一、确定Marcellus页岩的最佳井距：利用集成工作流程的案例研究

天然裂缝性储层（如Marcellus页岩）需要集成储层建模方法来确定井距和井间干扰。Marcellus页岩能源与环境实验室(MSEEL)是由大学、公司和政府联合开展的一个项目，旨在开发和测试新的完井技术，并对Marcellus页岩进行深入了解。本文的研究旨在通过耦合地质建模和地质力学评价，以及对Marcellus页岩层中的“多井平台”进行完井和井动态历史拟合，揭示一种确定储层衰竭随时间变化的方法。

利用解释的垂直测井资料建立了地质力学模型。创建了离散天然裂缝网络(DFN)模型，并通过两个井场上的复杂裂缝模型模拟水力裂缝几何形状的复杂性。在水力压裂模拟过程中获得的微震数据作为这些井水力裂缝覆盖区的约束参数。DFN的敏感性是通过DFN属性的参数变化来实现的，从而获得一个标定的裂缝几何形状。储层模拟及历史拟合井的生产数据证实了地下开采对水力裂缝的响应。通过井距敏感性来揭示井距的最佳距离，最大限度地提高采收率以及每个井段的井数。

水力裂缝的几何形状是由水平应力各向异性、压裂液滤失量和DFN等标定参数决定的。因此，微地震数据的可用性以及通过综合数值模拟进行的生产历史拟合，是实现对注入压裂液的地下反应具有独特表现的关键因素。因此，这种方法可以持续地应用于Marcellus气田后续完井作业中，及时评价井距和干扰。根据目前的完井设计和泵注处理，本研究确定了两口井之间的最佳井距为990ft。然而，由于储层性质的非均质性，需要对未来要完成的井进行建模，确保气井不会因井距过小而造成井的生产干扰，也不会因井距过大而导致地层中的油气储量上升。

通过采用本文的关键知识和方法，作业者可以最大限度地了解地下情况，并根据储层非均质性将井筒置于非几何模式中，从而优化井距，提高采收率。

1、概述

随着运营商积极扩大非常规资源的油气井完井作业，北美各盆地的油气藏采收率仅为个位数。为了提高对油气藏采收率的基本认识，同时减少对环境的影响，美国能源部与国家能源技术实验室以及领先行业的运营商和服务公司合作，在 Marcellus页岩能源与环境实验室（MSEEL）建立了一个多学科团队。该实验室的工作迄今已扩展到地质和地球科学的应用和评价。作为项目的一部分，在西弗吉尼亚州Morgantown钻井并完井（图1）；这四口生产井分别是MIP-3H、MIP-4H、MIP-5H、MIP-6H；两口先导试验井MIP-3和MIP-4；以及微地震取样观测井MIP-SW（Ghahfarokhi等人，2018年；Carr等人，2017年）。MIP-3H和MIP-5H井由东北自然能源有限责任公司（NNE）于2015年12月完成，而此前钻探的两口生产井MIP-4H和MIP-6H则是在2011年钻完的。

自从2004年Marcellus气田的第一口井完工以来，该气田一直是油气运营商的首选。2011年钻机作业最为活跃(图2)，因为运营商开始冒险勘探非常规页岩气资产。图3显示了根据IHS数据得出Marcellus页岩过去8年的产量。EIA报告（EIA ，2016年）宣布Marcellus页岩气是美国最大的天然气生产区块。这些井通常位于Onondaga石灰石上方和Tully石灰石下方富含有机物的基底段。地层深度一般约为3500ft（1067米）至6000ft（1829米），厚度约220ft。页岩产层是天然性裂缝，具有纳米达西渗透率。

图1  MSEEL位于美国西弗吉尼亚州Morgantown外围。MSEEL现场包括4口水平生产井：MIP-3H、MIP-4H、MIP-5H、MIP-6H；两口先导井：MIP-3和MIP-4；以及一口微地震取样观测井：MIP-SW（Ghahfarokhi等人，2018年）

图2  2011年以来Marcellus页岩钻机数量走向（来源：贝克休斯钻机数量）

2、方法

通过图4所示的集成工作流程对井的动态进行评价，该流程描述了非常规储层优化完井工作流程，该流程来源于“地震-模拟”集成工作流程(Cipolla等，2011a)。无缝集成了非常规储层完井设计/分析以及生产优化的各个流程。关键步骤包括：根据地质力学和储层性质建立地质模型和详细的力学地球模型(MEM)、完井描述、根据压裂处理数据和微地震观测校准裂缝模型、根据应力阴影模拟压裂处理、生成储层描述的数值网格模型以及生产模拟。Marongiu-Porcu等人(2015年)、Pankaj等人(2015年)、Weng(2011年)、Offenberger等人(2013年)、Maxwell等人(2011年)、Liu等人(2013年)、Cipolla等人(2011b)和Ejofodomi等人(2011年)在近期发表的论文中提出并利用了这个完整的工作流程或其某些组成部分，包括详细的储层描述，基于储层和完井质量的完井设计，裂缝模拟，微地震数据校准，生产拟合及模拟。该区域的最小水平应力为6500 psi，应力各向异性变化为1.5%至6%。覆岩应力约为8800 psi。最大水平应力沿N57E方向，与成像测井中的诱导裂缝走向一致。

图3  Marcellus过去8年的生产业绩（来源：IHS Markit）

图4  单井或“多井平台”完井优化流程

这种复杂的模型可以通过预测水力裂缝与地层中存在的非均质性之间的相互作用来模拟裂缝几何形状。裂缝模型模拟了复杂裂缝网络中的裂缝延伸、岩石变形、应力阴影以及流体和支撑剂流量。该模型解决了裂缝网络中的流体流动和裂缝的弹性变形问题，与传统的拟三维裂缝模型具有相似的假设和控制方程。复杂裂缝模型不是解决单一平面裂缝的问题，而是对由多个裂缝面组成的复杂裂缝进行完整的描述。水力裂缝与天然裂缝相交处的分支导致了非平面、复杂裂缝模式的发展（Weng，2014年）。诱导裂缝与天然裂缝之间的相互作用由Gu和Weng（2010年）提出的研究成果所支配，这一成果通过在岩石力学实验室进行的精心设计的实验得到验证。

此外，还需要评价因生产井条件而引起的地质力学特性变化，以供未来井规划所用。为此，可以利用Pankaj等人(2016年)提出的工作流程，如图5所示。该工作流程从母系井的衰竭中得到更新的应力，模拟邻井/加密井的裂缝几何形状。但是，这超出了本工作的范围，本文将按照突出显示的步骤1、2和3将讨论限于图4所示的工作流程。采用热图方法来确定最佳井距方案。

MIP-3H和MIP-5H井采用上述工作流程（图4）通过复杂裂缝模型和数值模拟进行生产历史拟合分析。利用先导井MIP-3和MIP-4的钻井数据，建立了裂缝模拟的静态地质细胞模型。建立了一个包含从地质表面观测到的构造倾角的多层地质细胞模型，垂直分辨率为5ft。所有岩石物理和地质力学数据均采用先导井测井记录填充在模型中。图6为MIP-3H和MIP-5H的最小水平应力横截面。两口井都位于同一区域，其下方为高应力层，上方为低应力层。相应地，水力裂缝有望向上生长，突破低应力层。尽管如此，上面还是有更高的应力层，预计这些层的高度处会有裂缝。

图5  用于预测压窜影响的裂缝建模

图6  MIP-3H和MIP-5H垂直应力分布显示了井着陆。

由于已知Marcellus页岩中存在天然裂缝，因此利用天然裂缝的描述建立了储层模型。利用微地震数据对这些井进行水力裂缝监测也表明，由于裂缝覆盖范围广且分散，因此存在天然裂缝。利用成像测井数据创建模型中的天然裂缝来描述该区域天然裂缝的分布。确定了两组天然裂缝。在成像测井中识别出N83E的走向，N59W是该地区的区域天然裂缝描述（Wilson等人，2016年）。表1描述了两个天然裂缝组。垂直井成像测井显示，N58E和N88E处的天然裂缝分别呈张开和闭合趋势，微震数据还显示，水力裂缝似乎遵循张开天然裂缝趋势，并与最大应力走向一致（Wilson等，2016年）。图7a和7b为直井和微地震裂缝走向。由此得到的天然裂缝网络横截面如图8a所示。裂缝建模使用了复杂裂缝模型(Wu等，2012年)，该模型可以模拟天然裂缝存在时水力裂缝的复杂性和相互作用。MIP-3H分28个阶段完成，而MIP-5H分30个阶段完成。 MIP-3H的第15、16、17、18、19、27和28阶段每个阶段有4个射孔簇，其余阶段每个阶段有5个射孔簇。在MIP-5H中，第一阶段每段有3个射孔簇，其余阶段每段有5个射孔簇。为了模拟水力裂缝，根据压裂作业期间泵送的处理数据创建泵送计划。MIP-3H和MIP-5H共泵送253523桶（每个压裂段9054桶），支撑剂总量分别为11257640磅(lbm)和11088100磅(lbm)。因此，MIP-3H和MIP-5H的标准化支撑剂用量分别为1858 lbm/ft 和1917 lbm/ft 。图8b显示了两口井获得的水力裂缝几何形状。从应力分布可以看出，裂缝向上生长的高度大于向底部生长的高度，这是由于水平应力在层间的垂直分布提供了优选通道。

表1  模型的天然裂缝分布统计。

图7  （a）从直井成像测井中选取的张开和闭合天然裂缝系统，显示了N58E和N88E裂缝走向。（b） 微地震数据显示沿N59E的裂缝方位角，也符合最大水平应力方向（Wilson等人，2016年）。

图8   (a)模型中自然裂缝网络分布统计。(b) MIP-3II和MIP-5H的水力裂缝几何形状。

采用了两种技术来校准水力裂缝几何形状。首先，利用现场作业记录的处理压力数据与模型中裂缝模拟的压力相拟合。这对地质力学模型和最小地应力分布、滤失量和流动管柱中的摩擦压降进行了校准。其次，两口井的微地震数据均用于拟合裂缝方位和轨迹。最后，两个校准技术都得到了认可，并获得了裂缝几何形状的合理拟合（图9）。

图9  （a）MIP-5H上第30压裂段的处理压力拟合。 （b）在MIP-3H和MIP-5H井中，水力裂缝与微震事件具有良好的拟合关系。

作为校准工作的一部分，对两口井的三个阶段进行了处理压力拟合。在井的跟部、中部和趾部分别选择了三个阶段，捕获横向非均质性。所得的校准系数应用于相邻压裂段。对于MIP-3H井，第1、14和28压裂段进行压力拟合，对于MIP-5H井，第1、15和30压裂段进行压力拟合。为了实现拟合，对应力大小（约200psi）、滤失量和摩擦压降进行了轻微修改。作业结束时的净压力与现场数据记录相符。

在对裂缝进行校准后，通过对实际生产数据的生产历史拟合，估算出模型中的压裂产能。为了获取复杂裂缝几何形状和非均质性，创建了一个近100万个网格单元的非结构化生产网格。模型中最小的裂缝单元尺寸设置为10ft，最大裂缝单元尺寸设置为100ft。图10显示了利用数值模拟器进行生产模拟后，生产网格中最顶层的压力变化情况。由于这是该地区第一口井，且井处于静态原位状态，因此模拟初始处于平衡状态。

图11、图12为两口井的生产历史拟合结果。在速率控制模式下进行历史拟合，并拟合井底压力响应。最初的1年期间拟合良好，但随后产量的增加使历史拟合恶化。2016年末，井底天然气产量突然增加，这应该是井底压力历史拟合难以实现的原因。研究认为，天然气产量的突然增加可能导致了水力裂缝中支撑剂周围的强大阻力。裂缝中的高气速可能会运移一些支撑剂，导致部分裂缝闭合，从而降低产能。为了在历史拟合过程中反映这一点，降低了气井的产能指数，并实现了历史拟合。

此外，2017年2月，对MIP-3H井进行了水和氮气清洗，以便进行生产测井作业。清洗作业可能会因天然气生产受阻而对气井造成损害。因此，降低生产率被认为是获取历史拟合的控制因素。

图10  包含MIP-3H和MIP-5H井的水力裂缝特性的生产网格。网格约有100万个单元。显示的属性是储层压力。

气速控制模式下MIP-3H和MIP-5H的井底压力和产水量拟合图见图11和图12。两个曲线图都显示出与整个生产历史的良好拟合，从而实现了可靠的生产预测。

图11   MIP-3H的生产历史拟合显示在气速控制模式下井底压力和产水量的拟合。

图12   MIP-5H的生产历史拟合显示在气速控制模式下井底压力和产水量的拟合。

3、井距

水力裂缝是通过泵送流体和压裂支撑剂将井筒的接触面扩大到低渗透储层。由于裂缝是由泵送流体引起的，因此可以通过水力裂缝几何形状产生的额外接触来扩大井筒的储层泄气面积。井距的决策与完井设计和井筒增产处理措施紧密结合。如果井内泵送的处理方式适合井的空间和面积，则认为间距是最佳的。但是，如果储层不增产和不泄气，则间距和完井程序可能会导致储量滞留，因为水力裂缝没有有效地模拟和生产原地岩石，如图13所示。进入裂缝间岩石的唯一方法是钻一口加密井。

图13  由于单井的裂缝几何形状无法覆盖红色方框中所示井间的整个空间，因此给出了次优井距示例。

目前，井距为1730ft，完井设计与微地震数据和生产动态相吻合。此外，通过完井热图技术对MIP-3H和MIP-5H的处理设计进行了评价，该技术将沿井筒的裂缝几何形状收缩成一个平面，直观地识别井筒周围的增产密度和强度。图14和图15分别为沿井筒的水力裂缝数和支撑裂缝数的热图，用“炮管”视图表示。随着颜色从紫色变为红色，数量逐渐减少。据观测，MIP-3H和MIP-5H井处于非常有限的水力和支撑裂缝连通状态，因为交会处重叠的颜色强度非常小。

图14   MIP-3H和MIP-5H的水力裂缝热图显示，当前井距为1735 ft时，井间水力覆盖范围较差。

图15   MIP-3H和MIP-5H的支撑裂缝热图显示，当前井距为1735 ft时，井间的水力覆盖范围较差。

在进行泵送处理时，校准模型（如前几节所述）以及历史拟合和热图结果表明，该井并没有有效地抽干MIP-3H和MIP-5H之间的区域。

对990 ft处的井距进行了额外的敏感性测试，观测到裂缝具有更大的重叠，并且与当前的1735 ft相比，井的性能没有降低。根据当前的泵送计划和完井设计，将井距进一步减小到990 ft以下，这些井的水力裂缝会有更大程度的重叠，从而竞争相同的储层岩石。因此，在990ft处确定最佳井距。通过敏感性分析，可以观测到裂缝半长随着支撑剂用量的增加而增加(图16)。在目前约1900 lbm/ft的设计下，实现了略高于450 ft的半长。支撑裂缝距离井筒近350ft。因此，在1900lbm/ft的处理设计下，理想井距约为990ft，井间不会留下大量未泄气的岩石。

图16  不同支撑剂荷载下裂缝几何形状的敏感性分析。

   作者还比较了不同井距情况下的裂缝总表面积(图17)。当井距越近，两口井的裂缝面就会完全重叠，而当井距增大时，单口井的裂缝距离就会越远，因此预计干扰也会越小。最佳井距可以是随斜率变化曲线的一个拐点，即斜率红线与趋势线的交点。趋势线斜率的交点表明井距正从井间的极端重叠和干扰状态过渡到两口井裂缝重叠最小的经典单井状态。把这种确定井距的方法称为“井距分型图”。该图显示，这两口井的最佳间距约为1000ft。此外，还测试了完井热图方法，确定两口井的裂缝几何形状重叠。

图17  裂缝表面积与井距的敏感性分析，“井距分型图”。

图18  MIP-3H和MIP-5H的水力裂缝热图显示，间距为990ft时，井间的水力覆盖范围有所提高。

图19   MIP-3H和MIP-5H的裂缝热图显示，间距为990ft时，井间的水力覆盖范围有所提高。

图20   a）当前井距和b）990ft井距处水力裂缝覆盖区及支撑剂分布平面图。在井距较近的情况下，可以观测到更多的重叠，并且由于应力阴影的影响，对裂缝几何形状产生了额外的影响。

热图中还注意到，在井距990ft处，MIP-5H的裂缝几何形状在井筒下部有一些额外的高度增长。这是由地质力学性质的变化引起的。为了补充热图，图20中的裂缝平面视图显示，当井距为990ft时，一些支撑裂缝沿井筒轻微重叠，而在当前井距下，裂缝间距较远，相互之间不干扰。由于应力阴影的影响，当井距较近时，裂缝几何形状也会受到影响。由于MIP-5H的应力阴影影响几何形状，MIP-3H井中水力裂缝的轨迹向东移动的幅度更大。

图21  由于井间应力阴影的影响，当井间距较近时，提高井的动态是可行的。

在对目前井距和990ft井距两种情况进行生产模拟对比时发现，由于MIP-3H的应力阴影允许裂缝向左移动，远离MIP-5H，两种情况下采用相同速率控制的井底压力在井距较近时提高了17%，所以该井可能具有更好的潜力(图21)。因此，由于应力阴影较强，井距较近可以提高井的产能。然而，在该地区的未来开发中，实际的改进量化可能需要在更近的井距进行一些试点试验。

4、结论

利用MIP-3H和MIP-5H井进行了裂缝校准和生产历史拟合工作流程，演示非常规井场开发采用的方法。井距与井筒内泵送的压裂处理类型紧密结合。由于裂缝的轨迹较小，小规模压裂处理可以使井距更近。在此工作流程中获得的主要经验如下:

（1）“多井平台”开发需要利用多点标准过程获取井间信息，包括应力阴影、裂缝干扰和生产干扰。通过结合微地震测量数据和生产历史数据进行处理压力拟合，实现了模型的校准。

（2）天然裂缝在Marcellus页岩的最终裂缝几何形状和复杂性中起着重要作用。利用复杂的裂缝模型测试了天然裂缝的多重实现。成像测井、岩芯分析和地震资料为储层天然裂缝分布提供了有价值的信息，减少了天然裂缝分布的不确定性。

（3）所有井都应该在多井网格中进行网格划分，捕获井间的生产干扰。当井在不同的时间进行压裂，并在不同的时间开始生产时，建议结合有限元地质力学模拟来捕获应力大小和方向的变化。

（4）生产历史拟合使模型可靠，便于预测未来的产能。

（5）对井距和完井的敏感性分析可以在给定的增产设计中确定最佳井距。采用“井距分型图”对标准模型进行多重敏感性分析，确定最佳井距。这一方法可以应用于任何其他区块，以优化井距。

（6）完井热图可以更好地对井距进行可视化分析。热图中需要一定程度的水力和支撑裂缝重叠，确保井间的储层岩石不是不泄气。如果井的热图没有重叠，则表明其泄气效率较低，而如果井的热图存在极端重叠，则表明这些井可能会竞争相同的储层岩石。