南川区块平桥背斜页岩气开发层系划分及合理井距优化研究

房大志，钱 劲，梅俊伟，任建华，马 波，卢 比

（1.中国石化重庆页岩气有限公司，重庆408400；2.中国石化华东油气分公司勘探开发研究院，江苏南京210011）

中国页岩气开发主要集中在四川盆地及周缘，已经建成长宁—威远、昭通、涪陵3个国家级海相页岩气示范区，实现了我国页岩气储量和产量快速上升[1-2]。页岩气生产过程中递减较快，标定采收率低。为了提升页岩气开发效果和提高采收率，国内外已成功开发的页岩气田通过平面加密、立体调层等方式，形成了“体积开发”理论，不断提高储量动用程度[3]。

北美目前采用“多层系、小井距、密井网”开发页岩气。页岩气井网部署采用三角井网异层错位开发[4]。纵向上开发层系的划分在储层精细描述的基础上，基于水力裂缝的波及缝高作为重要参考依据进行划分。随着大量的开发实践，开发层系划分由早期的1 套层系走向多套层系开发，例如Marcellus（马塞勒斯）含气页岩纵向上划分为Upper Marcellus（上马塞勒斯）、Lower Marcellus（下马塞勒斯）等2 套层系，纵向跨度45～50 m，水平井距322 m。二叠盆地Wolfcamp（沃尔夫坎普）细分为Upper Wolfcamp（上沃尔夫坎普）、Lower Wolfcamp（下沃尔夫坎普）2套层系，纵向上跨度60 m[5-6]。

中国石化涪陵页岩气田是我国最早开发的大型页岩气田。在学习借鉴国外页岩气立体开发的基础上，通过探索实践，由早期采用“单层系、大井距、疏井网”的开发技术政策逐渐向“平面井网加密、纵向立体调层”立体开发方式。井距由早期600 m缩小至300 m，纵向上由原来1 套开发层系转向2 套开发层系，纵向跨度50～60 m，实现了焦石坝区块页岩气甜点区高效“体积开发”，取得了较好开发效果。

中国石油长宁、威远、昭通等页岩气区块采用“单层系、中井距”的开发技术政策，纵向上靶窗选择五峰—龙一11小层，水平井距一般为400～500 m，水力缝高一般在60 m 左右，支撑缝高为10～20 m[7]，上部气层动用不充分或未动用[8-9]。基于此提出了分2 套层系“W”形立体井网部署，纵向距离15～20 m，平面可加密到300 m[10]。

南川区块位于渝东南盆缘转换带，页岩埋深2 700～3 800 m，含气页岩厚度111 m，地层压力系数1.1～1.3，属于深层、常压—高压页岩气藏。1次井网开发井水平段长度1 500 m，井距500 m。该区块经过2～3 a 的建产稳产期，目前已进入递减阶段。为了保证区块的持续稳产，需进一步研究纵向上细分开发层系的可行性以及平面上合理的开发井距，为制定调整井开发方案提供依据[11]，实现该开发区块实现持续的稳产。

1 开发层系划分及甜点段优选

1.1 开发层系划分

南川地区五峰—龙马溪组①—⑨小层页岩属于深水陆棚沉积环境[12-14]，横向展布较稳定，依据宏观岩心描述，结合镜下薄片，细分为2类岩石相[15]，其中①—⑤小层为碳硅质页岩相，石英含量大于50%，盆内生物成因为主，TOC（总有机碳含量）平均3.2%，富含笔石，纹层结构发育，发育富碳富硅富笔石的硅质页岩，厚度35 m，孔隙度4.2%，含气饱和度70.0%，含气量4.3 m3/t，储量丰度4.8×108m3/km2。

⑥—⑨小层为粉砂—泥质页岩相，表现为受陆源供给影响的半深水陆棚沉积，沉积类型主要为机械沉积、悬浮沉积，粉砂级颗粒大于25%，镜下薄片呈棱角状，黏土含量50 %左右，含少量笔石，厚度76 m，具有低TOC（1.5%）、中低孔隙度（2.8%）、中低含气量（3.2 m3/t）特征。但由于页岩厚度大，储量丰度5.9×108m3/km2，具体储层参数见表1。

表1 平桥背斜五峰—龙马溪组含气页岩储层静态参数统计Table 1 Reservoir static parameters of Wufeng-Longmaxi gas-bearing shale reservoir in Pingqiao anticline

1.2 甜点段优选

为了优选不同开发层系下的水平井优质靶窗，在以岩性及其组合划分①—⑨小层各级层序界面识别和划分的基础上，基于测井曲线组合及有机地化进一步开展薄层细粒层序识别和亚层划分，测井组合基于GR曲线形态变化和放射性测井Th/U比值变化，有机地化识别是以选取TOC、微量元素与还原性的关系[16-17]，识别体系域内部次一级海泛面变化，将平桥背斜含气页岩细化为21个亚层，各亚层间岩性、电性、地化指标、物性、含气性等差异较明显。在甜点识别方面，优选地质富集甜点与工程可改造甜点的双因素耦合评价方法。其中，在地质甜点方面重点优选TOC、孔隙度、含气量、含气饱和度等指标。在工程甜点评价方面，脆性指数基础上增加最小水平主地应力参数，利用岩心分析和测井解释，对于上部层系优选⑧-2 亚层，下部层系优选①-2 亚层，具体储层参数见图1、表2。

图1 平桥背斜五峰—龙马溪组含气页岩综合柱状图Fig.1 Comprehensive column of gas-bearing shale of Wufeng-Longmaxi Formation in Pingqiao anticline

表2 平桥背斜两套开发层系甜点段储层参数Table 2 Reservoir parameters of sweet spot of two independent development layer series in Pingqiao anticline

1.3 纵向压裂缝高波及层位

受岩石相的影响，在⑤小层顶部发育粉砂质页岩相，表现为高应力界面，形态表现为箱状，导致压裂缝高难以突破高应力界面[18]。为了进一步定量评价纵向裂缝的扩展情况，基于Mayer软件开展不同小层的水力缝高模拟，穿行③小层水力缝高40 m以内，利用井中微地震监测法评价水平段穿行①小层条件下缝高平均30～50 m，表明水平井穿行下部气层①—③小层，压裂裂缝的缝高主要波及层位①—⑤小层，未对上部气层进行动用（图2）。

图2 下部气层微地震缝高监测及上部气层压裂缝高模拟Fig.2 Microseismic fracture height monitoring of lower gas reservoir and fracture height simulation of upper gas reservoir

穿行⑧-2亚层应力遮挡作用弱，造缝相对容易，裂缝主要在⑥—⑨延伸，水力缝高50 m。结合模拟结果，压裂缝高难以突破⑤小层高应力界面。

综上所述，南川地区平桥背斜五峰—龙马溪组页岩纵向上可细分为两套开发层系，即①—⑤小层为下部开发层系，⑥—⑨为上部开发层系。

2 合理水平井间距论证

合理井距的论证是以实现井间储量动用最充分为目的，目前从技术上确定页岩气合理井距的方法有压裂模拟法、微地震监测、气井生产历史拟合等方法。

2.1 压裂模拟及微地震监测确定最大井距

压裂模拟法是根据压裂施工参数模拟裂缝扩展过程进而获取裂缝参数，但该方法不能考虑生产过程中的裂缝闭合，同时不能获取气井生产过程中动态、有效的裂缝体积。利用压裂施工参数，模拟反演压裂裂缝半缝长200～250 m 为主，表明最大井距应控制在400～500 m。

微地震监测法技术是采用合适的方法和设备，监测页岩气藏水力压裂过程中地层岩石破裂所产生的地震事件，并通过数据处理和解释，获取压裂过程中产生裂缝的几何形状和空间展布等裂缝信息。目前微地震监测获取的多是剪切缝响应事件，不仅来自于压裂阶段数据，还有裂缝非相关的微地震信号。波及裂缝不仅包括被支撑剂支撑裂缝，也包括未支撑的微小裂隙。这些小裂缝及微裂隙尽管占相当大的体积，但是其渗透率较低，在生产后很快闭合，对产量的贡献很小。越来越多的研究证实微地震监测的波及缝长是水平井部署的最大井距[19-21]。在平桥南区焦页197-4HF井微地震监测裂缝平均半长为256 m（图3），表明平桥背斜最大井距应控制在512 m以内。

图3 平桥南区典型井微地震监测Fig.3 Microseismic monitoring of typical wells in South Pingqiao area

2.2 气藏工程法计算有效裂缝半长

气井生产历史拟合法从气藏工程动态分析角度来讲，就是通过页岩气井相对较长的试采数据，结合压力监测、测试资料，通过生产数据动态分析解释页岩气地质及压裂改造动态参数，为评价预测气井产能、制定合理开发技术政策提供合理依据[22]。

由于页岩气藏致密低渗的特征，当储层未被改造时，将很难发生流体流动，这造成了当压力波及到体积压裂改造区边界后，气井动态储量值将趋于稳定，即流动将进入拟稳态，此时评价得到的动态储量即为SRV（有效改造体积）区内气体储量。根据气体的储量，结合储层的孔隙度、饱和度、压开厚度（假设为优质页岩厚度）、等温吸附参数等即可得到自有气体积进而反算得到SRV区体积。若假设裂缝为等长度的均匀裂缝，则根据水平段长度，则可计算得到裂缝半长值。

根据试井理论，页岩气多段压裂水平井在定产量生产时，在双对数图上压力和对数导数曲线会出现不同流动阶段特征[23]。线性流动是压裂水平井在生产中出现的主要流动特征，当诊断识别出双线性流和线性流阶段之后，可以解释压裂改造参数。考虑到南川区块平桥背斜气井多采用定产生产或者变产变压的生产方式，为这种工作制度下气井生产数据进行特征线诊断和解释，必须引入物质平衡时间和规整化产量进行一定的处理，参数定义为：

式（1）—式（2）中：RNP（t）为规化整压力，MPa2（MPa·s·m3/d）；φ0-φwf（t）为拟压力，MPa；Gp为累产气量，m3；tmb为物质平衡时间，d；qg为累产气量，m3。

具体的分析步骤为：①通过双对数图版（RNP～tmb）识别线性流动阶段（1/2斜率直线对应的时间段）；②在特征图版（RNP～tmb0.5）上通过线性拟合得到直线段斜率m3，并获取直线拐点出现的时间（线性流结束时间）；③根据直线的斜率及线性流结束时间，计算改造地层系数（图4）。

改造地层系数的定义为：

式（3）—式（5）中：Am为裂缝过流面积，m2；Km为SRV区渗透率，10-3μm2；T为地层温度，K；φ为有效孔隙度；μ为黏度，mPa·s；Ct为气藏压缩系数，MPa-1；m3为特征线斜率；nf为裂缝条数；Xf为裂缝半长，m；h为动用储层厚度，m。

建立生产数据试井分析模型，基于变产变压生产数据分析，产量规整化拟压力与物质平衡时间呈直线，研究生产历史拟合辅助RNP（产量规整化压力）特征直线分析解释裂缝半长，根据特征线分析模型，利用特征直线分析斜率m3，计算有效裂缝半长，作为合理井距的主要部署依据。

平桥南区主体区JYX-1 井穿行①—③小层，开展了6 段井下微地震监测。监测结果显示压裂裂缝平均半缝长256 m。该井试采2 a，采用生产试井分析技术进行评价计算，有效裂缝半长为125 m，表明具有导流能力的支撑缝长是水力波及缝长的48.8%。页岩气合理井距应为250 m，现有井网条件下①—⑤小层具备加密实施的条件。

3 立体开发井网参数优化及应用效果

3.1 下部气层加密调整开发参数优化及效果

平桥背斜开发区下部气层加密水平井以①-2亚层为水平段穿行靶心位置，通过压裂纵向上实现对①—⑤小层的充分动用。平面井距由原始井网400～500 m缩小至250 m，实现资源充分动用。水平段长与原井网一致，为1 500 m。对加密井网进行拟合，单井经济可采储量为1.11×108m3。

目前下部气层采用小井距部署试验井组2口，分别为XY-1 井及XY-2 井。穿行层位均为①—③小层，井间距250 m，水平段长均为1 500 m。在XY-1井压裂过程中，XY-2 井出现井口压力升高现象，表明存在压裂液波及现象。但XY-2井试采后，平均单井稳定产量9×104m3/d，与邻近开发井一致，表明单井产能未受井间距减小及压裂液相互波及影响。

3.2 上部层系立体调层开发参数优化及效果

平桥背斜开发区上部立体调层开发井以⑧-2亚层为水平段穿行靶心位置，通过压裂纵向上实现对⑥—⑨小层的充分动用。平面井距为250 m。同时，由于上部气层静态指标较下部气层差，因此为保证单井产能，将水平段长延长至1 700～2 000 m。

图4 页岩气水平井双对数及特征线Fig.4 Double logarithm curve and characteristic line of shale gas horizontal wells

在南川区块已实施了上部气层的评价工作，完钻1口评价井，测试产量11.5×104m3/d，试采稳定产能4.0×104m3/d，评价单井经济可采储量为0.68×108m3，显示出上部层系较好的开发潜力。

4 结论

1）在各级层序界面识别和划分的基础上，基于测井曲线组合及有机地化开展薄层细粒层序识别和亚层划分，南川地区五峰—龙马溪组含气页岩划分为9个小层21个亚层。基于应力剖面和缝高模拟将开发层系划分上、下2 套气层，其中下部气层①—⑤小层为碳硅质页岩相，厚度35 m，水平井靶心优选①-2 亚层；上部气层⑥—⑨小层为粉砂—泥质页岩相，厚度76 m，靶心优选⑧-2亚层。

2）压裂模拟和微地震监测的裂缝半长为水力裂缝的波及半长，是作为水平井的最大井距的论证依据。利用气井生产数据，建立生产数据试井分析模型，当诊断识别出双线性流和线性流阶段之后，可以解释压裂改造参数，计算有效裂缝半长，作为合理井距的主要部署依据，南川地区平桥背斜合理水平井间距在250 m。