四川盆地涪陵气田白马区块效益开发实践与对策

刘 超,包汉勇,万云强,甘玉青

中国石化 江汉油田分公司 勘探开发研究院,武汉 430223

伴随中国经济的飞速发展,油气资源需求日益剧增。经过多年持续攻关,中国页岩气勘探开发取得重大突破[1-8],先后在四川盆地发现了涪陵、威远、威荣等大型页岩气田[9-15]。地层压力系数大于1.3的高压页岩气成功实现商业开发[16-17]。常压页岩气是中国页岩气勘探开发的主要类型之一,据自然资源部预测,中国南方常压页岩气技术可采资源量为9.08×1012m3,发展前景广阔[3]。

涪陵页岩气田作为国内首个实现商业开发的页岩气田,在全力推进焦石坝等高压页岩气区块产能建设的同时,从常压页岩气地质特点出发,通过加强科研生产一体化联合、地质工程一体化耦合、建模数模一体化融合、技术经济一体化结合,持续深化效益开发目标评价,按照“整体部署、评建一体、井组推进、平台接替”思路,实现了涪陵常压页岩气效益建产。本文结合白马区块常压页岩气开发实践,系统总结了常压页岩气开发领域取得的关键技术及效益开发对策,以期加快推动中国常压页岩气产业发展。

1 地质特点与开发难点

白马区块构造上隶属于四川盆地川东高陡褶皱带万县复向斜,毗邻涪陵页岩气田焦石坝区块。实测地层压力系数0.98～1.39,整体属典型常压页岩气藏。

1.1 地质特征

涪陵气田位于四川盆地东南缘川东褶皱带,先后历经加里东期、海西期、印支期、燕山—喜马拉雅期等多期构造运动叠加改造[18-19],其中以燕山—喜马拉雅期作用影响最为强烈,保存条件复杂[20-22]。根据逆冲推覆构造由根带到锋带再到外缘带递进变形的特点,构造变形由东至西可划分为强烈冲断、冲断、断展、断滑、滑脱共5种类型。白马区块处于冲断褶皱变形区,主要发育北东向断裂。从构造形态上看,由西向东呈现出“隆凹相间”构造格局,其中石门背斜带狭长且高陡,冲断作用强烈;白马向斜带则“南宽北窄”,局部发育北北西向断层(图1)。

研究表明,受构造运动和海侵影响,四川盆地东缘上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组形成了大面积低能、欠补偿、缺氧的沉积环境,沉积了一套深水陆棚相富有机质页岩[23]。根据白马区块岩心资料显示,五峰组—龙马溪组一段黑色页岩发育,整体为深水陆棚沉积,纵向上可划分为硅质、含黏土硅质、硅质黏土和黏土质4种深水陆棚沉积微相(图2),与焦石坝区块基本一致,生烃条件良好。

测井资料对比显示(表1),白马区块有机质丰度1.6%～3.6%,硅质含量36%～59%。纵向上受沉积微相差异影响,由上至下有机质丰度和硅质含量逐渐增大;平面上相同沉积环境下有机质丰度和硅质含量分布稳定,且与焦石坝基本相当。受构造变形强度差异影响,孔隙度、吸附气与游离气比值(吸游比)等方面与焦石坝高压页岩储层差异明显,总体来说白马向斜带焦页B井硅质页岩储层孔隙度3.53%,吸游比0.94,与焦石坝更为接近,石门背斜带焦页A井硅质页岩储层孔隙度3.39%,吸游比1.21%,含气性相较向斜变差。纵向上,焦页A井上部黏土质页岩吸游比较下部硅质页岩低,而焦页B井则刚好相反,表明石门背斜带下部硅质页岩中游离气应存在逸散现象,导致页岩吸游比偏高。

表1 四川盆地白马区块与焦石坝区块不同沉积微相页岩测井解释统计

综上所述,与焦石坝区块相比,白马区块常压页岩在构造、储集、赋存状态、地层压力等方面具有明显差异:①构造变形强烈,断裂发育程度高;②孔隙度偏低;③页岩吸附气占比高;④地层压力系数低。

1.2 开发难点

受构造变形差异影响,相较于涪陵气田焦石坝、江东、平桥等区块,白马区块具有“形态多变、断裂发育、地层产状陡、埋深跨度大、应力变化快”等特点(表2)。构造特征复杂,严重制约了开发地质精细评价、开发技术政策制定、工程工艺针对性优化等,导致前期单井测试产量偏低(4～6万方/天),无法满足效益开发需求。

表2 四川盆地白马区块与涪陵气田不同产建区构造特征对比

2 效益开发实践与对策

针对白马区块上述复杂地质特点带来的“构造变形主控因素不清、高精度表征手段缺乏、有利目标不明确、技术政策不落实”等问题,以效益开发为目标,围绕构造变形期次、应力精细表征方法、开发有利目标评价、技术政策参数优选、低成本工程工艺技术等方面,开展深入研究与攻关实践,取得了积极进展,有效支撑了白马复杂页岩气藏的效益开发。

2.1 科研生产一体化推进关键技术攻关

以前期构造特征研究认识为基础[24-26],针对白马区块构造变形期次及形成机制,通过对齐岳山、乌江断裂带方解石U-Pb定年,明确了涪陵地区存在燕山晚期南东—北西向、喜马拉雅早期北西—南东向和喜马拉雅晚期近东西向三期构造作用(表3),利用构造物理模拟实验明确了挤压逆冲推覆作用是白马区块变形差异的关键因素。基于上述研究成果,开展白马区块主控断层精细解剖,结合西侧控边断层——石门断层由北至南断距逐渐增大(由200 m增至1 500 m)、东侧齐岳山断层断距逐渐减小(由3 000 m降至200 m)的现象,明确了挤压逆冲推覆作用力逐渐由山前(齐岳山断裂)过渡至盆内(石门断裂),形成了石门背斜带持续窄陡、断裂增多、变形增强,白马向斜带逐渐宽缓、变形减弱的构造特点。

表3 四川盆地涪陵地区断裂带方解石U-Pb定年数据

在构造变形期次及形成机制研究的基础上,针对解决白马区块地应力变化大的问题,围绕应力大小、性质、方向三大表征目标,以薄板理论和有限元算法为核心,建立了应力场综合表征技术,实现了地应力“点、线、面”多维度定性—定量预测。与实测资料相比,方向绝对误差小于10°,应力大小绝对误差小于5 MPa(图3)。

图3 四川盆地白马区块应力方向及大小实测与模拟结果对比

2.2 地质工程一体化建立选区评价体系

在构造变形研究认识指导下,明确了白马区块保存条件平面呈现“以向斜核部为中心,向外呈环带式变差”的特点,优选了孔隙度、压力系数和含气饱和度作为该区页岩含气性评价的关键参数。同时以岩石破裂实验为依据,深入展开构造特征与压裂曲线耦合关系分析,明确了埋深、天然裂缝和应力性质是影响页岩气井可压性的关键地质因素[27]。最终建立了白马常压页岩气开发地质评价参数体系(表4)。Ⅰ类目标在含气性方面要求孔隙度不小于4%,压力系数不小于1.3,含气饱和度不小于60%,在可压性方面要求埋深不超过3 500 m,天然裂缝较发育且非均质性弱,以中—弱挤压为主。根据评价标准,采用权重分析法,针对白马探明储量范围,评价优选了白马向斜核部以南为开发建产的最有利目标。

表4 四川盆地白马区块页岩气开发选区地质参数体系

2.3 建模数模一体化细化开发技术政策

涪陵气田开发实践表明五峰组—龙马溪组一段①至⑤号小层为最优质开发层系,充分利用建模数模手段,针对不同地质特征,重点围绕穿行层位、井网井距、布井方位等开发技术政策参数开展了相关研究,建立了差异化开发技术政策。

根据白马区块多尺度天然裂缝精细建模结果,结合岩心破裂实验、钻井漏失特征、产气剖面等相关资料,明确了在天然裂缝欠发育区,应优选有机碳含量最高的①至③号小层下部为有利穿行靶窗;在天然裂缝发育区,应优选③号小层上部为有利穿行靶窗。根据压后缝网模拟和数值模拟结果,配合微地震监测和经济极限井距分析,明确了在天然裂缝欠发育且埋深超过4 000 m的区域,井距应以250 m为主,且随着埋深逐渐变浅,井距应控制在300 m;在天然裂缝较发育区,井距则应控制在300～350 m。根据地应力场预测结果,结合布井方位与最大应力方向夹角应不小于60°的涪陵气田开发实践,明确了在应力方向相对单一的区域可采用平行布井模式,在应力方向多变的区域则采用“近扇形”布井模式,最大限度地实现储量有效控制。

2.4 技术经济一体化保障常压有效开发

根据白马区块差异化裂缝发育条件、应力性质和气藏埋深,开展了不同地质条件压裂工艺对策研究。在小尺度裂缝发育区,针对裂缝导致滤失增加,影响人工裂缝延伸的问题,形成了“降滤促缝+超大排量”的压裂工艺对策;在埋深超过4 000 m、挤压应力为主的天然裂缝欠发育区,针对裂缝延伸困难和复杂缝网难形成的问题,优化形成了“综合降压+暂堵促复杂”的压裂工艺对策;在地层压力系数小于1.0、大尺度裂缝发育区,针对天然裂缝对人工缝网强诱导的问题,形成了“前置暂堵改造岩石本体”的压裂工艺对策。在压裂工艺多轮次总结优化的基础上,白马区块单井产能由早期的0.5～0.6亿方提升至0.75～0.95亿方,为效益开发奠定了良好基础。

在不断提产的同时,积极探索高效降本模式。以“整体部署、分步实施、评价先行”思路为指导,优选具有不同地质特征的多个井组,开展工程试验,落实效益开发可行性。通过攻关试验,基本形成了白马区块全井一体化提速降本模板。对比前期5口水平井,平均机械钻速提高38%,钻井周期缩短32天,压裂施工速度提升2～3倍,单段压裂费用降至85万元,降本提速效果明显(图4)。

图4 四川盆地白马区块不同井、井组压裂速度对比

2.5 开发效果

经过多年持续攻关,涪陵页岩气田白马区块五峰组—龙马溪组常压页岩气开发实现跨越式发展。2021年向国家储委提交页岩气探明储量超千亿方,首次实现国内第一个整装常压页岩气藏规模储量探明。截至2022年底,先后投产30口开发井,日产气量稳定在80万方。2022年年产气量2.24亿方,实现了常压页岩气效益开发,有效支撑了涪陵气田持续稳产。目前白马区块正在积极探索立体开发可行性,已部署实施上部气层评价井,预测单井EUR达0.65亿方,有望实现常压页岩气储量一次性高效动用。

3 结论与建议

以涪陵页岩气田白马区块为代表的中国南方常压页岩气在地质评价关键技术、选区评价参数体系、开发技术政策、工程工艺对策等方面取得了一些重要成果:①明确了逆冲推覆作用是控制常压页岩气保存和富集差异的关键;②建立了复杂构造背景下地应力场预测技术;③创建了常压页岩气开发地质评价参数体系;④创建了基于不同地质特征的常压页岩气差异化开发技术政策;⑤形成了常压页岩气差异化压裂工艺对策;⑤实现了涪陵气田常压页岩气效益开发。

白马区块实践证实了中国南方常压页岩气具有效益开发前景,但为不断提升常压页岩气开发效果,实现高效开发,仍需做好以下三方面的工作:①持续深化富集高产主控因素研究,细化开发甜点目标;②持续深化常压页岩气井生产规律研究,优化开发技术政策;③持续深化常压页岩气立体开发可行性评价,为动用率和采收率提升奠定基础。

致谢:中国石油大学(北京)在方解石U-Pb定年实验方面做出了相关贡献,在此致以衷心感谢!

利益冲突声明/Conflict of Interests

所有作者声明不存在利益冲突。

All authors disclose no relevant conflict of interests.

作者贡献/Authors’Contributions

刘超参与研究设计;刘超、包汉勇、万云强、甘玉青参与论文写作和修改。所有作者均阅读并同意最终稿件的提交。

The study was designed by LIU Chao. The manuscript was drafted and revised by LIU Chao, BAO Hanyong, WAN Yunqiang, and GAN Yuqing. All the authors have read the last version of paper and consented for submission.