陳云金 張明軍 李微 王槐金 張艷

中國(guó)石油西南油氣田公司蜀南氣礦

為進(jìn)一步提高四川盆地川南地區(qū)單井天然氣產(chǎn)量，中國(guó)石油西南油氣田公司在對(duì)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(yè)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(cè)試產(chǎn)量都同比增加。因此有必要分析對(duì)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(jì)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(yán)格的區(qū)分界線和準(zhǔn)確定義，根據(jù)中國(guó)石油西南油氣田公司《關(guān)于中國(guó)石油天然氣集團(tuán)公司“壓裂工程統(tǒng)一計(jì)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)”結(jié)算有關(guān)事項(xiàng)的通知》及《關(guān)于中國(guó)石油天然氣集團(tuán)公司“壓裂工程統(tǒng)一計(jì)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)（試行稿）”實(shí)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(chǔ)層天然裂縫不斷擴(kuò)張、脆性巖石產(chǎn)生剪切滑移，實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)層在長(zhǎng)、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(yè)巖等脆性巖石氣藏［2－3］，常規(guī)壓裂工藝主要針對(duì)下三疊統(tǒng)嘉陵江組碳酸鹽巖、下二疊統(tǒng)茅口組泥質(zhì)灰?guī)r等氣藏。水平井完井后，對(duì)裸眼完成井在水平段下入多級(jí)分層封隔器，對(duì)射孔完成井采用泵送方式下入多級(jí)可鉆電纜橋塞，然后對(duì)油氣儲(chǔ)層分段逐級(jí)進(jìn)行加砂壓裂［4－5］。由于水平段長(zhǎng)度介于800～1 500m，分級(jí)分段為5～17段，此時(shí)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(duì)油氣儲(chǔ)層進(jìn)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1 500～25 000m3，施工排量大10m3／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(chǔ)層鉆遇率高的超長(zhǎng)水平段；⑥壓裂后油氣儲(chǔ)層交錯(cuò)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(shì)比對(duì)分析

2.1 體積壓裂與常規(guī)壓裂鉆井投資井?dāng)?shù)變化趨勢(shì)

2010年—2013年中國(guó)石油西南油氣田公司蜀南氣礦（以下簡(jiǎn)稱蜀南氣礦）在四川盆地川南地區(qū)加砂壓裂累計(jì)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(yè)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?dāng)?shù)占比呈明顯上升趨勢(shì)（圖1）。

圖1 2010年—2013年體積壓裂與常規(guī)壓裂鉆井投資井?dāng)?shù)占比對(duì)比圖

2.2 體積壓裂與常規(guī)壓裂鉆井投資變化趨勢(shì)

2010年—2013年蜀南氣礦在川南地區(qū)加砂壓裂鉆井累計(jì)投資267 623萬元：其中體積壓裂179 231萬元、占比 66.97%，常規(guī)壓裂 88 392 萬元、占比33.03%。在此期間，2010年加砂壓裂投資21 311萬元：其中體積壓裂5 386萬元，占比25.25%，常規(guī)壓裂15 925萬元，占比74.75%；2011年加砂壓裂投資59 344萬 元：其 中 體 積 壓 裂 28 608 萬 元，占 比48.21%，常規(guī)壓裂30 736萬元，占比51.79%；2012年投資107 910萬元：其中體積壓裂80 645萬元，占比74.73%，常規(guī)壓裂27 265萬元，占比25.27%；2013年投資79 058萬元：其中體積壓裂64 592，占比81.7%，常規(guī)壓裂14 466萬元，占比18.3%，體積壓裂投資占比呈逐漸上升趨勢(shì)（圖2）。

3 體積壓裂與常規(guī)壓裂井口測(cè)試產(chǎn)量比對(duì)分析

3.1 體積壓裂與常規(guī)壓裂井口測(cè)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(jì)測(cè)試產(chǎn)量732.49×104m3／d：其中體積壓裂獲取測(cè)試產(chǎn)量497.63×104m3／d，占比67.94%，常規(guī)壓裂獲取測(cè)試產(chǎn)量234.86×104m3／d，占比32.06%。在此期間，2010年測(cè)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(cè)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(cè)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(cè)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(cè)試產(chǎn)量占比呈上升趨勢(shì)（圖3）。

圖3 2010年—2013年體積壓裂與常規(guī)壓裂鉆井測(cè)試產(chǎn)量占比對(duì)比圖

3.2 體積壓裂與常規(guī)壓裂投入和井口測(cè)試產(chǎn)量比對(duì)分析

從投資情況來看，38口體積壓裂井179 231萬元是39口常規(guī)壓裂井88 392萬元的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4 717萬元／井是常規(guī)壓裂2 266萬元／井的2.08倍；平均單井測(cè)試產(chǎn)量體積壓裂13.1 m3／d是常規(guī)壓裂6.02m3／d的2.18倍。

評(píng)價(jià)結(jié)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(zhǎng)率大于投資增長(zhǎng)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(duì)分析

4.1 體積壓裂與常規(guī)壓裂每立方米獲氣成本評(píng)價(jià)

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(shì)（圖4），獲氣成本從2010年的4 987元／m3下降到155元／m3，鉆井新工藝配套技術(shù)的完善與應(yīng)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(jī)變化，主要決定因素在于油氣儲(chǔ)層本身的性能（儲(chǔ)量）。以上統(tǒng)計(jì)資料表明2010年—2013年體積壓裂總投資為179 231萬元，總測(cè)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88 392萬元，總測(cè)試產(chǎn)量為234.86×104m3／d，平均獲氣成本為376.36元／m3。

圖4 2010年—2013年體積壓裂與常規(guī)壓裂1m3獲氣成本對(duì)比圖

評(píng)價(jià)結(jié)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(bào)周期。

4.2 體積壓裂與常規(guī)壓裂獲氣成功率評(píng)價(jià)

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(píng)價(jià)結(jié)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(chǔ)量動(dòng)用率，增加了油氣可采儲(chǔ)量。

表1 體積壓裂與常規(guī)壓裂獲氣成功率對(duì)比表

5 體積壓裂工藝的應(yīng)用成果評(píng)價(jià)

5.1 體積壓裂工藝在重復(fù)壓裂中的應(yīng)用成果評(píng)價(jià)

重復(fù)壓裂即采用常規(guī)壓裂工藝進(jìn)行儲(chǔ)層改造后，因效果不佳，后期對(duì)同井同層再實(shí)施體積壓裂，加大儲(chǔ)層改造力度的工藝。2006年5月蜀南氣礦使用155 m3胍膠壓裂液、19m3支撐劑對(duì)安岳2井須二段儲(chǔ)層進(jìn)行常規(guī)壓裂，獲天然氣測(cè)試產(chǎn)量0.813×104m3／d及少量油，無工業(yè)性價(jià)值。2013年3月應(yīng)用體積壓裂工藝，加大規(guī)模使用2 502m3FR66壓裂液、78m3支撐劑對(duì)安岳2井須二段（同一層位）進(jìn)行重復(fù)壓裂，獲天然氣測(cè)試產(chǎn)量6.49×104m3／d、油15t／d。

評(píng)價(jià)結(jié)果：應(yīng)用體積壓裂工藝進(jìn)行重復(fù)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(zhǎng)寧—威遠(yuǎn)頁(yè)巖氣示范區(qū)塊勘探開發(fā)中的應(yīng)用成果評(píng)價(jià)

在鉆井工藝配套技術(shù)的支撐下，長(zhǎng)寧—威遠(yuǎn)國(guó)家級(jí)頁(yè)巖氣示范區(qū)塊已完成14口頁(yè)巖氣鉆井。頁(yè)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5 380m3增加至23 400m3，天然氣測(cè)試產(chǎn)能從1.08×104m3／d逐步遞增至16×104m3／d。

評(píng)價(jià)結(jié)果：實(shí)踐證明，儲(chǔ)層改造體積越大，壓后油氣增產(chǎn)效果越明顯。

6 結(jié)論

體積壓裂工藝對(duì)油氣儲(chǔ)層的“立體改造”，使儲(chǔ)層形成了網(wǎng)狀式裂縫通道，是不斷提高儲(chǔ)量動(dòng)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(cè)試產(chǎn)量等變化趨勢(shì)，獲得以下認(rèn)識(shí)：體積壓裂工藝的廣泛應(yīng)用獲得了倍增的測(cè)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(bào)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(jìn)行重復(fù)壓裂取得的顯著成效及長(zhǎng)寧—威遠(yuǎn)頁(yè)巖氣示范區(qū)塊體積壓裂工藝的成功應(yīng)用，表明體積壓裂及其配套工藝技術(shù)對(duì)今后勘探開發(fā)四川盆地低滲透油氣儲(chǔ)層、非常規(guī)油氣藏方面有巨大優(yōu)勢(shì)和廣泛前景。

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