页岩油气藏甜点区的布井方法与流程

1.本公开涉及页岩油气藏开发技术领域，特别涉及到一种页岩油气藏甜点区的布井方法。


背景技术：

2.页岩油气藏是聚集一定数量的可供开采的油气资源的地区。在页岩油气藏的开发过程中，需要在页岩油气藏内部署水平开发井，再通过水平开发井对石油或天然气进行开采。对页岩油气藏进行开发之前，通常会先确定页岩油气藏内储层的储气量或储油量大的区域，在储层的储气量或储油量大的区域部署水平开发井，能够开采出较多的石油与天然气。
3.但仅根据储层的储气量或储油量来选定水平开发井的部署位置，考虑因素不够全面，容易出现水平开发井在钻井过程中较为困难，影响页岩油气藏开发进度的情况出现。


技术实现要素：

4.本公开实施例提供了一种页岩油气藏甜点区的布井方法，可以保证页岩油气藏的产能的同时保证页岩油气藏稳定开发。所述技术方案如下：
5.本公开实施例提供了一种页岩油气藏甜点区的布井方法，所述页岩油气藏甜点区的布井方法包括：
6.确定所述页岩油气藏的页岩油气藏甜点区；
7.根据所述页岩油气藏甜点区的地层倾角确定多口水平开发井的布井模式；
8.根据所述页岩油气藏甜点区的储层水平主应力方向确定所述多口水平开发井的水平段井眼轨迹，所述水平段井眼轨迹为井筒从钻入预定油层位置到完井所对应的部分；
9.根据所述水平开发井的预测井间距、所述水平开发井的预测水平段长度、单井预测可采储量与井区预测采收率，确定所述多口水平开发井的理想井间距与理想水平段长度；
10.根据所述布井模式、所述水平段井眼轨迹、所述理想井间距与所述理想水平段长度在所述页岩油气藏甜点区部署多口水平开发井。
11.可选地，根据所述页岩油气藏甜点区的地层倾角确定多口水平开发井的布井模式，包括：
12.若所述地层倾角大于或等于25
°
，确定所述多口水平开发井的布井模式为单排布井模式；
13.若所述地层倾角小于25
°
，确定所述多口水平开发井的布井模式为双排布井模式。
14.可选地，根据所述页岩油气藏甜点区的储层水平主应力方向确定所述多口水平开发井的水平段井眼轨迹，包括：
15.获取所述页岩油气藏甜点区的储层水平主应力方向；
16.使所述水平开发井的水平段井眼轨迹延伸方向垂直于所述储层水平主应力方向。
17.可选地，根据所述水平开发井的预测井间距、所述水平开发井的预测水平段长度、单井预测可采储量与井区预测采收率，确定所述多口水平开发井的理想井间距与理想水平段长度，包括：
18.获取所述水平开发井的预测井间距与所述单井预测可采储量之间的第一变化关系曲线；
19.获取所述水平开发井的预测井间距与所述井区预测采收率之间的第二变化关系曲线，所述第二变化关系曲线与所述第一变化关系曲线位于同一坐标系内；获取所述水平开发井的预测水平段长度与所述单井预测可采储量之间的第三变化关系曲线；
20.以所述第一变化关系曲线与所述第二变化关系曲线的交点对应的预测井间距作为理想井间距；
21.以所述理想井间距对应的单井预测可采储量作为第一单井预测可采储量，以所述第三变化关系曲线上，与所述第一单井预测可采储量对应的预测水平段长度作为理想水平段长度。
22.可选地，确定所述页岩油气藏的页岩油气藏甜点区，包括：
23.根据所述页岩油气藏的地质参数确定所述页岩油气藏的地质甜点区；
24.根据所述页岩油气藏的工程参数确定所述页岩油气藏的工程甜点区；
25.根据所述页岩油气藏的产能平衡参数确定所述页岩油气藏的产能甜点区，所述产能平衡参数包括单井预测可采储量、单井成本及天然气气价；
26.以所述地质甜点区、所述工程甜点区与所述产能甜点区的重叠区域为所述页岩油气藏甜点区。
27.可选地，根据所述页岩油气藏的产能平衡参数确定所述页岩油气藏的产能甜点区，包括：
28.根据所述单井预测可采储量、所述单井成本及所述天然气气价，确定产能平衡指标；
29.根据所述产能平衡指标确定所述页岩油气藏的产能甜点区。
30.可选地，根据以下公式确定产能平衡指标，
[0031][0032]
其中，r为产能平衡指标，eur为单井预测可采储量，c为单井成本，p为天然气气价。
[0033]
可选地，根据所述产能平衡指标确定所述页岩油气藏的产能甜点区，包括：
[0034]
将所述页岩油气藏内产能平衡指标相同的点相连；
[0035]
将所述产能平衡指标大于或等于20的区域确定为产能甜点区。
[0036]
可选地，根据所述单井预测可采储量、所述单井成本及所述天然气气价，确定产能平衡指标之前，获取所述单井预测可采储量、所述单井成本及所述天然气气价；
[0037]
根据以下公式获取所述单井预测可采储量：
[0038]
eur＝at
h
+b，
[0039]
其中，eur为单井预测可采储量，t
h
为水平井测试产量，a、b为回归系数，t
v
为测试直井产量，s
h
为水平开发井等效泄气面积，s
v
为测试直井的泄气面积。
[0040]
可选地，所述页岩油气藏甜点区的布井方法还包括：
[0041]
根据所述布井模式、所述水平段井眼轨迹、所述理想井间距与所述理想水平段长度在所述页岩油气藏甜点区部署多口水平开发井之前，
[0042]
确定多口所述水平开发井的理想靶体位置；
[0043]
根据所述布井模式、所述水平段井眼轨迹、所述理想靶体位置、所述理想井间距与所述理想水平段长度在所述页岩油气藏甜点区部署多口水平开发井。
[0044]
本公开实施例提供的技术方案带来的有益效果至少包括：
[0045]
在页岩油气藏甜点区内进行水平开发井的部署之前，可以先根据页岩油气藏甜点区的地层倾角、页岩油气藏甜点区的储层水平主应力方向分别确定多口水平开发井的布井模式与水平开发井的水平段井眼轨迹。保证水平开发井可以稳定开发，而不会受到地层倾角及储层水平主应力方向这些地质因素的过大影响。再根据水平开发井的预测井间距、水平开发井的预测水平段长度、单井预测可采储量与井区预测采收率，来确定多口水平开发井的理想井间距与理想水平段长度。可以得到多口水平开发井在产能较大的情况下所对应的理想井间距与理想水平段长度。部署水平开发井时，综合考虑了地层倾角、储层水平主应力这些地质因素，并考虑了每口水平开发井的单井预测可采储量所代表的产能因素，较为全面地考虑了水平开发井的钻井开发与预测产能，可以保证页岩油气藏的产能的同时保证页岩油气藏稳定开发。
附图说明
[0046]
为了更清楚地说明本公开实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本公开的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
[0047]
图1是本公开实施例提供的页岩油气藏甜点区的布井方法的流程图；
[0048]
图2是本公开实施例提供的另一种页岩油气藏甜点区的布井方法的流程图；
[0049]
图3是本公开实施例提供的页岩油气藏甜点区的确定过程的流程图；
[0050]
图4是本公开实施例提供的地质甜点区的区域示意图；
[0051]
图5是本公开实施例提供的工程甜点区的区域示意图；
[0052]
图6是本公开实施例提供的水平开发井的泄气区域示意图；
[0053]
图7是本公开实施例提供的产能甜点区的区域示意图；
[0054]
图8是本公开实施例提供的页岩油气藏甜点区的区域示意图；
[0055]
图9～图10是本公开实施例提供的变化关系曲线示意图。
具体实施方式
[0056]
为使本公开的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本公开实施方式作进一步的详细描述。
[0057]
此处提供图1。图1是本公开实施例提供的页岩油气藏甜点区的布井方法的流程图，参考图1可知，本公开实施例提供了一种页岩油气藏甜点区的布井方法，页岩油气藏甜点区的布井方法包括：
[0058]
s101：确定页岩油气藏的页岩油气藏甜点区。
[0059]
s102：根据页岩油气藏甜点区的地层倾角确定多口水平开发井的布井模式。
[0060]
s103：根据页岩油气藏甜点区的储层水平主应力方向确定多口水平开发井的水平段井眼轨迹，水平段井眼轨迹为井筒从钻入预定油层位置到完井所对应的部分。
[0061]
s104：根据水平开发井的预测井间距、水平开发井的预测水平段长度、单井预测可采储量与井区预测采收率，确定多口水平开发井的理想井间距与理想水平段长度。
[0062]
s105：根据布井模式、水平段井眼轨迹、理想井间距与理想水平段长度在页岩油气藏甜点区部署多口水平开发井。
[0063]
在页岩油气藏甜点区内进行水平开发井的部署之前，可以先根据页岩油气藏甜点区的地层倾角、页岩油气藏甜点区的储层水平主应力方向分别确定多口水平开发井的布井模式与水平开发井的水平段井眼轨迹。保证水平开发井可以稳定开发，而不会受到地层倾角及储层水平主应力方向这些地质因素的过大影响。再根据水平开发井的预测井间距、水平开发井的预测水平段长度、单井预测可采储量与井区预测采收率，来确定多口水平开发井的理想井间距与理想水平段长度。可以得到多口水平开发井在产能较大的情况下所对应的理想井间距与理想水平段长度。部署水平开发井时，综合考虑了地层倾角、储层水平主应力这些地质因素，并考虑了每口水平开发井的单井预测可采储量所代表的产能因素，较为全面地考虑了水平开发井的钻井开发与预测产能，可以保证页岩油气藏的产能的同时保证页岩油气藏稳定开发。
[0064]
需要说明的是，页岩油气藏的页岩油气藏甜点区为页岩油气藏内储气量或储油量较大且易于开发的区域，因此在页岩油气藏甜点区部署水平开发井，本身也可以保证布井之后的开发速度与产能。
[0065]
图2是本公开实施例提供的另一种页岩油气藏甜点区的布井方法的流程图，参考图2可知，页岩油气藏甜点区的布井方法包括：
[0066]
s201：确定页岩油气藏的页岩油气藏甜点区。
[0067]
为便于理解，此处可提供图3，图3是本公开实施例提供的页岩油气藏甜点区的确定过程的流程图，参考图3可知，步骤s201，可包括：
[0068]
s2011：根据页岩油气藏的地质参数确定页岩油气藏的地质甜点区。
[0069]
需要说明的是，在本公开所提供的实现方式中，地质参数为与储层直接相关的物理参数。
[0070]
可选地，页岩油气藏的地质参数包括页岩储层的热成熟度、有效储层厚度、埋藏深度、距剥蚀线距离、地层温度、地层压力系数、有机碳含量、孔隙度、含气量、含水饱和度、有机孔面孔率与有机质孔隙。
[0071]
根据这些与储层直接相关的地质参数可以更全面地得到页岩油气藏的地质甜点区，页岩油气藏的地质甜点区的开发效益也较好。并且，地层压力系数对页岩气开发具有显著的影响，压力系数越高，反映保存条件越好，继而水平开发井产量越高，而地层压力系数与埋藏深度、距剥蚀线距离具有明显相关性，在无法获取准确地层压力系数的情况下，使用埋藏深度与距剥蚀线距离作为评价参数。有机质孔隙发育程度同样与水平开发井产能有密切联系，有机质孔隙更发育的储层，产能表现越好，通过室内实验测取岩心有机孔面孔率，可定量评价有机质孔隙发育程度。
[0072]
在本公开所提供的其他实现方式中，地质参数所包含的具体参数也可少于或对于以上参数的数量。本公开对此不做限制。
[0073]
需要说明的是，地质参数可根据测井实验获取得到。
[0074]
步骤s2011还可包括：
[0075]
分别确定多个地质参数相对于测试直井的产量的权重。根据地质参数相对于测试直井的产量的权重，根据地质参数相对于测试直井的产量的权重确定地质评价指标。根据地质评价指标确定页岩油气藏的地质甜点区。
[0076]
采用上一段中的步骤，可以直接量化地质参数与测试直井的产量之间的相关程度，再根据各地质参数与测试直井的产量之间的相关程度确定地质评价指标，根据地质评价指标即可确定页岩油气藏内各区域的产量高低，便于地质甜点区的确定。
[0077]
步骤s2011中，分别确定多个地质参数相对于测试直井的产量的权重，可包括：
[0078]
获取测试直井的产量与测试直井所对应的地质参数之间的相关序列x
n
，x
n
包括：参考序列x0(t)与比较序列x
i
(t)；
[0079]
x0(t)＝{x0(1),x0(2),
…
,x0(n)}；x
i
(t)＝{x
i
(1),x
i
(2),
…
,x
i
(n)},i＝1,2,
…
,k；
[0080]
其中，t为每口测试直井的产量，x为每口测试直井所对应的一个地质参数，k为正整数，n为地质参数的数量。
[0081]
对每口测试直井的产量与每口测试直井所对应的地质参数进行无量纲化处理。
[0082]
可选地，无量纲化处理包括：将每口测试直井的产量除以多口测试直井的产量的平均数，每口测试直井所对应的地质参数除以多口测试直井所对应的地质参数的平均数。便于后续步骤的进行。
[0083]
示例性地，测试直井的产量的无量纲化可采用下一段中的公式进行：
[0084]
其中，y为无量纲化后的测试直井的产量与测试直井所对应的地质参数之间的相关序列，x
n
为测试直井的产量与测试直井所对应的地质参数之间的相关序列，为测试直井的产量与测试直井所对应的地质参数之间的相关序列的平均值。最终完成对每口测试直井的产量与每口测试直井所对应的地质参数进行无量纲化处理。
[0085][0086][0087]
进一步地，确定多个地质参数与产量之间的关联系数，可采用下一段中所示公式确定：
[0088][0089]
其中，ξ
i
(t)为关联系数，y0(t)为参考序列经过无量纲化后的值，y
i
(t)为比较序列经过无量纲化后的值，ρ为分辨系数，取0.5。
[0090]
公式(2)中，为参考序列与比较序列差值绝对值的最小值，为参考序列与比较序列差值绝对值的最大值，|y0(t)
‑
y
i
(t)|为参考序列与比较序列的绝对差值，关联系数即为比较序列中每一个值与参考序列中相对应的值的差
别程度。
[0091]
根据关联系数进一步确定参考序列与比较序列的关联度，且可采用下一段中的公式确定关联度：
[0092][0093]
公式(3)中，r
i
为多口测试直井中某一个地质参数与产量的关联度。
[0094]
得到关联度r
i
后，可根据下一段中的公式确定地质参数相对产量的权重：
[0095][0096]
公式(4)中，w
i
为n口测试直井中某一个地质参数相对产量的权重。对多个地质参数与测试直井的产量代入公式(3)与公式(4)中计算，则可得到所有地质参数相对产量的权重。
[0097]
需要说明的是，正相关的权重为正值，负相关的权重为负值。
[0098]
步骤s2011中，根据地质参数相对于测试直井的产量的权重确定地质评价指标，可包括以下过程：
[0099]
在得到各个地质参数相对产量的权重之后，采用下一段中所示公式确定地质评价指标：
[0100]0][0101]
公式(5)中，g(t)为第一过渡指标，第一过渡指标代表某一口测试直井中某一个地质参数相对产量的权重与统一地质参数的乘积；g(t)为无量纲化后的第一过渡指标，无量纲化后的第一过渡指标即为地质评价指标。
[0102]
将页岩油气藏中某一个点的地质参数代入公式(6)中，即可得到该点的地质评价指标，并可对页岩油气藏的区域进行地质划分。
[0103]
需要说明的是，页岩油气藏内某一区域的地质评价指标越大，则该区域内产能越高。
[0104]
步骤s2011中，在已得到页岩油气藏中各点的地质评价指标的前提下，根据地质评价指标确定页岩油气藏的地质甜点区，可包括：
[0105]
将页岩油气藏中地质评价指标相同的点连接为线，将地质评价指标大于第一阈值的区域可分为地质甜点区，地质评价指标小于第一阈值的区域可划分为地质非甜点区。
[0106]
可选地，可进一步设置第二阈值，第二阈值小于第一阈值，大于第二阈值且小于第一阈值为地质布井区域，小于第二阈值则为地质非布井区域。可以便于布井。
[0107]
在本公开所提供的一种实现方式中，第一阈值可为0.7，第二阈值可为0.3。g(t)＜0.3为地质非布井区域，0.3≤g(t)≤0.7为地质布井区域，g(t)＞0.7为地质甜点区。
[0108]
g(t)小于0.3时，布井所能得到的产能非常少，难以抵消布井成本，会带来亏损，布井区域则可带来一定的开发效益，g(t)大于0.7则可带来非常大的开发效益，对应的区域则作为地质甜点区。
[0109]
需要说明的是，地质非甜点区包括地质布井区域与地质非布井区域。
[0110]
为便于理解，此处提供图4，图4是本公开实施例提供的地质甜点区的区域示意图，图4中显示了地质甜点区a以及包括地质布井区域b1与地质非布井区域b2的地质非甜点区b。
[0111]
s2012：根据页岩油气藏的工程参数确定页岩油气藏的工程甜点区。
[0112]
需要说明的是，工程参数为与酸压过程得到的裂缝直接相关的物理参数。工程参数也可以通过测井实验得到。
[0113]
可选地，工程参数包括页岩储层的脆性矿物含量、最小水平主应力大小、水平应力差异系数、杨氏模量、泊松比、断裂韧性指数。采用这些参数可较好地确定工程甜点区。
[0114]
步骤s2012可包括：分别确定多个工程参数相对于测试直井的产量的权重。根据工程参数相对于测试直井的产量的权重，根据工程参数相对于测试直井的产量的权重确定工程评价指标。根据工程评价指标确定页岩油气藏的工程甜点区。
[0115]
采用上一段中的步骤，可以直接量化工程参数与测试直井的产量之间的相关程度，再根据各工程参数与测试直井的产量之间的相关程度确定工程评价指标，根据工程评价指标即可确定页岩油气藏内各区域的产量高低，便于工程甜点区的确定。
[0116]
需要说明的是，将步骤s2012中各工程参数依次代入步骤s2011中公式(1)～(6)，最终可得到类似地质评价指标的工程评价指标。并以工程评价指标可得到页岩油气藏内的工程甜点区。此处不再赘述。
[0117]
在本公开所提供的一种实现方式中，可提供图5，图5是本公开实施例提供的工程甜点区的区域示意图，图5中，第一阈值可为0.7，第二阈值可为0.3。g(t)＜0.3为工程非布井区域，0.3≤g(t)≤0.7为工程布井区域，g(t)＞0.7为工程甜点区。
[0118]
g(t)小于0.3时，布井所能得到的产能非常少，难以抵消布井成本，会带来亏损，布井区域则可带来一定的开发效益，g(t)大于0.7则可带来非常大的开发效益，对应的区域则作为工程甜点区。
[0119]
需要说明的是，工程非甜点区包括工程布井区域与工程非布井区域。
[0120]
图5中显示了工程甜点区c以及包括工程布井区域d1与工程非布井区域d2的工程非甜点区d。
[0121]
s2013：根据页岩油气藏的产能平衡参数确定页岩油气藏的产能甜点区，产能平衡参数包括单井预测可采储量、单井成本及天然气气价。
[0122]
可选地，步骤s2013，包括：根据单井预测可采储量、单井成本及天然气气价，确定产能平衡指标；根据产能平衡指标确定页岩油气藏的产能甜点区。
[0123]
产能平衡指标的得出，可以便于根于这一参数确定对应的产能甜点区。
[0124]
产能平衡指标的推导过程可如下：
[0125]
先获取单井预测可采储量、单井成本及天然气气价，单井成本可依据经验推测得到。
[0126]
单井预测可采储量则根据以下公式获取：
[0127]
eur＝at
h
+b(7)，
[0128]
其中，eur为单井预测可采储量，t
h
为水平井测试产量，a、b为回归系数，t
v
为测试直井产量，s
h
为水平开发井等效泄气面积，s
v
为测试直井的泄气面积。
[0129]
可以便于获取较为准确的单井预测可采储量。
[0130]
需要说明的是，对于处于评价阶段的页岩油气藏，仅有测试直井，不能直接得到反映水平开发井产能大小的单井预测可采储量。因此将测试直井的测试产量转化为等效水平井的测试产量，再根据相似井区水平开发井测试产量与单井可采储量的关系，得到未经开发的页岩油气藏的单井预测可采储量。公式(7)为回归公式，是基于相似的已开发的页岩油气藏中水平开发井的数据得到。
[0131]
将测试直井的测试产量转化为等效水平井的测试产量，推导过程如下：
[0132]
测试直井的泄气半径为r，则测试直井的泄气面积为s
v
＝πr2。若地质条件保持不变，水平开发井的泄气面积可近似看做两个半圆和一个长方形的区域面积，长方形的长度为预测水平段长度l，半圆半径与直井泄气半径r相同，且r近似等于两口相邻水平开发井的预测井间距d的一半，则等效水平井的泄气面积s
h
为：
[0133]
s
h
＝πr2+2rl(9)；
[0134]
为便于理解，可提供图6，图6是本公开实施例提供的水平开发井的泄气区域示意图，参考图6可知，水平开发井的泄气面积可近似看做两个半圆和一个长方形的区域。再根据以上关系建立反应测试直井的产量与水平开发井的产量关系的公式(8)，将公式(8)中水平开发井的产量代入公式(7)中则得到单井预测可采储量。
[0135]
需要说明的是，预测水平段长度l，根据经验值得到，并可以获取一个预测水平段长度的范围。
[0136]
可选地，在可得到单井预测可采储量、单井成本与天然气气价的前提下，根据以下公式确定产能平衡指标：
[0137][0138]
公式(11)中，r为产能平衡指标，eur为单井预测可采储量，c为单井成本，p为天然气气价。
[0139]
采用公式(11)，可以判断水平开发井的产量为多少时，可以达到与单井成本平衡的情况，同时也可以得到水平开发井的单井预测可采储量时，能够得到的开发效益，直观判断某一区域是否适于布井开发。
[0140]
可选地，根据产能平衡指标确定页岩油气藏的产能甜点区，包括：将页岩油气藏内产能平衡指标相同的点相连；将产能平衡指标大于或等于20的区域确定为产能甜点区。便于产能甜点区的确定。
[0141]
具体的产能甜点区的划分，与地质甜点区及工程甜点区的确定过程类似，因此此处不再赘述。
[0142]
在本公开所提供的一种实现方式中，第一阈值可为20，第二阈值可为10。r＜10为产能非布井区域，10≤r≤20为产能布井区域，r＞20为产能甜点区。
[0143]
为便于理解，此处提供图7，图7是本公开实施例提供的产能甜点区的区域示意图，图7中显示了产能甜点区e以及包括产能布井区域f1与产能非布井区域f2的产能非甜点区f。
[0144]
s2014：以地质甜点区、工程甜点区与产能甜点区的重叠区域为页岩油气藏甜点
区。
[0145]
此处可提供图8，图8是本公开实施例提供的页岩油气藏甜点区的区域示意图，图8中区域g为页岩油气藏甜点区。在页岩油气藏甜点区进行布井，最终得到的水平开发井的产能可最大化。
[0146]
需要说明的是，图8中额页岩油气藏甜点区为图4、图5与图7中的甜点区重合部分。
[0147]
s202：根据页岩油气藏甜点区的地层倾角确定多口水平开发井的布井模式。
[0148]
步骤s202，可包括：
[0149]
若地层倾角大于或等于25
°
，确定多口水平开发井的布井模式为单排布井模式；若地层倾角小于25
°
，确定多口水平开发井的布井模式为双排布井模式。
[0150]
地层倾角大于或等于25
°
，页岩油气藏甜点区内的地层倾斜程度较大，可设置单排布井模式，便于开发，且单井成本较低。页岩油气藏甜点区内的地层倾斜程度较小的区域，则可进行双排布井模式，可实现最大效益布井开发。
[0151]
需要说明的是，单排布井模式为在该区域内布置一列相互平行的水平开发井，双排布井模式为在该区域内在两条平行线上，分别布置一列相互平行的水平开发井。
[0152]
s203：根据页岩油气藏甜点区的储层水平主应力方向确定多口水平开发井的水平段井眼轨迹，水平段井眼轨迹为井筒从钻入预定油层位置到完井所对应的部分。
[0153]
步骤s203，可包括：
[0154]
获取页岩油气藏甜点区的储层水平主应力方向；使水平开发井的水平段井眼轨迹延伸方向垂直于储层水平主应力方向。
[0155]
使水平开发井的水平段井眼轨迹延伸方向垂直于储层水平主应力方向，可以保证水平段井眼轨迹垂直于储层裂缝，水平开发井的产能较高，且水平开发井在开发时也不易遇到障碍，可以保证产能与开发速度。
[0156]
需要说明的是，页岩油气藏甜点区一般位于一个大的构造单元内，整体水平主应力方向一致，通过成像测井技术可确定水平主应力方向。
[0157]
需要说明的是，页岩油气藏甜点区通常不会有较大规模的断裂。若布井时遇到地层存在较大规模的断裂，例如存在i级断裂与ii级断裂，则在距离i级断裂与ii级断裂的2km内不部署水平开发井。
[0158]
s204：确定多口水平开发井的理想靶体位置。
[0159]
可选地，步骤s204包括：获取水平开发井靶体位置与水平开发井产能的相关变化关系曲线；根据相关变化关系曲线确定最大水平开发井产能所对应的靶体位置为理想靶体位置。
[0160]
水平开发井靶体与水平开发井产能的相关变化关系曲线，可从类似页岩油气藏中水平开发井的产能与靶体位置的数据得到。最终选取最大水平开发井产能所对应的靶体位置作为理想靶体位置。理想靶体位置也可作为布井时的参考，可以提高产能。
[0161]
在本公开所提供的其他实现方式中，如果在布井模式之前先确定了水平开发井的靶体位置、预测水平段长度与多口水平开发井之间的预测井间距，在水平开发井的预测井间距小于水平开发井的“靶前距+预测水平段长度”的2倍时，多口水平开发井的布井模式可采用单排布井模式。
[0162]
s205：根据水平开发井的预测井间距、水平开发井的预测水平段长度、单井预测可
采储量与井区预测采收率，确定多口水平开发井的理想井间距与理想水平段长度。
[0163]
可选地，根据水平开发井的预测井间距、水平开发井的预测水平段长度、单井预测可采储量与井区预测采收率，确定多口水平开发井的理想井间距与理想水平段长度，包括：
[0164]
获取水平开发井的预测井间距与单井预测可采储量之间的第一变化关系曲线。获取水平开发井的预测井间距与井区预测采收率之间的第二变化关系曲线，第二变化关系曲线与第一变化关系曲线位于同一坐标系内。获取水平开发井的预测水平段长度与单井预测可采储量之间的第三变化关系曲线。以第一变化关系曲线与第二变化关系曲线的交点对应的预测井间距作为理想井间距。以理想井间距对应的单井预测可采储量作为第一单井预测可采储量，以第三变化关系曲线上，与第一单井预测可采储量对应的预测水平段长度作为理想水平段长度。
[0165]
理想井间距与理想水平段长度之间通过单井预测可采储量作为联系，在先确定预测井间距之后，可以快速确定出理想水平段长度，且保证最终得到的页岩油气藏的产出效益。
[0166]
需要说明的是，第一变化关系曲线、第二变化关系曲线与第三变化关系曲线，可从类似页岩油气藏中水平开发井的开发数据得到。
[0167]
井区预测采收率是指在井区开发中，从页岩油气藏中能采出的油气量占地质储量的比率数。
[0168]
为便于理解，此处可提供图9与图10，图9中对第一变化关系曲线与第二变化关系曲线进行了示意，图10中对第三变化关系曲线进行了示意。
[0169]
在本公开所提供的一种实现方式中，还可依据页岩油气藏的井区预测采收率的最低要求确定预测井间距的上限值，依据单井预测可采储量的最低要求确定预测井间距的下限值。单井预测可采储量的最低要求为单井预测可采储量的收益与单井成本相同的情况。确定预测井间距的上限值与下限值，可以进一步限定预测井间距的范围，可以便于确定出理想井间距。
[0170]
在本公开所提供的一种实现方式中，可提供水平开发井的预测井间距、水平开发井的预测水平段长度与单井预测可采储量的表格，表格如下：
[0171][0172]
表格中，d1～d
n
表示不同预测井间距，且预测井间距逐渐增大；l1～l
m
表示不同预测水平段长度，且预测水平段长度逐渐增大；a
11
～a
mn
表示不同预测水平段长度和预测井间距对应的单井预测可采储量，且a
11
～a
1n
逐渐增大，a
11
～a
m1
逐渐增大；l
m
为目前工艺条件下能实现的有效预测水平段长度；d
n
为单井预测可采储量不再明显增加时对应的预测井间距。
[0173]
在已获取水平开发井的预测井间距、水平开发井的预测水平段长度与单井预测可采储量的变化范围与变化趋势的前提下，多口水平开发井的理想井间距与理想水平段长度则可直接从表格中得到。
[0174]
在本公开所提供的一种实现方式中，水平开发井的预测井间距可为200～500m，水平开发井的预测水平段长度可为1000～3000m。
[0175]
需要说明的是，随预测水平段长度的增加，单井成本随之增加。且基于类似页岩油气藏中水平开发井的单井成本、预测井间距，可得到不同预测水平段长度l1、
……
、l
m
分别对应单井成本c1、
……
、c
m
，而每个预测井间距又对应一个单井预测可采储量。可以选择在单井成本最低而单井预测可采储量最大的一个预测井间距作为理想井间距，再根据表格得到理想水平段长度。
[0176]
在本公开所提供的另一种实现方式中，步骤s205还可包括：根据水平开发井的预测井间距、水平开发井的预测水平段长度、井区预测采收率、单井预测可采储量、单井成本与天然气气价，确定多口水平开发井的理想井间距与理想水平段长度。
[0177]
进一步考虑了单井成本与天然气气价，根据得到的理想井间距与极限水平段长所布置的水平开发井的开发效益会更好。
[0178]
示例性地，根据水平开发井的预测井间距、水平开发井的预测水平段长度、井区预测采收率、单井预测可采储量、单井成本与天然气气价，确定多口水平开发井的理想井间距与理想水平段长度，包括：
[0179]
提供单井成本与预测井间距之间的第四变化关系曲线；以坐标系内每个单井预测可采储量的值与天然气气价的乘积减去每个点的单井预测可采储量所对应的单井成本，得到开发效益值；选取最大开发效益值对应的单井预测可采储量作为第二单井预测可采储量，通过第一变化关系曲线、第二变化关系曲线、第三变化关系曲线与第四变化关系曲线确定出第二单井预测可采储量所对应的理想井间距与理想水平段长度。
[0180]
可以最大化页岩油气藏甜点区的开发效益。具体可参考图9与图10，第四变化关系曲线可在图10中得到。
[0181]
可选地，步骤s205还包括：根据页岩油气藏的井区预测采收率和单井预测可采储量确定预测井间距的上限值与下限值，理想井间距可在上限值与下限值之间，或者等于上限值或下限值。可以便于预测井间距的确定。
[0182]
需要说明的是，页岩油气藏的井区预测采收率可依据类似的页岩油气藏的采收率与预测井间距的关系得到。
[0183]
s206：根据布井模式、水平段井眼轨迹、理想靶体位置、理想井间距与理想水平段长度在页岩油气藏甜点区部署多口水平开发井。
[0184]
布井模式、水平段井眼轨迹、理想靶体位置、理想井间距与理想水平段长度，则根据步骤s201～s205得到。
[0185]
以上所述，并非对本发明作任何形式上的限制，虽然本发明已通过实施例揭露如上，然而并非用以限定本发明，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本发明技术方案范围内，当可利用上述揭示的技术内容作出些许更动或修饰为等同变化的等效实施例，但凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。