侏罗系陆相页岩油气勘探开发理论认识与关键技术实现了重大突破。

 

　　四川盆地诞生首个页岩层系油田的消息引发了广泛关注，各大媒体争相报道。

　　外行看热闹，内行看门道。作为此次探明地质储量提交工作的参与者，江汉油田勘探开发研究院战略规划所副所长潘利生深知其中的艰辛：“复兴地区侏罗系为陆相新类型页岩油气，现有理论、技术无法完全适用。”

　　面对世界级挑战，中国石化科研团队迎难而上，研究“富不富、哪里富”的资源潜力问题，破解“怎么采、采得多”的效益开发难题，解决如何“采得快、采得好”的工作效率问题，逐步构建起了一套针对复兴侏罗系页岩油气的勘探开发理论及配套技术体系，挺起了我国页岩油气勘探开发理论、技术和标准体系的西南极。

　　摸清富集规律

　　“复兴地区侏罗系页岩具有中低有机质丰度、中等孔隙、高热演化的特点，且因沉积体系差异控制，淡水湖盆纹层型页岩呈多隔夹层、多岩性组合特征。”江汉油田勘探管理部副经理刘爱武介绍说。

　　这种中低丰度、中高热演化的陆相页岩能否大量生烃?中等孔隙度陆相页岩能否高效产出?多隔夹层、复杂岩性组合和中高热演化耦合下页岩有什么样的富集规律?

　　由勘探分公司、江汉油田、石油勘探开发研究院组成的科研团队，依托国家重大专项、中国石化“十条龙”项目，着力解决侏罗系陆相页岩油“有没有”“富不富”的基础地质问题。

　　先解决“有没有”的问题。

　　“相比海相，陆相页岩非均质性强，有机质丰度低。陆相页岩有没有资源潜力，直接决定了这个领域是不是有干的意义。”勘探分公司物探研究院党委书记、院长石文斌说。

　　为了揭开“中低丰度是否等于低潜力”的成烃机制谜团，科研人员选取了川东地区侏罗系凉高山组的低熟露头页岩样品进行精密的生烃模拟实验。

　　实验数据清晰揭示，即使是中低有机质丰度的陆相页岩也蕴藏着相当可观的生烃潜力。更为关键的是，它们具有“细水长流”的特点——淡水湖盆高演化页岩生油高峰相对较晚，生油过程持续时间长。即使在演化程度很高的地质阶段，依然保持着相当强的生油能力。可见侏罗系烃源岩具有“高产烃率、大生油窗、高滞留率”的生排烃特征。这就从机理上明确了侏罗系中低TOC页岩具有较好的资源潜力。

　　再攻坚“富不富”的问题。

　　“要解决这个问题，首先要知道陆相页岩的成储机制是什么。”勘探分公司物探研究院陆相页岩气勘探研究室副主任王道军说。

　　科研人员持续开展大量基础研究，明确了复兴陆相页岩具有“多孔共生、大孔大喉、孔缝一体”的储集空间特征——这对建立高渗通道，对页岩油气单井高产具有重要意义;揭示了陆相页岩“粘土成岩演化成孔、生烃增压保孔、层偶界面成缝”的耦合成储机制，突破了前期龙马溪组海相页岩气寻找高TOC、高有机质孔的勘探思路。

　　更为关键的是富集规律。

　　通过扎实的基础研究，科研人员明确了纹层型页岩广泛分布、向斜宽缓稳定、地层弱超压—超压，保存条件好，控制了复兴地区页岩油规模原位富集成藏，解决了陆相页岩油富集机理问题。

　　“基于富集高产关键因素及参数评价，我们建立了4项24参数选区评价技术体系，解决了选层、选区的难题，落实了川东复兴地区拔山寺北向斜、拔山寺南向斜、梁平向斜3个大型勘探目标及其勘探潜力。”勘探分公司页岩气项目部经理魏祥峰说。

　　精准甜点预测

　　明确“富不富”的资源潜力后，便要解决“哪里富”的技术难题，从而准确找到页岩油的“家”在何处。

　　复兴地区，山地起伏，地震资料覆盖次数低、主频低、原始资料横纵比小。侏罗系陆相页岩单层厚度薄，仅6~15米，且存在隔夹层，沉积相变快，岩相复杂，非均质性强，既含油又含气。裂缝发育规模小，压力系统复杂。

　　面对这样复杂的条件，薄储层如何精准成像?薄页岩层如何有效识别?岩相、裂缝、压力如何精准表征……种种难题之下，如何才能实现甜点的地球物理准确预测?如何精准评价甜点?

　　“陆相页岩甜点预测难度非常大。”勘探分公司物探研究院陆相页岩气勘探研究室主任刘晓晶博士坦言。但是，他们越是艰难越向前，取得了一系列技术突破。

　　——形成了陆相页岩储层测井评价技术，攻克了非均质复杂页岩关键参数计算难题。

　　针对复兴侏罗系陆相页岩储层“矿物组成和流体性质复杂、孔隙结构多样”的特点，创新形成了岩心约束最优化矿物组分和“变骨架”孔隙度计算新模型，突破了传统模型经验参数取值单一的局限性，矿物成分相对误差由20.2%降至7.5%，孔隙度相对误差由11.5%降至4.8%。

　　——创建了陆相页岩岩石物理模型，明确了岩相敏感参数。

　　陆相页岩与海相页岩差异明显。通过针对性引入纹层密度，创新建立了陆相页岩岩石物理模型。正演与岩心测试吻合度大于90%，发现了岩相识别的敏感参数。

　　——攻关形成了“两步法”VTI各向异性参数反演技术，落实了岩相展布。

　　科研人员剔除陆相页岩各向同性干扰、突出VTI各向异性信息，形成”两步法”VTI各向异性反演技术，解决了五参数VTI反演不稳定难题，落实了复兴地区凉高山组亚段岩相展布，钻井吻合度超过90%。

　　——形成了岩相约束的“甜点”关键参数联合反演技术，明确了分布规律。

　　针对陆相页岩“甜点”参数预测模型构建难题，建立不同岩相的“甜点”参数的概率分布，构建“甜点”参数的联合反演目标泛函，实现同时预测，预测相对误差小于10%。

　　——形成了地质力学与地震属性联合约束的裂缝建模技术。

　　常规地震属性主要针对断裂及其伴生缝，对褶皱缝检测能力弱。科研人员结合陆相岩石力学实验，求取褶皱成因缝。联合地震属性实现多类型裂缝建模，与成像测井吻合率超过85%。

　　“通过精准的陆相页岩甜点预测，为我们勘探部署提供了有利支撑，复兴地区已经完试的17口钻井均获工业油流，成功率100%。”勘探分公司总工程师陈超说道。

　　通过自主攻关，中国石化科研团队建立了复兴侏罗系复杂岩相、薄层页岩甜点预测及评价技术，为指导后期井位部署提供了关键支撑。

　　科学开发评价

　　解决了四川盆地陆相页岩油“富不富、哪里富”的关键科学问题，紧接着，一个更现实的问题摆在技术人员面前。

　　复兴地区凉高山组的页岩油平均埋深2400米。深埋地下的宝藏，怎样才能安全高效地采上来?其中牵涉多尺度微纳米级孔喉结构、复杂相态耦合流动机理，多相渗流页岩水平井产能评价与动态分析方法，复杂相态、多隔夹层页岩系统有效开发技术政策等多方面制约高效采出的技术难题。

　　“压力就是动力，催着我们不敢停，不能停。”江汉油田页岩气管理部油田专家刘宇琦坦言。

　　有山便有路，有多少困难就有多少办法。

　　针对复兴页岩油气藏油气水分布复杂、放喷返排压力下降快、气油比变化大，难以获取原始状态流体的技术难题，技术人员攻关井下流体取样技术，并综合生产气油比等多种方法，判断凉高山组主体为挥发性油藏，东岳庙段为凝析气藏。

　　考虑微纳多孔介质中界面现象和毛管力对相态临界参数影响，建立了“近壁效应”PVT相态计算模型，明确了复兴侏罗系在储层条件下，页岩挥发油藏泡点压力下降7.5兆帕左右，页岩凝析气藏露点压力下降10兆帕左右。

　　通过物模、数模相结合，揭示了复兴陆相页岩油气多相态渗流机理，掌握了凉高山组可流动性好，东岳庙页岩气流态复杂、储层渗流以线性流为主，复兴侏罗系页岩储层应力敏感性强，东岳庙段应力敏感性更强的规律。

　　针对复兴侏罗系油气两相渗流以及应力敏感性强的特点，耦合移动边界内拟稳态产能方程及物质平衡方程，建立了页岩凝析气与挥发性油井产能评价方法，预测油气非稳态产能随时间变化。以产能预测结果对生产时间较长的4口井进行历史拟合，符合率达到86%。

　　揭示了复兴陆相页岩油气高产主控因素。其中，水平井穿行“甜点”段是基础，可压性是凉高山组与东岳庙段两套页岩油气单井产能差异的关键控制因素，小油嘴控压生产是侏罗系页岩油气井高产稳产的重要手段。

　　建立了考虑油气相变的页岩油—气—水三相井底压力计算方法，流压计算误差由12%~15%降低到4%;建立了复兴陆相页岩油气压裂水平井储层参数解释方法，对侏罗系多相油气页岩储层基质物性与改造缝长、导流能力实现准确评价;揭示了复兴侏罗系陆相页岩油气试采井生产动态特征，凉高山组页岩具有弹性产率高、产量递减缓、气油比稳定、含水率稳定的生产特征。

　　“油气勘探开发要算好效益账。我们通过系列研究，创建了复兴侏罗系复杂相态陆相页岩油气开发评价关键技术，奠定了复兴页岩油形成效益开发场面的基础。”江汉油田页岩气管理部油田专家刘宇琦指出。

　　正基于此，江汉油田部署了泰页1和兴页10两个试验井组，系统开展不同穿层压裂模拟、井组试验方案优化设计、矿场动态监测评价，优选适应性开发技术政策，为复兴油田后续的效益开发提供了示范。

　　配套工程工艺

　　在复兴油田勘探评价之初，科研人员就发现，该区域上部地层沙溪庙组砂岩层渗透性好，目的层凉高山组粘土含量高，导致钻井过程中井下摩阻大、水平段定向施工效率低、水平段延伸能力受限、钻井周期长，钻井成本居高不下。

　　作为国内首个陆相页岩油藏，安全优快钻井尚没有成功模板。“只能从基础工作做起，不停摸索，不断尝试。”江汉油田石油工程技术研究院钻井工程所主任师胡象辉的话语里透着坚韧。

　　技术人员定了“导管+二开”安全成井井身结构，一开延长表层套管下深封固上部地层沙溪庙组砂岩地层;二开优选强抑制性钻井液体系，减少粘土在钻井液里的分散，水平段应用旋转导向工具，提高水平段定向钻进速度;研发适合陆相页岩的高效先锋PDC钻头，破岩效率提高30%以上;开发了超高硬度橡胶，研制了微应力大扭矩等壁厚螺杆钻具，水平段一趟钻比例持续提升……

　　持续攻关，复兴油田形成了“‘导管+二开’井身结构+定向段LWD+水平段旋转导向”提速工艺和“岩性适配—润滑增强—循环优化”的降摩减阻技术，钻井提速降本效果显著，平均钻井周期缩短52%，创造最短钻井周期18.9天，最长水平段达3035米，为复兴油田实现效益开发提供了技术保障。

　　在储层改造时，高粘土含量成了最大的拦路虎。

　　“岩石像是泥巴，很难压开，压开后又很快闭合。”石油工程技术研究院专家李保林把复兴油田的人工缝网改造比喻成把岩石镶嵌进海绵里。而在海绵一样的地层里，打造出既宽又长还能持久的复杂缝网，对技术人员是非常大的挑战。

　　“我们通过探索，采用快提排量、高排量等压裂参数，增加打开地层的力量。同时，迭代形成差异化限流+绳结暂堵促均衡开启+小粒径支撑，形成复杂缝网，最大限度地沟通油气藏。”李保林说。

　　运用复兴页岩增产改造工艺及配套技术后，压裂试气产能、参数水平大幅提高，施工排量、加砂强度等关键指标持续提升，多口井获高产测试油流。例如，泰页1井组试气均获工业油气流，其中泰页1-5HF井测试获日产气1.96万立方米、日产油31.6吨。

　　在生产阶段，高含蜡的原油特质是又一道坎。

　　复兴原油高含蜡，极易析出沉积，严重影响了油气井正常稳定生产。为此，技术人员揭示了陆相页岩油气井结蜡的主要影响因素，自主研发了高效、环保的蜡晶分散剂新产品，形成了复兴侏罗系页岩油气井清防蜡的制度规范。

　　此外，为了给高效采油蹚出一条明路，技术人员基于采油气工艺优化设计方法，根据页岩油气不同生产阶段排采需要，形成了含蜡页岩油气井全生命周期排采技术系列，并配套相应的管柱及差异化清防蜡方式，实现了复兴陆相页岩油气井长时间稳产。

　　每一次资源的发现，都是一次与地质的博弈。理论突破、技术创新，每一个环节都不容小觑。以创新之力，形成更适合侏罗系页岩油体质的一系列理论和技术，最终成功托举起了复兴油田。

　　虽然相比探明地质储量11.54亿吨的庆城油田、预测储量12.68亿吨的大庆油田古龙页岩油等，复兴油田首期2010万吨页岩油探明储量是后起之秀，但因为从无到有的区域开创性，因为在我国页岩油气领域形成的技术引领性，复兴油田的战略价值不仅在于现在的数字，更在于未来的无限可能。

　　责任编辑：石杏茹