【精选】姚红生等：南川复杂构造带常压页岩气地质工程一体化开发实践

南川复杂构造带常压页岩气

地质工程一体化开发实践

姚红生，王 伟，何希鹏，郑永旺，倪振玉

（中国石化华东油气分公司，江苏 南京 210019）

四川盆地龙马溪组页岩气资源丰富，在盆内威远、富顺—永川、长宁—昭通、焦石坝等多个地区建 立了国家级页岩气示范区，实现了高压及超压页岩气的效益开发。但盆缘复杂构造带页岩气藏受多 期构造运动强改造，地层隆升剥蚀，断裂及天然裂缝 发育，构造应力及地层产状多变，地层压力系数低 （常压小于等于1.3），储层地质条件极其复杂。虽然此类页岩气资源量大（9.08×10 ¹² m ³ ） ，但如何实现边际资源到效益产量的转变还需要持续攻关。近年来，针对复杂构造带常压页岩气效益开发有了一些 探索，但地质研究和工程技术相互独立作战，逐 步走到了技术创新瓶颈期，同时现有的管理模式也 在一定程度上制约了不同专业学科的交叉融合创新。目前，地质工程一体化在非常规气藏单井产能 提高、作业效率加快及油气成本下降等方面实践成效显著 ，是复杂油气藏实现高效开发的重要手段。

以南川复杂构造带常压页岩气田为例（以下简称南川页岩气田），阐述针对此类页岩气效益开发的 地质工程一体化技术和组织运行模式 。通过搭建一体化协作平台、制定一体化实施流程、建立一体化 攻关研究团队，充分发挥多学科、多工种、多信息协 同工作的优势，强调地质与工程深度融合，在相互找问题、相互找依据中创新发展、提质增效，实现了复 杂构造带常压页岩气的效益开发。

南川页岩气田位于四川盆地川东高陡构造带和 武陵褶皱带西北缘，经历了多期构造运动改造，受阳 春沟断裂、大千断裂、茶园断裂、胡家园断裂四条断裂控制，形成了 NE—SW 向为主的复背斜和复向斜 相间的构造样式。在构造演化上，加里东—海西期 构造活动方式以升降、拉张为主，区域上呈现隆坳相 间的古构造格局；印支期的大陆碰撞由张性环境转向挤压，使四川盆地由被动大陆边缘转入前陆盆地 沉积；晚燕山—喜山期受 SE—NW 向强烈的应力作 用，在持续挤压和走滑的作用方式下，形成了背斜与向斜相间的槽-挡式构造特征，平面上呈 S 形或弧 形复式背、向斜褶皱，从而形成了现今的复杂构造 格局。该区页岩气勘探开发目的层五峰组—龙马溪组一段，发育大套黑色硅质页岩及粉砂质泥岩， 厚度 112.0～128.4 m，纵向上可划分为 9 个小层（由下向上编号①—⑨），其中①—③小层为最优“甜点” 层（图1）。气藏压力系数0.9～1.3，处于高压与常压 过渡带，以常压页岩气为主。南川页岩气田具有强改造、复杂应力、保存差、厚度薄、孔隙小、游离气占比低等六大复杂地质特点 ，存在井网部署难度 大、优质页岩层穿行率低、储层改造难度大、工程工 艺技术不匹配等问题，导致气井产能较低、开发效益较差。因此，需要建立一套适应南川常压页岩气田 的以地质工程一体化为核心的效益开发技术体系， 通过多学科交叉融合促进技术创新和工艺进步，以实现复杂构造带常压页岩气的效益开发。

地质工程一体化必须以多学科有效融合为基 础，充分发挥各学科交叉互融的优势，才能大力推动 常压页岩气开发提质增效。而要实现多学科交叉融合，需要通过两个基础路径来实现。首先，地质与工程相互找问题，通过地质研究找出钻井、压裂过程中 存在的问题促进工程工艺技术进步，通过工程工艺 应用找出地质研究的不足促进地质认识深化；其次，地质与工程相互找依据，构造精细刻画与储层岩石力学研究为钻井、压裂优化设计找依据促进工程工艺技术创新，现场海量工程参数可反馈地质，为地质 研究创新提供可靠依据。因此，中国石化华东油气分公司成立了跨学科、跨部门的地质工程一体化创新团队，重点围绕着地质与钻井、压裂等专业，持续 深化地质与工程“相互找问题促进步”和“相互找依 据促增效”两个维度的交互融合，促进彼此理论创新和技术进步，提质增效成果显著。

2.1 页岩气地质与钻井一体化做法

2.1.1 地质与钻井互相找问题促进步

1） 钻定导一体化，提升靶窗钻遇率

钻定导一体化强调导向、定向、钻井三者结合， 提高层位判断的精准性。通过现场管理模式优化创新，将导向工程师前移至现场驻井，实现地质与工程 紧密结合，提高导向精度与时效。

首先是地质找出钻井问题。在井网比较完善、 构造落实且地层起伏波动小的区域，仍有部分井水平段靶窗（①—③小层）穿行率未达设计要求（表1）。如平桥区块 JY19X-1HF 井水平段位于构造简单、地层起伏小的平桥背斜西翼，周围有同平台邻井控 制，过井剖面显示波组连续稳定，波动起伏小（视倾角 8°～14°），地层构造比较落实。在水平段 4 810 m 处井斜角为 80°，与地层存在 3.7°的向上切角，连续 5 条单根降斜指令后井斜角不降反增至84°，造成轨迹 上穿至龙一段④—⑤小层，水平段靶窗钻遇率86 %， 未达设计要求。

其次是钻井分析问题。导向工具与地层匹配性不足，造斜率较差，不同旋转导向工具对不同地质条 件的适应性存在差异（图2）。如 JY19X-1HF井采用 Geo-Pilot 系列指向式旋转导向工具，工具造斜率相 对较低，无法满足轨迹快速调整需要。

最后是钻井优化方案。开展旋转导向工具关键性能与地层构造匹配性研究。在构造复杂、造斜率要求高的区域，采用 Power Drive Archer 系列混合式的旋转导向工具，理想状态下最高造斜能力可达15°/30 m，高造斜率可以实现精准追层，同时高精度近钻头3.8 m 测量（井斜、方位、伽马成像）保证轨迹精准控制。在地层平缓，造斜率要求低的区域，采用 Geo-Pilot系列指向式旋转导向工具，造斜率相对低， 但测斜时间极快，避免多余的起下钻作业，节约钻井时间，同时近钻头零长仅1.5 m，可满足靶窗精准控制要求。

2） 钻井反馈地质，优化井网部署

首先是钻井找出地质问题。在构造相对落实区域，部分井水平段轨迹设计与实钻相差较大，反映出 局部构造认识精度不足。如东胜区块DP2平台西部 水平井目的层构造与初期地质认识相差较大，实钻结果显示地层倾角从3°快速升至40°，导致2口井靶窗钻 遇率不足90 %，水平段长实钻长度不足设计的80 %。

其次是提升构造精细研究精度。开展地震资料 针对性目标处理，提高地震解释精度。运用层位约束高精度网格层析速度建模技术以及增强陡倾角成像的照明补偿TTI-RTM（倾斜横向各向异性-逆时偏移）成像技术，确保高陡地层成像精度，处理后地层产状更为真实，小断层假象问题基本解决，井震吻合 度大幅提高（图3）。同时充分应用大量实钻井资料， 提升构造认识精度，通过研究发现东胜背斜脊线整 体向西偏移 50～350 m，背斜西翼整体更为高陡（局部倾角达65°）。钻井实施前地震剖面显示东胜背斜西翼地层相对平缓，地层倾角 5°～20°，而实钻表明背斜西翼更为高陡，地层倾角为34°～65°。

最后是井网优化部署。针对东胜背斜区“高陡狭长、高差大”特点，兼顾考虑“小应力夹角（小于等于 30°）”，沿背斜轴线双向布井，调整优化后实施的 水平井实现了水平段长与靶窗钻遇率均达方案设计的目标。

2.1.2 地质与钻井互相找依据促增效

1） 钻井为地质增效找依据

通过发掘钻井工程参数来辅助判断层位，弥补钻具盲区实现精准控层。钻井过程中钻时、钻压、扭矩等工程参数的变化可以用来辅助判断地层界面 （表 2）。在目标靶窗龙一段③小层以标定工程参数12～14 t 钻压钻进，若由③号层下切进入②号层，钻 时会明显升高，此时可调整钻压至 14～16 t，以匹配 地层特性。若由②号层进入①号层，钻时较②号层 会继续升高，扭矩波动范围变大，此时可继续调整钻 压至 16～20 t，提高钻具组合增斜能力，尽快回追靶窗层位。这种利用钻时、扭矩、钻压等钻井参数辅助地质导向的做法，可以弥补低成本LWD（随钻测井）工具盲区，精准控层提升靶窗钻遇率，实现地质上的降本增效。

2） 地质为钻井增效找依据

一是开展地层压力剖面和漏失规律分析，明确南川页岩气田复杂地质特点和钻井技术难点，井身结构充分考虑地上地下一体化设计与实施，在地质上主要是分区域制定总体方案，在平台实施上逐井优化实施 ，逐步 由“ 三开制 ”向“ 一开制 ”转变（ 图4）。

在易漏地层剥蚀区井身结构由“三开”变“二 开”。南川地区雷口坡、嘉陵江组缝洞发育，失返性 漏失严重，漏失量大。其中东胜区块自北向南雷口 坡、嘉陵江组易漏地层逐步剥蚀，井身结构具备简化空间。根据地震预测地层发育特征，结合地层压力剖面研究和漏失规律分析，东胜区块北部表层发育多套 溶洞、暗河，失返性漏失严重，采用三开制井身结构， 往南随着易漏地层的剥蚀井身结构优化为二开制。

在构造与地层简单区“二开”变“一开”。武隆向 斜为盆外残留向斜，浅层嘉陵江组四段、三段和雷口 坡组易漏失段大部分被剥蚀，浅层漏失整体较小，为 “二开制”井身结构的实施、钻井提速提效创造了先 天地质条件。坪地1井区二、三叠系地层基本剥蚀，目的层埋深浅，是下一步开展“一开制”井身结构试验的目标区。

二是通过开展页岩储层抗钻特性研究及岩石力学性质实验为钻井提速提供依据，形成了激进参数钻井技术系列。

首先开展地层抗钻特性研究，通过“抗钻特性声波时差”对应关系分析结果表明，整体上地层抗钻 特性-声波时差对应性好，在此基础上采用“声波时 差整体求取+实物力学实验标定”制定了相应的关系图版。依据抗钻特性，纵向上将不同地层的可钻性 进行定量校定，制定相应的钻进对策。二叠系单轴 抗压、可钻性、硬度等抗钻特性指标绝对值均大于其他地层，抗压强度最大50.28 MPa，可钻性6.93级，其中龙潭组各项数据的波动性最大，茅口组绝对值最大。韩家店、小河坝组抗钻特性的绝对值并不大，但 地层研磨性较强，钻头先期损坏是制约该段地层提速的主要因素。龙马溪组可钻性在龙一段①小层会有明显抬升，可钻性达到6.53，接近传统PDC（聚晶金刚石复合片）钻头适用极限。

其次开展了复杂构造带双驱大扭矩螺杆复合钻 进破岩效果理论模型研究，为激进参数钻井设计选 型提供依据。建立了复杂构造带双驱大扭矩螺杆复 合钻进的破岩比能参数模型，为参数优化提供了最 优值域范围。比能基线是优化钻井参数过程中所能 达到的最高破岩效率的对照线，将其与实际钻井过 程中的比能曲线进行对比，就可以知道钻井参数优 化的效果，实际比能曲线与比能基线偏离越大，说明破岩效率越低，需对钻井参数进行调整。根据试验结果，理想情况下的比能应该与岩石强度强弱对应， 最优达到相等，对比分析实际比能，确定钻井参数强化值域。在此基础上，结合现有装备配套提升，形成了激进参数优化方案（表3）。

通过联合储层特性和工程参数双因素判层，同时优化与地层倾向相适应钻具组合，应用激进参数钻井提速提效效果显著。LY1井组平均钻井周期由前期 60.8 d下降至 38.4 d，最短钻井周期为 22.2 d，机 械钻速由9.7 m/h 提升至 12.1 m/h。平台 4 口井优质 页岩储层钻遇率100 %，固井质量均为优秀。同时单井成本降低30 %以上，降本效果显著。

三是通过地表地貌研究和储层构造精细刻画为钻井增效提供依据。南川—武隆属中山、低山山地 地貌，地面海拔450 m～800 m地面多为山地丘陵，地形高差起伏大，工区内为喀斯特地貌，地下溶洞、暗河发育，地表森林覆盖率高，与城区规划、工业园区、保护区等叠合区域较大。因此，产建开发面临井场选择难度大、表层钻井复杂、工程建设成本高和环保风险大的挑战。为统筹兼顾地面和地下资源，实现地下资源的最大化效益开采，在地下构造简单且地表条件复杂的地区攻关超长水平段水平井钻井技 术。通过储层构造精细描述，明确了东胜区块南 部地下储层构造平缓，断裂及微幅构造不发育，地层起伏波动小，水平井段视倾角0°～12°，埋深较浅 （2 200～2 500 m），地层可钻性高。同时地表不具备上钻条件，因此选取该区域开展了超长水平段水平 井钻井技术试验。

通过地质与钻井一体化协同攻关超长水平井关键技术难点，创新形成了“高效PDC（聚晶金刚石复合片）钻头+LWD（随钻测井）+大扭矩螺杆+高复合比 BHA（底部钻具组合）+强化钻井参数”长水平段一趟钻钻井技术。DP9平台通过钻压、排量等关键钻井参数的优化提升，配套使用高效钻头+等壁厚大扭矩螺杆，水平段钻井效率大幅提升，机械钻速由9.65 m/h 提升至12.45 m/h，单趟钻进尺3 006 m，复合钻进占比88 %，靶窗钻遇率达到100 %。

2.2 页岩气地质与压裂一体化做法

复杂构造带常压页岩气藏构造复杂、应力变化差异大，经过地质与工程一体化的深度融合 ，坚持以地质需求为导向，不断优化调整方案，压裂工艺从 “中长段长+多簇射孔+连续加砂”发展至“中短段长+ 多簇密切割+高砂比连续加砂”，加砂强度从1.2 m ³ /m 提升至 2.0 m ³ /m，砂液比从 5 %提升至 10 %，单井测试产量从4.5×10 ⁴ m ³ /d提升至11.0×10 ⁴ m ³ /d。

2.2.1 地质与压裂互相找问题促进步

1） 压裂匹配地质，提升工艺参数

首先是地质找出压裂问题。南川地区早期页岩气井压裂工艺设计与地质条件不适配，导致有效改造体积小。早期页岩气井微地震监测结果显示，人工裂缝长度随埋深增大呈减小趋势，3 500～4 000 m埋深下裂缝半长110～150 m。利用生产井现场实际生产数据，采用产量不稳定分析法评价单井供气半径105～176 m，而3 500～4 000 m埋深下供气半径仅 59～122 m。

其次是根据问题优化压裂方案。一是缩小段长及簇间距增加改造体积。东胜区块两向应力差异 大，前期设计段长80～100 m，簇间距12～15 m，裂缝扩展不均衡，簇间干扰程度低，影响储层改造效果。数值模拟研究结果显示簇间距是影响产量的主控因素，单段压裂段长由100 m下降至75 m，簇间距由15 m 下降至10 m，页岩气井产量大幅度提升，同时簇间储层动用更充分，增加了储层有效改造体积。二是提高加砂强度增加有效支撑体积。东胜区块前期加砂 强度仅1.0 m ³ /m，支撑剂量与压裂形成的裂缝体积不 匹配，压裂液返排后损失了未支撑部分裂缝的供气能力。后期压裂工艺逐渐提高加砂强度，由前期的 1.0 m ³ /m逐渐提升至 1.5～2.0 m ³ /m，加砂强度的提升大大降低了裂缝的应力敏感性，增加了压裂返排后 的有效支撑体积 ，单井产量分别提高52.8 % ～ 60.0 %。三是提升砂液比促进裂缝的复杂度。东胜区块前期采用段塞式加砂，砂液比低于 5 %，低砂液比虽然施工难度低、施工压力平稳，但容易形成单一 主缝扩展，缝网的复杂程度较低。后期采用快提砂 比、高砂比加砂工艺，通过有效暂堵促进裂缝的复杂程度，综合砂液比提升至10 %以上。

2） 压裂反馈地质，优化水平段方位

其次是地质分析问题。通过现场施工压力参数反馈，作为约束条件开展地应力场再研究，发现SY1HF 井区应力较高（75～85 MPa），两向应力差异系数大（0.15～0.18）导致压裂缝网复杂程度较低。同时SY1HF井水平段方位与最小主应力方位夹角达 到57°，导致储层改造体积较小。

最后是地质解决问题。通过地应力场再研究再认识，明确了SY1HF井区地应力场方位，优化水平井部署方位，实现了施工压力下降，单井产能提升。优 化水平井方位后在同平台部署 SY1-8HF 井，与最小主应力夹角缩小至 30°，压裂施工压力有所下降，压裂裂缝半长及改造体积显著提升。SY1-8HF井半缝 长 206 m，是 SY1HF 井的 1.5 倍，裂缝改造体积达到 SY1HF井的2倍以上（图5）。

2.2.2 地质与压裂互相找依据促增效

1） 压裂为地质增效找依据

压裂施工压力的变化可为地应力场再认识提供依据。如图6所示，理论研究计算表明水平段方位与最小应力夹角越大、两向主应力差异系数越大，地层破裂压力越高 ，因此施工压力变化可辅助地应力场描述。

DP9平台3口井不同水平段压裂施工压力表现 明显“突增拐点”，在第4段—第8段间破裂压力及停 泵压力均表现为“西低东高”。地应力方位监测显示 SY2井与SY9-1井实测最大水平主应力方位由60°变为135°，因此破裂压力“突增拐点”综合分析为地应力“方位拐点”。通过多井压裂施工压力分析“主应力方位拐点”可精细描述方位变化带。

结合地应力方位变化带认识与实测方位，深化南川工区复杂地应力场描述，明确了南川复杂构造带 页岩气藏具有地应力方位和大小双复杂特征（图7）。一是地应力方位复杂。受两期构造作用叠加，东胜区块燕山中期受北西—南东向应力挤压，燕山晚期 受近东西向应力挤压，南斜坡东翼（SY9-1 井）现今 最大水平主应力为135°，南斜坡西翼（SY2井）与东胜 背斜（SY1-SY3-1井）为 60°～85°。二是地应力大小 复杂。东胜背斜东北部—袁家沟向斜区由于埋深较深，应力较高，北部 SY3-1 井垂深 3 959 m，破裂压力高（95 MPa），G 函数分析剪切缝和单一缝占比75 %，改造形成复杂缝网难度大。

2） 地质为压裂增效找依据

通过构造精细解释和地应力场再认识，优选储 层埋深较浅、地应力较低区域，推进压裂支撑剂组合优化从而实现降本增效。东胜南斜坡浅层地应力 低、储层物性好，可通过优化支撑剂类型、扩大改造 规模实现压裂提产增效。

东胜南斜坡浅层低应力区埋深2256～2908 m， 最大水平主应力 55～64 MPa，孔隙度4.5 %，已压裂井平均破裂压力74 MPa、平均停泵压力55 MPa。地应力低、压裂施工难度低，可对支撑剂类型开展优化。以实际地质参数为依据，参照东胜工区不同地 应力参数，开展石英砂与陶粒不同比例组合下的导 流能力室内实验研究。如图8所示，同一闭合压力下，石英砂占比越大，裂缝导流能力越低；相同支撑剂组合下，闭合压力越大，裂缝导流能力也越低。

根据东胜区块页岩不同区域所需的经济导流能力，建立了不同井深、地应力条件下的石英砂混合比 例选择图版，通过现场推广应用平均单井节约支撑剂使用成本 322万元，压后日产量与同区块井持平， 实现了压裂降本不降效。

3.1 坚持地质增产与工程降本一体化统筹

地质上要实现增产，需要增加水平段长，缩小压裂段长，增加射孔簇数，提升加砂强度，增大改造规 模等，这势必会增加单井成本。而工程上要实现降本，则需要缩短水平段长，扩大压裂段长，减少射孔 簇数，降低加砂强度，减小改造规模、支撑剂组合降 本等，这又会导致单井产能下降。地质上期待扩大规模增产与工程上期望缩减规模降本是一对永恒的矛盾，以经济效益最佳为共同目标，通过地质工程一体化强化全过程经济效益评价，找到效益最佳点，实现地质增产与工程降本目标的统一（图9）。

3.2 坚持多专业团队一体化实施配合

现场实施中挑选地质、钻井、定向等多专业技术 骨干组建一体化小组，在实践中“相互找问题促进步， 相互找依据促增效”，轨迹精准控制，提高“甜点”段钻 遇率，实时调整压裂，提高复杂缝网占比，地面地下协同，提高产能建设效率，共同完成地质与工程双目标，并将一体化经验以“指导书”等形式固化推广。

3.3 坚持地质与工程一体化认识相融合

非常规气藏受“构造、应力、压力”等多因素复杂控制，因此地质工程一体化再认识始终贯穿于勘探开发全过程。要坚持物探、地质与钻井、压裂等地质 工程一体化融合认识，有效地促进技术的发展与提升。一是地震解释与实钻地层倾角、断点断距相结合，开展构造形态特征一体化再认识；二是物探预测与实钻解释相结合，开展储层分布特征一体化再认识；三是压裂特征、微地震监测与应力场预测相结合，开展应力场变化规律一体化再认识；四是地质特征、生产规律与压裂效果评价相结合，开展改造参数 适应性一体化再认识。

在南川复杂构造带常压页岩气开发实践过程中，通过搭建一体化协作平台、制定一体化施工流程、组建一体化研究团队，融合多学科、多专业、多信息优势，丰富和发展了页岩气地质工程一体化的体系和理念，实现了页岩气地质工程一体化场景下的从物探、地质到钻井、压裂再到生产全生命周期开发实践全交互。

1） 通过地质与钻井一体化互相找问题，提高了 地震解释精度，精细刻画了储层构造，优化了井网部署和钻具组合，结合“钻定导”一体化，提升了水平靶 窗钻遇率。通过地质与压裂一体化互相找问题，明确了影响压裂改造效果的众多因素，早期压裂工艺 设计与地质条件不适配，通过优化水平段方位，缩小 段长及簇间距，提高加砂强度促支撑，提升砂液比促 裂缝复杂，提升了改造效果。

2） 通过地质与钻井一体化互相找依据，形成了工程参数辅助判层技术、复杂构造带井身结构优化技术、激进参数钻井技术、超长水平段钻井技术，助力了常压页岩气钻井提速增效。通过地质与压裂一体化互相找依据，明确了南川复杂构造带页岩具有 地应力方位和大小双复杂特征，形成了分区差异化压裂设计模式，优选了满足经济导流能力的支撑剂组合，促进了常压页岩气降本增效。

目前，南川页岩气开发层系为下部气层，在一次井网开发实践基础上，下部加密调整及纵向上立体开发是气田实现持续稳产的关键。因此，开展加密井最优穿行靶窗、压裂参数优化研究，攻关纵向立体开发层系划分、靶窗优选、立体井网部署、压裂改造方案、立体开发效果综合评价等技术，是今后常压页岩气地质工程一体化研究重点。