四川盆地长宁区块页岩气水平井地质目标关键技术参数优化

杨洪志　张小涛　陈　满　吴建发　张　鉴　游传强

四川盆地长宁区块页岩气水平井地质目标关键技术参数优化

杨洪志1张小涛1陈满1吴建发1张鉴1游传强2

1.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院2.中国石油西南油气田公司资金运营部

杨洪志等.四川盆地长宁区块页岩气水平井地质目标关键技术参数优化.天然气工业,2016, 36(8): 60-65.

近年来,针对四川盆地上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组在页岩气地质评价、工程试验和开发优化研究等方面均取得了较大的进展,初步掌握了页岩气开采主体技术,并在焦石坝、长宁、威远等区块实现了规模建产.为了给类似页岩气水平井的开发设计提供技术参考,以长宁区块五峰组-龙马溪组页岩气井为研究对象,采取地质与工程相结合、动态与静态相结合、统计分析与模拟预测相结合的技术手段,量化页岩气井产能主控因素,建立页岩气井产量预测模型,优化该区块页岩气水平井巷道方位、巷道位置、巷道间距、水平段长度以及气井生产指标等地质目标关键技术参数.结论认为:①水平段方位与最大主应力和裂缝发育方向之间的夹角最大、水平井巷道位于最优质页岩内、水平段钻揭Ⅰ类储层长度超过1 000 m,是页岩气井获得高产的基础;②水平井的井筒完整、优选低黏滑溜水+陶粒压裂工艺造复杂缝是页岩气井获得高产的保障.依据该研究成果形成了长宁区块页岩气开发的技术政策,指导了该区块页岩气的开发建产,也为类似区块页岩气水平井的开发设计提供了借鉴.

四川盆地 长宁区块 晚奥陶世-早志留世 页岩气 水平井 产能评价 预测模型 技术参数 开发设计

北美地区对页岩油和页岩气的成功开发,引发了世界范围内的页岩气革命.近10年来,国内在四川盆地针对上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组的页岩气地质评价和技术攻关已取得了较大进展,并在焦石坝、长宁、威远等区块分别建成了一定的页岩气产能规模[1-4].因起步较晚,国内的页岩气开采技术较之于北美地区还存在着一定的差距[5-10].为了指导四川盆地长宁区块页岩气的开发设计与建产,笔者以五峰组-龙马溪组页岩气为研究对象,剖析了该区页岩气井的产能主控因素及高产模式,在此基础上优化了页岩气水平井地质目标的关键技术参数.相关成果也可以作为类似页岩气水平井开发设计的技术参考.

1　区块概况

长宁区块位于四川盆地西南部,区内主要发育长宁背斜构造,构造主体区断层不发育.该区块内钻遇地层层序正常,自上而下依次钻遇三叠系、二叠系和志留系,其中龙马溪组自下而上分为龙一、龙二段,龙一段又细分为龙一1(龙一11、2、3、4小层)亚段和龙一2亚段.主要目的层五峰组-龙一1亚段沉积外陆棚亚相黑色含硅碳质页岩、富有机质黑色碳质页岩,分布较稳定,孔隙度、有机质丰度和含气量都较高.孔隙度岩心实测值介于2.0%～6.8%、测井解释值介于3.6%～7.3%;有机质丰度岩心实测值介于3.0%～4.2%、测井解释值介于2.7%～4.5%;总含气量实测值介于2.0～3.5 m3/t、测井解释值介于2.9～7.4 m3/t,平均值为4.8 m3/t,其中龙一11、龙一13小层为最高[11].区内横向上各井对比性较好,同一层段的物性特征和含气性特征变化较小.岩石力学性质方面,龙一1亚段的龙一11、龙一12小层杨氏模量最大、脆性指数最高,最有利于实施体积压裂.

自2014年以来,长宁区块主要在宁201井区开展产能建设,该井区评价、试验和优化相结合,陆续投产了30余口页岩气水平井,日产气规模超过300X104m3.

2　页岩气井产能主控因素

针对长宁区块五峰组-龙马溪组页岩地质特征、岩石力学参数,分批次系统试验了水平段长度、方位、靶体位置、巷道间距和改造工艺、规模对气井产能的影响.第一批水平井主要评价水平井靶体位置、方位对气井产能的影响,平均稳定测试日产量(逐级放大油嘴返排期间,测试日产气量波动小于5%、井口压力波动小于0.5 MPa/d持续15天以上)为10.8X104m3;第二、第三批井的水平巷道都优化至最优页岩层段,主要评价改造工艺与参数对气井产能的影响,平均稳定测试日产量分别达到17.0X104m3、22.9X104m3.从整个井区的试采效果来看,随着地质认识的深化和工程技术的完善,页岩气水平井测试产量逐批提高.

以现有试验井为样本点,综合考虑地质、工程和工艺参数,利用SPSS(Statistical Product and Service Solutions)软件优化多元线性回归变量与参数,建立页岩气压裂改造水平井稳定测试产量(Q)预测模型(式1).

式中N表示压裂段数,无因次;L表示有效水平段长度,m;T表示含气量,m3/t;TOC表示有机碳含量; φ表示孔隙度.

并据此对页岩储层孔隙度、含气量、脆性、有机碳含量(TOC)、热演化成熟度(Ro)、水平段长度、方位、巷道位置、巷道间距、Ⅰ类储层钻遇率、井筒完善程度、压裂分段间距、压裂液类型、压裂液量、支撑剂类型、支撑剂用量、泵注排量等17项参数进行相关性分析.由于试验过程中已经明确保障水平井井筒完整、优选低黏滑溜水+陶粒压裂工艺、采用大砂液量有利于造复杂缝,工程参数试验取值相对集中,综合分析不够敏感.有效水平段长度、压裂段数、孔隙度、有机碳含量和含气量等5项参变量显著性、标准偏差、残差平方和等满足多元回归模型要求,符合页岩气水平井产量预测地质与工程规律,单井预测页岩气产量与实际测试产量吻合程度较高(图1),故具有较高的可信度.

图1　长宁区块试验井多元回归预测产量与实测产量对比图

对试验井的地质和工程条件对比分析可见,页岩储层品质、井筒的完整性以及压裂液体系和支撑剂组合模式等对页岩气井的产能有着重要的影响,页岩气水平井巷道位于最优质页岩内部、钻揭Ⅰ类储层长度大、采用低黏滑溜水+陶粒压裂工艺、较大的砂液量和排量,是确保页岩气水平井高产的必要条件.

3　地质目标关键技术参数优化

3.1建产区块优选

中国页岩气开发情况比北美地区要复杂,开发建产区块选择必须综合考虑储层物性、含气性、脆性、埋藏深度和地面条件等因素.长宁构造主体志留系目的层遭受剥蚀,在物性、脆性、埋藏深度和地面条件均满足要求的情况下,含气性和有效厚度将是能否实现页岩气效益开发的关键.结合蜀南地区已完钻井资料,建立压力系数与剥蚀线距离、埋藏深度的关系(式2).分析研究认为,离剥蚀区越近、封存条件越差、压力系数越低,相同储层物性下含气量越低.统计结果显示,页岩气直井改造后测试产量达到1X104m3/d的区域,含气量一般大于3 m3/t、压力系数大于1.2.随着埋深增加,压力、温度上升,相同储层物性下吸附气减少、游离气增加,埋深3 500 m左右总含气量达到最大[12](图2).

式中F表示压力系数;x表示距剥蚀线距离,km;y表示埋深,km.

图2　页岩含气量与埋藏深度关系图

在长宁区块初期的页岩储层地质评价、试采和工艺探索过程中,不断总结经验,逐渐形成了建产有利区的优选原则:①Ⅰ+Ⅱ类页岩储层厚度大于20 m;②压力系数大于1.2;③埋深小于3 500 m;④地面条件满足钻井平台部署要求.

3.2巷道位置优化

长宁区块五峰组-龙马溪组一段岩心实测杨氏模量介于1.548X104～5.599X104MPa、平均为3.52X104MPa,泊松比介于0.158～0.331、平均为0.225,脆性矿物含量高达60%以上;测井解释最小水平主应力梯度介于34.9～47.7 MPa,最大水平主应力梯度介于45.4～62.1 MPa,垂向应力梯度介于61.2～62.3 MPa,三向主应力σv>σH>σh,易于体积压裂和缝高控制.邻区应力条件相当的宁201井,脉冲中子俘获截面测井监测压裂缝高12 m(向上延伸6.4 m、向下延伸3.6 m),证实垂向主应力最大、水平页理发育的页岩层改造缝垂向延伸范围较小.基于对长宁区块五峰组-龙马溪组地质力学特征的研究结果认为,水平巷道置于物性最好(有机碳含量高、孔隙度高、含气性高、脆性矿物含量高)的五峰组-龙一12小层,既有利于形成复杂缝网,又有利于最大限度的动用最优质页岩储量,提高页岩气单井产量效果最佳.

图3　宁201井区测试产量与距优质页岩底距离图

3.3巷道方位优化

水平巷道方位及水平段井眼方位根据确保井壁稳定和有利于压裂两个方面来确定,当井眼方向为最小水平主应力方向时,压裂缝垂直于井筒,有利于提高压裂改造效果;但当井眼方向为最大水平主应力方向时,井壁稳定性最好.长宁区块最大水平主应力方向介于100°～125°,与天然裂缝发育方向近于平行,为了提高体积压裂效果和尽可能钻遇更多微裂缝,设计水平井巷道方向上半支10°、下半支190°,垂直于最大水平主应力方向,同时也兼顾了微裂缝发育方向对改造的影响.

3.4巷道间距优化

综合优化改造工艺、改造规模与最佳有效SRV (改造体积)是确定水平井巷道间距的基础,一旦改造工艺、改造规模定型,尽可能提高储量动用率是确定巷道间距的关键.巷道间距太小,单井EUR(估算最终采出气量)不能满足效益开发的要求;巷道间距过大,井间部分储量无法动用,影响资源利用率.一般情况下,需要综合井下压力数据、化学示踪剂、井下温度连续监测数据、微地震数据、生产数据历史拟合等资料来确定合理的巷道间距.

宁201井区初期的评价井开展了不同井间距的现场试验,并且配合开展了相应的动态监测研究.以长宁H3平台为例,该平台上半支3口气井(长宁H3-1、长宁H3-2和长宁H3-3)的巷道间距依次为300 m和400 m,以中间的长宁H3-2井开井生产作为激动井,两侧的长宁H3-1和长宁H3-3井关井作为观测井,进行井底压力干扰试井,在激动井完成为期4天的稳定试井期间,长宁H3-1和长宁H3-3井的井底压力分别同步下降了0.42 MPa和2.16 MPa (图4),证实该井区水平井间距介于300～400 m时井间干扰明显.

图4　长宁H3平台上半支3口井干扰试井压力曲线对比图

为了优化水平巷道间距,首先建立分段压裂水平井的解析模型,完成气井压力和产量的历史拟合,进而计算了气井不同裂缝半长所对应的EUR.计算结果表明, EUR随着裂缝半长增加而增加,裂缝半长小于240 m时,EUR呈线性快速增加;裂缝半长大于240 m后,EUR缓慢增加且增幅越来越小(图5).由此得到最优的理论巷道间距约为480 m.再结合微地震、干扰试井等成果,推荐长宁区块水平巷道间距为400～500 m.

图5　理论计算裂缝半长与单井估算最终采出气量关系曲线图

3.5水平段长度优化

增加气井的水平段长度,能有效地增加泄气面积,进而提高单井产量.分析研究北美地区Barnett页岩气藏水平井的长度与产气量的关系后发现,该地区水平井的水平段长度小于1 500 m时,单井累计产气量与水平段长度呈较好的线性关系;但是当水平段长度超过1 500 m后,气井累计产气量的增幅逐渐变小(图6)[13].根据长宁区块的地质参数,建立单井地质模型,从理论角度模拟气井的累产气量与水平段长度的关系(图7),随水平段长度的增加,单井的累计产气量增幅越来越小,与北美地区Barnett页岩气藏认识结果一致.

图6　Barnett气田水平段长度与产量关系图

综合分析不同水平段长度的水平井实施效果、国内外页岩气井水平段长度和数值模拟研究成果及工程技术水平后认为,页岩气井水平段应尽量一趟钻完钻,推荐的水平段长度为1 400～1 800 m[14-15].

图7　页岩气井产量与水平段长度关系曲线图

4　认识与结论

1)通过在四川盆地长宁区块所开展的五峰组-龙马溪组页岩气开发实践,笔者认识到:水平段方位沿最小主应力方向、水平井巷道位于最优质页岩内、钻揭Ⅰ类储层长度超过1 000 m,是页岩气井获得高产的基础;水平井井筒完整、优选低黏滑溜水+陶粒压裂工艺造复杂缝是页岩气井获得高产的保障.

2)综合地质与工程参数多元回归分析,建立的页岩气水平井产量预测模型预测结果与实测值吻合较好,因受工程试验参数取值范围较窄的限制,用于地质参数优化的效果好于工程参数.

3)推荐长宁区块水平巷道位置控制在储层物性最好的五峰组-龙一12小层内,距五峰组底3～8 m,水平井巷道方向垂直于最大水平主应力方向,水平巷道间距400～500 m,水平段长度1 400～1 800 m.

4)基于试验区产量控制因素分析和国外页岩气开发认识,针对长宁区块所建立的页岩气建产区优选原则、水平井设计参数,既能够有效指导该区页岩气开发设计与建产,也可以为同类页岩气井的开发提供参考.

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(修改回稿日期 2016-06-12 编 辑 居维清)

Optimization on the key parameters of geologic target of shale-gas horizontal wells in Changning Block, Sichuan Basin

Yang Hongzhi1, Zhang Xiaotao1, Chen Man1, Wu Jianfa1, Zhang Jian1, You Chuanqiang2
(1. Exploration and Deνelopment Research Institute of PetroChina Southwest Oil & Gas Field Company, Chengdu, Sichuan 610041, China; 2. Capital Management Department, PetroChina Oil & Gas Field Company, Chengdu, Sichuan 610051, China)

NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 8, pp.60-65, 8/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

In recent years, great progress has been made in geologic evaluation, engineering test and development optimization of the Lower Cambrian Wufeng Fm-Lower Silurian Longmaxi Fm shale gas in the Sichuan Basin, and the main shale gas exploitation technologies have been understood preliminarily. In addition, scale productivity construction has been completed in Jiaoshiba, Changning and Weiyuan blocks. In this paper, the Wufeng Fm-Longmaxi Fm shale gas wells in Changning Block were taken as the study object to provide technical reference for the development design of similar shale-gas horizontal wells. The technology combining geology with engineering, dynamic with static, and statistical analysis with simulation prediction was applied to quantify the main factors controlling shale-gas well productivity, develop the shale-gas well production prediction model, and optimize the key technical parameters of geologic target of shale-gas horizontal wells in the block (e.g. roadway orientation, location and spacing, horizontal section length and gas well production index). In order to realize high productivity of shale gas wells, it is necessary to maximize the included angle between the horizontal section orientation and the maximum major stress and fracture development direction, deploy horizontal-well roadway in top-quality shale layers, and drill the horizontal section in type I reservoirs over 1 000 m long. It is concluded that high productivity of shale gas wells is guaranteed by the horizontal-well wellbore integrity and the optimized low-viscosity slickwater and ceramsite fracturing technology for complex fracture creation. Based on the research results, the technical policies for shale gas development of Changning Block are prepared and a guidance and reference are provided for the shale gas development and productivity construction in the block and the development design of similar shale-gas horizontal wells.

Sichuan Basin; Changning Block; Late Cambrian-Early Silurian; Shale gas; Horizontal Well; Productivity evaluation; Prediction model; Technical parameter; Development design

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.08.008

杨洪志,1971年生,高级工程师;主要从事油气田开发地质与油气藏工程方面的研究工作;已公开发表多篇学术论文.地址: (610041)四川省成都市高新区天府大道北段12号.电话:(028)86015650.ORCID: 0000-0003-3152-7692.E-mail: yanghz@petrochina.com.cn