太阳气田作为昭通页岩气示范区内主产气区，其重点开发的目的层系优质储层厚度超30m，相邻井间距离为400m，目前的水平井体积压裂工艺有效改造的储层体积远小于方案设计要求，导致储量动用程度偏低。研究表明，通过优化井网部署模式，可实现优质储量极限动用，为此，太阳气田开展了浅层页岩气小井距立体开发井组试验，并初步取得了较好的成果，同时也存在一些问题需进一步攻关。

北美页岩气对平面缩小井距、纵向多层开发已开展大量研究并大规模现场推广应用，在井位部署优化、井间压窜预测与控制、压后产能评价等方面形成了较为成熟的技术^[1-4]。近年来，国内主要页岩气示范区相继开展立体开发试验，中国石化焦石坝气田较为成功，焦页66号井组实现了国内首个页岩气3层立体开发评价，且连续试气获得高产，4口井测试产量合计达67×10⁴m³/d ^[5-6]。中国石油在昭通页岩气示范区YS108区块实施平面投影井距250m、垂向双层靶体的立体开发试验，储量动用率提高20%、采收率提高7%^[7-8]；长宁—威远页岩气示范区威202井区内开展龙马溪组龙一1₁、龙一1_3-4小层的“W”形调整井立体开发试验，单井测试产量为（8.22~13.98）×10⁴m³/d，达到了提高储量动用率和采收率的目的^[9]。针对立体开发最为核心的裂缝扩展机理研究和评价方法也逐渐深入和丰富起来，如王军磊等提出的基于嵌入黏聚单元法评价页岩储层压裂缝网扩展规律^[10]；杜旭林等提出的基于XFEM-MBEM的嵌入式离散裂缝模型流固耦合数值模拟方法，可准确表征非常规油藏开采过程中的裂缝变形及流体流动机理^[11]；肖佳林等使用四维动态地质力学模拟分析技术定量化评价了涪陵气田立体加密井组的新、老井间应力场的变化，对太阳浅层页岩气立体开发具有较好的借鉴作用^[12]。

针对太阳浅层页岩气田立体开发井组试验过程中的成果和存在的问题，通过地质工程一体化的思路，全链条复盘评价钻井—压裂—测试—产能及经济效益，基于动态分析认识结合数值模拟结果，总结出浅层页岩气立体开发的四大得失，为下一步立体开发推广提供技术支撑。

昭通示范区太阳页岩气田是目前国内唯一规模建产的浅层页岩气田，面积约为585km²，主体埋深小于2000m，构造上位于四川台坳川南低陡褶带南缘^[9]，发育云山坝向斜、太阳背斜和柏杨坪向斜，构造条件相对复杂，海相黑色页岩是研究区内主要气源岩^{[9, 13]}。其中，上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组厚度大、有机碳丰度高、保存较好^[14-15]，五峰组—龙一1亚段优质储层发育，厚度约为33m，是太阳页岩气田开发的重点目标层系^[16-17]。

太阳页岩气田目前已建成8×10⁸m³/a的规模，其中，埋深小于1500m的浅层开发水平井共计投产79口，均采用平面400m井距、纵向龙一1₁小层的部署模式，平均单井储量动用率仅为40%，采收率仅为18%。为提高气藏储量动用率和采收率，优选太阳背斜核心部位1.2km²的空白区部署TYH11井组，开展小井距立体开发试验，该井组目的层埋深介于1000~1250m，设计部署4口井、平面投影井距250m、下部靶体层位为龙一1₁—龙一1_2-1单层、上部靶体层位为龙一1_3-2单层错层部署（图 1、图 2）。

图 1

图 1 昭通区块浅层页岩气试验井组分布图（左）及岩性剖面图（右） Fig. 1 Location (left) and lithologic section (right) of shallow shale gas pilot well group in Zhaotong block

图 2

图 2 太阳浅层页岩气田TYH11井组立体开发模式图 Fig. 2 Stereoscopic development mode of Platform TYH11 in Taiyang Shallow Shale Gas Field

采用国际主流的Petrel地质工程一体化的软件平台，基于实际钻井、压裂、试采数据，创建三维地质模型、三维力学模型、天然裂缝模型、水力裂缝模型，生产数值模型和四维应力模型^[18-21]，以经济效益和井组采收率为最终评价指标，评价小井距立体开发在太阳浅层气田的实施效果。

TYH11试验井组位于太阳背斜构造高部位（图 1），由于整体垂深较浅，水平段钻进过程中全程采用LWD钻井导向工具，相比中深层使用的旋转导向工具具有导向精度较高且成本更低的优势。背斜核部拉张应力环境下小型天然裂缝较发育，水平段钻进过程中伴随因局部天然裂缝导致出层现象，对靶体钻遇率造成一定负面影响，但整体表现出较高的靶体钻遇率，4口井平均靶体钻遇率为77.5%，层拉平后各井水平段井轨迹如图 3所示，其中，TYH11-1井和TYH11-5井水平段井轨迹基本控制在龙一1₁—龙一1_2-1靶体内，靶体钻遇率为73.0%，TYH11-3井和TYH11-7井水平段井轨迹基本控制在龙一1_3-2靶体内，靶体钻遇率为82.0%，纵向垂深差约为13.6m，基本实现邻井纵向错层的设计目标，有效减小垂向人造裂缝互相干扰；平面上，井组内为尽量规避井间裂缝干扰，相邻错位靶体层位内的井平面投影井距保持在250m，同一靶体层位内的井平面投影井距保持在500m，同时，为了防止新、老井干扰，边部新井与东西向邻近老井井间距保持在360~400m，如图 1、图 2所示。

图 3

图 3 太阳浅层页岩气田TYH11井组水平段井轨迹按层拉平示意图 Fig. 3 Horizontal well trajectory of Platform TYH11 flattened by horizon in Taiyang Shallow Shale Gas Field

根据中国石油页岩储层分类标准（表 1），试验井组区内五峰组—龙一1₄小层页岩储层类型的纵向分布如图 2所示，垂向总厚度为35.8m，其中，Ⅰ类储层占比为33%，Ⅱ类储层占比为54%。实钻测井解释结果显示，试验井组内4口井水平段钻遇储层类型均属于Ⅰ+Ⅱ类优质储层，表明立体开发具备较好的资源基础。其中，TYH11-1井和TYH11-5井钻遇下部龙一1₁小层，测井解释结果均为Ⅰ类储层，TYH11-3井和TYH11-7井钻遇上部龙一1₃小层，测井解释结果均为Ⅱ类储层。

表 1

表 1 中国石油页岩储层分类标准 Table 1 Shale reservoir classification standard in China 储层分类 总有机碳含量/% 有效孔隙度/% 脆性矿物含量/% 含气量/% Ⅰ类储层 ＞3 ＞4 ＞55 ＞3 Ⅱ类储层 2~3 3~4 45~55 2~3 Ⅲ类储层 1~2 2~3 30~45 1~2 非储层 ＜1 ＜2 ＜30 ＜1

表 1 中国石油页岩储层分类标准 Table 1 Shale reservoir classification standard in China

近年来，川南地区非常规页岩气储层改造工艺朝着高强度加砂、长段多簇、暂堵转向的“压裂2.0”方向发展。簇间距由早期30m左右缩减至目前7~10m，加砂强度由早期1t/m提升至目前3~4t/m，旨在“密切割、多造缝、强支撑”。“压裂2.0”工艺已在400m井距单层靶体的页岩气水平井储层改造上全面推广，并实践证实具有较好的提产效果，但针对相邻井平面投影井距250m、多层靶体立体开发的水平井储层改造上尚属首次，且浅层页岩气目的层水平方向应力差仅为8~13MPa，技术适应性尚不明确，因此，本次在“压裂2.0”工艺基础上进一步优化关键参数指标，加砂强度降至2.3~2.6t/m、用液强度降至19~25m³/m、簇间距缩小至7~10m、增加每段暂堵转向次数，以期实现“控缝长、限缝高”的密切割、网状人造裂缝，以及井组整体储量的极限动用。

表 2是TYH11试验井组各井的详细压裂参数，基于精细三维地质属性模型，采用非常规水力裂缝模拟软件Knitex对4口试验井在实际压裂过程中的泵注程序、施工压力和井中微地震监测数据进行拟合（图 4a），模拟水力裂缝缝网形态和导流能力（图 4b）。模拟中充分考虑了小型天然裂缝与人造水力缝网的协同造缝过程（图 4c），以及压裂过程中邻井的生产动态，模拟结果显示，平均单井主裂缝开启条数为98条、开孔率为80%、平均支撑缝长113m、支撑缝高7.1m（表 2）；从水力裂缝三维空间匹配关系看，多数裂缝未出现直接沟通，少数在平面投影上出现叠合的缝尖在纵向上相互错开（图 4），反映出错层部署方式能有效地控制邻井间的平面、纵向上缝间干扰；为了降低套变风险和避免形成高漏失无效缝，在过井筒的天然裂缝发育段附近，采取主动避射措施，共计7处、累计813m，虽然一定程度减小了储量动用量，但是整个48段压裂完未出现套变现象，保障了井筒完整性。整体评价试验井组水力压裂效果，井组4口井合计有效动用水力缝体积（ESRV）2200×10⁴m³，其中TYH11-1井和TYH11-5井合计ESRV较TYH11-3井和TYH11-7井合计ESRV低11.3%，井组合计缝控储量为2.34×10⁸m³。同太阳气田其他浅层页岩气井对比，试验井组平均单井ESRV和缝控储量较区块平均值提高23%。

表 2

表 2 太阳浅层页岩气田TYH11井组压裂施工参数及压裂效果评价表 Table 2 Fracturing engineering parameters and fracturing result evaluation of Platform TYH11 in Taiyang Shallow Shale Gas Field 井号 钻井水平段长度/m 压裂水平段长度/m 压裂段数 加砂强度/（t·m-1） 簇间距/m 主裂缝条数 平均支撑缝长/m 平均支撑缝高/m ESRV/ 104m3 TYH11-1 1200 939 11 2.3 9.5 89 100 8.0 546 TYH11-3 1200 1041 13 2.6 7.6 100 102 7.9 670 TYH11-5 1300 1121 13 2.4 8.2 104 143 5.7 489 TYH11-7 1200 986 11 2.3 8.6 99 108 6.6 495 平均 1225 1022 12 2.4 8.5 98 113 7.1 550

表 2 太阳浅层页岩气田TYH11井组压裂施工参数及压裂效果评价表 Table 2 Fracturing engineering parameters and fracturing result evaluation of Platform TYH11 in Taiyang Shallow Shale Gas Field

图 4

图 4 太阳浅层页岩气田TYH11井组压裂效果评价图 Fig. 4 Fracturing result evaluation diagrams of Platform TYH11 in Taiyang Shallow Shale Gas Field

太阳浅层页岩气水平井返排测试过程表现出“低井口压力、低初期产量、高返排率、慢递减率”四大特点^[22-23]，需严格遵循“缓慢、连续、稳定、足量”的返排原则。返排速率过快会造成储层的应力敏感伤害，排液不及又会诱发地层—井筒液锁伤害和增加出砂风险^[24]，通过建立太阳浅层页岩气压裂后测试返排标准，针对5个测试返排阶段，采取对应的测试制度。如图 5所示，初期纯排液阶段采用2mm油嘴开井缓慢排液，每个油嘴制度保持5~7天，稳定测试阶段要求日产气量、井口压力维持在稳定标准范围内持续测试10天。TYH11井组严格执行浅层页岩气测试返排标准（图 6），整个测试周期为45~50天，最大油嘴8mm，稳定测试产量为（3.6~4.1)×10⁴m³/d，对应井口压力为5.5~6.5MPa（表 3），其中，TYH11-1井、TYH11-5井合计稳定测试产气量较TYH11-3井、TYH11-7井高5.26%，稳定测试压力低4.0%。通过计算稳产测试阶段产能指数p×Q（其中p为井口压力，Q为产量），试验井组测试产能优于研究区内75%的井，表现出较高的测试效果。稳定测试阶段表现出稳定线性流特征，反映裂缝有效性的$A\sqrt K $（其中A为人造裂缝表面积，K为改造区内平均渗透率）保持较高水平，井口未见出砂现象，表明裂缝导流能力好、有效性强，测试制度科学合理。

图 5

图 5 太阳浅层页岩气水平井测试返排标准图版 Fig. 5 Standard well testing and flowback chart of horizontal wells in Taiyang Shallow Shale Gas Field

图 6

图 6 太阳浅层页岩气田TYH11井组测试产量和压力曲线图 Fig. 6 Well test production and pressure curve of Platform TYH11 in Taiyang Shallow Shale Gas Field

表 3

表 3 太阳浅层页岩气田TYH11井组产能及经济效益评价参数表 Table 3 Production capacity and economic benefit evaluation parameters of Platform TYH11 in Taiyang Shallow Shale Gas Field 井号 稳定测试产气量/ (104m3·d-1) 稳定测试压力/MPa 首年日产量/104m3 EUR/104m3 井组采收率/% IRR/% TYH11-1 3.9 5.5 3.45 4430 31.8 10.1 TYH11-3 4.0 6.5 3.50 4603 11.2 TYH11-5 4.1 6.5 3.52 4489 10.0 TYH11-7 3.6 6.0 3.34 4242 7.6 平均 3.9 6.1 3.45 4441 9.7

表 3 太阳浅层页岩气田TYH11井组产能及经济效益评价参数表 Table 3 Production capacity and economic benefit evaluation parameters of Platform TYH11 in Taiyang Shallow Shale Gas Field

试验井组连续试气+试采已满4个月，各项生产指标趋于稳定，基于前期三维地质模型、天然裂缝模型、水力裂缝模型成果，采用非常规油藏数值模拟软件Intersect精细拟合前4个月的产量和压力，建立试验井组生产数值模型，如图 7所示，吻合度达到95%以上，并基于该模型预测试验井组各井20年生产周期的产能和地层压力变化情况。预测结果如表 3所示，井组单井首年平均日产量为3.45×10⁴m³，平均单井最终可采储量（EUR）为4441×10⁴m³，井组采收率为31.8%，其中TYH11-1井、TYH11-5井的EUR平均为4459.5×10⁴m³，TYH11-3井、TYH11-7井的EUR平均为4422.5×10⁴m³，证实位于上部靶体的井产能与位于下部靶体的井产能基本相当。

图 7

图 7 太阳浅层页岩气田TYH11-7井数值模拟法生产历史拟合及20年产量/压力预测曲线图 Fig. 7 Production history matching and 20-year production/pressure prediction curve by numerical simulation method of Well TYH11-7 in Taiyang Shallow Shale Gas Field

在产能评价基础上，结合试验井组已发生投资和采气成本，进行效益评价，计算各井内部收益率（IRR）在7.6%~11.2%之间，平均为9.7%（表 3），高于太阳气田浅层页岩气水平井平均水平。综合以上评价结果，TYH11井组小井距立体开发方案较常规部署方案实现井组储量动用率提高23%、井组采收率提高11%，具有较好的经济效益。小井距立体错层开发试验在太阳气田浅层页岩气开发中取得了圆满成功，可进一步开展推广应用。

TYH11井组的立体开发试验进一步验证了太阳背斜多靶体的产能，靶体为下部龙一1₁小层的TYH11-1井和TYH11-5井平均靶体钻遇率为73.0%，平均百米EUR为436×10⁴m³；靶体为上部龙一1₃小层的TYH11-3井和TYH11-7井平均靶体钻遇率为82.0%，平均百米EUR为436×10⁴m³，均表现出较高的产能潜力。由于开发目的层的储层垂向应力从上往下逐渐增加、页理缝发育程度由浅到深逐渐增强，综合导致水力裂缝更易向上扩展^[25]，以试验井组4口井平均支撑缝高为例，上部靶体井压裂支撑缝网平均高度为7.3m，平均单井ESRV为583×10⁴m³，裂缝垂向扩展范围内Ⅰ类储层占比为27.5%、Ⅱ类储层占比为72.5%，下部靶体井除上述之外，还受五峰组顶部厚0.5m的介壳灰岩遮挡影响，水力裂缝整体向上延展，压裂支撑缝网平均高度为6.9m，平均单井ESRV为517×10⁴m³，裂缝垂向扩展范围内Ⅰ类储层占比为96.0%，Ⅱ类储层占比为4.0%。综上分析，虽然上部靶体井动用的储层类型以Ⅱ类储层为主，差于下部靶体井，但是ESRV高于下部靶体井，上部靶体井通过增大人造缝网体积弥补先天储层品质的缺陷，达到与下部靶体井基本相当缝控储量，最终实现上下部靶体井均高产的目标。

太阳气田总含气面积约为585km²，开发目的层五峰组—龙一1亚段厚度平均为38m，Ⅰ+Ⅱ类储层厚度为33m，占比为87%，资源基础丰富，目前已建成的8×10⁸m³/a产能均部署在下部龙一1₁小层，垂向储量动用率低，龙一1₃小层及以上层位存在大量优质储量未动用。基于TYH11试验井组的实践与认识，认为在确保足够大的ESRV和缝控储量前提下，太阳浅层页岩气田实施平面250m小井距、垂向靶体为龙一1₁小层和龙一1_3-2单层的错层立体开发可以实现无明显干扰且上下靶体井均高产的目的。同时，上部靶体可进一步上提至龙一1_3-3单层及以上层位，有效解决了垂向干扰问题，且进一步增加垂向储量动用程度。

小井距立体开发在钻井、压裂、采气工艺配套上有别于常规技术，需要针对性的优化改进工程技术以达到地质目的。以TYH11试验井组为例，在钻井地质导向方法优化方面，多靶体设计在水平段钻井地质导向过程中面临着挑战，常规的导向标志随钻GR曲线在上部靶体龙一1_3-2单层与邻近小层曲线特征相近，缺乏明显的对比标志，为此，在TYH11-3井和TYH11-7井水平段导向过程中创新运用了基于元素录井辅助导向GR精准识别层位技术，对上部靶体龙一1_3-2单层识别效果较好，最终两口井靶体钻遇率达到预期要求；在压裂改造工艺优化方面，常规的“压裂2.0”工艺应用在小井距立体开发方案上极易因缝长过长、缝高过大造成平面及垂向上的井间干扰，为此，本次试验井组针对性地适当降低用液和用砂规模、缩小簇间距，相比较常规“压裂2.0”方案，用液强度下降26.6%，加砂强度下降18.5%，簇间距减小10%，优化后的平均单井水力缝长减小24.7%，缝高减小21%，在保证ESRV满足设计要求的前提下，实现了有效控制缝长、缝高，降低井间干扰的目的；在返排测试制度优化方面，试验井组在已有的浅层返排测试技术^{[22, 25]}基础上，进行了优化调整。为防止储层应力敏感伤害导致水力裂缝过早闭合以及减少返排出砂风险，压裂后返排测试遵循“连续、缓慢、足量”的原则，确保气脉不断、连续产水的返排过程，并形成了返排测试标准模板（图 5）。以2mm油嘴制度开井返排，实时评价人造气藏多尺度裂缝的流态变化^[26]，据此以1mm油嘴极差上调，最终以日产气变化率小于10%、压降幅度小于0.002MPa/d，且无明显出砂现象为最终稳定测试阶段，进行10天的稳定测试求产。试验井组所用的钻井、压裂、返排测试技术基本达到设计要求的储量极限动用、产能最大程度发挥的目的，可在整个太阳浅层页岩气田推广应用。

试验井组位于太阳背斜核部，构造复杂，蚂蚁属性体平面图显示（图 8），发育多条东西向贯穿井轨迹的天然裂缝，钻井显示断距为2~5.6m，结合地震属性体、三维构造模型和实钻断层数据，将天然裂缝划分为5组，如图 4c所示。压裂时在规模较大的DFN1和DFN2裂缝周边100m左右采取避射措施，极大地降低了天然裂缝沟通引起的压窜和套变风险，由图 4b、c可见，DFN1裂缝附近的水力裂缝正常扩展，并未出现沿着天然裂缝长距离沟通的情况；DFN2裂缝与TYH11-1井第9段相交且未采取避射措施，该段的水力裂缝明显受DFN2裂缝影响，裂缝扩展方位向北偏移20°并直接与东侧邻井TYH-58井直接沟通（图 1），并造成TYH-58井压窜后产量降低50%；DFN3、DFN4和DFN5裂缝未采取避射措施，经过这3组天然裂缝沟通的压裂段均出现了不同程度的天然裂缝沟通水力裂缝特征，并改变水力裂缝的扩展方向、增加其裂缝长度，造成了立体开发井组内部井间沟通^[27-29]。从图 6可以看出，测试期间井组产量和压力变化趋势较为一致，反映出井间存在轻微沟通，但不影响各井正常生产，这种现象是在追求井间储量极限动用后带来的井间干扰现象，却不至于达到压窜邻井影响正常生产的程度。因此，综合判断，小井距立体开发井组内部轻微井间干扰处于正常可控范围，受天然裂缝影响导致与邻近老井压窜的现象会较大程度影响老井产能，目前压窜井治理技术较为单一，老井恢复正常产能所投入的时间和资金均较大，所以减少新、老井的压窜是小井距立体开发下一步重点研究方向。

图 8

图 8 太阳浅层页岩气田TYH11井组及周边老井现今最大水平主应力分布及蚂蚁属性叠合图 Fig. 8 Superposition map of current maximum horizontal principal stress and ant attribute in Platform TYH11 and surrounding old wells in Taiyang Shallow Shale Gas Field

新、老井间的干扰除了裂缝直接沟通外，应力传导作用形成的间接沟通也是重要因素之一。累计产出量较大的老井地层能量保持水平较低，储层孔隙压力大幅降低，三维应力场随之发生改变，与相邻大规模体积压裂后的新井地层压力相比，两者之间形成了较大的应力差，易造成应力传导式的间接压裂干扰。本次实施的TYH11井组东西两侧均存在已生产老井，其中东侧距离360m处为TYH-58井，投产600天，累计产量为1896×10⁴m³，返排率为43%，地层压力保持水平较低，仅为5.2MPa，压降漏斗较远，平均为210m；H11井组西侧400m处为TYH-42井，投产仅65天，累计产量为150×10⁴m³，返排率为15%，地层压力保持水平较高，为8.6MPa，压降漏斗平均小于100m。本次研究基于试验井组的三维地应力模型、水力压裂模型及生产数值模拟，建立东西侧老井TYH-42井和TYH-58井四维地应力场模型，模拟随生产时间变化，地层压力下降后，生产井周边地层最新地应力三维分布状况如图 8所示。从模拟的现今应力场看，投产时间较长的TYH-58井附近应力场变化较大，尤其是水平段南半段靠近TYH11井组一侧应力场发生明显变化，最大主应力变小（图 8），最小主应力方向发生偏转，邻井压裂容易发生窜通，与实际压窜动态响应相吻合。TYH-58井周应力变化主体区半径为280m，考虑同层位开发新井裂缝波及半长为220m左右，因此，建议对于投产时间较长的老井，邻近同层开发的新井井距至少保持500m，局部因天然裂缝影响，应力变化可延伸至500m，针对此种情形，新井视情况增大井距或采取避射方式；西侧TYH-42井，由于投产时间短，返排率仅为15%，应力场变化不大，仅在两处天然裂缝处发生明显变化（图 8），实际生产过程中该井未发生明显的压窜动态响应。从模拟结果看，TYH-42井周应力变化主体区半径为160m，考虑同层位开发新井裂缝波及半长为220m左右，因此，建议对于投产时间较短的老井，邻近同层开发的新井应参考老井地层压力保持水平优化井距，建议井间距保持在380m以上。

（1）昭通区块太阳浅层页岩气田TYH11小井距立体开发试验井组取得了较好的效果，证实太阳气田五峰组—龙一1亚段储层均具备立体动用基础，形成了地质工程一体化的技术序列，有力支撑了小井距立体开发井组顺利实施。

（2）试验井组实践表明，立体开发井组储量基本实现整体动用，靶体位于上部层位的井缝控储量与下部层位的井缝控储量基本相当，评价单井产能也基本相当，说明平面井距250m、垂向靶体为龙一1₁小层和龙一1_3-2单层的错层立体开发可以实现无明显干扰且上下靶体井均高产的目的，部署方案适用于太阳浅层页岩气田的立体开发。

（3）小井距立体开发方式较常规技术实现了储量动用率提高23%、采收率提高11%，内部收益率达9.7%，是非常规页岩气提高储量动用率、采收率，实现效益开发的重要措施。

（4）天然裂缝沟通是造成试验井组内部以及与邻井的压窜干扰的主因，且对老井产量造成较大负面影响，邻近生产老井周边地应力场变化会加剧井间干扰，为降低新老井的井间干扰，建议视老井生产时间长短，新投井与老井至少保持380~500m井距。