天然气地球科学
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天然气地球科学 ›› 2022, Vol. 33 ›› Issue (4): 512–519.doi: 10.11764/j.issn.1672-1926.2021.11.005

• 天然气开发 • 上一篇    下一篇

页岩气平台式井组井间干扰影响因素分析及井距优化

樊怀才(),张鉴,岳圣杰,胡浩然   

  1. 中国石油西南油气田分公司页岩气研究院，四川 成都 610051
  • 收稿日期:2021-08-06 修回日期:2021-11-11 出版日期:2022-04-10 发布日期:2022-04-22
  • 作者简介:樊怀才（1983-），男，安徽亳州人，高级工程师，博士，主要从事页岩气气藏工程及渗流理论研究. E-mail：fanhuaicai@163.com.
  • 基金资助:
    中国石油西南油气田分公司2021年科研项目“页岩气井水平段长度技术经济一体化研究”(20210304-14)

Analysis of influencing factors of interwell interference in shale gas well groups and well spacing optimization

Huaicai FAN(),Jian ZHANG,Shengjie YUE,Haoran HU   

  1. Shale Gas Research Institute of Southwest Oil & Gasfield Company，PetroChina，Chengdu 610051，China
  • Received:2021-08-06 Revised:2021-11-11 Online:2022-04-10 Published:2022-04-22
  • Supported by:
    The 2021 Scientific Research Project of PetroChina Southwest Oil and Gasfield Company(20210304-14)

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摘要：

以页岩气平台井组井间干扰影响因素为研究对象，利用数值试井分析技术，研究了不同储层基质渗透率、压裂改造参数、井间距、激动强度等参数对井间干扰的影响程度。在此基础上，掌握了页岩气水平井不同生产时间的压力分布特征，明确了井间干扰对气井最终可采储量（EUR）的影响程度，形成了综合考虑气井EUR和井控地质储量采收率的井距优化分析方法。结果表明：在天然裂缝不发育、井间人工缝网未沟通的情况下，压力波在改造区外传播范围有限，页岩气平台井组井间干扰强度一般较弱，在改造区及其附近压降程度最大，优化井距时不仅要考虑井间是否有压力干扰响应，更要考虑压力干扰的强度；天然裂缝越发育、压裂改造范围越大，则井间干扰越明显，优化井距要综合考虑天然裂缝发育程度及压裂改造范围的影响；受井间干扰影响，气井EUR随井距增加而增加、但增加幅度逐渐变小，采收率则随井距增加而下降、下降幅度逐渐增大；需要根据平台井组地质工程特征，综合考虑气井EUR和井控地质储量采收率优化井距。

关键词: 页岩气, 平台式井组, 井间干扰测试, 激动强度, 井距优化

Abstract:

Taking shale gas platform well groups inter-well interference factors as the research object， using numerical well test analysis technology， the degree of impact of different reservoir matrix permeability， fracturing parameters， well spacing， activation intensity and other parameters on inter-well interference are studied. On this basis， the pressure distribution characteristics of shale gas horizontal wells at different production times were grasped， and the degree of impact of inter-well interference on gas wells’ EUR was clarified， and well spacing optimization was formed that comprehensively considered gas wells’ EUR and well-controlled geological reserve recovery factor analytical method. The results show that when the natural fractures are not developed and the artificial fracture network between wells is not communicated， the propagation range of pressure waves outside the reconstruction area is limited， and the interference intensity between well groups of shale gas platform well groups is generally weak. The pressure drop degree is the largest in the fractured zone and around. When optimizing well spacing， it is necessary to consider not only whether there is pressure interference response between wells， but also the intensity of pressure interference； the more natural fractures develop and the greater the range of fracturing reformation， the more obvious the interference between wells， and optimization well spacing should take into account the development of natural fractures and the impact of fracturing reconstruction range； affected by inter-well interference， the EUR of gas wells increases with the increase in well spacing， but the increase gradually decreases， and the recovery rate decreases with the increasing well spacing. It is necessary to optimize the well spacing based on the geological engineering characteristics of the platform well group， comprehensively considering the gas wells’ EUR and the well-controlled geological reserves recovery factor.

Key words: Shale gas, Well groups, Interwell interference test, Intensity of excitement, Optimizing well spacing

中图分类号: 

  • TE348

图1

井间干扰压力传播示意"

图2

观测井压力干扰示意"

图3

不同基质渗透率对干扰压力值的影响曲线对比"

图4

改造区不同渗透率条件下观测井压力干扰响应对比曲线"

图5

不同压裂缝半长条件下观测井压力响应对比曲线"

图6

观测井压力响应与裂缝半长关系曲线（生产400 d）"

图7

H3平台压裂微地震事件点分布"

图8

H3平台井间干扰测试曲线"

图9

不同井距相同产量条件下井间干扰压力场模拟"

图10

不同井距观测井压力压降幅度"

图11

不同配产条件下观测井压力干扰响应对比曲线"

图12

不同配产条件下观测井压力压降幅度"

图13

不同生产时间地层压降漏斗分布"

图14

天然裂缝不同发育程度条件下观测井压力变化曲线"

图15

不同压裂缝长度条件下观测井压力变化曲线"

表1

数值模拟机理模型基础参数"

层号起始深度/m终止深度/m厚度/m有效孔隙度/%含水饱和度/%基质渗透率/（10-8 μm2）吸附气含量/（m3/t）
24 016.14 028.82.85.146.359.01.8
44 028.84 073.034.24.941.5121.61.8
34 073.04 077.34.34.742.1130.42.2
24 077.34 080.02.74.337.977.72.7
14 080.04 082.82.84.421.252.43.2
WF4 082.84 088.83.04.335.865.92.4

表2

模型储层基本参数"

参数名称取值
原始地层压力/MPa83.27
压力系数/（MPa/100 m）2.04
气体相对密度0.60
地层水密度/（g/cm3）1.05
在基准压力下水的地层体积系数1.077
水的黏度/（mPa·s）0.64
气藏温度/℃134.7
水平段长度/m1 500
压裂段数/段30
裂缝半长/m80
改造区渗透率/（10-3 μm2）0.03
Langmuir压力/MPa15

图16

不同井距数值模拟机理模型"

图17

不同井距条件下气井EUR模拟结果对比"

图18

不同井距条件下气井EUR及采收率分布曲线"

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