页岩气藏加密井压裂时机优化——以四川盆地涪陵页岩气田X1井组为例

朱海燕 宋宇家 唐煊赫 李奎东 肖佳林

1.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·成都理工大学 2.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学3. 加拿大滑铁卢大学地球与环境科学院 4. 中国石化江汉油田分公司石油工程技术研究院

0 引言

我国页岩气资源丰富，但目前却普遍存在着储层孔渗条件相对较差、开发成本高等问题[1-3]。为了控制成本、提高开发效果，经过长期实践和探索，目前已经形成了一套较为完善的方法体系。该体系主要采用“水平井+体积压裂”的开发工艺，配合“井工厂”的开发模式，一次性部署多口水平井，集中施工，集中投产[4-6]。在该开发模式下，合理控制井距、提高气井控制范围和储层动用程度便显得尤为重要。早期美国页岩气水平井间距较大，主要集中在400 m左右，后期经过优化和加密，目前基本在200 m以内[7-9]。由于我国对页岩气井压裂改造认识不足，导致初期井距过大，井间储量难以动用[7,10]。目前我国蜀南地区页岩气藏水平井井距介于400～500 m，涪陵地区初始井距约600 m[10-12]。因此，需要在初期开发井网基础上，通过部署加密井等方式合理减小井距，缓解页岩气田产能衰减、提高资源动用率，其中四川盆地涪陵页岩气田已从2014年开始进行加密井开发实验研究[11-13]。

气藏开发过程中，气井生产会导致储层压力、地层应力状态及孔渗条件动态变化，从而影响加密井水力压裂裂缝扩展。Yang等[14]和Guo等[15-16]采用有限元方法，研究了页岩气井生产过程中不同水力裂缝参数及岩石力学参数对储层应力变化的影响。Ren等[17-18]结合离散元方法，考虑了天然裂缝的影响。Moradi等[19]采用基于离散裂缝模型和有限元模型的渗流—地质力学耦合方法，发现裂缝型储层生产过程中，孔隙压力降低会减小裂缝宽度及渗透率。Gupta等[20]采用有限元法、Safari等[21]结合边界元与有限差分方法，发现均质气藏多裂缝水平井生产过程中会对地层应力场产生影响，使加密井水力裂缝发生偏转。Yang等[22]结合有限差分模型和离散元模型，分析了地应力动态演化条件下，加密井水力压裂裂缝非对称扩展情况。Gonzalez等[23-24]结合现场压裂微地震数据，验证了老井生产对加密井水力裂缝扩展的影响。同时，加密井的部署与压裂改造不是单井问题，在一定井距和压裂改造规模下，还存在着井间干扰的问题。Morales等[25-27]的研究结果表明，当井间距过小时，加密井压裂裂缝会受“Frac-hit”效应影响，削弱加密井压裂增产效果，同时降低老井产能。因此，在现有井网条件下，部署加密井时必须同时考虑老井生产过程中地层力学状态和物性条件变化以及加密井与老井之间的干扰作用。

不同的生产时间、地层条件以及老井和加密井井间干扰作用是动态变化的，因而优选合理的加密井压裂时机就显得尤为重要。Roussel等[28]采用边界元与有限元相结合的方法，模拟了生产过程中地应力状态变化及其对加密井裂缝扩展的影响，认为老井间地应力全部发生转向时为最佳加密井压裂时机。但上述模型只考虑了单一裂缝，未考虑天然裂缝、储层非均质性及解吸扩散等特殊气体流动情况。Pichon等[9]结合UFM水力裂缝扩展模型及有限元力学模型，系统研究了不同加密时机下，加密井和老井产量变化情况，认为加密井压裂时机越早，对老井和加密井产能影响越小，但其采用的是拟三维裂缝扩展模型，无法模拟真三维条件下裂缝扩展。Kumar等[29]结合位移不连续法与有限体积法，探讨了老井生产对加密井水力压裂裂缝的影响，研究结果表明，加密时机越晚，加密井水力裂缝非对称性越严重，开发效果越差，但该模型中水力裂缝为单一裂缝，未考虑复杂裂缝扩展。

加密井压裂时机的优选是一个复杂的过程，其目的是发挥加密井的最大产能，同时减小加密井开发对老井产能的负面影响，因而需要综合考虑老井生产过程中地层条件变化、水力压裂复杂裂缝非均匀扩展、加密井与老井的井间干扰等，而目前国内针对这一问题的系统性研究成果则鲜见。为此，笔者以四川盆地涪陵页岩气田X1井组为例，结合储层非均质性和天然裂缝分布特征，建立页岩气藏渗流—地质力学耦合条件下地应力演化及复杂裂缝扩展的多物理场模型，在地应力动态演化模拟的基础上，模拟加密井水力裂缝扩展形态、加密井及井组开发效果，进而优选页岩气藏加密井最佳的压裂时机。

1 页岩气藏加密井压裂时机优化模拟

由于我国早期对页岩气储层改造认识不足，在设计水平井井间距时过于保守，导致采收率和经济开发效益较低。为了缩短页岩气井投资回收期、增加净现值，加密井部署成为目前我国页岩气藏有效开发的重要措施。然而，页岩气开采过程中储层孔隙压力和地应力动态非均匀变化会影响加密井水力裂缝扩展及储层产能发挥，因此，优选最佳的加密井压裂时机成为保证改造效果的关键。

1.1 页岩加密井压裂时机优化模拟方法

综合考虑页岩气井生产过程中地层条件变化及其对水力压裂裂缝扩展和气井产能的影响，笔者提出一套页岩气藏加密井压裂时机优化模拟方法。该方法主要包含：储层综合三维地质模型建立、老井水力压裂裂缝扩展模拟、储层四维地应力动态演化模拟、加密井水力压裂裂缝扩展模拟及加密井压裂方案优选共5个部分（图1）。该方法通过成像测井、岩心描述和露头裂缝描述等建立页岩气储层天然裂缝的离散裂缝模型，结合井层数据、测井数据、岩石力学、孔渗参数等，建立考虑储层天然裂缝、岩石力学参数和物性参数等的三维地质模型；在此基础上，根据老井水力压裂施工数据和微地震监测数据，开展老井水力压裂数值模拟，得到老井水力压裂的复杂裂缝形态及参数；基于地质模型、老井水力压裂复杂裂缝模拟结果和实际生产数据，开展页岩气藏渗流—地质力学耦合模拟研究，得到页岩气藏孔隙压力及地应力演化结果；结合耦合模拟结果，建立页岩气加密井水力压裂复杂裂缝扩展模型，揭示加密井复杂裂缝扩展规律，优化加密井改造方案和参数；对比加密井不同压裂时间裂缝扩展形态，预测气井产量变化，优选最佳加密井压裂时机。该方法可系统地优化加密井压裂施工参数，优选压裂时间窗口，为我国页岩气加密井开发提供有效的理论依据和方法指导。

图1 页岩气藏加密井压裂时机优化模拟方法图

1.2 模型建立与验证

1.2.1 三维地质模型建立

以我国四川盆地涪陵页岩气田产能建设区X1井组为例，其主要产层为上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩，该层有机质丰度高、岩石脆性好、天然裂缝发育，有利于形成复杂裂缝网络，达到高产效果[30]。该井组包括1口加密井（X2H）及相邻4口老井（X1-1H、X1-2H、X1-3H、X1-4H），其井位分布及各井钻遇层位情况如图2所示。该井组主力层为1、3、4号层，井间距260～360 m。区域东西向（X方向）距离3 030 m，南北向（Y方向）4 650 m，储层顶界深度（龙马溪组9号层顶面）介于2 383.4～2 576.5 m，储层总厚度96.5～163.0 m。

图2 X1井组井位分布图

该地区储层致密，地层基质渗透率主要介于0.001 5～5.71 mD，平均值约0.25 mD，孔隙度主要介于3%～6%，平均值约4.61%。受地层天然裂缝发育影响，该地区地层岩石力学参数具有较强的各向异性。实验结果表明：该地区页岩水平方向和垂直方向杨氏模量分别介于32～37 GPa和18～30 GPa，水平和垂向泊松比分别介于0.23～0.29和0.13～0.17，水平杨氏模量和泊松比均大于垂向[31-33]。该地区垂向主应力（σv）、水平最大主应力（σHmax）和水平最小主应力（σHmin）梯度分别介于2.17～2.28 MPa/100 m、2.29～2.40 MPa/100 m和1.98～2.08 MPa/100 m，属于走滑断层机制。基于该地区实际地质和岩石力学数据，建立井区三维地质属性模型。

目标区域储层构造裂缝和层理裂缝发育，天然裂缝分布参数如表1所示，可以看出，该储层天然裂缝以层理缝为主。采用基于增强Baecher模型的离散裂缝建模方法，可得到X1井组储层天然裂缝的三维离散裂缝模型[34-35]。

表1 目标区域天然裂缝分布统计结果表

由于离散裂缝模型通常采用非结构网格划分，其过程复杂、计算量大，影响计算精度[36-37]。因此，笔者采用Oda方法将离散裂缝投影到地层网格上，构建裂缝属性模型，参与渗流—地质力学耦合计算。计算结果表明：储层裂缝孔隙度为0.05%～0.10%；裂缝等效水平渗透率介于0.01～0.05 mD，等效垂向渗透率介于0.000 5～0.005 0 mD，水平渗透率明显大于垂向，储层天然裂缝渗透率具有较强的各向异性。

1.2.2 老井水力压裂裂缝扩展模拟及验证

该地区页岩地层天然裂缝发育，压裂改造过程中水力裂缝能沟通储层天然裂缝，形成复杂的非平面、非对称的网状裂缝[38-39]。本文中水力压裂裂缝扩展模型在离散裂缝模型基础上进行了简化和修正。该模型根据地层网格模型力学属性，计算离散裂缝应力状态，结合水力压裂施工压力、液量等参数，同时考虑缝内摩阻和滤失，计算裂缝拉张扩展和剪切破坏。对于拉张裂缝，当天然裂缝缝内孔隙压力大于裂缝法向应力时，裂缝开启。通过Secor和Pollard方法，计算裂缝宽度；再根据质量守恒定律和缝内液体体积，得到裂缝扩展距离，通过迭代计算水力主裂缝和分支扩张裂缝扩展形态[40]。当天然裂缝满足Mohr-Coulomb失效准则时，发生剪切破坏，形成剪切裂缝，但该模型不计算裂缝滑移量，各剪切裂缝尺寸和渗透率与原始天然裂缝相同。水力主裂缝沿最大主应力方向开启，裂缝参数计算方法与扩张裂缝相同。

表2为平台4口老井的压裂参数，其中平均每个压裂段3个射孔簇，射孔簇间距平均约28 m，各段施工排量平均约14 m3/min。水力压裂裂缝模拟产生水力主裂缝、分支扩张裂缝和剪切自支撑裂缝，如图3所示。其中水力主裂缝为水力压裂所形成的主裂缝，张开的天然裂缝与水力主裂缝相连形成分支扩张裂缝，剪切自支撑裂缝是因天然裂缝剪切失效而产生，裂缝扩展范围统计结果如表3所示。可以看出：水力主裂缝范围较小，分支扩张裂缝及剪切自支撑裂缝范围较大且剪切自支撑裂缝数量明显大于分支扩张裂缝。

表2 目标区域老井压裂施工参数统计表

图3 目标区域老井水力压裂复杂裂缝扩展形态图

表3 目标区域老井水力压裂裂缝扩展模拟结果统计表

由于该平台4口老井压裂过程中未进行微地震监测，因此本文中参考其邻井X3-3H井压裂微地震监测结果进行验证。该井主要层位为1～3号小层，储层特征参数与目标区域相似，压裂施工28段，每段施工液量平均约2 037 m3，支撑剂用量平均约51 m3。该井压裂微地震事件分布如图4所示，各段改造长度介于230～480 m，改造宽度约70～180 m，改造高度30～80 m，与目标区域4口老井压裂模拟结果较为吻合。

图4 X3-3H井水力压裂微地震事件点分布图

采用Oda法将水力裂缝投影到地质网格上，生成水力裂缝等效渗透率张量，其中主方向渗透率kxx、kyy、kzz介于10～250 mD，明显高于基质和天然裂缝。受地应力状态影响，水力主裂缝为垂向裂缝，且沿东西向展布，水力分支裂缝由高角度构造裂缝和低角度层理裂缝扩张形成，因此，水力压裂裂缝对储层X方向和Z方向上渗流条件起到较好的改善作用。

1.2.3 渗流—地质力学耦合模型建立与验证

针对页岩孔隙流体渗流特征，本文中气藏渗流模拟采用双孔—双渗模型，基质中页岩气流动方式以解吸和扩散为主，裂缝中则以渗流为主。因此，上文中计算所得天然裂缝及水力压裂裂缝的孔渗属性可作为渗流模型裂缝网格属性参与运算。为了避免全耦合模拟中由于地层非均质性和各向异性等带来的收敛性问题，提高运算效率，本文模型采用顺序耦合方式完成渗流—地质力学耦合模拟。利用Eclipse气藏模拟软件建立目标区块气藏渗流模型，计算地层孔隙压力变化；采用Abaqus有限元软件平台建立区块地质力学模型，以孔隙压力为边界条件，计算地层位移及应力变化。受天然裂缝分布和地应力变化影响，页岩气藏生产过程中，地层渗透率应力敏感效应存在各向异性特征，因此模型中参考Li等[41]研究所得渗透率应力敏感方程和参数，通过Abaqus软件接口嵌入该应力敏感模型程序，模拟生产过程中地层渗透率变化。

由于气藏模拟器采用角点网格模型，有限元模拟器采用有限元网格模型，因此，笔者采用网格映射策略子程序，通过球形自适应搜索算法实现不同平台间网格数据转换[42-43]。

该区域X1-1H、X1-2H、X1-3H及X1-4H井从2013年12月开始相继投产，而加密井于2018年6月进行压裂投产。因此，笔者结合这4口老井2013年12月—2018年6月共54个月的实际生产数据，进行了渗流—地质力学耦合模拟，模型相关参数设置见表4。考虑模型运算精度及计算效率，渗流模型中网格平面尺寸为5 m×5 m，垂向网格尺寸根据各层位厚度划分，平均网格高度为2 m；应力模型中网格平面尺寸为10 m×10 m，网格高度平均为5 m。

采用定产量拟合井口压力方式进行渗流—地质力学耦合，图5为X1-4H井生产数据拟合结果。可以看出，该井初期产量较高，井口压力下降较快，但后期有相对较长的稳产期。该井拟合井口压力与实际生产井口压力平均误差为8.06%，压力拟合效果较好。

对比老井生产前后WF1储层孔隙压力分布（图6-a），可以看出，随着气井生产，井筒附近呈现明显的压降漏斗。由于页岩储层致密，基质渗透率低，裂缝波及范围之外的储层压降较小。目标区域试井资料显示（表5）：X1-2和X1-3井生产43个月，井底压力下降24～27 MPa，加密井X2H井底压力与初始地层压力相比下降约4.5 MPa，与模拟结果误差均在3%以内。

表4 目标区域模型主要参数表

图5 X1-4H井生产历史拟合结果图

受地层孔隙压力变化影响，地层三向地应力状态均发生变化。图6-b为老井生产前后WF1储层最小水平主应力分布，可以看出，最小水平主应力在开采过程中不断降低，且在各生产井近井筒处下降幅度最大，介于8～10 MPa，在加密井X2H井处有小幅下降，介于3～5 MPa。垂向应力、最大水平主应力变化规律与最小水平主应力相似，但下降程度均小于最小水平主应力。

图6 目标区域WF1储层孔隙压力、最小水平主应力分布图

表5 目标区域部分井试井测试井底压力与模拟井底压力对比结果表

1.2.4 加密井水力压裂裂缝模拟及验证

加密井X2H于2018年6月进行水力压裂施工，该井共施工27段，各段施工液量与老井相近，平均为1 898 m3，平均每段支撑剂用量61.8 m3，平均施工排量13.0～14.5 m3/min，平均砂比7.84%，平均施工压力60～75 MPa。结合气藏渗流—地质力学耦合模拟所得地应力场，开展加密井X2H水力压裂复杂裂缝扩展模拟，裂缝扩展计算模型与老井相同。

图7为加密井X2H水力压裂复杂裂缝扩展形态模拟结果与实测微地震事件分布对比，表6为加密井X2H压裂模拟裂缝扩展范围及现场微地震监测统计结果。与老井水力压裂裂缝相比，加密井水力主裂缝、分支扩张裂缝、剪切自支撑裂缝尺寸均较小，其中水力主裂缝缝长与老井相比减小20～30 m，分支扩张裂缝范围长度减小40～50 m，剪切自支撑裂缝范围长度减小10～25 m。同时，加密井分支扩张缝主要集中在近井筒地带，特别是层理扩张裂缝，而老井分支扩张缝分布较为均匀。加密井压裂模拟裂缝扩展形态和扩展范围与现场微地震监测结果较为吻合，进一步验证了加密井复杂裂缝扩展模拟的可靠性。

1.2.5 加密井产能模拟及验证

根据加密井水力压裂裂缝扩展模拟结果，采用Oda法计算加密井水力裂缝等效裂缝孔隙度和渗透率属性，并将其导入气藏模型中，拟合该井投产后9个月的生产数据，拟合结果如图8所示。与老井相比，加密井产量较高，但井口压力下降较为明显。与实际井口压力相比，该井模拟井口压力平均误差为5.88%，拟合效果较好。

图7 X2H井复杂裂缝扩展形态与实测微地震事件对比图

表6 X2H井压裂模拟裂缝与实际微地震监测结果对比表

图8 加密井生产历史拟合结果图

2 加密井压裂时机优化

水平井压裂过程中，改造效果影响因素很多，但通常射孔簇间距和施工液量对裂缝扩展形态及储层产能发挥影响最为明显[9,44]。为保证加密井压裂时机优选可靠性，减小因施工参数选取不当对加密时机优选带来的不利影响，笔者以目标区域已有加密井X2H为例，在该井实际压裂施工时（井组生产54个月）地层应力及孔隙压力基础上，对加密井射孔簇间距和施工液量进行优选，再结合最优的加密井施工参数，进行加密井压裂时机优化。

2.1 加密井压裂施工参数优选

2.1.1 射孔簇间距优选

根据实际施工效果，提出5种射孔簇间距方案：10 m、15 m、20 m、25 m、30 m，设计液量为每簇650 m3（表7），施工排量14.0 m3/min，平均砂比8%，施工压力70 MPa。结合井组生产54个月时地层应力和孔隙压力，假设每个射孔簇处水力主裂缝均匀开启，加密井水力压裂分支扩张裂缝形态模拟结果如图9-a所示。表8为加密井水力压裂裂缝模拟统计结果，可以看出，各射孔簇间距下水力主裂缝尺寸相同，分支扩张裂缝和剪切自支撑裂缝扩展范围相近；当射孔簇间距减小时，水力压裂改造体积和裂缝密度增加，地层改造更加充分；但当射孔簇间距小于15 m后，裂缝密度增加速率明显降低。

表7 加密井不同射孔簇间距模拟参数对比表

采用气藏渗流模型预测加密井投产后3年产量变化，模型采用定井底压力5 MPa生产，对比不同射孔簇间距条件下加密井水力压裂改造效果。图10-a、b和c分别为不同射孔簇间距条件下加密井日产气量、加密井累计产气量及井组累计产气量对比结果。可以看出，加密井初期产量较高，但由于页岩渗透率极低，产量递减较快，后期低产下稳定期较长[7,11]；生产500天以后，各射孔簇间距条件下加密井日产量基本相同；当簇间距减小时，加密井初期日产气量和累计产气量增大，压裂改造效果提高；但射孔簇间距较小时，由于分支裂缝重叠及串通，使裂缝密度增加量减小，影响压裂改造效果。由于目前井间距较大，现有加密井改造规模对邻井影响相对较小，井组累计产气量变化规律与加密井相同（图10）。因此，较小簇间距有助于提高压裂后产气量，但同时增加了施工成本。为了优选最为经济有效的施工参数，本文对比了平均每个射孔簇3年累计产气量（图10-d），可以看出当射孔簇间距为15 m时，每个射孔簇累计产气量最高，压裂改造经济性最优。因此，笔者优选15 m为最佳射孔簇间距方案。

2.1.2 每簇压裂施工液量优选

在优选的15 m射孔簇间距基础上，研究不同施工液量对压裂效果的影响。提出5种每簇施工液量方案：200 m3、350 m3、500 m3、650 m3和800 m3（表9），模拟条件与上文中射孔簇间距优选模型相同。加密井水力压裂分支裂缝扩展模拟结果如图9-b所示，表10为加密井水力压裂裂缝模拟统计结果。可以看出，随着施工液量的增加，水力压裂裂缝扩展范围、压裂改造体积和裂缝密度均增加；但当每簇施工液量过大时，裂缝范围、压裂改造体积及裂缝密度增加量逐渐减小。

对比不同每簇施工液量条件下水力压裂改造效果，模拟条件与上文中射孔簇间距优选气藏渗流模型相同。图11-a、b和c分别为加密井日产气量、加密井累产气量及井组累产气量对比结果。随着施工液量的增大，加密井和井组产量增加，但施工液量过大时，裂缝密度增加量减小，压裂液效率降低。考虑压裂施工经济有效性，本文对比了加密井每立方米压裂液3年累计增气量（图11-d），当每簇施工液量350 m3时，每方压裂液累计增气量最高，增产效果最优。因此，优选350 m3为最佳每簇压裂液量方案。

2.2 加密井压裂时机确定

在最优的加密井射孔簇间距和水力压裂施工液量基础上，优选加密井压裂时机。由于不同时间气藏开发程度不同，导致地层孔隙压力和应力条件发生变化，影响水力压裂裂缝扩展形态以及加密井和邻井产能发挥。因此，加密井加密压裂时机的选择应同时考虑水力裂缝扩展、加密井压裂改造效果及井组产能影响。

2.2.1 不同时机加密井压裂裂缝扩展对比

采用15 m射孔簇间距和每簇350 m3压裂液量的施工方案，对比该井组生产12个月、24个月、36个月和54个月时加密井压裂裂缝扩展形态（图9-c）。结果表明，生产12个月时，加密井压裂分支扩张裂缝分布较为均匀，且主要以高角度构造裂缝形成的分支扩张裂缝为主；随着压裂时机的推迟，裂缝网络前端（靠近老井处）分支裂缝逐渐减少，加密井井筒周围则逐渐增加，特别是低角度层理缝形成的分支扩张裂缝。

表11为各压裂时间下加密井水力压裂裂缝模拟统计结果。可以看出，压裂时间越晚，水力压裂裂缝扩展范围和压裂改造体积越小，裂缝密度越大。随着压裂时间的推迟，分支裂缝逐渐集中在加密井井筒附近，增加了井筒附近裂缝复杂度，但限制了裂缝长度方向延伸，使得改造体积减小，裂缝密度增加。

图9 不同簇间距、每簇液量、压裂时机下加密井分支扩张裂缝展布形态图

页岩地层水力压裂过程中，天然裂缝产状和地应力条件对裂缝扩展有至关重要的作用。该地区主要发育高角度构造裂缝和低角度层理缝，在压裂施工过程中，水平两向应力差越小，越有利于构造缝开启，而垂向应力差（垂向应力与最小水平应力之差）越小，越有利于层理缝开启[45-46]。在生产过程中，老井水力裂缝控制范围内的地层孔隙压力降低，导致该区域水平两向应力差和垂向应力差增大，不利于天然裂缝的开启。

图12为加密井压裂时各邻井天然气采出情况，过加密井X2H井第70簇做X1-2H和X1-3H井之间WF1储层截面的应力差剖面，如图13所示。可以看出，当邻井天然气采出程度提高时，两向应力差非线性增加。生产12个月时，由于只有X1-4H井生产，其余井井筒处地层应力基本保持原地应力状态；生产24～54个月时，老井X1-2H和X1-3H井筒处垂向应力差和水平应力差明显大于加密井X2H井筒处。随着生产时间的增加，老井水力裂缝扩展区域内垂向应力差和水平应力差逐渐增大，而加密井处变化不大，从而导致加密井压裂时间越晚时，井筒处分支扩张裂缝逐渐增多，而水力裂缝网络前端的分支裂缝逐渐减少。

表8 不同簇间距下加密井水力压裂裂缝扩展范围统计结果表

图10 不同射孔簇间距条件下加密井水力压裂改造效果图

表9 加密井不同施工液量模拟参数对比表

2.2.2 不同压裂时机加密井压后产能对比

对比不同压裂时机加密井改造效果，模拟2013年12月—2021年6月各井产量变化。为了减低老井生产制度变化对井组整体产量的影响，气藏模拟中4口老井在有生产数据的时间内（2013年6月—2019年2月），采用定产量生产，之后采用定井底压力生产，而加密井从投产时即采用定井底压力生产，井底压力为5 MPa。图14-a、b和c分别为不同时间加密井压裂改造后日产气量、累计产气量及井组累计产气量变化情况。可以看出，加密井压裂时间越早，其初始产量越高；井组生产12个月部署加密井时，其压裂后初期累计产量较高，但后期累产小于生产24个月加密。而从井组累计产量变化（图14-c）可以看出，井组生产36个月部署加密井时，井组后期累计产量最高。

表10 不同每簇施工液量下加密井水力压裂裂缝扩展范围统计结果表

图11 不同每簇施工液量条件下水力压裂改造效果图

表11 不同压裂时机下加密井水力压裂裂缝扩展范围统计结果表

图12 不同生产时间老井天然气采出量图

页岩储层压力、水力压裂改造范围和改造裂缝密度是页岩气加密井开发效果的重要影响因素。由于页岩储层渗透率极低，储层压力变化与井间距离、裂缝控制范围及老井生产状况有关。通常加密时机越早，地层采出程度越低，地层能量衰减越小，垂向应力差及水平应力差变化程度越小。对于本文目标区域，井组生产时间小于24个月时，加密井区域地层能量受老井生产影响较小，初期产量变化不大，水力压裂分支扩张裂缝扩展范围相对较大，但裂缝密度相对较低，稳产效果不理想，导致加密井产量递减较快，开发效果不佳。生产36个月时，水力压裂改造范围减小，但分支裂缝数量增加，裂缝密度增大，能够充分发挥未动用区域产能，同时对邻井产能影响较小，从而使井组整体开发效果较好。生产54个月加密时，老井井间未动用区域缩小，地层压力衰减较大，加密井后期产量难以保障。因此，对于该井组，生产36个月进行加密井压裂时产量效果最佳。

图13 不同生产时间应力差剖面图

对于不同页岩储层，由于储层物性、老井井间距离、改造规模、压裂裂缝密度及生产制度不同，加密时机难以统一划定，但可以通过各井区地层参数、地层压力变化等，结合本文页岩气藏加密井压裂时机优化方法，优选最佳加密井压裂时机。

3 结论

1）针对涪陵页岩气田开发现状及井网加密需求，系统考虑储层物性和力学参数的非均质性和各向异性、天然裂缝发育特征，提出了一套页岩气藏加密井压裂时机优化方法，该方法通过模拟老井长期生产过程中地层孔隙压力及地应力状态变化，在此基础上研究加密井压裂复杂裂缝扩展，预测压后产量变化，优选加密井压裂参数及压裂时机，有效指导加密井部署与压裂施工。

2）当加密井射孔簇间距减小、每簇施工液量增大时，水力压裂改造体积、裂缝密度增大，压后产量提高；但簇间距过小、每簇施工液量过大时，会导致分支裂缝串通和重叠，降低压裂液效率，影响压后产能；对于本文目标区域，当射孔簇间距为15 m，每簇施工液量为350 m3时，压裂施工最为经济有效。

3）在优选的射孔簇间距和施工液量基础上，加密时机越晚，受地层地应力变化影响，加密井分支裂缝逐渐集中在井筒附近，导致压裂改造范围减小，裂缝密度增加；结合地层孔隙压力影响，加密时机越晚，加密井初期产量越低；但由于加密井裂缝扩展、地层压力变化及井间干扰等因素的综合影响，目标井组生产36个月部署加密井时，井组累计产气量最高，加密井压裂改造综合效果最优，该研究方法也同样适用于其他页岩气藏加密井压裂时机优化。