中国南方常压页岩气勘探开发面临的挑战及对策

方志雄

（中国石化华东油气分公司，江苏南京210019）

经过十余年持续攻关，中国页岩气基础研究和勘探开发取得骄人业绩[1-8]。四川盆地五峰组—龙马溪组海相高压页岩气已成功实现商业开发，同时，渝东南盆缘转换带常压页岩气勘探也取得重要进展[9-14]。

常压页岩气在中国南方广泛分布，资源潜力大。原国土资源部2012年预测结果显示[3]，中国页岩气技术可采资源量为25.08×1012m3，其中南方常压页岩气技术可采资源量为9.08×1012m3，发展前景广阔。“十三五”以来，为加快推进常压页岩气勘探开发进程，国家设立科技重大专项《彭水地区常压页岩气勘探开发示范工程》（以下简称彭水示范工程）。中国石化华东油气分公司以彭水示范工程为平台，围绕建设目标任务，联合中国石化石油勘探开发研究院、中国石化石油工程技术研究院等多家科研机构以及国内高校，充分发挥“产学研用”优势，从常压页岩气地质特点出发，加强常压页岩气成藏理论研究，持续深化目标评价，实现勘探突破，开展滚动评价与开发先导试验，创新实践，强化低成本、高效钻完井及压裂排采等配套工程工艺技术的攻关与集成，建成南川一期6.5×108m3页岩气田，稳步推进二期5.3×108m3产能建设，示范工程建设有序进行。

结合彭水示范工程常压页岩气基础理论研究和勘探开发生产实践，系统总结了常压页岩气领域取得的理论认识、关键技术及勘探开发成果，指出了面临的主要问题与挑战，提出了中国南方常压页岩气勘探开发工作的对策，以期加快推动中国常压页岩气产业发展。

1 示范区地质特点

彭水示范工程研究区位于渝东南盆缘转换带，地理上位于重庆市与贵州省交界的南川、彭水、武隆、道真等县市，构造上处于四川盆地川东高陡构造带和武陵褶皱带西北缘（图1），毗邻焦石坝构造。该区历经加里东期、海西期、印支期、燕山—喜马拉雅期等多期构造运动叠加改造[15]，以燕山—喜马拉雅期作用影响最为强烈，奠定了以NE—SW向为主的向斜与背斜相间分布的槽—挡构造格局，形成了现今的构造形态。该区页岩气目的层为上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组，主要分布于残留向斜，部分位于斜坡和背斜，总面积4 242 km2，页岩气资源量2.8×1012m3，气藏压力系数0.9～1.3，参考天然气藏分类国家标准（GB/T 26979—2011），处于高压与常压过渡带，以常压页岩气为主。该区页岩气勘探开发实践对推动中国常压页岩气资源的有效利用具有重要的示范指导意义。

与四川盆地焦石坝地区、威远、长宁等高压页岩气相比，渝东南盆缘转换带常压页岩气在页岩沉积、储集、页岩气赋存状态、应力、温压、生产特征方面具有6大地质特点[11-12]（表1）：①两者均为深水陆棚相沉积背景，常压页岩气区处于深水陆棚相沉积的边缘区，沉积水体深度变浅，优质页岩厚度呈现减薄趋势；②基质孔隙度基本相当，常压区构造改造作用较强、高角度缝及层理缝更发育；③页岩气总含气量相对较低、吸附气占比高；④页岩层地应力相对较小，但最大水平主应力和最小水平主应力差异大；⑤地温梯度低，地层压力系数低；⑥页岩气初期产液量大，返排率高，产量递减相对较慢。因此，常压页岩气在优选甜点、提高压裂缝网复杂程度、提高单井产量和井控储量、降低工程成本等方面面临挑战。

图1 渝东南盆缘转换带构造区划Fig.1 Regional tectonic division in basin-margin transition zone of southeastern Chongqing

表1 常压页岩气与高压页岩气地质特点对比Table1 Comparison of geological characteristics between normal pressure shale gas and over-pressured shale gas

2 常压页岩气勘探开发进展

近年来，立足渝东南盆缘转换带常压页岩气地质特点，以富集高产主控因素为主线，突出沉积微相、保存条件、构造应力等关键要素精细研究，强化低成本工程工艺技术攻关实践，着力做好“增产、降本”，中国石化华东油气分公司在常压页岩气基础地质理论认识、低成本工程工艺技术、勘探开发以及绿色矿山建设等方面取得了积极进展。

2.1 建立常压页岩气富集高产地质理论

2.1.1 揭示南方海相常压页岩气形成机制

干酪根生烃和分散液态烃裂解生气产生的超压页岩气在后期的构造改造过程中通过构造裂缝或超压破裂渗流/渗漏散失，超压释放。裂缝在覆压作用下发生闭合。受泥页岩超固结比影响[16]，处于脆性带的泥页岩裂缝闭合程度差，超压完全释放，变为常压；处于脆延过渡带的泥页岩裂缝闭合程度相对高，现今仍然维持一定程度的超压，但如果断层遭破坏或地层倾角较大，储层—断层或储层—露头距离较小时，也可能变为常压。褶皱作用、断裂作用和抬升剥蚀作用产生的裂缝是超压变为常压的主控因素（图2）。

图2 常压页岩气形成机制Fig.2 Formation mechanism of normal pressure shale gas

2.1.2 提出常压页岩气“三因素控气”地质理论

在前人研究的基础上[12,17-21]，结合常压页岩气地质特点和钻探实践，提出常压页岩气“三因素控气”地质理论（图3）。1）沉积相控烃。深水陆棚相古生产力高，沉积的优质页岩厚度大、有机质丰度高，具有较强的生气能力，同时，生烃过程中产生的有机孔隙为页岩气赋存提供了储集空间和比表面，控制了页岩气富集的资源规模。五峰组—龙马溪组一段深水陆棚相页岩可划分为5个岩石相，自下而上依次编号为①至⑤号小层，具有高生烃潜力、高孔隙度、高含气性、高脆性、低黏土矿物含量的“四高一低”特征，是页岩气勘探的最佳层段。2）保存条件控富。保存条件是影响地层能量、孔隙结构、压力系数的关键因素，保存条件越好，地层能量越充足，孔隙度、压力系数、含气量和游离气占比越高，页岩气越富集。3）地应力场控产。应力场是页岩气高产的关键因素。古应力场形成的天然缝沟通页岩基质孔隙，改善页岩储集物性，有利于游离气富集。今应力场与压裂改造缝网密切相关。今地应力适中的中等曲率带利于压裂形成复杂缝网，提高单井产量和经济可采储量。

图3 “三因素控气”地质理论Fig.3 Geological theory of“three factors controlling gas”

2.1.3 建立4种页岩气聚散模式

保存条件是页岩气富集的关键因素。构造改造作用的强弱对保存条件起决定性影响。不同构造中页岩气聚集与逸散存在显著差异。基于天然缝与页岩气聚散机理认识，通过对工区构造样式分类研究、典型井解剖，并结合压裂实践，建立了背斜型、斜坡型、向斜型和逆断层下盘型4种页岩气藏聚散模式[12]（图4）。①背斜型页岩气藏。整体上，该类气藏天然微裂缝发育，具有短距离运移聚集的优势；核部受纵弯作用影响，发育向上开口“V”字形劈理缝，压裂时人造缝纵向延伸大，横向延伸范围小，体积改造难度大；翼部发育伴生断裂，“E”字形天然水平层间缝发育，压裂时与人工缝交割沟通，易形成复杂缝网，改造体积大，更易高产。②斜坡型页岩气藏。斜坡型构造一般较为宽缓，页岩气易横向顺层逸散，富集主要受侧向断层封堵和剥蚀边界远近控制。受构造抬升的影响，地应力释放，层面滑动发生顺层剪切，主要发育顺层“E”字形层间缝，压裂缝易形成复杂缝网，产量中高。③向斜型页岩气藏。该类气藏具有环带滞留、向斜中心富集的特点，受挤压作用影响，易形成向下开口的“A”字型缝，压裂较难形成复杂缝网，单井产量较低。④逆断层下盘型页岩气藏。该类气藏主要受逆断层侧向封堵，页岩气横向运移减弱，滞留于下盘成藏，下盘发育“X”字型剪节理，利于压裂形成复杂缝网。

图4 4种页岩气聚散模式Fig.4 Four shale gas accumulation and dispersion models

2.2 建立常压页岩气综合评价技术

2.2.1 建立页岩孔隙分类方法及储层分级评价标准

孔隙是页岩气储藏的重要空间，也是确定游离气含量的关键参数[13,22-24]。根据成因，页岩储集空间主要分为无机孔、有机孔和微裂缝3大类。基于氩离子抛光、扫描电镜和原子力显微镜的页岩微观孔隙结构表征技术，对页岩孔隙分布、形态、大小和规模进行精细刻画，对3大类储集空间进行亚类划分：根据孔隙发育位置和成因，将无机孔分为粒间孔、粒内孔和晶间孔等，其中粒间孔主要发育于碎屑颗粒间，粒内孔主要发育于长石或碳酸盐矿物颗粒内部，而晶间孔主要发育于黏土矿物和黄铁矿晶间。根据有机质类型和成因，将有机质孔分为干酪根孔和沥青孔，其中根据有机质形态和结构，将干酪根孔分为无定形干酪根孔和结构型干酪根孔，根据孔隙形状和成因，可将沥青孔分为固体沥青孔和沥青球粒孔。根据成因将微裂缝分为应力缝和收缩缝，其中应力缝是由局部构造运动或异常高压形成的高应力破坏所致，收缩缝则多为有机质或黏土矿物脱水形成，多发育于有机质与矿物接触面上（表2）。

液氮吸附和压汞实验的分形结果表明不同区间孔隙自相似性和孔隙类型差异明显，5 nm、25 nm和100 nm是孔隙分形特征出现变化的拐点（图5、图6）。据此将页岩孔隙划分为微孔（＜5 nm）、小孔（5～25 nm）、中孔（25～100 nm）和大孔（＞100 nm）。将不同区间孔隙含量与页岩含气量进行相关性分析，由于页岩孔隙中微孔和小孔的占比超过80%，现场实测总含气量主要受微孔和小孔体积控制，其中小孔控制页岩游离气量，微孔控制页岩吸附气量，而与中孔和大孔相关性不明显。这为确定页岩储层分级评价标准提供了依据，因此，选取微孔和小孔含量作为储层分级评价的重要指标。根据现场实测含气量与微孔和小孔含量之间关系，确定了对应的体积和孔隙度界限值，并将页岩气储层划分为好、中、差、非储层4类（表3）。在分类评价基础上，由于孔隙孔容和比表面积受TOC（总有机碳含量）控制明显，在分类评价标准中，将TOC也作为重要的评价指标。同时考虑到压力系数对孔隙结构的重要影响，常压与高压页岩气储层的评价标准界限也有所差异，常压页岩储层TOC界限值分别为1.0%、2.5%和4.5%，高压则分别为1.0%、2.0%和3.5%。

表2 页岩孔隙类型及特征Table2 Shale pore types and characteristics

图5 基于液氮吸附实验的孔隙分形学特征Fig.5 Pore fractal characteristics based on liquid nitrogen adsorption experiment

图6 高压压汞实验的毛细管压力曲线Fig.6 Capillary pressure curves of high pressure mercury injection experiment

2.2.2 建立常压页岩气目标评价体系和标准

在常压页岩气“三因素控气”地质理论的指导下，建立了以静态指标为基础，保存条件和构造应力为核心，地质甜点与工程甜点相结合的常压页岩气目标评价体系和标准（表4）。一类有利目标在物质基础方面要求优质页岩厚度大于30 m，TOC大于3.0%，硅质含量大于50%，优质页岩分布面积大于100 km2；富集程度方面要求地层压力系数大于1.1，孔隙度大于4.0%，含气量大于4 m3/t，地应力场环境上要求页岩埋深介于1 500～3 800 m，层理缝和微裂缝发育，水平应力差异系数小于0.2，硅质含量大于50%，曲率中等。根据评价标准，优选了南川区块平桥、东胜、阳春沟构造带、武隆向斜等一批有利目标，勘探开发成果显著。

表3 页岩气储层分类评价标准Table3 Classification and evaluation criteria for shale gas reservoirs

表4 常压页岩气目标评价标准Table4 Standards for evaluation of normal pressure shale gas targets

2.3 创新常压页岩气低成本工程工艺技术

2.3.1 形成常压区页岩气低密度三维地震勘探技术

示范工区位于渝东南槽—档过渡带，发育武隆向斜、桑柘坪向斜等多个大型宽缓向斜构造，内部断裂不发育，构造相对简单，志留系页岩埋深为2 000～4 500 m。三维模型波场照明分析表明，低炮道密度采集方法能够满足向斜构造成像对波场采样的要求。武隆向斜三维地震采用了20线7炮216道三维束状观测系统：20 m×20 m面元、覆盖次数60次、炮道密度15万道/km2，不到常规三维地震的1/3。针对不同地表岩性条件下的噪声特征，采用差异化分步、多域噪声衰减处理精细去噪，提高了资料信噪比；针对低密度三维受大型障碍物变观造成的不规则采样问题，采用五维规则化处理技术，通过线域、点域、时间域、炮检距域、方位角域五维空间的插值和重构实现数据规则化，提高面元属性均匀性、波场采样充分性和地震资料信噪比；针对低密度三维陡倾角成像问题，采用构造约束网格层析反演技术，通过地层构造格架和地层倾角共同约束速度反演趋势，模型的精度逐渐提高，结合叠前深度偏移处理，陡倾角地层成像效果改善，明显提高地震资料成像精度（图7）。通过上述技术攻关，武隆向斜五峰组—龙马溪组反射波组信噪比大于5，资料品质能够满足地质需求，地震勘探成本下降46%。低密度三维地震勘探为低品位常压页岩气探索了一套经济实用的地震勘探方法与技术，对推动中国南方常压页岩气高效勘探具有重要借鉴意义。

图7 武隆向斜低密度三维典型地震剖面Fig.7 3D typical seismic profile with low density of Wulong synclinal

2.3.2 创新“二开制”井身结构完井，钻井效率大幅提高

结合工区内常压页岩气地层特点，基于常压地层压力剖面，综合开孔层位、中浅层地层特性、地层漏失及必封点等，井身结构由“多开制”优化为“二开制”。一开套管封住茅口组以上易漏失层，可节省一层技术套管及固井费用，同时缩小井眼尺寸，有效提高机械钻速。LY2HF井成功实现二开制完井（图8），与LY1HF井相比，在水平段长增加483 m，完钻井深增加235 m的情况下，钻完井周期缩短25.43%，钻井成本减少33%，提速提效显著。

2.3.3 探索形成常压页岩气区“中长段距、多簇射孔、段内转向、连续加砂”压裂工艺

图8 LY2HF井“二开制”井身结构Fig.8 Wellbore structure of well LY2HF with well completion at the“second”section

常压区中浅层页岩埋深为2 200～3 200 m，地应力较低，最大水平主应力和最小水平主应力差异大，施工压力窗口大。为了增产，采用加大压裂改造规模和连续加砂工艺，加砂强度达1.10～1.95 m3/m，促进缝网复杂化；为了降本，采用“长段距、多簇射孔、段内转向”等工艺措施，该工艺在LY2HF井成功试验，段距120～140 m，每段射孔4～6簇，投射35～50个可溶式暂堵球，实现裂缝均衡拓展，投球后净压力升高6～16 MPa，较LY1HF井有效改造体积（SRV）提高7%～10%，地层压力系数为1.06，测试日产气9.22×104m3。

在页岩埋深3 200～3 800 m的中深层区，针对水平缝发育、地应力适中等地质特点，采用“中段少簇、投球转向、连续加砂”压裂工艺，优化泵注程序，采取连续加砂、增大加砂强度、提高粗砂比例3项措施，提高支撑裂缝的连续性以及导流能力，形成页岩气流动“快速通道”。该工艺在JY10HF井成功试验，段距60～82 m，每段射孔2～4簇，投射30～35个可溶式暂堵球，投球后净压力升高14～27 MPa，地层压力系数1.18，测试日产气19.6×104m3。

2.3.4 建立“三阶梯”压裂加砂工艺模式

提升压裂效果的关键在于增大加砂规模，实现压裂缝网的有效支撑。在压裂实践中，逐步形成了“三阶梯”压裂加砂工艺模式，其核心思想是加大排量，最大程度形成复杂缝网，增大不同粒径的砂比，支撑裂缝，提升裂缝的导流能力。在压裂施工过程中，一是阶梯升排量，压裂全程分多个阶段提升排量，保持净压力稳步增长，保护近井带已经开启的主裂缝持续张开，同时扩展远井带，新造更多的微裂缝，增大改造体积；二是阶梯提砂比，采用三台阶的加砂模式快速提高砂比，建立连续铺砂剖面，支撑已经开启的裂缝，保持导流能力；三是阶梯加不同粒径的支撑剂，采用70/140、40/70、30/50目的砂粒径组合，适时增加粗砂用量，提升裂缝导流能力。

2.3.5 创新实践6000型电动压裂泵，开创绿色高效压裂工程新局面

为降本、提速、增效、减排，克服山地井场限制，在国内创新实践新型6000型电动压裂泵（图9），形成了电动压裂泵、机械压裂车组、页岩气发电供电、电网优化配置工艺技术，攻克解决了高谐波电压难题，由20%降低到5%以下（行业标准＜10%），实现了6 000 V直流电直供，同时研发了高排量的配套电动混砂橇。单段施工费用降低了18%，单段减排1.66 t标准煤。截至2019年6月，华东油气分公司规模应用6000型电动压裂泵+2500型机械压裂车组合累计施工22口井，供液量超47×104m3，节约施工费用近7 000万元。电网改造升级后，全部采用电动压裂泵机组，单井压裂成本预期可节约300万元。2019年8月，JY211-4HF井首次采用全电动压裂泵施工，动用10台电动压裂泵、1台电动混砂撬及其配套设备成功完成31段压裂施工，单段最大液量2 081 m3，最大砂量100 m3，最大排量18.5 m3/min，单井压裂直接成本减少300万元。全电动压裂系统的成功应用，为常压页岩气低成本绿色开发起到了积极的推动作用。

2.3.6 集成常压区页岩气高效排水采气工艺技术

针对常压页岩气井压后产液高、压力低等特点[11]，开展了多孔介质吸附解吸和渗流机理研究，建立了常压页岩气井返排特征模型，实现了返排规律的有效预测，制定了常压页岩气井分类标准。对常压区页岩气排采工艺适用性进行研究，提出排采工艺适用条件判别方法，总结出常压区页岩气井电潜泵排采、自喷、连续气举排采3种举升工艺，快速排液、稳定排液、自喷生产3个排采阶段，及自喷、自喷+助排2种生产模式，实现了生产井全生命周期分段施策管理。常压页岩气井压后一般不能自喷，为此，研发了排量调节范围为30～120 m3/d的变频调速控制系统、离心式气体分离技术以及井底流压实时监测技术，研制常压页岩气同心双管、电泵气举一体化、泡沫排水、气举4项排采配套工艺管柱，现场试验电潜泵、射流泵等6项排采工艺技术，实现快速平稳排液。高效排水采气工艺技术指导了现场生产，完善了工艺技术细节，提高了工艺的适应性、经济性以及连续性。LY1HF井采用泡沫排水工艺有效降低油套压差2.1 MPa，单井日均产气量增加1.2×104m3。

2.4 初步形成常压页岩气开发技术政策

2.4.1 明确常压页岩气藏微观流动模拟机制

通过页岩多尺度数字岩心的叠加耦合，提出了基于真实页岩数字岩心的单相气微尺度流动模拟方法，揭示了孔隙尺度页岩气流动机理，得到了页岩气修正表观渗透率计算模型。同时，提出了考虑界面效应、吸附/解吸、润湿性等单相气、气—水两相流动模拟方法，把流动阶段划分为裂缝内的线性流动、双线性流动、基岩至裂缝的线性流动（单相气）、到达边界拟稳态流动4个流动阶段。初始含水饱和度主要影响流动早期，对后期的影响不明显，主要由于后期随着含水降低，气水相对渗透率几乎不变。裂缝初始含气饱和度越高，形成的裂缝网络渗吸过程越充分，生产所需压降越小，产量越高。结合生产数据建立了渗透率与时间关系，并通过现场生产井实际数据的采集验证，初步形成了考虑返排过程的页岩气藏产能预测及评价方法。对页岩气藏的开发方式进行优选，为页岩气藏的高效开发提供技术支撑。

2.4.2 初步形成常压页岩气开发技术政策

五峰组—龙马溪组一段①至⑤号小层为最优质开发层系。通过微地震监测、经济评价、生产动态及数值模拟确定①至⑤小层水平井的合理井距为300～350 m。现有水平井钻探结果统计显示，随着水平段的增加，无阻流量增加，考虑现有工艺，推荐水平段长为1 800～2 000 m，结合构造及地面条件可适当调整。已投产井情况表明，水平段方位与最小水平主应力的夹角越小，无阻流量越大，夹角在40°以内时，无阻流量较高。除此之外，水平井的方位部署要考虑水平段两靶高差。两靶高差小于180 m时，靶点高差对无阻流量影响较小；随着靶点高差增大，归一化无阻流量呈现减小趋势。

图9 电动压裂施工现场Fig.9 Electric fracturing site

综合气藏地质、工程工艺、压裂监测、动态分析、经济评价等研究，初步形成了适合常压页岩气“长水平段、小井距、低高差”的开发技术策略。推荐水平井型，采用交叉井网，合理井距为300～350 m，水平段长1 800～2 000 m，水平段方位与最小水平主应力夹角小于40°，两靶高差小于180 m。

2.5 形成绿色矿山建设模式

页岩气勘探开发过程中，坚持资源与环境并重，秉持节能环保、集约高效的理念，逐步形成“大平台网电钻井、电动泵压裂、泥浆不落地、废弃物达标处理、水资源循环利用、土地综合利用”的一体化绿色勘探开发模式。优化地面工程布局，统筹规划电网、路网、水网、讯网、管网“五网”建设，摊薄成本，推广1台6～9井大平台，集约用地，创新实践电动泵压裂，降本减排。配建一体化引水工程，集中收集生产废水，达标处理，循环利用。钻井全过程采用泥浆、岩屑不落地工艺，固废无害化处理后制成建筑用砖，变废为宝。严格土地征用程序，认真履行土地复垦责任，强化生态环境恢复治理，整体推进绿色矿山建设。

2.6 实现常压页岩气勘探多点突破和高效开发

经过多年的持续攻关，渝东南盆缘构造复杂带南川—武隆地区五峰组—龙马溪组常压页岩气勘探开发成效显著，实现勘探多点突破和高效开发。

一是盆缘构造复杂带南川地区落实了平桥南、东胜、阳春沟3个1 000×108m3页岩气增储区构造带。2016年，深化背斜型页岩气藏聚散机理研究，优选平桥背斜南部实施JY194-3HF井，测试日产气量为34.3×104m3，启动了南川页岩气田一期6.5×108m3产能建设。2016—2017年在平桥背斜南部完钻开发井30口，气田页岩埋深2 700～3 800 m，压力系数1.3～1.32，水平井测试日产气（18.4～40）×104m3。目前已有24口井进入线性流阶段，单井EUR（预计最终可采储量）为（0.9～1.5）×108m3，提交页岩气探明储量543.06×108m3。

2018—2019年采用滚动勘探、稳步建产的思路，在逆断层封堵斜坡型页岩气富集模式指导下[12]，向南滚动部署JY10HF井和JY10-10HF井。JY10HF井压力系数为1.18，测试日产气量为19.6×104m3；JY10-10HF井压力系数为1.12，测试日产气量为9.01×104m3。两口井均实现了常压页岩气商业突破。目前正在积极推进5.3×108m3产能建设。2019年，根据“三因素控气”地质认识[12]，向西甩开勘探东胜构造带，优选构造宽缓、物性较好、地应力较小、保存较好的东胜南斜坡部署SY2HF井，突出可压性评价，强化地应力与缝网形成关系研究，优化水平井方位和靶窗穿行，水平井方位与最小水平主应力夹角为26°，优选②号层+①号层上部为最佳甜点层，压裂改造采用前置酸处理，粉砂打磨，快提排量，长段塞连续混合加砂和段内转向压裂工艺。SY2HF井实现常压页岩气重大突破，压力系数为1.20，测试日产气量为32.8×104m3。目前正在开展东胜构造带开发先导试验，JY10HF-SY2HF井区基本落实页岩气探明储量1 000×108m3规模。

二是盆外常压页岩气实现多点突破。2012年，优选彭水桑柘坪向斜实施PY1HF井，压力系数0.96，测试日产气量为2.52×104m3，实现了南方构造复杂区海相页岩气战略突破。在此基础上，不断深化向斜型页岩气藏“环带滞留、中心富集”规律认识，加强低成本工艺攻关力度，先后在武隆向斜实施LY1HF井、LY2HF井。LY1HF井压力系数为1.08，测试日产气量为4.6×104m3，该井已经生产近4 a，目前日稳产气量为2.0×104m3，累产气量为3 300×104m3；LY2HF井压力系数为1.06，测试日产气量为9.22×104m3，钻采成本较LY1HF井下降32%。初步落实武隆向斜页岩气地质资源量近5 000×108m3，桑柘坪向斜页岩气地质资源量700×108m3，展现出良好的勘探开发前景（图10）。

3 常压页岩气面临的挑战及对策

3.1 挑战

图10 渝东南盆缘转换带常压页岩气勘探开发成果Fig.10 Exploration and development achievements of normal pressure shale gas in basin-margin transition zone of the southeast area of Chongqing

通过常压页岩气增产降本地质研究、工程工艺试验与集成应用，在选区评价、地震勘探、钻井提速、高效压裂等方面取得了良好效果，页岩气水平井单井产能和成本有了较大改善。对于页岩埋深为2 800～3 500 m，水平段长1 500～1 800 m，分18～20段压裂的水平井，单井钻采成本控制在5 300万元，部分井压裂测试后获得了较高产量，但多数单井稳定日产能仍在（3.5～4.0）×104m3，单井EUR为（0.6～0.9）×108m3。据此进行经济评价，单井经济极限成本需控制在（3 500～4 500）万元才能实现效益开发。显然，常压页岩气对成本控制提出了更高的要求。目前单井钻采成本距离效益开发还有较大差距。

中国常压页岩气勘探开发总体尚处于起步和探索阶段，加上其复杂的地质特点，在基础理论、技术攻关、管理创新等方面面临以下主要问题和挑战。

1）如何进一步深化南方复杂构造区常压页岩气基础地质研究和富集高产理论认识，实现“差中选优、优中选甜、甜中找脆”，为优选甜点靶区、最优靶体和优化工程工艺技术指明方向。

2）如何提升南方灰岩地层溶洞和裂缝发育区优快钻完井技术，研发配套的工艺技术、材料和工具，实现优快钻井，进一步降低钻完井成本，提速提效。

3）如何优化以大规模体积压裂改造为核心的压裂设计和工程工艺，创新密切割等压裂改造模式，攻克最大水平主应力与最小水平主应力差值大，复杂缝网难以形成的难题，增大有效改造体积，提高单井产量和经济可采储量。

4）如何建立以井网优化和立体多层多井平台式“工厂化”为核心的开发技术政策，提高采收率，建立立体多层多井开发模式，实现纵向资源的高效开发，形成常压页岩气高效排水采气工艺管柱优化组合等关键技术和工具。

5）如何创新管理模式，建立系统、科学、高效的决策运行机制，统筹协调科研、部署、决策、运行等各个环节，践行和推广地质工程一体化，提高组织生产运行效率，提质增效。

3.2 主要对策

针对常压页岩气面临的主要问题和挑战，需要立足常压页岩气地质特点，深化甜点目标的综合评价优选，强化工艺技术的针对性、适用性和实用性创新研究，持续深入地开展增产、降本攻关实践，创新高效管理模式，进一步提速、提效，才能推动中国南方常压页岩气资源规模效益动用。

3.2.1 深化常压页岩气富集高产主控因素研究

沉积相控制页岩的发育，影响页岩气的资源规模，在深水陆棚相宏观沉积背景下，需要进一步细化沉积微相研究。开展不同地区五峰组—龙马溪组龙一段①至⑨号小层页岩有机碳含量、孔隙度、脆性、含气性等关键评价参数的变化规律研究，明确不同地区最优甜点段，指导水平井最佳的穿行层位。

保存条件是影响页岩气富集的关键因素，构造作用的强度与持续时间决定了页岩气保存条件，需要持续深化构造复杂区以构造作用为核心的页岩气保存条件研究。同时，加强构造演化与页岩气成藏过程的动态研究，剖析不同构造类型、不同构造样式、不同构造部位的页岩气富集主控因素。应力场是影响页岩气产量的关键因素，应力分布状态对井网部署及压裂方案至关重要，区域动力演变过程决定应力分布状态，因此，需要加强区域构造动力学演化研究，充分利用岩心三轴应力实验、井筒FMI成像测井、压裂力学参数、微地震监测等资料研究应力场特征和天然裂缝分布规律，深化岩石起裂机理研究，建立缝网延伸模型，为井网部署和复杂缝网工艺优化提供理论依据。

在此基础上，强化页岩气甜点目标评价，建立地质甜点+工程甜点+经济甜点一体化的常压页岩气选区评价体系和标准，在构造复杂区差中选优，优中选甜。甜点目标确保在地质上富集，工程上好钻好压，经济上可行。建立水平段长、压裂规模、单井产能、单井EUR之间最佳的匹配关系。

3.2.2 加快优快钻完井配套技术攻关研究

在页岩气钻完井工艺技术方面，通过不断的学习、集成和自主创新，中国已基本实现关键技术、工具、材料和装备的国产化。彭水示范工程建设过程中，通过“产学研用”一体化平台，研发了系列钻井提速工具。研制的φ228 mm射流冲击器，解决了PDC钻头振动剧烈，钻速低、寿命短的问题；研发的φ172 mm与φ203 mm水力振荡器，解决了三维轨道摩阻大、轨迹控制难度高等难题，工具面调整时间降低约30%，可替代国外同类产品。同时持续优化钻井参数，优选“高效钻头+旋转导向+优质钻井液”等提速工具工艺组合，探索水平段一趟钻技术。通过以上举措，机械钻速提高31%，钻井周期逐步控制在70 d以内，水平井单井钻完井成本降至2 700万～3 500万元。尽管如此，对于低品位的常压页岩气资源，周期仍偏长，成本仍偏高。

南方地区灰岩地层溶洞和裂缝发育，地层承压能力低，漏失是目前钻井工程面临的主要问题。钻进过程中处理堵漏等复杂情况的非生产时间占比较高，影响钻井时效。下步需要加强地球物理等手段的工程勘察力度，重点开展找洞查漏，规避大型漏失点，亟待探索克服开放型裂缝的浅层空气钻井、高压喷射钻井等优快钻井技术，研发新型堵漏材料、工具和随钻堵漏工艺，减少非生产时间。加快强封堵、高性能、低油水比油基钻井液和水基钻井液体系研发，尽快实现现场规模应用，降低成本并减少对环境的伤害。研发低密度泡沫水泥浆体系，解决漏失和地层承压能力低对固井质量的影响。同时，加快钻井提速工具国产化的研究，加强PDC高效钻头、射流冲击器、水力振荡器、旋转导向等配套工具的研发，完善适合常压页岩气地质特点的“瘦身型”井身结构钻井技术方案，创新山地“车载钻机打导管+大型钻机打一开、二开”的工厂化钻井模式，进一步提速、提效。

3.2.3 加强高效压裂改造工艺技术研究

1）持续开展低成本高性能压裂材料的优选评价和自主研发，进一步降低成本。

针对常压区裂缝发育，易漏失，地应力低、闭合压力低等特点，需要开展流体敏感性、应力敏感性和压裂液自吸损害评价实验，形成适用于常压页岩储层敏感性的评价方法。由此揭示压裂液滞留页岩储层的时空分布特征，明确常压页岩储层敏感性损害程度，进而指导优化压裂液配方，进一步提高压裂液体系与常压页岩地层的配伍性，最大减少压裂液对页岩储层的伤害。同时，需持续加强低成本高效降阻水、低浓度胶液体系研发和配方优化，进一步降低成本。开展压裂返排液处理配方及工艺研究，形成压裂返排液重复利用技术。

2）深化体积压裂改造模式研究，提高页岩气单井产量和井控储量。

大型分段压裂是改善页岩气渗流条件、提高页岩气单井产量的主要途径。“密切割、单段多簇、投球暂堵”技术是页岩气水平井压裂改造的发展趋势。然而，簇数增多后如何保证各簇裂缝均衡起裂及扩展、纵向缝高有效沟通优质储层、有效提高单井控制储量，是该技术的实施难点，尤其是常压页岩区两向应力差值大，不易形成复杂网络缝网。下步仍需要持续开展岩石破裂特征和裂缝延伸的室内实验及数值模拟研究，明确页岩破裂特征及成缝机理，开展体积压裂改造模式、多簇裂缝均衡扩展、双暂堵转向压裂工艺、多尺度裂缝造缝、多持续裂缝分级支撑等配套工艺技术的现场攻关，试验“一段一策”变密度射孔、变黏度、变排量优化组合、多粒径组合优化等个性化压裂工艺。此外，还需加强深层页岩气配套压裂工程工艺技术的攻关试验。

3.2.4 加强常压页岩气生产规律研究，制定效益开发技术策略

目前常压页岩气生产时间短，对其生产规律的认识较为薄弱。因而需要加强页岩气压裂效果评估，评价不同构造部位、页岩埋深、水平段长、两靶高差、压裂级数、段长、压裂工艺及参数等对SRV和单井产能的影响，深化生产井的动态分析，研究不同生产制度、不同生产阶段产气规律，预测开采中气藏能量分布和单井EUR，明确影响常压页岩气产能主控因素，为制定常压页岩气最优开发技术策略提供依据。同时，开展开发调整技术对策研究。针对已开发区，通过数值模拟、气藏工程、经济评价等方法，研究最优的井网加密时机和加密井开发技术，最大程度提高储量动用率。此外，还需加强五峰组—龙马溪组气层的立体评价和开发试验，制定不同层段的合理井距、水平井参数、合理生产方式及配产等开发参数，实现纵向上资源的有效动用。

基础研究方面重点开展页岩解吸—扩散—渗流耦合实验，深入研究纳米孔隙中气液两相—气体单相渗流规律，建立准确描述渗流规律的数学模型。结合生产井特征，建立常压页岩气井携液理论模型，为不同生产阶段采气工艺参数优化提供理论依据。

现场着重开展电潜泵、射流泵、智能柱塞管柱、气举、泡排、管柱优化排采等工艺的适应性分析，研究工艺管柱的应用条件，探索形成适用于常压页岩气井不同排采阶段的高效排水采气工艺管柱优化组合技术和关键工具。

3.2.5 全面推行地质工程最优化决策平台，不断提高生产运行管理效率

以增产、提速、降本、增效为核心，破解常压页岩气低品位资源效益开发难题，需要积极探索实践页岩气地质工程最优化决策平台运行模式，全面推行四个一体化（图11）：一体化管理、一体化评价、一体化设计、一体化作业。

构建多部门、多学科、多专业技术人员组成的地质工程一体化管理团队，成立页岩气领导小组和现场工作部，加强顶层设计，制订阶段目标，完善考核机制，开展前瞻性、科学性、指导性、时效性的组织决策管理。

图11 页岩气地质工程一体化运行模式Fig.11 Integrated operation mode of shale gas geological engineering

一体化评价的实质是实践—认识—再实践—再认识持续深化过程。1）开展地上+地下+经济的一体化目标评价，获取最优的甜点目标和技术方案，指导设计与施工；2）开展五峰组—龙马溪组下部①至⑤号气层+上部⑥至⑨号气层一体化评价，为立体开发提供地质依据；3）开展项目全过程一体化评价，从页岩气勘探、评价、产建、投产4个阶段入手，客观分析评价各阶段的优点和不足，获取方案可优化调整的空间；4）开展单井全生命周期一体化评价，建立单井从部署—钻探—压裂—试采—投产—报废全生命周期的档案信息，一方面是深入开展钻采评价和动态分析，用新的成果认识及时指导现场，优化后期部署方案，另一方面是便于生产中精细管理，一井一策、分类施策、延年益寿。

一体化设计的核心思想是按照地质兼顾工程、工程服务地质，勘探向后延伸、开发提前介入，全方位优化设计的理念。在一体化评价的基础上，按照区块、平台、单井3个级别全面推进一体化地震设计、一体化井位设计、一体化钻井设计、一体化导向设计、一体化压裂设计、一体化排采设计、一体化地面工程设计、一体化安全环保设计。勘探主动向开发延伸，探井和评价井在开发井网上部署，开发提前介入气藏评价，提前开展开发概念设计，开发评价井录取探井评价所需地质资料。

一体化作业需要建立系统规范的生产运行机制和管理流程，搭建生产管理网络协同平台，实行工序流程化、流程表单化、表单信息化，推进生产管理流程标准化、制度化、规范化，并推行项目化管理模式，成立钻井、压裂、采气、地面、物供5个项目组，执行“短流程、快节奏、高质量、低成本”方针，全程优化投资计划、技术方案和生产运行，实现各工序、各环节无缝链接，进一步提高生产运行管理效益。

4 结论

经过多年的探索攻关，以渝东南盆缘构造复杂带南川—武隆地区为代表的中国南方常压页岩气在地质认识、工艺技术、成本管控、勘探突破、产能建设等方面取得了一些重要成果：①建立了常压页岩气富集高产地质理论；②建立了常压页岩气综合评价技术；③创新了常压页岩气低成本工程工艺技术；④初步形成常压页岩气开发技术策略；⑤形成绿色矿山建设模式；⑥实现常压页岩气勘探多点突破和高效开发。

实践证实中国南方常压页岩气具有广阔的发展前景，同时也面临理论创新、工艺技术突破、成本与效益开发等主要问题和挑战。为实现中国南方常压页岩气产业的高效发展，提出5点建议：①深化常压页岩气富集高产主控因素研究，落实甜点目标；②加快优快钻完井配套技术攻关研究，进一步提速提效；③加强高效压裂改造工艺技术研究，进一步降本增效；④加强常压页岩气生产规律研究，优化开发技术政策；⑤全面推行地质工程最优化决策平台，不断提高生产运行管理效率。