雍銳等：地質(zhì)—工程—經(jīng)濟一體化頁巖氣水平井井距優(yōu)化——以國家級頁巖氣開發(fā)示范區(qū)寧209 井區(qū)為例
刊出時間:2020
作者簡介： 雍銳，1977 年生，高級工程師；主要從事天然氣開發(fā)研究及技術(shù)管理工作。地址：（610051） 四川省成都市府青路一段1號。ORCID: 0000-0002-2637-3628。
E-mail: yongrui@petrochina.com.cn
雍 銳1 常 程2 張德良2 吳建發(fā)2
黃浩勇2 敬代驕3 鄭 健4
1. 中國石油西南油氣田公司
2. 中國石油西南油氣田公司頁巖氣研究院
3. 中國石油西南油氣田公司天然氣經(jīng)濟研究所
4. 四川長寧天然氣開發(fā)有限責任公司
摘要：為了最大限度地提高資源動用率，通常都采用一次性井網(wǎng)整體部署的方式開發(fā)頁巖氣，而水平井井距設(shè)計則是頁巖氣井網(wǎng)部署的關(guān)鍵。在確定最優(yōu)井距時，既需要掌握地質(zhì)特征和鉆井壓裂工藝，也必須考慮氣價、成本等經(jīng)濟因素的影響，目前國內(nèi)外均沒有形成較為可靠的頁巖氣水平井井距設(shè)計方法。為此，首次建立了一種基于地質(zhì)—工程—經(jīng)濟一體化的頁巖氣水平井井距分析方法，通過地質(zhì)建模、數(shù)值模擬、現(xiàn)金流分析3 種技術(shù)手段，使用最終可采儲量（EUR）、采收率和內(nèi)部收益率（IRR）等3 項指標對四川盆地長寧—威遠國家級頁巖氣示范區(qū)寧209 井區(qū)的頁巖氣開發(fā)井距進行了綜合評價。研究結(jié)果表明：①寧209 井區(qū)在當前的地質(zhì)、工程、經(jīng)濟條件下，井距大于240 m 可以確保頁巖氣平臺開發(fā)的內(nèi)部收益率大于8% ；②井距控制在330 ～ 380 m 時，可以同時兼顧單井EUR、平臺采收率和經(jīng)濟效益。結(jié)論認為，該研究成果支撐了該井區(qū)頁巖氣開發(fā)技術(shù)政策的制定，為其實現(xiàn)頁巖氣規(guī)模效益開發(fā)奠定了基礎(chǔ)。
關(guān)鍵詞：頁巖氣；合理井距；井間壓竄；地質(zhì)建模；數(shù)值模擬；一體化；工作流；經(jīng)濟效益；寧209 井區(qū)
0 引言
頁巖氣藏只有通過“水平井＋體積壓裂”的方式才能實現(xiàn)有效開發(fā)。水平段壓裂后會在井筒周圍形成復(fù)雜的人工裂縫網(wǎng)絡(luò)，目前由于微地震、示蹤劑等監(jiān)測技術(shù)在定量刻畫裂縫幾何形態(tài)與縫內(nèi)支撐劑分布方面仍存在挑戰(zhàn)，很難準確判斷兩口水平井之間應(yīng)該采用多大的井距較為合適。井距過大會導(dǎo)致井間的儲量沒有充分動用，造成資源浪費；井距過小會發(fā)生井間干擾，甚至嚴重影響氣井的生產(chǎn)效果。國內(nèi)在頁巖氣井距方面的研究相對較少，北美頁巖氣經(jīng)過長期的開發(fā)總結(jié)了一些經(jīng)驗：Cakici 等[1] 在Marcellus 頁巖氣藏開展井組內(nèi)變井距動態(tài)監(jiān)測試驗，確定出了裂縫的有效延伸距離；Lalehrokh 等[2] 通過引入經(jīng)濟模型進一步研究了Eagle Ford 頁巖氣藏井距與凈現(xiàn)值（NPV）之間的關(guān)系；Kim 等[3] 將壓力特征曲線與數(shù)值模擬相結(jié)合，通過井距敏感性分析判斷出了井間干擾發(fā)生的時間；Orozco 等[4] 運用修正物質(zhì)平衡方程，在假設(shè)水平井泄氣面積為矩形的條件下計算了井距；Pankaj 等[5] 采用地質(zhì)工程一體化建模和數(shù)模的方法，對Marcellus 頁巖氣井距進行了評價，認為在當前壓裂工藝條件下最優(yōu)井距在300 m左右，并提出井距與壓裂規(guī)模密切相關(guān)。但究竟如何判斷最合理的井距，國內(nèi)外至今沒有形成統(tǒng)一的認識，因而有必要開展針對性的研究。1 長寧區(qū)塊井間壓竄現(xiàn)狀
長寧—威遠國家級頁巖氣示范區(qū)長寧區(qū)塊自建成以來累計投產(chǎn)井接近200 口，氣井生產(chǎn)效果不斷提升，主力產(chǎn)層為上奧陶統(tǒng)五峰組—下志留統(tǒng)龍馬溪組頁巖[6]。隨著開發(fā)井距的不斷調(diào)整，在不同批次水平井壓裂投產(chǎn)過程中，井間壓竄和生產(chǎn)干擾現(xiàn)象普遍存在，給新井和老井的開發(fā)效果造成了一定程度的影響。如圖1 所示，2014—2019 年期間，長寧區(qū)塊頁巖氣水平井井距從500 ～ 600 m 縮小到300 ～ 400m，井間壓竄發(fā)生的概率逐漸增加，尤其是2017 年主體井距縮小到400 m 以內(nèi)，井間干擾更加明顯。
圖1 長寧區(qū)塊不同井距壓竄情況統(tǒng)計直方圖
根據(jù)北美頁巖氣的開發(fā)經(jīng)驗，井間壓竄是由于兩口井之間的水力裂縫相互連通造成的。引起水力裂縫竄通的原因很多，客觀原因包括儲層非均質(zhì)性、地應(yīng)力特征、天然裂縫發(fā)育情況，主觀原因包括水平井鉆遇層位、壓裂規(guī)模、投產(chǎn)先后順序等。長寧區(qū)塊的井間壓竄主要包括壓裂—生產(chǎn)、壓裂—壓裂、壓裂—關(guān)井等3 種情況。壓裂—生產(chǎn)是指頁巖氣井壓裂時對先期投產(chǎn)的鄰井造成了產(chǎn)量和壓力的干擾，主要原因是鄰井生產(chǎn)后在其周邊形成了壓降漏斗，導(dǎo)致壓裂縫更易向低壓區(qū)延伸[7] ；壓裂—壓裂和壓裂—關(guān)井均是在鄰井沒有明顯先期壓降的情況下，壓裂規(guī)模太大導(dǎo)致壓裂液直接進入鄰井壓裂縫內(nèi)引起的竄通。現(xiàn)場三維地震螞蟻體追蹤和井口壓力監(jiān)測表明（圖2），井間壓竄主要以某一段或某幾段的壓竄為主，并未有井間大范圍的竄通（圖3）。雖然在壓力、產(chǎn)量數(shù)據(jù)中能看到一些明顯的擾動，但更應(yīng)該研究這種局部的壓竄是否會對氣井的EUR 和井組的整體采收率造成影響，這才是設(shè)計井距的關(guān)鍵，也是目前國內(nèi)外頁巖氣開發(fā)關(guān)注的焦點。
圖2 寧209 井區(qū)H17 平臺螞蟻體預(yù)測天然裂縫模型圖
圖3 寧209 井區(qū)H17-2 井排采曲線圖
2 地質(zhì)工程一體化工作流
作為一種非常規(guī)資源，頁巖氣必須采用地質(zhì)工程一體化的思路才能實現(xiàn)規(guī)模效益開發(fā)，總體要求是以地質(zhì)研究為中心，多學科多專業(yè)融合，多工程技術(shù)協(xié)同，其核心就是要打造精細的三維地質(zhì)模型[8]。為了準確評價合理井距，需要先建立能夠客觀反映工區(qū)地質(zhì)工程特征的三維模型，在此基礎(chǔ)上運用實際的壓裂工藝參數(shù)對人工縫網(wǎng)進行模擬，最后建立頁巖氣多級壓裂水平井數(shù)值模型。目前業(yè)界普遍采用斯倫貝謝公司的建模和數(shù)模軟件，該類軟件能夠綜合考慮地質(zhì)、地球物理、巖石力學、氣藏工程等多種信息源的耦合，通過在三維空間還原氣井生產(chǎn)時壓力場、應(yīng)力場的變化模擬井間干擾[9-10]。在北美已經(jīng)有學者采用較為固定的工作流研究合理井距，包括建模、壓裂模擬、產(chǎn)能預(yù)測、應(yīng)力場更新、子井壓裂模擬及產(chǎn)能預(yù)測5 個步驟（圖4），對Haynesville氣田的井距進行優(yōu)化研究，如可以考慮在不同井距條件下，母井投產(chǎn)后地層先期壓降對子井壓裂縫網(wǎng)擴展的影響[11-12]。
圖4 北美地質(zhì)工程一體化頁巖氣井距研究工作流圖
3 經(jīng)濟效益評價
3.1 考慮經(jīng)濟效益評價的必要性
與常規(guī)氣相比，頁巖氣的產(chǎn)量遞減快、開采成本高，最終EUR 的預(yù)測存在不確定性。有學者已經(jīng)從經(jīng)濟可行性的角度對頁巖氣開發(fā)進行了相關(guān)研究，提出了最大程度降低成本是頁巖氣可持續(xù)發(fā)展的首要任務(wù)[13-14]。因此有必要結(jié)合經(jīng)濟分析判斷合理井距，降低頁巖氣資源的開發(fā)風險。眾所周知，在北美從事頁巖氣開發(fā)的中小型油公司較多，它們主要采用初期大井距后期加密的“滾動開發(fā)”模式[15]。北美頁巖氣的開發(fā)理念是“一切以效益為王”，追求單井EUR 最大化的同時更注重經(jīng)濟效益最大化。因此北美的油公司會根據(jù)已購買或者租賃區(qū)域的面積進行井網(wǎng)調(diào)整，開發(fā)早期在面積較大的區(qū)域用大井距進行整體控制，母井生產(chǎn)1 ～ 4年后再根據(jù)氣價變化決定加密井距，只要有效益就會不斷進行加密。然而國內(nèi)長寧區(qū)塊的頁巖儲層地質(zhì)工程特征與北美存在差異[16-17]，又主要采用一次性井網(wǎng)整體部署的開發(fā)模式，這些客觀條件要求作業(yè)者必須因地制宜，采用地質(zhì)—工程—經(jīng)濟一體化的工作思路，運用多種方法手段綜合論證合理井距，才能確保兼顧產(chǎn)量、效益和采收率。3.2 經(jīng)濟評價參數(shù)
凈現(xiàn)值（NPV）和內(nèi)部收益率（IRR）是國內(nèi)企業(yè)評價項目投資是否具有經(jīng)濟效果的普遍標準，兩者通過考慮資金的時間價值來判斷項目的資金狀況，能夠反映投資的有效性和質(zhì)量高低[18-19]。筆者主要采用內(nèi)部收益率評價不同井距條件下氣井生產(chǎn)的經(jīng)濟效益。內(nèi)部收益率的表達式為：
式中IRR 表示內(nèi)部收益率，若IRR ＞基準折現(xiàn)率，則項目具有經(jīng)濟效益；CI 表示評價期內(nèi)頁巖氣井的現(xiàn)金流入，萬元；CO 表示評價期內(nèi)頁巖氣井的現(xiàn)金流出，萬元；t 表示評價期，本文取t =20 年（與單井EUR 計算截止時間一致）。
現(xiàn)金流入主要為頁巖氣銷售收入，現(xiàn)金流出主要包括投資（鉆完井及地面工程費用）、生產(chǎn)成本（操作成本和設(shè)備折舊費等）以及相應(yīng)的稅費。本文使用的經(jīng)濟評價基礎(chǔ)參數(shù)如表1 所示。表1 寧209 井區(qū)頁巖氣開發(fā)經(jīng)濟評價基礎(chǔ)參數(shù)表
4 案例應(yīng)用
4.1 基本情況
寧209 井區(qū)是目前長寧區(qū)塊的主要建產(chǎn)區(qū)，目的層五峰組—龍馬溪組的Ⅰ＋Ⅱ類儲層厚度介于32 ～ 36 m，埋藏深度介于3 000 ～ 3 500 m，壓力系數(shù)介于1.8 ～ 2.0，屬于超壓氣藏，最小水平主應(yīng)力介于71 ～ 73 MPa、水平應(yīng)力差平均為16.7 MPa，天然裂縫較為發(fā)育。已實施水平井的平均壓裂長度為1 500 m，主體壓裂工藝參數(shù)如表2 所示。表2 寧209 井區(qū)主要地質(zhì)、工程特征參數(shù)表
4.2 平臺井組建模
按照“一體化研究工作流”建立寧209 井區(qū)平臺三維模型，大小為1 700 m×1 400 m×30 m，儲量豐度為5.17×108 m3/km2。分別設(shè)計2、3、4、5、6口井共5 種井組方案，模擬井距在200 ～ 600 m 時的井間干擾影響（圖5）。水平井壓裂縫網(wǎng)模擬均采用寧209 井區(qū)的平均壓裂參數(shù)，所有井全部完成壓裂后同時投產(chǎn)。
圖5 2～6 口井地質(zhì)工程一體化數(shù)值模型圖
4.3 結(jié)果分析
圖6 是5 種方案模擬得到的井均日產(chǎn)氣和EUR的結(jié)果。隨著井距的縮小，井間干擾程度加重，頁巖氣井的日產(chǎn)氣量逐漸變差，EUR 不斷下降。由于200 m 井距的平臺模型中有5 口井，采收率仍然比較高，但更加嚴重的井間干擾導(dǎo)致200 m 井距6口井的平臺采收率比240 m 井距5 口井的平臺更小（圖7）。
圖6 不同井距下頁巖氣井的平均日產(chǎn)氣與EUR 曲線圖
圖8 是不同井距預(yù)測20 年后的地層孔隙壓力分布情況。當井距大于400 m 時，井間仍有剩余儲量沒有采出；井距為300 m 時，大部分人工裂縫已經(jīng)連通，但仍然存在儲量沒有充分采出的區(qū)域；井距進一步縮小到240 m 以下，井間干擾變得十分嚴重，井控范圍內(nèi)的地層壓力明顯下降，表明井控儲量已基本被采出。
圖8 預(yù)測20 年頁巖氣平臺地層孔隙壓力分布圖
將5 種方案模擬計算的EUR 帶入公式（1），通過現(xiàn)金流分析就能夠獲得各方案生產(chǎn)20 年對應(yīng)的內(nèi)部收益率，計算結(jié)果如圖9 所示。隨著井距的增加，同一平臺內(nèi)需要開鉆的井數(shù)減少，鉆完井投資也相應(yīng)減少，平臺生產(chǎn)獲得的內(nèi)部收益率就越大。所以說2 口井的平臺相比于6 口井的平臺，雖然采收率低，但投資也相對減少，經(jīng)濟效益反而更好。從經(jīng)濟效益的角度分析，井距也并非越大越好，而是存在一個臨界值，井距一旦超過該臨界值，內(nèi)部收益率的增加就不明顯了。本案例計算得到的臨界井距在380m，對應(yīng)的內(nèi)部收益率為16.9%。
圖9 不同井距下頁巖氣平臺生產(chǎn)內(nèi)部收益率變化曲線圖
將EUR、采收率和內(nèi)部收益率隨井距的變化繪制在同一張圖上（圖10）。當井距大于240 m 時內(nèi)部收益率能夠達到8%，整個平臺氣井生產(chǎn)是有經(jīng)濟效益的，但此時EUR 仍有進一步提升的空間；把井距增大到380 m 時內(nèi)部收益率達到16.9%，表明經(jīng)濟效益接近最大，但此時平臺采收率已經(jīng)下降至42%。若要兼顧單井EUR、平臺采收率和經(jīng)濟效益，井距控制在330 ～ 380 m 是較為合理的。即最小井距不能小于EUR 和采收率的交點，最大井距不超過臨界經(jīng)濟井距的上限。
圖10 寧209 井區(qū)合理井距綜合分析圖版
筆者提出的基于“地質(zhì)—工程—經(jīng)濟一體化”的頁巖氣井距研究方法表明，任何一個頁巖氣藏都不存在“唯一的最佳井距”。地質(zhì)特征發(fā)生變化、工藝技術(shù)不斷優(yōu)化，鉆完井成本不斷下降均會導(dǎo)致最佳井距發(fā)生改變。根據(jù)當前油公司掌握的最新地質(zhì)認識、工藝技術(shù)水平和經(jīng)濟參數(shù)取值，采用地質(zhì)—工程—經(jīng)濟一體化的思路（圖11）可以論證出頁巖氣井距的可接受范圍，根據(jù)該井距范圍進行頁巖氣水平井平臺部署才是較為合理的。
圖11 頁巖氣地質(zhì)—工程—經(jīng)濟一體化井距優(yōu)化工作流圖
5 結(jié)論
水平井井距設(shè)計對于頁巖氣開發(fā)至關(guān)重要，但世界上沒有任何兩個頁巖氣藏是完全相同的，地質(zhì)特征、工程技術(shù)存在差異，甚至是氣價調(diào)整，都會使合理井距發(fā)生變化，因此有必要運用地質(zhì)—工程—經(jīng)濟一體化的思路進行綜合研究。1）井距從500 ～ 600 m 縮小至300 ～ 400 m 后，長寧區(qū)塊的井間壓竄概率逐漸增加，但主要表現(xiàn)為某一段或者某幾段壓竄，并沒有大面積井間竄通，不能僅靠現(xiàn)場壓力監(jiān)測和產(chǎn)量數(shù)據(jù)變化判斷井距是否合適。2）在北美地質(zhì)工程一體化工作流的基礎(chǔ)上，結(jié)合國內(nèi)經(jīng)濟評價方法綜合開展頁巖氣井距論證，不僅能真實模擬人工壓裂縫網(wǎng)竄通后的氣井生產(chǎn)效果，又能同時考慮方案的凈盈利和平臺井數(shù)設(shè)計是否合理。3）寧209 井區(qū)在當前地質(zhì)認識和工程技術(shù)條件下，兼顧單井EUR、平臺采收率以及開發(fā)經(jīng)濟效益的合理井距范圍為330 ～ 380 m。
