页岩气多井群高效开采间距优化方法与流程

本发明涉及页岩气开采技术领域，特别是指一种页岩气多井群高效开采间距优化方法。

背景技术：

页岩气是产自以富有机质页岩为主的储集岩系中的非常规天然气。页岩储层具有低孔隙度、低渗透率、超致密的特征。页岩储层中发育有大量的纳米级孔隙，是页岩气的主要储集空间，储层中的微裂孔隙和较大的孔隙对渗透率具有较大贡献。

近年来，由于勘探开发技术取得突破并得到大规模推广，北美页岩气开发取得重大突破，在一定程度上改变了世界天然气的供给格局。近十年，我国页岩气开发经历了国际合作评价、现场开发试验和初步规模开发3个阶段，完成了美国数十年才完成的原始积累过程。现阶段的主要任务是如何将有效产量变为规模产量、将单井有效开发变为区块效益开发。页岩气因其自身在岩石中的赋存状态特征和岩性特征决定了其开采必须通过水平钻井技术和分段压裂技术。因为页岩的易水化、易膨胀等特征导致其比一般水平井钻井条件更严苛，在井壁稳定的控制上更加困难。另外，由于页岩气的开采都要采用压裂措施进行增产，这给固井质量提出了较高的要求，页岩气水平井的固井质量必须能经受得住分段压裂的考验。由于页岩气藏中基岩属于超低孔隙度、超低渗透率致密多孔介质，导致气井产能极低甚至无自然产能，石油工业通常采用水平井钻井技术进行商业化开发。

页岩气井网井距必须一次性部署，以保证体积压裂对地层改造效果的最大化。要确保一次部署的合理性：若井网不合理、开发井距偏大，井间储层难以得到有效体积改造，造成剩余储量可能永远留在地下；若开发井距偏小，压裂干扰风险加大，压力干扰也将加剧，严重影响开发效益。

页岩气平台主要通过井组间改造体积的交叉覆盖，实现产能释放的目的。合理的井间距是其成功实施的关键，井间距过大将会造成部分储层无法改造到位，间距过小则会使得井间应力干扰现象严重，导致施工困难或井筒复杂。考虑水平井眼轨迹落在龙马溪底部优质储层、多井压裂考虑井间的交错布缝，以及水平井眼轨迹与最大主应力方位的大角度交叉是最大限度形成有利改造体积及获得压后高产的重要保障。现有技术中对于井网井距部署，通常是勘探后发现可以进行现场开发后便进行初步规模的开发，而没有考虑整体部署，因此需要建立起页岩气平台，需要一种页岩气多井群高效开采间距优化设计方法设计井间距以提高页岩气藏压裂增产作业效果，增加气井产能和采收率。

技术实现要素：

本发明要解决的技术问题是提供一种页岩气多井群高效开采间距优化方法，以单井动态分析结果为依据，以“多井平台”数值模拟为分析手段，综合论证井网井距优化过程，建立适用于我国页岩气多井群井间距优化方法及流程。

该方法包括步骤如下：

(1)根据地质条件类比国内外工程实例及施工参数，定性判断新区开发井距的合理程度；

(2)通过产能模型定量计算：建立以页岩气井为基本单元的稳态产能评价数学模型；并结合步骤(1)定性判断得到最优的多井群高效开采间距；

(3)通过合理的具体施工方法，提高页岩气藏压裂增产作业效果，增加气井产能和采收率。

其中，步骤(1)中具体方法为：类比国内外已开发页岩气区块的天然裂缝发育情况、两向水平应力差、水平井长度、单段/簇压裂液量、支撑剂用量。

页岩气裂缝较为发育、两向水平应力差较小，会形成复杂程度高的裂缝网络，相同的液量和支撑剂量，改造程度高、泄流面积大、改造范围小；页岩气天然裂缝不发育、两向水平应力差较大，裂缝网络的复杂程度较低，容易形成大的主裂缝，相同的液量和支撑剂量，改造程度低、泄流面积小、改造范围大。通过对照国内外工程实例及施工参数、裂缝发育情况、两向水平应力差、水平井长度、单段/簇压裂液量、支撑剂用量，可以判断页岩气开发井距是否合理，以缩小开发井距的范围，减小后续计算工作量。

步骤(2)中具体方法为：根据页岩气储层基本参数：目的层垂深、原始地层压力、原始地层温度、原始气体黏度、原始气体偏因子，求出等效井径、有效动用范围、动用半径，通过建立深流模型，求出产量表达式如下：

其中，q为产量；z为气体偏差因子，无因次；rc为供给半径；rw为介质中心气井半径；λ1为气体平均分子自由程；χ1为井底流压；ei为ei函数；t为时间；为介质中心气井半径处的地层压力；dk为knudsen扩散系数；kfn为缝网渗透率，角标f为缝网复杂程度，n为一组裂缝中的裂缝数；n为裂缝条数；μ为粘度；a为椭圆长轴半长；pi为原始地层压力；h为压裂裂缝贯穿储层的厚度。

页岩气储层是指以富有机质页岩为主的储集岩系，页岩气为赋存于页岩气储层中的非常规天然气，其流动主要特征为多个物理场相互干扰，流动过程涉及多种流态，在不同尺度有不同流动状态。

步骤(2)中最优的多井群高效开采间距具体计算方法如下：

定义未改造区为一区，改造区为二区，根据一区未改造区渗流模型二区改造区渗流模型边界条件和界面连接条件ψ1(rc,t)＝ψ2(rc,t)，求出产量与群井间距的关系，通过复合区不稳定渗流模型产量模型经过数值模拟方法求的产量与间距关系图，可以从图中找到拐点即为最优井间距；

其中，ψ1(m)为一区拟压力函数，ψ2(m)为二区拟压力函数，r为孔隙半径，为原始条件下粘度和总压缩系数乘积，为原始条件下的时间，k01为复杂度为0裂缝条数为一组的缝网渗透率。

步骤(4)中合理的具体施工方法包括：

模拟多簇延伸行为：利用应力扰动调整应力场，促使裂缝扩展，优化段间距、簇间距，扩大改造区域，通过使应力差增大，压裂缝将难捕获天然裂缝扩展转向，倾向沿最大水平主应力方向延伸；

多井间距优化：充分利用井间应力扰动调整应力差，并进行“w”布井方式试验；

低黏度压裂液作业：使缝网充分发育，将压裂液黏度减小，裂缝由径直延伸过渡为延伸与转向交织；

建立以支撑剂总体积为约束的裂缝参数优化方法；

通过增加裂缝条数和裂缝长度来增加裂缝系统与地层接触面积、调整裂缝有限导流能力以平衡裂缝内流入和流出关系、调整裂缝间距、裂缝与封闭边界相对位置来降低裂缝相互干扰，以达到最优产能水平。

本发明的上述技术方案的有益效果如下：

本发明所提供的页岩气多井群高效开采间距优化方法可以提高作业效率、降低工程成本，同时还可以成功提高页岩气藏压裂增产作业效果，增加气井产能和采收率，进一步加快页岩气开采进程。

附图说明

图1为本发明的页岩气多井群高效开采间距优化方法实施例中缝网复合区模型示意图；

图2为本发明实施例中裂缝参数及井距优化流程图；

图3为本发明实施例中不同页岩气井间距产量曲线示意图；

图4为本发明实施例中页岩气群井布置图；

图5为本发明实施例中页岩气井群间距示意图。

具体实施方式

为使本发明要解决的技术问题、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图及具体实施例进行详细描述。

本发明提供一种页岩气多井群高效开采间距优化方法

该方法包括步骤如下：

(1)根据地质条件类比国内外工程实例及施工参数，定性判断新区开发井距的合理程度；

(2)通过产能模型定量计算：建立以页岩气井为基本单元的稳态产能评价数学模型；并结合步骤(1)定性判断得到最优的多井群高效开采间距；

(3)通过合理的具体施工方法，提高页岩气藏压裂增产作业效果，增加气井产能和采收率。

其中，步骤(1)中具体方法为：类比国内外已开发页岩气区块的天然裂缝发育情况、两向水平应力差、水平井长度、单段/簇压裂液量、支撑剂用量。

页岩气裂缝较为发育、两向水平应力差较小，会形成复杂程度高的裂缝网络，相同的液量和支撑剂量，改造程度高、泄流面积大、改造范围小；页岩气天然裂缝不发育、两向水平应力差较大，裂缝网络的复杂程度较低，容易形成大的主裂缝，相同的液量和支撑剂量，改造程度低、泄流面积小、改造范围大。通过对照国内外工程实例及施工参数、裂缝发育情况、两向水平应力差、水平井长度、单段/簇压裂液量、支撑剂用量，可以判断页岩气开发井距是否合理，以缩小开发井距的范围，减小后续计算工作量。

步骤(2)中具体方法为：根据页岩气储层基本参数：目的层垂深、原始地层压力、原始地层温度、原始气体黏度、原始气体偏因子，求出等效井径、有效动用范围、动用半径，通过建立深流模型，求出产量表达式如下：

其中，q为产量；z为气体偏差因子，无因次；rc为供给半径；rw为介质中心气井半径；λ1为气体平均分子自由程；χ1为井底流压；ei为ei函数；t为时间；为介质中心气井半径处的地层压力；dk为knudsen扩散系数；kfn为缝网渗透率，角标f为缝网复杂程度，n为一组裂缝中的裂缝数；n为裂缝条数；μ为粘度；a为椭圆长轴半长；pi为原始地层压力；h为压裂裂缝贯穿储层的厚度。

页岩气储层是指以富有机质页岩为主的储集岩系，页岩气为赋存于页岩气储层中的非常规天然气，其流动主要特征为多个物理场相互干扰，流动过程涉及多种流态，在不同尺度有不同流动状态。

上述产量表达式的推导过程如下：

等效的水平井长度记为l；假定压裂裂缝的宽度为d；压裂裂缝贯穿储层，厚度为h；等效井径为rwe；体积压裂区域看作为等势体即压力相等。因此，水平井压裂措施主要是增加了渗流面积，根据渗流面积相等原则，即等效井径的渗流面积与压裂水平井的渗流面积相等，可得：

2π·rwe·h＝(2l+2d)·h

由上式可得等效井径的计算公式：

rwe＝(l+d)/π

压裂水平井有效动用范围确定方法如下：

利用等效井径模型计算出的页岩有效动用半径记为reff。则该模型的有效动用范围s可计算为：

s＝π·(reff²-rwe²)

压裂水平井的实际有效动用范围为椭圆；已知该椭圆两焦点间的距离为l；假定该椭圆的短轴半长为b；长轴半长为a。根据有效动用范围相等原则，可得：

由椭圆坐标公式可得：

由上式联立即可求得水平井椭圆有效动用范围的短轴半长b。

综上，平台间较优间距距离即为4a。

由于压裂改造缝网区和未改造基质区渗透率等性质差别较大，引入复合区模型，如图1，一区为未改造区，二区为改造区，建立模型并进行求解，最终得到两区压力分布及产量随时间的变化。

①一区未改造区不稳定渗流模型

pl为langmuir压力；vl为langmuir体积；ve为总吸附体积；p为压力；vd为单位体积基质累计解吸量；μ为粘度；pi为原始地层压力；为气藏当前平均压力；cg为扩散压缩系数；cd为解吸压缩系数；dk为knudsen扩散系数；为原始条件下粘度和总压缩系数乘积；ψ1(m)为一区拟压力函数；ψ2(m)为二区拟压力函数；kfn为缝网渗透率；tsc为标准状态下温度；zsc为标准状态下气体压缩因子；ρgsc为标准状态态下气体密度；psc为标准压强；z是气体偏差因子，无因次；r为孔隙半径；rc为供给半径；rw为介质中心气井半径；λ1为气体平均分子自由程；χ1为井底流压；ei为ei函数。

令

引入拟压力函数：

上式可化为

其中，气体压缩系数和解吸压缩系数分别为：

总压缩系数：

则方程可化为：

即：

②二区改造区不稳定渗流模型

令

引入拟压力函数：

上式可化为

压缩系数：

总压缩系数：

则方程可化为：

即：

③复合区不稳定渗流模型

边界条件：无限大地层，内边界定产

一区控制方程及边界条件

ψ1(r,t)＝ψi(0＜r＜rc,t＝0)

二区控制方程及边界条件

ψ2(r,t)＝ψi(r→∞,t＞0)

ψ2(r,t)＝ψi(rc＜r＜∞,t＝0)

界面连接条件

ψ1(rc,t)＝ψ2(rc,t)

产量的变化表达式：

步骤(3)中合理的具体施工方法包括：

模拟多簇延伸行为：利用应力扰动调整应力场，促使裂缝扩展，优化段间距、簇间距，扩大改造区域，通过使应力差增大，压裂缝将难捕获天然裂缝扩展转向，倾向沿最大水平主应力方向延伸；

多井间距优化：充分利用井间应力扰动调整应力差，并进行“w”布井方式试验；

低黏度压裂液作业：使缝网充分发育，将压裂液黏度减小，裂缝由径直延伸过渡为延伸与转向交织；

建立以支撑剂总体积为约束的裂缝参数优化方法；

通过增加裂缝条数和裂缝长度来增加裂缝系统与地层接触面积、调整裂缝有限导流能力以平衡裂缝内流入和流出关系、调整裂缝间距、裂缝与封闭边界相对位置来降低裂缝相互干扰，以达到最优产能水平。

下面结合具体实施例予以说明。

实施例1：

本实施例提供了一种页岩气多井群高效开采间距优化设计方法，其流程图如图2所示，从图2中可以看出，该工艺流程及设计方法包括以下步骤：

(1)定性判断：

基本参数如表1所示，主裂缝半长介于36～64m，天然裂缝不发育的区域，300m井距未见明显干扰；天然裂缝发育的区域，存在不同程度的井间干扰。成像测井(fmi)资料和岩心描述结果表明：页岩ⅰ区块天然裂缝不发育，邻井部分人工裂缝沟通产生压裂干扰对井距优化影响较小。对比美国4大页岩气开发区块，页岩ⅰ区块单段压裂液量和单簇加砂量与美国基本相当，但井距接近美国的两倍，页岩ⅰ区块多井群开采间距可优化。

表1页岩ⅰ区块储层原始参数表

(2)定量计算：压裂裂缝的长度为d＝200m；水平井长度为l＝1500m。若某等效井的有效动用范围为541m～646m即reff＝646m。于是，通过计算，可得：

a·b＝27675

a²＝b²+(750)²

上述两式联立，可得：b＝37m。通过计算两口井目前的井距、裂缝半长，裂缝穿透率介于0.70～0.95，符合合理井距，即两方向最优井间距为750m，100m。通过图3不同井间距产能曲线模型可以看出，随着井间距超过所述井间距再继续增大后，产量增长较为平缓，综上上述井间距即为最优井间距。页岩气群井布置如图4。平台间最优间距为3000m。

(3)通过数值模拟计算产量与井间距的关系图，如图3。页岩气井群间距示意如图5。

(4)根据纵向储量及参数分布，模型宽度和长度分别为1000m，2000m，开发井距为300m，水平压裂段长为1500m，得到水平井的裂缝及控制参数。通过网格指数剖分和数值模拟，模拟下部一套水平井，首年平均日产量100×10³m³，单井预估最终油收率(estimatedultimaterecovery，eur)为100000×10³m³，采收率为25％。上下两层水平井同时开发，模拟在相同压裂规模和压裂工艺下的首年平均日产量分别为60×10³m³和100×10³m3，单井eur分别为80000×10³m³和100000×10³m³，采收率达到50％。

以上所述是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明所述原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。