四川盆地深層頁巖氣規(guī)模有效開發(fā)面臨的挑戰(zhàn)與對策

何治亮，聶海寬，蔣廷學(xué)

（1.頁巖油氣富集機(jī)理與有效開發(fā)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京100083；2.中國石化頁巖油氣勘探開發(fā)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京100083；3.中國石化科技部，北京100728；4.中國石化石油勘探開發(fā)研究院，北京100083；5.中國石化石油工程技術(shù)研究院，北京100101）

隨著中國國民經(jīng)濟(jì)的快速發(fā)展，油氣資源的供需形勢日趨嚴(yán)峻，油氣進(jìn)口量逐年增加，迫切需要拓寬國內(nèi)油氣勘探開發(fā)領(lǐng)域。加強(qiáng)頁巖氣資源的勘探開發(fā)，可彌補(bǔ)常規(guī)油氣資源的不足，促進(jìn)油氣工業(yè)的可持續(xù)發(fā)展，對改善中國能源結(jié)構(gòu)、保障國家能源供給安全具有重要意義。中國頁巖氣地質(zhì)資源量和可采資源量分別為123.01×1012m3和21.84×1012m3，其中，四川盆地及其周緣頁巖氣地質(zhì)資源量和可采資源量為57.27×1012m3和9.16×1012m3，分別占全國的46.6%和41.9%[1]。

四川盆地及其周緣上奧陶統(tǒng)五峰組—下志留統(tǒng)龍馬溪組具備良好的頁巖氣開發(fā)前景。截至2019年底，在中—淺層（埋深小于3 500 m）已建成焦石壩、威遠(yuǎn)—長寧和昭通三個國家級頁巖氣示范區(qū)，探明頁巖氣地質(zhì)儲量1.8×1012m3，2019年產(chǎn)量153×108m3，累計(jì)產(chǎn)量460×108m3。目前我國已經(jīng)基本掌握3 500 m以淺海相頁巖氣勘探開發(fā)主體技術(shù)，主要包括地質(zhì)評價(jià)與選區(qū)、鉆井、測錄井和井下作業(yè)等，并通過引進(jìn)與自主研發(fā)相結(jié)合，實(shí)現(xiàn)關(guān)鍵技術(shù)與裝備國產(chǎn)化，但3 500 m以深的頁巖氣勘探開發(fā)還處在探索階段。四川盆地及其周緣五峰組—龍馬溪組頁巖分布廣泛，埋深小于3 500 m 的面積約為6.3×104km2，大于3 500 m 的面積為12.6×104km2，3 500 m 以深面積是中深層的2 倍，深層頁巖氣資源潛力巨大，是頁巖氣勘探開發(fā)的重要接替領(lǐng)域。2018年，中國石化威榮頁巖氣田（埋深大于3 500 m）提交探明儲量1 246.78×108m3（面積143.77 km2），落實(shí)了第一個超千億立方米儲量的深層頁巖氣建產(chǎn)目標(biāo)。由于大多數(shù)深層頁巖氣井壓裂后產(chǎn)氣量較低且遞減快，鉆完井成本較高，在現(xiàn)有工程技術(shù)條件下難以實(shí)現(xiàn)效益開發(fā)。美國深層頁巖氣也僅在3 500～4 100 m獲得商業(yè)開發(fā)，其富集、高產(chǎn)的主要原因?yàn)閮?yōu)質(zhì)頁巖相、氣藏超高壓和量身定制的工程工藝技術(shù)[2]。通過對前期典型鉆井的分析，深層頁巖氣的富集程度主要與優(yōu)越的先天沉積成巖條件、埋藏及生排烴歷史、后期抬升幅度、構(gòu)造變形的差異性有關(guān)[2]，深層頁巖氣高產(chǎn)主控因素包括裂縫發(fā)育程度、Ⅰ類儲層鉆遇率、水平段長度、埋深、單段液量、加砂強(qiáng)度、壓力系數(shù)、總有機(jī)碳含量和脆性指數(shù)9個因素[3-4]，但對深層頁巖氣井的穩(wěn)產(chǎn)能力和EUR的研究還處在探索階段。深層頁巖氣儲層地應(yīng)力高、水平兩向應(yīng)力差異大、層理和天然裂隙分布復(fù)雜、頁巖塑性變強(qiáng)，導(dǎo)致水力裂縫破裂延伸困難、裂縫復(fù)雜程度低、改造體積小、導(dǎo)流能力差且產(chǎn)量遞減快，極大制約了深層頁巖氣的經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)[5-6]。

隨著中—淺層頁巖氣勘探開發(fā)的全面展開和相繼規(guī)模建產(chǎn)，深層頁巖氣已成為中國頁巖氣工業(yè)面對的重要戰(zhàn)略接替領(lǐng)域。中國石化和中國石油均在進(jìn)行深層頁巖氣的勘探開發(fā)工作，但尚未形成成熟的勘探選區(qū)選帶評價(jià)技術(shù)方法、有效開發(fā)的工程工藝關(guān)鍵技術(shù)及地質(zhì)—工程一體化配套技術(shù)。本文在分析一批典型深層頁巖氣井勘探開發(fā)現(xiàn)狀的基礎(chǔ)上，梳理了深層頁巖氣勘探開發(fā)面臨的理論、技術(shù)和管理挑戰(zhàn)，提出了響應(yīng)對策，初步展望了深層頁巖氣勘探開發(fā)前景。

1 深層頁巖氣勘探開發(fā)現(xiàn)狀

中國石化的深層頁巖氣勘探分別在焦石壩和丁山以及南川、威榮和永川等區(qū)塊開展，先后在WY1井、YY1 井、DY2 井、DY4 井、DY5 井和DYS1 井鉆獲工業(yè)氣流，并實(shí)施了威榮深層頁巖氣田產(chǎn)能建設(shè)工程。威榮深層頁巖氣田埋深3 550～3 880 m，探明地質(zhì)儲量超千億立方米，為深層超高壓大型頁巖氣藏，獲2019年中國地質(zhì)學(xué)會“十大地質(zhì)找礦成果”，標(biāo)志著中國石化在深層頁巖氣勘探上取得重大突破，第一期將新建產(chǎn)能10×108m3/a；涪陵頁巖氣田江東區(qū)塊埋深介于3 500～3 800 m，成功獲得商業(yè)發(fā)現(xiàn)；渝西永川地區(qū)YY1井區(qū)，埋深介于3 700～4 300 m，6口井測試日產(chǎn)氣（8～14）×104m3，探明儲量234×108m3；川東南丁山地區(qū)3 口深層頁巖氣井（埋深3 800～4 500 m）測試日產(chǎn)氣（5～15）×104m3；川東南東溪地區(qū)DYS1 井五峰組—龍馬溪組埋深4 219 m，測試日產(chǎn)氣31.18×104m3，該井是中國石化首口深層頁巖氣攻關(guān)試驗(yàn)井，側(cè)鉆水平井段垂深全部大于4 200 m，放噴測試求產(chǎn)獲得31.18×104m3/d高產(chǎn)氣流（圖1）。

圖1 四川盆地及其周緣五峰組底界埋深和五峰組—龍馬溪組優(yōu)質(zhì)頁巖厚度（中國石化石油勘探開發(fā)研究院提供）Fig.1 Bottom depth of Wufeng Formation and thickness of high-quality shale of Wufeng-Longmaxi Formation in Sichuan Basin and its periphery（Source:Sinopec Petroleum Exploration and Production Research Institute）

中國石油（含與殼牌、BP 合作區(qū)）在富順—永川地區(qū)、長寧地區(qū)、瀘州和渝西地區(qū)開展了深層頁巖氣勘探開發(fā)工作，多口井獲得高產(chǎn)頁巖氣流，其中L203井五峰組—龍馬溪組頁巖垂深3 867 m，測試日產(chǎn)氣138×104m3，為目前深層頁巖氣測試產(chǎn)量最高井。在渝西地區(qū)大足區(qū)塊的Z201-H1 井，垂深3 925 m，測試日產(chǎn)氣46×104m3，在黃201、足101 等井的試采中也獲得高產(chǎn)頁巖氣流。

與涪陵頁巖氣田焦石壩背斜的中—淺層頁巖氣井相比，深層頁巖氣探井試采產(chǎn)量高（一般大于20×104m3/d），但壓降快（每100×104m3壓降為0.1 MPa）、遞減快、單井EUR 較低（平均小于0.5×108m3），如威榮頁巖氣田WY23-1HF 井（埋深3 850 m）測試產(chǎn)量26.01×104m3/d，測試壓力33.5MPa，無阻流量38×104m3/d。2017年12月6日起開始管輸試采，截至2019年底累產(chǎn)氣3 292×104m3，返排率48.8%，其中，6×104m3/d試采189 d，壓降速度0.13 MPa/d；5.5×104m3/d套管試采158 d，壓降速度0.1 MPa/d（圖2）。

圖2 威榮頁巖氣田WY23-1HF井生產(chǎn)動態(tài)曲線（數(shù)據(jù)由中國石化西南油氣分公司提供）Fig.2 Production curves of Well-WY23-1HF in Weirong Shale Gas Field,Sichuan Basin（Source:Sinopec Southwest China Oil and Gas Company）

2 深層頁巖氣規(guī)模高效開發(fā)現(xiàn)狀和面臨的挑戰(zhàn)

同中—淺層頁巖氣一樣，深層頁巖氣同樣存在原始沉積條件和后期地質(zhì)演化的差異性。相較于中—淺層，深層地質(zhì)特征主要存在以下特點(diǎn)：①生烴增壓有利于孔隙保存，盡管后期存在泄壓，但相較于中—淺層，深層異常壓力帶有利于孔滲的保存，形成頁巖氣藏甜點(diǎn)；②與中—淺層相比，深層頁巖氣藏埋深大，后期的構(gòu)造抬升中，幅度相對較小，通天斷裂基本不發(fā)育，保存條件優(yōu)越的區(qū)域，有利于頁巖氣保存；③生排烴過程中，深層頁巖構(gòu)造破裂開啟—閉合時(shí)間短，導(dǎo)致頁巖氣滯留量比中—淺層更大，含氣量更高。

但在實(shí)際的勘探開發(fā)過程中，仍然在地質(zhì)選區(qū)、甜點(diǎn)預(yù)測、優(yōu)快鉆井、有效儲層改造、采氣工藝與地面配套、組織運(yùn)行管理效率等方面存在問題。歸納起來，主要面臨地質(zhì)認(rèn)識、儲改工藝和組織管理三方面挑戰(zhàn)：①如何將中—淺層形成的頁巖氣賦存機(jī)理和富集規(guī)律等地質(zhì)方面的認(rèn)識，更廣泛并具創(chuàng)新性地應(yīng)用到深層頁巖氣藏；②如何將中—淺層壓裂改造工程工藝，更加完善并高效地應(yīng)用于深層頁巖氣藏開發(fā)中；③如何將中—淺層頁巖氣成功的組織運(yùn)行管理經(jīng)驗(yàn)，復(fù)制到深層頁巖氣開發(fā)中。

2.1 深層頁巖氣賦存機(jī)理和富集規(guī)律

同中—淺層相比，深層海相頁巖氣具有高溫高壓的特點(diǎn)，且不同構(gòu)造區(qū)帶與構(gòu)造部位深層頁巖氣的富集程度差異明顯[2]。雖然認(rèn)識到深層頁巖氣富集高產(chǎn)受富有機(jī)質(zhì)頁巖厚度、含氣量和壓裂改造程度等因素控制，但不同區(qū)塊地質(zhì)特征不同，同一區(qū)塊產(chǎn)能差異較大，這對深層頁巖氣精細(xì)地質(zhì)研究提出了更高要求，需要地質(zhì)—工程協(xié)同攻關(guān)，才能解決制約四川盆地深層頁巖氣目標(biāo)優(yōu)選及其勘探開發(fā)的關(guān)鍵問題，促進(jìn)四川盆地焦石壩、丁山、威遠(yuǎn)和永川等地區(qū)深層頁巖氣的高效開發(fā)。

1）深化深層優(yōu)質(zhì)頁巖展布規(guī)律、生排烴機(jī)理研究

近期在深層頁巖氣勘探研究方面獲得了明顯進(jìn)展[7-8]，但不同鉆井產(chǎn)量差別很大，地質(zhì)認(rèn)識不足以指導(dǎo)勘探開發(fā)的科學(xué)部署，面臨著資源潛力不清、勘探前景不明、富集規(guī)律有待進(jìn)一步探索等現(xiàn)實(shí)問題[9-10]，“摸清家底”仍然是當(dāng)前最為迫切的任務(wù)。優(yōu)質(zhì)頁巖發(fā)育是形成深層頁巖氣藏的首要前提條件[11-12]，但深層優(yōu)質(zhì)頁巖的分布特征還需進(jìn)一步細(xì)化。受燕山早期及之前深埋作用影響，深層頁巖總體處于高—過成熟演化階段，其生排烴及烴類滯留機(jī)制與中—淺層頁巖差異明顯[13]。現(xiàn)在埋深大并不意味著保存條件一直良好，因此，生成的烴類如何有效保存是需要重點(diǎn)研究的方向[14]。深層海相頁巖生烴演化歷史、頁巖生排烴量對現(xiàn)今含氣量的控制作用是深層頁巖氣亟須攻關(guān)的科學(xué)問題。

2）深化深層頁巖儲層特征及頁巖氣賦存狀態(tài)研究

深層頁巖氣高產(chǎn)井主要分布在WF2—LM4厚度大于15～20 m 的地區(qū)[2,15]，對深層WF2—LM4 筆石帶硅質(zhì)頁巖空間展布、礦物組成和有機(jī)地化等物質(zhì)基礎(chǔ)及其差異性的客觀認(rèn)識，成為深層頁巖氣有效勘探開發(fā)選區(qū)的關(guān)鍵。前期研究識別出了中—淺層海相頁巖氣不同類型的儲集空間[16]，認(rèn)為有機(jī)質(zhì)孔對儲層具有重要貢獻(xiàn)[17-19]，并且微孔對頁巖氣富集的貢獻(xiàn)較大[20]。目前，深層頁巖氣儲層的主要孔隙類型及其有效組合尚不明確，研究顯示深層頁巖氣儲層同樣存在高有機(jī)孔隙帶且微裂隙相對不發(fā)育，但孔隙類型對深層頁巖氣賦存狀態(tài)的控制還不明朗[2]。如WY1井和JY1井的主要孔隙類型分別為礦物質(zhì)孔和有機(jī)質(zhì)孔，不同的孔隙類型可能導(dǎo)致頁巖氣的賦存相態(tài)明顯不同，進(jìn)一步控制了頁巖氣井的產(chǎn)量，兩口井的測試產(chǎn)量均約為20×104m3/d，但累計(jì)產(chǎn)量分別為0.3×108m3和1.1×108m3。

目前的等溫吸附實(shí)驗(yàn)裝置的最大壓力一般小于40 MPa（圖3）。如何模擬地下70 MPa 甚至100 MPa壓力下的吸附氣含量，不同儲層孔隙類型對頁巖氣賦存狀態(tài)的控制作用如何，吸附氣和游離氣的賦存比例究竟是如何變化等問題均需要解答。在3 500～4 500 m 深度段，JY87-3、DY2和WY1等井測試獲得（5～20）×104m3/d 頁巖氣流，但產(chǎn)量遞減快，年遞減率達(dá)90%，目前技術(shù)條件下單井動態(tài)儲量低，平均（0.3～0.5）×108m3，而中—淺層的焦石壩、長寧頁巖氣田單井動態(tài)儲量平均大于1×108m3，反映了深層頁巖氣具有更復(fù)雜的儲集條件和含氣性。

圖3 四川盆地WY23-1井龍馬溪組頁巖等溫吸附曲線（數(shù)據(jù)由中國石化西南油氣分公司提供）Fig.3 Isothermal adsorption curve of shale in Longmaxi Formation of Well-WY23-1,Sichuan Basin（Source:Sinopec Southwest China Oil and Gas Company）

3）深化深層頁巖氣差異性富集和分布規(guī)律研究

在中—淺層頁巖氣勘探開發(fā)實(shí)踐中，不同學(xué)者分別總結(jié)出頁巖氣富集高產(chǎn)的模式或者主控因素[14,21-24]，如“二元控藏”、“三元控藏”、“源蓋控藏”和“建造—改造評價(jià)”等。這些認(rèn)識有效地指導(dǎo)了中—淺層頁巖氣的勘探開發(fā)，也為研究深層頁巖氣富集與分布規(guī)律奠定了良好的基礎(chǔ)。從已實(shí)施的一批深層頁巖氣井來看，氣井的富集主控因素和產(chǎn)量差異很大，從含氣量、產(chǎn)量角度看，JY87-3、DY2 和WY1 等井含氣量、產(chǎn)量較高，頁巖氣較富集；JY7和NY1等井的含氣量較低，TY1、YZ1 和LY1 等井的含氣量幾乎為零。對五峰組—龍馬溪組深層頁巖氣的初步分析表明，四方面因素最為重要：①原始的沉積條件，特別是WF2—LM4 筆石帶頁巖厚度；②構(gòu)造變形期次與強(qiáng)度，經(jīng)歷兩次以上變形改造且變形強(qiáng)度很大的部位，保存條件明顯變差，通天大斷裂及高陡背斜頁巖含氣量往往很低；③已有的頁巖氣井產(chǎn)量統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明，頁巖氣富集高產(chǎn)存在明顯的深度效應(yīng)，優(yōu)勢深度范圍內(nèi)，即“頁巖氣甜窗”中，頁巖含氣量高，且易于改造形成高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)[25]；④微裂縫系統(tǒng)與現(xiàn)今應(yīng)力場影響明顯，微裂縫成因機(jī)理非常復(fù)雜，與埋藏—成巖—生烴史和構(gòu)造應(yīng)力史，特別是不同的頁巖巖石類型關(guān)系很大。硅質(zhì)頁巖的脆延轉(zhuǎn)化深度遠(yuǎn)大于黏土質(zhì)頁巖和鈣質(zhì)、白云質(zhì)頁巖的轉(zhuǎn)化深度，更有利于形成微裂縫并使其保持開啟，既有利于頁巖氣的賦存，也有利于頁巖儲層的有效改造?，F(xiàn)今應(yīng)力場，特別是水平應(yīng)力差大小，對鉆完井及儲層改造影響巨大。上述4種因素，既相對獨(dú)立，又互有聯(lián)系，它們究竟是如何控制頁巖氣富集高產(chǎn)的，亟須開展針對性攻關(guān)研究。

2.2 深層頁巖氣有效壓裂改造工程工藝

隨著埋深加大，地層的溫度、壓力不斷升高與地應(yīng)力條件的改變，頁巖的破裂行為會受到明顯影響[6]。深層與中淺層頁巖壓裂施工難度主要表現(xiàn)在：①深層頁巖的地層溫度及圍壓較大。以丁山—東溪區(qū)塊為例，上覆巖層壓力高達(dá)93～106 MPa，4 000 m以深頁巖氣井的閉合壓力高達(dá)95 MPa以上。在高圍壓條件下，頁巖破裂壓力普遍在115 MPa以上，縫寬僅2～5 mm，直接導(dǎo)致了施工壓力較大，普遍在85 MPa以上，最高達(dá)110 MPa，逼近限壓。在此條件下，造縫時(shí)，排量提升空間受限，加砂時(shí)，砂進(jìn)窄縫時(shí)壓力極為敏感，只能在低砂比下施工，用液量極大，改造強(qiáng)度及效果受到了較大的限制。在高閉合壓力條件下，裂縫的導(dǎo)流能力受限，根據(jù)導(dǎo)流實(shí)驗(yàn)結(jié)果，當(dāng)閉合壓力由20 MPa增加至60 MPa，導(dǎo)流能力衰減80%以上，值得注意的是，深層加砂難度較大，鋪砂濃度較小，這進(jìn)一步限制了導(dǎo)流能力及產(chǎn)能的提升；②深層頁巖氣埋藏較深。以丁山—東溪區(qū)塊為例，井深普遍在6 000 m以上，垂深超過4 000 m，在壓裂施工中，井深每增加1 000 m，施工壓力窗口因沿程摩阻增大而增加6.4 MPa，砂進(jìn)地層的時(shí)間增加了38 s，這給井下情況及時(shí)判斷以及現(xiàn)場措施的實(shí)時(shí)調(diào)整提出了更高的要求。另外，受垂深影響，微地震、測斜儀的信噪比與中—深層相比大幅度降低，裂縫監(jiān)測的準(zhǔn)確性及可靠性受限；③深層頁巖氣壓裂施工壓力高、加砂難度大，對壓裂材料、裝備的性能提出了更高的要求，這大幅度增加了壓裂作業(yè)成本。以壓裂泵車為例，相同排量下，深層頁巖氣壓裂需要的功率比中—深層提高了50%，超高壓連續(xù)工況下，施工2～3 段即需要更換泵頭一次，裝備的負(fù)荷率要求極高，配套裝備成本增加了400萬元以上。

國外深層頁巖氣藏地應(yīng)力低，普遍為80 MPa 左右，施工難度小，易于加砂，且具有水平應(yīng)力差值低、垂向應(yīng)力差大以及脆性高等特征，裂縫起裂和延伸難度較小，容易形成網(wǎng)絡(luò)縫，適于少段多簇、密切割、高強(qiáng)度連續(xù)加砂壓裂，且每簇裂縫高度的充分延伸基本有保障。目前，國外提出了以“密切割、強(qiáng)加砂、暫堵”為主要點(diǎn)的壓裂技術(shù)，稱為Ⅲ代壓裂技術(shù)，具有加砂強(qiáng)度不斷增加、段長逐漸減小、簇?cái)?shù)逐漸增加、簇間距逐漸減少等趨勢。在支撐劑方面，小粒徑支撐劑占比增加，并積極試驗(yàn)高黏滑溜水，該種滑溜水配方簡單，攜砂及造縫能力強(qiáng)，增產(chǎn)效果較好（表1）。

以國內(nèi)主要深層頁巖氣為例，隨深度的增加，孔隙度、壓力及含氣性有變好的趨勢，但水平地應(yīng)力差變大（表2），焦石壩深層頁巖氣壓裂難度相對較小，而丁山、南川和東溪等壓裂難度較大?？傮w來說，與國外深層頁巖氣相比，國內(nèi)深層頁巖氣在地質(zhì)條件和壓裂參數(shù)等方面有明顯差異（表1、表2），制約了國內(nèi)深層頁巖氣壓裂的效果和經(jīng)濟(jì)性。國內(nèi)4 000 m以深的深層頁巖氣藏地應(yīng)力達(dá)到95 MPa 以上，且具有水平應(yīng)力差值大、垂向應(yīng)力差小等特征，裂縫擴(kuò)展需要更高的凈壓力，且縫高易受限于某個有限的數(shù)值之內(nèi)，多采用多段少簇、集中進(jìn)液、低砂比長段塞加砂壓裂。在壓裂工藝上，國內(nèi)外都強(qiáng)調(diào)“密切割、強(qiáng)加砂及暫堵轉(zhuǎn)向”等技術(shù)。目前，針對國內(nèi)深層頁巖氣藏特殊性，深層頁巖氣井壓裂以“降壓、變黏、變排量、變粒徑”為主要特征（圖4），并逐漸向增加加砂強(qiáng)度、降低簇間距等方向發(fā)展，整體上采用高黏滑溜水，以降低施工壓力、促進(jìn)裂縫均衡延伸、提高支撐強(qiáng)度、增大改造體積。

表1 國內(nèi)外深層頁巖氣藏壓裂工藝參數(shù)對比（據(jù)文獻(xiàn)[26-28]匯總）Table 1 Comparison of fracturing parameters of deep shale gas reservoirs in China and abroad（According to references[26-28]）

表2 國內(nèi)外主要深層頁巖氣藏參數(shù)對比（據(jù)文獻(xiàn)[2,29-32]匯總）Table 2 Comparison of main parameters of deep shale gas reservoir in China and abroad（According to references[2,29-32]）

圖4 焦石壩區(qū)塊深層頁巖氣壓裂工藝特點(diǎn)（“五段式”泵注程序）Fig.4 Characteristics of deep shale gas fracturing process in Jiaoshiba Block（"Five stage"pumping procedure）

在裝備方面，北美壓裂施工向“連續(xù)工況”發(fā)展，裝備壽命、可靠性逐步提升。受國內(nèi)深層頁巖氣地質(zhì)條件制約，超高壓、大功率壓裂作業(yè)量快速增加，裝備及工具“耐高溫、耐高壓、高負(fù)荷、高集成”性能亟待提升，壓裂泵使用壽命面臨新的挑戰(zhàn)（表3）。

表3 國內(nèi)外壓裂裝備技術(shù)現(xiàn)狀對比（據(jù)文獻(xiàn)[33-35]匯總）Table 3 Current situation of fracturing equipment in China and abroad（According to references[33-35]）

深層頁巖氣以基質(zhì)孔隙為主。例如四川盆地南部五峰組—龍馬溪組深層產(chǎn)層，其儲集空間均以基質(zhì)孔隙為主，微裂縫總體不發(fā)育[36]，但由于深層頁巖氣比中—淺層具有更高的溫度和壓力，要實(shí)現(xiàn)“高溫、高壓、高地應(yīng)力”條件下深層頁巖儲層的有效改造，通過體積壓裂形成類似于中—淺層頁巖中的網(wǎng)狀縫非常困難[6]。

為實(shí)現(xiàn)深層頁巖氣的效益開發(fā)，低成本儲層改造工程工藝技術(shù)需要進(jìn)一步攻關(guān)，主要面臨以下挑戰(zhàn)。

1）現(xiàn)有的可壓性評價(jià)指標(biāo)不適用于深層頁巖氣壓裂[6]。傳統(tǒng)可壓性模型主要從靜態(tài)的巖石力學(xué)因素和脆性礦物組成兩方面進(jìn)行評價(jià)，忽視了深層高溫高壓條件下脆/延轉(zhuǎn)化特征和不同構(gòu)造部位地應(yīng)力變化等動態(tài)參數(shù)對可壓性的影響。

2）高溫高壓高地應(yīng)力條件下，頁巖的塑性增強(qiáng)，凈壓力難以大幅提升，裂縫延伸困難，難以產(chǎn)生網(wǎng)狀體積縫，高導(dǎo)流復(fù)雜縫網(wǎng)壓裂關(guān)鍵技術(shù)亟待攻關(guān)。深層頁巖儲層埋藏深、閉合壓力高、沿程摩阻大，施工壓力窗口窄，裂縫縫網(wǎng)中支撐劑運(yùn)移規(guī)律復(fù)雜[37]，支撐劑嵌入程度加大，裂縫導(dǎo)流能力小、產(chǎn)量遞減快[38-39]。另外，由于深層頁巖氣儲層地應(yīng)力方向變化大，裂縫延伸方向多變，且難以控制，多簇裂縫非均勻擴(kuò)展現(xiàn)象更加突出。

3）深層壓裂施工難度大、成本高，裝備的可靠性及費(fèi)用控制能力有待進(jìn)一步提高。與中—淺層相比，相同排量下的施工壓力增加，需要提升壓裂裝備在連續(xù)工況下的負(fù)荷率[37]。在超高壓連續(xù)工況下，需要提升裝備的可靠性和安全性。由于單井產(chǎn)量低，規(guī)模開發(fā)要求降低壓裂工程裝備使用費(fèi)用。

2.3 深層頁巖氣開發(fā)組織運(yùn)行管理

同常規(guī)油氣開發(fā)相比，頁巖氣勘探開發(fā)所面臨的對象更復(fù)雜，涉及的工程技術(shù)環(huán)節(jié)更多，工藝技術(shù)內(nèi)涵更豐富，給有效運(yùn)行管理提出了更多的挑戰(zhàn)。采用傳統(tǒng)的“鏈?zhǔn)健睘橹鞯倪\(yùn)行管控方式周期長、效率低，嚴(yán)重制約了勘探開發(fā)目標(biāo)的實(shí)現(xiàn)，使許多項(xiàng)目內(nèi)部收益率極低甚至導(dǎo)致重大虧損。

深層頁巖氣資源潛力巨大，是業(yè)界普遍認(rèn)為的戰(zhàn)略接替領(lǐng)域。在勘探獲得工業(yè)氣流后，由于埋深更大，鉆井、壓裂等作業(yè)成本相對較高，特別是深層頁巖氣井大多遞減快、EUR低，按照正常情況進(jìn)行經(jīng)濟(jì)評價(jià)，尚不能滿足商業(yè)開發(fā)的要求。要把巨大的資源變成客觀的經(jīng)濟(jì)收益，對組織運(yùn)行和管控提出了新的挑戰(zhàn)，主要包括如何有效降低成本，如何大幅提高效率，如何不斷提高施工質(zhì)量、改進(jìn)工程工藝效果。

1）頁巖氣總體上屬于低豐度的資源類型?？刂瞥杀臼菍?shí)現(xiàn)深層頁巖氣有效開發(fā)的前提。由于埋深大、地層條件復(fù)雜，深層頁巖氣單井建井成本高達(dá)中—淺層的1.5～2倍，如果不能有效降低成本，不可能實(shí)現(xiàn)深層頁巖氣的有效開發(fā)。

2）深層頁巖氣工程地質(zhì)條件的復(fù)雜性，大大延長了鉆井、完井和儲層改造的周期，使單井建井周期和產(chǎn)能建設(shè)周期遠(yuǎn)超中—淺層頁巖氣項(xiàng)目，這也是深層頁巖氣成本居高不下的重要原因。因此，如何顯著的“提速提效”就成為深層頁巖氣有效開發(fā)面對的難題。

3）目前針對深層頁巖氣的工程工藝技術(shù)成熟度很低，盡管國內(nèi)外油公司和油服公司通過積極探索，形成了一批技術(shù)方法及其組合，但與復(fù)雜多變的地下情況相比，仍然具有明顯的不適應(yīng)性。如何通過關(guān)鍵技術(shù)與技術(shù)系列的攻關(guān)，形成核心技術(shù)與裝備、工具，大幅度提升施工質(zhì)量，最大限度地解放地層產(chǎn)能，是實(shí)現(xiàn)規(guī)模效益開發(fā)的核心。

3 深層頁巖氣規(guī)模高效開發(fā)的對策

要解決深層頁巖氣規(guī)模有效開發(fā)面臨的重大技術(shù)與管理難題，需要油公司、油服公司和科研院所的共同努力。首先，要解決深層頁巖氣資源潛力、富集規(guī)律、目標(biāo)評價(jià)和“甜點(diǎn)”預(yù)測等難題，選準(zhǔn)目標(biāo)區(qū)，制定科學(xué)合理的勘探開發(fā)規(guī)劃；其次，要攻克深層頁巖氣優(yōu)快鉆井和高效改造等工程技術(shù)難題，最大限度解放深層頁巖氣藏的產(chǎn)能；第三，要建立行之有效的新的體制機(jī)制，大力推進(jìn)地質(zhì)—工程一體化，提高運(yùn)行管理效率，大幅度降低成本，實(shí)現(xiàn)深層頁巖氣開發(fā)效益最大化。

3.1 形成深層頁巖氣“甜點(diǎn)”和“甜窗”預(yù)測描述技術(shù)

針對中—淺層頁巖氣選區(qū)與“甜點(diǎn)”預(yù)測問題，國內(nèi)外均已形成了較為成熟的方法。由于深層頁巖氣的特殊性，需要改進(jìn)和細(xì)化已有評價(jià)思路與指標(biāo)體系。除前期研究所強(qiáng)調(diào)的原始沉積條件和后期保存條件是控制頁巖氣富集的關(guān)鍵外，還需重視深層頁巖氣富集高產(chǎn)的深度效應(yīng)——“甜窗”。頁巖氣“甜窗”是指同一套頁巖中更易于形成高產(chǎn)天然氣的優(yōu)勢深度范圍，在此深度范圍內(nèi)，頁巖氣開發(fā)效果明顯好于更淺或更深的頁巖[25]。頁巖氣“甜窗”中頁巖的巖石力學(xué)性質(zhì)大致具有脆—延過渡帶特點(diǎn)，根據(jù)頁巖的超固結(jié)比可以估算出頁巖氣“甜窗”的頂界，即頁巖發(fā)生脆性破裂的深度；根據(jù)頁巖三軸應(yīng)力實(shí)驗(yàn)，可以估算頁巖氣勘探“甜窗”的底界，即頁巖進(jìn)入延性狀態(tài)的深度。在深層頁巖氣“甜窗”內(nèi)，頁巖氣含氣量更高，微裂縫較為發(fā)育，地層脆性更強(qiáng)，具有較好的壓裂效果，頁巖氣井初始產(chǎn)量和EUR 更高。研究和勘探實(shí)踐表明認(rèn)為WF2—LM4筆石帶硅質(zhì)頁巖，在大于3 500 m，甚至大于4 000 m的深層，仍然表現(xiàn)為高含氣量、高脆性、易于壓裂和高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)等特點(diǎn)[2]，選擇此巖性段作為目標(biāo)層段進(jìn)行開發(fā)具有更低的地質(zhì)與資源風(fēng)險(xiǎn)。

要解決深層頁巖氣科學(xué)選區(qū)與井位準(zhǔn)確部署問題，需加強(qiáng)四川盆地五峰組—龍馬溪組WF2—LM4筆石帶硅質(zhì)頁巖的展布規(guī)律研究，明確厚度較大的分布區(qū)。結(jié)合區(qū)域地質(zhì)分析和已鉆井評價(jià)，優(yōu)選現(xiàn)今地應(yīng)力差較小的目標(biāo)區(qū)。鑒于深層頁巖氣具有高溫高壓特點(diǎn)，深層頁巖氣的賦存狀態(tài)和機(jī)理與中—淺層有較大差異，需要開展超臨界含水頁巖氣吸附—解吸—擴(kuò)散動力學(xué)行為及其熱力學(xué)調(diào)控機(jī)制、深層高溫高壓頁巖氣解吸特征、損失氣恢復(fù)與含氣性等研究，揭示高溫高壓條件下頁巖氣賦存機(jī)理，明確不同吸附氣與游離氣的比例，為開發(fā)政策的制定提供科學(xué)依據(jù)。

3.2 形成先進(jìn)配套的工程工藝技術(shù)與裝備體系

全面準(zhǔn)確地認(rèn)識了解工程地質(zhì)條件是“對癥下藥，藥到病除”的前提。深層頁巖氣地質(zhì)條件非常復(fù)雜，除高溫、高壓、高地應(yīng)力差外，地層延性或塑性明顯增大，地應(yīng)力變化較大，微裂縫分布的非均質(zhì)性更強(qiáng)，導(dǎo)致井筒穩(wěn)定性變差[6]。一方面，地層可鉆性變差使鉆井時(shí)效降低，鉆井中井壁失穩(wěn)、井眼變形，導(dǎo)致事故頻發(fā)，固井后易發(fā)生套變甚至套管錯斷，使后續(xù)的儲層改造難以順利實(shí)施；另一方面，深層特殊的高溫高壓條件改變了地層巖石力學(xué)性質(zhì)，加之地應(yīng)力差值大等客觀條件制約，采用針對中—淺層頁巖氣形成的儲層改造工藝技術(shù)難以奏效，使深層頁巖氣產(chǎn)能遠(yuǎn)遠(yuǎn)不能達(dá)到預(yù)期。因此，解決深層頁巖氣工程技術(shù)難題既需要有針對單一技術(shù)環(huán)節(jié)的“殺手锏”，更需要各項(xiàng)技術(shù)與裝備之間有效配套與銜接。在盡可能全面了解地下地質(zhì)情況的基礎(chǔ)上，利用先進(jìn)的工具與工藝，實(shí)現(xiàn)優(yōu)快鉆井，保證水平井段穿行在“甜窗”的優(yōu)質(zhì)巖性段內(nèi)，為有效儲層改造奠定基礎(chǔ)。

在基礎(chǔ)理論研究方面，需針對深層高圍壓高溫的特征，開展深層頁巖鉆井井壁穩(wěn)定理論、破巖及提速機(jī)理、多簇裂縫破裂機(jī)理與多尺度裂縫形成機(jī)理、高應(yīng)力下導(dǎo)流能力的主控因素等理論研究，明確深層頁巖的工程效率及產(chǎn)能的受控機(jī)制；在鉆井方面，需針對深層條件下軌跡控制難度大、可鉆性差的特征，研發(fā)控壓鉆井技術(shù)、強(qiáng)化鉆井參數(shù)提速技術(shù)方案、水平井眼控制技術(shù)，實(shí)現(xiàn)“優(yōu)快”鉆井；在壓裂方面，需針對深層高圍壓、高水平應(yīng)力差的地質(zhì)力學(xué)特征，研制適用于深層頁巖氣的高降阻耐高溫高黏滑溜水，研發(fā)深層降壓工藝、強(qiáng)加砂壓裂工藝及“縫內(nèi)+簇間”迂回雙暫堵壓裂工藝，進(jìn)一步提高深層頁巖氣改造效果；在壓裂裝備方面，應(yīng)針對深層長期高壓力施工特征，研發(fā)低成本8000型長壽命電動壓裂裝備、超高壓地面管匯系統(tǒng)、超深層8 000～10 000 m 連續(xù)油管裝備及工具。在此基礎(chǔ)上，形成深層特色鉆采一體化開發(fā)技術(shù)，盡可能地降低單井施工成本，以實(shí)現(xiàn)單井產(chǎn)能及EUR的大幅度提升。

3.3 推行深層頁巖氣地質(zhì)—工程一體化

地質(zhì)—工程一體化是目前業(yè)界普遍重視并開始大力推廣的油氣項(xiàng)目管理模式，是針對復(fù)雜油氣藏開發(fā)項(xiàng)目所采用的全新的技術(shù)研發(fā)、組織運(yùn)行與管控方式，是油氣行業(yè)實(shí)現(xiàn)復(fù)雜油氣藏增產(chǎn)提效的有效途徑[40-41]。地質(zhì)—工程一體化總體思路為通過多學(xué)科地質(zhì)油藏研究、全方位項(xiàng)目管理及鉆完井設(shè)計(jì)施工一體化的動態(tài)結(jié)合，實(shí)現(xiàn)提高平均單井產(chǎn)能、提升綜合效益的總體目標(biāo)[41]。強(qiáng)調(diào)要圍繞提高平均單井產(chǎn)能這個關(guān)鍵問題，以地質(zhì)綜合研究為基礎(chǔ)，以三維模型為核心，針對不同勘探開發(fā)階段的關(guān)鍵性挑戰(zhàn)，開展具有實(shí)效性和時(shí)效性的動態(tài)研究并及時(shí)應(yīng)用[42]。配合有效的組織管理和作業(yè)實(shí)施，對鉆井、固井、壓裂、試采和生產(chǎn)等多學(xué)科知識和工程作業(yè)經(jīng)驗(yàn)進(jìn)行系統(tǒng)性、針對性和快速地積累和豐富，對鉆井、壓裂等工程技術(shù)方案進(jìn)行不斷調(diào)整和完善，在區(qū)塊、平臺和單井分層次、動態(tài)優(yōu)化工程效率與開發(fā)效益，實(shí)現(xiàn)提產(chǎn)增效的中長期目標(biāo)[40,42]。

深層頁巖氣開發(fā)的復(fù)雜性遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過中—淺層頁巖氣，除地質(zhì)條件更復(fù)雜、技術(shù)難度更大外，經(jīng)濟(jì)上成本居高不下，要實(shí)現(xiàn)規(guī)模效益開發(fā)難上加難。推行地質(zhì)—工程一體化，構(gòu)建全新的體制機(jī)制，是降本增效，實(shí)現(xiàn)深層頁巖氣規(guī)模效益開發(fā)的有效途徑，將助力深層頁巖氣項(xiàng)目投入產(chǎn)出價(jià)值最大化，促進(jìn)我國頁巖氣效益開發(fā)再上新臺階。

1）重構(gòu)組織架構(gòu)，將傳統(tǒng)“鏈狀”架構(gòu)調(diào)整為“矩陣”架構(gòu)。按照項(xiàng)目所處階段，組建跨學(xué)科、跨工種的“重量級團(tuán)隊(duì)”，實(shí)現(xiàn)勘探與開發(fā)、作業(yè)方與服務(wù)方、研究與生產(chǎn)的無縫連接。保持項(xiàng)目團(tuán)隊(duì)相對固定，根據(jù)勘探開發(fā)進(jìn)程實(shí)施動態(tài)調(diào)整，項(xiàng)目關(guān)聯(lián)方既是甲乙方合同關(guān)系，更是協(xié)同作業(yè)的利益共同體?；谀繕?biāo)導(dǎo)向，按責(zé)、權(quán)、利對等原則，給予項(xiàng)目經(jīng)理足夠的業(yè)務(wù)決定、人事任免、考核獎懲權(quán)限，實(shí)現(xiàn)組織運(yùn)行與管控效率最優(yōu)化。

2）根據(jù)勘探實(shí)踐，實(shí)時(shí)更正、調(diào)整、優(yōu)化、細(xì)化地質(zhì)模型，加強(qiáng)以深層頁巖氣藏為中心的地質(zhì)—油藏表征、地質(zhì)建模、地質(zhì)力學(xué)、油氣藏工程評價(jià)等綜合研究，制定并適時(shí)調(diào)整規(guī)劃、計(jì)劃，不斷調(diào)整、優(yōu)化勘探開發(fā)部署。

3）通過先導(dǎo)試驗(yàn)和數(shù)值模擬相結(jié)合的方法來優(yōu)選水平井穿行軌跡，確定最佳的水平井距和水平段長度，選擇合適的鉆機(jī)設(shè)備和工具組合，不斷優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)[41]，努力實(shí)現(xiàn)優(yōu)快鉆井。

4）確定合理的水平井壓裂參數(shù)，主要包括水平段長、橋塞類型以及射孔壓裂參數(shù)和工藝技術(shù)等，不斷改進(jìn)儲層改造效果，增加人工縫網(wǎng)的復(fù)雜度和改造體積，提高單井產(chǎn)能和EUR。

5）建立與對象相適應(yīng)的、行之有效的學(xué)習(xí)曲線，不斷優(yōu)化制度、流程，實(shí)現(xiàn)地質(zhì)油藏認(rèn)識“精益求精”、“鉆井品質(zhì)提升”和“完井品質(zhì)優(yōu)化”的目標(biāo)[40]，不斷優(yōu)化鉆井、壓裂等各個環(huán)節(jié)的周期與成本。不過于追求“豪華與頂尖”技術(shù)，但需致力于技術(shù)的持續(xù)改進(jìn)與升級換代。

6）推進(jìn)深層頁巖氣勘探開發(fā)大數(shù)據(jù)平臺建設(shè)與應(yīng)用，基于大數(shù)據(jù)分析和人工智能技術(shù)，分析深層頁巖氣地質(zhì)特征、鉆完井和采氣工藝技術(shù)、地面集輸?shù)扰c氣田經(jīng)濟(jì)效益之間的關(guān)系，用大數(shù)據(jù)進(jìn)行針對性的篩選、優(yōu)化并指導(dǎo)作業(yè)實(shí)施，優(yōu)選出具有最佳的經(jīng)濟(jì)效益的技術(shù)與工藝組合，有效融合地質(zhì)評價(jià)、鉆井、壓裂、采氣、地面建設(shè)和集輸?shù)裙ぷ?，保證項(xiàng)目勘探開發(fā)各階段的無縫銜接，持續(xù)提升項(xiàng)目全生命周期的運(yùn)行管理效率。

4 結(jié)論

1）四川盆地深層頁巖氣規(guī)模有效開發(fā)主要面臨地質(zhì)認(rèn)識、儲改工藝和組織管理三方面挑戰(zhàn)，包括深層頁巖氣賦存機(jī)理和富集規(guī)律認(rèn)識有待深化，經(jīng)濟(jì)有效壓裂改造的工程工藝尚待建立，頁巖氣開發(fā)組織運(yùn)行管理方式需要重新構(gòu)建。

2）實(shí)現(xiàn)深層頁巖氣規(guī)模有效開發(fā)的應(yīng)對策略有：①深化深層頁巖氣富集規(guī)律認(rèn)識，建立選區(qū)與目標(biāo)評價(jià)方法，形成“甜點(diǎn)”、“甜窗”預(yù)測描述技術(shù)；②深化工程地質(zhì)條件研究，形成先進(jìn)配套的鉆井、壓裂工程工藝技術(shù)與裝備體系，充分解放地層產(chǎn)能；③推行地質(zhì)—工程一體化，構(gòu)建全新的體制機(jī)制，大幅度降低成本，實(shí)現(xiàn)深層頁巖氣效益最大化。

3）四川盆地五峰組—龍馬溪組中—淺層頁巖氣已實(shí)現(xiàn)規(guī)模性商業(yè)開發(fā)，經(jīng)濟(jì)社會效益顯著。該層系在大于3 500 m 深層領(lǐng)域多口井獲得工業(yè)氣流并已提交探明儲量，是優(yōu)先開展深層頁巖氣開發(fā)實(shí)踐的重點(diǎn)層系，通過深化地質(zhì)認(rèn)識、攻克關(guān)鍵技術(shù)難題，實(shí)施地質(zhì)—工程一體化，大幅度提速降本增效，在較短的時(shí)間內(nèi)可望實(shí)現(xiàn)規(guī)模有效開發(fā)，其產(chǎn)量預(yù)期將超過中—淺層頁巖氣。

隨著技術(shù)與管理水平的提升，下一步還要加強(qiáng)寒武系深層頁巖氣的勘探。前期完鉆的JYH1、W201等井，位于上揚(yáng)子陸內(nèi)裂谷沉積的邊緣，富有機(jī)質(zhì)頁巖發(fā)育較差，頁巖氣井未達(dá)到商業(yè)開發(fā)條件。在上揚(yáng)子陸內(nèi)裂谷，寒武系富有機(jī)質(zhì)頁巖主要發(fā)育在四川盆地資陽—長寧、鄂西—渝東—黔中和川東北部宜昌—房縣等深水陸棚頁巖沉積中心[43]，頁巖品質(zhì)較好，埋藏深度雖較大，但保存條件好，具有較好的頁巖氣富集物質(zhì)基礎(chǔ)，是今后深層頁巖氣的有利目標(biāo)區(qū)。此外，在四川盆地川東北和川北等地區(qū)的二疊系龍?zhí)督M和大隆組發(fā)育富有機(jī)質(zhì)硅質(zhì)頁巖，前期已在普光氣田所在區(qū)塊的M1井獲得氣流，但埋深較大（4 000～6 000 m），也是未來值得重視的勘探開發(fā)對象。

致謝：文中引用了中國石化、中國石油各相關(guān)單位寶貴的資料，研究過程中與上述單位的科研及管理人員進(jìn)行大量的交流與討論，獲益匪淺，在此深表謝意！