川南地区百亿立方米页岩气产能建设地质工程一体化关键技术

陈更生 吴建发 刘 勇 黄浩勇 赵圣贤 常 程 钟成旭

1.中国石油西南油气田公司 2.中国石油西南油气田公司页岩气研究院

0 引言

页岩气是当前天然气勘探和开发中产量增长最快的领域之一。中国富有机质页岩广泛分布，资源丰富[1]。相关数据显示，中国页岩气可采资源量介于11.5×1012～36.1×1012m3，其中主体资源位于四川盆地南部地区（以下简称川南地区）上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组。

川南地区五峰组—龙马溪组黑色页岩均为深水陆棚相沉积，面积约为6.5×104km2。该地区位于上扬子板块西部，隶属于川南低陡、川西南低褶构造带，刚性基底稳定性强，沉积盖层变形总体较弱，历经加里东、印支、燕山、喜马拉雅等多期构造运动，是中国南方海相沉积相对稳定的地块。页岩气储层品质优，具有高有机碳含量（3.2%～6.5%）、高含气量（3.2～9.0 m3/t）、高脆性矿物含量（50.6%～75.3%）以及中等孔隙度（4.1%～8.6%）等特征[2]。储层埋深适中，主体埋深为3 500～4 500 m。页岩气整体保存条件好，远离剥蚀线的区域普遍超压（泸州区块压力系数1.94～2.42，为川南地区最高；长宁、威远区块压力系数1.2～2.0；渝西区块压力系数1.6～2.0）。但是与北美页岩气田相比，川南地区页岩储层地质工程条件更加复杂，呈现出“一薄、两低、三高、三发育”特征，具体表现为靶体厚度薄（3～5 m），低孔隙度（平均为4%）、超低渗透率（0.000 01～0.000 1 mD），高水平应力差（10～20 MPa）、高闭合应力（90～120 MPa）、高杨氏模量（40～60 GPa），微幅构造、小断层、天然裂缝发育，最终导致页岩气部署设计难度大、靶体钻遇率提高难度大、压裂复杂缝网形成难度大，早期单井产量低。针对上述复杂地质工程条件，如何提高单井产量和单井估算最终采收量（EUR）成为川南地区页岩气勘探开发的重大问题。

北美通过建立多学科融合、多技术集成的一体化创新和发展之路，实现了非常规油气资源的成功开发。2011年，Cipolla等[3]提出了针对非常规储层的地质工程一体化工作流程，实现了从地震数据解释至产能模拟的全过程无缝整合。随后，Gupta等[4-6]利用地质工程一体化方法对页岩气多井组水力压裂后三维地应力场的变化、完井方案、重复压裂方案和井距等参数优化设计进行了研究。

中国石油天然气股份有限公司（以下简称中国石油）西南油气田公司作为中国页岩气的开拓者之一[7-8]，积极践行了地质工程一体化理念[9-17]，开展了10余年探索与实践，历经评层选区、先导实验、示范区建设、工业化规模开采4个阶段，通过不断探索实践与攻关试验，形成了地质工程一体化高产井培育方法，解决了川南地区页岩气效益规模开发面临的难点，大幅度提高了页岩气单井产量和EUR，实现了高产井的批量“复制”，相继培育出国内首个百万立方米级页岩气井和400×104m3/d页岩气平台，支撑了中国石油在川南地区页岩气勘探开发的重大进展。2014 年中国石油页岩气开始实施规模建产，2016年建成长宁—威远国家级页岩气示范区，2020年页岩气年产量达100.29×108m3、投产气井近千口、日产气量超过4 000×104m3，日产量连续3年实现千万立方米级增长，建成了国内首个“万亿立方米储量、百亿立方米产能”大气田，形成了全球规模仅次于北美的大型页岩气田，持续领跑国内页岩气产业。

通过对页岩气勘探开发成果的系统梳理和总结，形成了适用于川南地区页岩气的地质工程一体化高产井培育方法， 针对“提高单井产量和EUR”的关键问题，在井位部署、钻井、压裂、生产等页岩气井全生命周期实施过程中，坚持采用地质工程一体化技术开展“一体化研究、一体化设计、一体化实施和一体化迭代”，系统考虑储层品质、钻井品质和完井品质，进而实现了页岩气产量、EUR和采收率的综合提升。

1 地质工程一体化工作思路

页岩气藏是典型的人造气藏，具有一井一藏的特殊性，必须保证“地质”和“工程”充分结合，选择在最优质储层实施工程改造，才能实现高产。通过多年不断探索实践，探索出适应于川南地区不同地质条件、不同储层特征、不同工程条件，以地质工程一体化为核心的一体化高产井培育方法：以地质工程一体化关键技术为基础，在井位部署、钻井设计和实施、压裂设计和实施、气井生产管理等页岩气井全生命周期中，开展“一体化研究、一体化设计、一体化实施和一体化迭代”，做到“定好井、钻好井、压好井和管好井”，达到“高储层品质、高钻井品质、高完井品质”[7]，实现“高产量、高EUR、高采收率”目标（图1）。页岩气地质工程一体化高产井培育方法主要包括以下三点。

图1 页岩气地质工程一体化工作思路图

1）地质工程一体化方法。一体化工作方法是开展地质工程一体化高产井培育的必备条件，具体包括地质工程一体化研究、地质工程一体化设计、地质工程一体化实施和地质工程一体化迭代。①地质工程一体化研究：通过三维地质建模、三维地应力建模，建立同时具有地质和工程属性的一体化三维模型，实现精细化、定量化标准。②地质工程一体化设计：开展水力裂缝精细模拟和气井生产动态预测，结合生产实际，进行开发技术政策优化、井位部署、钻井设计、压裂设计、生产动态预测。③地质工程一体化实施：针对钻井实施，利用精细的三维地质导向模型和地质导向流程，提前预判和调整，确保Ⅰ类储层钻遇率高；针对压裂实施，结合复杂缝网预测模型和压裂施工数据，实时调整压裂工艺参数，确保压裂实施效果。④地质工程一体化迭代：根据钻井的实钻资料，不断迭代更新时深转换的速度场模型；根据实钻的水平井轨迹数据和更新后的深度域模型，不断迭代更新三维构造和层面模型；根据现场地应力测试、压裂施工数据、三维地质模型，不断迭代更新三维地应力模型；根据压裂施工曲线和微地震监测数据、三维地应力模型，不断迭代复杂缝网模型；根据气井生产数据、复杂缝网模型，不断迭代更新气井产能预测模型。

2）地质工程一体化任务。一体化任务是开展地质工程一体化高产井培育的实施保障，具体包括页岩气井全生命周期中的井位部署、钻井设计和实施、压裂设计和实施、气井生产管理等。①井位部署的任务：开展精细气藏描述，优选“甜点目标”，锁定“黄金靶体”，最大限度动用资源；②钻井任务：确保Ⅰ类储层钻遇率高、井眼轨迹光滑、钻井速度快、水平段长度足够长；③水力压裂任务：确保压裂缝网复杂、储层改造体积大、井筒完整性好、裂缝导流能力充足；④生产任务：确保测试产量规范、生产制度合理、保持井筒通畅、系统优化及时。

3）地质工程一体化目标。它是指气井测试产量高，全生命周期的累积产量高，气田的整体采收率高。

2 地质工程一体化研究的关键技术

在川南地区页岩气勘探开发过程中，依据地质工程一体化研究需要，逐步探索形成了三维地质建模技术、三维地质力学建模技术、地质工程一体化复杂缝网模拟技术和地质工程一体化数值模拟技术等四项关键技术[18]。

2.1 三维地质建模技术

三维地质建模技术主要是指三维精细构造建模、三维属性建模和天然裂缝建模技术，具体如下：①井震结合的精细构造建模技术：将单井构造信息（例如成像测井构造倾角信息和真地层厚度TST域小层精细对比构造信息等）与地震解释层面相结合，建立精细三维构造模型；②井震结合的属性建模技术：在岩心资料、特殊测井资料及地震属性资料指导下通过地质统计学方法建立反映储层品质的属性模型，如TOC、孔隙度、饱和度、含气量等等；③基于多尺度信息的天然裂缝建模技术：充分利用成像测井资料、微地震检测资料和地震属性资料，进行从单井、井周边到区块的裂缝分析与预测，建立三维多尺度三维天然裂缝模型。长宁地区三维TOC分布的地质模型图（图2）。

图2 长宁某井区三维地质模型图

2.2 三维地质力学建模技术

三维地质力学建模技术主要是指单井地应力建模技术、三维地应力建模技术，具体如下：①单井地应力建模技术：以测井数据、岩石力学测试和现场地应力测试数据为基础，建立孔隙压力模型、岩石力学参数模型和地应力模型；②三维地应力建模技术：以三维地质模型为基础，根据研究对象的不同建立不同尺度的三维有限元模型。以单井地应力预测结果为约束，综合考虑天然裂缝、断层对地应力场的影响，开展三维有限元数值模拟，反复迭代求解，确定复杂地质构造下应力场的展布（图3）。

2.3 地质工程一体化复杂缝网模拟技术

地质工程一体化复杂缝网模拟技术主要是复杂缝网预测技术和复杂缝网拟合技术，具体如下：①复杂缝网预测技术：以三维地质模型（包括天然裂缝模型）、三维地质力学模型、三维空间的井眼轨迹为基础，综合考虑储层非均质性、复杂天然裂缝、应力阴影、地应力的各向异性和非均质性的影响，定量预测不同地质工程参数下的复杂缝网形态；②复杂缝网拟合技术：在压裂施工后，以微地震监测数据、停泵压力、压裂施工曲线等现场实测数据为基础，开展水力裂缝拟合校正和精细刻画，得到更加逼近真实的裂缝形态。模拟的复杂缝网与微地震、施工压力等数据吻合度达80%，支撑了压裂设计优化，为量身定制工艺参数奠定基础。

2.4 地质工程一体化数值模拟技术

地质工程一体化数值模拟技术主要分为非结构化网格剖分技术、多尺度流动耦合技术和AMG—CPR巨型稀疏矩阵求解法三个部分，具体如下：①非结构化网格剖分技术：将模拟得到的水力裂缝及天然裂缝的复杂缝网系统用于非结构生产网格模型建立，为压后油藏数值模拟研究提供基础，实现从压裂到生产数据的无缝对接（图4）；②多尺度流动耦合技术：耦合考虑解吸、应力敏感、滑脱、扩散等多种效应，模拟过程更加趋近页岩气的真实流动特征；③AMG—CPR巨型稀疏矩阵求解法：实现CPU千核并行计算，在短时间内完成千万级网格的模拟计算，利于对不确定参数进行敏感性分析和校正。

3 地质工程一体化实践

针对川南地区页岩气复杂地质工程背景，在地质工程一体化关键技术攻关基础上，推广应用地质工程一体化高产井培育方法，在井位部署、钻井设计和实施、压裂设计和实施、气井生产管理等方面来开展地质工程一体化实践。

3.1 井位部署

3.1.1 区域“甜点目标”的选择

利用三维地质建模技术建立井区储层的精细化三维构造模型、属性模型、地应力模型、天然裂缝模型，构建了“地质+工程”全要素三维模型，综合分析不同地质工程参数与单井产量的相关性，明确了水平井轨迹方位、箱体位置、Ⅰ类储层、井筒完整性、主体压裂工艺等高产主控因素，绘制了多种主控参数叠合的甜点开发分布图（图5），综合了三维地质模型与三维地质力学模型的影响，支撑了井位优化部署及水平井设计。

3.1.2 靶体位置的优选

通过对已实现规模效益开发的长宁页岩气田大量生产井生产特征的分析得到,长宁区块龙一11-3小层均为Ⅰ类储层，且厚度介于6～15 m，但单井测试产量明显受到水平井靶体位置的影响，水平井靶体位置越靠近龙一11小层底部，页岩气井的测试产量越高（图6）。在三维模型内，将纵向网格分辨率加密至0.5 m，实现了“黄金靶体”空间分布的精细刻画，为水平井轨迹设计和钻井导向奠定基础。

图3 长宁某井区三维地应力分布图

图4 压裂缝网非结构化网格剖分示意图

3.1.3 井位部署模式优化

川南地区地面条件复杂，页岩气开发需要大量的水源和及时的物资供应，考虑到就近用水、运输成本以及人口密集等因素，可部署平台有限，为了提高页岩气探明储量采出层度，需要开展地面平台优化。通过不断探索实践，最终建立了川南地区地面—地下一体化水平井部署模式（图7），使平台资源动用率从2012年50%提高到目前的80%以上。该模式充分利用地下、地面两个资源，对建产井井位部署进行整体优化。在地下根据断层走向和方位精细设计水平段长，增加了平台动用面积，在地面根据地面条件情况，分别采用单排式、交叉式布井，使平台采收率增加20%。

图5 地质工程一体化三维模型图

3.1.4 水平井开发技术政策优化

基于建立的三维地质工程模型，以单井EUR、区块采收率和内部收益率为指标，建立了不同地质工程条件下的技术经济一体化开发技术政策（方位、井距、水平段长）定量评价图版。采用数模结合实践的方法，固化了不同地质工程特征的水平井关键参数，在确保效益开发的前提下，最大程度提高采收率。以井距优化为例，建立了范围为1 700 m×1 400 m、储量丰度为6.06×108m3/km2的模型，探讨了井距为600 m、400 m、300 m、240 m、200 m 时，EUR和采收率随井距变化的结果[19]（图8）。通过地质—工程—经济一体化研究，实施井距由早期的500～600 m优化调整为300～400 m。

图6 长宁区块靶体位置与测试产量关系图

图7 地面—地下一体化水平井部署模式

图8 不同井距下EUR和采收率的变化曲线

3.2 钻井

中国页岩气优质储层相对北美具有较大不同，存在靶体薄、微幅构造及断层发育的特征，常用的 “单伽马+弯螺杆”导向方法不能判断井眼轨迹出层方向、轨迹调整效率低，满足不了复杂地质条件下页岩气精准导向的需要；要实现复杂地质条件下对优质储层的精准追踪，首先要开展地质工程一体化建模对优质储层垂向分层和横向展布进行精准预测，再根据模型精确设计钻井井眼轨道，最后优选导向工具实施精准轨迹控制。

3.2.1 地质工程一体化水平井轨迹设计

基于建立的三维地质工程模型，开发了地质工程融合的页岩气井网可视化设计平台，并设计了井区钻井最优井轨迹，降低了着陆难度，解决了水平段常规二维直线式设计与实钻轨迹偏差大的难题。并根据地层变化情况首次设计了“u”形、“n”形、“s”形和多断层井复杂井眼轨迹（图9）。上述复杂井眼轨迹设计降低了在“3～5 m”优质储层中精准入靶、层位追踪中的轨迹控制难度，确保了水平段长度大于1 800 m时，井眼轨迹足够光滑。

图9 复杂井眼轨迹示意图

3.2.2 基于精细轨迹的地质工程一体化导向

基于三维地质工程模型，设计地质导向方案，多源信息精准定位，优选工具精确导向，确保水平段长达到设计要求，靶体钻遇率高、钻井效率高（图10）。具体流程如下：钻前锁定优质储层，明确目标靶体，建立三维地质工程模型，设计最优井眼轨道及导向方案；水平段着陆前综合随钻伽马、元素录井及综合录井资料逐一识别、校对目的层上部标志层，根据实钻情况及时校正导向模型和优化轨道设计，控制轨迹精准、平稳入靶；进入水平段后，多源信息定位钻头在目标层的位置，确定井眼轨迹与目的层接触关系，实时调整钻具姿态并控制井眼轨迹在目的层内有效延伸，保障优质储层钻遇率。钻进过程中若钻遇断层、产状突变等异常情况，应综合考虑地质变化、井筒工况及钻井难度重新设计轨迹，钻后根据实钻资料修正地质导向模型、对地震资料重新处理和解释，为邻井导向提供指导。

图10 精准地质导向工艺流程图

3.3 压裂

页岩气开发初期，采用相同的压裂工艺参数，受非均质性、地应力、天然裂缝、岩石力学参数等因素影响，单井产量差异大，常规的压裂设计方法不适用，缺乏复杂缝网定量描述和评价的方法。通过探索实践，在开展压裂模拟研究和气井产量主控因素分析的基础上，形成了适用于页岩储层的地质工程一体化压裂设计方法，有效提高了单井产量。

3.3.1 地质工程一体化精细分段设计

在水平井压裂施工过程中，利用三维地质工程模型，针对储层物性、力学特征、天然裂缝和固井要求等地质工程因素确定分段，基于气测值、孔隙度、含气量和狗腿度等因素确定射孔位置，形成了基于多元信息的快速智能化分段及射孔设计技术（图11）。针对水平井段的不同地质及工程特征，如优质页岩段、高钙质段和天然裂缝段等，优选压裂工艺确保最优的压裂改造效果。

3.3.2 地质工程一体化压裂参数设计

在压裂施工之前，结合精细三维地质模型和三维地应力模型，首先考虑天然裂缝和地应力的分布特征，确定压前有利因素与不利因素分析，进行风险预判；结合单井地质工程特征，重点围绕解决不利因素，开展不同液体组合、不同排量、不同支撑剂等多组参数的地质工程一体化压裂模拟计算，选择最匹配单井地质特征的压裂参数，在确保施工顺利的条件下，进一步提高单井产量（图12）。

3.3.3 地质工程一体化现场实施

通过构建室内和现场相结合的工作模式，解决现场施工过程中的复杂问题。针对加砂困难、裂缝扩展不均匀等工程问题，室内研究人员在模型迭代校准的基础上，对单段液量、排量、加砂强度、加砂模式和射孔参数等参数进行模拟计算，指导现场人员对压裂工艺参数进行优化调整，确保加砂量高、压裂施工顺利。通过采用该方法，深层页岩气井成功解决了天然裂缝发育条件下水力裂缝扩展不均匀、天然裂缝抑制水力裂缝扩展等问题，实现了实时优化调整，降低井下工程复杂，井筒完整性达100%，完成了1 478 m水平段改造，获得了46.9×104m3/d的测试产量。

3.4 生产

3.4.1 生产制度优化

页岩人工裂缝应力敏感性强，放大压差生产会导致缝网闭合，影响气井产能。针对上述问题，创新结合一体化数值模拟与应力敏感实验，开展复杂缝网不同铺砂浓度条件下气井生产动态特征研究，综合单井生产效果与经济效益，形成了“闷井、控制、稳定、连续”为核心的排液制度，建立了以压力、产量、稳定时间和波动范围为指标体系的页岩气测试技术规范，提出了以测试产量1/3～1/2配产单井相对三年稳产的优化生产制度，实现了“排液—测试—生产”不同阶段的气井制度优化，有效降低了裂缝的应力敏感伤害，单井EUR提高了近15%。

3.4.2 气井生产优化

页岩气初期产量、压力递减快，自喷周期短，必须及时采取产能维护措施才能保障稳定连续生产。川南地区页岩气基于“地层—井筒”一体化模型和管柱精细流体力学（CFD）模拟，建立了不同井型、不同AB点落差、不同产液量条件下的页岩气水平井井筒积液诊断预测模型。结合井筒多相流动规律实验研究与动态监测结果，形成了以“气举、泡排、柱塞”为主的川南地区页岩气产能维护工艺。据统计，长宁区块累计实施车载气举6 000井次、泡排81井次、柱塞气举15井次，累计增产气量6.02×108m3。

4 实践效果

经过10余年的地质工程一体化高产井培育方法的攻关、研究、应用和推广，在长宁、威远区块取得了显著效果。在现场试验阶段，长宁地区井均测试日产量由初期的10.9×104m3提高到26.3×104m3，最高测试日产量62×104m3，井均EUR由初期0.5×108m3提高到1.24×108m3。威远区块井均测试日产量由初期的11.6×104m3提高到23.9×104m3，最高测试日产量71×104m3，井均EUR由初期0.5×108m3提高到 1.1×108m3。

全面推广地质工程一体化高产井培育方法后，又培育了一批高产井，EUR大于1.5×108m3，部分井超过2.0×108m3；长宁—威远区块培育了一批测试日产量超50×104m3的高产井，其中长宁地区最高测试日产量达76×104m3，威远地区最高测试日产量达83×104m3。研究成果应用于四川盆地泸州、渝西地区等深层页岩气开发，钻探的泸203井（垂深3 893 m）获138×104m3/d的高产工业气流，成为我国首口日产超百万立方米的深层页岩气井，足202-H1井（垂深3 957 m）、黄202井（垂深4 082 m）、阳101H2-8（垂深4 129 m）井获气（20～50）×104m3/d，其中泸州地区4口投产井井均EUR1.98×108m3。深层页岩气勘探开发实现了由点到面的战略突破，展示了巨大的勘探开发潜力，坚定了“十四五”我国页岩气快速上产的信心。

图11 某井精细分段及射孔方案（1 in=25.4 mm，1 ft=0.304 8 m）

图12 页岩气井水力压裂拟合图（支撑剂铺置）

5 结论

1）通过地质工程一体化关键技术可以打造透明页岩气藏，建立涵盖“地质+工程”全要素的精细三维模型，实现复杂地质体的“定量化、可视化”表征，有效指导井位部署、钻井设计、压裂设计和气井生产。

2）地质工程一体化高产井培育方法成功实现了井位的优化部署、提高了储层钻遇率、形成了复杂缝网，指导了页岩气井全生命周期的优化调整，有效提高单井产量和EUR，支撑页岩气规模效益开发。

3）地质工程一体化高产井培育方法可以在非常规油气藏的不同领域、不同区块、不同层位开展大规模推广应用，支撑非常规储层规模效益开发。