0 引言
在川南页岩气开发过程中，由于受地形地貌条件和地下构造、断裂、优质储层分布等因素限制［1-2］，多采用一次井网部署，后期调整余地较小。因此，在开发方案设计、平台式井位部署时，如何确定合理井间距是一项重要的研究工作［3-5］。目前，优化井间距主要采用微地震监测法［5-7］、示踪剂分析法［8-10］、数值模拟法［11-12］、动态分析法［13-16］及类比法等技术手段，但是在实际实施过程中，微地震监测事件点主要反映压裂改造过程中井间储层岩石的应力应变分布情况，不能准确表征通过人工改造后井间的连通程度；采用数值模拟法和解析模型法评价井间连通性时，计算模型的部分参数（如人工裂缝半长、裂缝高度、裂缝渗透率）不易直接获取，且模型参数存在多解性，井间连通性评价结果可靠性不高；采用类比法确定井间距时，由于各个页岩气田埋深、地应力大小、天然裂缝发育程度、地层可压性及压裂工艺等因素存在差异性，直接借用其他页岩气田的井距往往会存在较大不确定性和误差。因此，采用井间干扰测试［17-27］仍是评价井间连通性最直接、最有效的方法。为了更好地开展井间干扰测试和分析，需要掌握平台井组井间干扰敏感性因素。因此，笔者结合页岩储层低孔低渗、人工改造缝网传导率高等特点，分析了储层物性、压裂改造参数、生产制度等敏感性因素对气井干扰测试的影响，提出了干扰试井测试应考虑的相关技术要求，形成了考虑井间干扰特征的水平井组合理井距分析方法，明确了井距优化的基本原则，研究结果可为井间干扰试井设计及井距优化提供技术依据。
1 井间干扰测试
2 平台井组井间干扰影响因素分析
2.1 基质渗透率对井间干扰的影响
考虑平台井组井间距为400 m，压裂改造裂缝平均半长为80 m，改造区综合渗透率为1.0×10-5 μm2，设置基质渗透率分别为10.0×10-8 μm2、7.5×10-8 μm2、5.0×10-8 μm2、2.5×10-8 μm2、1.0×10-8 μm2，研究不同基质渗透率条件下井间干扰响应情况。从图3可以看出，当其他参数不变的情况下，基质储层渗透率越小，观测井收到干扰压力响应的时间越晚，且相同干扰时间下压力响应强度越微弱。因此，对于基质极为致密的页岩气平台井组开展井间干扰测试，需要非常精密的压力计开展压力连续监测，最好是利用井下分布式光纤开展长期井下压力监测。
2.2 压裂改造参数对井间干扰的影响
考虑平台井组井间距为400 m，压裂改造裂缝平均半长为80 m，基质渗透率为2.0×10-8 μm2，设置改造区综合渗透率分别为1.0×10-5 μm2、2.5×10-5 μm2、5.0×10-5 μm2、10.0×10-5 μm2，研究改造区不同综合渗透率条件下井间干扰响应情况。从图4可以看出，当其他参数不变的情况下，压裂改造区综合渗透率越低，观测井收到压力干扰响应的时间越晚，且压力干扰响应强度越微弱。因此，如果压裂改造强度较小及储层改造不充，导致改造区综合渗透率较低，则井间会出现地质储量难以充分动用的现象。
图5 不同压裂缝半长条件下观测井压力响应对比曲线Fig.5 The comparison curves of the interference pressure value influenced by the fracture length |
2.3 井间距对井间干扰的影响
2.4 激动强度对井间干扰的影响
因此，在页岩气平台式井组开展干扰试井测试时，应尽量在平台井组投产早期开展井间干扰测试，若在生产中后期开展，则此时激动井地层压力较低，难以形成较大压力激动强度，导致观测井无法监测到压力干扰信号，造成干扰测试无法达到预期目的。
3 应用井间干扰优化平台式组井距
3.1 井间压力干扰强度是优化井距的重要参数之一
若考虑压裂改造范围为近井筒200 m范围内，随着生产进行，页岩气井地层中压降漏斗逐步加深，但地层能量亏空主要发生在近井底附近（图13）。
因此，在生产早期，主要动用改造范围内的储量；在生产中后期，压降漏斗不断向改造区范围外传播，但是由于基质储层渗透率极低，压力波在未改造区储层中传播范围有限，且在未改造区中产生的压力降将较小，未改造区地质储量动用程度较低。因此，优化井距时，不仅要考虑井间是否有压力干扰响应，还要考虑压力干扰的强度。
3.2 优化井距时要考虑天然裂缝发育程度及压裂改造范围的影响
3.3 优化水平间距时应综合考虑井间干扰对EUR和采收率的综合影响
表1 数值模拟机理模型基础参数Table 1 Basic parameters of numerical simulation mechanism model |
| 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） |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2 | 4 016.1 | 4 028.8 | 2.8 | 5.1 | 46.3 | 59.0 | 1.8 |
| 4 | 4 028.8 | 4 073.0 | 34.2 | 4.9 | 41.5 | 121.6 | 1.8 |
| 3 | 4 073.0 | 4 077.3 | 4.3 | 4.7 | 42.1 | 130.4 | 2.2 |
| 2 | 4 077.3 | 4 080.0 | 2.7 | 4.3 | 37.9 | 77.7 | 2.7 |
| 1 | 4 080.0 | 4 082.8 | 2.8 | 4.4 | 21.2 | 52.4 | 3.2 |
| WF | 4 082.8 | 4 088.8 | 3.0 | 4.3 | 35.8 | 65.9 | 2.4 |
表2 模型储层基本参数Table 2 Basic parameters of model reservoir |
| 参数名称 | 取值 |
|---|---|
| 原始地层压力/MPa | 83.27 |
| 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/m | 1 500 |
| 压裂段数/段 | 30 |
| 裂缝半长/m | 80 |
| 改造区渗透率/（10-3 μm2） | 0.03 |
| Langmuir压力/MPa | 15 |
从图18可以看出，随着井距增加，井间干扰程度不断变弱，单井产量和EUR逐步增加，但单井EUR增加幅度和采收率不断下降，EUR—井距、采收率—井距之间的分布关系曲线出现“拐点”，井间干扰对EUR和采收率的影响成非线性规律变化，即井距存在一个最优值。因此，在井距设计时，如果井距过大，虽然单井EUR较高，但井控地质储量的采收率较低，造成资源浪费；如果井距过小，虽然井控地质储量采收率较高，但单井EUR较低，造成经济效益较差。因此，优化水平井距时，应综合考虑井间干扰对气井EUR和井控地质储量采收率的影响，兼顾气井EUR和井控地质储量采收率两方面指标最大化。
4 结论及建议
（1）页岩储层基质渗透率极低，在天然裂缝不发育、井间人工未沟通的条件下，井间干扰程度一般较弱。
（2）井间人工裂缝半长越长、渗透率越高，则井间干扰越明显，井间干扰强度与裂缝半长呈二次方变化关系。
（3）井间干扰响应强度与井距呈二次方变化关系，与激动产量成正比关系。
（4）页岩气井生产过程中压力波及范围主要为改造区，改造区边界以外地层中压降梯度较大，导致在未改造区中平均压力降较小，其地质储量动用程度较低。
（5）气井EUR随井距增加而增加，但增加幅度逐渐变小，采收率随井距增加而下降，下降幅度逐渐增大，优化井距时，应根据相应平台井组的地质工程特征，开展井间干扰分析，综合EUR、采收率及经济效益等因素优化井间距。
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