鄂尔多斯盆地长7段页岩油资源潜力巨大，预估长7段Ⅰ类页岩油资源量为(40~60)×10⁸t^[1-2]。随着页岩油开发规模的增大，水平井井距不断缩小、水力压裂改造规模不断增加。自2018年起，鄂尔多斯盆地部分页岩油产区按照“工厂化”作业思路，水平井井距已低至200m，同时采取了密集布缝体积压裂工艺^[3-6]。这些技术的有效应用显著提升了页岩油采油速度和最终采收率，但井网密度和储层措施改造强度的增加，也会导致较为严重的井间干扰和投资成本的大幅上升。页岩油藏普遍存在物性和含油性相对较好的区域，即“甜点区”，采用部署加密水平井的方式能高效动用“甜点区”地质储量。前人有关常规油藏水平井加密调整参数优化及页岩油压裂参数优化方面的研究内容丰富^[7-10]，但缺乏对页岩油水平井加密调整参数优化方面的研究。

为此，本文以鄂尔多斯盆地XAB油田长7页岩油为例，在充分总结页岩油水平井加密调整效果的基础上，基于井间干扰小、原油采出程度高的技术原则和财务净现值率高的经济效益原则，应用数值模拟和财务现金流方法，对压裂水平井的加密时机、布缝方式、水平井井距和水力裂缝半长等4类参数进行了优化，并将优化后的结论应用于该油藏水平井开发区的加密调整优化设计，为同类页岩油的高效开发提供了较好的借鉴。

在印支运动影响下，扬子板块向北俯冲，与华北板块发生挤压碰撞，在晚三叠世时期，形成鄂尔多斯大型内陆差异沉降盆地，沉积了延长组一套逾千米厚的陆源碎屑岩。延长组沉积时期，盆地内湖泊经历了由扩张到萎缩，再到最终消亡的过程。根据沉积旋回特征，整个延长组自下而上可以划分为10个油层组，进入长7段沉积期后，湖盆快速沉降，沉积了一套厚度达百米的暗色泥岩和油页岩，成为鄂尔多斯盆地的优质烃源岩^[11-14]。

XAB油田位于陕西省定边县境内，属黄土塬地貌，地质构造上位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西部边缘和天环坳陷交界处(图 1)，主要发育三角洲前缘水下分流河道微相。该区长7页岩油藏埋深2150m左右，地层厚度为104~125m，平均厚度为114m，长7段可划分为长7₁和长7₂两个小层，长7₂为主力开发层位，砂体具有连续性好、分布广泛的特点。主力开发层平均油层厚度为14.8m，动用含油面积172km²，动用地质储量为1.96×10⁸t。长7段储层致密，物性差，孔隙度主要分布在5%~10%，平均孔隙度为8.5%，基质渗透率主要分布在0.02~0.41mD，平均渗透率为0.17mD。

图 1

图 1 研究区位置图 Fig. 1 Location of the study area

研究区广泛发育的微裂缝具有“高角度、小开度、延伸短”的特征，这些天然微裂缝连接大孔道，成为油气主要渗流通道^[15-16]。对研究区内54口井的岩心观察显示，长7页岩油储层天然裂缝发育，以高角度缝为主，54口井中有31口井见裂缝发育，占比为57.4%，单井裂缝数量平均为5.6条。根据研究区内11口井的成像测井资料可以发现：受燕山及喜马拉雅区域构造运动的影响，研究区长7段天然裂缝走向以北东向、北西向为主，分为两期，第一期裂缝走向平均为76°~256°，第二期裂缝走向平均为114°~294°，天然裂缝倾角一般在70°~90°(图 2、图 3)。

图 2

图 2 XAB油田长7页岩油藏裂缝产状玫瑰图 Fig. 2 Rose diagram of fracture occurrence of shale oil reservoir in the seventh member of Yanchang Formation in XAB Oilfield

图 3

图 3 XAB油田长7页岩油藏成像测井裂缝走向示意图 Fig. 3 Schematic fracture strike in imaging logging of shale oil reservoir in the seventh member of Yanchang Formation in XAB Oilfield

XAB油田长7页岩油藏于2011年投入开发试验，经历了从定向井到水平井，常规压裂到体积压裂的转变，共投产水平井234口，采用自然能量开发，地层压力下降较快，目前地层压力保持在11.02MPa(储层原始地层压力16.2MPa)。水平井水平段长度介于500~1500m，平均长度为1000m；井距介于500~1200m，主要集中在520m左右；以体积压裂改造为主，平均压裂9.1段21簇，加砂570m³。目前平均单井产能为2.2t/d，含水率为61.9%，存在采油速度低、储量难以有效动用的问题。自2019年起，逐步在水平井开发区开展井间加密调整试验，加密区水平井井距降至300m左右，目前已实施11口，前3个月为排液期，含水逐渐下降，产能恢复，投产初期平均单井产能为10.5t/d，含水率为65.1%，目前平均单井产能为5.1t/d，含水率为64.5%，取得了较好的加密调整效果(图 4)。

图 4

图 4 XAB油田11口加密水平井按投产日期拉齐后日产油量和含水率曲线 Fig. 4 Daily oil rate and water cut curve of 11 horizontal infill wells flattened by the date put into production in XAB Oilfield

以XAB油田长7页岩油地质参数和水平井井网特征为基础，建立页岩油双重介质渗流理论模型。该模型形状为长1400m、宽1360m的矩形，数值模型网格尺寸为10m×10m×1m，划分为140×136×15=285600个网格，模型地质储量为121×10⁴t，水平井井距为520m。以研究区天然裂缝走向、倾角、密度等特征参数作为约束条件，应用随机算法^[17-18]，建立能表征研究区天然裂缝分布特征的离散天然裂缝模型(图 5)。

图 5

图 5 理论模型天然裂缝分布图 Fig. 5 Natural fracture distribution in the theoretical model

模拟计算在不同加密时机情况下(以老井投产时间为标准设计方案，分别在老井投产2年、5年、10年、15年时进行加密)，分别采用对称式布缝和交错式布缝方式，裂缝半长在40~220m之间，在水平井井间分别加密1~3口水平井的生产情况，理论模型各地质参数值见表 1。

表 1

表 1 页岩油理论模型各参数取值表 Table 1 Parameter values in the shale oil theoretical model 参数 参数值 参数 参数值 基质渗透率/mD 0.17 饱和压力/MPa 7.5 裂缝渗透率/mD 5.5 油层温度/℃ 71.3 基质孔隙度/% 8.5 岩石压缩系数/MPa-1 0.000032 裂缝孔隙度/% 0.0003 地层水黏度/(mPa·s) 0.50 西格玛因子 0.8 原油黏度/(mPa·s) 2.52 油层厚度/m 14.8 原始地层压力/MPa 16.2

表 1 页岩油理论模型各参数取值表 Table 1 Parameter values in the shale oil theoretical model

影响加密水平井产能的主要因素，除地质因素以外，还包括工程因素(水平井长度、水平井井距、水力裂缝半长、水力裂缝间距和水力裂缝的布缝方式等)和加密时机因素。在确定水平井长度和水力裂缝间距的前提条件下(水平井长度1000m、水力裂缝间距120m)，综合考虑水力裂缝半长与水平井井距的匹配关系(对称式布缝时，裂缝半长不能超过水平井井距的一半；交错式布缝时，裂缝半长不能超过水平井井距)，在不同加密时机条件下，各设计19套水平井加密调整方案，其中对称式布缝方案8套，交错式布缝方案11套(表 2)，4个加密时机共计76套方案。应用数值模拟方法，模拟计算不同方案在评价期内的累计产油量和评价期末的地层压力分布情况。

表 2

表 2 加密水平井方案设计表 Table 2 Scheme design of infill horizontal wells 裂缝半长/m 水平井井距/m 260 173 130 (加密1口) (加密2口) (加密3口) 40 × × √ 60 √ √ √ 100 √ √ ○ 140 √ ○ × 180 √ × × 220 ○ × × 注：√表示同时设计对称式和交错式布缝方案；○表示仅设计交错式布缝方案；×表示均不设计。

表 2 加密水平井方案设计表 Table 2 Scheme design of infill horizontal wells

在生产初期，地层压降主要发生在水力裂缝和与水平井筒沟通的天然裂缝周围，随着生产时间的延长，压降漏斗范围逐步向地层深处延伸，当老井生产时间大于10年后，井间开始出现较严重的压力干扰现象，与对称式布缝方式相比，交错式布缝能增加水力裂缝端部之间的距离，扩大单条裂缝控制的地质储量，减小缝间的压力干扰(图 6)。

图 6

图 6 原井距、不同布缝方式、不同生产时间情况下地层压力平面分布图 Fig. 6 Plane distribution of formation pressure given the original well spacing, different hydraulic fracture layout patterns, and different production periods

在20年生产评价期内，加密时机越早，加密井和老井共同生产的时间就越长，会在井间造成较大的压降，压力干扰现象就越严重(图 7a、b、e、f)。随着加密井数的增加，水平井井距缩小，井间压力干扰加剧(图 7c、d、g、h)。

图 7

图 7 不同加密时机、不同布缝方式、不同加密井距、不同裂缝半长情况下地层压力平面分布图 Fig. 7 Plane distribution of formation pressure given the different infill timing, different hydraulic fracture layout patterns, different infill well spacings, and different half-lengths of hydraulic fractures

随着加密时机的延后，会产生两方面的影响：一方面，加密井对老井的生产影响变弱，老井递减降低，单井累计产量会增加；另一方面，水平井井间的压力降增大，投产的加密井产能会相对较低，加密井的生产年限也会减少，导致生产评价期内单井累计产量下降。本案例中，随着加密时机的延后，生产评价期内平均单井产能呈现下降趋势(表 3)。

表 3

表 3 20年生产评价期内不同加密时机、不同布缝方式、不同井距、不同裂缝半长条件下平均单井累计产量统计表 Table 3 Statistics of average cumulative oil output of single wells given the different infill timing, different hydraulic fracture layout patterns, different well spacings, and different half-lengths of hydraulic fractures during the 20-year production evaluation period 井距/m 裂缝半长/m 平均单井累计产量/104t 生产2年后加密 生产5年后加密 生产10年后加密 生产15年后加密 对称式 交错式 对称式 交错式 对称式 交错式 对称式 交错式 260 60 1.320 1.335 1.279 1.286 1.200 1.196 1.113 1.097 100 1.521 1.560 1.473 1.504 1.384 1.408 1.287 1.306 140 1.690 1.764 1.643 1.673 1.555 1.545 1.460 1.446 180 1.811 1.944 1.760 1.787 1.663 1.630 1.555 1.525 220 — 2.037 — 1.846 — 1.678 — 1.562 173 60 1.120 1.172 1.072 1.109 0.985 1.000 0.892 0.886 100 1.309 1.401 1.262 1.315 1.180 1.170 1.097 1.030 140 — 1.467 — 1.374 — 1.223 — 1.077 130 40 0.831 0.871 0.783 0.824 0.704 0.742 0.619 0.660 60 0.925 0.972 0.876 0.919 0.793 0.823 0.704 0.725 100 — 1.033 — 0.974 — 0.869 — 0.770

表 3 20年生产评价期内不同加密时机、不同布缝方式、不同井距、不同裂缝半长条件下平均单井累计产量统计表 Table 3 Statistics of average cumulative oil output of single wells given the different infill timing, different hydraulic fracture layout patterns, different well spacings, and different half-lengths of hydraulic fractures during the 20-year production evaluation period

在保持水平井井距不变的情况下，随着水力裂缝半长增加，单井产能增大，但由于受到水力裂缝间压力干扰的影响，产能增幅会变缓；在保持水力裂缝半长不变的情况下，随着井距的缩小，井间干扰变大，单井产能降低；在相同井距和裂缝半长的情况下，由于交错式布缝缝间压力干扰相对较小，单井累计产量较对称式布缝高，说明交错式布缝要优于对称式布缝方式(表 3)。

随着加密井数的增多和储层措施改造规模的加大(支撑剂和压裂液用量增加，水力裂缝半长增加)，累计产油量增加，原油收益也随之增加，但总投资也相应增加。同时，随着加密时机的提前，累计产油量增加，但操作成本也会相应升高，因此并不能说明累计产油量越大的方案经济效益越好。

由于交错式布缝方式要优于对称式布缝方式，因此，只需对交错式布缝方式下的方案进行经济评价。

评价参数选取依据《中国石油天然气集团公司油气勘探开发投资项目经济评价方法(2017)》和《中国石油天然气集团有限公司投资项目经济评价参数(2020)》的规定，其中，建设期1年，生产期19年，基准收益率6%。评价油价2023年、2024年为50美元/bbl，2025年及以后为60美元/bbl，不考虑特别收益金。投资依据2022年相关的造价指标及实施方案设计要求进行费用估算。开发单井总投资包含钻井工程投资、采油工程投资和地面工程投资，其中钻井工程投资包括平台及道路征地和临时用地投资、钻前工程投资、水平段钻井投资、造斜段钻井投资、直井段+造斜段套管投资、套管费用、固录测井费用等；采油工程投资包括试油工程费用、压裂工程费用等；地面工程投资包括井场投资、集输管道投资、接转站投资、联合站投资，以及配套的供电、道路、通信、供水等配套设施投资。操作成本借鉴页岩油油藏已开发区块上一年度实际发生的历史数据。

目前效益评价的常规方法是现金流量分析法，现金流量法是以项目现金流量为基础，在经济分析与决策中，将所考察的生产单位看成一个经济系统，成本与收益表现为该系统货币的流出量与流入量，流出系统的资金称现金流出，流入系统的资金称现金流入，流入与流出之差称计算净现金流量，净现值是经贴现后求出现值之和^[19-20]。财务内部收益率是指项目在整个计算期内各年净现金流量的现值累计等于零时(即现金流入的现值和等于现金流出的现值和——按现值考虑收支相抵)的折现率，它反映项目所占用资金的盈利率，是反映项目盈利能力的主要动态评价指标。净现值率是项目净现值与总投资现值之比，其经济含义是单位投资现值所能带来的财务净现值，是衡量投资方案获利水平的重要指标。

行业基准收益率设定为6%，当项目的财务净现值率不小于零时，该项目经济可行，否则不可行，且财务净现值率越大，获得的收益越多^[21-22]。本文在研究区油藏开发实际情况的基础上，结合油藏数值模拟结果，根据交错式布缝情况下不同加密时机、不同井距、不同裂缝半长方案(共44个方案)的投资、成本及产量测算出净现值率，并进行排队，择优选取(表 4)。

表 4

表 4 20年生产评价期内不同加密方案净现值率统计表 Table 4 Statistics of net present value ratio of different infill adjustment schemes during the 20-year production evaluation period 井距/m 裂缝半长/m 总投资/万元 生产2年后加密 生产5年后加密 生产10年后加密 生产15年后加密 净现值/万元 净现值率 净现值/万元 净现值率 净现值/万元 净现值率 净现值/万元 净现值率 260 60 5200 651 0.125 110 0.021 -104 -0.020 -1233 -0.237 100 5795 1080 0.186 445 0.077 211 0.036 -1093 -0.189 140 6384 1453 0.228 622 0.097 270 0.042 -1119 -0.175 180 6978 1745 0.250 606 0.087 153 0.022 -1313 -0.188 220 7567 1691 0.223 398 0.053 -98 -0.013 -1615 -0.213 173 60 6937 -15 -0.002 -355 -0.051 -1242 -0.179 -2403 -0.346 100 7328 633 0.082 169 0.022 -990 -0.128 -1919 -0.248 140 8512 388 0.046 -110 -0.013 -1360 -0.160 -2308 -0.271 130 40 8178 -1688 -0.206 -2046 -0.250 -2690 -0.329 -3466 -0.424 60 8671 -1372 -0.158 -1795 -0.207 -2570 -0.296 -3485 -0.402 100 9653 -1705 -0.177 -2189 -0.227 -3057 -0.317 -3996 -0.414

表 4 20年生产评价期内不同加密方案净现值率统计表 Table 4 Statistics of net present value ratio of different infill adjustment schemes during the 20-year production evaluation period

在加密时机延后的情况下，净现值率呈现下降趋势。当加密时机小于10年时，通过加密井参数进行优化，某些方案可以取得一定的经济效益(图 8a—c)；当生产15年后加密，生产评价期内，净现值始终小于零，无经济效益(图 8d)。

图 8

图 8 不同加密时机、不同水力裂缝半长、不同加密井距条件下净现值率曲线 Fig. 8 Net present curve given the different infill timing, different half-lengths of hydraulic fractures and different infill well spacings

随着加密井数的增多，井距缩小，净现值率呈现下降趋势(表 4)。当井距为130m时(加密3口井)，井间压力干扰过大，评价期内单井累计产油低，净现值率小于零，无经济效益(图 8)。当井距为173m时(加密2口井), 在加密时机大于10年后，不能实现效益开发(图 8c、d)；加密时机为2年时，水力裂缝半长在0~60m时，不能获得收益；加密时机在5年时，水力裂缝半长在85~130m，才能获得收益(图 8a、b)。当井距为260m时(加密1口)，在加密时机为2年、5年时，水力裂缝半长在60~220m时净现值率均高于零，能实现效益开发(图 8a、b)；加密时机为10年时，水力裂缝半长在70~200m时，才能获得收益(图 8c)。

在加密井距相同的情况下，随着水力裂缝半长的增大，油井累计产油量增大，投资总额也增大，净现值率呈现先增大后减小的特征，说明在井距相同的条件下，存在最优的水力裂缝半长范围。当井距为260m时，加密时机为2年，最优水力裂缝半长在180m左右(图 8a)；加密时机为5~10年，最优水力裂缝半长在140m左右(图 8b、c)。当井距为173m时，最优的水力裂缝半长为100m左右(图 8a、b)。

不同加密时机条件下，最优加密调整参数也不相同：加密时机为2年时，在加密井距为260m、水力裂缝半长为180m左右时，能获得最大的净现值率；加密时机为5~10年时，在加密井距为260m、水力裂缝半长为140m左右时，经济效益最大。

XAB油田长7页岩油水平井开发区面积为40.8km²，地质储量为2556×10⁴t，该区块2013年投入水平井规模开发，目前已投产80口水平井，累计产油58.9×10⁴t，采出程度为2.3%，年平均采油速度为0.23%，具有低采出程度和低采油速度的“双低”特征，适合于通过加密调整方式来提升油藏开发水平。在加密井方案优选及剩余油储量丰度研究的基础上，开展加密水平井设计。在剩余储量丰度大于60×10⁴t/km²的(“甜点”区域)水平井井间加密一口水平井，加密井与老井之间采用交错布缝方式，水力裂缝半长在140m左右，共优化设计18口加密水平井(图 9)。

图 9

图 9 XAB油田长7页岩油剩余储量丰度与水平井井轨迹叠合图 Fig. 9 Superposition of remaining shale oil reserve abundance in the seventh member of Yanchang Formation and horizontal well trajectory in XAB Oilfield

通过实施加密调整，在20年生产评价期内，研究区的采收率由4.70%上升至5.75%，提升1.05%，累计产油量增加26.8×10⁴t(图 10)，能提高研究区页岩油藏的采油速度，改善开发效果。净现值率由0.032上升至0.045，增加0.013，获得良好的经济效益。

图 10

图 10 XAB油田长7页岩油加密前、后采收率预测曲线图 Fig. 10 Recovery factor prediction curve of shale oil in the seventh member of Yanchang Formation in XAB Oilfield before and after infill adjustment

(1)鄂尔多斯盆地XAB油田长7页岩油藏数值模拟结果表明，与对称式布缝方式相比较，交错式布缝在相同井距和裂缝半长的情况下，由于水力压裂缝间压力干扰相对较小，单井产量相对较高，说明交错式布缝要优于对称式布缝方式。

(2)经济评价结果显示，在其他加密调整参数相同的情况下，随着加密时机的延后，方案净现值率值呈现下降趋势，说明加密时机越早，所获得的经济效益越大。

(3)综合考虑数值模拟和经济评价结果，采用交错式布缝方式，在水平井井间加密1口水平井(加密井距260m)，水力裂缝半长140m左右，研究区油藏能获得最大经济效益。

(4)XAB油田长7页岩油水平井开发区井间加密调整矿场试验，充分证明了加密调整能有效提升油藏的采油速度和采出程度。依据加密调整参数优化结果，在研究区共部署加密水平井18口，预计油藏采收率提升1.05%，净现值率增加0.013，能改善开发效果，获得良好的经济效益。