本文摘要：摘要：针对低气价下加拿大M致密砂岩气藏如何实现经济高效开发的问题，开展了开发层系划分、钻井完井施工参数优化、优快钻井完井施工及压后返排和井工厂开发等方面的技术攻关，形成了地质工程一体化的巨厚砂岩储层开发层系划分技术，机器学习大数据分析钻井完井施工参数
摘要：针对低气价下加拿大M致密砂岩气藏如何实现经济高效开发的问题，开展了开发层系划分、钻井完井施工参数优化、优快钻井完井施工及压后返排和井工厂开发等方面的技术攻关，形成了地质工程一体化的巨厚砂岩储层开发层系划分技术，机器学习大数据分析钻井完井施工参数匹配技术，水平井低成本优快钻井技术，闷井返排技术以及井工厂立体开发技术等关键技术。现场应用后，钻井完井施工效率有了极大提升，钻井完井成本显著降低，单井产能显著提升，实现了效率增，成本降的良好局面。现场应用后，M致密砂岩气藏产能大幅提高，开发效益得到改善。M致密砂岩气藏的成功开发，为我国非常规气藏开发提供了启示。
关键词：致密砂岩气藏;开发层系;划分;机器学习;闷井返排;立体开发
加拿大三叠纪M气藏位于加拿大西部大不列颠哥伦比亚省和阿尔伯达省交界处，南北长1200km，东西宽500km，平面分布面积16×104km2。M气藏西部以洛基山逆冲造山带为界，地层埋深在0～4100m之间，厚度在0～500m之间[1-2]。M致密砂岩气藏勘探开发始于1950年，初期主要开发构造、岩性圈闭等常规油气区域，2013年，四家独立能源机构计算M气藏天然气可采储量为1.27×1012m3，凝析油1.54×108t，天然气液(NaturalGasLiquid)1.97×108t，是北美地区五大气藏之一。
矿产论文范例：彭水区块常压页岩气高效排采技术研究
2015年开始，多家公司开展了M致密砂岩气藏的开发工作，开发初期钻井完井施工效率低，单井产能低，单井成本高，极大地影响了气藏的开发效益[3-4]。近些年来，为进一步降低天然气开发成本，提升开发效益，针对M气藏储层厚度大、钻井效率低、单井产能不高的问题，按照地质工程一体化的思路，从开发层系划分、开发井网部署、钻井完井施工参数优化以及井工厂开发等方面进行气藏开发优化研究。通过合理划分开发层系、优选钻井完井施工参数等措施，钻井完井施工取得了良好效果，实现了施工效率和开发效益的同步增长，实现了M致密砂岩气藏优快钻井和高效开发。
1气藏概况
M气藏的主力储层为三叠系M组砂岩。根据油气成藏特征和储层物性特征，平面上将M油气藏分为两部分，东北部为常规油气藏，以高孔高渗的砂岩储层为主，平面分布面积7×104km2;西南部为非常规气藏，为低孔低渗的致密砂岩储层，M气藏分布面积9×104km2。
M气藏源岩为M组上覆Doig组泥岩，Doig源岩的成熟度随埋深增加而逐渐增大，由东北向西南部逐渐由未成熟阶段演化为成熟-凝析油气-过成熟阶段。Doig源岩与M组储层呈侧向接触，油气侧向运移到M储层中，对应烃源岩成熟度的变化，由西南向东北方向，气藏类型由干气气藏向油藏过渡。2004年，M气藏有常规勘探开发井2000多口;2005年开始，随着认识的深入和钻井完井技术的进步，勘探开发工作逐渐转移到M非常规气藏，非常规油气产量迅速增加;截至2018年，M非常规气藏在产水平井6000多口，天然气产量1.98×108m3/d。值得注意的是，从2014年开始，尽管国际气价下跌，但得益于开发成本降低和开发方式的不断优化，M非常规气藏的开发并未受到影响，天然气产量不断增长。
2开发关键技术研究
针对M致密砂岩气藏分布面积大、储层厚度大，纵向和平面上存在非均质性的特点，研究形成了地质工程结合的开发层系划分技术、通过大数据机器学习分析进行钻井完井施工参数优选技术、低成本优快钻井施工技术、压后返排技术和井工厂立体开发技术等关键技术，实现了施工成本和施工效益的优化[7-8]。
2.1地质工程相结合的开发层系划分技术
合理的开发层系划分有助于合理部署井网，减小开发中的层间干扰，提高采收率，提升开发效果。非常规油气开发层系划分要综合考虑地质和压裂工程因素，地质工程综合考虑，确定合理的开发层系[9-10]。非常规油气藏开发层系划分的原则是尽可能实现一套开发井网对一套开发层系的充分动用，同时又要避免垂向上出现井间干扰，影响单井产能[7]。
地质研究表明，M储层物源来自东北部加拿大地盾。东北部靠近物源方向，主要沉积相类型为滨岸-前滨相，沉积粒度较粗，形成高孔高渗的砂岩储层。西南部远离物源区，沉积相类型为浅海-半深海相，沉积粒度较细，形成低孔低渗的致密砂岩储层。由于物源供给充分，沉积时间长，非常规储层沉积厚度达200～300m。受稳定沉积环境的影响，储层岩性均匀，为均质粉砂岩，内部无岩性隔层，对于如此厚度的致密砂岩，一套水平井井网难以实现充分开发，要提高采收率，需合理划分开发层系，纵向上部署多套水平井。
结合沉积特征分析及测井曲线特征，可将M划分为上下2段，2段的厚度都在100m左右。上段为浅灰色粉砂岩，构造现象丰富，表明地层沉积时水体能量较高，位于风暴浪基面和晴天浪基面之间的滨岸-浅海过渡带;下段为深灰色粉砂岩，呈块状结构，表明沉积时水体能量较低，位于风暴浪基面和最大风暴浪基面之间的半深海相。
使用Gopher软件，进行压裂模拟，计算压裂形成的裂缝高度。根据岩性及油藏特征，参考北美地区非常规气藏开发经验，增强模型的精度，不断优化调整M地质模型。在地质模型基础上，按照施工中不同加砂规模，进行1.2，1.5和1.8t/m等不同规模下的裂缝高度模拟，结果表明压裂改造裂缝高度在35～60m之间。
综合考虑储层沉积相分析及压裂模拟的认识，将M地层纵向上划分为4个开发层系，每层厚度在30~60m之间。其中层系1、层系2为滨岸-浅海相，层系3、层系4为半深海-深海相，实现了地质分层、沉积相和压裂造缝高度的统一。根据开发层系划分结果，要实现气藏的合理开发，纵向上需要部署4套开发井网。
2.2大数据驱动的水平井参数优化技术
钻井完井技术的进步是非常规油气开发实现突破的前提条件，是非常规开发能否成功的关键[10]。M储层平面分布广，纵向厚度大，横向和垂向物性变化大，需要根据具体的储层特征，确定合理的钻井和完井施工参数。在多年的开发工作中，M气藏在不同年代、不同区域和不同层位实施了6000多口水平井，对这些井钻井和完井参数进行分析，建立地质、钻井、完井和产能之间的关系，对于优选施工参数有很大的帮助。
在以往的分析中，一般使用二维或三维交会图，能够分析2个或者2个变量与产能之间的关系，但是影响水平井产能的参数较多，其中工程参数包括水平井水平段长度、加砂规模、压裂液体系和水平井井间距等，地质参数包括气藏的油气比、储层孔隙度、含水饱和度和储层埋藏深度等，各参数对产能影响程度和影响大小很难通过传统的交会图分析得到结论。为了优选最佳施工参数，充分利用北美地区数据共享的优势，采用机器学习的方法开展大数据分析，针对不同特征的气藏，优选最佳钻井和完井参数[11-12]。
实际应用时，充分发挥“多维、多因素”的大数据分析优势，对数据进行分析，筛选出产能主要影响因素，计算出主要参数结果。首选优选出有代表性、数据质量可靠的1233口井作为训练数据，开展分析。分析参数包括储层物性、钻井完井参数等，通过机器学习分析，得出不同参数组合下的油气产能，将机器学习分析的产能结果与实际产能结果进行比对，不断调整，确保机器学习分析的准确性;在得到准确的机器学习结果后，对模型中分析得到的产能影响因素及参数计算SHAP(即沙普利加和解释，用于机器学习分析表征具体参数影响力大小)值，并进行分析。分析结果表明，影响单井产能的主要因素从大到小依次为油气比、水平井水平段长度、压裂加砂量和垂深，其中工程因素影响程度明显大于地质因素。
机器学习分析认为，关于水平段长度，对高油气比区，水平段长度在3300m之内，产量与水平段长度呈线性相关。对低油气比区，水平段长度在3200m之内，产量与水平段长度线性相关。采用相同的分析，得到加砂量、水平井井间距的合理数值。根据分析结果，结合储层物性变化情况，制定了不同区域、不同层段的合理的钻井完井参数。
2.3水平井低成本优快钻井技术
水平井水平段长度是影响开发效果的重要因素，因此，大位移水平井施工效率和作业费用，是降低开发成本，实现经济高效开发的主要手段[13-15]。依托北美地区高度发达的钻井完井施工体系，主要从以下2个方面实现钻井完井优快施工。1)利用北美地区市场透明、竞争充分的优势，通过多口井打包统一招标，提高话语权，优选施工承包商、开展商务谈判的方式，实现施工单位成本的控制。2)北美地区钻头制造商密集、服务市场完善，技术发展迅速、钻头升级频繁，特别是结合目标区地层特点的钻头个性化研发设计较为广泛。随着M气藏的成功开发，钻井工作量明显增加，M储层的高效开发推动着高效钻头的研发及应用，尤其是最对该储层的“个性化”高效PDC钻头，形成了较为完善、应用良好的高效PDC钻头序列。
2.4闷井返排技术
在压裂返排施工中，初期采用压后立即返排的方式，尽量缩短压裂液与储层的接触时间，降低压裂液对储层的伤害。随着对储层认识的深入和实践的发展，目前更多采用压后关井、闷井2～3个月再返排的方式，与即时返排相比，闷井具有以下技术优势：
1)减少支撑剂回流。压后关井，待裂缝闭合后再返排，减少支撑剂排出，有利于裂缝支撑，提高裂缝连通性，提升压裂效果。同时，返排支撑剂减少，还能够降低地面设备损耗。2)降低返排率，降低压裂液处理成本。减少压裂液返排量，可以降低压裂返排液运输和处理成本。3)提升产能。压裂液缓渗的过程，以及压裂液与油气之间在重力作用下分异流动过程，都有利于缓解砂堵，促使裂缝的二次扩展，增大改造体积，提升产能。
实际生产数据也表明，焖井后裂缝半长和渗流面积都有了较大提高，单井产能得到较大提升。 传统观念认为[16]，压裂液为外来流体，对储层具有伤害作用，因此压裂后应当尽快返排，以减小压裂液对储层的伤害。闷井技术延长了压裂液与储层的接触时间，因此应用该技术的关键在于压裂液与储层的配伍性。对于膨胀性黏土含量高的储层，如使用水基压裂液，闷井后水基压裂液的渗吸会引起明显的黏土膨胀，造成渗透率下降水锁风险较低，不推荐压裂后闷井。
对M储层岩矿分析认为，砂岩储层石英、长石颗粒稳定性强，影响储层稳定性的主要是胶结物。胶结物的主要成分为白云石和黏土，其中黏土矿物受水基压裂液的影响较大，可能出现黏土膨胀堵塞孔隙。黏土矿物分析表明，黏土矿物以伊利石和绿泥石为主，水敏性较强的伊蒙混层矿物含量极低，因此M气藏储层水敏性较弱。采用滚子炉测试岩石与滑溜水压裂液的稳定性，储层流体配伍稳定性强-中等，说明压裂液对储层物性影响不大。闷井和不闷井的井试井分析结果表明，闷井后裂缝半长、渗流范围都有了较大提高，表明闷井能够提高产能。
2.5井工厂立体开发技术
采用网状水平井组的“工厂化”高效开发模式,将三维开采区域空间进行了立体化扩展,对于提高致密气、页岩气等非常规油气田开采效率和降低成本十分明显,目前已成为世界范围内致密砂岩气藏开发的主要模式。“工厂化”模式基于工厂流水线作业和管理程序模式，有助于实现设备利用的最大化，提高作业时效，加快施工速度、缩短投产周期、降低作业成本[17-19]。“工厂化钻井”是在同一井场实施的丛式水平井钻井，地面井口一般距离为5～15m，钻机搬家均采用底部滑动移动式，极大地降低了搬迁时间和成本。北美地区非常规普遍采用井工厂模式，水平井段间距100～50m，水平段长度1000～3000m。近年来，随着技术进步及井工厂优势的不断推广，同一井场水平井数量明显增加。
“工厂化压裂”具有良好的压裂配套设备、合理的设计和工厂化、流水线化的压裂管理模式，一般可分为单井顺序压裂、多井“拉链式”压裂和多井同步压裂等3种作业方式，其中“拉链式”压裂、同步压裂可通过应力叠加效应大幅度提高初始产量和最终采收率，并在M气藏开发过程中得到验证。 针对M储层砂岩厚度大，井工厂立体开发需要纵向多层布井的特点，为进一步增强储层改造效果，减小井间干扰，在北美地区非常规钻井完井实践的基础上，开展了M储层地层井工厂式钻井完井开发的先导试验。针对该厚层储层，在纵向布井上，采用“W”形布井方式，单井钻井完井成本降低了15%左右，产量提高了10%左右，取得了良好效果。
3应用效果
2020年，M气藏一平台6口井进行了上述技术的现场试验，纵向上针对层系2和层系3采用“W”形布井方式，水平段采用PDC钻头+旋转导向工具钻进，使用水基钻井液，井深由4600m增加到6000m，水平段长度由1800m增加到3000m，钻井周期由初期的38d降低到28d。根据模拟结果，水平井井间距设定在300～400m之间，在实现储层充分改造的同时，减小井间干扰。压裂级间距由100m加密为50m，压裂加砂规模由1.0t/m提高到2.0～3.0t/m，施工参数改善的同时，施工效果也明显提升，单井产能与施工参数呈等数增加。采用闷井返排方式，压裂后闷井14d左右，返排见油气时间由原来的3～4d缩短至返排当天，并且产水量明显降低。
有1口井因地面设施等原因闷井1年半，投产初期日产油量191m3，日产气量29×104m，由于闷井时间长，压裂液充分滤失至地层，初期不产水;投产45d后，日产油80m3，日产气量14×104m3，日产水量仍非常低。通过优选钻井参数及应用井工厂模式，明显缩短了钻井施工周期，提高了井眼质量，实现了提高钻井效率、降低钻井成本的目的;开发效果改善明显，产能与施工参数基本实现同步倍数增长。采用新工艺、新参数的井产能与采用原参数的井相比，平均单井产量增加了一倍。
4结论与建议
1)地质和工程相结合合理划分开发层系，确定开发井网部署，是M气藏提高采收率、提升开发效果的前提条件。2)根据气藏油气性质和储层地质特征，优选合理的钻井完井施工参数;采用机器学习分析方法，对大量数据进行分析，影优选出合适的参数值，是实现高效开发的有效措施。3)通过优选新型钻头、优选钻井液体系和优化井身结构，降低了非常规开发成本，提升了北美地区非常规油气抵御低油气价冲击的能力。4)通过技术研究，M气藏开发取得了良好效果，今后应当根据地质和工程技术的发展，不断完善钻井完井研究和施工工艺，以进一步提高施工效率，降低单位成本，实现非常规油气开发的进步。
参考文献References
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[2]NationalEnergyBoard.TightoildevelopmentintheWesternCanadaSedimentaryBasin:energybriefingnote[R].Alberta:NationalEnergyBoard,2011.
[3]陈作，刘红磊，李英杰，等.国内外页岩油储层改造技术现状及发展建议[J].石油钻探技术，2021，49(4):1-7.
作者：王平，沈海超
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