四川盆地南部地区深层页岩气工程关键技术与展望

谭 宾

1.中国石油川庆钻探工程有限公司 2.国家能源高含硫气藏开采研发中心

0 引言

四川盆地奥陶系五峰组—志留系龙马溪组一段页岩气资源丰富，地质资源量21.9×1012m3，其中埋深3 500～4 500 m的深层页岩气占51%，为11.3×1012m3，资源价值、社会价值巨大，是我国当前最有利的页岩气勘探开发区域[1-3]。随着长宁—威远国家级页岩气示范区勘探开发的突破和商业性开发程度的深入，实现了川南3 500 m以浅页岩气资源的有效开发，目前的页岩气开发对象逐步向深层进军[4]。根据中国石油西南油气田分公司“十四五”规划，到2025年泸州、自贡等深层页岩气区块产量将达到160亿立方米，其能否规模效益开发将直接影响“十四五”页岩气增储上产、国内天然气需求接替和大力提升勘探开发力度、加快提高油气自给率的实现程度[5-7]。

中国石油川庆钻探工程有限公司具有从地质前期评价到采输作业的完整业务链，是国内页岩气勘探开发的先行者。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。2018年以来，川庆钻探在浅层页岩气工程技术的基础上，探索并发展形成3 500 m以深页岩气特色钻完井技术，助推泸州、自贡等区块深层页岩气勘探开发取得阶段成果。

1 地质难点与工程挑战

与浅层页岩气相比，深层页岩气在储层埋深、温度、压力、地应力等方面发生了显著变化，地质条件更复杂，从而给钻井、压裂等带来了一系列的问题，常规页岩气工程技术无法满足规模效益开发需要。

1.1 中上部地层裂缝、气层更发育，储层变化更大，复杂更多

深层页岩上覆地层层系更多，纵向上存在多个压力系统，且区域内地层压力系数差异大[8]，在三叠系须家河组、嘉陵江组、二叠系长兴组、龙潭组、茅口组等11个层位含气。局部地区二叠系茅口组等存在裂缝易漏层，栖霞组等存在高压气层，溢漏同存，井控风险高。前期钻井过程中易因井漏导致井筒压力失衡诱发溢流等井控问题。

历经多期构造运动，深层页岩储层脆性高、横向非均质性强、层理与裂隙发育，存在未知的微褶皱、小断层和小破碎带，局部岩石力学参数差异大[9]，钻井过程中井壁水化破坏、周期性垮塌等问题突出，再加上部分区域地层倾角变化超过20°，水平井段钻进井眼轨迹调整频繁，导致水平井段钻柱摩阻扭矩增大，井壁失稳加剧[10]。

特别是在自201井区，造斜段志留系下统龙一2层—龙一14层界面地层破碎易垮塌，水平井段龙一11储层薄，易穿层或突遇小断层，层理破碎及揉皱变形造成井壁失稳，卡钻风险大（图1）。

图1 地质导向井眼轨迹示意图

1.2 储层温度更高，已对井下工具和输气管线带来影响

深层页岩气储层温度比浅层高24～53 ℃，水平井段井底循环温度一般在135～155 ℃[11]，最高167 ℃，超过常规工具（特别是旋转导向工具）稳定工作温度，加之地层压实强、钻进中工具振动大[12]，井下工具仪器寿命降低50%以上，部分井不足20 h，严重制约储层钻井效率。

试油测试排液初期井口返排天然气温度普遍高于90 ℃，部分地层水被气化进入输气管道，入网后冷凝成水，易造成管线输压高，且为硫酸盐还原菌生长提供了舒适的环境，加剧了管线的腐蚀。

1.3 部分地层可钻性更差，钻井速度慢

对比浅层页岩气，二叠系茅口组—栖霞组、志留系下统龙马溪组甜点储层岩石更加致密、地层研磨性强。其中，泸203井区茅口组—栖霞组和龙马溪组可钻性级值分别比宁209井区高约17%和56%。龙马溪组与奥陶系上统五峰组交接面可钻性差，PDC钻头先期磨损严重，导致频繁起下钻（图2）。

图2 PDC钻头典型磨损情况图

1.4 压裂施工难度大，储层动用效果不佳

深层页岩压实作用更强，地层破裂压力更高[13]，大排量、超高泵压压裂改造连续作业成为常态[14]，施工泵压普遍超过80 MPa（较中浅层高25～50 MPa），最高达到124 MPa，对地面施工设备及井下管柱的长期安全运行作业带来挑战[15-20]，大规模加砂施工难度大。

深层页岩储层闭合压力和水平应力差分别较浅层高30 MPa和6～10 MPa，水力裂缝宽度窄，裂缝导流能力低；复杂缝网形成难度大，改造体积有限；支撑剂的破碎与嵌入，导致水力裂缝导流能力持续衰减，压后产量递减快。

1.5 单井废弃物大量增加，环保风险更加突出

原有的钻井废弃物处理方式单一、设备自主化程度低，深层页岩气规模化开发暴露出废弃物处理能力不足、处理效率低、成本高等问题，环保风险更为突出。

2 页岩气工程关键技术

通过强化技术攻关和集成配套，借鉴学习国内外先进适用技术，在优快钻井、井控安全、故障复杂控制、体积压裂、科学钻井等方面逐步形成6大类18项特色钻完井技术，基本建立了深层页岩气勘探开发工程技术体系。

2.1 钻完井提速提效技术

2.1.1 钻头优化技术

针对须家河组、茅口组和龙马溪组等难钻地层可钻性差的问题，建立了钻头科学评价方法，基于大数据钻头效能评价机制，利用黄金分割优化线科学优选出不同地层、不同井段的高效钻头，并通过建立钻头技术模板，纳入深层页岩气钻井指南，推动了整体提速提效。

在自流井组、须家河组优化应用复合钻头，应用10余口井，平均机械钻速较PDC钻头提高17.42%；在二叠系茅口组—栖霞组创新应用斧型齿、三棱齿等非平面齿PDC钻头，平均机械钻速较平面齿PDC钻头提高84.39%；在龙马溪组优化应用双排齿结构PDC钻头，平均机械钻速较单排齿钻头提高1.06倍。

2.1.2 钻井井下配套工具优化

为有效提高难钻地层钻井速度，在泸203井区须家河至茅口组试验振荡螺杆、加强型扭力冲击器，建立了复合钻头＋振荡螺杆、PDC钻头＋振荡螺杆、PDC钻头＋扭力冲击器三种提速模式，机械钻速平均提速25%，单趟进尺平均提升91%。

2.1.3 储层控压降密度提速技术

针对泸州区块储层压力系数高、钻井速度慢、井漏严重问题，在地层孔隙压力、岩石力学参数、地应力测井解释与分析的基础上，利用常规控压技术在龙马溪组探索降密度试验，试验井钻井液密度由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%，损失时间降低61%，机械钻速同比提高13%～67%。

2.1.4 连续油管精细化钻磨技术

自主研发出连续油管用扭矩释放器、自动换向双向水眼磨鞋、多次开关循环阀等核心工具，打破国外工具垄断，实现750 L/min大排量洗井，马达工作时长提升2倍，憋停泵减少80%，效率提升32%。自主开发国产化连续油管软件，填补国内空白，计算速度提高9倍，异常点精准描述契合度达90%以上。

创建了以恒扭矩防卡、无限循环为核心的钻磨管串模板，形成了疲劳分析软件为核心的连续油管精细化钻磨技术，在深层页岩气井开展Ø50.8 mm连续油管预防卡钻、高泵压、高排量精细化钻磨作业，实现一趟钻钻塞36个，单个桥塞平均钻时22 min，作业效率提高2倍以上。

2.2 钻井复杂预防与处理技术

2.2.1 漏转溢井控同存风险预防与控制技术

针对前期茅口组、栖霞组置于同一井段易发生漏喷同存、井控风险高的难题，不断优化井身结构，将Ø244.5 mm技术套管下深从龙马溪组上调到石牛栏组[21]顶部，再上调到目前的二叠系栖霞组顶部，从而有效地分隔了茅口组低压易漏层与栖霞组高压气层。

创新建立了一套溢漏同存风险有效管控模式：应用控压钻井技术有效控制复杂压力系统，利用承压堵漏技术提升脆弱地层承压能力，应用多次开关旁通阀大幅度提高堵漏效率。

2.2.2 井壁稳定评价与控制技术

针对自201井区储层井壁垮塌难题，通过页岩理化性能及岩石力学测试，明确了页岩井壁失稳的主控因素是力学引起的失稳（主要受地应力和强度各向异性影响），重要诱因是水力压差控制的压力传递。综合起下钻压力波动和钻柱碰撞等影响因素，建立了页岩井壁坍塌预测模型，为井壁垮塌预测和有效控制提供了支撑。

针对页岩微裂缝、微孔洞发育、井壁稳定性差等问题，创新了“乳化剂分子量级配—配位乳化”“固液协同增强乳化稳定”和“刚—柔—液三元复合封堵”3种提高钻井液封堵性能的机理，发明了梳型分子结构主乳化剂，在深层页岩气应用，井壁稳定得到有效控制。

2.2.3 吸油膨胀胶结堵漏技术

基于树脂类聚合物吸油膨胀特性，研发出“吸油膨胀胶结剂+亲油性堵漏材料”混配的吸油膨胀胶结堵漏剂，膨胀率达62%（140 ℃）、承压能力大于5 MPa，形成了不同漏速下的防漏堵漏配方，油基钻井液堵漏材料全部实现自主化，在50余口井现场应用，一次堵漏成功率达62.8%。

2.2.4 可降解携砂段塞技术

针对深层页岩气水平井段携砂困难、摩阻扭矩大的问题，研发出可降解携砂剂，具有易分散、可降解、不易敷筛的优点，利用段塞循环方式清洁井筒，可有效提高水平井段携岩清砂效率。在阳102H34平台应用，水平井段摩阻降低23%、扭矩降低22%。

2.3 高温储层钻完井技术

2.3.1 钻井液降温技术

为降低井筒钻井液温度、提高常规井下工具的适用能力，自主研发了“水冷＋风冷”两级钻井液地面降温装置（图3）。

图3 钻井液地面降温装置原理图

在有效体积内，通过优化内部结构、增加换热面积、提高热交换风机功率，实现了钻井液地面降温30～40 ℃（比同类产品提高31%）、井下循环温度平均降温10 ℃以上（比同类产品提高39%）。

2.3.2 高温储层导向工具优选配套技术

针对深层页岩高温、振动导致旋转导向工具故障率高的难题，配套耐165 ℃高温旋转导向工具，创建了高、低温旋转导向工具个性化应用模板，配套使用短保径钻头、低转速高扭矩螺杆等工具，保障造斜段+水平井段旋转导向工具的高效应用，有效缓解了高温、振动导致井下工具故障率高、起下钻趟数多的难题，Ø215.9 mm井段作业趟次平均减少了40%，平均机械钻速提高27.8%，有力助推了钻井提速提效。

2.3.3 井口返排天然气降温技术

针对深层页岩气测试初期井口返排天然气温度高，部分地层水被气化进入并腐蚀输气管道的技术难题，自主研制了高压除水装置，配套了冷却塔，形成了“除水＋节流”为核心，辅以热交换为基础的井口降温工艺技术，降温能力32～45 ℃，有效降低对输气管线的冲蚀、腐蚀等风险。

2.4 深层页岩压裂改造技术

2.4.1 高强度压裂参数优化技术

立足于“地质—工程一体化”思路，形成以“细分切割、提升净压、控液增砂”为技术核心的深层页岩气体积压裂设计优化技术，实现簇间距、加砂强度、用液强度、施工排量等8项关键压裂参数优化。

簇间距缩短50%，射孔簇数增加300%，利用更有效的缝间应力干扰来进一步“打碎”储层；加砂强度提升1倍，砂堵率降低85%，显著提升裂缝支撑效果。

2.4.2 体积压裂参数优化技术

针对高应力差下裂缝复杂度不高、改造体积小的难题，通过变黏压裂液[22-23]连续加砂、多尺度小粒径支撑、复合暂堵转向，缝内净压力提高3～5 MPa，改造体积提升20%。

液体2～100 mPa·s黏度可调，避免液体切换导致性能延迟，悬砂性能好，为高强度加砂提供了保障；减小加砂困难，降低支撑剂沉降速度，支撑缝长提高30%，确保不同尺度裂缝充填效果；形成“暂堵球＋暂堵剂”复合暂堵工艺[24-28]，平均转向压力3.8 MPa。

2.4.3 超高压压裂施工工艺

针对高泵压、大排量、大砂量压裂施工作业问题，形成2500型压裂车组、140 MPa高压管汇、连续输砂装置、远程泄压装置为代表的压裂配套装备和等孔径射孔、前置酸液降低地层破裂压力、高黏压裂液造缝等压裂工艺措施，满足了深层页岩超高压、大排量、高强度加砂压裂的工程需求。

2.5 工程作业智能支持技术

2.5.1 工程作业智能支持系统

自主研发出井筒工程全专业链的工程作业智能支持系统（Engineering Operation Intelligent Support System，EISS），全面覆盖深层页岩气作业现场。将工程计算、大数据分析于一体，利用“互联网＋”技术，自主开发了井控管理等10个管理模块，包含17项工程模拟软件、5项辅助决策和8项地质分析等功能，赋能工程技术，辅助科学决策，初步实现了经验钻井向科学钻井、事后处置向实时全过程、人工监管向人工＋智能管控、单打独斗向工程地质协同一体化的4个转变，加快了向智慧钻探迈进步伐（图4）。

图4 工程作业智能支持系统图

2.5.2 数字化井场技术

自主研发了司钻领航仪、电子坐岗、非满管溢流监测系统等5大数字化新产品，形成数字化钻井模版，进一步提升井场＋井筒数字化水平。利用无人机、3D建模等技术，集成实时参数和关键位置视频监控，初步建成数字化井场，多维度展示现场工作状态，远程实时掌握现场实际情况。工程作业智能支持系统＋数字化井场的运行，实现了精准操作、安全管控、技术支持、服务保障、工程质量和工作效率等8个方面的提升，工程技术数字化、智能化建设作用凸显。

2.6 页岩气清洁生产技术

2.6.1 水基钻屑多元化处理技术

为落实国家绿色、低碳发展要求，解决废弃物处理能力不足制约深层页岩气快速上产的突出问题，依据钻井液体系分类收集，拓展制备路（场）基土技术、微生物土壤化处理技术、免烧砖（砌块）处理技术、烧结砖处理技术等多种岩屑处理途径，实现精准分类处理，100%资源化利用，提高了页岩气绿色开发水平。

2.6.2 油基钻屑处理技术

为解决油基钻井废弃物处理难度大、成本高等问题，开发了以CQ-TDU含油钻屑热解析处理装置、微生物处理及用作路面材料等3套处理技术及装备，实现了油基钻井废弃物处理技术、装备的“零突破”，系统解决了油基钻井废弃物处理能力及效率的瓶颈问题。

3 未来探索方向

通过技术创新，深层页岩气工程技术虽然取得阶段性进展，但仍存在地质工程一体化、“一趟钻”等技术不完善，高端工具依赖进口等问题。

3.1 持续深化地质研究，提升地质工程一体化技术水平

深入开展地层三压力预测与分布特征、动态应力场演化规律研究攻关，为井控、井漏、卡钻等工程风险防控提供地质依据；深化三维地震数据体高分辨率处理技术研究，开展三维地质导向模型展示技术攻关及软件智能化探索研究，建立更加精细可靠的地质导向模型，提高地质工程一体化技术水平。

3.1.1 强化三压力预测与分布特征研究攻关

目前利用邻井实钻资料开展地层孔隙压力预测，破裂压力和坍塌压力实测样本点较少。下步重点开展关键层系岩心资料、测井资料综合分析，加强基础理论研究及数值模拟，建立高精度三压力预测模型。

3.1.2 开展动态应力场演化规律研究攻关

利用静态参数开展区域应力场建模时要充分考虑压裂施工引起的局部应力场的转变，开展压裂过程中井间地应力场动态演化规律研究，实现气藏动态应力场转向数值模拟及压裂后应力场刻画。

3.2 进一步攻克深层页岩气抗高温提速瓶颈，降低工程作业成本

高温导致井下工具仪器失效依然是困扰深层页岩气藏提速提效的难题，亟待开展以下攻关：一是开展175 ℃耐高温国产化旋转导向工具研制[12,29]；二是开展隔热喷涂钻杆、可变导热钻井液等降温新技术探索，进一步提升井下降温效果。

3.3 持续攻关深层页岩气水平井段“一趟钻”技术，推进钻井提速提效

需系统开展耐高温长寿命井下工具仪器配套、个性化PDC与提速工具研制等攻关[9,30]，大幅度提高造斜段＋水平井段1～2趟钻完成比例。同时，持续完善钻完井提速提效模板，开展钻井参数实时优化技术研究，优化完善井下复杂预防与处理技术，进一步降低钻完井成本。

3.4 完善压裂配套技术，进一步升级深层页岩气有效改造技术

目前深层页岩气单井产量差异大，地质工程主控因素尚待厘清，需深化高闭合压力、高应力差下压裂室内模拟实验，完善深层条件下裂缝扩展机理和缝网形成机制，强化深层页岩压裂动态监测与精细评价，试验井下全景高清成像实时分析仪器，形成深层页岩气有效改造工艺技术。

3.5 强化自动化智能化钻完井软件及装备，促进工程技术提档升级

自动化、智能化钻完井是工程技术发展的趋势，按照“丰富采集层”“完善决策层”“探索控制层”方略，下一步将加大工程作业智能支持系统（EISS）建设力度，攻关/引进自动化钻完井装备，稳步推进工程技术的数字化、信息化、自动化、智能化建设，提高深层页岩气工厂化作业效率。

4 结束语

通过近年来的攻关，深层页岩气工程技术跃上了新台阶，有效支撑了四川盆地页岩气开发的增储上产，但深层页岩气当前还面临诸多挑战，必须紧跟页岩气技术革命新趋势，以解决现场实际问题为导向，以提速增效为主线，以科技创新为抓手，不断推进技术迭代升级与管理创新，提升工程技术服务能力，为实现页岩气可持续开发而努力，为国家天然气发展战略和“双碳”目标提供强有力的技术支撑！