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user: 4. 开发潜力评价 4.1. 储量规模估算 按页岩气储量估算规范《页岩气资源量和储量估算规范》DZ/T0254-2020，采用体积法计算吸附气(式1)和容积法计算游离气(式2)的地质储量(式3) [ 23 ]，储量计算关键参数取值来源于实验分析化验和测井解释数据，通过测井精细处理解释，编制“六性”关系图，按储量估算规范取准下限层参数值。 体积法计算页岩气层中的吸附气地质储量： G x = 0.01 A g hρ y C x (式1) 容积法计算页岩气层中的游离气地质储量： G y = 0.01 AghφS gi / B gi (式2) 页岩气藏的地质储量G z ： G z = G x + G y (式3) 式中：G z ，页岩气总地质储量(10 8 m 3 )；G x ，页岩气吸附气地质储量(10 8 m 3 )；G y ，页岩气游离气地质储量(10 8 m 3 )；A，含气面积(km 2 )；h，有效厚度(m)；ρ y ，密度(t/m 3 )；C x ，吸附气含量(m 3 /t)；Ф，有效孔隙度(%)；S gi ，原始含气饱和度(%)，B gi ，体积系数。 计算194-X井区丰度10.63 × 10 8 m 3 /km 2 ；JY10井区丰度10.28 × 10 8 m 3 /km 2 ；SY2井区丰度10.45 × 10 8 m 3 /km 2 ，导眼井计算储量丰度差别较小，显示深水海相地层平面展布稳定的特点，估算南川区块地质储量约1700 × 10 8 m 3 ，面积160 km 2 ，整体储量规模大(图3)。 以194-X井为例进行三套层系资源丰度评价(表3)，参数对比显示上部厚度45.5 m，厚度最大，中下部厚度相对薄；TOC下部高，中上部基本相当；孔隙度和含气量均为下部最好，所以，下部丰度高，上部次之，中部相对低。三套层系地质储量分别为530 × 10 8 m 3 、430 × 10 8 m 3 、740 × 10 8 m 3 ，中上部资源量大，占比55.32%，为立体开发提供较好资源潜力。 图3. 含气面积图 Table 3 Reserve abundance of three layers in 194-X well are 层系 层位 厚度(m) TOC (%) 孔隙度(%) 含气饱和度(%) 总含气量(m 3 /t) 丰度(×10 8 m 3 /km 2 ) 上 ⑧~⑨ 45.5 1.51 3.14 43.71 2.79 3.20 中 ⑥~⑦ 32.5 1.59 2.75 52.84 3.31 2.68 下 ①~⑤ 33 3.2 3.82 73.12 4.8 4.75 表3. 194-X井区三套层系储量丰度计算表 4.2. 储量动用评价 利用微地震监测评价单井纵向上动用情况，X-3HF井穿行层位②③小层，压裂监测第10~15段，垂向裂缝高度为20~60 m，平均半缝高23 m (图4)。分析认为垂向裂缝向下到达①小层下部，最小主应力最大到65.28 MPa；向上裂缝延伸到⑤小层上部，最小主应力平均56.7 MPa，最大值57.79 MPa，裂缝向上延伸受阻，而轨迹穿行层位② ③小层最小主应力在52.95~57.71 MPa，平均55.27 MPa，低于高应力层段3~10 MPa，即垂向缝高小于40 m。 194-X井区动用面积24.8 km 2 ，①~⑨小层(图2)储量263.6 × 10 8 m 3 ，投产30口井，采用流动物质平衡法评价页岩气单井动态储量，26口井进入拟稳态流动阶段，单井动态储量介于0.72~1.47 × 10 8 m 3 ，平均值1.08 × 10 8 m 3 。单井控制储量(①~⑨小层) 7.97 × 10 8 m 3 ，评价采收率为13.3%，采收率较低，显示动用不充分；根据监测结果评价单井控制储量(①~⑤小层) 3.56 × 10 8 m 3 ，下部采收率为29.75%。 图4. X-3HF井微地震监测侧视图 4.3. 产能评价 4.3.1. 下部层系单井产能 根据194-X井区30口井压裂后放喷试气资料，统计测试日产气量18.4~89.5 × 10 4 m 3 ，平均28.61 × 10 4 m 3 ，“一点法”经验公式计算无阻流量6.4~148.8 × 10 4 m 3 /d，平均37.1 × 10 4 m 3 /d，归一1500 m水平段长无阻流量分级统计显示大于20 × 10 4 m 3 /d的井占比70% (图5)，属中–高产工业气流，显示较好的产能。目前日产气196 × 10 4 m 3 ，累计产气14.59 × 10 8 m 3 ，平均单井累产4864 × 10 4 m 3 。采用归一化试采曲线分析，平均单井稳产6.5 × 10 4 m 3 /d，稳产周期已达866天，实践证实试验井组效果良好。 图5. 测试井1500 m无阻流量分级柱状图 典型井195-X井试采效果分析，2018年1月13日投产，投产前三个月累产414.87 × 10 4 m 3 ，平均日产气4.76 × 10 4 m 3 ，套压从38 MPa降到35.8 Mpa，压降2.2 MPa，单位压降弹性产量188.54 × 10 4 m 3 /MPa。试采可分两个阶段，阶段一生产周期249天，按5 × 10 4 m 3 /d配产生产，使用3.8 mm油嘴生产，阶段累产气1208 × 10 4 m 3 ；阶段二使用6 mm油嘴生产，平均日产气15.07 × 10 4 m 3 /d，阶段累产气9027 × 10 4 m 3 。目前套压5.6 MPa，日产气14.6 × 10 4 m 3 ，日产液6.74 m 3 ，累产气10，235 × 10 4 m 3 ，累产液5052 m 3 (图6)，应用流动物质平衡法评价预测单井EUR为1.47 × 10 8 m 3 。 图6. 195-XHF井生产曲线 滚动评价平桥背斜南斜坡实施JY10HF，水平段长1500 m，下部层系靶窗穿行率100%，分21段进行水力加砂压裂。12 mm油嘴测试获日产气19.60 × 10 4 m 3 ，一点法计算无阻流量28.6 × 10 4 m 3 /d。试采累产气3000 × 10 4 m 3 ，平均日产6.1 × 10 4 m 3 ，初步预测单井EUR为0.93 × 10 8 m 3 。 向西滚动勘探东胜背斜实施SY1HF和SY2HF井，静态参数与平桥背斜基本一致，下部层系均获得中高产工业气流，12 mm油嘴测试日产气为14.36 × 10 4 m 3 和32.80 × 10 4 m 3 ，一点法评价无阻流量为18.6 × 10 4 m 3 /d和46.8 × 10 4 m 3 /d。其中SY2HF井试采周期达一年，累产气3500 × 10 4 m 3 ，日均产9.59 × 10 4 m 3 (图7)，应用流动物质平衡法预测单井EUR1.25 × 10 8 m 3 。 图7. SY2HF井生产曲线 4.3.2. 上部气层单井产能 上部层系实施了X-S1HF井，静态参数优选穿行靶窗⑧-2亚层，实钻水平段长1700 m，目的层钻遇率99.1%；气测全烃3.14%~28.41%，平均值11.51%；TOC平均值1.12；孔隙度1.36%~2.97%，平均值2.08%；硅质含量平均值44.28%。实钻气测显示较好，可压性静态指标与导眼井⑧-2小层基本相当(图8)。12 mm油嘴放喷测试，获得日产气14.1 × 10 4 m 3 ，稳定套压11.8 MPa，无阻流量为17.7 × 10 4 m 3 /d。该井2020年3月投产，初期套压14.3 MPa，日产气6.7 × 10 4 m 3 ，试采套压日降幅0.06 MPa，日产气5.62~6.51 × 10 4 m 3 ，平均6.08 × 10 4 m 3 /d，试采递减缓慢。试气试采结果表明上部层系为可动用资源，为立体开发提供有力依据。 194-X井区一套层系开发采收率仅13.3%，中上部剩余储量大，X-1HF井落实了上部层系产能，利用已有的地面配套设施和低成本的工艺技术，可充分动用剩余地质储量，提高动用程度和采收率，实现区块开发效益最大化。中上部层系可部署水平井42口，动用储量97.7 × 10 8 m 3 ，预测单井经济可采储量0.7 × 10 8 m 3 ，综合计算采收率可达到28.4%，立体开发采收率可提高15.1%，预测工区页岩气产量可达482.8 × 10 8 m 3 。