昭通国家级示范区浅层页岩气立体开发探索 ：以海坝背斜南翼YS203H1平台为例

Stereoscopic Development Exploration of Shallow Shale Gas in Zhaotong National Shale Gas Demonstration Area: Case Study of YS203H1 Pad of Haiba Anticline Southern Limb

摘要

昭通国家级示范区浅层页岩气分布面积广、地质储量大，具备较大开发潜力.为实现示范区中部海坝背斜浅层页岩气的高效建产和资源最大化动用，在总结示范区太阳背斜浅层页岩气立体开发经验基础上，遵循地质工程一体化理念和研究思路对海坝浅层页岩气立体开发可行性及井网部署方式进行探索.结果表明：单层井网开发仍以龙一1¹小层为最佳靶体，五峰组在当前工艺技术和经济指标下，暂不具备作为独立开发层系经济开发的条件，仍需进一步探索；龙一1¹小层+龙一1³小层间I+II类优质储层厚度大，相比龙一1¹单层开发，采用龙一1¹小层+龙一1³小层下部双层立体交错井网在相同井距及井数的立体开发方案下，井组EUR及IRR均有较大增加；在相同控制面积条件下，井距和井数之间存在最优化区间，在当前工艺技术和经济指标下，建议250 m为最佳井距；若建井及改造成本下降，有进一步缩小井距、提高井组整体EUR的潜力；大规模水力压裂不但会改变就地应力大小，还会改变水平主应力方向，从而改变近井地带应力状态，使其从走滑型向逆断层状态转变，易形成水平缝导致压裂改造效果变差；采用一次井网相较于加密井网部署方案，能有效降低井间应力负面干扰，提高井间储量动用程度.海坝浅层页岩气适宜采取适度小井距立体交错一次井网部署的开发方式，以助推示范区浅层页岩气的规模效益开发.

关键词

昭通示范区 / 浅层页岩气 / 地质工程一体化 / 立体开发 / 水力压裂 / 数值模拟 / 地质力学 / 一次井网

Key words

Zhaotong area / shallow shale gas / geology-engineering integration / stereoscopic development / hydraulic fracture / numerical simulation / geomechanics / one-time well deployment

0 引言

昭通是首批国家级页岩气示范区，现已部署黄金坝YS108、紫金坝YS112、太阳Y102三大主力建产区，2020年产页岩气15.05×10⁸ m³.但页岩气井生产递减快，稳产难度大，因此亟需寻找新增资源接替区进行高效开发，以支撑示范区稳产、增产.近年来，中国石油浙江油田公司率先在示范区北部太阳背斜浅层页岩气勘探获得重大突破，YS137、YS203两口评价井压后测试产量均超过4×10⁴ m³/d，并提交近千亿方的探明地质储量（梁兴等，2020a）.浅层页岩气目的层埋深小于2 000 m，在我国中上扬子地区五峰‒龙马溪组地层广泛分布，资源量丰富（梁兴等，2020b）.根据中国石油第四轮油气资源评价，昭通示范区内浅层页岩气资源量为1.28×10¹² m³，约占示范区页岩气总资源量的51%.2021年1月20日，海坝背斜浅层页岩气YS153H1井组测试获得高产工业气流，两口单井测试日产气均超5.0×10⁴ m³，进一步证实昭通示范区、乃至整个南方海相浅层页岩气具备较大规模化效益开发潜力.

近年来，随着国内外对页岩储层有效改造认知的不断更新，平面上缩小井距和纵向上多层协同立体开发模式已在不同区块取得良好效果.在北美鹰滩、米德兰、特拉华等产区，优化井距、密井网开发和多层立体协同动用已成为主流开发方式（Portis et al.， 2013；Zhu et al.，2017；Lindsay et al.， 2018；Pankaj et al.， 2018）.在四川盆地海相页岩气开发探索中，使用错层立体开发结合井距优化、交错井网部署，能有效增加储层动用率、显著提高开发效果（位云生等，2018；黄小青等，2019；焦方正，2019；孙焕泉等，2020；雍锐等，2020；蔡勋育等，2021；何勇等，2021；包汉勇等，2022）.

目前，针对浅层页岩气的立体开发国内外研究相对较少.为实现海坝背斜浅层页岩气试验区的高效建产开发，本文拟采用地质工程一体化的研究思路和研究平台，从产能表现和经济效益角度综合评价昭通国家级页岩气示范区海坝背斜南翼YS203H1页岩气井组部署最佳方案，对昭通示范区浅层页岩气快速建产和规模效益开发提供支撑.

1 研究区开发概况

昭通示范区在构造上属于上扬子地块构造域西南边缘的滇黔北坳陷，北邻四川台坳川南低陡褶带，南与黔中隆起相接（徐政语等，2019），经历多期构造运动，多以整体升降、水平走滑及挤压褶皱变形为主（梁兴等，2021a），由南向北发育花郎向斜、海坝背斜、云山坝向斜、太阳背斜，构造应力强，地质条件复杂.研究区海坝背斜位于示范区中部，包含YS137、YS203及三维地震勘探满覆盖资料的评价工区，面积约470 km²；主力目的层为上奥陶统五峰组‒志留系龙马溪组海相页岩，页岩储层厚度大，有机碳含量高，保存条件好（梁兴等，2020b）.

目前昭通示范区页岩气主要采用一套开发层系对主力层系五峰组‒龙一1亚段进行开发，以300~400 m井距进行部署，在实际开发中，由于水力裂缝呈现星形展布（位云生等，2018；焦方正，2019），平面及垂向整体动用资源量较开发方案降低57%（何勇等，2021）.

为提高页岩气储量动用程度，在黄金坝YS108井区，将水平井组井间距缩小至300 m，纵向龙一1¹小层、龙一1³小层错层开发，采收率能提高16%（黄小青等，2019）.实际方案部署后，该井组累计生产超过400 d，单井首年平均日产为7.6×10⁴ m³，在YS108井区仍属于较高产井组，预计最终采收率较相邻开发平台提高7%（何勇等，2021）.在太阳浅层页岩气田Y102H11井组进行小井距立体开发试验，龙一1¹小层、龙一1³小层错层动用，北支部署4口水平井，平面井距250 m；结果表明采用立体开发，可实现区域采收率达30.6%、内部收益率达13.8% 的最佳开发效果（何勇等，2021）.

浅层页岩气地质上通常表现为“埋藏浅、压力低、靶体薄、品质好”等特点，工程上通常表现为“低成本、难追层、强改造”等特点（梁兴等，2020c；何勇等，2021），因此须在钻采成本及EUR之间找到合理平衡，以实现效益开发（梁兴等，2021b）.海坝背斜主体埋深在500~2 000 m以浅，从北至南埋深逐渐增加，五峰‒龙马溪组平面稳定分布，主力层系龙一1¹小层厚度较小，同时五峰组、龙一1²小层、龙一1³小层均为II类储层且较厚（图1），也具有良好生产潜力，多层间存在立体协同、高效开发可行性.目前已在海坝背斜北部部署YS137H1、YS137H4、YS139H1、YS153H1等超浅层井组平台，共计25口水平井，并已进行试气投产，表现出良好生产能力.背斜南部更临近四川盆地边缘，龙马溪组层厚变薄、五峰组厚度较大（图1），五峰组上部观音桥段介壳灰岩厚度增大到0.5 m，应力隔挡性增强（舒红林等，2021），需综合评价五峰组是否具备作为单独层系进行开发的潜力.因此以YS203H1平台为开发示例，通过与单层系开发对比，探索海坝浅层页岩气不同层系间立体开发技术与经济可行性，为支撑海坝试验区编制年产6×10⁸ m³效益开发方案提供参考.

2 研究方法及流程

地质工程一体化是实现复杂油气藏效益勘探开发的必由之路（胡文瑞，2017），在我国南方四川盆地及其周缘海相页岩勘探开发实践探索中，已在昭通示范区（吴奇等，2015；梁兴等，2017，2020a，2021b）、长宁‒威远示范区（谢军等，2017，2019；谢军，2018）、涪陵气田（孙焕泉等，2020；蔡勋育等，2021；包汉勇等，2022）实施，取得良好的产能表现及经济效益.

立体开发井组部署的关键参数主要包括井距、布井数量、单层及多层靶体组合、部署方式及预期最终可采储量（EUR）、内部收益率（IRR）.本次研究采用地质工程一体化工程流，在三维地球物理、地质和地质力学模型基础上，通过高分辨率水力压裂复杂缝网‒四维地质力学‒非结构化网格气藏数值模拟的耦合建模和模拟（梁兴等，2019），结合技术经济模型进行评价和优化，即：（1）基于工区已钻评价井的测井及储层评价资料，结合地震解释数据，建立高精度三维地质模型，包括断层模型、构造模型、属性模型及天然裂缝模型；（2）建立经校正的一维地质力学模型，得到地层孔隙压力，利用有限元模拟器得到工区三维地质力学模型，包括孔隙压力及地应力场；（3）在三维地质模型基础上，利用非常规缝网模型（UFM），参考现有压裂参数对不同井距和靶体组合的水力压裂缝网进行模拟，得到裂缝展布效果及缝网参数；（4）采用高精度数值模拟器建立自适应非结构化水力裂缝网格数值模型进行产能模拟，得到EUR；（5）运用IRR评价开发效益，兼顾EUR和IRR优选出最佳井距和靶体组合方案.

3 立体开发可行性及井网部署方案优化

3.1　单层开发靶体及五峰组可动性论证

YS203H1井组位于昭通示范区东南部海坝背斜南翼，目的层位于五峰组‒龙一1亚段，预估地质储量约6.4×10⁸ m³，垂深1 622~1 656 m，I+II类储层厚度约27 m，其中五峰组厚度较大，达到12.9 m（图2，表2）.目的层段压力系数为1.1~1.25，处于弱超压状态（Wang et al.， 2021；吴娟等，2022），页岩脆性矿物含量高，储层品质较好，水平应力差较小，易于体积改造（黄小青等，2019）（表1）.其先导试验井YS203压后测试产量达4.2×10⁴ m³/d，表现出较大产能潜力，因此该平台对论证海坝背斜浅层页岩气不同靶体潜力及立体开发可行性具有重要参考意义.

综合测井及地质力学数据进行储层评价（图2，表2），基于完井品质（CQ）对比，从优到差排序依次是龙一1¹、龙一1²下部、五峰组上部低应力段、五峰组中部、龙一1²中上部、龙一1³下部.在三维高精度地质模型基础上进行靶体优选，首先以YS203直井目的层段为研究对象，在上述6处进行射孔压裂，采用全三维Plannar 3D压裂模型分析裂缝纵向展布（图2），可知受到五峰组上部观音桥介壳灰岩（垂深1 643.57~1 644.04 m，厚0.47 m）影响，五峰组中部起裂裂缝主要改造五峰组内部，水力裂缝无法有效突破介壳灰岩，难以向上波及到龙一1²及以上优质页岩储层段；五峰组上部低应力段起裂裂缝能一定程度突破介壳灰岩动用到龙一1¹上部优质页岩层段，但动用程度有限.而龙一1²中部、龙一1²下部、龙一1³下部起裂的裂缝难以突破介壳灰岩，无法延伸至五峰组；龙一1¹起裂的裂缝能突破观音桥组介壳灰岩进而向下延伸，对下部五峰组也有一定程度改造，但由于观音桥组灰岩高水平应力及高杨氏模量（舒红林等，2021），水力压裂裂缝在观音桥组的缝宽较小，形成流动瓶颈，会对支撑剂的铺设及后续水平井产能造成不利影响；在龙一1¹起裂的裂缝能充分改造龙一1¹、龙一1²小层的基础上，对上部龙一1²小层中上部及龙一1³小层的改造相对较弱.综上，结合储层品质（RQ）、完井品质（CQ）及水力裂缝在纵向的改造情况，龙一1¹小层品质最优，龙一1²小层次之.

基于三维地质模型，建立6口虚拟水平井（水平段长1 000 m）分别100%钻遇五峰组上部低应力段、五峰组中部、龙一1¹、龙一1²下部、龙一1²中部、龙一1³下部，采用当前“体积压裂2.0”施工参数（何勇等，2021；梁兴等，2021a）（表3）进行压裂计算及产能模拟，得到不同靶体的EUR（图3）.可知，龙一1¹小层EUR最高，达到5 600×10⁴ m³，龙一1²小层次之，达到4 400×10⁴ m³，五峰组中部产能居中，达到3 200×10⁴ m³，五峰组上部低应力段稍高，为 3 500×10⁴ m³，而龙一1²中部、龙一1³下部均不足 2 000×10⁴ m³.五峰组储量丰度为0.71×10⁸ m³/km²，可压裂性级别多为II、III级（丛平等，2021），结合现有钻、压、采成本及潜在工程风险，五峰组暂不具备作为单独靶体动用的经济效益.综上，若是作为单层靶体动用时龙一1¹小层最佳，在当前评价指标下，五峰组暂不具备单独动用的可行性.

3.2　立体开发可行性及合理井距论证

考虑到龙一1¹小层+龙一1³小层间纵向上I+II类优质储层厚度达到14.3 m，结合图2纵向裂缝发育情况，为提高储层纵向上的动用程度，考虑双靶体立体开发，即邻井靶体分别位于龙一1¹小层+龙一1³小层下部，垂向高差为10 m.能充分动用龙一1¹到龙一1³小层整个优质页岩层段，同时一定程度上动用五峰组.对于构造复杂、钻井导向难度大的地层，水平井靶体可适当调整为以龙一1¹小层为主，适当钻遇龙一1²下部；以龙一1³为主，适当钻遇龙一1²上部进行立体开发.

因此，YS203H1平台综合考虑断层发育情况、钻井工程因素和山地页岩气特点，虚拟算例井水平段长统一设置为1 000 m，为充分动用品质最佳的龙一1¹小层，初步设计出单层开发4种方案，分别为200 m井距5口井、250 m井距4口井、300 m井距3口井、400 m井距2口井.

双靶体立体开发共设计5种方案，分别为 125 m平面井距8口井（龙一1¹小层4口，龙一1³小层4口）、150 m平面井距7口井（龙一1¹小层4口，龙一1³小层3口）、175 m平面井距6口井（龙一1¹小层3口，龙一1³小层3口）、200 m平面井距5口井（龙一1¹小层3口，龙一1³小层2口）和250 m平面井距4口井（龙一1¹小层2口，龙一1³小层2口）.

综上共设计9个方案，其中图4剖面图中深色区域表示压裂改造所呈现的星形区域.水力压裂模拟均采用太阳区块最新应用的“体积压裂2.0”工艺施工参数（何勇等，2021；梁兴等，2021a）（表3），均采取同步压裂、同步投产的方式，生产制度均为控压生产，生产周期为20年.最终以井组EUR及IRR为综合评价指标优选最佳部署方案.

从图5可以看出，随着井距逐步减小，井数增多，平均支撑裂缝面积和平均裂缝导流能力均较大幅度增加，这是因为小井距、多井方案能有效增强储层平面改造效果，立体开发相较于单层开发也能增强储层纵向上的动用程度，使得储层改造更加充分.在同井距单层及立体开发条件下，水力缝长在236~253 m之间，说明在当前“体积压裂2.0”工艺下，水力裂缝均能得到有效延展，压裂效果得以保证；因为最优井距在本质上取决于水力支撑裂缝半长（Zhu et al.， 2017），结合气藏工程分析太阳‒大寨区块已投产井水平井有效导流裂缝长度作为井距优化依据，共42口，均值为234 m（图6），因此最佳井距在200~250 m之间.

数值模拟结果显示，龙一1¹小层单层开发方案生产20年井组EUR介于（1.19~2.03）×10⁸ m³（图8），得益于井数较少、钻压采成本低，单井控制储量较大，井组内部收益率（IRR）介于7.3%~9.1%（图8）.对于双层开发方案，随着井距减少，井数增多，井组EUR增高，但增高幅度趋缓，125 m井距8口井方案的EUR比250 m井距4口井方案多出6 300× 10⁴ m³；但投资成本增加巨大，内部收益率显著降低，125 m井距8口井、150 m井距7口井、175 m井距6口井方案均低于基准内部收益率6%，因此均不推荐部署.图7展示出250 m井距单层（图7a）和双层方案（图7b、7c）生产20年后地层压力下降情况，表明在相同井距条件下，双层立体开发相较于龙一₁ ¹小层单层开发能有效提升储层动用效果，龙一₁ ¹小层和龙一₁ ³小层地层压力同步均匀下降，实现了平面、纵向储量有效动用，EUR提升 1 700×10⁴ m³，内部收益率提升1.3%（图8）.

综上，推荐最佳部署方案为龙一1¹小层+龙一1³小层立体开发，平面250 m井距，部署4口水平井，错层动用，能达到EUR 1.94×10⁸ m³、内部收益率10.4%的最佳开发效果（图8）.

3.3　一次井网与加密井网部署论证

北美致密油气常采用逐步加密的方式形成小井距立体开发井网，而“子母井”逐次加密过程中，往往导致“子母井”产量均有不同程度下降，可动储量可能会损失近一半（King et al.， 2017），同时“子井”的水力裂缝几何形状也受到“母井”应力场的影响（Ajisafe et al.， 2017），北美油气经营者开始更普遍采用一次井网部署立体开发（Marongiu-porcu et al.， 2016； Haustveit and Greenwood， 2018）.在玛湖致密砾岩油藏开发中，采用一次井网部署开发效果优于加密井网（李国欣等，2020）.涪陵气田采用后期加密部署、立体开发调整技术也展示出良好的应用效果（孙焕泉等，2020；蔡勋育等，2021；包汉勇等，2022）.昭通示范区地处滇黔川交界，为典型的山地页岩气，交通运输难度及钻采施工整备难度较大，为最大程度提高资源有效动用率和经济性，有必要探讨一次井网部署的可行性.

本研究采用水力压裂与四维地质力学耦合（鲜成钢等，2017；梁兴等，2019；朱海燕等，2021），分别采用250 m井距一次部署4口水平井、先期750 m大井距2口水平井，压后立即投产，生产5年后加密部署2口井，最终形成250 m井距4口水平井，分析两种方案下的地应力场和产能表现，以指导部署方案.

首先对比应力场大小变化，从图9可看出，水力压裂对最小水平主应力影响主要集中于压裂缝网附近，以裂缝端头应力增大最显著，压裂后最小水平主应力增加5~20 MPa.一次井网方案下，裂缝展布更加均匀，裂缝远端波及区最小水平主应力影响范围相较加密井网更小（图9）.750 m大井距先期压裂后，裂缝周缘主应力显著增加（图9d），后期加密时原地应力状态已改变，同时一次压裂时沿井筒改造充分程度和均匀程度不同，生产引起的不均匀压降导致应力场分布复杂，形成“应力漩涡”并牵引水力裂缝沿漩涡边缘突进（图9e），致使改造不充分并可能导致严重井间干扰，因此后期加密井水力裂缝长度明显小于一次井网部署方案（图9e）.YS203H1平台原始地应力场呈现走滑断层特征（S _Hmax>S _V>S _hmin），压裂后，最小水平主应力显著增加（5~20 MPa），井周应力机制由走滑型向逆断层（S _Hmax>S _hmin>S _v）转变，ISIP大于垂向应力，容易产生水平缝（Liu et al.， 2019），在对压裂改造产生负面效应的同时可能会对断裂及裂缝带的力学稳定性产生影响（鲜成钢等，2017）.

然后对比应力场方向变化，从图10可以看出，最小水平主应力方向（北东155°）在压裂区域由水平向转向竖直向，方位角发生明显偏转，一次井网方位变化幅度总体小于加密部署方案.一次井网方案下，地应力方向偏转后，随着压裂生产时间增加，应力方向相对变化幅度不大，但总体变化趋向初始地应力方向.先期大井距两口水平井压裂后，水力裂缝周缘应力方向明显偏转，加密后，井组区域方向变化较大，井间先期未动用区域应力均明显偏转，随着后期生产时间增加，地应力方向偏转幅度变小，趋向原始地应力方位.

最后对比地层压降及产能表现，从图11a、11b可知，一次井网部署方案下，相比加密方案，井间储量动用更充分，压降更大、更同步.从生产20年EUR来看（图12），一次井网方案EUR为1.78×10⁸ m³，比加密部署方案预测的1.33×10⁸ m³提升约25%.

综合对比分析地应力大小、方向以及压降产能表现，一次井网部署方案总体表现更优，因此推荐整体采用一次井网部署.

3.4　井组立体开发关键参数总结

基于上述论证，海坝浅层页岩气YS203H1井组最佳开发方案为龙一1¹小层+龙一1³下部双层交错井网，以250 m井距部署4口水平井，采用一次井网方式，能实现EUR 1.94×10⁸ m³、IRR 10.4%的最佳效益开发效果.

4 结论与建议

浅层页岩气地层压力系数低、储量丰度低、初期产量低、稳产期短、递减期长，相比中深层页岩气实现经济有效开发难度更大.需遵循地质工程一体化理念进行开发，充分融合地震、岩石物理、储层评价、地质力学、钻、压、采等工程学科，精确选择靶体组合、找到合理井距、确定部署方式、完善配套开发工艺，从而实现浅层页岩气藏的规模效益开发和全生命周期优化.针对昭通示范区海坝背斜南翼YS203H1浅层页岩气井组立体开发及井网部署方式探索，得到以下主要结论：

（1）在当前储层改造工艺技术及经济指标下，YS203H1井组单层井网动用时最佳靶体为龙一1¹小层，五峰组暂不具备独立开发层系经济开发的条件，仍需进一步探索.

（2）立体开发优选龙一1¹小层+龙一1³下部，能充分动用层间整个优质页岩层段，同时一定程度上动用五峰组.相比龙一1¹单层开发，采用双层交错井网在相同井距及井数的立体开发方案下，井组EUR及IRR均有较大幅度增加.

（3）在相同控制面积条件下，井距和井数之间存在最优化区间，在当前工艺技术和经济指标下，建议250 m为最佳井距；若建井及压裂成本下降，有进一步缩小井距、提高井组整体EUR的潜力.

（4）页岩气井组大规模水力压裂不但会改变就地应力大小，还会改变水平主应力方向，使得就地应力状态从走滑型向逆断层状态转变，易产生水平缝响应，对压裂改造产生不利效果，并可能活化断层及裂缝带，相关影响仍需进一步研究.

（5）采用一次井网相较于加密井网部署方案，能有效降低井间应力负面干扰，提高井间储量动用程度，较大幅度提高井组EUR.

（6）建议海坝浅层页岩气适度采取小井距立体交错一次井网部署的开发方式，从而加速推动昭通国家级示范区浅层页岩气的规模效益开发.

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基金资助

国家重大科技专项(2017ZX05063)

国家重点研发计划项目(2020YFA0710600)