摘要：為研究頁巖油水平井最優(yōu)井距和簇間距的工程問題，針對鄂爾多斯盆地長7 儲層地質特征，采用地質工程一體化工作流程，建立三維地質模型和地質力學模型，模擬不同簇間距條件下的復雜縫網(wǎng)擴展，依據(jù)全縫長頻率分布優(yōu)化井距。采用非結構化數(shù)值模型預測水平井的生產(chǎn)動態(tài)，確定產(chǎn)量最高的分段分簇方案。數(shù)值模擬分析表明，采用縫長累積頻率分布中P90 值對應的縫長作為水平井井距，有助于提高復雜縫網(wǎng)對儲量的控制程度，簇間距縮小到3～5 m 時建議水平井井距為200 m 左右；簇間距從15 m 縮小到3 m，支撐裂縫總表面積提高108%，同時體積改造程度提高142%；對于目標儲層，簇間距從15 m 縮小到3 m，投產(chǎn)3 a 累產(chǎn)油量增加75.91%；采用3 m 簇間距方案無法滿足經(jīng)濟效益的需求，建議以5 m 作為簇間距。

關鍵詞：體積改造；長7 儲層；井距；簇間距；頁巖油

引言

水平井體積壓裂和縫控壓裂技術已成為實現(xiàn)非常規(guī)油氣資源有效開發(fā)的關鍵技術，通過“打碎”儲層，形成裂縫網(wǎng)絡，“人造”滲透率，提高了單井產(chǎn)量和采收率，實現(xiàn)儲量動用最大化[1 4]。

合理的水平井井距是非常規(guī)油氣藏高效開發(fā)的關鍵因素之一，通過優(yōu)化井間距控制有效支撐裂縫體積是縫控改造優(yōu)化的一種途徑。從工程角度看，縮小井間距可以降低對人工裂縫長度的要求，使得工程技術易于達到設計的裂縫長度，大幅縮短井間基質向裂縫的滲流距離，同時是提高縫控程度的內(nèi)在需求。過小的井距設計將導致各簇主裂縫之間的改造區(qū)重疊，降低壓裂改造效率；過大的井距則會在主裂縫之間產(chǎn)生未改造區(qū)，影響儲層的動用程度[5]。美國主要頁巖油氣藏的水平井井距從400 m縮小至100～200 m[6]，目前，中國的頁巖油區(qū)塊井距一般為300～800 m，有進一步優(yōu)化的空間。

簇間距優(yōu)化是頁巖油儲層改造優(yōu)化設計的核心之一。簇間距，也叫縫間距，是指某一壓裂層段內(nèi)兩條相鄰裂縫之間的距離，表示裂縫到無流動邊界的距離，決定了多孔介質的改造體積和人工裂縫發(fā)生干擾的時間。縫間距是影響壓裂后儲層壓力變化的關鍵參數(shù)之一，因為通過增加壓裂段的人工裂縫條數(shù)縮短縫間距，能夠縮短基質內(nèi)流體向裂縫的滲流距離，同時降低所需驅動壓差。簇間距還與產(chǎn)量和經(jīng)濟性密切相關，而不同儲層的最優(yōu)簇間距可能不同，即使在同一儲層內(nèi)，最優(yōu)簇間距也可能因非均質性而有所不同[7]。

針對水平井簇間距和井距優(yōu)化，學者們開展了多種研究。Carrizo 公司在Eagle Ford 進行了縮小井距試驗，將井距從300 m 逐漸縮小到100 m，單位面積上可動用儲量大幅增加，采收率提高15%～25%，凈現(xiàn)值增長201%。北美非常規(guī)油氣田加密井數(shù)量超過新區(qū)塊鉆井數(shù)，也反映出早期井距并非最佳，壓裂裂縫沒有實現(xiàn)對儲層全覆蓋，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臺出現(xiàn)的子母井干擾問題，發(fā)現(xiàn)井距約為240 m 時，子井與母井產(chǎn)量相當，而井距約120 m時，子井比母井產(chǎn)量低30%，說明母井在靠近子井一側動用儲量范圍在70 m 左右。Xiong 等[9 10] 利用多級壓裂模型和油藏數(shù)值模擬軟件對比不同簇間距設計產(chǎn)生的復雜裂縫網(wǎng)絡，結果表明，縮小簇間距，可以產(chǎn)生更大的裂縫表面積，最終能夠提高油井初期產(chǎn)量和采收率。Jones[11] 使用產(chǎn)量不穩(wěn)定分析、產(chǎn)量歷史和壓力數(shù)據(jù)擬合、概率模型和敏感性模型，假設裂縫為均勻擴展的雙翼縫，結果表明，Eagle Ford 凝析氣藏最優(yōu)簇間距為4.3～6.1 m，最終采收率可以提高20%，凈現(xiàn)值增加50%～60%。Fowler 等[12] 對此進行了數(shù)值模擬，結果表明，壓力衰竭沿著裂縫的方向分布，儲層滲透率越低，裂縫加密的增產(chǎn)效果越明顯。

中國頁巖油探明儲量14.5×108 t[13]，在鄂爾多斯、準噶爾、三塘湖、松遼和渤海灣等盆地陸相主力生油層系已開展了大量工業(yè)試驗并初獲成效，頁巖油逐步成為國內(nèi)原油接替的現(xiàn)實領域。例如，在針對鄂爾多斯盆地長7 儲層的壓裂設計思路方面，從“大排量打碎儲集體”發(fā)展到“細切割剁碎儲集體”，長水平井細分切割縫控壓裂技術現(xiàn)已成為提質增效的核心利器。2013-2023 年，水平井的平均水平段長度從885 m 增加到1 648 m，平均簇間距從41.1 m縮短至9.2 m[14]。長慶和吐哈油田取芯觀測結果表明，實際支撐縫長小于100 m，遠低于預期，因此，需要持續(xù)探索小井距（100～200 m）、加密簇間距（3～5 m）的可行性，提高儲量動用程度[15]。

在當前低油價背景下，實現(xiàn)頁巖油經(jīng)濟效益動用難度加大，也突出表現(xiàn)在優(yōu)化完井設計的地質工程一體化工作流程亟需完善。水平井井距和簇間距優(yōu)化是相對復雜的過程，目的是實現(xiàn)產(chǎn)能最大化，同時滿足現(xiàn)場施工和經(jīng)濟效益的需要[16]，而當前這一問題的研究有待進一步深化。為此，結合長慶油田頁巖油儲層水平井實例，通過綜合三維地質模型、地質力學模型、復雜縫網(wǎng)模擬、壓裂后產(chǎn)能預測的一體化建模方法，結合儲層非均質性和現(xiàn)場施工得出的認識，聚焦于研究水平井井距優(yōu)化，以及對于特定生產(chǎn)時間，簇間距對水平井產(chǎn)量的影響，從而提高開發(fā)效果。

1 地質模型和地質力學模型

在非常規(guī)儲集層復雜地質、非平面裂縫網(wǎng)絡擴展等特殊條件下，需要依托地質工程一體化研究平臺，才能逐步破解工程難題，進一步提高儲集層改造效果[17 18]。

圖1 為研究所采用的地質工程一體化工作流程，首先，建立三維地質模型和三維地質力學模型，在此基礎上模擬裂縫擴展；然后，通過凈壓力擬合對模型進行校正，根據(jù)復雜裂縫網(wǎng)絡構建基于非結構化網(wǎng)格的油藏數(shù)值模型，并用井的生產(chǎn)歷史進行模型校正。

1.1 地質模型

鄂爾多斯盆地延長組頁巖油主要發(fā)育于半深湖—深湖相區(qū)，以長7 段最為典型，縱向上可劃分為上（長17）、中（長27）和下（長37）等3 個甜點段，上、中甜點段為泥頁巖夾多期薄層粉細砂巖的巖性組合，為I 類、II 類儲層。其中，I 類儲層單砂體厚度大于10 m，II 類儲層單砂體厚度為6～10 m，源儲配置好、砂體大面積分布、含油飽和度高于70%、原油性質好[19 21]，是目前頁巖油勘探開發(fā)的現(xiàn)實領域，但是有效動用難度大，主要表現(xiàn)在以下5 個方面：

1）地層壓力系數(shù)低，約為0.77～0.84，兩向主應力差大。

2）縱橫向砂體變化快，儲層非均質性強。

3）儲層巖性致密，滲透率低。

4）地層原油黏度約為0.97 mPa·s，流度比低。

5）脆性指數(shù)較高，天然裂縫發(fā)育程度低[22]。

以H 平臺一口水平井的地質和工程參數(shù)為基礎，該井鉆遇儲層的油氣主要分布在長17小層，根據(jù)所研究區(qū)塊內(nèi)獲取的11 口直井軌跡和測井數(shù)據(jù)，首先采用算術平均方法將測井數(shù)據(jù)粗化到與各井相鄰的網(wǎng)格中，然后使用高斯隨機函數(shù)模擬方法得到各物性參數(shù)的空間展布。三維非均質地質模型大小為6 375 m×6 575 m×416 m，網(wǎng)格平面尺寸采用25 m×25 m，垂向網(wǎng)格尺寸根據(jù)不同層位厚度劃分，物性參數(shù)見表1?？v向包括5 個小層，自上至下依次為長2／6、長3／6、長1／7、長2／7和長3／7。

油井投產(chǎn)后的壓力波在地層中傳播距離可用探測半徑表征[23]

式中：t—時間，h；

μ—黏度，mPa·s；

?—孔隙度，%；

Ct—壓縮系數(shù)，MPa?1；

di—探測半徑，m；

K—滲透率，mD。

不同探測半徑下滲流時間與儲層流度比的關系見圖2。

由圖2，按研究區(qū)塊的地質參數(shù)計算探測半徑，在流度比約為0.2 mD/（mPa·s）時，壓力波約需要10 a 傳播50 m，而波及100 m 距離需要40 a。因此，超致密儲層中需要創(chuàng)造更多的裂縫通道才能加速地層壓力的衰竭，實現(xiàn)效益開發(fā)。

1.2 地質力學模型

頁巖油儲層非均質性強，巖石力學性質有差異，因此，利用縱橫波和密度參數(shù)進行彈性力學參數(shù)的評價十分重要，且需結合巖芯實驗進行動態(tài)參數(shù)和靜態(tài)參數(shù)的轉換[24 26]。利用西233 井區(qū)長7 儲層獲取的巖芯，開展縱橫波聲速測定、三軸巖石力學、聲發(fā)射地應力測試等巖石力學實驗，基于橫波實驗室測試結果建立縱橫波關系（圖3），并計算得到研究區(qū)塊內(nèi)各井地應力剖面，模型中長7 儲層巖石力學參數(shù)見表2。

在地質模型的基礎上，增加上覆巖層、側向巖層和下伏巖層網(wǎng)格，并在網(wǎng)格最外層添加剛性板，模型寬深比設定為2：1，將油藏網(wǎng)格擴展成為地質力學網(wǎng)格，這樣可以正確模擬儲層的力學邊界條件，確保邊界載荷均勻施加，從而減少了應力集中的影響[27]。

將油藏網(wǎng)格擴展成為地質力學網(wǎng)格后，進行屬性建模（圖4），建立材料庫，給每個網(wǎng)格單元分配力學屬性，油藏網(wǎng)格的楊氏模量和泊松比等沿用地質模型數(shù)據(jù)，外加網(wǎng)格主要材料屬性見表3。

2 復雜裂縫擴展

2.1 模擬裂縫擴展

水平井體積壓裂中，簇間距影響裂縫形態(tài)和油藏改造體積，是對壓裂后產(chǎn)能影響最大的因素之一。在地質模型和地質力學模型的基礎上選取單井進行水力壓裂設計，以該區(qū)塊H 平臺一口水平井為研究對象，使用該井實際井軌跡、測井曲線、泵注程序、壓裂施工曲線等數(shù)據(jù)進行深入研究。

采用非常規(guī)復雜縫網(wǎng)模型（UFM 模型） [28 29] 模擬復雜裂縫網(wǎng)絡擴展，UFM 模型可以綜合考慮儲層非均質性、應力各向異性、應力陰影效應、天然裂縫和人工裂縫的相互作用等因素，實現(xiàn)三維裂縫非平面擴展，采用位移不連續(xù)邊界元求解巖石變形，基于擬三維模型計算縫高和縫長延伸。根據(jù)裂縫擴展模擬結果（圖5），對各段施工凈壓力進行歷史擬合，見圖6。

壓裂設計中裂縫穿透比通常為90%，即布縫長度覆蓋水平井井距的90%，因此，分析人工裂縫的全縫長分布，并以P90 值作為優(yōu)化井距和壓裂設計的依據(jù)。

壓裂設計的人工裂縫縫長分布如圖7 所示，將目標井分17 段116 簇壓裂，每段3～12 簇，簇間距為4.6～16.0 m，平均單縫砂量14.75 t，平均單縫液量243.66 m3。

根據(jù)該井施工參數(shù)進行數(shù)值模擬，結果表明，116 條裂縫的全縫長變化范圍在82.5～278.5 m，縫長變化范圍較大，P90 值為195 m，因此，加密布井時可以考慮以195 m 作為水平井距，并進行相應的壓裂優(yōu)化設計。

為進一步研究簇間距對裂縫擴展和產(chǎn)量的影響，模擬4 種不同簇間距均勻布縫方案的情形。射孔方式采用限流射孔，單段總孔數(shù)不超過40 孔[30]，壓裂液使用全程滑溜水，以水平段測深2 100～3 600 m 為研究對象，為避免施工參數(shù)選取不當而對簇間距優(yōu)選帶來不利影響，保證總施工規(guī)模不變，共分50 段，每段長30 m，簇間距分別為：3、5、10 和15 m，分段分簇設計參數(shù)見表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，用液強度34.17 m3/m，加砂強度4.16 t/m，低黏滑溜水5 mPa·s，高黏滑溜水30 mPa·s。

圖8 為不同簇間距模擬結果的裂縫幾何形態(tài)，受應力陰影影響，裂縫不能實現(xiàn)均勻擴展，且簇間距越小，裂縫偏轉角度越大。隨著簇間距縮小，“密切割”程度增加，儲層改造更為充分，統(tǒng)計裂縫縫長、導流能力等參數(shù)，用于后續(xù)簇間距、井距和壓裂設計優(yōu)化等。

2.2 井距優(yōu)化

對于致密的非常規(guī)儲層，裂縫網(wǎng)絡以外能動用的儲量很少，裂縫的尺寸決定了泄油體積，因此水平井井距由縫長決定。水平段上每條裂縫的縫長不盡相同，井距過大導致有裂縫不能覆蓋的空白區(qū)，井距偏小則可能出現(xiàn)壓竄，均會影響壓裂后產(chǎn)量。理想的解決方案是優(yōu)化井距和相應的密切割壓裂設計，使縫長相對均勻。

統(tǒng)計不同方案結果的全縫長數(shù)據(jù)，縫長分布情況見圖9，受應力陰影的影響，簇間距越小，越難以實現(xiàn)均勻擴展，縫長分布范圍越大；簇間距達到10 m 后，再增加簇間距時，縫長分布范圍變化很小。

此外，增加每段分簇數(shù)，也會導致縫長P90 值相對減小，例如簇間距為3 m 時縫長P90 值為187 m，而簇間距為10 m 時縫長P90 值為237 m。值得注意的是，水平段改造長度為1 500 m 時，雖然3 m 簇間距時的P90 值最小，但是裂縫總條數(shù)有500 條，縫全長大于187 m 的亦有50 條，同時，相對較短的裂縫將基質“切割”更充分，有助于提高儲層改造程度。因此，在總施工規(guī)模一定的條件下，縮小簇間距，井距也需要適當縮小。

3 產(chǎn)量預測

3.1 油藏數(shù)值模擬

根據(jù)水平井多級壓裂模擬結果，將其轉化為基于非結構化網(wǎng)格的油藏數(shù)值模型，因為非結構化網(wǎng)格能更好地表征復雜縫網(wǎng)形態(tài)和導流能力。采用黑油模型模擬周圍直井的生產(chǎn)歷史，并進行生產(chǎn)歷史擬合來校正模型。校正后模型中基質網(wǎng)格平均滲透率為0.17 mD，而人工裂縫網(wǎng)格平均滲透率較高，為3.91 mD。儲層壓力約為15.5 MPa，采用定井底壓力8 MPa 生產(chǎn)，預測該水平井投產(chǎn)后20 a 的產(chǎn)量變化，對比不同簇間距條件下體積壓裂改造效果。

圖10 為壓裂后3 a 后的壓力波及范圍，即產(chǎn)生壓力降落的網(wǎng)格，對比可以看出，簇間距越小，裂縫網(wǎng)絡的復雜程度越高，導流能力也越高，壓力降落更快，相同生產(chǎn)時間內(nèi)壓力波及體積更大、人工裂縫控藏程度更高。

3.2 簇間距優(yōu)化

假設對于均質低滲透儲層的矩形封閉油氣藏，裂縫接觸到了油氣藏邊界且具備無限導流能力，裂縫內(nèi)滲流是線性流，流體為單相微壓縮流體，則短期產(chǎn)量的Wattenbarger 方程[31] 為

式中：q—產(chǎn)量，m3；

A—裂縫表面積，m2；

B—儲層體積系數(shù)，無因次；

tp—生產(chǎn)時間，d；

C—常數(shù)；

Km—基質滲透率，mD；

Δp—壓差，MPa。

式（2）可以簡化為函數(shù)形式

式中：f 產(chǎn)量壓差函數(shù)。

對于既定油藏，式（3）表明，井的累產(chǎn)量是A√k的函數(shù)，即裂縫總表面積和滲透率的函數(shù)，而裂縫總表面積取決于有效裂縫的數(shù)量。在水平段長度一定的條件下，簇間距決定裂縫起裂點的數(shù)量，并最終決定井產(chǎn)量。這也解釋了北美油公司不斷縮小簇間距的原因——增加裂縫起裂點的數(shù)量、裂縫條數(shù)或裂縫表面積，提高儲量動用程度，最終提高井產(chǎn)量[32]。

體積改造程度可描述為

式中：η—體積改造程度，%；

Vp—改造區(qū)裂縫網(wǎng)格體積，m3；

G—改造區(qū)內(nèi)地質儲量，m3。

簇間距越小，產(chǎn)生的裂縫網(wǎng)絡越復雜，因此，支撐裂縫總表面積越大，可以得到更高的產(chǎn)量，不同簇間距條件下支撐裂縫總表面積和縫控程度對比見圖11。

由圖11 可知，簇間距為15 m 時，支撐裂縫總表面積約5.2×105 m2，縫控程度為8.72%，而簇間距為3 m 時，支撐裂縫總表面積為1.11×106 m2，縫控程度提高至21.12%。簇間距從15 m 縮小到3 m，支撐裂縫總表面積提高108%，縫控程度提高142%，實現(xiàn)了裂縫壁面與儲層基質的接觸面積最大，對儲層基質改造程度更高。

圖12 是壓裂后累產(chǎn)油量對比，可以看出水平井初期產(chǎn)量高，但由于儲層滲透率極低，產(chǎn)量遞減很快，壓力波到達基質后進入長時間的低產(chǎn)穩(wěn)定期，壓裂3 a 后各簇間距條件下水平井日產(chǎn)量基本相同。

施工總液量、總砂量保持一定的條件下，對比各簇間距產(chǎn)量可見（表5），相比于15 m 簇間距的情況，簇間距縮小到5 m，3 a 累產(chǎn)油量增加5 037 t，提高68%；簇間距縮小到3 m，3 a 累產(chǎn)油量增加5 618 t，提高75.91%，縮小簇間距的增產(chǎn)效果明顯。通過密切割縮小簇間距，將儲層“打碎”，可以產(chǎn)生更大的支撐裂縫總表面積，使得基質中流體到人工裂縫的滲流距離最短，滲流所需驅動壓差最小，因此縮小簇間距是提高縫控儲量動用程度的一種有效途徑。

在擬定的施工規(guī)模條件下，雖然射孔簇間距越小，油井產(chǎn)量越高，但是鉆完井方案也應將經(jīng)濟效益考慮在內(nèi)，保持經(jīng)濟有效的開發(fā)油氣藏，得到持續(xù)的自由現(xiàn)金流，才能實現(xiàn)最大經(jīng)濟回報。根據(jù)表5 中不同簇間距預測產(chǎn)量對比，投產(chǎn)10 a，3 m 簇間距方案僅比5 m 簇間距的產(chǎn)量高出1 028 t，增幅6.99%，但是完井成本卻高出23.92%[33]，在低油價環(huán)境下不能滿足經(jīng)濟開采的需求，因此，建議以5 m作為簇間距。

4 結論

1）井距過小會導致主裂縫的改造區(qū)重疊，井距過大則存在未改造區(qū)，影響儲層的動用程度，因此，建議采用縫長累積頻率分布中P90 值對應的縫長作為水平井井距，有助于提高復雜縫網(wǎng)對儲量的控制程度。當前長慶油田該區(qū)塊一般采用300 m 作為水平井井距，結合此研究分析結果，建議井距縮小到200 m 左右。

2）由模擬結果可知，簇間距從15 m 縮小到3 m，支撐裂縫總表面積增加108%，同時，縫控程度提高142%，“密切割”工藝能夠更充分地改造儲層基質。

3）根據(jù)所研究水平井的實際數(shù)據(jù)，研究不同簇間距對壓裂后產(chǎn)量的影響，結果表明，在總壓裂規(guī)模一定的條件下，3 a 時間，3 m 簇間距比15 m 簇間距的方案能提高產(chǎn)量75.91%，通過“密切割”工藝打碎儲層的增產(chǎn)效果明顯，更高的產(chǎn)量也有助于更快收回企業(yè)投資回報。

4）3 m 簇間距方案僅比5 m 簇間距10 a 內(nèi)的產(chǎn)量增長6.99%，但是完井成本卻增加23.92%，在低油價環(huán)境下不滿足經(jīng)濟開采的需求，因此，建議以5 m 作為簇間距。

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作者簡介

馬澤元，1993 年生，男，漢族，河北石家莊人，工程師，碩士，主要從事水力壓裂工藝技術等方面的研究工作。E-mail：mazeyuan69@petrochina.com.cn

胥云，1961 年生，男，漢族，重慶人，教授級高級工程師，博士，主要從事油氣藏壓裂酸化基礎理論、技術方法與現(xiàn)場應用等等方面的研究工作。E-mail：xuyun69@petrochina.com.cn

翁定為，1981 年生，男，漢族，湖北枝江人，教授級高級工程師，博士，主要從事壓裂工藝技術等方面的研究。E-mail：wendw-69@petrochina.com.cn

郭英，1982 年生，女，漢族，山東惠民人，高級工程師，博士，主要從事儲層改造壓裂方案優(yōu)化設計等方面的研究工作。E-mail：gy2009@petrochina.com.cn

鄢雪梅，1982 年生，女，漢族，四川廣元人，高級工程師，碩士，主要從事儲層改造研究。E-mail：yanxuemei69@petrochina.com.cn

編輯：王旭東

基金項目：中國石油天然氣股份有限公司科技專項（2023ZZ28）