四川盆地威远区块典型平台页岩气水平井动态特征及开发建议

位云生 齐亚东 贾成业 金亦秋 袁 贺

中国石油勘探开发研究院

0 引言

平台化钻井、工厂化多段大规模压裂改造已成为目前页岩气效益开发的核心技术[1-3]。威远页岩气田（以下简称为威远区块）处于长宁—威远国家级页岩气示范区的范围内，构造位置属于四川盆地川中隆起区的川西南低陡褶带，为一个大型穹窿背斜构造[4]，构造相对单一，地层分布稳定，一定范围内储层特征差异较小，但区块内甚至同一平台各井之间的生产特征却差异较大，目前对于该区气井产量的主控因素和开发工艺措施的有效性认识尚不明确。为此，笔者选取该区块内的一个典型平台——PT2平台的6口水平井，通过研究各水平井的地质与工程参数、生产规律，确定单井产量的主控因素，并结合实际生产动态分析，提出了开发建议。

1 地质特征与工程参数

1.1 地质特征

威远区块志留系龙马溪组页岩地层自下而上划分为龙一段和龙二段，其中龙一段为主要目的层，龙一段自下而上又划分为龙一1亚段和龙一2亚段，龙一1亚段自下而上又细分为4层，即龙层，含气量均较高，但龙层岩石脆性矿物含量（硅质、碳酸盐、黄铁矿）较低（表1），可压性相对较差，因此确定龙这3层为优质页岩段。奥陶系五峰组有效储层在威远区块不发育。

表1 威远区块龙一1亚段各层岩石脆性矿物含量统计表

威远区块志留系龙马溪组龙一1亚段页岩属海相深水陆棚沉积环境，区域储层地质参数（优质页岩厚度、TOC、孔隙度、脆性指数等）在一定范围内稳定分布，横向变化较小[5]，如威202井与威204井井间距离为22 km，但两口井优质页岩段厚度分别为13.9 m和16.7 m，横向变化率仅0.13 m/km。在一个平台范围内，储层地质特征横向上基本一致。

1.2 工程参数

威远区块建产区为背斜构造的一翼，水平井钻井方向几乎与埋深等值线垂直，因此普遍存在上半支井上倾、下半支井下倾的情况；上半支井工程施工难度较大，测试产量普遍低于下半支井；将目前气井产量和临界携液流量进行对比，认为2017年10月之前投产的89口平台井中有63口井存在不同程度的井底积液，且大部分为上半支井。以威远区块PT2平台6口井为例，该平台PT2-1、2、3井为上半支水平井，PT2-4、5、6井为下半支水平井，各井主要压裂改造参数及测试产气量如图1所示。另外，PT2-1、2、4井采用的压裂液类型为滑溜水，PT2-3、5、6井采用的压裂液类型为滑溜水＋线性胶；PT2-1、2、3井采用的支撑剂类型为树脂覆膜砂，PT2-4、5、6井采用的支撑剂类型为陶粒。

图1 PT2平台6口井主要压裂改造参数及测试产量对比图

2 生产动态特征分析

2.1 气井生产动态

由于钻遇层位与工程参数的差异，威远区块开发平台上、下半支井的产量与压力变化差异较大[6-10]，同时，由于页岩气井压裂入地液量较大，气井在投产早期较长一段时间内为带液生产，返排液对气井产量会产生较大影响[11]。以PT2平台水平井为例，上半支3口水平井（PT2-1、2、3井）初期稳产气量和井口压力均较低，初期稳产气量介于4.0×104～6.3×104m3/d，平均为4.8×104m3/d，初期套压介于23.3～28.9 MPa，平均为25.8 MPa；产气量月递减率介于10.2%～19.4%，平均为14.7%；关井后压力恢复速率较慢，介于0.39～0.52 MPa/d，平均为0.48 MPa/d。下半支水平井中PT2-4、5井初期稳产气量和井口压力均较高，达到20×104m3/d以上，初期套压在40 MPa上下，且产气量递减较慢，其月递减率在9%左右；PT2-6井虽然初期稳产气量仅6.5×104m3/d，但关井压力恢复速率较快，达0.96 MPa/d。该平台PT2-1、4井的生产曲线如图2所示。

图2 PT2-1、4井生产曲线图

2.2 临界携液流量

由于页岩气井采用大液量进行压裂改造，因此在生产早期均为带液生产，且水气比较大，由于普遍采用油层套管进行生产，由此带来的携液问题不容忽视。本文选用李闽模型[12-14]，以井口为参考点进行临界携液流量的计算。

PT2平台水平井产出气体相对密度为0.568 4，水密度为1 030 kg/m3，油层套管内径为114.3 mm，井口温度平均为310 K，气水界面张力取0.06 N/m。根据李闽模型，计算不同套压下的临界携液流量，连同PT2平台6口水平井的套压和产气量数据，共同绘制于图3。

图3 PT2平台6口井在不同套压下产气量与临界携液流量对比图

2.3 生产动态特征差异原因分析

通过对PT2平台6口水平井优质页岩段的钻遇情况、压裂实施参数、实际生产动态及临界携液流量计算结果进行对比，分析各井产气量及压力存在差异的主要原因。

1）由于钻遇储层条件、压裂规模存在明显差异，导致气井生产动态存在明显差异。上半支PT2-1、2、3井的初期产气量和套压均较低，原因在于：①优质页岩段钻遇长度介于526～937 m，平均仅707 m，优质页岩段钻遇率介于40.4%～63.3%，平均仅52.2%，可见这3口水平井钻遇的优质页岩段较短；②压裂段长度介于920～1 440 m，改造段数介于12～16段，加砂量介于1 265～1 718 t，平均加砂量1 533 t，支撑剂类型为树脂覆膜砂，由于压裂规模小造成储层改造体积小、泄流区渗透性的改善效果有限，造成气井初期产气量和套压低。同时，下半支PT2-6井的初期产气量和套压也较低，该井压裂段长度1 450 m，改造段数19段，加砂量1 766 t，支撑剂类型为陶粒，但该井优质页岩段钻遇长度仅77 m，优质页岩段钻遇率仅5.1%。综合判断认为PT2-6井压裂规模较大，泄流区渗透性的改善效果较好，但由于靶体钻遇的页岩段大部分为非优质页岩段，储层物质基础较差，因此造成气井初期产气量和套压均低。另外，下半支PT2-4、5井钻遇优质页岩段长、压裂规模较大，使得气井产气量较高，同时井底无积液。PT2-4、5井优质页岩段钻遇长度分别为1 486 m和1 578 m，优质页岩段钻遇率均高达90%以上，压裂段长度分别为1 565 m和1 600 m，压裂段数分别为19段和20段，平均加砂量为2 160 t，支撑剂类型为陶粒，由于钻遇优质页岩段较长，且压裂规模较高，初期产气量和套压均较高，产气量都高于临界携液流量。

2）由关井套压恢复速率推断，PT2-1、2、3井泄流区渗透性较差，又由于产气量一直低于临界携液流量，导致井底存在积液，且上半支PT2-1、2、3井由于轨迹上倾导致井底积液位于水平井跟端附近（图4），进一步增加套压恢复难度；下半支PT2-6井泄流区渗透性较好，尽管该井产气量一直低于临界携液流量，但由于轨迹下倾，积液位于水平井趾端附近（图4），因此套压恢复较容易。

3 单井产气量的主要影响因素

图4 PT2平台6口水平井轨迹和积液示意图

针对页岩气井产气量受到地质与工程因素的共同影响，很多学者已进行了相关探讨[15-20]。其中，储层横向特征变化较小，垂向特征差异较大，是页岩气井开发效果差异的主要因素。威远区块水平井目标靶体位置不断优化、下移，目前的靶体位置为龙马溪组底部的龙一11小层碳质页岩段，含气量和压力系数最高，通过水平井多段大规模压裂改造，可获得较高的单井产量。但实际钻井过程中，由于目标层位厚度较薄（5 m左右）、地层倾角的小幅变化和钻井导向的精度限制，实际水平井靶体位置有一定变化。另外，从试采动态监测结果看，垂向最大水力压裂缝缝高约40 m，有效支撑缝缝高介于10～15 m。综合判断，认为压裂改造后的水平井垂向上可以动用优质页岩段。因此，本文采用优质页岩段钻遇长度作为分析影响单井产气量的主要地质因素。

在钻遇优质页岩段的前提下，水平井压裂段长度决定了沿水平井筒方向打开储层的范围。在压裂段内，通过优化段数/簇数，并采用“千方砂＋万方液”进行大规模压裂改造，构建复杂的裂缝网络系统，形成有效的气体渗流通道，从而增大泄气面积，提高改造区储层渗透性[9]，获得高产气井。可见，水平井压裂段长度、改造段数/簇数和加砂量是影响水平井产气量的主要工程因素。

从PT2平台6口井的数据来看，优质页岩段钻遇长度、水平井压裂段长度、改造段数、单井加砂量与测试产气量之间有明显的正相关关系（图5）。同时，上半支井的产量低于下半支井，这是威远区块的一个普遍规律。原因在于以下3个方面：①威远区块上半支水平井轨迹上倾，井眼轨迹的控制和随钻导向整体效果不如下半支水平井；②射孔枪和压裂分段桥塞是通过电缆下入井下，主要靠水动力输送，在上半支水平井易造成完井和压裂工具下入困难，因此，导致上半支水平井的井筒完整性和压裂段数不及下半支水平井；③由于滑溜水携砂能力有限，采用滑溜水与陶粒的压裂液与支撑剂组合，上半支水平井支撑剂泵送较为困难，造成加砂量一般比下半支水平井少。另外，支撑剂类型对产量的影响还需要更多井的数据进行论证。

图5 PT2平台6口水平井在主要地质、工程参数与测试产气量散点图

4 开发建议

基于威远区块PT2平台6口水平井钻遇优质页岩段的情况、压裂规模及生产动态特征，提出以下开发建议。

1）由于页岩气井钻完井及压裂施工费用较高，需采用平台化布井模式，现场施工采用“大兵团、工厂化”的作业模式，同时加强对各技术环节的把控，提升施工效率，尽可能降低单井投资。对平台上的每口井，都应将水平井靶体位置控制在优质页岩段内，同时保证水平井井筒完整性和压裂段长度，且尽可能增加改造段簇数和加砂规模，提高单井产气量。如PT2-4、5井，由于钻遇优质页岩段长，且钻完井及压裂作业均成功实施，单井累产气量预计可达到1×108m3左右。

2）针对低产井，建议采用小油管（油管内径小于等于62 mm）生产；对于平台上半支低产井，应尽早采取排水采气措施，如PT2-1、2、3井井底积液位于水平段跟端附近，由于压裂液量是有限的，可采用橇装式排水采气工具和措施[21-22]，释放气井产能，恢复气井产量；对于平台下半支低产井，应放压生产，使气井尽量保持较高的产气量，防止井底过早积液，如PT2-6井，井底积液位于水平段趾端附近，实施排水采气工艺难度较大，建议进行放压生产。

以上建议已在威远区块的开发中得到推广应用，指导了后续类似平台的有效开发。今后，还需在现场录取并完善更多的动态资料以更全面、深入地分析页岩气井生产动态特征，进一步优化威远区块页岩气的开发技术。

5 结论

1）实现页岩气井的高产，优质页岩段钻遇长度是物质保障，水平压裂段长度、改造段数/簇数和加砂量是主要的工程因素。

2）页岩气井的产气量除受钻遇储层品质及压裂改造效果的影响外，还受地层中返排压裂液的影响，返排液体对井筒举升提出了要求。若气井产气量低于临界携液流量，井底存在积液，在分析井口产量和压力时不容忽视。

3）对于低产井，建议采用小油管生产（油管内径小于等于62 mm），对于上半支低产井，应及早采取橇装式排水采气工具和措施以释放气井产能，对于下半支低产井，应放压生产，防止井底过早积液。