论直井—水平井混合井型开发陆相/海陆过渡相页岩气的优势

张涛，李相方，王香增，唐永槐，里清扬，王小华，冯东，赵文

1 中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室 北京 102249

2 陕西延长石油(集团)有限责任公司 西安 710065

3 陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院 西安 710065

4 辽河油田特种油开发公司 盘锦 124010

5 同济大学岩土与地下工程教育部重点实验室 上海 200092

0 前言

我国的地质构造沉积演化复杂，广泛发育了海相、陆相以及海陆过渡相3种类型的富有机质含气泥页岩[1]。目前，以涪陵、威远和长宁为代表的我国海相页岩气已经取得了商业化的成功开发[2-3]。资源量巨大的陆相以及海陆过渡相页岩气，是我国页岩气下一步开发的重点对象[4]。

长水平井联合大型滑溜水多段压裂是北美以及国内海相页岩气开发取得成功的主流技术[5]。其技术思想在于：在页岩储层近井地带最大程度地制造复杂缝网，从而大大增加页岩气的泄流面积、减小渗流阻力。但是，我国的陆相/海陆过渡相页岩储层与海相页岩储层性质相差较大，该技术的应用可能会存在如下的局限性：(1)陆相/海陆过渡相页岩气的脆性矿物含量少[4]，大型水力压裂难以形成复杂缝网，达不到体积改造的预期效果。(2)陆相/海陆过渡相页岩气的黏土含量、特别是伤害性黏土含量高[6]，压裂过程中注入的上万方压裂液与黏土作用后容易产生膨胀、颗粒运移，显著降低近裂缝端面的储层渗透率，储层伤害严重。裂缝越复杂，伤害可能越严重。(3)陆相/海陆过渡相页岩气的泊松比大，在后期生产开发过程中，支撑剂易嵌入含泥弱面，裂缝有效性难以保障。(4)陆相/海陆过渡相页岩气(如鄂尔多斯盆地)的纵向其它层系可能存在致密气、煤层气等气层[4]，采用水平井开发则难以控制这些气层，而直井开发则可以很好地实现“多气合采”。(5)陆相页岩气水平井钻完井/压裂技术难、成本高[7]，如果无法实现相对于直井高倍数的增产，则经济性不好。因此，海相页岩气水平井开发的主流技术，并不一定完全适合陆相/海陆过渡相页岩气的开发。

据此，本文以鄂尔多斯盆地陆相/海陆过渡相页岩为例，考虑其储层特殊性，重点分析了脆性矿物、黏土含量、控制储量3个方面对水平井开发的劣势，提出基于水平井可控纵向储量占比、脆性指数、储层伤害表征参数和薄砂层占比4个参数的合理井型优选判断标准，最后基于该标准分析了延长组7段和山西组1段陆相页岩水平井与直井的开发实例。本文创新性地提出了直井联合水平井开发陆相页岩气的优势，并建立了相应的井型设计评价标准，突破了水平井是实现页岩气开发唯一方式的传统认识，为陆相/海陆过渡相页岩气的经济有效开发提供了新的思路。

1 水平井开发陆相/海陆过渡相页岩气的局限性

1.1 脆性矿物少，造复杂缝困难

以水平井为基础的体积压裂是目前开发海相页岩气的关键技术，该技术通过多簇射孔和裂缝转向，采用低黏度压裂液、高排量施工参数，在近井地带构造复杂体积缝网，增大气体渗流面积，从而达到提高页岩气产量的目的[5]。体积压裂的效果主要受到储层性质(矿物含量、岩石力学性质等)、地质背景(地应力、天然裂缝等)以及工程因素(射孔位置、压裂液性质、泵入排量等)的影响[8]。其中，页岩储层性质是决定体积压裂缝网形成的内在控制因素。

页岩主要由石英、长石、黏土、碳酸盐矿物以及有机质等组成，其中石英、长石等硅质矿物以及方解石、白云石等钙质矿物被视为脆性矿物[9]，脆性矿物的含量直接决定了基质孔隙、微裂缝的发育程度。脆性矿物含量越丰富，页岩的可压裂性越好，形成的局部裂缝越复杂。因此，可压性评价是页岩气储层在进行水平井多段压裂施工前的必备步骤。北美Barnett海相页岩的脆性矿物含量基本大于75%，我国南方海相页岩的脆性矿物含量也大多在70%以上，而陆相/海陆过渡相页岩的脆性矿物含量很低[4]。以鄂尔多斯盆地延长组长7段陆相页岩为例，其脆性矿物含量为18.9%～45.9%，平均值仅为31.24%，远远低于海相页岩储层的脆性矿物含量。通过采用泊松比、弹性模量来量化页岩在应力作用下的破裂能力以及破裂后的支撑能力，Rickman (2008)[10]设定40%的脆性指数为影响储层缝网可压性的门限值：当脆性指数小于20%时，压裂产生的仅为简单缝；当脆性指数大于60%时，压裂产生复杂缝网(表1)。基于该方法，通过对鄂尔多斯盆地长7段页岩的21块泥页岩岩心进行力学测试发现，有15块页岩无法形成复杂缝网，其中7块页岩的脆性指数更是小于体积压裂的可压性门限值(图1)。因此，陆相/海陆过渡相页岩相对于海相页岩的可压性差，体积压裂较大部分储层难以形成复杂缝网，无法达到解放页岩气渗流能力的目的。

图1 鄂尔多斯盆地延长组长7段陆相页岩脆性指数Bi与可压性评价Fig. 1 Brittleness index Bi and fracability of 7th member of Yanchang formation, Ordos basin

表1 脆性指数与裂缝形态的关系[10]Table 1 Relationship between the brittleness index and fracture complexity[10]

1.2 黏土含量高，储层伤害大

陆相/海陆过渡相页岩与海相页岩的另一个显著差异为黏土矿物含量。同样以延长组长7段页岩为例，其黏土矿物含量高且变化大，抽取的23个页岩样品中，黏土矿物含量介于37.4%～72.8%，平均值为40%[6]。然而，北美Barnett和我国南方海相页岩的黏土矿物含量则介于10%～46%。长7段页岩的黏土矿物含量最高的组分为伊/蒙混层(平均80%)和高岭石(平均10%)[6]。压裂液进入储层后，对高黏土矿物含量的储层产生不可逆污染，压裂裂缝越复杂，压裂液与储层的接触面积越大，近裂缝面的储层污染区域也更多。因此，黏土矿物含量对井型的适应性也有影响，下面来具体论证。

在储层损害中，关注的对象主要为蒙脱石(伊/蒙混层)和高岭石。蒙脱石与水接触以后，由于层间仅由范德华力联系，联结力较弱，阳离子易携带大量水分子进入晶层，表现出明显的膨胀性，从而损害储层的渗透能力[11]。另外，高岭石的晶层与晶层之间联系弱、硬度低，在流体高速冲击作用下(压裂过程)，解理裂开分散形成微粒而迁移、堵塞孔喉，损害储层渗透性[12-13]。对于含有8%蒙脱石的页岩进行渗吸实验(模拟压裂过程)，发现渗吸288 h的岩样，烘干后(排除水锁的影响)测试的渗透率降低了74.88%，且渗吸时间越长、渗透率降低越严重[14]。因此，对于长7陆相页岩，其膨胀性矿物伊/蒙混层和运移性矿物高岭石含量高，与压裂液接触后储层伤害严重。基于商业软件CMG，本文建立了直井对称缝和水平井多段压裂的页岩数值模拟模型(图2)。模型的具体输入参数(基质/裂缝物性、相渗曲线、毛管曲线、温压系统、工作制度等)参见(张涛，2017a,b)[15-16]，这里不做过多赘述，重点阐述如何模拟黏土膨胀污染。①蒙脱石污染的结果首先是降低绝对渗透率，本文案例假设受污染区域的渗透率降低为原来的10%。尽管沿着裂缝壁面至储层的含水饱和度不同，但是由于黏土一旦与水接触，则开始发生膨胀，因此认为黏土膨胀的程度与含水饱和度没有关系[17]。②蒙脱石的膨胀会减小基质的孔喉半径，毛管力曲线会随着污染程度的增加而上移[18]。污染区的毛管力曲线通过文献(张涛，2017a,b)中的式(1)来计算。③假设相渗曲线在污染过程中不发生改变，也即相渗曲线也与污染区域一致。④忽略压裂液中的添加剂(表面活性剂、胶凝剂等)对黏度和毛管力的影响。

图2 (a) 陆相页岩气直井对称缝数值模型; (b)近裂缝壁面压裂液入侵导致储层污染; (c)陆相页岩气水平多级压裂开发数值模型Fig. 2 (a) Numerical model of vertical well with symmetry fracture for continental shale gas reservoir; (b) Near-fracture formation damage due to the invasion of fracturing fluid; (c) Numerical model of horizontal well with multi-stage fractures for continental shale gas reservoir

通过采用无污染数值模型，模拟压裂后与模拟生产时间内(本文为3年)，压裂液进入近裂缝的距离。然后，改变压裂液侵入范围内的绝对渗透率和毛管力曲线，再次模拟，可以得到压裂液侵入导致的储层污染对指定生产时间内页岩气井产能的影响，结果如图3所示。可以发现，直井模型考虑近壁面压裂液入侵污染的3年内累产预测比不考虑的仅降低5%左右，但是，水平井模型考虑污染的3年产量几乎只有不考虑的一半。因此，对于高黏土矿物含量的陆相/海陆过渡相页岩，采用水平井多段压裂开发，由于压裂液与储层的接触面积大，导致储层污染严重，会显著影响气井产能；采用直井压裂对称缝，尽管改造体积小，但是储层污染相对较轻，对产能的影响也较小。这也进一步说明了，CO2压裂以及低伤害压裂液发展在开发陆相/海陆过渡相页岩中的重要性。

图3 (a)直井模型考虑/不考虑近壁面压裂液入侵污染的3年累产预测; (b) 水平井模型考虑/不考虑近壁面压裂液入侵污染的3年累产预测Fig. 3 (a) 3 years cumulative production by considering/without considering the near-fracture formation damage for vertical well model; (b) 3 years cumulative production by considering/without considering the near-fracture formation damage for horizontal well model.

1.3 控制储量少，经济效益差

上述两个方面的原因导致水平井开发陆相/海陆过渡相页岩的效果不如开发海相页岩的效果好。但值得注意的是，这并不能说明直井开发陆相/海陆过渡相页岩的产能会比水平井开发更好。很显然，直井的近井筒裂缝有效渗流面积远远小于水平井，在页岩这类孔渗极低的储层中，直接采用直井开发陆相/海陆过渡相页岩的产能会比水平井更低。然而，我国大多数盆地存在“纵向多气叠置、同盆共存”的特征[19]，为直井开发陆相/海陆过渡相页岩提供了丰富的物质基础。下面以鄂尔多斯盆地延长石油探区为例来说明。

鄂尔多斯盆地非常规天然气资源丰富，由于煤层、暗色泥岩和暗色生物碎屑灰岩等烃源岩在盆地内广覆式展布，充足的气源使得盆地内广泛发育致密气、煤层气、页岩气等非常规天然气[20]。延长石油探区内不同区域自上而下，全发育或者不完全发育如下气层：中生界延长组(长7段、长9段等)陆相页岩气，上古生界下石盒子组(盒8等)致密砂岩气，山西组1段致密砂岩气/陆相页岩气，山西组2段致密砂岩气/煤层气，本溪组1段海陆过渡相页岩气，本溪组2段致密砂岩气，下古生界马家沟组灰岩气藏等等[21]。这3类非常规天然气整体处于煤岩体系内，在物源类型、沉积环节、构造热演化等方面都具有较大的一致性，且各含气层系中泥页岩、煤岩、砂岩层重复交替出现。延长石油探区的页岩气勘探目的层主要为长7段和山1段陆相页岩气以及本1段海陆过渡相页岩气[4]，如果仅采用水平井分别开发这些层系，单层开发效果不好的同时，还无法控制纵向其它层系的气层。若采用直井开发，则可以控制其它含气层系，补充气井产能，使整口直井达到经济产能，实现有效开发水平井适应性差的页岩气层(脆性矿物少、黏土含量高)，如图4所示。值得注意的是，该图仅示意鄂尔多斯盆地延长石油探区纵向气层叠置方式，探区内不同区域全部或部分存在上述气层，且不同区域的气层界限可能不同。

图4 鄂尔多斯盆地主要含气层系空间配置关系及不同井型开发储量控制示意图Fig. 4 Vertical distribution of main gas-bearing formations in Ordos basin and the controlled reserves for vertical and horizontal well in development these formations.

事实上，从开发煤层气和致密气的角度来看，由于这两类储层储渗均较低，单一类型储层开发也存在产量低、开发成本高的问题。多套层系的致密气合采[22]以及致密气、煤层气合采[23]在鄂尔多斯盆地已经有较多的实践。因此，直井“多气合采”可以提高控制储量，降低单一气层开采成本，增加单井经济产量，延长单井开采寿命。另外，直井“多气合采”还存在钻完井/压裂工艺简单、技术成熟，投资成本低等优势。当然，“多气合采”面临很多理论[19]与技术上[24]的问题，目前开发成功的案例还较少。多层气之间的合采兼容性评价至关重要，需要针对不同区域储层地质条件，进行详细论证。

2 陆相/海陆过渡相页岩气合理井型优选

通过上述分析，水平井在开发部分陆相/海陆过渡相页岩存在3个显著的劣势，而直井开发则显现出了一定的优势。这里需要强调的是，本文并未完全否定水平井多段压裂在开发陆相/海陆过渡相页岩的重要角色，只是在特定的储层性质下，需要进行合理的井型优选。笔者提出以下4个参数来对目标页岩的井型进行判定。

(1)水平井可控纵向储量占比

水平井可控纵向储量占比为单位面积内水平井可控制的储量占直井纵向可控制储量的比例，该参数用以表征采用直井“多气合采”的纵向物质基础。通过对目标储层的初步地质认识，建立相应的地质模型，基于体积法，可以通过下式计算得到水平井可控纵向储量占比Gh/Gv,n：

式中：h为平均有效厚度，m；φ为含气页岩有效孔隙度，%；Sg为原始含水饱和度，%；T，Tsc为平均地层温度和标准温度(293.15 K)，K；pi，psc为平均地层压力和标准压力(0.1013 MPa)，MPa；Zi为原始天然气偏差系数；ρb为泥页岩岩石密度，g/cm3；Gsdt为解吸实验得到的吸附气总量，m3/t。吸附气的测量采用USBM(美国矿务局)直接测定法，Vlost为采样过程中的损失气含量；Vmeasured为自然状态下的解吸气；Vcrushed为真空状态下加热粉碎前后的残余气。下标s为目标泥页岩储层；k为包括目标泥页岩储层及其邻近可开发的气层(致密气、煤层气等)；对非吸附气存在的层系(如致密气)，Gsd可能为0。

(2)脆性指数

泥页岩的脆性指数决定了水平井体积压裂缝网的复杂程度。脆性指数的评价方法很多，这里采用经典的脆性指数Bi计算方法[9]：

式中：Ec、Ecmax和Ecmin分别表示测定的杨氏模量、研究区的杨氏模量最大值与最小值；vc、vcmax和vcmin则分别表示测定的泊松比、研究区的泊松比最大值与最小值。

(3)储层伤害表征参数

储层伤害表征参数用以评价体积压裂所用压裂液与陆相/海陆过渡相页岩的匹配性问题，该表征参数主要考虑3类伤害性黏土矿物(蒙脱石、伊/蒙混层、高岭石)的影响。水力压裂储层伤害表征参数wdamage计算公式如下：

式中：wclay为黏土矿物在所有岩石矿物的组分占比，%；wm为膨胀性黏土蒙脱石在黏土矿物组分占比，%；wi/m为膨胀性黏土伊/蒙混层在黏土矿物组分占比，%；wk为运移性黏土高岭石黏土矿物组分占比，%。

(4)薄砂层占比

考虑陆相/海陆过渡相页岩往往发育毫米—厘米级别的粉砂质夹层/纹层，有助于改善体积压裂效果[6,25]，提出薄砂层占比来表征粉砂质夹层/纹层的贡献。目标泥页岩储层薄砂层占比wlayer计算公式如下：

式中：kk为薄砂层；hsand,kk为薄砂层kk的厚度，m。

通过对目标储层的上述4个参数的计算，推荐相应的门限值：Gh/Gv,n＜60%，Bi＜35%，wdamage＞20%，wsand＜10%。“脆性指数”门限值依据垂直缝向水平缝转变的平均值(表1)以及实践统计确定，“储层伤害表征参数”和“薄砂层占比”这两个参数门限值依据实践参数统计确定，“水平井可控纵向储量占比”这个参数的不确定性最大，确定该参数需要根据不同区域的实际地质情况，考虑纵向它层气藏的类型、压力、含水等各类因素导致的多层合采适应性，这里仅给一个参考值。值得注意的是，脆性指数过低(如远小于35%)，这时压裂造缝能力很差，通常在压裂甜点选择时会将这种过低脆性指数的储层排除掉。如果满足上述判定条件，则目标储层采用直井，否则目标储层采用水平井。该判定条件的门限值，可能会因为气田开发管理策略、水力压裂技术和“多气合采”技术水平的提高等而有所调整。同时，对于水平井的使用还需要考虑主力层位厚度、储层构造等因素[26]，但是针对于陆相/海陆过渡相页岩气，本研究重点强调上述4个因素的控制作用。

3 陆相/海陆过渡相页岩气不同井型开发效果评价

3.1 水平井开发案例分析

YP1井为鄂尔多斯盆地下寺湾一口水平井，水平段长度1025 m，完钻层位为长7段陆相页岩。测井检测到水平完钻井段为有利页岩气井段，在该井段中，有效孔隙度0.5%～6%，有机碳TOC含量3%～6%，Ro值普遍在2.0%～3.0%，吸附气含量1.42～2.26 m3/t，总气含量1.42～4.24 m3/t，含气饱和度70%～80%。采用降阻水交联冻胶压裂液、分级压裂桥塞射孔联作工艺，进行了12段水力压裂，压裂过程中进行了实时微地震检测，评估破裂发生和发展状况。裂缝检测报告指出：本次压裂十二段共检测到1764个有效定位事件(包含了后3段沟通了原有破裂带)，总体上此次压裂破裂多发生在射孔点附近波及地质体范围不大，计算的单段平均改造体积仅400万m3(图5)。该井自2018年7月起开井生产，产气量总体维持在2000～6000 m3，且多次递减至2000 m3以下，需要间断的关井再生产，动态表现较差(图6)。排除其它因素以后认为，该井脆性矿物少(Bi= 26%)、黏土含量高(wdamage= 31%主要为伊/蒙混层)，导致体积压裂缝网相对简单且储层伤害大，使该井的生产动态表现不好。通过本文第2节的分析，表明该段陆相页岩储层对水平井的适应性差。

图5 YP1水平井十二段压裂整体微地震事件和波及地质体体积Fig. 5 Overview of the microscopic events and the affecting geological volume for the total 12 stages of horizontal well YP1

图6 YP1井生产动态Fig. 6 Production data for well YP1

3.2 直井开发案例分析

YZ1井为鄂尔多斯盆地张家滩一口直井，完钻层位为山1段陆相页岩。该井位置山西组泥页岩有效厚度大，分布稳定，单层厚度在50 m左右，泥页岩夹多层砂质纹层。有效孔隙度0.3%～5.8%，有机碳TOC值主要分布在2.5%～4.5%，Ro值普遍在2.0%～3.0%，吸附气含量1.33～2.11 m3/t，总气含量1.33～3.68 m3/t，满足页岩气生成与富集成藏地化条件。该井采用常规直井加砂压裂，压裂液为滑溜水与线性胶。从微地震检测结果可以发现，形成的裂缝为常规气藏的对称双翼缝，如图7所示。该井自2018年5月起开井生产，产气量总体在2200 m3左右波动，关井再生产后，产气量可以有一个很大的提升。尽管该井的产量较低，但是生产平稳、套压也较稳定，如图8所示。考虑页岩后期生产降压后吸附气解吸，从长远角度来看，该井具有良好的经济效应。分析表明，该井脆性矿物少(Bi= 29%)、黏土含量高(wdamage= 23%主要为伊/蒙混层)。因此，根据合理井型优选标准，该井适合采用直井开发，减小储层伤害。如果采用水平井，则存在体积压裂缝网相对简单且储层伤害大等劣势。值得注意的是，该井仅对山1段陆相页岩进行生产，而测井显示下部本溪组的致密气发育较好(水平井可控纵向储量占比仅为46%)，如果与本溪组合采，可以进一步提高该井的产能。

图7 YZ1直井整体微地震事件和波及地质体体积Fig. 7 Overview of the microscopic events and the affecting geological volume of vertical well YZ1

图8 YZ1井生产动态Fig. 8 Production data for well YZ1

4 结论

(1)长水平井体积压裂是北美及国内海相页岩气开发取得成功的主流技术，但由于我国陆相/海陆过渡相页岩与海相页岩储层性质相差较大，部分储层采用水平井开发呈现造复杂缝困难、储层伤害大、纵向控制储量少等劣势，提出陆相/海陆过渡相页岩应采用直井和水平井联合开发。

(2)以鄂尔多斯盆地延长探区陆相页岩为例：脆性矿物少，测试表明采用水平井开发71%(共测量21块岩心)的储层无法形成复杂缝网；黏土矿物含量高，数值模拟表明采用水平井考虑压裂液入侵污染3年产量仅为不考虑的一半，而采用直井的产量仅减少5%；纵向广泛发育多套致密气、煤层气等非常规天然气，采用直井“多气合采”可以控制更多的储量。

(3)给出了陆相/海陆过渡相页岩储层的合理井型优选标准：若水平井可控纵向储量占比＜60%、脆性指数＜35%、储层伤害表征参数＞20%、薄砂层占比＜10%，可以考虑采用直井开发；反之，采用水平井开发。基于该标准分析了延长组长7段和山西组山1段水平井与直井的开发实例，表明该井型优选方法有较强的实用性。