渝東南構(gòu)造復(fù)雜區(qū)常壓頁(yè)巖氣生產(chǎn)特征及開(kāi)發(fā)技術(shù)政策

何希鵬，盧 比，何貴松，任建華，王 偉，陳祖華，高玉巧，房大志

(1.中國(guó)石化 華東油氣分公司 勘探開(kāi)發(fā)研究院，江蘇 南京 210011；2.中國(guó)石化 重慶頁(yè)巖氣有限公司，重慶 408400)

按照天然氣藏分類(lèi)標(biāo)準(zhǔn)(GB/T 26979—2011)[1]，地層壓力系數(shù)介于0.9～1.3的氣藏為常壓頁(yè)巖氣藏，地層壓力系數(shù)≥1.3的氣藏為高壓-超高壓頁(yè)巖氣藏。近十年來(lái)，中國(guó)高壓-超高壓頁(yè)巖氣已在四川盆地及周緣地區(qū)取得重大商業(yè)突破，發(fā)現(xiàn)了以涪陵、威遠(yuǎn)、長(zhǎng)寧-昭通、威榮和太陽(yáng)等為代表的大型頁(yè)巖氣田[2-7]，探明地質(zhì)儲(chǔ)量超過(guò)2×1012m3。常壓頁(yè)巖氣藏由于構(gòu)造更為復(fù)雜，單井產(chǎn)量較低，經(jīng)濟(jì)效益較差，尚處于不斷攻關(guān)探索階段。

渝東南構(gòu)造復(fù)雜區(qū)是中國(guó)開(kāi)展常壓頁(yè)巖氣勘探開(kāi)發(fā)較早的地區(qū)，通過(guò)近十年的攻關(guān)，取得了積極進(jìn)展[8-12]。2012年，在彭水地區(qū)桑柘坪向斜部署PY1井，壓力系數(shù)0.96，測(cè)試日產(chǎn)氣2.52×104m3，為中國(guó)石化首口獲工業(yè)氣流的頁(yè)巖氣井。2013—2017年，在彭水、武隆和南川地區(qū)實(shí)施探評(píng)井近10口，測(cè)試日產(chǎn)氣(4.6～34.3)×104m3，取得了多點(diǎn)突破。2018—2020年，完成平橋南區(qū)6.5×108m3產(chǎn)能建設(shè)，單井測(cè)試日產(chǎn)氣(15.4～89.5)×104m3；在平橋南斜坡部署JY10井，壓力系數(shù)1.18，測(cè)試日產(chǎn)氣19.6×104m3；在東勝南斜坡部署SY2井，壓力系數(shù)1.2，測(cè)試日產(chǎn)氣32.8×104m3，明確了東勝區(qū)塊為常壓頁(yè)巖氣產(chǎn)建區(qū)，探明常壓頁(yè)巖氣地質(zhì)儲(chǔ)量近2 000×108m3，實(shí)現(xiàn)了常壓頁(yè)巖氣商業(yè)突破和有效開(kāi)發(fā)。

圍繞頁(yè)巖氣生產(chǎn)特征、遞減規(guī)律、產(chǎn)量主控因素和開(kāi)發(fā)技術(shù)政策等，業(yè)內(nèi)學(xué)者開(kāi)展了大量的工作[13-15]。在生產(chǎn)特征方面，頁(yè)巖氣井具有投產(chǎn)初期產(chǎn)量遞減迅速，中后期產(chǎn)量遞減逐漸減緩的特點(diǎn)[16]，長(zhǎng)寧和威遠(yuǎn)地區(qū)高壓-超壓頁(yè)巖氣井第1年遞減率為 60%～70%[2]，太陽(yáng)地區(qū)淺層頁(yè)巖氣井產(chǎn)量穩(wěn)定，第1年單井產(chǎn)氣量遞減率為30%～40%[17]。北美巴奈特和費(fèi)耶特維爾常壓頁(yè)巖氣田地層壓力系數(shù)0.9～1.01[18]，初期采用放噴投產(chǎn)，第1年遞減率為50 %～72%，平均57%～58%[19]。頁(yè)巖氣井生產(chǎn)特征通常包含3個(gè)階段：初期高產(chǎn)期、中期高速遞減期和后期低速或極低速遞減期。通常高產(chǎn)期主要在初期3個(gè)月時(shí)間內(nèi)，之后進(jìn)入快速遞減，這一時(shí)期大約有半年到一年的時(shí)間，之后進(jìn)入到緩慢的第3階段遞減。武隆向斜常壓頁(yè)巖氣井產(chǎn)量遞減較慢，第1年遞減率29.8%[20]。頁(yè)巖氣井的產(chǎn)氣量除受鉆遇儲(chǔ)層品質(zhì)及壓裂改造效果的影響外，還受地層中返排壓裂液的影響[21]。在開(kāi)發(fā)技術(shù)政策方面，中國(guó)石油在川南地區(qū)以提高單井產(chǎn)量和資源動(dòng)用率為目的，實(shí)施地質(zhì)工程一體化水平井參數(shù)設(shè)計(jì)[2]。中國(guó)石化在渝東南地區(qū)綜合氣藏地質(zhì)、工程工藝、壓裂監(jiān)測(cè)、動(dòng)態(tài)分析和經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)等研究，初步形成了適合常壓頁(yè)巖氣“長(zhǎng)水平段、小井距、低高差、強(qiáng)改造”的開(kāi)發(fā)技術(shù)政策[22]。北美頁(yè)巖氣水平井水平段長(zhǎng)度由初期的760 m持續(xù)增加至3 000 m以上。儲(chǔ)層改造施工規(guī)模越來(lái)越大，液量和支撐劑用量不斷加大，級(jí)數(shù)越來(lái)越多，簇間距不斷減小，平均段長(zhǎng)持續(xù)降低，流體粘度進(jìn)一步降低[23]。2014年之前北美頁(yè)巖氣水平井井距以“小井距、密井網(wǎng)”為主流開(kāi)發(fā)模式，近幾年整體呈現(xiàn)減小的趨勢(shì)，主要集中在180～420 m。但隨著井距的減小，井間干擾越發(fā)強(qiáng)烈，導(dǎo)致井距存在逆向增大的變化趨勢(shì)[24]。近年來(lái)眾多研究結(jié)果表明馬塞勒斯、海恩斯維爾和尤蒂卡等北美3大主要頁(yè)巖氣田最優(yōu)井距集中在300～400 m。上述研究表明，不同類(lèi)型頁(yè)巖氣藏的生產(chǎn)特征和開(kāi)發(fā)技術(shù)政策差異大，影響產(chǎn)氣量的主控因素復(fù)雜，圍繞中國(guó)南方頁(yè)巖氣開(kāi)發(fā)生產(chǎn)規(guī)律、產(chǎn)能影響主控因素和適應(yīng)的開(kāi)發(fā)技術(shù)政策，尚需深入研究。

本文在總結(jié)和分析渝東南構(gòu)造復(fù)雜區(qū)地質(zhì)特點(diǎn)和生產(chǎn)特征的基礎(chǔ)上，分析了常壓頁(yè)巖氣產(chǎn)能影響主控因素，形成了開(kāi)發(fā)技術(shù)政策，以期深化常壓頁(yè)巖氣勘探開(kāi)發(fā)理論，推動(dòng)中國(guó)海相常壓頁(yè)巖氣規(guī)模有效開(kāi)發(fā)。

1 區(qū)域地質(zhì)特征

渝東南構(gòu)造復(fù)雜區(qū)轄于重慶市東南部和貴州省北部的南川、武隆、彭水和道真等地區(qū)(圖1)，構(gòu)造上位于四川盆地川東高陡褶皺帶南緣和武陵褶皺帶西北緣，面積約1.5×104km2。上奧陶統(tǒng)五峰組-下志留統(tǒng)龍馬溪組一段為重點(diǎn)頁(yè)巖氣勘探開(kāi)發(fā)目的層，受燕山期—喜馬拉雅期強(qiáng)烈構(gòu)造作用影響，呈現(xiàn)“隆凹相間”構(gòu)造格局，盆外構(gòu)造較寬緩，頁(yè)巖分布于殘留向斜，目的層剝蝕區(qū)面積占比達(dá)35%，盆緣構(gòu)造高陡，頁(yè)巖連片分布，斷層較發(fā)育。

圖1 渝東南構(gòu)造復(fù)雜區(qū)五峰組底面構(gòu)造及重點(diǎn)井分布

研究區(qū)五峰組-龍馬溪組一段沉積、地化和巖礦等靜態(tài)指標(biāo)與涪陵地區(qū)相近，但后期構(gòu)造改造更為強(qiáng)烈，在保存條件、氣體賦存和地應(yīng)力等方面存在較大差異(表1)。

表1 渝東南構(gòu)造復(fù)雜區(qū)頁(yè)巖氣評(píng)價(jià)參數(shù)對(duì)比

1)深水陸棚相優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖靜態(tài)參數(shù)較好，自西向東厚度減薄。在晚奧陶世晚期—早志留世早期，渝東南構(gòu)造復(fù)雜區(qū)與四川盆地大部分地區(qū)同處于深水-半深水陸棚沉積相帶，沉積了五峰組-龍馬溪組一段富含有機(jī)質(zhì)灰黑色泥頁(yè)巖。受沉積環(huán)境、沉積速率和物源供給的控制，自西向東水體深度變淺，深水陸棚相持續(xù)時(shí)間變短，優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖厚度減薄，西部的南川地區(qū)優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖厚30～35 m，中部的武隆地區(qū)厚32～35 m，東部的彭水地區(qū)厚24～25 m，相對(duì)于涪陵地區(qū)的38～40 m，研究區(qū)減薄3～16 m。研究區(qū)有機(jī)地化、礦物組成和儲(chǔ)層物性等特征基本一致，TOC為3.0%～5.0%，Ro為2.58%～2.65%，石英含量40%～65%，粘土含量15%～40%，孔隙度為2.5%～4.5%，天然縫發(fā)育，表明研究區(qū)優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖具有較好的生氣條件、儲(chǔ)集物性和脆性特征。

2)地層壓力系數(shù)較低，吸附氣占比高。渝東南構(gòu)造復(fù)雜區(qū)受燕山期雪峰山逆沖推覆作用及喜馬拉雅期以來(lái)抬升剝蝕作用影響，構(gòu)造變形強(qiáng)烈，地層剝蝕嚴(yán)重，斷層發(fā)育，頁(yè)巖氣保存條件明顯不同于焦石壩、長(zhǎng)寧、威遠(yuǎn)和富順等盆內(nèi)弱構(gòu)造變形區(qū)。東部的彭水地區(qū)目的層分布于復(fù)背斜帶的殘留向斜中，頁(yè)巖氣向出露區(qū)發(fā)生大規(guī)模運(yùn)移，保存條件較差[25]，地層壓力系數(shù)一般0.90～1.10，吸附氣占比50%～60%。中部的武隆地區(qū)目的層大面積連續(xù)分布于復(fù)向斜帶，構(gòu)造寬緩，地層齊全，保存條件較好，地層壓力系數(shù)一般1.05～1.15，吸附氣占比45%～60%。西部的南川地區(qū)目的層與四川盆地連為一體，發(fā)育背斜、向斜和斜坡等多種構(gòu)造類(lèi)型，斷層封閉性好，頁(yè)巖氣保存條件較好，南部斜坡區(qū)地層壓力系數(shù)一般1.10～1.20，吸附氣占比45%～55%，北部背斜和向斜區(qū)地層壓力系數(shù)可達(dá)1.30左右，吸附氣占比40%～50%?？傮w上，渝東南構(gòu)造復(fù)雜區(qū)保存條件復(fù)雜，地層壓力系數(shù)主體介于0.90～1.30，以常壓為主，自東向西，保存條件變好，游離氣占比增高。

3)地應(yīng)力復(fù)雜，壓裂形成復(fù)雜縫網(wǎng)難度大。彭水-武隆地區(qū)由于地層抬升、褶皺變形，使得應(yīng)力釋放，與盆內(nèi)高壓區(qū)相比，相同埋深下地應(yīng)力相對(duì)較小，最大水平主應(yīng)力一般55～70 MPa，應(yīng)力梯度21～22 MPa/km，但水平應(yīng)力差異系數(shù)較大，達(dá)到0.27～0.34，壓裂形成復(fù)雜縫網(wǎng)難度大。南川地區(qū)受自東向西擠壓應(yīng)力作用及埋深增大的影響，地應(yīng)力逐漸增大，最大水平主應(yīng)力65～95 MPa，應(yīng)力梯度21～25 MPa/km，水平應(yīng)力差異系數(shù)為0.09～0.13；高應(yīng)力區(qū)頁(yè)巖塑性相對(duì)較強(qiáng)，破裂壓力高，裂縫延伸困難，施工壓力窗口小，壓裂縫易閉合，體積改造難度大。

4)縱向具有兩分性，下部氣層地質(zhì)指標(biāo)更優(yōu)越，①—③小層是頁(yè)巖氣勘探開(kāi)發(fā)甜點(diǎn)段。研究區(qū)五峰組-龍馬溪組一段頁(yè)巖厚95～115 m，依據(jù)巖性、電性和地化等特征，可以劃分為9個(gè)小層，自下而上，水體變淺，TOC、石英含量和含氣量逐漸降低，粘土含量、頁(yè)巖密度和地應(yīng)力呈增大趨勢(shì)(圖2)。根據(jù)沉積、應(yīng)力和孔隙特征等差異，縱向可以劃分為上、下2個(gè)開(kāi)發(fā)單元，下部氣層對(duì)應(yīng)①—⑤小層，上部氣層對(duì)應(yīng)⑥—⑨小層。下部氣層為深水陸棚細(xì)粒沉積，厚24～35 m，水體較深，巖性以硅質(zhì)頁(yè)巖為主，筆石含量豐富，含海綿骨針和放射蟲(chóng)等硅質(zhì)生物[26-27]；孔隙類(lèi)型以有機(jī)孔為主，占比53%～85%，孔徑相對(duì)小，孔隙密度大，形狀呈圓形，孔隙度大(3.8%～4.5%)；具有高自然伽馬(163～334 API)、低密度(2.4～2.6 g/cm3)、高TOC(3.1%～3.5%)、高含氣量(4.5～6.0 m3/t)、高脆性(60%～75%)和低應(yīng)力(55～65 MPa)特征，頁(yè)巖氣靜態(tài)指標(biāo)優(yōu)越，資源豐度4.6×108m3/km2，每米資源豐度0.13×108m3/km2，是⑥—⑨小層的1.8倍，頁(yè)巖氣富集程度高。①—⑤小層下部的①—③小層沉積水體最深，有機(jī)質(zhì)更富集，生物成因硅含量更高，有機(jī)孔更發(fā)育，含氣性更好，其頁(yè)巖氣富集條件和脆性好于上部的④—⑤小層，是頁(yè)巖氣勘探開(kāi)發(fā)甜點(diǎn)段。

2 頁(yè)巖氣生產(chǎn)規(guī)律

2.1 生產(chǎn)特征

頁(yè)巖氣儲(chǔ)層具有低孔和特低滲特征，必須經(jīng)過(guò)大規(guī)模水力壓裂改造，形成復(fù)雜的人造縫網(wǎng)、溝通基質(zhì)孔隙和天然縫，才能獲得工業(yè)氣流。不同的先天資源稟賦條件、不同的壓裂改造方式及規(guī)模，頁(yè)巖氣生產(chǎn)特征明顯不同。

渝東南構(gòu)造復(fù)雜區(qū)共投產(chǎn)頁(yè)巖氣水平井60余口，頁(yè)巖埋深2 000～3 800 m，原始地層壓力系數(shù)0.90～1.32；水平段長(zhǎng)以1 500～2 000 m為主，分16～22段壓裂，壓裂段長(zhǎng)65～90 m，總液量(3.5～4.5)×104m3，總砂量1 200～1 600 m3，注液強(qiáng)度20～30 m3/m，加砂強(qiáng)度0.8～1.2 m3/m，施工排量14～18 m3/min，測(cè)試日產(chǎn)氣量(3.8～40)×104m3。

常壓頁(yè)巖氣井地層能量較弱，含氣量和游離氣占比相對(duì)較低，壓后放噴初期以排液為主，產(chǎn)氣量較低，隨著返排液增加，產(chǎn)氣量不斷增加，后期逐漸穩(wěn)定。不同壓力系數(shù)的氣井，生產(chǎn)規(guī)律差異大，具體表現(xiàn)為測(cè)試產(chǎn)量、試采產(chǎn)量、壓力特征、返排特征、單位壓降產(chǎn)氣量、遞減率和估算最終可采儲(chǔ)量(EUR)等明顯不同，在相同累產(chǎn)條件下氣井壓力系數(shù)越高，返排率越小(圖3；表2)。

表2 渝東南構(gòu)造復(fù)雜區(qū)不同壓力系數(shù)頁(yè)巖氣井生產(chǎn)特征統(tǒng)計(jì)

圖3 渝東南構(gòu)造復(fù)雜區(qū)不同壓力系數(shù)頁(yè)巖氣井返排率曲線(xiàn)

1)地層壓力系數(shù)0.9～1.0的頁(yè)巖氣井

由于地層能量較弱，氣井壓裂后難以實(shí)現(xiàn)自噴生產(chǎn)，壓裂后初期需要借助人工舉升工藝才能產(chǎn)氣，宜采用大排量電潛泵進(jìn)行快速排液，一般返排率達(dá)到6%～7%時(shí)開(kāi)始見(jiàn)氣。隨著返排率增加，氣井液面不斷下降，井底流壓降低，地層與井底壓差逐漸增大后，日產(chǎn)氣量增大，當(dāng)返排率達(dá)到30%～40%時(shí)，測(cè)試日產(chǎn)氣量達(dá)到(2～3)×104m3，評(píng)價(jià)無(wú)阻流量為(3～10)×104m3/d，隨后日產(chǎn)氣量逐漸遞減，氣井實(shí)現(xiàn)連續(xù)穩(wěn)定生產(chǎn)，單位壓降產(chǎn)氣量(40～60)×104m3/MPa，初期年遞減率20%～25%，套壓5 MPa時(shí)返排率為50%～80%，對(duì)應(yīng)累產(chǎn)氣量為(800～1 500)×104m3。該類(lèi)型井測(cè)試產(chǎn)量、壓力，無(wú)阻流量總體較低，單井EUR約為(0.35～0.50)×108m3，目前尚未實(shí)現(xiàn)效益開(kāi)發(fā)(圖4a)。

2)地層壓力系數(shù)1.0～1.1的頁(yè)巖氣井

地層能量相對(duì)較強(qiáng)，氣井壓裂后，通過(guò)管柱優(yōu)化，利用自身能量可實(shí)現(xiàn)自噴連續(xù)生產(chǎn)。一般返排率達(dá)到3%～4.5%時(shí)開(kāi)始見(jiàn)氣，當(dāng)返排率達(dá)到12%～18%時(shí)，測(cè)試穩(wěn)定日產(chǎn)氣量達(dá)到(3～4)×104m3，評(píng)價(jià)無(wú)阻流量為(7～15)×104m3/d，隨后氣井連續(xù)自噴生產(chǎn)，單位壓降產(chǎn)氣量(80～120)×104m3/MPa，套壓5 MPa時(shí)返排率為25%～40%，對(duì)應(yīng)累產(chǎn)氣量為(1 500～2 500)×104m3，第一年遞減率25%～30%，第二年遞減率逐步變緩為15%～20%，評(píng)價(jià)單井EUR約為(0.50～0.70)×108m3(圖4b)。

3)地層壓力系數(shù)介于1.1～1.3的頁(yè)巖氣井

地層能量相對(duì)更強(qiáng)，氣體流動(dòng)性更好，利用自身能量可實(shí)現(xiàn)自噴連續(xù)生產(chǎn)。一般返排率達(dá)到0.5%～1.1%時(shí)開(kāi)始見(jiàn)氣，當(dāng)返排率達(dá)到8%～15%時(shí)，測(cè)試日產(chǎn)氣量達(dá)到(9～33)×104m3，評(píng)價(jià)無(wú)阻流量為(15～30)×104m3/d，隨后氣井按照(4～6)×104m3的穩(wěn)定日產(chǎn)氣水平連續(xù)自噴生產(chǎn)，單位壓降產(chǎn)氣量(120～150)×104m3/MPa，初期年遞減率30%～35%，套壓5 MPa時(shí)返排率為20%～25%，對(duì)應(yīng)累產(chǎn)氣量為(2 500～4 000)×104m3，評(píng)價(jià)單井EUR約為(0.70～0.90)×108m3(圖4c)。

4)地層壓力系數(shù)1.3～1.4的頁(yè)巖氣井

地層壓力系數(shù)達(dá)到高壓范疇，地層能量更強(qiáng)，生產(chǎn)方式為自噴連續(xù)生產(chǎn)。一般返排率達(dá)到0.1%～0.2%時(shí)開(kāi)始見(jiàn)氣，當(dāng)返排率達(dá)到3%～8%時(shí)，測(cè)試日產(chǎn)氣量達(dá)到(15～40)×104m3，評(píng)價(jià)無(wú)阻流量為(20～45)×104m3/d，隨后氣井按照(6～10)×104m3的穩(wěn)定日產(chǎn)氣水平連續(xù)自噴生產(chǎn)，單位壓降產(chǎn)氣量(150～240)×104m3/MPa，初期年遞減率35%～45%，套壓5 MPa時(shí)返排率為10%～20%，對(duì)應(yīng)累產(chǎn)氣量為(4 000～8 000)×104m3，評(píng)價(jià)單井EUR約為(0.90～1.20)×108m3(圖4d)。

圖4 渝東南構(gòu)造復(fù)雜區(qū)不同壓力系數(shù)頁(yè)巖氣井典型生產(chǎn)曲線(xiàn)

2.2 生產(chǎn)階段劃分

對(duì)渝東南構(gòu)造復(fù)雜區(qū)頁(yè)巖氣井生產(chǎn)數(shù)據(jù)進(jìn)行分析，頁(yè)巖氣生產(chǎn)可劃分為4個(gè)階段(圖5)，分別為純液階段、過(guò)渡階段、穩(wěn)定生產(chǎn)階段和低壓排采階段，典型井階段劃分曲線(xiàn)如圖6。不同壓力體系的頁(yè)巖氣井均有相似的生產(chǎn)階段，但各階段的生產(chǎn)時(shí)間、日產(chǎn)水平、返排率、遞減率和單位壓降產(chǎn)氣量等參數(shù)不盡相同(表3)，綜合南川氣田生產(chǎn)井參數(shù)，初步明確各階段生產(chǎn)特征。

表3 渝東南構(gòu)造復(fù)雜區(qū)不同生產(chǎn)階段不同壓力系數(shù)頁(yè)巖氣井生產(chǎn)特征

圖5 渝東南構(gòu)造復(fù)雜區(qū)常壓頁(yè)巖氣生產(chǎn)階段模式

圖6 渝東南構(gòu)造復(fù)雜區(qū)典型井生產(chǎn)階段

2.2.1 純液生產(chǎn)階段

此階段由于井筒內(nèi)以及與井筒直接相連的人工裂縫主縫內(nèi)充滿(mǎn)壓裂液，液體為連續(xù)相，生產(chǎn)初期僅有壓裂液返排，產(chǎn)液量很大并快速下降。隨著井筒液面降低，主裂縫內(nèi)壓力下降，縫網(wǎng)內(nèi)的氣相含量不斷增加，井口套壓逐漸升高。壓裂返排初期，由于微孔隙毛細(xì)管壓力作用，主裂縫內(nèi)壓裂液優(yōu)先產(chǎn)出，近裂縫面由于毛細(xì)管壓力滯后作用[28]，吸滲到儲(chǔ)層微孔隙中的壓裂液在一定壓差下才能流動(dòng)，因此初期產(chǎn)液量會(huì)快速下降。隨著主裂縫內(nèi)壓力進(jìn)一步下降，壓差克服毛細(xì)管壓力后，微孔隙內(nèi)流體開(kāi)始流動(dòng)，壓力下降，吸附氣開(kāi)始逐步解吸釋放出來(lái)。

純液生產(chǎn)階段為地層壓力系數(shù)小于1的常壓頁(yè)巖氣的典型階段，一般返排率達(dá)到6%～7%才開(kāi)始見(jiàn)氣，以PY1HF井為例，返排初期，日產(chǎn)水量由512 m3快速下降至117 m3，套壓上升至12 MPa，開(kāi)始逐漸降壓產(chǎn)氣；壓力系數(shù)大于1的頁(yè)巖氣井原始地層壓力相對(duì)較高，開(kāi)井后生產(chǎn)壓差大，主縫內(nèi)氣體快速進(jìn)入井筒被采出地面，一般純液生產(chǎn)階段很短，有時(shí)難以觀察。

不同壓力系數(shù)氣井表現(xiàn)出壓力系數(shù)越高，出氣返排率越低。壓力系數(shù)介于0.9～1.0的井見(jiàn)氣時(shí)返排率為6%～7%；壓力系數(shù)1.0～1.1的井見(jiàn)氣時(shí)返排率3.0%～4.5%；壓力系數(shù)1.1～1.3的井見(jiàn)氣時(shí)返排率為0.5%～1.1%；壓力系數(shù)1.3～1.4的井見(jiàn)氣時(shí)返排率約為0.1%～0.2%。當(dāng)氣井壓力系數(shù)小于1.2時(shí)，井筒積液對(duì)壓力系數(shù)低的氣井影響更大，壓力系數(shù)直接影響地層供氣能力，持續(xù)返排可有效降低井底流壓，同時(shí)流體從單向流動(dòng)變?yōu)閮上嗔鲃?dòng)，流動(dòng)阻力增大，地層壓力小無(wú)法形成有效壓差克服運(yùn)移阻力；氣井壓力系數(shù)大于1.2時(shí)，隨著壓力系數(shù)逐漸增大，見(jiàn)氣返排率降低幅度很小，足夠的地層壓力可有效確保氣體克服阻力快速運(yùn)移。

2.2.2 過(guò)渡生產(chǎn)階段

對(duì)于常壓頁(yè)巖氣井，盡管返排早期頁(yè)巖氣產(chǎn)量很少或者沒(méi)有，但是頁(yè)巖氣可能已經(jīng)存在于水力裂縫中。由于來(lái)自基質(zhì)的流入，水力裂縫中的頁(yè)巖氣體積增加。在此期間，分別導(dǎo)致含氣飽和度(以及氣相相對(duì)滲透率)增加，含水飽和度(以及水相相對(duì)滲透率)降低。在含水飽和度曲線(xiàn)及相滲曲線(xiàn)上呈現(xiàn)明顯的階梯狀(圖7)。隨著返排的繼續(xù)，頁(yè)巖氣最終會(huì)進(jìn)入井中，井筒內(nèi)氣相含量進(jìn)一步增加，氣體突破流入井筒，產(chǎn)氣量逐步上升至最高值，產(chǎn)液量進(jìn)一步下降，氣水比在此階段快速上升，生產(chǎn)曲線(xiàn)同樣形成明顯階梯狀。LY1HF井在過(guò)渡生產(chǎn)階段，日產(chǎn)氣量由1.53×104m3上升至3.98×104m3，氣液比快速上升至0.76×104m3/m3，返排率15.8%(圖8)。

圖7 渝東南構(gòu)造復(fù)雜區(qū)典型常壓頁(yè)巖氣含水飽和度和相對(duì)滲透率隨時(shí)間變化曲線(xiàn)

圖8 渝東南構(gòu)造復(fù)雜區(qū)LY1HF井氣液比曲線(xiàn)

壓力系數(shù)對(duì)階段持續(xù)時(shí)間和返排率影響較大，對(duì)氣液比大小無(wú)明顯影響，表現(xiàn)出氣井壓力系數(shù)越高，過(guò)渡階段返排率越低，氣液平衡時(shí)間越長(zhǎng)。PY1HF井壓力系數(shù)0.91，過(guò)渡階段持續(xù)234天，階段返排率39.7%；JY194-3HF井壓力系數(shù)1.32，生產(chǎn)3天即進(jìn)入穩(wěn)定生產(chǎn)，階段返排率3.8%。

2.2.3 穩(wěn)定生產(chǎn)階段

穩(wěn)定生產(chǎn)階段為頁(yè)巖氣井主要生產(chǎn)階段，階段內(nèi)生產(chǎn)保持連續(xù)穩(wěn)定，以產(chǎn)氣為主，氣體變?yōu)檫B續(xù)相，液體以顆粒的形式被氣體攜帶至地面，產(chǎn)水量穩(wěn)定降低，整體處于較低水平，隨產(chǎn)氣量的變化而變化，氣液比趨于穩(wěn)定。

早期北美頁(yè)巖氣開(kāi)采主要采取敞噴生產(chǎn)，氣井初產(chǎn)高遞減快，第一年遞減率達(dá)到50%～80%。敞噴生產(chǎn)可快速收回投資成本，但可能引起地層應(yīng)力敏感，支撐劑流失，造成人造裂縫閉合。為避免氣井出砂，確保氣井井底流入和井口流出平衡，國(guó)內(nèi)頁(yè)巖氣主要通過(guò)下入油管控壓生產(chǎn)。生產(chǎn)初期根據(jù)氣井產(chǎn)能評(píng)價(jià)結(jié)果，制定合理配產(chǎn)計(jì)劃，延長(zhǎng)穩(wěn)定生產(chǎn)期。一般日產(chǎn)氣量為(5～15)×104m3，日產(chǎn)氣水平明顯低于常規(guī)氣藏。穩(wěn)定生產(chǎn)階段為頁(yè)巖氣產(chǎn)量主要貢獻(xiàn)階段，往往可以達(dá)到單井可采儲(chǔ)量的40%～70%。隨著壓力及日產(chǎn)氣量降低，氣井?dāng)y液能力逐漸減弱，根據(jù)臨界流量模型進(jìn)行管柱選型，提高氣井利用天然能力的排液效果。各類(lèi)攜液流量理論公式中，滴液模型較多，適用性各不相同，根據(jù)動(dòng)液面監(jiān)測(cè)以及靜壓測(cè)試結(jié)果，Coleman模型與氣井實(shí)際情況符合率更高。目前主要下入管柱型號(hào)為2-7/8″，2″和1-4/8″油管。

遞減率是油氣田管理的重要指標(biāo)，在國(guó)內(nèi)頁(yè)巖氣將近十年的開(kāi)發(fā)過(guò)程中經(jīng)過(guò)不斷探索，總結(jié)優(yōu)選大量的氣井遞減率評(píng)價(jià)方法，根據(jù)南川氣田頁(yè)巖氣井生產(chǎn)數(shù)據(jù)擬合，分析認(rèn)為SEPD(Stretch Exponential Production Decline)遞減模型適應(yīng)性更強(qiáng)，其表達(dá)式為[29]：

(1)

式中：q為某時(shí)刻的產(chǎn)量，m3/d；qi為初始產(chǎn)量，m3/d；t為生產(chǎn)時(shí)間，d；τ為時(shí)間常數(shù)，無(wú)量綱；n為指數(shù)系數(shù)，無(wú)量綱。τ和n需根據(jù)生產(chǎn)數(shù)據(jù)求解。其遞減模型遞減率表達(dá)式為

(2)

式中：D為遞減率，無(wú)量綱。對(duì)比超壓頁(yè)巖氣井，常壓頁(yè)巖氣井生產(chǎn)通常表現(xiàn)出初期產(chǎn)量低，整體遞減慢，彈性產(chǎn)量較高，單井可采儲(chǔ)量較小，受地層壓力系數(shù)影響明顯。

由于頁(yè)巖氣特殊的富集機(jī)理，試氣階段往往采用一點(diǎn)法試井進(jìn)行產(chǎn)能評(píng)價(jià)。對(duì)比不同壓力系數(shù)氣井無(wú)阻流量，表明地層壓力系數(shù)越大，產(chǎn)氣能力越強(qiáng)，制定初期產(chǎn)量越高。根據(jù)SEPD模型評(píng)價(jià)穩(wěn)定生產(chǎn)期遞減率，常壓頁(yè)巖氣井第一年遞減率20%～45%，由于儲(chǔ)層孔隙內(nèi)的游離氣含量越低，吸附氣含量占比越高，對(duì)于常壓頁(yè)巖氣藏近井筒及裂縫面的儲(chǔ)層壓力很快就能降到解吸壓力，從而導(dǎo)致吸附氣大量解吸釋放產(chǎn)出地面，因此常壓頁(yè)巖氣藏地層壓力系數(shù)越低，吸附氣解吸釋放的時(shí)間越快，從而導(dǎo)致氣井的產(chǎn)量遞減率越慢。單位壓降產(chǎn)量可有效反映氣井生產(chǎn)能力，隨壓力系數(shù)增大，單位壓降產(chǎn)氣量升高，例如JY194-3HF井壓力系數(shù)1.32，單位壓降產(chǎn)氣量217×104m3/MPa，與焦石壩一期相當(dāng)。在穩(wěn)定生產(chǎn)階段頁(yè)巖氣滲流逐漸進(jìn)入線(xiàn)性流階段，通過(guò)流動(dòng)物質(zhì)平衡方程法、典型圖版法和現(xiàn)代產(chǎn)量分析等方法可有效評(píng)價(jià)單井可采儲(chǔ)量，可采儲(chǔ)量與壓力系數(shù)變化呈現(xiàn)出同向性，隨壓力系數(shù)增大而增大。

2.2.4 低壓排采階段

頁(yè)巖儲(chǔ)層微納米無(wú)機(jī)孔隙、有機(jī)孔隙內(nèi)的溫度和壓力變化時(shí)，甲烷分子會(huì)脫離吸附狀態(tài)，轉(zhuǎn)變?yōu)橛坞x相，在微納米孔隙內(nèi)發(fā)生運(yùn)移[30-31]。頁(yè)巖氣吸附氣含量占比達(dá)到50%～80%，隨著開(kāi)采過(guò)程不斷繼續(xù)，吸附氣不斷發(fā)生解吸轉(zhuǎn)化為游離態(tài)，頁(yè)巖氣開(kāi)采維持在較低的產(chǎn)氣量，但生產(chǎn)周期較長(zhǎng)，氣井遞減率明顯降低，年遞減率較增壓前34%降至23%。

當(dāng)氣井壓力逐漸降低至外輸壓力，氣井無(wú)法實(shí)現(xiàn)連續(xù)自噴，一般進(jìn)入間歇生產(chǎn)，為降低自噴排液能量損失，氣井通常進(jìn)入地面增壓流程降低井口回壓實(shí)現(xiàn)連續(xù)生產(chǎn)，同時(shí)開(kāi)展排水采氣措施，延緩氣井積液水淹。地面增壓可有效降低外輸壓力對(duì)氣井產(chǎn)量的影響，自噴井外輸壓力每上升1 MPa，單井平均日產(chǎn)氣量下降1.27×104m3；增壓井外輸壓力上升1 MPa，單井平均日產(chǎn)氣量下降0.22×104m3。低壓排采階段氣井?dāng)y液能力減弱，為防止氣井水淹關(guān)井，排水采氣工藝顯得尤為重要，泡排可有效降低返排液密度，有利于將液體舉出井口，是目前排液最有效的手段之一，氣井泡排后氣量可上升15%～20%，液量上升30%～50%。但泡排效果往往持續(xù)時(shí)間較短，需要連續(xù)加注起泡劑，常采用自動(dòng)加藥裝置加注或人工固化加藥制度。頁(yè)巖氣井屬于單井單藏，不同壓力系數(shù)頁(yè)巖氣井進(jìn)入低壓排采階段后生產(chǎn)特征無(wú)明顯差異，生產(chǎn)效果主要受到排水采氣工藝適應(yīng)性影響。

2.3 頁(yè)巖氣井產(chǎn)能影響因素分析

研究區(qū)優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖靜態(tài)參數(shù)基本相當(dāng)，但保存條件差異大，地層壓力系數(shù)變化快，表明頁(yè)巖氣富集程度有較大差異，這是影響不同目標(biāo)單井產(chǎn)量差異的先天性因素。而對(duì)于同一目標(biāo)，地層壓力系數(shù)基本一致，頁(yè)巖氣井產(chǎn)能主要受有效改造體積等后天性因素影響，具體包括最優(yōu)靶窗鉆遇率、水平段長(zhǎng)、水平段方位以及壓裂改造規(guī)模等。

2.3.1 地層壓力系數(shù)

地層壓力系數(shù)越高，代表頁(yè)巖氣保存條件越好，在晚期強(qiáng)烈構(gòu)造改造過(guò)程中頁(yè)巖氣逸散越少，殘留含氣量越高。渝東南地區(qū)鉆井統(tǒng)計(jì)顯示，壓力系數(shù)與單井測(cè)試產(chǎn)量、歸一化1 500 m單井EUR呈明顯的正相關(guān)(圖9)，表明壓力系數(shù)越高，地層能量越強(qiáng)，越利于獲得高產(chǎn)，單井最終經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量越高。渝東南構(gòu)造復(fù)雜區(qū)地層壓力系數(shù)介于0.9～1.4，其中地層壓力系數(shù)為0.9～1.0的井，測(cè)試產(chǎn)量一般為(1.5～3.0)×104m3/d，EUR為(0.35～0.50)×108m3；地層壓力系數(shù)為1.0～1.1的井，測(cè)試產(chǎn)量一般為(3.0～5.0)×104m3/d，EUR為(0.5～0.7)×108m3；地層壓力系數(shù)為1.1～1.3的井，測(cè)試產(chǎn)量一般為(9.0～30.0)×104m3/d，EUR為(0.7～0.9)×108m3；地層壓力系數(shù)為1.3～1.4的井，測(cè)試產(chǎn)量一般為(15.0～40.0)×104m3/d，EUR為(0.9～1.2)×108m3。

圖9 渝東南構(gòu)造復(fù)雜區(qū)壓力系數(shù)與測(cè)試產(chǎn)量(a)和1 500 m歸一化單井EUR(b)的關(guān)系

2.3.2 有效改造體積

頁(yè)巖氣井的泄氣范圍受壓裂改造體積(SRV)限制，SRV越大，泄氣范圍就越大，越利于高產(chǎn)和穩(wěn)產(chǎn)。對(duì)研究區(qū)內(nèi)5口井微地震監(jiān)測(cè)結(jié)果進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，壓裂縫縱向延伸高度為25～40 m，平均為30 m；壓裂半縫長(zhǎng)在100～250 m之間?；陧?yè)巖靜態(tài)參數(shù)建立數(shù)值模擬模型，結(jié)合生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)，開(kāi)展生產(chǎn)歷史擬合，校正數(shù)值模擬模型，評(píng)價(jià)單井最終累積產(chǎn)氣量及改造體積。單井累積產(chǎn)氣量和無(wú)阻流量與SRV統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明(圖10)，改造體積越大，氣井無(wú)阻流量越高，累積產(chǎn)氣量越大，具有較好的一致性，因此，有效改造體積是影響頁(yè)巖氣井產(chǎn)能的重要因素。壓裂工藝上影響有效改造體積的關(guān)鍵參數(shù)有最優(yōu)靶窗鉆遇率、水平段長(zhǎng)、水平段方位和壓裂施工規(guī)模4項(xiàng)。

圖10 渝東南構(gòu)造復(fù)雜區(qū)單井SRV與無(wú)阻流量(a)和EUR(b)的關(guān)系

1)最優(yōu)靶窗鉆遇率

渝東南構(gòu)造復(fù)雜區(qū)優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖段①—③小層是頁(yè)巖氣勘探開(kāi)發(fā)甜點(diǎn)段，厚度為10～15 m，而進(jìn)一步研究表明，③小層下部2 m至②小層(高度3 m)的TOC、孔隙度、含氣量和脆性礦物含量更高，頁(yè)巖氣最富集，因此是水平井穿行的最優(yōu)靶窗。

南川地區(qū)平橋背斜30口井的①—③小層鉆遇率達(dá)到96%，其中最優(yōu)靶窗的鉆遇率平均為79%。水平井在最優(yōu)靶窗穿行比例越高，氣井測(cè)試無(wú)阻流量越高(圖11a)，呈現(xiàn)較好的線(xiàn)性關(guān)系，當(dāng)最優(yōu)靶窗穿行比例低于90%，氣井測(cè)試無(wú)阻流量較低，普遍低于30×104m3。根據(jù)試采井EUR評(píng)價(jià)結(jié)果，按照水平段長(zhǎng)1 500 m歸一化得到歸一化EUR與最優(yōu)靶窗穿行比例關(guān)系圖(圖11b)，水平段鉆遇最優(yōu)靶窗的比例越高，氣井EUR越高，且EUR與無(wú)阻流量與最優(yōu)靶窗穿行比例相關(guān)性基本一致，統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明最優(yōu)靶窗為氣井試氣獲得較好的效果提供了物質(zhì)基礎(chǔ)，也是水平井靶窗的最佳選擇。這就要求在水平井鉆探過(guò)程中，保證井眼軌跡光滑及工程允許條件下，盡量確保軌跡在最優(yōu)靶窗穿行，因此，在五峰組-龍馬溪組①—③小層富碳富硅富筆石頁(yè)巖中甜中選甜，設(shè)計(jì)水平井最優(yōu)靶窗顯得尤為重要。

圖11 渝東南構(gòu)造復(fù)雜區(qū)無(wú)阻流量(a)和歸一化EUR(b)與③小層穿行比例關(guān)系

2)水平段長(zhǎng)

平橋背斜30口井水平段長(zhǎng)主要介于1 400～1 700 m，測(cè)試產(chǎn)量介于(15.4～38.3)×104m3/d，評(píng)價(jià)無(wú)阻流量介于(15～65)×104m3/d，而無(wú)阻流量大于20×104m3/d的井，其測(cè)試產(chǎn)量、無(wú)阻流量與水平段長(zhǎng)具有較好的線(xiàn)性關(guān)系(圖12a,b)，表現(xiàn)出測(cè)試產(chǎn)量和無(wú)阻流量隨著水平段長(zhǎng)增加而增大。在改造半縫長(zhǎng)一定條件下，水平段長(zhǎng)增加，單井波及范圍增大。單井EUR與水平段長(zhǎng)統(tǒng)計(jì)結(jié)果(圖12c)，可以看出EUR隨著水平段長(zhǎng)增加呈現(xiàn)增大的趨勢(shì)，數(shù)值模擬結(jié)果也表明單井EUR與水平段長(zhǎng)呈較好的線(xiàn)性關(guān)系(圖12d)，表明水平段長(zhǎng)增加，在改造有效裂縫長(zhǎng)度和縱向裂縫延伸高度一定條件下，水平井有效波及體積增大。但是水平段長(zhǎng)增加，會(huì)增加鉆井和壓裂成本，同時(shí)當(dāng)水平段長(zhǎng)大于1 700 m時(shí)，遞減率降幅變緩，EUR增幅變緩，水平段長(zhǎng)超1 000 m后，水平段長(zhǎng)每增加100 m，可采儲(chǔ)量增加約4%，因此在水平井部署實(shí)施過(guò)程中，需要綜合開(kāi)展地面-地下一體化設(shè)計(jì)，結(jié)合工程工藝適應(yīng)性和經(jīng)濟(jì)性，優(yōu)選最佳水平段長(zhǎng)，以實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)效益最大化。

圖12 渝東南構(gòu)造復(fù)雜區(qū)測(cè)試產(chǎn)量(a)、無(wú)阻流量(b)、單井EUR(c)和數(shù)值模擬單井EUR(d)與水平段長(zhǎng)關(guān)系

3)水平段方位

根據(jù)垂直井筒方向水平射孔破裂壓力計(jì)算公式[32]，結(jié)合南川地區(qū)五峰組-龍馬溪組頁(yè)巖巖石力學(xué)參數(shù)計(jì)算垂直井筒方向頁(yè)巖破裂壓力與最小主應(yīng)力夾角變化關(guān)系，當(dāng)夾角小于10°時(shí)，破裂壓力增幅為1%，當(dāng)夾角超過(guò)30°時(shí)，破裂壓力呈現(xiàn)線(xiàn)性快速增加(圖13)，這就增大了壓裂改造施工難度。同時(shí)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐數(shù)據(jù)表明，壓裂施工過(guò)程中破裂壓力與水平段方位與最小水平主應(yīng)力夾角呈正相關(guān)關(guān)系(圖14a)。為實(shí)現(xiàn)頁(yè)巖儲(chǔ)層充分改造，在水平井部署過(guò)程中，需要結(jié)合構(gòu)造及應(yīng)力方向來(lái)優(yōu)化水平段方位，建議水平段方位與最小主應(yīng)力夾角控制在30°以?xún)?nèi)。

圖13 渝東南構(gòu)造復(fù)雜區(qū)破裂壓力與水平段方位關(guān)系

4)壓裂施工規(guī)模

改造體積是壓裂改造效果的直接表征參數(shù)，要實(shí)現(xiàn)較大的改造體積，在壓裂施工規(guī)模上，一方面要求在相同的壓裂施工參數(shù)下形成更多的有效裂縫或更復(fù)雜的縫網(wǎng)；另一方面要求通過(guò)“大排量、高砂量”提高壓裂施工規(guī)模，擴(kuò)大改造波及體積，實(shí)現(xiàn)更高的SRV。微地震監(jiān)測(cè)表明，單段注液量(注液強(qiáng)度)越大，改造裂縫面積越大(圖14b)。對(duì)評(píng)價(jià)的SRV和壓裂施工過(guò)程中的液量、砂量等參數(shù)進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，注液強(qiáng)度越大，加砂強(qiáng)度越高，SRV越大(圖15a,b)，表明壓裂縫網(wǎng)實(shí)現(xiàn)有效支撐，改造效果越好，為氣體流動(dòng)提供有效通道。

圖14 渝東南構(gòu)造復(fù)雜區(qū)水平段方位、施工液量與破裂壓力、微地震監(jiān)測(cè)裂縫面積關(guān)系

現(xiàn)場(chǎng)壓裂實(shí)踐表明：破裂壓力是指地層產(chǎn)生裂縫時(shí)的井底流體壓力，與巖石力學(xué)性質(zhì)，孔隙壓力和天然裂縫發(fā)育程度等因素有關(guān)，破裂壓力的高低間接反映壓裂改造的難易程度。停泵壓力是壓裂結(jié)束時(shí)的瞬時(shí)停泵壓力，可反映壓裂后壓裂液在裂縫中的濾失和地層滲透率，同時(shí)反映人造縫與天然縫溝通程度。天然縫越發(fā)育，人造縫與天然縫溝通程度越好，則停泵壓力越低，所以停泵壓力可以間接表征壓裂改造縫網(wǎng)的復(fù)雜程度。對(duì)破裂壓力和停泵壓力與儲(chǔ)層改造SRV進(jìn)行分析，統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明在同一區(qū)域地質(zhì)條件下，破裂壓力越高，壓裂改造難度越大；停泵壓力越高，改造縫網(wǎng)的復(fù)雜程度越低，改造SRV越小(圖15c,d)。

圖15 渝東南構(gòu)造復(fù)雜區(qū)SRV與每米液量、加砂強(qiáng)度、破裂壓力、停泵壓力關(guān)系

隨著頁(yè)巖氣儲(chǔ)層埋深增加，地應(yīng)力增大，壓裂改造難度也隨之增大[33]。研究區(qū)內(nèi)600多段壓裂施工參數(shù)統(tǒng)計(jì)分析顯示，儲(chǔ)層破裂壓力與埋深關(guān)系具有明顯的分段性，頁(yè)巖埋深小于3 800 m時(shí)，破裂壓力較平穩(wěn)，整體介于55～85 MPa；當(dāng)頁(yè)巖埋深超過(guò)3 800 m，破裂壓力出現(xiàn)拐點(diǎn)，破裂壓力增加趨勢(shì)明顯加劇(圖16)。當(dāng)埋深超過(guò)3 800 m以后，頁(yè)巖儲(chǔ)層抗壓強(qiáng)度快速增大，受高溫高壓的影響，頁(yè)巖塑性增強(qiáng)，導(dǎo)致頁(yè)巖破裂壓力快速增大，施工難度增加，形成復(fù)雜縫網(wǎng)難度增大。

圖16 渝東南構(gòu)造復(fù)雜區(qū)破裂壓力與埋深關(guān)系

3 開(kāi)發(fā)技術(shù)政策

在頁(yè)巖氣生產(chǎn)特征和產(chǎn)能影響主控因素分析基礎(chǔ)上，提出了渝東南構(gòu)造復(fù)雜區(qū)開(kāi)發(fā)技術(shù)優(yōu)化政策和與之配套的壓裂工藝參數(shù)。

開(kāi)發(fā)技術(shù)優(yōu)化政策：靶窗優(yōu)選方面，綜合考慮水平井穿行層位與單井產(chǎn)量、EUR的關(guān)系，結(jié)合微地震監(jiān)測(cè)人造裂縫延伸規(guī)律，水平井穿行最優(yōu)靶窗建議定在TOC、孔隙度、含氣量和脆性礦物含量更高，頁(yè)巖氣最富集的③小層下部2 m至②小層，TOC為3.5%～4.6%，含氣量為4.1～5.7 m3/t，脆性礦物為48.3%～59.5%。井網(wǎng)部署方面，按照“整體部署、分步實(shí)施”的原則進(jìn)行整體部署，采用“先肥后瘦”的動(dòng)態(tài)調(diào)整開(kāi)發(fā)策略，優(yōu)先動(dòng)用優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖靜態(tài)指標(biāo)好、保存條件好、地應(yīng)力適中和天然裂縫較發(fā)育的下部氣層一類(lèi)甜點(diǎn)區(qū)。布井模式方面，由于研究區(qū)整體處于盆緣過(guò)渡帶，具有地面、地下雙復(fù)雜的特征，為實(shí)現(xiàn)資源有效動(dòng)用，同時(shí)考慮地面平臺(tái)選點(diǎn)難易程度，建議優(yōu)先采用雙向布井模式，一個(gè)平臺(tái)以6～8口井為主。合理井距方面，利用微地震監(jiān)測(cè)主體裂縫半縫長(zhǎng)為200 m左右，代表水平井部署的最大井距為400 m；部分井間距400 m的壓裂段發(fā)生了壓竄現(xiàn)象，表現(xiàn)為鄰井產(chǎn)液量增大，但復(fù)產(chǎn)后產(chǎn)氣量能很快恢復(fù)至壓竄前水平，采用流動(dòng)物質(zhì)平衡方法評(píng)價(jià)，壓竄后EUR未受影響，這表明只有壓裂液產(chǎn)生了波及干擾，而支撐劑運(yùn)移距離小于壓裂液波及范圍，所以井筒遠(yuǎn)端儲(chǔ)層產(chǎn)生破裂但是并未實(shí)現(xiàn)有效支撐，說(shuō)明兩井間有效動(dòng)用范圍小于400 m；建立生產(chǎn)數(shù)據(jù)特征線(xiàn)分析模型，評(píng)價(jià)有效裂縫半長(zhǎng)為120～150 m；綜上所述，確定水平井合理井距為250～300 m。水平段長(zhǎng)方面，綜合地質(zhì)、地面和工程工藝技術(shù)適應(yīng)性，技術(shù)經(jīng)濟(jì)水平段長(zhǎng)推薦1 500～2 000 m。水平井方位方面，建議水平段方位與最小水平主應(yīng)力夾角控制在30°以?xún)?nèi)。

壓裂工藝參數(shù)：研究區(qū)為構(gòu)造復(fù)雜區(qū)，儲(chǔ)層埋深變化較大，且地應(yīng)力較復(fù)雜，頁(yè)巖儲(chǔ)層體積改造難度大。為實(shí)現(xiàn)壓裂改造形成復(fù)雜縫網(wǎng)，提高單井EUR，建議采用“大規(guī)模、強(qiáng)改造”模式，施工排量16～18 m3/min，壓裂單段長(zhǎng)60～80 m，加砂強(qiáng)度大于1.2 m3/m，注液強(qiáng)度大于28 m3/m。

4 結(jié)論

1)常壓頁(yè)巖氣生產(chǎn)表現(xiàn)為初期以排液為主，產(chǎn)氣量較低，隨著返排率增大，產(chǎn)氣量不斷增大，后期產(chǎn)量逐漸穩(wěn)定，產(chǎn)量遞減慢，單位壓降產(chǎn)氣量較高，單井可采儲(chǔ)量較小的特征。不同壓力系數(shù)的氣井，生產(chǎn)規(guī)律差異大，壓力系數(shù)越高，生產(chǎn)方式由人工排液向自噴生產(chǎn)轉(zhuǎn)變，日產(chǎn)氣量、氣液比越高，日產(chǎn)液量、返排率越低，單位壓降產(chǎn)氣量越高。

2)常壓頁(yè)巖氣生產(chǎn)可劃分為純液、過(guò)渡、穩(wěn)定生產(chǎn)和低壓排采等4個(gè)階段，不同階段生產(chǎn)特征受地層壓力系數(shù)影響明顯。壓力系數(shù)越大，在純液生產(chǎn)階段，排液時(shí)間越短、見(jiàn)氣返排率降低；在過(guò)渡階段，返排率越低，氣液平衡時(shí)間越長(zhǎng)；在穩(wěn)定生產(chǎn)階段，產(chǎn)氣能力越強(qiáng)，單位壓降產(chǎn)量、單井可采儲(chǔ)量越高。

3)常壓頁(yè)巖氣井產(chǎn)能主要受地層壓力系數(shù)、有效改造體積的影響，其中影響有效改造體積的參數(shù)包括最優(yōu)靶窗鉆遇率、水平段長(zhǎng)、水平段方位以及壓裂改造規(guī)模等。

4)根據(jù)生產(chǎn)特征和產(chǎn)能影響因素分析，結(jié)合生產(chǎn)實(shí)踐，提出了渝東南構(gòu)造復(fù)雜區(qū)開(kāi)發(fā)技術(shù)優(yōu)化政策和與之配套的壓裂工藝參數(shù)。建議水平井穿行③小層下部2 m至②小層，井距250～300 m，采用雙向布井模式，一個(gè)平臺(tái)以6～8口井為主，水平段長(zhǎng)以1 500～2 000 m為主，水平段方位與最小主應(yīng)力夾角控制在30°以?xún)?nèi)。壓裂施工排量16～18 m3/min，壓裂單段長(zhǎng)60～80 m，加砂強(qiáng)度大于1.2 m3/m，每米液量大于28 m3。