地质—工程—经济一体化页岩气水平井井距优化
——以国家级页岩气开发示范区宁209井区为例

雍 锐 常 程 张德良 吴建发 黄浩勇 敬代骄 郑 健

1.中国石油西南油气田公司 2.中国石油西南油气田公司页岩气研究院3.中国石油西南油气田公司天然气经济研究所 4.四川长宁天然气开发有限责任公司

0 引言

页岩气藏只有通过“水平井＋体积压裂”的方式才能实现有效开发。水平段压裂后会在井筒周围形成复杂的人工裂缝网络，目前由于微地震、示踪剂等监测技术在定量刻画裂缝几何形态与缝内支撑剂分布方面仍存在挑战，很难准确判断两口水平井之间应该采用多大的井距较为合适。井距过大会导致井间的储量没有充分动用，造成资源浪费；井距过小会发生井间干扰，甚至严重影响气井的生产效果。国内在页岩气井距方面的研究相对较少，北美页岩气经过长期的开发总结了一些经验：Cakici等[1]在Marcellus页岩气藏开展井组内变井距动态监测试验，确定出了裂缝的有效延伸距离；Lalehrokh等[2]通过引入经济模型进一步研究了Eagle Ford页岩气藏井距与净现值（NPV）之间的关系；Kim等[3]将压力特征曲线与数值模拟相结合，通过井距敏感性分析判断出了井间干扰发生的时间； Orozco等[4]运用修正物质平衡方程，在假设水平井泄气面积为矩形的条件下计算了井距；Pankaj等[5]采用地质工程一体化建模和数模的方法，对Marcellus页岩气井距进行了评价，认为在当前压裂工艺条件下最优井距在300 m左右，并提出井距与压裂规模密切相关。但究竟如何判断最合理的井距，国内外至今没有形成统一的认识，因而有必要开展针对性的研究。……