Analysis of the main controlling factors of intra-well frac hit between deep coalbed methane in Daning-Jixian block and research on countermeasures to prevent and control it
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摘要:
随着深层煤层气水平井的规模建产，其井间压窜问题也日益突显，严重影响邻近生产井的正常生产，为了避免与减缓井间压窜事件的发生以及促进压窜井的高效复产，以鄂尔多斯盆地东缘大宁–吉县区块深层煤层气水平井为研究对象，系统开展井间压窜评估。首先，依据压窜井压窜前后的产气、产液、氯离子浓度等生产及实验参数变化特征，建立井间压窜影响程度的量化指标，将其压窜影响程度按由弱至强划分为3级，依次为Ⅰ(弱干扰)、Ⅱ(中等干扰)、Ⅲ(强干扰)。然后，基于大宁–吉县区块客观地质条件和开发生产实践认识，运用多因素的灰色关联分析法，评价了开发部署(井间距离、水平段位置、垂深)、地质(天然裂缝强度)、工程(平均单簇用液规模、射孔簇数、单段用液规模、施工排量)、排采(母井生产时间)等四大类九小项影响因素，最终确定井间距离、母井生产时间、平均单簇用液规模、天然裂缝为大宁–吉县区块深层煤层气水平井压窜的主要控制因素，并基于此形成了对应的预防对策。最后，基于井间压窜影响程度的强弱及压窜主控因素分析，按照压窜井由弱至强的排液需求，从而针对性、差异化的形成了常规排液、强排措施、连油分段排液、更换采气工艺等4类高效复产措施。现场试验表明，该研究成果对大宁–吉县区块深层煤层气减小井间压窜及高效复产具有重要的指导意义。
Abstract:With the large-scale construction and production of deep coalbed methane horizontal wells, the problem of inter-well frac hit has become more and more obvious, which seriously affects the normal production of neighboring wells. In order to avoid and slow down the occurrence of inter-well frac hit and promote the efficient recovery of tampered wells, we systematically carry out the evaluation of inter-well frac hit by taking the deep coalbed methane horizontal wells of Daning-Jixian block in the eastern edge of Ordos Basin as the research object. Firstly, based on the production and experimental parameters such as gas production, liquid production and chloride ion concentration before and after the pressure frac hit, the quantitative indexes of the influence degree of the pressure frac hit between wells were established, and the influence degree of the pressure frac hit was classified into three grades from weak to strong, which were Ⅰ (weak interference), Ⅱ (medium interference) and Ⅲ (strong interference) in the order of the degree of influence of the pressure frac hit. Then, based on the objective geological conditions of Daning-Jixian block and the understanding of development and production practice, using the multi-factor gray correlation analysis method, we evaluated four categories and nine sub-factors of influencing factors, such as development and deployment (distance between wells, location of horizontal section, vertical depth), geology (strength of natural fracture), engineering (average scale of single-cluster fluid, number of perforation clusters, scale of single-section fluid, and construction displacement), and drainage and extraction (production time of the parent well), the distance between wells, production time of the parent well, average single-cluster fluid size, and natural fracture were identified as the main control factors for the pressure frac hit of deep-seated coalbed methane horizontal wells in Daning-Jixian block, and corresponding preventive countermeasures were developed based on these factors. Finally, based on the analysis of the strength of the influence degree of pressure frac hit between wells and the main controlling factors of pressure frac hit, four types of high-efficiency production recovery measures, such as conventional drainage, strong drainage measures, oil-linked segmental drainage, and replacement of gas extraction process, are formed in a targeted and differentiated manner according to the drainage needs of pressure frac hit wells from weak to strong. The field test shows that the research results are of great significance for reducing the pressure frac hit between wells and efficient production recovery in Daning-Jixian block.
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0. 引 言
煤层气作为一种重要的非常规资源，近年来，随着中浅煤层气持续不断地深入勘探开发，深层煤层气逐步成为继中浅层煤层气后的重要接替资源，目前工业界和学术界就深层煤层气的普遍认识，深层煤层气是一种特殊的非常规天然气资源，具有以下特点：① 游离气含量丰富；② 游离气在大孔中通过微距运移聚集；③ 顶底板控制煤岩气富集[1]。但并未就煤层埋深界限形成一致认识，随着煤层气勘探深度的不断加深，深层煤层气的埋深界限也在不断的演进[2–6]，由1 000 m，扩展至1 500 m，再到目前的2 000 m。目前，我国2 000 m以浅煤层气地质资源量为30.05×1012 m3，埋深2 000 m以深的煤层气资源量为(18.40～40.71)×1012 m3[7-8]。
同中浅层煤相比，深层煤具有埋藏深度大、渗透率低、应力高等特点[1]，通常条件下无自然产能，往往需要借助压裂储层改造手段，构建“人造气藏”，使得井网与缝网高度弥合，形成人造渗流通道，方可形成工业气流[5, 9-10]。与传统压裂工艺相比，深层煤层通过一体化变黏滑溜水、等孔径限流射孔、暂堵转向等技术组合，创建深煤层水平井超大规模三维支撑体积压裂技术，实现了压裂由主缝到复杂缝网的立体转变[11]。近年来，随着深层煤层气大规模压裂改造的，在压裂作业过程中，压裂井形成的水力裂缝极易沟通邻近生产井的缝网体系，导致高压流体在井间窜流，产生压裂窜扰现象，直接导致窜扰井井口压力上升、日产液/气量出现异常变化。本次，以大宁–吉县区块为例，截止到2023年底，共计投产80余口水平井，平均埋深2 000 m以深，其中井间压窜22口/30井次，压窜井平均生产时长248 d。
针对井间压窜这一问题，国内外学者就开展了大量研究工作，但多集中于页岩气的压窜机理与压窜模式[12-13]、压窜影响因素[14-15]、压窜评价方法[16–19]、压窜防治措施[20–22]等方面，由于深层煤层气的勘探开发处于起步阶段，并未就其压窜机制、影响控制因素、恢复对策及预防措施形成一套系统的认识，现随着鄂尔多斯盆地东缘大宁–吉县区块深层煤层气水平井的规模建产，井间压窜问题日益突出，因此，亟待形成一套适用于大宁–吉县区块深层煤层气水平井的井间压窜评价体系。
鉴于此，笔者在系统识别井间压窜特征的基础之上，运用压裂前后的邻近井生产参数定量化刻画了井间压窜影响程度，并运用灰色关联法就其地质–工程因素进行了全面剖析，从而有针对性的总结出了井间压窜预防对策及复产措施，以期为大宁–吉县区块深层煤层气的井间压窜问题提供防治对策及缓解措施。
1. 井间压窜特征及类型划分
1.1 典型压窜特征
煤层气井在实施大规模水力压裂时会形成复杂的缝系统[23]，若子井(压裂井)压裂时或压裂后对邻近母井(生产井)造成一定程度的压裂干扰，则说明压窜。结合大宁–吉县区块深层煤层气水平井特征，通常压窜井总的呈现出产气量大幅下降，产液量大幅上升，压力大幅波动(图1)。
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图 1 研究区典型压窜水平井生产特征Figure 1. Production characteristics of a typical frac-hit horizontal well in the study area1.2 压窜类型划分
依据深层水平井压裂改造范围由近及远的划分为2个区域，即液体波及区、压力波及区，因此，依据深层压窜井所处的波及区域及由弱至强的影响程度，可进一步将大宁–吉县区块深层水平井井间压窜类型划分为压力波及，液体波及两大类，其具体特征如下。
1.2.1 压力波及
邻近生产井总体表现为压力轻微上涨，井口无液体返出。在一定程度上压力波及可以改变压裂液未能波及区域的应力场，形成细微裂缝，改善储层渗流区域，提升气体渗流能力，有利于气井的效益增产。
1.2.2 液体波及
邻近生产井总体表现为压力上涨，同时井口有液体返出。液体波及后压裂液易沿原有裂缝通道渗流，在一定程度上不利于形成新裂缝，使得有效储层改造效果受限。
2. 井间压窜邻井影响程度分级
井间压窜事件的发生，使得气井产能下降，储层渗流中断，甚至对气井造成不可逆的损害，本次井间压窜主要针对压裂井对生产井的影响，对母井压窜影响程度的定量化评估，对于压窜母井的治理具有重要的指导意义。
本次通过各类井间监测数据的优选，筛选出产气、产液、氯离子浓度等3类生产及实验数据（图2），最终依据压窜后母井产气量恢复程度、产液量增幅、氯离子浓度降幅，建立井间压窜影响程度的定量化评价指标，并依据其对母井的影响程度不同，将其划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ级，依次为弱干扰、中等干扰、强干扰，符合率整体较高（表1）。
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图 2 压窜影响程度分级散点图Figure 2. Scatter plot of the classification of the degree of influence of frac hit表 1 压窜影响程度分级分类Table 1. Frac hit impact level grading classification table干扰等级 干扰指标符合率/% Ⅰ(弱干扰) Ⅱ(中等干扰) Ⅲ(强干扰) 产量恢复程度/% >70 40～70 <40 93.3 产液增幅/倍 <2 2～5 >5 96.4 氯离子浓度降幅/% <30 30～60 >60 81.8 3. 井间压窜影响因素灰色关联分析
灰色关联分析是一种多因素统计分析方法，根据各因素之间的关系进行灰色关联度计算，从而确定各因素的关系强度、大小和顺序[14, 24-25]。对于影响因素和总量间不存在严格的单因素数学关系时，应用灰色关联方法进行分析是非常有效的，其中，各影响因素与总量的灰色关联度越高，2者的关系就越密切。
3.1 灰色关联分析流程
3.1.1 灰色关联参数选取
本次，灰色关联分析样本选取大宁–吉县区块压窜井30井次，以综合恢复指数(产量恢复程度与恢复速度的乘积)$ {x_0}\left( {{j}} \right) $为参考数列，结合研究区开发部署、地质、工程、排采四大类因素，优选出9项为比较数列$ {x_i}\left( {{j}} \right) $，$ {x_1} $到$ {x_9} $依次为母井生产时间、单段用液规模、平均单簇用液规模、施工排量、射孔簇数、井间距、水平段位置、天然裂缝强度、垂深，系统评价压窜影响程度的主控地质和工程因素。由于井数较多，列出其中10井次的相关数据作计算过程介绍。压窜影响因素原始数据见表2。
表 2 压窜井影响因素原始数据Table 2. Origin data on factors affecting pressure frac hit wells$ x{}_0 $ $ x{}_1 $ $ x{}_2 $ $ x{}_3 $ $ x{}_4 $ $ x{}_5 $ $ x{}_6 $ $ x{}_7 $ $ x{}_8 $ $ x{}_9 $ 0.621 43 3 815.6 890.3 20.71 60 305.00 2 3 2 218.89 0.035 55 3 833.8 929.4 21.20 33 310.00 1 3 2 215.00 0.014 91 3 172.1 793.0 18.88 48 285.00 1 3 2 336.86 0.115 56 4 096.2 862.4 20.68 57 305.00 2 2 2 218.62 0.018 99 3 755.4 973.6 17.84 27 345.00 1 3 2 232.17 0.025 101 2 914.1 728.5 17.75 40 140.00 3 2 2 251.87 0.109 46 4 039.4 1 031.3 20.93 47 114.00 3 3 2 346.21 0.074 46 3 649.4 892.1 20.87 45 114.00 3 3 2 344.00 0.097 46 4 244.3 878.1 20.20 58 114.00 3 2 2 342.69 0.119 95 3 322.6 850.0 18.00 43 147.00 3 3 2 250.74 3.1.2 数据无量纲化处理
因参考数列与比较数列中各个因素的物理意义不同，量纲不一致，为了不影响分析结果，因此在运用灰色关联分析时，有必要就其各因素进行无量纲化处理，计算公式如式(1)所示。
$$ {y_i}\left( j \right) = \frac{{{x_i}\left( {{j}} \right)}}{{{\text{max }}x\left( {{j}} \right)}} $$ (1) 式中：$ {y_i}\left( j \right) $为无量纲化后的比较数列；$ {x_i}\left( {{j}} \right) $为第i列的比较数列；$ {\text{max }}x\left( {{j}} \right) $为第i列比较数列中的最大值。
3.1.3 计算灰色关联系数
首先逐项算出各评估对象比较数列与参考数列的绝对差值$ {\delta _{ij}} $，如式(2)所示；$ {y_0}\left( j \right) $为无量纲化后的参考数列；$ {y_i}\left( j \right) $为无量纲化后的比较数列。然后计算两级最小差和两级最大差，如式(3)、式(4)所示，其中，m为比较数列总数，取9；n为评价对象的个数，取30。最后，分别计算每个比较数列与参考数列对应元素的关联系数，如式(5)所示。
$$ {\delta _{ij}} = \left| {{y_0}\left( j \right) - {y_i}\left( j \right)} \right| $$ (2) $$ {\delta _{\min }} = \mathop {\min }\limits_{i = 1,2, \cdots, m} \mathop {\min }\limits_{j = 1,2, \cdots, n} \left| {{y_0}\left( j \right) - {y_i}\left( j \right)} \right| $$ (3) $$ {\delta _{\max }} = \mathop {\max }\limits_{i = 1,2, \cdots , m} \mathop {\max }\limits_{j = 1,2, \cdots , n} \left| {{y_0}\left( j \right) - {y_i}\left( j \right)} \right| $$ (4) $$ {\xi _i}\left( j \right) = \frac{{{\delta _{\min }} + \rho {\delta _{\max }}}}{{{\delta _{{\text{ij}}}} + \rho {\delta _{\max }}}} $$ (5) 式中：$ {\xi _i}\left( j \right) $为灰色关联系数；$ \rho $为分辨系数，$ \rho \in \left( {0,1} \right) $，一般分辨率系数越大，分辨率越高，通常取值0.5。
3.1.4 计算灰色关联度
通过对各评价对象(待比较数列)的关联系数求平均，从而得到比较数列与参考数列的关联程度，如式(6)所示,计算结果见表3 。
表 3 压窜井影响因素灰色关联度及排序Table 3. Gray correlation and ranking of factors affecting frac hit wells影响因素 关联度 排序 井间距离/m 0.692 1 母井生产时间/d 0.661 2 水平段位置 0.523 3 平均单簇用液规模/m3 0.494 4 天然裂缝强度 0.493 5 射孔簇数/簇 0.484 6 单段用液规模/m3 0.433 7 施工排量/(m3·min−1) 0.409 8 垂深/m 0.401 9 $$ {r_i} = \frac{1}{n}\sum\limits_{j = 1}^n {{\xi _i}} \left( j \right) $$ (6) 式中：$ {r_i} $为第$ i $个评价对象对理想对象的灰色关联程度。
3.2 计算结果
压窜井各影响因素灰色关联度见表3，本次选取关联度相对较高的开发部署、地质、工程、排采等因素分析易知：① 井间位置关系(井间距、水平段位置)与井间压窜影响程度的灰色关联度最高；② 母井生产时间与压窜影响程度具有更高灰色关联度；③ 平均单簇用液规模比单段用液规模的灰色关联度较高，在设计中需要有针对性优化单簇用液规模；④ 天然裂缝对压窜程度具有较大影响，进行储层压裂改造前应加强微构造识别工作。
4. 井间压窜影响因素分析
4.1 井间位置关系
大宁–吉县区块压窜井水平段位置关系主要有井间平行、井间错位、井间相对3种模式，如图3所示，平行模式是压裂井间压窜的主要模式，占比最高为40%，其井距主体介于285～345 m；水平段相对模式次之，占比37%，其井距介于100～147 m；水平段错位模式，占比23%，其井距主体介于100～285 m。对于水平段平行模式下井间压窜受母井生产时间影响，邻井生产井长时间生产形成低压区，水力压裂时诱导水力裂缝向低压区扩展，导致压窜；水平段错位、相对模式下井间压窜主要原因是该模式下井间距离较小，水力压裂时，水力裂缝缝长缝宽易突破现有井网井距，导致压窜。
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图 3 不同水平段位置关系压窜井占比与母井平均生产时间Figure 3. Percentage of wells with different horizontal section location relationship frac hit and average production time ofparent wells4.2 母井生产时间
如图4所示，伴随着母井生产时间增长，不同井距下，其综合恢复指数呈现明显的下降趋势，指示母井生产过程中的地层压力与地应力场变化对井间压窜存在一定程度的诱导作用。当母井生产时间小于100 d时，综合恢复指数整体较高，综合指数为0.1×104 m3以上；母井生产时间在100～200 d，综合恢复指数介于(0.01～0.1)×104 m3；当生产时间200 d时，因处于该阶段的压窜井较少，其分析数据点不足，但总的趋势指示出综合恢复指数降至一个较低水平，通常小于0.01×104 m3。
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图 4 母井生产时间与综合恢复指数关系Figure 4. Relationship between production time and overall recover index for parent wells4.3 单簇用液规模
依据子井压窜井段平均单簇用液规模与母井综合恢复情况，如图5所示，其中井距为100～345 m，总体呈现出，随着子井单簇用液规模增大，母井综合恢复指数减小，这也指示随着压裂液侵入量增大，压窜恢复后的复产难度大大增加。当母井生产时间小于100 d时，平均单簇用液规模与综合恢复指数呈线性相关；大于200 d时，两者综合恢复指数整体偏低，但随着用液规模的减小，综合恢复指数提升。综上，应在综合考虑地质、工程因素后，在设计与现场施工中应严格控制用液规模，有效提升井间压窜后的恢复效率。
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图 5 子井平均单簇用液规模与综合恢复指数关系Figure 5. Relationship between the average single-cluster fluid use size of sub-wells and the overall recovery index4.4 单簇用液规模
如图6所示，依据蚂蚁体数据将天然裂缝划分为欠发育、较发育、发育三大类，其中天然裂缝欠发育12井次，较发育7井次，发育11井次，分别占比40%、23%、37%，由此可见，井间压窜在一定程度上与天然裂缝存在一定的相关关系；同时，依据不同天然裂缝下的母井平均生产时间进一步分析，天然裂缝发育模式下，母井平均生产时间93 d；天然裂缝较发育模式下，母井平均生产时间129 d，而天然裂缝欠发育模式下，母井平均生产时间160 d；由此易知，研究区天然裂缝发育区，在邻近生产井未形成强压降漏斗的情形下，通过压裂使得天然裂缝开启，造成母井被压窜。因此，建议在压裂施工前，应做好天然裂缝场的识别工作，对于高风险予以提示，并适当优化施工设计，例如减少用液量，减小施工排量，对部分天裂缝发育段实施暂堵等[26]，以降低压窜风险。
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图 6 不同天然裂缝强度压窜井占比与母井平均生产时间Figure 6. Percentage of wells with different natural fracture strength frac hit and average production time of parent wells5. 井间压窜防治措施及应用效果评价
5.1 防治措施
5.1.1 预防措施
① 针对天然裂缝预防对策，天然裂缝发育区，建议合理优化井网井距部署，提升井网井距与天然裂缝的配伍性；天然裂缝较发育区，适当控制排量，加强缝端暂堵，密切监测压裂动态，如有压窜风险，及时调整排量和暂堵剂量；② 针对储层亏空预防对策，强化压力场的精细刻画工作，预防水力压裂时裂缝向母井低压区一侧非对称扩展，建议同压同采；③ 针对用液规模优化对策，结合压裂实时监测情况，及时调整优化施工设计参数，进一步减缓井间压窜对气井正常生产的影响。
5.1.2 复产措施
针对井间压窜程度由弱到强的排液需求，差异化制定了4类工艺举措。① 针对弱干扰井，采取常规的氮气气举+人工泡排排液措施；② 针对中等干扰井，采取强排措施，加注泡排剂闷井后，采取氮气气举+连续泡排复合工艺，逐步排出水平段的积液；③ 针对强干扰井，采取下入连续油管通井探砂、分段排液；④ 若采取前三阶段复产措施，气井产气产液仍无法恢复，则更换采气工艺，提升气井排液能力（图7）。
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图 7 压窜井日产气恢复情况折线图Figure 7. Line graph of daily gas production recovery from frac hit wells5.2 应用效果评价
截止2023年度，大宁–吉县区块深层煤层气水平井共计压窜22口/30井次，存在多次井间压窜井8井次(井次依据井间压窜事件发生的时间顺序进行排序)，井间压窜现场应用效果评价如下。
1)井间压窜程度评价。针对30井次的压窜井依据压窜前后的日产气、日产液、氯离子浓度变化等生产及实验参数对压窜井进行压窜程度的评价，评价标准见表1，评价结果显示，弱干扰井、中等干扰井、强干扰井分别为14井次、8井次、8井次。
2)采气工艺优选。基于压窜程度及压窜后地层供液能力，采取与之相适应的排液工艺措施，① 弱干扰井，干扰后产液增幅为干扰前的2倍，增幅较小，采取常规的氮气气举+人工泡排排液措施即可满足该类井的排液需求；② 中等干扰井，干扰后产液增幅为干扰前的2～5倍，增幅中等，采取一定的强排措施，方可满足排液需求，大宁–吉县区块采取加注泡排剂闷井后，采取氮气气举+连续泡排复合工艺措施；③ 强干扰井，干扰后产液增幅为干扰前的5倍以上，增幅较大，常规排液及强排措施无法满足排液需求，往往需要采取下入连续油管分段排液，若该类井措施后产气仍无法恢复，则更换采气工艺，提升气井排液能力。
3)压窜井产气恢复效果。基于井间压窜程度分级采取差异化、针对性复产措施，2023年度30井次压窜井总复产率60.0%，复产效果显著，其中弱干扰井14井次，采取常规排液措施，产气恢复程度达80.7%；中等干扰井8井次，采取强排措施，产气恢复程度达51.9%；强干扰井8井次，采取连油分段排液，产气恢复程度30.2%，下一步计划继续优化中等干扰、强干扰井的措施排液强度及措施排液种类。
6. 结 论
1)通过井间压窜的典型事件剖析，明确压窜的特征，主要表现为产气量大幅下降，产液量大幅上升，压力一定程度的波动；结合大宁–吉县区块井间压窜特点，发现其类型主要分为压力波及、液体波及两大类。
2)依据气井生产参数及实验数据，实现了井间压窜影响程度的定量刻画，并将井间压窜分为弱干扰、中等干扰及强干扰三大类，现场符合率介于81.8%～96.4%。
3)通过灰色关联分析发现，井间距、水平段位置、 母井生产时间、平均单簇用液规模、天然裂缝与压窜程度的关联度较高，基于主控因素分析，从地质、工程、排采等方面提出了针对性的压窜预防对策，下一步建议针对性的细化应力场、压力场、裂缝场的刻画，强化压裂监测及现场新型试验工作，为井间压窜的预防提供进一步的科学支撑。
4)现场试验表明，依据井间压窜影响程度，采取差异化、针对性的复产措施，压窜井复产效果显著，气井可快速恢复生产，以利于减缓压窜对气井正产生产的影响，同时也为气田的效益开采提供了有利的支撑。
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图 1 研究区典型压窜水平井生产特征
Figure 1. Production characteristics of a typical frac-hit horizontal well in the study area
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图 2 压窜影响程度分级散点图
Figure 2. Scatter plot of the classification of the degree of influence of frac hit
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图 3 不同水平段位置关系压窜井占比与母井平均生产时间
Figure 3. Percentage of wells with different horizontal section location relationship frac hit and average production time ofparent wells
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图 4 母井生产时间与综合恢复指数关系
Figure 4. Relationship between production time and overall recover index for parent wells
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图 5 子井平均单簇用液规模与综合恢复指数关系
Figure 5. Relationship between the average single-cluster fluid use size of sub-wells and the overall recovery index
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图 6 不同天然裂缝强度压窜井占比与母井平均生产时间
Figure 6. Percentage of wells with different natural fracture strength frac hit and average production time of parent wells
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图 7 压窜井日产气恢复情况折线图
Figure 7. Line graph of daily gas production recovery from frac hit wells
表 1 压窜影响程度分级分类
Table 1 Frac hit impact level grading classification table
干扰等级 干扰指标符合率/% Ⅰ(弱干扰) Ⅱ(中等干扰) Ⅲ(强干扰) 产量恢复程度/% >70 40～70 <40 93.3 产液增幅/倍 <2 2～5 >5 96.4 氯离子浓度降幅/% <30 30～60 >60 81.8 
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表 2 压窜井影响因素原始数据
Table 2 Origin data on factors affecting pressure frac hit wells
$ x{}_0 $ $ x{}_1 $ $ x{}_2 $ $ x{}_3 $ $ x{}_4 $ $ x{}_5 $ $ x{}_6 $ $ x{}_7 $ $ x{}_8 $ $ x{}_9 $ 0.621 43 3 815.6 890.3 20.71 60 305.00 2 3 2 218.89 0.035 55 3 833.8 929.4 21.20 33 310.00 1 3 2 215.00 0.014 91 3 172.1 793.0 18.88 48 285.00 1 3 2 336.86 0.115 56 4 096.2 862.4 20.68 57 305.00 2 2 2 218.62 0.018 99 3 755.4 973.6 17.84 27 345.00 1 3 2 232.17 0.025 101 2 914.1 728.5 17.75 40 140.00 3 2 2 251.87 0.109 46 4 039.4 1 031.3 20.93 47 114.00 3 3 2 346.21 0.074 46 3 649.4 892.1 20.87 45 114.00 3 3 2 344.00 0.097 46 4 244.3 878.1 20.20 58 114.00 3 2 2 342.69 0.119 95 3 322.6 850.0 18.00 43 147.00 3 3 2 250.74
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表 3 压窜井影响因素灰色关联度及排序
Table 3 Gray correlation and ranking of factors affecting frac hit wells
影响因素 关联度 排序 井间距离/m 0.692 1 母井生产时间/d 0.661 2 水平段位置 0.523 3 平均单簇用液规模/m3 0.494 4 天然裂缝强度 0.493 5 射孔簇数/簇 0.484 6 单段用液规模/m3 0.433 7 施工排量/(m3·min−1) 0.409 8 垂深/m 0.401 9
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