鉆井工作量分析法預測中國南方海相頁巖氣產量

趙　群　楊　慎　王紅巖　王　南　劉德勛　劉洪林　藏煥榮

1.中國石油勘探開發研究院廊坊分院 2.國家能源頁巖氣研發（實驗）中心

趙群等.鉆井工作量分析法預測中國南方海相頁巖氣產量.天然氣工業，2016， 36（9）: 44-50.

鉆井工作量分析法預測中國南方海相頁巖氣產量

趙群1，2楊慎1王紅巖1，2王南1，2劉德勛1，2劉洪林1，2藏煥榮1，2

1.中國石油勘探開發研究院廊坊分院 2.國家能源頁巖氣研發（實驗）中心

趙群等.鉆井工作量分析法預測中國南方海相頁巖氣產量.天然氣工業，2016， 36（9）: 44-50.

中國南方海相頁巖氣資源豐富，但已有的常規方法不能滿足對未來頁巖氣產量發展的預測。為此，以該區下志留統龍馬溪海相頁巖為例，基于其開發潛力，分析了現有頁巖氣資源的開發特征，認為四川盆地及鄰區龍馬溪組頁巖氣富集區資源量達17.4×1012m3，可采資源量為2.9×1012m3，其中埋深3 500 m以淺的頁巖氣資源是近期開發的主體，具備建成約300×108m3的產量規模。在此基礎上，研究了國內外頁巖氣井的開發特征，建立了頁巖氣產量預測鉆井工作量分析法：①單井初產值可表征頁巖氣井產能，測試產量可近似為初產，由于頁巖氣井遞減率相似，由單井初產值可大致推測單井EUR（最終可采儲量）值，再根據鉆井工作量分析即可預測頁巖氣田產量規模；②目前南方海相頁巖氣測試產量期望值為17.6×104m3/d，單井EUR預測值約為1.5×108m3。結論認為：中國南方海相頁巖氣井單井初期產量高、遞減快、生產周期較長，鉆井工作量與氣田產量密切相關，因此鉆井工作量分析法對頁巖氣產量估算具有較好的適用性。利用該方法估算2020年四川盆地及鄰區頁巖氣產量約為200×108m3。

中國南方海相頁巖早志留世頁巖氣最終可采儲量鉆進工作量遞減率單井初產值產量

美國“頁巖氣”革命使其天然氣基本實現了自給自足，2015年頁巖氣產量達4 250×108m3，占該國天然氣總產量的56%，對外依存度由2000年的16%下降至2015年的1%［1-2］。受美國“頁巖氣”革命的啟示，我國頁巖氣經過“十二五”勘探開發攻關取得重要進展，埋深3 500 m以淺頁巖氣開發技術已經基本過關，焦石壩、長寧、威遠和昭通等區塊頁巖氣實現了規模有效開發，2015年全國頁巖氣產量超過45×108m3。由于我國頁巖氣生產歷史較短，已有的常規方法不能滿足對未來產量發展的預測。筆者通過分析頁巖氣的資源潛力、工程技術水平和技術經濟特征，綜合頁巖氣井生產特點提出鉆井分析法產量預測模型，最終分析不同條件頁巖氣產量規模，以期為我國頁巖氣產業政策、規劃決策和配套發展提供參考。

1　我國頁巖氣資源的開發潛力

1.1四川盆地及鄰區五峰組—龍馬溪組頁巖氣資源情況

據國土資源部的統計，全國頁巖氣地質資源量為134×1012m3，可采資源量為25×1012m3，其中南方海相頁巖氣可采資源量達8.82×1012m3［3-4］。通過“十二五”頁巖氣勘探開發攻關，初步實現了以四川盆地及鄰區海相上奧陶統五峰組—下志留統龍馬溪組頁巖氣資源的有效開發。根據目前頁巖氣開發情況判斷，近期四川盆地蜀南構造穩定區中的威遠、長寧和昭通等區塊，以及構造相對穩定區中的焦石壩等區塊是頁巖氣開發的主要領域［3，5-7］。截至2015年底，全國探明頁巖氣儲量5 441.29×108m3，其中焦石壩區塊3 805.98×108m3，長寧、威遠和昭通區塊1 635.31×108m3。按照目前頁巖氣勘探程度評價，四川盆地及鄰區埋深4 500 m以淺五峰組—龍馬溪組頁巖氣富集區面積約為4×104km2，資源量超過17×1012m3，其中埋深3 500 m以淺頁巖氣富集面積1.5×104km2，資源量約為7×1012m3。按照埋深3 500 m以淺頁巖氣采收率20%、埋深介于3 500～4 500 m采收率15%，測算頁巖氣可采資源量約為3×1012m3，其中3 500 m以淺頁巖氣可采資源量為1.4×1012m3，埋深介于3 500～4 500 m頁巖氣可采資源量為1.6×1012m3。

1.2頁巖氣資源的開發潛力

四川盆地及鄰區的焦石壩、長寧、威遠和昭通等區塊實現規模開發，但頁巖氣總體仍處于開發初期階段，頁巖氣資源的開發潛力評價仍需要通過與美國典型頁巖氣田進行對比。Barnett、Haynesville和Marcellus頁巖氣田儲量與產量增長情況對比，當儲采比為10～20［8-9］，氣田產量可實現快速增長。考慮到我國頁巖氣勘探程度較低，埋深小于3 500 m頁巖氣資源可動用程度按照50%測算，埋深介于3 500～4 500 m頁巖氣資源可動用程度按照40%測算，埋深3 500 m以淺和3 500～4 500 m預計探明可采儲量分別為6 850×108m3、6 280×108m3。按照產量穩產10～20年，可建成頁巖氣產量規模600×108m3左右（表1）。

表1　四川盆地及鄰區頁巖氣與美國典型頁巖氣田開發參數對比表

2　頁巖氣井產能表征方法

頁巖氣井產能的評價是頁巖氣產量預測的基礎，單井初產（產量達到峰值后的首月平均日產氣量）、遞減率、最終可采儲量（EUR）是評價頁巖氣井單井產能的主要指標。

2.1單井初產可表征單井產能

通過美國主要典型頁巖氣田典型井遞減特征分析，各頁巖氣田典型井遞減率在一定區間內，典型井單井初產與最終可采儲量呈現線性正相關關系，因此單井初產可大致表征產能情況。美國頁巖氣開發較為成熟的頁巖氣田中，Barnett頁巖水平井單井初產5.3×104m3/d，單井EUR為0.7×108m3［10-11］；Haynesville頁巖水平井單井初產28×104m3/d，單井EUR為2.5×108m3［12］；Fayetteville頁巖單井初產7×104m3/d，單井EUR為0.42×108m3［13-14］；Marcellus頁巖單井初產12.5×104m3/d，單井EUR為1.06×108m3［15-16］；Woodford頁巖單井初產12.7×104m3/d，單井EUR為1.13×108m3［17-18］。從美國各區塊典型井的遞減率來看，前3年的平均遞減率介于74%～88%［9］（圖1）。由于遞減率的相似性，決定單井初產與EUR呈正相關關系，單井初產越高單井EUR值也就越大。因此單井初產可以表征單井產能。

圖1　美國各頁巖氣田典型井產量剖面及遞減率圖

圖2　五峰組—龍馬溪組頁巖氣水平井單井產量對比圖

2.2單井初產與測試產量的關系

由于我國頁巖氣開發處于初期階段，并且尚未形成較為公開的數據體系，各頁巖氣區塊已有數據均為單井測試數據，其能否等同于單井初產需要應用大量數據加以分析。通過對南方海相五峰組—龍馬溪組頁巖氣水平井生產動態跟蹤分析，筆者選取了前3月頁巖氣井套壓降低為5～10 MPa，并且在后期套壓保持基本平穩的37口生產井作為分析對象（圖2），以確保各生產井的生產制度大致相似。本次統計的37口水平井測試產量范圍介于4.5×104～40.0×104m3/d，平均測試產量為16.63×104m3/d；單井初產范圍在4.0×104～39.7×104m3/d，平均單井初產16.59×104m3/d；前3月平均日產量范圍在2.61×104～35.84×104m3，平均值為14.54×104m3/d。從統計結果上看，由于頁巖氣水平井測試產量總體高于單井初產，二者存在一定的差異性，但數值差距不大（圖2）；前3月單井平均日產量總體小于測試產量和單井初產。因此，在缺少頁巖氣單井初產數據的情況下，可將測試產量近似的等同于單井初產。

2.3單井初產與EUR關系模型

頁巖氣單井初產與EUR關系的確定，即可采用單井初產來確定頁巖氣井的產能問題。采用線性函數對美國主要頁巖氣田單井初產與EUR關系進行回歸，得到單井初產與EUR關系模型：

式中EUR表示單井最終可采儲量，108m3；IP表示單井初產，104m3/d。

為驗證此經驗模型的可信度，采用區域內已有的生產歷史較長的頁巖氣水平井生產情況進行比較。如焦石壩區塊的焦頁6-2HF井測試產量36.3×104m3/d，連續生產550 d，累計產氣1.5×108m3，預計EUR達到3.0×108m3；焦頁1HF井測試產量17.2×104m3/d，連續生產850 d，累計產氣4 500×104m3，預計EUR約為1.35×108m3（據中國石化的報道）。長寧區塊寧201-H1井單井測試產量15×104m3，連續生產超過2年，累計產氣超過0.6×108m3，預測EUR約為1.1×108m3。采用公式（1）計算焦頁6-2HF、焦頁1HF井和寧201-H1井的EUR值分別為3.07×108m3、1.49×108m3和1.31×108m3。考慮到測試產量略高于單井初產，可見該經驗公式通過單井初產對EUR的判斷基本符合頁巖氣井的生產特點。

2.4頁巖氣單井產量剖面

參考式（1）單井初產與EUR的關系模型，并結合水平井遞減率特征（圖1），分別建立了4條頁巖氣單井產量剖面。單井初產25×104m3/d，第1年平均14.1×104m3/d，20年單井EUR值為2.1×108m3；單井初產20×104m3/d，第1年平均11.3×104m3/d，20年單井EUR值為1.7×108m3；單井初產15×104m3/d，第1年平均8.5×104m3/d，20年單井EUR值為1.3×108m3；單井初產10×104m3/d，第1年平均6.0×104m3/d，20年單井EUR值為0.9×108m3。

3　鉆井分析法數學模型

由于我國頁巖氣生產歷史較短，翁氏旋回等常規油氣產量預測方法不適用。頁巖氣儲層超致密，不經增產改造一般無自然產能，是典型的人造氣藏，通常是一井一藏。頁巖氣單井生產具有初期產量高，遞減快，生產周期長的特點（圖1）。頁巖氣田產量取決于鉆井工作量，因此通過鉆井工作量來預測頁巖氣田產量是一種有效的方法。按照頁巖氣單井產量生產剖面，單井第k年產量表達為：

式中Qk表示單井第k年產量，104m3；r（t）表示t時刻頁巖氣井的遞減率。

根據“十二五”頁巖氣產建的基本經驗，當年鉆井當年的產量貢獻很小，其第2年產量貢獻最大，當年鉆井產量當年的產量暫不計算。因此，區塊內第i年的頁巖氣產量見式（3）。

式中Ti表示區塊第i年產量，104m3；nm-1表示第m-1年鉆井數量，口；Bi表示區塊老井第i年產量，104m3。

4　我國南方海相頁巖氣開發產量預測

4.1評價參數

根據頁巖氣單經濟評價的效益情況，基于目前頁巖氣開發區塊鉆機數量和投資情況，設定3種情景和3個工作量方案。按照頁巖氣水平井單井綜合投資6 000萬元、氣價1.31元/ m3，評價期20年，單價初產25×104m3/d、20×104m3/d、15×104m3/d和10×104m3/d，內部收益率分別為30.6%、20.8%、9.74%和1.05%。“十二五”期間，焦石壩、長寧、威遠和昭通等頁巖氣開發區塊內，鉆機總數量80～100部，單井鉆機周期50～80 d，每部鉆機平均每年鉆水平井3～4口。考慮到未來頁巖氣開發效率不斷提高，“十三五”每部鉆機年鉆井4～5口，“十四五”每部鉆機年鉆井5～6口，“十五五”每部鉆機年鉆井6口以上。考慮到目前全球油氣價格低位運行，“十三五”期間年均投資最高按200億元左右進行綜合測算。根據經濟效益和投資水平，按照3種工作量方案進行產量分析。工作量方案1中，動用鉆機數量在目前的基礎上增加1/2，約135部左右，“十三五”鉆水平井1 810口，需投資1 177億元；工作量方案2中，動用鉆機數量保持在目前90部的水平，“十三五”鉆水平井1 690口，需投資1 099億元；工作量方案3中，動用鉆機數量在目前的基礎上減少1/2，約45部左右，“十三五”鉆水平井935口，需投資608億元（表2）。

表2　頁巖氣開發鉆機工作量及投資估算表

4.2計算結果

根據頁巖氣產量歷史，2013年約2×108m3、 2014年約12×108m3、2015年約45×108m3。結合頁巖氣產量和工作量對式3中的Bi值進行擬合，2016年預計產量達到61×108m3，之后按照自然遞減。2016年之后所鉆頁巖氣井產量按照表2中3個工作量方案測算，結果如下：

工作量方案1：按照單井初產10×104m3/d、15×104m3/d、20×104m3/d和25×104m3/d，2020年對應產量分別為144×108m3、185×108m3、223×108m3和327×108m3，2030年產量分別為424×108m3、562×108m3、687×108m3和1034×108m3（圖3-a）。

圖3　不同工作量方案頁巖氣產量預測曲線圖

工作量方案2：按照單井初產10×104m3/d、15×104m3/d、20×104m3/d和25×104m3/d，2020年對應產量分別為140×108m3、180×108m3、216×108m3和317×108m3，2030年產量分別為314×108m3、415×108m3、506×108m3和760×108m3（圖3-b）。

工作量方案3：按照單井初產10×104m3/d、15×104m3/d和20×104m3/d，2020年對應產量分別為86×108m3、108×108m3和128×108m3，2030年產量分別為168×108m3、220×108m3和267×108m3（圖3-c）。

4.3計算結果分析

筆者收集了71口南方海相頁巖氣水平井測試產量數據，通過蒙特卡羅法進行概率分析，數據樣本總體符合正態分布，期望值為17.6×104m3/d，25%和75%概率值對應的值分別為9.8×104m3/d和25.4×104m3/d（圖4）。按照頁巖氣田一井一藏的特點，單井開發具有經濟效益，氣田開發就具有經濟效益。

圖4　蒙托卡羅法頁巖氣測試產量分析結果圖

單井初產10×104m3/d，內部收益率僅1%，即使考慮到國家的積極推動等因素，“十三五”工作量應減少，采用方案3工作量，預測2020年頁巖氣產量約86×108m3；單井初產15×104m3/d，內部收益率約10%，頁巖氣開發具有一定經濟效益，并考慮到國家積極發展頁巖氣產業，因而“十三五”工作量不會減少，方案1和方案2對應產量分別為185×108m3和180×108m3。單井初產20×104m3/d，內部收益率約16%，頁巖氣具有較好經濟效益。因此“十三五”工作量以增加為主，方案1和方案2對應產量分別為223×108m3和216×108m3。單井初產25×104m3/d，內部收益率約21%，頁巖氣產業將加快發展，頁巖氣工作量將大幅增長，采用方案1工作量方案，預測2020年頁巖氣產量約327×108m3。

綜上結果分析，概率值25%對應2020年頁巖氣產量規模為86×108m3，概率值75%對應2020年頁巖氣產量規模為327×108m3，概率值50%對應產量規模為200×108m3左右。

5　結論

我國南方海相頁巖氣資源豐富，埋深3 500 m頁巖氣資源是“十三五”期間頁巖氣開發的主體，初步估算具備建成年產300×108m3的資源潛力。綜合國內外頁巖氣井生產特點，單井初產可表征頁巖氣井產能，測試產量可近似為初產，由于頁巖氣井遞減率相似，由單井初產粗略推測單井EUR。目前南方海相頁巖氣測試產量期望值為17.6×104m3/d，單井EUR預測值約為1.5×108m3。頁巖氣井單井初期產量高、遞減快、生產周期較長，鉆井工作量與氣田產量密切相關。因此鉆井分析法對頁巖氣產量估算具有較好的適用性。通過該方法進行估算，概率值50%對應的2020年產量規模為200×108m3左右。

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（修改回稿日期2016-05-17編輯羅冬梅）

Prediction of marine shale gas production in South China based on drilling workload analysis

Zhao Qun1，2， Yang Shen1， Wang Hongyan1，2， Wang Nan1，2， Liu Dexun1，2， Liu Honglin1，2， Zang Huanrong1，2
（1. Langfang Branch of PetroChina Petroleum Exploration & Deνelopment Research Institute， Langfang， Hebei 065007， China； 2. National Energy Shale Gas R&D Center， Langfang， Hebei 065007， China）
NATUR. GAS IND. VOLUME 36， ISSUE 9， pp.44-50， 9/25/2016. （ISSN 1000-0976； In Chinese）

The marine shale gas resource in South China is abundant， but the existing conventional methods cannot meet the needs of predicting the future production development of shale gas. With the marine shale of the Lower Silurian Longmaxi Fm in this region as an example and based on its development potential， the development features of the existing shale gas resources were analyzed. It is considered that the Longmaxi shale gas accumulation zones in the Sichuan Basin and its neighboring areas contain resources of about 17.4×1012m3and recoverable resources of about 2.9×1012m3. In particular， the shale gas above 3 500 m underground is the main body for recent development target， with a potential production scale about 300×108m3. On this basis， the development features of foreign and domestic shale gas wells were studied and the drilling workload analytical method for the prediction of shale gas production was established: （1） the initial production of a single well can be used to characterize the productivity of the shale gas well， and its test production is approximate to its initial production. Due to the similarity of decline rate among shale gas wells， the Estimated Ultimate Recovery （EUR） value of a single well can be roughly speculated from its initial production， thus the production scale of shale gas field can be speculated according to the analysis of drilling workload； （2） currently， the expected test production of South China marine shale gas is 17.6×104m3/d， and the predicted single-well EUR value is roughly 1.5×108m3. It is concluded that the marine shale gas in South China represents high initial production of a single well， high declining rate， longer production cycle and the drilling workload is closely related with the production of a shale gas field. Therefore， the analysis of drilling workload shows better applicability to the evaluation of shale gas production. Based on this method， the shale gas production of the Sichuan Basin and its neighboring area in 2020 was estimated to be about 200 ×108m3.

South China； Marine shale； Early Silurian； Shale gas； Estimated Ultimate Recovery （EUR） ； Drilling workload； Declining rate； Initial production of a single well； Production

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.09.005

國家重點基礎研究發展計劃（973計劃）項目（編號：2012CB214700）。

趙群，1979年生，高級工程師，博士；現主要從事非常規油氣規劃戰略研究工作。地址：（065007）河北省廊坊市廣陽區44號信箱。ORCID: 0000-0003-2326-217X。E-mail: zhaoqun69@petrochina.com.cn