复杂山地页岩气勘探开发技术创新与成效——以昭通国家级页岩气示范区为例

杜建平 叶 熙 史树有 吴 晨

中国石油浙江油田公司

0 引言

“十三五”期间，中国的页岩气勘探开发工作得到了快速发展，页岩气已成为国内天然气增储上产的重要力量[1]。据中华人民共和国自然资源部（原国土资源部）2015年的资源评价结果，全国页岩气地质资源量为121.86×1012m3、可采资源量为21.81×1012m3[2]，其中以中国南方海相页岩气成藏的赋存条件最为有利[3]、开采潜力巨大，仅川南、渝东及周边地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气地质资源量就达 9×1012m3[4]。

昭通国家级页岩气示范区（以下简称昭通示范区）位于滇黔北坳陷威信凹陷的中西部区域——川南低陡褶皱带南缘带，是典型的南方山地地块，具有“构造改造强，有机质过成熟、高演化，保存条件变差，高原丘陵地貌”的自然地质特点与工程条件，山地地形地貌、社会人文与交通情况复杂，走滑构造地质条件和三轴应力状态复杂，尤其是水平应力差高逾20 MPa，断层和天然裂缝发育，储层非均质性强，页岩气勘探开发难度较大[5]。

为了全面深化页岩气地质工程认识、确保优质页岩储层的钻遇率和井筒的完整性、提高压裂改造的复杂程度、控制页岩气产能建设风险、降低生产成本，中国石油浙江油田公司针对昭通示范区独特的山地页岩气成藏地质、工程和地面条件，对页岩气勘探开发关键技术进行国产化、规模化、效益化应用，积极探索页岩气现场工厂化作业、生产组织管理市场化运作模式，建立了复杂山地页岩气勘探多点突破和高效开发技术体系，实现了昭通示范区10×108m3/a页岩气规模效益开发。

1 研究区基本地质特征

滇黔北昭通示范区是2014年原国土资源部命名的第一批国家级页岩气示范区。跨越云、贵、川三省交界地带，包括四川省与云南省之间的筠连—威信地区天然气（页岩气）勘查区、云南省与贵州省之间的镇雄—毕节地区天然气（页岩气）勘查区两个区块。本次研究的区域主体上位于上扬子构造区西南缘的滇黔北坳陷威信凹陷，北邻四川盆地川南低陡褶皱带，南与滇东—黔中隆起相接（图1）。

图1 研究区构造区划图

研究区页岩气目的层为五峰组—龙马溪组，为深水陆棚相沉积环境，暗色页岩层有机质含量高（TOC介于 1.18%～4.90%），有机质热演化程度高（Ro介于2.26%～3.81%），具有较好的孔渗条件（孔隙度主要分布在2%～5%），含气量平均约为3.8 m3/t，页岩脆性矿物含量较高，石英含量平均为44%，脆性指数超过50%，三轴应力状态复杂，最小水平主应力介于 5～50 MPa，水平主应力差介于 20～28 MPa，天然微裂缝发育。

滇黔北地区作为四川盆地至黔中古隆起的过渡区域，较之于盆内，经历了广西（加里东）、印支等多期构造运动的叠加改造，地层强烈褶皱形变、抬升、剥蚀，构造形态更为复杂[6-7]，五峰组—龙马溪组沉积水体偏浅，页岩气目标层段厚度偏薄，仅局限于区内北部，受沉积相带的控制，优质页岩厚度从彝良—镇雄—毕节一线向北逐渐增厚，区内主要介于0 ～60 m，向北至沉积中心，厚度可超过60 m[8]，残留分布面积约9 000 km2，呈中间厚两侧薄，中部暗色泥岩厚度介于200～350 m，发育连续厚度超过30 m优质页岩段的有利勘区内域面积为3 800 km2，页岩层埋深介于1 000～4 000 m的勘探有利赋存区分布总面积约为5 500 km2（图2）。

图2 昭通示范区龙马溪组页岩气综合评价图与南北向地震时间解释剖面图

2 页岩气储层评价与甜点优选技术

由于滇黔北坳陷古生界海相页岩气具有高演化过成熟及多期次强烈构造改造的特殊性，与北美稳定地台上“弱构造形变、适中热演化程度”的页岩气地质条件，以及川渝地区四川盆地内长宁—威远、涪陵国家级页岩气示范区构造相对简单、连续性好的页岩气藏存在着明显的差异，页岩气赋存区连片面积小、分布分散、水平应力差大。因此，以昭通示范区为代表的山地海相页岩气储层甜点评价就不能简单照搬北美和川渝页岩气评价参数和有利赋存区优选的标准，其保存条件、孔隙压力是尤为重要的评价指标[9-10]。根据昭通示范区页岩气勘探的实际，创新性地提出了山地页岩气“三元控藏”富集赋存理论及甜点综合评价技术，通过开展高密度高精度地震采集、叠前同步 AVO 反演、蚂蚁体追踪等技术，优选出了黄金坝、紫金坝、太阳大寨等3个山地页岩气建产区。

2.1 山地页岩气“三元控藏”富集赋存理论及甜点综合评价技术

通过对研究区沉积期岩相、改造期构造及页岩气成藏期保存等因素的综合分析，创新性提出了复杂山地页岩气“沉积成岩控储、保存条件控藏、优质储层控产”的“三元控藏”富集理论，针对研究区页岩气“甜点”区段评价难点，通过研究得到了以下认识：①深水强还原环境下有机质丰富且远离物源，发育“TOC＞3%、黏土含量小于30%、石英含量超过40%”的“富碳低黏高硅”优质储层；②区域盖层剥露缺失区、通天断层发育带和水文地质淡化带页岩气藏往往遭受破坏而变成无气赋存区或无气赋存带，而整体封闭能力保存完好的斜坡带则页岩气保存条件较好；③储层的品质、厚度和连续性决定了页岩气井是否高产。

由此建立了包含储层连续厚度、压力系数、埋藏深度、测试产量等参数在内的评层选区指标体系[5]，确立了研究区中北部五峰组—龙马溪组下段1小层页岩地层倾角变化大（2°～40°），背斜和向斜核部产状一般小于10°，以发育三、四级断层为主，优质页岩段具有厚度大（30～40 m）、有机质丰度高（TOC介于2.58%～3.21%）、热演化程度高（Ro介于1.99%～3.08%）、含气性好（含气量介于3.30～5.51 m3/t）、储集性能好（孔隙度介于3.98%～5.41%）、脆性矿物含量高（51%～75%）和目的层超压（压力系数介于1.25～2.00）等特征，是有利的页岩气开发层系的认识。采用多因素叠合优选的龙马溪组Ⅰ类有利区面积为1 791.5 km2，页岩气资源量为3 354×108m3[11]（图 3）。

图3 研究区龙马溪组下段页岩气资源量计算单元分布图

2.2 山地页岩气高密度、高精度地震勘探配套技术

研究区内所存在的地表条件复杂，沟壑纵横，高差变化大，表层岩性变化大，断裂发育、构造复杂，地震资料处理解释存在资料信噪比低，准确成像难度较大，地震资料频率特征差异大等问题，严重制约了后续页岩气甜点预测的精度。

针对以上难题，创新采用了以基于储层各向异性的天然裂缝、叠前AVO同步弹性参数预测为核心的地震反演技术，通过精细速度分析与分频剩余静校正迭代、有针对性的叠前高能去噪以及高分辨OVT各向异性偏移成像等配套处理技术[12-13]，使目的层主频从30 Hz提高到40～45 Hz，有效降低了各向异性对地震成像的影响，提高了横向分辨率及成像精度，断裂刻画更加清晰，为后续甜点预测提供了高质量的数据体（图4）。

图4 常规叠前时间偏移与OVT域叠前时间偏移处理结果对比图

为了破解“深度预测不准、微细断层和微构造预测可靠性不高、储层表征精度不够”等解释难题，形成了基于地震＋测井的页岩气甜点预测的一体化地质建模技术[14]，建立了千万网格级别的全气田、高分辨率构造、地质、属性和多尺度天然裂缝的地质力学模型，满足了从全区到单井的不同应用对尺度和精度的要求，递进式深化了开发区页岩气地质工程认识，优化了井位部署，充分应用于断裂及裂缝带的力学稳定性评价、实时钻井管理、压裂设计优化以及压裂后综合评估等工作[15]，三维断裂预测符合率由65%提升至82%，垂向分辨率由初始地球物理模型的20～30 m提升至一体化地质模型的5～10 m，储层预测符合率超过90%，综合钻井深度预测误差由1%降低至0.3%，有效地支撑了水平井设计、地质导向及有利区优选。

2.3 有利区优选

通过不断深化山地页岩气“三元控藏”富集赋存理论认识、完善地震勘探配套技术，建立了适合昭通示范区“强改造、过成熟、高演化、杂应力”特点的中国南方复杂山地海相页岩气的评层选取指标体系，优选出埋深3 500 m以浅黄金坝、紫金坝、太阳大寨等有利区。上述有利区合计面积达1 546 km2，合计页岩气地质资源量约4 986×108m3（图5）。

图5 研究区龙马溪组页岩气综合评价图

3 水平井优快钻井技术

昭通示范区页岩气层上部中二叠统茅口组—栖霞组井漏频发，龙马溪组页岩失稳垮塌严重，下志留统石牛栏组存在致密砂岩夹层，故障复杂时效高达15%，水平井平均钻井周期长达150 d；构造复杂，轨迹控制难度大，Ⅰ 类储层钻遇率低，平均仅为76.1%。采用油基钻井液的条件下，固井水泥浆污染问题突出，施工难度大，部分井固井泵压高出预测值10～15 MPa。针对上述问题，开展了页岩气水平井优快钻井技术攻关。

3.1 页岩气水平井钻井系统优化配套提速技术

针对不同地区的地层可钻性和井段，探索出适用该区块的PDC钻头，采用不同的钻具组合进行提速[16]。直井段使用长寿命螺杆＋高效PDC钻头提速技术，如果地层有增斜趋势，采用MWD＋弯螺杆提速技术来提高机械钻速。对于定向段和储层水平段使用旋转导向＋高效PDC钻头来提速，尤其是三维水平井在定向段推荐使用旋转导向提速技术；对于含有大段研磨性砂岩地层的石牛栏组，常规PDC钻头＋螺杆复合钻进提速效果不理想，故采用气体钻井提速。根据不同地层的可钻性，优选不同钻头、多种钻井方式进行提速，优选配套方案如表1所示。

表1 紫金坝和太阳大寨地区钻井方式和钻头优选配套方案表

针对浅表层漏失、中深部直井段漏失和水平段漏失的“三段式”井漏特征，开展了孔隙压力和天然裂缝稳定性预测、水平段低密度钻井液防漏、可变形凝胶复合堵漏等技术措施的攻关[17]。根据不同漏失类型，采用了多样性的综合井漏治理技术，主要包括：静止观察法、稠浆法、随钻堵漏、桥接堵漏、水泥堵漏、高滤失堵漏等一系列传统井漏治理方法[18]，以及气体钻井、膨胀管等新型堵漏技术[19]。

钻井提速技术应用初期，水平井平均机械钻速为4.0 m/h，钻井周期为92 d。第一轮应用， 14口水平井，平均钻井周期为76 d，机械钻速为5.18 m/h；第二轮应用后，平均钻井周期降为62 d，机械钻速为6.8 m/h，提高31.3%。

3.2 满足后期大型压裂需求的固井技术

基于井筒完整性理论研究成果，首次提出密封安全系数法。依据紧密堆积理论，开发了高强度低弹模水泥浆体系，水泥石力学性能能够满足后期压裂的需求。基于驱油型冲洗隔离液体系、高强度低弹模水泥浆体系，结合大压差固井等技术，形成了昭通示范区页岩气水平井固井配套技术[20]和固井施工规范。

3.3 建立批量化钻井作业标准与流程，形成了低成本、短完井周期的钻井工厂化技术

根据山地地貌特征，设计了“一字形”和“双一字型”井口双钻机工厂化作业井场，优化功能区布局；按照水基钻井液和油基钻井液分批次开钻，实现了钻井工序的无缝对接、提高了设备/钻井液的利用率。通过钻机改造、设备布局、滑轨配置和钻机平移技术进行了配套和试验，形成了适应昭通示范区山地页岩气“工厂化”快速平移设备配套，实现了水基钻井液和油基钻井液在同平台的重复利用。

3.4 实施效果

钻机平移时间小于6 h，YS108H9平台平均平移时间仅2.86 h；平均油基钻井液回收利用率为66%；全井平均机械钻速由4.5 m/h提高至6.8 m/h，增幅达51%，钻井周期最短仅37 d。新型高性能水基钻井液体系水平段机械钻速较油基钻井液提高1.7倍以上，平均井径扩大率介于5%～7%，与油基钻井液基本相当。开发了高效驱油型冲洗隔离液及高强度低弹模韧性水泥浆体系，固井优质率为90%，合格率达到100%，整体套管变形（以下简称套变）率为业内最低。

4 复杂构造、高水平应力差、强非均质性页岩气储层体积压裂技术

昭通示范区处于靠近三江走滑构造带的三角地带，走滑＋压扭叠合的应力环境极为复杂，水平应力差值超过20 MPa、小断层与微裂缝发育、储层非均质性强，造成现场压裂施工压力高、加砂困难、人工裂缝展布复杂，并且完井投产工艺和工具主要靠引进国外的技术和装备，成本很高。为此，探索形成了复杂山地杂应力体积压裂技术体系。

4.1 形成“长段转向＋多簇密切割＋石英砂”高杂应力页岩复杂缝网压裂技术

为了保证压裂改造效果和井筒完整性，根据地层特性和井型分类提出了4种压裂组合模式：①地层天然裂缝不发育、套变风险低的短上倾水平井采用可钻桥塞；②长水平井采用可溶桥塞或者可溶桥塞＋可钻桥塞；③地层天然裂缝极为发育，或井筒质量不好的复杂水平井采用连续油管喷砂射孔+砂塞分段[21]；④对于部分上翘长水平井可采用全可溶桥塞方式分段，分段工艺适应性好，压后套变丢段比例小于0.3%。

研发了以“长段转向＋多簇密切割＋石英砂”为核心的页岩气高效低成本体积压裂技术，采用长分段使单井平均减少25%压裂段数，射孔簇数提升至5～11簇，簇距缩小至5～10 m，提升了人工裂缝密度、增强了缝网复杂程度；针对部分压裂加砂难度大、桥塞下入风险高的水平井，首创了纤维暂堵转向分级压裂，在前级正常压裂后，第二级不下入桥塞仅进行射孔作业，第二级主压裂前注入纤维与陶粒混合液暂堵上级射孔部分，实施效果明显；采用大排量、连续高砂比加砂，全程使用低滑溜水和石英砂代陶粒，单井降低支撑剂成本660万元。基于页岩与水作用机理研究形成了高降阻率、可连续混配、重复利用的压裂液体系，滑溜水体系降阻率超过70%，线性胶体系降阻率超过65%。

4.2 建立井中、浅井国产化微地震联合监测与可视化实时调整方法

开展井中、浅井、地面相结合的微地震裂缝实时监测[22]与可视化实时调整（图6），结合三维地质建模成果，实时调整压裂方案，预判施工风险，提升改造效果。井中微地震监测误差小于10 m，井中监测延迟小于15 s，地面监测延迟小于30 s，吻合率超过95%。

图6 微地震监测实时调整技术

4.3 形成丛式水平井组压裂工厂化高效作业技术，大幅度提升了射孔压裂作业的效率

实现液体连续混配，橇装式大排量胶液连续混配装置能够满足滑溜水16 m3/min的连续混配的要求；创新双机组压裂作业模式，单井场布置8万马力（1马力≈735 W），同时进行2口井压裂施工，单日完成最高8级压裂。

5 结论

针对昭通示范区“强构造改造、岩相变化大、过成熟演化、高杂地应力、山地密集人文”等地质工程与自然人文交通特征，通过10年的勘探开发技术探索，建立了适用南方海相页岩气的地质工程三大技术体系8项创新技术，为昭通示范区从无到有高效绿色建成18×108m3/a页岩气产能规模提供了科技助力。

1）创新性地提出山地页岩气“三元控藏”富集赋存理论，通过开展高密度高精度地震采集、叠前同步 AVO 反演、蚂蚁体追踪等技术，建立了强改造高演化页岩储层评价技术体系，优选了黄金坝、紫金坝、太阳大寨3个山地页岩气建产区。

2）围绕昭通示范区页岩气勘探开发过程中存在的表层井漏、部分地层钻速慢、钻井周期长、作业成本高等技术难题，开展钻井提速技术攻关，钻井液、水泥浆现场试验，形成了山地页岩气优快钻完井及工厂化作业示范技术，缩短了钻井周期，降低了钻井成本，提高了钻井质量，保障了井筒完整性，为该区页岩气安全、环保的规模效益开发提供了技术保障。

3）开展水平井页岩气“一井一藏、一级一策”储层压裂工艺优化，形成了基于提高有效改造体积的压裂组合、水平井分段多级改造工艺、液体体系、微地震裂缝实时监测与工厂化增产改造技术系列，提升了该区页岩气压裂施工的效率和体积压裂的效果。