引用本文
马新华, 李熙喆, 梁峰, 万玉金, 石强, 王永辉, 张晓伟, 车明光, 郭伟, 郭为. 威远页岩气田单井产能主控因素与开发优化技术对策[J]. 石油勘探与开发, 2020,47(3): 555-563.
MA Xinhua, LI Xizhe, LIANG Feng, WAN Yujin, SHI Qiang, WANG Yonghui, ZHANG Xiaowei, CHE Mingguang, GUO Wei, GUO Wei. Dominating factors on well productivity and development strategies optimization in Weiyuan shale gas play, Sichuan Basin, SW China[J]. Petroleum Exploration & Development, 2020,47(3): 555-563.  
Doi: 10.11698/PED.2020.03.11
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威远页岩气田单井产能主控因素与开发优化技术对策
马新华, 李熙喆, 梁峰, 万玉金, 石强, 王永辉, 张晓伟, 车明光, 郭伟, 郭为
中国石油勘探开发研究院,北京 100083
联系作者简介：李熙喆（1966-）,男,河北唐山人,博士,中国石油勘探开发研究院教授级高级工程师,主要从事天然气开发综合研究工作。地址：河北省廊坊市44号信箱,中国石油勘探开发研究院,邮政编码：065007。E-mail：lxz69@petrochina.com.cn

第一作者简介：马新华（1962-）,男,湖北黄冈人,博士,中国石油勘探开发研究院教授级高级工程师,主要从事石油天然气地质综合研究及油气勘探开发管理工作。地址：北京市海淀区学院路20号,中国石油勘探开发研究院院办,邮政编码：100083。E-mail：xinhuam@petrochina.com.cn

收稿日期: 2020-02-28
摘要

针对威远页岩气田优质储集层厚度小、水平应力差大及井间产能变化大等特点,在20余口评价井页岩储集层地质和测井评价基础上,系统分析、总结了全区100余口水平井优质储集层钻遇率、优质储集层厚度和压裂参数特征与单井测试产量的关系,明确单井产能的主控因素,提出水平井开发优化技术对策。研究表明,优质储量动用程度是决定水平井单井产能的主控因素,即页岩气水平井产能受控于优质储集层发育厚度、优质储集层钻遇长度和储集层改造程度。基于上述认识,对威远页岩气田进行了开发优化：①水平井靶体位置定于龙一11小层中、下部（威202井区）和龙一11小层（威204井区）;②开发井优先部署在优质储集层厚度较大的威远县城周边区域;③采用中高强度改造方式。优化方案实施后,单井测试产量和单井预测最终可采储量均大幅提高。图12表1参26

关键词: 威远页岩气田; 单井产能主控因素; 优质储量动用程度; 优质储集层厚度; 优质储集层钻遇长度; 改造程度; 开发优化技术对策
中图分类号:TE328 文献标志码:A 文章编号:1000-0747(2020)03-0555-09
Dominating factors on well productivity and development strategies optimization in Weiyuan shale gas play, Sichuan Basin, SW China
MA Xinhua, LI Xizhe, LIANG Feng, WAN Yujin, SHI Qiang, WANG Yonghui, ZHANG Xiaowei, CHE Mingguang, GUO Wei, GUO Wei
PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Beijing 100083, China
Abstract

Weiyuan shale gas play is characterized by thin high-quality reservoir thickness, big horizontal stress difference, and big productivity differences between wells. Based on integrated evaluation of shale gas reservoir geology and well logging interpretation of more than 20 appraisal wells, a correlation was built between the single well test production rate and the high-quality reservoir length drilled in the horizontal wells, high-quality reservoir thickness and the stimulation treatment parameters in over 100 horizontal wells, the dominating factors on horizontal well productivity were found out, and optimized development strategies were proposed. The results show that the deployed reserves of high-quality reservoir are the dominating factors on horizontal well productivity. In other words, the shale gas well productivity is controlled by the thickness of the high-quality reservoir, the high-quality reservoir drilling length and the effectiveness of stimulation. Based on the above understanding, the development strategies in Weiyuan shale gas play are optimized as follows: (1) The target of horizontal wells is located in the middle and lower parts of Longyi11 (Wei202 area) and Longyi11 (Wei204 area). (2) Producing wells are drilled in priority in the surrounding areas of Weiyuan county with thick high-quality reservoir. (3) A medium to high intensity stimulation is adopted. After the implementation of these strategies, both the production rate and the estimated ultimate recovery (EUR) of individual shale gas wells have increased substantially.

Keyword: Weiyuan shale gas play; dominating factors of well productivity; deployed reserves of high-quality reservoir; thickness of high-quality reservoir; high-quality reservoir drilling length; effectiveness of stimulation; development strategies optimization
0 引言

继北美页岩气成功开发后, 中国川渝地区已成为全球页岩气产量增长最快的区域之一。截至2019年底, 全国累计探明页岩气地质储量17 865× 108 m3, 建成页岩气产能200× 108 m3, 年产量达154× 108 m3, 四川盆地海相页岩气将成为中国未来天然气产量增长的主体[1, 2, 3]。

美国“ 页岩气革命” 对世界能源格局产生了巨大影响, 尽管目前有许多学者从技术、经济、政策和管理等方面分析了美国页岩气成功开发的经验, 但对单个页岩气田开发实践及产能控制因素的详细分析较少[4]。以美国第二大商业开发的Fayetteville页岩气田为例, 其短期快速上产离不开对甜点区的深化认识、“ 先肥后瘦” 的滚动开发策略、钻井工艺技术的持续改进以及大量的钻井补充[4, 5, 6, 7, 8]。相较于北美页岩储集层[9, 10, 11, 12], 四川盆地海相页岩具有相对较低的TOC值、孔隙度、含气饱和度和较小的优质储集层厚度, 热演化程度高, 成藏条件复杂[13, 14, 15, 16, 17]。其中, 位于盆地斜坡部位的威远页岩气田与坳陷部位的长宁、昭通和涪陵气田（箱状断背斜）[14, 18]存在较大差异, 优质储集层厚度小（1~7 m, 平均3.8 m）, 水平应力差大（7.7~18.7 MPa）, 生产上表现出井间产能变化大、井均产量不高等特点。深入剖析单井产能主控因素、优化开发技术政策、进一步提高单井产量, 对于川南页岩气规模有效开发意义重大。

本文在威远页岩气田20余口评价井页岩储集层地质和测井评价基础上, 系统分析、总结全区100余口水平井优质储集层钻遇长度、优质储集层厚度和压裂工艺参数与单井测试产量的关系, 明确单井产能的主控因素, 提出水平井开发优化技术对策。研究成果对复杂地质条件下页岩气规模有效开发具有指导意义。

1 威远页岩气田特征
1.1 区域地质背景

威远页岩气田位于四川盆地西南部, 隶属川西南古中斜坡低褶带, 建产区面积1 520 km2（见图1a）。奥陶系五峰组— 志留系龙马溪组发育一套富有机质海相页岩, 沉积于深水陆棚环境[19, 20], 是页岩气勘探开发的重点层系。受加里东期乐山— 龙女寺古隆起影响, 地层由北西向南东厚度和埋深逐渐增大, 页岩厚度180~600 m, 埋深2 000~4 000 m（见图1a）。开发层段位于五峰组— 龙一1亚段, 龙一1亚段可分为龙一11、龙一12、龙一13和龙一14小层（见图1b）。

图1 威远页岩气田五峰组底界埋深等值线图和五峰组— 龙马溪组地层综合柱状图

1.2 地质特征

威远地区页岩储集层静态参数与盆地其他区域基本一致, 但在断裂和裂缝发育程度、优质储集层厚度以及地应力方面又有其自身特点。

1.2.1 储集层静态参数

五峰组— 龙一1亚段各小层TOC值、孔隙度、脆性矿物含量和含气量总体较高, TOC值为2.1%~8.1%, 平均3.2%; 孔隙度为2.1%~9.6%, 平均5.9%; 脆性矿物含量为60%~82%, 平均74%; 含气量为3.3~8.5 m3/t, 平均5.5 m3/t。

1.2.2 研究区特点

①断裂局部发育, 裂缝全区发育。三维地震曲率分布（见图2a）显示, 建产区内断裂局部发育, 天然裂缝较发育（曲率较大区域）, 且以微细裂缝为主。其中, 威202井区北部及威204井区中、东部天然裂缝最为发育, 其次为自201井区。由单井成像测井图（见图2b）亦能看出储集层中裂缝较为发育。

图2 威远页岩气田龙一1亚段三维地震曲率分布图与威202井成像测井图

②优质储集层厚度小, 区域变化大。由图3可见, 工区内Ⅰ +Ⅱ 类储集层厚度为29~47 m, 优质储集层（即Ⅰ a类储集层, 具有“ 四高” 特征, 下文详述）厚度较小, 区域变化较大, 主要分布在龙一11小层, 其中威202和威204井区优质储集层厚度相对较大, 但平均厚度仅3.8 m, 导致钻井过程中提高优质储集层钻遇率的难度较大。

图3 威远页岩气田五峰组— 龙一1亚段储集层对比剖面图（剖面位置见图1）

③水平应力差大。威202和威204井区水平应力差明显高于自201井区, 导致水力压裂形成复杂缝网的难度增大。威202、威204井区最大主应力为70.0~88.3 MPa, 最小主应力为54.0~69.6 MPa, 水平应力差达16.0~18.7 MPa; 自201井区最大主应力为84.0 MPa, 最小主应力为76.3 MPa, 水平应力差为7.7 MPa（见表1）。

表1 威远气田典型井五峰组— 龙一1亚段地应力参数统计
1.3 开发特征

截至2019年6月底, 建产区共投产188口水平井, 累计产气53.87× 108 m3。已完钻水平井水平段长816~2 200 m, 平均1 595 m, 井间距300~400 m。

①单井测试产量。投产井中共完成测试173口, 合计测试产量3 126.85× 104 m3/d, 单井测试产量为（1.81~71.22）× 104 m3/d, 平均18.1× 104 m3/d, 单井测试井口压力为5.7~36.7 MPa, 平均19.0 MPa。

②首年平均日产量。采用页岩气井首年平均日产量评价气井产能, 该评价方法与北美页岩气井产能评价方法类似。投产井首年平均日产量为（1.0~32.0）× 104 m3, 平均8.2× 104 m3。

③产量递减规律。威202井区和威204井区水平井产量递减规律存在一定差异：威202井区前5年产量递减率分别为56%, 34%, 26%, 21%和18%; 威204井区前5年产量递减率分别为59%, 32%, 23%, 18%和14%。

④单井EUR（预测最终可采储量）。单井EUR为（0.12~2.34）× 108 m3, 平均0.78× 108 m3。其中Ⅰ 类井平均单井EUR为1.21× 108 m3, Ⅱ 类井为0.75× 108 m3, Ⅲ 类井为0.47× 108 m3。

2 单井产能主控因素

页岩储集层极低渗的特点决定了只有通过人工改造才能获得工业产量, 其产气量大小受控于储集层品质、储集层发育规模和人工干预程度。本文从页岩储集层中原始天然气储量分析入手, 通过对威远页岩气田地质工程一体化分析, 明确了优质储量动用程度是水平井产能的主控因素, 即页岩气水平井产能受控于优质储集层厚度、优质储集层钻遇长度和储集层改造程度。

页岩气储量主要由游离气量和吸附气量组成[21], 在保存条件较好的超压区, 游离气是单井产量贡献的主体。根据页岩游离气储量计算公式（见（1）式）可知, 游离气量的大小主要与孔隙度、含气饱和度和体积系数有关。优质储量指赋存于优质页岩储集层段的游离气储量, 在纵向上该套页岩储集层具有高孔隙度和高含气饱和度的特点。由于川南页岩孔隙发育与有机质含量密切相关[22, 23], 后者可以间接反映页岩孔隙发育程度, 而脆性矿物含量直接影响页岩储集层的人工改造效果[24], 故添加TOC值和脆性矿物含量作为另外两项指标。根据图4, 将具有高TOC值（大于4%）、高孔隙度（大于6%）、高含气饱和度（大于70%）、高脆性矿物含量（大于75%）等“ 四高” 特点的层段定义为优质页岩储集层（赋存优质储量的页岩）, 即Ⅰ a类储集层。在威202井区, 优质页岩主要分布于龙马溪组底部龙一11小层中、下部, 在威204井区, 优质页岩主要分布于龙一11小层。电性上具有中高自然伽马、低密度、高电阻、低无铀伽马等特点, 且硅质矿物含量较高, 页理较为发育（见图4）。

$G_{x}=0.01A_{g}h \phi S_{gi}/B_{gi}$ （1）

图4 威202井含气性测井综合评价图

对生产测井资料的分析可以印证上述结论：各层段中龙一11小层（优质储集层）具有最高的产气贡献率, 通常是龙一12小层（上覆地层, 厚度普遍不超过5 m）的2~5倍, 是龙一13小层的10倍以上（见图5）, 说明尽管优质储集层厚度较小, 平均仅3.8 m, 但若以龙一12等其他小层为靶体, 则较难完全动用优质储集层段储量。

图5 威远气田不同气井不同层段测试产量贡献率

此外, 通过分析威202井区H2平台6口井的储集层钻遇情况及首年平均日产量可以看出, 首年平均日产量与水平井优质储集层段的钻遇长度总体呈正相关关系, 相关系数可达0.93（见图6）。

图6 威202井区H2平台6口水平井首年平均日产量与优质储集层钻遇长度关系图

平面上, 优质储集层主要发育于威远县城附近, 厚度最高可达7 m, 向四周逐渐减薄（见图7）。相对于长宁和昭通, 威远页岩气田优质储集层厚度明显减薄（见图8）。

图7 威远页岩气田优质储集层厚度等值线图

图8 威远— 长宁— 昭通典型井优质储集层对比图

2.1 优质储集层厚度和水平井钻遇长度

由于储集层页理发育, 裂缝纵向延展受限, 井温测试表明井筒处人工压裂裂缝的支撑缝高仅6~7 m, 且更易向上延伸[25]。由图9结合（1）式可知, 靶体位置靠近优质储集层段底部, 其厚度（h1a）越大, 赋存的储量越多, 在压裂规模一定的条件下, 气井产量越高。同时, 平面上其单井控制范围（Agw）主要由L和Lf控制, 其中L为水平井优质储集层钻遇长度, Lf为压裂裂缝半长。

图9 页岩气水平井纵向动用示意图及单井控制范围示意图

由图10可知, 测试产量与hlaL（优质储集层厚度与钻遇长度乘积）整体呈正相关关系。在储集层改造程度相似的条件下, 优质储集层厚度和钻遇长度是优质储量动用的关键。在复杂地质条件下, 部分井由于套管变形而影响改造长度或改造效果, 另有一部分实施工艺试验的气井效果不甚理想。将受到工程因素影响的井剔除, 优选同等地质条件下表现最优的气井, 即图10中红色点, 回归得到在现有工程技术条件下单纯由地质条件控制的单井理想产能（qgt）与hlaL的关系, 如（2）式所示。据此可以测算出不同优质储集层厚度发育区所对应的不同测试产量目标所需最小优质储集层钻遇长度, 反之亦然（见图11）。

$q_{gt}=0.0061h_{la}L+10.314$ （2）

图10 测试产量与优质储集层厚度和钻遇长度乘积关系图

图11 不同优质储集层厚度、钻遇长度下的测试产量以及不同测试产量目标下优质储集层厚度-钻遇长度关系曲线

2.2 天然裂缝发育程度与人工改造程度

页岩储集层的改造程度是提高优质储量动用程度的保障, 主要包括天然裂缝发育和人工压裂改造程度。

天然裂缝是页岩储集层在地应力作用下形成的缝网, 不仅可以拓展储集空间, 更有利于压裂过程中沟通孤立孔隙。威远地区天然裂缝较为发育, 为单井产量的提高提供了有利条件（见图2）。

人工压裂改造程度是影响页岩气产量的关键因素之一[26], 而压裂段数、加砂强度、用液强度、排量和簇数等是描述压裂改造程度的关键参数。研究区平均压裂段长68.2 m, 平均压裂段数22.4段, 平均加砂强度1.61 t/m, 平均用液强度27.4 m3/m, 平均排量13.5 m3/min, 簇数以3~4簇为主, 2019年下半年以来部分井试验了5~7簇。美国Haynesville页岩气区地质特征与威远气田类似, 该区压裂段长30~50 m, 加砂强度2.36~5.17 t/m, 用液强度19.9~43.5 m3/m。整体而言, 威远页岩气田人工压裂改造程度与北美相似页岩气区仍有较大差距。

提高排量和加砂强度, 采用缩小段长和增加簇数的密切割工艺是提高水平井改造程度的主要技术手段。通过对威远气田压裂井分析发现, 加大压裂改造强度对页岩气井提高产量作用显著。筛选出测试产量大于30× 104 m3/d的气井进行压裂参数分析, 可以看出高产井压裂段长一般为52~77 m, 压裂段数23~33段, 加砂强度1.57~2.00 t/m, 用液强度26.4~32.1 m3/m, 排量13.1~15.3 m3/min, 较低产井改造强度更高。

3 开发优化技术对策与效果
3.1 水平井靶体位置

在威202井区, 考虑到龙一11小层顶部黏土及钙质含量增加、物性变差等因素, 靶体位置定在TOC值、脆性矿物含量、含气饱和度更高, 页理更加发育的龙一11小层中、下部; 威204井区龙一11小层纵向变化较小, 靶体位置定在龙一11小层。

3.2 水平井平面部署

水平井优先部署在优质储集层厚度较大的威远县城周边区域, 逐步向外扩展, 采用“ 先肥后瘦” 的开发策略, 利用工程技术的不断进步弥补地质条件变差带来的影响。

3.3 压裂工艺参数

结合威远页岩气田高产井压裂参数分析成果以及与其地质特征相近的美国Haynesville页岩气井压裂参数分析, 以大幅提高单井产量为目标, 建议采用中高强度改造方式：压裂水平段长度大于1 800 m, 压裂段长小于60 m, 加砂强度大于2.0 t/m, 用液强度30 m3/m左右, 排量14 m3/min以上。

3.4 应用效果

2018年4月开始实施开发优化措施, 通过近两年的现场精细施工, 截至2019年底, 威远页岩气田涌现出一批高产井和高产平台, 其中威202井区H15平台4口井测试总产量达192.67× 104 m3/d, 平均单井测试产量达48.17× 104 m3/d, 最高测试产量突破70× 104 m3/d; 2018年下半年以来, 投产井首年平均日产量达到11.7× 104 m3, 较2018年上半年投产井首年平均日产量6.3× 104 m3提高85.7%, 较实施开发优化技术措施前所有投产井首年平均日产量7.16× 104 m3提高63.4%（见图12a）; 投产井平均EUR达到1.11× 108 m3, 较2018年上半年投产井平均EUR 0.60× 108 m3提高85%, 较实施开发优化技术措施前所有投产井平均EUR 0.68× 108 m3提高63.2%（见图12b）。需要说明的是, 为了保证单井EUR计算结果的可靠性, 所有投产井的EUR都取Blasingame图版法计算结果和解析法计算结果的平均值。

图12 威远气田2014— 2019年首年平均日产量（a）与单井EUR（b）变化图

4 结论

在深入剖析威远页岩气田地质与开发特征基础上, 提出优质储集层评价标准, 明确了优质储集层发育特征及其展布规律。优质储集层具有高TOC值（大于4%）、高孔隙度（大于6%）、高含气饱和度（大于70%）和高脆性矿物含量（大于75%）等“ 四高” 特征, 主要分布于龙一11小层中、下部（威202井区）或龙一11小层（威204井区）, 产气贡献大。明确了页岩气水平井产能主要受控于优质储集层发育厚度、优质储集层钻遇长度和天然裂缝发育、人工改造程度。有针对性地提出了水平井靶体位置、水平井平面优化部署和压裂施工参数等决策建议, 开发优化措施实施后取得了单井产量的突破, 新井EUR较2018年上半年提高85%。下一步应注重提高工程技术实施的稳定性和先进性, 包括进一步加大储集层改造强度（重点是加砂强度）、降低套变段比例、减少压窜等。

符号注释：

Ag— — 储集层面积, km2; Agw— — 单井控制面积, km2; Bgi— — 原始页岩气体积系数; Gx— — 总游离气量, 108 m3; h— — 储集层厚度, m; hla— — 优质储集层厚度, m; L— — 优质储集层钻遇长度, m; Lf— — 压裂裂缝半长, m; qgt— — 测试产量, 104 m3/d; Sgi— — 原始含气饱和度, %; ϕ — — 有效孔隙度, %。

（编辑 胡苇玮）

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