盆外山地淺層頁巖氣經濟有效開發對策探索

何 勇 李 林 劉 成 王建君 芮 昀

中國石油浙江油田公司

0 引言

“十二五”以來中石油、中石化在我國南方地區成功開發了埋深介于2 000～3 500 m的中深層超壓頁巖氣藏，目前正在攻關埋深超過4 000 m的超深層頁巖氣藏[1-4]。而對于埋深2 000 m以淺，特別是埋深1 000 m以淺，又處于盆地外圍或者盆地邊緣構造強改造區的淺層頁巖氣藏，一般都認為其具有“三低一差”（低含氣量、低壓力、低產量、保存條件差）的特點，國內尚無成功開發的先例[5]。2017年中國石油浙江油田公司先后在四川盆地周緣昭通國家級頁巖氣示范區（以下簡稱昭通示范區）內太陽背斜構造上的2口老井針對淺層頁巖儲層（垂深小于1 000 m）進行壓裂試氣求產，獲得了工業氣流，在國內淺層頁巖氣領域實現了零的突破[6-7]。2018年2月，國內第一口淺層頁巖氣水平井——Y102H1-1井返排試氣日測試產量達6.25×104m3，太陽區塊淺層頁巖氣藏開發方案編制工作同步啟動。本文旨在分析太陽區塊淺層頁巖氣獨特的成藏特點，進而探索盆外山地淺層頁巖氣經濟有效開發的技術對策，以期為淺層頁巖氣的有效開發提供參考和借鑒。

1 太陽背斜淺層頁巖氣成藏地質背景

太陽區塊位于昭通示范區筠連—威信頁巖氣勘查區塊東北部，地理位置屬于四川省瀘州市敘永縣、古藺縣境內，區塊面積約585 km2。研究區地處滇黔北地區，位于四川盆地南緣、云貴高原北麓。地表以云貴高原山地—丘陵地貌為特征，山高谷深、平地少。整個地勢東高西低、南陡北緩，地面海拔介于400～1 650 m，最大相對高差約1 000 m。區域構造上屬于揚子地塊構造域西南邊緣的滇黔北坳陷，主體位于威信凹陷的中西部區域[8]，由一個大型復向斜背景上的太陽背斜與云山壩向斜所組成。

太陽背斜構造軸部志留系地層已出露，翼部由二疊系、三疊系—侏羅系地層組成。研究區發育了3套烴源巖，自下而上分別為下寒武統筇竹寺組頁巖、下志留統龍馬溪組頁巖和上二疊統樂平組煤系泥巖，處于大型復向斜中的太陽背斜構造形成了3套含油氣系統，由此形成了包含下寒武統龍王廟組（?1l）破壞型局部殘存石灰巖、白云巖巖性—構造常規氣藏，上奧陶統五峰組—龍馬溪組（S1l）連續整裝頁巖氣藏，下志留統石牛欄組（S1s）普遍含氣局部富集常規裂縫氣藏以及樂平組（P3l）翼部殘存煤層氣藏的頁巖氣、常規氣、煤層氣“三氣”復式成藏模式，如圖1所示。因此，3種類型的天然氣藏在太陽背斜構造具備立體勘探、整體評價、綜合開發的潛力，其中五峰組—龍馬溪組頁巖氣藏連續整裝、規模大，是本文探討的主要對象。

圖1 太陽背斜頁巖氣、常規氣、煤層氣“三氣”復式成藏模式圖

2 太陽背斜淺層頁巖氣藏賦存特點

2.1 儲層特征

與已實現規模開發的長寧向斜型頁巖氣藏[9]、昭通黃金壩斜坡型頁巖氣藏不同[10]，太陽淺層頁巖氣藏為背斜型，與礁石壩頁巖氣藏有著一定的相似性[9,11]，但其五峰組—龍馬溪組頁巖氣儲層又具有以下特點。

1）埋藏淺、面積較大的背斜構造。研究區整體上呈現“三洼夾一隆”的形態，其中太陽背斜構造面積較大，受近東西向、南北向三組較大型逆沖、走滑斷裂控制，為一個較大型的長軸背斜構造。背斜構造形態完整，五峰組—龍馬溪組經歷抬升變淺，五峰組底界埋深范圍介于500～2 000 m，其中埋深1 500 m以淺的范圍約占63%，主體上屬于淺層氣范疇（圖2）。

圖2 研究區五峰組底界埋深圖

2）儲層富含有機質、孔縫發育。研究區在五峰期—龍馬溪期以深水陸棚相為主（圖3），是頁巖氣富集的有利相帶[12]。該地區水體相對較深，有機質豐度相對較高。巖心分析結果表明，五峰組—龍一1亞段平均總有機碳含量（TOC）介于1.89%～9.01%，其中龍一11小層TOC含量最高，介于3.32%～9.01%，平均為5.52%。整體而言具有較好的頁巖氣生烴條件。掃描電鏡觀察顯示，研究區五峰組—龍馬溪組頁巖儲層儲集空間類型復雜多樣（圖4）。低溫N2吸附實驗測試計算結果表明，五峰組—龍一1亞段孔隙度平均值在5%左右（表1），孔隙類型以2 nm＜d＜50 nm的介孔為主，占總孔體積的87.32%（圖5），頁巖儲層比表面積和孔體積均較大，有利于頁巖氣的吸附[13-14]。

圖3 滇黔北地區龍一1亞段沉積相圖

圖4 研究區Y105井龍一13小層（井深1 685.95 m）頁巖氬離子拋光掃描電鏡照片

圖5 Y105井龍一1亞段頁巖孔徑分布統計圖

表1 五峰組—龍一1亞段孔隙度統計表

3）儲層含氣性較好，微超壓。研究區五峰組—龍一1亞段頁巖儲層整體上含氣性較好，實測含氣飽和度介于43.83%～79.30%，平均為57.28%?？v向上以龍一11小層為最優，該小層含氣飽和度介于59.08%～84.88%，平均近79.3%（表2）；實測含氣量介于1.31～6.18 m3/t，平均為3.03 m3/t；測井含氣量介于3.30～5.51 m3/t，平均為4.27 m3/t。儲層壓力系數介于1.25～1.62（表3），表現為微超壓—超壓的特征[15]。

表2 五峰組—龍一1亞段實測TRA含氣飽和度統計表

表3 五峰組—龍一1亞段壓力系數統計表

4）Ⅰ＋Ⅱ類儲層厚度較大。根據中國石油天然氣股份有限公司（以下簡稱中國石油）四川盆地五峰組—龍馬溪組頁巖儲層分類評價標準[16]，繪制了研究區主要評價井五峰組—龍一1亞段Ⅰ+Ⅱ類儲層評價連井圖（圖6）。研究區Ⅰ類儲層主要分布在五峰組和龍一11小層、龍一12小層，Ⅰ類儲層厚度較厚；龍一13小層和龍一14小層以Ⅱ類儲層為主，厚度較小。整個研究區Ⅰ+Ⅱ類儲層厚度介于25～40 m。

圖6 研究區Ⅰ+Ⅱ類儲層評價連井圖

5）脆性礦物含量高、水平應力差較小，儲層可壓性較好。研究區五峰組—龍一1亞段頁巖脆性礦物（石英、長石、碳酸鹽礦物等）含量均大于65%，平均為70.2%，與長寧（76.5%）、威遠（75.5%）、黃金壩（76%）相近，具有較好的可壓裂性[17-18]。研究區五峰組—龍一1亞段實測脆性礦物含量特征表現為：縱向上整體較好，并且具有從下至上逐漸減小的特點，其中，脆性礦物含量：龍一11小層＞五峰組＞龍一12小層＞龍一13小層＞龍一14小層。根據壓裂數據獲取的單井實測地應力值，研究區最大主應力介于24.2～51.8 MPa，最小主應力介于16.0～38.1 MPa，水平應力差介于4.0～13.7 MPa（表4），有利于形成較為復雜的縫網[19]。

表4 研究區及鄰區地應力實測結果統計表

2.2 氣藏特征

同一小層背斜頂部伴有破壞殘存的常規氣聚散特征，即游離氣含量相對稍高、吸附氣含量稍低、孔隙度高、含氣飽和度高、壓力系數低。統計8口井的測井解釋結果表明，頁巖儲層吸附氣量介于1.34～2.53 m3/t,游離氣含量介于1.96～2.98 m3/t，總含氣量介于3.30～5.51 m3/t。從構成看，吸附氣占比介于38.29%～49.06%，游離氣占比介于50.94%～61.71%，總體以游離氣為主，但吸附氣占比明顯高于中深層頁巖氣，并且隨埋深的增加，游離氣占比有減小的趨勢（圖7）。

圖7 研究區評價井測井含氣量統計圖

氣藏保存條件頂差翼好。太陽背斜頂部五峰組—龍馬溪組頁巖氣藏的直接蓋層巖性是下志留統石牛欄組和韓家店組致密泥灰巖，封蓋質量較好，直接蓋層上覆的上二疊統及以上地層缺失或減薄對于太陽區塊頁巖氣的保存有一定的影響。背斜翼部蓋層除了下志留統石灰巖地層外，其上的三疊系和侏羅系地層對頁巖氣藏的保存更為有利（圖8）。較之于黃金壩井區五峰組—龍馬溪組頁巖氣藏2.0的壓力系數，太陽頁巖氣藏在喜馬拉雅期整體抬升剝蝕，推算太陽背斜頂部壓力損失大于40%，向斜壓力損失大于20%。

圖8 滇黔北評價井連井剖面圖（志留系頂部拉平）

頁巖氣藏整裝規模大、規模建產穩產資源潛力較大。按照原國土資源部《頁巖氣資源/儲量計算與評價技術規范：DZ/T 0254—2014）》[20]儲量計算標準下限及中國石油頁巖氣有利區優選標準，結合研究區關鍵地質邊界（斷層、尖滅、剝蝕等）和地表條件復雜程度，優選可建產區面積276 km2計算頁巖氣探明儲量超1 000×108m3，各井區儲量豐度接近川南長寧、威遠頁巖氣區塊。

從總體上來看，太陽構造五峰組—龍馬溪組頁巖氣具有富集、成藏規模較大的特點。

3 試采特征分析

截至2020年底，研究區已建成8×108m3/a生產規模，投產頁巖氣水平井65口、直井2口。其中工區內第一口水平井——Y102H1-1井目的層埋深介于776～795 m，水平段長度為745.4 m，設計靶體為龍一12小層，測井評價Ⅰ類儲層鉆遇率為62%，分11段進行壓裂（圖9），壓裂總用液量為19 874 m3，加砂強度為1.5 t/m。該井見氣返排率為0.3%，峰值產氣返排率為13.45%，與川南頁巖氣典型區塊的對比結果表明（表5），該井同時期返排率與黃金壩井區和寧201井區相當，表明該頁巖氣水平井的壓裂和生產效果較好[21]。2018年2月該井測試投產，測試日產量為6.25×104m3，關井壓力為9.5 MPa，油壓、套壓平穩緩慢下降，表現出較好的穩產能力。目前該井已連續生產3年，累計產氣1 312×104m3，首年平均日產氣量達2.15×104m3（圖10），預測EUR為0.26×108m3。該井能夠較為充分地反映該區淺層微超壓頁巖氣藏的生產特征。

圖9 Y102H1-1井水平段軌跡示意圖

圖10 Y102H1-1井試采動態曲線圖

表5 川南頁巖氣典型區塊不同生產時期返排率對比表

就總體而言，較之于中深層頁巖氣，淺層頁巖氣具有初始壓力相對較低、初始產能相對較低、產量遞減率相對較低的試采動態特征。

4 經濟有效開發對策探索

較之于相似埋深的常規氣藏，盡管淺層頁巖氣藏試采產能目前取得了一定的突破，但仍處于效益邊緣、抗風險能力弱，如何通過技術優化提高單井規模產能和降低建設成本是實現淺層頁巖氣經濟有效開發的難點和關鍵。為此，筆者提出了以下探索對策。

4.1 針對地質特點，優化氣藏開發思路和技術

優化井型設計，針對太陽區塊埋深差異大的特點，充分發揮淺層頁巖氣低成本效益開發的優勢，考慮埋深、地質指標和試采情況差異，優化鉆機和井身結構設計，設計A、B、C共3種類型井（表6），以壓減鉆井壓裂造價、不斷優化開發效果。

表6 3種類型井設計參數表

地面地下一體化靈活部署，針對地貌復雜井場難找、地下斷裂發育的特點，靈活部署水平井與定向井結合，提高頁巖氣儲量動用程度。水平井部署遠離對保存不利的大斷層，適當避讓對鉆遇率影響較大的小斷層和撓曲帶（圖11）。

圖11 研究區內斷裂復雜區多井型井位部署示意圖

縱向甜點以龍一11小層為最優，鎖定其為最佳靶體，以期提高Ⅰ類儲層鉆遇率。

已有評價井Y102、Y105井區試氣試采效果好，產建實施中采取滾動開發策略，邊實施邊優化，以確保實施成功率和效果。

針對微超壓氣藏壓力、產能和產量遞減相對較低的特點，進行合理配產，優化生產制度。

4.2 針對工程地質和試采特點，優化鉆采工藝和氣藏開發管理技術

針對太陽區塊整體埋深淺及淺層二疊系地層漏失較多的特點，簡化為兩開井身結構，有利于提速降本。第一次開鉆表層套管封閉茅口組、棲霞組易漏地層；第二次開鉆生產套管封隔儲層，滿足改造、測試及開采需要。

針對太陽區塊地應力相對較低、水平應力差較小、施工壓力低的特點，采取以下措施：①在水馬力滿足條件下盡量提高排量，增強攜砂能力，采用連續加砂方式，增加或全部采用低成本石英砂作為支撐劑，進一步提高加砂強度；②開展大排量、長分段、多分簇和停泵轉向等工藝現場試驗，提高低成本下縫網復雜程度和改造體積（SRV）。

針對原始地層壓力低、井筒攜液能力弱的特點，投產初期即下入油管，早期分別采取環空、小油管、泡排、氣舉、控壓生產等采氣工藝措施，保障試氣、試采到生產的連續性和有效性，提高單井EUR。同時在地層傾角較大的區域，靈活部署長度1 000 m以內的短水平井或試驗長水平井分段分期投產（圖12），以減少或降低積液的影響。

圖12 大高差長水平井分段分期投產示意圖

4.3 強化“多層系、多井型、大井組、集群化”的勘探評價與地質工程一體化研究

利用地質工程一體化的優勢，加強對太陽地區上、中、下3套含油氣系統約10個油氣成藏組合勘探潛力和目標的評價研究，在將五峰組—龍馬溪組作為主力層系開發的同時，一方面借助于開發井加深兼探下伏上震旦統燈影組、下寒武統龍王廟組等常規氣有利成藏組合，或兼顧上覆石牛欄組、韓家店組、茅口組、棲霞組孔隙裂縫型氣藏和樂平組煤層氣藏；另一方面開發井網部署時考慮五峰組—龍馬溪組開發廢棄后上返淺部的石牛欄組裂縫型氣藏和樂平組煤層氣藏進行接替開發。

4.4 制訂一體化的開發思路和方案

綜合以上有針對性的技術優化，結合研究區頁巖氣儲量整裝、規模較大的特點，提出了整體評價、整體部署、規模動用，先易后難、先淺后深、深淺兼顧、勘探開發一體化、地質工程一體化及效益優先的開發思路。

5 結束語

太陽背斜淺層頁巖氣田的評價新認識及其勘探開發實踐成果，不僅對昭通示范區盆外復雜構造區頁巖氣勘探開發起到了重要的示范與引領作用，而且對于受四周造山帶強烈改造的整個中國南方強改造殘留盆地頁巖氣勘探也具有較大的啟示意義[5]。太陽淺層頁巖氣田2019年9月已提交探明頁巖氣儲量1 359.5×108m3；截至2020年底，已經建成年產氣8×108m3生產規模。撰寫本文希望能通過本平臺，在更大更廣專業領域與業內更多的專家進行交流，探索國內首個淺層頁巖氣經濟技術有效開發的思路和技術。