于榮澤，王成浩，張曉偉，胡志明，孫玉平，郭 為，端祥剛，王玫珠

(1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2.國家能源頁巖氣研發(fā)(實(shí)驗(yàn))中心，河北 廊坊 065007；3.中國石油天然氣集團(tuán)有限公司非常規(guī)油氣重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，河北 廊坊 065007；4.國家管網(wǎng)集團(tuán)北方管道有限責(zé)任公司沈陽輸油氣分公司，遼寧 沈陽 113001)

世界油氣工業(yè)的勘探開發(fā)領(lǐng)域，正持續(xù)從占油氣資源總量20%的常規(guī)油氣，向占油氣資源總量80%的非常規(guī)油氣延伸[1-2]。非常規(guī)油氣在全球油氣產(chǎn)量中的作用和地位不斷加強(qiáng)，繼油砂、致密氣和煤層氣之后，近年來“頁巖革命”實(shí)現(xiàn)了頁巖氣的商業(yè)開發(fā)[3-4]。水平井鉆完井和分段水力壓裂技術(shù)及“工廠化”作業(yè)模式的規(guī)模應(yīng)用，使得北美率先在Appalachian、ArklaTex、Fort Worth、Gulf Coast 等多個(gè)盆地實(shí)現(xiàn)頁巖氣商業(yè)性開采，2020 年頁巖氣產(chǎn)量達(dá)7 688×108m3[5-6]。

國內(nèi)頁巖氣開發(fā)主體經(jīng)歷了3 個(gè)階段：2009 年以前為合作借鑒階段，2010?2013 年為自主探索階段，2014 年后為規(guī)模開發(fā)階段。其中，合作借鑒階段通過借鑒北美頁巖氣開發(fā)實(shí)踐，明確了四川盆地上奧陶統(tǒng)五峰組?下志留統(tǒng)龍馬溪組和下寒武統(tǒng)筇竹寺組兩套重點(diǎn)頁巖和長寧、威遠(yuǎn)和昭通頁巖氣有利區(qū)，并啟動了示范區(qū)建設(shè)；自主探索階段進(jìn)一步明確了四川盆地上奧陶統(tǒng)五峰組?下志留統(tǒng)龍馬溪組海相頁巖氣開發(fā)價(jià)值[7-9]。規(guī)模開發(fā)階段通過引進(jìn)、吸收、自主創(chuàng)新，快速建立了埋深3 500 m 以淺，適合我國南方多期構(gòu)造演化、高?過成熟海相頁巖氣勘探開發(fā)的系列技術(shù)與配套裝備，主要包括頁巖氣地質(zhì)評價(jià)技術(shù)、水平井優(yōu)快鉆井技術(shù)、水平井體積壓裂技術(shù)、“工廠化”作業(yè)技術(shù)、頁巖氣開發(fā)優(yōu)化技術(shù)、地面集輸工藝技術(shù)等[10-12]。區(qū)別于常規(guī)淺層天然氣埋深界限，目前通常將埋深小于2 000 m 的劃分為淺層頁巖氣、埋深介于2 000～3 500 m 的劃分為中深層頁巖氣、埋深超過3 500 m 的劃分為深層頁巖氣[13-14]。我國四川盆地長寧、威遠(yuǎn)、昭通和涪陵區(qū)塊經(jīng)過近十年來持續(xù)探索和技術(shù)攻關(guān)，在四川盆地及周緣上奧陶統(tǒng)五峰組?下志留統(tǒng)龍馬溪組海相頁巖成功實(shí)現(xiàn)頁巖氣商業(yè)開發(fā)[7-11]，2020 年頁巖氣產(chǎn)量突破200×108m3。四川盆地長寧?威遠(yuǎn)、涪陵和昭通國家級示范區(qū)在埋深2 000～3 500 m的五峰組?龍馬溪組超壓頁巖氣儲層實(shí)現(xiàn)了規(guī)模效益開發(fā)，形成了配套開發(fā)技術(shù)及裝備。昭通示范區(qū)率先在太陽背斜開展了淺層頁巖氣勘探評價(jià)及試采工作；在瀘州和渝西區(qū)塊五峰組?龍馬溪組深層頁巖氣實(shí)現(xiàn)重大突破，目前正在探索深層頁巖氣資源規(guī)模有效開發(fā)技術(shù)。

通過持續(xù)技術(shù)攻關(guān)和開發(fā)實(shí)踐，國內(nèi)中深層頁巖氣開發(fā)效果逐年提升，開發(fā)指標(biāo)及成本得以持續(xù)優(yōu)化。然而，氣藏地質(zhì)條件及工程技術(shù)水平等原因?qū)е聡鴥?nèi)頁巖氣開發(fā)指標(biāo)與北美依然存在差距。精準(zhǔn)對標(biāo)北美典型頁巖氣藏開發(fā)特征，有助于把握關(guān)鍵指標(biāo)發(fā)展趨勢為探索區(qū)提供技術(shù)參考。Eagle Ford 頁巖氣藏干氣產(chǎn)區(qū)儲層埋深2 000～4 300 m，涵蓋中深層和深層頁巖氣區(qū)域，其開發(fā)技術(shù)政策不僅可為已實(shí)現(xiàn)規(guī)模開發(fā)的3 500 m 以淺頁巖氣資源的高效開發(fā)提供參考，也可為目前正在探索的埋深3 500～4 000 m 深層頁巖氣資源規(guī)模開發(fā)提供借鑒。筆者依托頁巖氣云數(shù)據(jù)智慧平臺對Eagle Ford 頁巖氣藏干氣產(chǎn)區(qū)6 223 口氣井鉆完井、壓裂、生產(chǎn)和成本參數(shù)進(jìn)行數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)，系統(tǒng)分析該氣藏井型、井深構(gòu)成、水平段長、鉆井周期、壓裂段數(shù)、段間距、加砂強(qiáng)度、用液強(qiáng)度、建井周期、百米段長EUR 及單井成本，以期對我國中深層和深層頁巖氣開發(fā)提供借鑒。

1 Eagle Ford 頁巖氣藏概況

Eagle Ford 頁巖是目前世界上最活躍的頁巖油氣產(chǎn)區(qū)之一，也是美國目前最新的油氣工業(yè)產(chǎn)區(qū)，油氣作業(yè)公司指出該氣藏可持續(xù)開發(fā)數(shù)十年[15]。Eagle Ford頁巖油氣產(chǎn)區(qū)位于Texas 州南部，該產(chǎn)區(qū)因頁巖出露于Eagle Ford 小鎮(zhèn)而得名(圖1)。整個(gè)油氣藏寬度約80 km，長度約644 km，從Mexico 邊境一直延伸至Texas 州東部地區(qū)。Eagle Ford 頁巖為白堊紀(jì)形成的黑色層狀富有機(jī)質(zhì)鈣質(zhì)頁巖，主要分布在Texas 州南部和東部，覆蓋整個(gè)州區(qū)的30 個(gè)縣，是Austin Chalk油氣地層的烴源巖[16]。產(chǎn)層埋深1 200～4 300 m，頁巖厚度15～120 m，整個(gè)氣藏頁巖儲層平均厚度為76 m[17-18]。Eagle Ford 頁巖沉積于低能量深水環(huán)境，碳酸鹽含量較高，地層具備高脆性特征，更容易通過水力壓裂措施形成復(fù)雜縫網(wǎng)從而達(dá)到大幅增產(chǎn)目的。

圖1 Eagle Ford 頁巖地質(zhì)構(gòu)造及典型地層剖面Fig.1 Geological structural map and typical stratigraphic profile of Eagle Ford shale

Eagle Ford 地層巖石滲透率低，油氣井幾乎無自然產(chǎn)能。2008 年之前，各大油氣作業(yè)公司紛紛將其上部的白堊紀(jì)Austin Chalk 等含油氣地層視為主要開發(fā)目標(biāo)，Eagle Ford 頁巖本身并不為人所熟知[19-20]。2008 年10 月，Petrohawk 能源公司在Texas 州La Salle 縣鉆探了第一口頁巖油氣發(fā)現(xiàn)井(STS#1)，該井水平段長960 m，日產(chǎn)氣量27.5×104m3，首次在Eagle Ford 致密頁巖儲層實(shí)現(xiàn)了工業(yè)化氣流[13]；之后，大量油氣開發(fā)公司涌入該區(qū)域并紛紛效仿采用水平井鉆井和水力壓裂技術(shù)在該區(qū)域頁巖地層中開采石油天然氣。自2010 年起，Eagle Ford 頁巖鉆井許可數(shù)量開始急劇增加，當(dāng)年發(fā)放頁巖鉆井許可量超過1 000 口[21-22]。2014 年該區(qū)域頁巖油氣鉆井許可發(fā)放量超過5 600 口，直接刺激各大油氣開發(fā)公司規(guī)模上產(chǎn)，Eagle Ford 頁巖油氣產(chǎn)區(qū)也在2015 年迎來石油和天然氣峰值產(chǎn)量，分別為7 661×104t 和503.8×108m3。2020 年，該產(chǎn)區(qū)累計(jì)產(chǎn)油5 366×104t、累計(jì)產(chǎn)氣421.1×108m3(圖2)。

圖2 Eagle Ford 頁巖油氣產(chǎn)區(qū)歷年石油和天然氣年產(chǎn)量(據(jù)EIA)Fig.2 Eagle Ford shale oil &gas production (EIA)

2 氣藏特征

Eagle Ford 頁巖為白堊紀(jì)海相地層，主要發(fā)育于墨西哥灣沿岸地區(qū)Maverick 盆地、San Marcos 凸起和East Texas 盆地。Eagle Ford 地層埋藏深度跨度較大，最大埋深接近5 000 m，頁巖厚度由北向南變化范圍為15～120 m[23-24]。Eagle Ford 組頁巖是Buda 組灰?guī)r之上沉積的一套富含有機(jī)質(zhì)頁巖，主要由灰黑色有裂縫的灰?guī)r、泥灰?guī)r、灰質(zhì)頁巖，并夾有灰白色的泥質(zhì)灰?guī)r組成。巖石鈣質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)為49%～64%，石英質(zhì)量分?jǐn)?shù)為8%～16%，黏土質(zhì)量分?jǐn)?shù)為17%～29%。Eagle Ford 頁巖為超壓含油氣自生自儲地層，同時(shí)為上部Austin Chalk 油層的烴源巖。Eagle Ford 頁巖劃分為上下兩段，上段為高能淺水高位海退沉積環(huán)境下形成的互層?生物擾動層狀鈣質(zhì)泥頁巖，下段為低能厭氧海侵沉積環(huán)境下形成的層狀鈣質(zhì)富有機(jī)質(zhì)泥頁巖[25-26]。

Eagle Ford 頁巖總有機(jī)碳(TOC)質(zhì)量分?jǐn)?shù)平均值為3.7%～7.0%，其中下段TOC 為4.0%～7.0%，平均5.1%。有機(jī)質(zhì)類型以Ⅱ型為主，屬于混合生油/氣有機(jī)質(zhì)類型，80%～85%易生油干酪根集中發(fā)育于海侵體系域下段的Eagle Ford 泥頁巖，熱成熟度大于1.1%[27-28]。Eagle Ford 地層埋深沿NW–SE 向呈增加趨勢，熱演化程度也隨之增高，進(jìn)而形成依次發(fā)育原油?凝析油/濕氣?干氣的油氣分布序列。含油氣區(qū)有機(jī)質(zhì)成熟度主要為1.0%～1.7%，油氣成熟區(qū)域起始埋深約2 287 m，其中，原油富集在埋深2 400 m 左右地層內(nèi)，凝析油富集在埋深3 000 m 左右地層內(nèi)，干氣富集在埋深4 000 m左右地層內(nèi)[29-30]。

儲層巖石礦物主要由石英、方解石、黃鐵礦、斜長石、鉀長石、白云石、云母等骨架礦物，以及伊利石、伊/蒙混層、海綠石、高嶺石等黏土礦物組成，巖石礦物組成復(fù)雜[31-32]。Eagle Ford 頁巖具有高碳酸鹽含量特征，方解石為碳酸鹽巖主要礦物組成，石英含量不高，且下段明顯高于上段。巖石泊松比小于0.25，彈性模量大于20 000 MPa。低石英含量使得Eagle Ford 組脆性較低，地層應(yīng)力各向異性較強(qiáng)，多形成順層理發(fā)育微裂縫。雖然脆性較低，但分布范圍大、沉積環(huán)境穩(wěn)定的發(fā)育特點(diǎn)還是使Eagle Ford 組成為有利的壓裂改造目的層段。頁巖儲層基質(zhì)孔隙率3%～10%，滲透率(0.003～0.40)×10?3μm2，含氣飽和度83%～85%。地層壓力系數(shù)1.35～1.80，壓力梯度為1.0～1.5 MPa/hm，地層溫度90～160℃[33-36]。

3 開發(fā)指標(biāo)

水平井鉆完井和大規(guī)模分段體積壓裂是頁巖氣實(shí)現(xiàn)規(guī)模效益開發(fā)的兩項(xiàng)關(guān)鍵技術(shù)。油氣作業(yè)商在Eagle Ford 頁巖油氣產(chǎn)區(qū)通過持續(xù)優(yōu)化水平井井身結(jié)構(gòu)和縮小井距以充分利用租賃礦權(quán)。水平井井身結(jié)構(gòu)的設(shè)計(jì)一直在逼近工程參數(shù)的極限，更長的水平段能使其在接觸更多巖石的同時(shí)降低成本。大規(guī)模分段體積壓裂施工上不斷提高支撐劑和壓裂液用量。支撐劑強(qiáng)度增加在一定程度上改善了儲層連通性，提高了油氣采收率并帶來產(chǎn)量的增加。截至2019 年底，Eagle Ford 頁巖油氣產(chǎn)區(qū)累積發(fā)放鉆井許可超過28 000 口，其中干氣產(chǎn)區(qū)氣井許可數(shù)量6 242 口。本文主要針對Eagle Ford 干氣產(chǎn)區(qū)完鉆氣井進(jìn)行分析評價(jià)，將埋深介于2 000～3 500 m 和埋深超過3 500 m 頁巖氣水平井鉆完井、分段壓裂、生產(chǎn)動態(tài)及成本指標(biāo)進(jìn)行系統(tǒng)統(tǒng)計(jì)分析，為我國尤其是四川盆地中深層頁巖氣持續(xù)規(guī)模效益開發(fā)和深層頁巖氣開發(fā)技術(shù)探索提供參考借鑒。

圖3 是Eagle Ford 干氣產(chǎn)區(qū)完鉆頁巖氣水平井垂深與水平段長統(tǒng)計(jì)分布。干氣產(chǎn)區(qū)所有完鉆水平井垂深主體位于2 000～4 500 m，2 000 m 以淺完鉆氣井153 口，僅占2.4%。整個(gè)氣藏為典型中?深層頁巖氣藏，埋深2 000～3 500 m 完鉆水平井4 113 口，占比65.9%，埋深3 500～4 500 m 完鉆水平井1 976 口，占比31.7%。目前氣藏完鉆水平井最大埋深下探至4 480 m。完鉆水平段長300～4 700 m，平均水平段長1 760 m，P50(中位數(shù))水平段長1 680 m，其中水平段長1 500～2 000 m 氣井占比54.04%。

圖3 2008?2019 年Eagle Ford 干氣產(chǎn)區(qū)水平井垂深及段長統(tǒng)計(jì)分布Fig.3 Statistical distribution of vertical depth and lateral length of horizontal wells in the Eagle Ford dry gas production zone from 2008 to 2019

3.1 鉆 井

作為頁巖氣規(guī)模效益開發(fā)的兩大關(guān)鍵技術(shù)之一，水平井鉆完井技術(shù)受地質(zhì)條件、測深、垂深、水平段長、工程技術(shù)及裝備等多重因素影響。氣井水平段長直接影響井筒與氣藏接觸面積，合理工程技術(shù)范圍內(nèi)增加水平段長能夠提高氣井產(chǎn)能。圖4 為Eagle Ford干氣產(chǎn)區(qū)中深層和深層頁巖氣水平井測深、水深、水平段長及鉆井周期統(tǒng)計(jì)分布。中深層氣井測深由4 162 m 增加至6 013 m，垂深由2 545 m 增加至目前3 280 m，鉆井周期保持在21～25 d；氣井測深及鉆井周期顯示水平井鉆井效率逐年增加，2009 年測深4 162 m對應(yīng)鉆井周期為25.3 d，2019 年測深6 013 m 對應(yīng)鉆井周期為25.3 d；氣井水平段長為600～4 690 m，平均水平段長由2009 年1 473 m 增加至2019 年的2 558 m，平均年增幅5.7%。深層氣井測深由5 221 m 增加至6 394 m，垂深范圍3 800～4 010 m，鉆井周期保持在28～32 d；氣井測深及鉆井周期顯示水平井鉆井效率逐年增加，2009 年測深5 221 m 對應(yīng)鉆井周期為31.5 d，2019 年測深6 394 m 對應(yīng)鉆井周期為33.3 d；氣井水平段長范圍600～3 860 m，平均水平段長由2009 年1 324 m 增加至2019 年的2 423 m，平均年增幅6.5%。同一年度中深層和深層氣井對比可知，隨垂深增加鉆井施工難度增加，深層鉆井周期明顯高于中深層。

圖4 2009—2019 年Eagle Ford 干氣產(chǎn)區(qū)水平井平均測深、垂深、水平段長及鉆井周期Fig.4 Average measured depth,vertical depth,lateral length and drilling cycle of horizontal wells in the Eagle Ford dry gas production zone from 2009 to 2019

3.2 壓 裂

水平井大規(guī)模分段體積壓裂技術(shù)是頁巖氣得以規(guī)模有效開發(fā)的另一項(xiàng)關(guān)鍵技術(shù)。Eagle Ford 干氣產(chǎn)區(qū)歷年完鉆氣井水平段長不斷增加，單井壓裂液量、支撐劑量、壓裂段數(shù)也隨之不斷增加。平均壓裂段間距、壓裂用液強(qiáng)度和加砂強(qiáng)度等參數(shù)也不斷得到優(yōu)化。圖5 為2009?2019 年Eagle Ford 干氣產(chǎn)區(qū)水平井各項(xiàng)壓裂參數(shù)的變化趨勢。

圖5 2009—2019 年Eagle Ford 干氣產(chǎn)區(qū)水平井壓裂段數(shù)、壓裂液量、支撐劑、段間距、用液和加砂強(qiáng)度Fig.5 Fractured stage number,fracturing fluid volume,proppant volume,average stage spacing,fracturing fluid intensity and proppant intensity of horizontal wells in the Eagle Ford dry gas production zone from 2009 to 2019

從圖中可以看出，2009?2019 年，(1) 中深層氣井單井壓裂段數(shù)13.3 段增加至51.2 段；單井壓裂用液量由10 030 m3增加至62 000 m3，單井支撐劑用量由1 989 t 增加至9 740 t；平均段間距成逐年縮小趨勢，由110.6 m 縮小至50.0 m；用液強(qiáng)度呈逐年上升趨勢，由6.8 m3/m 上升至24.2 m3/m；加砂強(qiáng)度呈逐年上升趨勢，由1.35 t/m 增加至3.81 t/m。(2) 深層氣井單井壓裂段數(shù)由13.7 段增加至48.5 段，單井壓裂用液量由9 180 m3增加至68 290 m3，單井支撐劑用量由954 t 增加至9 535 t。平均段間距成逐年縮小趨勢，由初期160.2 m縮小至2019 年的50.0m。用液強(qiáng)度逐年上升，由初期7.8 m3/m 上升至26.9 m3/m；加砂強(qiáng)度逐年上升，由0.75 t/m 增加至4.03t/m。目前單井壓裂基本處于萬噸砂量壓裂規(guī)模。深層氣井平均用液強(qiáng)度和加砂強(qiáng)度整體高于中深層氣井。

3.3 生 產(chǎn)

由于頁巖氣儲層低孔極低滲，氣井生產(chǎn)具備“一井一藏”或“平臺一藏”特點(diǎn)，單井EUR(最終可采儲量)是氣藏開發(fā)的關(guān)鍵指標(biāo)。由于單井EUR 直接受水平段長控制，不同氣藏及年度區(qū)間內(nèi)氣井難以進(jìn)行橫向開發(fā)效果對比。因此，引入百米段長EUR 參數(shù)用于不同年度及不同氣藏間的對比分析。圖6 為2009?2019 年Eagle Ford 干氣產(chǎn)區(qū)中深層和深層氣井單井EUR 和百米段長EUR 分布。由圖中可以看出，中深層氣井年度平均單井EUR 和百米段長EUR 均呈先下降再上升的變化趨勢，2009 年平均單井EUR 為8 413×104m3，百米段長EUR 為571×104m3；兩項(xiàng)開發(fā)指標(biāo)在2012 年下降至最低，單井EUR 和百米段長EUR 分別為5 010×104m3和301×104m3；自2012 年后兩項(xiàng)開發(fā)指標(biāo)逐年上升，單井EUR 在2019 年達(dá)到峰值17 316×104m3，百米段長EUR 在2018 年達(dá)到峰值710×104m3。

圖6 2009—2019 年Eagle Ford 干氣產(chǎn)區(qū)單井EUR 和百米段長EURFig.6 EUR and EUR per 100 m lateral length of horizontal wells in the Eagle Ford dry gas production zone from 2009 to 2019

深層氣井年度平均單井EUR 和百米段長EUR 同樣呈先下降再上升的變化趨勢。2009 年平均單井EUR 為7 982×104m3，百米段長EUR 為581×104m3；單井EUR 在2014 年迎來最低值4 860×104m3，百米段長EUR 在2015 年迎來最低值277×104m3；之后兩項(xiàng)開發(fā)指標(biāo)逐年上升，單井EUR 在2019 年達(dá)到峰值12 603×104m3，百米段長EUR 在2019 年達(dá)到峰值520×104m3。

深層氣井水平段長整體小于中深層氣井，單井EUR 也低于中深層氣井。由百米段長EUR 變化趨勢可知，中深層氣井在2012 年開始逐年上升，而深層氣井在2015 年后才實(shí)現(xiàn)百米段長EUR 逐年提升。假設(shè)儲層品質(zhì)相對穩(wěn)定，隨埋深增加絕對壓力增加，深層氣井百米段長EUR 應(yīng)高于中深層。但實(shí)際上，深層氣井百米段長EUR 整體低于中深層，表明深層開發(fā)效果有待進(jìn)一步突破提升。目前深層開發(fā)效果依然處于探索提升階段，整體開發(fā)效果低于中深層。

3.4 成 本

低成本效益開發(fā)一直是非常規(guī)油氣資源開發(fā)的焦點(diǎn)問題。與常規(guī)油氣資源開發(fā)相比，水平井鉆井和大規(guī)模體積壓裂技術(shù)大幅提高了頁巖油氣藏的開發(fā)成本。水平井鉆井和體積壓裂成本是開發(fā)成本的主要構(gòu)成部分。圖7 給出了Eagle Ford 干氣產(chǎn)區(qū)2009?2019 年中深層和深層氣井平均單井成本構(gòu)成及百米段長壓裂成本的變化趨勢。水平井鉆完井成本指水平井鉆井和體積壓裂的總成本，鉆井成本由鉆井和固井成本構(gòu)成，體積壓裂成本由水、支撐劑、泵送和其他等成本構(gòu)成。由于不同氣藏或不同年度水平段長和段間距等參數(shù)存在差異，為了提高成本統(tǒng)計(jì)參數(shù)橫向可對比性，引入百米段長壓裂成本參數(shù)，即單位段長壓裂成本，可為國內(nèi)頁巖氣藏開發(fā)成本評價(jià)提供參考借鑒。

圖7 2009—2019 年Eagle Ford 干氣產(chǎn)區(qū)單井成本構(gòu)成及百米段長壓裂成本Fig.7 Cost structure and fracturing cost per 100 m lateral length of horizontal well in the Eagle Ford dry gas production zone from 2009 to 2019

中深層氣井單井鉆完井成本范圍535～654 萬美元，其中，鉆井成本(鉆井成本+固井成本)160～274 萬美元，占鉆完井總成本的29.9%～44.4%，壓裂成本336～438萬美元，占鉆完井總成本的55.6%～70.1%。2019 年單井鉆完井總成本617 萬美元，其中，鉆井成本226 萬美元，固井成本48 萬美元、壓裂水成本98 萬美元、壓裂支撐劑成本64 萬美元、壓裂泵送成本150 萬美元、其他成本31 萬美元。隨水平段長及測深增加，固井成本、水成本、支撐劑成本和泵送成本呈增加趨勢。鉆井成本保持相對穩(wěn)定，其他成本逐年大幅下降。百米段長壓裂成本13.4～25.4 萬美元。雖然加砂強(qiáng)度及用液強(qiáng)度逐年增加，百米段長壓裂成本整體呈逐年下降趨勢，由2009 年的25.4 萬美元下降至2019 年的13.4 萬美元。

深層氣井單井鉆完井成本為582～713 萬美元，其中，鉆井成本(鉆井成本+固井成本)245～307 萬美元，占鉆完井總成本的33.1%～42.8%，壓裂成本322～454 萬美元，占鉆完井總成本的57.2%～66.9%。2019 年單井鉆完井總成本697 萬美元，其中鉆井成本255 萬美元，固井成本52 萬美元、壓裂水成本107 萬美元、壓力支撐劑成本65 萬美元、壓裂泵送成本180 萬美元、其他成本38 萬美元。隨水平段長及測深增加，固井成本、水成本、支撐劑成本和泵送成本呈增加趨勢。鉆井成本保持相對穩(wěn)定，其他成本逐年大幅下降。百米段長壓裂成本16.1～28.2 萬美元。雖然加砂強(qiáng)度及用液強(qiáng)度逐年增加，百米段長壓裂成本整體呈逐年下降趨勢，由2010 年的28.2 萬美元下降至2019 年的16.1 萬美元。

4 啟 示

(1) 我國川南頁巖氣水平井平均建井周期主體超過一年，如何提高工廠化組織施工效率是國內(nèi)頁巖氣高效開發(fā)的重要環(huán)節(jié)。Eagle Ford 干氣產(chǎn)區(qū)工程組織施工效率高，頁巖氣水平井建井周期主體位于100～150 d(圖8a，表1)。建井周期是指一口頁巖氣水平井自開鉆到投產(chǎn)所需要的周期，反映了區(qū)域整體工程組織和工廠化施工效率。除此之外，建井周期也在一定程度上影響經(jīng)濟(jì)效益。隨頁巖氣水平井建井周期縮短，鉆井壓裂設(shè)備利用率提高，投資回收期縮短，內(nèi)部收益率呈增加趨勢。Eagle Ford 干氣產(chǎn)區(qū)頁巖氣水平井測深及水平段長逐年呈上升趨勢，2019 年中深層氣井平均測深6 013 m，平均建井周期為98 d；深層氣井平均測深6 394 m，平均建井周期為101 d。

表1 Eagle Ford 頁巖氣藏干氣產(chǎn)區(qū)中深層與深層頁巖氣水平井開發(fā)參數(shù)Table 1 Development indicators of medium-deep and deep horizontal wells in the Eagle Ford dry gas production zone from 2009 to 2019

(2) 我國中深層成熟開發(fā)區(qū)應(yīng)探索合理水平段長實(shí)現(xiàn)效益最大化，深層探索區(qū)初期應(yīng)適當(dāng)控制水平段長。Eagle Ford 干氣產(chǎn)區(qū)中深層氣井合理水平段長位于2 300 m 左右，深層氣井合理水平段長約為1 600 m。水平段長一直是開發(fā)技術(shù)政策中的關(guān)鍵指標(biāo)，受地層傾角、埋深(水垂比)、鉆井能力、壓裂設(shè)備能力、生產(chǎn)制度及效益等多重因素影響。本文引入單位鉆壓成本產(chǎn)氣量指標(biāo)評價(jià)開發(fā)效益，可由單井EUR 與鉆完井總成本的比值計(jì)算獲得。圖8b 為Eagle Ford 干氣產(chǎn)區(qū)中深層和深層氣井水平段長與單位鉆壓成本產(chǎn)氣量的統(tǒng)計(jì)關(guān)系。其中，中深層氣井水平段長800～4 000 m，主體位于1 000～3 000 m，平均單位鉆壓成本產(chǎn)氣量10.7 m3/USD；不同水平段長對應(yīng)單位鉆壓成本產(chǎn)氣量呈三角形分布，三角形頂點(diǎn)對應(yīng)水平段長約為2 300 m，當(dāng)水平段長超過2 300 m 時(shí)，單位鉆壓成本產(chǎn)氣量隨水平段長增加而呈下降趨勢。深層氣井水平段長主體位于800～2 500 m，平均單位鉆壓成本產(chǎn)氣量7.8 m3/USD；不同水平段長對應(yīng)單位鉆壓成本產(chǎn)氣量呈三角形分布，三角形頂點(diǎn)對應(yīng)水平段長約為1 600 m；當(dāng)水平段長超過1 600 m 時(shí)，單位鉆壓成本產(chǎn)氣量隨水平段長增加而呈下降趨勢。中深層和深層氣井單位鉆壓成本產(chǎn)氣量對比可知，深層開發(fā)效果遠(yuǎn)低于中深層，深層頁巖氣開發(fā)仍處于不斷探索階段。

圖8 2009—2019 年Eagle Ford 干氣產(chǎn)區(qū)建井周期及單位鉆壓成本產(chǎn)氣量Fig.8 Construction cycle and shale gas production volume of unit drilling-fracturing cost of horizontal wells in the Eagle Ford dry gas production zone from 2009 to 2019

5 結(jié)論

a.Eagle Ford 中深層氣井2019 年平均測深6 013 m，水平段長2 558 m，鉆井周期25.3 d，分段壓裂平均段間距50.0 m，加砂強(qiáng)度3.81 t/m，用液強(qiáng)度24.2 m3/m，百米壓裂段長EUR 為677×104m3，單井鉆完井成本617 萬美元(鉆井成本226 萬美元，固井成本48 萬美元、壓裂水成本98 萬美元、支撐劑成本64 萬美元、壓裂泵送成本151 萬美元、其他成本31 萬美元)，百米段長壓裂成本13.4 萬美元。

b.Eagle Ford 深層氣井2019 年平均測深6 394 m，水平段長2 423 m，鉆井周期33.3 d，分段壓裂平均段間距50.0 m，加砂強(qiáng)度4.03 t/m，用液強(qiáng)度26.9 m3/m，百米壓裂段長EUR 為520×104m3，單井鉆完井成本697 萬美元(鉆井成本255 萬美元，固井成本52 萬美元、壓裂水成本107 萬美元、支撐劑成本65 萬美元、壓裂泵送成本180 萬美元、其他成本38 萬美元)，百米段長壓裂成本16.1 萬美元。

c.Eagle Ford 干氣產(chǎn)區(qū)工程組織施工效率高，頁巖氣水平井建井周期主體位于100～150 d，目前建井周期100 d。不同水平段長對應(yīng)單位鉆壓成本產(chǎn)氣量呈三角形分布，中深層、深層氣井合理水平段長分別為2 300、1 600 m。國內(nèi)中深層成熟開發(fā)區(qū)應(yīng)探索合理水平段長實(shí)現(xiàn)效益最大化，深層探索區(qū)初期應(yīng)適當(dāng)控制水平段長。