江汉油田涪陵页岩气田员工在焦页18号平台巡检。宋国梁 摄

    □本报记者 夏 梅 通讯员 刘 霜

    掩映在深山里的江汉油田涪陵页岩气田焦页66号平台是国内首个页岩气三层立体开发评价井组，如今该井组采收率在国内仍处于领先水平，已累计产气超13.2亿立方米。

    页岩气采用衰竭式开发方式，产量递减较快，随着开采年限不断延长，涪陵页岩气田面临天然气保供任务重、生产压力大等难题。为提高采收率、助力气田稳产上产，近年来，江汉油田通过自主攻关，建立了以页岩气储层精细描述技术、页岩气地模数模一体化储量动用评价技术、页岩气立体开发政策优化技术、页岩气立体开发配套工程技术等为核心的页岩气立体开发技术系列，实现页岩气储量动用率、采收率、收益率最大化。截至目前，涪陵页岩气田已累计部署立体开发调整井超680口，产量占比58%，三层立体开发区最高采收率44.6%，达到国际先进、国内领先水平。

    从一层楼到三层楼

    “一次井网采收率最高只有12.6%，还有很大挖潜空间。”该油田勘探开发研究院副院长刘莉表示，面对稳产压力，他们把目光投向焦石坝老区，这里开发初期主要是针对储层下部的最优质页岩层实施一次井网开发，上部、中部页岩气层资源并未动用。

    怎么从“一层楼”到“两层楼”“三层楼”开发？科研人员不断攻关，建立了国内首个页岩气立体开发模式，形成立体开发配套工程工艺技术，实现焦石坝上部、中部和下部气层“三层楼”同时开发的模式，助力涪陵页岩气田稳产上产。

    立体开发，首先要找准剩余气。该油田创新形成页岩气建模数模一体化技术和剩余气精细刻画技术，让地下剩余资源“透明化”，并实现地下流动的气体形象化。在此基础上，“绘”出全国首张“透明”气藏图，可以清楚看到每一口井、每一层、每一段簇间剩余气分布情况，有的放矢部署立体开发井，并针对性进行储层改造。目前，涪陵页岩气田整体采收率从12.6%提升到32%，实现了采收率提升。

    精耕“三网协同”

    焦石坝区块经过多轮次开发调整，井网已十分密集，天然缝网-人工缝网-井网交互影响，传统压裂模拟-数值模拟方法已不能适应新情况，与剩余气匹配性较差。

    为实现天然缝网-人工缝网-井网的高效协同优化，制定最大化“吃干榨净”剩余气开发策略，江汉油田开展国内首个压后取芯试验，在人工裂缝发育的压后页岩地层中获取岩芯，首次揭示了页岩压裂缝网三维空间展布特征。借助压后取芯研究评价，科研人员创新构建了页岩复杂缝群扩展模拟方法及剩余气精细描述方法，形成了页岩气“天然缝网-人工井网-压裂缝网”协同开发关键技术，摸清地质工程“双甜点”，推动立体开发向精细化升级。

    针对不同类型剩余气，科研人员建立精准动用缝网协同优化设计技术，助力小井距加密先导试验及重复压裂立体开发协同试验，已指导完成23个立体开发井组方案编制，焦石坝区块储量动用率提高30.1%。

    破解“斜坡上建楼”难题

    近期，涪陵页岩气田江东区块立体开发调整井焦页86-7HF井完成测试放喷，日产气24.61万立方米。

    与稳定构造区焦石坝区块不同，江东、平桥区块属于高陡复杂构造区，在这里开展立体开发，被科研人员称为“斜坡上建楼”。

    斜坡上缝网怎样展布、储层改造效果如何？早期，科研人员通过生产动态评价与微地震监测等数据分析，认为人工裂缝在高陡地质条件下存在穿层延伸的可能，影响储层改造效果。“为了搞明白这个问题，我们针对高陡斜坡带部署了压后取芯井，证实了人工裂缝受地层倾角影响存在穿层延伸的现象，与构造稳定区的缝网扩展存在显著差异。”刘莉表示。

    基于高陡构造区裂缝扩展的新认识，科研人员创新性提出矢量化立体开发布井模式，把地应力、天然裂缝、剩余气分布等“地质矢量”作为约束，动态调整井轨迹、井距、井排方位。在中上部+下部的立体开发模式下，采用矢量化井网部署模式较以往均匀井网部署储量动用率提高8%，实现储层改造体积最大化。江东区块开发调整井组采收率由9.7%提升至18.2%，平桥区块立体开发井组采收率由10.9%提升至19.2%。

    经过持续优化，该油田初步形成差异化立体开发模式，实现了不同构造区个性化、高效开发，为复杂地质条件下页岩气立体开发提供了可复制的经验。