——以川南地區(qū)及長寧—威遠頁巖氣示范區(qū)為例

摘　要：近年來伴隨鉆井投資的增加，投資較大的體積壓裂逐步替代了投資較小的常規(guī)壓裂，這種變化能否帶來投資效益的增加是一個值得研究的課題。在地質導向等配套技術支撐下、體積壓裂使油氣儲層形成了天然裂縫與人工裂縫相互交錯的裂縫網(wǎng)絡，為油氣的產(chǎn)出提供了最佳通道。通過對四川盆地川南地區(qū)2010年—2013年體積壓裂與常規(guī)壓裂井數(shù)變化趨勢、投資變化趨勢、測試產(chǎn)量變化趨勢的對比分析，可以得出以下認識：①體積壓裂井數(shù)及投資在逐年遞增，常規(guī)壓裂井數(shù)及投資在逐年遞減；②體積壓裂投資是常規(guī)壓裂的2.03倍，體積壓裂天然氣測試產(chǎn)量是常規(guī)壓裂的2.12倍。體積壓裂的推廣應用，獲得了倍增的天然氣測試產(chǎn)量，提高了獲氣成功率，降低了獲氣成本，縮減了投資回報周期，比常規(guī)壓裂有更好的投資效益。結論認為：體積壓裂在今后的勘探開發(fā)中具有廣泛的應用前景。

關鍵詞：體積壓裂  裂縫網(wǎng)絡  獲氣成本  效益勘探

A comparative analysis of investment and benefit between conventional fracturing and fracturing by stimulated reservoir volume(SRV)：Cases history of gas／shale gas wells in the Southern Sichuan Basin

Abstract：Along with the increasing drilling investment in these years，the conventional fracturing with low investment is gradually replaced bv the fracturing by stimulated reservoir volume(SRV)witE high investment．Whether or not this replacement could bring more economic benefits is the the research focus．With the support of gcosteering technology，the fracturing by SRV which results in the developed fracture networks interlaced with natural fractures and artificial cracks makes a reservoir more productive．In the case historv of wells during 2010-2013 in the Southern Sichuan Basin，a comparative analysis was conducted between conventional fracturing and that by SRV in terrns of well numbers，investment，and the tested gas yield．The following findings were obtained．On one hand．both well numbers and investment of the fracturing by SRV were increasing year by year，while those of conventional fracturing were decreasing year by year．On the other hand，although the investment of the fracturing by SRV was 2.03 times that of conventional drillin9，the tested gas yield of the former was 2.12 times that of the latter．Another case history of wells in the Changning-Weivuan shale gas demonstration pilot zone also demonstrated that with the help of the fracturing by SRV，the tested shale gas yield was multiplied as a resuIt．In conclusion，Compared to the previous regular fracturing technology，the fracturing by SRV will be widely applied with a good prospect to achieve a higher success ratio for gas with a lower cost，thereby to reduce the cycle of returns on investment．

Keywords：volume fracturing，fracture network，muhiplied gas yield，a success ratio for gas，efficient exploration

為進一步提高四川盆地川南地區(qū)單井天然氣產(chǎn)量，中國石油西南油氣田公司在對上三疊統(tǒng)須家河組致密砂巖氣藏、下志留統(tǒng)龍馬溪組頁巖氣藏的勘探開發(fā)過程中，廣泛采用了體積壓裂工藝。在此過程中，鉆井投資和測試產(chǎn)量都同比增加。因此有必要分析對比體積壓裂與常規(guī)壓裂工藝的投資與效益情況，從而為經(jīng)濟有效開發(fā)上述氣藏提供依據(jù)和支撐。

1　常規(guī)壓裂與體積壓裂的主要內(nèi)涵和特征

1．1　主要內(nèi)涵

常規(guī)壓裂、體積壓裂同屬加砂壓裂工藝，但二者間沒有嚴格的區(qū)分界線和準確定義，根據(jù)中國石油西南油氣田公司《關于中國石油天然氣集團公司“壓裂工程統(tǒng)一計價標準”結算有關事項的通知》及《關于中國石油天然氣集團公司“壓裂工程統(tǒng)一計價標準(試行稿)”實施方案的通知》，把加砂壓裂液體規(guī)模小于1500m³的定義為常規(guī)壓裂，液體規(guī)模大于等于1500m³的稱為體積壓裂。因此，體積壓裂是加砂壓裂過程中加大液體規(guī)模、增加支撐劑數(shù)量、提高施工泵壓、加大泵注排量，迫使油氣儲層天然裂縫不斷擴張、脆性巖石產(chǎn)生剪切滑移，實現(xiàn)儲層在長、寬、高三維方向的“立體改造”^[1]。

在川南地區(qū)，體積壓裂工藝主要用于須家河組致密砂巖、龍馬溪組頁巖等脆性巖石氣藏^[2-3]，常規(guī)壓裂工藝主要針對下三疊統(tǒng)嘉陵江組碳酸鹽巖、下二疊統(tǒng)茅口組泥質灰?guī)r等氣藏。水平井完井后，對裸眼完成井在水平段下入多級分層封隔器，對射孔完成井采用泵送方式下入多級可鉆電纜橋塞，然后對油氣儲層分段逐級進行加砂壓裂^[4-5]。由于水平段長度介于800～1500m，分級分段為5～17段，此時加砂壓裂不能采用傳統(tǒng)的常規(guī)液體量和支撐劑規(guī)模，即常規(guī)壓裂方式對油氣儲層進行改造，而必須采用體積壓裂工藝^[6]。

1．2　主要特征

體積壓裂相比常規(guī)壓裂主要有以下特征：①施工液量大1500～25000m³，施工排量大1Om³／min以上；②小粒徑支撐劑、支撐劑一般采用70／100目～40／70目陶粒；③低砂比，平均砂液比為3％～5％，最高砂液比不超過10％；④壓裂液體以低黏度滑溜水為主，可采用陰離子聚合物，也可用低濃度胍膠液；⑤具有儲層鉆遇率高的超長水平段；⑥壓裂后油氣儲層交錯形成“立體式”的網(wǎng)狀裂縫通道^[7-10]。

2　體積壓裂與常規(guī)壓裂投資變化趨勢比對分析

2．1　體積壓裂與常規(guī)壓裂鉆井投資井數(shù)變化趨勢

2010年—2013年中國石油西南油氣田公司蜀南氣礦(以下簡稱蜀南氣礦)在四川盆地川南地區(qū)加砂壓裂累計完成77口井：其中體積壓裂38口井(須加河組砂巖24口井、龍馬溪組頁巖氣14口井)，占比49.35％；常規(guī)壓裂39口井，占比50.65％。在此期間，2010年加砂壓裂11口井：其中體積壓裂1口井，占比9.09％，常規(guī)壓裂10口井，占比90.91％；2011年加砂壓裂17口井：其中體積壓裂5口井，占比29.41％，常規(guī)壓裂12口井，占比70.59％；2012年加砂壓裂28口井：其中體積壓裂16口井，占比57.14％，常規(guī)壓裂12口井，占比42.86％；2013年加砂壓裂21口井：其中體積壓裂16口井，占比76.19％，常規(guī)壓裂5口井，占比23.81％，由此可見，在4年中，體積壓裂井數(shù)占比呈明顯上升趨勢(圖1)。

2．2　體積壓裂與常規(guī)壓裂鉆井投資變化趨勢

2010年—2013年蜀南氣礦在川南地區(qū)加砂壓裂鉆井累計投資267623萬元：其中體積壓裂179231萬元、占比66.97％，常規(guī)壓裂88392萬元、占比33.03％。在此期間，2010年加砂壓裂投資21311萬元：其中體積壓裂5386萬元，占比25.25％，常規(guī)壓裂15925萬元，占比74.75％；2011年加砂壓裂投資59344萬元：其中體積壓裂28608萬元，占比48.21％，常規(guī)壓裂30736萬元，占比51.79％；2012年投資107910萬元：其中體積壓裂80645萬元，占比74.73％，常規(guī)壓裂27265萬元，占比25.27％；2013年投資79058萬元：其中體積壓裂64592，占比81.7％，常規(guī)壓裂14466萬元，占比18.3％，體積壓裂投資占比呈逐漸上升趨勢(圖2)。

3　體積壓裂與常規(guī)壓裂井口測試產(chǎn)量比對分析

3．1　體積壓裂與常規(guī)壓裂井口測試產(chǎn)量情況

2010年—2013年蜀南氣礦在川南地區(qū)加砂壓裂鉆井累計測試產(chǎn)量732.49×10⁴m³／d：其中體積壓裂獲取測試產(chǎn)量497.63×10⁴m³／d，占比67.94％，常規(guī)壓裂獲取測試產(chǎn)量234.86×10⁴m³／d，占比32.06％。在此期間，2010年測試產(chǎn)量39.82×10⁴m³／d：其中體積壓裂1.08×10⁴m³／d，占比2.79％，常規(guī)壓裂38.74×10⁴m³／d，占比97.21％；2011年測試產(chǎn)量48.24×10⁴m³／d：其中體積壓裂35.41×10⁴m³／d，占比73.4％，常規(guī)壓裂12.83×10⁴m³／d，占比26.6％；2012年測試產(chǎn)量498.89×10⁴m³／d：其中體積壓裂322.52×10⁴m³／d，占比64.65％，常規(guī)壓裂176.37×10⁴m³／d，占比35.35％；2013年測試產(chǎn)量145.54×10⁴m³／d：其中體積壓裂138.62×10⁴m³／d，占比95.25％，常規(guī)壓裂6.92×10⁴m³／d，占比4.75％，體積壓裂測試產(chǎn)量占比呈上升趨勢(圖3)。

3．2　體積壓裂與常規(guī)壓裂投入和井口測試產(chǎn)量比對分析

從投資情況來看，38口體積壓裂井179231萬元是39口常規(guī)壓裂井88392萬元的2.03倍；從產(chǎn)量情況來看，38口體積壓裂井479.63×10⁴m³／d是39口常規(guī)壓裂井234.86×10⁴m³／d的2.12倍。而平均單井投資體積壓裂4717萬元／井是常規(guī)壓裂2266萬元／井的2.08倍；平均單井測試產(chǎn)量體積壓裂13.1m³／d是常規(guī)壓裂6.02m³／d的2.18倍。

評價結果表明：體積壓裂與常規(guī)壓裂相比，體積壓裂工藝產(chǎn)出增長率大于投資增長率，所以是效益投資。

4　體積壓裂與常規(guī)壓裂每立方米獲氣成本、獲氣成功率比對分析

4．1　體積壓裂與常規(guī)壓裂每立方米獲氣成本評價

分析可知2010年—2013年體積壓裂每立方米獲氣成本呈下降趨勢(圖4)，獲氣成本從2010年的4987元／m³下降到155元／m³，鉆井新工藝配套技術的完善與應用，是體積壓裂獲氣成本下降的主要因素；常規(guī)壓裂獲氣成本隨機變化，主要決定因素在于油氣儲層本身的性能(儲量)。以上統(tǒng)計資料表明2010年—2013年體積壓裂總投資為179231萬元，總測試產(chǎn)量為497.63×10⁴m³／d，平均獲氣成本為360.17元／m³；常規(guī)壓裂總投資為88392萬元，總測試產(chǎn)量為234.86×10⁴m³／d，平均獲氣成本為376.36元／m³。

評價結果：體積壓裂比常規(guī)壓裂降低了16.19元／m³獲氣成本，從而縮減了鉆井投資回報周期。

4．2　體積壓裂與常規(guī)壓裂獲氣成功率評價

38口體積壓裂井有29口井獲氣，獲氣成功率為76.32％；39口常規(guī)壓裂井有23口井獲氣、獲氣成功率為58.97％(表1)。

評價結果：體積壓裂獲氣成功率比常規(guī)壓裂高17.35％，采用體積壓裂提高了儲量動用率，增加了油氣可采儲量。

5　體積壓裂工藝的應用成果評價

5．1　體積壓裂工藝在重復壓裂中的應用成果評價

重復壓裂即采用常規(guī)壓裂工藝進行儲層改造后，因效果不佳，后期對同井同層再實施體積壓裂，加大儲層改造力度的工藝。2006年5月蜀南氣礦使用155m³胍膠壓裂液、19m³支撐劑對安岳2井須二段儲層進行常規(guī)壓裂，獲天然氣測試產(chǎn)量0.813×10⁴m³／d及少量油，無工業(yè)性價值。2013年3月應用體積壓裂工藝，加大規(guī)模使用2502m³ FR66壓裂液、78m³支撐劑對安岳2井須二段(同一層位)進行重復壓裂，獲天然氣測試產(chǎn)量6.49×10⁴m³／d、油15t／d。

評價結果：應用體積壓裂工藝進行重復壓裂是提高單井天然氣產(chǎn)量的有效措施。

5．2　體積壓裂工藝在長寧一威遠頁巖氣示范區(qū)塊勘探開發(fā)中的應用成果評價

在鉆井工藝配套技術的支撐下，長寧—威遠國家級頁巖氣示范區(qū)塊已完成14口頁巖氣鉆井。頁巖氣勘探開發(fā)從2010年第一口威201井至2013年完成的威204井，體積壓裂規(guī)模逐步增大，液量從5380m³增加至23400m³，天然氣測試產(chǎn)能從1.08×10⁴m³／d逐步遞增至16×10⁴m³／d。

評價結果：實踐證明，儲層改造體積越大，壓后油氣增產(chǎn)效果越明顯。

6　結論

體積壓裂工藝對油氣儲層的“立體改造”，使儲層形成了網(wǎng)狀式裂縫通道，是不斷提高儲量動用率、提高單井產(chǎn)量的最佳途徑^[11-13]。通過比較體積壓裂與常規(guī)壓裂的投資、測試產(chǎn)量等變化趨勢，獲得以下認識：體積壓裂工藝的廣泛應用獲得了倍增的測試產(chǎn)量、提高了獲氣成功率、降低了每立方米獲氣成本，縮短了投資回報周期，確保了鉆井工程的效益和勘探開發(fā)的成效。因此體積壓裂比常規(guī)壓裂有更好的投資效益。安岳2井進行重復壓裂取得的顯著成效及長寧—威遠頁巖氣示范區(qū)塊體積壓裂工藝的成功應用，表明體積壓裂及其配套工藝技術對今后勘探開發(fā)四川盆地低滲透油氣儲層、非常規(guī)油氣藏方面有巨大優(yōu)勢和廣泛前景。

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本文作者：陳云金  張明軍  李微  王槐金  張艷

作者單位：中國石油西南油氣罔公司蜀南氣礦