2. 中国石化华东油气分公司;
3. 中国石化华东油气分公司石油工程技术研究院
2. Sinopec East China Oil & Gas Company;
3. Research Institute of Petroleum Engineering Technology, Sinopec East China Oil & Gas Company
中国常压页岩气资源丰富,据国土资源部(现自然资源部)2012年的预测结果[1],中国页岩气技术可采资源量为25.08×1012m3, 其中南方常压页岩气技术可采资源量为9.08×1012m3,常压页岩气展现广阔的发展前景。
“十二五”以来,中国石化华东油气分公司(以下简称华东油气分公司)在四川盆地东南部及其盆缘转换带(以下简称渝东南盆缘转换带)的南川—武隆地区持续开展常压页岩气勘探研究[2-14],不断深化认识,指导勘探实践[15-20]。针对渝东南盆缘转换带常压页岩气地质特点,坚持问题导向,以富集高产主控因素为主线,深化保存条件、沉积微相、构造应力等关键要素的精细研究,逐渐形成“三因素控气”地质认识[21-22],不断完善评价体系,建立了资源规模为基础,保存条件为核心,静态指标为依据,地质、工程与经济评价相结合的页岩气评价体系和标准。同时,突出低成本战略,不断优化工程工艺技术,强化创新管理提质增效,着力做好“增产、降本”两篇文章,解放思想,创新实践,从而实现了盆缘斜坡型、褶皱区向斜型常压页岩气勘探重大突破,也有效指导了平桥背斜南部页岩气商业开发。在此过程中,形成了一些实践认识和做法,可对今后常压页岩气勘探开发工作提供一定的借鉴和指导作用。
1 地质背景渝东南盆缘转换带位于重庆市与贵州省交界的南川、彭水、武隆、道真等县市,构造上处于四川盆地川东高陡构造带和武陵褶皱带西北缘(图 1),毗邻焦石坝构造。该地区历经加里东期、海西期、印支期、燕山—喜马拉雅期等多期构造运动叠加改造,以燕山—喜马拉雅期作用影响最为强烈,奠定了以NE—SW向为主的向斜与背斜相间分布的槽—档构造格局,形成了现今的构造形态。该区页岩气目的层为上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组,主要分布于残留向斜,部分位于斜坡和背斜,总面积为4242km2,页岩气资源量为2.8×1012m3,页岩气处于超压与常压过渡带,以常压页岩气为主。
与焦石坝地区超压页岩气相比,渝东南盆缘转换带常压页岩品质差、地层压力系数低、最大水平主应力和最小水平主应力差异大,如何选准甜点目标、优化甜点穿行层位、完善压裂地质工程、实现常压页岩气经济有效开发面临挑战。
2.1 优质页岩品质变差,对甜点层优选的挑战晚奥陶世—早志留世,受华南板块挤压,扬子板块基底迅速下降,海平面迅速升高,扬子地区形成了一次较大的海侵,四川盆地及周缘为滞留盆地深水陆棚相沉积。焦石坝地区处于深水陆棚沉积中心,南川—武隆—彭水地区处于斜坡带和边缘相沉积区,相比焦石坝地区,南川—武隆—彭水地区优质页岩厚度逐渐减薄、品质变差,页岩气资源丰度变低。
焦石坝地区优质页岩厚度为35~45m,有机碳含量(TOC)为3%~4%,石英含量为40%~50%,资源丰度为(8~12)×1012m3/km2;南川—武隆—彭水地区优质页岩厚度为32~24m,TOC为2.5%~3.3%,石英含量为40%~50%,资源丰度为(4~8)×1012m3/km2。同时,受沉积微相演化的影响,不同地区最优甜点层位存在差异,对甜点层位的优选带来挑战。
2.2 地层压力系数较低,对水平井高产的挑战地层压力系数是页岩气保存条件的综合评判指标,直接反映地层能量是否充足和驱动力的强弱,也是页岩气井能否高产、稳产的重要表征参数。
根据钻井、测井、微压测试等资料统计,焦石坝地区页岩埋深在2000~3500m,地层压力为35~ 55MPa,地层压力系数为1.55;南川—武隆地区页岩埋深与之相当,但受雪峰造山作用影响,从盆内焦石坝—盆缘南川—盆外武隆地区,构造改造作用逐渐变强,南川—武隆地区保存条件较差,地层压力在20~39MPa,地层压力系数介于0.9~1.3,水平井产量较低,如何实现高产面临挑战。
2.3 两向水平主应力差异较大,对复杂缝形成的挑战页岩气水平井体积压裂改造是实现页岩气商业开发和提高采收率的主要手段[23-25]。储层两向水平主应力差异大小,决定了压裂形成复杂缝网的难易程度,差异越小,越容易形成网状裂缝[26]。渝东南盆缘转换带受多期构造运动影响,经历了大规模的挤压、抬升、剥蚀,导致应力释放,现今地应力相对较小,但最大水平主应力和最小水平主应力差异大。彭水—武隆地区水平地应力介于40~60MPa,两向水平主应力差异大,压裂较难形成复杂缝网;而盆内焦石坝地区构造相对稳定,水平地应力介于50~80MPa,两向水平主应力差异相对较小,压裂较易形成复杂缝网。
3 勘探实践近年来,针对渝东南盆缘转换带页岩地质特点和难点,以问题为导向,以富集高产主控因素为主线,突出保存条件、沉积微相、构造应力等关键要素的精细研究,大力探索实践低成本工程工艺技术,强化管理创新创效,努力做到布好井、穿好层、压好缝、降好本、管好井的“五好工程”,积极推进南川—武隆地区页岩气勘探进程。
3.1 突出保存条件研究,明确聚散机理,指导井位部署保存条件是页岩气富集的关键因素,构造改造作用的强弱对保存条件起决定性作用。渝东南盆缘转换带经历多旋回的构造改造,不同构造期次、不同强度构造运动造成地层褶皱变形、破裂程度、剥蚀程度不同,形成了不同的构造样式,不同构造样式下页岩气聚集与逸散存在显著差异。基于天然缝与页岩气聚散机理研究,通过对研究区构造样式分类研究、典型井解剖,并结合压裂实践,建立了背斜型、斜坡型、向斜型和逆断层下盘型4种页岩气藏聚散模式(图 2)。
背斜构造改造作用较弱,内部大规模断裂不发育,页岩气保存条件较好,压力系数高,在局部张应力环境下,天然裂缝发育,页岩气在天然裂缝内具有短距离运移聚集的优势,游离气含量占比高。
背斜轴部受纵弯作用影响,应力较强,表现为张性应力场特征,发育向上开口的V字形劈理缝,物性较好,压裂时人造裂缝纵向延伸大,横向延伸范围小,体积改造难度大;背斜翼部发育伴生断裂,地应力得到释放,E字形层间缝发育,压裂时人造裂缝与天然裂缝交割沟通,改造较为充分,易形成复杂缝网,缝网延伸距离较远,改造体积大,更易高产。背斜翼部是页岩气井位部署的首选有利目标;背斜核部通过有效的改造手段,同样可以获得高产。从平桥背斜勘探实践来看,翼部的JY200-1井地层破裂压力为57.1MPa、施工压力为59.5MPa,测试日产气量为89.5×104m3;核部的JY195-5井地层破裂压力为80.9MPa、施工压力为75.0MPa,测试日产气量为22×104m3。
3.1.2 斜坡型页岩气藏斜坡构造一般较为宽缓,页岩气易横向顺层逸散,页岩气富集主要受侧向断层封堵和目的层剥蚀边界远近控制,页岩气保存条件较好,地层压力系数中—低。受构造抬升的影响,地应力释放,层面滑动发生顺层剪切,主要发育顺层E字形层间缝,压裂易形成复杂缝网,产量中—高。因此,井位部署应优选有断层封堵、且远离剥离边界的有利区,在勘探成功的基础上向剥蚀区逐步拓展。
金佛斜坡北部通过鞍部与平桥背斜相连(图 2),属典型的斜坡型页岩气藏。斜坡低部位的JY10井断层不发育,顺层裂隙发育,储集和保存条件较好,总含气量和游离气占比较背斜区的JY194-3井、JY8井略低,压裂施工难度较小,破裂压力和施工压力中等,微压测试地层压力系数为1.18,测试日产气量为19.6×104m3。
3.1.3 向斜型页岩气藏该类型主要分布在武隆、桑柘坪等残留向斜(图 2),构造作用较为强烈,部分向斜目的层四周出露,受挤压应力作用影响,向斜型页岩气藏易形成A字形天然裂缝,物性较好,页岩气具有环带滞留、向斜中心富集的特点,目的层距离出露区越远、埋深越大,地层压力系数越高,保存条件越好。残留向斜地层压力系数整体较低,一般为0.9~1.2,压裂过程中破裂压力中—低,但最大水平主应力和最小水平主应力差异大,较难形成复杂缝网,单井产量较低。向斜型页岩气藏井位部署应优先考虑向斜核部、埋深适中区。
3.1.4 逆断层下盘型页岩气藏该类型在盆缘和盆外残留向斜中均有发育,以道真向斜下盘为典型代表(图 2),下盘目的层与上盘致密隔层对接,受逆断层侧向封堵,页岩气横向运移减弱,滞留于下盘成藏。该区受燕山早期NW—SE向挤压和燕山晚期SN向走滑作用,形成多期天然缝网交互切割,发育X字形剪节理,物性较好,压裂易形成复杂缝网。目前正在实施ZY1井,富集程度有待进一步证实。
3.2 突出沉积微相研究,明确甜点层段,指导轨迹穿行 3.2.1 细化沉积微相研究,明确富碳富硅富笔石页岩是最佳甜点层段渝东南盆缘转换带五峰组—龙马溪组页岩层系自下而上依次为深水陆棚、半深水陆棚和浅水陆棚沉积,从海侵体系域到高位体系域,长时间处于深水缺氧环境,有利于有机质的富集和保存。五峰组—龙马溪组下部主要为深水陆棚相黑色页岩,中部为半深水陆棚相灰黑色页岩,上部为浅水陆棚相深灰色粉砂质泥岩。
根据岩性、岩石矿物学、地球化学、电性、古生物等特征,将五峰组—龙马溪组一段(以下简称龙一段)深水—半深水陆棚相页岩进一步划分为9个岩石相(沉积微相)(表 1),为便于勘探研究工作,自下而上依次编号为①—⑨号小层。①—⑤号小层TOC大于2%,均处于深水陆棚相;其中①—③号小层TOC大于4%,为一套富碳富硅富笔石优质页岩,静态评价指标上具有高生烃潜力、高孔隙度、高含气性、高脆性、低黏土矿物含量的“四高一低”的特征,是页岩气勘探最佳的甜点穿行层段。
从近年来的勘探实践看,页岩气水平井轨迹穿行的层位对页岩气产能有较大影响,同一钻井平台,相同水平段长度、同等压裂工艺参数,因水平井穿行层位不同,压裂获得的产量存在较大差异,在高TOC、高孔隙度、高含气性页岩层穿行的水平井压裂产量明显高于在其他层位穿行的井。因此,在龙一段深水陆棚相①至③号小层富碳富硅富笔石页岩中甜中选甜,设计水平井最优靶窗,显得尤为重要。受沉积相演化影响,渝东南南川—武隆不同地区最优甜点层位存在差异,水平井最优靶窗不尽相同,根据沉积相研究成果,南川平桥地区最优靶窗由北向南从③号小层调整为①—②号小层,其中平桥背斜为③号小层下部4m,金佛斜坡为①—②号小层;东胜背斜、武隆向斜最优靶窗为②—③号小层,靶窗高度由先前的6m调整到目前的4m范围内,进一步提升最优小层的穿行率。
3.3 突出现今构造应力研究,明确裂缝特征,指导压裂设计现今构造应力场最大水平主应力方向决定了压裂缝网的走向和趋势,开展现今构造应力研究,可以指导水平井方位和压裂设计。当三轴应力适中、地应力方位与水平井方位合适时,易于降低压裂施工难度,沟通天然缝形成复杂缝网,提升储层改造效果,有利于页岩气高产稳产。
3.3.1 采用“曲率预测+微注压降”分析法,制定不同构造部位个性化压裂设计方案充分利用测井和地震资料,研究现今地应力大小、方向及构造形变与曲率平面展布特征,认为低曲率带微裂缝不发育,地应力高,施工压力高,体积改造难度大,需要进一步攻关研究压裂模式,优化施工参数;中曲率带微裂缝发育,压裂改造易形成复杂缝网;高曲率带常与断层伴生,影响页岩气富集。根据背斜型页岩气藏聚散模式和曲率研究成果,建立了背斜裂缝发育模式,并结合微注压降测试分析应力特征(图 3),制定背斜不同构造部位个性化压裂设计方案。背斜核部地应力较高,V字形高角度裂缝发育,主要为低曲率区(图 3a),压裂过程中施工压力高,缝网复杂程度一般,宜采用“小段少簇,快提排量,连续加砂”压裂工艺;而背斜翼部地应力较低,E字形水平缝较发育,为中曲率区(图 3b),压裂过程中液体滤失大,砂比敏感,但改造后缝网复杂程度高,宜采用“中等段长,多簇射孔,慢提排量,变粒径加砂”压裂工艺。以平桥背斜为例,背斜核部的JY194-3井地层破裂压力为75.7MPa,测试日产气量为34.3×104m3,翼部的JY200-3井地层破裂压力为70.7MPa,测试日产气量为25×104m3,核部的地层破裂压力高于翼部,但通过上述压裂方案优化,背斜核部和翼部均获得较高产量。
增大加砂规模,实现压裂缝网的有效支撑,是提升压裂效果的关键。在压裂实践中,逐步形成了“三阶梯”压裂加砂工艺模式,其核心思想是加大排量,最大程度形成复杂缝网,增大不同粒径的砂比支撑裂缝,提升裂缝的导流能力。在压裂施工过程中,一是阶梯升排量,压裂全程分多个阶段提升排量,保持净压力稳步增长,保护近井带已经开启的主裂缝持续张开,同时扩展远井带,新造更多的微裂缝,增大改造体积;二是阶梯提砂比,采用三台阶的加砂模式快速提高砂比,建立连续铺砂剖面,支撑已经开启的裂缝,保持导流能力;三是阶梯加粒径,采用70/140目、40/70目、30/50目的砂粒径组合,适时增加粗砂用量,提升裂缝导流能力。南川地区平桥背斜JY200-1井第13、8、9段分别采用上述工艺(图 4),单段加砂规模达到71.65~74.34m3,高于平桥背斜平均单段加砂规模68m3,压裂改造效果明显提升,测试日产气量为89.5×104m3,单井EUR评估可达2.15×108m3。
在页岩埋深2200~3200m的中浅层区,针对地应力较低、施工压力窗口大,但最大水平主应力和最小水平主应力差异大的特点,建立了“长段多簇、段内转向、长段塞连续加砂”的压裂施工模式。采用加大压裂改造规模和加砂强度,以及段内投球3项工艺措施,提高压裂改造体积和缝网复杂化程度;采用“长段距、多簇射孔”工艺措施实现成本控制。该工艺在LY2HF井成功试验,段长为120~140m,每段射孔4~6簇,投射35~50个可溶式暂堵球,投球后净压力升高6~16MPa,实现裂缝均衡拓展,加砂强度达1.1~1.95m3/m,有效改造体积较LY1HF井提高7%~10%,测试日产气9.22×104m3。
在页岩埋深3200~3800m的中深层区,针对地应力适中的地质特点,采用“中段少簇、段内转向、连续加砂”压裂工艺。随着页岩埋深的增加,人造裂缝延伸难度加大,通过缩小段长,段内投球的措施,确保每段净压力足够保持裂缝延伸,通过优化泵注程序,采取增大加砂强度、连续加砂、提高粗砂比例3项措施,提高支撑裂缝的连续性及导流能力,形成页岩气流动的“快速通道”。该工艺在JY10HF井成功试验,段长为60~82m,每段射孔2~4簇,投射30~35个可溶式暂堵球,投球后净压力升高14~27MPa,加砂强度达1.3~2.0m3/m,测试日产气19.6×104m3。
3.4 创新工程工艺技术,降本增效成本是制约常压页岩气经济有效开发的关键因素。近年来,在已有工程工艺技术的基础上不断学习,持续攻关试验低成本优快钻完井、高效压裂等关键工艺技术,目前,创新实践降本增效措施已初步取得了一些效果。
3.4.1 制定“五做”地质导向工作方法,提升优质页岩气钻遇率通过建立虚拟井,制定“五做”地质导向工作方法,即做好地震剖面上地层倾角趋势的判断、做细电性标志层特征点的刻画、做准①—⑤号小层的精细对比、做稳水平井井眼轨迹的光滑、做实岗位责任制,规范导向操作流程,确保轨迹精准穿行,提高钻遇率。2018年,南川—武隆地区水平井①—③号小层富碳富硅富笔石页岩钻遇率达98.1%。同时,设计开发出一套页岩气水平井地质跟踪导向软件,具有地层倾角计算与靶点预测、钻头位置地层真厚度恢复、水平段轨迹出窗判断和实钻井轨迹跟踪等功能,大大提升了现场地质导向的工作效率和水平井地质穿层的准确度。
3.4.2 研究设计“二开制”井身结构,大幅提高钻井时效前期,在彭水—武隆地区共实施5口页岩气水平井,从彭水4口水平井及武隆LY1HF井的钻井实践来看,嘉陵江组、龙潭组、茅口组等上部地层均发生不同程度的漏失,而下部志留系韩家店组和小河坝组等地层相对稳定,漏失风险较小。在此基础上,结合彭水—武隆地区内常压页岩气地层特点,基于常压地层压力剖面(图 5),结合开孔层位、中浅层地层特性、地层漏失及必封点等,认为井身结构具有优化空间,由“三开制”优化为“二开制”,一开套管封住茅口组以上易漏失层,可节省一层技术套管及固井费用、同时缩小井眼尺寸,有效提高机械钻速。
LY2HF井成功二开完井(图 6),与LY1HF井相比,在水平段长度增加483m、完钻井深增加235m的情况下,钻完井周期缩短25.43%,钻井成本减少33.33%,提速提效显著。
一趟钻是一项系统工程,是钻井总体技术水平的集中体现,也是钻井提速降本的有效途径,可减少单井钻头用量、起下钻次数和时间,有利于减少非生产时间。一趟钻在美国页岩油气水平井钻井中广泛应用,单一井段的一趟钻已成常态,两个井段的一趟钻得到推广应用,多个井段的一趟钻不断增加。在南川地区页岩气勘探实践中,主要通过“高效钻头+旋转导向+优质钻井液组合”的不断优化,探索攻关并推行水平段一趟钻技术,2018年在南川地区成功试验了3口水平井一趟钻技术,其中单只钻头进尺最高达2556m,纯钻时间为152h,平均机械钻速为16.82m/h,钻速大幅提升。细化地层的可钻性研究,优化钻井工程设计,加强钻头、钻井液、导向工具和仪器的有效匹配,为钻井提速降本提供有力支撑。
南川地区通过优化钻井参数、优选提速工具等措施,钻井“学习曲线”效果明显(图 7),机械钻速提高31%,钻井周期逐步控制在70d以内。
针对常压区裂缝发育、易漏失、地应力低、闭合压力低等特点,开展了“调配方、降浓度、减用量、混加砂”4项举措的降本试验。一是调整前置胶液配方,研发前置胶液(超低浓度改性瓜尔胶)配方,现场多口井应用,测试降阻率达63%以上;二是优选低成本高性能降阻剂配方,降阻剂成本降幅达34%;三是减少前置处理酸用量;四是采用石英砂与低密度陶粒混合加砂,前置液阶段采用100目石英砂进行打磨,中砂阶段采用40/70目石英砂+陶粒进行混合加砂,后期采用石英砂+陶粒封口,支撑剂费用降低25%以上。组合使用以上压裂材料,单井综合成本降低17.3%。
3.4.5 规模应用电动压裂泵+传统压裂车设备组合,开创绿色低碳高效压裂工程新局面电动压裂泵是通过机电融合及电机直驱技术,将动力机(电机)与执行机构(压裂泵)纳入一体化设计,采用电机顶置方式直接驱动压裂泵,利用电力系统、燃气发电和电网提供能源,采用电力驱动能实现向地层注入高压液体。相比传统压裂车,电动压裂泵具有“功效高、运行稳、清洁环保、成本低”四大优点。单台电动压裂泵的施工能力相当于2.5台传统2500HP压裂车,运行稳定,平均每段作业时间可达180min,单泵单段减排约1.66t标煤,工作噪声较低,一般在75~85dB,单泵单段可降低施工费用约2万元。
华东油气分公司在南川地区页岩气勘探开发工作中,为了降本提速、增效减排,克服山地井场限制,创新引进6000型电动压裂泵,实现了与传统2500HP压裂车组的有效匹配,同时研发了高排量电动混砂橇,目前已完成22口井组合压裂施工,累计加液量超47×104m3,节约施工费用近7000万元,后期电网改造升级全部采用电动压裂泵机组,单井压裂成本预期可节约300万元,此举为常压页岩气低成本绿色开发起到了良好的推动作用。
3.5 创新管理运行模式,提质增效 3.5.1 精心统筹“2个超前谋划”,提高生产效率一是超前谋划安全、环境评价工作,紧跟页岩气勘探部署进展,开展规划区、区块、平台不同级别的安全、环境评价工作,确保运行快速、合法合规;二是超前谋划“五网”建设,电网、路网、水网、讯网、管网统一规划,与平台建设同步推进,统一施工、高效运行,确保提速提效。
3.5.2 大力推行“3个一体化”运行,降低投资风险一是勘探开发一体化:勘探主动向开发延伸,探评井在开发井网上部署,开发提前介入气藏评价,提前开展开发概念设计,开发评价井录取探井评价所需地质资料;二是地质工程一体化:按照“逆向思维设计,正向组织实施”的理念,开展页岩储层、钻完井一体化评价,指导设计与施工;三是科研生产一体化:密切跟踪生产动态,深化钻后评价,及时指导现场,优化部署方案。
4 结论渝东南盆缘转换带南川—武隆地区常压页岩气经历了近10年的艰苦探索,取得了较好的勘探效果,“五好工程”的实践有效推动了该区页岩气勘探进程,实现了盆缘斜坡型、褶皱区向斜型常压页岩气勘探重大突破:盆缘斜坡型JY10井,地层压力系数为1.18,测试日产气19.6×104m3;褶皱区向斜型LY2井地层压力系数为1.06,测试日产气9.22×104m3,单井钻采成本较之前下降32%。同时,有效推进平桥背斜南部页岩气田的商业开发,平桥背斜南部页岩埋深为2700~ 3800m,压力系数为1.3,测试日产气(18~40)×104m3,单井EUR为(1.1~1.5)×108m3,实现了渝东南盆缘转换带页岩气单井产量和EUR的双提升。南川地区初步落实了平桥背斜、东胜背斜、阳春沟背斜3个1000×108m3增储区带,武隆地区页岩气预测资源量近5000×108m3,展现出良好的勘探开发前景。由于渝东南盆缘转换带常压页岩气复杂的地质特点,在目标优选、富集规律、低成本工艺技术的适应性等方面仍存在需要深入攻关研究的地质工程问题,需要持续扎实而深入地开展基础研究,创新认识,解放思想,攻关实践低成本工程工艺技术,以实现常压页岩气更大的勘探突破和规模开发效益。
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