石油勘探与开发 >

2025 , Vol. 52 >Issue 3: 724 - 733

DOI: https://doi.org/10.11698/PED.20240740

石油工程

多层多期次立体加密井组水力压裂参数优化——以四川盆地页岩气三层立体开发井组为例

  • 杨海心 , 1 ,
  • 朱海燕 , 1 ,
  • 刘尧文 2 ,
  • 唐煊赫 1 ,
  • 王大江 2 ,
  • 肖佳林 2 ,
  • 朱党辉 2, 3 ,
  • 赵崇胜 4
展开
  • 1 成都理工大学油气藏地质及开发工程全国重点实验室，成都 610059
  • 2 中国石油化工股份有限公司江汉油田分公司，武汉 430063
  • 3 中石化重庆涪陵页岩气勘探开发有限公司，重庆 408000
  • 4 四川宏华电气有限责任公司，成都 610036
朱海燕(1984-)，男，安徽毫州人，博士，成都理工大学教授，主要从事石油工程岩石力学理论、实验及应用技术研究。地址：四川省成都市成华区二仙桥东三路1号，成都理工大学能源学院，邮政编码：610059。E-mail:

杨海心（1995-），男，黑龙江大庆人，成都理工大学能源学院在读博士研究生，主要从事水力压裂与地应力演化数值模拟研究。地址：四川省成都市成华区二仙桥东三路1号，成都理工大学能源学院，邮政编码：610059。E-mail:

Copy editor: 唐俊

收稿日期: 2024-09-25

  修回日期: 2025-05-16

  网络出版日期: 2025-05-19

基金资助

国家自然科学基金面上项目“页岩气立体加密井组压裂复杂裂缝扩展与井间干扰机理研究”(52374004)

国家重点研发计划“大型油气藏CO2压裂埋存全流程关键技术指标体系及标准化”(2023YFF0614102)

“CO2地质封存协同枯竭页岩储层增渗开采技术”(2023YFE0110900)

收起

Optimization of fracturing parameters in multi-layer and multi-period cube development infill well pad: A case study on a three-layer cube development well pad of Sichuan Basin, SW China

  • YANG Haixin , 1 ,
  • ZHU Haiyan , 1 ,
  • LIU Yaowen 2 ,
  • TANG Xuanhe 1 ,
  • WANG Dajiang 2 ,
  • XIAO Jialin 2 ,
  • ZHU Danghui 2, 3 ,
  • ZHAO Chongsheng 4
Expand
  • 1 State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation, Chengdu University of Technology, Chengdu 610059, China
  • 2 Sinopec Co., Ltd. Jianghan Oil Field Branch, Wuhan 430063, China
  • 3 Sinopec Chongqing Fuling Shale Gas Exploration and Development Co., Ltd., Chongqing 408000, China
  • 4 Sichuan Honghua Electric Co., Ltd., Chengdu 610036, China

Received date: 2024-09-25

  Revised date: 2025-05-16

  Online published: 2025-05-19

Fold

摘要

针对四川盆地页岩气加密井“多层多期次”的布井特征，建立基于四维地应力演化的立体加密井组水力压裂裂缝扩展及井间干扰模型，提出立体加密井组水力压裂参数优化方法，分析应力演化特征与井间干扰机理。研究表明：老井开采引起的井周水平应力差增大、天然裂缝带/断层发育是造成井间干扰的主要原因，井间干扰易出现在裂缝带附近、加密井与开采时间较长的老井之间；加密井与老井产生沟通通道形成井间干扰，短期内可以提升老井产能，但对加密井和老井的长期稳产会产生滞后性的负面影响；老井开采引起的地应力扰动，其变化趋势与孔隙压力的下降趋势基本一致，开采初期横向波及范围与裂缝长度一致，2.5年后达到峰值，为裂缝长度的1.5~1.6倍；避免井间干扰的关键是做好施工参数的优化，采用M型井网，加密井最优井距为300 m，压裂簇间距为10 m、单段液量为1 800 m3。

关键词： 页岩气; 立体开发; 加密井; 四维地应力; 井间干扰; 压裂参数优化

本文引用格式

杨海心 , 朱海燕 , 刘尧文 , 唐煊赫 , 王大江 , 肖佳林 , 朱党辉 , 赵崇胜 . 多层多期次立体加密井组水力压裂参数优化——以四川盆地页岩气三层立体开发井组为例[J]. 石油勘探与开发, 2025 , 52(3) : 724 -733 . DOI: 10.11698/PED.20240740

Abstract

The method for optimizing the hydraulic fracturing parameters of the cube development infill well pad was proposed, aiming at the well pattern characteristic of “multi-layer and multi-period” of the infill wells in Sichuan Basin. The fracture propagation and inter-well interference mode were established based on the evolution of 4D in-situ stress, and the evolution characteristics of stress and the mechanism of interference between wells were analyzed. The research shows that the increase in horizontal stress difference and the existence of natural fractures/faults are the main reasons for inter-well interference. Inter-well interference is likely to occur near the fracture zones and between the infill wells and parent wells that have been in production for a long time. When communication channels are formed between the infill wells and parent wells, it can increase the productivity of parent wells in the short term. However, it will have a delayed negative impact on the long-term sustained production of both infill wells and parent wells. The change trend of in-situ stress caused by parent well production is basically consistent with the decline trend of pore pressure. The lateral disturbance range of in-situ stress is initially the same as the fracture length and reaches 1.5 to 1.6 times that length after 2.5 years. The key to avoiding inter-well interference is to optimize the fracturing parameters. By adopting the M-shaped well pattern, the optimal well spacing for the infill wells is 300 m, the cluster spacing is 10 m, and the liquid volume per stage is 1 800 m3.

Key words： shale gas; cube development; infill wells; 4D-in-situ stress; inter-well interference; fracturing parameters optimization

0 引言

四川盆地东部某页岩气田开发初期井网井距为500~600 m，现已证实井间存在未动用的空白区[1]。为增大储层改造体积和天然气产量，该气田于2018年开展立体开发调整试验，井距降低至300 m。经过加密井试验，证实将志留系龙马溪组在纵向上分为3层进行立体开发可以实现商业化开采[2]。该气田页岩气立体开发先导试验取得良好效果后，长宁、泸州、昭通、威远等多个页岩气产区[3-6]也开始对立体开发模式进行可行性论证。北美“多套多层”页岩的立体开发，通常是在早期一次性部署立体井组即可实现对目标储层的有效立体开发；而四川盆地页岩气地质年代老、埋深大，储层非均质性强、层理/断层发育、地应力场空间分布复杂多变，使四川盆地立体开发呈现“单套多层多期次”特征。部分井组由于开采时间较长，从初次钻井到后期加密井部署，时间间隔长达5~10年，在此期间老井的开采会导致储层压力的衰竭，从而改变地应力的方向和大小，进而影响裂缝的扩展和储层的改造效果。在加密井进行布井和压裂参数设计时，需要对复杂天然裂缝环境下的四维地应力（储层三维+时间维）变化进行刻画，而不能基于初始的应力场[7-9]，这是加密井水力压裂和常规页岩气井压裂最显著的区别，随着加密井部署和井距的减小，要重新考虑井网井距、井间干扰预防等问题[10-16]。在应力场动态演化研究方面，目前学者广泛采用有限元法结合有限差分或有限体积法进行渗流-应力耦合计算，其耦合方式主要包括全耦合、交叉迭代耦合和单向耦合[17-20]，主要针对常规储层[21-22]以及裂缝性储层[23]建立了四维地应力演化模型，但这些模型都未考虑储层的非均质性。在立体井组水力压裂和井间干扰方面，重点研究如何确定合理的井网井距与压裂参数，以期达成改造体积和产量最大化的目标[10-23]。尽管已经有许多关于加密井水力压裂的模拟研究，但结合储层应力变化和复杂裂缝扩展的立体开发加密井井组尺度的压裂模拟研究较少。
本文针对X1页岩气立体开发加密井组“多层多期次”开发面临的井间干扰防治与压裂参数优化问题，提出考虑四维地应力演化的立体加密井组压裂模拟方法，深入研究立体井组的井间干扰机制，并探寻最优的井网井距和压裂参数组合。相较于本文作者前期对同层加密井组的研究[7]，本文在方法、维度和理论上有了较大进展：①在原有理论模型的基础上，考虑储层的各向异性，引入压裂过程中的应力扰动效应，构建了水力/天然裂缝相互作用与压裂应力扰动的多场耦合理论模型。②考虑地质条件差异，对龙马溪组顶部高强度灰岩夹层及贯穿储层的天然裂缝带开展建模，提升了模型复杂度和精细度。③通过新增接口程序实现Petrel RE、Fracman与ABAQUS的高效联动，实现模拟方法升级。④研究维度从平面加密转向立体加密，同时考虑纵横向干扰，覆盖了更大的时空范围，并发现了井间干扰存在井间压窜、天然裂缝沟通、压力/应力波及3种模式。⑤揭示了天然裂缝的沟通作用、地应力场扰动两种井间干扰机理，并提出以井间干扰控制与产能最大化为双目标导向的裂缝反演—历史拟合—地应力预测—裂缝设计—产能优化5步递进式优化流程。

1 考虑地应力四维演化的立体加密井组压裂模拟方法

1.1 加密井压裂模拟方法

基于地质工程一体化思想，提出多场耦合的加密井水力压裂模拟与优化方法：①综合地质模型构建。整合地震、地质、测井等数据构建包含裂缝离散裂缝网络（DFN）的综合地质模型以表征页岩储层非均质性与裂缝特征。②老井水力压裂模拟。采用DFN与有限元法（FEM）结合的水力压裂模型，基于老井的现场压裂施工参数，反演老井的裂缝形态。③四维地应力演化预测。构建有限差分渗流与有限元地质力学耦合模型，基于Oda法[24]将老井压裂裂缝参数传递至渗流模型，结合老井生产数据历史拟合反演地层压力变化；在渗流模型和地质力学模型之间经孔隙度、渗透率及孔隙压力交叉迭代耦合，利用Petrel RE、Fracman与ABAQUS软件的二次开发实现四维地应力演化预测。④加密井水力压裂模拟及压裂参数优化。基于更新后的应力场，以改造体积（SRV）最大化和井组产能最大化为目标，优化加密井压裂施工参数，避免井间干扰。

1.2 水力压裂与渗流-应力耦合控制方程

1.2.1 水力压裂过程中的控制方程

水力压裂模拟以离散裂缝网络模型为基础，采用临界应力分析理论，在随机裂缝网络上求解流体质量守恒的本构关系。压裂液注入后达到裂缝起裂条件，水力裂缝沿平行于最大水平主应力方向扩展，在其扩展方向上实时检测天然裂缝是否允许压裂液进入，当天然裂缝内压力达到失稳条件时激活相应的裂缝。该模拟方法需保持压裂液体积与水力扩张裂缝及激活天然裂缝的体积平衡，从而实现水力压裂裂缝扩展模拟。裂缝扩张体积与岩石的弹性性质、应力状态和内部裂缝孔隙压力有关。流体的质量守恒关系可表示为：
V I = V F + V L
随着压裂液注入，井筒内的压力不断增大，当井周拉应力大于岩石的抗拉强度时，水力裂缝在孔眼处以扩张的形式开始扩展[7]，该标准可表示为：
σ w > σ T
在裂缝开启后流体继续流入裂缝。考虑裂缝表面的摩擦阻力和流体的滤失，扩张裂缝中的缝内流体压力可以表示为：
p frac = p pu − σ N 1 − s d d max + σ N + ρ L g H
天然裂缝的剪切可由Mohr-Coulomb准则[7]进行判断，该准则可表示为：
τ ≥ f σ = C + σ N tan θ
裂缝起裂后，裂缝扩展模拟主要依据Secor和Pollard方法[25]，裂缝宽度可由下式计算：
W = 4 1 − υ 2 p frac − σ N d max E 1 − d d max
裂缝扩展模拟迭代过程中，裂缝高度为预设参数，裂缝长度通过保持压裂液体积与水力扩张裂缝、激活天然裂缝的体积平衡迭代计算获得。具体迭代流程参照文献[18]。

1.2.2 渗流-应力耦合过程中的控制方程

页岩气在储集方式和渗流特征方面与常规天然气有所不同。在页岩气开采过程中，需要考虑气体的吸附解吸、滑脱效应和Knudsen扩散，一般采用Langmuir等温吸附方程和表观渗透率来进行表征[26]。页岩储层裂缝较为发育，气体传输呈现典型的双重介质特征，所以在渗流模型中采用了双孔双渗模型。页岩作为基质-裂缝渗流系统，其气体运动方程可分别从基质和裂缝进行描述。基质中气体渗流速度方程可表示为：
v m = v s + v km
天然裂缝和水力主裂缝中，气体渗流速度方程采用达西定律描述：
v f = K f μ g ∇ p f
v F = K F μ g ∇ p F
基质、天然裂缝和水力裂缝中天然气物质平衡方程可表示为：
∇ ρ g K eff μ g ∇ p m + D k ∇ ρ g − q mtc = ∂ ∂ t ρ g φ m

∇ ρ g K f K rgf μ g ∇ p gf − ρ g g ∇ D +

q mtc − q g = ∂ ∂ t ρ g φ f S gf

∇ ρ w K f K rwf μ w ∇ p wf − ρ w g ∇ D −

q w = ∂ ∂ t ρ w φ f S wf
∂ ∂ x ∂ p F ∂ x + 2 K f K F W ∂ p f ∂ y x = W / 2 = φ F C g μ g K F ∂ p F ∂ t
对于页岩固体介质，孔弹性页岩的有效应力与主应力遵循Biot有效应力理论[27]，其应力平衡方程可表示为：
σ ′ = σ − α p − p 0 I
其应力应变关系可由胡克定律给出：
σ = E i ∇ ⋅ u 1 + υ i 1 − 2 υ i + E i 1 + υ i e u
对于多孔弹性介质，孔隙压力和应力的变化会导致地层岩体变形，从而导致孔隙度的变化。页岩储层的孔隙度以及三向渗透率应力敏感性模型可分别由下式表示[7,28]。
φ F = φ F0 e − C f,2 Δ σ e,2
K F i = K F0 e − C f,1 Δ σ e,1 + C f,2 Δ σ e,2 + C f,3 Δ σ e,3
C f, i = C f0, i β i Δ σ e , i 1 − e β i σ e , i
Δ σ e , i = σ e, i − σ e0, i

2 模型建立与验证

2.1 X1井组地质-工程背景

该页岩气田位于四川盆地东部高陡褶皱带万县向斜，其主力储层为奥陶系五峰组—志留系龙马溪组（埋深2 300~2 500 m），细分为上部、中部、下部共9个小层（①—⑨）。X1井组为三层立体开发井组，包含9口水平井，采用多层、多期次加密模式开发。早期只有水平井B1井投入生产，后期逐步在不同的层位加密，空间上加密井穿行上部、中部、下部储层，时间上分4个期次实施钻井、压裂，其井位关系及投产顺序如图1所示。
图1 X1井组井位关系及其投产顺序示意图

2.2 模型基本参数

根据四维地应力和加密井水力压裂模拟的需求，建立X1加密井组的综合数值模型。模型主要地质参数及已投产的老井和第1期次加密井的水力压裂参数如表1所示。
表1 模型主要基础参数
参数名 取值 参数名 取值 参数名 取值
储层深度 2 300~2 500 m 层理缝密度 0.05条/m 老井B1平均段长 80 m
总网格数 728 832 高角度缝密度 0.08条/m 老井B1平均单段液量 1 850 m3
垂向网格大小 2.38 m 最大水平主应力 56~62 MPa 第1期次加密井压裂段数 20 段
平面网格大小 25 m 最小水平主应力 50~54 MPa 第1期次加密井平均簇数 9 簇
孔隙度 2.39%~6.31% 模型最小渗透率 0.01×10−3 μm2 第1期次加密井平均段长 80 m
弹性模量 31~35 GPa 模型最大渗透率 0.62×10−3 μm2 第1期次加密井平均单段液量 1 900 m3
泊松比 0.23~0.27 老井B1压裂段数 26 段
垂向应力 59~64 MPa 老井B1平均簇数 2~3簇

2.3 模型验证

本文基于B1井及第1期次加密井施工参数及生产数据开展第2期次加密井裂缝扩展模拟与地应力演化预测。将裂缝扩展模拟结果与微地震监测平面投影进行对比（见图2），发现裂缝形态、规模及改造范围模拟结果与监测结果高度吻合。应力演化模拟结果表明，加密井周最小水平主应力模拟值与压裂段停泵压力、加密井测井解释值相对误差仅为0.61%~3.91%（见图3）。裂缝扩展与地应力演化模拟结果对比说明模型参数合理，该模拟方法对立体加密井组压裂具有较好的适用性。
图2 第2期次加密井微地震监测与裂缝模拟结果对比（图中不同颜色点代表不同井或井段的裂缝）
图3 第2期次加密井地应力模拟结果验证

3 井间干扰机理与压裂参数优化

3.1 立体加密井组井间干扰机理

3.1.1 裂缝干扰情况

根据建立的DFN-FEM水力压裂模型和各井实际的压裂施工参数，模拟了X1井组的裂缝形态，各期次加密井的裂缝规模参数如表2所示，裂缝形态如图4所示。
表2 裂缝规模统计表
开发期次 井号 缝长/m 缝高/m 改造宽度/m
老井 B1 201.34 27.27 137.52
第1期次
加密		 T1 139.56 19.70 115.33
T2 140.81 21.34 116.01
第2期次
加密		 B2 159.24 22.11 110.74
B3 160.18 22.60 113.14
M1 155.77 15.80 101.47
M2 160.08 20.56 105.60
第3期次
加密		 T3 141.10 19.90 115.65
T4 140.75 20.98 114.50
图4 立体加密井组裂缝形态（图中不同颜色代表不同井的裂缝）
在开发早期，老井B1的水力压裂以充分改造储层为目的，裂缝规模较大；第1期次上部加密井T1、T2因与下部投产6年的B1井水平距离较远未受干扰；第2期次中部加密井M1、M2及下部加密井B2、B3压裂时需要同时考虑下部储层老井和上部储层加密井的影响，其中M1井受B1井长期开采形成的应力阴影影响，其东翼裂缝长度显著大于西翼，且因与B1井间存在纵向裂缝带，压裂液向B1井裂缝窜流，导致M1井裂缝规模（包括缝长、缝高、复杂程度等）显著小于距B1井更远的M2井，而B2、B3井因与B1井水平距离超360 m，虽受到轻微的应力波及，但裂缝形态上未显示出明显干扰；第3期次上部加密井T3、T4因储层厚度约为中下部之和，与中下部井纵向距离更远未受干扰，同时还可发现上部储层的4口加密井裂缝规模相近。

3.1.2 应力干扰情况

加密井在不同时间进行压裂时应力场条件存在差异，对加密井裂缝扩展产生重要影响。图5为每期次压裂前目标层位的孔隙压力、地应力分布及水平应力差。B1井压裂前孔隙压力、最小水平主应力和应力差为模型初始值；在下部B1井投产72个月后进行第1期次加密，此时上部储层孔隙压力下降了10.0~20.5 MPa，最小水平主应力降低了9.0~12.5 MPa，应力差增大了3.5~5.9 MPa，应力波及范围200 m，并未波及到上部加密井T1、T2。第2期次加密时，上部加密井T1、T2生产时间较短（7个月），未对本期次中部加密井M1、M2和下部加密井B2、B3产生影响；受B1长时间生产的影响，中部加密井M1和下部加密井B2受到了应力波及，此时B1井的井周孔隙压力降低了10.0~30.5 MPa，最小水平主应力降低了15.0~20.5 MPa，应力差增大了7.5~10.0 MPa，横向波及范围250 m；第3期次加密时，受裂缝带和B1井的影响，M1井仅投产10个月孔隙压力骤降了20.5 MPa，最小水平主应力降低了10.5 MPa、应力差增大3.8 MPa，其应力变化幅度显著高于第1期次加密井T1、T2。从4个加密阶段的应力分布可以看出，地应力演化与储层老井的采出程度、井间压力沟通密切相关，生产第1年的应力变化程度最为剧烈，随着时间的推移，变化程度会越来越缓慢。
图5 不同时期的地应力演化情况

3.1.3 立体开发井组井间干扰机理

井间干扰的影响因素众多，主要可分为地质因素和工程因素两大类：①地质因素主要包括天然裂缝/断层发育程度、储层物性和地质力学特征，以及储层压力分布等。②工程因素主要包括井网井距、压裂施工参数（分段分簇、液量、砂量、排量、压裂液性质等）、生产制度等。井间干扰的表现形式按其影响强弱可以分为：①加密井和老井水力裂缝之间直接沟通造成井间压窜。②水力裂缝通过天然裂缝或断层连通。③压力或应力的波及。结合X1井组的裂缝干扰和应力干扰情况，除中部储层加密井M1和下部储层B1井通过天然裂缝带产生压力沟通、B1井对周围加密井形成应力波及，模拟结果中并未发现其他井间干扰现象，井间干扰表现形式以后两种为主。
从其力学机理上分析，老井井周应力差增大和裂缝带的存在是该井组产生井间干扰的两种主要机制。B1井长期生产和采空导致井周应力差增大，对加密井的水力裂缝产生诱导作用，使加密井裂缝更偏向于向B1井一侧扩展，且诱导作用的强弱与B1井采出程度以及井距密切相关。在裂缝带发育的井段，压裂产生的水力裂缝可能会沿天然裂缝或断层延伸，加密井与老井容易通过裂缝带形成压力沟通，使得加密井投产初期压力下降快，直至与老井之间的压力达到平衡，这将对加密井的初期产能和稳产效果产生负面影响。井间干扰问题产生的本质是没有处理好井网、井距和压裂施工规模之间的匹配关系，通过设置合理的加密井井网、井距和压裂参数，可以有效降低井间干扰发生的概率。

3.2 立体加密井组压裂参数优化

立体加密井组开发时间跨度大、井位关系复杂，以第2期次4口加密井为例进行压裂参数优化。该期次加密需同时考虑上下部老井干扰，压裂设计难度最大。优化基于X1井组实际三维地质模型，以相同层位加密井平均施工参数为初值，采用控制变量法按“井网井距—分段分簇—单段液量”顺序，从裂缝形态和压后产能两方面开展参数优化。

3.2.1 井网井距优化

合理部署加密井位置是避免井间压窜最关键的一步，井间距离越近，产生井间干扰的概率越大，而井距过大会导致两井之间存在未动用区域。通过改变井轨迹，设置了矩形和M型两种井位关系（见图6），其中B1为老井，B2、B3与M1、M2为加密井。
图6 矩形和M型井位示意图
模拟结果显示，与M型井位相比，矩形井位因纵向裂缝沟通导致裂缝长度和改造宽度显著减小，天然裂缝激活量减少（见图7a、图7b），预测5年累计产气量比M型井位低1.3×108 m3（见图7c）。相比之下，M型井位通过优化空间布局，在保持裂缝改造规模的同时有效规避了压窜风险，验证了该井位对立体加密开发的适用性。
图7 M型和矩形井位裂缝沟通情况及井组产能预测（图a、图b中不同颜色代表不同井的裂缝）
优选出M型井位后，设置4个不同的水平井距350，300，250，200 m，模拟裂缝形态，模拟结果如图8所示。当井距为300 m时，5口井之间并未产生井间干扰（见图8b），井距进一步增大到350 m裂缝可扩展空间更为充足；图8a显示井距为350 m时累计产气量曲线与井距为300 m时差异很小，接近重合，说明在井距大于300 m后，继续增大井距对产能无明显的影响。当井距小于等于250 m时产能预测中的累计产气量曲线明显下移，说明产生压窜现象（见图8c）。当井距进一步减小到200 m时，累计产气量曲线下降幅度进一步扩大，说明压力沟通和裂缝压窜现象进一步加剧，井距过小导致老井与加密井之间的裂缝产生井间干扰，并形成压力沟通，是造成加密井投产后产能下降的主要原因。综合考虑产能、裂缝改造规模最大化两个目标，在M型井位的条件下，该井组的最优井距为300 m。
图8 不同井距裂缝沟通情况及井组产能预测（图b、图c中不同颜色点代表不同井的裂缝）

3.2.2 簇间距优化

合理设计簇间距可提升压裂效率，实现储层均匀改造。采用M型井位、井距300 m，保持表1中的压裂段长、单段液量不变，设置5，10，15，20 m共4种簇间距开展簇间距优化模拟。可以看到，随簇间距减小，缝长与改造区宽度呈明显下降趋势（见图9），但缝高波动幅度很小。井组产能预测表明（见图10），簇间距为15，20 m时，尽管裂缝长度较大，但井组累计产气量比簇间距为10 m时低，簇间距为5 m时井组累计产气量最低，说明M型井位井组的最优簇间距为10 m。适当对储层进行“密切割”能避免裂缝非均匀起裂、非对称扩展问题，增加裂缝复杂度与天然裂缝激活量，形成高导流复杂缝网，提升渗流效率。随簇间距的减小，裂缝非对称扩展程度减弱，当簇间距减小为10 m时，各井裂缝扩展更为均衡，簇间距进一步减小至5 m时，裂缝仅在近井区域扩展，向外扩展受阻，扩展不充分，整体改造体积减小（见图11）。以B2井为例，簇间距为15 m时，非对称扩展段为5段，簇间距减小为10 m时，非均匀扩展段降为0。因此，单段段长不变时，簇间距为10 m时最优。
图9 不同簇间距下裂缝规模统计
图10 不同簇间距下井组产能预测
图11 不同簇间距裂缝沟通情况（图中不同颜色点代表不同井的裂缝）

3.2.3 单段液量优化

采用M型井位、井距300 m、簇间距10 m，设置单段液量1 400，1 600，1 800，2 000 m3开展液量优化模拟。产能模拟结果显示（见图12）单段液量达1 800 m3后增产效果减弱。裂缝扩展规模显示，在设计单段液量范围内，裂缝不存在压窜现象，单段液量由1 400 m3上升至1 800 m3时，裂缝扩展规模明显增加，继续上升到2 000 m3时，裂缝规模增幅变缓（见图13）。不同液量下的裂缝规模统计结果表明，缝长、缝高及改造区域宽度随单段液量的增加而增长（见图14），但增幅在单段液量超过1 800 m3后趋缓。单段液量由1 600 m3增加至1 800 m3时，缝长、改造区宽度、缝高分别增长5.48%，6.75%，4.39%；而单段液量由1 800 m3增加至2 000 m3时，增幅仅0.72%，1.70%，0.76%。综合考虑施工成本与增产效果，单段液量取1 800 m3。
图12 不同单段液量压裂后井组产能预测
图13 不同单段液量裂缝沟通情况（图中不同颜色点代表不同井的裂缝）
图14 不同液量下的裂缝规模统计

4 应用实例

4.1 井间干扰与老井增能现象

在对X1井组进行模拟时，发现中部加密井M1压裂后激活了一条贯穿整个井组的裂缝带，M1井与B1井之间产生了压力沟通，B1井的地层压力上升了约10 MPa（见图15），监测数据显示B1井井口压力出现明显上升（见图16），证实模拟结果具有较好的可信度。
图15 M1井压裂前后储层孔隙压力变化
图16 B1井井口压力与日产气量曲线
生产监测数据显示，B1井与加密井M1之间形成压力沟通后，B1井日产气量大幅度提升（见图16），并且在M1投产后6个月内日产量维持在13×104 m3的较高水平。与同层同期次进行加密的M2井相比，虽然M1井开井压力较M2井低7 MPa，但投产1.5年内均可完成6.0×104 m3/d的配产任务。由此可见，压力沟通初期会产生老井产能恢复与新井产能释放的协同效应，老井通过压力恢复可以提高产能，同时加密井的前期产能不会受到严重影响。但两口加密井在长期稳产性能上呈现显著差异，M2井在投产1.5年后仍保持（4.0~6.0）×104 m3/d的日产气量，而M1井产能则出现阶梯式下降，当前日产气量已降至2.0×104 m3/d，与老井B1的日产气量基本持平，这反映出井间压力沟通对新井和老井产能存在滞后性负面影响。这一现象与北美Bakken和Haynesville油田的加密井开采经验相印证：初期约1/3的井间干扰能够实现老井产能提升，通常可持续数月至1年；但随着开采时间的增加，绝大多数的井间干扰会对加密井与老井的产能产生负面影响[29-34]。

4.2 地应力演化波及特征

明确地应力的演化波及规律，是判断加密井裂缝扩展是否受到老井应力干扰的重要依据。图17显示了X1井组B1井孔隙压力、地应力、应力波及范围随时间的变化曲线。由图可知：①地应力变化趋势与孔隙压力的下降趋势基本一致，在开采初期下降较快，但最大水平主应力下降速度小于最小水平主应力，导致水平应力差不断增大。②开采初期，应力横向波及范围与裂缝的改造范围一致（B1井裂缝改造范围见表2）， 老井开采0.5年后，波及范围开始逐渐扩大，2.5年后达到峰值，此时波及范围约为裂缝长度的1.5~1.6倍。
图17 B1井压力、地应力波及曲线

4.3 现场应用效果

采用本文加密井压裂参数优化方法设计了X1井组加密井压裂施工方案，成功规避了三层立体开发过程中因空间距离较小而存在的井间压窜风险，第2期次加密4口井，试气日产气量合计67×104 m3，平均16.75×104 m3。截至2025年5月中旬，4口加密井投产最晚的井生产已超过1 590 d，目前井口压力仍保持在2.8~4.4 MPa，平均日产（4.8~6.1）×104 m3，生产状况良好（见表3）。该井组通过立体开发，井组采收率提升到44.3%，较区块平均采收率提升30个百分点，大大提高了储量动用程度；首年产量递减率较区块平均水平下降近10个百分点，开发效果较好。
表3 加密井生产情况
井号 投产
时长/d		 井口压力/MPa 当前日产/
104 m3		 平均日产/
104 m3		 累计产量/
104 m3
开井 当前
M1 1 593 16.8 2.8 2.0 4.8 6 779.8
M2 1 593 23.8 3.5 4.5 5.5 8 294.0
B2 1 594 24.2 4.3 3.8 5.7 8 211.5
B3 1 590 23.4 4.4 3.8 6.1 8 778.6

5 结论

X1加密井组投入开采后，在开采初期地应力变化趋势与孔隙压力的下降趋势基本一致，随开采时间延长，水平应力差不断增大，开采0.5年后，横向波及范围开始逐渐扩大，2.5年后达到峰值，峰值约为裂缝长度的1.5~1.6倍。
水平应力差增大和裂缝带是造成井间干扰的主要原因，井间干扰易出现在裂缝带附近、加密井与开采时间较长的老井之间，避免井间干扰的关键是做好施工参数的优化。采用M型井网，加密井最优井距300 m、簇间距10 m，单段液量为1 800 m3。
加密井与老井产生沟通通道，短期内会产生老井产能恢复与新井产能释放的协同效应，提高老井产能，但从长期稳产的角度来看，井间干扰对加密井和老井的产能均存在滞后的负面影响。
符号注释：
C——裂缝黏聚力，Pa；Cf,i——三向裂缝压缩系数，Pa-1；Cf0,i——初始三向裂缝压缩系数，Pa-1；Cg——气体总可压缩系数，Pa-1；d——裂缝扩展的距离，m；dmax——裂缝扩展的最大距离，m；D——相对标高，m；Dk——Knudsen扩散系数，m2/s；e(u)——应变张量，代表切应变，无因次；E——弹性模量，Pa；Ei——三向弹性模量，Pa；f(σ)——垂直于裂缝面的有效应力，Pa；g——重力加速，m/s²；H——裂缝高度，m；I——二阶单位张量，无因次；i——应力或应变方向，取值1~3，1和3代表水平主应力方向，2代表垂向；Keff——表观渗透率，m2；Kf——天然裂缝渗透率，m2；KF——水力主裂缝渗透率，m2；KF0——水力主裂缝初始渗透率，m2；KFi——三向渗透率，m2；Krgf——气体在裂缝中相对渗透率，无因次；Krwf——水在裂缝中的相对渗透率，无因次；p——当前孔隙压力，Pa；p0——初始孔隙压力，Pa；pf——天然裂缝内的压力，Pa；pF——水力主裂缝内的压力，Pa；pgf——裂缝中气体的压力，Pa；pm——基质孔隙压力，Pa；pfrac——缝内流体压力，Pa；ppu——泵送压力，Pa；pwf——裂缝中水的压力，Pa；qmtc——基质中气体的质量流量，kg/（m3·s）；qw——水的质量流量，kg/（m3·s）；qg——气体的质量流量，kg/（m3·s）；s——滤失系数，取值0~1，无因次；Sgf——天然裂缝中气体的饱和度，%；Swf——天然裂缝中水的饱和度，%；t——时间，s；u——位移，m；vf——气体在天然裂缝中的流动速度，m/s；vF——气体在水力主裂缝中的流动速度，m/s；vkm——气体扩散速度，m/s；vm——气体在基质中的渗流速度，m/s；vs——滑脱速度，m/s；VF——裂缝中压裂液的体积，m3；VI——注入压裂液体积，m3；VL——滤失的液体体积，m3；W——水力裂缝宽度，m；x——缝长方向的坐标，m；y——缝宽方向的坐标，m；α——Biot系数，无因次；βi——三向裂缝压缩系数变化率，Pa-1；·u——位移的散度，代表正应变，无因次；υ——泊松比，无因次；υi——三向泊松比，无因次；ρg——气体密度，kg/m3；ρL——压裂液密度，kg/m3；ρw——水的密度，kg/m3；θ——内摩擦角，（°）；μg——气体黏度，Pa·s；μw——水相黏度，Pa·s；ϕf——天然裂缝的孔隙度，%；ϕF——水力裂缝的孔隙度，%；ϕF0——水力裂缝的初始孔隙度，%；ϕm——基质孔隙度，%；σe,i——三向有效应力，Pa；σe0,i——初始三向有效应力，Pa；Δσe,i——三向有效应力变化量，Pa；σ——总应力，Pa；σ'——有效应力，Pa；σN——裂缝法向应力，Pa；σw——井周拉应力，Pa；σT——抗拉强度，Pa；τ——抗剪强度，Pa。

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