水平井“工厂化”部署与设计优化——以四川威远页岩气藏为例

赵 国 英

中国石油集团长城钻探工程有限公司地质研究院

水平井技术作为页岩气藏开发的一项重要技术手段，在北美页岩气开发中起到了重要的作用。根据美国Barnett区块开发经验，水平井最终评价的开采储量是直井的3倍以上，成本只相当于直井的1.5倍。四川盆地威远龙马溪组底部发育一套优质页岩，富含烃类气体，已成为中国页岩气勘探开发热点区域。但是由于地质条件和开发条件的不同，北美的经验和模式在中国并不能简单地复制[1]。从地质条件对比，威远页岩气为早古生代志留纪沉积，地层较老，并经过多期次改造，断裂发育；沉积为深海陆棚，位于盆地边缘；有机碳含量（TOC）偏低，一般在2%～5%；含气量也偏低。从开发条件对比，威远区块页岩气热演化程度偏高，热成熟度（Ro）一般在2.5%以上，达到过成熟阶段，以产干气为主；埋深偏大，一般在2 800～4 000 m，地表条件复杂，多处于地形复杂的山区[2-4]。以上不利因素均增加了威远页岩气开发难度和开发成本。为实现威远页岩气藏经济有效开发，开展了大量的水平井技术攻关与实践，在威202、威204区块开展水平井“工厂化”部署及地质工程一体化设计与实践，整体上已建成一定的页岩气生产能力。

1 气藏基本地质特征

1.1 构造形态以单斜为主，局部发育微小断裂

威远气田构造上位于川西南古中斜坡低褶带，钻井证实地层自下而上发育古生界的奥陶系、志留系和二叠系及中生界的三叠系和侏罗系。页岩气开发目的层为志留系的龙马溪组。构造整体表现为北西高、南东低的一个单斜构造，其中威201井区附近为整个构造的最高部位，威204井区整体较威202井区构造位置低。威202区块地层倾角较大，一般介于7°～9°，最高达12°；威204区块倾角变化较小，一般介于1°～2°。依据地震解释成果，区块内地层相对分布稳定，断层不发育，但局部仍存在挠曲或微小断裂。依据地震解释成果，威204区块北西向、北东向小断层零星分布，断距介于17～28 m；威202区块局部发育断距2～5 m的微小逆断层。

1.2 页岩品质纵向差异较大，龙马溪组下段发育一定厚度的优质页岩

龙马溪组为深水陆棚相沉积，发育富有机质黑色页岩。威202、威204区块龙马溪组页岩厚度分布在180～570 m，自西北向东南逐渐增厚。纵向上，龙马溪组自上而下分为龙二段、龙一2亚段、龙一1亚段。根据直井页岩纵向分布对比结果，龙马溪组中上部龙二段、龙一2亚段的浅灰—深灰色页岩层段物性相对较差，下部龙一1亚段黑色页岩层段厚度约为40～50 m，物性相对较好，自上而下TOC也呈现由小到大的变化特征，该段为优质页岩的发育层段。威202井区优质页岩厚度介于35～45 m，自南东至北西厚度逐渐减薄；威204井区优质页岩厚度介于45～53 m，厚度自南西—北东逐步减薄。依据北美开发经验，优质页岩发育厚度要求直井厚度大于30 m，有效厚度大于15 m才具备开发潜力。综合评价，威远两个区块优质页岩厚度均具备规模化商业开发潜力。

1.3 地化、物性特征相对较好，优质页岩段储层评价为Ⅰ、Ⅱ类

威远区块五峰组—龙一1亚段TOC平面上变化小，主要介于3%～5%；区块整体含气量由北向南逐渐变好，介于4.5～ 4.9 m3/t，威204区块含气量整体好于威202区块；五峰组—龙一1亚段孔隙度变化幅度小，总体大于5.0%，平面上威204井区孔隙度均值略大于威202井区；含气饱和度较高，分布在53.7%～76.4%，平均达62.2%；基质渗透率较低，介于1.0×10－5～ 6.1×10－4mD，平均值为1.60×10－4mD。根据中石油最新颁布的行业标准《页岩气地质评价技术规范》，对威202、威204区块优质页岩段储层进行评价，评价结果均为Ⅰ、Ⅱ类。

1.4 天然裂缝较发育，地层压力系数高，水平应力差较大

威远地区五峰组—龙一1亚段天然裂缝较发育，以微细裂缝为主。裂缝类型主要为构造缝、成岩缝、溶蚀缝及生烃缝。依据威202井岩心和成像测井资料，五峰组—龙一1亚段普遍发育层理缝，高角度缝发育较少。威202井区地层压力系数大部分均大于1.2，威204井区地层压力系数大于1.7，均为超压区。岩石矿物以石英、长石、碳酸盐岩、黏土及黄铁矿为主，脆性矿物含量（石英、长石、碳酸盐岩）一般大于60%。区内最大水平主应力方向基本一致，为近东西向；威202、威204井区最大最小主应力差分别为16 MPa、18.7 MPa。龙马溪组杨氏模量较高、泊松比较低，其中龙一11层、龙一12层杨氏模量最高，泊松比最低。三轴抗压强度介于97.7～281.6 MPa，平均值为213.90 MPa；杨氏模量1.1×104～3.3×104MPa，平均为2.1×104MPa；泊松比0.17～0.29，平均为0.20。

2 水平井“工厂化”部署

威远区块位于四川盆地西南部，区块总面积200 km2，区内无完钻井，仅在工区边界附近有2口直井，即威202和威204井（图1）。工区内三维地震覆盖面积约133.22 km2。依据邻井将区块分为威202井区、威204井区，两井区中间为威远县城规划区，该区域不能开发。其中，威202井区面积67.5 km2，威204井区面积64 km2，其地质储量共约 1 191×108m3。

结合威远地质特征与储层条件，在借鉴北美页岩气开发经验的基础上，规划水平井开发井网。考虑威远区块页岩气开发钻完井工程特殊性和地下地质条件，井位部署设计重点论证水平井巷道位置、方位、间距、长度，并结合地面条件讨论布井模式，力求以较少的井数实现较大的资源控制程度。

2.1 部署原则

总体思路是“整体部署、集中建产、滚动调整、环保优先”。部署中主要考虑以下3个原则：①在三维地震区范围内，以龙马溪组优质页岩为重点，集中建成规模产能，滚动接替实现稳产；②综合考虑页岩孔隙度、含气量、微裂缝、黏土含量及地面条件等因素；③采用平台丛式井部署、水平井分段体积改造、工厂化作业模式。

2.2 设计参数

根据国内外成熟的页岩气开发经验，井场地面布置采用丛式井组。考虑储量动用程度及经济效益等因素，优化部署4～6口井，单一倾斜平台和少量6～8口井双排对称分布平台，旨在降低工程施工难度、减少井下复杂、缩短钻井周期。威远初期编制的开发方案中，均采用常规双排布井模式（图2），后期经过钻井及生产动态研究，表明对于地层倾角较大的威202区块，下倾井普遍比上倾井生产效果好，且有利于钻井工程实施。综上，威202区块设计井以下倾单排井为主，威204区块地层较缓，仍以常规双排布井方式为主。勺型井及交叉型井由于钻井难度相对较大，目前仍处于试验阶段。

综合动静态研究成果，页岩水平井巷道位置选择龙一1亚段1小层；水平段长度设计为1 500～ 2 000 m；水平井井距300 m；威202井区最大水平主应力方向SE130°，威204井区最大水平主应力方向NE90°，考虑到水平段方位与水平最小主应力方向成45°夹角，威202井区上倾井设计方位355°，下倾井方位175°；威204区块上倾井设计方位135°，下倾井方位315°。关于方位的设计仍在研究与试验之中，威204区块正在开展变方位试验，方位调整为南北向，试验效果有待进一步评价。

2.3 部署结果

在威202和威204井区开展“工厂化”井位部署36个平台179口水平井，动用含气面积约130 km2，预计2020年建成20×108m3页岩气生产能力。平台平均单井首年日产气设计为10×104m3，预测20 a累产气 1×108m3。

图2 平台式井组布井模式示意图

3 水平井地质优化设计与实践

水平井要实现页岩气藏的经济有效开发，必须从地质设计参数入手，与钻井、压裂工程紧密配合，实现地质、工程一体化。所谓地质、工程一体化，就是紧密围绕提高单井产量这个关键核心问题，以三维地质模型为核心，以页岩储层综合地质研究为基础，在丛式水平井平台工厂化开发方案实施过程中，对一些关键节点进行科学设计及优化，地质与工程双方密切配合，以实现页岩气井经济开发和效益开发。在威远页岩气开展地质工程一体化实践，总体设计的技术思路是综合测井、录井、岩心分析化验及地震等资料，开展精细地层对比、构造解释、沉积及储层研究以及裂缝预测，建立基质和裂缝双重介质三维地质模型，预测平面及纵向甜点区；在以上基础地质研究的基础上，与工程密切配合，重点对水平井轨迹设计、水平井压裂地质设计以及水平井现场地质导向这3项工作开展优化设计与实施跟踪。

3.1 优化水平井轨迹设计，实现室内设计与现场实施一体化

水平井实钻轨迹位置对气井生产效果影响较大，通过对页岩气产层地化特征、已投产井生产数据、水平井轨迹位置，储层含气性和压裂监测等参数进行数理统计和相关性分析，建立了轨迹位置与箱体间的匹配关系（图3）。综合岩心室内试验和完钻井录、测等资料研究成果，龙一11层含气量高、TOC高、自然伽马高、脆性矿物含量高，有利于压裂施工，确定作为水平井目标箱体。考虑到压裂投产及气井单控储量及工程甜点等因素，水平段轨迹设计在龙一11层内且位于层段中上部。

由于页岩气水平井段较长，加之井区内无直井和导眼井，因此在水平段轨迹设计过程中要依据构造变化趋势分段进行设计，综合应用三维地震剖面趋势控制以及三维地质模型预测2种方法进行水平段轨迹剖面优化（图4）。

图3 水平井实钻轨迹位置与产量关系图

3.2 优化水平井压裂地质设计，实现地质与压裂工程一体化

水平井压裂地质设计是地质与工程一体化实践中的重要环节，设计中不仅要考虑地质“甜点”，还要考虑到工程“甜点”，便于压裂施工，形成复杂缝网。威远区块龙马溪组底部优质页岩孔隙度介于5%～7%，基质渗透率仅0.01 μD左右，需进行缝网压裂才能实现有效增产。对于应用水平井开发页岩气藏，通过缝网压裂可以期望形成人工裂缝和天然裂缝共同作用的形态。缝网压裂的原理是利用储层两个水平主应力差值与裂缝延伸净压力的关系，一旦实现裂缝延伸净压力大于两个水平主应力的差值，就会产生分支缝，分支缝沿着天然裂缝继续延伸，最终可形成以主裂缝为主干的纵横交错的“网状缝”系统[5]。该技术对地应力状况有一定的要求，最大、最小主应力差不能过大。经验表明，应力差异系数一般小于0.3时压裂效果较好。据威远已完钻井资料统计（表1），水平段平均应力差异系数介于0.27～0.29，目标箱体页岩层段脆性指数50%～70%，且发育大量天然裂缝，具备压裂形成复杂裂缝的条件。

表1 威远区块地应力统计表

图4 水平井轨迹设计剖面图

在压裂改造试验过程中，开展了以水平井分段压裂优化设计为主体的技术研究，重点对水平段长度、簇间距、段数等关键参数进行优化。结合威远区块地质特点，压裂地质设计主要遵循5个原则：①压裂段长一般控制在60～80 m，且单段尽量不跨小层；②射孔位置相对均匀，在兼顾储层的可采性和可压性基础上，选取性质相近的作为射孔簇，以避免单段内3簇进液差异；③分段射孔位置避开固井质量差、轨迹复杂、套管节箍等部位；④重点考虑最小主应力的影响，尽量减小3个射孔簇的最小主应力差，一般小于2 MPa；⑤压裂分段要考虑天然裂缝的发育情况。针对天然裂缝较发育的水平段，可考虑降低施工规模、加大段长及减少射孔簇等作为预案。若井轨迹钻遇断层，则需考虑避断层一定距离，目前设计避断层30 m左右。

针对区块内各平台地质情况，设计中还制定了一些针对性的措施：①针对水平应力差异较大，难以形成复杂缝的情况，设计中缩小段间距和簇间距，便于人工裂缝形成应力阴影，形成复杂缝；②对于脆性好且裂缝较发育的储层，建议工程设计中采用低黏滑溜水；③为扩大改造体积，增加缝网复杂程度，建议适当增加100目粉砂用量，起到暂堵转向、支撑天然裂缝的作用。压裂工程设计根据水平段所处位置及段间矿物含量、脆性指数等参数差异，有针对性、差异化制定压裂工艺对策[6-8]。此外，在现场施工过程中，地质与压裂工程技术人员要密切配合。针对岩性界面穿越、曲率变化、应力集中等易套变井段，地质上及时提示压裂风险，工艺上采取控制排量、压力和施工规模等方法减少套变的发生可能。针对断层、裂缝发育带，采取加入转向剂、暂堵剂等方法，确保形成复杂缝网，提高改造效果。

3.3 开展水平井现场地质导向，实现地质与钻井工程一体化

水平井地质导向的目的是让钻头在有利的地质层位中钻进，技术关键是准确地质入靶和水平段跟踪与调整。为确保准确入靶，首先要合理选取标志层，开展实时精细地层对比[9-13]。根据水平井工程设计和早期钻井实践，威远区块水平井造斜点位于龙马溪组顶界附近，靶点预测从龙马溪组顶界开始，选取5个标志层进行逐一预测与校对，及时修正导向模型，尽量减小入靶深度预测误差（图5）。入靶后，在水平段跟踪过程中要注重对地层视倾角进行预测，首先应用地震资料和地质导向模型进行趋势预测，然后再应用井斜及随钻相关资料计算地层视倾角，在微构造变化处及时调整水平段轨迹。

应用地震层位解释及钻完井资料建立了威202、威204区块精细三维地质模型（图6），应用构造模型预测水平井入靶点深度误差在2～5 m，现场应用20余口水平井，效果较好。此外，地质模型中引入了地震曲率体、蚂蚁体等资料对地层微小断裂进行预测和判断，提前调整轨迹至理想部位，以防触底至下部灰岩，保证钻井施工进展顺利。

坚持地质研究与导向技术相结合，通过地层对比、构造预测法、三维方位校正、重复地层计算等多种方法，解决了页岩储层钻进入靶过程中存在的横向差异、地层倾角、厚度变化、三维井眼等诸多制约问题。截至2017年7月，威远合作区块累计完成水平地质导向42口井，水平段总进尺61 034 m，平均优质岩钻遇率98.4%。

图5 水平井靶前随钻对比模型示意图

4 开发效果

威202、威204区块于2015年5月投产，当年生产页岩气2.95×108m3。目前已实施7个平台42口水平井，全部投产，2016年底完成10×108m3产能建设目标。

截至2017年8月底，威202、204区块开井30口，日产气140×104m3，日产水201 m3，累计产气12.52×108m3，累计产水 80.36×104m3。

图6 威远区块地质模型图

5 结论及认识

1）威远页岩气藏储层品质中等、储量丰度较低，水平井“工厂化”开发是实现页岩气规模效益开发的有效手段。

2）水平井地质优化设计是实现地质—工程一体化的重要前提。从前期地质研究、水平井设计参数及压裂设计优化等研究入手，寻找地质与工程设计“甜点”；实施过程中地质、工程密切配合，控制好水平段实钻轨迹；后期实现科学化压裂施工，可为页岩气井获得高产提供技术保障。

3）页岩气水平井动静态研究表明，打造高产气井的地质主控因素是目标箱体钻遇率。因此，提升地质导向水平，现场实施精准地质导向，保证水平井轨迹最大程度在目标箱体内钻进，可为后期压裂顺利施工及气井投产后获得较好生产效果提供有力保障。

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