深层页岩气开发关键技术难点与攻关方向

何 骁 李武广 党录瑞 黄 山 王旭东 张成林 张柟乔 陈 月

1.中国石油西南油气田公司 2.中国石油西南油气田公司页岩气研究院

0 引言

中国页岩气资源丰富，有利勘探面积达43×104km2，根据美国信息能源署、中国国土资源部、中国石油勘探开发研究院等机构的评价结果，中国页岩气可采资源量介于11.5×1012～36.1×1012m3，居世界前列，并且以海相页岩气为主。其中深层页岩气是中国页岩气开发的重要接替领域，加大其勘探开发力度对于保障国家能源安全具有重要的战略意义。我国海相页岩气有利区主要位于四川盆地，并且主力层系为该盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组，埋深主要介于3 500～4 500 m，在川南地区，埋深4 500 m以浅的可工作面积达2.1×104km2，页岩气资源量超10×1012m3，其中深层的资源量达8×1012m3以上，占比超80%[1-3]。目前，埋深为3 500 m以浅的页岩气开发技术已成熟，包括了综合地质评价、开发优化、水平井优快钻井、水平井体积压裂、水平井工厂化作业、高效清洁开采六大主体技术[4]，实现了中浅层页岩气的大规模工业化开发。与浅层页岩气田相比，中国深层页岩气田的地质工程条件存在明显差异，如多位于复杂构造区，褶皱和断裂增加，地应力及应力差大，温度和压力高[5-8]，适用于3 500 m以浅的页岩气勘探开发主体技术出现了不适应，而北美深层页岩气勘探开发的成功做法又不能完全照搬。如Haynesville深层页岩气田，该气田的开发效果位居全美第一，但其地质工程条件与我国深层页岩气田差异大，主要表现在该气田构造简单，地层平缓，保存条件和含气性均好，储层品质优，发育一套富含有机质的钙质和硅质泥页岩[9-12]。该气田地质工程特征参数为TOC介于2%～6%，孔隙度介于5%～11%，优质页岩厚度介于50～60 m；总含气量介于2.8～9.4 m³/t，其中游离气占比为80%；地层压力介于50～70 MPa，压力系数介于1.60～2.07，地层温度介于149～177 ℃；整体脆性矿物含量高，介于65%～75%，弹性模量低（介于6 900～24 000 MPa），泊松比介于0.21～0.30，水平应力差介于3～6 MPa。

目前，深层页岩气开发虽然在部分井点上取得了突破，如水平段长度一般为1 500 m，靶体钻遇率（设计靶体位于龙一11—龙一12层）均达到90%以上，全部采用压裂新工艺（平均分段段长都小于55 m、用液强度约为40 m3/m、加砂强度大于2 t/m），多口井测试气产量超过40×104m3/d，但与中浅层页岩气井相比，深层页岩气井的气产量和压力递减较快，总体开发效果不理想，还尚未形成规模效益开发的局面[13-14]。为此，笔者通过对比川南地区五峰组—龙一1亚段深层与中浅层页岩储层地质工程特征存在的差异，系统梳理了实现深层页岩气高效开发面临的难点问题，进而从钻井工程、压裂工程、开发技术对策3个方面提出了下一步攻关方向，以期促进我国页岩气产业的快速发展。

1 深层与中浅层页岩储层地质工程条件的差异

与中浅层页岩储层相比，深层页岩地层层序增多，上覆地层及目的层的构造、断层特征更复杂；受沉积作用、成岩作用的影响，深层页岩储层脆性矿物含量更高，岩石破裂特征明显增强，天然裂缝更发育；深层页岩储层压力系数更大，受异常高压和孔隙演化的影响，孔隙结构更复杂多变，其中宏孔在孔径分布中所占比例更高；在高温高压条件下，深层页岩储层吸附能力降低，在总含气量增大的同时，孔隙中游离气含量占比增大；深层页岩储层的工程特征参数总体上呈现“五高”，即泊松比和弹性模量高、地层温度高、水平应力差值高、破裂压力高、闭合压力高（表1）。

表1 川南地区深层与中浅层页岩气地质工程条件对比表

2 深层页岩气效益开发面临的难点问题

相较于浅层页岩气，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，从而给钻井工程、压裂工程、气藏工程带来了一系列的难点问题，使实现深层页岩气的效益开发面临极大挑战。

2.1 钻井工程难点问题

对于深层页岩储层而言，由于开发对象复杂使得关键钻井工具、液体和工艺适应性不强，导致Ⅰ类储层实际钻遇率低、水平段延伸能力差、钻井周期长、钻井成本高，实现规模化效益开发风险高[15]。主要包括以下4个方面的难点问题：①高温条件下常规旋转导向工具的适应性不强。深层页岩气井水平段井底循环温度介于135～155 ℃，而常规旋转导向工具、仪器不能在高于135 ℃的工况下长期正常工作，频繁失效导致钻井效率低、轨迹控制质量差，而抗175℃以上的导向工具、仪器还未实现国内商业化生产，引进国外技术的成本高，并且服务费用昂贵。②复杂的构造特征与深层页岩储层的强非均质性导致Ⅰ类储层钻遇率不高。由于断层发育，并且深层页岩储层在纵向上和平面上的展布呈现强非均质性，同时二维地震结合二维地质导向技术对储层的预测精度低，难以指导现场人员对优质储层进行精准追踪。前期实钻结果显示平均I类储层钻遇率低于80%，不能为后期压裂改造提供高品质储层基础。③压力系统复杂导致适用于深层页岩储层的成熟“一趟钻”技术尚未形成。储层埋藏深、横向偏移距大、井轨迹复杂、井眼清洁度差导致深层页岩气井水平段在钻进时的摩擦阻力、扭矩大，水平段延伸能力差，部分井在实钻过程中未钻达设计水平段长。由于深层页岩岩石压实性强、可钻性差，平均实钻机械钻速低于5 m/h，一趟钻平均进尺只有北美的三分之一，钻井周期比北美高出5倍。④深层页岩储层天然裂缝发育导致钻井液体系不能满足地层防塌与防漏的需求。深层页岩脆性增强，裂缝更发育，发生井漏和井壁失稳的风险大，这也是影响钻井周期和水平段长度的重要原因。另外，适用于深层的油基钻井液性能还不成熟，封堵性不强，还不能有效避免井壁失稳的发生，同时，堵漏材料（微纳米封堵剂）的适应性也差，堵漏成功率低。

2.2 压裂工程难点问题

深层页岩地层温度、闭合应力、水平应力差及破裂压力高，断裂和天然裂缝发育，导致水平井体积压裂后形成复杂缝网的难度大，储层改造范围有限（图1，其中SRV表示储层增产改造体积），压裂效果不理想[16]。主要包括以下4个方面的难点问题：①高水平应力差导致深层页岩储层形成复杂缝网的难度大。在高水平应力差条件下，水力裂缝易沿着最大水平主应力方向延伸，裂缝的转向扩展受限，裂缝复杂程度降低。从现场微地震监测结果可以看出，早期钻获的深层页岩气井压裂后主要形成简单缝，返排率高，气井气产量递减快。②高破裂压力和闭合应力导致裂缝起裂和延伸困难。深层页岩气井的施工压力普遍介于95～120 MPa，较之中浅层页岩气井高15～40 MPa，导致早期钻获的深层页岩气井井口压力容易达到安全限压，从而无法获得有效的施工排量，进而无法产生更高的缝内净压力来克服高水平应力差，导致段间、簇间应力扰动小，更倾向形成“狭长缝”，从而使人工裂缝的波及范围受到较大限制。③层理对压裂裂缝缝高的控制机理及天然裂缝带对压裂裂缝扩展的影响机理不清。从页岩气井压裂裂缝缝高测试结果可以看出，早期的深层页岩气井支撑缝高主要介于6～20 m，页岩气层在纵向上未能得到充分动用。而深层页岩层理发育，但是层理对压裂裂缝缝高的控制机理尚不清楚。因此，如何选择合适的压裂工艺和液体体系来优化缝高还不明确。同时，由于天然裂缝带在部分区域集中发育，并且其空间展布情况复杂，若不能对其进行准确识别和定位，压裂时容易导致套管变形和压窜频发，严重影响深层页岩气井的压裂施工进程与开发效果。而且，水力裂缝容易沿天然裂缝带转向或被其捕获，不利于更大范围复杂缝网的形成，天然裂缝带对压裂裂缝扩展的影响机理尚不清楚。④高闭合应力、高弹性模量条件下支撑剂加注困难，获得裂缝高导流能力难度大。目前，中浅层页岩气井压裂时采用的加砂强度最高可达4.0 t/m，而对于深层页岩气井，加砂强度一般介于1.5～3.0 t/m。分析认为，弹性模量高和天然裂缝发育导致水力裂缝的宽度不足，较大粒径支撑剂的注入困难。同时，深层页岩气井压裂后裂缝的闭合应力普遍高于80 MPa，在如此高闭合应力、低加砂强度条件下，支撑剂的嵌入现象严重，极大降低了裂缝的导流能力。

图1 某深层页岩气井微地震监测结果图（SRV ＝ 2 800×104 m3）

2.3 气藏工程难点问题

深层页岩储层高温、高压，并且纳米孔隙发育，导致页岩气开发机理更复杂[17-18]，开发技术对策不明确。主要包括以下3个方面的难点问题：①深层页岩储层孔隙中CH4的相态仍不清楚。相比于浅层页岩，深层页岩的微纳米孔隙更发育。岩心全尺度孔径分布测试结果表明，深层页岩储层主要发育孔径小于50 nm的微孔和介孔。而在深层页岩的高温高压环境（压力普遍高于70 MPa，平均地层温度约为130 ℃）下，限域空间内的气体将以“类固态密堆积”形式存在，其密度远超过游离态气体的密度。此外，随着孔径减小，CH4的热力学参数（临界压力、临界温度等）也会发生变化。在深层页岩储层中多尺度孔隙发育，孔隙形状多样，不同孔隙中赋存的CH4相态特征目前仍不清楚，对深层页岩气开发规律的认识也不明确，从而使气井合理生产制度、吸附气和游离气对气井产量贡献的确定都缺乏理论依据。②深层页岩储层中气体的多尺度流动规律尚不明确，气水两相微观流动机理仍处在探索阶段。不同大小页岩孔隙中气体的流动规律差异较大，并且，在深层高温高压环境下限域效应以及真实气体效应等对气体流动规律的影响变得愈发显著。此外，页岩气井需要压裂后才能进行有效开发，而压裂后滞留的大量压裂液导致页岩储层中出现复杂的非线性气水两相流动，目前对页岩储层中气水两相的微观流动机理仍不清楚。矿场试验表明压裂后适当延长焖井时间能有效提高页岩气井的初期产能，然而对于焖井过程中压裂液和页岩气置换的机理尚不明确，最佳焖井时间仍不确定。同时，页岩气水平井直接采用套管放喷生产，井筒流体高速流动会导致套管腐蚀，并且套管的携液能力差，及时下入油管非常必要，但下油管时机对气井产能的影响目前尚不清楚，因此最佳的下油管时机也不明确。这些问题都影响着页岩气井动态分析结果的准确性及开发技术对策的有效性。③深层页岩气开发技术对策尚不明确。页岩气开发技术对策的主要内容包括合理井距、布井方式的确定。在中浅层页岩气井井网部署方面，长宁—威远页岩气田井距一般为300 m左右，井间干扰情况还不是特别明确；涪陵页岩气田井距一般为600 m左右，为了提高储层纵横向动用程度，缩短钻完井周期、降低成本，初步实施加密井和立体井网进行开发，但效果还有待检验。对于深层页岩气而言，由于地质工程条件更复杂，适用于中浅层的开发经验无法直接复制，而针对水平井关键参数、井距以及立体开发方式的确定还缺乏有效的研究手段来支撑，因此，深层页岩气的开发技术对策也有待完善。

3 深层页岩气效益开发的攻关方向

针对当前深层页岩气开发过程中存在的众多技术难题，要实现其效益开发，需要在深层页岩气开发理论突破的基础上，创新建立开发主体技术，同时研发钻井、压裂关键工具与装备，明确深层页岩气实现规模效益开发的方法和手段，通过降本增效来助力深层页岩气勘探开发黄金时代的开启。

3.1 形成深层页岩气水平井钻井工程关键技术

图2 多学科信息融合建立三维地质工程模型流程图

长水平井是实现深层页岩气规模效益开发的重要手段之一[19]。提升深层页岩气井钻井施工品质需要满足Ⅰ类储层钻遇率高、水平段长、钻井成本低3个条件。攻关方向涉及以下5个方面：①针对高温问题，首先通过开展考虑摩擦生热效应的井底瞬态温度场模拟和钻井液地面降温系统的先导试验，掌握深层页岩气水平井井底温度变化规律及主控因素，再针对不同地质工程条件，优选旋转地质导向、“近钻头LWD（随钻测井）仪+螺杆”“远端LWD仪+螺杆”等导向工具组合进行分段导向方案设计，然后，配套相应抗温、降温措施来提高行程钻速和轨迹控制质量。②为了提高复杂地质条件下的I类储层钻遇率，需要创建一项融合多学科（钻井、录井、测井、地震、地质）信息的三维地质导向技术，构建精细三维地质工程模型（图2），并充分利用页岩气井工厂化钻井优势，实现钻前、钻中、钻后三维地质工程模型全过程的迭代更新，使模型不断逼近真实地质构造，井轨迹实时主动调整，从而保障对优质储层进行精准追踪。③针对深层、长水平井，在钻井工程中要实现减摩降阻，首先要进一步提高油基钻井液在高温下的稳定性和润滑性，结合井眼轨迹优化，配套使用钻柱扭摆减摩系统和全金属水力震荡器（抗高温、寿命长）等工具，并且实施“高转速、大排量、长循环”井眼强净化工艺以确保井筒清洁。④针对钻井提速难的问题，可以从钻井装备强化、钻头和提速工具优选、钻井参数实时优化3个方面进行优化升级。其中强化钻井装备是基础，针对深层页岩气井近水平段钻井，推荐配备电动钻机、大功率顶驱、3台功率为1 600马力（1 176 kW）、输出压力为52 MPa泥浆泵及高压管汇、3台高频振动筛、高速（转速大于等于3 000 r/min）及中速（转速大于等于1 800 r/min）离心机各1台。⑤针对井下发生复杂事故的风险大的问题，需采取综合防治技术。首先，针对油基钻井液，需开发高效微纳米封堵材料、专用堵漏材料等来提高井壁稳定性和堵漏成功率，同时，融合地质工程一体化和大数据分析手段，即协同井筒状态监测、天然裂缝预测和钻井风险大数据分析等关键技术做到事故的早识别、早预警、早处理，降低井下发生复杂事故的概率。

3.2 创建深层页岩气水平井体积压裂复杂缝网构建方法

深层页岩处于高温、高地应力、高破裂压力的特殊地质环境下，使其岩石力学性质与浅层相比有明显不同，尤其表现在岩石脆性降低、非线性断裂特征更显著等方面，客观上阻碍了人工复杂缝网的形成[20]。然而，深层页岩天然裂缝发育使其仍具备形成复杂缝网的有利条件。因此，为了克服天然裂缝和高弹性模量的影响，提高深层页岩气井加砂量并且保障人工裂缝的导流能力成为深层页岩压裂的关键。亟待开展以下4个方面的研究：①针对高温高应力条件下页岩岩石非线性断裂机制及本构模型不明确的问题，研究该条件下岩性、岩石结构与力学参数之间的相关关系，建立深层页岩应力应变本构关系和Ⅰ、Ⅱ与Ⅲ型断裂韧性模型，揭示深层页岩的非线性断裂机制。②针对高应力条件下天然裂缝和层理弱面力学性质表征困难的问题，采用宏细观力学表征方法，精细描述天然裂缝与层理弱面的产状、抗拉与抗剪强度、界面摩擦特性，揭示不同类型天然裂缝和不同矿物组成的层理弱面的力学性质差异性。③在强应力干扰的影响下，适用于深层页岩的人工裂缝扩展模型尚不成熟，需要建立可以描述深层页岩的本构模型和层理弱面力学性质的流—固—热多场耦合人工裂缝扩展模型，探究天然裂缝开启的临界条件，研究层理弱面对缝高的控制机制，然后开展真三轴压裂物模实验进行验证，形成能够充分利用段（簇）间应力干扰、实现全井段缝网压裂的最优压裂参数组合及配套工艺，同时探索应力循环压裂、径向多分支井靶向压裂、暂堵压裂等新型压裂工艺应用在深层页岩的可行性，以期实现裂缝复杂程度的最大化。④为了实现高温、高应力条件下对裂缝长期导流能力的有效控制，需要开展该条件下的裂缝长期导流能力测试实验，建立考虑页岩蠕变的支撑剂嵌入力学模型与评价方法，进而阐明影响裂缝长期导流能力的主控因素，优选适宜的支撑剂类型与铺砂浓度。

3.3 基于深层页岩气的特殊渗流机理制订相应开发技术对策

图3 形成深层页岩气开发技术对策的技术路线图

明确开发机理是提高深层页岩气井EUR（估算最终开采量）的前提条件，也为深层页岩气开发技术对策的制订打下理论基础（图3）。亟待开展以下3个方面的技术攻关：①针对微纳米限域空间内流体相态和微观产出机理不清的问题，开展微观实验和理论研究，评价真实页岩岩心微观表/界面特性与孔隙结构特征，建立相应的分子动力学模型，进而模拟储层温度、压力条件下甲烷的赋存状态，基于CH4相态模型建立真实气体微观流动模型，研究页岩储层中气体微观流动能力和产出机理，并且结合微地震压裂裂缝解释成果，构建考虑压裂缝网的页岩气井产能预测模型，并采用生产历史数据对模型进行修正，进而预测页岩气井产量，评价吸附气和游离气对气井产量的贡献，确定气井的临界解吸压力。②针对深层页岩气井排采制度需要优化的问题，通过开展页岩储层中压裂液和气体两相流动机理实验，重点研究压裂液与页岩气之间的置换机理，分析最优置换时间，进而确定最佳焖井时间；根据井筒气液两相流动规律，判定气井携液能力，研究下油管的最优时间；结合人工裂缝的应力敏感特征，制订合理的气井返排制度和生产制度以支撑气井的优化配产，提高单井EUR。③针对深层页岩气的开发技术对策尚不明确，需要通过开展基于特殊流动机理的数值试井和数值模拟研究，优化水平井关键参数，确定合理井距；同时，开展在老井区实施加密井的可行性研究，主要研究加密的最优时机，以及加密井与老井的最优间距；开展立体开发技术的攻关，优化立体开发模式，明确深层页岩气开发技术对策，实现页岩储层纵横向的充分动用，从而提升深层页岩气的开发效果。

4 结束语

中国深层页岩气资源潜力大，是未来页岩气上产的重要领域。然而，深层页岩气多位于复杂构造区，褶皱和断裂发育，岩石应力及应力差值大，开发难度大，面临着众多关键技术难题。为了实现深层页岩气的规模效益开发，以高效钻井、压裂、排采为着眼点，进一步持续跟踪世界前沿技术的发展趋势，将理论研究与实验研究紧密结合，将基础研究与应用研究紧密结合，攻克地质导向技术预测精度差、复杂压裂缝网构建难、微观流动规律认识不清等瓶颈问题，同时，对重复压裂、立体开发等特色技术进行攻关，突破旋转导向工具完全国产化、“一趟钻”等卡脖子技术，形成适合于我国深层页岩气开发的基础理论与关键技术，为实现深层页岩气资源的规模效益开发提供有力保障。