川渝地区页岩气勘探开发工程技术集成与规模化应用

岳砚华 伍贤柱 张 庆 赵 晗 姜 巍

页岩气作为一种非常规天然气在全球分布广泛、储量丰富，中国页岩气技术可采资源量约为21.8h1012m3，资源价值、社会价值巨大，四川盆地是我国当前最有利的页岩气勘探开发区域[1-3]。中国石油川庆钻探工程公司（以下简称川庆钻探）具有从地质前期评价到采输作业的完整业务链，自2009年率先进入页岩气工程服务，打成了中国第1口页岩气井，之后创造了多项国内第一，并承担威远国家级页岩气示范区建设，参与制订页岩气专项标准29项，已形成服务与开发一体化的六大类41项页岩气技术系列，整体配套完善，强力助推了川渝地区页岩气优质高效建设。目前，川庆钻探已完成页岩气钻井进尺近100h104m、压裂井数180余口，威远井区页岩气累计产量约13h108m3。

1 页岩气藏开发的特点与难点

1）页岩气藏为自生自储气藏，页岩气以吸附和游离态赋存于泥页岩中，常规气藏的储量计算方法难以适应页岩气，而页岩基质孔隙度的计算、含气量的测定、裂缝系统的准确评价难度极大，页岩气资源难以准确评价。

2）页岩气井产能受到的影响因素较多，包括气藏地质条件、储层物性、水平段长度及巷道位置、压裂改造方式、压后返排控制等，产能控制因素复杂，对开发方式提出了极高的要求。

3）页岩气实现效益开发必须以水平井为主，以增大渗流面积，以提高单井产量，而页岩气最有利箱体厚度薄，导致水平井轨道控制难度较大，最优箱体钻遇率直接影响单井产量，而页岩气井完井对井眼轨道的光滑程度也提出了较高要求。

4）储层改造是页岩气开发的关键环节，和常规井不一样，页岩气井没有天然产能，必须进行大规模的加砂压裂才能获得产量，而压裂效果直接影响了产量。如何优化压裂、提高人工缝网的复杂程度是页岩气效益开发必须解决的难题之一。

5）页岩气建产周期直接影响到效益开发，如何缩短建井周期、快速投产、实现提速增效是页岩气效益开发的必由之路，这对页岩气开发工程技术提出了更高的要求。

6）页岩气井产量递减快、压裂液长期返排，长期处于气水同产状态，如何采取经济有效的开采方式确保低压、低产阶段的稳定生产，提高采收率。需采取针对性强、经济有效的排水采气措施，技术难度高。

7）环保压力大。川渝页岩气作业区域多处于环境敏感区和生态脆弱区，按2015年实施的新《环境保护法》的要求，钻完井作业的钻井废液、压裂返排液、废弃钻井液和油基岩屑是钻井作业最大的环境问题。

2 页岩气特色工程技术

四川盆地是目前中国页岩气勘探开发重点区域，也是最成功的地区，经历了先导试验和高速发展阶段，目前已逐步进入规模开发阶段。围绕“高效益、高效率”开发，通过强化集成配套和技术攻关，借鉴学习国内外先进适用技术，突出“国产化、自主化、集成化”，在水平井优快钻完井、体积压裂、工厂化作业、清洁生产、开发和采输等6个专业领域逐步形成了41项页岩气勘探开发特色工程技术（表1），规模化应用效果显著，有力支撑了川渝地区长宁—威远、昭通等国家级页岩气示范区安全清洁效益开发。

表1 页岩气特色工程技术表

2.1 水平井优快钻完井技术

通过对优化井身结构及轨道设计，简化套管程序，提高优质储层钻遇率的技术攻关与集成配套，完善形成了页岩气钻完井工程主体技术系列10项技术，整体处于国内领先水平，分区域分井段提炼出的优快钻完井技术模板为页岩气规模上产提供了技术支撑（图1）。

1）以地质工程一体化设计技术研究为导向，综合应用三维地震、三维地质建模、钻井分析软件[4]，为优化井部署、井轨道和井身结构设计提供详实、可靠的储层地质资料，有力保障地质甜点钻遇率和实现优快钻井。

2）形成了各层段“专层专打”PDC钻头系列，并全面实现国产化，机械钻速明显提升、钻头成本大幅下降。自主研发的水平段高效5刀翼19 mm切削齿PDC钻头CFS5194，在7口井志留系龙马溪组应用试验，平均机械钻速较同类钻头提高10%～12%（图 2）。

图1 威远页岩气示范区优快钻完井技术模板图

图2 4种钻头应用效果对比图

3）自主研发白油基、柴油基等多套钻井液体系，处理剂实现了国产化，综合性能达到国际先进水平（表2）；自主研发的高性能水基钻井液[5]抑制封堵性、润滑性、流变性三大性能指标接近油基钻井液，单位成本明显下降，先后在威远、长宁等区域规模应用120井次，较好地解决了油基岩屑处理问题。

4）针对水平段靶体2～4 m的严格要求，大力推进地质工程一体化导向技术的应用[6]，自主研发的CG-Steer旋转导向系统（图3）在长宁H24-7井完成斜井段、水平段进尺610.79 m，循环工作时间208 h，取得阶段性成果。在威远地区通过集成三维地质建模＋旋转地质导向＋特殊录井技术＋工程参数辅助，准确实施地质导向，优质储层钻遇率达到97%，实现了地质目标。

5）研发了过钻具存储式伽马能谱、交叉偶极声波、阵列感应等仪器（图4），配置了元素俘获等仪器，实现了“一趟钻完成全部测量项目”，较钻具传输测井节约时间2 d。

表2 油基钻井液性能对比表

图3 国产CG-Steer旋转导向系统图

图4 过钻具存储式测井仪器图

6）研发了微膨胀韧性水泥浆体系[7]（其与常规水泥石性能的对比结果见表3）、冲洗隔离液[8]关键处理剂，集成安全快速下套管技术、浆柱结构及注替工艺优化，配套套管变形预防措施，提高长水平段水平井固井质量和井筒完整性，满足体积压裂需要。川渝页岩气井推广应用200余口，水平段固井质量优质率达到92.5%，合格率95.2%，井筒完整性由86%提高至95%。

2.2 体积压裂配套技术

体积压裂技术是提高页岩气产能及收益的一项关键技术，直接关系到页岩气井的产能建设。通过技术攻关与现场试验，形成了体积压裂从设计到室内实验评价、井中地震压裂缝网实时检测的配套技术[9]，保障了增产实施方案的效果。

1）开发一套页岩储层水平井多级压裂优化设计决策系统，建立了优化设计流程，结合评价地质工程关键参数、预测改造裂缝网络扩展、模拟不同方案的结果并进行对比，优化了体积压裂设计。

2）建成复杂缝网流动模拟等8套压裂模拟实验平台（图5），提升了压裂技术评价及原创能力；创新形成滑溜水[10]—弱凝胶混合压裂等8项页岩气压裂专项技术。

3）采用具有自主知识产权的分段多级分簇射孔，定向、定面射孔技术，开发了泵送可视化平台；连续油管智能多级起爆射孔一次可实现最多10级起爆，一次下井最多可完成5簇射孔，解决了复杂井多簇射孔的难题。

4）现场探索形成了停泵转向、胶液处理、变排量压裂、裂缝强制闭合、密集式段塞加砂、胶液前置＋阶梯排量6种复杂缝网压裂工艺，有效保障了页岩增产改造体积（SRV）的形成。

表3 韧性水泥石与常规水泥石性能对比表

图5 页岩压裂评价模拟实验平台照片

5）研发的耐剪高抗盐反相乳液降阻剂——滑溜水，简化了配方、提高了携砂效果、降低了成本。研发了高耐盐胶液体系实现了聚合物替代胍胶、提升了性能、减小了地层伤害；开发了6种页岩气水平井分段压裂特色工具（图6），大通径桥塞、可溶桥塞广泛应用于生产。

图6 页岩气水平井分段压裂特色工具图

6）自主研发了微地震监测技术，具备深井、浅井、地面监测采集、处理、解释一体化能力，实时指导压裂、调整参数、了解压裂波及体积[11]，为EUR计算提供了依据（图7）。

2.3 工厂化作业技术

创新形成钻井压裂、钻井采输、压裂采输等同步作业模板，优化平台布置，实现“批量化、模块化、程序化、一体化”作业[12]，大幅加快投产进度，平台投产周期缩短约25%。

1）采用集中建井、双钻机作业模式，自主研发钻机快速平移系统实现了分开钻次序批量钻井（图8-a），钻机平移和固井候凝同步作业，较常规作业模式钻井周期缩短约40%。

图7 威204井区微地震监测图

2）在国内首次采用两口井“拉链式”压裂作业模式，通过地面标准化流程、拉链式施工[13-15]（图8-b）、流水线作业和井下交错布缝、微地震实时监测，最大限度增加储层改造体积，拉链式压裂作业效率可达到5段/d，充分体现了“工厂化”压裂对页岩气丛式水平井平台大规模体积压裂改造的提速、提效作用。

3）通过细化安全保障措施，同平台开展“半支压裂、半支钻井”安全同步作业（图8-c），有效缩短平台投产周期，提升了页岩气规模开发效益。

2.4 清洁生产技术

图8 “工厂化”压裂作业图

图9 页岩气清洁化生产模式图

形成了以清污分流、岩屑不落地、钻井液回收利用、油基岩屑处理及资源化利用[16-17]、电代油减排降噪、采出水重复利用及综合治理等为主体的6项页岩气环保节能技术（图9），通过内外沟，围堰和雨棚进行清污分流，通过岩屑实时传输系统实现不落地，通过综合处理站集中处理和回收利用，在合作区钻井全部实现了电代油作业，采用热解析、萃取等处理油基岩屑，采出水部分回注井下或工业制盐，回用率达80%，实现了环保节能开发。

2.5 气藏地质及工程技术

通过持续攻关研究、完善，形成了以高精度三维地震勘探技术为基础的技术体系，包括高精度三维地震勘探、测井处理解释、资源快速评价、地质工程一体化建模、井位优选和页岩气藏动态分析等6项技术。

1）通过持续攻关研究、应用完善，高精度三维地震处理解释技术的应用，不断提升了在构造预测、裂缝预测、小层厚度及储层关键参数预测精度。

2）建立了一套储层综合评价及分类的测井处理解释方法，该方法以综合数字岩心实验测试与分析为基础，利用测井解释及综合评价模块对储层物性参数、矿物成分进行解释，获取储层综合评价参数，再由储层综合评价及分类模块按综合评价标准，得出“地质甜点”建议。该方法的应用使解释地质甜点符合率达95%，大幅度提升了测井解释准确度。

3）地质工程一体化建模技术：利用三维地质模型（图10），可开展储层参数平面分布预测、优化井轨道设计、指导地质导向、预测压裂异常等[4]，为打造“透明”气藏奠定了基础。

图10 三维地质构造模型及天然、人工裂缝模型图

4）井位优选技术：平面上优选地质、工程甜点区域，纵向上选择TOC含量高、物性好、含气量高、脆性高的最优水平段靶体，地表地形、地下地质目标一体化考虑，因地制宜实施了双排、勺式（图11）、交叉、下倾式等4种布井方式，优质储层钻遇率和单井测试产量明显提高。

图11 井位优化部署示意图

5）页岩气藏动态分析技术：针对页岩气较常规气藏开采的难点，形成综合气藏地质、钻完井、气井开采情况的气藏动态分析技术（图12），明确了高产主控因素、修正了复杂渗流机理下EUR计算方法、创新了体积压裂压后评估技术，为提高气田开发水平提供技术支撑。

图12 页岩气藏动态分析技术流程图

2.6 采输技术

优化地面集输工艺，实现了采输智能化、数字化管理；摸索开发生产管理制度，提高采收率。

1）钻前、地面一体化设计技术：针对页岩气集群化井位部署特点，采输地面工程与钻前工程同步设计，合理利用部分设备基础[18]，避免重复开挖，建设周期缩短30%，平台站综合投资下降5%。

2）标准化地面建设技术：在地面采输及管理方面形成具有明显技术特点的“标准化设计、模块化施工、智能化控制、数字化管理”模式，自主设计、研制分离计量一体化集成装置，推行“无人值守、集中监控、电子巡井、周期维护”的扁平化生产管理，全面推进了气田数字化管理[19]。

3）采气工艺配套技术：针对页岩气长水平段特点，形成了基于井筒完整性的完井—采气一体化工艺技术，在完井期间就为后续采气工艺实施创造井筒条件，为实现气井生产过程中的增产、稳产提供了条件（图13）。2017年，在威远井区实施连油冲砂、泡排、柱塞、增压等排水采气工艺措施201井次，累计增产气量7 274h104m3。

图13 威远井区页岩气采气工艺配套技术图

4）带压作业技术：研制了国内首套中高压气井带压作业机CQ-BYJ-21/35，逐步完善了气井带压作业工艺技术、风险评估，为储层保护、节能环保、老井稳产提供了配套装备和关键技术，在威远、长宁、涪陵等页岩气示范区带压完井100余井次，累积增产约为3.7h108m3。

3 页岩气工程技术发展方向

得益于国家页岩气发展战略，经过8年的探索和实践，页岩气工程技术得到了长足的进步和全面的发展。随着川渝页岩气进入规模开发阶段，对页岩气“高效益、高效率”勘探开发工程技术提出了更高要求，在钻完井提速提效、高效储层改造、储量动用和提高单井产量等方面还需要持续深化和完善。

1）气藏工程深入研究。综合气藏动态、气藏三维地质模型及数值模拟，以地质、压裂工程、试井及开采为基础，准确认识压裂裂缝特征、优化压裂参数、评估压后产量、确定合理开采制度，为页岩气藏的高效、经济开发提供技术支撑。

2）钻完井提速技术配套完善。以集成适用技术为基础，发展旋转导向、动力钻具等国产化工具，攻关小井眼井身结构、页岩层段高效钻井液体系、个性化PDC钻头，强化钻井参数和装备配套，实现进一步提高钻井速度和降低作业成本。

3）体积压裂技术攻关。开展密集分段高密度完井、纤维辅助支撑剂均匀铺置、自悬浮覆膜砂、无限级滑套等技术和工具试验，完善暂堵转向技术，推广石英砂替代陶粒，加强套变机理研究，提高储层改造效率和效果。

4）发展深层钻完井和储层改造技术。开展埋深超过3 500 m长水平段井眼轨道优化设计及控制技术、高效钻井液技术、长寿命提速配套工具、分段压裂施工及压后评估技术的攻关研究，实现深层页岩气资源的有效开发利用。

5）页岩气井压后返排机理研究及制度优化研究。认识影响页岩气井体积压裂返排率的关键因素，深入研究页岩气井压后控制返排模型、压后控制返排期间支撑剂沉降及回流规律、压后返排控制制度优化等，形成页岩气井高效、安全、经济的排采工艺技术。

6）持续提高安全环保技术。通过大力发展减量化技术和资源化技术，着力推行钻井废水控制、压裂液处理回收再利用、油基岩屑资源化利用，加大企业与地方政府合作，完善相关标准规范，解决油基岩屑资源利用后固相最终处置等问题。

4 结束语

8年实践积累的开发成果和丰富的技术经验，有效地支撑了四川盆地长宁—威远国家级页岩气开发示范区的上产，在技术进步和管理创新等方面具有引领示范作用，对推动我国页岩气开发的科技进步、带动经济发展、优化能源结构和保障能源安全具有重要意义。“十三五”期间，页岩气发展面临机遇与挑战，必须紧跟页岩气技术革命新趋势，坚持低成本发展战略，大力推进科技攻关，持续提升页岩气勘探开发工程技术水平，才能不断开创页岩气产业发展新局面。

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