体积压裂与常规压裂投资与效益的对比分析——以川南地区及长宁—威远页岩气示范区为例

陈云金 张明军 李微 王槐金 张艳

中国石油西南油气田公司蜀南气矿

为进一步提高四川盆地川南地区单井天然气产量，中国石油西南油气田公司在对上三叠统须家河组致密砂岩气藏、下志留统龙马溪组页岩气藏的勘探开发过程中，广泛采用了体积压裂工艺。在此过程中，钻井投资和测试产量都同比增加。因此有必要分析对比体积压裂与常规压裂工艺的投资与效益情况，从而为经济有效开发上述气藏提供依据和支撑。

1 常规压裂与体积压裂的主要内涵和特征

1.1 主要内涵

常规压裂、体积压裂同属加砂压裂工艺，但二者间没有严格的区分界线和准确定义，根据中国石油西南油气田公司《关于中国石油天然气集团公司“压裂工程统一计价标准”结算有关事项的通知》及《关于中国石油天然气集团公司“压裂工程统一计价标准（试行稿）”实施方案的通知》，把加砂压裂液体规模小于1500m3的定义为常规压裂，液体规模大于等于1500m3的称为体积压裂。因此，体积压裂是加砂压裂过程中加大液体规模、增加支撑剂数量、提高施工泵压、加大泵注排量，迫使油气储层天然裂缝不断扩张、脆性岩石产生剪切滑移，实现储层在长、宽、高三维方向的“立体改造”［1］。

在川南地区，体积压裂工艺主要用于须家河组致密砂岩、龙马溪组页岩等脆性岩石气藏［2－3］，常规压裂工艺主要针对下三叠统嘉陵江组碳酸盐岩、下二叠统茅口组泥质灰岩等气藏。水平井完井后，对裸眼完成井在水平段下入多级分层封隔器，对射孔完成井采用泵送方式下入多级可钻电缆桥塞，然后对油气储层分段逐级进行加砂压裂［4－5］。由于水平段长度介于800～1 500m，分级分段为5～17段，此时加砂压裂不能采用传统的常规液体量和支撑剂规模，即常规压裂方式对油气储层进行改造，而必须采用体积压裂工艺［6］。

1.2 主要特征

体积压裂相比常规压裂主要有以下特征：①施工液量大1 500～25 000m3，施工排量大10m3／min以上；②小粒径支撑剂、支撑剂一般采用70／100目～40／70目陶粒；③低砂比，平均砂液比为3%～5%，最高砂液比不超过10%；④压裂液体以低黏度滑溜水为主，可采用阴离子聚合物，也可用低浓度胍胶液；⑤具有储层钻遇率高的超长水平段；⑥压裂后油气储层交错形成“立体式”的网状裂缝通道［7－10］。

2 体积压裂与常规压裂投资变化趋势比对分析

2.1 体积压裂与常规压裂钻井投资井数变化趋势

2010年—2013年中国石油西南油气田公司蜀南气矿（以下简称蜀南气矿）在四川盆地川南地区加砂压裂累计完成77口井：其中体积压裂38口井（须加河组砂岩24口井、龙马溪组页岩气14口井），占比49.35%；常规压裂39口井，占比50.65%。在此期间，2010年加砂压裂11口井：其中体积压裂1口井，占比9.09%，常规压裂10口井，占比90.91%；2011年加砂压裂17口井：其中体积压裂5口井，占比29.41%，常规压裂12口井，占比70.59%；2012年加砂压裂28口井：其中体积压裂16口井，占比57.14%，常规压裂12口井，占比42.86%；2013年加砂压裂21口井：其中体积压裂16口井，占比76.19%，常规压裂5口井，占比23.81%，由此可见，在4年中，体积压裂井数占比呈明显上升趋势（图1）。

图1 2010年—2013年体积压裂与常规压裂钻井投资井数占比对比图

2.2 体积压裂与常规压裂钻井投资变化趋势

2010年—2013年蜀南气矿在川南地区加砂压裂钻井累计投资267 623万元：其中体积压裂179 231万元、占比 66.97%，常规压裂 88 392 万元、占比33.03%。在此期间，2010年加砂压裂投资21 311万元：其中体积压裂5 386万元，占比25.25%，常规压裂15 925万元，占比74.75%；2011年加砂压裂投资59 344万 元：其 中 体 积 压 裂 28 608 万 元，占 比48.21%，常规压裂30 736万元，占比51.79%；2012年投资107 910万元：其中体积压裂80 645万元，占比74.73%，常规压裂27 265万元，占比25.27%；2013年投资79 058万元：其中体积压裂64 592，占比81.7%，常规压裂14 466万元，占比18.3%，体积压裂投资占比呈逐渐上升趋势（图2）。

3 体积压裂与常规压裂井口测试产量比对分析

3.1 体积压裂与常规压裂井口测试产量情况

2010年—2013年蜀南气矿在川南地区加砂压裂钻井累计测试产量732.49×104m3／d：其中体积压裂获取测试产量497.63×104m3／d，占比67.94%，常规压裂获取测试产量234.86×104m3／d，占比32.06%。在此期间，2010年测试产量39.82×104m3／d：其中体积压裂1.08×104m3／d，占比2.79%，常规压裂38.74×104m3／d，占比97.21%；2011年测试产量48.24×104m3／d：其 中 体 积 压 裂 35.41×104m3／d，占 比73.4%，常规压裂12.83×104m3／d，占比26.6%；2012年测试产量498.89×104m3／d：其中体积压裂322.52×104m3／d，占比64.65%，常规压裂176.37×104m3／d，占比35.35%；2013年测试产量145.54×104m3／d：其中体积压裂138.62×104m3／d，占比95.25%，常规压裂6.92×104m3／d，占比4.75%，体积压裂测试产量占比呈上升趋势（图3）。

图3 2010年—2013年体积压裂与常规压裂钻井测试产量占比对比图

3.2 体积压裂与常规压裂投入和井口测试产量比对分析

从投资情况来看，38口体积压裂井179 231万元是39口常规压裂井88 392万元的2.03倍；从产量情况来看，38口体积压裂井479.63×104m3／d是39口常规压裂井234.86×104m3／d的2.12倍。而平均单井投资体积压裂4 717万元／井是常规压裂2 266万元／井的2.08倍；平均单井测试产量体积压裂13.1 m3／d是常规压裂6.02m3／d的2.18倍。

评价结果表明：体积压裂与常规压裂相比，体积压裂工艺产出增长率大于投资增长率，所以是效益投资。

4 体积压裂与常规压裂每立方米获气成本、获气成功率比对分析

4.1 体积压裂与常规压裂每立方米获气成本评价

分析可知2010年—2013年体积压裂每立方米获气成本呈下降趋势（图4），获气成本从2010年的4 987元／m3下降到155元／m3，钻井新工艺配套技术的完善与应用，是体积压裂获气成本下降的主要因素；常规压裂获气成本随机变化，主要决定因素在于油气储层本身的性能（储量）。以上统计资料表明2010年—2013年体积压裂总投资为179 231万元，总测试产量为497.63×104m3／d，平均获气成本为360.17元／m3；常规压裂总投资为88 392万元，总测试产量为234.86×104m3／d，平均获气成本为376.36元／m3。

图4 2010年—2013年体积压裂与常规压裂1m3获气成本对比图

评价结果：体积压裂比常规压裂降低了16.19元／m3获气成本，从而缩减了钻井投资回报周期。

4.2 体积压裂与常规压裂获气成功率评价

38口体积压裂井有29口井获气，获气成功率为76.32%；39口常规压裂井有23口井获气、获气成功率为58.97%（表1）。

评价结果：体积压裂获气成功率比常规压裂高17.35%，采用体积压裂提高了储量动用率，增加了油气可采储量。

表1 体积压裂与常规压裂获气成功率对比表

5 体积压裂工艺的应用成果评价

5.1 体积压裂工艺在重复压裂中的应用成果评价

重复压裂即采用常规压裂工艺进行储层改造后，因效果不佳，后期对同井同层再实施体积压裂，加大储层改造力度的工艺。2006年5月蜀南气矿使用155 m3胍胶压裂液、19m3支撑剂对安岳2井须二段储层进行常规压裂，获天然气测试产量0.813×104m3／d及少量油，无工业性价值。2013年3月应用体积压裂工艺，加大规模使用2 502m3FR66压裂液、78m3支撑剂对安岳2井须二段（同一层位）进行重复压裂，获天然气测试产量6.49×104m3／d、油15t／d。

评价结果：应用体积压裂工艺进行重复压裂是提高单井天然气产量的有效措施。

5.2 体积压裂工艺在长宁—威远页岩气示范区块勘探开发中的应用成果评价

在钻井工艺配套技术的支撑下，长宁—威远国家级页岩气示范区块已完成14口页岩气钻井。页岩气勘探开发从2010年第一口威201井至2013年完成的威204井，体积压裂规模逐步增大，液量从5 380m3增加至23 400m3，天然气测试产能从1.08×104m3／d逐步递增至16×104m3／d。

评价结果：实践证明，储层改造体积越大，压后油气增产效果越明显。

6 结论

体积压裂工艺对油气储层的“立体改造”，使储层形成了网状式裂缝通道，是不断提高储量动用率、提高单井产量的最佳途径［11－13］。通过比较体积压裂与常规压裂的投资、测试产量等变化趋势，获得以下认识：体积压裂工艺的广泛应用获得了倍增的测试产量、提高了获气成功率、降低了每立方米获气成本，缩短了投资回报周期，确保了钻井工程的效益和勘探开发的成效。因此体积压裂比常规压裂有更好的投资效益。安岳2井进行重复压裂取得的显著成效及长宁—威远页岩气示范区块体积压裂工艺的成功应用，表明体积压裂及其配套工艺技术对今后勘探开发四川盆地低渗透油气储层、非常规油气藏方面有巨大优势和广泛前景。

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