DOI: 10.12677/ojns.2025.131011, PDF, HTML, XML,  被引量   
作者: 帅 尧, 周新诞：成都理工大学能源学院(页岩气现代产业学院)，四川 成都
关键词: 深层页岩气；水力裂缝；经济效益；井距优化；Deep Shale Gas； Hydraulic Cracks； Economic Benefits； Well Spacing Optimization

文章引用：帅尧, 周新诞. 考虑经济成本下的川南深层页岩气井距优化[J]. 自然科学, 2025, 13(1): 105-116. https://doi.org/10.12677/ojns.2025.131011

1. 引言

页岩气是指赋存于富有机质泥页岩及其夹层中，以吸附或游离状态为主要存在方式的非常规天然气，成分以甲烷为主[1]。由于页岩储层低孔隙度、低渗透率且致密的特点导致常规的钻井方式无法对其实现有效开采，通常采用水力压裂与水平井的方式来进行开采[2]。

页岩气井距设计与优化是评价页岩气开发效果的重要指标[3]。目前确定页岩气合理井距的技术方法主要有压裂模拟法、微地震监测和气井生产历史拟合法等[4]，有部分学者对其进行研究。位云生[5]等指出天然裂缝和水力裂缝会造成一定的井间干扰，影响井距优化设计，赵勇[6]等在单井研究基础上建立了“密切割”工艺下的井组数值模拟模型。胡浩然[7]等将大数据和数值模拟方法相结合进行井距优化。

本文通过川南某井区测井解释和现场生产数据建立地质模型，运用数值模拟的方法来研究深层页岩气在不同裂缝参数条件下的井距，结合经济净现值模型优化井距，力求获得开采最大经济效益。

2. 固定裂缝参数下井距优化设计

2.1. 区域地质和流体模型的建立

Table 1. Basic parameters of geological model

表1. 地质模型基础参数

参数	数值	参数	数值
岩石密度(kg/m3)	2880	深度(m)	4206
气水界面(m)	4335	压力(MPa)	54.37
天然气比重	0.56	油藏温度(℃)	128.6

运用CMG软件建立三层油藏地质模型(如图1)，选取长，宽均是2000米，步长10米，网格数为200，顶部深度为4200米，上下3层一共50米高度来设置地质模型的网格数据(如图1)。设置基质渗透率I，J，K方向值分别为0.0001，0.0001，0.00001，单位为毫达西，基质孔隙度三层由上往下分别为0.0419，0.059，0.0539。对该区域建立组分模型，完成岩石流体(相渗曲线)，初始条件等的设置，选择气水模型，设置油藏温度，最大压力设置，甲烷比重和含水含气饱和度等信息(如表1)。

Figure 1. 3D schematic diagram of geological model

图1. 地质模型3D示意图

2.2. 地层裂缝参数设计

该区域地层裂缝属性假设为水力裂缝与天然裂缝组合。通过CMG建立水力裂缝模型，设计每口水平井段长1500米，压裂模拟每口井20条水力裂缝，裂缝间距为70米，半缝长125米，缝高60米(表2)。设置天然裂缝两组一共1400条，以60度角相交，运用EDFM随机生成裂缝长度为30~100米，缝高60米，密度2米/条的天然裂缝(如表3)。最后，耦合已设计好的天然裂缝与水力裂缝，建立复杂缝网模型。

Table 2. Hydraulic fracture parameters table

表2. 水力裂缝参数表

半缝长(m)	缝高(m)	裂缝宽度(m)	缝间距(m)	裂缝数量(条)
125	60	0.002	70	20

Table 3. Parameters of natural cracks

表3. 天然裂缝参数表

半缝长(m)	缝高(m)	裂缝宽度(m)	裂缝密度(米/条)	裂缝数量(条)
30~100	60	0.002	2	1400

2.3. 水平井井距设计

由于页岩具有水平层理发育的自身属性，页岩气的水平渗透率远远大于垂直渗透率，页岩气更容易水平运移，对于深层页岩气通常采用布置水平井的开采方式。本文设计水平井段长为1500 m，井距在250 m到450 m之间的五种井距模拟方案(如表4)。

Table 4. Well spacing simulation plan

表4. 井距模拟方案

方案	井数	井距(m)	裂缝半长(m)	水平井段长度(m)
一	2	450	125	1500
二	3	400	125	1500
三	4	350	125	1500
四	5	300	125	1500
五	6	250	125	1500

在已建立好的区块地质和流体模型和地层裂缝模型中分别导入五种井距模拟方案对应的井组参数，建立不同井距对应的数值模拟方案模型(如图2)，进行数值模拟，预测获得的产能并进行数据分析。

a. 井距450 m b. 井距400 m c. 井距350 m d. 井距300 m e. 井距250 m

Figure 2. Schematic diagram of well spacing schemes

图2. 各井距方案示意图

2.4. 不同井距参数下的产能模拟分析

根据5种井距下累积产气量和单井EUR的对比可得出结论(如表5)：井距越小井数越多，累产气越高，随着井距的加密，累产气增幅先升高再降低。单井EUR则是450米井距下最大为1.34亿方。最优井距还需要通过经济评价计算NPV净现值来得出。

Table 5. Comparison of EUR and single well EUR at different well distances

表5. 种井距下EUR与单井EUR对比

井数量(口)	井距(米)	20年总EUR (亿方)	20年单井EUR (亿方)
2	450	2.67	1.34
3	400	3.39	1.13
4	350	4.46	1.12
5	300	6.13	1.23
6	250	6.45	1.08

通过5种井距下20年生产压力分布图可见其储量动用情况和井间干扰情况，由图3可见：250米和300米井距对应的6口井和5口井，其储量动用体积相差不大且为5种井距下储量动用程度最大范围；350米和400米井距中存在明显的井间干扰；450米井距无干扰。

Figure 3. Comparison of cumulative gas production at five different well spacings

图3. 5种井距下累积产气对比图

2.5. 基于经济效益最优井距分析

基于项目现金流量表进行财务评价分析[8]，可以判断项目的经济合理性，主要指标包括：

1) 财务内部收益率(IRR)：该指标指项目在特定时间内所能获得的回报率。当IRR大于预期投资回报率时，项目认为是经济可行的。

$\underset{t=1}{\overset{n}{{\displaystyle \sum }}}{\left(CI-CO\right)}_t{\left(1+\text{IRR}\right)}^{-t}=0$ (1)

2) 财务净现值(NPV)：该指标表示项目的现值是否大于项目的投资额，如果NPV大于零，则表明项目是可盈利的。NPV是评价项目财务盈利能力最主要的动态评价指标[9]

$\text{NPV}=\underset{t=1}{\overset{n}{{\displaystyle \sum }}}{\left(CI-CO\right)}_t{\left(1+i_c\right)}^{-t}$ (2)

3) 投资回收期(P_t)：该指标表示项目所需的时间来回收资本投资成本。

$P_t=T_0-1+\frac{P{V}_{t-1}}{P{V}_t}$ (3)

式中：CI-现金流入量；CO-现金流出量；n-计算期；T-计算期的年序号；i_c-基准收益率或设定的折现率；T₀-累计净现值出现正值的年份；PV_t-1-上年累计净现金流量的绝对值；PV_t-当年净现金流量的绝对值。

根据表6计算5种井距方案下NPV，通过对比不同井距下的NPV净现值，来寻找最优井距。根据5种井距的NPV结果(如表7)，当井距为300米时，总NPV最大。因此，最优横向井距300米，开发20年，5口井总NPV为1.06亿元。

Table 6. Cost economic indicators

表6. 成本经济指标

项目	费用	单位
单口井成本	5000	万元
井口气价	1.275	元/立方米
气税	0.035	%
折现率	10	%

Table 7. Comparison of NPV at different well distances

表7. 不同井距下NPV对比

井数量(口)	井距(米)	总NPV (亿元)
2	450	0.474
3	400	0.0609
4	350	0.2271
5	300	1.06
6	250	0.7975

3. 变裂缝参数条件下井距优化设计

3.1. 半缝长优化

本次参数设置在其余条件相同的情况下，共设计了三组方案，分析不同裂缝长度对压裂水平井开发效果的影响情况[10]。裂缝半缝长长度分别设置为120 m，137.5 m，155 m，以井距为450 m为例，各个缝长参数下裂缝模型如图4所示。最后根据数值模拟预测储量，选取最优半缝长参数。

a. 半缝长155 m b. 半缝长137.5 m c. 半缝长120 m

Figure 4. Schematic diagram of well network with different half seam lengths at a well spacing of 450 m

图4. 450 m井距下不同半缝长井网示意图

a. 不同半缝长下井距-EUR b. 不同半缝长下井距-NPV

Figure 5. Numerical simulation results for different half seam lengths

图5. 不同半缝长下数模结果

从图5(a)可以看出，在井距参数和气田地层参数条件恒定条件下，随着半缝长的增大，井组20年总EUR也不断增大。这是由于裂缝半缝长越长，所能沟通的基质和天然裂缝范围越广，有利于页岩气在开采过程中渗流，因此半缝长越长井组产量越高。同时可以观察到，随着井距减小井数增多，半缝长对井组总产量的提升幅度增强，因此在不考虑压裂所产生的经济成本条件下，半缝长越大页岩气藏储量动用程度越高，采出程度越高。

当引入财务净现值评价不同半缝长参数下对经济收益的提升时(如图5(b))，随着半缝长参数的增大，井组NPV都有不同程度的提高；其中在300米井距半缝长155 m条件下，井组的NPV最大。因此，最佳半缝长为155 m。

3.2. 缝高参数优化

在储层参数和裂缝其余参数条件相同的情况下，共设计了三组缝高优选方案，分析不同缝高对压裂水平井累积产气量的影响情况。裂缝的缝高参数分别设置为48 m，55.25 m，62.5 m，以井距为450 m为例，各个缝高参数下水力裂缝模型如图6所示。最终根据数值模拟储量，选取最优缝高参数。

a. 缝高62.5 m b. 缝高55.25 m c. 缝高48 m

Figure 6. Schematic diagram of wellbore network with different seam height parameters

图6. 不同缝高参数下井网示意图

从图7(a)可以看出，在井距参数和气田地层参数条件恒定条件下，随着缝高的增大，井组20年总EUR也不断增大。但随着井距的增大，缝高参数对于井组总产量的提升效果幅度逐渐减弱。分析认为，这是由于深层页岩气储层普遍小层层厚较低，在平均缝高参数下已可以满足正常开采。当引入财务净现值评价不同缝高参数下对经济收益的提升时(如图7(b))，随着缝高参数的增大，井组NPV都有不同程度的提高，且在300 m井距缝高62.5 m条件下提升最大，井组的NPV最大。因此最优缝高参数为62.5 m。

a. 不同缝高下井距-EUR b. 不同缝高下井距-NPV

Figure 7. Numerical simulation results at different seam heights

图7. 不同缝高下数模结果

3.3. 布缝方式的优化

在通过压裂水平井开发页岩气藏时，压裂水平井的裂缝布置方式主要有两种布缝方式，分别为正对布缝和交错布缝(如图8)。正对布缝是指水平井之间的水力裂缝排列完全相同；交错布缝是水平井之间的裂缝穿插分布，又称拉链式布缝[11]。

数值模拟结果得到两种布缝方式下的压力分布如图8(b)、图8(d)所示，结果表明：交错布缝相较于正对布缝地层压力降落更加明显、压力波及范围更远。裂缝交错分布可以更好的沟通储集层中的天然裂缝，使得地层整体连通性进一步提升。因此，布缝方式优化为交错布缝。

a. 正对布缝 b. 正对布缝模拟结果

c. 交错布缝 d. 交错布缝模拟结果

Figure 8. Digital simulation results of different sewing methods

图8. 不同布缝方式数模结果

3.4. 裂缝导流能力优化

在某一裂缝导流能力参数条件下可以大大提升水平压后的动用储量[11]。裂缝导流能力用公式可以表示为裂缝宽度和裂缝渗透率相乘[12]。如公式(4)。

$C_f=W_f\times K_f$ (4)

式中：C_f-裂缝导流能力，D·cm；W_f-裂缝宽度，cm；K_f-裂缝渗透率，D。

深层页岩气在压裂后形成的裂缝的导流能力难以长久稳定维持，会导致产量在短期能大幅降低[13]。因此，在对于某一区域最终产量的预测时，必须考虑初始裂缝导流能力大小对于累积产量的影响[14]。本文设计三种裂缝导流能力参数：0.2 mD∙cm、0.4 mD∙cm、0.6 mD∙cm。

Figure 9. Prediction of cumulative gas production under different fracture conductivity parameters

图9. 不同裂缝导流能力参数下累积产气量预测图

根据数值模拟结果(如图9)，裂缝导流能力为0.6 mD∙cm时，20年累产气量最高。从而推断出：裂缝导流能力越大，那么近井附件地层的连通性就越好，气水在裂缝间的运移更加畅通，气井单日产量也就越高。因此优选裂缝导流能力为0.6 mD∙cm。

单一因素下的最优裂缝参数为：半缝长155 m、缝高62.5 m、裂缝导流能力0.6 mD∙cm。从现场实际来看，半缝长、缝高、裂缝导流能力三者无法同时达到单一因素下的数值，需综合考虑三者之间的相互影响。

4. 综合裂缝参数下井距优化

4.1. 正交因素分析

正交试验是一种实验设计方法，用于研究多个因素对实验结果的影响。这种方法能够在保证实验结果代表性的同时，快速筛选出对实验结果影响较为显著的因素和水平组合，并优选出实验结果最优的参数组合[15]。

选取的各因素水平范围为：裂缝半缝长分别设置为125 m、137.5 m、155 m；裂缝缝高分别设置为48 m、55.25 m、62.5 m；导流能力分别设置为0.2 mD∙cm、0.4 mD∙cm、0.6 mD∙cm；参数设计如表8。设计的正交方案和计算结果见表9。

Table 8. Level table of factors influencing the orthogonal experiment of fracturing horizontal well productivity

表8. 影响压裂水平井产能正交试验的因素水平表

参数水平	裂缝半缝长(m)	裂缝缝高(m)	裂缝导流能力(mD∙cm)
1	125	48	0.2
2	137.5	55.25	0.4
3	155	62.5	0.6

4.2. 极差分析法

极差分析法是用于衡量不同因素对实验结果影响大小的方法。该方法假定其他因素对结果的影响是均衡的，通过计算各因素在各个水平的试验结果之和的平均数，并将其中最大值与最小值之差的绝对值作为评价标准。绝对值越大，说明该因素对试验结果的影响越大，反之越小。

$R_j=\left|R_{j\max }-R_{j\min }\right|$ (5)

式中：R_j-因素的极差；R_jmax-因素j在各个水平试验结果平均数的最大值；R_jmin-因素j在各个水平试验结果平均数的最小值。

Table 9. Orthogonal design scheme and simulation results

表9. 正交设计方案及模拟结果

方案号	裂缝半缝长(m)	裂缝缝高(m)	裂缝导流能力(mD·cm)	井组20年累积产气量(108 m3)
方案1	125	48	0.2	7.472
方案2	125	55.25	0.6	3.998
方案3	125	62.5	0.4	5.204
方案4	137.5	48	0.6	4.245
方案5	137.5	55.25	0.4	5.283
方案6	137.5	62.5	0.2	7.850
方案7	155	48	0.4	6.096
方案8	155	55.25	0.2	8.760
方案9	155	62.5	0.6	4.528

对各个因素进行极差值的计算得到表10。将数据处理成柱状图展示如图10所示，可知半缝长的极差值最大。由此，我们可以得到对于深层页岩气藏在300米井距下，裂缝参数对累积产气量的影响大小因素由大到小依次为：半缝长 > 裂缝导流能力 > 缝高。根据表9中的累积产量大小可以看出，方案8的20年累积产气量最大，因此方案8为最优裂缝参数。该方案的裂缝参数：水平段长度为1500 m，裂缝间距为70 m，裂缝半缝长为155 m，缝高为55.25 m，并且裂缝导流能力为0.2 mD∙cm。

根据井距优化方案模拟结果，可以推广到其他地区深层页岩气藏开发时的裂缝参数优化设计中，通过数值模拟方法预测正交设计方案下区块产量，优选出当前压裂技术可实现的最优裂缝参数，以优化压裂方案。对于层厚较薄、区块范围较广的深层页岩气区块，采用水力压裂和水平井的方式开采，适当部署较密井网，气井考虑小井距、长水平段。在裂缝设计上考虑，无井间干扰情况下采用交叉布缝，可以考虑适当牺牲缝高参数条件获取更长的半缝长参数，以此增强裂缝与基质间连通性，获取更高产量和经济效益。

Table 10. Orthogonal range calculation results

表10. 正交极差计算结果

裂缝影响因素	A半缝长	B缝高	C裂缝导流能力
K1	16.674	17.813	24.082
K2	17.378	18.041	16.583
K3	34.052	17.582	12.771
K1 = K1/3	5.558	5.938	8.027
K2 = K2/3	5.793	6.014	5.528
K3 = K3/3	11.351	5.861	4.257
R	5.793	0.153	3.77
最优方案	A3	B1	C1

Figure 10. Orthogonal range calculation results

图10. 正交极差计算结果

5. 结论

(1) 基于300米井距下，运用数值模拟方法分析变裂缝参数条件下各裂缝参数对区块累积产气量的影响，并确定各裂缝参数水平的范围。

(2) 通过正交实验以及数值模拟表明：该区块在水平井距300 m、水平段长1500 m下，最优布缝方式为交叉布缝，综合考虑缝长、缝高、裂缝导流能力三者之间的影响，各裂缝参数为：半缝长155 m，缝高55 m，裂缝导流能力0.2 mD∙cm。同时该区块各裂缝参数影响力大小顺序为：半缝长 > 裂缝导流能力 > 缝高。

(3) 基于当前区块数值模拟和井距设计方案，类推相似区块可借鉴此开发方案。对于层厚较薄、区块范围较广的深层页岩气区块，可以考虑适当牺牲缝高参数条件获取更长的半缝长参数，获取更高产量和经济效益。

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