北美Eagle Ford 深层页岩气藏开发特征及启示

于荣泽，王成浩，张晓伟，胡志明，孙玉平，郭 为，端祥刚，王玫珠

(1.中国石油勘探开发研究院，北京 100083；2.国家能源页岩气研发(实验)中心，河北 廊坊 065007；3.中国石油天然气集团有限公司非常规油气重点实验室，河北 廊坊 065007；4.国家管网集团北方管道有限责任公司沈阳输油气分公司，辽宁 沈阳 113001)

世界油气工业的勘探开发领域，正持续从占油气资源总量20%的常规油气，向占油气资源总量80%的非常规油气延伸[1-2]。非常规油气在全球油气产量中的作用和地位不断加强，继油砂、致密气和煤层气之后，近年来“页岩革命”实现了页岩气的商业开发[3-4]。水平井钻完井和分段水力压裂技术及“工厂化”作业模式的规模应用，使得北美率先在Appalachian、ArklaTex、Fort Worth、Gulf Coast 等多个盆地实现页岩气商业性开采，2020 年页岩气产量达7 688×108m3[5-6]。

国内页岩气开发主体经历了3 个阶段：2009 年以前为合作借鉴阶段，2010−2013 年为自主探索阶段，2014 年后为规模开发阶段。其中，合作借鉴阶段通过借鉴北美页岩气开发实践，明确了四川盆地上奥陶统五峰组−下志留统龙马溪组和下寒武统筇竹寺组两套重点页岩和长宁、威远和昭通页岩气有利区，并启动了示范区建设；自主探索阶段进一步明确了四川盆地上奥陶统五峰组−下志留统龙马溪组海相页岩气开发价值[7-9]。规模开发阶段通过引进、吸收、自主创新，快速建立了埋深3 500 m 以浅，适合我国南方多期构造演化、高−过成熟海相页岩气勘探开发的系列技术与配套装备，主要包括页岩气地质评价技术、水平井优快钻井技术、水平井体积压裂技术、“工厂化”作业技术、页岩气开发优化技术、地面集输工艺技术等[10-12]。区别于常规浅层天然气埋深界限，目前通常将埋深小于2 000 m 的划分为浅层页岩气、埋深介于2 000～3 500 m 的划分为中深层页岩气、埋深超过3 500 m 的划分为深层页岩气[13-14]。我国四川盆地长宁、威远、昭通和涪陵区块经过近十年来持续探索和技术攻关，在四川盆地及周缘上奥陶统五峰组−下志留统龙马溪组海相页岩成功实现页岩气商业开发[7-11]，2020 年页岩气产量突破200×108m3。四川盆地长宁−威远、涪陵和昭通国家级示范区在埋深2 000～3 500 m的五峰组−龙马溪组超压页岩气储层实现了规模效益开发，形成了配套开发技术及装备。昭通示范区率先在太阳背斜开展了浅层页岩气勘探评价及试采工作；在泸州和渝西区块五峰组−龙马溪组深层页岩气实现重大突破，目前正在探索深层页岩气资源规模有效开发技术。

通过持续技术攻关和开发实践，国内中深层页岩气开发效果逐年提升，开发指标及成本得以持续优化。然而，气藏地质条件及工程技术水平等原因导致国内页岩气开发指标与北美依然存在差距。精准对标北美典型页岩气藏开发特征，有助于把握关键指标发展趋势为探索区提供技术参考。Eagle Ford 页岩气藏干气产区储层埋深2 000～4 300 m，涵盖中深层和深层页岩气区域，其开发技术政策不仅可为已实现规模开发的3 500 m 以浅页岩气资源的高效开发提供参考，也可为目前正在探索的埋深3 500～4 000 m 深层页岩气资源规模开发提供借鉴。笔者依托页岩气云数据智慧平台对Eagle Ford 页岩气藏干气产区6 223 口气井钻完井、压裂、生产和成本参数进行数据统计，系统分析该气藏井型、井深构成、水平段长、钻井周期、压裂段数、段间距、加砂强度、用液强度、建井周期、百米段长EUR 及单井成本，以期对我国中深层和深层页岩气开发提供借鉴。

1 Eagle Ford 页岩气藏概况

Eagle Ford 页岩是目前世界上最活跃的页岩油气产区之一，也是美国目前最新的油气工业产区，油气作业公司指出该气藏可持续开发数十年[15]。Eagle Ford页岩油气产区位于Texas 州南部，该产区因页岩出露于Eagle Ford 小镇而得名(图1)。整个油气藏宽度约80 km，长度约644 km，从Mexico 边境一直延伸至Texas 州东部地区。Eagle Ford 页岩为白垩纪形成的黑色层状富有机质钙质页岩，主要分布在Texas 州南部和东部，覆盖整个州区的30 个县，是Austin Chalk油气地层的烃源岩[16]。产层埋深1 200～4 300 m，页岩厚度15～120 m，整个气藏页岩储层平均厚度为76 m[17-18]。Eagle Ford 页岩沉积于低能量深水环境，碳酸盐含量较高，地层具备高脆性特征，更容易通过水力压裂措施形成复杂缝网从而达到大幅增产目的。

图1 Eagle Ford 页岩地质构造及典型地层剖面Fig.1 Geological structural map and typical stratigraphic profile of Eagle Ford shale

Eagle Ford 地层岩石渗透率低，油气井几乎无自然产能。2008 年之前，各大油气作业公司纷纷将其上部的白垩纪Austin Chalk 等含油气地层视为主要开发目标，Eagle Ford 页岩本身并不为人所熟知[19-20]。2008 年10 月，Petrohawk 能源公司在Texas 州La Salle 县钻探了第一口页岩油气发现井(STS#1)，该井水平段长960 m，日产气量27.5×104m3，首次在Eagle Ford 致密页岩储层实现了工业化气流[13]；之后，大量油气开发公司涌入该区域并纷纷效仿采用水平井钻井和水力压裂技术在该区域页岩地层中开采石油天然气。自2010 年起，Eagle Ford 页岩钻井许可数量开始急剧增加，当年发放页岩钻井许可量超过1 000 口[21-22]。2014 年该区域页岩油气钻井许可发放量超过5 600 口，直接刺激各大油气开发公司规模上产，Eagle Ford 页岩油气产区也在2015 年迎来石油和天然气峰值产量，分别为7 661×104t 和503.8×108m3。2020 年，该产区累计产油5 366×104t、累计产气421.1×108m3(图2)。

图2 Eagle Ford 页岩油气产区历年石油和天然气年产量(据EIA)Fig.2 Eagle Ford shale oil &gas production (EIA)

2 气藏特征

Eagle Ford 页岩为白垩纪海相地层，主要发育于墨西哥湾沿岸地区Maverick 盆地、San Marcos 凸起和East Texas 盆地。Eagle Ford 地层埋藏深度跨度较大，最大埋深接近5 000 m，页岩厚度由北向南变化范围为15～120 m[23-24]。Eagle Ford 组页岩是Buda 组灰岩之上沉积的一套富含有机质页岩，主要由灰黑色有裂缝的灰岩、泥灰岩、灰质页岩，并夹有灰白色的泥质灰岩组成。岩石钙质质量分数为49%～64%，石英质量分数为8%～16%，黏土质量分数为17%～29%。Eagle Ford 页岩为超压含油气自生自储地层，同时为上部Austin Chalk 油层的烃源岩。Eagle Ford 页岩划分为上下两段，上段为高能浅水高位海退沉积环境下形成的互层−生物扰动层状钙质泥页岩，下段为低能厌氧海侵沉积环境下形成的层状钙质富有机质泥页岩[25-26]。

Eagle Ford 页岩总有机碳(TOC)质量分数平均值为3.7%～7.0%，其中下段TOC 为4.0%～7.0%，平均5.1%。有机质类型以Ⅱ型为主，属于混合生油/气有机质类型，80%～85%易生油干酪根集中发育于海侵体系域下段的Eagle Ford 泥页岩，热成熟度大于1.1%[27-28]。Eagle Ford 地层埋深沿NW–SE 向呈增加趋势，热演化程度也随之增高，进而形成依次发育原油−凝析油/湿气−干气的油气分布序列。含油气区有机质成熟度主要为1.0%～1.7%，油气成熟区域起始埋深约2 287 m，其中，原油富集在埋深2 400 m 左右地层内，凝析油富集在埋深3 000 m 左右地层内，干气富集在埋深4 000 m左右地层内[29-30]。

储层岩石矿物主要由石英、方解石、黄铁矿、斜长石、钾长石、白云石、云母等骨架矿物，以及伊利石、伊/蒙混层、海绿石、高岭石等黏土矿物组成，岩石矿物组成复杂[31-32]。Eagle Ford 页岩具有高碳酸盐含量特征，方解石为碳酸盐岩主要矿物组成，石英含量不高，且下段明显高于上段。岩石泊松比小于0.25，弹性模量大于20 000 MPa。低石英含量使得Eagle Ford 组脆性较低，地层应力各向异性较强，多形成顺层理发育微裂缝。虽然脆性较低，但分布范围大、沉积环境稳定的发育特点还是使Eagle Ford 组成为有利的压裂改造目的层段。页岩储层基质孔隙率3%～10%，渗透率(0.003～0.40)×10−3μm2，含气饱和度83%～85%。地层压力系数1.35～1.80，压力梯度为1.0～1.5 MPa/hm，地层温度90～160℃[33-36]。

3 开发指标

水平井钻完井和大规模分段体积压裂是页岩气实现规模效益开发的两项关键技术。油气作业商在Eagle Ford 页岩油气产区通过持续优化水平井井身结构和缩小井距以充分利用租赁矿权。水平井井身结构的设计一直在逼近工程参数的极限，更长的水平段能使其在接触更多岩石的同时降低成本。大规模分段体积压裂施工上不断提高支撑剂和压裂液用量。支撑剂强度增加在一定程度上改善了储层连通性，提高了油气采收率并带来产量的增加。截至2019 年底，Eagle Ford 页岩油气产区累积发放钻井许可超过28 000 口，其中干气产区气井许可数量6 242 口。本文主要针对Eagle Ford 干气产区完钻气井进行分析评价，将埋深介于2 000～3 500 m 和埋深超过3 500 m 页岩气水平井钻完井、分段压裂、生产动态及成本指标进行系统统计分析，为我国尤其是四川盆地中深层页岩气持续规模效益开发和深层页岩气开发技术探索提供参考借鉴。

图3 是Eagle Ford 干气产区完钻页岩气水平井垂深与水平段长统计分布。干气产区所有完钻水平井垂深主体位于2 000～4 500 m，2 000 m 以浅完钻气井153 口，仅占2.4%。整个气藏为典型中−深层页岩气藏，埋深2 000～3 500 m 完钻水平井4 113 口，占比65.9%，埋深3 500～4 500 m 完钻水平井1 976 口，占比31.7%。目前气藏完钻水平井最大埋深下探至4 480 m。完钻水平段长300～4 700 m，平均水平段长1 760 m，P50(中位数)水平段长1 680 m，其中水平段长1 500～2 000 m 气井占比54.04%。

图3 2008−2019 年Eagle Ford 干气产区水平井垂深及段长统计分布Fig.3 Statistical distribution of vertical depth and lateral length of horizontal wells in the Eagle Ford dry gas production zone from 2008 to 2019

3.1 钻 井

作为页岩气规模效益开发的两大关键技术之一，水平井钻完井技术受地质条件、测深、垂深、水平段长、工程技术及装备等多重因素影响。气井水平段长直接影响井筒与气藏接触面积，合理工程技术范围内增加水平段长能够提高气井产能。图4 为Eagle Ford干气产区中深层和深层页岩气水平井测深、水深、水平段长及钻井周期统计分布。中深层气井测深由4 162 m 增加至6 013 m，垂深由2 545 m 增加至目前3 280 m，钻井周期保持在21～25 d；气井测深及钻井周期显示水平井钻井效率逐年增加，2009 年测深4 162 m对应钻井周期为25.3 d，2019 年测深6 013 m 对应钻井周期为25.3 d；气井水平段长为600～4 690 m，平均水平段长由2009 年1 473 m 增加至2019 年的2 558 m，平均年增幅5.7%。深层气井测深由5 221 m 增加至6 394 m，垂深范围3 800～4 010 m，钻井周期保持在28～32 d；气井测深及钻井周期显示水平井钻井效率逐年增加，2009 年测深5 221 m 对应钻井周期为31.5 d，2019 年测深6 394 m 对应钻井周期为33.3 d；气井水平段长范围600～3 860 m，平均水平段长由2009 年1 324 m 增加至2019 年的2 423 m，平均年增幅6.5%。同一年度中深层和深层气井对比可知，随垂深增加钻井施工难度增加，深层钻井周期明显高于中深层。

图4 2009—2019 年Eagle Ford 干气产区水平井平均测深、垂深、水平段长及钻井周期Fig.4 Average measured depth,vertical depth,lateral length and drilling cycle of horizontal wells in the Eagle Ford dry gas production zone from 2009 to 2019

3.2 压 裂

水平井大规模分段体积压裂技术是页岩气得以规模有效开发的另一项关键技术。Eagle Ford 干气产区历年完钻气井水平段长不断增加，单井压裂液量、支撑剂量、压裂段数也随之不断增加。平均压裂段间距、压裂用液强度和加砂强度等参数也不断得到优化。图5 为2009−2019 年Eagle Ford 干气产区水平井各项压裂参数的变化趋势。

图5 2009—2019 年Eagle Ford 干气产区水平井压裂段数、压裂液量、支撑剂、段间距、用液和加砂强度Fig.5 Fractured stage number,fracturing fluid volume,proppant volume,average stage spacing,fracturing fluid intensity and proppant intensity of horizontal wells in the Eagle Ford dry gas production zone from 2009 to 2019

从图中可以看出，2009−2019 年，(1) 中深层气井单井压裂段数13.3 段增加至51.2 段；单井压裂用液量由10 030 m3增加至62 000 m3，单井支撑剂用量由1 989 t 增加至9 740 t；平均段间距成逐年缩小趋势，由110.6 m 缩小至50.0 m；用液强度呈逐年上升趋势，由6.8 m3/m 上升至24.2 m3/m；加砂强度呈逐年上升趋势，由1.35 t/m 增加至3.81 t/m。(2) 深层气井单井压裂段数由13.7 段增加至48.5 段，单井压裂用液量由9 180 m3增加至68 290 m3，单井支撑剂用量由954 t 增加至9 535 t。平均段间距成逐年缩小趋势，由初期160.2 m缩小至2019 年的50.0m。用液强度逐年上升，由初期7.8 m3/m 上升至26.9 m3/m；加砂强度逐年上升，由0.75 t/m 增加至4.03t/m。目前单井压裂基本处于万吨砂量压裂规模。深层气井平均用液强度和加砂强度整体高于中深层气井。

3.3 生 产

由于页岩气储层低孔极低渗，气井生产具备“一井一藏”或“平台一藏”特点，单井EUR(最终可采储量)是气藏开发的关键指标。由于单井EUR 直接受水平段长控制，不同气藏及年度区间内气井难以进行横向开发效果对比。因此，引入百米段长EUR 参数用于不同年度及不同气藏间的对比分析。图6 为2009−2019 年Eagle Ford 干气产区中深层和深层气井单井EUR 和百米段长EUR 分布。由图中可以看出，中深层气井年度平均单井EUR 和百米段长EUR 均呈先下降再上升的变化趋势，2009 年平均单井EUR 为8 413×104m3，百米段长EUR 为571×104m3；两项开发指标在2012 年下降至最低，单井EUR 和百米段长EUR 分别为5 010×104m3和301×104m3；自2012 年后两项开发指标逐年上升，单井EUR 在2019 年达到峰值17 316×104m3，百米段长EUR 在2018 年达到峰值710×104m3。

图6 2009—2019 年Eagle Ford 干气产区单井EUR 和百米段长EURFig.6 EUR and EUR per 100 m lateral length of horizontal wells in the Eagle Ford dry gas production zone from 2009 to 2019

深层气井年度平均单井EUR 和百米段长EUR 同样呈先下降再上升的变化趋势。2009 年平均单井EUR 为7 982×104m3，百米段长EUR 为581×104m3；单井EUR 在2014 年迎来最低值4 860×104m3，百米段长EUR 在2015 年迎来最低值277×104m3；之后两项开发指标逐年上升，单井EUR 在2019 年达到峰值12 603×104m3，百米段长EUR 在2019 年达到峰值520×104m3。

深层气井水平段长整体小于中深层气井，单井EUR 也低于中深层气井。由百米段长EUR 变化趋势可知，中深层气井在2012 年开始逐年上升，而深层气井在2015 年后才实现百米段长EUR 逐年提升。假设储层品质相对稳定，随埋深增加绝对压力增加，深层气井百米段长EUR 应高于中深层。但实际上，深层气井百米段长EUR 整体低于中深层，表明深层开发效果有待进一步突破提升。目前深层开发效果依然处于探索提升阶段，整体开发效果低于中深层。

3.4 成 本

低成本效益开发一直是非常规油气资源开发的焦点问题。与常规油气资源开发相比，水平井钻井和大规模体积压裂技术大幅提高了页岩油气藏的开发成本。水平井钻井和体积压裂成本是开发成本的主要构成部分。图7 给出了Eagle Ford 干气产区2009−2019 年中深层和深层气井平均单井成本构成及百米段长压裂成本的变化趋势。水平井钻完井成本指水平井钻井和体积压裂的总成本，钻井成本由钻井和固井成本构成，体积压裂成本由水、支撑剂、泵送和其他等成本构成。由于不同气藏或不同年度水平段长和段间距等参数存在差异，为了提高成本统计参数横向可对比性，引入百米段长压裂成本参数，即单位段长压裂成本，可为国内页岩气藏开发成本评价提供参考借鉴。

图7 2009—2019 年Eagle Ford 干气产区单井成本构成及百米段长压裂成本Fig.7 Cost structure and fracturing cost per 100 m lateral length of horizontal well in the Eagle Ford dry gas production zone from 2009 to 2019

中深层气井单井钻完井成本范围535～654 万美元，其中，钻井成本(钻井成本+固井成本)160～274 万美元，占钻完井总成本的29.9%～44.4%，压裂成本336～438万美元，占钻完井总成本的55.6%～70.1%。2019 年单井钻完井总成本617 万美元，其中，钻井成本226 万美元，固井成本48 万美元、压裂水成本98 万美元、压裂支撑剂成本64 万美元、压裂泵送成本150 万美元、其他成本31 万美元。随水平段长及测深增加，固井成本、水成本、支撑剂成本和泵送成本呈增加趋势。钻井成本保持相对稳定，其他成本逐年大幅下降。百米段长压裂成本13.4～25.4 万美元。虽然加砂强度及用液强度逐年增加，百米段长压裂成本整体呈逐年下降趋势，由2009 年的25.4 万美元下降至2019 年的13.4 万美元。

深层气井单井钻完井成本为582～713 万美元，其中，钻井成本(钻井成本+固井成本)245～307 万美元，占钻完井总成本的33.1%～42.8%，压裂成本322～454 万美元，占钻完井总成本的57.2%～66.9%。2019 年单井钻完井总成本697 万美元，其中钻井成本255 万美元，固井成本52 万美元、压裂水成本107 万美元、压力支撑剂成本65 万美元、压裂泵送成本180 万美元、其他成本38 万美元。随水平段长及测深增加，固井成本、水成本、支撑剂成本和泵送成本呈增加趋势。钻井成本保持相对稳定，其他成本逐年大幅下降。百米段长压裂成本16.1～28.2 万美元。虽然加砂强度及用液强度逐年增加，百米段长压裂成本整体呈逐年下降趋势，由2010 年的28.2 万美元下降至2019 年的16.1 万美元。

4 启 示

(1) 我国川南页岩气水平井平均建井周期主体超过一年，如何提高工厂化组织施工效率是国内页岩气高效开发的重要环节。Eagle Ford 干气产区工程组织施工效率高，页岩气水平井建井周期主体位于100～150 d(图8a，表1)。建井周期是指一口页岩气水平井自开钻到投产所需要的周期，反映了区域整体工程组织和工厂化施工效率。除此之外，建井周期也在一定程度上影响经济效益。随页岩气水平井建井周期缩短，钻井压裂设备利用率提高，投资回收期缩短，内部收益率呈增加趋势。Eagle Ford 干气产区页岩气水平井测深及水平段长逐年呈上升趋势，2019 年中深层气井平均测深6 013 m，平均建井周期为98 d；深层气井平均测深6 394 m，平均建井周期为101 d。

表1 Eagle Ford 页岩气藏干气产区中深层与深层页岩气水平井开发参数Table 1 Development indicators of medium-deep and deep horizontal wells in the Eagle Ford dry gas production zone from 2009 to 2019

(2) 我国中深层成熟开发区应探索合理水平段长实现效益最大化，深层探索区初期应适当控制水平段长。Eagle Ford 干气产区中深层气井合理水平段长位于2 300 m 左右，深层气井合理水平段长约为1 600 m。水平段长一直是开发技术政策中的关键指标，受地层倾角、埋深(水垂比)、钻井能力、压裂设备能力、生产制度及效益等多重因素影响。本文引入单位钻压成本产气量指标评价开发效益，可由单井EUR 与钻完井总成本的比值计算获得。图8b 为Eagle Ford 干气产区中深层和深层气井水平段长与单位钻压成本产气量的统计关系。其中，中深层气井水平段长800～4 000 m，主体位于1 000～3 000 m，平均单位钻压成本产气量10.7 m3/USD；不同水平段长对应单位钻压成本产气量呈三角形分布，三角形顶点对应水平段长约为2 300 m，当水平段长超过2 300 m 时，单位钻压成本产气量随水平段长增加而呈下降趋势。深层气井水平段长主体位于800～2 500 m，平均单位钻压成本产气量7.8 m3/USD；不同水平段长对应单位钻压成本产气量呈三角形分布，三角形顶点对应水平段长约为1 600 m；当水平段长超过1 600 m 时，单位钻压成本产气量随水平段长增加而呈下降趋势。中深层和深层气井单位钻压成本产气量对比可知，深层开发效果远低于中深层，深层页岩气开发仍处于不断探索阶段。

图8 2009—2019 年Eagle Ford 干气产区建井周期及单位钻压成本产气量Fig.8 Construction cycle and shale gas production volume of unit drilling-fracturing cost of horizontal wells in the Eagle Ford dry gas production zone from 2009 to 2019

5 结论

a.Eagle Ford 中深层气井2019 年平均测深6 013 m，水平段长2 558 m，钻井周期25.3 d，分段压裂平均段间距50.0 m，加砂强度3.81 t/m，用液强度24.2 m3/m，百米压裂段长EUR 为677×104m3，单井钻完井成本617 万美元(钻井成本226 万美元，固井成本48 万美元、压裂水成本98 万美元、支撑剂成本64 万美元、压裂泵送成本151 万美元、其他成本31 万美元)，百米段长压裂成本13.4 万美元。

b.Eagle Ford 深层气井2019 年平均测深6 394 m，水平段长2 423 m，钻井周期33.3 d，分段压裂平均段间距50.0 m，加砂强度4.03 t/m，用液强度26.9 m3/m，百米压裂段长EUR 为520×104m3，单井钻完井成本697 万美元(钻井成本255 万美元，固井成本52 万美元、压裂水成本107 万美元、支撑剂成本65 万美元、压裂泵送成本180 万美元、其他成本38 万美元)，百米段长压裂成本16.1 万美元。

c.Eagle Ford 干气产区工程组织施工效率高，页岩气水平井建井周期主体位于100～150 d，目前建井周期100 d。不同水平段长对应单位钻压成本产气量呈三角形分布，中深层、深层气井合理水平段长分别为2 300、1 600 m。国内中深层成熟开发区应探索合理水平段长实现效益最大化，深层探索区初期应适当控制水平段长。