礦場(chǎng)參數(shù)法優(yōu)化陸相夾層型頁(yè)巖油水平井合理井距

引用格式：馬立軍，柴慧強(qiáng)，馮立勇，趙暉，付繼有，姜?jiǎng)P寧，羅錦昌，曹玉順，張紫郁. 礦場(chǎng)參數(shù)法優(yōu)化陸相夾層型頁(yè)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(shù)的應(yīng)用，頁(yè)巖油藏壓竄井比例增加，頁(yè)巖油水平井井距優(yōu)化已成為亟需解決的問(wèn)題。為確保鄂爾多斯盆地慶城油田長(zhǎng)7 頁(yè)巖油油藏的開發(fā)效果，基于理論計(jì)算和數(shù)值模擬研究結(jié)果，進(jìn)行了不同井距的礦場(chǎng)開發(fā)實(shí)踐，并對(duì)其近3 年的生產(chǎn)數(shù)據(jù)進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析，利用單井評(píng)估最終可采儲(chǔ)量、單井百米油層產(chǎn)量等參數(shù)，確定了頁(yè)巖油水平井合理開發(fā)井距。綜合井下微地震法、產(chǎn)量不穩(wěn)定分析法和試井解釋方法研究結(jié)果，確定了慶城頁(yè)巖油壓裂后有效裂縫半長(zhǎng)應(yīng)不超過(guò)150 m，通過(guò)實(shí)驗(yàn)分析得到有效基質(zhì)滲流范圍為45 m，根據(jù)縫網(wǎng)匹配理論，確定合理井距為400 m；基于油藏?cái)?shù)值模擬，綜合考慮單井產(chǎn)油量和區(qū)塊累產(chǎn)油量，優(yōu)選該研究區(qū)塊井距為400～500 m；根據(jù)礦場(chǎng)不同井距水平井實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)分析結(jié)果，400m 井距時(shí)單井評(píng)估最終可采儲(chǔ)量較300 m 井距時(shí)提高了9.6%，區(qū)塊采收率較500 m 井距時(shí)提高了20.8%，綜合分析認(rèn)為400 m 井距更適合慶城油田夾層型頁(yè)巖油水平井開發(fā)。研究成果為慶城頁(yè)巖油藏水平井網(wǎng)部署提供了技術(shù)支撐。

關(guān)鍵詞：夾層型頁(yè)巖油；水平井；井距優(yōu)化；礦場(chǎng)試驗(yàn)；縫網(wǎng)匹配；數(shù)值模擬；鄂爾多斯盆地

中圖分類號(hào)：TE349 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼： A

0 引言

隨著體積壓裂技術(shù)的突破［1］，美國(guó)、加拿大等西方國(guó)家實(shí)現(xiàn)了頁(yè)巖油氣商業(yè)化開采，改變了國(guó)際能源格局［2］。但是，中國(guó)油氣對(duì)外依存度超過(guò)70%［3］，并逐年上漲，常規(guī)油氣上產(chǎn)空間較小［4］，因此開拓新的能源上產(chǎn)領(lǐng)域?qū)ΡＵ蠂?guó)家能源安全至關(guān)重要［5］。2023 年，國(guó)內(nèi)頁(yè)巖油產(chǎn)量400×104 t，大慶古龍頁(yè)巖油、新疆吉木薩爾頁(yè)巖油、鄂爾多斯長(zhǎng)7 頁(yè)巖油均已獲得突破，頁(yè)巖油已然成為接替常規(guī)油氣資源的重要方向。

鄂爾多斯盆地頁(yè)巖油儲(chǔ)層主要發(fā)育在長(zhǎng)7 段［6］，其頁(yè)巖油產(chǎn)量占全國(guó)頁(yè)巖油產(chǎn)量2/3 以上，其中最有潛力的隴東地區(qū)頁(yè)巖油探明儲(chǔ)量10×108 t［7］。長(zhǎng)7 頁(yè)巖油包括以長(zhǎng)71、長(zhǎng)72 為主的夾層型頁(yè)巖油和以長(zhǎng)73 為主的紋層型頁(yè)巖油。夾層型發(fā)育富有機(jī)質(zhì)泥頁(yè)巖夾多期塊狀細(xì)砂巖，單砂體厚1～2 m（慶城地區(qū)可達(dá)5 m），兩期砂體疊合連片沉積，分布廣、厚度較大，垂向上砂質(zhì)碎屑流與濁流或多期砂質(zhì)碎屑流疊加［8］，為頁(yè)巖油的形成提供了良好儲(chǔ)集條件［9］。高初級(jí)生產(chǎn)力、適當(dāng)?shù)某练e速率、水體循環(huán)形成的貧氧環(huán)境以及火山活動(dòng)的共同作用下形成了異常高有機(jī)質(zhì)頁(yè)巖（長(zhǎng)73），為頁(yè)巖油成藏提供了良好的烴源巖［10］，長(zhǎng)7 頁(yè)巖油資源潛力巨大。夾層型頁(yè)巖油是鄂爾多斯盆地增儲(chǔ)上產(chǎn)的現(xiàn)實(shí)目標(biāo)，也是目前該盆地頁(yè)巖油勘探開發(fā)的主要對(duì)象，近年來(lái)加強(qiáng)慶城油田外圍勘探，需要通過(guò)井距優(yōu)化持續(xù)攻關(guān)實(shí)現(xiàn)資源向儲(chǔ)量、儲(chǔ)量向產(chǎn)量的快速轉(zhuǎn)化。

夾層型頁(yè)巖油儲(chǔ)層致密，單井自然產(chǎn)能低，但脆性指數(shù)相對(duì)較高，兩向應(yīng)力差小，易于形成縫網(wǎng)。小井距開采，水平井體積壓裂改造增加泄油面積的同時(shí)，可能由于壓竄造成不利影響，但井距過(guò)大，井間儲(chǔ)量開發(fā)不充分，采收率低，因此，頁(yè)巖油水平井井距優(yōu)化已成為亟需解決的工程實(shí)踐問(wèn)題。

2018 年以來(lái)，慶城油田實(shí)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?dāng)?shù)量占總井?dāng)?shù)的68.4%。前期進(jìn)行水平井注水開發(fā)，但能量補(bǔ)充效果不明顯，見(jiàn)效難，且部分井裂縫性見(jiàn)水，見(jiàn)水比例大于45%，遞減仍然較大（大于50%）。長(zhǎng)水平井大井距體積壓裂開發(fā)初期產(chǎn)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(wú)法規(guī)模效益開發(fā)。上述兩種開發(fā)方式，提升了頁(yè)巖油開發(fā)效果，但不滿足工業(yè)化開發(fā)需求。據(jù)統(tǒng)計(jì)，150～200 m 小井距水平井井間竄通比例達(dá)73%，300～400 m 井距水平井井間竄通比例達(dá)20%，500～600 m 井距水平井井間竄通比例達(dá)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(yōu)化設(shè)計(jì)主要依靠理論計(jì)算和數(shù)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(dǎo)極限半徑計(jì)算公式并計(jì)算了濱南油田不同區(qū)塊的合理井距［12］；胡浩然等在數(shù)值模擬的基礎(chǔ)上，應(yīng)用大數(shù)據(jù)分析，綜合考慮單井產(chǎn)能、平臺(tái)采收率、經(jīng)濟(jì)效益等參數(shù)，優(yōu)選出深層頁(yè)巖氣水平井最優(yōu)井距為300～350 m［13］；曹煒等在地質(zhì)工程一體化的指導(dǎo)下，通過(guò)建立瑪湖凹陷礫巖致密油藏三維地質(zhì)模型、力學(xué)模型、裂縫擴(kuò)展模型和油藏?cái)?shù)值模型優(yōu)選出該地區(qū)最優(yōu)井距為200～300 m，并利用礦場(chǎng)試驗(yàn)驗(yàn)證了優(yōu)化結(jié)果［14］；梁成鋼等利用不穩(wěn)定滲流方程建立了多段壓裂水平井多井?dāng)?shù)值模型，在井間干擾小、儲(chǔ)量動(dòng)用充分的原則下，確定了吉木薩爾頁(yè)巖油合理開發(fā)井距在260～280 m 左右［ 15］；Zhang 等運(yùn)用連續(xù)遺傳算法對(duì)實(shí)際油田多分支水平井井型、井眼軌跡、分支數(shù)目進(jìn)行了不同程度的優(yōu)化，并且研究了不同參數(shù)對(duì)算法最終收斂性的影響規(guī)律［16］；Pei 等考慮技術(shù)和經(jīng)濟(jì)參數(shù)，分析了影響多級(jí)壓裂水平井最佳井網(wǎng)的因素［17］；Liu 等根據(jù)油藏非均質(zhì)性、典型的滲流特征以及有效砂體的規(guī)模和分布方向，制定了一套井網(wǎng)優(yōu)化技術(shù)來(lái)提高油氣井產(chǎn)量［18］。

針對(duì)鄂爾多斯盆地長(zhǎng)7 頁(yè)巖油的研究，郭俊利用Petrel 軟件建立了鄂爾多斯盆地長(zhǎng)7 地質(zhì)模型，通過(guò)模擬優(yōu)選出長(zhǎng)7 頁(yè)巖儲(chǔ)層最優(yōu)開發(fā)井距為320m［19］；楊晉玉等建立了“基質(zhì)—裂縫”雙重介質(zhì)數(shù)值模型，對(duì)不同生產(chǎn)年限的水平井開發(fā)區(qū)開展加密調(diào)整參數(shù)優(yōu)化研究，研究的主要參數(shù)為加密時(shí)機(jī)、布縫方式、水平井井距和水力裂縫半長(zhǎng)［20］；曾佳建立了致密油藏水平井復(fù)合三線性流產(chǎn)能計(jì)算模型，利用CMG 軟件對(duì)慶城油田X233 井區(qū)X 平臺(tái)進(jìn)行模擬，優(yōu)選了該區(qū)塊致密儲(chǔ)層井網(wǎng)井距為300m［21］。

前人針對(duì)頁(yè)巖油水井井距的優(yōu)化結(jié)果尚不統(tǒng)一，且大都利用室內(nèi)計(jì)算和數(shù)值模擬的方法，礦場(chǎng)試驗(yàn)評(píng)價(jià)較少。筆者在理論計(jì)算和數(shù)值模擬研究的指導(dǎo)下，進(jìn)行了不同井距的礦場(chǎng)開發(fā)實(shí)踐，并對(duì)其3 年的生產(chǎn)數(shù)據(jù)進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，利用單井評(píng)估最終可采儲(chǔ)量（EUR）、單井百米油層產(chǎn)量等參數(shù)，確定了頁(yè)巖油水平井網(wǎng)合理開發(fā)最優(yōu)井距。

1 研究方法及過(guò)程

通過(guò)井下微地震、產(chǎn)量不穩(wěn)定分析、試井分析確定人工裂縫有效長(zhǎng)度，結(jié)合基質(zhì)有效滲流距離計(jì)算最優(yōu)井距；建立不同井距的數(shù)值模型，通過(guò)單井累產(chǎn)油和區(qū)塊累產(chǎn)油情況確定最優(yōu)井距。在上述研究的基礎(chǔ)上， 進(jìn)行200 m、300 m、400 m、500 m 和600 m 井距的礦場(chǎng)試驗(yàn)，通過(guò)單井EUR、單井百米油層產(chǎn)量等參數(shù)，確定慶城長(zhǎng)7 夾層型頁(yè)巖油合理開發(fā)井距。

1.1 室內(nèi)研究

1.1.1 基于縫網(wǎng)匹配理論計(jì)算合理井距

頁(yè)巖油水平井體積壓裂形成的人工縫網(wǎng)為油氣有效流動(dòng)提供了基礎(chǔ)，當(dāng)水平井井距等于人工裂縫有效半長(zhǎng)與可動(dòng)用基質(zhì)范圍之和時(shí)即為合理井距。

1.1.1.1 人工裂縫有效長(zhǎng)度

人工裂縫為原油從儲(chǔ)層向井筒流動(dòng)提供了滲流通道，裂縫長(zhǎng)度在一定程度上決定了儲(chǔ)層的改造體積，所以它對(duì)水平井產(chǎn)能的影響很大，本文首先采用多種方法確定有效壓裂縫長(zhǎng)并進(jìn)行驗(yàn)證。

（1） 井下微地震法。頁(yè)巖油前期人工裂縫參數(shù)的認(rèn)識(shí)主要是借助井下微地震監(jiān)測(cè)技術(shù)。微地震監(jiān)測(cè)是通過(guò)微地震監(jiān)測(cè)儀器采集、記錄水力壓裂過(guò)程中巖石發(fā)生破裂以及裂縫擴(kuò)展過(guò)程中所產(chǎn)生的微小地震事件，并通過(guò)反演推斷和分析裂縫長(zhǎng)度、寬度、高度和方位角的技術(shù)［22］。長(zhǎng)慶油田頁(yè)巖油水平井壓裂工藝共經(jīng)歷3 個(gè)階段，井下微地震監(jiān)測(cè)資料顯示，不同壓裂工藝下壓裂半縫長(zhǎng)存在明顯差異。2011 年以來(lái)，慶城油田長(zhǎng)7 水平井共開展29 井次381 段微地震監(jiān)測(cè)，通過(guò)對(duì)微地震解釋結(jié)果分析，得到了不同壓裂方式的裂縫半長(zhǎng)范圍，并通過(guò)矩張量反演確定了有效壓裂裂縫半長(zhǎng)。階段一（2011—2015 年）：水力噴砂分段壓裂，壓裂半縫長(zhǎng)240～440m；階段二（2015—2017 年）：分段多簇壓裂，壓裂半縫長(zhǎng)200～320 m；階段三（2018—2023 年）：細(xì)分切割體積壓裂，壓裂半縫長(zhǎng)150～340 m。

統(tǒng)計(jì)不同壓裂工藝井的井下微地震檢測(cè)縫長(zhǎng)和矩張量反演有效縫長(zhǎng)結(jié)果，從圖1 可以看出，水力噴砂分段壓裂井的有效裂縫半長(zhǎng)平均113 m，分段多簇壓裂井有效裂縫半長(zhǎng)平均122 m，細(xì)分切割體積壓裂井有效裂縫半長(zhǎng)平均86 m，且有效裂縫長(zhǎng)度大約是微地震事件長(zhǎng)度的50%，因此，可結(jié)合微地震監(jiān)測(cè)的半縫長(zhǎng)確定裂縫有效半長(zhǎng)。

將3 種壓裂方式劃分為水力噴砂分段壓裂與可溶球座細(xì)分切割體積壓裂，對(duì)比分析入地液量和加砂量與有效裂縫半長(zhǎng)之間的關(guān)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(zhǎng)度先增大后平穩(wěn)，當(dāng)單段入地液量1 100 m3、加砂量150m3 時(shí)，有效裂縫長(zhǎng)度最優(yōu)，有效裂縫半長(zhǎng)約135 m；可溶球座細(xì)分切割體積壓裂有效裂縫半長(zhǎng)與單段入地液量、單段砂量及排量關(guān)系不明顯，有效裂縫半長(zhǎng)集中在75～108 m 之間，平均92 m，中位數(shù)90 m。對(duì)于目前所采用的細(xì)分切割體積壓裂技術(shù)可暫不考慮加砂量與入地液量對(duì)裂縫長(zhǎng)度的影響。

（2） 產(chǎn)量不穩(wěn)定分析法。產(chǎn)量不穩(wěn)定分析法（Rate Transient Analysis， RTA） 主要通過(guò)分析產(chǎn)量和壓力變化來(lái)獲取儲(chǔ)層、裂縫關(guān)鍵屬性和控制儲(chǔ)量［23］。對(duì)于頁(yè)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(jìn)行擬合。首先，運(yùn)用Blasingame 方法基于雙對(duì)數(shù)曲線對(duì)滲流階段進(jìn)行識(shí)別，初步確定動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量、滲透率、表皮因數(shù)等參數(shù)；其次參考這些參數(shù)進(jìn)行流動(dòng)階段特征曲線擬合、雙對(duì)數(shù)曲線擬合、遞減曲線擬合以及生產(chǎn)歷史數(shù)據(jù)擬合，開展不穩(wěn)定流階段數(shù)據(jù)擬合分析與試井解釋結(jié)果相互參考、相互驗(yàn)證，最終得到裂縫半長(zhǎng)、實(shí)際控制儲(chǔ)量、設(shè)計(jì)控制儲(chǔ)量、實(shí)際井控儲(chǔ)量、設(shè)計(jì)井控儲(chǔ)量等數(shù)據(jù)。為提高擬合精度，選取了投產(chǎn)時(shí)間較長(zhǎng)的21 口水平井進(jìn)行RTA 分析，結(jié)果顯示，水力噴砂分段壓裂有效裂縫半長(zhǎng)主要分布在73～152 m，平均99 m；細(xì)分切割體積壓裂有效裂縫半長(zhǎng)主要分布在55～131 m，平均94 m。RTA 解釋結(jié)果與井下微地震監(jiān)測(cè)結(jié)果基本一致。

（3） 試井解釋。水平井試井是指采用油藏動(dòng)態(tài)條件下的試井資料，通過(guò)引入無(wú)因次變量重新組合參數(shù)、簡(jiǎn)化控制方程，將多階段變化的試井?dāng)?shù)據(jù)轉(zhuǎn)化為同階段穩(wěn)定的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)，對(duì)典型曲線進(jìn)行線性擬合用以診斷井下工況的方法［25］。通過(guò)對(duì)試井結(jié)果解釋最終獲得儲(chǔ)層改造效果、孔滲特征等參數(shù)。

以GP41-68 井為例，該井目的層長(zhǎng)71，水平段長(zhǎng)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(chǎn)。對(duì)該井進(jìn)行了跟蹤試井，從表1 投產(chǎn)5 年、7 年和8 年后的試井解釋結(jié)果可以看出，投產(chǎn)5 年、7 年和8 年的有效裂縫半長(zhǎng)僅為38.7 m、27.3 m 和21.2 m。隨著投產(chǎn)年限的增加，頁(yè)巖油水平井有效裂縫半長(zhǎng)呈遞減趨勢(shì)。

1.1.1.2 基質(zhì)有效滲流距離

室內(nèi)巖心滲透模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示，在穩(wěn)態(tài)滲流的情況下，鄂爾多斯盆地頁(yè)巖中牛頓流體非飽和滲流的指示曲線偏離經(jīng)典的達(dá)西線性定律（過(guò)原點(diǎn)直線） 特征［26］，這時(shí)可以用帶有啟動(dòng)壓力梯度的非達(dá)西滲流規(guī)律近似地描述［27］。根據(jù)鄂爾多斯盆地巖心滲流實(shí)驗(yàn)的結(jié)果，繪制了儲(chǔ)層滲透率與啟動(dòng)壓力梯度的關(guān)系曲線（如圖2 所示），與不同儲(chǔ)層滲透率、壓差下最大滲流距離曲線（如圖3 所示）。

目前長(zhǎng)7 頁(yè)巖油動(dòng)用儲(chǔ)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(yè)巖油啟動(dòng)壓力梯度約為0.15 MPa/m。根據(jù)實(shí)測(cè)水平井資料，地層壓力16 MPa，裂縫壓力使用根據(jù)動(dòng)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(duì)應(yīng)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(zhǎng)不超過(guò)150 m，并隨開發(fā)時(shí)間延長(zhǎng)有效裂縫長(zhǎng)有縮短趨勢(shì)；基于啟動(dòng)壓力梯度論證，裂縫之外可動(dòng)用基質(zhì)距離45 m，根據(jù)縫網(wǎng)匹配理論，壓裂后單井動(dòng)用半徑不超過(guò)200 m，合理井距應(yīng)為400 m 左右。

1.1.2 數(shù)值模擬方法確定合理井距

以長(zhǎng)7 頁(yè)巖油為研究對(duì)象，根據(jù)慶城油田頁(yè)巖油藏壓裂的基本參數(shù)，假設(shè)相同面積內(nèi)，油層孔隙度、滲透率、含油飽和度、油層厚度、地層壓力、原始?xì)庥捅?、原油黏度、水平井水平段長(zhǎng)度、改造段數(shù)和采油井工作制度相同，采用非常規(guī)復(fù)雜縫網(wǎng)模型（UMF） 建立水平井細(xì)分體積壓裂模型，根據(jù)其模擬結(jié)果，將其轉(zhuǎn)化為基于非結(jié)構(gòu)化網(wǎng)格的油藏?cái)?shù)值模型。分別設(shè)計(jì)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(zhǎng)、可動(dòng)用基質(zhì)范圍與啟動(dòng)壓力梯度的影響，采用自然能量開發(fā)的方式進(jìn)行生產(chǎn)，同時(shí)根據(jù)油水兩相在基質(zhì)與裂縫中的滲流特征，結(jié)合油水兩相的相對(duì)滲透率，采用差異性相對(duì)滲透率曲線作為油藏?cái)?shù)值模擬的核心參數(shù)。

模擬得到了不同井距下流線場(chǎng)與壓力場(chǎng)分布特征，結(jié)果顯示，井距越小流場(chǎng)圖中流線越均勻，地層壓力下降越快，動(dòng)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(chǎn)油變化見(jiàn)圖4，可以看出，隨著井距的增大，單井累產(chǎn)油增加，且累產(chǎn)油上升拐點(diǎn)發(fā)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(chǎn)油與1 000 m 井距單井累產(chǎn)油比值（單井累產(chǎn)油比值）、不同井距區(qū)塊累產(chǎn)油與200m 井距區(qū)塊累產(chǎn)油比值（區(qū)塊累產(chǎn)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(chǎn)油比值呈上升趨勢(shì)，而區(qū)塊累產(chǎn)油比值則呈下降趨勢(shì)。分析其原因，一方面，井距過(guò)小會(huì)造成井間干擾，影響井區(qū)內(nèi)平均單井產(chǎn)油量，另一方面，適當(dāng)增加井距可以增大單井的控制面積和單井產(chǎn)量，但會(huì)降低井區(qū)整體的采油井?dāng)?shù)進(jìn)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(chǎn)油量和區(qū)塊累產(chǎn)油量，優(yōu)選研究區(qū)井距為400～500 m。

1.2 礦場(chǎng)試驗(yàn)

2018 年以來(lái)在慶城油田按照同層平行布井、偏轉(zhuǎn)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(duì)這些油井的生產(chǎn)數(shù)據(jù)進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分類，扣除異常生產(chǎn)平臺(tái)、角度偏轉(zhuǎn)較大平臺(tái)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(zhǎng)度對(duì)產(chǎn)能的影響，以百米日產(chǎn)液、百米日產(chǎn)油、百米累產(chǎn)油等指標(biāo)對(duì)不同井距的油井產(chǎn)能進(jìn)行分析對(duì)比。

同時(shí)，為了綜合前述研究結(jié)果，論證同等油藏規(guī)模條件下，不同井距下開發(fā)指標(biāo)，在M 區(qū)塊部署不同井距水平井，井網(wǎng)布置模式如圖6 所示，200 m、300 m、400 m、500 m 和600 m 井距試驗(yàn)的布井?dāng)?shù)量分別為6 口、4 口、3 口、2 口和2 口。根據(jù)實(shí)際單井投資、折算地面投資，按照階梯油價(jià)計(jì)算，以15 年內(nèi)部收益率作為經(jīng)濟(jì)考核指標(biāo)，對(duì)比相同區(qū)塊不同井距下的區(qū)塊整體指標(biāo)與單井指標(biāo)，優(yōu)選頁(yè)巖油開發(fā)合理井距。

以HH6 平臺(tái)為例，該平臺(tái)北部7 口井采用200m 井距立體開發(fā)、東南部2 口井采用200 m 同層開發(fā)，平均水平段長(zhǎng)度1 548 m、改造20.6 段，目前生產(chǎn)46.4 個(gè)月，累產(chǎn)油9 645 t；西南部3 口井采用400m 井距立體開發(fā)，平均水平段長(zhǎng)度1 855 m、改造25.3 段，目前生產(chǎn)48.6 個(gè)月，累產(chǎn)油13 820 t。

通過(guò)對(duì)HH6 平臺(tái)200 m 及400 m 井距單井日產(chǎn)油進(jìn)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(chǎn)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(chǎn)量較高，初期遞減小，能較長(zhǎng)時(shí)間保持高產(chǎn)。

2 結(jié)果與討論

2.1 單井最終可采儲(chǔ)量

不同井距水平井對(duì)應(yīng)儲(chǔ)層物性差異較小，平均孔隙度8.8%，含油飽和度55.6%，根據(jù)不同井距水平井平均目標(biāo)油層厚度、水平段長(zhǎng)度、井距等參數(shù)，采用體積法計(jì)算得到不同井距水平井井控儲(chǔ)量，結(jié)果如圖7 所示，可以看出，該區(qū)塊單井控制儲(chǔ)量在10.66×104～26.1×104 t 之間，平均20.57×104 t。當(dāng)井距小于400 m 時(shí)，井距越大，單井控制儲(chǔ)量越大，而井距大于400 m 時(shí)單井控制儲(chǔ)量并未增加。

綜合前述基于縫網(wǎng)匹配的合理井距優(yōu)化、數(shù)值模擬方法以及礦場(chǎng)實(shí)驗(yàn)統(tǒng)計(jì)分析，在M 井區(qū)部署不同井距油井17 口，論證了同等油藏規(guī)模條件下，不同井距下開發(fā)指標(biāo)。按照平均單井投資3 300 萬(wàn)元、階梯油價(jià)（85 美元/桶） 計(jì)算，以15 年內(nèi)部收益率作為經(jīng)濟(jì)考核指標(biāo)，對(duì)比相同區(qū)塊不同井距下的區(qū)塊整體指標(biāo)與單井指標(biāo)，結(jié)果見(jiàn)表2。

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

與之相反，區(qū)塊采收率與區(qū)塊累產(chǎn)油與井距呈負(fù)相關(guān)關(guān)系，200 m 井距時(shí)的區(qū)塊采收率與累產(chǎn)油分別為14.7% 和126 742 t，而600 m 井距時(shí)的區(qū)塊采收率僅7.0%，區(qū)塊累產(chǎn)油60 429 t，井距越大，區(qū)塊采收率與區(qū)塊累產(chǎn)油越小。

因此，在考慮單井EUR 大于2.4×104 t、內(nèi)部收益率大于6.0%、區(qū)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(shí)提高了9.6%，區(qū)塊采收率較500 m 井距時(shí)提高了20.8%。

2.2 單井百米油層產(chǎn)量

對(duì)423 口井的生產(chǎn)數(shù)據(jù)進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，不同井距水平井的平均百米產(chǎn)液量如圖8 所示，可以看出，生產(chǎn)初期，450 m、500 m 井距的油井百米日產(chǎn)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(chǎn)液量較低，均為2.3 m3；生產(chǎn)12 個(gè)月后，500 m 井距的油井的百米日產(chǎn)液量遞減率為57.6%；生產(chǎn)兩年后， 200 m、300m、350 m 和400 m 井距的油井的百米日產(chǎn)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(chǎn)時(shí)間的持續(xù)延長(zhǎng)，400 m 井距油井的百米日產(chǎn)液量最大。

對(duì)不同井距油井百米日產(chǎn)油進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，結(jié)果見(jiàn)圖9，可以看出，大井距（450 m、500 m） 的油井在初期百米日產(chǎn)油快速上升，生產(chǎn)4 個(gè)月后開始出現(xiàn)下降趨勢(shì)，且500 m 井距的油井在生產(chǎn)10 個(gè)月后百米日產(chǎn)油量快速下降，遞減率達(dá)到33.6%；其余井距的油井百米日產(chǎn)油均在生產(chǎn)后6～8 個(gè)月達(dá)到峰值，之后緩慢下降，與產(chǎn)液量規(guī)律相似，在生產(chǎn)滿2 年后，400 m 井距的油井日產(chǎn)油量高于其他井距油井。

不同井距油井百米累產(chǎn)油隨生產(chǎn)時(shí)間的變化情況如圖10 所示，可以看出，500 m 井距油井在生產(chǎn)滿12 個(gè)月后累產(chǎn)油明顯高于其他井距，但由于無(wú)更多生產(chǎn)數(shù)據(jù)，后期生產(chǎn)情況需要持續(xù)觀察；150 m 和350 m 井距油井百米累產(chǎn)油始終較低；200 m 井距油井在生產(chǎn)24 個(gè)月內(nèi)，百米累產(chǎn)油均高于300 m 和400 m 井距油井，但在生產(chǎn)28 個(gè)月后，400 m 井距的油井百米累產(chǎn)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(chǎn)能情況最好。

3 結(jié)論

（1） 通過(guò)室內(nèi)研究和礦場(chǎng)試驗(yàn)，確定了慶城長(zhǎng)7 陸相夾層型頁(yè)巖油合理開發(fā)井距為400 m，解決了頁(yè)巖油水平井部署井距過(guò)小會(huì)造成井間干擾、井距過(guò)大油藏采油速度較低的問(wèn)題。

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

（3） 400 m 井距是在慶城油田大量現(xiàn)場(chǎng)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)的基礎(chǔ)上所得出，具有局限性，頁(yè)巖油儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，在后續(xù)研究中，不同區(qū)塊、不同地區(qū)的最優(yōu)井距可進(jìn)一步細(xì)化；同時(shí)，針對(duì)紋層型頁(yè)巖油原位加熱的井網(wǎng)井距優(yōu)化是下一步研究的重點(diǎn)。