0 引言
页岩气是支撑我国天然产量增长的重要组成部分，前人研究表明，2025年页岩气年产量有望达到300×108 m3规模，四川盆地及其周缘五峰组—龙马溪组海相页岩是中国页岩气规模开发、持续上产的最现实领域［1-3］。长宁页岩气田位于川南地区西南缘，提交探明地质储量为4 400×108 m3，历经10余年的探索于2020年建成50×108 m3/a的页岩气生产能力。截至2022年10月，长宁页岩气田测试日产量（5.5~73.5）×104 m3，页岩气最终可采储量（EUR）为（0.78~1.35）×108 m3。随着持续开发，研究区基本已实现页岩气水平井一次井网满拼实施，局部区域凸显出前期井网部署认识不清楚、压裂工艺不成熟、动用缝高有限等一系列问题，集中体现在平面和纵向上储量动用不均衡，区块开发目的层五峰组—龙一1亚段整体储量动用率不到30%。
1 区域地质概况
Ⅰ类储层厚度纵向上存在强非均值性，西部N20井附近仅在①小层、②小层发育I类储层，而在建产主体区N1井—N12井范围内，Ⅰ类储层纵向上在五峰组—④小层连续分布；平面上，Ⅰ类储层连续厚度分布与Ⅰ+Ⅱ类储层展布趋势总体一致、自南西向北东呈增厚趋势，厚度介于5~20 m之间［图3（b）］。
2 气田剩余储量分布
式中：Q j为平台井均剩余储量，108 m3；Q dp为平台井总地质储量，108 m3；Q cp为平台井总EUR，108 m3；N p为平台总投产井数，口。
表1 长宁页岩气田典型平台井均剩余储量统计Table 1 Statistics of remaining reserves of typical platform wells in Changning shale gas field |
| 平台 | 井数 /口 | 资源丰度 /（108 m3/km2） | 井控面积 /km2 | 总储量 /（108 m3） | 总EUR /（108 m3） | 井均剩余储量 /（108 m3） |
|---|---|---|---|---|---|---|
| N1H2 | 7 | 6.4 | 1.8 | 10.8 | 6.45 | 0.62 |
| N1H10 | 3 | 6.4 | 1.5 | 9 | 4.97 | 1.34 |
| N1H24 | 6 | 5.2 | 3 | 15 | 6.79 | 1.47 |
| N9H6 | 4 | 5.2 | 1.5 | 8.3 | 3.7 | 1.16 |
| N9H16 | 7 | 4.5 | 2.5 | 11.2 | 7.6 | 0.52 |
| N9H22 | 6 | 5.5 | 2.2 | 12.1 | 8.45 | 0.61 |
| N16H6 | 3 | 3.5 | 1.5 | 5.4 | 3.36 | 0.63 |
3 提高储量动用对策
开发实践证明，长宁页岩气田页岩气水平井较优井间距为300~350 m、铂金靶体位置①—②小层、水平段长度为1 500~2 000 m。气井实施效果分析表明，研究区主要存在3种类型未动用储量，包括：井网部署空白区、压裂未充分改造区和纵向未动用区。其中，纵向未动用区主要由于当前单层井网人工裂缝纵向延伸有限，未能完全动用开发目的层（五峰组—龙一1亚段）纵向储量。形成的原因主要有井距设计不合理、完井失误、储层认识不足等原因导致，发生的区域有大有小。因此，针对不同类型未动用的储量区域，采取针对性挖潜策略是研究区亟需解决的难题。
3.1 重复压裂
表2 重复压裂井选井参数Table 2 Well selection parameter table of repeated fracturing wells |
| 类别 | 参数 | 指标 |
|---|---|---|
| 地质选井 | 天然裂缝 | 网状缝区域 |
| 距离天然裂缝带/km | >0.3 | |
| I类储层连续厚度/m | >15 | |
| 地层压力系数 | >1.2 | |
| 靶体钻遇长度/m | >1 200 | |
| I类储层钻遇率/% | > 80 | |
| 单井剩余可采储量/（108 m3） | >1.0 | |
| 工程选井 | 水平段长/m | >1 500 |
| 簇间距/m | >20 | |
| 排量/（m3/min） | <14 | |
| 用液强度/（m3/m） | <35 | |
| 加砂强度/（t/m） | <2 | |
| 丢段、合压长度/m | >400 | |
| 开发选井 | 生产流动状态 | 达到边界流 |
| （累产气量/EUR）/% | <60 | |
| 生产时间/年 | >1 |
重复压裂井选取最关键指标为单井剩余储量下限的确定，主要结合研究区实际投资成本，通过经济内部收益率下限（6%）反算重复压裂单井EUR需达到0.8×108 m3，即具有经济开发效益。下部气层已投产井井均EUR值为1.24×108 m3、对应五峰组—③小层井控储量为1.5×108 m3，下部储层井控储量动用率为82%。因此，参照下部气层已实施井储量动用比例，重复压裂单井剩余储量应>1.0×108 m3，则压裂后EUR预期可达到0.8×108 m3以上，从而实现效益开发。
依据前述建立的重复压裂井选井原则，在研究区筛选出H26井在内的9口井作为重复压裂备选井。其中H26井主要参数特征：I类储层连续厚度21 m、水平段长为1 550 m、靶体钻遇率为88%、排量为12.5~14 m3/min、加砂强度为1.3 t/m、生产年限为2.8 a、EUR为0.92×108 m3、累计产气为0.52×108 m3。H26井紧邻H13平台，其6口井水平段长1 500~1 600 m，平均EUR为1.3×108 m3，平均累计产气0.9×108 m3。
3.2 同层井间加密
研究区开发实际表明，当水平井井间距在350 m以上时，采用现今压裂改造工艺不会产生明显井间干扰（即压裂过程中施工压力不相互连通、人工缝网未沟通，气井生产中产量、井底压力不会相互影响），可保障气井EUR。但是，由于2017年以前对开发技术政策认识不够明确，因此在网状缝发育区部署实施了井间距400~600 m的水平井共计80余口，其中井间距500~600 m的水平井20余口，加之早期压裂工艺针对性较差，井间储量资源未能实现充分动用。因此，有必要开展同层井间加密以实现井间储量的更好动用。
井间加密井部署关键是：剩余储量潜力大、避免与先期实施井产生严重井间干扰，此2项直接影响着单井EUR。需充分结合剩余储量分布、合理井间距，综合开展同层井间加密区的优选及井位部署。
具体而言，在剩余储量分析方面，按照研究区实际的投资成本，经济基准内部收益率反算气井EUR为0.88×108 m3，参照下部气层已实施井储量动用比例，对应单井剩余储量为1.07×108 m3。因此，研究区同层井间加密区应在单井剩余储量>1.1×108 m3的区域进行优选。在合理井间距分析方面，长宁页岩气田400余口水平井井距分析表明，在现今2.0压裂工艺改造强度下，区内较优的水平井间距为300~350 m，其中，在地震预测天然裂缝为网状缝发育区300 m井间距较适宜、在地震预测天然裂缝为单向缝发育区350 m井间距较适宜。因此，井间加密区应选择在水平井井距>350 m的区域内进行优选。结合研究区实际，井间加密更适宜在网状缝、先期实施井间距>500 m的区域进行平台优选，基本可保证剩余未动用井间距200~300 m。同时，加密井压裂施工推荐采用错位压裂模式（图6），即根据邻井先期压裂改造分段和射孔部位，使加密水平井的压裂分段与邻井错位，可更好避免加密井将生产井压窜，有利于更充分动用井间储量。
图7 研究区同层井间加密井优选示意Fig.7 Schematic diagram of preferred infill wells in the same layer of study area |
表3 H2平台已实施水平井部署参数Table 3 Horizontal well deployment parameters have been implemented on H2 platform |
| 井号 | 轨迹方位 /（°） | 井间距/m | 水平段长度 /m | 天然裂缝特征 |
|---|---|---|---|---|
| H2-1 | 10 | 与2井470 | 1 500 | 网状缝 |
| H2-2 | 10 | 与3井500 | 1 500 | 网状缝 |
| H2-3 | 10 | 与4井520 | 1 500 | 网状缝 |
| H2-4 | 10 | 与H3平台井间距350 | 1 500 | 网状缝 |
3.3 错层立体开发
当前长宁页岩气田页岩气水平开发主力靶体为①小层—②小层，通过井区内2口井测井监测资料（井温测井及同位素示踪剂测井）分析表明，压裂缝延伸高度为15~20 m，纵向主要动用下部气层（五峰组—③小层）、地层厚度介于15~30 m之间。未能有效动用上部气层（④—⑦小层）储量，因此避开目前井网动用的主力层五峰组—③小层，在上部气层进行错层立体开发，是实现纵向多套优质储层储量动用的有效途径。
根据中国石油页岩储层划分标准［20-21］，上部气层小层储层参数分析表明（表4），④小层储层参数最优，储层组合类型以Ⅰ类+Ⅱ类共同发育为特征；其次为⑤小层，各项储层参数均达到Ⅱ类储层标准，以发育Ⅱ类储层为主，夹薄层Ⅰ类储层；最后依次为⑥小层、⑦小层，均以发育Ⅲ类储层为主，储层品质上相较④—⑤小层差距明显，因此储层参数品质方面，上部靶体应在④小层或⑤小层中优选。页岩气是人工压裂改造气藏的开发模式［23-26］，因此靶体优选还需对影响人工缝网复杂程度的岩石力学参数（杨氏模量、泊松比、最大水平主应力）开展综合分析，岩石力学分析表明，相较川南深层泸州区块，研究区④—⑤小层不存在明显应力隔挡段，绝对应力差值小于5 MPa，所以无论以④小层或⑤小层作为上部开发靶体，均可实现④—⑤小层Ⅰ类+Ⅱ类储层的充分动用。同时⑤小层杨氏模量—泊松比组合关系更优、可更好兼顾动用⑥小层储量、能更好避免与①—②小层水平井产生井间干扰。因此，优选⑤小层作为立体开发上部气层靶体，下部气层靶体为①—②小层。
表4 研究区龙一1亚段④—⑦小层储层、岩石力学参数统计Table 4 Statistical table of reservoir and rock mechanics parameters of S 1 Ɩ 1 1 sub-member ④—⑦ sublayers in the study area |
| 小层 | 地层厚度 /m | 储层特征 | 力学特征 | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| TOC/% | 孔隙度/% | 总含气量/（m3/t） | 脆性矿物含量/% | 储层类型 | 杨氏模量/GPa | 泊松比 | 最大水平主应力/MPa | ||
| ⑦小层 | 3.8~7.4 | 1.0~1.5 | 2.5~4.2 | 1.6~3.5 | 50.8~56.5 | Ⅲ类 | 25.9~40.6 | 0.24~0.26 | 62.5~86.6 |
| ⑥小层 | 6.0~8.8 | 1.0~1.6 | 2.4~4.0 | 1.2~3.6 | 51.0~59.7 | Ⅲ类 | 37.1~42.5 | 0.24~0.27 | 62.8~86.9 |
| ⑤小层 | 6.3~20.0 | 2.0~2.4 | 5.0~5.7 | 3.4~4.6 | 45.1~55.5 | Ⅱ类+ 薄层Ⅰ类 | 29.3~33.8 | 0.21~0.24 | 62.1~86.3 |
| ④小层 | 4.0~12.5 | 2.3~3.4 | 5.7~6.5 | 5.0~6.4 | 48.2~62.4 | Ⅱ类+Ⅰ类 | 29.0~32.7 | 0.19~0.23 | 61.5~85.3 |
研究区立体开发2套靶体垂向距离不一致，⑤小层中部距①小层顶部纵向距离分布在20~35 m之间，为探索2套靶体纵向最优动用范围研究，基于N9井实际地质工程参数，按照实施井工程施工参数，即分段段长65 m、3簇、单段液量1 800 m3、用液强度30 m3/m、加砂强度2.0 t/m、模拟支撑缝高15~20 m，建立地质工程一体化模型：平面网格精度15×15 m，纵向网格步长1.0 m，基质水平渗透率（0.000 05~0.000 2）×10-3 μm2。采用国内外立体开发主流的“W”型井网开发模式，建立5口井（下部气层①小层设计2口水平井，上部气层⑤小层设计3口水平井）的井组数值模型；设计的平面井间距选取区块开发适宜井间距300 m，上、下部气层水平投影井间距150 m；2套靶体位置垂向距离设计4套方案，上、下2套靶体垂向距离分别为15 m、20 m、25 m。立体开发20年末期垂向压力剖面分布表明，垂向距离小于15 m时，双层井网纵向层间干扰严重；垂向距离20 m时；纵向层间微弱干扰；垂向距离25 m时，无层间干扰，但纵向存在未充分动用区域（图8）。综合推荐研究区立体开发垂向靶体20 m最优，既可较好动用纵向上储量又不至产生明显的层间干扰。
综上所述，考虑储层品质、岩石力学参数、双层井网纵向距离，最终优选⑤小层作为上部气层的开发靶体，可避免出现明显层间干扰。
长宁页岩气田水平井高产控制因素分析表明，测试产气量与Ⅰ类储层厚度和Ⅰ类储层钻遇长度的乘积呈较好相关性［27］。按区块已实施水平井平均水平段长1 650 m测算，Ⅰ类储层连续厚度10 m，水平井测试日产量即可达20×104 m3。因此在立体开发有利区优选时上部气层I类储层连续厚度应大于10 m为宜。
综上所述，在单井井控剩余储量>1.1×108 m3、保存条件好（压力系数>1.2）基础上，结合天然裂缝网状缝发育区、上部气层I类储层连续厚度>10 m，优选出长宁页岩气田立体开发有利区位于N9井—N11井所在区域，有利区面积为50 km2（图9），预期平台井均采收率将由50%提升至80%，可更好地动用五峰组—龙一1亚段纵向储量。
4 结论
（1）长宁页岩气田剩余储量评价表明，局部区域井均剩余储量为（1.0~1.5）×108
m3，是研究区提高储量动用的潜力区域。
（2）在单井剩余储量>1.0×108
m3区域内，采用地质—工程一开发耦合选井原则，开展重复压裂井优选，保障实现效益开发。
（3）同层井间加密应选择在单井剩余储量>1.1×108
m3、先期水平井井距>350 m的区域内进行加密井部署，加密井压裂施工推荐采用错位压裂模式，可有助于避免将生产井压窜。
（4）优选⑤小层作为上部气层开发靶体，在单井剩余储量>1.1×108
m3区域内，依据上部气层I类储层厚度>10 m、压力系数>1.2，优选出50 km2立体开发有利区。
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