涪陵页岩气田焦石坝区块勘探开发工作进展

涪陵页岩气 焦石坝区块 涪陵页岩气田焦石坝区块 勘探开发工作进展 探 作进中国石化江汉油田分公司 二〇一四年六月 年六

汇报提纲一、勘探开发历程 二、主要地质特征 三、开发进展情况 四 工程技术进展 四、工程技术进展 五 下步工作安排 五、下步工作安排

（一）勘探历程 中国石化自2009年开始，针对页岩气主要开展了选区评价、 钻探评价和产能评价三个方面的工作。 选区评价 通过与北美典型页岩气形成条 件的对比，以页岩厚度、有机质 丰度、热演化程度、埋藏深度和 硅质矿物含 为主 评价参数 硅质矿物含量为主要评价参数， 开展选区评价。优选出南方海相（寒武系、志 留系）和四川盆地（志留系 留系）和四川盆地（志留系、 寒武系、侏罗系）为页岩气勘 探有利区。

钻探评价 ① 南方海相 在南方海相优选了宣城-桐庐、 湘鄂西、黄平、涟源区块部署实 源 施了宣页1、河页1、黄页1和湘 页1井，二维地震2218 6千米。 页1井，二维地震2218.6千米。 黄页1井、湘页1井获低产气流。 通过钻探实践，认为南方海 相页岩热演化程度高，保存条件 差，页岩气勘探转向以四川盆地 为重点。区块 井名 地层 目的层 井深 （m） 2848 2208 2488 2068 测试结果方深1涟源 湘页1井 黄平 黄页1井元坝9湘鄂西Ⅰ 河页1井建111宣城桐庐 宣页1井宣城-桐庐 湘鄂西Ⅰ 黄平 涟源宣页1 河页1 黄页1 湘页1下寒武统荷塘组未测试 见页岩气显示， 压裂后未见气 流 压后最高日产 418方 压后最高日产 2409方下志留统 龙马溪组 下寒武统 九门冲组 上二叠统 大隆组

② 四川盆地 四川盆地——陆相 陆相对四川盆地侏罗系（自流井组大安寨段、东岳庙段，千佛崖组）和 三叠系（须家河五段）陆相烃源岩开展了评价，获得了页岩气产量，但 未获得商业发现。 开展了老井复查工作，优选元坝9井、建111 开展了老井复查工作 优选元坝9井 建111 井侏罗系东岳庙段进行压裂复试，获低产气流。 在建南、涪陵、元坝、新场地区部署探井9口， 获页岩气流井6口（建页1HF、2HF，涪页1HF， 元页1HF，新页1HF、2HF）。 涪陵大安寨段部署评价井6口，压裂测试3口， 安 获得页岩气流井1口（涪页6-2HF）。 陆相页岩初期有产量，但递减快，达不到商业开发； 陆相页岩条件复杂，认识有待深化； 相页 条 复杂，认识有待深 ； 陆相页岩相变快。建页HF-1 建页HF 1，HF HF-2 2， 新页1HF 新页2HF 元页1HF元坝 新场涪页1HF 涪页1,4,5建南涪陵

② 四川盆地——海相 针对志留系龙马溪组，在焦石坝、彭水部 署了焦页 1HF 井和彭页 1HF~4HF 井，焦页 ， 1HF 井获商业气流，彭页 1HF 、彭页 3HF 井 获得日产2万方左右的天然气产量； 针对寒武系，对井研犍为常规油气兼探井 — 金石 1 井九老洞组页岩进行压裂测试，日 井九老洞组页岩进行压裂测试 日 产气2.5万方，部署了金页1井。金页1井研犍为 焦石坝焦页1HF彭水彭页1HF，2HF， 3HF，4HF通过钻探评价认为，川东南地区志留系龙马溪组富有机质页岩分 布面积大，厚度大、有机质丰度高、含气性好，具有良好的页岩气形 成条件，四川盆地页岩气勘探向川东南地区志留系龙马溪组聚焦。

发现井焦页1HF井2012年11月28日获20.3万方/天工业气流2012年2月中石化勘探南方分公司在焦石坝 地区钻探焦页1井，2012年6月19日在焦页1井井 深2020 00m侧钻水平井焦页1HF井 水平段长 深2020.00m侧钻水平井焦页1HF井，水平段长 1007.9m。2012年11月7至24日对焦页1HF井龙马 溪组水平段分 5段（38簇）进行水力加砂压裂， 溪组水平段分15段（38簇）进行水力加砂压裂， 11月28日焦页1HF井开始放喷测试，测试稳定产 量在11万方/日，最高20.3万方/日。 ， 。焦页1HF井放喷点火照片焦页1HF井分段及射孔位置图压裂 射孔 分段 位置 （m）1514131211109876543 2C C C C CM2R1100全烃0.1甲烷岩性剖面0.110011000CCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCC1C CCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCC C2400C25002600270028002900300031003200330034003500（API）GR0300龙马溪组层位3600(m)深度

焦页1HF井试采曲线产水量 量（m3 ）15 10 5 0 10 8 6 4 2 0 30CNG试采阶段管输试采阶段井口压力（M MPa）气产量（104 m3） 气25 20 15 10 1-9 2-9 3-9 4-9 5-9 6-9 7-9 8-9 9-9 10-9 11-9 12-9 1-9 2-9 3-9 4-9 日期6-9 5-9焦页1HF井于2013年1月9日试采，初期采用套管生产，2013年8月23日下入油管 生产。截至2014年5月31日 套压20 2兆帕 油压18 1兆帕 日产气6 2万方。试气 生产。截至2014年5月31日，套压20.2兆帕，油压18.1兆帕，日产气6.2万方。试气 以来累计产气3556.8万方。

焦页1HF井获得商业发现后，勘探上，立即调整部署，重 点围绕川东南地区志留系龙马溪组开展以 点围绕川东南地区志留系龙马溪组开展以下工作： 作 部署实施焦页2、3、4三口井， 整体控制焦石坝主体； 甩开评价川东南地区志留系龙马 溪组，在丁山、南川及仁怀分别部 署了丁页1、2HF、南页1和仁页1井， 进一步扩大后备阵地。仁页1 焦页2,3,4焦石坝 南川南 南页1彭水丁山彭页1HF，2HF， 3HF 4HF 3HF，4HF仁怀丁页1HF、2HF

甩开部署的焦页2 焦页3 焦页4井龙马溪组 甩开部署的焦页2、焦页3、焦页4井龙马溪组 测井解释优质页岩气层分别为40.0m、42.1m、 38.8m。 焦页2HF、3HF、4HF井试获日产35、15、25万 方高产气流，目前试采产量、压力稳定，实现了 焦石坝主体控制。焦页1井地层焦页1 焦页焦页2 焦页3 焦页4焦页2井泥浆1 g/cm3焦页3井G R2 0 API 250 1焦页4井泥浆g/cm3G R0 API 250 1LLDΩ·M 1000G R2 0 API 250 1LLDΩ·M 1000 1泥浆g/cm3LLDΩ·M 1000 12G R总含气量0 m /t3LLD250 1 Ω·M 1000 1泥浆g/cm3井深 (m) 组 段 亚段 小层岩性取心 位置总含气量0 m /t38井深 (m)岩性取心 位置总含气量0 m /t38K T H0 API 250 1LLSΩ·M 1000 0气测全烃% 10K T H0 API 250C C C C C C C C C C C C CLLS1 Ω·M 1000 0井深 (m)岩性取心 位置08API2地层 总含气量0 m /t3气测全烃% 10K T H0 API 250 1LLSΩ·M 1000 0气测全烃% 10 0井深 (m)岩性取心 位置8K T HAPI 250 10LLSΩ·M 1000气测全烃0 % 10小层亚段段组C C C C

2014年1月经中石化系统内专家审查，结 果提交三级储量合计面积283.56km 果提交三级储量合计面积283 56k 2 ，地质 地质 储量2402.36亿方。其中： 探明：焦页1-焦页3井区页岩气含气面积焦石坝龙马溪组含气面积图探明 790.63亿方焦页1井焦页2井77.15km 77 15k 2，页岩气地质储量790.63亿方； 页岩气地质储量790 63亿方 控制：焦页4井区页岩气含气面积 64.20km2，页岩气地质储量593.80亿方； 预测：焦页1-4井区外围页岩气含气面积 ，页岩气地质储量 亿方 142.21km2 ，页岩气地质储量1017.93亿方。控制 593.80亿方焦页 井 焦页4井焦页3井预测 1017.93亿方

（二）开发试验井组按照集团公司安排 为进一步落实资源及产能 按照集团公司安排，为进 步落实资源及产能，在焦页1井获得商业发现基础上， 在焦页1井获得商业发现基础上 2013年开展不同水平段长度、方位、井距、轨迹与压裂参数的井组开发试验，为编制 开发方案提供依据。 试验井组：10个平台，完钻试气投产18口(含焦页1HF），新建产能4.0亿方/年。 探 合 井：3个平台，完钻试气投产3口，新建产能1.0亿方/年。 井 个平台，完钻试气投产 口，新建产能 亿方/年 计：13个平台，完钻试气投产21口（含焦页1HF），新建产能5.0亿方/年。

试验原则 以焦页1HF井压裂成果为基础 试验不同参数 不断优化调整 试验原则：以焦页1HF井压裂成果为基础，试验不同参数，不断优化调整。 试验总体思路：在焦页1HF成功经验基础上，在井组开展段长、段数及压裂 规模差异化试验，择井进行裂缝监测和产气剖面测试，确定最优化压裂技术 方案。施工参数 水平段长m 段数 1-3HF 1003 15 增加 规模， 对比 焦页 1HF井 7-2HF 1020 13 6-2HF 1477 15 8-2HF 1499 21 支撑 剂， 穿行 位置 试验 1-2HF 1504 22 12-3 1584 18 水平 段长、 簇间 距试 验 11-2 1419 14 10-2 1442 15 13-2 1458 18 与62HF井 对比 簇间 距及 施工 规模 34401 968 11-14 42-84 42 84 106 2HF 1458 18 区域 内不 同位 置效 果试 验 30963 778 12-14 41-90 41 90 43.18 3HF 1398 17 区域 内不 同位 置效 果试 验 28627 1015. 1015 4 14 42-63 42 63 10.13 4HF 1198 15 区域 内不 同位 置效 果试 验 23870 674 6 674.6 12-14 43-87 43 87 25.72 12-1 1344 16 方位 角及 施工 规模 试验 6-3HF 1578 16 与62HF井 对比不 同水平 段长及 方位角 29154. 1 846 6 846.6 12.-14 45-85 45 85 70.39 8-3HF 1542 19 与8-2 井对比 不同支 撑剂， 方位角实验内容试验 分组 施工簇间 距试 验水平 段长 度试 验单段 平均 规模 试验单段 平均 规模 试验总液量 （m3） 总砂量 （m3） 排量 （m3/min） 压力 （MPa) 无阻流量， ×104m3/d23170 989 12-14 43-60 43 60 21.5522465 874 10-14 44-85 44 85 15.3328621 773 12-14 41-83 41 83 78.1239648 961 12-14 44-89 44 89 156.040236 1161 12-15 42-77 42 77 50.733647 1067 12-14 45-60 45 60 82.625482 . 515 6-14 46-94 46 94 6033675 703.7 11-14 45-67 45 67 34.4129233 821 0 821.0 12-14 48-72 48 72 88.6931873 919 25 919.25 10-14 46-78 46 78 58.2

穿行在中下部层位（1、3小层）压裂效果总体较好。焦页6-2HF井井眼穿行轨迹图 穿行层位焦页 8‐2HF井井眼穿行轨迹图A靶 垂深：2556.81m 斜深：2814m 距顶：20mC靶 垂深2548.12m 斜深：3508.58m 距顶:24m左右B靶点 斜深： 4314m 垂深：2590.2m 距顶： 35m斜深2601.125， 垂深2377.5，对 应焦页1井： 2410.125斜深2733.75，垂深 2377.9，对应焦页1井： 2410.125 斜深3601.25，垂深 2376.58，对应焦页1井： 2410.125斜深3979.25，垂深 2381.5，对应焦页1 井：2410.125⒔ ⒓ ⒒ ⒑⒐ ⒏ ⒎ ⒍ ⒖ ⒕ ⒌斜深3745，垂深 2376，对应焦页1： 2405⒋⒊⒉⒈21 ⒛ ⒚ 21.⒙⒘⒗ ⒖⒕ ⒔ ⒓ ⒒⒑ ⒐ ⒏ ⒎ ⒍ ⒌⒋ ⒊⒉⒈焦页11-2HF井井眼穿行轨迹图焦页12-3HF井井眼穿行轨迹图井号 穿越小层 无阻流量， ×104m3/d焦页82HF 1、3 以1为主 155.83焦页62HF 1、3 以3为主 81.92焦页112HF 3 61.91焦页1-2HF 1-5 以3、4为主 50.7焦页102HF 3、4 34.41焦页123HF 3、4 以4为主 82.63焦页13HF 4 21.18焦页72HF 5 15.33

穿行在中下部层位（1、3小层）压裂效果总体较好。页理缝极发育区TOC含量较高，同时有利于形成缝网，提高产量。 穿行层位页理缝的存在有利于低粘 度的减阻水进入并扩大接焦页1HF触页岩气藏的面积 触页岩气藏的面积： 1、有支撑的张开裂缝； 2、无支撑的剪切缝、滑移89m缝 缝。焦页13 2HF 焦页13-2HF 焦页10-2HF焦页 焦页7-2HF 焦页6-2HF 焦页1-3HF焦页1-2HF 焦页12-3HF 焦页11-2HF38m焦页8 2HF 焦页8-2HF

井眼轨迹方向与压裂效果相关性较小井号 焦页1HF 方位角施工 排 段 量 1 12 12 13 7 7 8 弯曲 摩阻 24 30 1 30.1 13.5 29.3 10.5 17.8焦页1‐3HF 1 焦页6‐2HF 1 焦页7‐2HF 2 焦页8‐2HF 1 7井号焦页 1HF井 15焦页13HF井 15焦页123HF 18焦页72HF 13焦页62HF 15焦页82HF 21焦页12HF 22焦页112HF 14焦页102HF 15段数无阻流量， ×104m3/d 单段平均无阻流量， ×104m3/d16.7421.1882.6315.3381.92155.8350.761.9134.411.061.444.591.185.217.432.304.292.29

簇间距和段间距压裂参数 段数 簇间距（ m) 段间距(m) 穿越小层 1-3HF井 15 23.8 30 4 7-2HF井 13 20.5 31 5 6-2HF井 15 33 36 2 36.2 3 8-2HF井 1-6 1 6 21.5 26 1 7-15 7 15 22 34 11-2HF 14 33.8 37 8 37.8 3 1-2HF 22 21 29 3、4 12-3HF 18 25.5 31 5 31.5 4 10-2HF 15 26.9 43 6 43.6 3、4 基于水平应力差异系数0.11-0.34，诱导 应力作用距离为20-30m。 现场实施情况分析，第3小层（焦页6现场实施情况分析 第3小层（焦页6 2HF、焦页11-2HF，簇间距33m）、第4 小层（焦页12 3HF 簇间距25 5m）试 小层（焦页12-3HF，簇间距25.5m）试不同净压力条件下诱导应力作用距离 （工程院）验效果好 。

簇间距和段间距压裂参数 段数 簇间距（ m) 段间距(m) 穿越小层 1-3HF井 15 23.8 30 4 7-2HF井 13 20.5 31 5 6-2HF井 15 33 36.2 3 8-2HF井 1-6 21.5 26 1 7-15 22 34 11-2HF 14 33.8 37.8 3 1-2HF 22 21 29 3 4 3、4 12-3HF 18 25.5 31.5 4 10-2HF 15 26.9 43.6 3 4 3、4焦页1-3HF微地震监测结果图 焦页8-2HF井初始段间距设置为26m，由于页 理缝的影响 加砂困难 调整段间距后加砂较为 理缝的影响，加砂困难，调整段间距后加砂较为 顺利。 焦页1-3HF（30m)的微地震裂缝监测结果显 示，每个单独段的储层改造体积均有所重叠，表 明段间距有调整的空间。 焦页6-2HF井、焦页11-2HF 焦页6 2HF井 焦页11 2HF （段间距36（段间距36 38m）试验效果好。 国外统计数据表明段间距设置比簇间距要大。

液量单段液量与压裂效果正相关。实际施工参数 水平段施工长度m 压裂段数 入井总液量（m3） 单段平均液量m3 减阻水(m ) 单段平均减阻水用 量m 3 胶液(m3） 单段平均胶液用量 m3 总砂量（m3） 单段平均砂量m3 无阻流量， ×104m3/d3焦页1-3HF井 1003 15 23170.1 1544.7 17211.1 1147.4 5757 383.8 989.3 66.0 21.18焦页7-2HF 879.5 13 22211.9 1708.6 15204.9 1169.6 6657 512.1 874 67.2 15.33焦页6-2HF 1477 15 28650.2 1910.0 22761.9 1517.5 5612.5 374.2 773.3 51.6 81.92焦页8-2HF 1499 21 39648.8 1888.0 31248.8 1488.0 7916 377.0 961.3 45.8 155.83焦页1-2HF 1504.21 22 40236.7 1828.9 33692.3 1531.5 6113.2 277.9 1160.6 52.8 50.7焦页12-3HF 1583.94 18 33647.7 1869.3 29755.8 1653.1 3544.2 196.9 1067.6 59.3 82.63焦页11-2HF 1418.62 14 25482 1820.1 21018.1 1501.3 4028.9 287.8 515.6 36.8 61.91焦页10-2HF 1442 15 32675.4 2178.4 30107.6 2007.2 3294 219.6 703.8 46.9 34.41×104m3/d8-2HF 12-3HF 11-2HF 11 2HF 1-3HF 7-2HF 1-2HF 1 2HF 6-2HF 10-2HF 10 2HFm3

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