【论文】何希鹏等:常压页岩气勘探开发关键技术进展及攻关方向

中国在四川盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组中浅层海相页岩气（埋深 3 500 m 以浅）已取得商业开发突破和规模效益开发 ^[1-6] ，走向深层（埋深大于 3 500 m ）、走出海相、走进常压（地层压力系数 0.9 ～ 1.3 ）已成为页岩气勘探开发发展趋势 ^[2-5,7-13] 。目前，深层页岩气在四川盆地泸州、大足、丁山、威远—荣县、永川、东溪等地区已取得重大突破 ^[3-5,8-9] ，落实有利区资源量超过 8.0 × 10 ¹² m ^3[8] ，提交探明储量超过 1.0 × 10 ¹² m ³ 。新层系页岩气在四川盆地寒武系海相、二叠系海陆过渡相、侏罗系湖相，中扬子宜昌地区寒武系海相，鄂尔多斯盆地二叠系海陆过渡相等领域部署的探井 / 评价井测试获日产气量为 0.1 × 10 ⁴ ～ 25.0 × 10 ⁴ m ³ ，展现了页岩气良好的勘探前景 ^[14-15] 。

常压页岩气主要发育于盆缘构造复杂区及盆外褶皱带，目前在四川盆地东部的南川、白马、綦江等地区已取得突破，探明地质储量近 2 000.0 × 10 ⁸ m ³ ，发现了我国首个常压页岩气田——南川页岩气田 ^[16-18] ，常压页岩气已成为我国页岩气储量和产量的重要增长点。常压页岩气资源分布广泛 ^[16-20] ，是页岩气的重要类型。四川盆地及周缘常压页岩气可采资源量超 9.0 × 10 ¹² m ^3[16] ，发展前景广阔。中国高度重视常压页岩气产业发展，“十三五”设立了国家科技重大专项《彭水地区常压页岩气勘探开发示范工程》等国家级研究项目 ^[16] ，旨在实现常压页岩气资源效益动用。笔者基于《彭水地区常压页岩气勘探开发示范工程》等项目研究成果和四川盆地渝东南地区常压页岩气勘探开发实践，系统总结了常压页岩气形成机理与富集理论、渗流机理与开发技术、低成本工程工艺攻关等方面取得的理论研究成果与技术攻关进展，指出了复杂构造区常压页岩气效益开采仍然面临的难题与挑战，并探讨了常压页岩气实现规模效益开发的下一步攻关方向。

1　常压页岩气勘探开发关键技术进展

渝东南地区是中国常压页岩气勘探开发的重点地区，该区在晚奥陶世晚期—早志留世早期处于深水陆棚南缘，水体变浅，优质页岩厚度由北向南呈减薄趋势 ^[16,20-22] ；构造上位于盆缘过渡带及盆外褶皱区，构造改造强烈，地层压力系数 0.9 ～ 1.3 ，以常压为主 ^{[16-17,22-24]} 。与涪陵焦石坝区块等典型高压页岩气相比，渝东南地区常压页岩气具有优质页岩厚度薄、构造变形复杂、孔隙度低、地层压力系数低、水平应力差异系数大、地温梯度低等 6 大地质特点 ^[24] 。优质页岩厚度 24 ～ 32 m ，比焦石坝区块薄 5 ～ 20 m ；构造起始抬升时间较早（距今时间 120 ～ 100 Ma ），改造强烈，地层产状较陡，目的层广泛出露地表，比焦石坝区块早抬升 10 ～ 30 Myr ，构造变形更为复杂；页岩孔隙度介于 3.5% ～ 5.0% ，比焦石坝区块低 0 ～ 3.5% ，但高角度缝及层理缝更为发育；地层压力系数 0.9 ～ 1.3 ，比焦石坝区块低 0.2 ～ 0.7 ，含气量 3.0 ～ 4.5 m ³ /t ，比焦石坝区块低 1.5 ～ 3.5 m ³ /t ，吸附气占比 40% ～ 60% ，比焦石坝高 15% ～ 20% ；两向水平应力差异系数 0.12 ～ 0.34 ，比焦石坝高 0.02 ～ 0.24 ；地温梯度 2.4 ～ 2.6 ℃ /100 m ，比焦石坝区块低 0 ～ 0.8 ℃ /100 m （表 1 ）。经过十余年的攻关，形成了常压页岩气富集理论认识和创新性工程工艺技术，有力支撑了盆缘地区实现商业突破和效益开发，并在盆外残留向斜实现多点勘探突破。

在四川盆地东南缘南川地区部署实施 SY2 、 JY10 等 10 口探井 / 评价井（图 1 ），测试日产气量 17.3 × 10 ⁴ ～ 34.3 × 10 ⁴ m ³ ，实现了常压页岩气勘探重大突破，明确了平桥、东胜、阳春沟 3 个千亿立方米级增储区带，发现南川常压页岩气田，新增天然气探明储量近 2 000.0 × 10 ⁸ m ³ 。按照“整体部署、分步实施、平台滚动、动态优化”原则， 2016 — 2022 年在平桥构造带、东胜构造带开展产能建设，新建产能 25.0 × 10 ⁸ m ³ /a ，累计产气量达 50.0 × 10 ⁸ m ³ ，单井平均最终可采储量由 0.5 × 10 ⁸ m ³ 提升至 0.8 × 10 ⁸ m ³ ，实现了效益开发，建成了国内首个常压页岩气示范基地。另外，在四川盆地外的武隆向斜、道真向斜等多个残留构造部署实施 LY1 、 ZY1 、 PY5 等 9 口探井 / 评价井（图 1 ），地层压力系数 1.0 ～ 1.1 ，试获日产气量 3.5 × 10 ⁴ ～ 9.2 × 10 ⁴ m ³ ，取得多点勘探突破，落实有利区资源量近 1.0 × 10 ¹² m ³ 。

1.2　基础理论研究进展

针对常压页岩气构造作用较强、压力系数低、含气量低、地应力差异系数大等特点，以原型盆地分析为主线，开展页岩生排烃模拟、古压力恢复等研究，结合埋藏史和构造应力分析，揭示常压页岩气形成与聚散机理，建立了“生—排—滞—聚”动态成藏模式，提出了“三因素控藏”富集理论，形成了以保存条件和地应力为核心的常压页岩气“双甜点”评价体系，有效地指导甜点区和甜点段优选。

根据地层埋藏史分析，研究区五峰组—龙马溪组富有机质页岩沉积后，总体上逐步沉降，其中早二叠世末—早白垩世末一直处于沉降阶段，深埋（ 6 000 ～ 6 500 m ）、高温（ 160 ～ 204 ℃）条件下干酪根生烃和液态烃裂解生气 ^[25] ，产生高压（地层压力系数为 1.4 ～ 1.6 ）。研究区优质页岩段总有机碳含量（ TOC ）平均值为 3.2% ，现今热成熟度（ R _o ）为 2.6% ，有机碳恢复系数为 2.9 。通过生排烃热模拟实验获得的烃气产率曲线，最大埋深前干酪根裂解气和滞留油裂解气的总生气量为 16.7 ～ 17.0 m ³ /t 。利用 ⁴ He 的年代积累效应估算，气藏封存起始时间（距今 183 Ma ， R _o 为 2.1% ）处于主生气期之后，封存起始时间较晚，封闭性相对较差。通过页岩孔隙空间、天然气相态，结合包裹体古压力预测计算最大埋深时期的地层压力系数为 1.4 ～ 1.6 ，滞留气量为 6.5 ～ 7.0 m ³ /t ，以此确定在沉降阶段排烃率为 58.8% ～ 61.1% ，滞留气占比为 38.9% ～ 41.2% 。晚白垩世以来，研究区处于抬升阶段，卸载过程中孔隙回弹，温度降低，地层压力降低，压力系数升高至 2.0 ，随之发生超压破裂，同时构造改造强烈，断裂和构造裂缝作用、褶皱变形导致页岩气发生规模逸散 ^[26] ，超压转变为常压（地层压力系数为 0.9 ～ 1.3 ）（图 2 ）。抬升过程中，滞留在页岩中的天然气进一步发生散失，现今含气量减少至 3.2 ～ 4.5 m ³ /t ，约有 35.7% ～ 50.8% 的气体发生散失。盆地内超压区的涪陵气田，气藏封存起始时间处于主生气期之前（ R _o 为 1.0% ），封闭性较好，排烃效率较低，最大埋深前总生气量为 18.4 m ³ /t ，沉降阶段排烃率 57.0% ，抬升阶段从总生气量 7.9 m ³ /t 散失至 5.1 m ³ /t ，散失率为 35.4% 。

200 余个岩心垂直与水平覆压脉冲渗透率实验表明，页岩水平渗透率是垂向渗透率的 12 ～ 365 倍，页岩气易沿层理面横向运移，构造高部位为页岩气运移指向区。研究区单斜构造和残留向斜构造页岩气钻井揭示，埋深由深到浅、离剥蚀边界由远到近，页岩含气量、地层压力系数、水平井测试产气量明显降低，也表明页岩气由低部位向高部位目的层剥蚀区发生了运移。基于不同构造或同一构造不同部位天然缝发育特征、含气量、现今地应力场的显著差异、页岩气富集特征、压裂改造特征和生产特征差异，明确不同类型页岩气藏的富集高产规律，以此为基础，构建了背斜型、反向逆断层遮挡型、单斜型、残留向斜型 4 种页岩气成藏模式 ^[16-17,24] ，有效地指导了构造复杂区常压页岩气的甜点评价。

背斜型具有短距离运移富集成藏特征，整体有利于页岩气富集，背斜轴部受纵弯作用影响，应力集中，发育向上开口“ V ”字形天然裂缝，含气量较高，是页岩气勘探的有利区。但是，背斜轴部人工裂缝延展易受天然裂缝诱导，改造体积受限。背斜翼部发育伴生断裂，地应力释放，天然缝发育，含气量高，人工缝与天然缝交割沟通，易形成复杂缝网，改造体积大，更易高产。单斜型具有滞留成藏特征，页岩大面积连续分布，应力分布较均匀，大小适中，深部位受储层非均质性控制，保存条件较好，具有盆内气源补充，“ E ”字形层间缝发育，有利于储集，压裂易形成复杂缝网，可获得高产气流。反向逆断层遮挡型具有断层遮挡成藏特征，受反向逆断层侧向封堵，断下盘有利于页岩气保存和聚集，受逆断层挤压应力的影响，断下盘发育“ X ”字形剪节理，压裂易形成复杂缝网，与无断层遮挡的目标相比，同等埋深或者同等离剥蚀边界距离条件下，压力系数和含气量更高，单井产量更高。残留向斜型具有中心富集成藏特征，向斜核部受挤压应力作用，易形成“ A ” 字形缝，物性较好，埋藏较深，保存较好，有利于滞留，受埋深、剥蚀边界、地层倾角等影响，具有“向核更甜”规律（图 3 ）。

通过解剖研究区页岩气藏，按照页岩“建造—改造—人造”的思路，总结了常压页岩气富集高产规律，明确了富集高产受沉积相带、保存条件、地应力场“三因素”控制 ^[11,27-29] （图 4 ）。其内涵是：①沉积建造供烃控储，深水陆棚为页岩气形成提供烃源，控制页岩气储层品质；②构造改造控保控富，构造作用影响保存条件和含气量，控制页岩气富集程度；③地应力场控缝控产，应力场影响天然缝和人造缝复杂度，控制单井产量和最终可采储量。

构建了页岩气储层分级评价标准，实现储层定量评价 ^[10] 。结合低温氮气吸附和核磁共振实验结果，基于分形理论，以孔径分别为 5 nm 、 25 nm 、 100 nm 为界，将龙马溪组页岩孔隙分为微孔、小孔、中孔和大孔；研究含气性与不同尺度孔隙间关系，选取微孔体积、小孔体积、 TOC 、孔隙度、孔隙连通关系 5 项评价指标，建立页岩储层分级评价标准（表 2 ），划分出 3 类储层，实现储层分级评价。

建立构造—压力耦合定量化页岩气保存条件评价标准。构造作用决定保存条件，抬升剥蚀等改造作用越弱，保存条件越好，压力系数越大，含气量和游离气占比越高，储层物性越好，页岩气富集程度越高，单井产量和最终可采储量越高。明确抬升时间、目的层剥蚀程度、埋深、断层封闭性是影响保存条件的主控因素，起始抬升时间小于 100 Myr 、目的层剥蚀率低、埋深大于 2 000 m 、断层封闭性好，有利于页岩气保存。以此为基础，建立定量化页岩气保存条件评价标准，指导有利保存单元优选。

建立以地应力为核心的工程甜点评价技术。基于数值模拟，形成古应力场预测技术，指导天然裂缝预测。①通过研究区燕山期 6 条骨干剖面构造演化分析，建立地质模型。②利用 JY10 、 SY1 等导眼井纵横波速度和地层密度数据，计算动态力学参数弹性模量和泊松比，建立力学模型。③通过野外 6 条剖面 200 余个实测点的共轭节理产状进行地层复平，落实研究区燕山中期、燕山晚期最大主应力方向；并通过 13 个样品点声发射实验，落实燕山中期、燕山晚期最大水平主应力大小。④利用有限元方法开展数字模拟，明确研究区燕山中期、燕山晚期古应力场特征及其形成的天然缝发育特征。基于地球物理弹性参数，形成现今应力场预测技术，明确现今地应力场分布规律。通过开展叠前反演获得研究区泊松比、杨氏模量、密度、速度等弹性参数，优选 Fillippone 法求取单井地层压力系数，结合叠前反演获取的高精度速度场预测研究区地层压力；再利用三维深度域构造数据，求取构造曲率，根据薄板理论，求取主应变强度和应变张量，从而明确现今地应力变化规律。

古地应力场决定天然缝发育程度。在古地应力集中区，页岩挤压破裂形成天然缝网，天然缝越发育，越有利于页岩气运移和聚集，相同深度下破裂压力越低，停泵压力越低， 30 min 压降越大，单井产气量越高。现今构造应力场影响人造缝网形成，是页岩气高产的关键因素。地应力小于 80 MPa ，差异系数小于 0.2 ，与最小水平主应力夹角小于 20 °，更有利于压裂改造和提高单井产量。突出可压性、经济性，优选最大水平主应力大小、应力差异系数、曲率、脆性指数等 8 项关键指标，建立以地应力为核心的工程甜点评价标准，指导工程甜点优选。

形成定量化甜点目标评价体系及标准。在储层分级评价、保存条件评价、工程甜点评价基础上，从地质甜点和工程甜点两方面，建立评价因子向量，构建模糊矩阵，计算评价因子比重，形成常压页岩气定量化甜点评价体系及标准 ^[11] 。研究区应用甜点目标综合评价体系，优选出平桥、东胜、阳春沟 3 个千亿立方米级增储区带和武隆、道真、桑柘坪 3 个页岩气甜点区（图 5 ），有利区面积 1 315 km ² ，资源量 1.2 × 10 ¹² m ³ ，部署探评井 20 余口，地层压力系数介于 1.1 ～ 1.3 ，测试日产气量介于 3.5 × 10 ⁴ ～ 34.3 × 10 ⁴ m ³ ，发现南川常压页岩气田，提交探明储量近 2 000.0 × 10 ⁸ m ³ 。

与高压页岩气储层相比，常压页岩气储层具有孔径更小、小孔占比更高、努森效应更显著的特点，导致气体在纳米孔隙中运移微尺度效应更明显、毛细管压力大、压裂后液相返排阻力更大，气井生产规律更复杂、产能和最终可采储量差异更大。通过页岩多尺度微观流动模拟揭示气液两相渗流机理，明确不同地质分区气井生产规律，形成了气井纯液、过渡、稳定生产、低压排采“四阶段”生产特征，建立了分区产能评价方法，落实产能主控因素，建立了常压页岩气水平井产能评价模型，创新形成基质孔隙—天然缝—人工缝全耦合数值模拟技术，制定复杂构造区常压页岩气效益开发差异性技术政策 ^[30-32] 。

室内物理实验表明，常压区页岩小孔径孔隙比高压区更发育，孔径小于 10 nm 的孔隙占比 50% ～ 70% ，页岩纳米孔气体传输主要受压力和纳米孔结构控制，常压页岩气储层压力低、孔径小，微尺度效应更强，气体运移机制更复杂。针对此问题，利用岩心扫描电镜图像，结合居中轴线法构建三维数字岩心孔隙网络模型，创建了基于数字岩心的页岩格子玻尔兹曼微观流动模拟方法，揭示了单相气体在纳米孔隙中存在吸附 / 解吸、黏性流、努森扩散、表面扩散等多重运移机制，模拟得到了常压页岩气视渗透率修正模型，计算精度达 90% 。在常压区压裂液侵入页岩孔隙后，水相占据孔隙空间，阻碍气体扩散，由于地层能量较弱，气体扩散能力降低，且毛细管阻力大，水相返排需要较大压差，常规物理实验难以获取相渗曲线和毛细管力曲线。针对此问题，创建了页岩多尺度孔隙网络模型多相流动模拟新方法，计算得到了常压页岩气液两相相渗曲线（图 6 ）和毛细管力曲线，图中 k _rg 、 k _rw 分别表示气、水相对渗透率。基于气液相渗曲线变化规律及气井生产动态，明确了复杂构造带常压页岩气井全生命周期可划分为纯液、过渡、稳定生产、低压排采 4 个生产阶段（图 7 ）。

基于大数据机器学习，选取 100 余口井地质、工程、开发方面共 30 个参数，明确影响气井产能的 13 个主控因素。其中，地质因素包括地层压力系数、孔隙度、含气量、地应力大小、地应力差异系数、天然裂缝，主要影响页岩气富集程度；工程因素包括优质页岩钻遇率、压裂单段长度、注液强度、加砂强度，主要影响压裂缝网改造效果；开发因素包括水平段长与最小主应力夹角、布井方式、生产制度，主要影响单井产能和最终可采储量。在此基础上，考虑常压页岩气复杂渗流机理，建立不同压力体系的气液两相产量预测模型：地层压力系数介于 1.2 ～ 1.3 ，储层地应力高，天然裂缝发育，应力敏感性强，渗透率随有效应力增加而降低；地层压力系数介于 1.0 ～ 1.2 ，吸附气解吸扩散比重更大，模型解吸扩散机制更强。利用生产数据拟合计算动态相渗曲线，现场应用 40 余口井产气量预测符合率大于 85% 。基于此模型开展了不同地层压力系数下气井产能预测，明确常压页岩气井初期合理配产为 3.5 × 10 ⁴ ～ 6.5 × 10 ⁴ m ³ /d ，单井最终可采储量为 0.5 × 10 ⁸ ～ 1.4 × 10 ⁸ m ³ 。

针对常压页岩气储层天然裂缝发育，压裂后存在基质孔隙、天然裂缝和人工裂缝等多尺度流动介质，创建页岩气“基质孔隙—天然缝—人工缝”全耦合建模及数模方法。该技术基于地震趋势把控的一维到三维递进式地质精细建模方法，采用嵌入式离散裂缝技术将不同尺度的天然缝、人工缝与地质模型相融合，数学模型考虑基岩—裂缝拟稳态窜流，引入黏性流、努森扩散、表面扩散等页岩气复杂渗流机理和常压页岩典型相渗曲线。采用地质—工程—经济一体化思路，综合优化开发层系、水平段长、井距、方位、靶点高差、改造规模等开发参数，以储量动用率、采收率、内部收益率最大化为核心，制定了“多层系、变井距、长水平段、小夹角、低高差、强改造、控压差”的常压页岩气开发技术政策，即纵向多层系立体动用。深层高应力区井距控制在 250 ～ 300 m ，中深层低应力区井距控制在 300 ～ 350 m ；水平段长在 1 800 m 以上；水平井方位与最小主应力夹角小于 20 °；水平段靶点落差控制在 200 m 以内；加砂强度大于 2 m ³ /m ，砂液比大于 10% 。

应用效益开发技术政策，在渝东南地区南川区块平桥南区、 JY10 井区及 SY2 井区完成开发方案产能建设，累计投产井 150 口，单井初期日产气量 3.5 × 10 ⁴ ～ 25.0 × 10 ⁴ m ³ ，平均日产气量为 12.5 × 10 ⁴ m ³ ，初期套压 4.9 ～ 43.4 MPa ，平均值为 17.5 MPa ，初期日产气量递减率由 64.5% 下降至 38.6% ，平均单井最终可采储量由 0.5 × 10 ⁸ m ³ 提升至 0.8 × 10 ⁸ m ³ 。

1.3　低成本工程工艺技术

常压页岩气地层能量较弱，气井生产具有初期产量低、压力低、递减慢、返排高、单井最终可采储量低的特征，属于低品位边际效益资源，大力开展低成本工程工艺技术攻关是实现效益开发的关键。针对常压页岩气钻井速度慢、周期长，人造裂缝复杂程度低，工程建设难度大、投资高等技术和效益难题，紧紧围绕增产和降本两条主线，通过理论创新完善，工艺探索实践和综合配套，形成了优快钻完井及高效压裂缝网改造等低成本技术系列，钻采成本大幅降低，有力支撑了常压页岩气效益勘探开发。

钻完井技术按照“单项攻关、集成配套”的思路，积极攻关实践，针对常压页岩气浅表层缝洞发育、中深部可钻性差等难题，以井身结构创新为基础，以激进参数钻井、地质工程一体化导向、优质完井技术攻关研究为核心，优化“设备、工具、参数”一体化配套和集成应用，创新实践钻完井日费制管理，形成常压页岩气优快钻完井技术系列，钻完井效率明显提升，成本大幅下降。

针对复杂构造区钻井周期长、成井效率低的难题，基于地层压力和漏失特性分析，明确浅表地层漏失和中深部地层承压能力弱是制约安全钻井的核心问题，开展复杂层段防漏、穿漏技术攻关，以低成本优快钻井为目标开展井身结构序列优化，创新形成了“导管＋二开”的三级井身结构，在研究区页岩气领域首次成功应用并已全面推广 ^[33-34] 。以三级井身结构为基础，开展“提承压、降密度”技术攻关，创新形成了二级井身结构（图 8 ），同类型井实现了开次节省一级，中完减少一次，同时缩小了井眼尺寸，大幅提高了钻井效率，并在 LY5-1HF 井首次成功应用，下一步将在武隆地区推广应用。

根据地层抗钻特性分析，明确了上二叠统龙潭组、中二叠统茅口组、下志留统小河坝组等层位是提速的关键层段，研发了 HD616Y 和 HD516Y 型等 PDC 钻头，关键层段应用试验提速 95% ～ 262% 。以最大破岩能量理论为基础，建立了双驱大扭矩螺杆钻进破岩比能参数模型，明确了“增大破岩能量、优化载荷分配、稳定工作状态”是提升破岩效果的首要因素，确定了钻井参数的有效提升范围，钻压由 60 ～ 120 kN 提高到 140 ～ 200 kN ，转速由 40 ～ 50 r/min ，提高到 70 r/min ，排量由 28 ～ 30 L/s 增大到 32 ～ 35 L/s ，机械钻速提升 34% ～ 220% ，最长一趟钻进尺 3 006 m 。

基于地质工程参数差异性规律，创新应用自然伽马、气测等地质参数和钻压、钻时、扭矩等工程参数的双因素判层方法，优化“高效 PDC 钻头＋螺杆＋底部钻具组合”配套工艺，确保轨迹控制能力与指令要求匹配，形成了常压页岩气一体化导向技术，研究区优质页岩钻遇率 94.5% ，复合钻进占比提高至 88% ，水平段 1 500 m 钻进最短用时 3.96 天。

针对常压页岩气储层裂隙发育的特点，创新提出了恒注液、变注气泡沫水泥浆固井工艺，形成了分段泡沫水泥浆浆柱结构和动态注入气量方案，解决了环空分段液柱压力控制难题，确保了薄弱地层固井不喷不漏，实现了窄密度窗口不承压防漏固井，结合投球式旁通阀、大排量循环、 PDC 钻头扫塞等快速完井工艺和水泥浆低返、预应力固井、气密封检测等井筒完整性技术，实现了固井质量优良率 100% ，压后井筒完好率 100% ，最短完井周期 3 天。通过地质工程一体化攻关，研究区实现了平均钻完井周期降至 41 天，降低 59.8% ，平均机械钻速提高至 10.5 m/h ，提高 64.1% （ 图 9 ）；钻井周期最短 22.22 天， 全井平均机械钻速最高 17.6 m/h ，单日进尺最高 712 m ，水平段进尺最长 4 035 m 。

以提高压后产气量、降低压裂成本为核心，以经济性促缝提效为主线，历经引进探索、优化提升、创新集成 3 个阶段的发展，压裂工艺参数不断优化，配套技术持续升级，形成常压页岩气低成本高效缝网压裂工艺技术 ^[35-37] ，有效地提升了压裂改造效果。

针对常压页岩气两向应力差异系数大，难以形成复杂缝网的问题，创建了“基质—裂缝—井底—井口”气水两相数值模型。优化簇间距，有利于促进裂缝复杂化，单段射孔 4 ～ 6 簇增加到 6 ～ 10 簇，段间距从 20 ～ 30 m 优化为 15 ～ 20 m ，平均簇间距从 23 m 减小到 10 m ，提升了裂缝有效改造体积。

针对常压页岩段非均质性较强、裂缝发育不均匀的特点，建立了考虑地层—水泥环—套管的水平井分簇压裂起裂有限元模型，通过数值模拟研究分析，采用限流射孔技术，可有效地改善孔眼进液不均的问题，促使裂缝均衡延伸，总孔数从 48 孔减少至 30 孔，射孔开启率由 50% 提高至 100% ，裂缝均衡延伸程度由 68% 提升至 89% 。

基于常压区页岩破裂压力低、施工压力窗口大的特点，建立了耦合井筒流场及暂堵球运动的有限元模拟方法，优化投球暂堵工艺，同时开展室内评价研究，优选出高性能缝内暂堵剂，形成双暂堵工艺。实施暂堵后缝内净压力从 5 ～ 10 MPa 提高到 10 ～ 15 MPa ，改造体积提升 44% 。

针对常压区页岩闭合压力低，建立了高强度连续加砂工艺，通过增大裂缝中支撑剂铺置浓度，增强页岩导流能力，促进页岩气长期稳产，综合砂液比达到 8% ～ 11% ，实现了不同尺度裂缝强加砂，加砂强度最高提升到 3.9 m ³ /m ，压后测试产气量提高约 60% 。

针对黏土矿物以伊利石为主的特点，开展不同浓度压裂液下剪切速率对比实验（图 10-a ），调整压裂液配方内的助剂种类，优化减阻剂浓度，逐步形成低成本高效减阻水配方，减阻水体系组分由早期的高效减阻剂、黏土稳定剂、助排剂、消泡剂 4 种，优化为目前的高效减阻剂、杀菌剂 2 种，减阻剂浓度由早期的 0.07% ～ 0.12% 降低至 0.03% ～ 0.10% ，并制定了减阻剂配方优选图版（图 10-b ），压裂液成本降低 87.70% 。

针对常压区页岩地层闭合压力较低的特点，开展“砂陶组合”支撑剂体系室内导流能力实验模拟（图 10-c ），主裂缝导流能力为 1.00 μm ² · cm ，分支裂缝导流能力为 0.05 μm ² · cm ，可满足页岩气导流需求。现场压裂试验表明，常压页岩气闭合应力约 60 MPa ，石英砂裂缝导流能力为 3.35 μm ² · cm ，可满足压裂需求。基于室内实验与现场实践验证，制定了支撑剂组合评价图版（图 10-d ），形成石英砂为主体的“砂陶组合”支撑剂体系，支撑效果和经济导流能力满足需求，石英砂使用比例大于 85.0% ，支撑剂成本降低 67.6% 。

率先应用全电动压裂装备，通过设备的不断迭代升级，目前已覆盖压裂、供水、配液、供液、混砂、泵注全工序，实现了 24 h 不间断作业，引领了国内压裂装备从柴油机组到电动设备的升级。通过高效系统集成，全面升级自动化程度，单井单机组压裂时效提升到 3.6 段 / 天，最高日压裂 12.0 段，单井施工费用较柴油机组降低 332 万元，施工费用压减 38.9% 。

通过应用低成本高效促缝压裂技术体系，指标实现了“五升一降”：加砂强度提升 182.1% ，复杂缝网占比提高 70.5% ，储层裂缝改造体积提高 164.1% ，最终可采储量提高 66.7% ，压裂时效提高 80.0% ，每米压裂费用降低 55.3% 。

2　常压页岩气攻关方向

2.1　面临的挑战

常压页岩气广泛分布于盆缘与盆外构造复杂区，与高压页岩气相比，具有地质条件复杂、地层压力系数和含气量较低、资源禀赋较差等显著差异。目前，盆缘过渡带常压页岩气初步实现规模开发，盆外褶皱区常压页岩气尚未取得商业突破，资源动用仍然面临产建阵地不落实、单井产能和最终可采储量低、投资成本高、经济效益差等艰巨挑战。

在地质研究方面，盆外褶皱区构造抬升时间早，保存条件更差，地层压力系数普遍小于 1.1 ，不同构造单井测试产气量差异大，局部发育低电阻率气层，页岩气富集规律复杂，地应力对单井产能的影响机制不清，地震属性预测精度不高，甜点优选难度大。在气藏工程方面，盆外褶皱区孔隙孔径小，小孔占比高，吸附气占比高，渗流机理复杂，气井生产规律不清，产能影响因素不明，单井最终可采储量较低，储量高效动用难度大，效益开发技术政策尚不明确。在钻井工程方面，盆外褶皱区构造改造作用更强，地层高陡，缝洞发育，漏失层位多，钻井提速技术取得一定进展，但尚未实现各工区、全井段的提速提效全覆盖，整体提速降本难度大，现有完井方式降本空间受限，新型小井眼完井工艺有待进一步完善，大通径滑套完井工艺国产化程度低，成本依然偏高。在压裂工程方面，盆外褶皱区两向应力差异系数更大，压裂形成复杂缝网难度更大，同时对工程降本要求更高，压裂工程目前已采用全电动压裂设备、简易的压裂液体系、低成本的支撑剂组合加砂、泵送 / 连油等施工配套技术价格均以市场底线价运行，现有的强改造压裂工艺技术难以进一步压缩成本。

2.2　攻关方向

针对常压页岩气效益开发难题，需要以提产、降本、增效为核心，深化富集高产机理和开发技术研究，强化钻完井及压裂技术等低成本工程工艺技术攻关，形成勘探开发一体化、地质工程一体化 ^[38-39] ，创新形成常压页岩气效益勘探开发技术体系，推动低品位常压页岩气实现规模效益开发。

以落实规模储量为目标，突出保存条件、地应力及体积改造影响因素研究，明确富集高产机理，建立成藏模式，优选甜点目标，明确增储区带。攻关方向包括 3 个方面：①开展地应力场及影响机制研究，分析地应力场与体积改造关系，明确地应力对天然缝发育程度和人造缝复杂程度的控制作用，揭示地应力对单井产量的影响；②进行地球物理评价技术攻关，采用基于初至波反演的浅层速度建模、井控时间温度指数各向异性速度建模等技术，提高构造深度和产状的精度，提高裂缝、含气性、地应力、压力系数等参数预测精度，建立甜点区综合评价体系，优选有利靶区；③深化富集高产机理与甜点优选研究，从油气富集和工程改造 2 个方面，总结高产规律，开展分区分级评价，优选有利甜点，落实产建阵地。

以开发效益最大化为目标，加强压后缝网耦合地模—数模一体化研究，强化气井动态分析，深化生产规律研究，开展气藏综合评价，明确目标区开发效果，优化开发技术对策，提高气井产能。亟需开展 2 个方面技术攻关：①进行常压页岩气开发效果评价，综合采用气藏工程方法评价单井储量动用状况，围绕压后裂缝平面延展情况，通过微地震监测、气井压窜干扰、数值模拟等方法，评价压裂缝宽度及剩余储量丰度，研究剩余气分布情况，开展产建区采收率评价研究，为后期开发调整提高采收率奠定基础；②开展常压页岩气效益开发技术政策研究，针对常压页岩气储量未动用区开展储层甜点优选、水平井参数优化以及合理产能评价，形成新区效益开发技术政策，针对老区综合储量动用状况评价结果和剩余气分布规律，开展增产效果评价和开发调整技术对策优化研究，为立体开发调整和增产提供支撑，形成老区稳产对策，实现常压页岩气效益开采。

以试验井组技术攻关成果推广应用为基础，采用小井组工厂化模式，并同步开展“瘦身型”二级井身结构、高性能水基钻井液和提速工具等提速降本技术攻关试验，建立学习曲线，逐步缩短钻井周期。亟待开展 3 方面攻关：①优化并推广“瘦身型”井身结构，试验非标尺寸井眼，缩小全井段井眼尺寸，在提速提效的基础上满足储层改造要求，提高上部地层提速，降低综合处理费；②进行高性能水基钻井液优化，以聚胺为抑制剂，以微米、纳米颗粒填充＋可变形封堵剂相结合，提高钻井液抑制封堵能力，降低钻井液成本和岩屑处理费用；③开展钻头螺杆一体化提速技术攻关试验，攻关深部页岩层钻头选型技术，试验国产长寿命超大扭矩螺杆，提高机械钻速。

以提产降本为目标，攻关密集布缝、多级暂堵、强加砂工艺，提升裂缝复杂程度和改造体积，配套经济型压裂材料优选和全流程智能化压裂设备，提升压裂时效，降低施工成本。重点开展 5 个方面攻关：①攻关密集布缝模式，开展岩石破坏特征和裂缝延伸的室内实验及数值模拟研究，明确页岩岩石破坏特征及成缝机理，采用极限布缝，实现缝控面积大幅度提升，同时试验变密度射孔以改善趾部簇裂缝效果，采用平面周向射孔减小应力干扰，提升近井净压力，促进每簇裂缝充分延伸扩展，提高裂缝改造体积；②优化多级暂堵工艺技术，先期投入低密度暂堵球促进多簇均衡延伸，配合多次注入低密度暂堵剂，提高复杂度，提升改造体积；③进一步提升加砂强度，基于加砂强度与最终可采储量正相关，采用中高砂比连续加砂工艺，强加砂促进裂缝转向，增加裂缝有效支撑体积，同时增大裂缝中支撑剂铺置浓度，满足页岩气井生产所需的长期导流能力，力争加砂强度达到 4.0 m ³ /m ，综合砂比介于 12% ～ 18% ；④优选经济型压裂材料，采用抗盐变黏一体化减阻水，同时大幅提升返排液使用比例，实现返排液充分利用，降低压裂材料成本，开展粉砂与中砂混合铺置比例研究，在满足导流能力需求条件下，采用石英砂，降低支撑剂成本；⑤应用智能化压裂装备，攻关全金属桥塞，研发快速模块化射孔器材，攻关压裂全流程集中智能控制，无人值守压裂设备及智能工具，人工智能实时优化控制压裂参数，提高压裂作业效率，大幅度降低压裂施工成本。

3　结论

1 ）常压页岩气已成为中国页岩气产业重要的发展方向和增储上产的重要领域，在富集地质理论、开发技术、低成本工程工艺等方面取得进展：建立了“生—排—滞—聚”成藏模式，提出了“三因素控藏”富集理论，形成了甜点目标综合评价体系；制定了“多层系、变井距、长水平段、小夹角、低高差、强改造、控压差”的常压页岩气开发技术政策；形成了以“二级结构＋激进参数＋一体化导向＋不承压防漏固井”为核心的优快钻完井技术、以“多簇密切割＋限流射孔＋双暂堵＋高强度加砂＋全电动”为核心的常压页岩气低成本高效促缝压裂技术。

2 ）常压页岩气具有地质条件复杂、压力系数低、含气量较低、资源禀赋较差等特点，资源动用仍然面临产建阵地不落实、单井产能和最终可采储量低、投资成本高、经济效益差等艰巨挑战，实现低品位常压页岩气规模效益开发，需要以提产、降本、增效为核心，深化常压页岩气富集高产机理与甜点优选、基于渗流机理的效益开发技术政策等研究，强化钻完井及压裂技术等低成本工程工艺技术攻关，创新形成常压页岩气效益勘探开发一体化技术体系。