渝东南南川地区东胜构造带常压页岩气勘探开发实践

何希鹏,张培先,任建华,王 伟,卢 比

1.中国石化 华东油气分公司,南京 210019;2.中国石化 华东油气分公司 勘探开发研究院,南京 210019

“十三五”以来,中国石化在四川盆地及周缘地区五峰组—龙马溪组常压页岩气勘探开发取得积极进展,实现了多个重大突破[1-7],先后发现南川、白马、林滩场、武隆及道真等多个常压页岩气田或含气构造,累计提交探明储量超3 000×108m3,年产气超20×108m3;同时在复杂构造带常压页岩气实现了从无到有的跨越,储量、产量呈增长趋势。南川地区东胜构造带处于渝东南常压—高压过渡区,五峰组—龙马溪组地层压力系数为1.0～1.35,2017年优选背斜型有利目标部署实施SY1HF井,测试日产气14.4×104m3,压力系数1.3,实现了东胜页岩气勘探重要突破;2019年优选单斜型有利目标部署实施SY2HF井,测试日产气32.8×104m3,压力系数1.2,标志着东胜构造带常压页岩气勘探实现重大突破。2020年东胜构造带提交千亿立方米探明储量,当年启动5.0×108m3产能建设。东胜构造带主要受燕山中期、晚期及喜马拉雅期构造作用影响,表现出构造、保存条件及地应力场等“三复杂”的典型地质特征,导致页岩气在勘探开发过程中单井产量差异较大、生产规律复杂。

本文以渝东南南川地区东胜构造带“三复杂”为问题导向,通过深化基础研究,明确了富集高产主控因素,坚持地质工程一体化创新,制定了针对性开发对策,进一步提高了单井产能和效益开发水平,助力东胜复杂构造带常压页岩气实现效益开发。

1 东胜构造带地质特征

南川地区受多期构造作用影响,形成了东西分带的构造格局,自东向西构造改造递进变形,改造强度东强西弱,抬升幅度东高西低,构造样式由冲断构造带(石桥)过渡到断弯、断展构造带(平桥、东胜、阳春沟),再到滑脱变形带(神童坝)(图1)。燕山中期以挤压作用为主,东胜构造带受江南—雪峰造山带产生的北西向挤压应力发生抬升变形,发育北东走向的龙济桥断层和一系列反冲断层,形成断展褶皱;燕山晚期以挤压+走滑作用为主,区域应力场变为南东向的挤压背景,东胜构造带龙济桥断层走向发生偏转,南端变为北北东走向,地层抬升遭受强烈剥蚀;喜马拉雅期东胜构造带受到北西—南东向挤压整体隆升,地层进一步遭受剥蚀。多期构造运动造成东胜构造带复杂的地质特征,整体表现为构造复杂,断裂发育,地层产状变化大,局部微幅构造发育,保存条件复杂,地层压力系数从1.35变为1.0,地应力场复杂多变,这对勘探部署及效益开发提出了更大挑战。

图1 渝东南南川地区构造特征及地质剖面示意

1.1 构造复杂

东胜构造带处于平桥构造带与神童坝构造带之间,构造呈北东走向,长20 km,宽4～8 km,主要受控于龙济桥断层、平桥西断层和袁家沟断层。东胜构造带断裂、地层产状复杂,微幅构造发育,根据构造样式及断裂特征,可划分为东胜背斜、袁家沟向斜和东胜南斜坡,整体具有北窄南宽、北陡南缓、北深南浅的复杂构造特征(图2a)。构造复杂对井位部署及轨迹穿行提出了挑战。

图2 渝东南东胜构造带五峰组底界构造(a)、地层压力系数(b)、最大水平主应力方位变化(c)及最大水平主应力分布(d)平面位置见图1。

北部的东胜背斜受龙济桥断层和平桥西断层夹持,构造紧闭,页岩埋深较大,为3 500～4 650 m。背斜西翼受龙济桥断层逆冲推覆的影响,地层高陡,地层产状变化快,局部地层倾角超过65°;背斜东翼埋深较大,最大埋深超过4 600 m,地层倾角一般为15°～40°。东胜背斜构造窄、地层陡、微幅构造发育,严重制约了水平井靶窗穿行率。袁家沟向斜受控于平桥西断层和袁家沟断层控制,为狭长的向斜构造,内部发育一组北东向的四级断裂,构造较复杂,埋深4 000～5 000 m,地应力较高。南部的东胜南斜坡受控于龙济桥断层和袁家沟断层,近东西走向,宽6～8 km,受金佛山背斜隆升影响,南部五峰组—龙马溪组出露地表,页岩埋深0～3 500 m,地层相对稳定,地层倾角10°～30°。受燕山晚期构造运动影响,龙济桥断层走向由北东向逐渐转为北北东向,对东胜南斜坡页岩气成藏造成一定破坏。

1.2 保存条件复杂

一般用地层压力系数大小表征保存条件的好坏,不同压力体系下页岩含气量和单井产量差异较大。经过多年页岩气勘探开发实践,渝东南地区创新形成了常压页岩气“三因素控藏”富集高产地质认识[5,7-17],明确了保存条件是关键,保存条件影响地层能量和含气量,控制了页岩气藏的富集程度。地层压力系数与页岩气富集程度呈正相关关系,地层压力系数越大,保存条件越好,页岩气越富集,单井产量相对越高。保存条件的好坏对页岩气单井产量及单井EUR(最终可采储量)具有重要影响。

东胜构造带地层压力系数为1.0～1.35,处于常压—高压过渡区,以常压页岩气为主,具有由南向北地层压力系数逐渐增大、保存条件逐渐变好的规律(图2b)。东胜构造带北部背斜及向斜区与四川盆地相连,改造程度弱,保存条件较好;龙济桥断层以挤压应力为主,断层封闭性较好,压力系数为1.2～1.35,优质页岩含气量4～6 m3/t。南部斜坡区改造强、抬升幅度高,保存条件破坏大,地层压力系数为1.0～1.2,优质页岩含气量2.5～4 m3/t。受挤压+走滑作用影响,龙济桥断层由北向南断距从100 m增大到400 m,断层封闭性较北部差。南部靠近龙济桥断层实施的SY2-5HF井初期日产气4.3×104m3,套压9.0 MPa;而北部靠近龙济桥断层实施的SY20-1HF井初期日产气8.3×104m3,套压20.9 MPa,单井产量及地层能量差异较大,这也从侧面反映了保存条件的好坏。

1.3 地应力场复杂

东胜构造带地应力场复杂,主要表现在2个方面:一是受三期构造改造作用影响,地应力方位发生变化,且局部变化较快(图2c);二是受构造样式、埋深、裂缝发育程度及断层挤压等多种因素影响,地应力大小变化范围大(图2d)。复杂的地应力场对页岩气水平井部署和压裂改造提出了挑战。

东胜构造带处于平桥、阳春沟构造带中间,地应力方位兼有平桥、阳春沟构造带的特征。东胜构造带中北部地应力以北东向为主,应力方位为60°～72°,与阳春沟构造带基本一致;南部斜坡区以60°为主,局部变为北西向,应力方位为135°(图2c),与平桥构造带基本一致。造成这种地应力方位变化快的原因,可能是受燕山中期雪峰隆起北西向逆冲推覆、燕山晚期北东向压扭走滑[12]以及金佛山持续隆升等多期构造影响。

东胜构造带不同构造部位地应力大小及破裂压力差异明显,受构造挤压、埋深及裂缝发育程度的影响,由南向北地应力逐渐增大(图2d)。东胜南斜坡埋深较浅(500～3 500 m),地应力相对较低,一般为40～75 MPa,应力梯度为2.22 MPa/hm,压裂时页岩破裂压力一般为45～85 MPa。东胜背斜核部埋深适中(3 500～3 800 m),但处于挤压区,地应力一般为75～85 MPa,页岩破裂压力一般为85～100 MPa。东胜背斜北部及袁家沟向斜由于埋深较大(3 800～5 000 m),裂缝发育较少,地应力较高,一般为85～100 MPa,垂向应力梯度为2.28 MPa/hm,页岩破裂压力普遍超过100 MPa。同等埋深条件下,东胜构造带施工压力较裂缝发育的阳春沟构造带高10～20 MPa(图3),施工压力明显偏高,压裂改造效果受到较大影响。两向水平应力差异系数变化不大,为0.11～0.18,由南向北呈增大趋势,东胜南斜坡应力差异系数为0.11～0.14,东胜背斜应力差异系数为0.15～0.18。

图3 渝东南东胜与阳春沟构造带施工压力对比

2 勘探开发实践

构造复杂造成井位部署、水平井轨迹穿行难度增加。北部背斜区由于地层产状变化快、微幅构造较发育,导致水平井靶窗钻遇率低,多口水平井均因局部微幅构造或产状突变,靶窗钻遇率仅有28%～77%。保存条件复杂影响页岩含气量,导致气藏富集程度降低。龙济桥断层由北向南断距逐渐增大,保存条件逐渐变差,地层压力系数由1.35逐渐降低至1.0,影响了单井产量。地应力场复杂增加了压裂改造难度,影响缝网改造体积。地应力大小及方位的变化导致压裂改造难度增大,南部斜坡区由于地应力方位变化快(最大水平主应力方位由60°变化到135°),DP9平台水平井后20段与前10段的破裂压力和施工压力相差20 MPa,影响了改造效果。

针对东胜构造带地质条件具有“三复杂”的特征,通过深化地质研究,细化构造解释、优化开发方案、强化地质导向和压裂工艺等攻关实践,坚持地震资料处理解释一体化、地质工程一体化,优选甜点靶区、优化井位部署、提高靶窗钻遇率、增大改造体积,从而提高东胜复杂构造带常压页岩气单井产量,实现效益开发。

2.1 提高浅层速度建模精度,提升构造解释准确度

通过三维地震资料目标处理,提高速度模型精度,提升地震成像准确度,结合精细化处理解释,提高构造图的编制精度,为井网部署奠定基础。

(1)开展复杂构造带成像处理攻关,提升地震成像精度。针对复杂近地表结构带来的浅层速度建模难题,采用层控折射波层析技术,提高浅层模型精度,消除因近地表因素引起的中深层构造假象[18-23]。针对复杂逆冲推覆断裂两侧地层岩性差异大、存在速度突变的问题,形成断控约束速度建模技术,利用层位、断块共同约束速度反演,解决了常规速度建模在断层两侧连续插值带来的速度误差,速度模型与地下实际地质情况更加匹配,改善复杂断裂带成像效果。开展各向异性(TTI)介质速度建模,充分利用大量页岩气钻井资料,建立TTI各向异性参数模型,解决因各向异性引起的井震误差大的问题,提高井震吻合率。针对陡倾角复杂构造难题,开展照明均衡逆时偏移成像,实现地震高精度成像。通过东胜完钻井穿行情况对比(以SY23-2HF井为例),针对性处理后,成像质量改善明显,归位更加合理(图4),较好改善了假断裂、陡倾角等成像难题,井震吻合度大幅提高,为后续页岩气勘探开发部署提供了重要技术支撑。

图4 渝东南东胜构造带过SY23-2HF井轨迹剖面

(2)及时完善地质模型,随钻随修构造图。通过加密解释网格,精细识别小断裂及微幅构造,结合测井资料、处理成果速度、层位及断层信息,建立高精度速度场,提高时深转换精度与构造成图准确性,一井一修,实时修编构造图,及时更新构造模型;利用已钻水平井的实钻资料修正构造模型,明确不同区构造特征,为井网部署和后续开发井优化奠定良好基础。

2.2 优化开发技术政策,提高单井产量

东胜构造带北部的高陡背斜区保存条件较好,但两翼地层高陡,地层倾角30°～65°,影响水平井靶窗钻遇率;南部的宽缓斜坡区地层较平缓,但保存条件较差,地层压力系数为1.0～1.2,单井产量和单井EUR相对较低。近年来勘探开发一体化结合[19,23-26],根据背斜区和斜坡区的地质特征,通过优化井网部署、优化水平段长等开发技术政策,实现复杂构造区常压页岩气单井产能的提升和效益开发。

(1)背斜区优化井网部署,降低成井难度。针对东胜背斜窄陡狭长、高差大的复杂构造特征,创新形成了“站高点、打甜点”原则,沿着背斜轴线双向部井,避免了水平井段因翻越背斜脊线地层产状变化剧烈导致甜点靶窗钻遇率较低的问题;源头上优化井位部署,降低水平井轨迹的复杂程度,同时可有效减少靶前距离,充分动用地下储量,降低成井及后期排采难度。

东胜构造带由北向南最大水平主应力方位由72°变为135°,若采用相同的部井模式,则会导致不同应力区水平段与最小水平主应力夹角大,影响后期压裂改造效果。一般按照水平段方位与最小水平主应力夹角控制在30°以内[21-24],同时兼顾靶点落差。高陡背斜区最大水平主应力方位为60°～72°,南北向部署水平井,与最小主应力方位夹角18°～30°,靶点落差控制在200 m以内,有利于后期排液、释放单井产能。

(2)斜坡区优化水平段长,提高单井控制储量和产量。斜坡区南部优质页岩含气量降低,储量丰度较低,页岩含气量平均为4.9 m3/t,储量丰度为3.4×108m3/km2。根据已实施探评井的平均单井钻采投资,反算单井控制储量需达到2.7×108m3才能实现效益开发。通过数值模拟研究,结合邻区勘探开发实践[14-15],常压区页岩气单井产能与水平段长呈正相关关系,同时东胜南斜坡构造简单、地层产状稳定且相对平缓,有利于实施长水平井。斜坡区南部部署水平井15口,水平段长2 100～4 050 m,开发井距400m,单井控制储量达(2.86～4.37)×108m3,其中3口井水平段长超过3 500 m,单井EUR为(1.0～1.36)×108m3。长水平段实现了常压页岩气单井产量提升和长期稳产。

2.3 钻定导一体化导向,提高优质页岩靶窗钻遇率

(1)建立地质、工程参数双因素判层标准,用于辅助判层。五峰组—龙马溪组9个小层钻进时所表现出的钻时、钻压、扭矩等工程参数有一定差异性,以此用来辅助判断地层界面弥补LWD工具随钻测量盲区,从而实现精准控层。如龙马溪组②小层具有高GR电性特征,高TOC含量、高孔隙度、高脆性矿物的特征,对应的钻井工程参数为复合钻进钻时2～4 min/m,滑动钻进钻时5～9 min/m,扭矩绝对值较上部的③小层低,较平稳,可以提前15～18 m判断层位,给导向人员调整轨迹提供了便利。

(2)结合地层产状优选相适应的导向工具。不同地质条件下导向工具的适应性不同,东胜背斜地层产状变化快、倾角变化范围大,需要优选造斜率高的钻具组合;东胜南斜坡地层相对平缓,对导向工具造斜率要求相对较低。通过分区导向工具的优化组合,导向指令减少41%,复合钻进的占比由61%增加到88%,机械钻速由13.3 m/h提升至15.6 m/h,构造复杂区水平井钻遇率由46%提升至86%。

(3)钻定导一体化协作导向实现优质页岩钻遇率大幅提升。组建由地震、钻井、定向工程师组成的水平井地质导向团队,实现地质工程一体化协同导向。通过地质工程一体化实践,建立了“综合邻井空间约束+分段控制预警”的水平井地质导向技术,利用邻井实钻资料作为空间上的约束条例,在精细构造模型基础上,以正钻井设计轨迹为基准建立水平井二维导向剖面,分段预测地层倾角及井身轨迹参数。该技术应用于东胜背斜西翼的复杂构造区,靶窗穿行率由前期的46%提升到84%～91%。

2.4 建立分区差异化压裂方案,提高裂缝复杂度

地应力场对压裂改造具有重要影响,制定分区差异化压裂设计方案有助于增大复杂缝网形成几率和改造体积,提高单井产能。

根据岩心三轴力学、特殊测井及今地应力预测技术,明确地应力大小变化规律,结合不同构造部位的探评井压裂经验,根据分区地质特征及产能主控因素,优化分区开发对策。针对高应力区形成了“小段少簇+极限限流射孔+多级支撑+提压升排量”的压裂改造工艺,中高应力区形成了“中段多簇+密集布缝+变密度限流射孔”的压裂工艺,低应力区形成了“长段多簇+投球暂堵+高砂比高强度+连续加砂+无限级滑套”的压裂改造工艺,实现了不同应力区常压页岩气单井产能的进一步提升。斜坡区埋藏浅、地应力低、易改造,在优化水平段长的基础上,开展精细地质建模,研究压裂参数与压裂规模的关系,明确最优压裂规模,提升单井产能。建立了储层三维地质模型及天然裂缝模型,利用有限元方法模拟得到斜坡区三维地应力场模型,分别模拟加砂强度2～5 m3/m条件下水力裂缝参数及单井产能变化规律(表1,图5)。当加砂强度由2 m3/m增加至5 m3/m时,裂缝长度由225 m增加至368 m,单井EUR由0.65×108m3增加至0.82×108m3;当加砂强度超过4 m3/m后,裂缝尺寸、导流能力及单井EUR的增幅均有所下降,压裂成本增加较多。在相同簇数情况下,随着加砂强度的增加,簇间裂缝起裂由原来的不均匀起裂逐渐变为均匀起裂,缝网复杂程度增加,改造效果变好。

表1 渝东南东胜构造带斜坡区不同加砂强度下缝网模拟参数

图5 渝东南东胜构造带不同加砂强度下裂缝扩展示意

东胜构造带斜坡区距离剥蚀边界较近,页岩含气量和地层压力系数较低。在开展缝网模拟基础上,优选SY4-2HF井高强度加砂试验,加砂强度提高到4.0 m3/m,复杂缝占比86%,测试日产气6.9×104m3,套压7.9 MPa,实现了南部中浅层常压页岩气效益开发。

3 勘探开发效果

根据东胜复杂构造带地质特征,通过实施深化地质研究、优化井网布署、钻定导一体化提升优质页岩靶窗钻遇率、差异化压裂改造提高单井产量等一系列优化对策,优化后19口开发井生产效果明显优于优化前11口开发井的生产效果,优化前套压平均为13.2 MPa,测试日产气8.8×104m3,单井EUR为0.7×108m3,优化后套压平均15.9 MPa,平均日产气11.1×104m3,单井EUR 为0.79×108m3(图6a),表现出套压高、递减慢、稳产期长的特点。优化前后归一化生产曲线表明,试采初期,在日产气基本相当情况下,优化后的井口套压提高了3～5 MPa,且递减明显趋缓(图6b),表明针对性对策起到了较好的生产效果。

图6 渝东南东胜构造带优化开发对策前、后单井EUR(a)与归一化生产曲线对比(b)

虽然优化后气井生产效果得到了提升,但是受构造复杂、保存条件差异大和地应力场复杂的影响,东胜区块不同分区气井生产特征呈现明显的差异。

高陡背斜区保存条件较好,压力系数1.2～1.35,整体呈现初产高、压力高、单位压降产气较高、递减较快的特点(图7)。东胜背斜两翼呈不对称结构,西翼地层高陡(最高可达65°),靶窗钻遇率较低。通过优化井位部署和钻定导一体化导向,西翼的SY1-5HF井水平段长1 443 m,优质页岩钻遇率84%,加砂强度2.1m3/m,注液强度21.5m3/m,套压18.24 MPa,试采日产气10.7×104m3,目前生产16个月,套压3.52 MPa,日产气3.2×104m3,累产气2 482×104m3。东翼埋深变化大,地应力较高(85～100 MPa),压裂形成复杂缝网难度较大,通过差异化压裂优化设计,实现了高应力区常压页岩气井产能的提升。

以背斜高应力区埋深超过3 500 m的DP1平台的SY1-8HF、SY1-6HF两口井为例,地质条件基本相当,早期的SY1-8HF井测试效果较差,测试日产气8.9×104m3,无阻流量11×104m3/d。SY1-6HF井通过优化压裂方案,采用密切割以保证充分改造,压裂单段长由80～90 m缩短为70～80 m,簇间距由15～20 m降至10 m,利用高砂比铺砂,综合砂比由3%提升至10%,排量由16～18m3/min提升至18～20.5m3/min、加砂强度由0.9m3/m提升至2.0 m3/m。SY1-6HF井通过采用“中等段长+多簇限流+高强度高砂比+提压升排”压裂改造工艺,测试日产气提升至10.7×104m3,无阻流量提升至19×104m3/d,目前试采15个月,套压2.54 MPa,日产气2.78×104m3,累产气1 580×104m3。

斜坡区地层压力系数较低,为1.0～1.2,具有初产高、压力中等、单位压降产气较高、递减中等的特点(图7)。深化页岩气保存条件和强改造对单井产量关系的研究,向南滚动部署SY4-2HF井,距离剥蚀边界2.7 km,地层压力系数1.05,页岩埋深1 809 m;通过优化井位部署,水平段长2 083 m,优质页岩钻遇率100%;实施高强度加砂,加砂强度4.0 m3/m,注液强度29.5 m3/m,测试日产气6.9×104m3,套压7.9 MPa。目前试采7个月,套压8.25 MPa,油压6.78 MPa,日产气5.4×104m3,累产气1 322×104m3,预测EUR为0.82×108m3。SY4-2HF井的成功,证实了在靠近剥蚀边界、埋深小于2 000 m的常压区,优质页岩仍然具有较好的含气性,通过强改造增大缝网体积后仍可获得较高产量。

4 结论

(1)渝东南南川地区东胜构造带具有构造复杂、保存条件复杂、地应力场复杂的“三复杂”地质特征,单井产量差异大,给勘探开发部署和效益开发带来了较大挑战。

(2)坚持地震处理解释一体化,开展复杂构造区成像处理攻关,提升地震成像准确度和构造解释准确度,完善地质模型,编制目的层构造图,为井位部署和地质导向奠定了基础。优化开发技术政策,深化背斜区和斜坡区地质特征研究,分区优化井网部署和水平段长,提高井控储量。建立双因素判层标准,优选适应不同地层产状的导向工具,钻定导一体化协作导向提高优质页岩靶窗钻遇率。地质工程一体化,针对高中低不同应力区建立分区差异化压裂方案,提高裂缝复杂度和单井产量。

(3)针对东胜复杂构造带“三复杂”地质特征,创新形成了复杂构造带常压页岩气四大效益开发对策,提高了单井产量和单井EUR,实现了渝东南南川地区东胜复杂构造带常压页岩气的效益开发,可为其他类似复杂构造带页岩气效益开发提供技术借鉴。

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

何希鹏提出论文总体构思,负责勘探开发实践及对策编写;张培先负责地质特征编写及统稿;任建华、王伟、卢比负责开发效果编写及编图。所有作者均阅读并同意最终稿件的提交。

HE Xipeng proposed the overall idea of the paper and was responsible for the compilation of exploration and development practices and countermea-sures. ZHANG Peixian was responsible for the compilation of geological characteristics and drafting. REN Jianhua, WANG Wei and LU Bi were responsible for the compilation and mapping of development effects. All authors have read and approved the submission of the final manuscript.