何骁等：四川盆地长宁—威远区块海相页岩气田成藏条件及勘探开发关键技术

中国页岩气资源丰富,开发前景广阔,但中国页岩气资源的品质与美国不同,必须发展自己的开发技术｡为此,中国石油天然气集团有限公司立足自主创新,围绕四川盆地南部地区龙马溪组页岩气的地质和工程特点,开展了系统的理论研究和技术攻关｡通过揭示“沉积-成岩作用控储､保存条件控藏､Ⅰ类储层连续厚度控产”的“三因素控制”海相页岩气富集高产理论,创建了适合中国南方多期构造演化海相页岩气勘探开发的6大关键技术——综合地质评价技术､开发优化技术､水平井优快钻井技术､水平井体积压裂技术､工厂化作业技术和高效清洁开采技术,实现了页岩气工业化大规模开采｡截至2019年底,中国石油天然气集团有限公司在川南地区累积提交页岩气探明地质储量1.06×10¹²m³,已建成100×10⁸m³的产能,累积产气量为200×10⁸m³,建设成效显著,积累了宝贵的经验｡这对大力发展页岩气产业､降低对外依存度､保障国家能源安全､实现“生态优先､绿色发展”战略具有重大意义｡

长宁—威远区块;页岩气;勘探开发;水力压裂;效益开发｡

美国页岩气革命改变了世界能源格局,美国由能源进口大国发展成为能源净出口国｡随着中国经济社会的快速发展,国内油气资源供给缺口越来越大,大力发展页岩气产业,对保障国家能源安全极其重要｡中国页岩气资源丰富,页岩气有利勘探面积为43×10⁴km²｡据美国信息能源署､中国自然资源部等机构评价认为,中国页岩气可采资源量为(11.5~36.1)×10¹²m³,以海相页岩气为主,在四川盆地最为富集｡长宁—威远区块页岩气田位于四川省宜宾市和内江市,勘探权属中国石油天然气集团有限公司所有,为独资勘探,位于已登记的“川滇黔四川盆地西南水富—叙永地区油气页岩气勘查”和“四川省四川盆地西南内江—犍为地区石油天然气页岩气勘查”项目内,勘查面积分别为6844.977km²和6818.160km²(图1)｡川南地区页岩气勘探开发的历程可分为4个主要阶段｡

1.1 评层选区阶段(2006—2009年)

中国石油西南油气田公司在2006年率先开展盆地页岩气资源评价和评层选区工作｡研究认为,四川盆地发育多套富有机质黑色页岩,下古生界沉积有利､分布稳定､厚度大,分布范围广,品质与北美地区页岩具有可比性,钻井中显示普遍,具有较大的勘探开发潜力｡然而,由于当时中国对页岩气的研究并不系统,缺乏核心技术和关键工具,未掌握定量的评价方法和关键技术,未弄清资源分布规律､有利区和有利层系等问题,中国石油西南油气公司于2007年与美国NewfieldExploration石油公司开展了页岩气联合研究,并于2009年与Shell石油公司在富顺—永川地区实施了页岩气联合评价项目｡该项目开展了盆地专层取心､剖面观察､分析化验和老资料处理等工作,取得了盆地页岩气评价的关键参数,探索并建立了地质和资源评价方法,建立了资源评价和选区选层的技术方法及定量指标体系,确定了五峰组—龙马溪组为现阶段最有利的勘探开发层系,优选了长宁､威远､富顺—永川3个有利区｡

1.2 先导试验阶段(2009—2014年)

在资源评价和选区选层的基础上,为了有效动用盆地丰富的页岩气资源,需开展页岩气开发先导试验,进一步落实资源､评价产能;攻关形成开发主体技术,提高单井产量;探索形成高效管理模式,提高效率､降低成本｡2009—2014年,通过实施一批水平井,开展了钻井压裂主体工艺技术试验;通过实施一批平台井,开展了水平井组钻井压裂工厂化作业先导试验;通过设计不同水平井巷道位置､间距､方位和水平段长度,开展了开发技术优化试验｡通过先导试验,实现了3个突破,钻探了中国第一口页岩气井——威201井,突破了出气关;钻探了中国第一口页岩气水平井——威201-H1井,突破了水平井钻井和大型体积压裂工艺技术关;钻探了中国第一口具有商业价值的水平井——宁201-H1井,突破了页岩气商业开发关,从而坚定了页岩气开发的信心,同时也打破了国外技术封锁｡钻井工程采用高效个性化聚晶金刚石复合片(PDC)钻头+螺杆提速,并在页岩段采用油基钻井液防塌､伽马测井+螺杆导向;压裂施工采用电缆泵送桥塞分簇射孔分段压裂工艺,低黏滑溜水+低密度中强度陶粒､段塞式加砂工艺;采用“双钻机作业､批量化钻井､标准化作业”及“整体化部署､分布式压裂､拉链式作业”的钻井压裂工厂化作业模式,提高了作业效率､降低了成本｡

1.3 示范区建设阶段(2014—2016年)

为加快页岩气产业发展,中国于2012年3月在长宁区块和威远区块设立国家级页岩气示范区｡通过示范区建设,发展完善主体技术,形成特色管理模式,培养锻炼页岩气管理和技术人才队伍,建成20×10⁸m³/a的产能,实现页岩气规模有效开发,引领了中国页岩气产业发展｡在先导试验基础上,中国石油天然气集团有限公司积极响应国家号召,于2014年启动了2个示范区建设,发挥整体优势,高效推进示范区建设,全面完成了各项示范任务｡建成了25×10⁸m³/a的生产能力,超额完成示范区产能建设任务;落实了四川盆地可工作有利区的资源分布,提交了1635.31×10⁸m³页岩气探明储量;掌握了有效开发的技术和手段,实施效果一轮比一轮好,单井平均测试产量由11.1×10⁴m³/d提高到21.9×10⁴m³/d;形成了特色管理体制机制和工厂化作业模式,单井综合成本大幅度下降;全面推广了生产作业的健康､安全与环境(HSE)管理体系,实现了安全清洁生产｡

1.4 大规模工业化开采阶段(2017年至今)

通过长宁､威远示范区建设,川南地区页岩气地质认识清楚､资源落实､技术成熟､管理适应､体系完善､国家重视､地方支持,大规模快速上产的条件已经成熟｡在四川盆地页岩气“十三五”(2016—2020年)发展专项规划中启动了《川南地区龙马溪组页岩气整体开发概念设计》《川南地区页岩气试验区勘查开发方案》的编制工作,目前正全力以赴推动技术进步､管理创新､深化评价和规模上产,实现页岩气更大发展目标｡2017年8月,中国石油天然气集团有限公司批复了长宁区块､威远区块“双50亿”开发方案,方案设计在2020年页岩气产量达100×10⁸m³｡截至2019年底,累计开钻井1100口,完成压裂井900余口,完成测试井700余口,单井平均测试产量达19×10⁴m³/d,产量突破3000×10⁴m³/d,建成100×10⁸m³/a的生产能力,当年产气量达67×10⁸m³｡

长宁—威远区块五峰组—龙马溪组页岩气藏为源-储一体,埋深一般为2000~3800m,地层压力系数为1.3~2.0,气体成分以甲烷为主,页岩气分布不受构造圈闭限制,在区内呈大面积连续稳定分布,在富集甜点区存在于多种构造样式中,这些特征已被多口评价井证实｡

2.1 富有机质页岩的沉积背景与发育特征

在奥陶纪五峰组沉积期,受广西运动影响,华夏板块与扬子板块的碰撞拼合作用减缓,四川盆地及其邻区形成了“三隆夹一坳”的古地理格局｡在志留纪龙马溪组沉积早期(鲁丹期—埃隆期早期,即龙马溪组一段1亚段沉积期),受南极冰盖融化造成的海平面快速上升影响,整个川南地区处于大面积缺氧的深水陆棚沉积环境｡龙马溪组沉积中—晚期(埃隆期中期—特列奇期,即龙马溪组一段2亚段—龙马溪组二段沉积期),扬子板块与周边地块的碰撞拼合作用加剧,四川盆地的沉降中心向川中地区和川北地区迁移,海平面大幅度下降,长宁—威远区块页岩气田的沉积环境在这一时期从深水陆棚向钙质浅水陆棚转化｡依据其水动力条件､岩石类型及岩石组合关系､岩石颜色､沉积构造､沉积环境和古生物组合等特征,可将五峰组—龙马溪组的沉积环境划分为深水陆棚和浅水陆棚2种亚相｡

长宁—威远区块页岩气田的五峰组—龙马溪组一段1亚段主要为深水陆棚相沉积(图2),发育灰黑色含笔石碳质页岩及富含硅质页岩等岩相｡平面上,在向陆方向紧靠滨岸的相带,沉积物多以发育暗色泥质碎屑物质为特征,在远离乐山—龙女寺古隆起的区域,古水体的深度逐渐增大,长宁—威远区块的古水体最深达120m;纵向上,页岩储层具有向上碳质含量减少､粉砂质含量增大､TOC含量降低的趋势,TOC≥3.0%的Ⅰ类页岩储层主要位于五峰组中､上部—龙马溪组一段13小层,生物成因的硅质矿物含量高,普遍达50%~60%且在长宁地区高于威远地区,有利于实施体积压裂｡

2.2 页岩气储集空间特征

长宁—威远区块五峰组—龙马溪组一段1亚段的整体物性较好､储集空间较发育,孔隙度在4.3%~7.7%,其中,以龙马溪组一段1亚段1小层的孔隙度最高,龙马溪组一段1亚段3小层次之,五峰组的孔隙度与龙马溪组一段1亚段4小层相当,龙马溪组一段1亚段2小层最低｡平面上,五峰组—龙马溪组一段1亚段3小层的孔隙度大多在5.5%以上,且有由北向南升高的趋势｡

结合岩心､薄片和扫描电镜等手段的分析认为,长宁—威远区块优质储层的储集空间主要为孔隙和裂缝｡孔隙类型主要为有机质孔和无机质孔(粒间孔､晶间孔和溶蚀孔等)｡有机质孔的孔径为10~100nm;无机质孔的孔径为100~300nm｡长宁区块纵向上在龙马溪组一段1亚段1~3小层均发育有机质孔隙(图3),均质性强,有机质孔的面孔率占比较高(超过60%);威远区块受古隆起影响,纵向上仅龙马溪组一段1亚段1小层中发育有机质孔,往龙马溪组一段1亚段4小层方向,无机质孔的占比增多｡裂缝主要表现为微观有机质伴生缝､黏土片间缝､构造应力缝(层理缝和高角度缝)等｡受川南地区低陡构造及娄山地区褶皱带的综合影响,长宁区块储层中方解石高角度充填缝较发育,其有机质伴生缝和无机质缝的规模和类型均优于威远区块;威远区块受乐山—龙女寺古隆起影响,仅在威远地区东南部较发育有机质伴生缝和无机质缝｡

2.3 保存条件及含气性特征

与含气页岩层段顶､底板直接接触的上覆及下伏地层,其与页岩气层间接触关系及性质的好坏对含气页岩的保存条件非常关键｡在五峰组—龙马溪组一段,页岩气层的顶､底板地层与页岩气层位本身呈连续沉积;顶､底板地层的厚度大､展布稳定､岩性致密､突破压力高,封隔性好｡五峰组—龙马溪组一段页岩气层的顶板为龙马溪组二段灰色—深灰色中层—厚层粉砂岩､泥质粉砂岩夹薄层粉砂质泥岩,平均厚度约为150m;底板为临湘组和宝塔组连续沉积的灰色瘤状灰岩､泥灰岩､灰岩,浅灰—灰色灰岩､泥灰岩,总厚度为19~40m,区域上分布范围较广｡

勘探实践表明,后期保存条件较好､地层压力高可为页岩气的高产提供足够的能量,有利于页岩气藏的高产､稳产;在高产井的页岩气层中均存在异常高压,而在低产井和微含气井(如长宁构造以南的昭101井)的页岩气层中一般都为常压或者异常低压;页岩气的产量与其压力系数呈正相关关系｡以上现象和规律表明,较高压力系数控制了页岩气的产能｡长宁—威远区块核心建产区五峰组—龙马溪组一段页岩气层的地层压力系数平均为1.51,因此有利于页岩气的高产､稳产｡

受地层超压影响,长宁区块优质页岩的含气性好,平均总含气量为4.2~7.4m³/t,以龙马溪组一段1亚段1小层的总含气量最高;威远区块页岩的总含气量在5.0~7.0m³/t,从威202井到威204井,随埋藏深度增加总含气量有逐渐增大的趋势｡

2.4 气藏富集高产的主控因素

川南地区经页岩气多轮评价,提出了影响长宁—威远区块高产的“三因素控制”富集高产理论认识,即沉积-成岩作用控储､保存条件控藏､Ⅰ类储层连续的厚度控产｡实践证明,川南地区深水陆棚沉积的Ⅰ类储层的连续厚度是高产的基础,Ⅰ类储层内水平井的靶体位置､良好保存条件下的微细裂缝以及适当的工程施工参数共同组成了页岩气水平井高产的主控因素｡

2.4.1 沉积-成岩作用控储特征

从晚奥陶世开始,受四川盆地“两隆夹一坳”的局限海域环境影响,古水体深度自川东南地区向长宁—泸州地区一带逐渐变深｡在局限陆表海(陆棚)环境的中心,五峰组—龙马溪组的沉积厚度普遍为280~500m｡在深水(水体深度大于120m)强还原条件下,以生物成因为主的硅质页岩广泛发育,含有骨针､放射虫等生物碎屑｡通过选取指示沉积古环境的无机微量元素(U､Th､V､Cr､Mo和Sr等)组合可进一步明确五峰组—龙马溪组一段1亚段沉积环境及水体的变化:U/Th比值为1.25~2.00,表明沉积处于强还原厌氧环境;V/Cr比值为4.50~10.70､Re/Mo比值为(0.10~0.63)×10³,表明具有远离陆源的深水沉积特征;Sr/Ba比值为2.40~3.80,表明该水体所属沉积相为浅海相｡基于这些典型的无机地球化学元素指标,可将川南地区划分为缺氧深水洼陷区､贫氧半深水区和含氧浅水区3个沉积体系,长宁—威远页岩气区块均位于缺氧深水洼陷区,沉积条件优越｡

深水陆棚沉积相控制了优质页岩储层特别是甜点层的分布｡长宁—威远区块核心建产区龙马溪组底部优质页岩段(龙马溪组一段1亚段)在深水还原条件下的沉积厚度为40~60m,为川南地区最厚｡优质页岩内部普遍富含生物硅质矿物,其含量为60%~70%;TOC含量为2.8%~6.0%;孔隙度为4.0%~6.5%,平均为5.1%;微观有机质孔隙和无机质孔隙均发育,面孔率为5%~12%;含气饱和度为50%~70%,平均为65%;现场测试的总含气量为5.0~7.5m³/t｡建产区内最优质的Ⅰ类储层(TOC大于3.0%､孔隙度大于5.0%､总含气量大于3.0m³/t､脆性矿物含量大于55%),其厚度大于10m的区域均处于深水强还原沉积环境(U/Th>1.50)｡整体而言,长宁—威远区块有利开发层系的沉积相带优越､沉积厚度大､分布稳定(图4)｡

成岩作用对无机质孔和有机质孔的发育有不同程度的影响｡长宁—威远区块页岩的成岩演化达到中成岩—晚成岩阶段,由于源-储一体的特征,有机成岩作用对四川盆地龙马溪组页岩储层孔隙度的影响强于无机成岩作用,即成熟度越高,无机质孔的孔隙度越低｡页岩整体在晚成岩阶段以弱胶结作用､交代作用为主,原生无机质孔保留极少,次生溶蚀孔不再生成｡

2.4.2 保存条件控藏特征

四川盆地为经历了多期构造改造的叠合盆地,其五峰组—龙马溪组页岩均经历了早期深埋藏､后期强抬升的演化过程,长宁—威远区块现今的有机质成熟度(以镜质体反射率犚o为指标)为2.1%~3.6%,处于高成熟—过成熟阶段｡高成熟—过成熟的腐泥型有机质在犚o>1.5%后其干酪根的生气量增加很少,后期主要靠滞留油或者沥青裂解生气,因此页岩气在多期构造运动下的富集需要有较好的保存条件｡

长宁—威远区块核心建产区龙马溪组页岩的埋藏深度普遍在2500m以深,多形成低陡多褶皱的构造类型[图5(a)]｡其中,在稳定宽缓向斜和平缓斜坡区,断层不发育,气井的生产效果整体好;在构造较复杂地区,断层上盘宽缓背斜上气井的生产效果较好,页岩气更易侧向运移,但在靠近断层处易散失而远离断层处保存条件较好｡核心建产区无深大断裂发育,距离地层剥蚀线普遍在10km以上,地层压力系数普遍为1.8~2.2,显示示范区的保存条件良好｡通过川南地区典型直井的测试产量与实测压力系数关系[图5(b)]可知,气井初期产量随着地层原始压力系数的增加而增大,深层页岩储层的含气性更好,更有利于页岩气富集保存｡典型单井的实测含气量分析表明,随着埋深增大,地层温度升高,在某一特定压力条件下页岩储层对甲烷的吸附能力降低,在总含气量保持增加的同时,孔隙中游离气含量增大,气井在生产初期可获得较高的产量;而异常高压对高硅页岩储层的有机质孔和无机质孔也具有保护作用,这使得孔隙受后期压实作用和成岩作用影响相对较小,原生有机质孔和无机质孔可得到有效保留,镜下微观孔隙形态呈圆状､次圆状,孔隙的储集能力更强｡此外,优质储层段宏观和微观天然裂缝的发育有利于改善储层的渗透率,而页岩中高硅质矿物含量则进一步有利于人工压裂形成新的复杂缝网,在适当的工程施工条件下,将Ⅰ类储层充分“打碎”,形成复杂的人工缝网,有利于气井获得高产｡

2.4.3 Ⅰ类储层连续厚度控产特征

长宁—威远区块主力产层五峰组—龙马溪组一段1亚段为一套深水陆棚相沉积,古水深在100m以上｡川南地区中—浅层与深层典型井的储层评价认为,Ⅰ类储层的连续厚度与还原环境指标U/Th>1.25的地层沉积厚度的相关性好,表明受沉积环境控制,长宁—威远区块Ⅰ类储层的展布规律与深水沉积范围一致｡在靠近古隆起的威远区块,古水体深度变小,Ⅰ类储层的厚度较薄,最薄为3m(距离剥蚀线仅4km);而在位于沉积中心区域的长宁—泸州区块,Ⅰ类储层的厚度普遍为10~20m｡在相似的工程施工参数下,水平井的测试产量不仅与Ⅰ类储层的厚度分布有关,还与水平井轨迹在Ⅰ类储层内部的钻遇长度有关(图6)｡Ⅰ类储层的厚度越大其钻遇率越高,气井在初期获得的产量也就越高｡长宁—威远地区300余口生产井的对比分析显示,当Ⅰ类储层连续厚度达10m,水平井钻遇长度达1km以上,气井的测试产量可达20×10⁴m³/d｡长宁—泸州区块Ⅰ类储层的厚度最大,在Ⅰ类储层钻遇率相同的情况下,气井的测试产量也较威远地区及其东部的渝西地区高｡长宁—威远区块的勘探实践表明,在Ⅰ类储层厚度､水平井钻遇长度相似的情况下,水平井靶体对单井测试产量影响较大,越靠近龙马溪组一段1亚段1小层底部,测试产量越高,往上部层位则产量逐渐降低｡

3.1 多期构造演化､高过成熟页岩气地质综合评价技术

3.1.1 页岩气甜点区优选技术

四川盆地下古生界海相页岩主要沉积于深水陆棚环境,储层展布相对稳定,后期均经历多期构造运动｡勘探实践表明,只有储层参数最优的甜点层才具有经济开发价值,只有远离古(今)剥蚀区和深大断裂的构造稳定区才有富集条件｡

Ⅰ类储层的展布主要受沉积环境和构造演化共同控制,且其连续沉积的厚度决定了最终产量的高低,是页岩气甜点区优选的重要指标｡一方面,Ⅰ类储层主要分布在龙马溪组底部的富有机质硅质页岩段,主要沉积于深水硅质泥岩的强还原环境;另一方面,多期构造运动条件下的隆升-剥蚀､构造挤压和断裂活动均会对页岩的物性和含气性造成影响,在原始沉积环境优越的地区,如果遭受明显破坏作用,页岩孔隙度､含气饱和度和含气量等达不到Ⅰ类储层的标准,Ⅰ类(甚至Ⅱ类)储层同样不发育｡

借鉴北美地区页岩气评层选区的方法,结合“三因素控制”高产富集理论,创新形成了川南地区下古生界海相页岩气评价选区参数体系(表1),完善了多期构造演化､高成熟—过成熟页岩气地质综合评价技术,基本落实了川南地区下古生界海相页岩气有利分布区及资源规模｡

3.1.2 页岩气地球物理预测评价技术

川南地区页岩气测井评价的主要挑战在于复杂地质工程条件以及与常规油气藏迥异的评价思路､方法｡针对页岩气地质与工程评价的需求,中国石油西南油气田公司通过自主研发存储式阵列感应测井仪､自然伽马能谱仪､交叉偶极声波仪等仪器,配套完善了页岩气国产化测井采集仪器,形成了川南地区海相页岩气水平井国产测井采集技术系列,并在此基础上开展了以“七性关系”为核心的页岩烃源岩品质､储层品质以及工程品质评价技术攻关,实现了对页岩的储层矿物组分､TOC､孔隙度､饱和度､含气量､脆性指数和岩石力学等关键地质工程参数的精细评价,使得页岩气储层测井综合解释的符合率达到92%以上｡储层测井评价成果应用到生产,为页岩储层的地质与工程“甜点”优选､储层改造方案优化等提供了重要的储层参数支撑｡

川南地区页岩气地震勘探的主要挑战来自于复杂地质条件下地震成像精度不够和地震预测不准｡针对“准确入靶､地质导向､建产有利区优选”等生产需求,发展了以山地页岩“两宽一高”(宽方位､宽频带､高密度)地震采集､高精度各向异性处理为核心的地震成像技术,有效解决了“地形起伏大､激发接收条件差､静校正及各向异性问题严重､干扰类型复杂”等带来的成像难题,地震资料成像品质大幅提高,目的层的地震波主频从30Hz提高到40~45Hz;针对“深度预测不准､断裂预测分辨率不够､储层表征不精细”等地震预测难题,形成了以动态深度预测､小尺度断裂和地质力学参数预测､叠前相控反演和协模拟为核心的甜点体地震识别与综合评价技术,深度预测误差率平均由1.0%降低至0.3%,断裂分辨率由20m整体提升至5~10m,储层预测符合率超过90%,实现了页岩埋深､断裂､储层物性和含气性的高精度表征(图7),有力支撑了川南地区页岩气的高效勘探开发｡

3.2 复杂地下､地面条件页岩气开发优化技术

由于受山地地表条件限制,页岩气地下资源动用难度大;高产井受影响因素多,水平井参数设计难度大;页岩气流动机理复杂,生产动态预测难度大;不同区块存在地应力差异,天然裂缝和人工裂缝表征困难,地质-工程一体化建模和优化设计难度大｡针对页岩气特殊的流动､生产等特征,通过创新页岩气开发理念和方法手段,建立独具特色的复杂地下与地面条件页岩气高效开发优化技术,解决了页岩气水平井产能评价和水平井关键参数设计等技术难题｡

3.2.1 地质-工程一体化建模及部署优化技术

川南地区页岩气的地质条件复杂,储层非均质性比较强,这导致部署设计难度大､提高优质储层钻遇率难度大和形成复杂缝网难度大等问题,产量差异较大,页岩气开发呈现出“一井一藏”的特点｡为了打造透明页岩气藏,必须采用地质-工程一体化手段,追求高储层品质､高钻井品质､高完井品质,才能提高单井产量和预计最终采收量(EUR)｡

通过地球物理建模,综合利用地震､钻井､实验和试采资料,形成一体化建模技术;通过精细刻画优质储层､天然裂缝系统和三维地应力分布,实现复杂页岩储层“地质+工程”全要素定量化､可视化表征(图8),纵向精细小层的识别厚度达1~5m,模型整体精度大于90%,进而实现井位平台部署､钻井工程､储层改造和气藏开发优化｡通过建立地质工程一体化数值模型,实现“天然裂缝+压裂缝网”的精细刻画和拟合预测,缝网匹配度大于85%;通过拟合气井生产历史,预测生产动态,优化生产制度,实现“开发方案设计→井位部署→压裂设计→现场施工→压后评估”全过程的“一体化”,为提高储层钻遇率､提高单井产量奠定基础｡

基于三维地质工程模型,以单井EUR､区块采收率和内部收益率为指标,建立不同地质工程条件下的技术经济一体化开发技术政策(方位､井距和水平井段长度)定量评价分析模式,将实践与数模相结合,固化不同地质工程特征的水平井关键参数,在确保效益开发的前提下,最大限度地提高采收率｡长宁—威远区块示范区基于十多年的工作经验,创新建立了地面-地下一体化水平井部署模式,并基于三维地质工程模型,充分利用地下､地面资源,对建产井的井位部署进行了整体优化,平台资源动用率从2012年的50%提高到目前的80%以上｡

3.2.2 页岩气井全生命周期产能评价与EUR预测技术

针对页岩气井“钻井压裂—排采—快速递减—低压小产”4个阶段的开发特征,运用多元回归和解析模型等方法,建立了全生命周期的产能预测方法｡随着生产阶段的推进,录取的静态､动态资料逐渐增多,预测的可靠性逐渐增高,长宁—威远区块预测的总体精度高于80%｡

在钻井压裂阶段,通过分析页岩气水平井的产能影响因素,指出影响测试产量的地质-工程因素主要包括有机碳含量､孔隙度､含气量､Ⅰ类储层钻遇长度､分段级数､加液量和加砂量,以此建立考虑多因素的产能预测模型,预测页岩气井测试产量,产能预测符合率达80%;在排采测试阶段,基于页岩气井测试产量与最终可采储量的相关性,通过稳定测试产量预测页岩气井的单井EUR,产能预测符合率达85%;在快速递减阶段,通过解析模型,结合气井产量和压力数据,预测页岩气井的单井EUR,产能预测符合率达90%;在低压小产阶段,通过创建考虑解吸､扩散､滑脱和应力敏感等因素的页岩气水平井产量递减模型,结合可采储量计算方法计算单井EUR,产能预测符合率达95%｡据此解决页岩气水平井产能预测的难题,实现了页岩气井全生命周期产能评价和EUR预测,提高了EUR预测的可靠性｡

3.3 多压力系统和复杂地层条件下的水平井组优快钻井技术

长宁—威远区块海相页岩气田地质条件复杂,主要表现为:多个压力系统共存;表层溶洞､暗河发育;中—下部地层裂缝发育;局部存在高压裂缝气;部分地层研磨性强､可钻性差;地温梯度高;页岩层理､微裂缝和微幅构造发育｡前期钻井过程中面临机械钻速慢､事故复杂率高和Ⅰ类储层钻遇率低等问题,导致钻井周期长｡针对上述关键技术难题,以地质-工程一体化为指导思想,开展钻井全生命周期和全方位系统优化,攻关形成了以基于井筒环境识别的事故复杂综合防治技术､钻井参数强化配套提速技术和“薄箱体､长井段”精细地质导向技术为核心的优快钻井技术体系,实现了“打得更快”(平均钻井周期由前期的123.0d降至67.9d)､“打得更长”(平均水平井段长度由953m延长至1656m且最长水平井段长达2820m)､“打得更深”(由3500m以浅逐渐向3500m以深钻进)､“打得更准”(Ⅰ类储层钻遇率由前期的67.8%提高至98.9%)｡

3.3.1 钻井参数强化配套提速技术

针对地层可钻性差､机械钻速慢的难题,通过装备升级,配备了大功率顶驱钻井系统､52MPa高压泵及高压管汇､高频振动筛和高速离心机等关键钻井装备;创建了岩石抗钻特性三维剖面分析方法,精确预测区域地层的抗钻特性,并根据各个地层的抗钻特性,研选配套高强度个性化混合钻头､3D切削齿PDC钻头､水力加压器､大扭矩螺杆和扭力冲击器等提速工具｡在钻井装备和工具升级配套的基础上,全井段推广应用“高转速､高泵压､高钻压､大排量､大扭矩”钻井参数强化提速方法,同时应用机械比能法实时优化钻井参数,提升有效破岩效率,使机械钻速由原来的5.5m/h提高到14.0m/h｡

3.3.2 “薄箱体､长井段”精细地质导向技术

开发了融合“三维地质､旋转导向钻井､随钻方位伽马/方位成像､元素录井､工程地质综合录井”五位一体的精细地质导向技术(图9)｡在钻前,应用已有的地质､物探数据精细刻画地下构造,建立初始三维地质导向模型;在实钻过程中,应用随钻方位自然伽马/方位成像､元素录井和工程地质综合录井数据对初始三维地质导向模型进行实时更新,并在此基础上进行小层细分对比､井底钻头位置预测和地层倾角预测,模拟井轨迹在三维地质模型中的穿越过程,采用旋转导向钻井技术,实时追踪优质储层,实现精准定位,将Ⅰ类储层的平均钻遇率提高到98.9%以上;在钻后,综合井震数据,重构高精度三维地质导向体,进一步提高地质导向的预测精度｡

3.4 高水平应力差､高破裂压力储层体积压裂技术

受多期构造运动影响,川南地区龙马溪组页岩储层中天然裂缝发育,水平应力差大(12.4~18.6MPa),这导致在压裂施工过程中难以形成复杂缝网､加砂困难等问题显著｡针对川南地区页岩的储层特征,探索形成了适合高水平应力差､高破裂压力的页岩储层缝网压裂技术｡

3.4.1 页岩储层复杂缝网压裂设计技术

基于地质-工程一体化精细模型､结合单井测井､录井､固井､三维地震等预测成果,开展精细化､差异化压裂设计,针对不同的井段位置和储层特征,开展个性化压裂方案,提高设计的针对性｡针对川南地区高应力差的特征,采用大排量施工,尽可能提高施工过程中裂缝内的净压力;以低黏滑溜水为主体,尽可能地沟通细､微裂缝,为形成复杂缝网创造有利条件｡主体采用16m³/min以上的施工排量,并在压裂过程中将裂缝内净压力维持在20MPa以上,满足形成复杂裂缝的需要｡采用密切割分段的方法,缩小簇间距､增大缝间干扰､提高裂缝复杂程度｡主体采用45~60m的压裂分段段长,簇间距为10~20m｡探索滑溜水连续加砂技术,大幅提高加砂量,将单位体积压裂液的携砂量提高50%以上｡此外,还形成针对压裂井段偏离优质页岩储层的定向射孔技术､针对高破裂压力井段的酸液预处理技术和针对天然裂缝发育井段的暂堵剂降滤失压裂技术等｡

3.4.2 页岩气井压裂施工优化调整技术

针对川南地区天然裂缝发育､加砂困难､套管变形频发的难题,形成了基于施工压力分析､微地震监测､地质-工程一体化优化模拟等为一体的压裂实时优化调整技术｡基于施工过程中的实时压力分析,通过优化调整支撑剂的类型､浓度､施工排量和液体类型等,有效确保施工顺利进行,减少压裂过程中产生砂堵等井下复杂情况｡基于微地震监测裂缝的扩展形态,采用粉砂暂堵､暂堵剂转向等措施,减小因天然裂缝和应力分布差异等导致的裂缝非均匀扩展现象,有效提高改造效果｡针对邻井先期投产､存在井间天然裂缝带的井,采用提前关井或注入流体增压等方式建立应力屏障,配合压裂参数和射孔参数的优化,有效降低压裂过程中压窜情况的发生｡针对川南地区套管变形频发的难题,探索并形成基于断层滑动风险评估､微地震监测套管变形预警和施工参数优化的套管变形防控技术｡针对套管变形后的压裂改造,探索并形成小直径桥塞､暂堵球分段压裂和缝内砂塞分段压裂等技术,有效避免了丢段,实现了井控储量的有效动用｡

3.5 复杂山地水平井组工厂化作业技术

长宁—威远页岩气区块为丘陵､山地地形,井场选址困难且面积受限,采用传统建井模式,平台建设周期长､作业规模大､施工工序多,造成效率低､成本高｡为缩短周期､提高效率､降低成本,必须改变作业模式｡

3.5.1 复杂山地水平井组工厂化钻井技术

采用“工厂化”钻井模式,即在一个井区部署大批井,采用平台化设计､标准化装备､批量化实施､流水化作业､规模化管理的方式进行钻井作业｡长宁—威远区块单平台建井周期同比常规钻井约缩短了35%,减少钻机搬迁安装时间70%｡在钻机配套上,长宁—威远区块主要采用滑轨式和步进式快速平移钻机,大幅缩减了钻机搬迁时间,井位间移动仅需1.5h｡在作业流程上,长宁—威远区块采用“批量钻井”,以水基钻井液､油基钻井液转换为界面,实现了钻井工序的无缝对接,上部水基钻井液､下部油基钻井液依次批量钻井,仅需进行一次钻井液转换即能完成所有井作业,节约大量钻井辅助生产时间｡同时,水基钻井液可在平台多口井中循环利用,油基钻井液的回收利用率则达80%以上,大幅提高了钻井作业效率(图10)｡

3.5.2 复杂山地水平井组工厂化压裂技术

工厂化压裂技术的核心在于“整体化部署､标准化压裂､拉链式作业”｡山地环境下水､电､通讯的供应及建设成本高,通过整体部署供水管网和通讯设施,采取井区内统一建设的模式,实现物资､设备的集中共享与重复利用,建设成本大幅降低;通过标准化井场布置､模块化现场设备､流程化作业程序提高井场资源占用,解决井场面积小及物资供应量大的限制｡从作业时效､场地需求､关键设备需求和地理环境等因素综合分析,优选拉链式压裂作为长宁—威远区块山地丘陵地形环境的主要压裂作业模式,通过对压裂作业各工序的优化和高速泵送射孔等关键技术的突破､集成应用,单井平均压裂时效已提高至2.5段/d｡

3.5.3 复杂山地水平井组工厂化测试技术

针对页岩气平台井数多､井场空间受限､测试流程复杂､流程功能需求多等难题,形成以“流程模块化､设备撬装化､压裂测试一体化”为核心的山地工厂化测试流程｡通过流程模块化､设备撬装化,管线间的交叉与用量减少达22.9%;井场资源利用率提高,设备占地减少达70%;流程换装､检修效率提高,钻机搬迁安装时间缩短1d以上,安装效率提高47.6%｡针对页岩气平台井压裂-测试同步作业的生产需求,形成压裂-测试一体化作业技术,实现压裂作业与测试作业无缝衔接,天然气零放空,测试流程满足百万立方米页岩气井试油要求｡现场开展8口井同时作业,缩短了页岩气井的投产周期｡

3.6 页岩气特色的高效清洁开采技术

川南地区页岩气地面工程建设和生产管理面临如下难题:①页岩气井初期压力高､气液量大但递减快,地面装置适应性差;②工程建设周期长､装置重复利用率低､投资控制难度大;③传统管理模式需人工值守,劳动强度大､生产成本高｡为了解决上述难题,集成配套了标准化设计技术､组合式橇装技术､数据采集与集成技术､实时监测与远程控制技术以及协同分析与辅助决策技术,实现了清洁开发,创新形成了页岩气地面采输技术､数字化气田建设技术和清洁开发技术｡达到了工厂化预制､模块化安装､快建快投､重复利用的目的,实现了平台无人值守､井区集中管控､远程支持协作的目标｡

3.6.1 页岩气高效地面集输工艺技术

针对页岩气田滚动接替开发模式,地面集输整体部署､分期实施､阶段调整､持续优化｡井区气､电､水､通讯“四网”统筹布局,管道和增压优化设计,集输､外输与市场一体化,确保全产全销｡采用地面标准化设计和集成化撬装,实现在不同生产阶段任意撬装组合和平台间快速复用,达到“快建快投､节能降耗､无人值守”的目的｡

3.6.2 数字化气田建设技术

打造数字化气田,助推信息化条件下开发管理转型升级｡充分运用“互联网+”的新理念､新技术,强化“云､网､端”基础设施建设,深化信息系统与应用的集成共享,全面提升自动化生产､数字化办公､智能化管理水平｡提高运行效率和安全管控水平,革命性转变一线生产组织方式,节约人力资源和生产成本｡

3.6.3 清洁开发技术

广泛采用与北美标准一致的成熟清洁开发技术,形成以“两控制(控制温室气体排放和噪声)､三利用(利用水基岩屑､含油岩屑和压裂返排液)､四保护(保护地表水､地下水､土地和植被)”为核心的页岩气清洁开采环保技术｡建产区环境质量与开发前保持在相同水平,实现了资源的高效利用和绿色开发｡采用“水质软化+絮凝沉降+多级过滤+化学杀菌”的工艺组合,压裂返排液处理后的回用率达95.8%;形成“预处理+反渗透膜处理”达标外排处理工艺,实现矿化度在6×10⁴mg/L以内的返排液减量化达标外排处理,无害化处理率达100%;岩屑随钻不落地收集并减量化,不污染井场,使水基钻井废弃物的脱水减量率达25%以上,基础油基泥浆回收率大于99.5%｡长宁—威远区块累计投用15口地下水监测井,其中,5口井已实现实时在线监测,截至2020年已连续运行近2年,各监测井的水质数据未出现超标,地下水环境质量良好｡

经过十余年的攻关､研究､应用和推广,长宁—威远区块页岩气示范区的页岩气勘探开发关键技术水平较立项初期已有明显提升｡在长宁—威远区块､昭通区块国家级页岩气示范区,累计开钻井660余口,投产井580余口,新增探明储量为1.06×10¹²m³,探明储量占全国的59%,形成了川南地区万亿立方米页岩气大气区｡其中,单井平均测试的产量由初期的11.0×10⁴m³/d提高到25.0×10⁴m³/d,首年产量由初期的4.8×10⁴m³/d提高到12.0×10⁴m³/d,单井平均EUR由初期的0.5×10⁸m³提高到1.2×10⁸m³;日产气能力年平均上产1000×10⁴m³,目前已突破3000×10⁴m³,形成100×10⁸m³/a的产能,建成了中国最大的页岩气生产基地｡2017年的产量为28×10⁸m³､2018年的产量为41×10⁸m³､2019年的产量为80×10⁸m³,产量实现跨越式增长,截至2020年,累计产气量超过200×10⁸m³｡

目前,研究成果已应用于四川盆地泸州､渝西等地区的深层页岩气开发｡泸203井(垂深为3893m)钻探获得138×10⁴m³/d的高产工业气流,成为中国首口日产量超百万立方米的深层页岩气井;足202-H1井(垂深为3957m)､黄202井(垂深为4082m)､阳101H2-8井(垂深为4129m)的产气量为(20~50)×10⁴m³/d｡深层页岩气勘探开发实现由点到面的战略突破,展示出巨大的勘探开发潜力,坚定了“十四五”阶段(2021—2025年)中国页岩气快速上产的信心｡

(1)基于“沉积-成岩作用控储､保存条件控藏､Ⅰ类储层连续厚度控产”的“三因素控制”页岩气富集高产理论,明确了长宁—威远区块页岩气示范区五峰组—龙马溪组页岩气富集规律,建立了适应于川南地区页岩气的富集高产模式｡

(2)通过自主攻关研究和技术集成,创新形成了多期构造演化､高成熟—过成熟页岩气的地质综合评价技术,集成了复杂页岩储层高效开发优化技术,自主形成了复杂工程地层条件下页岩气水平井优快钻井技术｡针对高水平应力差､高闭合压力形成了适应于川南地区页岩储层的体积压裂技术,创新建立了复杂山地水平井组工厂化作业技术以及页岩气高效清洁开采技术,大幅提高了页岩气单井产量,实现了规模效益开发｡

(3)基于长宁—威远区块示范区十余年页岩气勘探开发成功经验,川南地区已形成万亿立方米页岩气大气区,建成了集规模､技术､管理､环保为一体的页岩气产业化示范基地和川南地区最大的页岩气示范基地,对增强中国天然气供给能力具有重要意义｡

END