房大志，錢 勁，梅俊偉，任建華，馬 波，盧 比

（1.中國石化重慶頁巖氣有限公司，重慶408400；2.中國石化華東油氣分公司勘探開發(fā)研究院，江蘇南京210011）

中國頁巖氣開發(fā)主要集中在四川盆地及周緣，已經(jīng)建成長寧—威遠(yuǎn)、昭通、涪陵3個國家級海相頁巖氣示范區(qū)，實現(xiàn)了我國頁巖氣儲量和產(chǎn)量快速上升[1-2]。頁巖氣生產(chǎn)過程中遞減較快，標(biāo)定采收率低。為了提升頁巖氣開發(fā)效果和提高采收率，國內(nèi)外已成功開發(fā)的頁巖氣田通過平面加密、立體調(diào)層等方式，形成了“體積開發(fā)”理論，不斷提高儲量動用程度[3]。

北美目前采用“多層系、小井距、密井網(wǎng)”開發(fā)頁巖氣。頁巖氣井網(wǎng)部署采用三角井網(wǎng)異層錯位開發(fā)[4]?？v向上開發(fā)層系的劃分在儲層精細(xì)描述的基礎(chǔ)上，基于水力裂縫的波及縫高作為重要參考依據(jù)進行劃分。隨著大量的開發(fā)實踐，開發(fā)層系劃分由早期的1 套層系走向多套層系開發(fā)，例如Marcellus（馬塞勒斯）含氣頁巖縱向上劃分為Upper Marcellus（上馬塞勒斯）、Lower Marcellus（下馬塞勒斯）等2 套層系，縱向跨度45～50 m，水平井距322 m。二疊盆地Wolfcamp（沃爾夫坎普）細(xì)分為Upper Wolfcamp（上沃爾夫坎普）、Lower Wolfcamp（下沃爾夫坎普）2套層系，縱向上跨度60 m[5-6]。

中國石化涪陵頁巖氣田是我國最早開發(fā)的大型頁巖氣田。在學(xué)習(xí)借鑒國外頁巖氣立體開發(fā)的基礎(chǔ)上，通過探索實踐，由早期采用“單層系、大井距、疏井網(wǎng)”的開發(fā)技術(shù)政策逐漸向“平面井網(wǎng)加密、縱向立體調(diào)層”立體開發(fā)方式。井距由早期600 m縮小至300 m，縱向上由原來1 套開發(fā)層系轉(zhuǎn)向2 套開發(fā)層系，縱向跨度50～60 m，實現(xiàn)了焦石壩區(qū)塊頁巖氣甜點區(qū)高效“體積開發(fā)”，取得了較好開發(fā)效果。

中國石油長寧、威遠(yuǎn)、昭通等頁巖氣區(qū)塊采用“單層系、中井距”的開發(fā)技術(shù)政策，縱向上靶窗選擇五峰—龍一11小層，水平井距一般為400～500 m，水力縫高一般在60 m 左右，支撐縫高為10～20 m[7]，上部氣層動用不充分或未動用[8-9]。基于此提出了分2 套層系“W”形立體井網(wǎng)部署，縱向距離15～20 m，平面可加密到300 m[10]。

南川區(qū)塊位于渝東南盆緣轉(zhuǎn)換帶，頁巖埋深2 700～3 800 m，含氣頁巖厚度111 m，地層壓力系數(shù)1.1～1.3，屬于深層、常壓—高壓頁巖氣藏。1次井網(wǎng)開發(fā)井水平段長度1 500 m，井距500 m。該區(qū)塊經(jīng)過2～3 a 的建產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)期，目前已進入遞減階段。為了保證區(qū)塊的持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)，需進一步研究縱向上細(xì)分開發(fā)層系的可行性以及平面上合理的開發(fā)井距，為制定調(diào)整井開發(fā)方案提供依據(jù)[11]，實現(xiàn)該開發(fā)區(qū)塊實現(xiàn)持續(xù)的穩(wěn)產(chǎn)。

1 開發(fā)層系劃分及甜點段優(yōu)選

1.1 開發(fā)層系劃分

南川地區(qū)五峰—龍馬溪組①—⑨小層頁巖屬于深水陸棚沉積環(huán)境[12-14]，橫向展布較穩(wěn)定，依據(jù)宏觀巖心描述，結(jié)合鏡下薄片，細(xì)分為2類巖石相[15]，其中①—⑤小層為碳硅質(zhì)頁巖相，石英含量大于50%，盆內(nèi)生物成因為主，TOC（總有機碳含量）平均3.2%，富含筆石，紋層結(jié)構(gòu)發(fā)育，發(fā)育富碳富硅富筆石的硅質(zhì)頁巖，厚度35 m，孔隙度4.2%，含氣飽和度70.0%，含氣量4.3 m3/t，儲量豐度4.8×108m3/km2。

⑥—⑨小層為粉砂—泥質(zhì)頁巖相，表現(xiàn)為受陸源供給影響的半深水陸棚沉積，沉積類型主要為機械沉積、懸浮沉積，粉砂級顆粒大于25%，鏡下薄片呈棱角狀，黏土含量50 %左右，含少量筆石，厚度76 m，具有低TOC（1.5%）、中低孔隙度（2.8%）、中低含氣量（3.2 m3/t）特征。但由于頁巖厚度大，儲量豐度5.9×108m3/km2，具體儲層參數(shù)見表1。

表1 平橋背斜五峰—龍馬溪組含氣頁巖儲層靜態(tài)參數(shù)統(tǒng)計Table 1 Reservoir static parameters of Wufeng-Longmaxi gas-bearing shale reservoir in Pingqiao anticline

1.2 甜點段優(yōu)選

為了優(yōu)選不同開發(fā)層系下的水平井優(yōu)質(zhì)靶窗，在以巖性及其組合劃分①—⑨小層各級層序界面識別和劃分的基礎(chǔ)上，基于測井曲線組合及有機地化進一步開展薄層細(xì)粒層序識別和亞層劃分，測井組合基于GR曲線形態(tài)變化和放射性測井Th/U比值變化，有機地化識別是以選取TOC、微量元素與還原性的關(guān)系[16-17]，識別體系域內(nèi)部次一級海泛面變化，將平橋背斜含氣頁巖細(xì)化為21個亞層，各亞層間巖性、電性、地化指標(biāo)、物性、含氣性等差異較明顯。在甜點識別方面，優(yōu)選地質(zhì)富集甜點與工程可改造甜點的雙因素耦合評價方法。其中，在地質(zhì)甜點方面重點優(yōu)選TOC、孔隙度、含氣量、含氣飽和度等指標(biāo)。在工程甜點評價方面，脆性指數(shù)基礎(chǔ)上增加最小水平主地應(yīng)力參數(shù)，利用巖心分析和測井解釋，對于上部層系優(yōu)選⑧-2 亞層，下部層系優(yōu)選①-2 亞層，具體儲層參數(shù)見圖1、表2。

圖1 平橋背斜五峰—龍馬溪組含氣頁巖綜合柱狀圖Fig.1 Comprehensive column of gas-bearing shale of Wufeng-Longmaxi Formation in Pingqiao anticline

表2 平橋背斜兩套開發(fā)層系甜點段儲層參數(shù)Table 2 Reservoir parameters of sweet spot of two independent development layer series in Pingqiao anticline

1.3 縱向壓裂縫高波及層位

受巖石相的影響，在⑤小層頂部發(fā)育粉砂質(zhì)頁巖相，表現(xiàn)為高應(yīng)力界面，形態(tài)表現(xiàn)為箱狀，導(dǎo)致壓裂縫高難以突破高應(yīng)力界面[18]。為了進一步定量評價縱向裂縫的擴展情況，基于Mayer軟件開展不同小層的水力縫高模擬，穿行③小層水力縫高40 m以內(nèi)，利用井中微地震監(jiān)測法評價水平段穿行①小層條件下縫高平均30～50 m，表明水平井穿行下部氣層①—③小層，壓裂裂縫的縫高主要波及層位①—⑤小層，未對上部氣層進行動用（圖2）。

圖2 下部氣層微地震縫高監(jiān)測及上部氣層壓裂縫高模擬Fig.2 Microseismic fracture height monitoring of lower gas reservoir and fracture height simulation of upper gas reservoir

穿行⑧-2亞層應(yīng)力遮擋作用弱，造縫相對容易，裂縫主要在⑥—⑨延伸，水力縫高50 m。結(jié)合模擬結(jié)果，壓裂縫高難以突破⑤小層高應(yīng)力界面。

綜上所述，南川地區(qū)平橋背斜五峰—龍馬溪組頁巖縱向上可細(xì)分為兩套開發(fā)層系，即①—⑤小層為下部開發(fā)層系，⑥—⑨為上部開發(fā)層系。

2 合理水平井間距論證

合理井距的論證是以實現(xiàn)井間儲量動用最充分為目的，目前從技術(shù)上確定頁巖氣合理井距的方法有壓裂模擬法、微地震監(jiān)測、氣井生產(chǎn)歷史擬合等方法。

2.1 壓裂模擬及微地震監(jiān)測確定最大井距

壓裂模擬法是根據(jù)壓裂施工參數(shù)模擬裂縫擴展過程進而獲取裂縫參數(shù)，但該方法不能考慮生產(chǎn)過程中的裂縫閉合，同時不能獲取氣井生產(chǎn)過程中動態(tài)、有效的裂縫體積。利用壓裂施工參數(shù)，模擬反演壓裂裂縫半縫長200～250 m 為主，表明最大井距應(yīng)控制在400～500 m。

微地震監(jiān)測法技術(shù)是采用合適的方法和設(shè)備，監(jiān)測頁巖氣藏水力壓裂過程中地層巖石破裂所產(chǎn)生的地震事件，并通過數(shù)據(jù)處理和解釋，獲取壓裂過程中產(chǎn)生裂縫的幾何形狀和空間展布等裂縫信息。目前微地震監(jiān)測獲取的多是剪切縫響應(yīng)事件，不僅來自于壓裂階段數(shù)據(jù)，還有裂縫非相關(guān)的微地震信號。波及裂縫不僅包括被支撐劑支撐裂縫，也包括未支撐的微小裂隙。這些小裂縫及微裂隙盡管占相當(dāng)大的體積，但是其滲透率較低，在生產(chǎn)后很快閉合，對產(chǎn)量的貢獻很小。越來越多的研究證實微地震監(jiān)測的波及縫長是水平井部署的最大井距[19-21]。在平橋南區(qū)焦頁197-4HF井微地震監(jiān)測裂縫平均半長為256 m（圖3），表明平橋背斜最大井距應(yīng)控制在512 m以內(nèi)。

圖3 平橋南區(qū)典型井微地震監(jiān)測Fig.3 Microseismic monitoring of typical wells in South Pingqiao area

2.2 氣藏工程法計算有效裂縫半長

氣井生產(chǎn)歷史擬合法從氣藏工程動態(tài)分析角度來講，就是通過頁巖氣井相對較長的試采數(shù)據(jù)，結(jié)合壓力監(jiān)測、測試資料，通過生產(chǎn)數(shù)據(jù)動態(tài)分析解釋頁巖氣地質(zhì)及壓裂改造動態(tài)參數(shù)，為評價預(yù)測氣井產(chǎn)能、制定合理開發(fā)技術(shù)政策提供合理依據(jù)[22]。

由于頁巖氣藏致密低滲的特征，當(dāng)儲層未被改造時，將很難發(fā)生流體流動，這造成了當(dāng)壓力波及到體積壓裂改造區(qū)邊界后，氣井動態(tài)儲量值將趨于穩(wěn)定，即流動將進入擬穩(wěn)態(tài)，此時評價得到的動態(tài)儲量即為SRV（有效改造體積）區(qū)內(nèi)氣體儲量。根據(jù)氣體的儲量，結(jié)合儲層的孔隙度、飽和度、壓開厚度（假設(shè)為優(yōu)質(zhì)頁巖厚度）、等溫吸附參數(shù)等即可得到自有氣體積進而反算得到SRV區(qū)體積。若假設(shè)裂縫為等長度的均勻裂縫，則根據(jù)水平段長度，則可計算得到裂縫半長值。

根據(jù)試井理論，頁巖氣多段壓裂水平井在定產(chǎn)量生產(chǎn)時，在雙對數(shù)圖上壓力和對數(shù)導(dǎo)數(shù)曲線會出現(xiàn)不同流動階段特征[23]。線性流動是壓裂水平井在生產(chǎn)中出現(xiàn)的主要流動特征，當(dāng)診斷識別出雙線性流和線性流階段之后，可以解釋壓裂改造參數(shù)?？紤]到南川區(qū)塊平橋背斜氣井多采用定產(chǎn)生產(chǎn)或者變產(chǎn)變壓的生產(chǎn)方式，為這種工作制度下氣井生產(chǎn)數(shù)據(jù)進行特征線診斷和解釋，必須引入物質(zhì)平衡時間和規(guī)整化產(chǎn)量進行一定的處理，參數(shù)定義為：

式（1）—式（2）中：RNP（t）為規(guī)化整壓力，MPa2（MPa·s·m3/d）；φ0-φwf（t）為擬壓力，MPa；Gp為累產(chǎn)氣量，m3；tmb為物質(zhì)平衡時間，d；qg為累產(chǎn)氣量，m3。

具體的分析步驟為：①通過雙對數(shù)圖版（RNP～tmb）識別線性流動階段（1/2斜率直線對應(yīng)的時間段）；②在特征圖版（RNP～tmb0.5）上通過線性擬合得到直線段斜率m3，并獲取直線拐點出現(xiàn)的時間（線性流結(jié)束時間）；③根據(jù)直線的斜率及線性流結(jié)束時間，計算改造地層系數(shù)（圖4）。

改造地層系數(shù)的定義為：

式（3）—式（5）中：Am為裂縫過流面積，m2；Km為SRV區(qū)滲透率，10-3μm2；T為地層溫度，K；φ為有效孔隙度；μ為黏度，mPa·s；Ct為氣藏壓縮系數(shù)，MPa-1；m3為特征線斜率；nf為裂縫條數(shù)；Xf為裂縫半長，m；h為動用儲層厚度，m。

建立生產(chǎn)數(shù)據(jù)試井分析模型，基于變產(chǎn)變壓生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析，產(chǎn)量規(guī)整化擬壓力與物質(zhì)平衡時間呈直線，研究生產(chǎn)歷史擬合輔助RNP（產(chǎn)量規(guī)整化壓力）特征直線分析解釋裂縫半長，根據(jù)特征線分析模型，利用特征直線分析斜率m3，計算有效裂縫半長，作為合理井距的主要部署依據(jù)。

平橋南區(qū)主體區(qū)JYX-1 井穿行①—③小層，開展了6 段井下微地震監(jiān)測。監(jiān)測結(jié)果顯示壓裂裂縫平均半縫長256 m。該井試采2 a，采用生產(chǎn)試井分析技術(shù)進行評價計算，有效裂縫半長為125 m，表明具有導(dǎo)流能力的支撐縫長是水力波及縫長的48.8%。頁巖氣合理井距應(yīng)為250 m，現(xiàn)有井網(wǎng)條件下①—⑤小層具備加密實施的條件。

3 立體開發(fā)井網(wǎng)參數(shù)優(yōu)化及應(yīng)用效果

3.1 下部氣層加密調(diào)整開發(fā)參數(shù)優(yōu)化及效果

平橋背斜開發(fā)區(qū)下部氣層加密水平井以①-2亞層為水平段穿行靶心位置，通過壓裂縱向上實現(xiàn)對①—⑤小層的充分動用。平面井距由原始井網(wǎng)400～500 m縮小至250 m，實現(xiàn)資源充分動用。水平段長與原井網(wǎng)一致，為1 500 m。對加密井網(wǎng)進行擬合，單井經(jīng)濟可采儲量為1.11×108m3。

目前下部氣層采用小井距部署試驗井組2口，分別為XY-1 井及XY-2 井。穿行層位均為①—③小層，井間距250 m，水平段長均為1 500 m。在XY-1井壓裂過程中，XY-2 井出現(xiàn)井口壓力升高現(xiàn)象，表明存在壓裂液波及現(xiàn)象。但XY-2井試采后，平均單井穩(wěn)定產(chǎn)量9×104m3/d，與鄰近開發(fā)井一致，表明單井產(chǎn)能未受井間距減小及壓裂液相互波及影響。

3.2 上部層系立體調(diào)層開發(fā)參數(shù)優(yōu)化及效果

平橋背斜開發(fā)區(qū)上部立體調(diào)層開發(fā)井以⑧-2亞層為水平段穿行靶心位置，通過壓裂縱向上實現(xiàn)對⑥—⑨小層的充分動用。平面井距為250 m。同時，由于上部氣層靜態(tài)指標(biāo)較下部氣層差，因此為保證單井產(chǎn)能，將水平段長延長至1 700～2 000 m。

圖4 頁巖氣水平井雙對數(shù)及特征線Fig.4 Double logarithm curve and characteristic line of shale gas horizontal wells

在南川區(qū)塊已實施了上部氣層的評價工作，完鉆1口評價井，測試產(chǎn)量11.5×104m3/d，試采穩(wěn)定產(chǎn)能4.0×104m3/d，評價單井經(jīng)濟可采儲量為0.68×108m3，顯示出上部層系較好的開發(fā)潛力。

4 結(jié)論

1）在各級層序界面識別和劃分的基礎(chǔ)上，基于測井曲線組合及有機地化開展薄層細(xì)粒層序識別和亞層劃分，南川地區(qū)五峰—龍馬溪組含氣頁巖劃分為9個小層21個亞層?；趹?yīng)力剖面和縫高模擬將開發(fā)層系劃分上、下2 套氣層，其中下部氣層①—⑤小層為碳硅質(zhì)頁巖相，厚度35 m，水平井靶心優(yōu)選①-2 亞層；上部氣層⑥—⑨小層為粉砂—泥質(zhì)頁巖相，厚度76 m，靶心優(yōu)選⑧-2亞層。

2）壓裂模擬和微地震監(jiān)測的裂縫半長為水力裂縫的波及半長，是作為水平井的最大井距的論證依據(jù)。利用氣井生產(chǎn)數(shù)據(jù)，建立生產(chǎn)數(shù)據(jù)試井分析模型，當(dāng)診斷識別出雙線性流和線性流階段之后，可以解釋壓裂改造參數(shù)，計算有效裂縫半長，作為合理井距的主要部署依據(jù)，南川地區(qū)平橋背斜合理水平井間距在250 m。