引用本文
马新华. 非常规天然气“极限动用”开发理论与实践[J]. 石油勘探与开发, 2021,48(2): 326-336.
MA Xinhua. “Extreme utilization” development theory of unconventional natural gas[J]. Petroleum Exploration & Development, 2021,48(2): 326-336.  
Doi: 10.11698/PED.2021.02.09
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非常规天然气“极限动用”开发理论与实践
马新华1,2
1.中国石油勘探开发研究院,北京 100083
2.国家能源页岩气研发（实验）中心,河北廊坊 065007

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,主要从事天然气勘探开发理论技术攻关。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: 2020-08-08 修回日期: 2021-03-03
基金项目: 国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”（2017ZX05035,2016ZX05037）
摘要

基于非常规天然气的开发实践,逐渐形成了以“不断突破开发技术界限”为核心的“极限动用”理念,支撑中国非常规天然气规模效益开发,提出并论述了非常规天然气“极限动用”开发理论,阐述其理论内涵,梳理其系列开发技术及开发实践。理论内涵即针对“极限气藏”,采用“极限技术”,建立地下连通体,增大泄流面积,提高动用范围,追求最大单井产量和极限采收率,达到“极限效果”。系列开发技术包括微纳米尺度储集层评价技术、“甜点区/段”预测技术、非常规渗流理论与产能评价技术、网格化井网开发优化技术、优快钻井与体积压裂技术、生产制度优化与组织管理。苏里格致密气、川南页岩气及沁水煤层气等非常规气的开发实践证明,“极限动用”理论有力推动了中国非常规天然气的产业发展,同时能够为其他尚未突破的非常规和复杂难采资源有效开发提供理论指导。图11参32

关键词: 非常规天然气; 极限气藏; 极限开发; 极限动用理论; 地下连通体; 产能评价; 网格化井网; 排采优化
中图分类号:TE122.3 文献标志码:A
“Extreme utilization” development theory of unconventional natural gas
MA Xinhua1,2
1. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration and Development, Beijing 100083, China
2. National Energy Shale Gas R & D (Experiment) Center, Hebei 065007, China
Abstract

In the process of unconventional natural gas development practice, the “extreme utilization” concept that focuses on “continuously breaking through the limit of development technology” is gradually formed, and supports the scale benefit exploration of unconventional gas in China. On this basis, the development theory of “extreme utilization” is proposed, its theoretical connotation together with development technologies of unconventional natural gas are clarified. The theoretical connotation is that, aiming at “extreme gas reservoirs”, “extreme techniques” are utilized to build subsurface connected bodies, expand the discharge area, and enlarge the production range, to obtain the maximum single-well production, extreme recovery, and eventually achieve the “extreme effect” of production. The series of development technologies include micro/nano-scale reservoir evaluation, “sweet spot” prediction, unconventional percolation theory and production capacity evaluation, optimization of grid well pattern, optimal-fast drilling and volume fracturing, and working regulation optimization and “integrated” organizing system. The “extreme utilization” development theory has been successfully applied in the development of unconventional gas reservoirs such as Sulige tight gas, South Sichuan shale gas, and Qinshui coalbed methane. Such practices demonstrate that, the “extreme utilization” development theory has effectively promoted the development of unconventional gas industry in China, and can provide theoretical guidance for effective development of other potential unconventional and difficult-to-recovery resources.

Keyword: unconventional natural gas; extreme gas reservoir; extreme development; theory of extreme utilization; subsurface connected body; production capacity evaluation; grid well pattern; drainage and extraction optimization
0 引言

常规天然气藏通常物性较好, 采用直井、利用自身能量就可以实现效益开发。随着中国天然气开发进程的不断深入, 开发对象的储集层品质逐渐变差, 储集层孔喉尺度从微米级下降至纳米级, 渗透率从100× 10-3 μ m2级别下降至0.000 1× 10-3 μ m2级别, 产能不断下降, 直至不具备自然产能, 这类资源通常称之为非常规气, 主要包括致密气、页岩气和煤层气等。

中国非常规天然气资源储量丰富, 已成为国内天然气产量增长的主要动力。针对非常规气开发, 前人提出了一系列认识、概念和理论。在非常规气特征方面, 提出了“ 连续型油气聚集” 概念[1], 认为非常规气为源储一体、原位聚集, 成藏动力为超压和扩散作用[2]。非常规气呈现“ 二元富集” 的规律, 其中深水陆棚相优质泥页岩发育是页岩气“ 成烃控储” 的基础, 良好的保存条件是页岩气“ 成藏控产” 的关键[3, 4]。非常规气存在“ 构造型甜点” 和“ 连续型甜点区” 两类富集模式[5], 页岩气高产受优质储集层和保存条件控制[6, 7]。在非常规气开发技术和开发效果方面, 提出非常规气为“ 人工气藏” 或“ 人造气藏” , 气藏开发应以“ 甜点区” 为单元, 通过人工干预的方式形成“ 人造高渗区, 重构渗流场” [8]。非常规气开发应在水平井分段压裂技术基础上, 采用水平井体积压裂技术, 最大限度提高裂缝的改造体积[9], 从而实现“ 体积开发” 效果[2]。总体上, 目前认识多聚焦于非常规气地质特征、开发技术及开发效果的某一方面, 需要对非常规天然气开发理论和认识进行系统的梳理总结。

为了有效开发非常规气, 笔者团队历经20余年探索, 逐渐形成了以“ 不断突破开发技术界限” 为核心的“ 极限动用” 开发理念。明确了“ 极限动用” 理论内涵, 形成了储集层精细评价、“ 甜点区段” 预测、非常规渗流理论与产能评价、网格化井网开发优化、优快钻井与体积压裂、生产制度优化与组织管理等系列技术, 实现了中国非常规气的规模化商业开发。本文系统阐述了“ 极限动用” 开发理论、关键技术和应用实践, 力求为推动非常规气有效益、可持续开发提供一套系统的指导思想和技术体系。

1 非常规气“ 极限动用” 开发理论内涵

相对常规气藏来说, 致密气、页岩气、煤层气这3类非常规气开发动用难度更大。由致密气到页岩气、煤层气, 储集层有机质含量逐渐增加, 孔喉逐渐变小, 由微米级向纳米级过渡, 比表面逐渐变大, 气体赋存状态由游离气为主向吸附气为主过渡、流动机制由渗流为主向扩散为主过渡[6, 10, 11], 导致压力传播慢、传播距离短、动用程度低, 开发难度极大, 可统称为“ 极限气藏” 。

“ 极限动用” 开发理论的基本内涵是：针对常规开发技术无法实现经济有效开发的“ 极限气藏” , 采用网格化井网、长水平井和体积压裂等“ 极限技术” , 建立“ 地下连通体” , 增加泄流面积, 缩短渗流距离、增加压力梯度、降低井底流压, 达到“ 极限效果” , 不断突破开发界限, 追求极大单井产量和极限采收率, 实现非常规气的极限动用（见图1）。

图1 “ 极限动用” 理论框图

1.1“ 极限气藏” 特征

由致密气到页岩气、煤层气, 储集层TOC值逐渐增加, 致密气储集层几乎不含有机质, 页岩气储集层TOC值在2%~10%, 煤层气储集层TOC值在60%~80%[12, 13, 14]; 比表面积随着孔隙半径的减小和TOC值的增加而增大, 致密气储集层比表面积在0.1~3.0 m2/g, 页岩气在7~40 m2/g, 煤层气在10~200 m2/g; 孔隙逐渐变小, 由微米级向纳米级过渡, 致密气储集层孔隙直径主要分布在0.04~2.00 μ m, 页岩气主要分布在4~500 nm, 煤层气主要分布在1~100 nm; 吸附气比例随着总有机碳含量的增加和孔喉直径的减小而增大, 气体赋存状态由游离气为主向吸附气为主过渡, 致密气储集层几乎没有吸附气, 页岩气储集层吸附气比例在20%~80%, 煤层气在70%~100%（见图2）。

图2 “ 极限气藏” 特征模式图

1.2 渗流特征

随着“ 极限气藏” 的孔隙尺度由微米级向纳米级拓展、比表面积越来越大, 表面作用急剧增大, 滑脱效应、表面扩散、解吸等作用机理不可忽略, 常规气藏的渗流理论无法有效描述气体运移过程[6, 15, 16]。根据努森理论, 气体分子的平均自由程与孔隙尺度共同决定了气体的流动形态, 据此绘制了气体流态辨识图版（见图3）。由常规气向非常规气过渡, 努森数逐步增加, 气体逐渐由黏性达西流向滑移流、过渡流转变, 气体动用难度逐渐变大。致密气以黏性流动为主, 随着压力降低和孔隙变小, 存在部分滑移流。页岩气孔隙中解吸、表面扩散、努森扩散等机理共存, 流动形态以滑移流和过渡流为主。而煤层气由于基质孔隙直径小, 储集层压力低, 以过渡流为主, 解吸、扩散发挥着重要的作用。

图3 非常规气流动形态辨识图版

1.3 动用特征

非常规气开发多采用衰竭开发方式, 压力传导速度和压力传播距离主要受控于储集层渗流能力[6, 16]。“ 极限气藏” 渗流能力弱, 致密气基质渗透率一般在（0.001~0.100）× 10-3 μ m2, 页岩气基质渗透率一般在（0.000 01~0.001 00）× 10-3 μ m2, 煤层气基质渗透率一般分布在（0.000 001~0.010 000）× 10-3 μ m2, 导致压力传导速度慢[17, 18, 19]。常规气藏压力传播距离可达千米级别, 而“ 极限气藏” 仅为几十米级甚至更低。如图4所示, 渗透率为0.1× 10-3 μ m2的气藏生产1 000 d压力传导距离为500 m以上, 而渗透率为0.000 1× 10-3 μ m2的气藏生产1 000 d压力传导距离仅为14 m; 传导10 m的距离, 渗透率为0.1× 10-3 μ m2的气藏仅需5 h, 而渗透率为0.000 1× 10-3 μ m2的气藏需要500 d以上。“ 极限气藏” 压力传导距离和传导速度与常规气藏相差几个数量级, “ 极限气藏” 有效动用必须突破传导距离小、传导速度慢的制约。

图4 极限气藏压力传播特征

1.4 地质力学特征

非常规天然气储集层非均质性较强, 储集层地应力状态不能再被简化为各向同性模型, 而是需要采用平面均质、垂向非均质甚至各向异性地应力模型来表征（见图5）。在层状非均质模型中, Ev≠ Eh, 通常Eh/Ev在1~2, 非均质性越强, 该比值越大。而在各向异性模型中, Ex≠ Ey≠ Ez。由于储集层介质的变化, 纵向剖面上弹性模量、泊松比、断裂韧性等岩石力学参数变化快、差异大, 最小主地应力剖面相应地变化快、层间差异大。

图5 非常规气地应力状态描述模型

复杂的地应力状态以及多层理的影响导致水力裂缝形态复杂化, 呈现垂直裂缝与水平裂缝叠加交互的状态, 裂缝纵向扩展受限。由于地质力学特征的变化, 致密砂岩气、煤层气和页岩气的裂缝形态逐渐由简单过渡到复杂（见图6）。

图6 3类非常规气裂缝形态示意图

1.5 地下连通体

有效动用“ 极限气藏” 必须建立具有密集体积缝网、高效渗流通道的“ 地下连通体” （见图7）, 其科学性和有效性取决于井网密度和储集层改造程度。地质力学特征的变化给工程技术特别是钻井和压裂技术带来较大挑战, 需要持续突破技术极限, 通过网格化钻井和水平井体积改造形成匹配“ 极限气藏” 特征的体积缝网, 构建最优的“ 地下连通体” , 缩短传导距离, 有效沟通气藏, 提高渗流能力和开发动用效果。

图7 非常规天然气极限动用的“ 地下连通体” 示意图

2 非常规气“ 极限动用” 开发技术

非常规天然气开发的核心是提高单井产量和EUR, 实现这一目标的关键是基于“ 极限气藏” 的地质和工程条件, 获得最优的“ 地下连通体” 。实现途径是通过多学科综合储集层特征表征, 找到开发“ 甜点区/段” , 建立非常规气渗流模型指导开发设计, 采用最优井网井距, 以最高工程技术水平达到最优储集层改造程度, 实现地质工程一体化, 采用最合理的排采制度, 获取最大EUR, 实现生产效益最大化。一体化研究、一体化设计和一体化实施的地质工程一体化技术, 是实现非常规天然气极限开发技术的必然要求[15]（见图8）。笔者针对页岩气田开发, 提出“ 定好井” 、“ 钻好井” 、“ 压好井” 和“ 管好井” 的总体思路, 是对地质工程一体化的精准诠释[6]。非常规气“ 极限动用” 开发技术系列包括微纳米尺度储集层评价技术、“ 甜点区/段” 预测技术、非常规渗流理论与产能评价技术、网格化井网开发优化技术、优快钻井与体积压裂技术、生产制度优化与组织管理。

图8 不同类型非常规天然气极限开发模式示意图

2.1 微纳米尺度储集层评价技术

非常规天然气储集层微纳米级孔隙发育, 随着微纳米尺度储集层表征技术的发展与完善, 非常规油气储集层认识界限不断突破, 储集层认识水平达到了分子尺度。储集层微观孔隙结构特征是储集层评价的基础, 结合高压压汞、低温氮气/二氧化碳吸附、场发射扫描电镜、微米/纳米CT等实验技术, 实现了非常规天然气储集层全尺度孔隙特征的完备表征, 揭示了致密砂岩、页岩和煤岩不同的孔隙结构特征。在准确认识非常规气储集层微观孔隙特征的基础上, 联合、升级岩石力学等评价技术, 形成了微纳米尺度储集层评价技术, 即以微纳米孔隙结构认识为基础, 采用含气性、流体、岩石力学参数、地球化学、物性和岩石物理分析等超过30项实验技术, 评价储集层含气性、储集性和可改造性等特征, 结合开发效果, 确定储集层分类评价方法和标准, 为非常规气“ 极限动用” 奠定基础。

2.2“ 甜点区/段” 预测技术

由于非常规气储集层较强的非均质性, 需要采用实验测试、测井、地震和现场监测等多种技术手段, 构建“ 透明气藏” 。精准确定平面最富集的开发“ 甜点区” 和纵向最优“ 甜点段” [8], 是非常规气“ 极限动用” 的关键, 也是经济有效开发的必然要求。

微纳米尺度储集层评价技术为储集层认识、测井参数标定和精细储集层表征等提供了可靠依据。以甜点综合评价指标体系为核心的非常规气储集层测井评价技术, 实现了矿物组分、TOC、孔隙度、饱和度、含气量、岩石力学等关键地质工程参数的精细评价, 明确了储集层平面和纵向上的非均质性特征[20], 以及水力裂缝的形态特征。在此基础上, 优选地质“ 甜点” 和工程“ 甜点区/段” , 将地质甜点和工程甜点有效融合, 建立非常规油气“ 甜点体” 的识别和综合预测技术[13]。即通过井震结合的方式, 建立高分辨率三维地质模型, 精准预测非常规气储集层平面“ 甜点区” 和纵向“ 甜点段” , 为非常规天然气开发最优方案制定提供主要依据。

2.3 非常规渗流理论与产能评价技术

针对3类非常规气极限特征, 创建系列非常规气储集层开发与动用物理模拟技术, 明确了气体流动与压力传播规律, 建立了普适渗流模型, 为实现非常规气的极限动用奠定理论基础。

2.3.1 气体动用规律物理模拟技术

非常规气的极限特征导致其特有的生产特征, 一般来说具备初期产量高, 递减快, 后期低产、稳产期长的特点[20, 21]。采用常规技术和理论难以表征非常规气储集层的流动能力和开发效果, 为了研究非常规气的“ 极限动用” 规律, 研发了扩散-渗流耦合的全生命周期开发模拟等系列实验技术。以储集层岩心为研究对象, 采用甲烷作为介质, 在储集层温度、压力条件下, 研究了基质岩心在放压开采条件下的气体产出规律和动用特征, 为气井产能评价和产量预测提供关键参数。

通过开展全生命周期开发模拟实验对比了致密气、页岩气、煤层气全生命周期的产气规律。实验结果表明, 致密气、页岩气和煤层气的初期产出速率都比较高。由于实验岩心基质供给距离短（30 cm左右）, 生产压差大, 致密气在很短的时间内采出程度迅速上升至90%以上, 而页岩气与煤层气在生产300 d时, 分别采出了70%和60%左右（见图9）。主要原因是页岩气与煤层气中吸附态与游离态气体共存, 初期游离气被采出之后, 需要依靠吸附气缓慢解吸供给, 因此采出程度缓慢提高。单位压降产气量曲线（见图10）表明, 在高压阶段, 致密气、页岩气和煤层气的产气速率维持在相对稳定的水平, 压力降低至12~15 MPa后, 致密气单位压降产气量基本不变, 页岩气与煤层气的单位压降产气量明显增加, 说明吸附气开始由吸附态解吸成为游离态, 并逐步采出。研究表明, 页岩和煤基质压力传播较慢, 生产后期解吸、扩散是主要的传质输运机制, 是长期低产稳产的基础。

图9 非常规天然气采出程度与时间的关系

图10 非常规天然气单位压降产气量对比

2.3.2 非常规气普适渗流模型

非常规气赋存与输运机制复杂, 因此需要根据“ 极限气藏” 的储集层特征和流动机理, 对储集空间参数孔隙度和流动能力参数渗透率进行修正, 建立非常规气普适渗流模型。

相对于非常规气储集层基质的致密性, 模型假设体积压裂裂缝具有无限导流能力, 忽略裂缝中气体流动的压降损失, 考虑基质向裂缝供给的一维流动, 基质向裂缝的质量传输过程为瞬态流。

基于质量守恒定律, 建立非常规气储集层基质气体动用连续性方程的一般形式：

$\frac{\partial \left( \rho {{\alpha }_{i}}\phi \right)}{\partial t}=\frac{\partial }{\partial r}\left( \rho \frac{{{\beta }_{i}}K}{\mu }\frac{\partial p}{\partial r} \right)$ （1）

对于页岩气, 吸附气占据了一部分孔隙体积, 因此考虑高压吸附相所占体积对孔隙度的影响[22, 23, 24, 25], 建立孔隙度修正系数的表达式, 如（2）式所示。同时传质过程中需要考虑努森扩散和应力敏感性的影响, 形成的渗透率修正系数的表达式如（3）式所示。

${{\alpha }_{\text{s}}}=1+\xi \frac{1-\phi }{\phi }{{B}_{\text{g}}}\frac{{{\rho }_{\text{d}}}{{V}_{\text{L}}}p}{p+{{p}_{\text{L}}}}$ （2）

${{\beta }_{\text{s}}}=\left[ 1+A{{(Kn)}^{B}} \right]{{\text{e}}^{-\gamma \sigma }}$ （3）

对于煤层气来说, 同样需要考虑吸附相体积对孔隙度的影响, 因此基质孔隙度修正系数如（4）式所示, 煤层基质中单相气体输运服从菲克扩散定律[26, 27], 煤层气渗透率修正系数的表达式为：

${{\alpha }_{\text{c}}}=1+\xi \frac{1-\phi }{\phi }{{B}_{\text{g}}}\frac{{{\rho }_{\text{dc}}}{{V}_{\text{L}}}p}{p+{{p}_{\text{L}}}}$ （4）

${{\beta }_{\text{c}}}=\frac{{{D}_{\text{m}}}\mu }{\rho K}\frac{\partial \left( \rho {{\alpha }_{\text{c}}}\phi \right)}{\partial p}$ （5）

不同于煤层气和页岩气, 致密砂岩基质孔隙度修正系数需要考虑含水饱和度的影响[28, 29], 如（6）式所示。渗透率修正系数则反映了多种非达西效应, 如应力敏感、气水相渗、启动压力梯度和低压滑脱对含水致密气气相渗流能力的综合影响, 表达式为：

${{\alpha }_{\text{ss}}}=1-{{S}_{\text{w}}}$ （6）

${{\beta }_{\text{ss}}}={{\text{e}}^{-\gamma \sigma }}{{K}_{\text{rg}}}\left( 1+\frac{b}{p} \right)\frac{{\partial p}/{\partial r}\; -\lambda }{{\partial p}/{\partial r}\; }$ （7）

2.3.3 非常规气产能评价技术

针对非常规天然气储集层特征、渗流特征和生产特征, 形成了非常规气井全生命周期评价体系和评价技术。非常规气井从钻井到生产一般都需要经历钻井压裂、排采测试、快速递减、低压小产4个阶段, 针对不同阶段的开发特征, 建立了对应的产能评价方法。在钻井压裂阶段, 建立了多因素产能模型法, 通过对已投产井进行产能主控因素分析, 建立包含储集层物性、工程等参数的多因素产能预测模型, 利用储集层物性参数和压裂施工参数对未投产的气井进行产能预测。在排采测试阶段, 建立了产量回归法, 通过建立气井的测试产量或无阻流量与EUR的经验关系式, 利用测试产量或无阻流量进行EUR预测。在快速递减阶段, 建立了解析模型法, 基于非常规气井渗流特征, 建立了“ 主裂缝区-次生裂缝区-基质区” 多区复合、多种流动机制耦合的非线性流动模型, 通过对气井的压力和产量进行历史拟合, 反演储集层和工程参数, 然后进行产能预测。在低压小产阶段, 建立了递减分析法, 处于该阶段的气井一般都已经到达了边界流或拟边界流, 可利用Arp’ s经验递减模型进行产能预测, 致密气井一般采用指数递减模型, 页岩气井一般采用双曲递减模型。采用全生命周期的产能预测方法大幅度提高了非常规气井的产能预测精度。

2.4 网格化井网开发优化技术

对于非常规“ 极限气藏” , 孔隙中的流体基本上处于小块孤立状态, 若不采用“ 极限” 布井方式, 建立有效的渗流通道和“ 地下连通体” , 储量将无法有效动用。“ 网格化布井” 是开发优化技术的核心。为了提高非常规气储量动用程度、追求“ 极限” 采收率, 在“ 甜点区” 预测的基础上形成了“ 网格化布井” 关键技术。井型、井距和井网类型是“ 网格化布井” 技术的核心。

“ 极限气藏” 气井产量低, 井型确定以增加井筒与储集层接触面积为目的, 具体井型与“ 甜点区/段” 空间展布形态密切相关。开发目标区纵向薄、横向连续分布时, 井型主要选用水平井, 包括双排、单排、“ 勺” 型井组和双平台交叉布置等布井模式, 可以根据地层倾角和地表条件选择最合适的布井模式。开发目标区纵向单层薄、多层叠加厚度大则多采用大斜度井或直井（丛式井）进行开发, 根据沉积相带、储集体规模和分布特征来确定是选择直井还是大斜度井。

“ 极限气藏” 压力传播距离短, 单井控制范围有限, 为了实现气藏整体开发极限化, 必须构建地下连通体, 合理部署井网、优化井距是提高控制程度、获得“ 极限” 采收率的重要手段。在三维地质模型的基础上, 结合优选的气井类型, 应用地质模型法、干扰试井法、油藏数值模拟方法, 根据压裂裂缝扩展模拟结果和试采井的微地震监测数据进行井网井距优化。对于存在多套开发层系的气藏, 可以采用立体井网进行布井, 增加储集层纵向动用程度; 对于大面积分布气藏, 采用相对均匀井网类型。

2.5 优快钻井与体积压裂技术

最大限度提高作业效率, 最大限度提升作业能力, 是不断拓展非常规天然气开发领域, 实现产量持续增长和效益开发的必由之路。以北美Marcellus页岩气田开发为例, 页岩气关键工程技术已实现了4代技术革新, 以水平井密切割为主体的第4代技术, 实现了水平井水平段长度由1 500 m提高至3 000 m以上, 储集层加砂强度由1.2 t/m提高至4.5 t/m, 单井EUR由1.2× 108 m3提高至4.0× 108 m3[15]。

中国非常规天然气开发技术指标不断突破, 开发效果持续大幅提升。基于精细三维地质模型的优快钻井技术不断突破工程和效率指标, 保障了“ 极限气藏” 开发井的井身质量、降低了钻井风险, 提高了钻井速度、降低了钻井成本。采用当前油气钻井的旋转导向工具和高效耐磨钻头, 水平井钻井效率和能力大幅提升。以川南页岩气开发为例, 通过3轮次的技术优化, 页岩储集层开发领域从埋深2 800 m拓展至3 500 m, 水平井平均水平段长度由1 474 m提高至1 820 m, 优质储集层钻遇率由70.6%提高至96.7%[15]（见图11）。特别是针对页岩气开发的水平井水平段“ 一趟钻” 技术, 单趟进尺超2 150 m, 平均机械钻速超13 m/h。

图11 川南页岩气开发工程技术指标变化

非常规气储集层改造技术不断更新换代, 改造程度不断实现新突破。采用以水平井多段压裂为代表的储集层体积压裂技术, 有效建立“ 人造气藏” [2, 8], 实现非常规天然气效益开发。体积压裂技术是匹配“ 极限气藏” 储集层特征和渗流特征, 实现最优地下连通体的关键技术。其特点是施工规模、施工参数不断挑战施工极限, 优化的完井密度、切割程度、加砂量和用液量极限值不断更新, 同时配以低黏滑溜水+低密度支撑剂工艺技术, 追求通过极限控制实现最优地下连通体。非常规天然气开发中体积压裂技术经历完井密度从低到高、切割程度从疏到密, 加砂强度由小到大, 用液量不断提高的发展过程。采用以“ 长段多簇、暂堵匀扩、控液增砂” 为核心的页岩气水平井体积压裂2.0工艺, 水平井平均压裂段长从71 m优化到90 m、单段簇数从3簇提高到8簇、加砂强度从1.4 t/m提高到3.0 t/m, 储集层得到充分改造, EUR由开发初期的0.67× 108 m3提高至1.12× 108 m3（见图11）。

2.6 生产制度优化与组织管理

非常规气的基质渗透性差, 在经历体积压裂改造之后, 形成复杂缝网, 缝网是气体流动的“ 主动脉” 。

非常规气井具有初期产量高、产量递减快的特征, 压裂裂缝的导流能力决定了气井的产能。压裂裂缝的导流能力具有非常高的应力敏感性, 尤其对于没有支撑剂支撑的裂缝, 如果地层压力下降过快, 会导致裂缝闭合, 裂缝的导流能力将会下降, 降低气井的产能, 影响采收率。因此, 提出了“ 极限气藏” 的控压生产方式。数值模拟和生产实践表明, 相对于完全放压生产, 控压限产能够有效降低储集层由于压敏效应受到的伤害, 保持近缝基质及缝网的渗流能力, 提高气井的EUR。

排采优化的目的在于降低气井的井底流压, 通过降低井底流压, 增加储集层和井筒之间的压力梯度, 最大化提高压力衰竭效率。以气井动态分析为基础, 根据气井生产情况及积液程度, 确定各工艺措施实施节点, 通过优选管柱、柱塞、气举、增压等针对性措施, 提高气井携液能力, 延长气井正常生产周期。

与常规天然气开发相比, 非常规天然气区块建产和稳产阶段均需持续大规模建井, 以实现区块的稳产增产。通过高效生产组织管理实现最优工程作业程序, 通过“ 一体化” 组织实现全方位降本增效, 是保障非常规天然气田高效开发的关键。

打破部门和公司之间的管理界限, 实现多方联合统一协调的“ 一体化” 组织, 是提高产能建设工作效率的关键。北美通过多年实践, 建立了工程实施平台长负责制, 推行施工队伍日费制, 创新甲方主导工程施工的管理体制, 打破业主与服务公司界限, 推动施工作业效率大幅提升。

中国石油天然气股份有限公司（以下简称中国石油）在川南页岩气开发过程中, 建立了由页岩气业务发展领导小组、川渝页岩气前线指挥部、油公司及工程服务公司共同组成的三级管理体系, 实现“ 一体化” 组织, 为中国石油“ 十三五” 页岩气产量突破百亿立方米提供了有力组织保障。多工种高效协同作业, 全面实现“ 一体化” 无缝衔接, 大幅提升设备材料利用效率、施工作业效率。川南页岩气开发过程中, 通过“ 一体化” 的工厂式作业, 实现标准井场布局, 钻机快速平移, 批量化双钻机钻井, 液体、管线等重复利用和共用, 是降低开发成本的有效途径。

在“ 一体化” 组织架构下, 通过储集层— 井筒— 地面数字化、信息化建设, 实现了数据共享、专业分析、综合利用、辅助决策[30, 31, 32]。如通过页岩气数字化开发管理已实现井场的无人值守, 大幅减少井场管理人员, 有效降低页岩气井开发的管理成本。

针对非常规天然气开发数据量大的问题, 采用人工智能大数据分析方法, 深度挖掘开发有效信息, 优化开发设计, 提升页岩气开发效果。

3 非常规天然气“ 极限动用” 开发实践

从2000年发现苏里格气田开始, 石油工作者不断突破常规思维, 将工程技术和管理模式发挥到极致, 突破致密气开发效益界限, 推动致密气规模有效开发; 2006年启动沁水煤层气田开发, 突破高煤阶煤层气储集层低压、低渗和欠饱和储集层极限, 并经多次反复实践, 深刻认识到煤层气开发必须采用极限开发技术和精细管理模式; 2012年中国石油启动川南页岩气开发, 在最大限度认识页岩储集层的基础上, 采用最先进技术和最优管理组织方式, 推动2020年川南页岩气探明储量破10 000× 108 m3, 产量突破100× 108 m3。

3.1 致密气— — 苏里格致密气田

苏里格致密气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的西北部, 主要产层为二叠系盒8和山1段, 自2000年发现以来, 累计探明致密气地质储量5× 1012 m3, 2020年产量260× 108 m3, 是中国目前最大的天然气田。

与常规天然气储集层相比, 苏里格致密砂岩地层压力系数为0.8~1.1, 渗透率一般为（0.001~1.000）× 10-3 μ m2, 平均0.6× 10-3 μ m2, 孔隙度一般为0.3%~18.0%, 平均7%, 储量丰度为（1~2）× 108 m3/km2, 具有低压、低渗、低丰度的“ 三低” 特征。

精准预测Ⅰ 类优质储集层展布, 构建低成本快速钻井技术, 创新“ 5+1” 合作开发模式（即川庆钻探、西部钻探、渤海钻探、长城钻探、华北油田等5家风险作业服务单位, 长庆油田1家油田公司）, 突破天然气效益开发极限, 是苏里格致密气田获得规模有效开发的关键。具体包括：①开展精准储集层预测, 找到“ 甜点区” 和“ 甜点段” 。实验测试、测井解释和地震识别等手段相结合, 采用全数字地震采集使有效频带由8~85 Hz拓宽到4~120 Hz, 精准预测盒8和山1段河道砂体展布, 并结合储集层物性特征划分成3种类型, 为致密气规模开发提供有力依据。②优化井网密度, 使气田采收率指标达到极限。初期采用直井压裂开发方式, 井网密度为800 m× 1 200 m, 采收率仅15%, 富集区井网加密到600 m× 400 m后, 采收率突破60%, 接近常规气藏水平。③采用快速高效钻井及体积压裂技术, 推动单井产量不断突破新高。水平段长1 500 m的水平井钻井周期缩短到45 d以内, 通过多层压裂工艺技术一次分压6层, 产量是合层压裂的2倍以上。采用水平井分段压裂技术, 单井压裂3~15段, 平均单井产量达6× 104 m3/d, 平均单井可动储量达8 000× 104 m3。④创新管理体制机制, 有效降低开发成本。

2005年, 通过引入市场化合作机制, 引领各合作方依靠“ 运行机制创新、观念认识创新、技术集成创新” 创建了苏里格气田“ 5+1” 合作开发模式, 实现直井钻井成本小于500万元, 水平井钻井成本降至1 900万元以下, 实现了规模商业开发。

苏里格气田2013年底形成年产230× 108 m3规模, 成为中国储量和产能规模最大的气田, 至2020年底已连续稳产7年。“ 十五五” 和“ 十六五” 期间, 按照“ 极限动用” 开发理论, 采用富集区加密提高采收率, 依靠动用更低品位储量和新区发现, 预计2030年可上产至300× 108 m3。

3.2 煤层气— — 沁水南部煤层气田

沁水盆地南部煤层气田位于山西省东南部, 主要含煤地层为二叠系山西组和石炭系太原组, 产层为3#和15#煤层, 自2003年开发以来, 累计探明煤层气地质储量2 475× 108 m3, 2020年实现煤层气产量12× 108 m3, 是中国目前产量最大的煤层气田。

煤层气储集层特征与常规气藏相比较为复杂, 沁水南部煤储集层非均质性强, 发育孔隙-割理-裂隙系统, 非均质指数P10/P90值可达10~15, 比常规储集层高3~5倍, 煤层力学强度低、易碎、易坍塌堵塞, 孔隙度一般小于5%, 渗透率为（0.03~1.50）× 10-3 μ m2, 储集层压力较低, 一般为低压, 少数常压, 具有强非均质性、低强度、低渗、低压的“ 一强三低” 特征, 且流动环节多, 存在降压-解吸-扩散-渗流的过程, 渗流机理复杂。

精准预测煤储集层展布, 实现开发井型转变、井网形式优化、低伤害钻井改造, 形成科学、量化、智能的排采技术, 突破煤层气效益开发极限, 是沁水南部煤层气获得规模效益开发的关键。具体包括：①采用“ 定空间、找裂缝、测含气” 的煤层气地球物理勘探评价技术, 精准预测煤储集层展布。通过山地浅层二维和三维地震采集、处理和精细解释技术, 为水平井钻探起到有力支撑, 新完钻水平井钻遇率明显提高。②井型转变, 实现效益开发。初期采用直井/定向井技术, 在中深层单井平均产气量仅300~500 m3/d, 内部收益率仅3%。通过探索裸眼多分支水平井、仿树形水平井、U型井、单支L型水平井等多种井型开发效果, 确定单支L型水平井井型具有井眼稳定、低成本、可改造增产、可作业恢复等优势, 稳产产量达到5 000~8 000 m3/d, 内部收益率达12%。③优化井网, 提高采收率指标。直井降压解吸范围小, 一方面加密直井井网, 井网密度从300 m× 300 m发展到（200~250 m）× （200~250 m）; 另一方面采用水平井-直井耦合井网协同降压, 提高解吸范围及采气效率, 采收率由直井井网的34%提高到50%。④采用低成本优快钻完井及快速返排储集层改造技术, 推动单井产量突破。单井钻井费用下降, 钻井周期一般20 d, 返排率达到25%, 直井产量平均提高500 m3/d, 水平井单井日产气7 000~10 000 m3, 是邻井直井平均产量的8~10倍。⑤形成科学、量化、智能的排采技术, 实现降本增效。以流压控制为核心、解吸压力为关键点, 坚持“ 连续、渐变、稳定、长期” 8字准则, 保持最大的产水产气效率, 研发“ 双环三控法” 智能控制排采技术和配套设备, 应用于现场产能建设, 既满足控制井底流压要求又实现了降本增效。⑥统筹管理, 实现规模效益开发。部分区块未按照最佳技术和管理组织实施, 初期开发效果不好。例如2012年投入开发的郑庄区块产能到位率仅25%, 2016年后通过采用最佳技术、统筹管理, 直井EUR由230× 104 m3提高到780× 104 m3, 水平井EUR由1 351× 104m3提高到3 900× 104 m3, 产能到位率达80%。

2020年中国煤层气产量60× 108 m3, 远低于“ 十三五” 规划预期。中国煤层气资源总体丰富, 按照“ 极限动用” 开发思想, 通过精准刻画煤储集层找到“ 甜点区/段” , 采用极限开发技术和开发组织管理, 中国煤层气产量有望达到200× 108 m3以上。

3.3 页岩气— — 威远页岩气田

威远页岩气田位于四川盆地南部, 主要产层为五峰组— 龙一1亚段。自2009年勘探开发以来, 累计探明页岩气地质储量4 277× 108 m3, 2020年实现页岩气产量40× 108 m3, 是中国主力页岩气田之一。

页岩储集层超致密、低渗, 常规油气理论中通常将页岩作为烃源岩和油气圈闭的盖层, 页岩气开发突破了非常规气储集层开发极限。威远页岩气田储集层渗透率一般为（0.000 1~0.010 0）× 10-3 μ m2, 平均值为0.001× 10-3 μ m2, 孔隙度一般为5.2%~6.7%, 平均值为5.9%, TOC值一般为2.5%~3.6%, 平均值为3.2%, 含气量一般为3.3~8.5 m3/t, 平均值为5.5 m3/t, 脆性矿物含量一般为60%~82%, 平均值为74%, 最优目标靶体段龙一11小层厚度为1.0~7.5 m, 地层压力系数一般为1.2~2.0, 地应力差一般为7.7~18.7 MPa, 具有低孔、低渗、非均质性强、水平主应力差大、优质储集层厚度变化大的特征。

精准预测优质储集层空间展布特征, 构建低成本快速钻井技术, 形成高效储集层改造技术, 优化开发技术政策和排采制度, 建立高产井模式, 突破页岩气效益开发极限, 是威远页岩气田获得规模有效开发的关键。具体：①开展精准储集层预测, 找到“ 甜点区” 和“ 甜点段” 。实验测试、生物地层、测井解释和地震等多手段相结合, 精准刻画五峰组— 龙一1亚段空间展布特征, 高效锁定龙一11小层是最优目标靶体段。②采用快速高效钻井及体积压裂技术, 推动单井产量不断突破新高。水平段长1 500 m的水平井钻井周期缩短到49 d以内, 实施高加砂强度、高排量水平井多段压裂, 平均压裂段数23段、平均簇间距12 m、平均加砂强度2.3 t/m、施工排量14~16 m3/min, 平均单井EUR达1.16× 108 m3。③优化开发技术政策和排采制度, 提高单井EUR和气田采收率。在威远页岩气田开发早期, 水平井间距为400 m, 经过优化后水平井间距缩短为300 m, 大幅度提高了储集层动用程度, 提升了气田整体采收率; 生产制度不断优化, 从放压生产制度优化为保持3年相对稳产的控压生产制度, 提高了单井EUR; 根据气井不同生产阶段考虑不同的排水采气措施, 前期主要考虑带压下油管, 中后期为间开、增压、柱塞、气举等水平段排水采气工艺, 异常积液气井考虑气举、解堵, 通过集中增压、平台增压、集中+平台增压, 形成了增压全覆盖, 大幅度延长了气井生命周期, 提高了单井产量。④建立高产井模式。龙一11小层优质储集层厚度大于5 m的核心建产区, Ⅰ 类储集层钻遇长度大于1 500 m, 压裂簇数为单段7~8簇, 加砂强度大于2.5 t/m, 实施暂堵转向, 优化施工规模、参数, 气井测试产量超过50× 104 m3/d。⑤创新建立高效组织模式, 实现川南页岩气开发统一决策、统一指挥、统一协调和统一考核。

川南页岩气产量大幅提升, 2020年总产量达116× 108 m3, 累计提交探明储量1.06× 1012 m3。按照“ 极限动用” 开发理论, 通过夯实浅层、突破深层, 中国页岩气将迎来跨越式发展, 2025年中国石油页岩气产量有望达到（240~300）× 108 m3, 2030年具备上产500× 108 m3的前景。

4 结语

非常规天然气“ 极限动用” 开发理论是笔者在长期从事中国非常规天然气开发工作实践中不断总结形成的, 是中国非常规天然气工作者不断突破油气开发禁区的智慧结晶。“ 极限” 不是非常规天然气开发的终极, 是非常规气储集层认识不断突破的过程, 是非常规天然气开发不断追求最高技术水平和最高效管理组织模式, 突破效益开发界限的过程。

提出非常规天然气“ 极限动用” 开发理论, 即针对“ 极限气藏” , 采用“ 极限技术” , 建立地下连通体, 增大泄流面积, 提高动用范围, 追求最大单井产量和极限采收率, 达到“ 极限效果” 。围绕非常规天然气“ 极限动用” 开发理论内涵, 创建、发展了6套“ 极限动用” 开发配套技术, 包括微纳米尺度储集层评价技术、“ 甜点区/段” 预测技术、非常规渗流理论与产能评价技术、网格化井网开发优化技术、优快钻井与体积压裂技术、生产制度优化与组织管理。

“ 极限动用” 开发思想在苏里格致密气、川南页岩气及沁水煤层气等非常规气的规模效益开发中一以贯之, 按照“ 极限动用” 理论, 采用“ 极限动用” 开发技术, 非常规天然气将成为中国未来天然气增长的主体, 推动天然气产量再上新台阶。

致谢：本文在研究过程中得到中国石油勘探开发研究院、中国石油勘探与生产分公司、中国石油西南油气田公司、中国石油长庆油田分公司、中国石油浙江油田公司和中国石油华北油田公司的大力支持, 在撰写过程中得到中国石油勘探开发研究院王红岩、何东博、胡志明、赵群、翁定为、刘洪林、郭为、孙玉平、端祥刚、孙莎莎、施振生、王玫珠、周尚文、张磊夫等同志的帮助, 在此一并表示感谢。

符号注释：

A, B— — 表观渗透率经验参数, 通过实验获取, 无因次；b— — 滑脱因子, Pa; Bg— — 天然气体积系数, 无因次; Dm— — 煤层气扩散系数, m2/s; Eh, Ev— — 水平和垂直方向的弹性模量, GPa; Ex, Ey, Ez— — x, y, z方向的弹性模量, GPa; EUR— — 单井预测最终可采储量, 108 m3; K— — 基质渗透率, m2; Kn— — 努森数, 无因次; Krg— — 气相相对渗透率; p— — 压力, Pa; pL— — Langmuir压力, Pa; P10, P90— — 目标值可信度10%和90%对应的概率, %; r— — 基质气体流动距离, m; R— — 气体常数, 8.314 J/（mol· K）; Sw— — 含水饱和度, %; t— — 时间, s; T— — 温度, K; TOC— — 总有机碳含量, %; VL— — Langmuir体积, m3/kg; x, y, z— — 直角坐标系, m; α c— — 煤层气储集层孔隙度修正系数, 无因次; α i— — 孔隙度修正系数, 无因次; α s— — 页岩气储集层孔隙度修正系数, 无因次; α ss— — 致密气储集层孔隙度修正系数, 无因次; β c— — 煤层气储集层表观渗透率修正系数, 无因次; β i— — 渗透率修正系数, 无因次; β s— — 页岩气储集层表观渗透率修正系数, 无因次; β ss— — 致密气储集层表观渗透率修正系数, 无因次; γ — — 应力敏感系数, MPa-1; ξ — — 气体高压吸附校正系数, 无因次; ρ — — 气体密度, kg/m3; ρ d— — 页岩密度, kg/m3; ρ dc— — 煤岩密度, kg/m3; σ — — 有效应力, MPa; λ — — 启动压力梯度, 与渗透率和含水饱和度有关, Pa/m; μ — — 气体黏度, Pa· s; ϕ — — 基质孔隙度, %。下标：i— — 不同的气藏类型。

（编辑 胡苇玮）

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