四川盆地南部瀘州區(qū)塊深層頁巖氣立體開發(fā)目標優(yōu)選

楊洪志 趙圣賢 夏自強 楊學(xué)鋒 張成林 張德良 張 鑒,3苑術(shù)生 馮江榮 謝 偉 何沅翰 胡浩然 李 博 王高翔

1.中國石油西南油氣田公司 2.中國石油西南油氣田公司頁巖氣研究院3.頁巖氣評價與開采四川省重點實驗室 4.四川頁巖氣勘探開發(fā)有限責(zé)任公司

0 引言

立體開發(fā)是提高區(qū)塊采收率的有利手段。北美2017年后逐漸在Eagle Ford和Permian盆地等區(qū)塊開始采用立體井網(wǎng)開發(fā)頁巖油，取得了較好的效果。北美立體開發(fā)采用“W”形井網(wǎng)開發(fā)模式，垂向靶體間距重點兼顧優(yōu)質(zhì)儲層縱向分布位置，垂向距離通常大于20 m，平面間距介于150～200 m。中石化于2018年在焦石壩頁巖氣田開展上部氣層試驗及開發(fā)，50余口水平井平均測試產(chǎn)氣量為15.3×104m3/d，立體開發(fā)區(qū)的采收率較僅下部氣層開采區(qū)塊的采收率提高10%。瀘州區(qū)塊位于四川盆地南部（以下簡稱川南）深水陸棚相沉積中心，龍馬溪組厚度介于500～700 m；開發(fā)目的層五峰組—龍一1亞段Ⅰ＋Ⅱ類儲層厚度介于45～70 m，縱向分布2套較穩(wěn)定的Ⅰ類儲層，整體具備優(yōu)越的地質(zhì)條件[1]。

瀘州區(qū)塊勘探開發(fā)實踐證實：聚焦龍一1亞段底部最優(yōu)的20 m左右儲層進行1套井網(wǎng)開發(fā)，具備規(guī)模效益開發(fā)條件。截至2021年底，以龍一1亞段底部優(yōu)質(zhì)頁巖段為目標靶體的測試完成水平井30余口，井均測試產(chǎn)氣量超過31×104m3/d，其中2019年3月垂深為3 890 m的瀘203井測試產(chǎn)氣量達137.9×104m3/d，為國內(nèi)首口測試產(chǎn)氣量超過100×104m3/d的深層頁巖氣標桿井[2]。但是，針對龍一1亞段中上部頁巖段僅開展了3口氣井先導(dǎo)試驗，雖然受到早期鉆完井工藝不成熟、有利目標尚未明確等因素的影響，單井測試產(chǎn)氣量仍達到（4～15）×104m3/d，顯示出深層頁巖氣具備立體開發(fā)潛力。

為此，基于地震、鉆井、測井、巖心分析化驗等資料，通過對川南深層五峰組—龍馬溪組小層劃分、儲層精細評價，并結(jié)合氣井生產(chǎn)動態(tài)特征，采用地質(zhì)工程一體化模擬技術(shù)，開展立體開發(fā)、靶體優(yōu)選及有利區(qū)評價，以期為川南地區(qū)深層頁巖氣立體開發(fā)提供借鑒。

1 基本地質(zhì)特征

1.1 構(gòu)造特征

瀘州區(qū)塊區(qū)域地理位置位于四川省的瀘州市、宜賓市、內(nèi)江市，以及重慶市的榮昌區(qū)和永川區(qū)；構(gòu)造位置位于四川盆地川南低陡構(gòu)造帶（圖1）。瀘州區(qū)塊受到西側(cè)華鎣山斷裂、東側(cè)綦江斷裂、南側(cè)大婁山構(gòu)造的疊加作用，屬于多構(gòu)造過渡體系[3]。研究區(qū)在加里東—海西期為地層沉降及整體抬升階段，褶皺相對較弱，斷裂不發(fā)育；后期主要經(jīng)歷印支期、燕山期、喜山期3個期次的構(gòu)造運動，形成如今“塹壘”相間的構(gòu)造形態(tài)，具有寬向斜、窄背斜的特征，構(gòu)造走向為北東—南西向，褶皺強度自北東向南西逐漸減弱。

圖1 瀘州區(qū)塊構(gòu)造位置圖

1.2 小層劃分

瀘州區(qū)塊屬于川南地區(qū)沉積中心，五峰組—龍一1亞段屬于深水陸棚相沉積，發(fā)育富有機質(zhì)黑色頁巖[4-6]。五峰組—龍一1亞段是當(dāng)前川南頁巖氣勘探開發(fā)的目標層段，巖性主要為1套富有機質(zhì)黑色頁巖，頁理發(fā)育，富含大量形態(tài)各異的筆石化石，含黃鐵礦結(jié)核和條帶[7-9]。

瀘州區(qū)塊五峰組—龍一1亞段地層厚度介于50～75 m，從北東往南西方向逐漸減薄，厚度大于威遠、長寧地區(qū)（圖2）。針對川南深層頁巖氣龍一1亞段小層地層劃分方案，2020年以前由于缺少實鉆井資料，因此，國內(nèi)學(xué)者采用“四分”的小層劃分方案[10]。隨著深層頁巖氣勘探開發(fā)資料不斷豐富、研究精度增加、認識不斷深入，在前人地層劃分方案基礎(chǔ)上，進一步依據(jù)測井曲線、旋回、和元素特征，將龍一1亞段精細劃分為7個小層，自下而上分別為：①、②、③、④、⑤、⑥、⑦。其中④、⑥為典型巖性分界面（圖3、4）。

圖2 瀘州區(qū)塊五峰組—龍一1亞段地層厚度等值線圖

圖3 瀘州區(qū)塊五峰組—龍一1亞段小層精細劃分特征圖

圖4 瀘州區(qū)塊五峰組—龍一1亞段地層、儲層精細劃分對比圖

通過研究區(qū)微量元素的綜合分析，認為Mo、Ti、Mn、U/Th比值、Sr/Cu比值指標響應(yīng)敏感，可很好反映古沉積環(huán)境變化[11-12]。其中，Mo、U/Th比值可指示氧化還原條件，二者呈很好線性正相關(guān)關(guān)系，①—③小層整體為厭氧的強還原環(huán)境；Mn元素可指示古水深的相對變化，在⑤小層頂部、⑥小層頂部、⑦小層中部均顯示古水深變淺；Sr/Cu比值指示古氣候的變化，在五峰組頂部、⑥小層頂部為干旱氣候環(huán)境；Ti元素指示陸源物注入程度，該值愈高則表明陸源物含量愈豐富，表明了一種溫暖潮濕的氣候背景，④—⑦小層的陸源注入量明顯高于底部①—③小層（表1）。

表1 海相頁巖氧化還原條件的元素指標參數(shù)表

1）①—③小層：巖性為黑色頁巖，測井曲線表現(xiàn)出GR、AC、CNL值為整體低值的特征，DEN值逐漸上升，Rt值先增大后減?。晃⒘吭靥卣鞅憩F(xiàn)為Mo、U/Th比值①、②小層為高值，向③小層稍有下降，Mn、Sr和Sr/Cu比值整體為低值段，Ti整體為低值段，向上略有升高；總體為向上先變淺后變深沉積旋回，累計地層厚度介于6～18 m。

2）④小層：巖性以黑色頁巖為主，頂部普遍發(fā)育一套薄含粉砂灰質(zhì)頁巖；測井曲線表現(xiàn)出GR、AC、CNL值為整體低值的特征，DEN值逐漸上升，Rt值呈鋸齒狀波動；微量元素特征表現(xiàn)為Mo、U/Th比值稍有下降后保持穩(wěn)定，Mn、Ti、Sr和Sr/Cu比值逐略有上升后保持穩(wěn)定；總體為向上變淺沉積旋回，地層厚度介于7.5～19.5 m。

3）⑤小層：巖性以灰黑色頁巖為主；測井曲線表現(xiàn)出GR值較④小層高，呈緩慢下降的趨勢，CNL為高值段，DEN和AC曲線交匯，Rt為低值段，中部為鋸齒狀波動；微量元素特征表現(xiàn)為U/Th比值保持穩(wěn)定，Mo、Mn、Ti、Sr和Sr/Cu等比值中下部保持穩(wěn)定上部出現(xiàn)高尖的峰值；沉積旋回為先上升、后變淺，地層厚度較厚，介于11.5～17.0 m。

4）⑥小層為穩(wěn)定的標志層：巖性以灰黑色頁巖為主，頂部普遍發(fā)育一套薄鈣質(zhì)頁巖；測井曲線表現(xiàn)出中部GR值為整體高值段150～209 API、頂部為龍一1亞段GR最低值，AC和CNL為高值的特征，CNL頂部見高尖，AC曲線呈逐漸降低趨勢，Rt為穩(wěn)定段、頂部見高尖；微量元素特征表現(xiàn)為Ti元素保持穩(wěn)定，Mo元素先升高后降低，U/Th比值上部略有降低，Mn、Sr和Sr/Cu等比值逐漸增大趨勢；沉積旋回為緩慢上升、急劇變淺，厚度介于10.0～25.0 m。

5）⑦小層：巖性以灰黑色頁巖為主，頂部為粉砂質(zhì)頁巖；測井曲線表現(xiàn)出GR曲線為“鐘”形的特征，GR值底部為高值、向上急劇降低，DEN高值段，CNL整體穩(wěn)定、頂部為低值，Rt值穩(wěn)定、頂部為高尖；微量元素特征表現(xiàn)為后緩慢下降，Ti元素基本保持穩(wěn)定、在GR降低的半幅點出現(xiàn)尖峰，Mo、Sr和Sr/Cu比值逐漸降低；沉積旋回為急劇變深、后緩慢變淺，厚度介于7.0～19.0 m。

2 儲層發(fā)育特征

2.1 儲層縱向分布

研究區(qū)典型頁巖氣井五峰組—龍一1亞段各小層儲層參數(shù)分析表明，小層儲層品質(zhì)具強非均質(zhì)性，總體表現(xiàn)為自下而上逐漸變差。①—③小層儲層參數(shù)品質(zhì)相近，儲層品質(zhì)顯著優(yōu)于其余各小層；其次較優(yōu)的為⑤小層、⑥小層，儲層較④小層、⑦小層更優(yōu)，在總含氣量、孔隙度和脆性礦物含量方面具明顯優(yōu)勢（表2）。

表2 瀘州區(qū)塊五峰組—龍一1亞段各小層儲層參數(shù)分布范圍統(tǒng)計表

根據(jù)長寧、威遠地區(qū)儲層分類評價標準，將五峰組—龍馬溪組頁巖儲層劃分為3類[13]。Ⅰ類儲層縱向上分布有2套：第1套分布在五峰組頂部—④小層中部，為連續(xù)Ⅰ類儲層，Ⅰ類儲層連續(xù)厚度介于5～18 m，巖心水平頁理縫、高角度構(gòu)造縫均發(fā)育；第2套分布在⑥小層，井間存在差異，Ⅰ類儲層較薄，厚度介于0～9 m，巖心水平頁理縫、高角度構(gòu)造縫均少量發(fā)育。Ⅱ類儲層主要分布五峰組下部、④小層上部、⑤小層、⑥小層和⑦小層下部。Ⅲ類儲層主要分布在五峰組底部、④小層頂部、⑥小層頂部和⑦小層上部（圖5）。

頁巖氣藏屬人工改造氣藏，需要通過壓裂人工縫網(wǎng)的充分改造，以實現(xiàn)區(qū)塊規(guī)?；?、效益化開發(fā)。因此，在前述儲層品質(zhì)分析基礎(chǔ)上，重點對脆性礦物含量、楊氏模量、泊松比、最小水平主應(yīng)力此4項力學(xué)品質(zhì)差異性開展分析評價。分析結(jié)果表明，由于受到沉積環(huán)境演化的影響，向上黏土礦物含量明顯增加，五峰組上部—④小層中部，脆性礦物含量普遍介于65%～85%，楊氏模量介于35～50 GPa、泊松比介于0.20～0.25，最小水平主應(yīng)力介于85～100 MPa，總體為低應(yīng)力段，力學(xué)品質(zhì)好；④小層上部—⑦小層，脆性礦物含量介于45%～70%，楊氏模量介于25～40 GPa，泊松比介于0.25～0.30，最小水平主應(yīng)力介于95～110 MPa，總體為高應(yīng)力段，力學(xué)品質(zhì)較差（圖5）。

圖5 瀘州區(qū)塊典型井綜合柱狀圖

按照目前瀘州區(qū)塊開發(fā)靶體①+②小層開展單井儲量動用程度評價，單井井控最終可采儲量（EUR）為單井井控地質(zhì)儲量（單井井控面積×儲量豐度）與采收率的乘積。國內(nèi)外頁巖氣開發(fā)區(qū)塊采收率一般介于20%～40%（表3），結(jié)合瀘州區(qū)塊實鉆井井控面積介于0.57～0.92 km2、五峰組—④小層儲量豐度介于（3.50～5.50）×108m3/km2，計算單井井控EUR最高可達2.30×108m3，高于目前已實施氣井EUR（2.14×108m3）。因此，下層系地質(zhì)儲量滿足①+②小層靶體開發(fā)。④小層頂部普遍發(fā)育2～3 m的Ⅲ類儲層，為高應(yīng)力隔擋帶。殼牌老井T2-H1直井分別在①小層、⑥小層射孔壓裂，井溫測井監(jiān)測表明：①小層射孔段水力裂縫高度為31 m，向上至④小層中部；⑥小層射孔段水力裂縫高度為41 m，向下延伸9 m，縱向上兩段縫網(wǎng)未發(fā)生干擾。因此，單層開發(fā)靶體①+②小層人工縫網(wǎng)不易突破④小層頂部高應(yīng)力段，僅可實現(xiàn)五峰組—④小層較充分動用。

表3 川南及北美地區(qū)典型頁巖氣區(qū)塊儲量豐度及采收率統(tǒng)計表

綜合考慮沉積環(huán)境、儲層品質(zhì)、力學(xué)品質(zhì)和儲量動用程度，按照“沉積環(huán)境相似、儲層類別一致、力學(xué)品質(zhì)相近、儲量充分動用”的原則，將深層頁巖氣開發(fā)目的層五峰組—龍一1亞段縱向上劃分為2套開發(fā)層系，即下部開發(fā)層系（以下簡稱下層系）五峰組—④小層、上部開發(fā)層系（以下簡稱上層系）⑤—⑦小層。下層系為強還原沉積環(huán)境，巖性組合為硅質(zhì)頁巖、碳質(zhì)頁巖，頁理發(fā)育，儲層類型為Ⅰ+Ⅱ+?、箢悆?，Ⅰ+Ⅱ類儲層厚度介于20～30 m，Ⅰ類儲層連續(xù)厚度介于5～18 m，總體為低應(yīng)力段。上層系為弱還原沉積環(huán)境，巖性以灰質(zhì)粉砂質(zhì)泥頁巖為主，頁理欠發(fā)育，儲層類型主要為Ⅱ+?、??、箢悆?，Ⅰ+Ⅱ類儲層厚度介于25～45 m，Ⅰ類儲層連續(xù)厚度介于0～9 m，總體為高應(yīng)力段。

2.2 儲層平面分布

瀘州區(qū)塊五峰組—龍一1亞段上、下層系儲層厚度展布總體表現(xiàn)為由北往南逐漸增厚（圖6、7），下層系Ⅰ+Ⅱ類儲層厚度介于20～30 m，由北往南逐漸增厚；Ⅰ類儲層連續(xù)厚度介于5～18 m，由北往南厚度先增厚后減薄。上層系Ⅰ+Ⅱ類儲層厚度介于25～45 m，由西北往東南方向增厚；上層系僅在⑥小層發(fā)育1套較穩(wěn)定的Ⅰ類儲層，厚度介于0～9 m，由北往南厚度先增大后減小。對比焦石壩頁巖氣田典型氣井焦頁1井，其下部Ⅰ類儲層連續(xù)厚度介于10～15 m，上部Ⅰ類儲層不發(fā)育，厚度介于1～3 m[14]，瀘州區(qū)塊整體儲層條件更優(yōu)，具備立體開發(fā)的儲層條件。

圖6 瀘州區(qū)塊下層系Ⅰ類儲層連續(xù)厚度分布圖

圖7 瀘州區(qū)塊上層系Ⅰ類儲層連續(xù)厚度分布圖

3 立體開發(fā)目標優(yōu)選

3.1 立體開發(fā)靶體優(yōu)選

頁巖氣開發(fā)實踐表明，水力壓裂縫網(wǎng)波及范圍與優(yōu)質(zhì)儲層的接觸體積越大，氣井單井產(chǎn)量越高，因此，需對立體開發(fā)靶體進行優(yōu)選。按照高儲層品質(zhì)和力學(xué)品質(zhì)，結(jié)合縱向巖性及頁理分布特征，利用區(qū)內(nèi)典型氣井生產(chǎn)測井等產(chǎn)剖資料，通過折算水平段每米測試產(chǎn)量與鉆遇小層位置的分析認為，下層系巖性以硅質(zhì)頁巖、碳質(zhì)頁巖為主，頁理發(fā)育，儲層參數(shù)整體優(yōu)越，水平段每米測試產(chǎn)量從大到小依次為：①—②小層、③小層、④小層、五峰組，靶體分布于①—②小層時，每米測試產(chǎn)量最高，可達（300～500）×104m3，結(jié)合已實施井的實際效果，優(yōu)選①+②小層為下層系開發(fā)靶體。上層系巖性以灰質(zhì)粉砂質(zhì)泥頁巖為主，頁理欠發(fā)育，儲層參數(shù)⑤、⑥小層較優(yōu)越，水平段每米測試產(chǎn)量從大到小依次為：⑥小層、⑤小層、⑦小層，靶體分布于⑥小層，每米測試產(chǎn)量可達（200～250）×104m3（圖8）。研究區(qū)實施水平井Y2-7井，水平段長為2 000 m，井軌跡在⑥—⑦小層穿行，示蹤劑監(jiān)測結(jié)果表明靶體位于⑥小層的每米測試產(chǎn)量是靶體位于⑦小層每米測試產(chǎn)量的2倍；目前預(yù)測EUR為0.70×108m3，折算⑥小層鉆遇長度為1 800 m，EUR可達1.00×108m3，優(yōu)選⑥小層為上層系開發(fā)靶體。綜上所述，瀘州區(qū)塊立體開發(fā)下層系最佳靶體為①+②小層、上層系最優(yōu)靶體為⑥小層。

圖8 瀘州區(qū)塊產(chǎn)剖解釋水平段鉆遇小層每米測試產(chǎn)氣量柱狀圖

研究區(qū)內(nèi)立體開發(fā)2套靶體垂向距離不一致，介于35～50 m，為了探索2套靶體縱向最優(yōu)動用范圍，基于Y2-7井實際地質(zhì)工程參數(shù)，按照實施井工程施工參數(shù)（壓裂施工段長為55 m、6簇，單段液量為1 800 m3，用液強度為30 m3/m，加砂強度為3.0 t/m，模擬支撐縫高介于15～20 m）建立地質(zhì)工程一體化模型：平面網(wǎng)格精度為15 m×15 m，縱向網(wǎng)格步長為1.0 m，基質(zhì)水平滲透率介于0.000 10～0.000 28 mD。采用國內(nèi)外立體開發(fā)主流的“W”形井網(wǎng)開發(fā)模式，建立7口井（下層系①+②小層設(shè)計3口水平井，上層系⑥小層設(shè)計4口水平井）的井組數(shù)值模型；設(shè)計的平面井間距選取區(qū)塊開發(fā)最小井間距為300 m，上、下層系水平投影井間距為150 m；2套靶體位置垂向距離設(shè)計4套方案，上、下2套靶體垂向距離分別為30 m、35 m、40 m和45 m。

立體開發(fā)20年后垂向壓力剖面分布表明：①垂向距離小于35 m時，雙層井網(wǎng)縱向?qū)娱g干擾嚴重；②垂向距離為40 m時，縱向?qū)娱g微弱干擾；③垂向距離為45 m時，無層間干擾，但縱向存在未充分動用區(qū)域（圖9）。綜合推薦垂向距離40 m最優(yōu)，既可較好動用縱向上儲量又不至產(chǎn)生明顯的層間干擾。

圖9 預(yù)測頁巖氣立體井網(wǎng)開發(fā)20年后垂向壓力分布圖

3.2 立體開發(fā)有利區(qū)優(yōu)選

近十年來在四川盆地及其周邊地區(qū)海相頁巖氣有利區(qū)的評價認識表明[15-17]：儲層條件決定了立體開發(fā)資源基礎(chǔ)，工程條件決定了壓裂改造效果，保存條件決定頁巖氣富集能力，3方面共同影響頁巖氣藏的立體開發(fā)效益與產(chǎn)能規(guī)模。結(jié)合立體開發(fā)特征，提出深層頁巖氣立體開發(fā)有利區(qū)優(yōu)選的3大類9項參數(shù)（表4）。

表4 海相深層頁巖氣立體開發(fā)有利區(qū)優(yōu)選參數(shù)及標準表

3.2.1 五峰組—龍一1亞段Ⅰ+Ⅱ類儲層厚度

與常規(guī)油氣類似，要形成工業(yè)性的頁巖氣藏，頁巖儲層必須達到一定的厚度，繼而成為有效的烴源巖和儲層[18-19]。根據(jù)北美地區(qū)已開發(fā)的6套主力頁巖氣藏統(tǒng)計資料，其頁巖儲層的厚度均大于25 m。頁巖儲層厚度越厚，頁巖氣資源越豐富，勘探潛力越大。參考能源行業(yè)標準，考慮到立體開發(fā)需有更厚的優(yōu)質(zhì)儲層，有利區(qū)優(yōu)選Ⅰ+Ⅱ類儲層厚度的取值下限為30 m。瀘州區(qū)塊五峰組—龍一1亞段Ⅰ+Ⅱ類儲層厚度普遍介于40～70 m。

3.2.2 ⑥小層Ⅰ類儲層連續(xù)厚度

川南長寧—威遠示范區(qū)頁巖氣開發(fā)實踐已證明，頁巖氣井測試產(chǎn)量與Ⅰ類儲層厚度、水平井在Ⅰ類儲層鉆遇長度均有關(guān)，是影響氣井初期產(chǎn)能的主要因素[1]。優(yōu)選⑥小層Ⅰ類儲層連續(xù)厚度大于4 m的區(qū)域進行開發(fā)建產(chǎn)，靶體水平段鉆遇長度達2 000 m，預(yù)期測試產(chǎn)量能達到15×104m3/d的生產(chǎn)效果。

3.2.3 基質(zhì)滲透率

深層頁巖氣開發(fā)實踐表明，頁巖基質(zhì)滲透率是決定頁巖氣穩(wěn)產(chǎn)和經(jīng)濟開發(fā)的重要參數(shù)。結(jié)合深層頁巖實測基質(zhì)滲透率，以及前人認識和能源行業(yè)標準，深層頁巖氣立體開發(fā)有利區(qū)滲透率取值下限為0.000 1 mD。

3.2.4 含氣飽和度

頁巖含氣性特征，通常采用含氣飽和度和含氣量2個參數(shù)進行表征，瀘州區(qū)塊含氣量高，普遍大于3 m3/t，借鑒前人對頁巖氣有利區(qū)含氣飽和度指標的認識[20]，立體開發(fā)有利區(qū)含氣飽和度的取值下限為45%。

3.2.5 雙層靶體垂向距離

雙層靶體的垂向距離將直接影響立體井網(wǎng)的井間干擾和資源的有效動用，前文數(shù)值模擬已表明立體上層井網(wǎng)的垂向距離為40 m時，可較好動用縱向上的儲量。殼牌老井T2-H1直井的井溫測井表明，2次射孔段測得水力縫高介于31～41 m，下層系水力縫向上擴展22 m，僅延伸至④小層中部，兩段射孔段形成的人工縫網(wǎng)未發(fā)生干擾。因此，立體開發(fā)雙層靶體的垂向距離大于40 m為宜。

3.2.6 脆性礦物含量

脆性礦物含量主要指石英、長石和碳酸鹽礦物含量之和，脆性礦物含量直接關(guān)系到泥頁巖裂縫的發(fā)育情況，脆性礦物含量越高，頁巖脆性越強，壓裂通過優(yōu)化工藝更易實現(xiàn)復(fù)雜縫網(wǎng)改造[21]。結(jié)合前人對頁巖氣有利區(qū)優(yōu)選指標的認識[22]，立體開發(fā)有利區(qū)脆性礦物含量的取值下限為45%。

3.2.7 埋深

川南頁巖氣開發(fā)實踐表明，對于3 500 m以深的頁巖氣開發(fā)，其地層溫度普遍高于120 ℃，井深的增加和地層高溫對鉆井、壓裂工藝提出了更高的要求，更易造成施工復(fù)雜。結(jié)合現(xiàn)今川南地區(qū)頁巖氣主體的鉆井、壓裂工藝水平，4 500 m以淺的區(qū)域更易實現(xiàn)立體開發(fā)。因此，立體開發(fā)有利區(qū)埋深的取值下限為4 500 m。

3.2.8 壓力系數(shù)

壓力系數(shù)可作為保存條件的綜合判別指標[23-24]，壓力系數(shù)大于1.2為超壓氣藏?？碧介_發(fā)實踐揭示，壓力系數(shù)越高表明地層后期保存條件較好、能量越充足，有利于頁巖氣井的高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)。高產(chǎn)氣井往往處在異常高壓區(qū)，低產(chǎn)井和微含氣井一般分布在常壓或異常低壓區(qū)，頁巖氣直井測試產(chǎn)量與壓力系數(shù)呈正相關(guān)關(guān)系。因此，壓力系數(shù)取值為大于1.2。瀘州區(qū)塊五峰組—龍馬溪組頁巖氣藏壓力系數(shù)整體大于1.90（表5），為超高壓氣藏，保存條件較好。

表5 瀘州區(qū)塊龍馬溪組壓力系數(shù)統(tǒng)計表

3.2.9 距Ⅰ級斷層距離

川南頁巖氣井實施經(jīng)驗表明，斷裂系統(tǒng)的發(fā)育將影響頁巖氣的富集與保存。研究區(qū)主要發(fā)育Ⅰ級斷層，選取川南地區(qū)靠近斷層的典型井進行了含氣性與壓力系數(shù)統(tǒng)計分析，表明Ⅰ級斷層對氣井含氣性影響顯著。遠離Ⅰ級斷層1.5 km以上，含氣飽和度普遍大于55%，總含氣量普遍大于4.5 m3/t，氣井生產(chǎn)效果不受Ⅰ級斷層影響。

據(jù)前述深層頁巖氣立體開發(fā)有利區(qū)選區(qū)參數(shù)指標，根據(jù)瀘州區(qū)塊⑥小層Ⅰ類儲層厚度、雙層靶體垂向間距、埋深等參數(shù)，優(yōu)選出瀘州區(qū)塊最適宜進行立體開發(fā)的有利區(qū)位于G2—Y2—L5井所在區(qū)域，有利區(qū)面積約為2 000 km2，其⑥小層Ⅰ類儲層厚度介于4～9 m，雙層靶體垂向距離介于40～50 m（圖10）。按照瀘州區(qū)塊上層系Ⅰ+Ⅱ類儲層平均儲量豐度5.00×108m3/km2計算，有利區(qū)范圍內(nèi)上層系Ⅰ+Ⅱ類儲層地質(zhì)儲量為1.00×1012m3。以上層系典型井Y2-7井折算EUR為1.00×108m3（靶體⑥小層、水平段長1 800 m），井間距介于300～400 m測算，預(yù)期可提高平臺采收率10%～15%。經(jīng)濟測算結(jié)果表明，在單井EUR為1.00×108m3情況下，控制單井建井投資6 000萬元以內(nèi)，內(nèi)部收益率可達6%，即可實現(xiàn)上層系效益開發(fā)。

圖10 瀘州區(qū)塊頁巖氣立體開發(fā)有利區(qū)預(yù)測分布圖

4 結(jié)論

1）瀘州區(qū)塊五峰組—龍一1亞段屬深水陸棚相沉積環(huán)境，依據(jù)沉積旋回、微量元素及電性特征，龍一1亞段縱向上細分為7個小層。

2）開發(fā)目的層五峰組—龍一1亞段Ⅰ+Ⅱ類儲層發(fā)育，局部區(qū)域縱向上發(fā)育2套較穩(wěn)定Ⅰ類儲層。綜合沉積環(huán)境、儲層品質(zhì)、力學(xué)品質(zhì)等特征，將五峰組—龍一1亞段縱向劃分為“上、下”2套開發(fā)層系；下層系Ⅰ+Ⅱ類儲層頁巖氣儲量豐度足以支撐目前開發(fā)靶體①+②小層的頁巖氣水平井EUR，上層系未能實現(xiàn)有效動用。

3）氣井生產(chǎn)效果及生產(chǎn)測井資料顯示，瀘州區(qū)塊立體開發(fā)下層系最佳靶體為①+②小層、上層系最佳靶體為⑥小層；采用“W”形立體井網(wǎng)部署方式，2套靶體垂向距離大于40 m時，上、下層系間不會產(chǎn)生明顯的井間干擾，可實現(xiàn)儲量良好動用；綜合儲層條件、工程條件、保存條件，提出了海相深層頁巖氣立體開發(fā)有利區(qū)優(yōu)選的9項參數(shù)指標，根據(jù)有利區(qū)優(yōu)選指標，G2—Y2—L5井所在2 000 km2有利區(qū)范圍是瀘州區(qū)塊最有望實現(xiàn)頁巖氣規(guī)模立體開發(fā)的區(qū)域，預(yù)期可提高平臺采收率10%～15%。