江汉油田员工在焦页107平台进行调产操作。 李占军 摄

白马区块

涪陵页岩气田白马区块位于齐岳山、石门两个断裂带之间的狭长区域，在亿万年的挤压作用下，地下构造非常复杂，窄陡、破碎、深埋、断层异常发育……这些因素叠加，给勘探开发带来极大挑战。
      白马区块常压页岩气藏于2021年提交探明地质储量超千亿立方米，目前共部署水平井88口，投产58口，动用储量300多亿立方米，储量动用率30.3%，累计产气近8.5亿立方米，日产气130多万立方米，有力支撑了涪陵页岩气田持续稳产。
      日前，江汉油田焦页159-3HF井喜获21.6万立方米/日高产气流，创造了白马常压区块开发以来单井测试产量最高纪录。白马区块常压页岩气藏这个“后进生”终于崭露头角。
      面对白马区块勘探开发难点，江汉油田勘探开发研究院持续攻关8年，创新形成富集成藏模式、高产规律，推动上下部气层立体开发，实现常压页岩气藏高效勘探开发。

页岩气的“后进生”

“天生体质差，后天又营养不良。”江汉油田勘探开发研究院专家刘超形容白马区块的地质条件，常压是体质差，埋藏深则是营养不好，虽然是沉积中心，但整体含气性差。
      白马区块勘探始于2015年，继焦石坝区块页岩气商业开发取得成功后，科研人员把深层常压作为产能接替阵地。最初，他们认为只要照搬焦石坝相关经验模式就可以，但经验到了这里“水土不服”，之前建立的测井曲线模型根本用不上，只能重新做。白马区块地下复杂程度远超想象。
      按照传统背斜找气理论，他们围绕背斜部署新井，却频频失利：焦页145-2HF井，导眼井取芯后分析含气饱和度只有31%，业界普遍认为含气饱和度低于50%就没有研究价值，这口井被放弃；焦页143-5HF井向外扩展到断鼻带，但其为裂缝型气藏，持续生产效果差。
      多轮尝试受挫，白马区块勘探陷入“有发现，无储量，无产量”的困境。2017~2019年，该区块生产工作整体暂停，科研人员也意识到必须调整勘探思路。在422平方千米的断崖险滩找气犹如大海捞针，国内外没有类似的成熟理论可供借鉴，科研人员只能摸索创新，既然背斜不行，他们就把目光转向向斜。

再次进入解题模式

富集成藏模式是什么样的？实现白马区块常压气藏勘探开发突破，是摆在科研人员面前的必答题。
      白马区块构造变形样式、形态多，有背斜、斜坡、向斜、断鼻、断块，细化构造单元工作量大。科研人员先后完成10余次地震资料处理与解释，通过构造精细解释和构造样式解剖，完成9个4级构造单元划分，其中白马向斜、白马南斜坡等又可分为多个5级构造单元，开展了数百次室内模拟试验，精细评价页岩气保存条件、含气性和可压性。
      经过大量基础研究，科研人员终于建立常压页岩气富集成藏模式，明确向斜构造含气性最好，并以向斜为中心，呈环带式变差。之后，他们开始围绕向斜部署评价井，其中焦页147-1HF井放喷测试获日产12.7万立方米气流。“这口井到现在生产效果都很好，单井可采储量到了9000万立方米以上。”刘超说，该井的成功佐证了新认识，后续又加快部署实施了焦页147开发井组。
      然而大家期待的大场面并没有出现。焦页147平台4口井，从西向东，埋藏深度逐渐增大，都是300米井距，产量台阶式下降，日产从13万立方米降到3万立方米。同一个平台，4倍的产量差距，单井产能主控因素是什么？高产有什么规律？科研人员再次进入解题模式。
      “最早大家认为不同埋深导致产量有差异，但随着研究深入，发现实际情况更复杂。”江汉油田勘探开发研究院天然气开发所副所长李凯说，“我们挨个因素推导、找规律再总结。之前裂缝描述只有发育和不发育，现在可以清晰描述裂缝属性特征、发育强度，应力性质、大小、方向也有定量表述。”
      常压深层页岩气高产因素的标准体系逐步建立，除了埋深，裂缝发育强度，应力的性质、方向、大小等对单井产能都会产生影响。富集成藏模式和单井高产因素叠加，科研人员很快明确有利区带，最终优选白马向斜、白马南斜坡为突破有利目标区；将白马区块划分为5个区，定量排序打分，优选潜力最大的东3区，指导部署实施焦页155、107、156三个开发井组。

小步前进高效开发

2月，科研人员开展了焦页159井组立体评建效果分析。如何确保上部气层和下部气层储量同时高效动用是提高采收率的主要工作，立体开发在白马区块方案设计之初就占据主导。
      鉴于立体开发技术已经成熟，白马区块采取一次性整体开发，吃干榨净资源的同时推动区块高效开发。
      技术进步是一方面，立体开发也有着现实需求——白马区块常压页岩气藏天生禀赋差。“单井可采储量就这么多，离效益开发有距离。”刘超很是无奈。
      围绕常压页岩气藏高效开发，科研人员基于区块不同地质背景下上部气层评价井实施效果，基本明确常压页岩气立体开发可行性和技术政策关键参数，落实白马区块上部气层开发有利区面积100平方千米。科研人员很有信心，预测立体开发实施后可提高有利区采收率10个百分点，升至20%。
      “虽然有技术、有信心，但白马区块产建进度并没有想象的快。常压页岩气藏岩性、构造复杂，随着埋深加大，地层敏感性高，工程工艺技术容错率低，为保证开发效益，甚至一个平台先干东边还是西边都要论证一下。目的就是确保块块有效益、井组有效益。”刘超说。
      通过焦页147开发井组试验，科研人员发现在白马区块地表结构、地下构造“双复杂”的特点下，储层改造必须“一井一藏”，一口井一套工艺设计。
      为了实现成本最优、改造效果最好，他们加强地质工程一体化，开展“瘦身井”试验。2023年9月焦页155平台压裂施工时，5口井共100多段，每压裂一段，李凯和同事们都要和工程技术人员现场诊断，不断优化工艺参数。最终，该平台7口井日均产气30万立方米，其中3口井累计产气已超1000万立方米。
      通过对开发关键参数优选评价，形成了常压页岩气藏分区差异化开发技术政策，相比早期，白马区块平均钻井周期缩短40.68%，储层改造效果显著增强，为常压页岩气藏高效开发打下良好基础。
 

文章来源：中国石化报