【精选】孙焕泉等：页岩气立体开发理论技术与实践—以四川盆地涪陵页岩气田为例

0  引言

随着 2000 年以来水平井多段压裂技术的突破与规模应用，全球页岩油气产业发展进入“快车道”。美国采用立体开发等技术，使页岩油气产量持续攀升， 2017 年和 2020 年先后成为天然气和原油净出口国，实现了能源独立，深刻改变了世界能源格局。立体开发技术通过部署立体调整井网，将有效压裂缝网由单井的局部尺度拓展到多井乃至整个气田开发的全局尺度，形成高效经济的开发体系，有效提高页岩气田储量动用程度，加速页岩气资源动用和提高投资效率，提高页岩气开发效益 ^[1-2] 。

北美基于压裂示踪剂的分布认识到，人工裂缝中的支撑剂在页岩中的横向运移距离约 20 ～ 30 m ，大部分支撑剂纵向运移高度 10 ～ 20 m ，厚层页岩具有较大的立体开发潜力 ^[3-4] ，因此率先开展页岩油气立体开发。北美页岩气立体开发主要有两种类型：一种是针对 Haynesville 和 Bossier 等页岩不同甜点层纵向分布分散、距离大于 80 m 的特点，在不同甜点层分别布井。另一种是针对 Wolfcamp 等页岩甜点层总厚度大、页岩层中夹有多套灰岩和砂岩隔层的特点，开展立体交错布井，从地面同一区域钻出所有计划油井，通过多分支水平井叠层合采技术同时钻遇多个产层，降低钻完井周期和成本 ^[5-6] 。多个甜点层纵向叠置的页岩油气区带主要包括 Bakken 、 Eagle Ford 、 Wolfcamp 、 Spraberry 、 Niobrara 和 Woodford 等，立体开发技术最成熟的是 Bakken 、 Eagle Ford 和 Wolfcamp ，均以联合开发模式为主，单平台分 2 ～ 5 层部署 16 ～ 65 口井，其中 Wolfcamp 页岩约 350 m 厚的页岩中开展同层井距 200 m 、错层井距 100 m 的 3 层立体开发 ^[7] 。

中国页岩气立体开发还处在起步阶段。与北美“多套多层”页岩的立体开发不同，中国海相页岩气地质年代老、埋深大、构造复杂，开发层系为一套无明显隔层的页岩，立体开发呈现“单套多层”特征，分层开发难度较大。涪陵页岩气田作为中国首个实现商业开发的大型海相厚层整装页岩气田，率先开展 2 层开发滚动建产、 3 层开发评价试验，显著提高了页岩气田储量动用率、采收率、收益率，成功实现了页岩气立体开发 ^[8] 。立体开发技术在涪陵页岩气田的成功实践为探索如何高效动用页岩储量积累了宝贵的经验，并展示出良好的应用前景，为类似地区页岩气立体开发提供了有益借鉴。中国石油天然气集团有限公司在四川盆地南部泸州区块深层开展了页岩气立体开发目标优选、立体开发井组试验，认为立体开发可实现储量良好动用，对于持续扩大产能、提高采收率具有重要意义 ^[9] ；在威远区块威 202 井区开展了立体开发探索，在原井网基础上加密部署 3 口水平井，与老井对比测试产量和单井预测可采储量（ EUR ）得到了大幅提升 ^[10] 。本文以涪陵页岩气田为例，对页岩气立体开发理论技术及实践进行总结。

1  区域地质及勘探开发概况

涪陵页岩气田位于四川盆地川东隔档式褶皱带南段石柱复向斜、方斗山复背斜和万县复向斜等多个构造单元的结合部，与北美页岩气田相比，涪陵页岩气田具有地表复杂、构造复杂、压力系统复杂、埋藏偏深的特征 ^[11-14] 。开发主力层系为志留系五峰组—奥陶系龙马溪组一段（简称龙一段）页岩，沉积于深水陆棚环境，厚 85 ～ 102 m 。根据岩性、物性、地球化学、含气性、电性等特征的差异，纵向上可划分为 9 个小层，不同小层储集层特征存在较大差异。以焦页 A 井为例（见图 1 ）， ① — ③ 小层岩性以灰黑色含黏土硅质页岩为主，局部夹黄铁矿薄层、条带或条纹。岩石中见笔石、硅质放射虫及硅质海绵骨针化石，电性表现为高伽马、高含 U 、中高电阻率、低密度和低 Th/U 值，具有总有机碳含量（ TOC ）高、孔隙度高、脆性矿物含量高、含气量高的特征； ④ — ⑤ 小层为灰黑色含黏土粉砂质页岩，古生物总体欠发育，黄铁矿较发育，呈团块状、星散状，电性表现为中高伽马、中高电阻、中密度及低 Th/U 值，具有 TOC 值 较高、孔隙度低、脆性矿物高、含气量高的特征； ⑥ — ⑨ 小层岩性以灰黑色粉砂质页岩为主，夹黄铁矿条带，古生物化石减少，电性上表现为相对较低伽马、低含 U 、较低电阻、高密度和高 Th/U 值，具有 TOC 值 低、孔隙度较高、脆性矿物较低、含气量低的特征。总体上看， 9 个小层自下而上硅质、粉砂质含量降低，黏土质含量增加，总有机碳含量降低。其中 ① — ③ 小层为一次井网开发的主要层段， ④ — ⑨ 小层为分层开发的有利层段。

2009 年中国石油化工集团有限公司（简称中国石化）开展南方海相页岩气选区评价工作，先后部署实施了宣页 1 井、河页 1 井。 2011 年以来，中国石化将南方海相页岩气勘探重点向四川盆地及其周缘聚集，优选出涪陵焦石坝地区的五峰组—龙马溪组作为最有利勘探目标，实施了焦页 1 井。 2012 年 11 月，焦页 1HF 井测试日产气量达到 20.3 × 10 ⁴  m ³ ，涪陵页岩气田被发现 ^[15-17] 。

涪陵页岩气田 2013 年开始产能建设，主要经历了 一 期产能建设、二期产能建设、立体开发调整等阶段。 一 期产能建设主要在焦石坝区块展开，井网采用“ 1 500 m 水平段、 600 m 井距、山地丛式交叉布井，穿行①—③小层”的模式，对五峰组—龙一段按一套页岩层系进行开发。 2015 年建成年产能 50 × 10 ⁸  m ³ ， 2016 年开始在江东、平桥等区块开展二期产能建设， 2016 — 2017 年年产量保持在 50 × 10 ⁸  m ³ 以上稳产两年，建成了首个国家级页岩气示范区。 2017 年以来，在国外技术垄断、国内没有经验可借鉴的情况下，通过艰苦探索、自主攻关，形成了海相页岩气立体开发关键技术体系，建立了国内首个页岩气立体开发模式，高效推进立体开发调整。目前立体开发日产气量占气田总日产气量的 49.1% ，焦石坝区块整体采收率从 12.6% 提高到 23.3% ，实现了采收率翻番，其中立体开发井组采收率最高达到 44.6% ，保障了涪陵页岩气田持续稳产上产。

立体开发的内涵是基于页岩气的沉积特征、储集特点和甜点分布，应用优快钻井、体积压裂技术，在多维空间改造形成“人工气藏”，实现页岩气开发的储量动用率、采收率、收益率最大化，其中地质 - 工程甜点描述是基础，缝网协同优化是关键，工程提速提效是保障。

页岩含气性的表征参数主要有压力系数、总有机碳含量、游离气含量等。页岩储集层压力系数越大，含气量越高，气井初产也越高。与吸附气相比，游离气在气井生产过程中优先产出，因此对单井初期产量影响较大 ^[18] 。焦石坝主体区北部压力系数高（见图 2 ）、总有机碳含量高、含气量高、埋藏浅、初期产量高。

页岩岩性致密，在保证高含气量的基础上，必须通过大规模压裂改造才能获得商业气流，实现最佳的体积缝网改造效果对页岩气高产至关重要 ^[19] 。涪陵气田开发实践表明，地层埋深、构造形态差异、早期裂缝分布特征以及现今地应力方向均会影响水平井分段压裂效果 ^[20-21] 。大数据统计分析结果显示，总砂量、加砂强度、总液量是压裂影响产能最主要的工程因素。

穿行层位的优选要综合考虑地质、工程双甜点，最佳层位穿行比例越高，气井产量越高。焦石坝区块上部气层包括⑥—⑨小层，对储集层的页岩品质、含气性等综合评价认为⑧小层下部为上部气层分层开发首选地质甜点层。但工程评价认为⑦小层可改造性最优，通过对比上部气层评价井压裂过程中的破裂压力和停泵压力，发现⑧小层施工难度明显高于⑦小层。微地震监测结果表明井眼穿行⑦小层时上、下缝高尺度更大，改造体积是井眼穿行⑧小层时的 1.3 倍（见图 3 ）。通过分析测试产量及生产剖面测试结果，最终确 定⑦小层上部 3 亚层为上部气层井最优穿行层位。焦石 坝 区块 B 井组穿行层位优化后，测试产量和压力大幅提升，平均测试产量由 9.7 × 10 ⁴  m ³ /d 上升到 14.5 × 10 ⁴  m ³ /d 。

页岩气层本身渗流能力很弱，压裂形成的复杂缝网和天然裂缝构成气体运移的主要通道，地质 - 工程耦合甜点描述是页岩气高效立体开发的基础。

中国页岩气开发实践表明，页岩纵向上具有较强的非均质性，地质特征非均质性描述是准确识别立体开发资源分布的基础。页岩地质特征的非均质性描述主要包括岩性、沉积构造、纹层、自生矿物、地球化学、物性、孔隙结构、微裂缝发育特征等 ^[22] 。通过纵向地质特征非均质性精细描述，明确了上部⑦—⑧小层和下部①—③小层为地质甜点层段。

地层应力特征、天然裂缝发育特征、现今应力场控制了压裂缝网扩展与形态 ^[23-24] ，工程改造要素非均质性描述是立体开发实现体积 + 精准压裂改造的基础，其中地层应力特征、天然裂缝发育特征是立体开发工程改造描述的核心内容。涪陵页岩气田人工裂缝扩展模拟揭示，纵向应力差大于 5 MPa 时，可形成应力隔挡，压裂缝难以突破。另外，不同天然裂缝发育状况下人工缝网形态不同，立体开发分层应统筹考虑开发区域地层应力特征、天然裂缝发育特征。

在页岩储集层强非均质性特征下，水力压裂缝网扩展的形态调控是一大难题，如何精准刻画不同小层人工裂缝扩展特征对地质建模提出更高要求 ^[25-27] 。在水平井测井解释基础上，形成了以层控筛选方法为核心、相控 + 地震双约束为主体的三维属性建模技术，建立了涪陵页岩气田五峰组—龙一段页岩岩相、 TOC 、矿物含量、孔隙度、饱和度、含气量等 6 类属性模型，平面网格尺寸 20 m × 20 m ，纵向网格尺寸 0.5 ～ 3.0 m ，更清晰直观地呈现了小层纵向和平面的非均质性特征，为立体开发甜点段和甜点区优选提供了依据。

针对页岩储集层纵向非均质性强、平面局部应力变化快的特征，通过有限元模拟与井间插值方法，建立了单井、区块、近井不同尺度下的三维地应力场模型，近井区平面网格尺寸 20 m × 20 m ，纵向网格尺寸 0.5 ～ 3.0 m ，解决了三维空间地应力大小和方向难以量化表征的难题，为立体开发缝网精细刻画奠定了基础。综合应用岩心、钻井、测井、地震等资料，形成了以离散裂缝网络为核心的多尺度天然裂缝融合建模方法，建立了大、中、小多尺度的天然裂缝模型，解决了不同类型裂缝空间分布特征表征的难题，为精准模拟人工缝网展布奠定了基础。

涪陵页岩气田形成了以压前多尺度天然裂缝融合建模技术、基于有限元模拟的井震联合地应力建模技术和压后缝网二次迭代拟合技术为核心的自主“地质建模 + 数值模拟”剩余气精细表征技术，全面支撑涪陵页岩气田老区提高采收率、新区效益建产。

立体开发需突出人工缝网和设计井网协同优化，将有效压裂缝网由单井的局部尺度拓展到多井开发的全局尺度，建立以储量动用率、采收率、收益率最大化为目标的立体开发技术政策优化技术。

物质基础、应力隔层、纵向裂缝是页岩油气立体开发层系划分的关键信息。 在页岩气剩余气精细表征基础上，厘清了纵向应力差和天然裂缝发育程度对储量动用的控制机理，以效益开发为目标，建立了以“资源 + 应力 + 天然裂缝”为主要指标的分层效益组合体划分标准体系，明确焦石坝区块不同类型的立体开发效益组合模式。

开展了页岩纵向应力差异控制人工裂缝扩展的系列实验，揭示了不同纵向应力差异条件（见图 4 ）下人工裂缝突破界限，明确了纵向应力差异是人工缝网扩展的主控因素。此处纵向应力差为⑥小层与⑤小层最小水平主应力平均值的差值。当纵向应力差大于 5 MPa 时模拟半缝高为 10 ～ 15 m ，当纵向应力差为 3 ～ 5 MPa 时模拟半缝高为 15 ～ 20 m ，当纵向应力差小于 3 MPa 时模拟半缝高大于 25 m 。可以看出，当纵向应力差大于 5 MPa 时，会形成应力隔挡，裂缝向上突破难。因此，应基于纵向应力差制定开发分层方案，当纵向应力差大于 5 MPa 时，分为 3 层进行立体开发，即下部为①—③小层，中部为④—⑤小层，上部为⑥—⑨小层。当纵向应力差不超过 5 MPa 时，分 2 层进行立体开发，即下部为①—⑤小层，上部为⑥—⑨小层。

综合考虑物质基础、应力特征、天然裂缝特征等因素，建立立体开发分层标准体系，明确焦石坝区块不同类型页岩效益分层开发技术界限，建立了立体开发效益组合模式（见表 2 ）。

2.3.2  立体开发井网井距设计

地质 - 工程甜点层是立体开发水平井轨迹穿行的黄金靶窗，既要考虑页岩含气性，也要兼顾储集层可压性。在地质甜点中找工程甜点，以实现储集层改造体积（ SRV ）最大化的目标。涪陵气田焦石坝区块 2 层立体开发时，上部气层同层平面井距约 300 m ，与下部气层井投影距离 125 ～ 175 m ； 3 层立体开发时，中部气层 同层平面井距 250 ～ 300 m ，与下部气层井投影距离 100 m ，与上部气层井投影距离 75 m ，纵向上按照“ M ”型井网模式部署（见图 8 ）。

页岩气储集层低孔低渗，只能靠水力压裂后产生的人工裂缝作为主要的渗流通道，导致气井生产后产生的压降漏斗波及范围有限，改造区和未改造区压力保持水平差异较大。通过开展分区产能数值模拟发现，改造区人工裂缝与基质内压力下降，压降漏斗逐渐向外扩散，而未改造区压力基本保持不变。其中改造区人工裂缝的压力保持程度可低至 10% ～ 20% ，从井筒中心向外压力保持程度逐渐增大，而未改造区压力保持程度基本在 90% 以上。通过数值模拟得到压力场，对于压力保持较好的层间、井间可针对性部署立体开发井，进一步提高区块储量动用程度。

地质条件是影响单井 EUR 及采收率的先决条件，焦石坝区块单井 EUR 具有北高南低、西高东低的特征，与地质分区相吻合。合理生产制度有助于实现单井 EUR 最大化。实验揭示页岩压后缝网具有极强的应力 敏感特征，合理的配产能够有效提高单井 EUR ，采用 放大压差生产方式会降低单井 EUR 。涪陵页岩气田白马区块数值模拟结果揭示，配产达到（ 6 ～ 10 ）× 10 ⁴  m ³ /d 时每增加 2 × 10 ⁴  m ³ /d ，单井 EUR 减少 10% 。经过优化， 涪陵页岩气田立体开发区单井实际 EUR 平均达到 0.96 × 10 ⁸  m ³ ，取得较好效果。

涪陵页岩气田通过加强建模数模一体化研究、实施地质工程一体化和推进技术管理一体化，建立了页岩气立体开发评价体系。焦石坝区块①—⑨小层地质储量 2 703.2 × 10 ⁸  m ³ ，原一次井网（井距 600 m ）预测采收率平均为 12.6% ，井网加密调整后，采收率提升至 23.3% 。实施立体开发后采收率提高至 39.2% ，井组最高可达 44.6% 。

基于安全环保、 EUR 约束和经济效益要求，立体开发模式在平台井数更多、水平段更长、井网更密集、精准入靶要求更高条件下，钻井要实现“打得更快更准、投入更低”，面临更大挑战。

立体开发更加关注高密井网条件下，如何在受地面条件、地下条件、井位部署方案（一次布井、分批次布井、水平段长、水平段方位）等多因素约束下，做到一体化轨道设计与精细控制 ^[31] 。相比一次井网，页岩气立体开发井面临的难题主要是：立体开发平台老区立体开发井数增多、井网密度加大，空间井距更小，二次布井受压裂区井间干扰和井眼相碰影响安全风险高，复杂井网条件下轨迹精准控制与穿层难度大。

涪陵页岩气田以整体规划井网、一体化剖面设计，基于最少进尺、最利于防碰原则，制定页岩气立体开发井组绕障思路，通过优化井口井底对应关系，设计水平段空间位置关系，建立钻井轨迹监控及轨道预测三维可视化平台，解决了立体开发井与一次井网交叉条件下高效安全成井难题，实现了在平台井数和水平段长度均翻番状况下， 269 口新井与 480 口老井零碰撞，优质储集层钻遇率 98% 以上。如焦页 B 井组，井组面积 11.2 km ² ，一次井网部署开发井 4 口，经过 3 层立体开发后增加到 16 口。

以水平段优快钻井为例，水平段采用“宏观把控、节点控制”策略，地质与工程相结合，细化水平井轨迹控制节点，按照“一井一案”原则，进一步细化构造节点穿行位置，避免水平段穿行轨迹频繁调整，实现水平段优快钻进，实施效果明显。水平段“一趟钻”比例达到 40% ，钻井周期由 71.0 d 降至 46.6 d ，水平井靶窗由上下 10 m 控制到 6 m 。

为探索涪陵页岩气水平井钻井工程降本新途径，通过对钻井工程成本构成分析，提出了页岩气水平井井身结构瘦身方案。针对井眼瘦身后入靶段和水平段 井眼钻具尺寸小易屈曲、机械钻速低、循环压耗高、 当量循环密度（ ECD ）高、窄间隙固井质量难以保证 等挑战，基于逆向设计和数值模拟，考虑安全钻井、套管下入、固井质量、压裂改造等因素，形成了两套满 足不同埋深的瘦身井井身结构（见图9）。其中针对3 500 m以浅水平井，形成了瘦身Ⅰ型井身结构 （ Φ 171.5 mm 井眼+ Φ 114.3 mm套管），针对3 500 m以深水平井， 形成了瘦身Ⅱ型井身结构（ Φ 190.5 mm井眼+ Φ 139.7 mm套管）。

基于技术可行性论证，明确了两套瘦身井井身结构的应用条件与选井原则。针对小尺寸井眼的特点，研选了瘦身井高效钻头、大扭矩等壁厚螺杆、低压耗水力振荡器和小尺寸定向仪器，形成了瘦身井提速提效配套关键技术。针对小尺寸井眼窄环空、循环压耗高、水泥环薄等因素，研发了低摩阻高弹韧性水泥浆体系，并提出了提高固井质量关键技术推荐做法。

瘦身井井身结构在涪陵页岩气田焦石坝区块得到全面推广应用，相比同平台井机械钻速提高 20% 以上，相比常规井钻井成本下降 12% 以上、能耗降低 37.5% 、钻屑量减少 19% 以上，固井质量优，充分验证了页岩气水平井瘦身降低钻井成本的可行性。

一次井网开采后应力 - 压力场复杂多变、井间层间剩余气分布类型多样，压裂造缝的缝长缝高、 SRV 展布应与剩余气空间分布、储集层纵向上非均质性以及平面上构造埋深地质条件差异等相匹配，重点是工艺参数精细设计、现场感知实时调整，实现压裂改造由“体积压裂”向“体积压裂 + 精准控缝压裂”转变。

页岩气立体开发对压裂施工提出了更高的要求，立体开发在设计环节需突出人工井网与人造缝网协同优化，施工环节需实时感知和精准调控，尤其关注邻井压力响应，最大程度减少井间、层间负向干扰，达到“通而不窜”，从而实现储量动用最大化。涪陵页岩气田剩余气研究结果表明，一次井网开发后，主要存在井间、层间、段簇间等 3 种类型的剩余气分布。

对于井间剩余气，以克服老井亏空区影响、提升缝内净压力、增加裂缝复杂性为核心，形成了以“前置补能 + 适度密切 + 远端转向 + 提排增压”为特色的井间剩余气压裂工艺，累计应用 142 井次，单井测试产量提升 10.8% 。

对于层间剩余气，形成了以“长段多簇 + 多级暂堵 + 强化铺置”为特色的层间剩余气压裂工艺，有效应对了中部、上部储集层垂向 / 水平应力差增大和储集层塑性增强等难题，累计应用 113 井次，单井测试产量提升 1 倍。

对于段簇间剩余气，形成了长水平井井筒重建重复压裂工艺及“老簇动用 + 簇间挖潜”高效降滤促缝参数优化方法，解决了段簇间剩余气精准动用难题，在焦页 4HF 井成功应用，重压后新增技术可采储量 0.27×10 ⁸  m ³ 。

立体开发后，新老井区应力场平衡打破，差异加剧，极易造成新井缝网向老缝偏转沟通。通过创建以压力实时分析、曲线动态变化为核心的防冲击判别方法，形成基于压力屏障、低压亏空保护的施工顺序优化方法，构建了基于压力保护和冲击响应的精准控缝施工技术，有效应对了未动用区非均匀分布、两向应力差增大、老井亏空诱导影响等难题。

压裂施工中建立“压力墙”理念，确定了立体开发井组“老井保护、从下往上、缩短间时”的实施原则，老井提前关井补压，新老井形成压力屏障，上部气层井施工前，下部加密井先行压裂补压，控制纵向缝网波及。

在新井压裂时，综合新井施工压力、老井压力响应特征及人工裂缝延伸动态分析，依据上涨压力、主斜率、压力下降时间 3 个指标，建立新老井压裂冲击相应量化评价标准，在新井压裂过程中实时调整施工参数，最大化减少负向干扰。

水平井精准压裂技术规模化应用后提产降本成效显著，累计现场应用 269 井次，老井正面受效占比 84% ，单井测试产量相比初期提升 30% 以上，单井压裂试气综合成本降低 20% ，解决了新老井协同受效、新井改造效率低等难题。

涪陵页岩气田焦石坝区块 2013 年开始产能建设，一次井网采用“ 1 500 m 水平段、 600 m 井距、山地丛式交叉布井，穿行①—③小层”的模式，对一套 89 m 厚页岩进行开发。 2016 — 2017 年产量保持在 50×10 ⁸  m ³ 以上稳产 2 年。受限于早期地质认识和工艺技术局限性等因素，焦石坝区块一次井网储量动用率 30.2% ，一次井网整体采收率 12.6% ，一次井网井间和层内均存在大量未动用储量，为此开展页岩气立体开发提高采收率技术探索。

2017 年以来，按照单井评价—井组试验—滚动建产的思路有序推进焦石坝区块立体开发调整。

① 单井评价阶段。 2017 年部署先导试验井 12 口，重点评价不同地质条件、不同井距、不同水平段长度条件下的开发调整潜力。其中，上、下部气层叠置试验井 4 口，监测结果表明上部气层开发对下部气层井基本无影响。上部气层不同井距试验井 5 口，结果表明上部气层开发 300 m 井距可行。部署井网加密试验井 1 口，试验表明加密井距应控制在 300 m 左右。部署不同段长井网加密试验井 2 口，试验结果表明在焦石坝地区水平段长 2 000 m 最优。

②井组试验阶段。 2018 年部署先导试验井组 5 个，进一步评价立体开发技术政策。通过探索与攻关，率先建立了页岩气立体开发模式，编制了焦石坝区块立体开发整体方案。

③ 滚动建产阶段。 2019 — 2020 年，高效推进 2 层立体开发产能建设。 2021 年开展 6 口 3 层立体开发评价井试验，建立了页岩气立体开发模式，目前已实现立体开发工业化应用。

涪陵气田页岩气井生产可划分为稳产降压、定压递减和增压开采 3 个阶段（见图 10 ），立体开发井相比一次井网老井具有稳产期弹性产率高、递减期递减率缓、全周期水气比低的生产特征。稳产降压阶段，立 体开发调整井平均弹性产率是老井的 1.5 倍。定压递减 阶段，立体开发调整井初始年递减率 56% ，低于一次井网老井初始年递减率 60% 。此外，开发调整井与老井全生产周期都呈现出低水气比特征，平均水气比小于 1 m ³ /10 ⁴  m ³ 。

依据压裂对老井干扰的量化评价指标，实时调整压裂施工参数，采用上涨压力、斜率变化（单一斜率 / 多斜率）、停泵后压力变化（上升、下降或不变） 3 个指标（见图 11 ），初步明确了调整井弹性介质响应、混合响应、直接冲击 3 种响应类型。基于邻井响应判断机制，验证缝网波及有效性，实时调整施工规模和改造强度等关键参数。焦石坝区块一次井网老井受立体开发井压裂影响，其中正面影响井占比 84% ，负面影响井占比 2% ，无影响井占比 14% 。正面影响井中有 50% 的井生产恢复到压裂前水平，压裂受效期达到近 1 年，平均单井 EUR 增加 2 600×10 ⁴  m ³ ，同时立体开发调整井试采后与老井生产上无明显干扰。

通过分析压裂对相邻老井存在负面干扰的调整井的地质条件和压裂改造情况，明确了天然裂缝发育程度及压力下降幅度是负面干扰的主控因素，焦石坝区块上部气层压裂产生负面影响井，相邻老井的井口压力波动范围两极化明显，主要集中在大于等于 2.0 MPa 和小于等于 0.5 MPa 。对老井压裂激动反应产生负面影响的开发调整井基本处于天然裂缝发育区，而在天然裂缝不发育区，压裂激动反应均为正面影响。

涪陵页岩气田通过实施立体开发，区块整体采收率从 12.6% 提高到 23.3% ，井组最高达到 44.6% 。立体开发井日产气量约占涪陵气田总日产气量的 49.1% （见图 12 ），支撑涪陵页岩气田持续稳产和上产。同时，立体开发模式已在涪陵气田复杂构造区、常压及深层等区块得到全面应用，并在川东南地区页岩气开发中得到推广。

4 结语

涪陵页岩气田勘探开发实践表明，立体开发是提高页岩气储量动用率、采收率、收益率的重要途径。通过实施立体开发，涪陵页岩气田焦石坝区块整体采收率从 12.6% 提高到 23.3% ，井组最高达到 44.6% 。立体开发井日产气量占涪陵气田总日产气量的近 50% ，支撑涪陵页岩气田持续稳产和上产。

立体开发的内涵是基于页岩气的沉积特征、储集特点和甜点分布，应用优快钻井、体积压裂技术，在多维空间改造形成“人工气藏”，实现页岩气开发的储量动用率、采收率、收益率最大化。在页岩气立体开发研究过程中，地质 - 工程甜点描述是基础，天然裂缝与人工缝网的协同优化是关键，钻井及压裂工程提速提效是保障。

页岩气高效开发过程中应树立“立体开发”的非常规思维，持续深化基础研究，加强钻完井技术、智能压裂等新技术的持续创新，推进立体开发中的工程变革，积极探索大数据、人工智能在页岩气立体开发中的应用，推动页岩气立体开发技术的迭代升级，探索出一条适合中国页岩气特点的高质量开发之路。

参考文献：