我國頁巖氣藏直井壓裂開發(fā)可行性分析

關(guān)富佳，王海濤，姜宇玲，肖 娜非常規(guī)油氣湖北省協(xié)同創(chuàng)新中心(長江大學(xué))，湖北 武漢長江大學(xué)石油工程學(xué)院，湖北 武漢

我國頁巖氣藏直井壓裂開發(fā)可行性分析

關(guān)富佳1,2，王海濤2，姜宇玲2，肖 娜2
1非常規(guī)油氣湖北省協(xié)同創(chuàng)新中心(長江大學(xué))，湖北 武漢2長江大學(xué)石油工程學(xué)院，湖北 武漢

http://dx.doi.org/10.12677/jogt.2016.383025

Received: Mar. 24th, 2016; accepted: Jun. 21st, 2016; published: Sep. 15th, 2016

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國內(nèi)已開發(fā)頁巖氣藏產(chǎn)能表現(xiàn)出與國外頁巖氣藏產(chǎn)能的巨大差異，涪陵頁巖氣藏個(gè)別水平井多級(jí)分段壓裂試氣無阻流量可達(dá)百萬立方米/天，遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于國外同類氣藏產(chǎn)能，比大多數(shù)常規(guī)氣藏產(chǎn)能高。通過對(duì)國內(nèi)外頁巖氣藏地質(zhì)特征進(jìn)行了詳細(xì)分析對(duì)比，發(fā)現(xiàn)國內(nèi)頁巖氣藏十分發(fā)育的裂縫系統(tǒng)是頁巖氣井高產(chǎn)的決定因素。鑒于國內(nèi)外頁巖氣藏地質(zhì)特征的差異性，水平井多級(jí)分段壓裂或許并不適用于我國頁巖氣藏的開發(fā)。本文利用壓裂模擬和數(shù)值模擬方法，對(duì)相同壓裂排量下的水平井多級(jí)分段壓裂和直井壓裂方式下的頁巖氣井壓裂規(guī)模及產(chǎn)量進(jìn)行了模擬，模擬結(jié)果表明，相同頁巖參數(shù)和儲(chǔ)量下，運(yùn)用直井壓裂開發(fā)我國頁巖氣藏能夠取得更好的開發(fā)效益。

頁巖氣，水平井，直井，壓裂

1. 引言

同類氣藏采用相同開發(fā)方式下開發(fā)特征的差異性取決于不同的地質(zhì)特征，地質(zhì)特征決定開發(fā)方式。通過對(duì)比分析國內(nèi)外頁巖氣藏地質(zhì)特征，探討適用于國內(nèi)頁巖氣藏的開發(fā)方式。美國Barnett氣藏是世界上率先成功進(jìn)行商業(yè)化開發(fā)的頁巖氣藏，水平井多級(jí)分段壓裂技術(shù)的運(yùn)用是其成功開發(fā)的關(guān)鍵。自此以后，水平井多級(jí)分段壓裂技術(shù)成為開發(fā)頁巖氣藏的首選技術(shù)，美國和加拿大頁巖氣藏后續(xù)商業(yè)化開發(fā)進(jìn)一步證實(shí)了該技術(shù)對(duì)頁巖氣藏開發(fā)的適用性。近年來，隨著我國頁巖氣水平井勘探開發(fā)技術(shù)的不斷提高，尤其是涪陵頁巖氣藏的投入開發(fā)，水平井分段壓裂技術(shù)逐漸成為首選開發(fā)技術(shù)，頁巖氣井壓裂試氣表現(xiàn)出異常高產(chǎn)，部分井無阻流量超過100 × 104m3/d，遠(yuǎn)遠(yuǎn)高出國外同類頁巖氣藏產(chǎn)能極限，甚至超過絕大部分常規(guī)氣藏產(chǎn)能。決定國內(nèi)外頁巖氣藏產(chǎn)能差異性的內(nèi)在地質(zhì)因素是否不同，由地質(zhì)因素決定的開發(fā)因素是否要有所差別呢？我國頁巖氣開發(fā)是否仍然沿用國外頁巖氣開發(fā)技術(shù)，這些都是值得商榷的。

美國作為頁巖氣行業(yè)的先導(dǎo)者，先后開發(fā)了水平井、水力壓裂兩大核心技術(shù)，以形成頁巖儲(chǔ)層網(wǎng)狀裂縫系統(tǒng)為目的，實(shí)現(xiàn)了頁巖氣的大規(guī)模開采。在目前的頁巖氣開發(fā)中，水平井加大規(guī)模水力壓裂被認(rèn)定為唯一方式，但其成本較高。據(jù)張小龍[1]對(duì)美國Barnett頁巖約10,000口水平井的長度及頁巖氣單井第一年的產(chǎn)量統(tǒng)計(jì)，發(fā)現(xiàn)兩者沒有明顯相關(guān)性，且離散性大，這說明影響頁巖氣產(chǎn)量變化的因素很多，能否完全照搬美國水平井和大規(guī)模水力壓裂的成功經(jīng)驗(yàn)，很多人對(duì)此提出了質(zhì)疑[2]。

2. 國內(nèi)外頁巖氣田地質(zhì)特征對(duì)比

對(duì)比國內(nèi)幾個(gè)頁巖氣開發(fā)區(qū)塊的巖石礦物組成及地球化學(xué)指標(biāo)等參數(shù)，如表1所示，可以看出，我國頁巖氣藏和美國著名的Barnett頁巖氣藏存在較大差異性。

2.1. 總有機(jī)碳含量

Barnett頁巖沉淀初期總有機(jī)碳含量(TOC)可達(dá)20%，現(xiàn)今TOC為3%～13%，平均4.5%。涪陵焦石壩區(qū)塊TOC主要分布在0.46%～7.13%，平均2.66%，其中TOC ≥ 1.0%樣品較多，達(dá)到樣品總數(shù)的95.1%。鄂爾多斯盆地南部張家灘頁巖有機(jī)質(zhì)豐度為1.76%～5.88%，平均3.24%。川東南涪陵地區(qū)頁巖TOC一般為1%～2%，橫向分布穩(wěn)定[3]。

2.2. 有機(jī)質(zhì)類型與演化程度

涪陵焦石壩區(qū)塊五峰組–龍馬溪組有機(jī)質(zhì)顯微組分中腐泥組含量最高[4]，烴源巖主要為I型，鏡質(zhì)體反射率為2.42%～2.80%，平均2.59%。川東南涪陵地區(qū)下侏羅統(tǒng)大安寨頁巖有機(jī)質(zhì)類型以II2為主，鏡質(zhì)體反射率為 1.26%～1.55%，基本處于高成熟階段。鄂爾多斯盆地南部張家灘頁巖鏡質(zhì)體反射率為0.52%～1.13%，平均0.72% [3]。與北美Barnett等典型頁巖地質(zhì)特征相比，以涪陵龍馬溪組為代表的國內(nèi)頁巖TOC、含氣量、黏土礦物含量、脆性礦物含量等參數(shù)指標(biāo)與北美頁巖基本相當(dāng)，具有相似的頁巖氣形成條件，埋藏深度適中，但熱演化程度偏高[5]-[7]。

2.3. 物性特征

2.3.1. 孔隙度

涪陵焦石壩區(qū)塊五峰組–龍馬溪組孔隙度分布在 1.17%～8.61%之間，平均 4.87%，孔隙度總體表現(xiàn)為低–中孔[8]。川東南涪陵地區(qū)下侏羅統(tǒng)頁巖大安寨段孔隙度為1.40%～8.17%，平均4.68% [9]。

2.3.2. 滲透率

涪陵焦石壩區(qū)塊五峰組–龍馬溪組頁巖儲(chǔ)層垂直滲透率遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于其水平滲透率[10]，垂直滲透率平均值為 0.1539 mD，水平滲透率平均值為 0.4908 mD。涪陵地區(qū)下侏羅統(tǒng)頁巖大安寨段滲透率為0.0111～96.2014 mD，平均0.7371 mD。Barnett已發(fā)表滲透率數(shù)據(jù)為0.001～0.005 mD [11]。對(duì)比滲透率數(shù)據(jù)可以看出，相比于Barnett毫達(dá)西級(jí)甚至是毫微達(dá)西級(jí)的滲透率，涪陵地區(qū)的滲透率存在數(shù)量級(jí)的增長，這可能是產(chǎn)能差異的主控因素之一。

3. 國內(nèi)頁巖氣田高產(chǎn)因素分析

我國涪陵頁巖氣區(qū)塊[12] 2013年11月30日，穩(wěn)定生產(chǎn)368 d后，JY1井產(chǎn)氣量仍高達(dá)6.5 × 104m3/d，壓力穩(wěn)定在20 MPa。已完成試氣的26口井投入試采后均獲得較高產(chǎn)能，單井無阻流量10.1 × 104～155.8 × 104m3/d，單井產(chǎn)量5 × 104～35 × 104m3/d，區(qū)域井組日產(chǎn)氣量308.66 × 104m3。數(shù)據(jù)顯示，截至2014年底涪陵頁巖氣井已完井113口，投產(chǎn)89口，平均單井日產(chǎn)量達(dá)8.4 × 104m3，較之于美國許多頁巖氣井產(chǎn)量有大幅增長。

Table 1. Geological data of shale gas reservoirs both at home and abroad表1. 國內(nèi)外頁巖氣田地質(zhì)數(shù)據(jù)表

3.1. 基于二元富集理論的有利目標(biāo)選區(qū)

將我國第一批頁巖氣井威201井等與美國頁巖氣藏進(jìn)行對(duì)比研究發(fā)現(xiàn)，我國南方地區(qū)海相沉積頁巖氣藏具有構(gòu)造運(yùn)動(dòng)復(fù)雜、多期構(gòu)造疊加、熱演化程度高、保存條件復(fù)雜等特點(diǎn)。通過對(duì)比研究得到了“并不是所有頁巖都具有頁巖氣，并不是所有頁巖氣都是商業(yè)性頁巖氣”，以頁巖厚度、有機(jī)質(zhì)豐度、熱演化程度、埋藏深度和脆性礦物含量等主要地質(zhì)評(píng)價(jià)參數(shù)，發(fā)現(xiàn)了奧陶系五峰組–志留系龍馬溪組關(guān)鍵參數(shù)的耦合規(guī)律，提出海相頁巖氣“二元富集”理論并建立了相應(yīng)的頁巖氣選區(qū)體系和標(biāo)準(zhǔn)[13]。結(jié)合進(jìn)一步勘探開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，逐步形成了頁巖氣形成條件研究、富集主控因素分析及勘探實(shí)踐的“三元富集”理論[14]。

3.2. 異常高壓

地層壓力系數(shù)是頁巖氣富集高產(chǎn)評(píng)價(jià)指標(biāo)之一。頁巖氣藏相比常規(guī)油氣藏具有特殊性，是生儲(chǔ)蓋三位一體的地質(zhì)體[15]，因此其保存條件的評(píng)價(jià)也有所不同。頁巖地層異常高壓的產(chǎn)生原因目前還存在爭議[16]，部分學(xué)者認(rèn)為高壓是烴源巖生烴過程中增壓及泥頁巖的欠壓實(shí)作用[17]，以及良好的保存條件下天然氣聚集所引起的，反之會(huì)因?yàn)闅獠胤忾]性不好，頁巖氣排出過快造成壓力大幅降低，甚至形成低壓。美國Barnett和Haynesville等頁巖氣高產(chǎn)區(qū)均存在不同程度高壓[18]，眾多學(xué)者認(rèn)為合適的高壓是頁巖氣高產(chǎn)的重要原因之一[19]-[21]。

一方面在頁巖氣產(chǎn)出過程中高壓提高了傳質(zhì)速度；另一方面，在大規(guī)模水力壓裂過程中高壓能夠與水力作用相互影響，產(chǎn)生更多朝向射孔點(diǎn)方向的誘導(dǎo)裂縫，有效溝通儲(chǔ)層、增強(qiáng)壓裂效果。頁巖中的異常高壓可提高開采過程中的天然氣流速，在壓裂過程中，異常高壓能夠與水力作用“里應(yīng)外合”，使壓開裂縫朝井眼匯集，提高壓裂開采效率。

3.3. 潛在的誘發(fā)裂縫

微地震數(shù)據(jù)監(jiān)測到頁巖地層裂縫呈現(xiàn)不規(guī)則的復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)[22] [23]，通過分析井周天然裂縫隨機(jī)分布與層理平行發(fā)育下的誘導(dǎo)縫形態(tài)，從力學(xué)角度考慮，天然裂縫與層理高度發(fā)育的地層有潛力實(shí)現(xiàn)誘導(dǎo)縫分支，形成復(fù)雜的誘導(dǎo)縫形態(tài)[24]。然而Mayerhofer [25]研究Barnett頁巖氣井產(chǎn)量規(guī)律時(shí)，從微地震監(jiān)測與壓裂裂縫形態(tài)變化特征入手，得出改造網(wǎng)狀裂縫系統(tǒng)體積(SRV)越大，產(chǎn)量越高。

4. 頁巖氣儲(chǔ)層直井開發(fā)的可行性論證

對(duì)比國內(nèi)外頁巖氣田地質(zhì)特征，分析國內(nèi)頁巖氣高產(chǎn)因素，參照國際油價(jià)，頁巖氣開發(fā)能否選用直井代替水平井具有重大現(xiàn)實(shí)意義。根據(jù)第五屆中國石油工程設(shè)計(jì)大賽頁巖氣數(shù)據(jù)，見表 2。采用壓裂模擬軟件Meyer中適用于頁巖氣的MShale模塊對(duì)比模擬水平井和直井壓裂過程，將得到的裂縫信息輸入數(shù)值模擬軟件CMG的GEM組分模擬器，模擬頁巖氣的開采動(dòng)態(tài)，并進(jìn)行頁巖氣藏直井壓裂開發(fā)的可行性論證。

Table 2. Shale gas data of the 5th National petroleum engineering design competition表2. 第五屆中國石油工程設(shè)計(jì)大賽頁巖氣數(shù)據(jù)

4.1. Meyer的MShale模塊對(duì)比模擬水平井和直井壓裂

模擬水平井壓裂，水平段長1500 m，射孔壓裂段深度2485.6～2549.34 m，分20段壓裂，每段分3簇射孔，簇間距25 m，每簇長0.5 m，使用大型壓裂：大排量(泥漿速率約為11 m3/min)、大液量(每段909 m3泥漿)、大砂量(支撐劑總質(zhì)量67.390 t)、低砂比(小粒徑以100目和40～70目為主)，最后模擬得到壓裂半長為200 m，高72.566 m的裂縫。共用泥漿18,185.6 m3，共用支撐劑1374.8 t。

模擬直井壓裂，直井段全射孔，射孔壓裂段深度2479.2～2563.7 m，不改變裂縫數(shù)據(jù)等，Mshale中不勾選水平井選項(xiàng)，改變井斜數(shù)據(jù)，換為直井，所用泥漿體積和支撐劑質(zhì)量均為水平井總量的1/3，總泥漿6364.9 m3，共用支撐劑471.73 t。模擬Mshale得到壓裂半長為503.7 m、高81.29 m的裂縫，見表3。

由表3和圖1、圖2可知，模擬使用水平井所需1/3泥漿體積和支撐劑用量的直井壓裂半長為503.7 m，計(jì)算得出的有效改造體積與水平井計(jì)算出的有效改造體積相差不大，故直井結(jié)合水力壓裂具有現(xiàn)實(shí)意義。

4.2. 頁巖氣直井壓裂和水平井壓裂開發(fā)數(shù)值模擬

由于頁巖節(jié)理和裂縫發(fā)育，基質(zhì)孔隙作為頁巖氣儲(chǔ)集空間，裂縫系統(tǒng)才是主要滲流通道，因此，采用雙孔雙滲模型對(duì)區(qū)塊進(jìn)行動(dòng)態(tài)模擬和預(yù)測研究。將水平井和直井裂縫半長分別設(shè)置為200 m和503 m作對(duì)比分析，得到日產(chǎn)氣量預(yù)測圖(圖3和圖4)。

Figure 1. Facture outline of horizontal wells圖1. 水平井裂縫輪廓圖

Figure 2. Fracture of vertical wells with 1/3 horizontal wells displacement圖2. 1/3水平井排量下直井裂縫輪廓圖

Figure 3. Prediction of daily gas production in horizontal wells圖3. 水平井日產(chǎn)氣量預(yù)測圖

Figure 4. Daily production prediction of horizontal wells with 1/3 horizontal wells displacement圖4. 1/3水平井排量下直井日產(chǎn)氣量預(yù)測圖

Table 3. Comparison of horizontal wells and vertical wells表3. 水平井與直井對(duì)比表

由圖3、圖4可以看出，只有水平井1/3壓裂排量的直井日產(chǎn)氣量卻達(dá)到水平井產(chǎn)量的1/2，且其鉆井成本低。當(dāng)壓裂排量與成本不呈線性關(guān)系時(shí)，采用直井開采成本更低。

5. 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

1) 由近幾年國內(nèi)頁巖氣開發(fā)過程實(shí)踐得出，可以借鑒美國頁巖氣開發(fā)的成功經(jīng)驗(yàn)，但在現(xiàn)行低油價(jià)環(huán)境下不能完全照搬。

2) 對(duì)比國內(nèi)外頁巖氣地質(zhì)條件發(fā)現(xiàn)，在總有機(jī)碳含量、含氣量、黏土礦物含量、脆性礦物含量等參數(shù)指標(biāo)與北美頁巖基本相當(dāng)?shù)臈l件下，滲透率和超壓或超高壓是造成產(chǎn)能差異的主控因素。

3) 通過Meyer軟件模擬壓裂和CMG模擬開發(fā)過程得出，采用直井結(jié)合水力壓裂的方式開發(fā)頁巖氣藏有較強(qiáng)的現(xiàn)實(shí)意義。

基金項(xiàng)目

中國石油科技創(chuàng)新基金研究項(xiàng)目(2015D-5006-0206)；非常規(guī)油氣湖北省協(xié)同創(chuàng)新中心創(chuàng)新基金項(xiàng)目(BUOG-2014-3)。

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Feasibility Study of Development of Shale Gas Reservoirs by Vertical Well Fracturing in China

Fujia Guan1,2, Haitao Wang2, Yuling Jiang2, Na Xiao2
1Hubei Cooperative Innovation Center of Unconventional Oil and Gas (Yangtze University), Wuhan Hubei2School of Petroleum Engineering, Yangtze University, Wuhan Hubei

There existed great difference in the productivity of shale gas reservoir development between China and the foreign countries. The test open flow capacity of individual horizontal wells with multilevel segment fracturing could be 1 × 106m3/d, which was much higher than that of the same reservoir aboard and it was also higher than that of the most of conventional gas reservoirs. By detail analysis and contrast of geological features of shale gas reservoirs both at home and abroad, it was discovered that the well developed fracture system of shale gas reservoirs in China was the decisive factor of higher gas production. In consideration of the geological difference of shale gas reservoirs, horizontal wells with multilevel segment fracturing were not suitable for the development of shale gas reservoirs in China. In this paper, fracturing simulation and numerical simulation methods are used to simulate the fracturing scale and production of horizontal wells with multilevel segment fractured and fractured vertical wells with same volume fracturing fluid. The simulation results show that with same shale parameters and reserves, better economic benefit can be achieved by using vertical fractured wells in shale gas reservoirs in our country.

Shale Gas, Horizontal Wells, Vertical Wells, Fracturing

關(guān)富佳(1978-)，男，博士，副教授，現(xiàn)從事非常規(guī)油氣評(píng)價(jià)與開發(fā)方面工作。Email: guan_fujia@163.com

2016年3月24日；錄用日期：2016年6月21日；發(fā)布日期：2016年9月15日

文章引用: 關(guān)富佳, 王海濤, 姜宇玲, 肖娜. 我國頁巖氣藏直井壓裂開發(fā)可行性分析[J]. 石油天然氣學(xué)報(bào), 2016, 38(3): 50-56. http://dx.doi.org/10.12677/jogt.2016.383025