四川盆地威遠區塊典型平臺頁巖氣水平井動態特征及開發建議

位云生 齊亞東 賈成業 金亦秋 袁 賀

中國石油勘探開發研究院

0 引言

平臺化鉆井、工廠化多段大規模壓裂改造已成為目前頁巖氣效益開發的核心技術[1-3]。威遠頁巖氣田（以下簡稱為威遠區塊）處于長寧—威遠國家級頁巖氣示范區的范圍內，構造位置屬于四川盆地川中隆起區的川西南低陡褶帶，為一個大型穹窿背斜構造[4]，構造相對單一，地層分布穩定，一定范圍內儲層特征差異較小，但區塊內甚至同一平臺各井之間的生產特征卻差異較大，目前對于該區氣井產量的主控因素和開發工藝措施的有效性認識尚不明確。為此，筆者選取該區塊內的一個典型平臺——PT2平臺的6口水平井，通過研究各水平井的地質與工程參數、生產規律，確定單井產量的主控因素，并結合實際生產動態分析，提出了開發建議。

1 地質特征與工程參數

1.1 地質特征

威遠區塊志留系龍馬溪組頁巖地層自下而上劃分為龍一段和龍二段，其中龍一段為主要目的層，龍一段自下而上又劃分為龍一1亞段和龍一2亞段，龍一1亞段自下而上又細分為4層，即龍層，含氣量均較高，但龍層巖石脆性礦物含量（硅質、碳酸鹽、黃鐵礦）較低（表1），可壓性相對較差，因此確定龍這3層為優質頁巖段。奧陶系五峰組有效儲層在威遠區塊不發育。

表1 威遠區塊龍一1亞段各層巖石脆性礦物含量統計表

威遠區塊志留系龍馬溪組龍一1亞段頁巖屬海相深水陸棚沉積環境，區域儲層地質參數（優質頁巖厚度、TOC、孔隙度、脆性指數等）在一定范圍內穩定分布，橫向變化較小[5]，如威202井與威204井井間距離為22 km，但兩口井優質頁巖段厚度分別為13.9 m和16.7 m，橫向變化率僅0.13 m/km。在一個平臺范圍內，儲層地質特征橫向上基本一致。

1.2 工程參數

威遠區塊建產區為背斜構造的一翼，水平井鉆井方向幾乎與埋深等值線垂直，因此普遍存在上半支井上傾、下半支井下傾的情況；上半支井工程施工難度較大，測試產量普遍低于下半支井；將目前氣井產量和臨界攜液流量進行對比，認為2017年10月之前投產的89口平臺井中有63口井存在不同程度的井底積液，且大部分為上半支井。以威遠區塊PT2平臺6口井為例，該平臺PT2-1、2、3井為上半支水平井，PT2-4、5、6井為下半支水平井，各井主要壓裂改造參數及測試產氣量如圖1所示。另外，PT2-1、2、4井采用的壓裂液類型為滑溜水，PT2-3、5、6井采用的壓裂液類型為滑溜水＋線性膠；PT2-1、2、3井采用的支撐劑類型為樹脂覆膜砂，PT2-4、5、6井采用的支撐劑類型為陶粒。

圖1 PT2平臺6口井主要壓裂改造參數及測試產量對比圖

2 生產動態特征分析

2.1 氣井生產動態

由于鉆遇層位與工程參數的差異，威遠區塊開發平臺上、下半支井的產量與壓力變化差異較大[6-10]，同時，由于頁巖氣井壓裂入地液量較大，氣井在投產早期較長一段時間內為帶液生產，返排液對氣井產量會產生較大影響[11]。以PT2平臺水平井為例，上半支3口水平井（PT2-1、2、3井）初期穩產氣量和井口壓力均較低，初期穩產氣量介于4.0×104～6.3×104m3/d，平均為4.8×104m3/d，初期套壓介于23.3～28.9 MPa，平均為25.8 MPa；產氣量月遞減率介于10.2%～19.4%，平均為14.7%；關井后壓力恢復速率較慢，介于0.39～0.52 MPa/d，平均為0.48 MPa/d。下半支水平井中PT2-4、5井初期穩產氣量和井口壓力均較高，達到20×104m3/d以上，初期套壓在40 MPa上下，且產氣量遞減較慢，其月遞減率在9%左右；PT2-6井雖然初期穩產氣量僅6.5×104m3/d，但關井壓力恢復速率較快，達0.96 MPa/d。該平臺PT2-1、4井的生產曲線如圖2所示。

圖2 PT2-1、4井生產曲線圖

2.2 臨界攜液流量

由于頁巖氣井采用大液量進行壓裂改造，因此在生產早期均為帶液生產，且水氣比較大，由于普遍采用油層套管進行生產，由此帶來的攜液問題不容忽視。本文選用李閩模型[12-14]，以井口為參考點進行臨界攜液流量的計算。

PT2平臺水平井產出氣體相對密度為0.568 4，水密度為1 030 kg/m3，油層套管內徑為114.3 mm，井口溫度平均為310 K，氣水界面張力取0.06 N/m。根據李閩模型，計算不同套壓下的臨界攜液流量，連同PT2平臺6口水平井的套壓和產氣量數據，共同繪制于圖3。

圖3 PT2平臺6口井在不同套壓下產氣量與臨界攜液流量對比圖

2.3 生產動態特征差異原因分析

通過對PT2平臺6口水平井優質頁巖段的鉆遇情況、壓裂實施參數、實際生產動態及臨界攜液流量計算結果進行對比，分析各井產氣量及壓力存在差異的主要原因。

1）由于鉆遇儲層條件、壓裂規模存在明顯差異，導致氣井生產動態存在明顯差異。上半支PT2-1、2、3井的初期產氣量和套壓均較低，原因在于：①優質頁巖段鉆遇長度介于526～937 m，平均僅707 m，優質頁巖段鉆遇率介于40.4%～63.3%，平均僅52.2%，可見這3口水平井鉆遇的優質頁巖段較短；②壓裂段長度介于920～1 440 m，改造段數介于12～16段，加砂量介于1 265～1 718 t，平均加砂量1 533 t，支撐劑類型為樹脂覆膜砂，由于壓裂規模小造成儲層改造體積小、泄流區滲透性的改善效果有限，造成氣井初期產氣量和套壓低。同時，下半支PT2-6井的初期產氣量和套壓也較低，該井壓裂段長度1 450 m，改造段數19段，加砂量1 766 t，支撐劑類型為陶粒，但該井優質頁巖段鉆遇長度僅77 m，優質頁巖段鉆遇率僅5.1%。綜合判斷認為PT2-6井壓裂規模較大，泄流區滲透性的改善效果較好，但由于靶體鉆遇的頁巖段大部分為非優質頁巖段，儲層物質基礎較差，因此造成氣井初期產氣量和套壓均低。另外，下半支PT2-4、5井鉆遇優質頁巖段長、壓裂規模較大，使得氣井產氣量較高，同時井底無積液。PT2-4、5井優質頁巖段鉆遇長度分別為1 486 m和1 578 m，優質頁巖段鉆遇率均高達90%以上，壓裂段長度分別為1 565 m和1 600 m，壓裂段數分別為19段和20段，平均加砂量為2 160 t，支撐劑類型為陶粒，由于鉆遇優質頁巖段較長，且壓裂規模較高，初期產氣量和套壓均較高，產氣量都高于臨界攜液流量。

2）由關井套壓恢復速率推斷，PT2-1、2、3井泄流區滲透性較差，又由于產氣量一直低于臨界攜液流量，導致井底存在積液，且上半支PT2-1、2、3井由于軌跡上傾導致井底積液位于水平井跟端附近（圖4），進一步增加套壓恢復難度；下半支PT2-6井泄流區滲透性較好，盡管該井產氣量一直低于臨界攜液流量，但由于軌跡下傾，積液位于水平井趾端附近（圖4），因此套壓恢復較容易。

3 單井產氣量的主要影響因素

圖4 PT2平臺6口水平井軌跡和積液示意圖

針對頁巖氣井產氣量受到地質與工程因素的共同影響，很多學者已進行了相關探討[15-20]。其中，儲層橫向特征變化較小，垂向特征差異較大，是頁巖氣井開發效果差異的主要因素。威遠區塊水平井目標靶體位置不斷優化、下移，目前的靶體位置為龍馬溪組底部的龍一11小層碳質頁巖段，含氣量和壓力系數最高，通過水平井多段大規模壓裂改造，可獲得較高的單井產量。但實際鉆井過程中，由于目標層位厚度較?。? m左右）、地層傾角的小幅變化和鉆井導向的精度限制，實際水平井靶體位置有一定變化。另外，從試采動態監測結果看，垂向最大水力壓裂縫縫高約40 m，有效支撐縫縫高介于10～15 m。綜合判斷，認為壓裂改造后的水平井垂向上可以動用優質頁巖段。因此，本文采用優質頁巖段鉆遇長度作為分析影響單井產氣量的主要地質因素。

在鉆遇優質頁巖段的前提下，水平井壓裂段長度決定了沿水平井筒方向打開儲層的范圍。在壓裂段內，通過優化段數/簇數，并采用“千方砂＋萬方液”進行大規模壓裂改造，構建復雜的裂縫網絡系統，形成有效的氣體滲流通道，從而增大泄氣面積，提高改造區儲層滲透性[9]，獲得高產氣井?？梢?，水平井壓裂段長度、改造段數/簇數和加砂量是影響水平井產氣量的主要工程因素。

從PT2平臺6口井的數據來看，優質頁巖段鉆遇長度、水平井壓裂段長度、改造段數、單井加砂量與測試產氣量之間有明顯的正相關關系（圖5）。同時，上半支井的產量低于下半支井，這是威遠區塊的一個普遍規律。原因在于以下3個方面：①威遠區塊上半支水平井軌跡上傾，井眼軌跡的控制和隨鉆導向整體效果不如下半支水平井；②射孔槍和壓裂分段橋塞是通過電纜下入井下，主要靠水動力輸送，在上半支水平井易造成完井和壓裂工具下入困難，因此，導致上半支水平井的井筒完整性和壓裂段數不及下半支水平井；③由于滑溜水攜砂能力有限，采用滑溜水與陶粒的壓裂液與支撐劑組合，上半支水平井支撐劑泵送較為困難，造成加砂量一般比下半支水平井少。另外，支撐劑類型對產量的影響還需要更多井的數據進行論證。

圖5 PT2平臺6口水平井在主要地質、工程參數與測試產氣量散點圖

4 開發建議

基于威遠區塊PT2平臺6口水平井鉆遇優質頁巖段的情況、壓裂規模及生產動態特征，提出以下開發建議。

1）由于頁巖氣井鉆完井及壓裂施工費用較高，需采用平臺化布井模式，現場施工采用“大兵團、工廠化”的作業模式，同時加強對各技術環節的把控，提升施工效率，盡可能降低單井投資。對平臺上的每口井，都應將水平井靶體位置控制在優質頁巖段內，同時保證水平井井筒完整性和壓裂段長度，且盡可能增加改造段簇數和加砂規模，提高單井產氣量。如PT2-4、5井，由于鉆遇優質頁巖段長，且鉆完井及壓裂作業均成功實施，單井累產氣量預計可達到1×108m3左右。

2）針對低產井，建議采用小油管（油管內徑小于等于62 mm）生產；對于平臺上半支低產井，應盡早采取排水采氣措施，如PT2-1、2、3井井底積液位于水平段跟端附近，由于壓裂液量是有限的，可采用橇裝式排水采氣工具和措施[21-22]，釋放氣井產能，恢復氣井產量；對于平臺下半支低產井，應放壓生產，使氣井盡量保持較高的產氣量，防止井底過早積液，如PT2-6井，井底積液位于水平段趾端附近，實施排水采氣工藝難度較大，建議進行放壓生產。

以上建議已在威遠區塊的開發中得到推廣應用，指導了后續類似平臺的有效開發。今后，還需在現場錄取并完善更多的動態資料以更全面、深入地分析頁巖氣井生產動態特征，進一步優化威遠區塊頁巖氣的開發技術。

5 結論

1）實現頁巖氣井的高產，優質頁巖段鉆遇長度是物質保障，水平壓裂段長度、改造段數/簇數和加砂量是主要的工程因素。

2）頁巖氣井的產氣量除受鉆遇儲層品質及壓裂改造效果的影響外，還受地層中返排壓裂液的影響，返排液體對井筒舉升提出了要求。若氣井產氣量低于臨界攜液流量，井底存在積液，在分析井口產量和壓力時不容忽視。

3）對于低產井，建議采用小油管生產（油管內徑小于等于62 mm），對于上半支低產井，應及早采取橇裝式排水采氣工具和措施以釋放氣井產能，對于下半支低產井，應放壓生產，防止井底過早積液。