郭彤樓

（中國石化西南油氣分公司，四川成都610041）

四川盆地五峰組—龍馬溪組一段頁巖氣資源豐富，地質(zhì)資源量為21.9×1012m3，其中埋深3 500～4 500 m的深層頁巖氣占51%，為11.3×1012m3，勘探開發(fā)潛力巨大[1-6]（圖1）。經(jīng)過近十年的勘探開發(fā)探索，該套頁巖層系實(shí)現(xiàn)了規(guī)模效益開發(fā)，川南地區(qū)落實(shí)頁巖氣資源量10×1012m3，其中3 500～4 500 m 資源8.7×1012m3，占比87%。截至2019年底，五峰組—龍馬溪組頁巖累計(jì)新增探明地質(zhì)儲(chǔ)量約1.8×1012m3，產(chǎn)量約為154×108m3，是繼北美后第二個(gè)成功開發(fā)的頁巖氣區(qū)[7-10]。

1 深層頁巖氣勘探開發(fā)進(jìn)展

1.1 發(fā)現(xiàn)威榮和永川深層頁巖氣田

3 500 m以深的頁巖氣規(guī)?？碧介_發(fā)主要集中在威榮和永川兩個(gè)區(qū)塊。

2015年3月，威頁1HF井五峰組—龍馬溪組優(yōu)質(zhì)頁巖垂深3 662 m，對1 000 m水平段壓裂測試獲頁巖氣17.5×104m3/d，發(fā)現(xiàn)我國首個(gè)深層頁巖氣田——威榮頁巖氣田。氣田平均埋深3 750 m，2018年提交探明儲(chǔ)量1 247×108m3，一期十億立方米產(chǎn)能建設(shè)已經(jīng)完成，正在開展二期十億立方米產(chǎn)能建設(shè)。

圖1 川南地區(qū)下志留統(tǒng)龍馬溪組底埋深與地壓系數(shù)等值線疊合圖Fig.1 Overlapped contour line of buried depth and ground pressure coefficient at the bottom of Longmaxi Formation,Lower Silurian,Southern Sichuan

2015年11月，永頁1HF井五峰組—龍馬溪組優(yōu)質(zhì)頁巖垂深3 890 m，對1 000 m水平段壓裂測試獲頁巖氣13.6×104m3/d，氣藏埋深3 750～4 250 m，2019年提交永川南區(qū)234.53×108m3探明儲(chǔ)量，正在開展十億立方米產(chǎn)能建設(shè)。

1.2 瀘州區(qū)塊多口深井試獲高產(chǎn)頁巖氣

瀘州區(qū)塊位于川南地區(qū)低陡構(gòu)造帶，龍馬溪組底界埋深普遍介于3 500～4 500 m，2011年陽101井（垂深3 577 m）測試產(chǎn)氣量為43×104m3/d，代表3500 m以深頁巖氣取得突破。近兩年，中國石油加大了在瀘州地區(qū)的深層頁巖氣勘探，足202-H1井（垂深3 960 m）測試日產(chǎn)量46×104m3，黃202 評(píng)價(jià)井獲得高產(chǎn)工業(yè)氣流后，2019年在瀘州地區(qū)垂深3 890 m的瀘203 評(píng)價(jià)井測試產(chǎn)氣量達(dá)138×104m3/d，成為國內(nèi)首口超百萬立方米測試產(chǎn)量的深層頁巖氣井。同時(shí)優(yōu)選黃202、足202、陽101 這3個(gè)井區(qū)作為首批深層試采區(qū)，部署了13個(gè)平臺(tái)、37口試采井，截至2020年9月，西南油氣田壓裂完成深層頁巖氣水平井22口，累計(jì)測試日產(chǎn)氣量592×104m3。其中，瀘州陽101H1-2和陽101H2-8井分別獲測試日產(chǎn)氣量46.9×104m3、50.7×104m3；渝西足203-H1平臺(tái)井測試日產(chǎn)氣量均在20×104m3以上，展示出了以瀘州為中心的川南地區(qū)3 500 m以深頁巖氣勘探開發(fā)的巨大潛力[11]。

1.3 盆地邊緣深層常壓、超壓頁巖氣取得突破

2013年，中國石化在川東南地區(qū)盆緣丁山構(gòu)造北西翼鉆探了丁頁2HF，完鉆井深5 700 m，垂深4 417 m，水平段長1 034 m，測試獲日產(chǎn)氣量10.52×104m3。此后又陸續(xù)鉆探了丁頁4井、丁頁5井，測試日產(chǎn)氣量分別為20.56×104m3、16.33×104m3，證實(shí)了丁山構(gòu)造深層頁巖氣潛力巨大。在盆緣的東溪構(gòu)造東頁深1井（垂深4 270 m）試獲日產(chǎn)量31×104m3高產(chǎn)氣流，發(fā)現(xiàn)了東溪深層頁巖氣。

與此同時(shí)，中國石化在焦石壩構(gòu)造外圍盆緣復(fù)雜構(gòu)造區(qū)白馬向斜，鉆探垂深分別為3 900 m、4 600 m，水平段長1 500 m的兩口評(píng)價(jià)井，試獲日產(chǎn)量12×104m3、9×104m3工業(yè)氣流，實(shí)現(xiàn)了常壓深層頁巖氣的突破。

2 深層頁巖氣特征

2.1 深層頁巖氣地質(zhì)特征

與涪陵、長寧等中深層頁巖氣田相比，川南深層頁巖氣有以下幾個(gè)方面的特點(diǎn)（表1）。

表1 深層頁巖氣與中深層頁巖氣地質(zhì)特點(diǎn)對比Table1 Comparison of geological characteristics between deep shale gas and medium-deep shale gas

1）厚度、有機(jī)碳含量（TOC）、熱演化程度、礦物組成上基本相似，但深層頁巖含氣量和孔隙度一般都要高于中深層。值得注意的是，威榮氣田和永川氣田3 500 m以深優(yōu)質(zhì)頁巖的含氣量和孔隙度整體明顯大于3 500 m以淺的涪陵和長寧頁巖氣田，但與同一地區(qū)內(nèi)3 500 m以淺同層段優(yōu)質(zhì)頁巖相比，差異不是很大。這表明TOC是頁巖含氣量的重要影響因素，但TOC不是頁巖含氣量的唯一影響因素，其他諸如保存條件、構(gòu)造類型等地質(zhì)因素也對頁巖含氣量大小產(chǎn)生重要影響。

2）地應(yīng)力差別很大。不同地區(qū)表現(xiàn)形式不一樣，威榮地區(qū)最大主應(yīng)力、最小主應(yīng)力在3 500 m以深都表現(xiàn)為隨深度增大變小，而永川地區(qū)則表現(xiàn)出相反的趨勢；水平應(yīng)力差3 500 m以深則都表現(xiàn)為隨深度增大變大，但變化幅度威榮從3 700 m到3 800 m增加了約10 MPa，而永川地區(qū)增加10 MPa則是從3 800 m到4 100 m（圖2）。上述差異，應(yīng)該與構(gòu)造類型有關(guān)，盆地內(nèi)外緣的焦石壩背斜和武隆向斜，相似深度表現(xiàn)出水平應(yīng)力差向斜（＞0.27）要遠(yuǎn)大于背斜（0.11）。

圖2 深度與水平應(yīng)力差關(guān)系Fig.2 Relation between depth and horizontal stress difference

3）地層壓力系數(shù)差異大。盆地內(nèi)深層頁巖氣普遍表現(xiàn)為超壓，壓力系數(shù)普遍在1.9～2.1，最高可達(dá)2.45；而盆緣中深層焦石壩、長寧地區(qū)壓力系數(shù)相對較低，多為1.35～1.55。但在盆地邊緣復(fù)雜構(gòu)造區(qū)，深度在3 700～4 600 m的地區(qū)，地層壓力系數(shù)低于1.2。

4）正向構(gòu)造依然是深層頁巖氣獲得高產(chǎn)的主要因素[12-13]。目前獲得高產(chǎn)的深層頁巖氣井，都位于川東高陡構(gòu)造帶、盆地邊緣的高陡構(gòu)造帶的翼部或傾末端，即意味著裂縫還是控產(chǎn)的主導(dǎo)因素。

圖3 Haynesville頁巖氣田單井平均產(chǎn)量遞減曲線（據(jù)文獻(xiàn)[15]）Fig.3 Average single-well production decline curve in Haynesville Shale Gas Field（According to reference[15]）

2.2 Haynesville頁巖氣田生產(chǎn)特點(diǎn)

我國深層頁巖氣起步較晚，對其生產(chǎn)特點(diǎn)，還有待摸索。根據(jù)Haynesville和Barnett頁巖氣田前12個(gè)月和3～5 a的持續(xù)生產(chǎn)曲線遞減特征，分析深層頁巖氣與中深層頁巖氣不同的遞減規(guī)律。

2.2.1 Haynesville頁巖氣田

Haynesville頁巖盆地位于德克薩斯州東部和路易斯安那州西部，面積為23 400 km2，頁巖氣技術(shù)可采儲(chǔ)量為2.11×1012m3，是美國含氣量最豐富的頁巖區(qū)塊之一[14]，2007年之后進(jìn)入快速發(fā)展階段，目前是美國頁巖氣的主要產(chǎn)地之一，具有下列特點(diǎn)。

1）超壓。地層壓力系數(shù)大于2.0，初始產(chǎn)量高，超過30 MMscf/d（1 MMscf=2.831 7×104m3），路易斯安那州核心區(qū)域的初始產(chǎn)量約為14 MMscf/d[14]。

2）產(chǎn)量遞減快。將這些高初始產(chǎn)量轉(zhuǎn)化為EUR（估算最終可采儲(chǔ)量）相當(dāng)困難，估計(jì)值為每口井1.5～7.5 bcf（1 bcf=2 831.7×104m3）[15]。Baihly等研究Haynesville頁巖氣田2008—2013年不同井?dāng)?shù)的遞減規(guī)律[15]，從圖3可以總結(jié)出以下兩點(diǎn)認(rèn)識(shí)：①第一年遞減率差異大，第一年最大遞減率83.08%（2008年10口井），第一年最小遞減率50.00%（2012年100口井），第一年遞減率在50%～83%。②總體表現(xiàn)為持續(xù)遞減，第四年2008年10口井從13 000 Mscf/d（1 Mscf=28.317 m3）降到1 000 Mscf/d，遞減了92.31%，但兩年后這10口井基本就維持在1 000 Mscf/d；第四年2009年90口井從13 100 Mscf/d 降到800 Mscf/d，遞減了93.89%，但這90口井近五年處于持續(xù)遞減，沒有出現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)階段，而且除了2008年10口井，其他4個(gè)年度的井都和2009年的井一樣，始終處于持續(xù)遞減。

2.2.2 Barnett頁巖氣田

Barnett頁巖氣田是美國最早開發(fā)的頁巖氣田，2010年之前也一直是美國最大的頁巖氣田，氣田埋深淺，核心區(qū)埋深1 982～2 592 m，以常壓為主。根據(jù)Baihly等[15]研究，其產(chǎn)量遞減有下列特點(diǎn)（圖4）。

1）第一年遞減率差異大，第一年最大遞減率56.56%（2011年74口井），第一年最小遞減率48.73%（2005年127口井），第一年遞減率在48.73%～56.56%。

2）總體表現(xiàn)為持續(xù)遞減，四年后產(chǎn)量只有初始產(chǎn)量的1/4～1/3，十年后遞減了5/6～7/8。

對比Haynesville和Barnett頁巖氣田，可以發(fā)現(xiàn)，超壓、深層頁巖氣無論在前12個(gè)月，還是其后的連續(xù)生產(chǎn)階段，遞減的速度都遠(yuǎn)大于常壓頁巖氣。

3 深層頁巖氣面臨的挑戰(zhàn)與對策

3.1 挑戰(zhàn)

通過地質(zhì)評(píng)價(jià)、工程工藝試驗(yàn)與集成應(yīng)用，在選區(qū)評(píng)價(jià)、地震勘探、鉆井提速、高效壓裂等方面取得了很大進(jìn)展，但單井產(chǎn)量低、成本高依然是制約效益開發(fā)的兩大難題。

3.1.1 向斜、裂縫不發(fā)育區(qū)深層頁巖氣富集高產(chǎn)的“甜點(diǎn)”在哪里

目前取得突破、特別是獲得高產(chǎn)的深層頁巖氣井，基本上都位于川東—川南高陡構(gòu)造翼部或傾末端，天然裂縫發(fā)育，這是獲得高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)的關(guān)鍵因素。而在向斜區(qū)隨埋深增加，單井產(chǎn)量低、EUR 低。從四川盆地頁巖氣的埋深分布來看，大于3 500 m埋深的頁巖氣資源量占總資源量的70%以上；從構(gòu)造類型來看，背斜所占比例更小。因此，向斜、裂縫不發(fā)育區(qū)深層頁巖氣富集高產(chǎn)的“甜點(diǎn)”研究是關(guān)系到頁巖氣能否取得更大戰(zhàn)略場面必須攻克的難題。

3.1.2 如何進(jìn)一步降低鉆—完井成本，實(shí)現(xiàn)優(yōu)快鉆井

深層頁巖氣埋深大，上覆地層可鉆性差，鉆速低；高溫（＞130℃）高壓（＞70 MPa）及旋導(dǎo)工具故障率高導(dǎo)致相對中深層鉆井施工鉆速慢，鉆—完井周期長，建井成本高[16]。

3.1.3 如何進(jìn)一步提高壓裂改造規(guī)模體積，保持裂縫的有效性和復(fù)雜性

四川盆地五峰組—龍馬溪組深層頁巖氣具有高溫、高壓、高地應(yīng)力的地質(zhì)特點(diǎn)，隨著埋深的增加，深層頁巖破裂壓力增高，地應(yīng)力增大，同時(shí)巖石力學(xué)脆性隨著地層溫度的升高而降低，塑性增強(qiáng)[2-3]，壓裂施工壓力普遍在90 MPa以上且受天然裂縫等影響明顯，施工難度明顯高于中深層；同時(shí)隨著地應(yīng)力差值的增加，導(dǎo)致裂縫起裂及延伸困難，且裂縫閉合壓力高，支撐劑破碎和嵌入影響壓裂支撐縫寬，裂縫導(dǎo)流能力遞減快，長期導(dǎo)流能力難以維持，壓裂縫形態(tài)由“主裂縫+分支縫”轉(zhuǎn)變?yōu)椤爸髁芽p”，微地震監(jiān)測事件表明壓裂縫復(fù)雜程度不高。

3.2 主要對策

圖4 Barnett頁巖氣田單井平均產(chǎn)量遞減曲線（據(jù)文獻(xiàn)[15]）Fig.4 Average single-well production decline curve in Barnett Shale Gas Field（According to reference[15]）

針對面臨的主要問題和挑戰(zhàn)，立足深層頁巖氣地質(zhì)特點(diǎn)，以經(jīng)濟(jì)產(chǎn)出為核心，深化甜點(diǎn)的綜合評(píng)價(jià)，強(qiáng)化工藝技術(shù)的針對性、適用性和實(shí)用性，持續(xù)深入地開展高產(chǎn)、降本、提質(zhì)、提效攻關(guān)實(shí)踐，推動(dòng)資源規(guī)模效益動(dòng)用。

3.2.1 深層頁巖氣必須堅(jiān)持三個(gè)“一體化”評(píng)價(jià)攻關(guān)

一體化評(píng)價(jià)的實(shí)質(zhì)是實(shí)踐—認(rèn)識(shí)—再實(shí)踐—再認(rèn)識(shí)持續(xù)深化過程，是實(shí)現(xiàn)深層頁巖氣高效勘探開發(fā)的根本途徑。

1）強(qiáng)化深層頁巖氣地質(zhì)工程一體化攻關(guān)，落實(shí)“地質(zhì)+工程+效益”甜點(diǎn)目標(biāo)

深化深層頁巖氣賦存狀態(tài)與富集規(guī)律研究，細(xì)化沉積微相及巖相類型，開展不同微相關(guān)鍵評(píng)價(jià)參數(shù)變化規(guī)律研究，優(yōu)選出高脆性、高孔滲性、高壓力系數(shù)、高含氣量深層頁巖氣目的層段和有利區(qū)，指導(dǎo)水平井部署和最佳靶窗穿行層位。針對川南復(fù)雜構(gòu)造區(qū)深層頁巖氣，加強(qiáng)復(fù)雜構(gòu)造區(qū)構(gòu)造演化特征、頁巖氣成藏過程、地應(yīng)力場分布規(guī)律研究，解剖不同構(gòu)造類型、不同構(gòu)造樣式、不同構(gòu)造部位的頁巖氣賦存狀態(tài)和富集規(guī)律，通過巖石力學(xué)實(shí)驗(yàn)、測井、微地震監(jiān)測等資料研究地應(yīng)力場特征及地應(yīng)力場影響機(jī)理，建立復(fù)雜縫網(wǎng)模擬模型，為井網(wǎng)部署和體積改造提供依據(jù)[17]。

2）深化建?！獢?shù)模一體化攻關(guān)，落實(shí)深層頁巖氣可動(dòng)用儲(chǔ)量分布

通過精細(xì)建模、數(shù)值模擬，實(shí)現(xiàn)復(fù)雜縫網(wǎng)的精細(xì)刻畫和定量表征，支撐儲(chǔ)量動(dòng)用的定量評(píng)價(jià)和開發(fā)方案的優(yōu)化調(diào)整。目前在威榮頁巖氣田已形成建?！獢?shù)模一體化研究技術(shù)流程，其核心理念為：以地質(zhì)建模為基礎(chǔ)，結(jié)合動(dòng)態(tài)監(jiān)測、動(dòng)態(tài)分析、地應(yīng)力、巖石力學(xué)和建?！獢?shù)模一體化技術(shù)，實(shí)現(xiàn)了頁巖氣儲(chǔ)量動(dòng)用狀況的定量評(píng)價(jià)，為開發(fā)技術(shù)政策優(yōu)化奠定了基礎(chǔ)。

3）深化技術(shù)—經(jīng)濟(jì)一體化攻關(guān)，優(yōu)化井網(wǎng)，提高經(jīng)濟(jì)采出

和中深層頁巖氣相比，深層頁巖氣遞減快，要學(xué)習(xí)和借鑒美國Haynesville 等深層頁巖氣田的勘探開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，少走彎路。首先，從基礎(chǔ)研究著手明確排采規(guī)律，著重開展微觀、納米空間頁巖儲(chǔ)層運(yùn)移機(jī)理實(shí)驗(yàn)分析，建立熱—液—固多場耦合滲流模型。同時(shí)結(jié)合氣井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)，建立適用于深層頁巖氣排液、生產(chǎn)階段的理論模型，支撐頁巖氣井排采制度的制定。其次，強(qiáng)化頁巖氣井壓裂效果評(píng)價(jià)，深入開展氣井產(chǎn)能影響因素分析，結(jié)合地質(zhì)建?！獢?shù)值模擬一體化技術(shù)，通過技術(shù)—經(jīng)濟(jì)相結(jié)合的方法，以最大限度提高儲(chǔ)量動(dòng)用及采出程度、實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)效益開發(fā)為目標(biāo)，形成以井網(wǎng)優(yōu)化為核心的開發(fā)調(diào)整技術(shù)政策，保障氣田的效益開發(fā)。目前威榮氣田通過技術(shù)—經(jīng)濟(jì)一體化攻關(guān)，儲(chǔ)量動(dòng)用程度提高了12%，氣田采收率提高了5.1%，經(jīng)濟(jì)指標(biāo)有一定程度改善。

3.2.2 深層頁巖氣必須堅(jiān)持持續(xù)提升鉆—完井配套技術(shù)攻關(guān)

優(yōu)選破巖工具與鉆井液體系，持續(xù)優(yōu)化鉆具組合、鉆井液性能及施工參數(shù)[18]，積極推廣成熟做法，固化提速技術(shù)和通刮洗一趟工具應(yīng)用，開展井眼凈化和新型井身結(jié)構(gòu)試驗(yàn)應(yīng)用。在致密砂巖氣藏中成功應(yīng)用的基礎(chǔ)上，開展全通徑無級(jí)滑套一體化建井技術(shù)先導(dǎo)試驗(yàn)，可實(shí)現(xiàn)井身結(jié)構(gòu)整體縮小，鉆井周期、鉆井成本“雙降低”；同時(shí)簡化完井工序，油管直接固井完井，實(shí)現(xiàn)作業(yè)工序、完井費(fèi)用的“雙減少”。

3.2.3 進(jìn)一步攻關(guān)優(yōu)化深層頁巖氣高效壓裂工藝

開展不同改造規(guī)模、分段分簇、石英砂占比差異化試驗(yàn)，確定最優(yōu)壓裂參數(shù)，提高有效改造體積；充分利用試采、監(jiān)測資料，深入開展壓裂參數(shù)優(yōu)化[19-21]，開展“少段多簇”與“多段少簇”密切割先導(dǎo)試驗(yàn)，根據(jù)試驗(yàn)效果評(píng)價(jià)優(yōu)化密切割壓裂方案，優(yōu)化射孔工藝、改造強(qiáng)度、排量、液體與支撐劑組合等壓裂工藝參數(shù)，有效提高壓裂效果。

4 結(jié)論

經(jīng)過多年的探索攻關(guān)，以川南龍馬溪組為代表的深層頁巖氣在地質(zhì)認(rèn)識(shí)、評(píng)價(jià)預(yù)測、產(chǎn)能建設(shè)、工程工藝等方面取得了一些重要成果。

深層頁巖氣的4個(gè)地質(zhì)特點(diǎn)：①深、淺層頁巖基本評(píng)價(jià)參數(shù)相似，但深層頁巖含氣量和孔隙度一般都要高于中深層；②深層頁巖水平應(yīng)力差遠(yuǎn)大于中深層，但深層頁巖氣地應(yīng)力也因構(gòu)造位置不同而不同，變化大；③盆地內(nèi)深層頁巖氣普遍表現(xiàn)為超壓，壓力系數(shù)普遍在1.9～2.1，盆地邊緣復(fù)雜構(gòu)造區(qū)深層則表現(xiàn)為常壓；④正向構(gòu)造依然是深層頁巖氣獲得高產(chǎn)的主要因素。

深層頁巖氣面臨理論認(rèn)識(shí)創(chuàng)新、工程工藝適用、成本與效益開發(fā)等主要問題，建議：①持續(xù)深化深層頁巖氣三個(gè)“一體化”評(píng)價(jià)攻關(guān)，落實(shí)甜點(diǎn)、儲(chǔ)量，提高經(jīng)濟(jì)采出；②進(jìn)一步提升鉆—完井配套技術(shù)攻關(guān)，實(shí)現(xiàn)周期、成本“雙降低”，工序、費(fèi)用“雙減少”；③進(jìn)一步攻關(guān)優(yōu)化深層頁巖氣高效壓裂工藝，有效提高壓裂效果。