破解页岩气开发瓶颈 西南油气田创新实现规模效益开发

(彭刚 胡晓华)今年一季度，中国石油西南油气田公司(简称“西南油气田”)页岩气产量达到32.85亿方，同比增长15.87%。

经过十余年探索，西南油气田已在川南的长宁、威远区块建成国内首个“万亿储量、百亿产量”页岩气田，正在泸州区块加快建设第二个“万亿储量、百亿产量”页岩气田。

(资料图片仅供参考)

川南页岩气资源丰富，是西南油气田页岩气勘探开发主战场，但地质工程条件复杂，具有“一薄(‘铂金靶体’厚度薄)、两低(低孔、低渗)、三高(温度高、应力高、应力差高)、四发育(小断层发育、微幅构造发育、裂缝发育、层理发育)”的特征，页岩储层条件较差，开发难度大。

如何破解页岩气开发的难点、痛点、堵点，实现规模效益开发？针对川南页岩气复杂的地质工程情况，西南油气田开展地质工程一体化关键技术攻关，打破原有的“技术条块分割、管理接力进行”管理模式，将开发过程中相对独立、相互分散的多学科综合研究、多环节工程同时实施、多部门项目管理融合为有机整体，推广应用地质工程一体化高产井培育方法，取得良好勘探开发效果。

定好井：优化井位部署定位

页岩气开发第一步，是区域甜点目标的选择。甜点目标就像夹心饼干，而“铂金靶体”就好比夹心饼干的奶油层。井位部署，就是通过精细气藏描述，优选夹心饼干，锁定奶油层。

西南油气田利用三维地质建模技术建立井区储层的精细化三维构造模型、属性模型、地应力模型、天然裂缝模型，构建“地质+工程”全要素三维模型。然后，综合分析不同地质工程参数与单井产量的相关性，明确水平井轨迹方位、箱体位置、Ⅰ类储层、井筒完整性、主体压裂工艺等高产主控因素的情况，绘制多种主控参数叠合的甜点分布图，综合考虑三维地质模型与三维地质力学模型的影响，确定井位优化部署及水平井设计。

确定靶体位置时，科研人员通过分析已实现规模效益开发大量生产井的特征，在三维模型内，将纵向网格分辨率加密至0.5米，实现“铂金靶体”空间分布的精细刻画，为水平井轨迹设计和钻井导向奠定基础。

西南油气田建立川南地区地面、地下一体化水平井部署模式，用地下、地面两个资源，整体优化建产井井位部署，使平台资源动用率从2012年的50%提高至目前的80%以上。

据了解，西南油气田基于一体化三维地质工程模型，建立不同地质工程条件下的技术经济一体化开发技术策略定量评价图版，在确保效益开发的前提下，最大限度提高采收率。

钻好井：优质储层钻遇率更高

我国页岩气优质储层存在靶体厚度薄、微幅构造及断层发育的特征。要实现复杂地质条件下精准追踪优质储层，就要开展地质工程一体化建模，对优质储层垂向分层和横向展布进行精准预测，再根据模型精确设计钻井井眼轨道，最后优选导向工具实施精准轨迹控制。

科研人员基于一体化三维地质工程模型，设计地质导向方案，通过精准定位，优选工具精确导向，确保水平段长达到设计要求，实现靶体钻遇率高、钻井效率高。

在钻前，科研人员锁定优质储层，明确目标靶体，建立三维地质工程模型，设计最优井眼轨道及导向方案；水平段着陆前，综合随钻伽马、元素录井及综合录井资料，逐一识别、校对目的层上部标志层，根据实钻情况及时校正导向模型和优化轨道设计，控制轨迹精准、平稳入靶。

进入水平段后，通过定位钻头在目标层的位置，实时调整钻具姿态并控制井眼轨迹在目的层内有效延伸，保障优质储层钻遇率。钻进过程中，如果发生钻遇断层、产状突变等异常情况，综合考虑地质变化、井筒工况及钻井难度重新设计轨迹，钻后根据实钻资料修正地质导向模型，对地震资料重新处理和解释，为邻井提供指导。

压好井：压裂改造提高产量

在页岩气开发初期，由于缺乏复杂缝网定量描述和评价方法，页岩气井虽然采用相同的压裂工艺参数，但是受非均质性、地应力、天然裂缝、岩石力学参数等因素影响，导致单井产量差异很大。

通过探索实践，西南油气田在开展压裂模拟研究和气井产量主控因素分析的基础上，形成了适用于页岩储层的地质工程一体化压裂设计方法，有效提高了单井产量。

在水平井压裂施工过程中，科研人员利用三维地质工程模型，针对储层物性、力学特征、天然裂缝和固井要求等地质工程因素确定分段数量；基于气测值、孔隙度、含气量等因素确定射孔位置，形成了基于多元信息的快速智能化分段及射孔设计技术。针对水平井段的不同地质及工程特征，优选压裂工艺确保最优的压裂改造效果。

在压裂施工之前，结合精细三维地质模型和三维地应力模型，考虑天然裂缝和地应力的分布特征，科研人员要进行风险预判。同时，结合单井地质工程特征，开展不同液体组合、不同排量、不同支撑剂等多组参数的地质工程一体化压裂模拟计算，选择最匹配单井地质特征的压裂参数，在确保施工顺利的条件下，进一步提高单井产量。

针对页岩人工裂缝应力敏感性强、放大压差生产导致缝网闭合，影响气井产能的问题，西南油气田创新结合一体化数值模拟与应力敏感实验，开展复杂缝网不同铺砂浓度条件下气井生产动态特征研究，综合单井生产效果与经济效益，形成“焖井、控制、稳定、连续”为核心的排液制度；建立以压力、产量、稳定时间和波动范围为指标体系的页岩气测试技术规范；提出以测试产量的1/3至1/2配产的优化生产制度，实现“排液、测试、生产”不同阶段的气井制度优化，有效降低了裂缝的应力敏感伤害，单井EUR提高近15%。

针对页岩气初期产量、压力递减快，自喷周期短的问题，西南油气田及时采取产能维护措施保障稳定连续生产。川南页岩气基于“地层、井筒”一体化模型和管柱精细流体力学(CFD)模拟，建立不同井型、不同AB点落差、不同产液量条件下的页岩气水平井井筒积液诊断预测模型。结合井筒多相流动规律实验研究与动态监测结果，形成以“气举、泡排、柱塞”为主的川南页岩气产能维护工艺。

西南油气田在川南推广实施地质工程一体化后，大幅提高了页岩气单井产量和EUR，实现了高产井的批量复制，推动了页岩气快速规模上产，为高质量建成3000万吨级大气田作出了重要贡献。(完)

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