1. 引言
2012年以来,页岩气勘探开发取得巨大的进步和丰硕的成果,在不断的探索和实践中,已基本掌握了超压–常压页岩气地质理论方法,形成了相适应的开发工程工艺技术系列 [1] - [6],从早期的页岩气地质资源评价 [7] [8],深水陆棚页岩沉积环境研究 [9],富集高产主控因素分析 [10] [11],压裂改造工艺技术的适应性,到目前的页岩气藏精细刻画 [12],井网井距的优选,靶窗的优选 [13],储量有效动用 [14],开发区从高压区转向常压区,从埋藏深度小于3500 m攻关到4500 m,工程工艺降本增效途径多样化 [15]。勘探目标从四川盆地向外延伸 [16] [17],开发持续降本攻关,提高储量动用程度和采收率,页岩气勘探开发历程正逐渐走向可持续发展的方向。
统计国外已开发页岩气储层压力系数分布在0.8~2.2,海恩斯威尔和巴肯区块均大于2.0,高压力系数区投产压力高,且长期高产稳产,而0.8~1.2压力系数的井产量低,开发难度大,对比国内四川盆地页岩气开发情况具有相似特征,盆地中心向边缘压力系数逐渐降低。国外储层厚度一般200~600 m,埋深1500~2000 m,厚度大采用多层水平井开发取得显著效果 [18] [19] [20],而四川盆地五峰组–龙马溪组一段的厚度(90~150 m),2018年礁石坝区块开始试验上下两套层系开发,各层段不会因压裂产生干扰,保障储量动用更加充分 [21] [22],国内区块受工程工艺技术限制,目前最深4500 m可获得工业气流气。对比国内外开发潜力,国内地质条件差异大,目前仅四川盆地中心实现规模开发,盆地边缘及其他有利区需加快评价,工艺技术创新有望提高难动用储量的开发潜力。
南川工区位于四川盆地东南缘,与礁石坝处相同的沉积环境,页岩气藏特征对比性较好,但埋深相对较大(2700~4500 m),压力系数1.1~1.3,属中深层的常压页岩气藏,目前国内无成熟的常压页岩气开发区块,工区内194-X井区开发效果初步显现,但规模开发的潜力需进一步评价。本文以工区钻井、测井、试气及试采数据为基础,分析流程包括两大点,一是通过对岩心的实验分析数据分析,确定页岩气藏关键静态参数取值,结合测井资料解释结果,初步估算目的层地质储量,确定开发潜力的资源基础;二是对评价井和194-X井区的单井产能开展评价,结合动态分析确定单井动用层位、控制规模及采收率,最终确定开发潜力的产能大小。研究证实影响开发潜力的关键因素一是页岩品质,保存越好,静态参数越优,资源量越大;二是压裂改造,规模越大,裂缝复杂程度高,裂缝控制的体积越大,单井产气效果越好,对比上部层系静态参数略差于下部,但上部仍获得工业气流,压裂改造是开发的关键。
综合分析认为工区地质储量大,单井产能较落实,EUR平均1.08 × 108 m3,具备较好的开发潜力。研究结果为下步四川盆地边缘常压页岩气的效益开发提供依据。
2. 工区概况
南川区块主要位于重庆市南川区内,是原国土资源部第一个页岩气“招拍挂”区块。构造上隶属于四川盆地川东高陡褶皱带万县复向斜的西南部,燕山早期受南动向北西方向挤压,形成了“隆凹相间”构造格局,喜山期南部抬升剥蚀。区内自东向西发育青龙乡向斜、平桥背斜、袁家沟向斜、东胜背斜、神童坝向斜,主要断裂呈北北东走向,以逆断层为主(图1)。
目的层奥陶系五峰组–志留系龙马溪组一段属深水–半深水陆棚沉积环境 [16] [17],岩性以黑色、灰黑色的页岩,岩心断面显示含大量笔石化石,为还原环境条件下的沉积岩。页岩气藏厚度主要介于100~130 m,横向分布稳定,页岩埋深最大4500 m,往南逐渐变浅并出露地表,微压测试压力系数1.0~1.3,整体保存条件较好,是一套常压至超压过渡型页岩气藏。
2016年以来工区滚动建设产能达到9.2亿方,累计投产井50口,测试产量9~89 × 104 m3/d,累计产气为13.2 × 108 m3;上部层系评价井,气测显示较好,压裂施工顺利,试气获得14.1 × 104 m3/d工业气流。区块内获取了大量实验分析数据、试采及动态监测等数据,为区块立体开发潜力分析提供基础数据。目前工区持续滚动建产,取得了良好的经济效益和社会效益,是常压页岩气成果有效开发的典范。
3. 地质特征及潜力
3.1. 沉积特征
利用194-X井地质资料分析,目的层沉积相为海相深水–半深水陆棚相(图2),平面上沉积环境稳定,沉积了一套厚度大、分布广的页岩,纵向上自下而上岩相分别是硅质页岩相、含黏土硅质页岩相、含硅黏土页岩相,结合电性和含气性特征纵向可划9个小层(图2)。①~⑤小层主要岩性为黑色硅质页岩,厚度约33 m,页理较发育,岩心断面显示笔石化石普遍发育,含黄铁矿和斑脱岩层,典型的深水缺氧环境下的沉积岩;中部⑥ ⑦小层岩性以灰黑色页岩为主,发育粉砂质页岩,厚度32.5 m;上部⑧ ⑨小层岩性以灰黑色页岩为主,发育含粉砂质页岩,厚度45.5 m。纵向下部硅质含量高,向上逐渐变低,黏土含量向上逐渐变高,笔石化石向上变少。
3.2. 页岩品质
页岩气开发中总有机碳(TOC)的平均含量大于1%,对4口探井的岩心进行TOC测试,主要分布在0.9%~5.7%之间,平均为1.93%,从上到下含量逐渐增加。按特高(≥4%)、高(2%~4%)、中(1%~2%)、低(<1%) 4个级别对212个样品数据统计,占比分别为4.29%、27.20%、62.65%、5.86%,TOC ≥ 1%的占比94.14%。较高的TOC说明生烃潜力大,具备较好的物质基础。
利用扫描电镜方法获取页岩储集空间类型和大小,主要为纳米级孔隙和裂缝,孔径主要介于1.5~300 nm之间,以中孔(2~50 nm)为主,微裂缝相对发育,裂缝中有方解石充填,孔隙和裂缝发育为页岩气富集提供了较好的吸附空间。
孔隙度是页岩气富集的基础参数,实验分析分布在1.06%~5.23%之间,平均3.47%,167个样品分析孔隙度大于2%的占比94.44%,属中高孔隙特征,具有较好的储集空间。
渗透率是页岩气运移和后期开发的关键参数,149个样品分析分布在0.00001~1.2337 mD之间,中值为0.0154 mD,小于0.1 mD的占总样品的71.7%,0.1~1 mD的占比26.6%。渗透率为特低渗、低渗的特征,对页岩气开发效果有较大影响,因此,提高产量需要对储量进行人工压裂造缝,与天然裂缝相结合,形成复杂缝网体,提高开采运移的导流能力。
实验分析总含气量分布在1.88~8.89 m3/t范围之间,平均为4.10 m3/t,大于2 m3/t的样品占比98.8%。含气饱和度58.01%~62.75%之间,平均60.48%。总体为中高含气量特征,有较好的含气性,显示具有较好的储量基础,具备工业开发价值。
脆性矿物含量介于34.2%~82.6%,平均为54.4%,以硅质矿物为主,占比38.9%。样品值均大于30%,有利于压裂改造时裂缝开启和延伸,一定程度上反映了储层具有较好的可压裂性。
3.3. 水平地应力
现今应力是决定天然裂缝发育和体积压裂改造效果的关键因素,天然裂缝发育区水平地应力低,压裂施工难度越低,显示破裂压力和停泵压力均低;水平地应力差异系数越小,裂缝延伸更加均匀和复杂,测试单井产量高。194-X井各小层地应力参数统计结果表明,水平地应力49~57 MPa,差异系数0.111~0.124 (表1),工区地应力适中,具备较好的可压性。
Table 1. Table of rock mechanics and in-situ stress parameters
表1. 小层岩石力学和地应力参数表
3.4. 综合评价
目的层总体表现为厚度大、中高有机碳含量、低孔隙度、特低渗透率、高含气量、高脆性矿物含量、水平地应力低、应力差异系数低的特征。纵向上烃源岩类型和流体性质基本一致,仅含量的大小略有差异。垂向最小主应力曲线呈箱型,局部出现相对高应力层段,地应力介于56.3~60.2 MPa,比相邻层高3~7 MPa,阻挡压裂裂缝纵向延伸,即纵向可划分三套开发层系(表2)。在各层系中细分亚层优选靶窗,以静态指标好和垂向最小水平地应力低的⑧-2、⑦-1和③-2亚层(图2)为不同层系靶窗。
Table 2. Statistical table of sedimentary microfacies parameters
表2. 沉积微相参数统计表
4. 开发潜力评价
4.1. 储量规模估算
按页岩气储量估算规范《页岩气资源量和储量估算规范》DZ/T0254-2020,采用体积法计算吸附气(式1)和容积法计算游离气(式2)的地质储量(式3) [23],储量计算关键参数取值来源于实验分析化验和测井解释数据,通过测井精细处理解释,编制“六性”关系图,按储量估算规范取准下限层参数值。
体积法计算页岩气层中的吸附气地质储量:
(式1)
容积法计算页岩气层中的游离气地质储量:
(式2)
页岩气藏的地质储量Gz:
(式3)
式中:Gz,页岩气总地质储量(108 m3);Gx,页岩气吸附气地质储量(108 m3);Gy,页岩气游离气地质储量(108 m3);A,含气面积(km2);h,有效厚度(m);ρy,密度(t/m3);Cx,吸附气含量(m3/t);Ф,有效孔隙度(%);Sgi,原始含气饱和度(%),Bgi,体积系数。
计算194-X井区丰度10.63 × 108 m3/km2;JY10井区丰度10.28 × 108 m3/km2;SY2井区丰度10.45 × 108 m3/km2,导眼井计算储量丰度差别较小,显示深水海相地层平面展布稳定的特点,估算南川区块地质储量约1700 × 108 m3,面积160 km2,整体储量规模大(图3)。
以194-X井为例进行三套层系资源丰度评价(表3),参数对比显示上部厚度45.5 m,厚度最大,中下部厚度相对薄;TOC下部高,中上部基本相当;孔隙度和含气量均为下部最好,所以,下部丰度高,上部次之,中部相对低。三套层系地质储量分别为530 × 108 m3、430 × 108 m3、740 × 108 m3,中上部资源量大,占比55.32%,为立体开发提供较好资源潜力。
Table 3. Reserve abundance of three layers in 194-X well area
表3. 194-X井区三套层系储量丰度计算表
4.2. 储量动用评价
利用微地震监测评价单井纵向上动用情况,X-3HF井穿行层位②③小层,压裂监测第10~15段,垂向裂缝高度为20~60 m,平均半缝高23 m (图4)。分析认为垂向裂缝向下到达①小层下部,最小主应力最大到65.28 MPa;向上裂缝延伸到⑤小层上部,最小主应力平均56.7 MPa,最大值57.79 MPa,裂缝向上延伸受阻,而轨迹穿行层位② ③小层最小主应力在52.95~57.71 MPa,平均55.27 MPa,低于高应力层段3~10 MPa,即垂向缝高小于40 m。
194-X井区动用面积24.8 km2,①~⑨小层(图2)储量263.6 × 108 m3,投产30口井,采用流动物质平衡法评价页岩气单井动态储量,26口井进入拟稳态流动阶段,单井动态储量介于0.72~1.47 × 108 m3,平均值1.08 × 108 m3。单井控制储量(①~⑨小层) 7.97 × 108 m3,评价采收率为13.3%,采收率较低,显示动用不充分;根据监测结果评价单井控制储量(①~⑤小层) 3.56 × 108 m3,下部采收率为29.75%。
Figure 4. Side view of microseismic monitoring in X-3HF well
图4. X-3HF井微地震监测侧视图
4.3. 产能评价
4.3.1. 下部层系单井产能
根据194-X井区30口井压裂后放喷试气资料,统计测试日产气量18.4~89.5 × 104 m3,平均28.61 × 104 m3,“一点法”经验公式计算无阻流量6.4~148.8 × 104 m3/d,平均37.1 × 104 m3/d,归一1500 m水平段长无阻流量分级统计显示大于20 × 104 m3/d的井占比70% (图5),属中–高产工业气流,显示较好的产能。目前日产气196 × 104 m3,累计产气14.59 × 108 m3,平均单井累产4864 × 104 m3。采用归一化试采曲线分析,平均单井稳产6.5 × 104 m3/d,稳产周期已达866天,实践证实试验井组效果良好。
Figure 5. Open-flow classification bar chart of testwell 1500 m
图5. 测试井1500 m无阻流量分级柱状图
典型井195-X井试采效果分析,2018年1月13日投产,投产前三个月累产414.87 × 104 m3,平均日产气4.76 × 104 m3,套压从38 MPa降到35.8 Mpa,压降2.2 MPa,单位压降弹性产量188.54 × 104 m3/MPa。试采可分两个阶段,阶段一生产周期249天,按5 × 104 m3/d配产生产,使用3.8 mm油嘴生产,阶段累产气1208 × 104 m3;阶段二使用6 mm油嘴生产,平均日产气15.07 × 104 m3/d,阶段累产气9027 × 104 m3。目前套压5.6 MPa,日产气14.6 × 104 m3,日产液6.74 m3,累产气10,235 × 104 m3,累产液5052 m3 (图6),应用流动物质平衡法评价预测单井EUR为1.47 × 108 m3。
Figure 6. Production curve of 195-XHF well
图6. 195-XHF井生产曲线
滚动评价平桥背斜南斜坡实施JY10HF,水平段长1500 m,下部层系靶窗穿行率100%,分21段进行水力加砂压裂。12 mm油嘴测试获日产气19.60 × 104 m3,一点法计算无阻流量28.6 × 104 m3/d。试采累产气3000 × 104 m3,平均日产6.1 × 104 m3,初步预测单井EUR为0.93 × 108 m3。
向西滚动勘探东胜背斜实施SY1HF和SY2HF井,静态参数与平桥背斜基本一致,下部层系均获得中高产工业气流,12 mm油嘴测试日产气为14.36 × 104 m3和32.80 × 104 m3,一点法评价无阻流量为18.6 × 104 m3/d和46.8 × 104 m3/d。其中SY2HF井试采周期达一年,累产气3500 × 104 m3,日均产9.59 × 104 m3 (图7),应用流动物质平衡法预测单井EUR1.25 × 108 m3。
Figure 7. Production curve of SY2HF well
图7. SY2HF井生产曲线
4.3.2. 上部气层单井产能
上部层系实施了X-S1HF井,静态参数优选穿行靶窗⑧-2亚层,实钻水平段长1700 m,目的层钻遇率99.1%;气测全烃3.14%~28.41%,平均值11.51%;TOC平均值1.12;孔隙度1.36%~2.97%,平均值2.08%;硅质含量平均值44.28%。实钻气测显示较好,可压性静态指标与导眼井⑧-2小层基本相当(图8)。12 mm油嘴放喷测试,获得日产气14.1 × 104 m3,稳定套压11.8 MPa,无阻流量为17.7 × 104 m3/d。该井2020年3月投产,初期套压14.3 MPa,日产气6.7 × 104 m3,试采套压日降幅0.06 MPa,日产气5.62~6.51 × 104 m3,平均6.08 × 104 m3/d,试采递减缓慢。试气试采结果表明上部层系为可动用资源,为立体开发提供有力依据。
194-X井区一套层系开发采收率仅13.3%,中上部剩余储量大,X-1HF井落实了上部层系产能,利用已有的地面配套设施和低成本的工艺技术,可充分动用剩余地质储量,提高动用程度和采收率,实现区块开发效益最大化。中上部层系可部署水平井42口,动用储量97.7 × 108 m3,预测单井经济可采储量0.7 × 108 m3,综合计算采收率可达到28.4%,立体开发采收率可提高15.1%,预测工区页岩气产量可达482.8 × 108 m3。
5. 结论
1) 五峰组–龙马溪组一段页岩属深水–半深水陆棚沉积岩,横向分布稳定,厚度约110 m,有机碳含量平均1.93%;目的层孔隙和裂缝发育,孔隙度适中,渗透率较差,脆性矿物含量高,可划分三套开发层系,储量规模达1700 × 108 m3,具备立体开发的资源基础。
2) 194-X井区下部层系开发试验证实了较好效果,一套井网采收率仅13.3%,中上部剩余储量占比55.32%;上部X-1HF井静态参数略低于下部,试气获得工业气流,为可独立开发的层系。
3) 平桥背斜南斜坡、东胜背斜及上部层系获得14.1~32.8 × 104 m3/d的中高产工业气流;按三套井网分层系开发,采收率可达28.4%,预测页岩气产量可达482.8 × 108 m3。综合分析认为,工区具备立体开发潜力。
基金项目
国家科技重大专项“彭水地区页岩气有效开发技术政策研究”(2016ZX05061-003)。