頁巖氣水平井高產主控因素定量評價及應用

何 暢，萬玉金，耿曉燕，蘇云河，張曉偉

(中國石油勘探開發研究院，北京 100083)

0 引 言

頁巖氣藏是典型的“人工氣藏”[1]，只有在“甜點”發育的頁巖儲層實施水平井多段壓裂等增產措施才能大幅提高單井產量[2]，因此，頁巖氣水平井產量主要受控于地質條件和壓裂效果，尋找其主控因素并有效指導頁巖氣藏高效開發具有重要意義。為明確頁巖氣井產量影響因素，相關學者和企業從“甜點”區預測、高產井地質模式等方面進行研究：鄒才能等[3]提出非常規油氣“甜點”應著眼于烴源性、巖性、物性、脆性、含油氣性與應力各向異性匹配評價；Kimmeridge能源公司[4]根據厚度、孔隙度、TOC、Ro、深度和礦物成分劃分有利區；祝彥賀等[5]和鄒才能等[6]進一步量化頁巖氣“甜點”區評價標準。在此基礎上，石強等[7]和謝軍等[8]通過測井、地震精細解釋進一步明確高產頁巖氣水平井地質模式。但在相似地質條件下，頁巖氣水平井產量差異明顯、低產低效的情況并不少見。為此，一些學者又從鉆井工藝[9-10]、壓裂規模[11-12]、排采方式[13]、開發政策[14]等方面開展研究，取得了一定成果，但多以定性或半定量分析為主，僅部分參數實現了定量評價[15-16]。因此，從威遠頁巖氣田WH平臺井入手，考慮地質與工程因素，采用主成分分析方法定量評價頁巖氣水平井高產主控因素，建立氣井產量預測模型，從而支撐頁巖氣藏高效開發。

1 研究區概況

威遠頁巖氣田位于四川盆地西南部，構造上隸屬于川西南古中斜坡低褶帶，大型斷裂整體不發育；上奧陶統五峰組—下志留統龍馬溪組發育有一套海相富含黑色筆石頁巖，為威遠頁巖氣田勘探開發的主力層系，具有區域整體含氣量高、優質頁巖分布穩定、儲層物性品質好等優點，由下至上依次劃分為五峰組、龍Ⅰ11、龍Ⅰ12、龍Ⅰ13、龍Ⅰ14共5個小層。

經過近10 a的探索與實踐[17]，平臺式工廠化作業模式已成為頁巖氣開發降本的有效方式，在威遠地區3 500 m以淺海相頁巖氣田得到了廣泛應用。WH平臺是威遠頁巖氣田一個典型平臺，于2018年投產，無鄰井壓竄、套管變形等直接影響氣井產量的工程問題。WH平臺共有4口井，其測試日產氣量為17.45×104～35.55×104m3/d，平均為27.40×104m3/d，初期日產氣量為13.53×104～29.54×104m3/d，平均為21.30×104m3/d，首年遞減率為59%～68%，平均為65%，經驗法計算20 a的EUR為0.81×108～1.78×108m3，平均為1.29×108m3。其中，WH-1井初期產量和EUR高，遞減緩慢，開發效果好；而WH-4井初期產量和EUR低，開采效果較差(圖1)。由此可見，在區塊內甚至同一平臺水平井產量差異較大，明確高產主控因素的重要性突顯。

2 水平井高產主控因素定量評價

主成分分析法是一種數據壓縮和特征提取的多元統計分析技術，能夠將多個相關變量轉化為少數幾個不相關的主成分來代替原變量所包含的大部分信息，從而實現量化評價，明確頁巖氣水平井高產主控因素。

2.1 數學原理

主成分分析法[18]將原始變量設為X1、X2、…、Xp，經過線性組合變化后簡寫為：

Yk=a1kX1+a2kX2+…+apkXp，(k=1，2，…，p)

(1)

ak=(a1k，a2k，…，apk)T

(2)

式中：Yk為原始變量的線性組合；ak為組合系數；apk為變量系數；p為原始變量的數量。

主成分提取需滿足如下原則：①ak·akT=1，即ak為單位向量；②Yk與Yl不相關(k≠l，l=1，2，…，p)；③Y1是原始變量所有線性組合中方差最大值，則稱Y1是第一主成分，Y2是原始變量所有線性組合中方差次大值，則稱Y2為第二主成分，依次類推。

2.2 量化評價過程

2.2.1 指標篩選

頁巖氣水平井產量影響因素較為復雜，主要由地質條件和壓裂改造效果所決定，其中，地質條件是頁巖氣井高產的前提，壓裂改造效果是頁巖氣井高產的保障。結合國土資源部頒布的DZ/T 0254—2014《頁巖氣資源/儲量計算與評價技術規范》和北美頁巖氣地質參數表征方法[19]，篩選出優質儲層厚度(TOC大于4%、孔隙度大于6%、含氣飽和度大于70%、脆性礦物含量大于75%的頁巖儲層)、孔隙度、TOC含量、脆性礦物含量、含氣量和壓力系數6項地質參數。結合體積改造技術的核心理論[20]和北美頁巖氣體積改造技術實施效果[21]，篩選出壓裂長度、壓裂段數、壓裂液用量、加砂量、優質儲層鉆遇長度和優質儲層壓裂長度6項工程參數。WH平臺4口水平井地質參數與工程參數如表1、2所示。

表1 WH平臺地質參數Table 1 The geological parameters of WH platform

表2 WH平臺工程參數Table 2 The engineering parameters of WH platform

2.2.2 評價步驟

(1) 數據標準化。設有n個樣本，每個樣本有p個特征變量，構成N維樣本矩陣X，矩陣元素為xnp。為了避免數量級和量綱不同造成的影響，采用Z-score對原始數據標準化：

(3)

(2) 計算相關系數矩陣：

(4)

式中：R為相關系數矩陣；rbj為R中對應元素；Z為標準化數據構成的矩陣。

(3) 計算特征值。求解R的特征值即主成分方差λ1≥λ2≥…≥λp≥0及相應的正交化單位特征向量：

(5)

(4) 通過計算主成分方差貢獻率，確定主成分個數：

(6)

式中：ej為主成分方差貢獻率。

(5) 計算主成分綜合得分Q：

(7)

主成分綜合得分中系數越大，表明該系數所對應主成分對頁巖氣水平井產量影響越大；反之，影響則較小。

2.2.3 評價結果

WH平臺樣本數為4，特征變量為12，利用主成分評價方法計算綜合得分(表3、4)。由表3可知，Y1和Y2的特征值分別為8.068和2.683，且2個主成分的累計方差貢獻率達到94.085%，即這2個主成分可綜合反映12個原始變量94.085%的有效信息。由表4可知，WH平臺頁巖氣水平井高產主控因素依次為壓裂長度、優質儲層厚度、壓裂段數、壓裂液用量、優質儲層鉆遇長度和優質儲層壓裂長度。根據計算可知(圖2)，6項主控因素均與測試產量存在明顯的正相關關系。

圖2 WH平臺主控因素與測試產量關系Fig.2 The The relationship between the main control factors of the WH platform and the test output

表3 主成分特征值和方差貢獻率Table 3 The principal component eigenvaluesand variance contribution rate

表4 評價指標主成分系數及排名Table 4 The principal component coefficients andrankings of evaluation indicators

2.3 結果分析

優質儲層厚度與儲層改造體積(SRV)厚度密切相關。優質儲層越厚，縱向上被改造范圍越大，單井高產潛力越大且厚度平面分布往往越連續；優質儲層較薄的區域，單井高產潛力小，地層傾角的小幅度變化和旋轉導向精度的限制將導致實際水平井靶體位置發生變化，優質儲層鉆遇率降低。威遠頁巖氣田優質儲層厚度最大為7.0 m[22-26]，主要發育在威遠縣城附近，向外逐漸減小。WH平臺4口水平井優質儲層厚度均超過5.0 m，其中，WH-1井優質儲層厚度最大，約5.4 m。

優質儲層鉆遇長度、壓裂長度和優質儲層壓裂

長度與SRV的長度密切相關。威遠地區頁巖氣水平井要獲得高產(測試日產氣量達到20.0×104m3/d)，優質儲層鉆遇率須高于60%～70%[7]，若單井水平段長度為1 500 m，則優質儲層鉆遇長度須大于1 000 m。WH平臺4口水平井優質儲層鉆遇長度均超過1 300 m，壓裂長度均超過1 500 m，確保了優質儲層壓裂長度達到預期。其中，WH-1井優質儲層壓裂長度最大，為1 578 m，WH-4井次之，為1 511 m，WH-2井和WH-3井最小，約為1 300～1 350 m。

壓裂段數、壓裂液用量與SRV的寬度(裂縫半長)以及縫網復雜程度密切相關。壓裂段數越多，段間距越密，儲層“密切割”越容易實現。通過泵入超過1.0×104m3的壓裂液進行大規模壓裂改造，增加裂縫半長，構建復雜的裂縫網絡系統，從而形成有效的氣體滲流通道，改善氣井開采效果。WH平臺4口井壓裂段數均超過20段，平均段間距約為70 m。WH-1井壓裂段數最多，為33段，WH-4井壓裂段數最少，為23段；壓裂液用量均超過40 000.0 m3，WH-1井用量最多，為65 062.8 m3，WH-4井用量最少，為43 990.8 m3。

對比WH平臺4口水平井測試日產氣量可綜合判斷：WH-4井雖然優質儲層鉆遇長度和壓裂長度較長，但壓裂規模最小，優質儲層厚度最低，泄流區滲透性改造效果差，導致其測試日產氣量最低，為17.5×104m3/d。WH-2井優質儲層厚度、優質儲層改造長度和壓裂規模略大于WH-3井，因此，測試日產氣量(31.0×104m3/d)高于WH-3井(25.6×104m3/d)。WH-1井優質儲層厚度、優質儲層改造長度、壓裂規模均最大，因此，其測試產量最高，為35.6×104m3/d。

3 單井產量快速預測

WH平臺水平井6項主控因素與SRV的3個維度密切相關，由此可見，壓裂后SRV才是頁巖氣井高產的核心。因此，以優質儲層厚度、優質儲層壓裂長度和壓裂液用量為代表，構建了一種同時考慮SRV 3個維度的綜合性參數——SRV因子，并以該參數為基礎，與氣井產量標定，建立氣井產量預測模型。

(8)

式中：ω為SRV因子；H為優質儲層厚度，m；L為優質儲層壓裂長度，m；V為壓裂液用量，m3；下標a代表所有樣本的均值。

選取生產時間超過500 d且相關解釋資料完整的氣井，分別建立SRV因子與產量關系，由于相關產量指標較多，選取測試日產氣量、最終日產氣量、首年平均日產氣量和峰值日產氣量為代表，結果如圖3所示。由圖3可知：SRV因子越高，氣井產量越高、開采效果越好，反之則越低；相關產量指標與SRV因子吻合程度較高，相關系數約為0.7169，

圖3 威遠頁巖氣田氣井產量與ω關系Fig.3 The relationship between gas well production and ω in Weiyuan shale gas field

平均相對誤差為20%，通過產量與SRV因子關系為氣井產量快速準確預測提供了便利。此外，優質儲層厚度、優質儲層壓裂長度和壓裂液用量在壓裂施工結束后即可得到，因此，在氣井正式投產前，通過SRV因子就可預測未來氣井相關產量指標，為開發技術政策的合理制訂提供參考。

近2 a，威遠頁巖氣田采用“先肥后瘦”的策略，通過精細化施工，優先在優質儲層厚度較大且發育的地方部署水平井，隨后向外滾動部署，通過技術進步彌補地質條件的不足。工藝上針對性地提高優質儲層的鉆遇長度和壓裂長度，從初期約500～600 m提高至1 000 m以上，確保SRV的長度穩步上升。其次通過不斷增加壓裂段數縮小段間距，泵入大量壓裂液和支撐劑提高壓裂改造規模。其中，壓裂段數從初期17段增加至25段，壓裂液用量從初期約30 000 m3提高至45 000 m3，增幅為50%，確保SRV的寬度不斷擴大。經過上述優化措施后，氣井SRV明顯提升，高產井和高產平臺逐漸涌現，EUR大幅提高。威遠頁巖氣田2014至2017年EUR為0.4×108～0.8×108m3，2019年投產氣井平均EUR超過1.1×108m3，確保了威遠頁巖氣田高產穩產。

4 結 論

(1) 利用主成分分析法提取的2個主成分綜合反映了原始12個指標94.085%的信息；篩選出WH平臺水平井6項主控因素，影響程度從大到小依次為壓裂長度、優質儲層厚度、壓裂段數、壓裂液用量、優質儲層鉆遇長度和優質儲層壓裂長度。

(2) 以優質儲層厚度、優質儲層壓裂長度和壓裂液用量為代表構建了一種同時考慮SRV 3個維度的綜合性參數“SRV因子”，通過與產量進行標定，建立了氣井產量預測模型，與實際生產結果對比表明該參數預測產量可靠性較高，實現了產量快速準確預測。

(3) 頁巖氣高產水平井主控因素的明確，為威遠頁巖氣田優化措施實施提供了依據。即優先在優質儲層較厚且發育的地方部署水平井，有針對性地提高優質儲層壓裂長度和壓裂規模，從而擴大SRV，確保威遠頁巖氣田高產穩產。