礦場參數法優化陸相夾層型頁巖油水平井合理井距

引用格式：馬立軍，柴慧強，馮立勇，趙暉，付繼有，姜凱寧，羅錦昌，曹玉順，張紫郁. 礦場參數法優化陸相夾層型頁巖油水平井合理井距［J］. 石油鉆采工藝，2024，46（3）：317-325.

摘要：隨著鄂爾多斯盆地慶城油田密切割體積壓裂技術的應用，頁巖油藏壓竄井比例增加，頁巖油水平井井距優化已成為亟需解決的問題。為確保鄂爾多斯盆地慶城油田長7 頁巖油油藏的開發效果，基于理論計算和數值模擬研究結果，進行了不同井距的礦場開發實踐，并對其近3 年的生產數據進行統計分析，利用單井評估最終可采儲量、單井百米油層產量等參數，確定了頁巖油水平井合理開發井距。綜合井下微地震法、產量不穩定分析法和試井解釋方法研究結果，確定了慶城頁巖油壓裂后有效裂縫半長應不超過150 m，通過實驗分析得到有效基質滲流范圍為45 m，根據縫網匹配理論，確定合理井距為400 m；基于油藏數值模擬，綜合考慮單井產油量和區塊累產油量，優選該研究區塊井距為400～500 m；根據礦場不同井距水平井實際生產數據統計分析結果，400m 井距時單井評估最終可采儲量較300 m 井距時提高了9.6%，區塊采收率較500 m 井距時提高了20.8%，綜合分析認為400 m 井距更適合慶城油田夾層型頁巖油水平井開發。研究成果為慶城頁巖油藏水平井網部署提供了技術支撐。

關鍵詞：夾層型頁巖油；水平井；井距優化；礦場試驗；縫網匹配；數值模擬；鄂爾多斯盆地

中圖分類號：TE349 文獻標識碼： A

0 引言

隨著體積壓裂技術的突破［1］，美國、加拿大等西方國家實現了頁巖油氣商業化開采，改變了國際能源格局［2］。但是，中國油氣對外依存度超過70%［3］，并逐年上漲，常規油氣上產空間較小［4］，因此開拓新的能源上產領域對保障國家能源安全至關重要［5］。2023 年，國內頁巖油產量400×104 t，大慶古龍頁巖油、新疆吉木薩爾頁巖油、鄂爾多斯長7 頁巖油均已獲得突破，頁巖油已然成為接替常規油氣資源的重要方向。

鄂爾多斯盆地頁巖油儲層主要發育在長7 段［6］，其頁巖油產量占全國頁巖油產量2/3 以上，其中最有潛力的隴東地區頁巖油探明儲量10×108 t［7］。長7 頁巖油包括以長71、長72 為主的夾層型頁巖油和以長73 為主的紋層型頁巖油。夾層型發育富有機質泥頁巖夾多期塊狀細砂巖，單砂體厚1～2 m（慶城地區可達5 m），兩期砂體疊合連片沉積，分布廣、厚度較大，垂向上砂質碎屑流與濁流或多期砂質碎屑流疊加［8］，為頁巖油的形成提供了良好儲集條件［9］。高初級生產力、適當的沉積速率、水體循環形成的貧氧環境以及火山活動的共同作用下形成了異常高有機質頁巖（長73），為頁巖油成藏提供了良好的烴源巖［10］，長7 頁巖油資源潛力巨大。夾層型頁巖油是鄂爾多斯盆地增儲上產的現實目標，也是目前該盆地頁巖油勘探開發的主要對象，近年來加強慶城油田外圍勘探，需要通過井距優化持續攻關實現資源向儲量、儲量向產量的快速轉化。

夾層型頁巖油儲層致密，單井自然產能低，但脆性指數相對較高，兩向應力差小，易于形成縫網。小井距開采，水平井體積壓裂改造增加泄油面積的同時，可能由于壓竄造成不利影響，但井距過大，井間儲量開發不充分，采收率低，因此，頁巖油水平井井距優化已成為亟需解決的工程實踐問題。

2018 年以來，慶城油田實施水平井513 口，平均井距390 m，其中300 m 井距油井158 口，350 m 井距油井45 口， 400 m 井距油井148 口， 300～400 m井距的油井數量占總井數的68.4%。前期進行水平井注水開發，但能量補充效果不明顯，見效難，且部分井裂縫性見水，見水比例大于45%，遞減仍然較大（大于50%）。長水平井大井距體積壓裂開發初期產量高（10～20 t/d）， 但采油速度較低（0.65%～0.81%）、采收率低（5.1%～6.3%），無法規模效益開發。上述兩種開發方式，提升了頁巖油開發效果，但不滿足工業化開發需求。據統計，150～200 m 小井距水平井井間竄通比例達73%，300～400 m 井距水平井井間竄通比例達20%，500～600 m 井距水平井井間竄通比例達8%，隨著井距減小，壓竄井比例明顯增加，且井間竄通比例高。

目前井距優化設計主要依靠理論計算和數值模擬兩種方法開展［11］，李碩軒在考慮壓力的條件下，重新推導極限半徑計算公式并計算了濱南油田不同區塊的合理井距［12］；胡浩然等在數值模擬的基礎上，應用大數據分析，綜合考慮單井產能、平臺采收率、經濟效益等參數，優選出深層頁巖氣水平井最優井距為300～350 m［13］；曹煒等在地質工程一體化的指導下，通過建立瑪湖凹陷礫巖致密油藏三維地質模型、力學模型、裂縫擴展模型和油藏數值模型優選出該地區最優井距為200～300 m，并利用礦場試驗驗證了優化結果［14］；梁成鋼等利用不穩定滲流方程建立了多段壓裂水平井多井數值模型，在井間干擾小、儲量動用充分的原則下，確定了吉木薩爾頁巖油合理開發井距在260～280 m 左右［ 15］；Zhang 等運用連續遺傳算法對實際油田多分支水平井井型、井眼軌跡、分支數目進行了不同程度的優化，并且研究了不同參數對算法最終收斂性的影響規律［16］；Pei 等考慮技術和經濟參數，分析了影響多級壓裂水平井最佳井網的因素［17］；Liu 等根據油藏非均質性、典型的滲流特征以及有效砂體的規模和分布方向，制定了一套井網優化技術來提高油氣井產量［18］。

針對鄂爾多斯盆地長7 頁巖油的研究，郭俊利用Petrel 軟件建立了鄂爾多斯盆地長7 地質模型，通過模擬優選出長7 頁巖儲層最優開發井距為320m［19］；楊晉玉等建立了“基質—裂縫”雙重介質數值模型，對不同生產年限的水平井開發區開展加密調整參數優化研究，研究的主要參數為加密時機、布縫方式、水平井井距和水力裂縫半長［20］；曾佳建立了致密油藏水平井復合三線性流產能計算模型，利用CMG 軟件對慶城油田X233 井區X 平臺進行模擬，優選了該區塊致密儲層井網井距為300m［21］。

前人針對頁巖油水井井距的優化結果尚不統一，且大都利用室內計算和數值模擬的方法，礦場試驗評價較少。筆者在理論計算和數值模擬研究的指導下，進行了不同井距的礦場開發實踐，并對其3 年的生產數據進行統計，利用單井評估最終可采儲量（EUR）、單井百米油層產量等參數，確定了頁巖油水平井網合理開發最優井距。

1 研究方法及過程

通過井下微地震、產量不穩定分析、試井分析確定人工裂縫有效長度，結合基質有效滲流距離計算最優井距；建立不同井距的數值模型，通過單井累產油和區塊累產油情況確定最優井距。在上述研究的基礎上， 進行200 m、300 m、400 m、500 m 和600 m 井距的礦場試驗，通過單井EUR、單井百米油層產量等參數，確定慶城長7 夾層型頁巖油合理開發井距。

1.1 室內研究

1.1.1 基于縫網匹配理論計算合理井距

頁巖油水平井體積壓裂形成的人工縫網為油氣有效流動提供了基礎，當水平井井距等于人工裂縫有效半長與可動用基質范圍之和時即為合理井距。

1.1.1.1 人工裂縫有效長度

人工裂縫為原油從儲層向井筒流動提供了滲流通道，裂縫長度在一定程度上決定了儲層的改造體積，所以它對水平井產能的影響很大，本文首先采用多種方法確定有效壓裂縫長并進行驗證。

（1） 井下微地震法。頁巖油前期人工裂縫參數的認識主要是借助井下微地震監測技術。微地震監測是通過微地震監測儀器采集、記錄水力壓裂過程中巖石發生破裂以及裂縫擴展過程中所產生的微小地震事件，并通過反演推斷和分析裂縫長度、寬度、高度和方位角的技術［22］。長慶油田頁巖油水平井壓裂工藝共經歷3 個階段，井下微地震監測資料顯示，不同壓裂工藝下壓裂半縫長存在明顯差異。2011 年以來，慶城油田長7 水平井共開展29 井次381 段微地震監測，通過對微地震解釋結果分析，得到了不同壓裂方式的裂縫半長范圍，并通過矩張量反演確定了有效壓裂裂縫半長。階段一（2011—2015 年）：水力噴砂分段壓裂，壓裂半縫長240～440m；階段二（2015—2017 年）：分段多簇壓裂，壓裂半縫長200～320 m；階段三（2018—2023 年）：細分切割體積壓裂，壓裂半縫長150～340 m。

統計不同壓裂工藝井的井下微地震檢測縫長和矩張量反演有效縫長結果，從圖1 可以看出，水力噴砂分段壓裂井的有效裂縫半長平均113 m，分段多簇壓裂井有效裂縫半長平均122 m，細分切割體積壓裂井有效裂縫半長平均86 m，且有效裂縫長度大約是微地震事件長度的50%，因此，可結合微地震監測的半縫長確定裂縫有效半長。

將3 種壓裂方式劃分為水力噴砂分段壓裂與可溶球座細分切割體積壓裂，對比分析入地液量和加砂量與有效裂縫半長之間的關系：水力噴砂壓裂，隨著單段入地液量和加砂量增加，有效裂縫長度先增大后平穩，當單段入地液量1 100 m3、加砂量150m3 時，有效裂縫長度最優，有效裂縫半長約135 m；可溶球座細分切割體積壓裂有效裂縫半長與單段入地液量、單段砂量及排量關系不明顯，有效裂縫半長集中在75～108 m 之間，平均92 m，中位數90 m。對于目前所采用的細分切割體積壓裂技術可暫不考慮加砂量與入地液量對裂縫長度的影響。

（2） 產量不穩定分析法。產量不穩定分析法（Rate Transient Analysis， RTA） 主要通過分析產量和壓力變化來獲取儲層、裂縫關鍵屬性和控制儲量［23］。對于頁巖油水平井主要采用Blasingame典型曲線擬合方法［24］和分析模型進行擬合。首先，運用Blasingame 方法基于雙對數曲線對滲流階段進行識別，初步確定動態儲量、滲透率、表皮因數等參數；其次參考這些參數進行流動階段特征曲線擬合、雙對數曲線擬合、遞減曲線擬合以及生產歷史數據擬合，開展不穩定流階段數據擬合分析與試井解釋結果相互參考、相互驗證，最終得到裂縫半長、實際控制儲量、設計控制儲量、實際井控儲量、設計井控儲量等數據。為提高擬合精度，選取了投產時間較長的21 口水平井進行RTA 分析，結果顯示，水力噴砂分段壓裂有效裂縫半長主要分布在73～152 m，平均99 m；細分切割體積壓裂有效裂縫半長主要分布在55～131 m，平均94 m。RTA 解釋結果與井下微地震監測結果基本一致。

（3） 試井解釋。水平井試井是指采用油藏動態條件下的試井資料，通過引入無因次變量重新組合參數、簡化控制方程，將多階段變化的試井數據轉化為同階段穩定的生產動態，對典型曲線進行線性擬合用以診斷井下工況的方法［25］。通過對試井結果解釋最終獲得儲層改造效果、孔滲特征等參數。

以GP41-68 井為例，該井目的層長71，水平段長1 529 m，井距1 250 m，采用水力噴砂分段壓裂，改造15 段30 簇，2014 年7 月16 日投產。對該井進行了跟蹤試井，從表1 投產5 年、7 年和8 年后的試井解釋結果可以看出，投產5 年、7 年和8 年的有效裂縫半長僅為38.7 m、27.3 m 和21.2 m。隨著投產年限的增加，頁巖油水平井有效裂縫半長呈遞減趨勢。

1.1.1.2 基質有效滲流距離

室內巖心滲透模擬實驗結果顯示，在穩態滲流的情況下，鄂爾多斯盆地頁巖中牛頓流體非飽和滲流的指示曲線偏離經典的達西線性定律（過原點直線） 特征［26］，這時可以用帶有啟動壓力梯度的非達西滲流規律近似地描述［27］。根據鄂爾多斯盆地巖心滲流實驗的結果，繪制了儲層滲透率與啟動壓力梯度的關系曲線（如圖2 所示），與不同儲層滲透率、壓差下最大滲流距離曲線（如圖3 所示）。

目前長7 頁巖油動用儲層滲透率主要在0.1×10?3 μm2 附近，從圖2 可看出，鄂爾多斯盆地頁巖油啟動壓力梯度約為0.15 MPa/m。根據實測水平井資料，地層壓力16 MPa，裂縫壓力使用根據動液面折算出的井底流壓（9 MPa），地層壓力與裂縫壓力差值7 MPa，對應最大有效滲流距離在45 m 左右。

基于井下微地震、試井分析、RTA 分析等多種方法論證，壓裂后有效裂縫半長不超過150 m，并隨開發時間延長有效裂縫長有縮短趨勢；基于啟動壓力梯度論證，裂縫之外可動用基質距離45 m，根據縫網匹配理論，壓裂后單井動用半徑不超過200 m，合理井距應為400 m 左右。

1.1.2 數值模擬方法確定合理井距

以長7 頁巖油為研究對象，根據慶城油田頁巖油藏壓裂的基本參數，假設相同面積內，油層孔隙度、滲透率、含油飽和度、油層厚度、地層壓力、原始氣油比、原油黏度、水平井水平段長度、改造段數和采油井工作制度相同，采用非常規復雜縫網模型（UMF） 建立水平井細分體積壓裂模型，根據其模擬結果，將其轉化為基于非結構化網格的油藏數值模型。分別設計井距為150 m、300 m、400 m、600m 和1 200 m 的模型，考慮人工裂縫有效半長、可動用基質范圍與啟動壓力梯度的影響，采用自然能量開發的方式進行生產，同時根據油水兩相在基質與裂縫中的滲流特征，結合油水兩相的相對滲透率，采用差異性相對滲透率曲線作為油藏數值模擬的核心參數。

模擬得到了不同井距下流線場與壓力場分布特征，結果顯示，井距越小流場圖中流線越均勻，地層壓力下降越快，動用程度越高。相同氣油比（100m3/t） 下不同井距、不同油層厚度下單井累產油變化見圖4，可以看出，隨著井距的增大，單井累產油增加，且累產油上升拐點發生在400 m 井距處，在600m 井距后每百米井距增油量很小。

模擬氣油比100 m3/t、油層厚度10 m 條件下，不同井距單井累產油與1 000 m 井距單井累產油比值（單井累產油比值）、不同井距區塊累產油與200m 井距區塊累產油比值（區塊累產油比值），如圖5所示。

從圖5 中可以看出，隨著井距的增加，單井累產油比值呈上升趨勢，而區塊累產油比值則呈下降趨勢。分析其原因，一方面，井距過小會造成井間干擾，影響井區內平均單井產油量，另一方面，適當增加井距可以增大單井的控制面積和單井產量，但會降低井區整體的采油井數進而降低油藏的采出程度。為提高油藏整體采收率，綜合考慮單井累產油量和區塊累產油量，優選研究區井距為400～500 m。

1.2 礦場試驗

2018 年以來在慶城油田按照同層平行布井、偏轉布井、不等距布井和立體布井等模式部署的不同井距油井共513 口。基于上述分析，對這些油井的生產數據進行統計分類，扣除異常生產平臺、角度偏轉較大平臺后，滿足條件井433 口，分為7 類：150m 井距油井8 口、200 m 井距油井12 口、300 m 井距油井156 口、350 m 井距油井45 口、400 m 井距油井144 口、450 m 井距油井27 口、500 m 井距油井41 口。為去除水平段長度對產能的影響，以百米日產液、百米日產油、百米累產油等指標對不同井距的油井產能進行分析對比。

同時，為了綜合前述研究結果，論證同等油藏規模條件下，不同井距下開發指標，在M 區塊部署不同井距水平井，井網布置模式如圖6 所示，200 m、300 m、400 m、500 m 和600 m 井距試驗的布井數量分別為6 口、4 口、3 口、2 口和2 口。根據實際單井投資、折算地面投資，按照階梯油價計算，以15 年內部收益率作為經濟考核指標，對比相同區塊不同井距下的區塊整體指標與單井指標，優選頁巖油開發合理井距。

以HH6 平臺為例，該平臺北部7 口井采用200m 井距立體開發、東南部2 口井采用200 m 同層開發，平均水平段長度1 548 m、改造20.6 段，目前生產46.4 個月，累產油9 645 t；西南部3 口井采用400m 井距立體開發，平均水平段長度1 855 m、改造25.3 段，目前生產48.6 個月，累產油13 820 t。

通過對HH6 平臺200 m 及400 m 井距單井日產油進行分析， 200 m 井距水平井第1 年遞減率42.8%，單井EUR 2.14×104 t，采收率15.9%，采油速度1.1%，初期百米產量高，但初期遞減大；400 m 井距水平井第1 年遞減率25.7%，單井EUR 2.37×104t，采收率8.7%，采油速度0.6%，初期產量較高，初期遞減小，能較長時間保持高產。

2 結果與討論

2.1 單井最終可采儲量

不同井距水平井對應儲層物性差異較小，平均孔隙度8.8%，含油飽和度55.6%，根據不同井距水平井平均目標油層厚度、水平段長度、井距等參數，采用體積法計算得到不同井距水平井井控儲量，結果如圖7 所示，可以看出，該區塊單井控制儲量在10.66×104～26.1×104 t 之間，平均20.57×104 t。當井距小于400 m 時，井距越大，單井控制儲量越大，而井距大于400 m 時單井控制儲量并未增加。

綜合前述基于縫網匹配的合理井距優化、數值模擬方法以及礦場實驗統計分析，在M 井區部署不同井距油井17 口，論證了同等油藏規模條件下，不同井距下開發指標。按照平均單井投資3 300 萬元、階梯油價（85 美元/桶） 計算，以15 年內部收益率作為經濟考核指標，對比相同區塊不同井距下的區塊整體指標與單井指標，結果見表2。

從表2 可以看出，隨著井距增大，單井EUR 由200 m 時的21 124 t 增加至600 m 時的30 215 t，井距越大，單井EUR 越大；內部收益率也由200 m 時的5.85% 增加至600 m 時的12.23%，井距越大，內部收益率越高。

與之相反，區塊采收率與區塊累產油與井距呈負相關關系，200 m 井距時的區塊采收率與累產油分別為14.7% 和126 742 t，而600 m 井距時的區塊采收率僅7.0%，區塊累產油60 429 t，井距越大，區塊采收率與區塊累產油越小。

因此，在考慮單井EUR 大于2.4×104 t、內部收益率大于6.0%、區塊采收率大于9.1% 的條件下，400 m 井距最為合理。400 m 井距下，單井EUR 較300 m 井距時提高了9.6%，區塊采收率較500 m 井距時提高了20.8%。

2.2 單井百米油層產量

對423 口井的生產數據進行統計，不同井距水平井的平均百米產液量如圖8 所示，可以看出，生產初期，450 m、500 m 井距的油井百米日產液量最高，分別為3.1 m3、3.3 m3，300 m、350 m 井距次之，200m、400 m 井距的油井的百米日產液量較低，均為2.3 m3；生產12 個月后，500 m 井距的油井的百米日產液量遞減率為57.6%；生產兩年后， 200 m、300m、350 m 和400 m 井距的油井的百米日產液量分別為0.8 m3、0.9 m3、0.8 m3 和1.0 m3， 4 種井距中400 m 遞減率最小，為57.5%；隨著生產時間的持續延長，400 m 井距油井的百米日產液量最大。

對不同井距油井百米日產油進行統計，結果見圖9，可以看出，大井距（450 m、500 m） 的油井在初期百米日產油快速上升，生產4 個月后開始出現下降趨勢，且500 m 井距的油井在生產10 個月后百米日產油量快速下降，遞減率達到33.6%；其余井距的油井百米日產油均在生產后6～8 個月達到峰值，之后緩慢下降，與產液量規律相似，在生產滿2 年后，400 m 井距的油井日產油量高于其他井距油井。

不同井距油井百米累產油隨生產時間的變化情況如圖10 所示，可以看出，500 m 井距油井在生產滿12 個月后累產油明顯高于其他井距，但由于無更多生產數據，后期生產情況需要持續觀察；150 m 和350 m 井距油井百米累產油始終較低；200 m 井距油井在生產24 個月內，百米累產油均高于300 m 和400 m 井距油井，但在生產28 個月后，400 m 井距的油井百米累產油逐漸高于其他井距油井。綜上所述，400 m 井距油井百米油層產能情況最好。

3 結論

（1） 通過室內研究和礦場試驗，確定了慶城長7 陸相夾層型頁巖油合理開發井距為400 m，解決了頁巖油水平井部署井距過小會造成井間干擾、井距過大油藏采油速度較低的問題。

（2） 研究表明，井距越大，單井控制儲量越大，而井距大于合理井距時單井控制儲量并未增加。同時，井距越大，單井最終可采儲量越大，內部收益率越高，但區塊采收率與區塊累產油越小。

（3） 400 m 井距是在慶城油田大量現場數據統計的基礎上所得出，具有局限性，頁巖油儲層非均質性強，在后續研究中，不同區塊、不同地區的最優井距可進一步細化；同時，針對紋層型頁巖油原位加熱的井網井距優化是下一步研究的重點。