楊洪志　張小濤　陳　滿(mǎn)　吳建發(fā)　張　鑒　游傳強(qiáng)

四川盆地長(zhǎng)寧區(qū)塊頁(yè)巖氣水平井地質(zhì)目標(biāo)關(guān)鍵技術(shù)參數(shù)優(yōu)化

楊洪志1張小濤1陳滿(mǎn)1吳建發(fā)1張鑒1游傳強(qiáng)2

1.中國(guó)石油西南油氣田公司勘探開(kāi)發(fā)研究院2.中國(guó)石油西南油氣田公司資金運(yùn)營(yíng)部

楊洪志等.四川盆地長(zhǎng)寧區(qū)塊頁(yè)巖氣水平井地質(zhì)目標(biāo)關(guān)鍵技術(shù)參數(shù)優(yōu)化.天然氣工業(yè),2016, 36(8): 60-65.

近年來(lái),針對(duì)四川盆地上奧陶統(tǒng)五峰組-下志留統(tǒng)龍馬溪組在頁(yè)巖氣地質(zhì)評(píng)價(jià)、工程試驗(yàn)和開(kāi)發(fā)優(yōu)化研究等方面均取得了較大的進(jìn)展,初步掌握了頁(yè)巖氣開(kāi)采主體技術(shù),并在焦石壩、長(zhǎng)寧、威遠(yuǎn)等區(qū)塊實(shí)現(xiàn)了規(guī)模建產(chǎn).為了給類(lèi)似頁(yè)巖氣水平井的開(kāi)發(fā)設(shè)計(jì)提供技術(shù)參考,以長(zhǎng)寧區(qū)塊五峰組-龍馬溪組頁(yè)巖氣井為研究對(duì)象,采取地質(zhì)與工程相結(jié)合、動(dòng)態(tài)與靜態(tài)相結(jié)合、統(tǒng)計(jì)分析與模擬預(yù)測(cè)相結(jié)合的技術(shù)手段,量化頁(yè)巖氣井產(chǎn)能主控因素,建立頁(yè)巖氣井產(chǎn)量預(yù)測(cè)模型,優(yōu)化該區(qū)塊頁(yè)巖氣水平井巷道方位、巷道位置、巷道間距、水平段長(zhǎng)度以及氣井生產(chǎn)指標(biāo)等地質(zhì)目標(biāo)關(guān)鍵技術(shù)參數(shù).結(jié)論認(rèn)為:①水平段方位與最大主應(yīng)力和裂縫發(fā)育方向之間的夾角最大、水平井巷道位于最優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖內(nèi)、水平段鉆揭Ⅰ類(lèi)儲(chǔ)層長(zhǎng)度超過(guò)1 000 m,是頁(yè)巖氣井獲得高產(chǎn)的基礎(chǔ);②水平井的井筒完整、優(yōu)選低黏滑溜水+陶粒壓裂工藝造復(fù)雜縫是頁(yè)巖氣井獲得高產(chǎn)的保障.依據(jù)該研究成果形成了長(zhǎng)寧區(qū)塊頁(yè)巖氣開(kāi)發(fā)的技術(shù)政策,指導(dǎo)了該區(qū)塊頁(yè)巖氣的開(kāi)發(fā)建產(chǎn),也為類(lèi)似區(qū)塊頁(yè)巖氣水平井的開(kāi)發(fā)設(shè)計(jì)提供了借鑒.

四川盆地 長(zhǎng)寧區(qū)塊 晚奧陶世-早志留世 頁(yè)巖氣 水平井 產(chǎn)能評(píng)價(jià) 預(yù)測(cè)模型 技術(shù)參數(shù) 開(kāi)發(fā)設(shè)計(jì)

北美地區(qū)對(duì)頁(yè)巖油和頁(yè)巖氣的成功開(kāi)發(fā),引發(fā)了世界范圍內(nèi)的頁(yè)巖氣革命.近10年來(lái),國(guó)內(nèi)在四川盆地針對(duì)上奧陶統(tǒng)五峰組-下志留統(tǒng)龍馬溪組的頁(yè)巖氣地質(zhì)評(píng)價(jià)和技術(shù)攻關(guān)已取得了較大進(jìn)展,并在焦石壩、長(zhǎng)寧、威遠(yuǎn)等區(qū)塊分別建成了一定的頁(yè)巖氣產(chǎn)能規(guī)模[1-4].因起步較晚,國(guó)內(nèi)的頁(yè)巖氣開(kāi)采技術(shù)較之于北美地區(qū)還存在著一定的差距[5-10].為了指導(dǎo)四川盆地長(zhǎng)寧區(qū)塊頁(yè)巖氣的開(kāi)發(fā)設(shè)計(jì)與建產(chǎn),筆者以五峰組-龍馬溪組頁(yè)巖氣為研究對(duì)象,剖析了該區(qū)頁(yè)巖氣井的產(chǎn)能主控因素及高產(chǎn)模式,在此基礎(chǔ)上優(yōu)化了頁(yè)巖氣水平井地質(zhì)目標(biāo)的關(guān)鍵技術(shù)參數(shù).相關(guān)成果也可以作為類(lèi)似頁(yè)巖氣水平井開(kāi)發(fā)設(shè)計(jì)的技術(shù)參考.

1　區(qū)塊概況

長(zhǎng)寧區(qū)塊位于四川盆地西南部,區(qū)內(nèi)主要發(fā)育長(zhǎng)寧背斜構(gòu)造,構(gòu)造主體區(qū)斷層不發(fā)育.該區(qū)塊內(nèi)鉆遇地層層序正常,自上而下依次鉆遇三疊系、二疊系和志留系,其中龍馬溪組自下而上分為龍一、龍二段,龍一段又細(xì)分為龍一1(龍一11、2、3、4小層)亞段和龍一2亞段.主要目的層五峰組-龍一1亞段沉積外陸棚亞相黑色含硅碳質(zhì)頁(yè)巖、富有機(jī)質(zhì)黑色碳質(zhì)頁(yè)巖,分布較穩(wěn)定,孔隙度、有機(jī)質(zhì)豐度和含氣量都較高.孔隙度巖心實(shí)測(cè)值介于2.0%～6.8%、測(cè)井解釋值介于3.6%～7.3%;有機(jī)質(zhì)豐度巖心實(shí)測(cè)值介于3.0%～4.2%、測(cè)井解釋值介于2.7%～4.5%;總含氣量實(shí)測(cè)值介于2.0～3.5 m3/t、測(cè)井解釋值介于2.9～7.4 m3/t,平均值為4.8 m3/t,其中龍一11、龍一13小層為最高[11].區(qū)內(nèi)橫向上各井對(duì)比性較好,同一層段的物性特征和含氣性特征變化較小.巖石力學(xué)性質(zhì)方面,龍一1亞段的龍一11、龍一12小層楊氏模量最大、脆性指數(shù)最高,最有利于實(shí)施體積壓裂.

自2014年以來(lái),長(zhǎng)寧區(qū)塊主要在寧201井區(qū)開(kāi)展產(chǎn)能建設(shè),該井區(qū)評(píng)價(jià)、試驗(yàn)和優(yōu)化相結(jié)合,陸續(xù)投產(chǎn)了30余口頁(yè)巖氣水平井,日產(chǎn)氣規(guī)模超過(guò)300X104m3.

2　頁(yè)巖氣井產(chǎn)能主控因素

針對(duì)長(zhǎng)寧區(qū)塊五峰組-龍馬溪組頁(yè)巖地質(zhì)特征、巖石力學(xué)參數(shù),分批次系統(tǒng)試驗(yàn)了水平段長(zhǎng)度、方位、靶體位置、巷道間距和改造工藝、規(guī)模對(duì)氣井產(chǎn)能的影響.第一批水平井主要評(píng)價(jià)水平井靶體位置、方位對(duì)氣井產(chǎn)能的影響,平均穩(wěn)定測(cè)試日產(chǎn)量(逐級(jí)放大油嘴返排期間,測(cè)試日產(chǎn)氣量波動(dòng)小于5%、井口壓力波動(dòng)小于0.5 MPa/d持續(xù)15天以上)為10.8X104m3;第二、第三批井的水平巷道都優(yōu)化至最優(yōu)頁(yè)巖層段,主要評(píng)價(jià)改造工藝與參數(shù)對(duì)氣井產(chǎn)能的影響,平均穩(wěn)定測(cè)試日產(chǎn)量分別達(dá)到17.0X104m3、22.9X104m3.從整個(gè)井區(qū)的試采效果來(lái)看,隨著地質(zhì)認(rèn)識(shí)的深化和工程技術(shù)的完善,頁(yè)巖氣水平井測(cè)試產(chǎn)量逐批提高.

以現(xiàn)有試驗(yàn)井為樣本點(diǎn),綜合考慮地質(zhì)、工程和工藝參數(shù),利用SPSS(Statistical Product and Service Solutions)軟件優(yōu)化多元線(xiàn)性回歸變量與參數(shù),建立頁(yè)巖氣壓裂改造水平井穩(wěn)定測(cè)試產(chǎn)量(Q)預(yù)測(cè)模型(式1).

式中N表示壓裂段數(shù),無(wú)因次;L表示有效水平段長(zhǎng)度,m;T表示含氣量,m3/t;TOC表示有機(jī)碳含量; φ表示孔隙度.

并據(jù)此對(duì)頁(yè)巖儲(chǔ)層孔隙度、含氣量、脆性、有機(jī)碳含量(TOC)、熱演化成熟度(Ro)、水平段長(zhǎng)度、方位、巷道位置、巷道間距、Ⅰ類(lèi)儲(chǔ)層鉆遇率、井筒完善程度、壓裂分段間距、壓裂液類(lèi)型、壓裂液量、支撐劑類(lèi)型、支撐劑用量、泵注排量等17項(xiàng)參數(shù)進(jìn)行相關(guān)性分析.由于試驗(yàn)過(guò)程中已經(jīng)明確保障水平井井筒完整、優(yōu)選低黏滑溜水+陶粒壓裂工藝、采用大砂液量有利于造復(fù)雜縫,工程參數(shù)試驗(yàn)取值相對(duì)集中,綜合分析不夠敏感.有效水平段長(zhǎng)度、壓裂段數(shù)、孔隙度、有機(jī)碳含量和含氣量等5項(xiàng)參變量顯著性、標(biāo)準(zhǔn)偏差、殘差平方和等滿(mǎn)足多元回歸模型要求,符合頁(yè)巖氣水平井產(chǎn)量預(yù)測(cè)地質(zhì)與工程規(guī)律,單井預(yù)測(cè)頁(yè)巖氣產(chǎn)量與實(shí)際測(cè)試產(chǎn)量吻合程度較高(圖1),故具有較高的可信度.

圖1　長(zhǎng)寧區(qū)塊試驗(yàn)井多元回歸預(yù)測(cè)產(chǎn)量與實(shí)測(cè)產(chǎn)量對(duì)比圖

對(duì)試驗(yàn)井的地質(zhì)和工程條件對(duì)比分析可見(jiàn),頁(yè)巖儲(chǔ)層品質(zhì)、井筒的完整性以及壓裂液體系和支撐劑組合模式等對(duì)頁(yè)巖氣井的產(chǎn)能有著重要的影響,頁(yè)巖氣水平井巷道位于最優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖內(nèi)部、鉆揭Ⅰ類(lèi)儲(chǔ)層長(zhǎng)度大、采用低黏滑溜水+陶粒壓裂工藝、較大的砂液量和排量,是確保頁(yè)巖氣水平井高產(chǎn)的必要條件.

3　地質(zhì)目標(biāo)關(guān)鍵技術(shù)參數(shù)優(yōu)化

3.1建產(chǎn)區(qū)塊優(yōu)選

中國(guó)頁(yè)巖氣開(kāi)發(fā)情況比北美地區(qū)要復(fù)雜,開(kāi)發(fā)建產(chǎn)區(qū)塊選擇必須綜合考慮儲(chǔ)層物性、含氣性、脆性、埋藏深度和地面條件等因素.長(zhǎng)寧構(gòu)造主體志留系目的層遭受剝蝕,在物性、脆性、埋藏深度和地面條件均滿(mǎn)足要求的情況下,含氣性和有效厚度將是能否實(shí)現(xiàn)頁(yè)巖氣效益開(kāi)發(fā)的關(guān)鍵.結(jié)合蜀南地區(qū)已完鉆井資料,建立壓力系數(shù)與剝蝕線(xiàn)距離、埋藏深度的關(guān)系(式2).分析研究認(rèn)為,離剝蝕區(qū)越近、封存條件越差、壓力系數(shù)越低,相同儲(chǔ)層物性下含氣量越低.統(tǒng)計(jì)結(jié)果顯示,頁(yè)巖氣直井改造后測(cè)試產(chǎn)量達(dá)到1X104m3/d的區(qū)域,含氣量一般大于3 m3/t、壓力系數(shù)大于1.2.隨著埋深增加,壓力、溫度上升,相同儲(chǔ)層物性下吸附氣減少、游離氣增加,埋深3 500 m左右總含氣量達(dá)到最大[12](圖2).

式中F表示壓力系數(shù);x表示距剝蝕線(xiàn)距離,km;y表示埋深,km.

圖2　頁(yè)巖含氣量與埋藏深度關(guān)系圖

在長(zhǎng)寧區(qū)塊初期的頁(yè)巖儲(chǔ)層地質(zhì)評(píng)價(jià)、試采和工藝探索過(guò)程中,不斷總結(jié)經(jīng)驗(yàn),逐漸形成了建產(chǎn)有利區(qū)的優(yōu)選原則:①Ⅰ+Ⅱ類(lèi)頁(yè)巖儲(chǔ)層厚度大于20 m;②壓力系數(shù)大于1.2;③埋深小于3 500 m;④地面條件滿(mǎn)足鉆井平臺(tái)部署要求.

3.2巷道位置優(yōu)化

長(zhǎng)寧區(qū)塊五峰組-龍馬溪組一段巖心實(shí)測(cè)楊氏模量介于1.548X104～5.599X104MPa、平均為3.52X104MPa,泊松比介于0.158～0.331、平均為0.225,脆性礦物含量高達(dá)60%以上;測(cè)井解釋最小水平主應(yīng)力梯度介于34.9～47.7 MPa,最大水平主應(yīng)力梯度介于45.4～62.1 MPa,垂向應(yīng)力梯度介于61.2～62.3 MPa,三向主應(yīng)力σv>σH>σh,易于體積壓裂和縫高控制.鄰區(qū)應(yīng)力條件相當(dāng)?shù)膶?01井,脈沖中子俘獲截面測(cè)井監(jiān)測(cè)壓裂縫高12 m(向上延伸6.4 m、向下延伸3.6 m),證實(shí)垂向主應(yīng)力最大、水平頁(yè)理發(fā)育的頁(yè)巖層改造縫垂向延伸范圍較小.基于對(duì)長(zhǎng)寧區(qū)塊五峰組-龍馬溪組地質(zhì)力學(xué)特征的研究結(jié)果認(rèn)為,水平巷道置于物性最好(有機(jī)碳含量高、孔隙度高、含氣性高、脆性礦物含量高)的五峰組-龍一12小層,既有利于形成復(fù)雜縫網(wǎng),又有利于最大限度的動(dòng)用最優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖儲(chǔ)量,提高頁(yè)巖氣單井產(chǎn)量效果最佳.

圖3　寧201井區(qū)測(cè)試產(chǎn)量與距優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖底距離圖

3.3巷道方位優(yōu)化

水平巷道方位及水平段井眼方位根據(jù)確保井壁穩(wěn)定和有利于壓裂兩個(gè)方面來(lái)確定,當(dāng)井眼方向?yàn)樽钚∷街鲬?yīng)力方向時(shí),壓裂縫垂直于井筒,有利于提高壓裂改造效果;但當(dāng)井眼方向?yàn)樽畲笏街鲬?yīng)力方向時(shí),井壁穩(wěn)定性最好.長(zhǎng)寧區(qū)塊最大水平主應(yīng)力方向介于100°～125°,與天然裂縫發(fā)育方向近于平行,為了提高體積壓裂效果和盡可能鉆遇更多微裂縫,設(shè)計(jì)水平井巷道方向上半支10°、下半支190°,垂直于最大水平主應(yīng)力方向,同時(shí)也兼顧了微裂縫發(fā)育方向?qū)Ω脑斓挠绊?

3.4巷道間距優(yōu)化

綜合優(yōu)化改造工藝、改造規(guī)模與最佳有效SRV (改造體積)是確定水平井巷道間距的基礎(chǔ),一旦改造工藝、改造規(guī)模定型,盡可能提高儲(chǔ)量動(dòng)用率是確定巷道間距的關(guān)鍵.巷道間距太小,單井EUR(估算最終采出氣量)不能滿(mǎn)足效益開(kāi)發(fā)的要求;巷道間距過(guò)大,井間部分儲(chǔ)量無(wú)法動(dòng)用,影響資源利用率.一般情況下,需要綜合井下壓力數(shù)據(jù)、化學(xué)示蹤劑、井下溫度連續(xù)監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)、微地震數(shù)據(jù)、生產(chǎn)數(shù)據(jù)歷史擬合等資料來(lái)確定合理的巷道間距.

寧201井區(qū)初期的評(píng)價(jià)井開(kāi)展了不同井間距的現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn),并且配合開(kāi)展了相應(yīng)的動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)研究.以長(zhǎng)寧H3平臺(tái)為例,該平臺(tái)上半支3口氣井(長(zhǎng)寧H3-1、長(zhǎng)寧H3-2和長(zhǎng)寧H3-3)的巷道間距依次為300 m和400 m,以中間的長(zhǎng)寧H3-2井開(kāi)井生產(chǎn)作為激動(dòng)井,兩側(cè)的長(zhǎng)寧H3-1和長(zhǎng)寧H3-3井關(guān)井作為觀測(cè)井,進(jìn)行井底壓力干擾試井,在激動(dòng)井完成為期4天的穩(wěn)定試井期間,長(zhǎng)寧H3-1和長(zhǎng)寧H3-3井的井底壓力分別同步下降了0.42 MPa和2.16 MPa (圖4),證實(shí)該井區(qū)水平井間距介于300～400 m時(shí)井間干擾明顯.

圖4　長(zhǎng)寧H3平臺(tái)上半支3口井干擾試井壓力曲線(xiàn)對(duì)比圖

為了優(yōu)化水平巷道間距,首先建立分段壓裂水平井的解析模型,完成氣井壓力和產(chǎn)量的歷史擬合,進(jìn)而計(jì)算了氣井不同裂縫半長(zhǎng)所對(duì)應(yīng)的EUR.計(jì)算結(jié)果表明, EUR隨著裂縫半長(zhǎng)增加而增加,裂縫半長(zhǎng)小于240 m時(shí),EUR呈線(xiàn)性快速增加;裂縫半長(zhǎng)大于240 m后,EUR緩慢增加且增幅越來(lái)越小(圖5).由此得到最優(yōu)的理論巷道間距約為480 m.再結(jié)合微地震、干擾試井等成果,推薦長(zhǎng)寧區(qū)塊水平巷道間距為400～500 m.

圖5　理論計(jì)算裂縫半長(zhǎng)與單井估算最終采出氣量關(guān)系曲線(xiàn)圖

3.5水平段長(zhǎng)度優(yōu)化

增加氣井的水平段長(zhǎng)度,能有效地增加泄氣面積,進(jìn)而提高單井產(chǎn)量.分析研究北美地區(qū)Barnett頁(yè)巖氣藏水平井的長(zhǎng)度與產(chǎn)氣量的關(guān)系后發(fā)現(xiàn),該地區(qū)水平井的水平段長(zhǎng)度小于1 500 m時(shí),單井累計(jì)產(chǎn)氣量與水平段長(zhǎng)度呈較好的線(xiàn)性關(guān)系;但是當(dāng)水平段長(zhǎng)度超過(guò)1 500 m后,氣井累計(jì)產(chǎn)氣量的增幅逐漸變小(圖6)[13].根據(jù)長(zhǎng)寧區(qū)塊的地質(zhì)參數(shù),建立單井地質(zhì)模型,從理論角度模擬氣井的累產(chǎn)氣量與水平段長(zhǎng)度的關(guān)系(圖7),隨水平段長(zhǎng)度的增加,單井的累計(jì)產(chǎn)氣量增幅越來(lái)越小,與北美地區(qū)Barnett頁(yè)巖氣藏認(rèn)識(shí)結(jié)果一致.

圖6　Barnett氣田水平段長(zhǎng)度與產(chǎn)量關(guān)系圖

綜合分析不同水平段長(zhǎng)度的水平井實(shí)施效果、國(guó)內(nèi)外頁(yè)巖氣井水平段長(zhǎng)度和數(shù)值模擬研究成果及工程技術(shù)水平后認(rèn)為,頁(yè)巖氣井水平段應(yīng)盡量一趟鉆完鉆,推薦的水平段長(zhǎng)度為1 400～1 800 m[14-15].

圖7　頁(yè)巖氣井產(chǎn)量與水平段長(zhǎng)度關(guān)系曲線(xiàn)圖

4　認(rèn)識(shí)與結(jié)論

1)通過(guò)在四川盆地長(zhǎng)寧區(qū)塊所開(kāi)展的五峰組-龍馬溪組頁(yè)巖氣開(kāi)發(fā)實(shí)踐,筆者認(rèn)識(shí)到:水平段方位沿最小主應(yīng)力方向、水平井巷道位于最優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖內(nèi)、鉆揭Ⅰ類(lèi)儲(chǔ)層長(zhǎng)度超過(guò)1 000 m,是頁(yè)巖氣井獲得高產(chǎn)的基礎(chǔ);水平井井筒完整、優(yōu)選低黏滑溜水+陶粒壓裂工藝造復(fù)雜縫是頁(yè)巖氣井獲得高產(chǎn)的保障.

2)綜合地質(zhì)與工程參數(shù)多元回歸分析,建立的頁(yè)巖氣水平井產(chǎn)量預(yù)測(cè)模型預(yù)測(cè)結(jié)果與實(shí)測(cè)值吻合較好,因受工程試驗(yàn)參數(shù)取值范圍較窄的限制,用于地質(zhì)參數(shù)優(yōu)化的效果好于工程參數(shù).

3)推薦長(zhǎng)寧區(qū)塊水平巷道位置控制在儲(chǔ)層物性最好的五峰組-龍一12小層內(nèi),距五峰組底3～8 m,水平井巷道方向垂直于最大水平主應(yīng)力方向,水平巷道間距400～500 m,水平段長(zhǎng)度1 400～1 800 m.

4)基于試驗(yàn)區(qū)產(chǎn)量控制因素分析和國(guó)外頁(yè)巖氣開(kāi)發(fā)認(rèn)識(shí),針對(duì)長(zhǎng)寧區(qū)塊所建立的頁(yè)巖氣建產(chǎn)區(qū)優(yōu)選原則、水平井設(shè)計(jì)參數(shù),既能夠有效指導(dǎo)該區(qū)頁(yè)巖氣開(kāi)發(fā)設(shè)計(jì)與建產(chǎn),也可以為同類(lèi)頁(yè)巖氣井的開(kāi)發(fā)提供參考.

[1] 董大忠, 鄒才能, 戴金星, 黃士鵬, 鄭軍衛(wèi), 龔劍明, 等. 中國(guó)頁(yè)巖氣發(fā)展戰(zhàn)略對(duì)策決議[J]. 天然氣地球科學(xué), 2016, 27(3): 397-406.

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(修改回稿日期 2016-06-12 編 輯 居維清)

Optimization on the key parameters of geologic target of shale-gas horizontal wells in Changning Block, Sichuan Basin

Yang Hongzhi1, Zhang Xiaotao1, Chen Man1, Wu Jianfa1, Zhang Jian1, You Chuanqiang2
(1. Exploration and Deνelopment Research Institute of PetroChina Southwest Oil & Gas Field Company, Chengdu, Sichuan 610041, China; 2. Capital Management Department, PetroChina Oil & Gas Field Company, Chengdu, Sichuan 610051, China)

NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 8, pp.60-65, 8/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

In recent years, great progress has been made in geologic evaluation, engineering test and development optimization of the Lower Cambrian Wufeng Fm-Lower Silurian Longmaxi Fm shale gas in the Sichuan Basin, and the main shale gas exploitation technologies have been understood preliminarily. In addition, scale productivity construction has been completed in Jiaoshiba, Changning and Weiyuan blocks. In this paper, the Wufeng Fm-Longmaxi Fm shale gas wells in Changning Block were taken as the study object to provide technical reference for the development design of similar shale-gas horizontal wells. The technology combining geology with engineering, dynamic with static, and statistical analysis with simulation prediction was applied to quantify the main factors controlling shale-gas well productivity, develop the shale-gas well production prediction model, and optimize the key technical parameters of geologic target of shale-gas horizontal wells in the block (e.g. roadway orientation, location and spacing, horizontal section length and gas well production index). In order to realize high productivity of shale gas wells, it is necessary to maximize the included angle between the horizontal section orientation and the maximum major stress and fracture development direction, deploy horizontal-well roadway in top-quality shale layers, and drill the horizontal section in type I reservoirs over 1 000 m long. It is concluded that high productivity of shale gas wells is guaranteed by the horizontal-well wellbore integrity and the optimized low-viscosity slickwater and ceramsite fracturing technology for complex fracture creation. Based on the research results, the technical policies for shale gas development of Changning Block are prepared and a guidance and reference are provided for the shale gas development and productivity construction in the block and the development design of similar shale-gas horizontal wells.

Sichuan Basin; Changning Block; Late Cambrian-Early Silurian; Shale gas; Horizontal Well; Productivity evaluation; Prediction model; Technical parameter; Development design

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.08.008

楊洪志,1971年生,高級(jí)工程師;主要從事油氣田開(kāi)發(fā)地質(zhì)與油氣藏工程方面的研究工作;已公開(kāi)發(fā)表多篇學(xué)術(shù)論文.地址: (610041)四川省成都市高新區(qū)天府大道北段12號(hào).電話(huà):(028)86015650.ORCID: 0000-0003-3152-7692.E-mail: yanghz@petrochina.com.cn