0 引言
1 北美页岩气水平井井距现状
美国能源信息署（EIA）分别于2011年[7]和2017年[8]公布了北美各主要页岩气田的平均井距数据，井距数据累计概率曲线如图1所示。其中，2011年数据样本容量（区块）44个，2017年数据样本容量80个。水平井井距分布主要集中在180~420 m（590 ~1 378 ft）之间，分别占2011年及2017年样本容量的92.3%和93.2%。其中以201 m和402 m 2种井距为主，所占比例分别为2011年的27.3%、38.6%和2017年的28.8%、16.3%。对比2011年，2017年的井距数据中150~350 m井距比例明显增加，井距平均值和中位数（289.6 m，251.5 m）均较2011年（381.7 m，322.0 m）有所下降，体现了近年来北美页岩气小井距开发模式的发展趋势，但最小井距不会低于180 m。
根据EIA最新能源报告，2019年Marcellus、Utica、Haynesville、Eagle Ford和Barnett页岩气田产量约为15.6×108 m3/d，占美国页岩气总产量的79%。以上主要页岩气田水平井井距范围集中在244~429 m之间（2017年），如图2所示。尽管北美页岩气水平井井距整体呈现减小的趋势，但Marcellus、Utica、Haynesville及Barnett等主要页岩气田井距较2011年均有所增加。Eagle Ford气田由于采用立体交错井型开发模式，井距较2011年明显降低。
2019年各开发商公布的北美部分页岩气田最新井距数据如表1所示。除Eagle Ford气田外，水平井井距范围在201~402 m之间，与2017年EIA公布的平均井距数据基本吻合。
表1 部分开发商公布的页岩气田2019年井距数据Table 1 Part of the shale gas reservoirs well space data published by developers in 2019 |
2 北美页岩气水平井井距的变化趋势
Pioneer公司和Laredo石油公司在二叠盆地区域的开发进展受到了母井和子井井间干扰问题的影响[22]。其中，根据Laredo石油公司之前的加密井距计划，在其二叠盆地区域内每个区块预计钻36~48口井。然而，在强烈的井间干扰情况下，目前该公司认为每个区块只能打4~8口井。与2018年相比，Laredo石油公司2019年的石油产量预计将下降5%，储量已经下降了近334×104 t。
在俄克拉何马州Stack甜点区，开发商们最初测试的井网参数是每个区块8~14口井，却发现该井网密度条件下裂缝冲击造成了大量产量损失。针对加密井对生产产生的负面影响，Alta Mesa资源公司及美国Centennial资源开发公司正试图通过调整压裂作业规模来进行开发方案的改进[22]。Continental 资源公司自2018年起已将Stack甜点区Meramec地层的井密度降至每个区块8口井，预计至2019年每个区块钻的井数将降至6~8口。Devon能源公司正试图将其在Stack页岩区首次试验的9~12口井密度降至4~8口，通过井间距先导试验，该公司加深了对Stack甜点区的最佳井间距的理解。试验还表明，为了最大程度提高单位面积采收程度，可能需要将井间距布置得更宽一些。除了俄克拉荷马州，二叠盆地和德克萨斯州Eagle Ford页岩气的开发商也在最近声明需要考虑加大生产井的井距。
Granite Oil在2019年5月最新发布的公司业务介绍中，给出了其在Bakken组的井距变化情况[17]。其中，2015年的平均井距为400 m，2016年的为200 m，2017年的为110 m，2018年的为200~400 m，2019年的为400 m。水平井井距自2017年后呈现逐年增加的趋势。
在加拿大Duvernay页岩Kaybob地区，早期阶段开发商倾向于采用井间距更密的平台井钻井，但自2015年起，平台井的间距开始增大，达到350~400 m。
综上所述，根据开发商针对井间干扰做出的井距方案调整计划，北美页岩气水平井井距存在逆向增大的潜在趋势，这与近年来Marcellus、Haynesville等主要页岩气田井距的变化趋势相同。调整后的合理井距约为300~400 m，与我国长宁、威远示范区采用的井距范围相当。
3 北美页岩气水平井井距优化研究进展
3.1 井距优化研究进展
页岩气藏开发过程中井距的设计既要考虑到对开发面积的全面覆盖，又要保证压力区域无重叠浪费，各井段间无井间干扰。主要影响因素包括：压裂段间距、裂缝半长、储层渗透率和天然裂缝等。水平井井距设计是综合分析以上各因素的影响，在资金投入一定的条件下最终采收率最大化与回收成本之间的权衡[26]。但由于体积压裂改造后储层结构的复杂性和多变性，很难用单一的手段分析得到合理的井距优化结果。目前学者多采用现场先导试验测试井间干扰程度、通过地质和施工参数类比定性判断、结合历史产能表现拟合分析以及建立数值模型定量计算等方法实现页岩气水平井井距的优化研究。
SIDDIQUI等[27]对比了水平井段在共平面布置、W型交错布置和垂直堆叠布置3种不同位置关系下的井间干扰和裂缝冲击特性。结果表明，较高的基质渗透率能够加剧井间干扰的程度，且在较高的渗透率垂向非均匀性条件下，裂缝高度对井间干扰的作用越强烈。在促进油气累计产量的增长方面，3种水平段位置关系的有效性依次为：共平面布置>W型交错布置>垂直堆叠布置。
BELYADI等[28]认为从投资者的远期收益来看，净现值（NPV）是评估最优井距的关键参数。其以净现值最高为原则对不同条件下的井距进行优化分析，结果表明：最优井距随着油/气价和地层渗透率的升高而减小，随着资本支出、表观无因次裂缝导电性和运营成本的增加而增加。通过对Westmoreland County内Utica区块内的最优井距进行分析，得出该区块内的最优井距范围为366~396 m。
LI等[29]对Piceance盆地Niobrara构造的页岩气生产井井距和单井产量的优化问题进行了研究。作者首先根据地球化学分析、测井分析以及构造成像等方法建立气藏的数值模型，进而通过微地震裂缝分布图、微变形及生产测井等手段对完井方式和完井效率进行评估。研究结果表明，由于井间干扰的作用，不同生产井之间的产量出现了明显的差别。其建议在后续开发过程中，保持原有的完井方案不变，但将井距加大到823 m的双倍井距，这样能够在维持原有采收率的同时节省钻井成本。
FOLUKE等[30]基于离散裂缝网络模型研究了二叠盆地Avalon页岩储层中201 m和402 m这2种井距条件下的井间干扰情况。结果表明在201 m井距条件下，母子井间出现了强烈的井间干扰，导致子井产量较母井下降30%，5年累计产量较母井低24%；而402 m井距条件下则并没有观测到井间干扰现象。
LIANG等[31]对北美二叠盆地的最优井距值进行了研究，该研究过程主要包括数值模型建立、井间干扰程度量化模拟和回归、现场先导试验以及经济评价共4个步骤，给出了不同压裂程度和不同井间距模式下的经济评价和产量分析。结果表明，小井距条件下，增加压裂规模并不能提高区块的最终采收率和开发的经济性；大井距配合大规模压裂的开发模式能够取得更好的开发效果。此外，LIANG等[31]还梳理了2014—2017年间研究者们对不同页岩气藏最优井距的研究结果。其中对最优井距的研究方法主要包括[32,33,34,35,36,37,38,39,40,41,42,43,44,45]：①现场先导试验结合微地震、压力和示踪剂、DNA序列和支撑剂检测来推断排水量及井间干扰随时间的变化，进而得到最优井距;②通过对开发商提供的数据进行分析，获得岩性和产量之间的潜在拟合关系，进而推断井距的变化趋势,对于非常规气田，此方法的难点在于不易获得准确、大量的现场数据，以至于不易发现数据中良好的相关性;③数值分析模拟方法,此方法中裂缝几何形状或储层改造体积多通过直接假设或通过气井不稳定产量分析、微地震分析和生产测井手段获得。
RICHARD等[47]对Wolfcamp气藏最优井距的研究结果表明：当井距大于402 m时，不会出现明显的井间干扰；当井距小于402 m时，单井EUR随井距的减小而降低。因此建议Wolfcamp页岩气藏选取402 m的井距值。
CRAIG等[48]通过数值模拟和微地震及现场数据分析对Utica页岩气藏的最优井距进行了研究。结果表明：①储层内有效裂缝半长超过168 m，导致几乎所有水平井间均存在相互干扰;②在相同完井条件下，井距为251 m时能够获得最大的5年累计产量;③平面水力裂缝条件下，335 m井距、9 m簇间距配合大规模压裂能够获得最高净现值；而在可能性更高的复杂裂缝条件下，251 m井距、9 m簇间距配合小规模压力的净现值最高。
将以上井距优化研究结果汇总至表2。可以看出，最优井距范围整体分布在120~610 m之间，其中Marcellus、Haynesville和Utica等三大主要页岩气田最优井距集中在300~400 m范围内。部分气田最优井距值大于2017年的平均井距，存在进一步优化的潜力。
表2 近年来井距研究及结果汇总Table 2 Summary of the well spacing optimization research in recent years |
| 研究方法 | 研究者 | 气藏/盆地 | 最优井距/m | 2017年平均值/m |
|---|---|---|---|---|
| 现场先导试验 | LIANG等 [31] | Delaware | 建议加大井距 | — |
| APIWAT [46] | Bakken | 426~528 | 402 | |
| RICHARD等 [47] | Wolfcamp | 402 | 251 | |
| 现场生产数据拟合 | CRAIG等 [48] | Utica | 251（复杂裂缝） 355（平面裂缝） | 429 |
| SHOHREH [49] | Marcellus | 305 | 334 | |
| 数值模拟 | SIDDIQUI等[27] | Eagle Ford | 122 | 244 |
| BELYADI等[28] | Utica | 366~396 | 429 | |
| LI等[29] | Niobara | 610 | 224 | |
| FOLUKE等[30] | Avalon | 402 | 252 | |
| SAHAI等 [40] | Haynesville | 322 | 268 | |
| RAMANATHAN等[44] | Duvernay | 200 不是最优 | — |
3.2 Marcellus页岩气井距优化研究案例及分析方法
为了提高采收率，同时减少环境污染，美国能源部与国家能源技术实验室以及领先的行业运营商和油田服务公司合作，在Marcellus页岩能源部建立了一个多学科团队及环境实验室（MSEEL）[49]。迄今为止，MSEEL主要研究地质学和地球科学的应用和评估。作为该项目的一部分，在西弗吉尼亚州的摩根敦完钻4口生产井：MIP-3H井，MIP-4H井，MIP-5H井，MIP-6H井；2个定位井：MIP-3井和MIP-4井；一个微地震和取样观察井：MIP-SW井。MIP-3H井和MIP-5H井由Northeast Natural Energy于2015年12月完钻，而之前钻探的2口生产井MIP-4H井和MIP-6H井于2011年完钻。
目前，研究区井间距为527 m，井的完井设计与微地震数据和生产特性相匹配。此外，通过完井热图技术评估MIP-3H井和MIP-5H井的井间距设计方案，其中将裂缝沿着井眼的方向投影到一个平面中，以在视觉上识别井眼周围裂缝的密度和强度。图5为527 m和302 m这2种井距条件下沿井筒方向的水力裂缝数热图。随着颜色从紫色变为红色，裂缝数量逐渐减少。由图中可以看出，527 m井距条件下，由于在交叉处重叠的颜色强度非常小，因此MIP-3H井和MIP-5H井的水力裂缝连通能力非常有限。证明在对研究区域进行水力压裂过程中，如校准模型及热图所示，MIP-3H井和MIP-5H井之间的区域并没有得到有效造缝。但在302 m井距条件下，热图显示裂缝具有更多重叠，且与当前的527 m井距相比，井的性能不会降低。井裂缝可能由于储层不均匀性而不相等，并且有效长度通常短于设计长度，因此需要一定程度的裂缝重叠。但当进一步减小井间距，井的水力裂缝重叠面积更大，会重复开采同一油气藏区域。另一方面，裂缝长度的变化还受到支撑剂用量的影响。调整支撑剂的用量，通过灵敏度分析观察到裂缝半长随着支撑剂用量的增加而增加。目前研究区内的支撑剂用量设计大约为2 830 kg/m，可以实现略长于137 m的裂缝半长，支撑缝长度距离井筒107 m。故在2 830 kg/m支撑剂用量情况下理想的井距大约为302 m，能最大化开采储层。因此，综合以上两方面分析，确定最佳井距为302 m。
4 结论
（1）根据EIA公布的北美页岩气水平井井距数据，各页岩气田井距范围为180~420 m，以201 m和402 m这2种井距为主。
（2）2017年井距数据较2011年相比，150~350 m范围内的井距比例明显增加，井距平均值和中位数有所下降。但Marcellus、Utica、Haynesville及Barnett等主要页岩气田井距较2011年均有所增加。
（3）北美页岩气小井距开发模式及井网加密措施导致的井间干扰和产量衰减现象引起了开发商的重视，各开发商积极调整井距开发方案，页岩气水平井井距存在逆向增大的潜在变化趋势。
（4）页岩气水平井井距优化的研究方法主要包括先导试验测试井间干扰程度、通过地质和施工参数类比定性判断、结合历史产能表现拟合分析以及建立数值模型定量计算等方法。近年来的井距优化研究结果表明，Marcellus、Haynesville和Utica等北美三大主要页岩气田最优井距集中在300~400 m。
甘公网安备 62010202000678号
