四川盆地威荣页岩气田井间干扰机制与井距优化研究：基于数值模拟的EUR提升策略

针对威荣页岩气田因天然裂缝发育和老井能量衰竭导致的井间干扰加剧问题，研究人员通过建立15 m裂缝高度数值模型，定量评估不同井距(300-500 m)、裂缝沟通程度(8%-65%)和老井累计产气量(20-40×106 m3)对新井EUR的影响，提出差异化井距优化方案，使井口开启压力提升9.3 MPa，EUR提高22.8%，为深层页岩气开发提供重要参考。

　　

在四川盆地这片富含页岩气资源的土地上，威荣页岩气田作为我国首个大规模开发的深层页岩气田（埋深3550-3880米），正面临着严峻的开发挑战。随着开发的深入，气田出现了令人头疼的现象——井口开启压力从初期的50 MPa骤降至39 MPa，年降幅持续扩大。这背后隐藏着两大"隐形杀手"：一是地下纵横交错的天然裂缝网络，它们像高速公路一样让压裂液和气体"抄近道"，最远干扰距离达1.7公里；二是"前辈井"们持续开采形成的压力"洼地"，新井的压裂裂缝总是"情不自禁"地向这些低压区延伸。更棘手的是，这两种干扰常常"狼狈为奸"，导致44%的井出现沟通现象，严重影响了气田的产能建设和经济效益。

中国石化西南油气分公司的研究人员决心破解这一难题。他们通过创新的数值模拟方法，揭开了井间干扰的"黑箱"。研究团队首先修正了传统模型的认知偏差——通过对比4种裂缝高度模型（7 m、10 m、15 m、20 m），发现15 m的裂缝高度模型最能反映实际压力漏斗特征。基于这一关键发现，研究人员建立了嵌入式离散裂缝模型（EDFM），定量揭示了井距与产能的微妙关系：在裂缝发育区，当井距从300 m增至350-450 m时，新井EUR降幅可从15.1%降至7.1%；在老井邻近区域，当累计产气量达40×10⁶ m³时，500 m井距才能有效避免28.3%的EUR损失。这些发现催生出一套"量体裁衣"式的井距优化方案，在三个试验平台的应用中取得显著成效——不仅减少22.7%的裂缝沟通率，更使EUR提升22.8%，论文发表在《Journal of Natural Gas Geoscience》上。

研究采用了多项关键技术：通过示踪剂监测确定裂缝沟通程度（8%-65%）；结合微地震监测和压裂模拟确定裂缝几何参数；利用老井压力降落数据校正数值模型；建立考虑应力屏障的四种裂缝高度模型；采用双介质模型模拟基质-裂缝系统的气水两相流动。

【当前井间干扰现状】数据显示，裂缝发育区的平均压力干扰达4.6 MPa，其中裂缝密度≥6条/米区域干扰更显著（5.52 MPa vs 1.92 MPa）；老井干扰则与累计产量正相关，当产量达20×10⁶ m³时，300 m井距会导致新井压力下降7.29 MPa。

【干扰对产能的影响】数值模拟揭示：在300 m井距、50%沟通度时，新井首年产气量仅为无干扰井的84.7%，EUR降低15.1%；当老井累计产气40×10⁶ m³时，300 m井距导致EUR损失高达28.3%，是400 m井距（20.6%）的1.4倍。

【井距优化研究】创新性提出差异化方案：在裂缝发育区，按沟通程度分级——≤25%采用350 m，25%-55%采用400 m，55%-65%采用450 m；在老井邻近区，根据累计产量调整——20×10⁶ m³采用400 m，30×10⁶ m³采用450 m，40×10⁶ m³需≥500 m。

【实际应用效果】优化后平台井数从30口减至25口，但单位压降产气量提升10.7%（555→613×10³ m³/MPa），EUR从57×10⁶ m³增至70×10⁶ m³，验证了方案的工程可行性。

这项研究突破了深层页岩气开发中"一刀切"式布井的传统思维，建立了基于干扰机制分类调控的井距设计方法。特别值得关注的是，研究首次通过压力数据反演验证了15 m裂缝高度的合理性，为类似气田建模提供了关键参数。提出的"裂缝发育程度-老井衰竭状态"双因素调控策略，不仅解决了威荣气田的实际问题，更对全球深层页岩气经济高效开发具有示范意义。未来，结合人工智能的实时干扰预警系统和自适应布井算法，或将进一步提升优化方案的精准性和时效性。