长宁区块页岩气水平井组地质工程一体化

2020-02-24黄浩勇赵圣贤

科学技术与工程 2020年1期

黄浩勇, 范宇, 曾波, 赵圣贤, 常程

(1.中国石油西南油气田公司，成都 610017； 2.页岩气评价与开采四川省重点实验室，成都 610051)

四川盆地南部地区龙马溪组页岩气资源量丰富，具有大面积、低丰度连续分布特点，开发潜力巨大[1]。但页岩以纳米级孔隙和纳达西级别渗透率为主[2-3]，无自然产能，属于典型“人造气藏”；必须采用水平井和大规模体积压裂技术[4—6]，才能实现页岩气商业化开发。

长宁-威远国家级页岩气示范区的长宁区块是中国主要页岩气产区之一，具有储层品质优、物性好、保持条件好等特点；经过不懈探索和持续攻关，井均单井预估最终可采储量(EUR)由早期的0.53×108m3提高到1.21×108m3，提高了128%[7-8]，但是在进一步提高单井产量和采收率方面仍然面临着挑战[9]。主要表现为：①部署设计难度大：不同地质工程条件下，合理井距优化难度大；不同天然裂缝和地应力方向下，井轨迹方向优化难度大；②提高优质储层钻遇率难度大：局部微幅构造、断裂发育，地层倾角变化大，井眼轨迹预调整和多次入靶难度大；③精细设计难度大：地应力、岩石力学属性、天然裂缝分布非均性强[10]；常规模拟方法无法充分考虑实际地质和工程参数的非均质性，定量刻画和对比分析压后裂缝形态；④产能维护难度大：气井初期产能高、递减快，缺乏复杂缝网剖分技术，准确评价产能难度大；气井动态生产规律复杂[11]，合理生产制度确定难度大。

2011年，Cipolla等[12]首次针对非常规储层开发的挑战提出了“从地震至模拟”一体化工作流，无缝整合了从地震数据解释至产能模拟的全过程研究方法。2012年，Gupta等[13]采用地质工程一体化研究方法，综合考虑储层、地质力学、天然裂缝等因素，研究了多井组水力压裂后三维地应力场的变化。2013年，Cohen等[14]、Phatak等[15]利用一体化研究方法对Marcellus的支撑剂、液量、排量，泵序等压裂施工参数进行了优化。2014年，Ramanathan等[16]在加拿大蒙特尼，利用地质工程一体化方法开展了完井方案的优化。2015年Matteo等[17]对Eagle Ford页岩气开展了一体化研究，对重复压裂、加密井井距等方面进行了优化设计。2015年，吴奇等[18]在中国首先提出了“品质三角形”，以及基于此的针对中国南方海相页岩气开发的地质-工程一体化实施的技术路线。2017年，胡文瑞[19]针对低品质油气资源，详细地阐述了地质工程一体化的基本概念、核心内涵、适用领域，提出了地质工程一体化是实现低品位资源高效开发的必由之路。随后，文献[20-27]分别在中石油西南油气田、浙江油气田、塔里木油气田、新疆油气田、大港油气田，以及中石化涪陵页岩气田等区块广泛应用地质工程一体化思路或方法，实现了页岩油气等低品质资源的规模效益开发。2018年，吴奇等[28]针对地质工程一体化应用中的问题进行了详细阐述。目前，非常规储层开发的学者，以及壳牌、BP(英国石油公司)、斯伦贝谢、贝克休斯等公司都提出并使用了地质工程一体化方法开展了相关研究，主要包括精细储层描述，基于储层和完井质量的水力压裂设计和缝网模拟，以及生产动态拟合和预测[29-33]。因此，为了应对长宁地区开发挑战，必须引入地质-工程一体化理念，利用地质工程一体化构建三维地质工程一体化模型[18]，打造“透明”页岩气藏，有力支撑部署、设计和预测，提高页岩气储层规模开发效益。

本文针对长宁页岩区块地质特点和面临的难点，开展了长宁区块页岩气水平井组地质工程一体化研究。基于一体化研究思路、软硬件平台以及研究团队，建立了从地质建模到产能模拟无缝衔接的一体化研究工作流，形成了地质建模、地质力学建模、压裂模拟和气藏模拟等4 个专业方向的多项关键技术。运用该技术在现场开展应用，建立同时具有地质和工程属性的一体化三维模型；精细模拟水力裂缝形态和预测气井生产动态规律，以期实现三维空间的开发技术政策优化、井位部署、钻井设计、压裂设计、生产动态预测，指导现场施工，提高单井产量和采收率。

1 地质工程一体化研究思路

1.1 研究主体思路

中国石油在川南页岩气勘探开实践中，已探索出了适应中国不同地质条件、不同地表环境、不同工程特征，以气藏研究为中心，多学科多信息相融合的研究模式；并针对其开发特点，提出了地质工程一体化的技术路线，如图1所示。

在页岩气开发实施过程中，地质工程一体化研究的技术路线主要分为四个部分。第一步：地质建模。基于区域三维地震数据、导眼井或水平评价井的录井、测井等数据，利用井震结合的方法开展区域和平台的精细小层划分，建立三维地质构造模型、三维地质属性模型和天然裂缝模型，最终得到区块和平台的储层品质模型。第二步：地质力学建模。基于三维精细地质模型，以单井岩石力学剖面为约束，采用三维有限元模拟方法，实现全区和平台三维地应力场的精细刻画，最终形成区块和平台的三维钻井品质和完井品质模型。第三步：压裂模拟。基于三维地质模型和三维地质力学模型，以微地震和压裂施工数据为约束，利用复杂裂缝模拟技术，实现平台井和单井人工裂缝的精细模拟，最终有效提高页岩气水平井体积压裂缝网的复杂程度和储层改造体积。第四步：产能模拟。基于压裂缝网模型，应用非结构化网格剖分技术和多尺度流动耦合差分求解技术，实现了页岩气多段压裂水平井生产动态模拟，最终实现生产制度优化和生产动态精确预测，开发效果不断提升。

图1 地质工程一体化研究技术路线Fig.1 Geo-engineering integration research technical route

1.2 研究基础

目前各专业融合深度不够，要提升地质工程一体化水平，必须打造一体化团队、实施一体化管理、建立一体化平台，打破“技术条块分割、管理接力进行”的模式，真正实现地质与工程的“换位思考、无缝衔接”[18]。

1.2.1 一体化团队

具有一体化理念、心态开放、思维宽阔、沟通有力、交互式工作的多学科研究和管理团队。

1.2.2 一体化管理

构建协同作战的管理构架，制定协同化、统一化的目标，实现跨部门、跨单位的高效协同工作(图2)。

1.2.3 一体化平台

以多学科数据为基础，具有整合性和兼容性的软件平台和工作流程，实现多专业融合，数据和成果共享。

图2 地质工程一体化管理框架Fig.2 Management framework of geo-engineering integration

2 面临的主要难点和关键技术

2.1 面临的主要难点

页岩气地质工程一体化研究过程中在地质建模、地质力学建模、压裂模拟和产能模拟等四个方面都面临了一些与常规气藏不同的难点，亟需解决。

2.1.1 地质建模面临的难点

地震分辨率难以达到页岩气小层评价的要求，建产工区评价井密度低，常规“地震+评价井”建模方法，难以实现页岩气全区及平台模型的精细刻画；天然裂缝发育非均质性强，受控因素复杂，常规裂缝预测方法难以准确表征不同尺度裂缝产状、形态。

2.1.2 地质力学建模面临的难点

孔隙压力预测难度大：垂向上具有多套压力系统，缺乏标定数据；常规方法难以精确描述孔隙压力平面分布规律；强改造、高热演化和过成熟的龙马溪组海相页岩具有非常复杂的孔隙压力超压机理，且页岩孔隙压力难易直接测量，导致孔隙压力预测困难。

地应力精细描述难度大：受川南地区复杂的构造运动及地质演化影响，区域地应力分布异常复杂；同时垂向上层理发育，岩石非均质性强，进一步增加了室内实验和测井解释的难度，增大了地质力学建模的复杂性；常规方法不能考虑地表起伏、断层、天然裂缝对地应力场的影响。

2.1.3 压裂模拟面临的难点

常规的体积压裂模拟方法考虑因素不足：常规压裂模拟通常只建立纵向剖面模型，不能考虑岩石与地应力的各向异性以及地层倾角；无法考虑复杂的天然裂缝形态、应力阴影对水力裂缝的影响；通常只能模拟单井/单段的压裂，不能模拟页岩气平台井工厂化作业的过程。

受地应力剖面影响和复杂机理影响，常规压裂模拟后裂缝形态差异大；实际施工完成后，仅能通过微地震监测得到的大致尺寸对水力裂缝模型进行简单的校正，模型拟合的方法简单，手段少，精度低。

页岩气储层体积压裂效果定量评估难：由于天然裂缝系统的存在，微地震监测结果经常表现出较为复杂的特征，也对有效改造体积的评估提出了挑战。同时，由于页岩气井生产效果是工程和地质参数的深度融合，利用常规的统计数据分析方法很难得到明显的影响规律，所以需要在压裂模拟的基础上，深度挖掘不同工程参数的影响规律，并根据取得的认识对后续井的压裂参数进行优化。

2.1.4 页岩气数值模拟的难点

水力缝网几何形态复杂，常规网格剖分技术难以准确表征缝网特征；页岩气具有跨尺度流动特征，同时构建不同尺度的三维网格并开展流动模拟存在较大难度；水平井多段压裂缝网模型网格数量巨大(单井模型网格大于20×104个)，裂缝网格尺寸较小(小于2 m)，模拟运算的收敛性面临较大挑战。

2.2 关键技术

2.2.1 三维地质建模技术

①井震结合精细构造建模技术：单井构造信息(例如成像测井构造倾角信息和真地层厚度(TST)域小层精细对比构造信息等)与地震解释层面相结合，建立精细三维构造模型；②井震结合的属性建模技术：在岩心分析资料、特殊测井资料及地震属性(反演或其他属性)指导下通过地质统计学方法建立反映储层品质的属性模型，如总有机碳(TOC)、孔隙度、饱和度、含气量等；③基于多尺度信息的裂缝建模技术：充分利用成像测井资料、微地震检测资料和地震属性，进行从单井、井周边到区块的裂缝分析与预测并建立三维裂缝模型。

2.2.2 地质力学建模技术

以三维地质模型为基础，根据井位部署、钻井、完井和压裂等不同问题分别建立单平台、区块、全气田等不同尺度的有限元模型，并确定合理的网格划分尺寸。设置由地震解释的孔隙压力和岩石力学属性参数，以及地质力学模拟模型的外扩边界。以单井地应力预测结果为约束，开展三维有限元数值模拟，反复迭代求解，并最终确定复杂地质构造下应力场的展布。

2.2.3 水力裂缝模拟技术

采用斯伦贝谢软件平台的复杂缝网模型(UFM)，利用该模型可以直接调用三维地质模型(包括天然裂缝模型)、三维地质力学模型、考虑三维空间的井眼轨迹、压裂工程数据，建立三维压裂模拟模型；此外，该模型基于TerraTek实验室大型水力压裂物模实验结果，确定了水力裂缝与天然裂缝的相互作用判定模型；基于边界元理论考虑了应力阴影对裂缝同步扩展的影响。因此，当导入已完成的地质和地质力学模型，即可开展单井和平台井的体积压裂模拟，能够充分考虑储层非均质性、复杂天然裂缝、应力阴影、地应力的各向异性和非均质性的影响。压裂模拟完成后，可以根据微地震监测数据、停泵压力、压裂施工曲线等现场实测数据，开展水力裂缝拟合校正和精细刻画，得到更加逼近真实的裂缝形态。

2.2.4 数值模拟技术

首先，从审计数据的采集而言，由于随着“互联网+”、云计算的广泛应用，企业的主要业务大都通过信息系统操作得以实现，因此各业务的信息系统中积累了大量的日常管理数据，并以此形成了企业的动态数据源，具有高度的真实性和实效性，也就成为了审计数据采集的源泉。

①非结构化网格剖分技术：能够直接将模拟出的水力裂缝及天然裂缝的复杂缝网系统用于建立非结构生产网格模型，采用非常细小的网格描述水力缝网形态，并根据水力缝网内支撑剂分布和导流能力自动计算网格渗透率，为压后油藏数值模拟研究提供模型基础，实现水力压裂复杂缝网多相流动模拟，形成从压裂到生产的数据无缝对接，建立从完井压裂设计到生产模拟的优化工作流程；②多尺度流动耦合技术：能够同时对不同流动方程开展数值差分求解，模拟过程更加趋近页岩气的真实流动特征；③巨型稀疏矩阵求解法(AMG-CPR)：能够实现CPU千核并行计算，可在短时间内完成千万级网格的模拟计算，计算效率大幅提升，利于对不确定参数进行敏感性分析和校正。

3 应用实例

针对长宁地区A平台，开展了地质工程一体化研究，完成了A平台的三维地质精细模型、三维地质力学模型的精细刻画，实现了水力裂缝的定量描述，并在此基础上系统地分析了A-5井体积压裂改造效果，预测了该井的最终可采储量。

3.1 平台概况

长宁A平台地处四川省宜宾市珙县。平台共6口井，巷道间距400 m；上半支4口井，A-1、A-3、A-4井水平段长1 400 m，A-2井1 445 m；下半支2口井，A-5、A-6井水平段长1 500 m。A平台动静态资料丰富，其中A-1井、A-2井和A-5井开展了微地震监测，满足平台精细建模要求。

3.2 地应力建模

利用地质工程一体化中的地质力学建模技术，可以得到长宁A平台三维地质力学模型，包括三维孔隙压力模型、三维岩石力学属性模型、三维地应力模型。三维孔隙压力模型图可以清晰展示孔隙压力的平面分布，优选有利区，包括杨氏模量、泊松比、脆性指数、单轴抗压强度、单轴抗拉强度、内聚力、内摩擦角等模型，通过综合分析三维岩石力学属性模型可以确定工程甜点区，优化井位部署。从长宁A平台龙一11小层杨氏模量和脆性指数平面分布图上，可以清晰看出工程甜点分布的平面非均匀分布，其中脆性指数较高的地区体积压裂容易形成复杂缝网；同时，长宁A平台三维地应力模型显示，龙一11小层为走滑断层地应力状态，即最大水平地应力>上覆岩层压力>最小水平地应力；受天然裂缝的影响，A平台地应力在平面分布上非均质性强，水平应力差较大在6～18 MPa之间，如图3至图5所示，为精细压裂设计提供了数据支撑。

图3 龙一11小层杨氏模量平面分布Fig.3 Plane distribution of Young's modulus of zone1of S1l1

图4 龙小层脆性指数平面分布Fig.4 Plane distribution of brittleness index of zone1of S1l1

图5 龙小层水平应力差分布Fig.5 Plane distribution of in-situ horizontal stress difference of zone1of S1l1

3.3 压裂模拟结果

利用地质工程一体化中的压裂模拟技术，可以实现长宁A-5井水力裂缝的精细刻画和定量评估，得到了长宁A-5井18段水力裂缝在三维空间的展布形态的分布规律，如图6所示。

图6 长宁A-5井水力裂缝的精细刻画模型Fig.6 Fine model for hydraulic fractures of well A-5

图7 长宁A-5井水力缝长与支撑缝长分布Fig.7 Distribution of length and width of hydraulic fractures of well A-5

根据研究结果可以得到长宁A-5井多种参数，包括支撑剂、裂缝导流能力、裂缝宽度、加砂浓度等分布特征，同时还可以统计得到水力缝网参数，水力缝长：14～460 m，平均227 m；支撑缝长：3～380 m，平均171 m(图7)；水力缝高：10～94 m，平均48 m；支撑缝高：0.8～82 m，平均31 m；水力缝宽：0.11～35 mm，平均17 mm；支撑缝宽：0.01～14 mm，平均2 mm；导流能力：0.01～718 mD·m，平均140 mD·m；净压力：6～26 MPa，平均13 MPa。

从图7看出，A-5井全井53 簇裂缝全部起裂，但水力缝长200 m以下有22 簇，占比41 %，其中有4 簇缝长不到100 m；支撑剂铺置上，缝长方向上有砂铺置的裂缝占比75.3 %，缝高方向上有砂铺置的裂缝占比64.6 %；主体裂缝导流能力在200 mD·m以下，占比达77 %，其中100 mD·m以下占比47%，具体如图8所示。通过精细水力压裂模拟，可以进一步支撑产能拟合精度的提高。

图8 长宁A-5井裂缝导流能力分布Fig.8 Distribution of fracture conductivity of well A-5

3.4 压裂模拟结果

利用地质工程一体化中的产能模拟技术，可以通过对6项不确定参数(裂缝导流系数、等温吸附曲线、扩散系数、裂缝含水饱和度、基质毛管压力、裂缝毛管压力)进行经验调整，获得了较好的拟合效果。最终实现了长宁A-5井日产气量拟合程度>98%(图9)；井口压力拟合程度>80%；产液趋势拟合程度>75%；累产液量拟合程度>90%。

利用拟合后模型，进行对生产20年后的地层压力和EUR进行预测，结果如图10、图11所示。通过对比不同生产制度下的累积产气量可以发现，在投产初期开展控压生产，可实现日产气10 万方，稳产13个月，最终累计产气量1.25×108m3，比目前的EUR提高21%。