加拿大M致密砂岩气藏高效开发技术

2022-03-14沈海超

石油钻探技术 2022年1期

王平，沈海超

（中国石化集团国际石油勘探开发有限公司，北京 100029）

加拿大M气藏位于加拿大西部大不列颠哥伦比亚省和阿尔伯达省交界处，南北长1 200 km，东西宽 500 km，平面分布面积 16×104km2。M 气藏西部以洛基山逆冲造山带为界，储层埋深在0～4 100 m，厚度在 0～500 m[1–2]。M 气藏勘探开发始于1950年，初期主要开发构造、岩性圈闭等常规油气区域；2013年，4家独立能源机构计算M气藏天然气可采储量为 1.27×1012m3，凝析油 1.54×108t，天然气液（Natural Gas Liquid）1.97×108t，是北美地区五大气藏之一。

2005年之后，多家公司开始着手M气藏致密砂岩气的开发工作，开发初期钻井完井施工效率低，单井产能低，单井成本高，极大地影响了气藏的开发效益[3–4]。为进一步降低致密砂岩气开发成本，提高开发效益，笔者针对气藏储层厚度大、钻井效率低、单井产能不高的问题，按照地质工程一体化的思路，从开发层系划分、开发井网部署、钻井完井施工参数优化及井工厂开发等方面进行气藏开发优化研究，通过合理划分开发层系、优选钻井完井施工参数等措施，取得了良好的钻井完井施工效果，施工效率和开发效益同步增长，实现了M气藏致密砂岩气的优快钻井和高效开发。

1 气藏概况

M气藏主力储层为三叠系M组砂岩，根据油气成藏特征和储层物性特征，平面上可将该气藏分为2部分：东北部为常规油气藏，以高孔高渗的砂岩储层为主，平面分布面积 7×104km2；西南部为非常规气藏，是低孔低渗的致密砂岩储层，分布面积9×104km2，如图1 所示[5–6]。

图1 M气藏平面分布Fig.1 Plane distribution of the M gas reservoir

M致密砂岩气藏源岩为M组上覆的Doig组泥岩，Doig源岩的成熟度随埋深增深而逐渐升高，由东北向西南部逐渐由未成熟阶段演化为成熟—凝析油气—过成熟阶段。Doig源岩与M组储层呈侧向接触，油气侧向运移到M储层中，对应烃源岩成熟度的变化，气藏从西南到东北方向由干气气藏向油藏过渡。

2004年，M气藏有常规勘探开发井2 000多口。2005年开始，随着地质认识的深入和钻井完井技术的进步，勘探开发工作逐渐转移到M致密砂岩气藏，致密气产量迅速增加。截至2018年，M致密砂岩气藏在产水平井6 000多口，致密气产量1.98×108m3/d。值得注意的是，从2014年开始，尽管国际气价下跌，但得益于开发成本降低和开发方式不断优化，M致密砂岩气藏的产量不断增长。

2 开发关键技术研究

针对M致密砂岩气藏分布面积大、储层厚度大和纵向与平面上存在非均质性的特点，研究形成了地质工程相结合的开发层系划分技术、根据大数据机器学习优选钻井完井施工参数技术、低成本优快钻井技术、压裂后返排技术和井工厂立体开发技术等关键技术，实现了降低开发成本和提高开发效益的目标[7–8]。

2.1 地质工程相结合的开发层系划分技术

合理的开发层系划分有助于合理部署井网，减少开发时的层间干扰，提高采收率，改善开发效果。在非常规油气储层，要综合考虑地质和压裂工程因素，确定合理的开发层系[9–10]。非常规油气藏划分开发层系的原则，是尽可能实现一套开发井网充分动用一套开发层系，同时要避免垂向上出现井间干扰，影响单井产能[7]。

地质研究表明，M致密砂岩气藏储层物源来自东北部加拿大地盾。东北部靠近物源方向，主要沉积相类型为滨岸—前滨相，沉积粒度较粗，形成了高孔高渗的砂岩储层；西南部远离物源区，沉积相类型为浅海—半深海相，沉积粒度较细，形成了低孔低渗的致密砂岩储层（见图2）。由于物源供给充分，沉积时间长，非常规储层厚度达200～300 m。受稳定沉积环境的影响，储层岩性均匀，为均质粉砂岩，内部无岩性隔层，对于如此厚的致密砂岩，一套水平井井网难以实现充分开发，要提高采收率，需合理划分开发层系，在纵向上部署多套水平井井网。

图2 M组地层沉积相图Fig.2 Depositional facies of the M Reservoir

结合沉积特征分析及测井曲线特征，可将M致密砂岩气藏储层划分为上下2段，2段的厚度都在100 m左右。上段为浅灰色粉砂岩，构造现象丰富，表明地层沉积时水体能量较高，位于风暴浪基面和晴天浪基面之间的滨岸—浅海过渡带；下段为深灰色粉砂岩，呈块状结构，表明沉积时水体能量较低，位于风暴浪基面和最大风暴浪基面之间的半深海相。

使用Gopher软件，进行压裂模拟，计算压裂形成的裂缝高度。根据岩性及油藏特征，参考北美地区非常规气藏开发经验，增强模型的精度，不断优化调整M致密砂岩气藏的地质模型。在地质模型基础上，模拟分析加砂强度分别为1.2，1.5和1.8 t/m时的压裂裂缝高度，结果表明，压裂改造裂缝高度在 35～60 m 之间（见图3）。

图3 不同压裂施工参数的裂缝高度模拟结果Fig.3 Simulation results of fracture height under different fracturing operation parameters

综合考虑储层沉积相分析及压裂模拟结果，纵向上将M致密砂岩气储层划分为4个开发层系，每层厚度30～60 m。其中层系1、层系2为滨岸—浅海相，层系3、层系4为半深海—深海相，实现了地质分层、沉积相和压裂造缝高度的统一。根据开发层系划分结果，要实现气藏的合理开发，纵向上需要部署4套开发井网。

2.2 大数据驱动的水平井参数优化技术

钻井完井技术进步是非常规油气开发实现突破的前提条件，是非常规开发能否成功的关键[10]。M致密砂岩气藏储层平面分布广，纵向厚度大，横向和垂向物性变化大，需要根据储层具体的特征，确定合理的钻井和完井施工参数。在多年的开发过程中，M致密砂岩气藏在不同区域和不同层位实施了6 000多口水平井，对这些井的钻井和完井参数进行分析，建立地质、钻井、完井和产能之间的关系，对于优选施工参数有很大的帮助。以前进行分析时，一般使用二维或三维交会图，能够分析2个或者3个变量与产能之间的关系，但是影响水平井产能的参数较多，其中工程参数包括水平井水平段长度、加砂规模、压裂液体系和水平井井间距等，地质参数包括气藏的油气比、储层孔隙度、含水饱和度、储层埋藏深度等，采用传统的交会图法很难分析得到各参数对产能的影响程度。为了优选最佳施工参数，充分利用北美地区数据共享的优势，采用机器学习方法开展大数据分析，针对不同特征的气藏，优选最佳的钻井和完井参数[11–12]。

实际应用时，充分发挥多维、多因素的大数据分析优势，对数据进行分析，筛选出影响产能的主要因素，计算出主要参数值。首选优选出有代表性、数据质量可靠的1 233口井作为训练数据，开展分析。分析参数包括储层物性、钻井完井参数等，通过机器学习分析，得出不同参数组合下的油气产能，将机器学习分析的产能结果与实际产能结果进行比对，并不断调整，确保机器学习分析的准确性；在得到准确的机器学习结果后，对模型中分析得到的产能影响因素及参数计算SHAP（即沙普利加和解释，用于机器学习分析表征具体参数影响力大小）值，并进行分析。分析结果表明，影响单井产能主要因素的影响程度从大到小依次为油气比、水平井水平段长度、压裂加砂量和垂深，其中工程因素的影响程度明显大于地质因素（见图4）。

图4 机器学习分析得到的产量影响因素排序Fig.4 Ranking of influencing factors for productivity by machine learning analysis

机器学习分析认为，对于高油气比区，水平段长度不超过3 300 m时，产量与水平段长度线性相关；对于低油气比区，水平段长度不超过3 200 m时，产量与水平段长度线性相关（见图5）。采用相同的分析方法，得到加砂量、水平井井间距的合理数值。根据分析结果，结合储层物性变化情况，制定了不同区域、不同层段的合理钻井完井参数。

图5 水平段长度对产能影响的分析结果Fig.5 Influence of horizontal section length on productivity

2.3 水平井低成本优快钻井技术

水平井水平段长度是影响开发效果的重要因素，因此，提高大位移水平井钻井施工效率，是降低开发成本、实现经济高效开发的主要手段[13–15]。依托北美地区高度发达的钻井完井服务体系，主要从以下2个方面实现钻井完井优快施工。

1）利用北美地区市场透明、竞争充分的优势，采取多口井打包统一招标、提高话语权、优选施工承包商、开展商务谈判等方式，控制和降低作业成本。

2）北美地区钻头制造商众多、服务市场完善，技术发展迅速、钻头升级频繁，特别是结合目标区地层特点的钻头个性化研发设计较为广泛。随着M致密砂岩气藏的成功开发，钻井工作量明显增加，该气藏储层的高效开发推动着高效钻头的研发及应用，尤其是针对该储层研发“个性化”高效PDC钻头，形成了较为完善、应用效果良好的PDC钻头序列。

2.4 闷井返排技术

压裂返排施工时，初期采用压裂后立即返排的方式，尽量缩短压裂液与储层的接触时间，以降低压裂液对储层的伤害。随着对储层认识的深入和不断总结实践经验，目前更多地采用压裂后关井、闷井2～3月再返排的方式。与即时返排相比，闷井返排具有以下技术优势：

1）减少支撑剂回流。压裂后关井，待裂缝闭合后再返排，可以减少支撑剂排出，有利于裂缝支撑，提高裂缝连通性，提升压裂效果。同时，支撑剂返排量减少，还能够降低地面设备损耗。

2）返排率和压裂液处理成本低。压裂液返排量减少，可以降低压裂返排液运输和处理成本。

3）提高产能。压裂液缓渗的过程，以及压裂液与油气之间在重力作用下的分异流动过程，都有利于缓解砂堵，促使裂缝二次扩展，增大改造体积，提高产能。实际生产数据也表明，闷井后裂缝半长和渗流面积都有了较大提高，单井产能得到较大提升。

传统观念认为[16]，压裂液为外来流体，对储层具有伤害作用，因此压裂后应当尽快返排，以减轻压裂液对储层的伤害。闷井技术延长了压裂液与储层的接触时间，因此应用该技术的关键在于压裂液与储层的配伍性。对于膨胀性黏土含量高的储层，如使用水基压裂液，闷井后水基压裂液的渗吸会引起黏土明显膨胀，造成渗透率降低、水锁风险较高，不推荐压裂后闷井。分析M致密砂岩气藏储层岩石矿物发现，砂岩储层石英、长石颗粒稳定性强，影响储层稳定性的主要是胶结物。胶结物的主要成分为白云石和黏土，其中黏土矿物受水基压裂液的影响较大，可能出现黏土膨胀堵塞孔隙。黏土矿物分析表明，黏土矿物以伊利石和绿泥石为主，水敏性较强伊/蒙混层矿物的含量极低，因此M致密砂岩气藏储层水敏性较弱。采用滚动试验测试储层岩石在滑溜水压裂液中的稳定性，其稳定性为强—中等，说明压裂液对储层岩石影响不大。闷井和不闷井的井试井分析结果表明，闷井后裂缝半长、渗流范围都有了较大提高，表明闷井能够提高产能。

2.5 井工厂立体开发技术

采用网状水平井组的“工厂化”高效开发模式, 将三维开采区域空间进行了立体化扩展, 对于提高致密气、页岩气等非常规油气田开采效率和降低成本十分明显, 目前已成为世界范围内致密砂岩气藏开发的主要模式。“工厂化”模式基于工厂流水线作业和管理程序模式，有助于实现设备利用的最大化、提高作业时效、缩短投产周期和降低作业

成本[17–19]。

“工厂化”钻井是在同一井场实施的丛式水平井钻井，地面井口距离一般为5～15 m，钻机搬家均采用底部滑动移动方式，极大地缩短了搬迁时间、降低了成本。北美地区非常规油气开发普遍采用井工厂模式，水平井段间距100～50 m，水平段长度1 000～3 000 m。近年来，随着钻井技术进步及井工厂不断推广，同一井场水平井数量明显增多。

“工厂化”压裂具有良好的压裂配套设备、合理的设计，以及工厂化、流水线化的压裂管理模式，一般可分为单井顺序压裂、多井“拉链式”压裂和多井同步压裂等3种作业方式，其中“拉链式”压裂、同步压裂可通过应力叠加效应大幅度提高初始产量和最终采收率，并在M致密砂岩气藏开发过程中得到验证。

针对M致密砂岩气藏储层砂岩厚度大、井工厂立体开发需要纵向多层布井的特点，为进一步增强储层改造效果，减小井间干扰，在北美地区非常规钻井完井实践的基础上，开展了M致密砂岩气藏储层“工厂化”钻井完井开发先导试验。针对该厚层储层，纵向上采用“W”形布井方式（见图6）；采用“工厂化”钻井完井施工，单井钻井完井成本降低了15%左右，取得了良好效果。

图6 “W”形布井方式Fig.6 W-shaped well pattern

3 应用效果

2020年，M致密砂岩气藏一平台6口井应用了上述技术，纵向上针对层系2和层系3采用“W”形布井方式，水平段采用“PDC钻头+旋转导向工具”钻进，使用水基钻井液，完钻井深由4 600 m增至 6 000 m，水平段长度由 1 800 m 增至 3 000 m，钻井周期由初期的 38 d 降至 28 d。

根据模拟结果，水平井井间距设定在300～400 m，在实现储层充分改造的同时，减少井间干扰。压裂级间距由100 m加密为50 m，压裂加砂规模由1.0 t/m提高到2.0～3.0 t/m，施工参数优化后，单井产能与施工参数近似线性关系增加。

采用闷井返排方式，压裂后闷井14 d左右，返排见油气时间由原来的3～4 d缩短至返排当天，并且产水量明显降低。有1口井因地面设施等原因闷井1年半，投产初期日产油量191 m3，日产气量29×104m，由于闷井时间长，压裂液充分滤失至地层，初期不产水；投产 45 d 后，日产油 80 m3，日产气量 14×104m3，日产水量仍非常低。

通过优选钻井参数及应用井工厂模式，明显缩短了钻井周期，提高了井身质量，实现了提高钻井效率、降低钻井成本的目的；开发效果改善明显，产能与施工参数基本实现同步倍数增长。采用新工艺、新参数的井与采用原参数的井相比，平均单井产量增加了一倍。