加拿大M致密砂巖氣藏高效開發技術研究與應用

　　摘要：針對低氣價下加拿大M致密砂巖氣藏如何實現經濟高效開發的問題，開展了開發層系劃分、鉆井完井施工參數優化、優快鉆井完井施工及壓后返排和井工廠開發等方面的技術攻關，形成了地質工程一體化的巨厚砂巖儲層開發層系劃分技術，機器學習大數據分析鉆井完井施工參數匹配技術，水平井低成本優快鉆井技術，悶井返排技術以及井工廠立體開發技術等關鍵技術。現場應用后，鉆井完井施工效率有了極大提升，鉆井完井成本顯著降低，單井產能顯著提升，實現了效率增，成本降的良好局面。現場應用后，M致密砂巖氣藏產能大幅提高，開發效益得到改善。M致密砂巖氣藏的成功開發，為我國非常規氣藏開發提供了啟示。

　　關鍵詞：致密砂巖氣藏;開發層系;劃分;機器學習;悶井返排;立體開發

　　加拿大三疊紀M氣藏位于加拿大西部大不列顛哥倫比亞省和阿爾伯達省交界處，南北長1200km，東西寬500km，平面分布面積16×104km2。M氣藏西部以洛基山逆沖造山帶為界，地層埋深在0～4100m之間，厚度在0～500m之間[1-2]。M致密砂巖氣藏勘探開發始于1950年，初期主要開發構造、巖性圈閉等常規油氣區域，2013年，四家獨立能源機構計算M氣藏天然氣可采儲量為1.27×1012m3，凝析油1.54×108t，天然氣液(NaturalGasLiquid)1.97×108t，是北美地區五大氣藏之一。

　　礦產論文范例：彭水區塊常壓頁巖氣高效排采技術研究

　　2015年開始，多家公司開展了M致密砂巖氣藏的開發工作，開發初期鉆井完井施工效率低，單井產能低，單井成本高，極大地影響了氣藏的開發效益[3-4]。近些年來，為進一步降低天然氣開發成本，提升開發效益，針對M氣藏儲層厚度大、鉆井效率低、單井產能不高的問題，按照地質工程一體化的思路，從開發層系劃分、開發井網部署、鉆井完井施工參數優化以及井工廠開發等方面進行氣藏開發優化研究。通過合理劃分開發層系、優選鉆井完井施工參數等措施，鉆井完井施工取得了良好效果，實現了施工效率和開發效益的同步增長，實現了M致密砂巖氣藏優快鉆井和高效開發。

　　1氣藏概況

　　M氣藏的主力儲層為三疊系M組砂巖。根據油氣成藏特征和儲層物性特征，平面上將M油氣藏分為兩部分，東北部為常規油氣藏，以高孔高滲的砂巖儲層為主，平面分布面積7×104km2;西南部為非常規氣藏，為低孔低滲的致密砂巖儲層，M氣藏分布面積9×104km2。

　　M氣藏源巖為M組上覆Doig組泥巖，Doig源巖的成熟度隨埋深增加而逐漸增大，由東北向西南部逐漸由未成熟階段演化為成熟-凝析油氣-過成熟階段。Doig源巖與M組儲層呈側向接觸，油氣側向運移到M儲層中，對應烴源巖成熟度的變化，由西南向東北方向，氣藏類型由干氣氣藏向油藏過渡。2004年，M氣藏有常規勘探開發井2000多口;2005年開始，隨著認識的深入和鉆井完井技術的進步，勘探開發工作逐漸轉移到M非常規氣藏，非常規油氣產量迅速增加;截至2018年，M非常規氣藏在產水平井6000多口，天然氣產量1.98×108m3/d。值得注意的是，從2014年開始，盡管國際氣價下跌，但得益于開發成本降低和開發方式的不斷優化，M非常規氣藏的開發并未受到影響，天然氣產量不斷增長。

　　2開發關鍵技術研究

　　針對M致密砂巖氣藏分布面積大、儲層厚度大，縱向和平面上存在非均質性的特點，研究形成了地質工程結合的開發層系劃分技術、通過大數據機器學習分析進行鉆井完井施工參數優選技術、低成本優快鉆井施工技術、壓后返排技術和井工廠立體開發技術等關鍵技術，實現了施工成本和施工效益的優化[7-8]。

　　2.1地質工程相結合的開發層系劃分技術

　　合理的開發層系劃分有助于合理部署井網，減小開發中的層間干擾，提高采收率，提升開發效果。非常規油氣開發層系劃分要綜合考慮地質和壓裂工程因素，地質工程綜合考慮，確定合理的開發層系[9-10]。非常規油氣藏開發層系劃分的原則是盡可能實現一套開發井網對一套開發層系的充分動用，同時又要避免垂向上出現井間干擾，影響單井產能[7]。

　　地質研究表明，M儲層物源來自東北部加拿大地盾。東北部靠近物源方向，主要沉積相類型為濱岸-前濱相，沉積粒度較粗，形成高孔高滲的砂巖儲層。西南部遠離物源區，沉積相類型為淺海-半深海相，沉積粒度較細，形成低孔低滲的致密砂巖儲層。由于物源供給充分，沉積時間長，非常規儲層沉積厚度達200～300m。受穩定沉積環境的影響，儲層巖性均勻，為均質粉砂巖，內部無巖性隔層，對于如此厚度的致密砂巖，一套水平井井網難以實現充分開發，要提高采收率，需合理劃分開發層系，縱向上部署多套水平井。

　　結合沉積特征分析及測井曲線特征，可將M劃分為上下2段，2段的厚度都在100m左右。上段為淺灰色粉砂巖，構造現象豐富，表明地層沉積時水體能量較高，位于風暴浪基面和晴天浪基面之間的濱岸-淺海過渡帶;下段為深灰色粉砂巖，呈塊狀結構，表明沉積時水體能量較低，位于風暴浪基面和最大風暴浪基面之間的半深海相。

　　使用Gopher軟件，進行壓裂模擬，計算壓裂形成的裂縫高度。根據巖性及油藏特征，參考北美地區非常規氣藏開發經驗，增強模型的精度，不斷優化調整M地質模型。在地質模型基礎上，按照施工中不同加砂規模，進行1.2，1.5和1.8t/m等不同規模下的裂縫高度模擬，結果表明壓裂改造裂縫高度在35～60m之間。

　　綜合考慮儲層沉積相分析及壓裂模擬的認識，將M地層縱向上劃分為4個開發層系，每層厚度在30~60m之間。其中層系1、層系2為濱岸-淺海相，層系3、層系4為半深海-深海相，實現了地質分層、沉積相和壓裂造縫高度的統一。根據開發層系劃分結果，要實現氣藏的合理開發，縱向上需要部署4套開發井網。

　　2.2大數據驅動的水平井參數優化技術

　　鉆井完井技術的進步是非常規油氣開發實現突破的前提條件，是非常規開發能否成功的關鍵[10]。M儲層平面分布廣，縱向厚度大，橫向和垂向物性變化大，需要根據具體的儲層特征，確定合理的鉆井和完井施工參數。在多年的開發工作中，M氣藏在不同年代、不同區域和不同層位實施了6000多口水平井，對這些井鉆井和完井參數進行分析，建立地質、鉆井、完井和產能之間的關系，對于優選施工參數有很大的幫助。

　　在以往的分析中，一般使用二維或三維交會圖，能夠分析2個或者2個變量與產能之間的關系，但是影響水平井產能的參數較多，其中工程參數包括水平井水平段長度、加砂規模、壓裂液體系和水平井井間距等，地質參數包括氣藏的油氣比、儲層孔隙度、含水飽和度和儲層埋藏深度等，各參數對產能影響程度和影響大小很難通過傳統的交會圖分析得到結論。為了優選最佳施工參數，充分利用北美地區數據共享的優勢，采用機器學習的方法開展大數據分析，針對不同特征的氣藏，優選最佳鉆井和完井參數[11-12]。

　　實際應用時，充分發揮“多維、多因素”的大數據分析優勢，對數據進行分析，篩選出產能主要影響因素，計算出主要參數結果。首選優選出有代表性、數據質量可靠的1233口井作為訓練數據，開展分析。分析參數包括儲層物性、鉆井完井參數等，通過機器學習分析，得出不同參數組合下的油氣產能，將機器學習分析的產能結果與實際產能結果進行比對，不斷調整，確保機器學習分析的準確性;在得到準確的機器學習結果后，對模型中分析得到的產能影響因素及參數計算SHAP(即沙普利加和解釋，用于機器學習分析表征具體參數影響力大小)值，并進行分析。分析結果表明，影響單井產能的主要因素從大到小依次為油氣比、水平井水平段長度、壓裂加砂量和垂深，其中工程因素影響程度明顯大于地質因素。

　　機器學習分析認為，關于水平段長度，對高油氣比區，水平段長度在3300m之內，產量與水平段長度呈線性相關。對低油氣比區，水平段長度在3200m之內，產量與水平段長度線性相關。采用相同的分析，得到加砂量、水平井井間距的合理數值。根據分析結果，結合儲層物性變化情況，制定了不同區域、不同層段的合理的鉆井完井參數。

　　2.3水平井低成本優快鉆井技術

　　水平井水平段長度是影響開發效果的重要因素，因此，大位移水平井施工效率和作業費用，是降低開發成本，實現經濟高效開發的主要手段[13-15]。依托北美地區高度發達的鉆井完井施工體系，主要從以下2個方面實現鉆井完井優快施工。1)利用北美地區市場透明、競爭充分的優勢，通過多口井打包統一招標，提高話語權，優選施工承包商、開展商務談判的方式，實現施工單位成本的控制。2)北美地區鉆頭制造商密集、服務市場完善，技術發展迅速、鉆頭升級頻繁，特別是結合目標區地層特點的鉆頭個性化研發設計較為廣泛。隨著M氣藏的成功開發，鉆井工作量明顯增加，M儲層的高效開發推動著高效鉆頭的研發及應用，尤其是最對該儲層的“個性化”高效PDC鉆頭，形成了較為完善、應用良好的高效PDC鉆頭序列。

　　2.4悶井返排技術

　　在壓裂返排施工中，初期采用壓后立即返排的方式，盡量縮短壓裂液與儲層的接觸時間，降低壓裂液對儲層的傷害。隨著對儲層認識的深入和實踐的發展，目前更多采用壓后關井、悶井2～3個月再返排的方式，與即時返排相比，悶井具有以下技術優勢：

　　1)減少支撐劑回流。壓后關井，待裂縫閉合后再返排，減少支撐劑排出，有利于裂縫支撐，提高裂縫連通性，提升壓裂效果。同時，返排支撐劑減少，還能夠降低地面設備損耗。2)降低返排率，降低壓裂液處理成本。減少壓裂液返排量，可以降低壓裂返排液運輸和處理成本。3)提升產能。壓裂液緩滲的過程，以及壓裂液與油氣之間在重力作用下分異流動過程，都有利于緩解砂堵，促使裂縫的二次擴展，增大改造體積，提升產能。

　　實際生產數據也表明，燜井后裂縫半長和滲流面積都有了較大提高，單井產能得到較大提升。 傳統觀念認為[16]，壓裂液為外來流體，對儲層具有傷害作用，因此壓裂后應當盡快返排，以減小壓裂液對儲層的傷害。悶井技術延長了壓裂液與儲層的接觸時間，因此應用該技術的關鍵在于壓裂液與儲層的配伍性。對于膨脹性黏土含量高的儲層，如使用水基壓裂液，悶井后水基壓裂液的滲吸會引起明顯的黏土膨脹，造成滲透率下降水鎖風險較低，不推薦壓裂后悶井。

　　對M儲層巖礦分析認為，砂巖儲層石英、長石顆粒穩定性強，影響儲層穩定性的主要是膠結物。膠結物的主要成分為白云石和黏土，其中黏土礦物受水基壓裂液的影響較大，可能出現黏土膨脹堵塞孔隙。黏土礦物分析表明，黏土礦物以伊利石和綠泥石為主，水敏性較強的伊蒙混層礦物含量極低，因此M氣藏儲層水敏性較弱。采用滾子爐測試巖石與滑溜水壓裂液的穩定性，儲層流體配伍穩定性強-中等，說明壓裂液對儲層物性影響不大。悶井和不悶井的井試井分析結果表明，悶井后裂縫半長、滲流范圍都有了較大提高，表明悶井能夠提高產能。

　　2.5井工廠立體開發技術

　　采用網狀水平井組的“工廠化”高效開發模式,將三維開采區域空間進行了立體化擴展,對于提高致密氣、頁巖氣等非常規油氣田開采效率和降低成本十分明顯,目前已成為世界范圍內致密砂巖氣藏開發的主要模式。“工廠化”模式基于工廠流水線作業和管理程序模式，有助于實現設備利用的最大化，提高作業時效，加快施工速度、縮短投產周期、降低作業成本[17-19]。“工廠化鉆井”是在同一井場實施的叢式水平井鉆井，地面井口一般距離為5～15m，鉆機搬家均采用底部滑動移動式，極大地降低了搬遷時間和成本。北美地區非常規普遍采用井工廠模式，水平井段間距100～50m，水平段長度1000～3000m。近年來，隨著技術進步及井工廠優勢的不斷推廣，同一井場水平井數量明顯增加。

　　“工廠化壓裂”具有良好的壓裂配套設備、合理的設計和工廠化、流水線化的壓裂管理模式，一般可分為單井順序壓裂、多井“拉鏈式”壓裂和多井同步壓裂等3種作業方式，其中“拉鏈式”壓裂、同步壓裂可通過應力疊加效應大幅度提高初始產量和最終采收率，并在M氣藏開發過程中得到驗證。 針對M儲層砂巖厚度大，井工廠立體開發需要縱向多層布井的特點，為進一步增強儲層改造效果，減小井間干擾，在北美地區非常規鉆井完井實踐的基礎上，開展了M儲層地層井工廠式鉆井完井開發的先導試驗。針對該厚層儲層，在縱向布井上，采用“W”形布井方式，單井鉆井完井成本降低了15%左右，產量提高了10%左右，取得了良好效果。

　　3應用效果

　　2020年，M氣藏一平臺6口井進行了上述技術的現場試驗，縱向上針對層系2和層系3采用“W”形布井方式，水平段采用PDC鉆頭+旋轉導向工具鉆進，使用水基鉆井液，井深由4600m增加到6000m，水平段長度由1800m增加到3000m，鉆井周期由初期的38d降低到28d。根據模擬結果，水平井井間距設定在300～400m之間，在實現儲層充分改造的同時，減小井間干擾。壓裂級間距由100m加密為50m，壓裂加砂規模由1.0t/m提高到2.0～3.0t/m，施工參數改善的同時，施工效果也明顯提升，單井產能與施工參數呈等數增加。采用悶井返排方式，壓裂后悶井14d左右，返排見油氣時間由原來的3～4d縮短至返排當天，并且產水量明顯降低。

　　有1口井因地面設施等原因悶井1年半，投產初期日產油量191m3，日產氣量29×104m，由于悶井時間長，壓裂液充分濾失至地層，初期不產水;投產45d后，日產油80m3，日產氣量14×104m3，日產水量仍非常低。通過優選鉆井參數及應用井工廠模式，明顯縮短了鉆井施工周期，提高了井眼質量，實現了提高鉆井效率、降低鉆井成本的目的;開發效果改善明顯，產能與施工參數基本實現同步倍數增長。采用新工藝、新參數的井產能與采用原參數的井相比，平均單井產量增加了一倍。

　　4結論與建議

　　1)地質和工程相結合合理劃分開發層系，確定開發井網部署，是M氣藏提高采收率、提升開發效果的前提條件。2)根據氣藏油氣性質和儲層地質特征，優選合理的鉆井完井施工參數;采用機器學習分析方法，對大量數據進行分析，影優選出合適的參數值，是實現高效開發的有效措施。3)通過優選新型鉆頭、優選鉆井液體系和優化井身結構，降低了非常規開發成本，提升了北美地區非常規油氣抵御低油氣價沖擊的能力。4)通過技術研究，M氣藏開發取得了良好效果，今后應當根據地質和工程技術的發展，不斷完善鉆井完井研究和施工工藝，以進一步提高施工效率，降低單位成本，實現非常規油氣開發的進步。

　　參考文獻References

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　　[3]陳作，劉紅磊，李英杰，等.國內外頁巖油儲層改造技術現狀及發展建議[J].石油鉆探技術，2021，49(4):1-7.

　　作者：王平，沈海超

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