深层页岩气与中深层页岩气地质特点对比

　　1.与涪陵、长宁等中深层页岩气田相比，川南深层页岩气有以下几个方面的特点：

　　(1)厚度、有机碳含量(TOC)、热演化程度、矿物组成上基本相似，但深层页岩含气量和孔隙度一般都要高于中深层。值得注意的是，威荣气田和永川气田3 500 m 以深优质页岩的含气量和孔隙度整体明显大于3 500 m 以浅的涪陵和长宁页岩气田，但与同一地区内3 500 m 以浅同层段优质页岩相比，差异不是很大。这表明TOC 是页岩含气量的重要影响因素，但TOC 不是页岩含气量的唯一影响因素，其他诸如保存条件、构造类型等地质因素也对页岩含气量大小产生重要影响。

　　(2)地应力差别很大。不同地区表现形式不一样，威荣地区最大主应力、最小主应力在3 500 m 以深都表现为随深度增大变小，而永川地区则表现出相反的趋势;水平应力差3 500 m 以深则都表现为随深度增大变大，但变化幅度威荣从3 700 m 到3 800 m 增加了约10 MPa，而永川地区增加10 MPa 则是从3 800 m 到4 100 m。上述差异，应该与构造类型有关，盆地内外缘的焦石坝背斜和武隆向斜，相似深度表现出水平应力差向斜(>0.27)要远大于背斜(0.11)。

　　(3)地层压力系数差异大。盆地内深层页岩气普遍表现为超压，压力系数普遍在1.9~2.1，最高可达2.45;而盆缘中深层焦石坝、长宁地区压力系数相对较低，多为1.35~1.55。但在盆地边缘复杂构造区，深度在3 700~4 600 m的地区，地层压力系数低于1.2。

　　(4)正向构造依然是深层页岩气获得高产的主要因素。目前获得高产的深层页岩气井，都位于川东高陡构造带、盆地边缘的高陡构造带的翼部或倾末端，即意味着裂缝还是控产的主导因素。

　　2.单井产量低、成本高依然是制约深层页岩气效益开发的两大难题，主要表现在：

　　(1)向斜、裂缝不发育区深层页岩气富集高产的“甜点”在哪里。目前取得突破、特别是获得高产的深层页岩气井，基本上都位于川东—川南高陡构造翼部或倾末端，天然裂缝发育，这是获得高产、稳产的关键因素。而在向斜区随埋深增加，单井产量低、EUR 低。从四川盆地页岩气的埋深分布来看，大于3 500 m 埋深的页岩气资源量占总资源量的70%以上;从构造类型来看，背斜所占比例更小。因此，向斜、裂缝不发育区深层页岩气富集高产的“甜点”研究是关系到页岩气能否取得更大战略场面必须攻克的难题。

　　(2)如何进一步降低钻-完井成本，实现优快钻井。深层页岩气埋深大，上覆地层可钻性差，钻速低;高温(>130 ℃)高压(>70 MPa)及旋导工具故障率高导致相对中深层钻井施工钻速慢，钻-完井周期长，建井成本高。

　　(3)如何进一步提高压裂改造规模体积，保持裂缝的有效性和复杂性。四川盆地五峰组—龙马溪组深层页岩气具有高温、高压、高地应力的地质条件，随着埋深的增加，深层页岩破裂压力增高，地应力增大，同时岩石力学脆性随着地层温度的升高而降低，塑性增强，压裂施工压力普遍在90 MPa以上且受天然裂缝等影响明显，施工难度明显高于中深层;同时随着地应力差值的增加，导致裂缝起裂及延伸困难，且裂缝闭合压力高，支撑剂破碎和嵌入影响压裂支撑缝宽，裂缝导流能力递减快，长期导流能力难以维持，压裂缝形态由“主裂缝+分支缝”转变为“主裂缝”，微地震监测事件表明压裂缝复杂程度不高。

　　3.主要对策

　　(1)深层页岩气必须坚持三个“一体化”评价攻关

　　一体化评价的实质是实践—认识—再实践—再认识持续深化过程，是实现深层页岩气高效勘探开发的根本途径。

　　a.强化深层页岩气地质工程一体化攻关，落实“地质+工程+效益”甜点目标

　　深化深层页岩气赋存状态与富集规律研究，细化沉积微相及岩相类型，开展不同微相关键评价参数变化规律研究，优选出高脆性、高孔渗性、高压力系数、高含气量深层页岩气目的层段和有利区，指导水平井部署和最佳靶窗穿行层位。针对川南复杂构造区深层页岩气，加强复杂构造区构造演化特征、页岩气成藏过程、地应力场分布规律研究，解剖不同构造类型、不同构造样式、不同构造部位的页岩气赋存状态和富集规律，通过岩石力学实验、测井、微地震监测等资料研究地应力场特征及地应力场影响机理，建立复杂缝网模拟模型，为井网部署和体积改造提供依据。

　　b.深化建模—数模一体化攻关，落实深层页岩气可动用储量分布

　　通过精细建模、数值模拟，实现复杂缝网的精细刻画和定量表征，支撑储量动用的定量评价和开发方案的优化调整。目前在威荣页岩气田已形成建模—数模一体化研究技术流程，其核心理念为：以地质建模为基础，结合动态监测、动态分析、地应力、岩石力学和数值模-数值模拟一体化技术，实现了页岩气储量动用状况的定量评价，为开发技术政策优化奠定了基础。

　　c.深化技术—经济一体化攻关，优化井网，提高经济采出

　　和中深层页岩气相比，深层页岩气递减快，要学习和借鉴美国Haynesville 等深层页岩气田的勘探开发经验，少走弯路。首先，从基础研究着手明确排采规律，着重开展微观、纳米空间页岩储层运移机理实验分析，建立热—液—固多场耦合渗流模型。同时结合气井生产动态，建立适用于深层页岩气排液、生产阶段的理论模型，支撑页岩气井排采制度的制定。其次，强化页岩气井压裂效果评价，深入开展气井产能影响因素分析，结合地质建模-数值模拟一体化技术，通过技术—经济相结合的方法，以最大限度提高储量动用及采出程度、实现经济效益开发为目标，形成以井网优化为核心的开发调整技术政策，保障气田的效益开发。目前威荣气田通过技术—经济一体化攻关，储量动用程度提高了12%，气田采收率提高了5.1%，经济指标有一定程度改善。

　　(2深层页岩气必须坚持持续提升钻完井配套技术攻关

　　优选破岩工具与钻井液体系，持续优化钻具组合、钻井液性能及施工参数[18]，积极推广成熟做法，固化提速技术和通刮洗一趟工具应用，开展井眼净化和新型井身结构试验应用。在致密砂岩气藏中成功应用的基础上，开展全通径无级滑套一体化建井技术先导试验，可实现井身结构整体缩小，钻井周期、钻井成本“双降低”;同时简化完井工序，油管直接固井完井，实现作业工序、完井费用的“双减少”。

　　(3)进一步攻关优化深层页岩气高效压裂工艺

　　开展不同改造规模、分段分簇、石英砂占比差异化试验，确定最优压裂参数提高有效改造体积;充分利用试采、监测资料，深入开展压裂参数优化[19-21]，开展“少段多簇”与“多段少簇”密切割先导试验，根据试验效果评价优化密切割压裂方案，优化射孔工艺、改造强度、排量、液体与支撑剂组合等压裂工艺参数，有效提高压裂效果。

(作者：郭彤楼，中国石化西南油气分公司，教授级高工)

来源：《深层页岩气勘探开发进展与攻关方向》