钻井工作量分析法预测中国南方海相页岩气产量

赵　群　杨　慎　王红岩　王　南　刘德勋　刘洪林　藏焕荣

1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院 2.国家能源页岩气研发（实验）中心

赵群等.钻井工作量分析法预测中国南方海相页岩气产量.天然气工业，2016， 36（9）: 44-50.

钻井工作量分析法预测中国南方海相页岩气产量

赵群1，2杨慎1王红岩1，2王南1，2刘德勋1，2刘洪林1，2藏焕荣1，2

1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院 2.国家能源页岩气研发（实验）中心

赵群等.钻井工作量分析法预测中国南方海相页岩气产量.天然气工业，2016， 36（9）: 44-50.

中国南方海相页岩气资源丰富，但已有的常规方法不能满足对未来页岩气产量发展的预测。为此，以该区下志留统龙马溪海相页岩为例，基于其开发潜力，分析了现有页岩气资源的开发特征，认为四川盆地及邻区龙马溪组页岩气富集区资源量达17.4×1012m3，可采资源量为2.9×1012m3，其中埋深3 500 m以浅的页岩气资源是近期开发的主体，具备建成约300×108m3的产量规模。在此基础上，研究了国内外页岩气井的开发特征，建立了页岩气产量预测钻井工作量分析法：①单井初产值可表征页岩气井产能，测试产量可近似为初产，由于页岩气井递减率相似，由单井初产值可大致推测单井EUR（最终可采储量）值，再根据钻井工作量分析即可预测页岩气田产量规模；②目前南方海相页岩气测试产量期望值为17.6×104m3/d，单井EUR预测值约为1.5×108m3。结论认为：中国南方海相页岩气井单井初期产量高、递减快、生产周期较长，钻井工作量与气田产量密切相关，因此钻井工作量分析法对页岩气产量估算具有较好的适用性。利用该方法估算2020年四川盆地及邻区页岩气产量约为200×108m3。

中国南方海相页岩早志留世页岩气最终可采储量钻进工作量递减率单井初产值产量

美国“页岩气”革命使其天然气基本实现了自给自足，2015年页岩气产量达4 250×108m3，占该国天然气总产量的56%，对外依存度由2000年的16%下降至2015年的1%［1-2］。受美国“页岩气”革命的启示，我国页岩气经过“十二五”勘探开发攻关取得重要进展，埋深3 500 m以浅页岩气开发技术已经基本过关，焦石坝、长宁、威远和昭通等区块页岩气实现了规模有效开发，2015年全国页岩气产量超过45×108m3。由于我国页岩气生产历史较短，已有的常规方法不能满足对未来产量发展的预测。笔者通过分析页岩气的资源潜力、工程技术水平和技术经济特征，综合页岩气井生产特点提出钻井分析法产量预测模型，最终分析不同条件页岩气产量规模，以期为我国页岩气产业政策、规划决策和配套发展提供参考。

1　我国页岩气资源的开发潜力

1.1四川盆地及邻区五峰组—龙马溪组页岩气资源情况

据国土资源部的统计，全国页岩气地质资源量为134×1012m3，可采资源量为25×1012m3，其中南方海相页岩气可采资源量达8.82×1012m3［3-4］。通过“十二五”页岩气勘探开发攻关，初步实现了以四川盆地及邻区海相上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气资源的有效开发。根据目前页岩气开发情况判断，近期四川盆地蜀南构造稳定区中的威远、长宁和昭通等区块，以及构造相对稳定区中的焦石坝等区块是页岩气开发的主要领域［3，5-7］。截至2015年底，全国探明页岩气储量5 441.29×108m3，其中焦石坝区块3 805.98×108m3，长宁、威远和昭通区块1 635.31×108m3。按照目前页岩气勘探程度评价，四川盆地及邻区埋深4 500 m以浅五峰组—龙马溪组页岩气富集区面积约为4×104km2，资源量超过17×1012m3，其中埋深3 500 m以浅页岩气富集面积1.5×104km2，资源量约为7×1012m3。按照埋深3 500 m以浅页岩气采收率20%、埋深介于3 500～4 500 m采收率15%，测算页岩气可采资源量约为3×1012m3，其中3 500 m以浅页岩气可采资源量为1.4×1012m3，埋深介于3 500～4 500 m页岩气可采资源量为1.6×1012m3。

1.2页岩气资源的开发潜力

四川盆地及邻区的焦石坝、长宁、威远和昭通等区块实现规模开发，但页岩气总体仍处于开发初期阶段，页岩气资源的开发潜力评价仍需要通过与美国典型页岩气田进行对比。Barnett、Haynesville和Marcellus页岩气田储量与产量增长情况对比，当储采比为10～20［8-9］，气田产量可实现快速增长。考虑到我国页岩气勘探程度较低，埋深小于3 500 m页岩气资源可动用程度按照50%测算，埋深介于3 500～4 500 m页岩气资源可动用程度按照40%测算，埋深3 500 m以浅和3 500～4 500 m预计探明可采储量分别为6 850×108m3、6 280×108m3。按照产量稳产10～20年，可建成页岩气产量规模600×108m3左右（表1）。

表1　四川盆地及邻区页岩气与美国典型页岩气田开发参数对比表

2　页岩气井产能表征方法

页岩气井产能的评价是页岩气产量预测的基础，单井初产（产量达到峰值后的首月平均日产气量）、递减率、最终可采储量（EUR）是评价页岩气井单井产能的主要指标。

2.1单井初产可表征单井产能

通过美国主要典型页岩气田典型井递减特征分析，各页岩气田典型井递减率在一定区间内，典型井单井初产与最终可采储量呈现线性正相关关系，因此单井初产可大致表征产能情况。美国页岩气开发较为成熟的页岩气田中，Barnett页岩水平井单井初产5.3×104m3/d，单井EUR为0.7×108m3［10-11］；Haynesville页岩水平井单井初产28×104m3/d，单井EUR为2.5×108m3［12］；Fayetteville页岩单井初产7×104m3/d，单井EUR为0.42×108m3［13-14］；Marcellus页岩单井初产12.5×104m3/d，单井EUR为1.06×108m3［15-16］；Woodford页岩单井初产12.7×104m3/d，单井EUR为1.13×108m3［17-18］。从美国各区块典型井的递减率来看，前3年的平均递减率介于74%～88%［9］（图1）。由于递减率的相似性，决定单井初产与EUR呈正相关关系，单井初产越高单井EUR值也就越大。因此单井初产可以表征单井产能。

图1　美国各页岩气田典型井产量剖面及递减率图

图2　五峰组—龙马溪组页岩气水平井单井产量对比图

2.2单井初产与测试产量的关系

由于我国页岩气开发处于初期阶段，并且尚未形成较为公开的数据体系，各页岩气区块已有数据均为单井测试数据，其能否等同于单井初产需要应用大量数据加以分析。通过对南方海相五峰组—龙马溪组页岩气水平井生产动态跟踪分析，笔者选取了前3月页岩气井套压降低为5～10 MPa，并且在后期套压保持基本平稳的37口生产井作为分析对象（图2），以确保各生产井的生产制度大致相似。本次统计的37口水平井测试产量范围介于4.5×104～40.0×104m3/d，平均测试产量为16.63×104m3/d；单井初产范围在4.0×104～39.7×104m3/d，平均单井初产16.59×104m3/d；前3月平均日产量范围在2.61×104～35.84×104m3，平均值为14.54×104m3/d。从统计结果上看，由于页岩气水平井测试产量总体高于单井初产，二者存在一定的差异性，但数值差距不大（图2）；前3月单井平均日产量总体小于测试产量和单井初产。因此，在缺少页岩气单井初产数据的情况下，可将测试产量近似的等同于单井初产。

2.3单井初产与EUR关系模型

页岩气单井初产与EUR关系的确定，即可采用单井初产来确定页岩气井的产能问题。采用线性函数对美国主要页岩气田单井初产与EUR关系进行回归，得到单井初产与EUR关系模型：

式中EUR表示单井最终可采储量，108m3；IP表示单井初产，104m3/d。

为验证此经验模型的可信度，采用区域内已有的生产历史较长的页岩气水平井生产情况进行比较。如焦石坝区块的焦页6-2HF井测试产量36.3×104m3/d，连续生产550 d，累计产气1.5×108m3，预计EUR达到3.0×108m3；焦页1HF井测试产量17.2×104m3/d，连续生产850 d，累计产气4 500×104m3，预计EUR约为1.35×108m3（据中国石化的报道）。长宁区块宁201-H1井单井测试产量15×104m3，连续生产超过2年，累计产气超过0.6×108m3，预测EUR约为1.1×108m3。采用公式（1）计算焦页6-2HF、焦页1HF井和宁201-H1井的EUR值分别为3.07×108m3、1.49×108m3和1.31×108m3。考虑到测试产量略高于单井初产，可见该经验公式通过单井初产对EUR的判断基本符合页岩气井的生产特点。

2.4页岩气单井产量剖面

参考式（1）单井初产与EUR的关系模型，并结合水平井递减率特征（图1），分别建立了4条页岩气单井产量剖面。单井初产25×104m3/d，第1年平均14.1×104m3/d，20年单井EUR值为2.1×108m3；单井初产20×104m3/d，第1年平均11.3×104m3/d，20年单井EUR值为1.7×108m3；单井初产15×104m3/d，第1年平均8.5×104m3/d，20年单井EUR值为1.3×108m3；单井初产10×104m3/d，第1年平均6.0×104m3/d，20年单井EUR值为0.9×108m3。

3　钻井分析法数学模型

由于我国页岩气生产历史较短，翁氏旋回等常规油气产量预测方法不适用。页岩气储层超致密，不经增产改造一般无自然产能，是典型的人造气藏，通常是一井一藏。页岩气单井生产具有初期产量高，递减快，生产周期长的特点（图1）。页岩气田产量取决于钻井工作量，因此通过钻井工作量来预测页岩气田产量是一种有效的方法。按照页岩气单井产量生产剖面，单井第k年产量表达为：

式中Qk表示单井第k年产量，104m3；r（t）表示t时刻页岩气井的递减率。

根据“十二五”页岩气产建的基本经验，当年钻井当年的产量贡献很小，其第2年产量贡献最大，当年钻井产量当年的产量暂不计算。因此，区块内第i年的页岩气产量见式（3）。

式中Ti表示区块第i年产量，104m3；nm-1表示第m-1年钻井数量，口；Bi表示区块老井第i年产量，104m3。

4　我国南方海相页岩气开发产量预测

4.1评价参数

根据页岩气单经济评价的效益情况，基于目前页岩气开发区块钻机数量和投资情况，设定3种情景和3个工作量方案。按照页岩气水平井单井综合投资6 000万元、气价1.31元/ m3，评价期20年，单价初产25×104m3/d、20×104m3/d、15×104m3/d和10×104m3/d，内部收益率分别为30.6%、20.8%、9.74%和1.05%。“十二五”期间，焦石坝、长宁、威远和昭通等页岩气开发区块内，钻机总数量80～100部，单井钻机周期50～80 d，每部钻机平均每年钻水平井3～4口。考虑到未来页岩气开发效率不断提高，“十三五”每部钻机年钻井4～5口，“十四五”每部钻机年钻井5～6口，“十五五”每部钻机年钻井6口以上。考虑到目前全球油气价格低位运行，“十三五”期间年均投资最高按200亿元左右进行综合测算。根据经济效益和投资水平，按照3种工作量方案进行产量分析。工作量方案1中，动用钻机数量在目前的基础上增加1/2，约135部左右，“十三五”钻水平井1 810口，需投资1 177亿元；工作量方案2中，动用钻机数量保持在目前90部的水平，“十三五”钻水平井1 690口，需投资1 099亿元；工作量方案3中，动用钻机数量在目前的基础上减少1/2，约45部左右，“十三五”钻水平井935口，需投资608亿元（表2）。

表2　页岩气开发钻机工作量及投资估算表

4.2计算结果

根据页岩气产量历史，2013年约2×108m3、 2014年约12×108m3、2015年约45×108m3。结合页岩气产量和工作量对式3中的Bi值进行拟合，2016年预计产量达到61×108m3，之后按照自然递减。2016年之后所钻页岩气井产量按照表2中3个工作量方案测算，结果如下：

工作量方案1：按照单井初产10×104m3/d、15×104m3/d、20×104m3/d和25×104m3/d，2020年对应产量分别为144×108m3、185×108m3、223×108m3和327×108m3，2030年产量分别为424×108m3、562×108m3、687×108m3和1034×108m3（图3-a）。

图3　不同工作量方案页岩气产量预测曲线图

工作量方案2：按照单井初产10×104m3/d、15×104m3/d、20×104m3/d和25×104m3/d，2020年对应产量分别为140×108m3、180×108m3、216×108m3和317×108m3，2030年产量分别为314×108m3、415×108m3、506×108m3和760×108m3（图3-b）。

工作量方案3：按照单井初产10×104m3/d、15×104m3/d和20×104m3/d，2020年对应产量分别为86×108m3、108×108m3和128×108m3，2030年产量分别为168×108m3、220×108m3和267×108m3（图3-c）。

4.3计算结果分析

笔者收集了71口南方海相页岩气水平井测试产量数据，通过蒙特卡罗法进行概率分析，数据样本总体符合正态分布，期望值为17.6×104m3/d，25%和75%概率值对应的值分别为9.8×104m3/d和25.4×104m3/d（图4）。按照页岩气田一井一藏的特点，单井开发具有经济效益，气田开发就具有经济效益。

图4　蒙托卡罗法页岩气测试产量分析结果图

单井初产10×104m3/d，内部收益率仅1%，即使考虑到国家的积极推动等因素，“十三五”工作量应减少，采用方案3工作量，预测2020年页岩气产量约86×108m3；单井初产15×104m3/d，内部收益率约10%，页岩气开发具有一定经济效益，并考虑到国家积极发展页岩气产业，因而“十三五”工作量不会减少，方案1和方案2对应产量分别为185×108m3和180×108m3。单井初产20×104m3/d，内部收益率约16%，页岩气具有较好经济效益。因此“十三五”工作量以增加为主，方案1和方案2对应产量分别为223×108m3和216×108m3。单井初产25×104m3/d，内部收益率约21%，页岩气产业将加快发展，页岩气工作量将大幅增长，采用方案1工作量方案，预测2020年页岩气产量约327×108m3。

综上结果分析，概率值25%对应2020年页岩气产量规模为86×108m3，概率值75%对应2020年页岩气产量规模为327×108m3，概率值50%对应产量规模为200×108m3左右。

5　结论

我国南方海相页岩气资源丰富，埋深3 500 m页岩气资源是“十三五”期间页岩气开发的主体，初步估算具备建成年产300×108m3的资源潜力。综合国内外页岩气井生产特点，单井初产可表征页岩气井产能，测试产量可近似为初产，由于页岩气井递减率相似，由单井初产粗略推测单井EUR。目前南方海相页岩气测试产量期望值为17.6×104m3/d，单井EUR预测值约为1.5×108m3。页岩气井单井初期产量高、递减快、生产周期较长，钻井工作量与气田产量密切相关。因此钻井分析法对页岩气产量估算具有较好的适用性。通过该方法进行估算，概率值50%对应的2020年产量规模为200×108m3左右。

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（修改回稿日期2016-05-17编辑罗冬梅）

Prediction of marine shale gas production in South China based on drilling workload analysis

Zhao Qun1，2， Yang Shen1， Wang Hongyan1，2， Wang Nan1，2， Liu Dexun1，2， Liu Honglin1，2， Zang Huanrong1，2
（1. Langfang Branch of PetroChina Petroleum Exploration & Deνelopment Research Institute， Langfang， Hebei 065007， China； 2. National Energy Shale Gas R&D Center， Langfang， Hebei 065007， China）
NATUR. GAS IND. VOLUME 36， ISSUE 9， pp.44-50， 9/25/2016. （ISSN 1000-0976； In Chinese）

The marine shale gas resource in South China is abundant， but the existing conventional methods cannot meet the needs of predicting the future production development of shale gas. With the marine shale of the Lower Silurian Longmaxi Fm in this region as an example and based on its development potential， the development features of the existing shale gas resources were analyzed. It is considered that the Longmaxi shale gas accumulation zones in the Sichuan Basin and its neighboring areas contain resources of about 17.4×1012m3and recoverable resources of about 2.9×1012m3. In particular， the shale gas above 3 500 m underground is the main body for recent development target， with a potential production scale about 300×108m3. On this basis， the development features of foreign and domestic shale gas wells were studied and the drilling workload analytical method for the prediction of shale gas production was established: （1） the initial production of a single well can be used to characterize the productivity of the shale gas well， and its test production is approximate to its initial production. Due to the similarity of decline rate among shale gas wells， the Estimated Ultimate Recovery （EUR） value of a single well can be roughly speculated from its initial production， thus the production scale of shale gas field can be speculated according to the analysis of drilling workload； （2） currently， the expected test production of South China marine shale gas is 17.6×104m3/d， and the predicted single-well EUR value is roughly 1.5×108m3. It is concluded that the marine shale gas in South China represents high initial production of a single well， high declining rate， longer production cycle and the drilling workload is closely related with the production of a shale gas field. Therefore， the analysis of drilling workload shows better applicability to the evaluation of shale gas production. Based on this method， the shale gas production of the Sichuan Basin and its neighboring area in 2020 was estimated to be about 200 ×108m3.

South China； Marine shale； Early Silurian； Shale gas； Estimated Ultimate Recovery （EUR） ； Drilling workload； Declining rate； Initial production of a single well； Production

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.09.005

国家重点基础研究发展计划（973计划）项目（编号：2012CB214700）。

赵群，1979年生，高级工程师，博士；现主要从事非常规油气规划战略研究工作。地址：（065007）河北省廊坊市广阳区44号信箱。ORCID: 0000-0003-2326-217X。E-mail: zhaoqun69@petrochina.com.cn