長寧—威遠國家級頁巖氣示范區(qū)建設實踐與成效

謝 軍

中國頁巖氣資源十分豐富，大力發(fā)展頁巖氣產業(yè)，對保障國家能源安全、降低對外依存度、促進經濟社會發(fā)展、保護生態(tài)環(huán)境等均具有重大戰(zhàn)略意義[1-3]。四川盆地是目前國內頁巖氣最豐富的地區(qū)，也是頁巖氣開發(fā)的主戰(zhàn)場[4-6]。2012年4月，國家發(fā)改委、國家能源局設立“長寧—威遠國家級頁巖氣示范區(qū)”，正式開始了大規(guī)模開發(fā)頁巖氣。示范區(qū)頁巖氣開發(fā)的地質條件、工程條件和地面條件與北美差異大，北美成熟的經驗和技術無法簡單復制[7-9]。在長寧—威遠國家級頁巖氣示范區(qū)建設過程中，經歷了三輪優(yōu)化調整，一輪一個臺階，設計不斷優(yōu)化、技術不斷進步、單井產量不斷提高。該示范區(qū)已建成了25h108m3頁巖氣年產能力，掌握了3 500 m以淺頁巖氣有效開發(fā)的方法和手段，初步實現(xiàn)了規(guī)模效益開發(fā)。

1 頁巖氣勘探開發(fā)歷程

川南地區(qū)頁巖氣勘探開發(fā)歷經評層選區(qū)、先導試驗、示范區(qū)建設3個階段。通過10余年的不懈探索，頁巖氣開發(fā)已由最初的起步階段發(fā)展到目前的大規(guī)模商業(yè)開發(fā)階段[10-11]。

1.1 評層選區(qū)階段（2006 2009年）

四川盆地長期以常規(guī)氣勘探開發(fā)為主，沒有針對頁巖氣開展過專門的地質研究和資源評價，缺乏相應的方法和技術體系。借鑒北美的經驗做法，針對盆地有無頁巖氣資源、哪些區(qū)層有利等問題，中國石油在國內率先開展了頁巖氣評層選區(qū)工作。2006年在國內率先開展頁巖氣地質綜合評價和野外勘查，2007年與美國新田石油公司開展國內第一個頁巖氣聯(lián)合研究項目“四川盆地威遠地區(qū)頁巖氣聯(lián)合研究項目”，2009年與殼牌公司開展國內第一個聯(lián)合評價項目“四川盆地富順—永川區(qū)塊頁巖氣項目”。通過開展大量的野外剖面觀測、淺井鉆探、取心、評價井鉆探、分析實驗、二維地震處理解釋等工作，取得了盆地頁巖氣評價的關鍵參數(shù)[12]，探索建立了地質和資源評價方法[13]，創(chuàng)新建立了適合我國南方海相頁巖氣評層選區(qū)的技術體系，確定了上奧陶統(tǒng)五峰組—下志留統(tǒng)龍馬溪組為現(xiàn)階段最有利的勘探開發(fā)層系，優(yōu)選了長寧、威遠、富順—永川等3個有利區(qū)（圖1）。

1.2 先導試驗階段（2009 2014年）

為了攻關有效開發(fā)的技術方法和評價頁巖氣井工業(yè)產能，在評層選區(qū)基礎上，開展了水平井鉆井和大型體積壓裂先導試驗，開展了平臺水平井設計參數(shù)和工廠化作業(yè)先導試驗。在威201、寧201井開展鉆井壓裂主體工藝技術試驗，在長寧H2、H3平臺7口水平井開展鉆井壓裂“工廠化”作業(yè)先導試驗，在長寧H2平臺4口井開展不同水平段長和軌跡方位試驗，在長寧H3平臺3口井開展不同巷道間距試驗，聯(lián)合殼牌公司在富順—永川地區(qū)開展評價鉆探。通過先導試驗，突破了出氣關、技術關和商業(yè)開發(fā)關，堅定了開發(fā)頁巖氣的信心。打成了我國第1口頁巖氣井——威201井、第1口頁巖氣水平井——威201-H1井、第1口具有商業(yè)開發(fā)價值的頁巖氣水平井——寧201-H1井，初步確定了水平井設計參數(shù)（表1），形成了頁巖氣水平井鉆井、分段體積壓裂工藝技術，建立了適合山地特點的鉆井壓裂“工廠化”作業(yè)模式。

1.3 示范區(qū)建設階段（2014 2016年）

2012年3月國家發(fā)展和改革委員會、能源局批準設立了“長寧—威遠國家級頁巖氣示范區(qū)”，在先導試驗基礎上，中國石油天然氣集團有限公司（以下簡稱中國石油）充分發(fā)揮技術、管理和保障上的整體優(yōu)勢，高效推進示范區(qū)建設，編制了示范區(qū)產能建設方案，推行了“國際合作、國內合作、風險合作、自營開發(fā)”4種生產作業(yè)機制，成立了國家和省級重點實驗室，建立了中國石油總部及實施單位的頁巖氣勘探開發(fā)技術支持體系。超額完成25h108m3/a示范區(qū)產能建設任務，掌握了3 500 m以淺勘探開發(fā)主體技術，形成了特色的體制機制，建立了生產作業(yè)HSE體系，初步實現(xiàn)了規(guī)模效益開發(fā)。

2 示范區(qū)建設實踐

在示范區(qū)建設過程中，經歷了三輪優(yōu)化調整，第一輪建產井嚴格執(zhí)行開發(fā)方案設計的主體技術，針對第一輪建產井實施過程中存在的問題，第二輪進行了全面優(yōu)化設計和工程技術方案，針對第二輪建產井實施過程中存在的問題，第三輪全面推廣地質工程一體化技術。通過三輪持續(xù)優(yōu)化，一輪一個臺階，設計不斷優(yōu)化，技術不斷進步，單井產量不斷提高。

2.1 第一輪嚴格執(zhí)行開發(fā)方案設計的主體技術

圖1 四川盆地南部頁巖氣開發(fā)有利區(qū)分布圖

表1 長寧區(qū)塊水平井先導試驗設計參數(shù)表

依據(jù)開發(fā)方案設計的技術參數(shù)（圖2），在長寧區(qū)塊寧201井區(qū)、威遠區(qū)塊威202和威204井區(qū)實施產能建設。在水平井設計方面，水平井靶體距優(yōu)質頁巖底部較高，箱體范圍較大，水平井軌跡垂直于最大水平主應力或與天然裂縫和最大水平主應力方向大角度相交，水平井巷道間距400 m，水平段長度1 500 m。在鉆完井工程方面，采用常規(guī)三維井眼軌跡剖面，單伽馬＋螺桿導向，水平段采用油基鉆井液，油層套管采用P110鋼級?139.7 mm套管。在壓裂工程方面，采用均勻分段，各段壓裂設計參數(shù)相同，電纜泵送橋塞分段，滑溜水＋低密度中強度陶粒，大液量大排量段塞式加砂壓裂。

第一輪產能建設實施效果一般，長寧、威遠井均測試日產氣量分別為10.9h104m3和11.6h104m3，第1年井均日產氣量分別為4.8h104m3和3.8h104m3，井均EUR分別為0.53h108m3和0.41h108m3，均未達方案設計，分析原因有以下幾個方面：①Ⅰ類儲層鉆遇率低。主要原因是靶體位置過高，未鉆遇最優(yōu)儲層，采用常規(guī)地震資料部署和軌跡設計，無法找準“甜點”位置和避開斷裂復雜帶，單伽馬＋螺桿不能實現(xiàn)精準導向和精準控制。②井筒完整性差。扭、增方式和導向方式有局限，造斜段狗腿度超過15e/30 m，井眼光滑度差；采用P110鋼級、12.14 mm壁厚的油層套管強度不夠；連續(xù)加砂強度大，日施工4～5段，套管限壓高達95 MPa，易發(fā)生套管損壞。③沒有實現(xiàn)體積壓裂。采用籠統(tǒng)壓裂，均勻分段、全井段采用相同的壓裂參數(shù)，缺乏針對性；套管變形丟段多，砂堵、加砂難等復雜事故頻發(fā)，且不能有效處理；壓裂液體系、施工參數(shù)、分段工具未定型；縫網復雜程度不夠，多形成雙翼簡單裂縫。

圖2 第一輪水平井靶體設計示意圖

2.2 第二輪對設計和工程技術方案進行全面優(yōu)化

圖3 第二輪水平井靶體設計示意圖

針對第一輪實施過程中存在的問題，對水平井設計、鉆井工程、壓裂工程等方面進行了全面優(yōu)化（圖3）：①進行了水平井設計優(yōu)化，下沉靶體位置至五峰組—龍一11層。長寧區(qū)塊開始推行地質工程一體化地質建模和工程設計；威遠區(qū)塊開展水平井軌跡方位與最大主應力方向關系對比試驗。②進行了鉆井工程方案優(yōu)化，常規(guī)三維井眼軌跡調整為雙二維井眼軌跡。長寧區(qū)塊采用元素錄井＋自然伽馬＋旋轉導向，實施精準導向；威遠區(qū)塊開展壁厚12.5 mm、鋼級Q125V高強度套管試驗。③進行了壓裂工程方案優(yōu)化，依據(jù)儲層地質、工程特征，實施加密分段和差異化設計各段壓裂參數(shù)；開展不同類型支撐劑、壓裂液壓裂效果對比試驗；針對套變段的壓裂，形成暫堵球、縫內砂塞分段壓裂工藝。

第二輪產能建設實施效果明顯好于第一輪，Ⅰ類儲層鉆遇率大幅提升，鉆井復雜明顯減少，威204井區(qū)軌跡方位試驗取得明顯效果，測試日產量、第1年井均日產量、井均EUR都有所提高；長寧區(qū)塊套變段大幅減少，體積壓裂效果顯著提高；長寧區(qū)塊地質工程一體化高產井培育技術初步建立。但還存在以下幾點困難：①Ⅰ類儲層鉆遇率仍需提高。長寧地區(qū)地質工程一體化程度不高；威遠地區(qū)未實施地質工程一體化，且仍然采用自然伽馬＋螺桿的導向方式。②僅部分試驗井使用Q125V鋼級高強度套管。井眼軌跡仍然不夠光滑，壓裂強度和套管限壓仍然較高。③體積壓裂效果仍有待提高。地質工程一體化精細、差異化設計的水平不高；套管損壞仍然比較普遍，壓裂丟段時有發(fā)生，影響壓裂效果；缺乏根據(jù)微地震監(jiān)測實時調整壓裂方案的技術；威遠地區(qū)雖試驗了多種壓裂工藝，但工藝不成熟，效果未達到預期。

2.3 第三輪全面推廣地質工程一體化技術

針對第二輪實施過程中存在的問題，全面推廣地質工程一體化研究、一體化設計、一體化實施（圖4）。全面推行地質工程一體化精細建模，精準設計水平井軌跡和導向方案；拓展軌跡方位試驗；全面推廣地質工程一體化導向方案設計；全面采用元素錄井＋自然伽馬＋旋轉導向；推廣應用壁厚12.5 mm、鋼級Q125V高強度套管；地質工程一體化精細壓裂設計，差異化分段、個性化參數(shù)設計；采用前置膠液＋階梯排量施工工藝提高加砂量；應用微地震監(jiān)測實時調整施工參數(shù)；降低了壓裂施工強度和套管限壓。

圖4 基于地質工程一體化的壓裂設計圖

第三輪實施效果進一步提升，Ⅰ類儲層鉆遇率大幅提升，發(fā)展完善了水平井設計、鉆井和體積壓裂主體工藝技術，測試日產量、第1年井均日產量、井均EUR大幅提高；掌握了地質工程一體化研究、一體化設計、一體化實施的高產井培育方法；頁巖氣井Ⅰ類儲層鉆遇率、井筒完整性、體積改造效果顯著提升，單井產量、EUR大幅提高，奠定了大規(guī)模建產的基礎。但第三輪建產井還存在仍需改進的問題。在長寧區(qū)塊，天然裂縫發(fā)育段砂堵問題未根本解決，部分井生產過程中出砂，堵塞井筒，作業(yè)效率仍不理想。分析原因認為，壓裂工藝和液體不適應天然裂縫發(fā)育地層，壓裂及生產過程未考慮支撐劑回流的影響，工廠化程度仍需提高，作業(yè)流程可進一步優(yōu)化。在威遠區(qū)塊，Ⅰ類儲層鉆遇率為87%，仍有提升空間，套管變形率為18%，井筒完整性仍需提高，部分井最高產量返排率仍在25%以上，體積壓裂技術仍需要完善，主要原因是地質工程一體化三維模型精度和導向方案準確性需進一步提高，地應力復雜、深層、裂縫發(fā)育地區(qū)套管變形預防技術有待進一步攻關，高應力差地層體積壓裂技術還需完善。

3 成果與認識

通過示范區(qū)建設，在產能建設、主體技術、資源評價和體系建設4個方面取得了豐碩的成果，初步實現(xiàn)了有效開發(fā)，提高了勘探開發(fā)效果，落實了可工作有利區(qū)資源及分布，做好了上產的準備。

3.1 建成了25×108 m3的年產氣能力

示范區(qū)建成日產氣能力900h104m3、年產氣能力25h108m3，日產氣量700h104m3以上。2016年產氣23h108m3，歷年累計產氣超過60h108m3；2017年產氣25h108m3。在長寧區(qū)塊，單井井均測試日產氣量23h104m3，最高測試日產氣量43h104m3，井均首年日產氣量12h104m3，最高首年日產氣量21h104m3，井均累產氣量4 200h104m3，最高累產氣量1.05h108m3，井均EUR達1.13h108m3，最高 EUR達1.83h108m3。在威遠區(qū)塊，單井井均測試日產氣量17h104m3，最高測試日產氣量30h104m3，井均首年日產氣量8h104m3，最高首年日產氣量17h104m3，井均累產氣量2 800h104m3，最高累產氣量8 600h104m3，井均EUR達0.78h108m3，最高 EUR達1.32h108m3。

根據(jù)《中國石油天然氣集團公司建設項目經濟評價方法與參數(shù)》對已實施井進行經濟評價，內部收益率基本達到行業(yè)基準收益率要求。

3.2 掌握了有效開發(fā)的方法手段

四川盆地頁巖氣開發(fā)條件較北美差異大，經驗技術和開采模式不能簡單復制，通過引進、消化吸收、再創(chuàng)新，建立了適合四川盆地的頁巖氣勘探開發(fā)理論和技術體系：①形成了頁巖氣綜合地質評價技術，優(yōu)選的建產區(qū)層最有利，井位目標全部有效；②形成了頁巖氣開發(fā)優(yōu)化技術，建立的高效開發(fā)模式和水平井設計技術，較好地適應了川南地區(qū)復雜的地下、地面條件；③形成了多壓力系統(tǒng)和復雜應力條件下的長水平段叢式水平井優(yōu)快鉆井技術，實現(xiàn)了從打成到打好的轉變（圖5）；④形成的頁巖氣分段體積壓裂技術，定型配套了主體工藝，顯著地提高了單井產量；⑤形成了復雜山地水平井組工廠化作業(yè)技術，實現(xiàn)了資源共享、重復利用；⑥形成了頁巖氣高效清潔開采技術，形成具有頁巖氣特色的地面采輸技術和數(shù)字化氣田建設技術。

圖5 頁巖氣大偏移距三維叢式水平井組軌跡示意圖

推廣“六化”（井位部署平臺化、鉆井壓裂工廠化、工程服務市場化、采輸作業(yè)橇裝化、生產管理數(shù)字化、組織管理一體化）管理模式，降低了開發(fā)成本。具有頁巖氣特色的“六化”模式轉變了傳統(tǒng)的生產作業(yè)方式，在提升效率、降低成本方面發(fā)揮了巨大作用。同時，認真履行社會責任，依法合規(guī)實施頁巖氣開發(fā)，廣泛采用了與北美同步的成熟清潔開發(fā)技術，最大限度地保護了生態(tài)環(huán)境。

3.3 深化了資源評價

川南地區(qū)龍馬溪組頁巖儲層分布穩(wěn)定、厚度大，頁巖儲層品質優(yōu)、參數(shù)好，保存條件較好。根據(jù)構造、埋深、資源分布將川南地區(qū)劃分為長寧、威遠、瀘州和渝西等4個產能建設區(qū)塊，埋深4 500 m以淺、面積2.6h104km2，資源量超10h1012m3。其中：埋深3 500 m以淺、面積超5 000 km2，資源量2h1012m3；埋深 3 500～4 000 m、面積超8 000 km2，資源量4h1012m3；埋深 4 000～4 500 m、面積超10 000 km2，資源量 5h1012m3。

3.4 完成了體系建設

通過示范區(qū)建設實踐建立了三級管理機構，中國石油頁巖氣業(yè)務發(fā)展領導小組實施決策部署，川渝頁巖氣前線協(xié)調指揮部實施指揮協(xié)調，兩家油公司和兩家工程服務公司共同實施頁巖氣開發(fā)。完善了技術研發(fā)體系，聯(lián)合成立了“國家能源頁巖氣研發(fā)（實驗）中心”“頁巖氣評價與開采四川省重點實驗室”和“頁巖氣產業(yè)技術發(fā)展研究院”。經過10余年的實踐，圍繞頁巖氣勘探開發(fā)完成了技術研發(fā)體系建設，鍛煉了一批具有較高素質的頁巖氣技術研發(fā)和管理人才隊伍。完成了長寧、威遠“雙50億立方米”開發(fā)方案編制，優(yōu)化了生產運行組織方案，落實了建產所需的裝備和隊伍，做好了加快上產的各項準備工作。

4 結論

1）頁巖氣勘探開發(fā)歷經了評層選區(qū)、先導試驗、示范區(qū)建設3個階段，通過10余年的不斷探索，在四川盆地頁巖氣勘探開發(fā)已取得重大突破，當前邁入了新的發(fā)展時期，相信四川盆地頁巖氣產量將會進入一個新的高峰期。

2）示范區(qū)建設歷經三輪優(yōu)化調整，針對每輪存在的問題和困難，一輪一個臺階，設計不斷優(yōu)化，技術不斷進步，單井產量不斷提高，成本不斷下降，實現(xiàn)了頁巖氣規(guī)模有效開發(fā)，關鍵技術進步將助推頁巖氣快速發(fā)展。

3）示范區(qū)建成了25h108m3頁巖氣年產能力，初步實現(xiàn)了有效開發(fā)，掌握了有效開發(fā)的方法手段，提高了勘探開發(fā)效果，深化了資源評價，落實了可工作有利區(qū)資源及分布，完成了體系建設，做好了上產準備，四川盆地頁巖氣勘探開發(fā)黃金時代已經到來。

[ 1 ] 馬新華. 四川盆地天然氣發(fā)展進入黃金時代[J]. 天然氣工業(yè),2017, 37(2): 1-10.Ma Xinhua. A golden era for natural gas development in the Sichuan Basin[J]. Natural Gas Industry, 2017, 37(2): 1-10.

[ 2 ] 鄒才能, 董大忠, 王社教, 李建忠, 李新景, 王玉滿, 等. 中國頁巖氣形成機理、地質特征及資源潛力[J]. 石油勘探與開發(fā),2010, 37(6): 641-653.Zou Caineng, Dong Dazhong, Wang Shejiao, Li Jianzhong , Li Xinjing, Wang Yuman, et al. Geological characteristics, formation mechanism and resource potential of shale gas in China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2010, 37(6): 641-653.

[ 3 ] 馬新華. 天然氣與能源革命——以川渝地區(qū)為例[J]. 天然氣工業(yè), 2017, 37(1): 1-8.Ma Xinhua. Natural gas and energy revolution: A case study of Sichuan-Chongqing gas province[J]. Natural Gas Industry, 2017,37(1): 1-8.

[ 4 ] 陳新軍, 包書景, 侯讀杰, 毛小平. 頁巖氣資源評價方法與關鍵參數(shù)探討[J]. 石油勘探與開發(fā), 2012, 39(5): 566-571.Chen Xinjun, Bao Shujing, Hou Dujie & Mao Xiaoping. Methods and key parameters of shale gas resources evaluation[J]. Petroleum Exploration and Development, 2012, 39(5): 566-571.

[ 5 ] 謝曉永, 唐洪明, 王春華, 白蓉, 王自力. 氮氣吸附法和壓汞法在測試泥頁巖孔徑分布中的對比[J]. 天然氣工業(yè), 2006,26(12): 100-102.Xie Xiaoyong, Tang Hongming, Wang Chunhua, Bai Rong &Wang Zili. Contrast of nitrogen adsorption method and mercury porosimetry method in analysis of shale's pore size distribution[J]. Natural Gas Industry, 2006, 26(12): 100-102.

[ 6 ] 楊峰, 寧正福, 胡昌蓬, 王波, 彭凱, 劉慧卿. 頁巖儲層微觀孔隙結構特征[J]. 石油學報, 2013, 34(2): 301-311.Yang Feng, Ning Zhengfu, Hu Changpeng, Wang Bo, Peng Kai& Liu Huiqing. Characterization of microscopic pore structures in shale reservoirs[J]. Acta Petrolei Sinica, 2014, 34(2): 301-311.

[ 7 ] Freeman CM. A numerical study of microscale flow behavior in tight gas and shale gas[C]//SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 19-22 September 2010, Florence, Italy. DOI: http://dx.doi.org/10.2118/141125-STU.

[ 8 ] Shabro V, Torres-Verdin C & Sepehrnoori K. Forecasting gas production in organic shale with the combined numerical simulation of gas diあusion in kerogen, Langmuir desorption from kerogen surfaces, and advection in nanopores[C]//SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 8-10 October 2012, San Antonio,Texas, USA. DOI: http://dx.doi.org/10.2118/159250-MS.

[ 9 ] Kuila U, Prasad M, Derkowski A & McCarty DK. Compositional controls on mudrock pore-size distribution: An example from Niobrara Formation[C]//SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 8-10 October 2012, San Antonio, Texas, USA. DOI:http://dx.doi.org/10.2118/160141-MS.

[10] 熊偉, 郭為, 劉洪林, 高樹生, 胡志明, 楊發(fā)榮. 頁巖的儲層特征以及等溫吸附特征[J]. 天然氣工業(yè), 2010, 30(1): 113-116.Xiong Wei, Guo Wei, Liu Honglin, Gao Shusheng, Hu Zhiming& Yang Farong. Shale reservoir characteristics and isothermal adsorption properties[J]. Natural Gas Industry, 2010, 30(1): 113-116.

[11] 于炳松. 頁巖氣儲層孔隙分類與表征[J]. 地學前緣, 2013,20(4): 211-220.Yu Bingsong. Classification and characterization of gas shale pore system[J]. Earth Science Frontiers, 2013, 20(4): 211-220.

[12] 李武廣, 楊勝來. 頁巖氣開發(fā)目標區(qū)優(yōu)選體系與評價方法[J].天然氣工業(yè), 2011, 31(4): 59-62.Li Wuguang & Yang Shenglai. An optimal system and evaluation methods of ranking shale gas development prospective zones[J].Natural Gas Industry, 2011, 31(4): 59-62.

[13] 陳尚斌, 朱炎銘, 王紅巖, 劉洪林, 魏偉, 方俊華. 川南龍馬溪組頁巖氣儲層納米孔隙結構特征及其成藏意義[J]. 煤炭學報, 2012, 37(3): 438-444.Chen Shangbin, Zhu Yanming, Wang Hongyan, Liu Honglin, Wei Wei & Fang Junhua. Structure characteristics and accumulation significance of nanopores in Longmaxi shale gas reservoir in the southern Sichuan Basin[J]. Journal of China Coal Society, 2012,37(3): 438-444.