松遼盆地古龍頁巖油水平井箱體開發(fā)設(shè)計方法

王永卓 王 瑞 代 旭 陳 銘 司 麗

（1.大慶油田有限責(zé)任公司勘探開發(fā)研究院，黑龍江 大慶 163712；2.黑龍江省陸相頁巖油重點實驗室，黑龍江 大慶 163712）

0 引 言

松遼盆地為典型的大型陸相淡水?dāng)嘞荨晗莺瑁嗌娇诮M沉積時期為盆地坳陷發(fā)育鼎盛期，形成了半深湖—深湖相富含有機質(zhì)的細(xì)粒沉積巖，以粒徑小于3.9 μm的泥級頁巖為主，粉砂巖、碳酸鹽巖等其他巖性累計厚度占總厚度比例小于10%。其中鏡質(zhì)體反射率大于1.2%、地層壓力系數(shù)大于1.2的齊家—古龍凹陷，形成了典型的富有機質(zhì)、高成熟度、高地層壓力、低密度的陸相頁巖型頁巖油氣帶［1-5］。2019年以來，針對陸相頁巖型頁巖油氣帶開展非常規(guī)勘探取得了重大發(fā)現(xiàn)，井A1自噴試采獲得了高產(chǎn)工業(yè)油氣流，產(chǎn)量穩(wěn)定，展現(xiàn)了良好的勘探開發(fā)潛力。由于在古龍地區(qū)此類頁巖典型發(fā)育且首次獲得高產(chǎn)工業(yè)油氣流，因此在業(yè)界形成了統(tǒng)一共識，稱此類頁巖為“古龍頁巖”，其內(nèi)賦存的石油稱為“古龍頁巖油”。

古龍頁巖油作為全新的資源類型，國內(nèi)外尚無可直接復(fù)制套用的現(xiàn)成的地質(zhì)理論和開發(fā)技術(shù)。盡管其勘探開發(fā)實踐取得了重大突破［1］，但若實現(xiàn)古龍頁巖油的巨量資源轉(zhuǎn)化為現(xiàn)實產(chǎn)量，仍面臨著諸多難題與挑戰(zhàn)：①目前研究區(qū)內(nèi)投產(chǎn)井?dāng)?shù)少、投產(chǎn)時間短，導(dǎo)致古龍頁巖油長期開發(fā)規(guī)律不明確；②規(guī)模開發(fā)主體技術(shù)尚未形成，古龍頁巖油開發(fā)層系組合、井網(wǎng)井距、水平段長度等開發(fā)設(shè)計參數(shù)尚在試驗評價中；③壓裂改造工藝待優(yōu)化完善，頁巖儲層裂縫形態(tài)、單縫最大改造體積、最佳裂縫形態(tài)的控制因素尚不明確，體積改造技術(shù)還有很大的優(yōu)化空間；④早期投產(chǎn)井普遍存在單井投資成本高，初期產(chǎn)量較低、單井最終可采儲量（EUR）低于經(jīng)濟(jì)動用下限［1-2］。為了實現(xiàn)古龍頁巖油的規(guī)模動用、效益建產(chǎn)，編制科學(xué)合理的開發(fā)方案已成為目前最緊要的任務(wù)之一。

在系統(tǒng)梳理古龍頁巖油的基礎(chǔ)地質(zhì)特征的基礎(chǔ)上，優(yōu)選青一段下部的Q1—Q4富集層，針對該富集層段超壓特征，提出了箱體開發(fā)理念。前期大量文獻(xiàn)調(diào)研發(fā)現(xiàn)有關(guān)箱體開發(fā)的定義及具體意義目前鮮有提到。本文綜合前人研究，創(chuàng)新給出了水平井箱體開發(fā)的理論內(nèi)涵和實質(zhì)意義。并在此基礎(chǔ)上，對古龍頁巖油水平井箱體開發(fā)的關(guān)鍵參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化，指導(dǎo)古龍頁巖油規(guī)模效益開發(fā)，使之盡快成為大慶油田可持續(xù)發(fā)展的重要接替領(lǐng)域。

1 基本地質(zhì)特征

古龍頁巖油發(fā)育在上白堊統(tǒng)青山口組一、二段，平面分布面積大，青一段沉積面積為4.2×104km2、青二段沉積面積為2.8×104km2；暗色泥頁巖厚度大，青一段暗色泥頁巖厚度30～100 m、青二段暗色泥頁巖厚度60～240 m。巖性以厚層富有機質(zhì)頁巖為主，夾粉砂巖、白云巖及介殼灰?guī)r的薄夾層。儲集空間主要為微—納米級的粒間孔、晶間孔、有機質(zhì)孔和頁理縫等4種孔隙類型，儲層總孔隙度主要為6%～12%，平均為9.6%，有效孔隙度主要為4%～10%，平均為6.2%。覆壓條件下（42 MPa）水平滲透率為0.000 07×10－3μm2～0.75×10－3μm2，平均為0.21×10－3μm2，垂向滲透率極小。青一、二段有機質(zhì)類型以Ⅰ、Ⅱ1型為主，w（TOC）為2.1%～6.2%，S1為2.0～8.8 mg／g，含油飽和度為26.1%～73.2%，原油密度為0.76～0.84 g／cm3。青山口組頁理縫極其發(fā)育，宏觀觀察約500～3 000條／m，場發(fā)射掃描電鏡下頁理密度可達(dá)10 000條／m以上。宏觀巖心、鏡下觀察及激光共聚焦等結(jié)果表明，頁巖頁理縫、基質(zhì)孔隙內(nèi)普遍含油。頁巖儲層脆性礦物體積分?jǐn)?shù)平均為45%左右，其中層狀頁巖、紋層狀頁巖的脆性礦物平均體積分?jǐn)?shù)分別為41.4%、43.7%。古龍頁巖儲層水平應(yīng)力差一般為2～4 MPa，室內(nèi)全直徑物理模擬表明，水力裂縫在層理面內(nèi)容易分叉、轉(zhuǎn)向進(jìn)而溝通形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)，可壓性好，能實現(xiàn)體積改造；現(xiàn)場壓裂測試表明層理縫開啟，主壓裂加砂過程中，地面施工壓力波動較大，現(xiàn)場施工表現(xiàn)較好可壓性，人工裂縫呈現(xiàn)復(fù)雜網(wǎng)絡(luò)形態(tài)［1-2］。

2 箱體開發(fā)意義、對象優(yōu)選

2.1 箱體開發(fā)意義

古龍頁巖青一、二段整體超壓，表現(xiàn)為一個壓力封存箱體特征。超壓可以降低上覆地層對頁巖孔隙壓實的作用，理論計算1 MPa的超壓相當(dāng)于減小80 m的有效埋深，此外由于異常壓力的累積作用，泥巖會產(chǎn)生微裂隙。地層超壓越大，頁巖儲層孔隙越發(fā)育，儲集能力越好，地層能量越充足，壓力系數(shù)越高，油氣越易于流動高產(chǎn)，因此超壓頁巖區(qū)可作為古龍頁巖油開發(fā)的最有利對象［4］。

本文提出了“縱向交錯、箱體開發(fā)、立體動用”的設(shè)計理念，其核心內(nèi)涵是打破傳統(tǒng)的將儲層平面“打碎”的思想，從平面改造發(fā)展到立體改造，即縱向上采用多層疊置布井，平面考慮裂縫延展、交錯布縫的模式來實現(xiàn)整個箱體的全面改造。其理論依據(jù)是體積改造技術(shù)結(jié)合經(jīng)典管流＋滲流機理，頁巖儲層的產(chǎn)油氣能力仍受改造體積、流動距離、驅(qū)動壓差控制。通過大規(guī)模體積壓裂實現(xiàn)對儲層從平面到縱向的全面“打碎”，利用裂縫擴展在平面和縱向上產(chǎn)生的有效應(yīng)力干擾形成網(wǎng)絡(luò)裂縫，提高整體立體流動能力。通過形成復(fù)雜的、迂曲度大的復(fù)雜縫網(wǎng)體系，減小微納米級含油孔隙中流體的啟動壓力，從而解放數(shù)以億計、相對孤立、具有不同壓力系統(tǒng)及流體性質(zhì)的含油孔隙集合體。因此，“箱體開發(fā)”有其進(jìn)步的地質(zhì)意義和開發(fā)意義。從地質(zhì)角度講，即將青一、二段作為一套超壓封存箱體，可稱為地質(zhì)箱體；從開發(fā)角度講，通過水平井筒及體積壓裂改造共同覆蓋的具備管流＋滲流流動能力的單元體，可稱為改造箱體。地質(zhì)箱體越大，資源量越豐富；而改造箱體越大，具備有效流動能力的油氣越多，可采出量越多，開發(fā)效果越好。

2.2 箱體開發(fā)對象優(yōu)選

綜合考慮Q1—Q9油層巖性組合、頁理縫、夾層發(fā)育情況以及地應(yīng)力特征，初步將青一、二段劃分為3套箱體，分別為下箱體（Q1—Q4油層，厚度45～55 m）、中箱體（Q5—Q7油層，厚度40～50 m）和上箱體（Q8—Q9油層，厚度35～45 m）。其中Q5油層底部發(fā)育薄層白云巖和介殼灰?guī)r為標(biāo)志性隔層，是中下箱體分隔的標(biāo)志；Q7油層中上部發(fā)育脆性隔層，地應(yīng)力變化較明顯，是中、上箱體分隔的標(biāo)志。3套箱體巖性特征有所差別，下箱體（Q1—Q4油層）巖性以純頁巖為主，頁理縫密度大，一般為1 000～3 000條／m，夾層發(fā)育頻繁但單層較薄；中箱體（Q5—Q7油層）白云巖夾層增多，單層厚度較大，頁理縫密度一般為500～2 000條／m；上箱體（Q8—Q9油層）粉砂巖薄層增多，厚度較大，頁理縫密 度 一般為500～1 000條／m。3套箱體的地應(yīng)力特征也有區(qū)別，Q1—Q9整體無明顯的應(yīng)力隔層，但局部較厚的夾層發(fā)育位置，應(yīng)力有小幅度變化。下箱體（Q1—Q4油層）應(yīng)力剖面穩(wěn)定，應(yīng)力差為3.5～4.0 MPa；中箱體（Q5—Q7油層）下部應(yīng)力剖面穩(wěn)定，脆性指數(shù)下箱體小于中、上箱體。

本文研究對象為優(yōu)選投產(chǎn)井證實已獲得工業(yè)油流的下箱體（Q1—Q4油層），將其作為一個壓力封存箱體進(jìn)行整體開發(fā)動用。下箱體的壓力系數(shù)較大（1.52～1.59）、脆 性 指數(shù)較 ?。?3.65%～37.85%）、應(yīng)力差較?。?.46～4.16 MPa），較易改造。為實現(xiàn)改造箱體最大化，在開發(fā)方案設(shè)計過程中頁巖油水平井部署、壓裂、生產(chǎn)過程中涉及大量地質(zhì)工程參數(shù)，如部署過程中的井距／排距、水平段方向／長度、布井方式；壓裂過程中的簇間距、導(dǎo)流能力等參數(shù)。各參數(shù)取值不同，壓裂、開發(fā)效果均會受到影響。為獲得最佳的開發(fā)效果，需要對頁巖油箱體開發(fā)的關(guān)鍵參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化。

3 箱體開發(fā)關(guān)鍵參數(shù)優(yōu)化

在地質(zhì)研究的基礎(chǔ)上，通過集成鉆井、測井、地震、實驗分析、監(jiān)測資料等多種信息在同一軟件平臺下，開展古龍頁巖油三維精細(xì)地質(zhì)建模、地應(yīng)力場模擬、水力壓裂模擬、數(shù)值模擬產(chǎn)能預(yù)測一體化工作，以數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，用模型來驅(qū)動，分析裂縫特征、預(yù)測單井產(chǎn)能、剖析產(chǎn)量變化規(guī)律，實現(xiàn)對開發(fā)井網(wǎng)、水平段長度等關(guān)鍵參數(shù)的優(yōu)化，形成古龍頁巖油箱體開發(fā)優(yōu)化設(shè)計方法，指導(dǎo)古龍頁巖油開發(fā)方案編制［6-11］。

3.1 三維地質(zhì)建模

與砂巖儲層建模相比，非常規(guī)油氣藏地質(zhì)建模除了構(gòu)建儲層厚度及孔隙度、滲透率、飽和度、天然裂縫發(fā)育等常規(guī)儲層參數(shù)分布模型外，還必須建立有機質(zhì)發(fā)育分布模型、初始應(yīng)力分布等模型。非常規(guī)油氣藏建模難點如下：

（1）研究區(qū)井資料少（僅3口井），參數(shù)地質(zhì)分布規(guī)律認(rèn)識還不清晰，各參數(shù)空間結(jié)構(gòu)特征及相互約束關(guān)系不明確；

（2）大慶油田頁巖油開發(fā)剛剛起步，以往未開展過頁巖油儲層應(yīng)力場建模相關(guān)研究，而國內(nèi)外目前主要開展夾層型頁巖油建模，且以地震預(yù)測甜點評價技術(shù)為主，三維地質(zhì)建模方法無成熟可借鑒經(jīng)驗。

為此，在研究區(qū)已開展了巖石物理分析，對部分屬性體進(jìn)行地震預(yù)測，充分利用各種資料信息客觀模擬儲層三維分布特征，確定了采取井震結(jié)合建模的研究思路。

3.1.1 有機質(zhì)分布模型

3.1.1.1 鏡質(zhì)體反射率分布模型

鏡質(zhì)體反射率（Ro）與頁巖成巖期次有關(guān)，具有隨地層深度增加而增大的趨勢特征，在范圍較小的研究區(qū)內(nèi)橫向變化不大，采用數(shù)理統(tǒng)計（確定性）建模方法建立Ro模型。

3.1.1.2 總有機碳含量分布模型

總有機碳含量反映了頁巖油氣中有機質(zhì)含量的多少和生烴潛力的大小，是頁巖油氣生成的物質(zhì)基礎(chǔ)，也是頁巖油氣評價的關(guān)鍵參數(shù)。在稀井網(wǎng)條件下，無法確定儲層參數(shù)空間結(jié)構(gòu)特征，因此不能直接基于井插值或簡單隨機模擬建立模型。在井A2區(qū)巖石物理特征分析基礎(chǔ)上進(jìn)行了總有機碳含量疊前彈性參數(shù)反演預(yù)測。采取總有機碳含量反演預(yù)測體約束方法，建立了總有機碳含量的三維模型（圖1）。

3.1.1.3 游離烴含量分布模型

對井有機質(zhì)參數(shù)分布曲線進(jìn)行研究，發(fā)現(xiàn)井A2區(qū)游離烴含量與總有機碳含量、Ro存在相關(guān)性，為此建立了游離烴與總有機碳、鏡質(zhì)體反射率關(guān)系公式，并基于總有機碳含量、鏡質(zhì)體反射率三維模型，采用確定性建模建立了游離烴含量三維分布模型（圖2）。

從模擬結(jié)果看，總有機碳含量模型及鏡質(zhì)體反射率模型井間非均質(zhì)性分布規(guī)律與反演體基本一致，非均質(zhì)性得到刻畫表征。

3.1.2 儲層參數(shù)分布模型

本文重點對儲層孔隙度和原始含油飽和度參數(shù)進(jìn)行了三維表征。

3.1.2.1 孔隙度模型

頁巖油儲層總有機碳含量與孔隙度有一定的相關(guān)性，隨著總有機碳含量增加，頁巖儲層孔隙度呈現(xiàn)增大趨勢。為了建立相對準(zhǔn)確的模型，采用地震反演預(yù)測總有機碳含量進(jìn)行趨勢約束建模，即在模擬過程中將總有機碳含量作為趨勢數(shù)據(jù)，采用克里金插值方法建立孔隙度模型（圖3）。

3.1.2.2 原始含油飽和度模型

含油飽和度是以測井解釋的原始含油飽和度數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)建立的。通常情況下頁巖油的含油飽和度隨著孔隙度和總有機碳含量的增加而加大，在烴類相對富集的頁巖油儲層中孔隙度越大，孔隙內(nèi)的含油量越高，相應(yīng)地含油飽和度也越大，因此在建模時加入孔隙度模型進(jìn)行約束建立含油飽和三維分布模型（圖4）。從模擬模型統(tǒng)計看，孔隙度及含油飽和度模型模擬結(jié)果與井統(tǒng)計分布區(qū)間及規(guī)律基本一致，井間非均質(zhì)性及分布規(guī)律符合地質(zhì)規(guī)律，說明模型精度能夠滿足數(shù)值模擬需求。

3.2 天然裂縫分布模型

對青山口組野外剖面露頭區(qū)統(tǒng)計分析顯示，區(qū)域天然裂縫以高角度構(gòu)造裂縫發(fā)育為主。其中有93%以上的裂縫傾角大于70°。層控裂縫高度主要為10～40 cm，穿層裂縫高度主要為50～200 cm。由井A2單井裂縫解釋結(jié)果顯示：裂縫的發(fā)育方向主要為東西向，主要發(fā)育高角度縫，裂縫傾角主要為60°～85°?；趨^(qū)域天然裂縫發(fā)育特征及井A2單井裂縫發(fā)育、展布特征，統(tǒng)計區(qū)域天然裂縫發(fā)育長度、展布密度、裂縫傾向以及裂縫間距等要素，采用隨機模擬方法建立裂縫網(wǎng)絡(luò)DFN三維分布模型。在綜合考慮裂縫發(fā)育密度與斷層距離、巖石脆性、地層厚度等參數(shù)相關(guān)性基礎(chǔ)上，利用反演地層脆性指數(shù)和裂縫發(fā)育程度三維數(shù)據(jù)體建立裂縫發(fā)育密度和發(fā)育強度三維模型［12-15］。從整體上看，箱體一級平臺內(nèi)天然裂縫模型顯示裂縫的線密度為0～2.5條／m，符合研究區(qū)裂縫分布規(guī)律。以裂縫發(fā)育強度為輸入數(shù)據(jù)建立研究區(qū)裂縫DFN分布模型（圖5）。

3.3 地應(yīng)力場模型及壓裂參數(shù)模擬

3.3.1 地應(yīng)力場建模

對于彈性介質(zhì)，當(dāng)動應(yīng)力不超過介質(zhì)的彈性極限時，則產(chǎn)生彈性波。該彈性波的傳播特征與巖石的動力學(xué)特性（彈性模量、泊松比、密度等）有關(guān)，而巖石力學(xué)相關(guān)參數(shù)模型的精度直接影響到應(yīng)力場模擬效果。在地應(yīng)力場建模過程中，首先需要確定單井一維巖石力學(xué)相關(guān)參數(shù)（包括彈性模量、泊松比和巖石密度等），本文通過測井縱波時差、橫波時差、測井體積密度，計算了各種巖石力學(xué)參數(shù)，并用巖心實驗資料進(jìn)行標(biāo)定，公式為：

式中：Gdyn——動態(tài)剪切模量，GPa；Kdyn——體積模量，GPa；Edyn——彈性模量，GPa；νdyn——泊松比；ρb——巖石密度，g／cm3；Δtc、Δts——縱波時差、橫波時差，μs／m。

在力學(xué)參數(shù)三維地質(zhì)建模中，通過分析認(rèn)為地震反演三維聲波速度體等屬性體與巖石力學(xué)參數(shù)存在相關(guān)性，因此在力學(xué)各個參數(shù)建模時均采用與之相關(guān)性較強的地震反演體進(jìn)行了約束，基于井一維巖石力學(xué)研究成果隨機插值生成三維巖石力學(xué)參數(shù)模型。其中密度模型以反演巖性密度為趨勢控制，彈性模量以反演聲波體為趨勢進(jìn)行控制，泊松比以反演縱橫波速度體為趨勢進(jìn)行控制，通過趨勢控制建立力學(xué)參數(shù)三維模型（圖6、圖7）。力學(xué)參數(shù)建模結(jié)果顯示，彈性模量值為9.25～21.45 GPa，平均值為11.04 GPa，泊松比值為0.11～0.35，平均為0.29。

油藏地應(yīng)力是巖層在成藏過程中經(jīng)多期應(yīng)力集中（構(gòu)造變形）和應(yīng)力釋放（巖石破裂）后現(xiàn)今的應(yīng)力狀態(tài)，由有效應(yīng)力和孔隙流體壓力組成。三維孔隙壓力模型的建立方法，以井點壓力系數(shù)測井解釋預(yù)測值為模擬基礎(chǔ)，橫向上以地震預(yù)測孔隙壓力為趨勢進(jìn)行分層擴展插值建模，建立壓力系數(shù)模型，并通過壓力系數(shù)、深度及重力系數(shù)的乘積建立原始孔隙壓力模型；有效應(yīng)力為作用于巖石骨架上的載荷，在地應(yīng)力模擬軟件中，進(jìn)行地層、斷層和天然裂縫模型的直接加載，并基于巖石力學(xué)參數(shù)模型，孔隙度、滲透率、含油飽和度等屬性模型和孔隙壓力場模型，設(shè)定初始應(yīng)力邊界條件，求解流體流動和應(yīng)力傳導(dǎo)方程，通過有限元力學(xué)計算，得到應(yīng)力矢量參數(shù)（包括應(yīng)力方向和大?。?。對研究區(qū)進(jìn)行地應(yīng)力模擬時，以臨井區(qū)塊X-Mac測井測定的應(yīng)力大小為初始應(yīng)力邊界條件，最小水平主應(yīng)力方向為355°。模擬結(jié)果顯示計算區(qū)塊最大水平主應(yīng)力一般為46.7～61.5 MPa，最小水平主應(yīng)力一般為45.5～56.3 MPa，最大水平主應(yīng)力方向平均為85°。水平兩向應(yīng)力差為1.2～5.4 MPa，地應(yīng)力差大容易形成復(fù)雜裂縫（圖8）。

3.3.2 壓裂參數(shù)模擬

在三維地質(zhì)模型、地應(yīng)力模型基礎(chǔ)上，開展水力壓裂體積改造模擬，對人工縫網(wǎng)的幾何尺寸、施工規(guī)模、最高地面泵壓、泵注程序、需用功率以及壓后增產(chǎn)效果進(jìn)行模擬，為后續(xù)壓裂參數(shù)優(yōu)化提供指導(dǎo)依據(jù)。

結(jié)合古龍頁巖油現(xiàn)有地質(zhì)認(rèn)知，青一段天然裂縫較為發(fā)育，地層垂向應(yīng)力為最大應(yīng)力，水力裂縫啟裂延伸方向主要應(yīng)沿局部最大水平主應(yīng)力方向展布，壓裂人工縫以張開縫為主；地層非均質(zhì)性強，存在一定塑性，壓后裂縫有效性差異大。因此在模擬過程中應(yīng)充分考慮地層的橫向以及縱向非均質(zhì)性、應(yīng)力的各向異性、應(yīng)力陰影效應(yīng)、支撐劑運輸過程等因素，以及這些因素影響下的人工縫與天然縫的耦合作用。利用非常規(guī)復(fù)雜裂縫模型（UFM）可以考慮上述因素的影響，更準(zhǔn)確地模擬復(fù)雜條件下水力裂縫展布。模擬過程包括以下步驟：

第1步：壓裂 井的 管柱 結(jié) 構(gòu)，外 徑 為139.7 mm、鋼級為P110的井管柱參數(shù)；

第2步：根據(jù)地質(zhì)模型、巖石力學(xué)參數(shù)模型、地應(yīng)力模擬結(jié)果，定義儲層物性（孔隙度、滲透率、飽和度、有效厚度、泊松比、彈性模量等）參數(shù)場和儲層應(yīng)力參數(shù)場（最大水平應(yīng)力、最小水平應(yīng)力、最大水平應(yīng)力方向等）；

第3步：根據(jù)Q1—Q4富集層物性，充分考慮垂向擴展情況，定義射孔段分布、射孔密度和壓裂層段厚度；

第4步：定義施工方式，采用套管壓裂方式；

第5步：定義壓裂液以及支撐劑的類型和性質(zhì)；

第6步：設(shè)置泵注程序，定義實時施工曲線參數(shù)排量和加砂量。

依據(jù)實際施工參數(shù)開展模擬計算，模擬結(jié)果表明：人 工 縫 縫 長190～344 m，縫 高10.20～15.06 m，裂縫導(dǎo)流能力一般為3～25 μm2·cm（圖9）；通過不斷縮小簇間距，壓后可取得較好累產(chǎn)效果，當(dāng)最小簇間距7 m時，油層改造效果達(dá)到最佳（圖10）。

3.4 箱體開發(fā)水平井網(wǎng)優(yōu)化設(shè)計

通過開展頁巖油藏數(shù)值模擬研究，充分論證不同井距、井網(wǎng)以及布井方式的合理性。

3.4.1 布井方式優(yōu)化

針對Q1—Q4油層箱體，分別設(shè)計立體交錯和立體正對兩套不同水平井布井方式的井網(wǎng)，開展布井區(qū)壓裂縫網(wǎng)形態(tài)模擬。從壓裂模擬結(jié)果可以看出：相同壓裂規(guī)模下，立體交錯布井方式對儲層平面和縱向的改造程度和動用程度更高。交錯井網(wǎng)由于井間儲層動用程度高，油井穩(wěn)產(chǎn)時間長，累計產(chǎn)油量高；正對井網(wǎng)不同井排的井間干擾強，井間儲層動用程度相對較低，穩(wěn)產(chǎn)時間和累產(chǎn)油量均低于交錯井網(wǎng)。

通過數(shù)值模擬預(yù)測也可以看出，立體交錯布井方式改造程度能夠提高13%，累計產(chǎn)油量增加8%以上。由此，在壓裂縱向穿層能力強的情況下，推薦交錯井網(wǎng)布井方式（圖11、圖12）。

3.4.2 水平段長度優(yōu)化

隨著水平井長度的增加，增大了井筒與油層的接觸面積，從而增大了水平井的泄油體積，井的產(chǎn)量會隨著水平段長度的增加而增加，所以盡可能地增加水平井長度［16-20］。從數(shù)值模擬結(jié)果來看（圖13），隨水平段長度增加，初期日產(chǎn)油、單井EUR增加，但水平段越長，井筒摩阻增加且工程難度增大、縫間干擾增強，水平段長度達(dá)到2 000 m后，單井EUR增幅變緩，因此推薦采用2 500 m水平段。

3.4.3 水平井井距優(yōu)化

依據(jù)目前的壓裂規(guī)模，分別設(shè)計了200、300、400 m井距的3套井網(wǎng)，開展布井區(qū)壓裂縫網(wǎng)形態(tài)模擬（圖14）。根據(jù)改造效果圖統(tǒng)計結(jié)果可知：在目前的壓裂規(guī)模下，200 m井距的井網(wǎng)改造最充分，能達(dá)到86%的儲層動用率，但單井之間人工縫相互壓竄現(xiàn)象嚴(yán)重，壓竄比例達(dá)62%；400 m井距的井網(wǎng)井間未受到壓裂改造部位相對較多，儲層動用率僅76%；而300 m井距的井網(wǎng)居于兩者之間，儲層動用率80%、壓竄比例較少（圖15）。

對比3種井距“W”交錯井網(wǎng)產(chǎn)能狀況，從模擬結(jié)果看（圖16）：200 m井距的井網(wǎng)雖改造最充分，但單井初期產(chǎn)量18 t／d，而10 a累計產(chǎn)量最低，僅1.78×104t；400 m井距的井網(wǎng)初期產(chǎn)量最高，達(dá)到22 t／d、單井累計產(chǎn)量最高，但累計產(chǎn)量較300 m井距的井網(wǎng)差別不大，且未動用儲層比例較高。同時從生產(chǎn)10 a后壓力場變化也可以看出：200 m井距的井間儲層動用較好，400 m井距井間部分儲層尚未動用，300 m儲層動用效果居中。因此在井位部署時推薦300～400 m井距的井網(wǎng)，若存構(gòu)造、斷層等特殊原因，局部可適當(dāng)調(diào)整井距。

3.4.4 井A2試驗區(qū)壓裂監(jiān)測結(jié)果

應(yīng)用箱體開發(fā)設(shè)計方法指導(dǎo)古龍頁巖油先導(dǎo)試驗區(qū)水平井井網(wǎng)設(shè)計，根據(jù)微地震監(jiān)測，對已壓完試驗區(qū)人工縫網(wǎng)的造縫情況進(jìn)行監(jiān)測（圖17、圖18）。監(jiān)測結(jié)果表明：總體上看微地震事件分布零散，縫網(wǎng)分布復(fù)雜，12口井壓裂區(qū)域擬合頁巖儲層改造體積（SRV）為5 976×104m3，交叉改造區(qū)域3 832×104m3，占整體改造范圍的64%，與壓裂模擬結(jié)果相符；井距小于300 m的壓裂裂縫出現(xiàn)交叉現(xiàn)象，350 m及以上井距裂縫平面改造存在一定空白；監(jiān)測統(tǒng)計裂縫長度101～373 m，主要分布在200～300 m，平均255 m；縫高18～47 m，平均28 m；裂縫方向為NE 64°～114°，平均為NE 88.8°，與井軌跡方向基本垂直。

通過壓裂監(jiān)測數(shù)據(jù)，可以得到壓裂規(guī)模與井網(wǎng)的幾點初步認(rèn)識：

（1）200 m井距壓力干擾明顯，300～350 m井距有壓力干擾，壓裂液竄層；400 m及以上井距壓力傳導(dǎo)較弱或無傳導(dǎo)，初步認(rèn)為300～350 m井距較為適宜。

（2）靶層垂向間距10～15 m未見明顯壓力干擾，初步認(rèn)為單層動用厚度以10～15 m為宜，因此針對縱向50 m厚度的Q1—Q4箱體，推薦采用3層“W”交錯水平井井網(wǎng)箱體開發(fā)。

3.4.5 單井EUR預(yù)測

應(yīng)用數(shù)值模擬法，通過給定不同水平段長度、不同壓裂規(guī)模及不同井距條件下，對單井EUR進(jìn)行預(yù)測（圖19）。從結(jié)果可以看出：當(dāng)水平段長度2 500 m、簇間距7 m、井距300 m時，單井EUR能夠達(dá)到3.1×104t，大于古龍頁巖油水平井的經(jīng)濟(jì)下限產(chǎn)量。

4 結(jié) 論

（1）將古龍頁巖油Q1—Q4富集層作為一套壓力封存箱體，創(chuàng)新提出“縱向交錯、箱體動用、立體開發(fā)”的設(shè)計理念。

（2）探索建立古龍頁巖油儲層厚度、孔隙度、滲透率、飽和度、天然裂縫發(fā)育等常規(guī)儲層參數(shù)分布模型，以及有機質(zhì)發(fā)育分布模型、初始應(yīng)力分布等特殊參數(shù)模型；探索形成了非常規(guī)油氣藏建模流程。

（3）基于研究區(qū)天然裂縫—地應(yīng)力場—三維地質(zhì)模型的耦合模型進(jìn)行壓裂參數(shù)模擬，模擬結(jié)果為縫長190～344 m，縫高10.20～15.06 m，裂縫導(dǎo)流能力3～25 μm2·cm，與實際監(jiān)測結(jié)果相符；當(dāng)最小簇間距達(dá)到7 m時，箱體改造效果最佳。

（4）古龍頁巖油箱體開發(fā)優(yōu)化設(shè)計結(jié)果表明：水平井段長度2 500 m、簇間距7 m、井距300 m、交錯布井、縱向3套井網(wǎng)的布井方式，可以實現(xiàn)地質(zhì)箱體的有效動用且單井累計產(chǎn)油量最大，預(yù)測單井EUR可達(dá)3.1×104t，滿足頁巖油效益開發(fā)的需求。