川渝地區頁巖氣勘探開發工程技術集成與規模化應用

岳硯華 伍賢柱 張 慶 趙 晗 姜 巍

頁巖氣作為一種非常規天然氣在全球分布廣泛、儲量豐富，中國頁巖氣技術可采資源量約為21.8h1012m3，資源價值、社會價值巨大，四川盆地是我國當前最有利的頁巖氣勘探開發區域[1-3]。中國石油川慶鉆探工程公司（以下簡稱川慶鉆探）具有從地質前期評價到采輸作業的完整業務鏈，自2009年率先進入頁巖氣工程服務，打成了中國第1口頁巖氣井，之后創造了多項國內第一，并承擔威遠國家級頁巖氣示范區建設，參與制訂頁巖氣專項標準29項，已形成服務與開發一體化的六大類41項頁巖氣技術系列，整體配套完善，強力助推了川渝地區頁巖氣優質高效建設。目前，川慶鉆探已完成頁巖氣鉆井進尺近100h104m、壓裂井數180余口，威遠井區頁巖氣累計產量約13h108m3。

1 頁巖氣藏開發的特點與難點

1）頁巖氣藏為自生自儲氣藏，頁巖氣以吸附和游離態賦存于泥頁巖中，常規氣藏的儲量計算方法難以適應頁巖氣，而頁巖基質孔隙度的計算、含氣量的測定、裂縫系統的準確評價難度極大，頁巖氣資源難以準確評價。

2）頁巖氣井產能受到的影響因素較多，包括氣藏地質條件、儲層物性、水平段長度及巷道位置、壓裂改造方式、壓后返排控制等，產能控制因素復雜，對開發方式提出了極高的要求。

3）頁巖氣實現效益開發必須以水平井為主，以增大滲流面積，以提高單井產量，而頁巖氣最有利箱體厚度薄，導致水平井軌道控制難度較大，最優箱體鉆遇率直接影響單井產量，而頁巖氣井完井對井眼軌道的光滑程度也提出了較高要求。

4）儲層改造是頁巖氣開發的關鍵環節，和常規井不一樣，頁巖氣井沒有天然產能，必須進行大規模的加砂壓裂才能獲得產量，而壓裂效果直接影響了產量。如何優化壓裂、提高人工縫網的復雜程度是頁巖氣效益開發必須解決的難題之一。

5）頁巖氣建產周期直接影響到效益開發，如何縮短建井周期、快速投產、實現提速增效是頁巖氣效益開發的必由之路，這對頁巖氣開發工程技術提出了更高的要求。

6）頁巖氣井產量遞減快、壓裂液長期返排，長期處于氣水同產狀態，如何采取經濟有效的開采方式確保低壓、低產階段的穩定生產，提高采收率。需采取針對性強、經濟有效的排水采氣措施，技術難度高。

7）環保壓力大。川渝頁巖氣作業區域多處于環境敏感區和生態脆弱區，按2015年實施的新《環境保護法》的要求，鉆完井作業的鉆井廢液、壓裂返排液、廢棄鉆井液和油基巖屑是鉆井作業最大的環境問題。

2 頁巖氣特色工程技術

四川盆地是目前中國頁巖氣勘探開發重點區域，也是最成功的地區，經歷了先導試驗和高速發展階段，目前已逐步進入規模開發階段。圍繞“高效益、高效率”開發，通過強化集成配套和技術攻關，借鑒學習國內外先進適用技術，突出“國產化、自主化、集成化”，在水平井優快鉆完井、體積壓裂、工廠化作業、清潔生產、開發和采輸等6個專業領域逐步形成了41項頁巖氣勘探開發特色工程技術（表1），規模化應用效果顯著，有力支撐了川渝地區長寧—威遠、昭通等國家級頁巖氣示范區安全清潔效益開發。

表1 頁巖氣特色工程技術表

2.1 水平井優快鉆完井技術

通過對優化井身結構及軌道設計，簡化套管程序，提高優質儲層鉆遇率的技術攻關與集成配套，完善形成了頁巖氣鉆完井工程主體技術系列10項技術，整體處于國內領先水平，分區域分井段提煉出的優快鉆完井技術模板為頁巖氣規模上產提供了技術支撐（圖1）。

1）以地質工程一體化設計技術研究為導向，綜合應用三維地震、三維地質建模、鉆井分析軟件[4]，為優化井部署、井軌道和井身結構設計提供詳實、可靠的儲層地質資料，有力保障地質甜點鉆遇率和實現優快鉆井。

2）形成了各層段“專層專打”PDC鉆頭系列，并全面實現國產化，機械鉆速明顯提升、鉆頭成本大幅下降。自主研發的水平段高效5刀翼19 mm切削齒PDC鉆頭CFS5194，在7口井志留系龍馬溪組應用試驗，平均機械鉆速較同類鉆頭提高10%～12%（圖 2）。

圖1 威遠頁巖氣示范區優快鉆完井技術模板圖

圖2 4種鉆頭應用效果對比圖

3）自主研發白油基、柴油基等多套鉆井液體系，處理劑實現了國產化，綜合性能達到國際先進水平（表2）；自主研發的高性能水基鉆井液[5]抑制封堵性、潤滑性、流變性三大性能指標接近油基鉆井液，單位成本明顯下降，先后在威遠、長寧等區域規模應用120井次，較好地解決了油基巖屑處理問題。

4）針對水平段靶體2～4 m的嚴格要求，大力推進地質工程一體化導向技術的應用[6]，自主研發的CG-Steer旋轉導向系統（圖3）在長寧H24-7井完成斜井段、水平段進尺610.79 m，循環工作時間208 h，取得階段性成果。在威遠地區通過集成三維地質建模＋旋轉地質導向＋特殊錄井技術＋工程參數輔助，準確實施地質導向，優質儲層鉆遇率達到97%，實現了地質目標。

5）研發了過鉆具存儲式伽馬能譜、交叉偶極聲波、陣列感應等儀器（圖4），配置了元素俘獲等儀器，實現了“一趟鉆完成全部測量項目”，較鉆具傳輸測井節約時間2 d。

表2 油基鉆井液性能對比表

圖3 國產CG-Steer旋轉導向系統圖

圖4 過鉆具存儲式測井儀器圖

6）研發了微膨脹韌性水泥漿體系[7]（其與常規水泥石性能的對比結果見表3）、沖洗隔離液[8]關鍵處理劑，集成安全快速下套管技術、漿柱結構及注替工藝優化，配套套管變形預防措施，提高長水平段水平井固井質量和井筒完整性，滿足體積壓裂需要。川渝頁巖氣井推廣應用200余口，水平段固井質量優質率達到92.5%，合格率95.2%，井筒完整性由86%提高至95%。

2.2 體積壓裂配套技術

體積壓裂技術是提高頁巖氣產能及收益的一項關鍵技術，直接關系到頁巖氣井的產能建設。通過技術攻關與現場試驗，形成了體積壓裂從設計到室內實驗評價、井中地震壓裂縫網實時檢測的配套技術[9]，保障了增產實施方案的效果。

1）開發一套頁巖儲層水平井多級壓裂優化設計決策系統，建立了優化設計流程，結合評價地質工程關鍵參數、預測改造裂縫網絡擴展、模擬不同方案的結果并進行對比，優化了體積壓裂設計。

2）建成復雜縫網流動模擬等8套壓裂模擬實驗平臺（圖5），提升了壓裂技術評價及原創能力；創新形成滑溜水[10]—弱凝膠混合壓裂等8項頁巖氣壓裂專項技術。

3）采用具有自主知識產權的分段多級分簇射孔，定向、定面射孔技術，開發了泵送可視化平臺；連續油管智能多級起爆射孔一次可實現最多10級起爆，一次下井最多可完成5簇射孔，解決了復雜井多簇射孔的難題。

4）現場探索形成了停泵轉向、膠液處理、變排量壓裂、裂縫強制閉合、密集式段塞加砂、膠液前置＋階梯排量6種復雜縫網壓裂工藝，有效保障了頁巖增產改造體積（SRV）的形成。

表3 韌性水泥石與常規水泥石性能對比表

圖5 頁巖壓裂評價模擬實驗平臺照片

5）研發的耐剪高抗鹽反相乳液降阻劑——滑溜水，簡化了配方、提高了攜砂效果、降低了成本。研發了高耐鹽膠液體系實現了聚合物替代胍膠、提升了性能、減小了地層傷害；開發了6種頁巖氣水平井分段壓裂特色工具（圖6），大通徑橋塞、可溶橋塞廣泛應用于生產。

圖6 頁巖氣水平井分段壓裂特色工具圖

6）自主研發了微地震監測技術，具備深井、淺井、地面監測采集、處理、解釋一體化能力，實時指導壓裂、調整參數、了解壓裂波及體積[11]，為EUR計算提供了依據（圖7）。

2.3 工廠化作業技術

創新形成鉆井壓裂、鉆井采輸、壓裂采輸等同步作業模板，優化平臺布置，實現“批量化、模塊化、程序化、一體化”作業[12]，大幅加快投產進度，平臺投產周期縮短約25%。

1）采用集中建井、雙鉆機作業模式，自主研發鉆機快速平移系統實現了分開鉆次序批量鉆井（圖8-a），鉆機平移和固井候凝同步作業，較常規作業模式鉆井周期縮短約40%。

圖7 威204井區微地震監測圖

2）在國內首次采用兩口井“拉鏈式”壓裂作業模式，通過地面標準化流程、拉鏈式施工[13-15]（圖8-b）、流水線作業和井下交錯布縫、微地震實時監測，最大限度增加儲層改造體積，拉鏈式壓裂作業效率可達到5段/d，充分體現了“工廠化”壓裂對頁巖氣叢式水平井平臺大規模體積壓裂改造的提速、提效作用。

3）通過細化安全保障措施，同平臺開展“半支壓裂、半支鉆井”安全同步作業（圖8-c），有效縮短平臺投產周期，提升了頁巖氣規模開發效益。

2.4 清潔生產技術

圖8 “工廠化”壓裂作業圖

圖9 頁巖氣清潔化生產模式圖

形成了以清污分流、巖屑不落地、鉆井液回收利用、油基巖屑處理及資源化利用[16-17]、電代油減排降噪、采出水重復利用及綜合治理等為主體的6項頁巖氣環保節能技術（圖9），通過內外溝，圍堰和雨棚進行清污分流，通過巖屑實時傳輸系統實現不落地，通過綜合處理站集中處理和回收利用，在合作區鉆井全部實現了電代油作業，采用熱解析、萃取等處理油基巖屑，采出水部分回注井下或工業制鹽，回用率達80%，實現了環保節能開發。

2.5 氣藏地質及工程技術

通過持續攻關研究、完善，形成了以高精度三維地震勘探技術為基礎的技術體系，包括高精度三維地震勘探、測井處理解釋、資源快速評價、地質工程一體化建模、井位優選和頁巖氣藏動態分析等6項技術。

1）通過持續攻關研究、應用完善，高精度三維地震處理解釋技術的應用，不斷提升了在構造預測、裂縫預測、小層厚度及儲層關鍵參數預測精度。

2）建立了一套儲層綜合評價及分類的測井處理解釋方法，該方法以綜合數字巖心實驗測試與分析為基礎，利用測井解釋及綜合評價模塊對儲層物性參數、礦物成分進行解釋，獲取儲層綜合評價參數，再由儲層綜合評價及分類模塊按綜合評價標準，得出“地質甜點”建議。該方法的應用使解釋地質甜點符合率達95%，大幅度提升了測井解釋準確度。

3）地質工程一體化建模技術：利用三維地質模型（圖10），可開展儲層參數平面分布預測、優化井軌道設計、指導地質導向、預測壓裂異常等[4]，為打造“透明”氣藏奠定了基礎。

圖10 三維地質構造模型及天然、人工裂縫模型圖

4）井位優選技術：平面上優選地質、工程甜點區域，縱向上選擇TOC含量高、物性好、含氣量高、脆性高的最優水平段靶體，地表地形、地下地質目標一體化考慮，因地制宜實施了雙排、勺式（圖11）、交叉、下傾式等4種布井方式，優質儲層鉆遇率和單井測試產量明顯提高。

圖11 井位優化部署示意圖

5）頁巖氣藏動態分析技術：針對頁巖氣較常規氣藏開采的難點，形成綜合氣藏地質、鉆完井、氣井開采情況的氣藏動態分析技術（圖12），明確了高產主控因素、修正了復雜滲流機理下EUR計算方法、創新了體積壓裂壓后評估技術，為提高氣田開發水平提供技術支撐。

圖12 頁巖氣藏動態分析技術流程圖

2.6 采輸技術

優化地面集輸工藝，實現了采輸智能化、數字化管理；摸索開發生產管理制度，提高采收率。

1）鉆前、地面一體化設計技術：針對頁巖氣集群化井位部署特點，采輸地面工程與鉆前工程同步設計，合理利用部分設備基礎[18]，避免重復開挖，建設周期縮短30%，平臺站綜合投資下降5%。

2）標準化地面建設技術：在地面采輸及管理方面形成具有明顯技術特點的“標準化設計、模塊化施工、智能化控制、數字化管理”模式，自主設計、研制分離計量一體化集成裝置，推行“無人值守、集中監控、電子巡井、周期維護”的扁平化生產管理，全面推進了氣田數字化管理[19]。

3）采氣工藝配套技術：針對頁巖氣長水平段特點，形成了基于井筒完整性的完井—采氣一體化工藝技術，在完井期間就為后續采氣工藝實施創造井筒條件，為實現氣井生產過程中的增產、穩產提供了條件（圖13）。2017年，在威遠井區實施連油沖砂、泡排、柱塞、增壓等排水采氣工藝措施201井次，累計增產氣量7 274h104m3。

圖13 威遠井區頁巖氣采氣工藝配套技術圖

4）帶壓作業技術：研制了國內首套中高壓氣井帶壓作業機CQ-BYJ-21/35，逐步完善了氣井帶壓作業工藝技術、風險評估，為儲層保護、節能環保、老井穩產提供了配套裝備和關鍵技術，在威遠、長寧、涪陵等頁巖氣示范區帶壓完井100余井次，累積增產約為3.7h108m3。

3 頁巖氣工程技術發展方向

得益于國家頁巖氣發展戰略，經過8年的探索和實踐，頁巖氣工程技術得到了長足的進步和全面的發展。隨著川渝頁巖氣進入規模開發階段，對頁巖氣“高效益、高效率”勘探開發工程技術提出了更高要求，在鉆完井提速提效、高效儲層改造、儲量動用和提高單井產量等方面還需要持續深化和完善。

1）氣藏工程深入研究。綜合氣藏動態、氣藏三維地質模型及數值模擬，以地質、壓裂工程、試井及開采為基礎，準確認識壓裂裂縫特征、優化壓裂參數、評估壓后產量、確定合理開采制度，為頁巖氣藏的高效、經濟開發提供技術支撐。

2）鉆完井提速技術配套完善。以集成適用技術為基礎，發展旋轉導向、動力鉆具等國產化工具，攻關小井眼井身結構、頁巖層段高效鉆井液體系、個性化PDC鉆頭，強化鉆井參數和裝備配套，實現進一步提高鉆井速度和降低作業成本。

3）體積壓裂技術攻關。開展密集分段高密度完井、纖維輔助支撐劑均勻鋪置、自懸浮覆膜砂、無限級滑套等技術和工具試驗，完善暫堵轉向技術，推廣石英砂替代陶粒，加強套變機理研究，提高儲層改造效率和效果。

4）發展深層鉆完井和儲層改造技術。開展埋深超過3 500 m長水平段井眼軌道優化設計及控制技術、高效鉆井液技術、長壽命提速配套工具、分段壓裂施工及壓后評估技術的攻關研究，實現深層頁巖氣資源的有效開發利用。

5）頁巖氣井壓后返排機理研究及制度優化研究。認識影響頁巖氣井體積壓裂返排率的關鍵因素，深入研究頁巖氣井壓后控制返排模型、壓后控制返排期間支撐劑沉降及回流規律、壓后返排控制制度優化等，形成頁巖氣井高效、安全、經濟的排采工藝技術。

6）持續提高安全環保技術。通過大力發展減量化技術和資源化技術，著力推行鉆井廢水控制、壓裂液處理回收再利用、油基巖屑資源化利用，加大企業與地方政府合作，完善相關標準規范，解決油基巖屑資源利用后固相最終處置等問題。

4 結束語

8年實踐積累的開發成果和豐富的技術經驗，有效地支撐了四川盆地長寧—威遠國家級頁巖氣開發示范區的上產，在技術進步和管理創新等方面具有引領示范作用，對推動我國頁巖氣開發的科技進步、帶動經濟發展、優化能源結構和保障能源安全具有重要意義。“十三五”期間，頁巖氣發展面臨機遇與挑戰，必須緊跟頁巖氣技術革命新趨勢，堅持低成本發展戰略，大力推進科技攻關，持續提升頁巖氣勘探開發工程技術水平，才能不斷開創頁巖氣產業發展新局面。

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