對中國頁巖氣壓裂工程技術發展和工程管理的思考與建議

劉 合 孟思煒 蘇 健 張廣明 陳 琳

中國石油勘探開發研究院

0 引言

全球天然氣消費量經歷了近10多年來最強勁的增長，2017年達3.67×1012m3，同比增長3.0%。受藍天計劃、城鎮化等國家重大政策的驅動，我國天然氣消費量的增長尤為強勁[1]，2018年我國超越日本成為全球最大的天然氣進口國，天然氣對外依存度不斷上升，由2017年的38.77%增長至2018年的45.30%，預計2030年將進一步攀升并超過58%[2-3]。

與此同時，我國頁巖氣資源豐富，初步估計有利勘探面積為43×104km2，可采資源量為36×1012m3，是我國天然氣上產的關鍵領域[4-6]。2017年我國頁巖氣產量僅92×108m3，仍處于勘探開發初級階段，增長潛力巨大[1]。如何實現頁巖氣的規模有效開發，成為促進社會經濟發展、建設美麗中國、保障能源安全的關鍵問題[7-8]。

1 美國頁巖氣革命的啟示

以體積壓裂為代表的工程技術手段是頁巖氣資源開發利用的關鍵。眾所周知，得益于工程技術的進步，美國頁巖氣產量由2000年的122×108m3上升到2017年的4 620×108m3[9]。美國頁巖氣革命的新理念、新方法中最值得關注的技術就是體積壓裂。總結美國水平井壓裂的成果與經驗，主要包含以下兩個方面：①壓裂關鍵技術指標顯著提升。隨著支撐劑類型轉變和成本下降，加上最新的巖石力學知識和更優化的完井設計，開發商通過縮短段間距、減少簇間距、增加壓裂液量、提高加砂強度和全程采用大排量滑溜水等一系列措施來顯著增加完井強度，促使裂縫復雜化，實現超級規模縫網，從而提高單井產量。以BP公司在海恩斯維爾區塊作業為例，過去10年間其平均水平段長度從1 500 m增加到2 500 m，平均壓裂段數從8段增加至44段；2015—2018年水平井壓裂平均段間距從91 m縮短至37 m，平均簇間距從23 m縮短至6 m，平均加砂強度從2.2 t/m增加至5.2 t/m，液量從不到20 m3/m增加至52 m3/m[10]。依托體積壓裂關鍵指標的提升，該區塊頁巖氣最終采氣量估算值由2014年的4.2×107m3增加至2017年的33×107m3，增長6.8倍。②經營管理模式的更新升級。美國開放的市場經濟體制限制了壟斷，使得大量中小企業得以自由進入能源領域；美國政府出臺了一系列支持頁巖油氣開發的經濟稅收政策，并建立了相應的勘探、開發、工程、運營及HSE等規范與標準，在一定程度上降低了頁巖油氣勘探開發行業的準入門檻；同時，建立了完善的頁巖氣鉆井數據庫、生產動態數據庫、資源評價成果庫，全方位對社會公開，為利用大數據、人工智能等先進的智能決策手段以優化開發方案打下了堅實的基礎。

與美國相比，我國頁巖氣開發面臨成藏條件復雜、儲層埋藏深、產層薄、地表條件復雜等不利條件[11-12]。然而，中美頁巖氣開發的差距并不僅僅體現在資源條件上，更體現在工程技術和管理水平上。盡管北美頁巖氣革命中水力壓裂的經驗和做法不可能解決我們面臨的所有問題，但其技術與管理水平的進步所帶來的巨大影響仍值得認真思考[13-15]。

2 頁巖氣壓裂工程技術發展的思考與建議

借鑒北美頁巖氣體積壓裂規模顯著提升的經驗，基于近年來國內壓裂改造工程技術水平的進步，我國頁巖氣壓裂工程也提高了關鍵技術指標，“千方砂、萬方液”的大規模體積壓裂已經成為我國頁巖氣儲層改造的標志，如最長水平段可達3 056 m，最大壓裂分段數達45段，最大注入液量達88 059 m3，最大加砂量達4 402 m3，最高施工排量達17 m3/min。然而，盡管這些“標桿”工程的主要施工參數已經接近世界先進水平，但平均水平較低的現實仍未改變（表1）。對照北美成功實踐要找資源上的差距，更要針對我們的資源現實，多角度改進壓裂理念，并進一步縮短與國外技術水平的差距。創新的理念與方法、材料和工藝技術相結合才能形成現實生產力。

2.1 打破數據孤島，促進地質工程一體化數據融合

地質工程一體化作業模式以儲層地質綜合評價研究為基礎，以提高單井產能為核心，建立油藏地質、鉆井、壓裂作業實施一體化交互信息處理平臺，在油氣藏勘探開發的不同階段，針對所面臨的關鍵性挑戰，開展具有前瞻性、針對性、預測性、指導性、實效性和時效性的動態研究和及時應用[16]。地質工程一體化是頁巖氣效益開發的必由之路，其最大優勢是消除組織上的工作障礙和技術上的人為切割，工況能夠得到及時準確的監測和控制，從而及時調整和優化所有環節的設計方案，實現儲量整體動用，優化綜合開發效益[17]。從一體化的定義與內涵不難發現，數據信息是一體化融合的紐帶，頁巖氣勘探開發與生產各環節的設計與優化都需要以嚴謹、不斷更新的數據為基礎進行工作及決策實施。

表1 中國石油工程技術平均水平與標桿水平參數統計對比表

然而，由于各部門所屬的組織不同，且各自受到的利益驅動和承擔的法律政策風險也不同，頁巖氣地質、工程及生產等關鍵數據在不同部門獨立存儲和維護，彼此孤立；同時，不同部門站在自己的角度對數據進行理解和定義，使得一些相同的數據被賦予了不同的含義，無形中加大了跨部門數據合作的溝通成本。可以說，當前數據源的開放度、加工能力及交換水平都還不夠，地質工程一體化作業模式多數還處于“概念大于實質”階段，“數據孤島”現象嚴重制約了地質工程一體化作業模式的深入應用。具體表現在以下兩個方面：①后端工程施工結果不能及時反饋給地質部門，油藏模型得不到及時修正，造成低級錯誤不斷重復，形成極大的浪費；②地質認識的多解性造成不同專業、不同單位針對同一油氣藏開展工作時，使用的參數值不一致，導致研究結果缺乏統一性及可比性，并且經常重復簡單的資料收集、數據甄別和認識消化工作，嚴重影響工作效率。

積累的海量數據，其整體價值不言而喻，如何打破“數據孤島”，充分利用既有數據資源，進而促進一體化數據融合是真正實現地質工程一體化作業模式的關鍵挑戰。要實現這一目標，首先需要具有一體化理念和決心的決策者及管理團隊。打破既有的條條框框，進行組織機構的調整，難度和阻力不言而喻，這需要以油公司為主導，以油氣藏為核心布局各項工作，建立和保持強有力的領導機制和高效決策體制，建立和保持高效率的協調協同機制，建立成果及時應用與信息及時反饋的雙向暢通機制，是實現地質—工程一體化的必要條件。其次，針對數據五花八門、良莠不齊及活力不足的問題，需要聘請專業的數據處理企業進行數據管理與挖掘，從海量數據中挖掘出有效的信息。最后，需要打造一個數據與信息管理平臺，用技術手段打通部門界限，用平臺規則甄選核心數據，為不同專業和部門溝通搭橋、疏堵破阻。

2.2 發展完善頁巖地質力學性質測試評價技術，提升地質工程一體化方案設計水平

油氣藏地質力學利用地質力學的技術和方法，結合地質、物探、開發、工程、流體力學、巖石力學等專業和學科，創造性地開拓油氣勘探開發和工程的新理論與新思維。油氣藏地質力學性質的測試評價應用于油氣田勘探開發和工程全過程，近年來隨開發對象日益復雜化，更加凸顯出油氣藏地質力學性質的測試評價在儲層評價、增儲上產、降本增效和優化設計中的作用。水平井鉆井優勢方位、壓裂施工壓力、支撐劑、段簇間距優選等均受地應力等地質力學參數直接影響，發展和完善頁巖氣地質力學性質測試評價技術意義重大。

頁巖是自生自儲烴源巖，其在生成、運移、賦存、聚集、保存等過程及成藏機理與常規天然氣存在諸多不同點，其地質力學特征不同于常規儲層，主要表現在以下兩方面：①在巖石力學性質方面，頁巖屬于典型的垂向橫觀各向同性介質,具有明顯的分層結構，其巖石力學性質在層理面與層理面法向兩個方向上有顯著差異[18-20]；②在地應力特征方面，頁巖富含黏土礦物和干酪根有機物，這些軟質組分具有較強的流變性（即應力和應變隨時間變化），能夠減弱地層應力場的各向異性，使得地層三向主應力趨于一致[21-22]。以某井測井解釋成果為例，在富含黏土和干酪根的頁巖層段（井深介于2 590.29～2 592.97 m，對應圖1中紅色實線指示的區間），自然伽馬值較高，楊氏模量較低，水平主應力差值較小，鉆井誘導縫消失（圖1），證明了頁巖應力差值和黏土及干酪根有機物含量有關。

然而，目前建立的頁巖地質力學研究方法和技術仍基于砂巖模型，沒有考慮頁巖地質力學的特異性。具體表現在以下兩個方面：①在巖石力學性質研究方面，仍基于各向同性力學本構方程描述頁巖的動靜態巖石力學行為，沒有考慮頁巖巖石力學的各向異性特征，不能夠真實反應頁巖的力學本構特征；②在地應力特征研究方面，仍基于線彈性力學理論，沒有考慮頁巖富含黏土和干酪根導致的較強流變性特征，致使求出的兩向水平主應力差值較大，得出的三向主應力剖面與地層實際情況差異較大。

圖1 某井測井解釋曲線圖

針對以上存在的問題，應開展頁巖地質力學研究，建立適用于頁巖的地質力學測試評價方法和技術。在巖石力學性質研究方面，應充分考慮頁巖巖石力學的各向異性特征，基于橫觀各向同性巖石力學本構方程，建立頁巖動靜態巖石力學彈性本構矩陣測試評價方法和技術，得出動靜態橫觀各向同性巖石力學剛度矩陣，完整描述頁巖的巖石力學本構特征。在地應力特征研究方面，應充分考慮頁巖較強的流變性對頁巖地應力的影響，基于黏彈性力學理論，建立頁巖應力差值測試評價技術和三向主應力剖面計算分析技術。

2.3 研發全可溶橋塞，助力頁巖氣分段壓裂降本增效

水平井分段壓裂技術是頁巖氣藏儲層改造、有效提高單井產量的核心技術手段[15,23]。“橋塞＋射孔聯作壓裂技術”在國際上作為主流的分段改造技術，已經有近20年的現場應用[24-25]。以金屬橋塞、可鉆式橋塞、大通徑橋塞等為代表的常規橋塞應用十分廣泛，僅2014年中石油就使用了7 000～9 000只可鉆橋塞。然而，可鉆橋塞作業時間與經濟成本相對較高，按每只實際鉆塞時長3小時（包括下管柱時間）計算，2014年全年鉆塞總時長達875～1 125天；按每只橋塞鉆塞費用為1萬元計算，共使用資金（7～9）千萬元。此外，可鉆橋塞壓裂結束后下鉆具磨銑過程易造成井下事故，同時還存在碎屑和作業泥漿污染儲層的問題。

可溶橋塞是本體、膠筒及卡瓦均可溶的一種橋塞，因其作業簡單易行，基本免除了后期鉆除工序，且有效減少占井時間，與常規橋塞相比具有極強的技術優勢[26-27]。自2013年以來，中石油聯合多家企業開展可溶橋塞研究，經過近6年的發展，已經形成體系化、系列化產品（圖2），可滿足外徑88.9～139.7 mm油管及套管井的壓裂使用，為頁巖氣開發再添利器。該可溶橋塞核心材料為鎂鋁合金，通過添加多種稀有元素，解決了高溫下的材料強度問題，高溫下最大抗壓強度介于550～650 MPa可調；同時研發了低溫膠筒材料，溫度45 ℃條件下耐壓時間為72小時，溶解時間為12天，為可溶橋塞的應用范圍拓寬至低溫水平井的壓裂奠定基礎。通過仿生表面織構和涂層化等表面處理方法，改變橋塞表面親疏特性、比表面積和化學特性，控制橋塞在不同階段的溶解速率，實現橋塞溶解可控。 目前，該橋塞系列產品耐壓70 MPa，適用溫度為45～150 ℃，在不同溫度與礦化度條件下溶解時間7～25天可調。

圖2 自主研發的可溶橋塞產品照片

該橋塞外徑小、通徑大、適應性強，多次完成過套變點壓裂施工。以威遠某頁巖氣井為例。該井垂深為2 996.44 m，斜深為4 606.0 m，水平段長1 640 m。完井后檢測到井深3 060 m有1處套變點，最大通徑為100 mm。初期使用國外公司外徑95 mm橋塞進行過套變點壓裂施工，壓裂了1～18段；至第19段、20段后，由于套變點通徑再次縮小至90 mm，施工未能成功。改用自主研發的外徑85 mm橋塞，使用連續油管＋液壓投放工具的工藝，成功實施過套變點的壓裂施工，最高泵壓為70 MPa，單層平均加砂73 t。

與國外可溶橋塞系列產品相比，該橋塞適應性強，價格低廉，技術成熟度好，已經形成行業引領趨勢。2018年，中國石油共使用10 000～12 000只橋塞，其中可溶橋塞約1 600只，使用自主研發的可溶橋塞近1 500只。大量現場試驗結果表明，使用可溶橋塞可以做到壓后不通井，直接返排生產，節省了大量鉆塞成本；若現場遇卡，可采用壓裂車組注快速處理液溶解解封，無需小修、大修等措施，節省了大量施工和維修等后期費用。可溶橋塞在自研技術的引領下已經形成以技術為標桿、行業標準為依據，由國有企業、眾多科研院所和大中型企業支持的有序的發展模式。考慮到可溶橋塞價格與可鉆橋塞差距不大，且批量生產后還有降價空間，因此極具推廣潛力，未來可全面替代可鉆橋塞。

3 對加強頁巖氣工程管理的思考與建議

我國天然氣發展處于重要的戰略機遇期，頁巖氣作為天然氣上產的關鍵領域，加快頁巖氣開發利用意義重大[28]。眾所周知，頁巖氣業務具有規模大、投資高、時間長、環節復雜等系列特點，加強頁巖氣工程管理對于合理開發頁巖氣資源、提高資源開發效益、解決環境問題等具有重大現實意義。然而，由于油公司及工程技術服務公司在追求質量效益上存在經營理念、成本控制、管理模式等方面的差異，當前我國頁巖氣業務的發展在管理方面仍面臨著一些挑戰[29]。

具體來講，在經營理念方面，油公司追求全生命周期效益最大化，用最小的投入獲取最大的可采儲量，工程技術服務公司則追求工程建設過程中的利潤最大化，用最小的投入完成合同規定的任務和工作量；在成本控制方面，油公司實行成本動態控制，立足多投入多產出，追求長期且穩定的經濟效益，工程技術服務公司則實行成本定額控制，立足節約成本，在獲取短期利潤最大化的同時，質量和安全風險管控難度增大；在管理模式方面，油公司多傾向于實行“日費制”精益管理，有利于推進技術進步，不斷提高單井可采儲量，而工程技術服務公司則多傾向于實行“大包制”自主管理，有利于工程企業利潤最大化，但對技術創新和提高單井最終累產氣量激勵效果不明顯。

鉆完井“日費制”管理模式是國際通行做法，油氣行業和油氣公司應抓住這一重要的戰略機遇期，調整現有管理模式，謀求未來的發展，摒棄油公司、工程技術服務公司在追求質量效益上的差異，探索并建立頁巖氣資源開發的利益共同體，尋找提質增效的最佳途徑。為此，對中國頁巖氣工程管理提出以下建議。

3.1 推行“日費制”管理方式并進行相應的體制改革

具體涵蓋以下5個方面：①進一步完善油公司內部關于“日費制”管理模式的制度和辦法；②建立完善的定額、結算、考核、激勵體制和制度；③提高“日費制”監督隊伍數量、質量，健全待遇考核激勵機制，有效提升施工效率；④建立遠程專家支持平臺，確保施工過程中遇到的問題得以快速、有效解決；⑤確保甲方物資供應和生產運行保障系統平穩有效運行。

3.2 建立甲乙方協同一致、降本增效的管理機制

一方面，建立鼓勵工程技術隊伍提高作業效率和降低作業成本的補貼政策，讓施工隊伍堤外損失堤內補，確保頁巖氣工程技術服務質量，提升開發效果；另一方面，擴大技術服務市場化規模，充分引入競爭機制，創新收益分成機制，倒逼工程技術服務公司加強科技創新，持續降本增效，提高競爭力。在此基礎上，構建協同一致、風險共擔、利益共享的管理機制，共同推動頁巖氣降本增效與效益開發。

3.3 建立頁巖氣開發數據庫與最優化參數標準及操作規范

目前我國國家級頁巖氣數據共享及經驗共享平臺尚待搭建，缺乏國家級的頁巖氣基礎數據庫，缺少技術共享服務和經驗交流平臺。以商業秘密為由，人為層層相互設限，相互封鎖，制約了頁巖氣快速健康發展。建議以四川盆地為主體，建立公開共享的頁巖氣基礎數據庫與知識平臺，收集整理從地表到目的層、從評價到生產的各類頁巖氣數據資料，實現頁巖氣地質、工程數據共享。并以此為基礎，建立頁巖氣開發最優化參數標準及操作規范，推動學習曲線在工程實踐中快速演進，形成最優化的工程技術學習曲線，有效指導頁巖氣勘探開發。進一步利用大數據、云平臺等先進信息技術手段，建立頁巖氣勘探開發一體化指揮系統與協同環境，匯聚頁巖氣勘探開發的關鍵數據和信息，實時跟蹤鉆完井工程進度，全面掌握開發動態，實現遠程協同、指揮、支持和檢測，強化地質工程一體化研究，推動頁巖氣技術與管理標準規范的建立實施，實現更充分、更高效的信息和經驗共享，在一定程度上可以降低頁巖油氣勘探開發行業的準入門檻，推動大量非公有制中小企業得以自由進入該能源領域，拉動一些風險投資基金、銀行等金融機構為頁巖氣開發投資、貸款，形成頁巖氣產業與金融業的融合，提高管理效率與決策科學化水平。

4 結束語

頁巖氣是我國天然氣上產的關鍵領域，伴隨著威遠、長寧、昭通、涪陵等國家級頁巖氣示范區的建立，中國頁巖氣的發展正迅速升溫。但同時也應該清醒地認識到，我國頁巖氣資源的勘探開發目前還處于起步階段，單井產氣量、最終可采氣量、技術和裝備等與國外存在著顯著差距；頁巖氣開采環保法規、政策及標準缺乏；大體量頁巖氣地質資源仍未實現規模有效動用；頁巖氣開發仍面臨著單井成本控制難度大、后期成本上升不易控制的難題。亟需結合自身資源現實條件，對美國頁巖氣革命水力壓裂經驗與管理理念進行借鑒、消化、吸收與再創新，探索符合中國實際的頁巖氣開發可行之路。