关键技术进步促进页岩气产业快速发展——以长宁—威远国家级页岩气示范区为例
谢军
中国石油西南油气田公司

作者简介:谢军,1968年生,教授级高级工程师,本刊第八届编委会委员;主要从事常规和非常规油气开发管理及研究工作。地址:(610051)四川省成都市成华区府青路一段5号。ORCID: 0000-0002-0048-3714。E-mail: xiejun01@petrochina.com.cn

摘要

四川盆地南部地区下志留统龙马溪组页岩气资源量巨大,但较之于北美地区的页岩气田,前者的地质条件复杂、地面条件较差,因而对川南地区页岩气勘探开发技术的要求就更高。为了实现页岩气工业化大规模开采,必须形成适应于川南地区的页岩气勘探开发关键技术。为此,在长宁—威远国家级页岩气示范区建设过程中,通过不懈探索和持续攻关,从无到有,创新建立了适合我国南方多期构造演化海相页岩气勘探开发的6项关键技术——综合地质评价技术、开发优化技术、水平井优快钻井技术、水平井体积压裂技术、丛式井工厂化作业技术以及高效清洁开采技术。该系列技术在上述页岩气示范区产能建设过程中,历经三轮优化调整,产能建设效果一轮比一轮好,平均单井评估最终可采页岩气储量( EUR)逐步提高,第三轮井均 EUR比第一轮提升了128%。生产实践表明,上述页岩气示范区建设过程中持续优化完善了6项关键技术,使其技术适应性和可复制性不断增强,为川南页岩气快速上产提供了有力的技术支撑。

关键词: 四川盆地南部; 早志留世; 页岩气; 勘探开发; 关键技术; 开发效果; 产能建设
Rapid shale gas development accelerated by the progress in key technologies: A case study of the Changning-Weiyuan national shale gas demonstration zone
Xie Jun
PetroChina Southwest Oil & Gas Field Company, Chengdu, Sichuan 610051, China
Abstract

Shale gas resources in the Lower Silurian Longmaxi ,southern Sichuan Basin are huge, where, the geological setting, unlike that in North America, is quite complicated and ground surface infrastructure is poor. Therefore, adaptable key technologies will be essential to achieve commercial exploitation of shale gas there. In the case study of the Changning-Weiyuan national shale gas demonstration zone, six series of key techniques were summarized in comprehensive geological evaluation, development optimization, fast and superior drilling of horizontal wells, horizontal-well volumetric fracturing, cluster-well and factory-like operation in well blocks, and highly-efficient and clean exploitation. The above techniques were applied in this field after three rounds of adjustment and optimization, the resulted production rates of shale gas wells were getting higher and higher and the single-well estimated ultimate recovery ( EUR) was also rising. Compared with that in the first round, the average EUR of wells in the third round was increased by 128%. In conclusion, the application practices prove that the above series of key techniques with adaptation and flexibility provide a robust technical support for the rapid output of shale gas production in South Sichuan Basin.

Keyword: Sichuan Basin; South; Early Silurian; Shale gas; Exploration and Development; Key technologies; Development efficiency; Productivity construction

随着北美非常规油气勘探开发程度的不断提高, 页岩气作为一种非常规天然气受到世界各国的重视, 被视为未来天然气资源接替的主要方向之一[1, 2, 3]。美国页岩气发展历经40余年, 走过了早期探索试验、理论技术攻关、关键技术突破、持续快速发展四个阶段, 2016年页岩气产量达4 400× 108m3, 占天然气产量的60%以上, 实现了能源独立, 改变了世界能源格局, 地缘政治格局也发生了根本性变化。美国页岩气革命的成功给中国页岩气勘探开发以极大启示, 技术攻关是长期积累的过程, 关键技术突破将带动页岩气快速发展。

中国页岩气资源十分丰富, 大力发展页岩气产业, 对降低对外依存度、保障国家能源安全、促进经济社会发展、保护生态环境等均具有重大战略意义[4, 5]。2012年4月, 国家发改委、国家能源局设立“ 长宁— 威远国家级页岩气示范区” , 示范区页岩气开发的地质条件、工程条件和地面条件与北美差异大[4], 北美成熟的经验和技术无法简单复制, 规模效益开发面临地质评价、工程技术、开发政策、地面建设、安全环保、体制机制等多方面的挑战[6, 7, 8, 9]。在长宁— 威远国家级页岩气示范区建设过程中, 以“ 规模、效益、清洁” 开发为目标, 以“ 提产量、降成本、控风险” 为核心, 围绕地质评价及开发优化、水平井钻井及压裂、水平井工厂化作业、高效清洁开采等4个关键环节持续开展技术攻关, 创新建立了适合中国南方海相页岩气的勘探开发6项关键技术, 即综合地质评价技术、开发优化技术、优快钻井技术、体积压裂技术、工厂化作业技术、高效清洁开采技术, 为全面建成国家级页岩气示范区提供了有力的技术保障。

1 勘探开发关键技术

在长宁— 威远国家级页岩气示范区建设初期, 主体开发技术尚未形成, 规模效益开发难度大, 通过开展试验与技术攻关, 形成了页岩气勘探开发6项关键技术, 实现了3 500 m以浅页岩气资源的有效开发。

1.1 综合地质评价技术

四川盆地长期以常规气勘探开发为主, 没有针对页岩气开展过专门的地质研究和资源评价, 缺乏相应的方法和技术体系。借鉴北美的经验做法, 从无到有, 创新建立了适合我国南方多期构造演化、高— 过成熟海相页岩气资源评价和有利区优选技术体系, 应用该技术实施了资源和有利区评价, 解决了能否开发、在哪里建产的问题。

1.1.1 页岩气分析实验技术

由于页岩“ 纳米孔隙发育、有机质大量散布、气源多成因等” 特点, 传统分析实验技术已无法全面分析页岩储层特征, 通过国外文献调研总结与相似物理模拟实验分析, 系统建立了页岩气分析实验技术体系, 形成了页岩岩石矿物学、有机地球化学、含气性、物性、岩石力学和地应力分析关键实验技术, 包括脉冲法衰减、颗粒法等渗透率测试技术, 高压压汞、液氮吸附、低温二氧化碳吸附等孔隙结构分析技术(图1)以及FIB三维立体重构等微观结构可视化技术。

图1 页岩孔径分布图

1.1.2 地震储层预测技术

为解决示范区“ 地表主要出露石灰岩、地形起伏大、激发接收条件差” 的技术难题, 在常规地震预测技术基础上, 发展了复杂山地石灰岩出露区三维地震采集技术, 有效提高了采集资料品质。通过精细表层结构调查、复杂山地石灰岩出露区观测系统设计与测试技术进行三维地震采集设计, 建立了三分量多波采集处理技术, 可获得更丰富的地震信息, 为地震处理解释精度提高奠定了基础。地震频带由10~60 Hz拓宽至8~70 Hz。同时, 发展完善了页岩气各向异性及叠前深度偏移处理技术, 可提高成像精度, 断点更清楚, 深度偏移计算效率提高3.6倍。攻关形成了页岩气三维地震精细构造、小断层、埋深解释、特征参数及裂缝预测技术, 深度误差小于0.5%, 主要评价参数符合率达到80%。攻关形成了多波联合反演页岩储层预测技术, 多波联合反演相对于单一纵波反演, 横波阻抗反演结果更稳定、分辨率更高, 下志留统龙马溪底部的优质页岩层刻画更加清楚(图2)。

图2 多波联合与单一纵波叠前反演vp/vs剖面对比图

1.1.3 测井储层评价技术

通过不断摸索与实践, 完善了存储式常规测井仪器系列, 配套了测井采集工艺, 提高了作业能力和效率。基本解决了页岩气深层长水平段测井采集困难、常规测井方法耗时长、成本高的问题。建立了页岩气水平井测井解释技术, 实现矿物组分、孔隙度、TOC、含气量、脆性指数等关键评价参数精细计算。开展页岩岩电和岩石物理实验工作, 建立了页岩岩石力学动静态转换、吸附气等参数的计算模型, 计算的TOC等页岩气特征参数与岩心实验对比误差小于10%, 测井解释符合率超过90%(图3)。

图3 长宁H5— 2井页岩气储层测井综合评价成果图
(注:1 in=25.4 mm, 1 ft=0.304 8 m; 下同)

1.1.4 评层选区技术

借鉴北美成熟的评层选区方法和指标体系, 创新建立了适合中国南方多期构造演化、高— 过成熟海相页岩气评层选区技术体系, 核心是增加了保存条件等关键指标(表1), 技术的针对性和适应性更强。应用评层选区技术明确了上奥陶统五峰组— 龙马溪组是最有利的开发层系, 优选出长宁、威远、富顺— 永川3个有利区和宁201、威202— 204井区2个建产区。

表1 选区评价参数与北美评价参数对比表
1.2 页岩气开发优化技术

依托常规气藏开发理念和技术, 针对页岩气独有的流动、生产等特征进行创新, 建立了独具特色的页岩气开发优化技术, 解决了页岩气藏如何开发的难题。

1.2.1 地质工程一体化建模技术

针对示范区建设过程中存在的“ Ⅰ 类储层钻遇率较低、井筒完整性较差和体积压裂效果仍需提高” 等难题, 借鉴国外地质工程一体化理念, 发展完善了页岩气地质工程一体化建模技术。建立了涵盖从构造、储层、天然裂缝、地质力学等各种要素的地质工程一体化模型, 定量刻画了储层关键地质和工程参数在三维空间的展布规律, 实现了页岩气藏的可视化、打造“ 透明页岩气藏” (图4)。

图4 宁201井区地质工程一体化三维模型图

1.2.2 地质工程一体化设计技术

应用地质工程一体化模型, 优化井位部署和井眼轨迹设计、实现水平段沿“ 甜点” 钻进, 有效避开断裂复杂带; 同时, 为井下定向钻具组合优选、地质导向方案设计、钻井液密度窗口优化等钻井工程应用提供最直观的依据, 也可预判可能发生井漏、滤失、套损等工程问题的位置, 指导钻完井、压裂等工程实施, 为确保井眼轨迹平滑、提高Ⅰ 类储层钻遇率奠定基础。

1.2.3 渗流与试井分析技术

页岩中含有大量的吸附气, 且微孔和介孔发育, 页岩气流动机理特殊, 不同于常规气藏, 不但有渗流, 还存在扩散流动, 故传统渗流与试井分析技术已不适用。鉴于此, 建立了页岩气水平井分段压裂渗流的物理数学模型, 分析了分段压裂水平井压力动态响应特征, 形成了适用于四川盆地龙马溪组页岩分段压裂水平井的试井分析技术(图5)。定量解释的压后裂缝参数与地层压力, 为优化开发提供了重要依据[10]

图5 页岩分段压裂水平井典型双对数试井曲线的阶段特征示意图

1.2.4 产能评价与动态分析技术

页岩气井受储层人工裂缝、吸附气解吸及特殊流动机理影响, 投产初期与中后期的产量递减趋势差异大, 表现出初期递减指数变化较快、后期趋于稳定的特征, 传统递减分析方法不再适用, 而现有的商业软件一般基于渗流模型增加页岩气解吸— 扩散理论, 或借用煤层气理论, 难以真实、客观地反映页岩气流动机理与生产动态规律。基于此, 对经典的产量递减分析方法进行创新性改进, 建立了符合页岩气水平井生产特征的产量递减分析和EUR评价方法, 预测了3个井区超过100余口页岩气井产量、递减规律及EUR, 指导了开发生产。以分段压裂水平井返排特征为基础, 研究了返排规律和返排影响因素, 建立了返排评价指标体系(图6), 依据返排评价指标可以评价页岩气水平井的压裂效果和生产效果。

图6 返排评价指标示意图

1.3 水平井优快钻井技术

积极试验集成钻井工艺技术, 持续改进井身结构, 优化井眼轨迹, 自主研制油基钻井液, 形成页岩气水平井优快钻井工艺技术, 有效减少了钻井复杂情况, 基本解决了页岩层水平段钻井井壁失稳、井眼轨迹控制难度大、机械钻速低、油基钻井液依靠引进等问题, 实现了安全快速钻井的目标。

1.3.1 井身结构设计技术

针对旋转导向、气体钻井提速技术、页岩层水平段井壁稳定性以及大规模体积压裂的要求对井身结构进行了优化。井身结构为“ 三开三完” 常规井身结构, 采用Ø 139.7 mm油层套管, 满足15 m3/min大排量体积压裂的需要。宁201井区技术套管上移至中志留统韩家店组顶部, 为韩家店组— 下志留统石牛栏组难钻地层采用氮气钻井创造条件, 威201、威202井区技术套管上移至龙马溪组顶部, 充分发挥旋转导向工具提速作用。增下导管解决宁201井区部分山地井的表层漏垮复杂难题, 长宁H13平台地表为上三叠统须家河组堆积体, 漏、垮、出水、卡钻频繁, 井身结构调整为增下3层导管。

1.3.2 井眼轨迹设计技术

针对旋转导向、气体钻井提速技术, 优化形成以“ 双二维” 为主、龙马溪组顶集中增扭为辅的丛式井组大偏移距三维井眼轨迹设计方案。将造斜点下移至龙马溪组, 增斜率提高至8° /30 m, 石牛栏组— 韩家店组难钻地层不定向, 采用气体钻井提速; 采用高造斜率旋转导向工具进行增斜扭方位着陆段作业, 井下作业风险显著降低; 水平段采用旋转导向或螺杆钻具组合进行钻进。“ 双二维” 井眼轨迹方案将三维井眼轨迹剖面分解为“ 双二维” 井眼剖面, 上部“ 预增斜” 即完成横向位移, 降低了井碰风险, 在水平段所在铅垂面内完成增斜及水平段作业, 理论上可避免扭方位, 减小摩阻, 井眼轨迹控制难度降低, 实钻狗腿度较低(图7)。

图7 “ 双二维” 与龙马溪组顶集中增扭井眼轨迹设计对比图

1.3.3 钻井提速技术

通过持续优化, 形成了以“ 个性化PDC钻头+长寿命螺杆、旋转导向、油基钻井液、气体钻井” 为核心的钻井提速技术。形成成熟的个性化PDC钻头序列, 威远地区平均机械钻速提高107%, 长宁地区平均机械钻速提高61.8%, 长宁H3— 5井创造5只PDC钻头钻完全井进尺的纪录。针对表层易恶性井漏, 采用气体钻井技术提速、治漏, 同比常规钻井, 单井减少漏失2 242 m3。上部地层采用PDC+螺杆+MWD防碰绕障提速, 同比PDC钻头其机械钻速提高了30%。韩家店组— 石牛栏组高研磨地层开展气体钻井提速, 机械钻速同比常规钻井提高超过2倍, 节约钻井周期10 d以上。造斜段应用旋转导向技术, 平均机械钻速提高了52%。

1.3.4 钻井液技术

基于页岩储层失稳机理, 吸收、消化国内外先进技术, 自主研发并批量生产出乳化剂、封堵剂、降滤失剂等6种关键处理剂, 并形成了白油基钻井液体系, 性能达到国际大公司同等水平, 现场应用42井次, 单井油基钻井液费用(按300 m3消耗计算)与引进所需的费用相比可降低21%。为缓解油基岩屑环保处理压力, 进一步扩大高性能水基钻井液应用范围, 目前已在长宁— 威远区块21口井水平段成功试验高性能水基钻井液, 提高了机械钻速, 缩短了钻井周期, 降低了环保风险。

1.3.5 地质工程一体化导向技术

全面推广“ 自然伽马+元素录井+旋转导向” 页岩气水平井地质工程一体化钻井技术, 显著提高了Ⅰ 类储层的钻遇率。长宁区块钻遇率由47.3%提高到96.5%, 威远区块钻遇率由37.1%提高到94.9%。足201— H1井为目前国内最深页岩气井, 垂深4374.35 m, 完钻井深6 038 m, 水平段长1 503 m, 应用“ 自然伽马+元素录井+旋转导向” 地质工程一体化技术, 储层钻遇率达100%, 其中Ⅰ 类储层占比96.4%, Ⅱ 类储层占比3.6%, 无Ⅲ 类储层。

1.4 水平井体积压裂技术

从借鉴北美体积压裂设计技术起步, 逐步形成了页岩气地质工程一体化精细压裂设计技术, 形成埋深3 500 m以浅体积压裂工艺技术及施工配套技术, 基本解决了水平应力差大、缝网形成困难等压裂难题, 有效提高了储层改造体积和裂缝复杂程度, 单井产量大幅提高。实现了压裂关键工具与液体的国产化, 大幅降低了作业成本。

全面推广地质工程一体化精细压裂设计技术, 提高压裂方案的针对性。综合利用三维地震预测、录井、测井、固井等成果对水平段的储层品质和完井品质进行综合评价, 根据评价结果进行精细分段。将物性参数相近、应力差异较小、固井质量相当、位于同一小层的井段作为同一段进行压裂改造(图8)。优选脆性高、含气量高、最小水平主应力低的位置进行射孔, 平台相邻井之间采用错位布缝。对于水平段偏离优质页岩的井段采用定向射孔, 确保优质页岩有效改造。根据不同压裂段的储层特征, 差异化设计压裂液和支撑剂组合、排量及泵注程序。对于天然裂缝发育井段, 采用前置胶液并提高70/140目石英砂用量, 支撑天然裂缝, 降低滤失。对于井眼偏离优质页岩的井段, 采用前置胶液, 扩展缝高。对于位于优质页岩的井段全程采用滑溜水段塞式注入。

图8 基于地质工程一体化的压裂分段方案优化图

通过页岩露头压裂模拟实验和矿场对比试验, 明确了采用低黏滑溜水体系, 有利于沟通天然裂缝和提高储层改造体积; 簇间距由初期的25~35 m逐渐优化为20~25 m, 有效利用缝间应力干扰形成复杂裂缝。施工排量由前期平均8~10 m3/min提高到12~14 m3/min, 进一步提高了单孔流量, 确保了每簇射孔孔眼被有效改造, 提高了缝内净压力。压裂过程中裂缝内净压力在19.2~30.9 MPa, 大于地层水平应力差值, 满足形成复杂裂缝需要。针对部分井段天然裂缝发育, 压裂过程中压裂液滤失大、砂堵频繁等问题, 采用“ 前置胶液+阶梯排量” 、提高70/140目支撑剂用量等措施, 有效减少了砂堵的发生并提高了加砂量。

施工过程中实时监测及分析施工压力响应情况, 结合三维地震预测成果和微地震监测实时调整压裂参数及泵注程序, 确保压裂泵注程序最大程度适应地层特征。建产初期有30%的井在压裂过程中发生了套管变形, 探索形成了缝内砂塞压裂、暂堵球压裂两种工艺, 确保了对套管变形段的有效改造。推广应用井筒化学清洗及胶液冲洗技术清洁井筒, 确保了泵送桥塞及射孔顺利实施。自主研发了速钻桥塞、大通径桥塞、套管启动滑套等压裂工具和可回收滑溜水体系, 有效降低了成本。

强化压裂后评估, 形成了以DFIT测试、压裂示踪剂、微地震监测、产气剖面测试、净压力分析、干扰试井等为一体的压裂后评估技术体系, 有效评价地层压力、施工规模合理性、裂缝特征、储层特征与产能贡献等, 为地质评价、开发技术政策及压裂方案的持续优化提供支撑。

1.5 水平井工厂化作业技术

立足四川盆地地形地貌及人居环境与北美的明显差异, 创新形成了适应于盆地复杂山地条件的工厂化作业技术, 实现了钻井、压裂、排采多工种交叉作业、各工序无缝衔接、资源共享, 有效解决了复杂山地地形条件下场地受限、大规模、多工序、多单位同时作业效率较低的难题, 作业效率显著提升, 成本大幅下降。

1.5.1 钻井工厂化作业技术

四川盆地与北美页岩气压裂作业环境有很大不同, 不能简单照搬北美工厂化作业模式, 山地丘陵地形限制了钻机、橇装设备、单边压裂车摆放和24 h连续作业的应用。通过优化工序、安装钻机滑轨, 实现“ 双钻机作业、批量化钻进、标准化运作” 的工厂化钻井模式, 钻前工程周期节约30%, 设备安装时间减少70%。研制了滑轨式和步进式钻机平移装置, 制定了平移评估流程和平移方案, 钻机平移时间大幅降低。

1.5.2 压裂工厂化作业技术

受四川山地环境、井场大小、供水能力、作业噪音等因素的影响, 形成“ 整体化部署、分布式压裂、拉链式作业” 的工厂化压裂模式, 压裂效率提高50%以上。采用平台储水、集中管网供水, 实现区域水资源的统一调配以及返排液就近重复利用。

1.5.3 井区工厂化作业技术

采用“ 工厂化布置、批量化实施、流水线作业” 井区工厂化作业模式, 减少了资源占用, 降低了设备材料消耗, 精简了人员及设备, 提升了效率, 降低了费用。井位平台、设备材料、水电讯路工厂化布置, 为资源共享、重复利用奠定基础。同一区块、同一平台多口井人员、设备共享, 钻井液、工具重复利用, 达到批量化实施的目的。同一区块、同一平台多口井钻井压裂各工序间有序衔接, 流水线作业, 简化了流程, 优化了资源, 提高了效率, 降低了成本。在威204H9平台开展了同平台钻井压裂同场作业现场试验, 为该模式进一步改进完善积累了经验。

1.6 高效清洁开采技术

为了实现快建快投和自动化生产、智能化管理, 节约土地和水资源、防止地下水和地表水污染, 实现清洁开发, 创新形成了页岩气地面采输技术、数字化气田建设技术及清洁开发技术。

1)页岩气特色的高效地面集输工艺技术。针对页岩气田滚动接替开发模式, 地面集输整体部署、分期实施、阶段调整、持续优化。井区气、电、水、通信“ 四网” 统筹布局, 管道和增压优化设计, 集输、外输与市场一体化, 确保全产全销。采用地面标准化设计和集成化橇装, 实现了不同生产阶段的任意橇装组合和平台间快速复用, 达到了“ 快建快投、节能降耗、无人值守” 的目的。

2)数字化气田建设技术。两化融合, 打造数字化气田, 助推信息化条件下开发管理转型升级。充分运用“ 互联网+” 的新理念、新技术, 强化“ 云、网、端” 基础设施建设, 深化信息系统与应用的集成共享, 全面提升自动化生产、数字化办公、智能化管理水平。提高了运行效率和安全管控水平, 革命性转变一线生产组织方式, 节约了人力资源和生产成本。

3)清洁开发技术。广泛采用与北美标准一致的成熟清洁开发技术, 形成了两控制(温室气体排放、噪声)、三利用(水基岩屑、含油岩屑、压裂返排液)、四保护(地表水、地下水、土地、植被)为核心的页岩气清洁开采环保技术, 建产区环境质量与开发前保持在相同水平, 实现了资源的高效利用和绿色开发。

2 实例应用与分析

通过对示范区实施评价钻探, 开展页岩气水平井钻井压裂、“ 工厂化” 作业和开发技术优化试验, 实现了3个突破, 打成了我国第一口页岩气井威201井并压裂出气, 突破了出气关; 打成了我国第一口页岩气水平井威201— H1井, 突破了水平井钻井和大型体积压裂工艺技术关; 打成了我国第一口具有商业开发价值的页岩气水平井宁201— H1井, 突破了页岩气商业开发关。

示范区产能建设经历了三轮优化调整, 设计不断优化, 技术不断进步, 管理不断提升, 实施效果一轮比一轮好, 实现了规模有效开发。第一轮水平井设计和钻井压裂工程技术方案总体采用开发方案设计; 第二轮根据第一轮实施中存在的问题, 全面优化设计和工程技术方案; 第三轮投产井全面推广地质工程一体化建模、一体化设计、一体化管理, 有效应用勘探开发6项关键技术, 实施效果进一步提升。以宁201井区为例, 分轮次建产井井均EUR逐步提高, 与第一轮建产井相比, 第三轮建产井井均EUR提升了128%(图9)。

图9 宁201井区三轮建产井井均EUR对比图

3 页岩气开发关键技术需持续优化与攻关

通过示范区建设, 形成了3 500 m以浅页岩气勘探开发关键技术, 为了持续提高单井产量、降低成本, 6项关键技术还需持续优化, 主要体现在以下几个方面:

1)地质评价及开发优化方面。页岩气富集规律、保存条件及控制因素, 提高EUR和资源动用率的开发技术政策、部署优化技术, EUR预测技术等。

2)钻完井工艺优化方面。水平井井眼轨迹优化设计与控制技术, 旋转导向系统国产化, 页岩气水平井水基钻井液技术, 套管变形防控技术, 长水平段井钻井技术, 动用盲区钻井技术等。

3)水平井压裂技术优化方面。高效分段压裂工具及工艺, 持续提高单井产量的压裂参数优化, 长水平段井压裂技术等。

4)页岩气井采气工艺及产量维护方面。页岩气井井筒积液诊断, 页岩气井生产携液特征及生产管柱优化, 低压页岩气平台整体泡排技术, 小产量页岩气水平井柱塞举升技术等。

同时, 为了进一步提高单井产量, 确保资源有效动用, 3 500 m以深页岩气开发关键技术急需攻关, 主要包括深层页岩裂缝延伸机理, 深井长水平段连续油管作业受限条件下的分段改造工艺, 高闭合压力、高水平应力差异页岩储层体积压裂改造技术, 深井压裂施工配套技术, 耐高温井下工具及液体体系等。

4 结论

1)四川盆地页岩气开发条件较北美差异大, 开发技术和开采模式不能简单复制, 通过持续攻关, 发展完善了页岩气勘探开发6项关键技术, 有效支撑了长宁— 威远国家级示页岩气范区产能建设, 单井产量及EUR逐步提高, 成本逐步降低, 为加快川南地区页岩气开发奠定了坚实基础。

2)川南地区页岩气地质条件优越、资源丰富, 埋深3 500 m以浅页岩气开发技术成熟。为确保页岩气长期规模效益开发, 3 500 m以浅页岩气开发关键技术还需持续优化, 3 500 m以深页岩气有效开发技术急需攻关。

The authors have declared that no competing interests exist.

参考文献
[1] 马新华. 四川盆地天然气发展进入黄金时代[J]. 天然气工业, 2017, 37(2): 1-10.
Ma Xinhua. A golden era for natural gas development in the Sichuan Basin[J]. Natural Gas Industry, 2017, 37(2): 1-10. [本文引用:1]
[2] 李武广, 杨胜来. 页岩气开发目标区优选体系与评价方法[J]. 天然气工业, 2011, 31(4): 59-62.
Li Wuguang, Yang Shenglai. An optimal system and evaluation methods of ranking shale gas development propective zones[J]. Natural Gas Industry, 2011, 31(4): 59-62. [本文引用:1]
[3] 邹才能, 董大忠, 王社教, 李建忠, 李新景, 王玉满, . 中国页岩气形成机理、地质特征及资源潜力[J]. 石油勘探与开发, 2010, 37(6): 641-653.
Zou Caineng, Dong Dazhong, Wang Shejiao, Li Jianzhong, Li Xinjing, Wang Yuman, et al. Geological characteristics, formation mechanism and resource potential of shale gas in China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2010, 37(6): 641-653. [本文引用:1]
[4] 陈新军, 包书景, 侯读杰, 毛小平. 页岩气资源评价方法与关键参数探讨[J]. 石油勘探与开发, 2012, 39(5): 566-571.
Chen Xinjun, Bao Shujing, Hou Dujie, Mao Xiaoping. Methods and key parameters of shale gas resources evaluation[J]. Petroleum Exploration and Development, 2012, 39(5): 566-571. [本文引用:2]
[5] 谢晓永, 唐洪明, 王春华, 白蓉, 王自力. 氮气吸附法和压汞法在测试泥页岩孔径分布中的对比[J]. 天然气工业, 2006, 26(12): 100-102.
Xie Xiaoyong, Tang Hongming, Wang Chunhua, Bai Rong, Wang Zili. Contrast of nitrogen adsorption method and mercury porosimetry method in analysis of shales pore size distribution[J]. Natural Gas Industry, 2006, 26(12): 100-102. [本文引用:1]
[6] 李武广, 钟兵, 杨洪志, 杨学锋, 胡志明, 陈满. 页岩储层中气体扩散能力评价新方法[J]. 石油学报, 2016, 37(1): 88-96.
Li Wuguang, Zhong Bing, Yang Hongzhi, Yang Xuefeng, Hu Zhiming, Chen Man. A new method for gas diffusivity evaluation in matrix rocks of shale reservoir[J]. Acta Petrolei Sinica, 2016, 37(1): 88-96. [本文引用:1]
[7] 马新华. 天然气与能源革命——以川渝地区为例[J]. 天然气工业, 2017, 37(1): 1-8.
Ma Xinhua. Natural gas and energy revolution: A case study of Sichuan-Chongqing gas province[J]. Natural Gas Industry, 2017, 37(1): 1-8. [本文引用:1]
[8] 陈尚斌, 朱炎铭, 王红岩, 刘洪林, 魏伟, 方俊华. 川南龙马溪组页岩气储层纳米孔隙结构特征及其成藏意义[J]. 煤炭学报, 2012, 37(3): 438-444.
Chen Shangbin, Zhu Yanming, Wang Hongyan, Liu Honglin, Wei Wei, Fang Junhua. Structure characteristics and accumulation significance of nanopores in Longmaxi shale gas reservoir in the southern Sichuan Basin[J]. Journal of China Coal Society, 2012, 37(3): 438-444. [本文引用:1]
[9] 熊伟, 郭为, 刘洪林, 高树生, 胡志明, 杨发荣. 页岩的储层特征以及等温吸附特征[J]. 天然气工业, 2012, 32(1): 113-116.
Xiong Wei, Guo Wei, Liu Honglin, Gao Shusheng, Hu Zhiming, Yang Farong. Shale reservoir characteristics and isothermal adsorption properties[J]. Natural Gas Industry, 2012, 32(1): 113-116. [本文引用:1]
[10] 刘文平, 张成林, 高贵冬, 罗超, 吴伟, 石学文, . 四川盆地龙马溪组页岩孔隙度控制因素及演化规律[J]. 石油学报, 2017, 38(2): 175-184.
Liu Wenping, Zhang Chenglin, Gao Guidong, Luo Chao, Wu Wei, Shi Xuewen, et al. Controlling factors and evolution rules of porosity of Longmaxi Formation Shale in Sichuan Basin[J]. Acta Petrolei Sinica, 2017, 38(2): 175-184. [本文引用:1]