王治平 張 慶 劉子平 李彥超 李宜真 何 封 趙 晗

1.中國石油集團川慶鉆探工程有限公司 2. 中國石油集團川慶鉆探工程有限公司頁巖氣勘探開發(fā)項目經(jīng)理部

0 引言

中國頁巖氣資源豐富，可采資源量達21.8×1012m3，位居世界前列。2000年以來，國內(nèi)眾多研究機構以老井復查、區(qū)域地質(zhì)調(diào)查工作為基礎，在四川盆地及其周緣開展了地質(zhì)淺井、參數(shù)井、評價井的鉆探和地震勘探工作；2009年中國第1口頁巖氣井W201井開鉆并壓裂獲氣，實現(xiàn)了中國頁巖氣開發(fā)的首次突破；2012年在四川盆地南部建立長寧—威遠國家級頁巖氣示范區(qū)；2014年正式啟動威遠國家級頁巖氣示范區(qū)10×108m3產(chǎn)能建設[1-2]。然而，由于威遠地區(qū)龍馬溪組頁巖具有有機質(zhì)成熟度高、Ⅰ類儲層厚度薄、儲層非均性強、地應力條件復雜并且差異大等特點[3-5]，頁巖氣高效開發(fā)面臨著鉆井周期長[6]、形成復雜縫網(wǎng)的難度大[7-11]、單井投資高及單井產(chǎn)量低[12-14]等難題，簡單“復制”北美地區(qū)頁巖氣的成熟開發(fā)技術，難以實現(xiàn)威遠頁巖氣的規(guī)模效益開發(fā)[15-16]。

為此，經(jīng)過多年的技術創(chuàng)新、科技攻關與生產(chǎn)實踐，形成了“1套理論、4項關鍵技術”，即創(chuàng)新形成斜坡型頁巖氣藏差異富集理論，建立了頁巖壓裂縫網(wǎng)動態(tài)擴展預測模型，形成了區(qū)帶評價與甜點優(yōu)選技術、頁巖氣井生產(chǎn)動態(tài)預測技術、窄箱體水平井高效導向鉆井技術、強非均質(zhì)頁巖儲層體積壓裂優(yōu)化技術4項頁巖氣高效開發(fā)關鍵技術，豐富了我國海相頁巖氣地質(zhì)富集理論，完善了頁巖氣高效開發(fā)技術系列，有效地支撐了威遠國家級頁巖氣示范區(qū)的高效建成。

1 威遠地區(qū)頁巖氣高效開發(fā)面臨的難題

1.1 經(jīng)過多期構造運動，區(qū)域地質(zhì)條件復雜

威遠頁巖氣田開發(fā)層位為上奧陶統(tǒng)五峰組—下志留統(tǒng)龍馬溪組，沉積環(huán)境為古陸和古隆起影響下的上揚子地臺被動大陸邊緣陸棚環(huán)境，具有地質(zhì)年代老、多期構造運動改造、埋藏較深、有機質(zhì)熱演化程度高、優(yōu)質(zhì)頁巖有效厚度薄、保存條件復雜等特征。與北美地區(qū)頁巖氣田構造單一、優(yōu)質(zhì)頁巖有效厚度大、保存條件好等特征存在著較大的差異。

1.2 頁巖儲層準確刻畫難度大，高產(chǎn)井主控因素不明確，北美地區(qū)頁巖氣甜點優(yōu)選方法出現(xiàn)不適應性

由于勘探程度較低，威遠頁巖氣的早期評價井井控程度低（165 km2/口），單井氣產(chǎn)量差異大，同平臺井的氣產(chǎn)量甚至相差3～4倍。中國石油川慶鉆探工程有限公司（以下簡稱川慶鉆探）在威遠區(qū)塊的第一輪35口建產(chǎn)井開發(fā)效果整體較差，井均測試氣產(chǎn)量為14.31×104m3/d，井均估算最終開采量（EUR）僅0.69×108m3。通過早期開發(fā)，初步認識到威遠頁巖氣儲層非均質(zhì)性強，對頁巖儲層的準確刻畫難度大，同時，影響頁巖氣水平井產(chǎn)量的因素多達20余項，對高產(chǎn)井的主控因素不明確。而北美地區(qū)頁巖氣井的產(chǎn)能主控因素與威遠頁巖氣井存在較大差異，相應的甜點優(yōu)選方法在威遠頁巖氣的開發(fā)過程中出現(xiàn)了不適應性。

1.3 頁巖氣井產(chǎn)能預測精度低

影響頁巖氣井生產(chǎn)動態(tài)的因素多，導致氣井產(chǎn)能預測難度大。根據(jù)頁巖氣井的全生命周期生產(chǎn)動態(tài)特征，頁巖氣井的遞減特征在生產(chǎn)初期存在明顯差異，采用單一產(chǎn)量遞減分析方法難以實現(xiàn)對頁巖氣井生產(chǎn)動態(tài)的準確預測。同時，受多尺度裂縫的影響，使頁巖氣井的產(chǎn)能預測面臨較大挑戰(zhàn)。

1.4 窄箱體頁巖精準導向鉆井速度慢，優(yōu)質(zhì)頁巖儲層鉆遇率低

威遠地區(qū)頁巖儲層最優(yōu)靶體厚度介于3～7 m，并且橫向變化大，井眼軌跡控制難度大；亞分辨率斷層、微幅構造發(fā)育，易造成脫靶，箱體鉆遇率降低10%左右；鉆具在長水平段鉆進時受到的摩擦阻力（以下簡稱摩阻）大、鉆壓傳遞困難，導向儀器故障率高，影響鉆進效率。在前期的鉆井中，在龍馬溪組的平均機械鉆速介于4～5 m/h、單趟進尺不足500 m，單井在龍一11層的鉆遇率平均僅為68.8%。

1.5 壓裂形成復雜縫網(wǎng)難度大

威遠區(qū)塊頁巖儲層水平應力差大于15 MPa，壓裂形成復雜縫網(wǎng)的難度大，微地震監(jiān)測結果顯示壓裂縫網(wǎng)復雜程度系數(shù)僅介于0.16～0.22。受儲層非均質(zhì)性與天然裂縫發(fā)育不均衡的影響，壓裂裂縫多數(shù)表現(xiàn)為非均勻擴展，生產(chǎn)測井解釋結果顯示30%左右的射孔簇貢獻了60%以上的氣產(chǎn)量。第一輪35口建產(chǎn)井平均加砂強度僅為1.3 t/m，并且砂堵率高。

2 斜坡型頁巖氣藏差異富集理論

2.1 沉積選區(qū)

在五峰組—龍馬溪組沉積時期，四川盆地位于上揚子地臺被動大陸邊緣，夾在樂山—龍女寺、黔中、雪峰山三大古隆起之間，向北與秦嶺相通，呈“三隆夾一坳”的古地理格局。威遠地區(qū)發(fā)育以富含有機質(zhì)的碳質(zhì)筆石頁巖為主的深水陸棚相沉積，其中富有機質(zhì)硅質(zhì)泥棚微相是有利沉積微相，沉積產(chǎn)物以黑色碳質(zhì)頁巖為主，局部為夾暗色塊狀粉砂質(zhì)泥巖，沉積構造以水平層理、塊狀層理為主，富含筆石化石，常見硅質(zhì)海綿骨針和放射蟲，具有低能、還原及低速欠補償?shù)纳钏练e特征。古地貌恢復分析結果表明，威遠地區(qū)五峰組—龍馬溪組沉積時期陸棚斜坡上發(fā)育三級地貌臺階和兩處低幅隆起，在低幅隆起處頁巖厚度減薄并且儲層品質(zhì)較差，隆起兩側洼陷區(qū)頁巖厚度大并且品質(zhì)好（圖1）。靶體甜點位于龍一11層，該小層縱橫向展布特征存在明顯差異；威遠地區(qū)龍一11層可劃分出7個測井響應特征層，僅在W10-2井區(qū)發(fā)育完整，在其他井區(qū)均有所缺失（圖2），表明在陸棚沉積環(huán)境的大背景下，沉積微環(huán)境仍有差異?？傮w看來，W202井—W204井龍一11層厚度較大，并且底部發(fā)育富有機質(zhì)硅質(zhì)頁巖層段，為當時局部沉積中心（圖1、2）。古地貌控制了頁巖有利沉積相帶的發(fā)育，進而影響頁巖氣富集區(qū)的分布。

圖1 威遠地區(qū)五峰組—龍馬溪組地層沉積模式圖

圖2 威遠地區(qū)W201井—W205井測井連井剖面圖

2.2 構造分帶

威遠頁巖氣田位于四川盆地樂山—龍女寺加里東古隆起西南部，區(qū)域內(nèi)地面/地腹構造格局基本一致，整體表現(xiàn)為“隆凹相間、西北高東南低、構造軸線北東東展布”的特征。威遠地區(qū)下志留統(tǒng)龍馬溪組地層經(jīng)歷多期構造運動，大斷層雖然不發(fā)育，但小、微斷層數(shù)量多，利于裂縫發(fā)育帶的形成。根據(jù)構造部位和地層傾角，將威遠頁巖氣田劃分為頂部平緩帶、翼部傾斜帶和近洼平緩帶。其中，W201井區(qū)龍馬溪組地層傾角較小，介于1°～3°，為頂部平緩帶；W202井區(qū)龍馬溪組地層傾角介于5°～11°，W204井區(qū)西北部龍馬溪組地層傾角介于3°～9°，為翼部傾斜帶；W204井區(qū)東南部構造相對平緩，埋深逐漸增大，為近洼平緩帶（圖3）。在上述3個區(qū)帶中，翼部傾斜帶微裂縫發(fā)育，對利于頁巖氣井獲得高產(chǎn)，但也是套變和壓竄的高發(fā)區(qū)?？傮w看來，微幅度構造控制了微裂縫體系的差異化發(fā)育，為頁巖氣富集提供了有利儲集條件。

圖3 威遠地區(qū)龍馬溪組頁巖氣藏構造帶劃分圖

2.3 保存控藏

四川盆地五峰組—龍馬溪組黑色頁巖沉積后經(jīng)歷了加里東晚期的華夏板塊碰撞擠壓造山、燕山期以來的江南—雪峰持續(xù)陸內(nèi)造山、喜馬拉雅期印度板狀向北沖擠的三重構造運動作用，使頁巖氣藏受到強烈改造，進而影響頁巖氣的保存條件，主要涉及斷層、目的層與剝蝕線的距離、埋深及頂?shù)装鍡l件等方面。斷層越少并且其規(guī)模越小、距離剝蝕區(qū)越遠、埋藏越深、頂?shù)装逶街旅?，頁巖氣藏的保存條件則越好。威遠頁巖氣田五峰組—龍馬溪組儲層埋深主要介于1 500～4 000 m，呈西北淺、東南深的趨勢，區(qū)內(nèi)大部分儲層埋深在3 500 m以淺，為頁巖氣勘探的有利區(qū)域。五峰組—龍一段頁巖氣層頂?shù)装宸植挤€(wěn)定、巖性致密，對頁巖氣的封堵保存有利。勘探開發(fā)結果表明，W202井區(qū)五峰組—龍馬溪組底部頁巖儲層厚度、TOC、孔隙度、滲透率、天然裂縫發(fā)育程度、含氣量、脆性指數(shù)等地質(zhì)工程參數(shù)接近，氣井地層壓力系數(shù)與埋深呈正相關關系，單井測試氣產(chǎn)量與地層壓力系數(shù)也呈明顯正相關關系（圖4）。

圖4 W202井區(qū)地層壓力系數(shù)與單井測試氣產(chǎn)量散點圖

2.4 斜坡型頁巖氣藏差異富集模式

頁巖氣藏源儲一體，頁巖氣分布不受構造圈閉控制。威遠頁巖氣田沉積環(huán)境為被動大陸邊緣陸棚斜坡，古地貌呈凸洼相間的格局，并且多期構造交錯分布。如圖5所示，中間W202井、W10-2井、W204井的測試氣產(chǎn)量（分別為21.40×104m3/d、22.37×104m3/d、16.50×104m3/d）明顯大于兩側W201井、W205井（分別為1.30×104m3/d、2.60×104m3/d）?？梢钥闯?，洼陷區(qū)控制了頁巖最有利沉積相帶的分布，位于翼部傾斜帶的頁巖儲層裂縫發(fā)育，局部儲滲能力得到提升，剝蝕線、斷裂帶邊界則控制了頁巖氣藏的規(guī)模。

圖5 威遠地區(qū)W201井—W205井地層剖面圖

3 威遠頁巖氣田高效開發(fā)關鍵技術

3.1 區(qū)帶評價與甜點優(yōu)選技術

3.1.1 區(qū)帶評價技術

基于沉積相帶預測結果、構造區(qū)帶劃分結果及頁巖氣井試氣結果，建立威遠頁巖氣田區(qū)帶評價標準（表1）。在此基礎上，落實工區(qū)內(nèi)核心建產(chǎn)區(qū)面積為165 km2，相應頁巖氣儲量為1 300×108m3，高產(chǎn)井（測試氣產(chǎn)量大于20×104m3/d）鉆井成功率超過80%，證實該評價標準科學合理。

表1 威遠頁巖氣田區(qū)帶評價參數(shù)統(tǒng)計表

3.1.2 甜點優(yōu)選技術

基于地質(zhì)、生產(chǎn)測井、鉆井、試氣等資料，建立氣井各產(chǎn)層段氣產(chǎn)量與TOC、脆性指數(shù)、孔隙度、含氣量、全烴值等參數(shù)的關系式，并且得到相應判定系數(shù)（R2）；選取相關性較高的5個參數(shù)（TOC、孔隙度、脆性指數(shù)、含氣量、全烴值），對R2進行歸一化處理，從而得到上述5個參數(shù)的單項權重系數(shù)；基于威遠頁巖氣田儲層參數(shù)分類評價標準（表2），對上述5個參數(shù)進行分類評價，并且確定相應分值（針對Ⅰ類儲層，各單項分值均為1.0；針對Ⅱ類儲層，均為0.7；針對Ⅲ類儲層，均為0.4），然后根據(jù)式（1），計算儲層綜合品質(zhì)系數(shù)（ZQ）。若ZQ≥0.85，則為Ⅰ類儲層；若0.85＞ZQ≥0.6，為Ⅱ類儲層；若ZQ＜0.6，為Ⅲ類儲層。

表2 威遠頁巖氣田儲層分類評價標準表

ZQ計算式為：

式中WTOC、Wpor、Wqall、Wbrit和Wtg分別表示TOC、孔隙度、含氣量、脆性指數(shù)、全烴值對應的分值。

通過對頁巖儲層綜合品質(zhì)進行評價，縱向上選取龍一11層中下部富有機質(zhì)硅質(zhì)頁巖為最優(yōu)靶體甜點。

3.2 窄箱體水平井高效導向鉆井技術

3.2.1 地質(zhì)工程一體化導向技術

由于地震資料分辨率低，并且基于隨鉆測井數(shù)據(jù)的儲層解釋結果誤差大，并且多解性強，增加了井軌跡控制難度。為了提高優(yōu)質(zhì)儲層鉆遇率，形成一套頁巖氣水平井地質(zhì)工程一體化導向技術。

3.2.1.1 地質(zhì)導向跟蹤技術及管理

通過該項技術，可以進行儲層地質(zhì)屬性識別和小層精細劃分，以及實鉆井軌跡在箱體中位置的正確確認、預測及軌跡精細控制。針對優(yōu)質(zhì)頁巖儲層厚度薄、識別困難及橫向變化大的問題，創(chuàng)新形成“近鉆頭方位伽馬成像系統(tǒng)＋元素錄井＋鉆井”地質(zhì)工程一體化地質(zhì)導向跟蹤技術，實時跟蹤、調(diào)整井眼軌跡，確保箱體鉆遇率。以提高水平井在優(yōu)質(zhì)頁巖儲層的鉆遇率為重心，推行以“地質(zhì)導向工程師為核心”“定向工程師聽從地質(zhì)導向工程師指令、鉆井工程師聽從定向工程師指令、泥漿工程師聽從鉆井工程師指令”的工作機制，責任明確，協(xié)調(diào)配合，整體聯(lián)動，從而確保技術措施的時效性。

3.2.1.2 地質(zhì)導向軟件系統(tǒng)平臺

形成了具有自主知識產(chǎn)權的水平井地質(zhì)導向軟件系統(tǒng)平臺，包括隨鉆測井與錄井數(shù)據(jù)同步實時采集系統(tǒng)、水平井地質(zhì)導向應用系統(tǒng)、水平井井眼軌跡投影于地震數(shù)據(jù)體的實時展示系統(tǒng)3套系統(tǒng)軟件。

3.2.2 頁巖氣井長水平段高效鉆井技術

在PDC鉆頭優(yōu)選的基礎上，創(chuàng)建了以“旋轉導向＋動力鉆具＋特殊錄井”為核心的高效導向鉆井模式，根據(jù)不同旋轉導向工具的特性，配套專用螺桿、鉆具組合及合理的鉆井參數(shù)，使頁巖氣井在水平段的機械鉆速和單趟鉆進尺均提升45%以上。該項技術的應用使頁巖氣水平井的鉆井效率和質(zhì)量大幅提升，儲層段機械鉆速達到11.25 m/h，單趟進尺平均為1 263 m，水平段延伸能力突破3 000 m，優(yōu)質(zhì)頁巖儲層鉆遇率提升至97.2%。

針對長水平段滑動鉆進摩阻大、機械鉆速慢、軌跡控制難問題，通過研制關鍵工具，優(yōu)化井眼軌跡和鉆具組合，形成了長水平段“鉆柱扭擺＋水力振蕩器”綜合降阻滑動導向技術，使常規(guī)導向鉆井滑動摩阻降低30%以上，機械鉆速提高約40%，有效降低了作業(yè)成本。

3.2.3 頁巖氣井鉆井提速模板

威遠頁巖氣田地表疏松、成巖性差；中部井段鉆遇地層壓力系統(tǒng)復雜，鉆井過程中容易發(fā)生井漏井噴，并且部分地層可鉆性差，井眼軌跡控制難度大；由于龍馬溪組頁巖脆性指數(shù)高，鉆井易發(fā)生破碎性垮塌、井漏，加上斷層發(fā)育、地層傾角變化大，獲得高儲層鉆遇率的難度大。

針對鉆井面臨的難點問題，根據(jù)地層特點優(yōu)化、完善了分層段快速鉆井技術。針對一開，采用氣體鉆井和清水強鉆來防治表層井漏，降低環(huán)保風險；針對二開，采用“個性化PDC鉆頭＋高效螺桿”全程復合鉆進提速，定型多種軌跡剖面以適應不同叢式水平井的部署需求；針對三開，由于旋轉地質(zhì)導向使用率超過了95%，實現(xiàn)了優(yōu)質(zhì)頁巖儲層的精準識別和追蹤，結合強封堵油基鉆井液的應用，保障了井壁的穩(wěn)定性。另外，依托大數(shù)據(jù)和鉆井知識庫，根據(jù)單井地質(zhì)工程特征，進一步優(yōu)化鉆井參數(shù)、鉆井液密度、鉆具組合等，使一井一策快速形成，從而實現(xiàn)鉆井技術水平的快速提升。

建立頁巖氣井鉆井提速模板（表3），并且進行推廣應用，使川慶鉆探在威遠區(qū)塊的平均鉆井周期由83.17 d縮短至55.60 d，最短鉆井周期達到了27.60 d，平均機械鉆速接近10 m/h，在儲層段的一趟鉆完成率超過20%，平均單趟鉆進尺提高一倍，助力了該區(qū)塊頁巖氣的規(guī)模效益開發(fā)。

表3 威遠區(qū)塊頁巖氣井鉆井提速模板參數(shù)統(tǒng)計表

3.3 強非均質(zhì)頁巖儲層體積壓裂優(yōu)化技術

3.3.1 壓裂縫網(wǎng)動態(tài)擴展預測模型

建立了頁巖壓裂縫網(wǎng)動態(tài)擴展預測模型（A-FNPM），實現(xiàn)了對壓裂縫網(wǎng)改造區(qū)幾何尺寸、儲層增產(chǎn)改造體積（SRV）、有效改造體積（ESRV）與支撐裂縫面積（PFA）等關鍵評價指標的定量預測，為壓裂方案優(yōu)化設計提供支撐[18-20]。采用該模型預測的壓裂縫網(wǎng)改造區(qū)面積與微地震解釋結果的符合率平均為86.3%，求解速度提升157.9%。

3.3.2 “長段短簇＋暫堵勻擴＋控液增砂”壓裂技術

長段短簇的含義為增加壓裂段長度與射孔簇數(shù)、縮短簇間距、采用限流壓裂優(yōu)化段內(nèi)總孔數(shù)。暫堵勻擴的含義為采用“暫堵劑＋暫堵球”復合暫堵方式，實現(xiàn)縫網(wǎng)均勻擴展。控液增砂的含義為提高加砂強度，通過提升多尺度裂縫中支撐劑的鋪置濃度來提升裂縫導流能力。

3.3.2.1 地質(zhì)工程一體化壓裂方案設計優(yōu)化方法

為了最大化動用頁巖氣儲量，首先，基于氣井生產(chǎn)動態(tài)反演獲取指定生產(chǎn)年限下頁巖氣井控制儲量半徑，進而確定最優(yōu)簇間距介于9～12 m；采用壓裂縫網(wǎng)動態(tài)擴展預測模型，基于最優(yōu)簇間距，模擬不同壓裂段長度下的壓裂縫網(wǎng)改造區(qū)域面積，結果表明壓裂段長度為90 m左右時縫網(wǎng)改造區(qū)域面積及ESRV均最大；根據(jù)微地震實時監(jiān)測結果，在總液量規(guī)模的75%左右實施暫堵的效果最好，且采用暫堵球＋暫堵劑方式的暫堵效果優(yōu)于使用單一暫堵材料的方式；根據(jù)裂縫導流能力實驗結果及壓裂縫網(wǎng)擴展預測結果，對最優(yōu)加砂強度及用液強度進行優(yōu)化，從而實現(xiàn)壓裂方案設計的優(yōu)化。在此形成了考慮地質(zhì)工程一體化的壓裂方案設計優(yōu)化工作流程（圖6），實現(xiàn)了對壓裂段長度、簇間距、射孔數(shù)、用液強度、加砂強度、暫堵時機等9項關鍵參數(shù)的優(yōu)化，以確保平臺控制頁巖氣儲量的最大動用，使壓裂改造效果得到大幅度提升。

圖6 威遠地區(qū)龍馬溪組頁巖氣藏地質(zhì)工程一體化壓裂方案設計優(yōu)化流程圖

3.3.2.2 方法應用效果

長段短簇試驗井28口，平均壓裂段長度為90 m，平均簇間距為10.7 m，平均測試日產(chǎn)氣量達35.6×104m3。形成了暫堵轉向優(yōu)化設計工作流程及方法，進而對456段進行了暫堵時機與暫堵材料用量的調(diào)整與優(yōu)化，將暫堵壓力從2.7 MPa增至5.8 MPa，提高了115%。將壓裂試驗井平均加砂強度增至2.7 t/m，石英砂比例介于70%～80%。液體攜砂效率大幅提升，加1 t砂的用液量由2019年15.3 m3降至目前10.1 m3，降低34%。線性膠使用比例由5.1%降至3.4%，減輕了其對頁巖儲層的吸附滯留傷害。

3.4 頁巖氣井生產(chǎn)動態(tài)預測方法與影響頁巖氣井EUR的主控因素分析

形成了頁巖氣井生產(chǎn)動態(tài)預測方法，提升了氣井產(chǎn)量預測精度與計算效率，明確了影響頁巖氣井產(chǎn)能的主控因素，為頁巖氣藏的高效開發(fā)提供支撐。

3.4.1 基于廣義回歸神經(jīng)網(wǎng)絡（P-GRNN）的頁巖氣井生產(chǎn)動態(tài)預測方法

為了有效規(guī)避頁巖氣井的生產(chǎn)數(shù)據(jù)質(zhì)量參差不齊、頁巖氣滲流機理復雜、常規(guī)動態(tài)分析方法適用條件受限等問題，形成了基于廣義回歸神經(jīng)網(wǎng)絡（P-GRNN）的預測方法（以下簡稱P-GRNN方法）進行頁巖氣水平井產(chǎn)量遞減分析，進而預測氣井EUR。該方法適用于處于開發(fā)中期的頁巖氣藏氣井生產(chǎn)動態(tài)預測，開發(fā)井達到了一定數(shù)量，從而能夠保證預測精度。基于威遠區(qū)塊103口頁巖氣井的完井數(shù)據(jù)及生產(chǎn)數(shù)據(jù)，優(yōu)化光滑因子，對氣井生產(chǎn)動態(tài)進行20年預測，預測結果符合率達到94.8%～95.2%。

3.4.2 基于改進的嵌入式離散裂縫模型的頁巖氣井生產(chǎn)動態(tài)預測方法

通過嵌入式離散裂縫處理方法構建人工縫網(wǎng)，將其與頁巖氣藏地質(zhì)模型耦合，生成包含多尺度離散裂縫的頁巖氣藏數(shù)值模擬模型；結合由RTA動態(tài)分析軟件反演的水力裂縫參數(shù)（裂縫長度、寬度、高度與導流能力），通過反復調(diào)整數(shù)值模擬模型參數(shù)，對頁巖氣井生產(chǎn)歷史進行多次擬合，直至達到擬合精度要求，從而獲得可靠的模擬模型[21]；在此基礎上，預測頁巖氣井生產(chǎn)動態(tài)，從而獲得EUR?；诟倪M的嵌入式離散裂縫模型（i-EDFM）的頁巖氣井生產(chǎn)動態(tài)預測方法（以下簡稱i-EDFM方法）需要建立在具備精細地質(zhì)模型與壓裂縫網(wǎng)模型的基礎上，該方法的應用可以使頁巖氣井生產(chǎn)動態(tài)預測結果符合率大于95%。

上述兩種方法的預測精度均能夠滿足生產(chǎn)需要。P-GRNN方法基于已有生產(chǎn)數(shù)據(jù)，進行訓練后獲取數(shù)據(jù)特征，進而開展預測，該方法不需要進行繁雜的地質(zhì)建模及歷史擬合工作，操作簡便、計算效率較高。在傳統(tǒng)數(shù)值模擬模型基礎上，i-EDFM方法能夠有效處理復雜水力裂縫與天然裂縫網(wǎng)絡，從而使數(shù)值模擬模型能夠用于考慮井間干擾影響的頁巖氣井開發(fā)效果分析，從而對后續(xù)壓裂作業(yè)進行優(yōu)化。根據(jù)不同的應用需求，選擇適宜的方法來預測頁巖氣井生產(chǎn)動態(tài)，再進行后續(xù)措施的優(yōu)化。

3.4.3 影響頁巖氣井EUR的主控因素

應用廣義回歸神經(jīng)網(wǎng)絡方法從26項地質(zhì)工程因素中選出6項影響頁巖氣井EUR的主控因素，3項地質(zhì)因素為龍一11儲層厚度、壓力系數(shù)、總含氣量，3項工程因素為射孔簇數(shù)、加砂強度、壓裂水平段長度。根據(jù)影響頁巖氣井EUR的地質(zhì)工程主控因素的權重（圖7），可以看出能夠提升核心建產(chǎn)區(qū)單井EUR的措施主要為增加射孔簇數(shù)、加砂強度及壓裂水平段長度3項，用液強度與陶粒占比增加20%使單井EUR的增幅相對較?。ㄐ∮?0%）（圖8）。

圖7 影響單井EUR的地質(zhì)工程因素權重分布圖

圖8 影響單井EUR的地質(zhì)工程主控因素敏感性分析圖

4 現(xiàn)場應用效果

通過對井位部署、鉆井、壓裂等參數(shù)進行優(yōu)化調(diào)整（表4），平均單井測試氣產(chǎn)量、儲層鉆遇率（龍一11層）、EUR等參數(shù)較之初期均提升40%～70%。截至2020年12月31日，川慶鉆探在威遠頁巖氣田累計生產(chǎn)天然氣66.8×108m3，較之2019年，2020年天然氣年產(chǎn)量增加3.9×108m3，增幅達19.4%；2020年10月，頁巖氣日產(chǎn)量達900×104m3，支撐了我國首個“萬億立方米儲量百億級產(chǎn)量”頁巖氣田的建設。

2020年，川慶鉆探在威遠頁巖氣田核心建產(chǎn)區(qū)完成49口井的試氣，測試氣產(chǎn)量平均達29.7×104m3/d，較2019年提升21.1%，其中WH34平臺8口井累計測試氣產(chǎn)量達475×104m3/d，是國內(nèi)首個頁巖氣“四百萬立方米”平臺。

5 結論

1）創(chuàng)新提出古隆起背景下“沉積選區(qū)、構造分帶、保存控藏”的斜坡型頁巖氣藏差異富集理論，形成多期構造疊加海相頁巖氣區(qū)帶評價與甜點優(yōu)選技術，明確了縱向上最優(yōu)靶體為龍一11層中下部富有機質(zhì)硅質(zhì)頁巖，落實核心建產(chǎn)區(qū)面積為165 km2，該區(qū)域部署井井均測試日產(chǎn)氣量達到27×104m3、EUR超過 1.1×108m3。

2）形成以地質(zhì)工程一體化導向技術、長水平段高效鉆井技術為核心的窄箱體水平井高效導向鉆井技術，并且建立頁巖氣井鉆井提速模版，鉆井周期較之前期縮短約33.1%，優(yōu)質(zhì)頁巖儲層鉆遇率提升至97.2%，水平段延伸能力突破3 000 m。

3）基于壓裂縫網(wǎng)動態(tài)擴展模型，形成強非均質(zhì)頁巖儲層體積壓裂優(yōu)化技術，實現(xiàn)了對壓裂縫網(wǎng)改造區(qū)幾何尺寸、SRV、ESRV與PFA等關鍵評價指標的定量預測，加砂強度由1.3 t/m增至2.7 t/m，提升了改造效果。

4）影響威遠頁巖氣井產(chǎn)能的主控因素包括龍一11儲層厚度、壓力系數(shù)、總含氣量、射孔簇數(shù)、加砂強度、壓裂水平段長度6項。采用基于廣義回歸神經(jīng)網(wǎng)絡與改進的嵌入式離散裂縫模型的頁巖氣井生產(chǎn)動態(tài)預測方法，使頁巖氣井生產(chǎn)動態(tài)預測結果符合率接近甚至超過95%。