川东南五峰-龙马溪组页岩气勘探开发进展、主要问题及对策

2019-09-25王会敏

中国矿业 2019年9期

王会敏，金珊

(1.东北大学资源与土木工程学院，辽宁沈阳 110004； 2.辽宁工程技术大学矿业学院，辽宁阜新 123000)

0 引言

近年来，北美洲Barnett、Haynesville、Marcellus、Utica、Eagle Ford、Woodford等页岩气的勘探开发取得了重大突破，页岩气逐渐成为了全球重要的天然气资源。据2016年美国能源信息管理局(EIA)在能源展望中指出，到2040年全球的页岩气产量将增至47.57×108m3，占全球天然气产量的30%，在一定程度上可缓解全球能源紧张的局势[1]。我国是继北美洲之后对页岩气进行勘探且实现商业开发的国家之一，四川盆地及周缘的上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组为目前我国页岩气勘探开发的主力层系之一，川东南建成了涪陵气田国家级页岩气示范区[2]。

中国石化勘探分公司在川东南涪陵气田焦石坝区块JY1HF井实现了20.30×104m3/d的突破，截至2015年底累计产气超过25.00×108m3[3]。此外，在重庆綦江丁山地区的丁页2HF井压裂测试获日产10.52×104m3的工业气流，有望成为继涪陵页岩气田之后的第二个页岩气商业开发基地[4]。近年来，中国石化勘探分公司在焦石坝-丁山地区页岩气勘探开发的布局，获得了良好的勘探开发效益和前景，使得川东南地区五峰-龙马溪组页岩气成为目前我国南方海相页岩气勘探开发的热点之一。

然而，四川盆地页岩气的勘探开发事业处于起步阶段，特别是对于川东南地区五峰-龙马溪组页岩而言，页岩气地质理论基础、压裂工艺以及开采过程中安全与环保等方面的问题逐渐凸显，严重阻碍川东南页岩气勘探开发的进程。本文通过总结川东南五峰-龙马溪组页岩气勘探开发潜力和成功经验等进展，深入剖析目前所面临的主要问题和挑战，针对上述问题探讨未来发展的对策，以期对今后川东南页岩气的勘探开发提供一定的参考和指导。

1 川东南五峰-龙马溪组页岩气勘探开发进展

1.1 页岩气勘探开发潜力地质理论研究与勘探实践

目前很多专家学者对我国南方复杂地质背景下的海相页岩勘探开发研究过程中，通过总结页岩气富集条件和成藏主控因素，提出了页岩气“二元富集”或“源-盖控藏”等富集与成藏主控理论[5]，即优质的物质基础和良好的保存条件，然而利用该地质理论在焦石坝和丁山地区五峰-龙马溪组页岩气的勘探实践中都获得了突破。

1) 物质基础。五峰-龙马溪组是在克拉通盆地内深水-半深水陆棚缺氧还原环境下形成的具有良好生烃潜力的黑色富有机质页岩，强还原环境下能够促进有机质的富集和保存，页岩内部发育的有机孔普遍具备良好的亲油(气)性，其良好的孔隙空间为页岩气的赋存提供了条件。以有机质含量高(>2%)、高脆性矿物含量(>50%)、有机质类型好(均以腐泥型-混合型为主)、高热演化成熟度(2.1%

2) 保存条件。川东南五峰-龙马溪组自沉积以来经历了加里东期、海西期、印支期、燕山期、喜马拉雅期等多期构造运动的叠加与改造作用，晚期的构造隆升剥蚀作用强烈，构造演化与构造类型复杂，断裂体系发育，页岩气保存条件较为复杂。从焦石坝区块和丁山区块页岩气的勘探开发实践经验获悉，远离断裂、构造曲率值低、天然裂缝发育程度低且盖层完好等弱改造区域页岩气保存条件良好，含气性较好，页岩气井往往可得较理想的产能[6-7]。

3) 勘探实践。中国石化勘探分公司通过多年的页岩气勘探与开发实践经验，总结与创新提出了上述地质理论，并通过这一理论的指导，发现和探明了涪陵页岩气田，截至2015年底，焦石坝地区页岩气探明地质储量达3 805.98×108m3，可采储量为951.50×108m3[8-9]，探明页岩气面积达383.51 km2，储量丰度达到了9.9×108m3/km2[10]。近几年，中国石化勘探分公司沿齐岳山断裂往北东方向的南川、东溪、丁山区块布置的页岩气探井都获得了良好的页岩气显示。

通过以上的理论分析和实践表明，川东南五峰-龙马溪组优质的生烃条件和良好的储集系统为页岩气的富集和高产奠定了良好的物质基础，但由于构造演化期次复杂性和构造体系发育的差异性，保存条件较好的区域往往具备较好的页岩气勘探开发潜力，生产实践证实那些具备优质物质基础和良好保存条件的地区具备较大的页岩气资源储量。

1.2 页岩气勘探开发现状

我国前期着眼于老井资料的复查、地震资料的重新解释和处理、岩芯和剖面的考察以及相关实验测试分析等方面的工作，凭借着北美洲页岩气勘探开发的成功经验和我国页岩气勘探开发实践经验，总结了大量有利目标区评价指标，中国石化勘探分公司在川东南区域优选了焦石坝、南川、东溪、丁山等页岩气勘探前景区(图1)。

图1 四川盆地页岩气田分布Fig.1 Distribution of shale gas fields in Sichuan basin(资料来源：据文献[9]修改)

据已投产的井位分布范围，以涪陵-南川地区最多，截至2015年底已达到180余口页岩气井。其中，2012年，焦石坝的JY1HF-JY4HF获得了较为理想的页岩气流(表1)，初期投入稳产5.5×104～30.0×104m3。2014年，中国石化积极探索外缘有利区域，尝试在周缘的不同构造样式和不同埋深区域内又布置了JY5～JY8井等页岩气探井，分别获得日产4.50×104m3、6.68×104m3、3.68×104m3、20.80×104m3，逐步建成了我国第一个产年产50×108m3的页岩气示范区，实现了高效的开发产业化模式，自投产以来产气累计突破200亿m3[11]。2015～2017年，中国石化勘探分公司发现并探明了江东-平桥区块，截至2017年底，涪陵气田页岩气累计探明储量达6 008×108m3，产气累计超过150×108m3[12]。2018年，投资21亿元的中国石化涪陵页岩气田江东区块产建项目正式开工，掀开“涪陵页岩气田60亿m3以上稳产保效领先工程”的序幕[13]。截至2018年12月31日，涪陵页岩气全年新增页岩气经济可采储量54.3×108m3，新投产页岩气井81口，新建产能5.03×108m3[14]。

中国石化勘探分公司于2014年在重庆綦江丁山顺利完钻的页岩气第一批探井——DY1井(井深2 125.76 m)和DY2井(井深5 700 m)，分别试气3.00×104m3/d和10.52×104m3/d；于2017年和

表1 川东南重点地区五峰-龙马溪组部分井位的初始产量统计Table 1 Initial production statistics of some well in Wufeng-Longmaxi formation in the key area of southeast Sichuan

资料来源：文献[3]、文献[10]和文献[15]

2018年分别完钻的第二批探井——DY4井(井深3 770 m)和DY5(井深3 848 m)分别试气20.56×104m3/d和15.20×104m3/d。同时在东溪区块的深层页岩气的攻关试验井——东页深1井喜获日产31.00×104m3的高产页岩气流，突破了深层页岩气井压裂工艺技术的瓶颈[15]。2013年重庆南川的一口深达5 820 m页岩气探井——南页1HF井成功完井，标志着国内最深的页岩气水平井诞生[16]。

通过以上页岩气勘探实践证明，川东南涪陵-南川-东溪-丁山地区的五峰-龙马溪组具有良好的页岩气勘探开发潜力。

2 页岩气勘探开发面临的主要问题

2.1 “甜点”区评价与稳产面临的难题

“甜点”目前特指储层物性好、有机质含量高、有机质热演化程度高、含气性好、高脆性、工程改造成本低、可压性好的页岩气层[17]。而川东南五峰-龙马溪组的勘探开发实践表明，依据目前现有的“甜点区”评价标准和体系圈定的有利区内存在着多口不能在后期保持稳产的页岩气井，如目前在丁山地区的DY2井，其产能由初期测试的10.52×104m3/d迅速下降至2.0×104m3/d[18]。目前针对“甜点区”的评价和圈定，指标参数的选取、理论界限的划分等针对不同地区有不同的体系，生搬硬套往往会导致优选出来的“甜点区”偏离真实的有利区，不仅初期产能达不到理想效果，而且后期难以保持稳产，不能形成稳定的工业产能。

2.2 钻井和压裂面临的技术难题

研究和勘探开发实践证实，川东南构造地质背景极其复杂，五峰-龙马溪组页岩层系埋深范围变化大，深层构造复杂，其中地应力在不同区域和不同埋深下差异程度较高，深刻影响着水平井的布施、钻遇率和压裂效果。目前水力压裂所面临的技术难题主要体现在以下几个方面。

1) 在埋深大于3 500 m的页岩层系内布置的水平井深受深层地应力控制，我国地质导向的精准性技术还未成熟[19]。

2) 层系地压梯度区域性评价、水平井地质导向、多级覆压、微地震监控监测与评估、生产管理等“边评估、边测试、边压裂、边生产”的作业模式和关键技术在国内仍然处于空白或者落后水平，特别是应对复杂地表条件下的生产和作业，其核心技术和装备的一体化、灵活性、耐受性等性能尚未达到工业水平[19]，特别是应对川东南盆缘地形复杂的情况，其钻井与压裂平台应对各种复杂地层，其灵活性和耐受性要求更高。

3) 集中“工厂化”或“工业化”钻井和生产作业模式目前尚未形成规模化的体系，特别对于川东南地形复杂区域而言，水平构造运动强烈，大型水平井组的布置和井眼轨迹难以把控，同时钻井和压裂周期时间长，导致资金成本和时间成本较高。

4) 川东南地区属于典型的喀斯特地貌，因此在钻井过程中容易钻遇溶洞，出现泥浆严重漏失，后期由于原有的地应力状态失衡，溶洞发生坍塌，井眼容易错位，导致导管下放困难。

5) 然而在高温高压地层下，气层压裂改造难度大，改造效果往往较差，往往存在具有压裂风险的埋深界限，超过此埋深范围，岩石塑性强，岩石压裂后所形成的裂缝延伸难度大，不能形成复杂缝网且裂缝迅速发生闭合，产能下降迅速。对施工的净压力、压裂液黏度和成分、压裂规模等工程参数的设计与调整欠缺理论支撑与实践依据。

2.3 环境与生产安全问题

1) 水资源匮乏与污染问题。在川东南的一些山区水资源极度匮乏，页岩气在大量开采过程中，水资源消耗量巨大，严重制约当地水产养殖、捕鱼、船舶运输、工业与生活用水等，在一定程度上降低了河水和湖泊常年保持稳定的水位，增加了诱发周边次生地质灾害的风险。

水力压裂用水会沿断层裂缝发生漏失，严重污染土壤、地层水，又或者由于水管爆裂或人为管理不当造成的废水泄露，甚至把未经回收处理的废水非法排放到河流和湖泊中，日积月累，废水或机械设备的废油中的重金属、有毒和放射性化学元素逐渐在河流或湖泊的沉积物中聚积，其中放射性元素逐渐累积所形成的辐射，对居民的身体健康带来了严重的威胁。

2) 页岩气泄漏与大气污染。通常在钻井完井后，由于井壁崩落、钻井诱导缝、固井措施不到位、水泥墙质量不达标等工程因素，造成页岩气在压裂过程中泄漏大量的甲烷气体，除此之外，页岩气压缩过程中释放的VOC、AHP等有害物质挥发至大气中也会造成大气污染。

3) 生产安全问题。页岩气开采过程中，前期井位的开钻、后期的压裂都会改变地层下原有的地应力状态，同时钻井液和压裂液沿断层下渗，造成断层活化，会诱发不同程度的微型地震。在不稳定区域开采页岩气，地表植被破坏，雨水下渗严重，也会导致水土流失、滑坡、坍塌、地陷等地质灾害，严重威胁着当地居民的安全和生存条件。

3 川东南五峰-龙马溪组页岩气勘探开发对策

3.1 积极探索页岩气勘探开发新领域，建立完善的“甜点”区段评价标准与体系

1) 开展脆-延性转换带与埋深大于3 500 m深层-超深层页岩气领域技术攻关。从川东南目前已投产的具有较好商业效益的井位分布情况来看，主要集中于埋藏适中(高产地层的深度范围为2 000～3 500 m)且地层剥蚀量较小的区域，而页岩气资源主要集中在埋深大于3 500 m的盆地中心，其资源量占了50%以上[20]，越往深部钻井，其页岩气产量下降越快。

从地质背景角度出发，具备最好勘探开发潜力的主要为脆-延性转换带，据前人对焦石坝地区和丁山地区五峰-龙马溪组研究发现，脆-延性转换带埋深范围主要在2 000～4 500 m之间(表2)，此范围内的岩石力学性质处于脆性向延性过渡的状态，岩石容易形成天然裂缝而且不破坏页岩气保存条件，而且可压性较好，同时满足了地质基础和目前工业技术水平的要求[21]。

从目前水力压裂技术的角度出发，川东南五峰-龙马溪组页岩大于3 500 m的埋深范围内，其地层压力系数高、含气性好，资源量大(图2)，然而在深部钻井和完井中遇到的困难和挑战相比涪陵浅部气田更加突显，如在丁山地区的DY2井五峰-龙马溪组页岩地质特征与JY1井相当，但由于埋深过大，压裂改造难度也随之增大，体现在埋深的增加，地层温度和压力增加，酸液降压效果不理想，难以穿透到更深的地层。因此，针对深层页岩气的压裂，优化酸液体系配方、适量提高酸液处理排量和浓度等可增加深层页岩气层的岩石酸化范围和提高岩石的破裂能力。

表2 焦石坝地区和丁山地区五峰-龙马溪组页岩脆性带和延性带埋深界限Table 2 Top boundary of the ductile zone and bottom boundary of the brittle zone in Wufeng-Longmaxi formation shale in Jiaoshiba area and Dingshan area

图2 四川盆地及周缘下志留统五峰-龙马溪组底界埋深图Fig.2 Bottom depth of Wufeng-Longmaxi formation of Lower Silurian in Sichuan basin and its periphery(资料来源：文献[20]，有修改)

2) “甜点”区段的评价标准与体系的建立。页岩气的富集与成藏是受多种因素共同影响，如构造背景与演化史、沉积环境与条件、有机质类型及丰度、矿物组分、孔隙结构与孔隙度、裂缝、埋深、顶底板条件等，其中主要涉及页岩的生烃能力、储集条件、保存条件等地质因素以及可压性等工程因素[17]。然而优质页岩的厚度、断裂的规模与封闭性、目的层距剥蚀区距离、构造样式与部位等地质因素也同样深刻影响着川东南页岩气富集与保存条件。因此，选用针对性且全面的评价标准，深入分析他们之间内在的联系，建立针对川东南五峰-龙马溪组页岩“甜点”区段多因素一体化评价体系，才能确定多因素叠加后的有效“甜点”区。

3.2 提高钻完井和压裂技术水平

1) 借鉴“钻井、压裂、生产”一体化生产模式[19]，通过钻井工艺优化，一方面采用浅层小钻机和深层大钻机“双钻机”作业模式，另一方面采用闭合式钻井液循环系统，降低钻井液成本，减少漏液或废液的外排。

2) 实现同一平台多口水平井的生产模式，水平井的布置方位与最小主应力方向平行，且逐渐优化水平井长度，大大缩短钻井周期，降低成本。

3) 针对页岩气层的改造体积和改造程度，一方面可适当提高施工净压力、选择低黏度压裂液和大规模液量施工；另一方面，可采用中黏度高效减阻水和线性胶混合的含大粒径低密度支撑剂的压裂液以提高裂缝的延伸和支撑能力，进而提高裂缝的疏导能力[23]。

4) 采用球形密封分段式压裂技术，压裂阶段导管中泵送的密封球可在部分水平井段进行360°密封，在井下运送球形密封器的同时可以在不停止施加泵压的情况下进行分段压裂，该压裂模式大大缩短了开采时间，而且密封球是由蜡制成，可被后期油气所溶解带出[24]。

5) 在页岩压裂过程中，首先是如何形成裂缝、打开裂缝，形成高密度的裂缝网络，然而拉链式压裂可有效增强裂缝发育程度，提高有效裂缝的空隙，同时在两个拉链式水平井之间循环注入CO2以刺激更大规模的裂缝开启，俘获大范围的孔隙，提高油气采收率[25]。

3.3 寻求高效、环保和安全的页岩气开发技术与方案

传统的水力压裂技术消耗了大量的水资源，遇上富含黏土岩层不可避免的导致黏土水化发生膨胀，降低岩石脆性。因此，利用液氮这种环保稳定性强的压裂介质可有效改善上述情况，液氮具有压缩系数大、气化膨胀能力强等优势，可较好地避免黏土遇水膨化的现象，而且不受水资源的约束，同时可提高岩石的脆性，成本低，设备简便，不受地形约束[26]。

针对压裂废液或回流水处理，目前较为环保的方法主要利用微生物、植物进行生物分解，如通过对在苛刻环境(高浓度盐和高温)下生长、适用性较广、繁殖力强的蓝藻或绿藻组成的微藻类菌种进行培育，利用压裂废液或回流水作为营养液，可有效促进废液中100%硝酸盐的分解和降低溶液中硼的浓度。

通过微地震成像技术与震源机制反馈的关键信息，了解地下裂缝和断层的展布、岩石破坏机制、裂缝与断层的激活机制等，可有效指导井位的部署、调整井距，进一步优化钻井平台井位合理的布置，避免由于井位布置的不合理和岩石的应力干扰，使得地下断层重新激活而诱发地震。