深层页岩气勘探开发进展与攻关方向

郭彤楼

（中国石化西南油气分公司，四川成都610041）

四川盆地五峰组—龙马溪组一段页岩气资源丰富，地质资源量为21.9×1012m3，其中埋深3 500～4 500 m的深层页岩气占51%，为11.3×1012m3，勘探开发潜力巨大[1-6]（图1）。经过近十年的勘探开发探索，该套页岩层系实现了规模效益开发，川南地区落实页岩气资源量10×1012m3，其中3 500～4 500 m 资源8.7×1012m3，占比87%。截至2019年底，五峰组—龙马溪组页岩累计新增探明地质储量约1.8×1012m3，产量约为154×108m3，是继北美后第二个成功开发的页岩气区[7-10]。

1 深层页岩气勘探开发进展

1.1 发现威荣和永川深层页岩气田

3 500 m以深的页岩气规模勘探开发主要集中在威荣和永川两个区块。

2015年3月，威页1HF井五峰组—龙马溪组优质页岩垂深3 662 m，对1 000 m水平段压裂测试获页岩气17.5×104m3/d，发现我国首个深层页岩气田——威荣页岩气田。气田平均埋深3 750 m，2018年提交探明储量1 247×108m3，一期十亿立方米产能建设已经完成，正在开展二期十亿立方米产能建设。

图1 川南地区下志留统龙马溪组底埋深与地压系数等值线叠合图Fig.1 Overlapped contour line of buried depth and ground pressure coefficient at the bottom of Longmaxi Formation,Lower Silurian,Southern Sichuan

2015年11月，永页1HF井五峰组—龙马溪组优质页岩垂深3 890 m，对1 000 m水平段压裂测试获页岩气13.6×104m3/d，气藏埋深3 750～4 250 m，2019年提交永川南区234.53×108m3探明储量，正在开展十亿立方米产能建设。

1.2 泸州区块多口深井试获高产页岩气

泸州区块位于川南地区低陡构造带，龙马溪组底界埋深普遍介于3 500～4 500 m，2011年阳101井（垂深3 577 m）测试产气量为43×104m3/d，代表3500 m以深页岩气取得突破。近两年，中国石油加大了在泸州地区的深层页岩气勘探，足202-H1井（垂深3 960 m）测试日产量46×104m3，黄202 评价井获得高产工业气流后，2019年在泸州地区垂深3 890 m的泸203 评价井测试产气量达138×104m3/d，成为国内首口超百万立方米测试产量的深层页岩气井。同时优选黄202、足202、阳101 这3个井区作为首批深层试采区，部署了13个平台、37口试采井，截至2020年9月，西南油气田压裂完成深层页岩气水平井22口，累计测试日产气量592×104m3。其中，泸州阳101H1-2和阳101H2-8井分别获测试日产气量46.9×104m3、50.7×104m3；渝西足203-H1平台井测试日产气量均在20×104m3以上，展示出了以泸州为中心的川南地区3 500 m以深页岩气勘探开发的巨大潜力[11]。

1.3 盆地边缘深层常压、超压页岩气取得突破

2013年，中国石化在川东南地区盆缘丁山构造北西翼钻探了丁页2HF，完钻井深5 700 m，垂深4 417 m，水平段长1 034 m，测试获日产气量10.52×104m3。此后又陆续钻探了丁页4井、丁页5井，测试日产气量分别为20.56×104m3、16.33×104m3，证实了丁山构造深层页岩气潜力巨大。在盆缘的东溪构造东页深1井（垂深4 270 m）试获日产量31×104m3高产气流，发现了东溪深层页岩气。

与此同时，中国石化在焦石坝构造外围盆缘复杂构造区白马向斜，钻探垂深分别为3 900 m、4 600 m，水平段长1 500 m的两口评价井，试获日产量12×104m3、9×104m3工业气流，实现了常压深层页岩气的突破。

2 深层页岩气特征

2.1 深层页岩气地质特征

与涪陵、长宁等中深层页岩气田相比，川南深层页岩气有以下几个方面的特点（表1）。

表1 深层页岩气与中深层页岩气地质特点对比Table1 Comparison of geological characteristics between deep shale gas and medium-deep shale gas

1）厚度、有机碳含量（TOC）、热演化程度、矿物组成上基本相似，但深层页岩含气量和孔隙度一般都要高于中深层。值得注意的是，威荣气田和永川气田3 500 m以深优质页岩的含气量和孔隙度整体明显大于3 500 m以浅的涪陵和长宁页岩气田，但与同一地区内3 500 m以浅同层段优质页岩相比，差异不是很大。这表明TOC是页岩含气量的重要影响因素，但TOC不是页岩含气量的唯一影响因素，其他诸如保存条件、构造类型等地质因素也对页岩含气量大小产生重要影响。

2）地应力差别很大。不同地区表现形式不一样，威荣地区最大主应力、最小主应力在3 500 m以深都表现为随深度增大变小，而永川地区则表现出相反的趋势；水平应力差3 500 m以深则都表现为随深度增大变大，但变化幅度威荣从3 700 m到3 800 m增加了约10 MPa，而永川地区增加10 MPa则是从3 800 m到4 100 m（图2）。上述差异，应该与构造类型有关，盆地内外缘的焦石坝背斜和武隆向斜，相似深度表现出水平应力差向斜（＞0.27）要远大于背斜（0.11）。

图2 深度与水平应力差关系Fig.2 Relation between depth and horizontal stress difference

3）地层压力系数差异大。盆地内深层页岩气普遍表现为超压，压力系数普遍在1.9～2.1，最高可达2.45；而盆缘中深层焦石坝、长宁地区压力系数相对较低，多为1.35～1.55。但在盆地边缘复杂构造区，深度在3 700～4 600 m的地区，地层压力系数低于1.2。

4）正向构造依然是深层页岩气获得高产的主要因素[12-13]。目前获得高产的深层页岩气井，都位于川东高陡构造带、盆地边缘的高陡构造带的翼部或倾末端，即意味着裂缝还是控产的主导因素。

图3 Haynesville页岩气田单井平均产量递减曲线（据文献[15]）Fig.3 Average single-well production decline curve in Haynesville Shale Gas Field（According to reference[15]）

2.2 Haynesville页岩气田生产特点

我国深层页岩气起步较晚，对其生产特点，还有待摸索。根据Haynesville和Barnett页岩气田前12个月和3～5 a的持续生产曲线递减特征，分析深层页岩气与中深层页岩气不同的递减规律。

2.2.1 Haynesville页岩气田

Haynesville页岩盆地位于德克萨斯州东部和路易斯安那州西部，面积为23 400 km2，页岩气技术可采储量为2.11×1012m3，是美国含气量最丰富的页岩区块之一[14]，2007年之后进入快速发展阶段，目前是美国页岩气的主要产地之一，具有下列特点。

1）超压。地层压力系数大于2.0，初始产量高，超过30 MMscf/d（1 MMscf=2.831 7×104m3），路易斯安那州核心区域的初始产量约为14 MMscf/d[14]。

2）产量递减快。将这些高初始产量转化为EUR（估算最终可采储量）相当困难，估计值为每口井1.5～7.5 bcf（1 bcf=2 831.7×104m3）[15]。Baihly等研究Haynesville页岩气田2008—2013年不同井数的递减规律[15]，从图3可以总结出以下两点认识：①第一年递减率差异大，第一年最大递减率83.08%（2008年10口井），第一年最小递减率50.00%（2012年100口井），第一年递减率在50%～83%。②总体表现为持续递减，第四年2008年10口井从13 000 Mscf/d（1 Mscf=28.317 m3）降到1 000 Mscf/d，递减了92.31%，但两年后这10口井基本就维持在1 000 Mscf/d；第四年2009年90口井从13 100 Mscf/d 降到800 Mscf/d，递减了93.89%，但这90口井近五年处于持续递减，没有出现稳产阶段，而且除了2008年10口井，其他4个年度的井都和2009年的井一样，始终处于持续递减。

2.2.2 Barnett页岩气田

Barnett页岩气田是美国最早开发的页岩气田，2010年之前也一直是美国最大的页岩气田，气田埋深浅，核心区埋深1 982～2 592 m，以常压为主。根据Baihly等[15]研究，其产量递减有下列特点（图4）。

1）第一年递减率差异大，第一年最大递减率56.56%（2011年74口井），第一年最小递减率48.73%（2005年127口井），第一年递减率在48.73%～56.56%。

2）总体表现为持续递减，四年后产量只有初始产量的1/4～1/3，十年后递减了5/6～7/8。

对比Haynesville和Barnett页岩气田，可以发现，超压、深层页岩气无论在前12个月，还是其后的连续生产阶段，递减的速度都远大于常压页岩气。

3 深层页岩气面临的挑战与对策

3.1 挑战

通过地质评价、工程工艺试验与集成应用，在选区评价、地震勘探、钻井提速、高效压裂等方面取得了很大进展，但单井产量低、成本高依然是制约效益开发的两大难题。

3.1.1 向斜、裂缝不发育区深层页岩气富集高产的“甜点”在哪里

目前取得突破、特别是获得高产的深层页岩气井，基本上都位于川东—川南高陡构造翼部或倾末端，天然裂缝发育，这是获得高产、稳产的关键因素。而在向斜区随埋深增加，单井产量低、EUR 低。从四川盆地页岩气的埋深分布来看，大于3 500 m埋深的页岩气资源量占总资源量的70%以上；从构造类型来看，背斜所占比例更小。因此，向斜、裂缝不发育区深层页岩气富集高产的“甜点”研究是关系到页岩气能否取得更大战略场面必须攻克的难题。

3.1.2 如何进一步降低钻—完井成本，实现优快钻井

深层页岩气埋深大，上覆地层可钻性差，钻速低；高温（＞130℃）高压（＞70 MPa）及旋导工具故障率高导致相对中深层钻井施工钻速慢，钻—完井周期长，建井成本高[16]。

3.1.3 如何进一步提高压裂改造规模体积，保持裂缝的有效性和复杂性

四川盆地五峰组—龙马溪组深层页岩气具有高温、高压、高地应力的地质特点，随着埋深的增加，深层页岩破裂压力增高，地应力增大，同时岩石力学脆性随着地层温度的升高而降低，塑性增强[2-3]，压裂施工压力普遍在90 MPa以上且受天然裂缝等影响明显，施工难度明显高于中深层；同时随着地应力差值的增加，导致裂缝起裂及延伸困难，且裂缝闭合压力高，支撑剂破碎和嵌入影响压裂支撑缝宽，裂缝导流能力递减快，长期导流能力难以维持，压裂缝形态由“主裂缝+分支缝”转变为“主裂缝”，微地震监测事件表明压裂缝复杂程度不高。

3.2 主要对策

图4 Barnett页岩气田单井平均产量递减曲线（据文献[15]）Fig.4 Average single-well production decline curve in Barnett Shale Gas Field（According to reference[15]）

针对面临的主要问题和挑战，立足深层页岩气地质特点，以经济产出为核心，深化甜点的综合评价，强化工艺技术的针对性、适用性和实用性，持续深入地开展高产、降本、提质、提效攻关实践，推动资源规模效益动用。

3.2.1 深层页岩气必须坚持三个“一体化”评价攻关

一体化评价的实质是实践—认识—再实践—再认识持续深化过程，是实现深层页岩气高效勘探开发的根本途径。

1）强化深层页岩气地质工程一体化攻关，落实“地质+工程+效益”甜点目标

深化深层页岩气赋存状态与富集规律研究，细化沉积微相及岩相类型，开展不同微相关键评价参数变化规律研究，优选出高脆性、高孔渗性、高压力系数、高含气量深层页岩气目的层段和有利区，指导水平井部署和最佳靶窗穿行层位。针对川南复杂构造区深层页岩气，加强复杂构造区构造演化特征、页岩气成藏过程、地应力场分布规律研究，解剖不同构造类型、不同构造样式、不同构造部位的页岩气赋存状态和富集规律，通过岩石力学实验、测井、微地震监测等资料研究地应力场特征及地应力场影响机理，建立复杂缝网模拟模型，为井网部署和体积改造提供依据[17]。

2）深化建模—数模一体化攻关，落实深层页岩气可动用储量分布

通过精细建模、数值模拟，实现复杂缝网的精细刻画和定量表征，支撑储量动用的定量评价和开发方案的优化调整。目前在威荣页岩气田已形成建模—数模一体化研究技术流程，其核心理念为：以地质建模为基础，结合动态监测、动态分析、地应力、岩石力学和建模—数模一体化技术，实现了页岩气储量动用状况的定量评价，为开发技术政策优化奠定了基础。

3）深化技术—经济一体化攻关，优化井网，提高经济采出

和中深层页岩气相比，深层页岩气递减快，要学习和借鉴美国Haynesville 等深层页岩气田的勘探开发经验，少走弯路。首先，从基础研究着手明确排采规律，着重开展微观、纳米空间页岩储层运移机理实验分析，建立热—液—固多场耦合渗流模型。同时结合气井生产动态，建立适用于深层页岩气排液、生产阶段的理论模型，支撑页岩气井排采制度的制定。其次，强化页岩气井压裂效果评价，深入开展气井产能影响因素分析，结合地质建模—数值模拟一体化技术，通过技术—经济相结合的方法，以最大限度提高储量动用及采出程度、实现经济效益开发为目标，形成以井网优化为核心的开发调整技术政策，保障气田的效益开发。目前威荣气田通过技术—经济一体化攻关，储量动用程度提高了12%，气田采收率提高了5.1%，经济指标有一定程度改善。

3.2.2 深层页岩气必须坚持持续提升钻—完井配套技术攻关

优选破岩工具与钻井液体系，持续优化钻具组合、钻井液性能及施工参数[18]，积极推广成熟做法，固化提速技术和通刮洗一趟工具应用，开展井眼净化和新型井身结构试验应用。在致密砂岩气藏中成功应用的基础上，开展全通径无级滑套一体化建井技术先导试验，可实现井身结构整体缩小，钻井周期、钻井成本“双降低”；同时简化完井工序，油管直接固井完井，实现作业工序、完井费用的“双减少”。

3.2.3 进一步攻关优化深层页岩气高效压裂工艺

开展不同改造规模、分段分簇、石英砂占比差异化试验，确定最优压裂参数，提高有效改造体积；充分利用试采、监测资料，深入开展压裂参数优化[19-21]，开展“少段多簇”与“多段少簇”密切割先导试验，根据试验效果评价优化密切割压裂方案，优化射孔工艺、改造强度、排量、液体与支撑剂组合等压裂工艺参数，有效提高压裂效果。

4 结论

经过多年的探索攻关，以川南龙马溪组为代表的深层页岩气在地质认识、评价预测、产能建设、工程工艺等方面取得了一些重要成果。

深层页岩气的4个地质特点：①深、浅层页岩基本评价参数相似，但深层页岩含气量和孔隙度一般都要高于中深层；②深层页岩水平应力差远大于中深层，但深层页岩气地应力也因构造位置不同而不同，变化大；③盆地内深层页岩气普遍表现为超压，压力系数普遍在1.9～2.1，盆地边缘复杂构造区深层则表现为常压；④正向构造依然是深层页岩气获得高产的主要因素。

深层页岩气面临理论认识创新、工程工艺适用、成本与效益开发等主要问题，建议：①持续深化深层页岩气三个“一体化”评价攻关，落实甜点、储量，提高经济采出；②进一步提升钻—完井配套技术攻关，实现周期、成本“双降低”，工序、费用“双减少”；③进一步攻关优化深层页岩气高效压裂工艺，有效提高压裂效果。