0 引言

相较于常规天然气储层，页岩储层物性差，孔隙度低，渗透率极低。在原始条件下，地层流体无法流动，唯有通过增产改造才能获得工业气流。因此，页岩气藏又被称为“人造气藏”，水平井钻井与分段压裂成为页岩气开发的关键技术。为降低地面征地成本及设备搬运时间，提高工作效率及开发效益，页岩气常采用平台井组式开发模式。

美国作为最早实现页岩气商业化开采的国家，拥有世界领先的页岩气勘探开发技术体系及作业经验。近年来，为缩短资本投资回收周期，北美页岩气开采作业者通过加密井、调整井的部署不断缩小了水平井巷道间距，同时提高了改造强度，导致压裂井间干扰普遍存在^[1-7]，如何避免井间干扰已成为困扰北美页岩气开采作业者的难题^[8-18]。川南页岩气开发借鉴北美先进技术理念，也出现压裂井间干扰日益频繁的现象。

1 井间干扰阶段

井间干扰可分为3个阶段（图 1）：第①阶段为压力的沟通；第②阶段为压裂液的沟通；第③阶段为支撑剂的沟通。

第①阶段表现为邻井压力轻微上涨，但邻井井口无液体返出。压力沟通可改变压裂液未波及区域应力状态，可通过形成细微裂缝改善未改造区渗流环境、提高气体流动能力，同时高压环境有利于将气体驱替至井筒，从而有利于页岩气井增产。

第②阶段一般表现为邻井压力上涨的同时井口有液体返出。液体沟通后沿邻井原有裂缝通道流动，不利于形成新裂缝，不利于提高改造效果。

第③阶段可能使压裂施工井支撑剂进入邻井井筒，导致邻井套管变形、套管挤毁、井筒堵塞甚至全井筒被填埋的井下事故复杂发生，不利于形成复杂裂缝网络，不利于资源整体动用。

井间物质沟通发生在井间压力沟通之后，因此，研究井间压力沟通具有更为现实的井间干扰防控意义。

关于压裂井间干扰的研究，国内多集中在常规天然气井领域，林彦兵等^[19]针对红河油田的地质特征，以平面径向稳定渗流及单向线性稳定渗流公式为基础，研究了压裂窜通机理。结果表明：线性流的渗流速度是径向流渗流速度的7~8倍，储层渗透率、注入压差及井距是影响井间沟通的主要因素。封猛等^[20]利用吉木萨尔凹陷井生产数据分析了压裂水平井裂缝线性流特征，提出了根据裂缝线性流特征判断井间干扰类型的方法。针对新场气田的加密井压裂井间干扰，张家由等^[21]、滕小兰等^[22-23]、徐晓峰^[24]分析了加密井压裂井间干扰的现状，提出了从压裂方案中对目标缝长、加砂规模、前置液比、平均砂比及排量等优化来降低井间干扰的技术对策。针对页岩气井组压裂井间干扰，国内尚未有相关文献发表。

2 川南页岩气井压裂井间干扰现状

四川盆地页岩气资源量丰富，龙马溪组和筇竹寺组为最有利勘探开发层系，估算页岩气总资源量超过39×10¹²m³。经过多轮科技攻关，实现了川南地区埋深3500m以浅页岩气的规模开发^[25-26]，川南地区2020年年产页岩气量超过100×10⁸m³。

近年来，为提高区域内页岩气资源整体动用率，提高页岩气开发效益，川南页岩气平台井巷道间距由开发初期的500m逐渐缩短至目前的主体400m，部分平台300m。随着开发技术政策的调整，压裂井间干扰日益频繁，其中长宁区块压裂井间干扰比例超过30%，威远区块老井生产期间井间干扰发生比例超过60%。

井间干扰是两口邻井之间的压力或物质发生相互影响，可分为干扰井（压裂井）与被干扰井。川南页岩气井间干扰常发生于以下3种邻井工况：①邻井钻完井期间；②邻井压裂期间；③邻井生产期间。

2.1 邻井钻完井期间的井间干扰

邻井钻井期间出现井间干扰常表现为正钻井出现溢流、井涌、井喷等险情。针对页岩储层脆性好、细微层理发育的特征，正钻井存在井眼垮塌、挤毁或填埋井下钻具风险，从而为钻井作业带来不可估量的损失。针对已完成固井作业的邻井，压裂井间干扰易诱发井下套管损坏甚至被挤毁，从而出现“未压先变”的情况。

针对邻井钻完井期间的井间干扰，矿场常采用压裂作业立即停止，待钻完井作业完成后再恢复压裂作业。一定程度上避免了钻井井下钻具被埋风险，但不能解决井下套管“未压先变”难题。

2.2 邻井压裂期间的井间干扰

邻井压裂期间出现井间干扰常表现为被干扰井井口压力上涨（图 2），严重情况下可能出现井涌；若被干扰井处于泵送桥塞作业期间，高压流体可能导致井下射孔管串落井、电缆缠绕等风险；同时被干扰井井下套管也存在变形、挤毁风险，已改造段存在被邻井压裂支撑剂填埋风险。

井间干扰的有效监测是避免干扰程度进一步加大、控制经济损失最有效的手段，针对邻井压裂井，矿场常采用邻井压力监测与微地震监测，对井间干扰开展预防与实时监测（图 3），从而给作业现场提供方案调整依据。

当邻井出现井间干扰时，矿场常采用减小压裂井压裂液用量、减小施工排量等手段降低井间干扰程度。如图 4所示，X3井在缩小改造规模前，邻井井口压力涨幅明显，最高值接近9MPa，缩小改造规模后，井间干扰现象明显减弱，邻井L1井、L2井井口压力涨幅普遍小于2MPa；X4井压裂最高施工排量与邻井L3井井口压力具有一定正相关关系，虽然时间上具有一定滞后，但减小压裂井最高施工排量对降低邻井井间干扰效果明显（图 5）。

同时，在支撑剂加入浓度、射孔参数方面进行了调整，探索采用高浓度石英砂对窜流通道进行封堵（图 6）并增加射孔簇数，通过增加干扰井近井筒起裂点，分散压裂液水动力能量，缩短压裂造缝缝长，部分井取得了较好效果。

2.3 邻井生产期间的井间干扰

邻井生产期间的井间干扰常表现为产气量下降，产液量上升，井口压力波动较大。如图 7所示，X6井因邻井压裂施工导致该井在生产期间发生井间干扰，在生产制度不变的情况下，X6井井口套压经历多次波动由32MPa下降至24MPa，产气量则由35×10⁴m³/d下降至18×10⁴m³/d，排液速度由18m³/h上升至28m³/h，出现显著的“水淹”特征。

针对以上情况，矿场常对生产井实施关井，待邻井压裂完成后重新开井生产。矿场实践表明，重新开井生产后，生产井产气量需经历较长时间才能恢复至井间干扰前水平，且井间干扰前生产时间越长，产量恢复速度越慢。如图 7所示，X6井生产约5天后发生井间干扰，待重新开井生产约20天后，气井日产气量、排液速度、井口压力才得以恢复正常；而针对已生产数年的老井，开井复产后产量恢复至井间干扰前产量的50%~60%往往需要数月甚至数年的时间。

因此，邻井生产期间的井间干扰对页岩气开发效果、建产速度影响最为直观。本文以同平台压裂生产同步作业期间的井间干扰为研究重点，明确影响压裂井间干扰的主控因素。

3 页岩气平台井组压裂生产同步作业模型建立

长宁区块主体储层厚度薄，储层可简化为二维平面模型，如图 8所示，平台同方位部署A井、B井、C井3口井，各井间距为300m，其中C井处于压后排液采气阶段；A井对应段已完成压裂施工，但尚未排液采气；B井该段待压裂。受储层非均质性影响，各井各簇裂缝长度存在较大差异，具体参数见表 1。鉴于页岩储层压裂人工裂缝展布及裂缝几何参数认识有待进一步深化，假设模型压裂后人工裂缝呈单一裂缝形态。由于现有平台井组拉链式压裂间隔时间差异较大，压裂后储层压力波及范围认识不清，故该模型假设A井、C井压裂后储层压力仍为原始地层压力，各簇裂缝内压力与储层压力存在差异。当中间井B井压裂期间，各簇裂缝与周围地层发生压力传递。

假设A井该段已完成压裂施工，B井压裂期间及C井生产期间，各簇缝内压力呈线性变化，其中B井各簇裂缝尖端压力为储层最小水平主应力，C井各簇裂缝尖端压力为地层压力。各井井筒与储层边界和外部环境之间不产生物质交换。

B井压裂期间，压力沿裂缝表面进行扩展，根据弹性多孔介质单相微可压缩液体不稳定渗流理论，压力传导满足以下方程：

$ \frac{{{\partial ^2}p}}{{{\partial ^2}x}} + \frac{{{\partial ^2}p}}{{{\partial ^2}y}} = \frac{1}{\alpha }\frac{{\partial p}}{{\partial t}} $

(1)

$ \alpha = \frac{K}{{\mu {C_{\rm{t}}}}} $

(2)

式中  x——裂缝长度，m；

y——裂缝间距，m；

t——传导时间，s；

p——压力，MPa；

α——导压系数，cm²/s；

K——储层综合渗透率，mD；

μ——黏度，mPa·s；

C_t——储层综合弹性压缩系数，10MPa^-1。

4 井间干扰影响因素分析

井间干扰是压裂方案制定、施工工艺实时调整、排液采气制度优化的重点防控对象，厘清井间干扰影响因素，对井间干扰的防治具有实际意义。根据本文所建立的模型，采用长宁地区X1井DFIT解释获取的关键地质参数及常规压裂施工参数（表 2）进行模拟计算，开展井间干扰影响因素分析。

4.1 储层地质条件对井间干扰的影响

储层地质条件是影响井间干扰程度的重要因素，如图 9所示，在300m巷道间距下，当储层综合渗透率由0.0084mD分别提高10倍及100倍时，相同工程参数条件下井间干扰程度由未见明显干扰到轻微干扰，最后为明显干扰。因此影响储层综合渗透率的层理、细微天然裂缝发育程度、大尺度天然裂缝带发育程度对井间干扰程度影响大。

压力传导类井间干扰的实质是压裂施工井与被干扰井之间存在压力差，在相隔距离较近的情况下，对应层位发生井间压力沟通。如图 9所示，同平台压裂井与排采井之间更易诱发井间干扰。北美地区现场实践表明，储层压力衰竭区域加密井部署大幅度加大了井间干扰程度^[27-30]。

4.2 工程条件对井间干扰的影响

以低孔、超低渗为显著特征的页岩储层，人工裂缝参数是影响页岩气井改造效果的关键，国内外普遍以储层改造体积SRV及裂缝复杂程度表征实施效果。页岩气开发工程参数，如布井方式、水平井巷道间距、压裂工艺参数差异等都将影响井间干扰程度，如图 9所示，单一裂缝形态条件下，裂缝缝长越长，越易导致井间干扰，A井第②簇与B井第①簇左侧裂缝虽通过交错布缝未造成裂缝直接相遇，但同一平面上距离近，增加了井间干扰风险。邻井相邻压裂簇间距越短，越易诱发井间干扰。

施工排量越低，对应井底施工压力越低，压力传导越慢，井间干扰概率越低；在同等施工排量（施工井底压力）条件下，井间干扰程度随着压裂时间的推移愈发明显（图 10），因此压裂改造规模越大，井间干扰越严重。

5 现场应用及效果

基于以上研究认识，提出了以下井间干扰防控措施：①深化地质工程一体化开发理念，加强页岩储层地质特征研究，着重开展天然裂缝/断层精细描述，针对天然裂缝发育段在压裂设计方面提前采取降低改造强度、多簇射孔、暂堵转向等工艺措施降低水力裂缝缝长，从而降低井间干扰发生概率；②新投产井因井周附近地层压力亏空有限，压裂井间干扰发生概率相对较低，压裂井间干扰发生后矿场常采取关井措施，待邻井压裂完成后再重新开井生产（图 11a）；③针对长时间生产的老井，井周附近地层压力亏空明显，压裂井间干扰发生概率相对较高，矿场常在邻井压裂前对生产老井实施关井复压、泵注氮气复压等措施来降低井间干扰发生概率（图 11b）。压裂井间干扰防控技术推广应用以来取得了较为明显的效果，其中长宁区块压裂生产同步作业平台井间干扰发生概率由35.7%降低至26.1%，井间干扰发生次数由平均5.8次/井降低至1.0次/井。

6 结论与建议

（1）川南页岩气平台压裂井间干扰存在3种工况：①邻井钻井期间；②邻井压裂期间；③邻井生产期间。第①种、第②种工况下主要带来井下复杂，因井下复杂处理而降低矿场生产时效；第③种工况带来井下复杂的同时还影响邻井产能发挥，井间干扰发生后的关井时间及漫长的产能恢复时间影响区块上产周期。针对井间干扰，缺乏有效的预防手段，通常情况下，在出现压裂井间干扰后才采取被动的应对方案。

（2）储层高渗透带（天然裂缝发育区）、压力亏空是诱发压裂井间干扰的重要地质内因；水平井巷道间距缩短、人工裂缝半长增加是诱发压裂井间干扰的工程外因之一。

（3）压裂井间干扰防治是一项系统工程，其涉及储层地质基础、开发技术政策、压裂实施方案、生产组织的深度融合与参数匹配，矿场现有的井间干扰防控技术措施取得了较为明显的效果，但仍需进一步优化完善。①建议深化区域内地质构造、地质力学、天然裂缝精细描述等方面的研究，构建区域三维地质属性体；②强化开发技术政策与压裂实施方案的匹配研究，针对小巷道间距开发井天然裂缝发育改造段，开展压裂工艺参数优化，进一步探索降低井间干扰程度的实时调整工艺，提高压裂方案的针对性；③统筹管理、整体优化生产组织进度，尽可能实现区域开发进度一致，新井部署尽可能避开因气井长期生产而产生的压力亏空区；④加强区域老井生产动态跟踪与维护，进一步探索能量补给新方法。