段，而200～300 m井距條件下的水平井維持穩(wěn)定生產(chǎn)的時(shí)間段更長(zhǎng)，同時(shí)快速遞減出現(xiàn)的時(shí)間更晚。小井距范圍下大規(guī)模液量注入和主動(dòng)應(yīng)力干擾所形成的復(fù)雜縫網(wǎng)是初期高產(chǎn)的主要控制因素，但縮小井距帶來的供給能量的下降則會(huì)導(dǎo)致后期產(chǎn)量的快速遞減。因此，水平段長(zhǎng)歸一化產(chǎn)量對(duì)比結(jié)果從礦場(chǎng)試驗(yàn)的角度驗(yàn)證了前期地質(zhì)工程一體化模擬優(yōu)化得到的最佳井距范圍。

圖14 示范區(qū)水平井P50 和200～300 m井距水平井P50 歸一化產(chǎn)量對(duì)比圖Fig. 14 Comparison of normalized production of demonstration area horizontal well P50 and 200～300 m spacing horizontal well P50

6 結(jié)論和建議

(1)本文基于地質(zhì)工程一體化的理念，建立了一套包含油藏工程分析、壓裂縫網(wǎng)模擬和油藏?cái)?shù)值模擬的系統(tǒng)性多學(xué)科融合的井距優(yōu)化流程；提出了一種平臺(tái)多井多段壓裂條件下快速擬合裂縫模型的方法，大幅度縮短了平臺(tái)尺度下多井壓裂縫網(wǎng)擬合的時(shí)間；該流程和方法對(duì)非常規(guī)油氣開發(fā)的相關(guān)優(yōu)化研究工作具有一定的借鑒意義。

(2)示范平臺(tái)單井解析模型擬合得到的平均有效裂縫半長(zhǎng)約61.4 m，裂縫模型擬合得到的平均支撐裂縫半長(zhǎng)約66.3 m，表明主動(dòng)應(yīng)力干擾下形成復(fù)雜縫網(wǎng)的裂縫半長(zhǎng)是有限的；在基質(zhì)存在一定滲透性的前提下，一味縮小井距并提高裂縫復(fù)雜程度所帶來的效果并不是最為理想，需要采用適度小井距來保證單井和平臺(tái)產(chǎn)能。

(3)瑪湖131 井區(qū)在結(jié)合示范平臺(tái)地質(zhì)工程一體化模擬優(yōu)化后得到的最佳井距范圍為200～300 m。優(yōu)化結(jié)果符合礦場(chǎng)實(shí)踐認(rèn)識(shí)，可為同區(qū)塊或相鄰區(qū)塊井距選擇提供指導(dǎo)借鑒。