四川盆地長寧區塊頁巖氣水平井地質目標關鍵技術參數優化

楊洪志　張小濤　陳　滿　吳建發　張　鑒　游傳強

四川盆地長寧區塊頁巖氣水平井地質目標關鍵技術參數優化

楊洪志1張小濤1陳滿1吳建發1張鑒1游傳強2

1.中國石油西南油氣田公司勘探開發研究院2.中國石油西南油氣田公司資金運營部

楊洪志等.四川盆地長寧區塊頁巖氣水平井地質目標關鍵技術參數優化.天然氣工業,2016, 36(8): 60-65.

近年來,針對四川盆地上奧陶統五峰組-下志留統龍馬溪組在頁巖氣地質評價、工程試驗和開發優化研究等方面均取得了較大的進展,初步掌握了頁巖氣開采主體技術,并在焦石壩、長寧、威遠等區塊實現了規模建產.為了給類似頁巖氣水平井的開發設計提供技術參考,以長寧區塊五峰組-龍馬溪組頁巖氣井為研究對象,采取地質與工程相結合、動態與靜態相結合、統計分析與模擬預測相結合的技術手段,量化頁巖氣井產能主控因素,建立頁巖氣井產量預測模型,優化該區塊頁巖氣水平井巷道方位、巷道位置、巷道間距、水平段長度以及氣井生產指標等地質目標關鍵技術參數.結論認為:①水平段方位與最大主應力和裂縫發育方向之間的夾角最大、水平井巷道位于最優質頁巖內、水平段鉆揭Ⅰ類儲層長度超過1 000 m,是頁巖氣井獲得高產的基礎;②水平井的井筒完整、優選低黏滑溜水+陶粒壓裂工藝造復雜縫是頁巖氣井獲得高產的保障.依據該研究成果形成了長寧區塊頁巖氣開發的技術政策,指導了該區塊頁巖氣的開發建產,也為類似區塊頁巖氣水平井的開發設計提供了借鑒.

四川盆地 長寧區塊 晚奧陶世-早志留世 頁巖氣 水平井 產能評價 預測模型 技術參數 開發設計

北美地區對頁巖油和頁巖氣的成功開發,引發了世界范圍內的頁巖氣革命.近10年來,國內在四川盆地針對上奧陶統五峰組-下志留統龍馬溪組的頁巖氣地質評價和技術攻關已取得了較大進展,并在焦石壩、長寧、威遠等區塊分別建成了一定的頁巖氣產能規模[1-4].因起步較晚,國內的頁巖氣開采技術較之于北美地區還存在著一定的差距[5-10].為了指導四川盆地長寧區塊頁巖氣的開發設計與建產,筆者以五峰組-龍馬溪組頁巖氣為研究對象,剖析了該區頁巖氣井的產能主控因素及高產模式,在此基礎上優化了頁巖氣水平井地質目標的關鍵技術參數.相關成果也可以作為類似頁巖氣水平井開發設計的技術參考.

1　區塊概況

長寧區塊位于四川盆地西南部,區內主要發育長寧背斜構造,構造主體區斷層不發育.該區塊內鉆遇地層層序正常,自上而下依次鉆遇三疊系、二疊系和志留系,其中龍馬溪組自下而上分為龍一、龍二段,龍一段又細分為龍一1(龍一11、2、3、4小層)亞段和龍一2亞段.主要目的層五峰組-龍一1亞段沉積外陸棚亞相黑色含硅碳質頁巖、富有機質黑色碳質頁巖,分布較穩定,孔隙度、有機質豐度和含氣量都較高.孔隙度巖心實測值介于2.0%～6.8%、測井解釋值介于3.6%～7.3%;有機質豐度巖心實測值介于3.0%～4.2%、測井解釋值介于2.7%～4.5%;總含氣量實測值介于2.0～3.5 m3/t、測井解釋值介于2.9～7.4 m3/t,平均值為4.8 m3/t,其中龍一11、龍一13小層為最高[11].區內橫向上各井對比性較好,同一層段的物性特征和含氣性特征變化較小.巖石力學性質方面,龍一1亞段的龍一11、龍一12小層楊氏模量最大、脆性指數最高,最有利于實施體積壓裂.

自2014年以來,長寧區塊主要在寧201井區開展產能建設,該井區評價、試驗和優化相結合,陸續投產了30余口頁巖氣水平井,日產氣規模超過300X104m3.

2　頁巖氣井產能主控因素

針對長寧區塊五峰組-龍馬溪組頁巖地質特征、巖石力學參數,分批次系統試驗了水平段長度、方位、靶體位置、巷道間距和改造工藝、規模對氣井產能的影響.第一批水平井主要評價水平井靶體位置、方位對氣井產能的影響,平均穩定測試日產量(逐級放大油嘴返排期間,測試日產氣量波動小于5%、井口壓力波動小于0.5 MPa/d持續15天以上)為10.8X104m3;第二、第三批井的水平巷道都優化至最優頁巖層段,主要評價改造工藝與參數對氣井產能的影響,平均穩定測試日產量分別達到17.0X104m3、22.9X104m3.從整個井區的試采效果來看,隨著地質認識的深化和工程技術的完善,頁巖氣水平井測試產量逐批提高.

以現有試驗井為樣本點,綜合考慮地質、工程和工藝參數,利用SPSS(Statistical Product and Service Solutions)軟件優化多元線性回歸變量與參數,建立頁巖氣壓裂改造水平井穩定測試產量(Q)預測模型(式1).

式中N表示壓裂段數,無因次;L表示有效水平段長度,m;T表示含氣量,m3/t;TOC表示有機碳含量; φ表示孔隙度.

并據此對頁巖儲層孔隙度、含氣量、脆性、有機碳含量(TOC)、熱演化成熟度(Ro)、水平段長度、方位、巷道位置、巷道間距、Ⅰ類儲層鉆遇率、井筒完善程度、壓裂分段間距、壓裂液類型、壓裂液量、支撐劑類型、支撐劑用量、泵注排量等17項參數進行相關性分析.由于試驗過程中已經明確保障水平井井筒完整、優選低黏滑溜水+陶粒壓裂工藝、采用大砂液量有利于造復雜縫,工程參數試驗取值相對集中,綜合分析不夠敏感.有效水平段長度、壓裂段數、孔隙度、有機碳含量和含氣量等5項參變量顯著性、標準偏差、殘差平方和等滿足多元回歸模型要求,符合頁巖氣水平井產量預測地質與工程規律,單井預測頁巖氣產量與實際測試產量吻合程度較高(圖1),故具有較高的可信度.

圖1　長寧區塊試驗井多元回歸預測產量與實測產量對比圖

對試驗井的地質和工程條件對比分析可見,頁巖儲層品質、井筒的完整性以及壓裂液體系和支撐劑組合模式等對頁巖氣井的產能有著重要的影響,頁巖氣水平井巷道位于最優質頁巖內部、鉆揭Ⅰ類儲層長度大、采用低黏滑溜水+陶粒壓裂工藝、較大的砂液量和排量,是確保頁巖氣水平井高產的必要條件.

3　地質目標關鍵技術參數優化

3.1建產區塊優選

中國頁巖氣開發情況比北美地區要復雜,開發建產區塊選擇必須綜合考慮儲層物性、含氣性、脆性、埋藏深度和地面條件等因素.長寧構造主體志留系目的層遭受剝蝕,在物性、脆性、埋藏深度和地面條件均滿足要求的情況下,含氣性和有效厚度將是能否實現頁巖氣效益開發的關鍵.結合蜀南地區已完鉆井資料,建立壓力系數與剝蝕線距離、埋藏深度的關系(式2).分析研究認為,離剝蝕區越近、封存條件越差、壓力系數越低,相同儲層物性下含氣量越低.統計結果顯示,頁巖氣直井改造后測試產量達到1X104m3/d的區域,含氣量一般大于3 m3/t、壓力系數大于1.2.隨著埋深增加,壓力、溫度上升,相同儲層物性下吸附氣減少、游離氣增加,埋深3 500 m左右總含氣量達到最大[12](圖2).

式中F表示壓力系數;x表示距剝蝕線距離,km;y表示埋深,km.

圖2　頁巖含氣量與埋藏深度關系圖

在長寧區塊初期的頁巖儲層地質評價、試采和工藝探索過程中,不斷總結經驗,逐漸形成了建產有利區的優選原則:①Ⅰ+Ⅱ類頁巖儲層厚度大于20 m;②壓力系數大于1.2;③埋深小于3 500 m;④地面條件滿足鉆井平臺部署要求.

3.2巷道位置優化

長寧區塊五峰組-龍馬溪組一段巖心實測楊氏模量介于1.548X104～5.599X104MPa、平均為3.52X104MPa,泊松比介于0.158～0.331、平均為0.225,脆性礦物含量高達60%以上;測井解釋最小水平主應力梯度介于34.9～47.7 MPa,最大水平主應力梯度介于45.4～62.1 MPa,垂向應力梯度介于61.2～62.3 MPa,三向主應力σv>σH>σh,易于體積壓裂和縫高控制.鄰區應力條件相當的寧201井,脈沖中子俘獲截面測井監測壓裂縫高12 m(向上延伸6.4 m、向下延伸3.6 m),證實垂向主應力最大、水平頁理發育的頁巖層改造縫垂向延伸范圍較小.基于對長寧區塊五峰組-龍馬溪組地質力學特征的研究結果認為,水平巷道置于物性最好(有機碳含量高、孔隙度高、含氣性高、脆性礦物含量高)的五峰組-龍一12小層,既有利于形成復雜縫網,又有利于最大限度的動用最優質頁巖儲量,提高頁巖氣單井產量效果最佳.

圖3　寧201井區測試產量與距優質頁巖底距離圖

3.3巷道方位優化

水平巷道方位及水平段井眼方位根據確保井壁穩定和有利于壓裂兩個方面來確定,當井眼方向為最小水平主應力方向時,壓裂縫垂直于井筒,有利于提高壓裂改造效果;但當井眼方向為最大水平主應力方向時,井壁穩定性最好.長寧區塊最大水平主應力方向介于100°～125°,與天然裂縫發育方向近于平行,為了提高體積壓裂效果和盡可能鉆遇更多微裂縫,設計水平井巷道方向上半支10°、下半支190°,垂直于最大水平主應力方向,同時也兼顧了微裂縫發育方向對改造的影響.

3.4巷道間距優化

綜合優化改造工藝、改造規模與最佳有效SRV (改造體積)是確定水平井巷道間距的基礎,一旦改造工藝、改造規模定型,盡可能提高儲量動用率是確定巷道間距的關鍵.巷道間距太小,單井EUR(估算最終采出氣量)不能滿足效益開發的要求;巷道間距過大,井間部分儲量無法動用,影響資源利用率.一般情況下,需要綜合井下壓力數據、化學示蹤劑、井下溫度連續監測數據、微地震數據、生產數據歷史擬合等資料來確定合理的巷道間距.

寧201井區初期的評價井開展了不同井間距的現場試驗,并且配合開展了相應的動態監測研究.以長寧H3平臺為例,該平臺上半支3口氣井(長寧H3-1、長寧H3-2和長寧H3-3)的巷道間距依次為300 m和400 m,以中間的長寧H3-2井開井生產作為激動井,兩側的長寧H3-1和長寧H3-3井關井作為觀測井,進行井底壓力干擾試井,在激動井完成為期4天的穩定試井期間,長寧H3-1和長寧H3-3井的井底壓力分別同步下降了0.42 MPa和2.16 MPa (圖4),證實該井區水平井間距介于300～400 m時井間干擾明顯.

圖4　長寧H3平臺上半支3口井干擾試井壓力曲線對比圖

為了優化水平巷道間距,首先建立分段壓裂水平井的解析模型,完成氣井壓力和產量的歷史擬合,進而計算了氣井不同裂縫半長所對應的EUR.計算結果表明, EUR隨著裂縫半長增加而增加,裂縫半長小于240 m時,EUR呈線性快速增加;裂縫半長大于240 m后,EUR緩慢增加且增幅越來越小(圖5).由此得到最優的理論巷道間距約為480 m.再結合微地震、干擾試井等成果,推薦長寧區塊水平巷道間距為400～500 m.

圖5　理論計算裂縫半長與單井估算最終采出氣量關系曲線圖

3.5水平段長度優化

增加氣井的水平段長度,能有效地增加泄氣面積,進而提高單井產量.分析研究北美地區Barnett頁巖氣藏水平井的長度與產氣量的關系后發現,該地區水平井的水平段長度小于1 500 m時,單井累計產氣量與水平段長度呈較好的線性關系;但是當水平段長度超過1 500 m后,氣井累計產氣量的增幅逐漸變小(圖6)[13].根據長寧區塊的地質參數,建立單井地質模型,從理論角度模擬氣井的累產氣量與水平段長度的關系(圖7),隨水平段長度的增加,單井的累計產氣量增幅越來越小,與北美地區Barnett頁巖氣藏認識結果一致.

圖6　Barnett氣田水平段長度與產量關系圖

綜合分析不同水平段長度的水平井實施效果、國內外頁巖氣井水平段長度和數值模擬研究成果及工程技術水平后認為,頁巖氣井水平段應盡量一趟鉆完鉆,推薦的水平段長度為1 400～1 800 m[14-15].

圖7　頁巖氣井產量與水平段長度關系曲線圖

4　認識與結論

1)通過在四川盆地長寧區塊所開展的五峰組-龍馬溪組頁巖氣開發實踐,筆者認識到:水平段方位沿最小主應力方向、水平井巷道位于最優質頁巖內、鉆揭Ⅰ類儲層長度超過1 000 m,是頁巖氣井獲得高產的基礎;水平井井筒完整、優選低黏滑溜水+陶粒壓裂工藝造復雜縫是頁巖氣井獲得高產的保障.

2)綜合地質與工程參數多元回歸分析,建立的頁巖氣水平井產量預測模型預測結果與實測值吻合較好,因受工程試驗參數取值范圍較窄的限制,用于地質參數優化的效果好于工程參數.

3)推薦長寧區塊水平巷道位置控制在儲層物性最好的五峰組-龍一12小層內,距五峰組底3～8 m,水平井巷道方向垂直于最大水平主應力方向,水平巷道間距400～500 m,水平段長度1 400～1 800 m.

4)基于試驗區產量控制因素分析和國外頁巖氣開發認識,針對長寧區塊所建立的頁巖氣建產區優選原則、水平井設計參數,既能夠有效指導該區頁巖氣開發設計與建產,也可以為同類頁巖氣井的開發提供參考.

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(修改回稿日期 2016-06-12 編 輯 居維清)

Optimization on the key parameters of geologic target of shale-gas horizontal wells in Changning Block, Sichuan Basin

Yang Hongzhi1, Zhang Xiaotao1, Chen Man1, Wu Jianfa1, Zhang Jian1, You Chuanqiang2
(1. Exploration and Deνelopment Research Institute of PetroChina Southwest Oil & Gas Field Company, Chengdu, Sichuan 610041, China; 2. Capital Management Department, PetroChina Oil & Gas Field Company, Chengdu, Sichuan 610051, China)

NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 8, pp.60-65, 8/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

In recent years, great progress has been made in geologic evaluation, engineering test and development optimization of the Lower Cambrian Wufeng Fm-Lower Silurian Longmaxi Fm shale gas in the Sichuan Basin, and the main shale gas exploitation technologies have been understood preliminarily. In addition, scale productivity construction has been completed in Jiaoshiba, Changning and Weiyuan blocks. In this paper, the Wufeng Fm-Longmaxi Fm shale gas wells in Changning Block were taken as the study object to provide technical reference for the development design of similar shale-gas horizontal wells. The technology combining geology with engineering, dynamic with static, and statistical analysis with simulation prediction was applied to quantify the main factors controlling shale-gas well productivity, develop the shale-gas well production prediction model, and optimize the key technical parameters of geologic target of shale-gas horizontal wells in the block (e.g. roadway orientation, location and spacing, horizontal section length and gas well production index). In order to realize high productivity of shale gas wells, it is necessary to maximize the included angle between the horizontal section orientation and the maximum major stress and fracture development direction, deploy horizontal-well roadway in top-quality shale layers, and drill the horizontal section in type I reservoirs over 1 000 m long. It is concluded that high productivity of shale gas wells is guaranteed by the horizontal-well wellbore integrity and the optimized low-viscosity slickwater and ceramsite fracturing technology for complex fracture creation. Based on the research results, the technical policies for shale gas development of Changning Block are prepared and a guidance and reference are provided for the shale gas development and productivity construction in the block and the development design of similar shale-gas horizontal wells.

Sichuan Basin; Changning Block; Late Cambrian-Early Silurian; Shale gas; Horizontal Well; Productivity evaluation; Prediction model; Technical parameter; Development design

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.08.008

楊洪志,1971年生,高級工程師;主要從事油氣田開發地質與油氣藏工程方面的研究工作;已公開發表多篇學術論文.地址: (610041)四川省成都市高新區天府大道北段12號.電話:(028)86015650.ORCID: 0000-0003-3152-7692.E-mail: yanghz@petrochina.com.cn