四川盆地南部地區深層頁巖氣工程關鍵技術與展望

譚 賓

1.中國石油川慶鉆探工程有限公司 2.國家能源高含硫氣藏開采研發中心

0 引言

四川盆地奧陶系五峰組—志留系龍馬溪組一段頁巖氣資源豐富，地質資源量21.9×1012m3，其中埋深3 500～4 500 m的深層頁巖氣占51%，為11.3×1012m3，資源價值、社會價值巨大，是我國當前最有利的頁巖氣勘探開發區域[1-3]。隨著長寧—威遠國家級頁巖氣示范區勘探開發的突破和商業性開發程度的深入，實現了川南3 500 m以淺頁巖氣資源的有效開發，目前的頁巖氣開發對象逐步向深層進軍[4]。根據中國石油西南油氣田分公司“十四五”規劃，到2025年瀘州、自貢等深層頁巖氣區塊產量將達到160億立方米，其能否規模效益開發將直接影響“十四五”頁巖氣增儲上產、國內天然氣需求接替和大力提升勘探開發力度、加快提高油氣自給率的實現程度[5-7]。

中國石油川慶鉆探工程有限公司具有從地質前期評價到采輸作業的完整業務鏈，是國內頁巖氣勘探開發的先行者。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。2018年以來，川慶鉆探在淺層頁巖氣工程技術的基礎上，探索并發展形成3 500 m以深頁巖氣特色鉆完井技術，助推瀘州、自貢等區塊深層頁巖氣勘探開發取得階段成果。

1 地質難點與工程挑戰

與淺層頁巖氣相比，深層頁巖氣在儲層埋深、溫度、壓力、地應力等方面發生了顯著變化，地質條件更復雜，從而給鉆井、壓裂等帶來了一系列的問題，常規頁巖氣工程技術無法滿足規模效益開發需要。

1.1 中上部地層裂縫、氣層更發育，儲層變化更大，復雜更多

深層頁巖上覆地層層系更多，縱向上存在多個壓力系統，且區域內地層壓力系數差異大[8]，在三疊系須家河組、嘉陵江組、二疊系長興組、龍潭組、茅口組等11個層位含氣。局部地區二疊系茅口組等存在裂縫易漏層，棲霞組等存在高壓氣層，溢漏同存，井控風險高。前期鉆井過程中易因井漏導致井筒壓力失衡誘發溢流等井控問題。

歷經多期構造運動，深層頁巖儲層脆性高、橫向非均質性強、層理與裂隙發育，存在未知的微褶皺、小斷層和小破碎帶，局部巖石力學參數差異大[9]，鉆井過程中井壁水化破壞、周期性垮塌等問題突出，再加上部分區域地層傾角變化超過20°，水平井段鉆進井眼軌跡調整頻繁，導致水平井段鉆柱摩阻扭矩增大，井壁失穩加劇[10]。

特別是在自201井區，造斜段志留系下統龍一2層—龍一14層界面地層破碎易垮塌，水平井段龍一11儲層薄，易穿層或突遇小斷層，層理破碎及揉皺變形造成井壁失穩，卡鉆風險大（圖1）。

圖1 地質導向井眼軌跡示意圖

1.2 儲層溫度更高，已對井下工具和輸氣管線帶來影響

深層頁巖氣儲層溫度比淺層高24～53 ℃，水平井段井底循環溫度一般在135～155 ℃[11]，最高167 ℃，超過常規工具（特別是旋轉導向工具）穩定工作溫度，加之地層壓實強、鉆進中工具振動大[12]，井下工具儀器壽命降低50%以上，部分井不足20 h，嚴重制約儲層鉆井效率。

試油測試排液初期井口返排天然氣溫度普遍高于90 ℃，部分地層水被氣化進入輸氣管道，入網后冷凝成水，易造成管線輸壓高，且為硫酸鹽還原菌生長提供了舒適的環境，加劇了管線的腐蝕。

1.3 部分地層可鉆性更差，鉆井速度慢

對比淺層頁巖氣，二疊系茅口組—棲霞組、志留系下統龍馬溪組甜點儲層巖石更加致密、地層研磨性強。其中，瀘203井區茅口組—棲霞組和龍馬溪組可鉆性級值分別比寧209井區高約17%和56%。龍馬溪組與奧陶系上統五峰組交接面可鉆性差，PDC鉆頭先期磨損嚴重，導致頻繁起下鉆（圖2）。

圖2 PDC鉆頭典型磨損情況圖

1.4 壓裂施工難度大，儲層動用效果不佳

深層頁巖壓實作用更強，地層破裂壓力更高[13]，大排量、超高泵壓壓裂改造連續作業成為常態[14]，施工泵壓普遍超過80 MPa（較中淺層高25～50 MPa），最高達到124 MPa，對地面施工設備及井下管柱的長期安全運行作業帶來挑戰[15-20]，大規模加砂施工難度大。

深層頁巖儲層閉合壓力和水平應力差分別較淺層高30 MPa和6～10 MPa，水力裂縫寬度窄，裂縫導流能力低；復雜縫網形成難度大，改造體積有限；支撐劑的破碎與嵌入，導致水力裂縫導流能力持續衰減，壓后產量遞減快。

1.5 單井廢棄物大量增加，環保風險更加突出

原有的鉆井廢棄物處理方式單一、設備自主化程度低，深層頁巖氣規模化開發暴露出廢棄物處理能力不足、處理效率低、成本高等問題，環保風險更為突出。

2 頁巖氣工程關鍵技術

通過強化技術攻關和集成配套，借鑒學習國內外先進適用技術，在優快鉆井、井控安全、故障復雜控制、體積壓裂、科學鉆井等方面逐步形成6大類18項特色鉆完井技術，基本建立了深層頁巖氣勘探開發工程技術體系。

2.1 鉆完井提速提效技術

2.1.1 鉆頭優化技術

針對須家河組、茅口組和龍馬溪組等難鉆地層可鉆性差的問題，建立了鉆頭科學評價方法，基于大數據鉆頭效能評價機制，利用黃金分割優化線科學優選出不同地層、不同井段的高效鉆頭，并通過建立鉆頭技術模板，納入深層頁巖氣鉆井指南，推動了整體提速提效。

在自流井組、須家河組優化應用復合鉆頭，應用10余口井，平均機械鉆速較PDC鉆頭提高17.42%；在二疊系茅口組—棲霞組創新應用斧型齒、三棱齒等非平面齒PDC鉆頭，平均機械鉆速較平面齒PDC鉆頭提高84.39%；在龍馬溪組優化應用雙排齒結構PDC鉆頭，平均機械鉆速較單排齒鉆頭提高1.06倍。

2.1.2 鉆井井下配套工具優化

為有效提高難鉆地層鉆井速度，在瀘203井區須家河至茅口組試驗振蕩螺桿、加強型扭力沖擊器，建立了復合鉆頭＋振蕩螺桿、PDC鉆頭＋振蕩螺桿、PDC鉆頭＋扭力沖擊器三種提速模式，機械鉆速平均提速25%，單趟進尺平均提升91%。

2.1.3 儲層控壓降密度提速技術

針對瀘州區塊儲層壓力系數高、鉆井速度慢、井漏嚴重問題，在地層孔隙壓力、巖石力學參數、地應力測井解釋與分析的基礎上，利用常規控壓技術在龍馬溪組探索降密度試驗，試驗井鉆井液密度由2.03～2.17 g/cm3降至1.90～1.99 g/cm3，最低1.85 g/cm3，平均漏失量降低42%，損失時間降低61%，機械鉆速同比提高13%～67%。

2.1.4 連續油管精細化鉆磨技術

自主研發出連續油管用扭矩釋放器、自動換向雙向水眼磨鞋、多次開關循環閥等核心工具，打破國外工具壟斷，實現750 L/min大排量洗井，馬達工作時長提升2倍，憋停泵減少80%，效率提升32%。自主開發國產化連續油管軟件，填補國內空白，計算速度提高9倍，異常點精準描述契合度達90%以上。

創建了以恒扭矩防卡、無限循環為核心的鉆磨管串模板，形成了疲勞分析軟件為核心的連續油管精細化鉆磨技術，在深層頁巖氣井開展?50.8 mm連續油管預防卡鉆、高泵壓、高排量精細化鉆磨作業，實現一趟鉆鉆塞36個，單個橋塞平均鉆時22 min，作業效率提高2倍以上。

2.2 鉆井復雜預防與處理技術

2.2.1 漏轉溢井控同存風險預防與控制技術

針對前期茅口組、棲霞組置于同一井段易發生漏噴同存、井控風險高的難題，不斷優化井身結構，將?244.5 mm技術套管下深從龍馬溪組上調到石牛欄組[21]頂部，再上調到目前的二疊系棲霞組頂部，從而有效地分隔了茅口組低壓易漏層與棲霞組高壓氣層。

創新建立了一套溢漏同存風險有效管控模式：應用控壓鉆井技術有效控制復雜壓力系統，利用承壓堵漏技術提升脆弱地層承壓能力，應用多次開關旁通閥大幅度提高堵漏效率。

2.2.2 井壁穩定評價與控制技術

針對自201井區儲層井壁垮塌難題，通過頁巖理化性能及巖石力學測試，明確了頁巖井壁失穩的主控因素是力學引起的失穩（主要受地應力和強度各向異性影響），重要誘因是水力壓差控制的壓力傳遞。綜合起下鉆壓力波動和鉆柱碰撞等影響因素，建立了頁巖井壁坍塌預測模型，為井壁垮塌預測和有效控制提供了支撐。

針對頁巖微裂縫、微孔洞發育、井壁穩定性差等問題，創新了“乳化劑分子量級配—配位乳化”“固液協同增強乳化穩定”和“剛—柔—液三元復合封堵”3種提高鉆井液封堵性能的機理，發明了梳型分子結構主乳化劑，在深層頁巖氣應用，井壁穩定得到有效控制。

2.2.3 吸油膨脹膠結堵漏技術

基于樹脂類聚合物吸油膨脹特性，研發出“吸油膨脹膠結劑+親油性堵漏材料”混配的吸油膨脹膠結堵漏劑，膨脹率達62%（140 ℃）、承壓能力大于5 MPa，形成了不同漏速下的防漏堵漏配方，油基鉆井液堵漏材料全部實現自主化，在50余口井現場應用，一次堵漏成功率達62.8%。

2.2.4 可降解攜砂段塞技術

針對深層頁巖氣水平井段攜砂困難、摩阻扭矩大的問題，研發出可降解攜砂劑，具有易分散、可降解、不易敷篩的優點，利用段塞循環方式清潔井筒，可有效提高水平井段攜巖清砂效率。在陽102H34平臺應用，水平井段摩阻降低23%、扭矩降低22%。

2.3 高溫儲層鉆完井技術

2.3.1 鉆井液降溫技術

為降低井筒鉆井液溫度、提高常規井下工具的適用能力，自主研發了“水冷＋風冷”兩級鉆井液地面降溫裝置（圖3）。

圖3 鉆井液地面降溫裝置原理圖

在有效體積內，通過優化內部結構、增加換熱面積、提高熱交換風機功率，實現了鉆井液地面降溫30～40 ℃（比同類產品提高31%）、井下循環溫度平均降溫10 ℃以上（比同類產品提高39%）。

2.3.2 高溫儲層導向工具優選配套技術

針對深層頁巖高溫、振動導致旋轉導向工具故障率高的難題，配套耐165 ℃高溫旋轉導向工具，創建了高、低溫旋轉導向工具個性化應用模板，配套使用短保徑鉆頭、低轉速高扭矩螺桿等工具，保障造斜段+水平井段旋轉導向工具的高效應用，有效緩解了高溫、振動導致井下工具故障率高、起下鉆趟數多的難題，?215.9 mm井段作業趟次平均減少了40%，平均機械鉆速提高27.8%，有力助推了鉆井提速提效。

2.3.3 井口返排天然氣降溫技術

針對深層頁巖氣測試初期井口返排天然氣溫度高，部分地層水被氣化進入并腐蝕輸氣管道的技術難題，自主研制了高壓除水裝置，配套了冷卻塔，形成了“除水＋節流”為核心，輔以熱交換為基礎的井口降溫工藝技術，降溫能力32～45 ℃，有效降低對輸氣管線的沖蝕、腐蝕等風險。

2.4 深層頁巖壓裂改造技術

2.4.1 高強度壓裂參數優化技術

立足于“地質—工程一體化”思路，形成以“細分切割、提升凈壓、控液增砂”為技術核心的深層頁巖氣體積壓裂設計優化技術，實現簇間距、加砂強度、用液強度、施工排量等8項關鍵壓裂參數優化。

簇間距縮短50%，射孔簇數增加300%，利用更有效的縫間應力干擾來進一步“打碎”儲層；加砂強度提升1倍，砂堵率降低85%，顯著提升裂縫支撐效果。

2.4.2 體積壓裂參數優化技術

針對高應力差下裂縫復雜度不高、改造體積小的難題，通過變黏壓裂液[22-23]連續加砂、多尺度小粒徑支撐、復合暫堵轉向，縫內凈壓力提高3～5 MPa，改造體積提升20%。

液體2～100 mPa·s黏度可調，避免液體切換導致性能延遲，懸砂性能好，為高強度加砂提供了保障；減小加砂困難，降低支撐劑沉降速度，支撐縫長提高30%，確保不同尺度裂縫充填效果；形成“暫堵球＋暫堵劑”復合暫堵工藝[24-28]，平均轉向壓力3.8 MPa。

2.4.3 超高壓壓裂施工工藝

針對高泵壓、大排量、大砂量壓裂施工作業問題，形成2500型壓裂車組、140 MPa高壓管匯、連續輸砂裝置、遠程泄壓裝置為代表的壓裂配套裝備和等孔徑射孔、前置酸液降低地層破裂壓力、高黏壓裂液造縫等壓裂工藝措施，滿足了深層頁巖超高壓、大排量、高強度加砂壓裂的工程需求。

2.5 工程作業智能支持技術

2.5.1 工程作業智能支持系統

自主研發出井筒工程全專業鏈的工程作業智能支持系統（Engineering Operation Intelligent Support System，EISS），全面覆蓋深層頁巖氣作業現場。將工程計算、大數據分析于一體，利用“互聯網＋”技術，自主開發了井控管理等10個管理模塊，包含17項工程模擬軟件、5項輔助決策和8項地質分析等功能，賦能工程技術，輔助科學決策，初步實現了經驗鉆井向科學鉆井、事后處置向實時全過程、人工監管向人工＋智能管控、單打獨斗向工程地質協同一體化的4個轉變，加快了向智慧鉆探邁進步伐（圖4）。

圖4 工程作業智能支持系統圖

2.5.2 數字化井場技術

自主研發了司鉆領航儀、電子坐崗、非滿管溢流監測系統等5大數字化新產品，形成數字化鉆井模版，進一步提升井場＋井筒數字化水平。利用無人機、3D建模等技術，集成實時參數和關鍵位置視頻監控，初步建成數字化井場，多維度展示現場工作狀態，遠程實時掌握現場實際情況。工程作業智能支持系統＋數字化井場的運行，實現了精準操作、安全管控、技術支持、服務保障、工程質量和工作效率等8個方面的提升，工程技術數字化、智能化建設作用凸顯。

2.6 頁巖氣清潔生產技術

2.6.1 水基鉆屑多元化處理技術

為落實國家綠色、低碳發展要求，解決廢棄物處理能力不足制約深層頁巖氣快速上產的突出問題，依據鉆井液體系分類收集，拓展制備路（場）基土技術、微生物土壤化處理技術、免燒磚（砌塊）處理技術、燒結磚處理技術等多種巖屑處理途徑，實現精準分類處理，100%資源化利用，提高了頁巖氣綠色開發水平。

2.6.2 油基鉆屑處理技術

為解決油基鉆井廢棄物處理難度大、成本高等問題，開發了以CQ-TDU含油鉆屑熱解析處理裝置、微生物處理及用作路面材料等3套處理技術及裝備，實現了油基鉆井廢棄物處理技術、裝備的“零突破”，系統解決了油基鉆井廢棄物處理能力及效率的瓶頸問題。

3 未來探索方向

通過技術創新，深層頁巖氣工程技術雖然取得階段性進展，但仍存在地質工程一體化、“一趟鉆”等技術不完善，高端工具依賴進口等問題。

3.1 持續深化地質研究，提升地質工程一體化技術水平

深入開展地層三壓力預測與分布特征、動態應力場演化規律研究攻關，為井控、井漏、卡鉆等工程風險防控提供地質依據；深化三維地震數據體高分辨率處理技術研究，開展三維地質導向模型展示技術攻關及軟件智能化探索研究，建立更加精細可靠的地質導向模型，提高地質工程一體化技術水平。

3.1.1 強化三壓力預測與分布特征研究攻關

目前利用鄰井實鉆資料開展地層孔隙壓力預測，破裂壓力和坍塌壓力實測樣本點較少。下步重點開展關鍵層系巖心資料、測井資料綜合分析，加強基礎理論研究及數值模擬，建立高精度三壓力預測模型。

3.1.2 開展動態應力場演化規律研究攻關

利用靜態參數開展區域應力場建模時要充分考慮壓裂施工引起的局部應力場的轉變，開展壓裂過程中井間地應力場動態演化規律研究，實現氣藏動態應力場轉向數值模擬及壓裂后應力場刻畫。

3.2 進一步攻克深層頁巖氣抗高溫提速瓶頸，降低工程作業成本

高溫導致井下工具儀器失效依然是困擾深層頁巖氣藏提速提效的難題，亟待開展以下攻關：一是開展175 ℃耐高溫國產化旋轉導向工具研制[12,29]；二是開展隔熱噴涂鉆桿、可變導熱鉆井液等降溫新技術探索，進一步提升井下降溫效果。

3.3 持續攻關深層頁巖氣水平井段“一趟鉆”技術，推進鉆井提速提效

需系統開展耐高溫長壽命井下工具儀器配套、個性化PDC與提速工具研制等攻關[9,30]，大幅度提高造斜段＋水平井段1～2趟鉆完成比例。同時，持續完善鉆完井提速提效模板，開展鉆井參數實時優化技術研究，優化完善井下復雜預防與處理技術，進一步降低鉆完井成本。

3.4 完善壓裂配套技術，進一步升級深層頁巖氣有效改造技術

目前深層頁巖氣單井產量差異大，地質工程主控因素尚待厘清，需深化高閉合壓力、高應力差下壓裂室內模擬實驗，完善深層條件下裂縫擴展機理和縫網形成機制，強化深層頁巖壓裂動態監測與精細評價，試驗井下全景高清成像實時分析儀器，形成深層頁巖氣有效改造工藝技術。

3.5 強化自動化智能化鉆完井軟件及裝備，促進工程技術提檔升級

自動化、智能化鉆完井是工程技術發展的趨勢，按照“豐富采集層”“完善決策層”“探索控制層”方略，下一步將加大工程作業智能支持系統（EISS）建設力度，攻關/引進自動化鉆完井裝備，穩步推進工程技術的數字化、信息化、自動化、智能化建設，提高深層頁巖氣工廠化作業效率。

4 結束語

通過近年來的攻關，深層頁巖氣工程技術躍上了新臺階，有效支撐了四川盆地頁巖氣開發的增儲上產，但深層頁巖氣當前還面臨諸多挑戰，必須緊跟頁巖氣技術革命新趨勢，以解決現場實際問題為導向，以提速增效為主線，以科技創新為抓手，不斷推進技術迭代升級與管理創新，提升工程技術服務能力，為實現頁巖氣可持續開發而努力，為國家天然氣發展戰略和“雙碳”目標提供強有力的技術支撐！