斜坡型強非均質頁巖氣藏高效開發技術
——以川南威遠地區龍馬溪組頁巖氣藏為例

王治平 張 慶 劉子平 李彥超 李宜真 何 封 趙 晗

1.中國石油集團川慶鉆探工程有限公司 2. 中國石油集團川慶鉆探工程有限公司頁巖氣勘探開發項目經理部

0 引言

中國頁巖氣資源豐富，可采資源量達21.8×1012m3，位居世界前列。2000年以來，國內眾多研究機構以老井復查、區域地質調查工作為基礎，在四川盆地及其周緣開展了地質淺井、參數井、評價井的鉆探和地震勘探工作；2009年中國第1口頁巖氣井W201井開鉆并壓裂獲氣，實現了中國頁巖氣開發的首次突破；2012年在四川盆地南部建立長寧—威遠國家級頁巖氣示范區；2014年正式啟動威遠國家級頁巖氣示范區10×108m3產能建設[1-2]。然而，由于威遠地區龍馬溪組頁巖具有有機質成熟度高、Ⅰ類儲層厚度薄、儲層非均性強、地應力條件復雜并且差異大等特點[3-5]，頁巖氣高效開發面臨著鉆井周期長[6]、形成復雜縫網的難度大[7-11]、單井投資高及單井產量低[12-14]等難題，簡單“復制”北美地區頁巖氣的成熟開發技術，難以實現威遠頁巖氣的規模效益開發[15-16]。

為此，經過多年的技術創新、科技攻關與生產實踐，形成了“1套理論、4項關鍵技術”，即創新形成斜坡型頁巖氣藏差異富集理論，建立了頁巖壓裂縫網動態擴展預測模型，形成了區帶評價與甜點優選技術、頁巖氣井生產動態預測技術、窄箱體水平井高效導向鉆井技術、強非均質頁巖儲層體積壓裂優化技術4項頁巖氣高效開發關鍵技術，豐富了我國海相頁巖氣地質富集理論，完善了頁巖氣高效開發技術系列，有效地支撐了威遠國家級頁巖氣示范區的高效建成。

1 威遠地區頁巖氣高效開發面臨的難題

1.1 經過多期構造運動，區域地質條件復雜

威遠頁巖氣田開發層位為上奧陶統五峰組—下志留統龍馬溪組，沉積環境為古陸和古隆起影響下的上揚子地臺被動大陸邊緣陸棚環境，具有地質年代老、多期構造運動改造、埋藏較深、有機質熱演化程度高、優質頁巖有效厚度薄、保存條件復雜等特征。與北美地區頁巖氣田構造單一、優質頁巖有效厚度大、保存條件好等特征存在著較大的差異。

1.2 頁巖儲層準確刻畫難度大，高產井主控因素不明確，北美地區頁巖氣甜點優選方法出現不適應性

由于勘探程度較低，威遠頁巖氣的早期評價井井控程度低（165 km2/口），單井氣產量差異大，同平臺井的氣產量甚至相差3～4倍。中國石油川慶鉆探工程有限公司（以下簡稱川慶鉆探）在威遠區塊的第一輪35口建產井開發效果整體較差，井均測試氣產量為14.31×104m3/d，井均估算最終開采量（EUR）僅0.69×108m3。通過早期開發，初步認識到威遠頁巖氣儲層非均質性強，對頁巖儲層的準確刻畫難度大，同時，影響頁巖氣水平井產量的因素多達20余項，對高產井的主控因素不明確。而北美地區頁巖氣井的產能主控因素與威遠頁巖氣井存在較大差異，相應的甜點優選方法在威遠頁巖氣的開發過程中出現了不適應性。

1.3 頁巖氣井產能預測精度低

影響頁巖氣井生產動態的因素多，導致氣井產能預測難度大。根據頁巖氣井的全生命周期生產動態特征，頁巖氣井的遞減特征在生產初期存在明顯差異，采用單一產量遞減分析方法難以實現對頁巖氣井生產動態的準確預測。同時，受多尺度裂縫的影響，使頁巖氣井的產能預測面臨較大挑戰。

1.4 窄箱體頁巖精準導向鉆井速度慢，優質頁巖儲層鉆遇率低

威遠地區頁巖儲層最優靶體厚度介于3～7 m，并且橫向變化大，井眼軌跡控制難度大；亞分辨率斷層、微幅構造發育，易造成脫靶，箱體鉆遇率降低10%左右；鉆具在長水平段鉆進時受到的摩擦阻力（以下簡稱摩阻）大、鉆壓傳遞困難，導向儀器故障率高，影響鉆進效率。在前期的鉆井中，在龍馬溪組的平均機械鉆速介于4～5 m/h、單趟進尺不足500 m，單井在龍一11層的鉆遇率平均僅為68.8%。

1.5 壓裂形成復雜縫網難度大

威遠區塊頁巖儲層水平應力差大于15 MPa，壓裂形成復雜縫網的難度大，微地震監測結果顯示壓裂縫網復雜程度系數僅介于0.16～0.22。受儲層非均質性與天然裂縫發育不均衡的影響，壓裂裂縫多數表現為非均勻擴展，生產測井解釋結果顯示30%左右的射孔簇貢獻了60%以上的氣產量。第一輪35口建產井平均加砂強度僅為1.3 t/m，并且砂堵率高。

2 斜坡型頁巖氣藏差異富集理論

2.1 沉積選區

在五峰組—龍馬溪組沉積時期，四川盆地位于上揚子地臺被動大陸邊緣，夾在樂山—龍女寺、黔中、雪峰山三大古隆起之間，向北與秦嶺相通，呈“三隆夾一坳”的古地理格局。威遠地區發育以富含有機質的碳質筆石頁巖為主的深水陸棚相沉積，其中富有機質硅質泥棚微相是有利沉積微相，沉積產物以黑色碳質頁巖為主，局部為夾暗色塊狀粉砂質泥巖，沉積構造以水平層理、塊狀層理為主，富含筆石化石，常見硅質海綿骨針和放射蟲，具有低能、還原及低速欠補償的深水沉積特征。古地貌恢復分析結果表明，威遠地區五峰組—龍馬溪組沉積時期陸棚斜坡上發育三級地貌臺階和兩處低幅隆起，在低幅隆起處頁巖厚度減薄并且儲層品質較差，隆起兩側洼陷區頁巖厚度大并且品質好（圖1）。靶體甜點位于龍一11層，該小層縱橫向展布特征存在明顯差異；威遠地區龍一11層可劃分出7個測井響應特征層，僅在W10-2井區發育完整，在其他井區均有所缺失（圖2），表明在陸棚沉積環境的大背景下，沉積微環境仍有差異。總體看來，W202井—W204井龍一11層厚度較大，并且底部發育富有機質硅質頁巖層段，為當時局部沉積中心（圖1、2）。古地貌控制了頁巖有利沉積相帶的發育，進而影響頁巖氣富集區的分布。

圖1 威遠地區五峰組—龍馬溪組地層沉積模式圖

圖2 威遠地區W201井—W205井測井連井剖面圖

2.2 構造分帶

威遠頁巖氣田位于四川盆地樂山—龍女寺加里東古隆起西南部，區域內地面/地腹構造格局基本一致，整體表現為“隆凹相間、西北高東南低、構造軸線北東東展布”的特征。威遠地區下志留統龍馬溪組地層經歷多期構造運動，大斷層雖然不發育，但小、微斷層數量多，利于裂縫發育帶的形成。根據構造部位和地層傾角，將威遠頁巖氣田劃分為頂部平緩帶、翼部傾斜帶和近洼平緩帶。其中，W201井區龍馬溪組地層傾角較小，介于1°～3°，為頂部平緩帶；W202井區龍馬溪組地層傾角介于5°～11°，W204井區西北部龍馬溪組地層傾角介于3°～9°，為翼部傾斜帶；W204井區東南部構造相對平緩，埋深逐漸增大，為近洼平緩帶（圖3）。在上述3個區帶中，翼部傾斜帶微裂縫發育，對利于頁巖氣井獲得高產，但也是套變和壓竄的高發區。總體看來，微幅度構造控制了微裂縫體系的差異化發育，為頁巖氣富集提供了有利儲集條件。

圖3 威遠地區龍馬溪組頁巖氣藏構造帶劃分圖

2.3 保存控藏

四川盆地五峰組—龍馬溪組黑色頁巖沉積后經歷了加里東晚期的華夏板塊碰撞擠壓造山、燕山期以來的江南—雪峰持續陸內造山、喜馬拉雅期印度板狀向北沖擠的三重構造運動作用，使頁巖氣藏受到強烈改造，進而影響頁巖氣的保存條件，主要涉及斷層、目的層與剝蝕線的距離、埋深及頂底板條件等方面。斷層越少并且其規模越小、距離剝蝕區越遠、埋藏越深、頂底板越致密，頁巖氣藏的保存條件則越好。威遠頁巖氣田五峰組—龍馬溪組儲層埋深主要介于1 500～4 000 m，呈西北淺、東南深的趨勢，區內大部分儲層埋深在3 500 m以淺，為頁巖氣勘探的有利區域。五峰組—龍一段頁巖氣層頂底板分布穩定、巖性致密，對頁巖氣的封堵保存有利。勘探開發結果表明，W202井區五峰組—龍馬溪組底部頁巖儲層厚度、TOC、孔隙度、滲透率、天然裂縫發育程度、含氣量、脆性指數等地質工程參數接近，氣井地層壓力系數與埋深呈正相關關系，單井測試氣產量與地層壓力系數也呈明顯正相關關系（圖4）。

圖4 W202井區地層壓力系數與單井測試氣產量散點圖

2.4 斜坡型頁巖氣藏差異富集模式

頁巖氣藏源儲一體，頁巖氣分布不受構造圈閉控制。威遠頁巖氣田沉積環境為被動大陸邊緣陸棚斜坡，古地貌呈凸洼相間的格局，并且多期構造交錯分布。如圖5所示，中間W202井、W10-2井、W204井的測試氣產量（分別為21.40×104m3/d、22.37×104m3/d、16.50×104m3/d）明顯大于兩側W201井、W205井（分別為1.30×104m3/d、2.60×104m3/d）。可以看出，洼陷區控制了頁巖最有利沉積相帶的分布，位于翼部傾斜帶的頁巖儲層裂縫發育，局部儲滲能力得到提升，剝蝕線、斷裂帶邊界則控制了頁巖氣藏的規模。

圖5 威遠地區W201井—W205井地層剖面圖

3 威遠頁巖氣田高效開發關鍵技術

3.1 區帶評價與甜點優選技術

3.1.1 區帶評價技術

基于沉積相帶預測結果、構造區帶劃分結果及頁巖氣井試氣結果，建立威遠頁巖氣田區帶評價標準（表1）。在此基礎上，落實工區內核心建產區面積為165 km2，相應頁巖氣儲量為1 300×108m3，高產井（測試氣產量大于20×104m3/d）鉆井成功率超過80%，證實該評價標準科學合理。

表1 威遠頁巖氣田區帶評價參數統計表

3.1.2 甜點優選技術

基于地質、生產測井、鉆井、試氣等資料，建立氣井各產層段氣產量與TOC、脆性指數、孔隙度、含氣量、全烴值等參數的關系式，并且得到相應判定系數（R2）；選取相關性較高的5個參數（TOC、孔隙度、脆性指數、含氣量、全烴值），對R2進行歸一化處理，從而得到上述5個參數的單項權重系數；基于威遠頁巖氣田儲層參數分類評價標準（表2），對上述5個參數進行分類評價，并且確定相應分值（針對Ⅰ類儲層，各單項分值均為1.0；針對Ⅱ類儲層，均為0.7；針對Ⅲ類儲層，均為0.4），然后根據式（1），計算儲層綜合品質系數（ZQ）。若ZQ≥0.85，則為Ⅰ類儲層；若0.85＞ZQ≥0.6，為Ⅱ類儲層；若ZQ＜0.6，為Ⅲ類儲層。

表2 威遠頁巖氣田儲層分類評價標準表

ZQ計算式為：

式中WTOC、Wpor、Wqall、Wbrit和Wtg分別表示TOC、孔隙度、含氣量、脆性指數、全烴值對應的分值。

通過對頁巖儲層綜合品質進行評價，縱向上選取龍一11層中下部富有機質硅質頁巖為最優靶體甜點。

3.2 窄箱體水平井高效導向鉆井技術

3.2.1 地質工程一體化導向技術

由于地震資料分辨率低，并且基于隨鉆測井數據的儲層解釋結果誤差大，并且多解性強，增加了井軌跡控制難度。為了提高優質儲層鉆遇率，形成一套頁巖氣水平井地質工程一體化導向技術。

3.2.1.1 地質導向跟蹤技術及管理

通過該項技術，可以進行儲層地質屬性識別和小層精細劃分，以及實鉆井軌跡在箱體中位置的正確確認、預測及軌跡精細控制。針對優質頁巖儲層厚度薄、識別困難及橫向變化大的問題，創新形成“近鉆頭方位伽馬成像系統＋元素錄井＋鉆井”地質工程一體化地質導向跟蹤技術，實時跟蹤、調整井眼軌跡，確保箱體鉆遇率。以提高水平井在優質頁巖儲層的鉆遇率為重心，推行以“地質導向工程師為核心”“定向工程師聽從地質導向工程師指令、鉆井工程師聽從定向工程師指令、泥漿工程師聽從鉆井工程師指令”的工作機制，責任明確，協調配合，整體聯動，從而確保技術措施的時效性。

3.2.1.2 地質導向軟件系統平臺

形成了具有自主知識產權的水平井地質導向軟件系統平臺，包括隨鉆測井與錄井數據同步實時采集系統、水平井地質導向應用系統、水平井井眼軌跡投影于地震數據體的實時展示系統3套系統軟件。

3.2.2 頁巖氣井長水平段高效鉆井技術

在PDC鉆頭優選的基礎上，創建了以“旋轉導向＋動力鉆具＋特殊錄井”為核心的高效導向鉆井模式，根據不同旋轉導向工具的特性，配套專用螺桿、鉆具組合及合理的鉆井參數，使頁巖氣井在水平段的機械鉆速和單趟鉆進尺均提升45%以上。該項技術的應用使頁巖氣水平井的鉆井效率和質量大幅提升，儲層段機械鉆速達到11.25 m/h，單趟進尺平均為1 263 m，水平段延伸能力突破3 000 m，優質頁巖儲層鉆遇率提升至97.2%。

針對長水平段滑動鉆進摩阻大、機械鉆速慢、軌跡控制難問題，通過研制關鍵工具，優化井眼軌跡和鉆具組合，形成了長水平段“鉆柱扭擺＋水力振蕩器”綜合降阻滑動導向技術，使常規導向鉆井滑動摩阻降低30%以上，機械鉆速提高約40%，有效降低了作業成本。

3.2.3 頁巖氣井鉆井提速模板

威遠頁巖氣田地表疏松、成巖性差；中部井段鉆遇地層壓力系統復雜，鉆井過程中容易發生井漏井噴，并且部分地層可鉆性差，井眼軌跡控制難度大；由于龍馬溪組頁巖脆性指數高，鉆井易發生破碎性垮塌、井漏，加上斷層發育、地層傾角變化大，獲得高儲層鉆遇率的難度大。

針對鉆井面臨的難點問題，根據地層特點優化、完善了分層段快速鉆井技術。針對一開，采用氣體鉆井和清水強鉆來防治表層井漏，降低環保風險；針對二開，采用“個性化PDC鉆頭＋高效螺桿”全程復合鉆進提速，定型多種軌跡剖面以適應不同叢式水平井的部署需求；針對三開，由于旋轉地質導向使用率超過了95%，實現了優質頁巖儲層的精準識別和追蹤，結合強封堵油基鉆井液的應用，保障了井壁的穩定性。另外，依托大數據和鉆井知識庫，根據單井地質工程特征，進一步優化鉆井參數、鉆井液密度、鉆具組合等，使一井一策快速形成，從而實現鉆井技術水平的快速提升。

建立頁巖氣井鉆井提速模板（表3），并且進行推廣應用，使川慶鉆探在威遠區塊的平均鉆井周期由83.17 d縮短至55.60 d，最短鉆井周期達到了27.60 d，平均機械鉆速接近10 m/h，在儲層段的一趟鉆完成率超過20%，平均單趟鉆進尺提高一倍，助力了該區塊頁巖氣的規模效益開發。

表3 威遠區塊頁巖氣井鉆井提速模板參數統計表

3.3 強非均質頁巖儲層體積壓裂優化技術

3.3.1 壓裂縫網動態擴展預測模型

建立了頁巖壓裂縫網動態擴展預測模型（A-FNPM），實現了對壓裂縫網改造區幾何尺寸、儲層增產改造體積（SRV）、有效改造體積（ESRV）與支撐裂縫面積（PFA）等關鍵評價指標的定量預測，為壓裂方案優化設計提供支撐[18-20]。采用該模型預測的壓裂縫網改造區面積與微地震解釋結果的符合率平均為86.3%，求解速度提升157.9%。

3.3.2 “長段短簇＋暫堵勻擴＋控液增砂”壓裂技術

長段短簇的含義為增加壓裂段長度與射孔簇數、縮短簇間距、采用限流壓裂優化段內總孔數。暫堵勻擴的含義為采用“暫堵劑＋暫堵球”復合暫堵方式，實現縫網均勻擴展。控液增砂的含義為提高加砂強度，通過提升多尺度裂縫中支撐劑的鋪置濃度來提升裂縫導流能力。

3.3.2.1 地質工程一體化壓裂方案設計優化方法

為了最大化動用頁巖氣儲量，首先，基于氣井生產動態反演獲取指定生產年限下頁巖氣井控制儲量半徑，進而確定最優簇間距介于9～12 m；采用壓裂縫網動態擴展預測模型，基于最優簇間距，模擬不同壓裂段長度下的壓裂縫網改造區域面積，結果表明壓裂段長度為90 m左右時縫網改造區域面積及ESRV均最大；根據微地震實時監測結果，在總液量規模的75%左右實施暫堵的效果最好，且采用暫堵球＋暫堵劑方式的暫堵效果優于使用單一暫堵材料的方式；根據裂縫導流能力實驗結果及壓裂縫網擴展預測結果，對最優加砂強度及用液強度進行優化，從而實現壓裂方案設計的優化。在此形成了考慮地質工程一體化的壓裂方案設計優化工作流程（圖6），實現了對壓裂段長度、簇間距、射孔數、用液強度、加砂強度、暫堵時機等9項關鍵參數的優化，以確保平臺控制頁巖氣儲量的最大動用，使壓裂改造效果得到大幅度提升。

圖6 威遠地區龍馬溪組頁巖氣藏地質工程一體化壓裂方案設計優化流程圖

3.3.2.2 方法應用效果

長段短簇試驗井28口，平均壓裂段長度為90 m，平均簇間距為10.7 m，平均測試日產氣量達35.6×104m3。形成了暫堵轉向優化設計工作流程及方法，進而對456段進行了暫堵時機與暫堵材料用量的調整與優化，將暫堵壓力從2.7 MPa增至5.8 MPa，提高了115%。將壓裂試驗井平均加砂強度增至2.7 t/m，石英砂比例介于70%～80%。液體攜砂效率大幅提升，加1 t砂的用液量由2019年15.3 m3降至目前10.1 m3，降低34%。線性膠使用比例由5.1%降至3.4%，減輕了其對頁巖儲層的吸附滯留傷害。

3.4 頁巖氣井生產動態預測方法與影響頁巖氣井EUR的主控因素分析

形成了頁巖氣井生產動態預測方法，提升了氣井產量預測精度與計算效率，明確了影響頁巖氣井產能的主控因素，為頁巖氣藏的高效開發提供支撐。

3.4.1 基于廣義回歸神經網絡（P-GRNN）的頁巖氣井生產動態預測方法

為了有效規避頁巖氣井的生產數據質量參差不齊、頁巖氣滲流機理復雜、常規動態分析方法適用條件受限等問題，形成了基于廣義回歸神經網絡（P-GRNN）的預測方法（以下簡稱P-GRNN方法）進行頁巖氣水平井產量遞減分析，進而預測氣井EUR。該方法適用于處于開發中期的頁巖氣藏氣井生產動態預測，開發井達到了一定數量，從而能夠保證預測精度。基于威遠區塊103口頁巖氣井的完井數據及生產數據，優化光滑因子，對氣井生產動態進行20年預測，預測結果符合率達到94.8%～95.2%。

3.4.2 基于改進的嵌入式離散裂縫模型的頁巖氣井生產動態預測方法

通過嵌入式離散裂縫處理方法構建人工縫網，將其與頁巖氣藏地質模型耦合，生成包含多尺度離散裂縫的頁巖氣藏數值模擬模型；結合由RTA動態分析軟件反演的水力裂縫參數（裂縫長度、寬度、高度與導流能力），通過反復調整數值模擬模型參數，對頁巖氣井生產歷史進行多次擬合，直至達到擬合精度要求，從而獲得可靠的模擬模型[21]；在此基礎上，預測頁巖氣井生產動態，從而獲得EUR。基于改進的嵌入式離散裂縫模型（i-EDFM）的頁巖氣井生產動態預測方法（以下簡稱i-EDFM方法）需要建立在具備精細地質模型與壓裂縫網模型的基礎上，該方法的應用可以使頁巖氣井生產動態預測結果符合率大于95%。

上述兩種方法的預測精度均能夠滿足生產需要。P-GRNN方法基于已有生產數據，進行訓練后獲取數據特征，進而開展預測，該方法不需要進行繁雜的地質建模及歷史擬合工作，操作簡便、計算效率較高。在傳統數值模擬模型基礎上，i-EDFM方法能夠有效處理復雜水力裂縫與天然裂縫網絡，從而使數值模擬模型能夠用于考慮井間干擾影響的頁巖氣井開發效果分析，從而對后續壓裂作業進行優化。根據不同的應用需求，選擇適宜的方法來預測頁巖氣井生產動態，再進行后續措施的優化。

3.4.3 影響頁巖氣井EUR的主控因素

應用廣義回歸神經網絡方法從26項地質工程因素中選出6項影響頁巖氣井EUR的主控因素，3項地質因素為龍一11儲層厚度、壓力系數、總含氣量，3項工程因素為射孔簇數、加砂強度、壓裂水平段長度。根據影響頁巖氣井EUR的地質工程主控因素的權重（圖7），可以看出能夠提升核心建產區單井EUR的措施主要為增加射孔簇數、加砂強度及壓裂水平段長度3項，用液強度與陶粒占比增加20%使單井EUR的增幅相對較小（小于10%）（圖8）。

圖7 影響單井EUR的地質工程因素權重分布圖

圖8 影響單井EUR的地質工程主控因素敏感性分析圖

4 現場應用效果

通過對井位部署、鉆井、壓裂等參數進行優化調整（表4），平均單井測試氣產量、儲層鉆遇率（龍一11層）、EUR等參數較之初期均提升40%～70%。截至2020年12月31日，川慶鉆探在威遠頁巖氣田累計生產天然氣66.8×108m3，較之2019年，2020年天然氣年產量增加3.9×108m3，增幅達19.4%；2020年10月，頁巖氣日產量達900×104m3，支撐了我國首個“萬億立方米儲量百億級產量”頁巖氣田的建設。

2020年，川慶鉆探在威遠頁巖氣田核心建產區完成49口井的試氣，測試氣產量平均達29.7×104m3/d，較2019年提升21.1%，其中WH34平臺8口井累計測試氣產量達475×104m3/d，是國內首個頁巖氣“四百萬立方米”平臺。

5 結論

1）創新提出古隆起背景下“沉積選區、構造分帶、保存控藏”的斜坡型頁巖氣藏差異富集理論，形成多期構造疊加海相頁巖氣區帶評價與甜點優選技術，明確了縱向上最優靶體為龍一11層中下部富有機質硅質頁巖，落實核心建產區面積為165 km2，該區域部署井井均測試日產氣量達到27×104m3、EUR超過 1.1×108m3。

2）形成以地質工程一體化導向技術、長水平段高效鉆井技術為核心的窄箱體水平井高效導向鉆井技術，并且建立頁巖氣井鉆井提速模版，鉆井周期較之前期縮短約33.1%，優質頁巖儲層鉆遇率提升至97.2%，水平段延伸能力突破3 000 m。

3）基于壓裂縫網動態擴展模型，形成強非均質頁巖儲層體積壓裂優化技術，實現了對壓裂縫網改造區幾何尺寸、SRV、ESRV與PFA等關鍵評價指標的定量預測，加砂強度由1.3 t/m增至2.7 t/m，提升了改造效果。

4）影響威遠頁巖氣井產能的主控因素包括龍一11儲層厚度、壓力系數、總含氣量、射孔簇數、加砂強度、壓裂水平段長度6項。采用基于廣義回歸神經網絡與改進的嵌入式離散裂縫模型的頁巖氣井生產動態預測方法，使頁巖氣井生產動態預測結果符合率接近甚至超過95%。