【精选】马新华等：川南海相深层页岩气“极限动用”开发实践

    2000年以来随着北美页岩气等非常规油气资源的有效开发，全球油气供给格局发生了剧烈变化 ^[1] 。 20 世纪 70 — 80 年代，隐蔽油气藏概念提出，人们按照“含油气系统”逐步沿着油气运移路径向源岩方向寻找油气 ^[1-3] ，找油找气已经逼近了烃源。常规油气理论中作为烃源岩的页岩以纳米级孔隙为主，极其致密，考虑页岩表面水膜影响，甲烷可动孔喉半径临界值为 2.4 ～ 7.8 nm ，均值为 5.0 nm ^[3-5] ，页岩气开发的储集层孔喉半径已经达到甲烷可动孔喉半径临界值。科学技术不断进步推动了天然气开发领域不断突破认识禁区。聚焦离子束 / 扫描电镜（ FIB/SEM ）、纳米 CT 等高端实验仪器的使用使油气储集层研究进入纳米时代。采用水平井多段压裂实现储集层的体积改造，建立人造裂缝气藏以实现有效开采 ^[6] 。

经过 10 余年勘探开发攻关，中国南方海相上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气开发取得突破， 2021 年产量达到 228 × 10 ⁸  m ³ 。 2018 年以来中国石油天然气股份有限公司对四川盆地南部（简称川南）地区埋深 3 500 ～ 4 500 m 的龙马溪组深层页岩气持续开展攻关，在川南地区埋深 3 800 m 的泸 203 井获得 138 × 10 ⁴  m ³ /d 测试产量，树立页岩气单井测试产量新标杆，并成功获得了一批高产井，实现了中国深层页岩气开发的战略性突破。随着页岩气开发的持续推进，川南海相深层页岩气作为未来中国天然气产量增长的主体，其高效开发仍面临多项难题。针对天然气田的高效开发，笔者提出“极限动用”开发理论，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采收率，达到“极限效果” ^[7] 。本文在深入分析川南海相深层页岩气开发面临困难的基础上，基于“极限动用”开发理论，在川南海相深层页岩气开发中开展具体应用实践，探索深层页岩气高效开发途径，以期为中国深层页岩气开发提供理论和技术指导。

    天然气开发过程就是地下高能量天然气克服储集层阻力、流体障碍和重力束缚等，由地下开采至地表的过程，整个过程是天然气能量衰减的过程。因此，实现天然气的高效开发，需要做到以下几点：①以最精准的方式刻画储集层，找到高能富集区/段；②以最有效方式减少储集层阻力，最短时间产出气；③最大范围沟通储集层，实现天然气的最大采出程度；④以最优排采制度，保持最佳储集层通道畅通；⑤以最有效的生产组织，获得最大生产效益。常规天然气储集层大孔高渗，地层渗流阻力低，储集层大面积连通，采用直井生产。页岩气等非常规天然气储集层微孔低渗，地层渗流阻力高，储集层连通性差，需体积压裂改造多井生产。

页岩气是烃源岩生气排烃后原地滞留下来的天然气，其储集层渗流阻力极高，一般无自然产能，需体积压裂后投产，且体积压裂后产量递减快。常规天然气开发找准1～2项主控因素，解决主要矛盾，即可实现高效开发。页岩气储集层特征决定其有效开发存在多个控制因素，需要地质-工程一体化全方位优化、多因素攻关，既要精准落实页岩气储集层特征、展布情况以找到页岩气开发的资源富集区，又要落实页岩储集层的温度、应力等条件以明确工程作用的难易程度，最终实现效益的最大化，从逐一因素解决的量变，达到“极限动用”的质变。

按照“极限动用”开发理论，页岩气实现极限动用开发的主体思路如下。①通过 3D 地震等手段精准刻画储集层。寻找页岩气开发的甜点区 / 段，即找到储集层压力最高、页岩气含气量最高、最容易改造（高脆性）的区 / 段，并精准建模构建页岩气开发的甜点区 / 段的多属性“透明地质体”，作为工程作业和排采优化的基础。②通过钻井和压裂等工程手段构建最优地下连通体。针对页岩储集层大面积连续分布特征，采用长水平段水平井实现最大单井控制面积，通过多段多簇压裂实现储集层地质体的高渗改造，以建立复杂连通缝网体系，最大限度实现体积改造，最大程度缩短天然气在页岩基质内的运移距离。③全生命周期地质 - 工程 - 管理一体化体系优化。按照既定目标（最大效益、最大产量等），针对影响页岩气开发效果的因素，在生产中不断总结学习，不断优化地质目标、井网井距、钻完井及增产改造工程技术、排采制度等，最终达到页岩气的“极限动用”开发。

与海相中浅层页岩储集层相比，川南深层页岩构造样式多样。以泸州区块为例，区内发育背斜6个、向斜17个、斜坡13个，微幅构造和断裂裂缝发育，钻完井难度大。

深层地震资料分辨率低，对多尺度断裂和多尺度天然裂缝刻画精度不足。五峰组—龙马溪组“黄金靶体”厚度仅3～5 m ^[8-9] ，相比于中浅层页岩，深层页岩多级断裂体系发育，微幅构造、小断层和裂缝较多 ^[10] ，地层产状变化超过水平段轨迹调整能力限制，造成开发初期靶体钻遇率仅50%～70%。如阳101井区建产初期共钻25口井，平均水平段长1 890 m，“黄金靶体”平均钻遇率仅为54.3%（见图1）。因此，精准刻画储集层变化，提前做好钻头转向，是深层页岩气开发提高钻遇率的关键。

图1 川南深层阳101井区“黄金靶体”钻遇率

2.2 地层温度总体较高，导向工具失效率高，钻井效率低

川南地区地层温度普遍在120～150 ℃，油基钻井液和旋转导向工具等适用性变差 ^[11] 。例如，阳101H2-8井设计水平段长2 000 m，钻至接近1 500 m时仪器故障、旋转导向工具多次失效导致起下钻14次。此外，高温条件下岩石的脆性降低，压裂过程中不易形成复杂缝网 ^[12] 。实验表明，在140 ℃以下岩石弹性模量随温度升高略微增大，超过140 ℃后，弹性模量随温度升高呈断崖式下降。对于埋深大于4 100 m的深层页岩，弹性模量存在迅速弱化的可能性，岩石脆性大幅减弱，不利于储集层改造。

2.3 地应力及应力差大，体积压裂裂缝复杂程度受限

深层页岩地应力高且复杂，施工压力超过100 MPa，水平主应力差达15～25 MPa，且不同构造部位应力差异大 ^[13] ，体积改造难度大。部分平台压裂时井间压窜明显，人工裂缝延伸不均匀，影响改造效果。示踪剂监测表明，深层水平井普遍存在压窜现象，压窜井井距300～1 000 m。

2.4 裂缝应力敏感性强，大压差生产易造成储集层伤害

川南深层页岩储集层天然裂缝和人工裂缝构成复杂缝网体系，气井生产过程中应力敏感性强。初期排采过程中，部分井液量大、气量上涨速度缓慢 ^[14-16] ，部分井出砂严重。例如，阳101H10-2井8～13 mm油嘴排采时井口大量出砂，且随着油嘴调大，单位时间出砂量逐渐增大，在使用11～13 mm油嘴时，井口出砂量达23.0～26.5 L/d。阳101H1-8、阳101H1-6井同样出现排采初期液量大的现象，最高峰液量达到40 m ³ /h以上，与同平台的阳101H1-2井相比，相同返排率时，这两口新井液量大，气量上涨缓慢。

2.5 深层页岩气开发成本仍然较高，效益开发面临挑战

深层页岩气井钻井周期长，达100 d左右，目前单井建井成本为7 000～9 000万元。按照建井成本7 000万元/口测算，达到8%内部收益率需要单井预测最终可采储量（ EUR ）超过1.5×10 ⁸ m ³ 。目前川南深层页岩气井单井 EUR 仅为（1.0～1.3）×10 ⁸ m ³ ，效益开发面临挑战。需要加快建立页岩气工程技术学习曲线，大幅提高工程作业效率，扩大日费制工程服务模式，创新投资与单井 EUR 挂钩考核机制，推进石英砂替代陶粒 ^[17-18] ，提升产量，降低成本。

3.1  页岩储集层精准刻画

3.1.1 “黄金靶体”精准确定

确定“黄金靶体”需要考虑页岩气高能富集段和工程易改造脆性段这两个方面。其中，综合孔隙度、饱和度、储集层压力、吸附能力、总含气量、优质页岩厚度等参数确定储集层页岩气的高能富集程度，综合脆性矿物含量、泊松比、弹性模量等参数确定储集层的可改造程度 ^[19-21] 。明确高游离气含量、高脆性是控制气井高产的基础 ^[16] ，提出“黄金靶体”指数（见（1）式），建立以游离气含量为核心、以“黄金靶体”指数为分类指标的页岩气储集层分类评价方法，定量评价游离气富集程度，优选单井靶体位置，指导井眼轨迹设计。

通过 10 余年南方海相页岩气勘探开发实践，按照（1）式测算，确定“黄金靶体”的 “黄金靶体”指数 大于 3.6 （见表 1 ），对应于龙马溪组底部富有机质页岩中的龙一 ₁ ¹ 小层和龙一 ₁ ² 小层的中下部。以足 203H2-1 井为例，其“黄金靶体”主要为龙一 ₁ ¹ 小层（见图 2 ）。

明确微幅构造、断层及裂缝的发育情况以及地应力的状态，是实现水平井高钻遇率和高效改造的关键。采用基于宽方位矢量偏移距（OVT）道集资料叠前各向异性直接反演、叠后微小断裂预测等技术，耦合多属性地震-地质评价方法，实现多尺度天然裂缝精细描述。通过多级断裂半定量地震预测，断层识别分辨率提升至5～10 m，单井裂缝预测符合率超过65%。综合断裂特征及地应力条件，考虑构造样式、小断裂、天然裂缝、微幅构造、地应力大小及方向等地质特征（见图3），在泸州北部精细划分了20个开发单元，为技术政策差异化设计奠定了基础。

3.2  “黄金靶体”高效钻入

针对深层页岩储集层微幅构造发育的特点，在三维地震等手段的基础上精细表征储集层，精准预测微幅构造，有效提高钻前导向模型精准度。以“井身结构优化+高效聚晶金刚石复合片（PDC）钻头+旋转导向+优质钻井液+井筒降温”为核心工艺，提升深层页岩气井钻井效率，平均钻井周期缩短至100 d以内。通过降温、降密度、优化钻井液性能及改良工具服役环境，水平段钻井趟数明显减少，单趟钻进尺最高达2 535 m。优选高效PDC钻头、采用“旋转导向+大扭矩螺杆”，平均机械钻速由4.40 m/h提高到6.40 m/h，最高达24.95 m/h。优选高温旋转导向工具，实现复杂地质条件下轨迹精准控制，平均靶体钻遇率达到90%以上。

以足203H2-1井为例，通过强化钻井液封堵性能及井眼清洁能力，减少井下复杂情况，为钻成7 318 m川南最深页岩气水平井奠定基础。采用地面降温设备，井底循环温度由129 ℃降至118 ℃，为钻成2 852 m水平段提供技术保障。根据三维地震解释成果，精准设计水平井靶体轨迹，根据储集层展布特征控制钻头提前转向，精细调整轨迹防止钻头钻出储集层，实现“黄金靶体”钻遇率达97.8%（见图4）。

图4 川南深层足203H2-1井实钻地质导向模型图

3.3  高效储集层体积改造

针对深层页岩储集层裂缝发育和地应力复杂等问题，采用“段内多簇+高强度加砂+大排量”压裂工艺设计。采用微地震监测、示踪剂、产液剖面测试等多种监测手段开展精细压后评估，室内实验和数值模拟相结合深化机理研究，明确深层页岩压裂优化方向主要是裂缝开启及扩张方式、支撑剂的支撑效果、每一段的压裂参数，明确气井钻遇不同小层的主体压裂参数，包括簇间距、簇数、排量、分段段长、用液强度和加砂强度等主体参数。针对深层页岩裂缝发育特征，形成了天然裂缝与井筒平行、斜交和垂直3种空间关系的最优压裂参数体系。

以足 203H2-1 井为例，针对储集层裂缝发育和地应力复杂的问题，在射孔过程中避开较大裂缝，在压裂设计过程中采用“段内多簇 + 高强度加砂 + 大排量”的设计，通过段内多簇解决高应力差下易形成单一裂缝的问题，在具体施工过程中通过暂堵转向提高裂缝的复杂程度，加强天然裂缝对压裂的影响。该井压裂水平段长为 2 424.0 m ，压裂段数达 40 段，平均段长 60.4 m ，单段簇数 6 簇或 8 簇，用液强度 48 m ³ /m ，施工排量19～ 21 m ³ /min ，施工压力 100 ～ 115 MPa ，实现加砂强度 4.4 t/m （见图 5 ），创造了深层页岩气水平井压裂总段数、用液强度、加砂强度、施工排量等 4 项新纪录。

3.4  排采优化

深层页岩储集层压力高，生产压差大，天然裂缝和人工裂缝构成的流体运移通道应力敏感性强，大压差生产易造成近井筒伤害，通过焖井 + 控压返排可以实现优化生产。阳 101H1 、阳 101H10 平台返排现场试验证实精细控压可有效维持地层能量，减少人工裂缝导流能力伤害，提高气井生产效果。相对于大油嘴放压返排井，精细控压返排井压降速度降低 76% ，单位压降产气量提升 2.0 倍，稳产时间延长 3.2 倍，折算 1 800 m 水平段的 EUR 提升 14% （见图 6 ）。足 203H2-1 井返排期间各级油嘴持续时间均超过 4 d ，井口峰值压力后采用 6 mm 油嘴持续返排，日均压降小于 0.1 MPa ，单位压降产气量达 140×10 ⁴  m ³ ，井口套压 34 MPa 时带压下入油管，井口套压增加 11 MPa 。该井 2021 年 8 月 15 日投产，截至 2022 年 4 月 18 日累计产气 2 352×10 ⁴  m ³ ，套压 29.6 MPa ，日产气 9.3×10 ⁴  m ³ ，预计该井 EUR 可达 1.8×10 ⁸  m ³ 。泸 203 井测试产量 138×10 ⁴  m ³ /d ， 2019 年 1 月 22 日投产，截至 2022 年 4 月底累计产气 1.02×10 ⁸  m ³ ，通过排采制度优化，单井 EUR 有望突破 2.0×10 ⁸  m ³ 。

图6 阳101H1平台套压与累计产气量的关系曲线

3.5  全生命周期优化

采用“工厂化”集约优化管理，按照每个平台6～8口井布置大井丛平台，单井投资可降低200万元以上。通过优化工艺流程，降低地面工程投资，橇装设备采购费用节约238.6万元，单井投资降幅在50万元左右。建立区域“水网-电网-讯网”，实现区域大工厂作业，通过智能化指挥、远程施工指挥，提升工程实施效率；通过管理架构升级、资源与保障共享，人员减少25%，设备减少35%，综合提速40%。推进电驱压裂车应用，提高连续输砂能力，提升压裂时效，开展长段多簇压裂，提升石英砂占比，推广应用可溶桥塞，进一步降低压裂成本。

通过创新体制机制，开展平台总承包、日费制+精准激励、市场化等试点，创新工程技术服务模式和投资管控模式，实施“平台项目化”竞争模式，泸州区块同平台提速达到30%以上。

页岩气开发过程中需要大批量钻井，在开发建产中不断通过实践优化，提升作业水平并优化相关参数。特别是近年来随着大数据、人工智能技术的应用，深入挖掘生产中的信息，不断学习优化有关参数，在页岩气生产应用中取得良好效果。以 EUR 为优化目标，主要影响因素为储能系数、小层厚度、压裂簇数、总液量、加砂量、改造段数、地层压力、“黄金靶体”钻遇长度和裂缝条数。压裂工程因素对 EUR 的影响较大，而钻井工程因素对早期无阻流量的影响较大，但地质因素始终是二者的核心影响因素。针对深层页岩储集层高压、高应力、高裂缝发育程度等特征，确定泸州区块最优开发技术政策：最优靶体位置为龙一 ₁ ¹ —龙一 ₁ ² 小层，优化轨迹方位与最大水平主应力方向夹角为60°～90°，优化水平段长为1600～2000m。针对页岩储集层特征，按照井控储量与产量关系，确定水平井间距为300～350m。

3.6 深层页岩气开发效果

将“极限动用”开发理论应用于川南深层页岩气开发中，显著提升了深层页岩气水平井开发效果，助推深层页岩气加快上产。 2021 年下半年泸 203 井区投产气井平均 EUR 为 1.23×10 ⁸  m ³ ，单井储量动用程度为 34.2% ，较上半年增加 11% ， 100 m 段长 EUR 增加 42% 。 2021 年阳 101 井区投产气井平均 EUR 为 1.28×10 ⁸ m ³ ，单井储量动用程度为 35.3% ，较 2020 年增加 20% ， 100 m 段长 EUR 增加 19% 。

页岩气“极限动用”开发的基本思路是针对页岩气开发影响因素多、单井产量偏低、多处于效益边际等问题，精准刻画储集层，找到最优开发区，建立“透明地质体”，开展地质-工程一体化多因素评价，实施全生命周期持续优化，不断提升建井质量、效率，最大限度平衡生产目标与开发成本关系。

川南海相深层页岩气储集层条件相对复杂，有效开发面临多项难题，包括：①微幅构造发育、褶皱断裂裂缝多，优质储集层钻井难；②地层温度总体较高，导向工具失效率高，钻井效率低；③页岩储集层地应力及应力差大，体积压裂裂缝复杂程度受限；④储集层高压、裂缝应力敏感性强，大压差生产易造成储集层伤害；⑤深层页岩气开发成本仍然较高，效益开发面临挑战。

在“极限动用”开发理论指导下，提出深层页岩气开发解决方案：①提出“黄金靶体”指数，明确水平井钻井靶体位置，采用多种手段精准刻画页岩储集层，构建地下“透明地质体”；②优化钻完井工艺，通过降温、降密度、优化钻井液性能等提升关键工具适用性，建好开发井，综合考虑地应力、裂缝等特征，有效构建“人造气藏”；③通过高效管理、建立学习曲线和优化排采制度，全生命周期提质提效，实现“极限动用”开发，提高单井产量。

页岩气田有效开发是一个地质-工程-管理不断优化，达到“极限动用”的过程。开发初期通常达不到效益指标，需要在生产实践中不断优化形成学习曲线超过效益指标。

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