深層頁巖氣開發關鍵技術難點與攻關方向

何 驍 李武廣 黨錄瑞 黃 山 王旭東 張成林 張柟喬 陳 月

1.中國石油西南油氣田公司 2.中國石油西南油氣田公司頁巖氣研究院

0 引言

中國頁巖氣資源豐富，有利勘探面積達43×104km2，根據美國信息能源署、中國國土資源部、中國石油勘探開發研究院等機構的評價結果，中國頁巖氣可采資源量介于11.5×1012～36.1×1012m3，居世界前列，并且以海相頁巖氣為主。其中深層頁巖氣是中國頁巖氣開發的重要接替領域，加大其勘探開發力度對于保障國家能源安全具有重要的戰略意義。我國海相頁巖氣有利區主要位于四川盆地，并且主力層系為該盆地上奧陶統五峰組—下志留統龍馬溪組，埋深主要介于3 500～4 500 m，在川南地區，埋深4 500 m以淺的可工作面積達2.1×104km2，頁巖氣資源量超10×1012m3，其中深層的資源量達8×1012m3以上，占比超80%[1-3]。目前，埋深為3 500 m以淺的頁巖氣開發技術已成熟，包括了綜合地質評價、開發優化、水平井優快鉆井、水平井體積壓裂、水平井工廠化作業、高效清潔開采六大主體技術[4]，實現了中淺層頁巖氣的大規模工業化開發。與淺層頁巖氣田相比，中國深層頁巖氣田的地質工程條件存在明顯差異，如多位于復雜構造區，褶皺和斷裂增加，地應力及應力差大，溫度和壓力高[5-8]，適用于3 500 m以淺的頁巖氣勘探開發主體技術出現了不適應，而北美深層頁巖氣勘探開發的成功做法又不能完全照搬。如Haynesville深層頁巖氣田，該氣田的開發效果位居全美第一，但其地質工程條件與我國深層頁巖氣田差異大，主要表現在該氣田構造簡單，地層平緩，保存條件和含氣性均好，儲層品質優，發育一套富含有機質的鈣質和硅質泥頁巖[9-12]。該氣田地質工程特征參數為TOC介于2%～6%，孔隙度介于5%～11%，優質頁巖厚度介于50～60 m；總含氣量介于2.8～9.4 m3/t，其中游離氣占比為80%；地層壓力介于50～70 MPa，壓力系數介于1.60～2.07，地層溫度介于149～177 ℃；整體脆性礦物含量高，介于65%～75%，彈性模量低（介于6 900～24 000 MPa），泊松比介于0.21～0.30，水平應力差介于3～6 MPa。

目前，深層頁巖氣開發雖然在部分井點上取得了突破，如水平段長度一般為1 500 m，靶體鉆遇率（設計靶體位于龍一11—龍一12層）均達到90%以上，全部采用壓裂新工藝（平均分段段長都小于55 m、用液強度約為40 m3/m、加砂強度大于2 t/m），多口井測試氣產量超過40×104m3/d，但與中淺層頁巖氣井相比，深層頁巖氣井的氣產量和壓力遞減較快，總體開發效果不理想，還尚未形成規模效益開發的局面[13-14]。為此，筆者通過對比川南地區五峰組—龍一1亞段深層與中淺層頁巖儲層地質工程特征存在的差異，系統梳理了實現深層頁巖氣高效開發面臨的難點問題，進而從鉆井工程、壓裂工程、開發技術對策3個方面提出了下一步攻關方向，以期促進我國頁巖氣產業的快速發展。

1 深層與中淺層頁巖儲層地質工程條件的差異

與中淺層頁巖儲層相比，深層頁巖地層層序增多，上覆地層及目的層的構造、斷層特征更復雜；受沉積作用、成巖作用的影響，深層頁巖儲層脆性礦物含量更高，巖石破裂特征明顯增強，天然裂縫更發育；深層頁巖儲層壓力系數更大，受異常高壓和孔隙演化的影響，孔隙結構更復雜多變，其中宏孔在孔徑分布中所占比例更高；在高溫高壓條件下，深層頁巖儲層吸附能力降低，在總含氣量增大的同時，孔隙中游離氣含量占比增大；深層頁巖儲層的工程特征參數總體上呈現“五高”，即泊松比和彈性模量高、地層溫度高、水平應力差值高、破裂壓力高、閉合壓力高（表1）。

表1 川南地區深層與中淺層頁巖氣地質工程條件對比表

2 深層頁巖氣效益開發面臨的難點問題

相較于淺層頁巖氣，深層頁巖氣在儲層埋深、溫度、壓力、地應力等方面發生了顯著變化，從而給鉆井工程、壓裂工程、氣藏工程帶來了一系列的難點問題，使實現深層頁巖氣的效益開發面臨極大挑戰。

2.1 鉆井工程難點問題

對于深層頁巖儲層而言，由于開發對象復雜使得關鍵鉆井工具、液體和工藝適應性不強，導致Ⅰ類儲層實際鉆遇率低、水平段延伸能力差、鉆井周期長、鉆井成本高，實現規?；б骈_發風險高[15]。主要包括以下4個方面的難點問題：①高溫條件下常規旋轉導向工具的適應性不強。深層頁巖氣井水平段井底循環溫度介于135～155 ℃，而常規旋轉導向工具、儀器不能在高于135 ℃的工況下長期正常工作，頻繁失效導致鉆井效率低、軌跡控制質量差，而抗175℃以上的導向工具、儀器還未實現國內商業化生產，引進國外技術的成本高，并且服務費用昂貴。②復雜的構造特征與深層頁巖儲層的強非均質性導致Ⅰ類儲層鉆遇率不高。由于斷層發育，并且深層頁巖儲層在縱向上和平面上的展布呈現強非均質性，同時二維地震結合二維地質導向技術對儲層的預測精度低，難以指導現場人員對優質儲層進行精準追蹤。前期實鉆結果顯示平均I類儲層鉆遇率低于80%，不能為后期壓裂改造提供高品質儲層基礎。③壓力系統復雜導致適用于深層頁巖儲層的成熟“一趟鉆”技術尚未形成。儲層埋藏深、橫向偏移距大、井軌跡復雜、井眼清潔度差導致深層頁巖氣井水平段在鉆進時的摩擦阻力、扭矩大，水平段延伸能力差，部分井在實鉆過程中未鉆達設計水平段長。由于深層頁巖巖石壓實性強、可鉆性差，平均實鉆機械鉆速低于5 m/h，一趟鉆平均進尺只有北美的三分之一，鉆井周期比北美高出5倍。④深層頁巖儲層天然裂縫發育導致鉆井液體系不能滿足地層防塌與防漏的需求。深層頁巖脆性增強，裂縫更發育，發生井漏和井壁失穩的風險大，這也是影響鉆井周期和水平段長度的重要原因。另外，適用于深層的油基鉆井液性能還不成熟，封堵性不強，還不能有效避免井壁失穩的發生，同時，堵漏材料（微納米封堵劑）的適應性也差，堵漏成功率低。

2.2 壓裂工程難點問題

深層頁巖地層溫度、閉合應力、水平應力差及破裂壓力高，斷裂和天然裂縫發育，導致水平井體積壓裂后形成復雜縫網的難度大，儲層改造范圍有限（圖1，其中SRV表示儲層增產改造體積），壓裂效果不理想[16]。主要包括以下4個方面的難點問題：①高水平應力差導致深層頁巖儲層形成復雜縫網的難度大。在高水平應力差條件下，水力裂縫易沿著最大水平主應力方向延伸，裂縫的轉向擴展受限，裂縫復雜程度降低。從現場微地震監測結果可以看出，早期鉆獲的深層頁巖氣井壓裂后主要形成簡單縫，返排率高，氣井氣產量遞減快。②高破裂壓力和閉合應力導致裂縫起裂和延伸困難。深層頁巖氣井的施工壓力普遍介于95～120 MPa，較之中淺層頁巖氣井高15～40 MPa，導致早期鉆獲的深層頁巖氣井井口壓力容易達到安全限壓，從而無法獲得有效的施工排量，進而無法產生更高的縫內凈壓力來克服高水平應力差，導致段間、簇間應力擾動小，更傾向形成“狹長縫”，從而使人工裂縫的波及范圍受到較大限制。③層理對壓裂裂縫縫高的控制機理及天然裂縫帶對壓裂裂縫擴展的影響機理不清。從頁巖氣井壓裂裂縫縫高測試結果可以看出，早期的深層頁巖氣井支撐縫高主要介于6～20 m，頁巖氣層在縱向上未能得到充分動用。而深層頁巖層理發育，但是層理對壓裂裂縫縫高的控制機理尚不清楚。因此，如何選擇合適的壓裂工藝和液體體系來優化縫高還不明確。同時，由于天然裂縫帶在部分區域集中發育，并且其空間展布情況復雜，若不能對其進行準確識別和定位，壓裂時容易導致套管變形和壓竄頻發，嚴重影響深層頁巖氣井的壓裂施工進程與開發效果。而且，水力裂縫容易沿天然裂縫帶轉向或被其捕獲，不利于更大范圍復雜縫網的形成，天然裂縫帶對壓裂裂縫擴展的影響機理尚不清楚。④高閉合應力、高彈性模量條件下支撐劑加注困難，獲得裂縫高導流能力難度大。目前，中淺層頁巖氣井壓裂時采用的加砂強度最高可達4.0 t/m，而對于深層頁巖氣井，加砂強度一般介于1.5～3.0 t/m。分析認為，彈性模量高和天然裂縫發育導致水力裂縫的寬度不足，較大粒徑支撐劑的注入困難。同時，深層頁巖氣井壓裂后裂縫的閉合應力普遍高于80 MPa，在如此高閉合應力、低加砂強度條件下，支撐劑的嵌入現象嚴重，極大降低了裂縫的導流能力。

圖1 某深層頁巖氣井微地震監測結果圖（SRV ＝ 2 800×104 m3）

2.3 氣藏工程難點問題

深層頁巖儲層高溫、高壓，并且納米孔隙發育，導致頁巖氣開發機理更復雜[17-18]，開發技術對策不明確。主要包括以下3個方面的難點問題：①深層頁巖儲層孔隙中CH4的相態仍不清楚。相比于淺層頁巖，深層頁巖的微納米孔隙更發育。巖心全尺度孔徑分布測試結果表明，深層頁巖儲層主要發育孔徑小于50 nm的微孔和介孔。而在深層頁巖的高溫高壓環境（壓力普遍高于70 MPa，平均地層溫度約為130 ℃）下，限域空間內的氣體將以“類固態密堆積”形式存在，其密度遠超過游離態氣體的密度。此外，隨著孔徑減小，CH4的熱力學參數（臨界壓力、臨界溫度等）也會發生變化。在深層頁巖儲層中多尺度孔隙發育，孔隙形狀多樣，不同孔隙中賦存的CH4相態特征目前仍不清楚，對深層頁巖氣開發規律的認識也不明確，從而使氣井合理生產制度、吸附氣和游離氣對氣井產量貢獻的確定都缺乏理論依據。②深層頁巖儲層中氣體的多尺度流動規律尚不明確，氣水兩相微觀流動機理仍處在探索階段。不同大小頁巖孔隙中氣體的流動規律差異較大，并且，在深層高溫高壓環境下限域效應以及真實氣體效應等對氣體流動規律的影響變得愈發顯著。此外，頁巖氣井需要壓裂后才能進行有效開發，而壓裂后滯留的大量壓裂液導致頁巖儲層中出現復雜的非線性氣水兩相流動，目前對頁巖儲層中氣水兩相的微觀流動機理仍不清楚。礦場試驗表明壓裂后適當延長燜井時間能有效提高頁巖氣井的初期產能，然而對于燜井過程中壓裂液和頁巖氣置換的機理尚不明確，最佳燜井時間仍不確定。同時，頁巖氣水平井直接采用套管放噴生產，井筒流體高速流動會導致套管腐蝕，并且套管的攜液能力差，及時下入油管非常必要，但下油管時機對氣井產能的影響目前尚不清楚，因此最佳的下油管時機也不明確。這些問題都影響著頁巖氣井動態分析結果的準確性及開發技術對策的有效性。③深層頁巖氣開發技術對策尚不明確。頁巖氣開發技術對策的主要內容包括合理井距、布井方式的確定。在中淺層頁巖氣井井網部署方面，長寧—威遠頁巖氣田井距一般為300 m左右，井間干擾情況還不是特別明確；涪陵頁巖氣田井距一般為600 m左右，為了提高儲層縱橫向動用程度，縮短鉆完井周期、降低成本，初步實施加密井和立體井網進行開發，但效果還有待檢驗。對于深層頁巖氣而言，由于地質工程條件更復雜，適用于中淺層的開發經驗無法直接復制，而針對水平井關鍵參數、井距以及立體開發方式的確定還缺乏有效的研究手段來支撐，因此，深層頁巖氣的開發技術對策也有待完善。

3 深層頁巖氣效益開發的攻關方向

針對當前深層頁巖氣開發過程中存在的眾多技術難題，要實現其效益開發，需要在深層頁巖氣開發理論突破的基礎上，創新建立開發主體技術，同時研發鉆井、壓裂關鍵工具與裝備，明確深層頁巖氣實現規模效益開發的方法和手段，通過降本增效來助力深層頁巖氣勘探開發黃金時代的開啟。

3.1 形成深層頁巖氣水平井鉆井工程關鍵技術

圖2 多學科信息融合建立三維地質工程模型流程圖

長水平井是實現深層頁巖氣規模效益開發的重要手段之一[19]。提升深層頁巖氣井鉆井施工品質需要滿足Ⅰ類儲層鉆遇率高、水平段長、鉆井成本低3個條件。攻關方向涉及以下5個方面：①針對高溫問題，首先通過開展考慮摩擦生熱效應的井底瞬態溫度場模擬和鉆井液地面降溫系統的先導試驗，掌握深層頁巖氣水平井井底溫度變化規律及主控因素，再針對不同地質工程條件，優選旋轉地質導向、“近鉆頭LWD（隨鉆測井）儀+螺桿”“遠端LWD儀+螺桿”等導向工具組合進行分段導向方案設計，然后，配套相應抗溫、降溫措施來提高行程鉆速和軌跡控制質量。②為了提高復雜地質條件下的I類儲層鉆遇率，需要創建一項融合多學科（鉆井、錄井、測井、地震、地質）信息的三維地質導向技術，構建精細三維地質工程模型（圖2），并充分利用頁巖氣井工廠化鉆井優勢，實現鉆前、鉆中、鉆后三維地質工程模型全過程的迭代更新，使模型不斷逼近真實地質構造，井軌跡實時主動調整，從而保障對優質儲層進行精準追蹤。③針對深層、長水平井，在鉆井工程中要實現減摩降阻，首先要進一步提高油基鉆井液在高溫下的穩定性和潤滑性，結合井眼軌跡優化，配套使用鉆柱扭擺減摩系統和全金屬水力震蕩器（抗高溫、壽命長）等工具，并且實施“高轉速、大排量、長循環”井眼強凈化工藝以確保井筒清潔。④針對鉆井提速難的問題，可以從鉆井裝備強化、鉆頭和提速工具優選、鉆井參數實時優化3個方面進行優化升級。其中強化鉆井裝備是基礎，針對深層頁巖氣井近水平段鉆井，推薦配備電動鉆機、大功率頂驅、3臺功率為1 600馬力（1 176 kW）、輸出壓力為52 MPa泥漿泵及高壓管匯、3臺高頻振動篩、高速（轉速大于等于3 000 r/min）及中速（轉速大于等于1 800 r/min）離心機各1臺。⑤針對井下發生復雜事故的風險大的問題，需采取綜合防治技術。首先，針對油基鉆井液，需開發高效微納米封堵材料、專用堵漏材料等來提高井壁穩定性和堵漏成功率，同時，融合地質工程一體化和大數據分析手段，即協同井筒狀態監測、天然裂縫預測和鉆井風險大數據分析等關鍵技術做到事故的早識別、早預警、早處理，降低井下發生復雜事故的概率。

3.2 創建深層頁巖氣水平井體積壓裂復雜縫網構建方法

深層頁巖處于高溫、高地應力、高破裂壓力的特殊地質環境下，使其巖石力學性質與淺層相比有明顯不同，尤其表現在巖石脆性降低、非線性斷裂特征更顯著等方面，客觀上阻礙了人工復雜縫網的形成[20]。然而，深層頁巖天然裂縫發育使其仍具備形成復雜縫網的有利條件。因此，為了克服天然裂縫和高彈性模量的影響，提高深層頁巖氣井加砂量并且保障人工裂縫的導流能力成為深層頁巖壓裂的關鍵。亟待開展以下4個方面的研究：①針對高溫高應力條件下頁巖巖石非線性斷裂機制及本構模型不明確的問題，研究該條件下巖性、巖石結構與力學參數之間的相關關系，建立深層頁巖應力應變本構關系和Ⅰ、Ⅱ與Ⅲ型斷裂韌性模型，揭示深層頁巖的非線性斷裂機制。②針對高應力條件下天然裂縫和層理弱面力學性質表征困難的問題，采用宏細觀力學表征方法，精細描述天然裂縫與層理弱面的產狀、抗拉與抗剪強度、界面摩擦特性，揭示不同類型天然裂縫和不同礦物組成的層理弱面的力學性質差異性。③在強應力干擾的影響下，適用于深層頁巖的人工裂縫擴展模型尚不成熟，需要建立可以描述深層頁巖的本構模型和層理弱面力學性質的流—固—熱多場耦合人工裂縫擴展模型，探究天然裂縫開啟的臨界條件，研究層理弱面對縫高的控制機制，然后開展真三軸壓裂物模實驗進行驗證，形成能夠充分利用段（簇）間應力干擾、實現全井段縫網壓裂的最優壓裂參數組合及配套工藝，同時探索應力循環壓裂、徑向多分支井靶向壓裂、暫堵壓裂等新型壓裂工藝應用在深層頁巖的可行性，以期實現裂縫復雜程度的最大化。④為了實現高溫、高應力條件下對裂縫長期導流能力的有效控制，需要開展該條件下的裂縫長期導流能力測試實驗，建立考慮頁巖蠕變的支撐劑嵌入力學模型與評價方法，進而闡明影響裂縫長期導流能力的主控因素，優選適宜的支撐劑類型與鋪砂濃度。

3.3 基于深層頁巖氣的特殊滲流機理制訂相應開發技術對策

圖3 形成深層頁巖氣開發技術對策的技術路線圖

明確開發機理是提高深層頁巖氣井EUR（估算最終開采量）的前提條件，也為深層頁巖氣開發技術對策的制訂打下理論基礎（圖3）。亟待開展以下3個方面的技術攻關：①針對微納米限域空間內流體相態和微觀產出機理不清的問題，開展微觀實驗和理論研究，評價真實頁巖巖心微觀表/界面特性與孔隙結構特征，建立相應的分子動力學模型，進而模擬儲層溫度、壓力條件下甲烷的賦存狀態，基于CH4相態模型建立真實氣體微觀流動模型，研究頁巖儲層中氣體微觀流動能力和產出機理，并且結合微地震壓裂裂縫解釋成果，構建考慮壓裂縫網的頁巖氣井產能預測模型，并采用生產歷史數據對模型進行修正，進而預測頁巖氣井產量，評價吸附氣和游離氣對氣井產量的貢獻，確定氣井的臨界解吸壓力。②針對深層頁巖氣井排采制度需要優化的問題，通過開展頁巖儲層中壓裂液和氣體兩相流動機理實驗，重點研究壓裂液與頁巖氣之間的置換機理，分析最優置換時間，進而確定最佳燜井時間；根據井筒氣液兩相流動規律，判定氣井攜液能力，研究下油管的最優時間；結合人工裂縫的應力敏感特征，制訂合理的氣井返排制度和生產制度以支撐氣井的優化配產，提高單井EUR。③針對深層頁巖氣的開發技術對策尚不明確，需要通過開展基于特殊流動機理的數值試井和數值模擬研究，優化水平井關鍵參數，確定合理井距；同時，開展在老井區實施加密井的可行性研究，主要研究加密的最優時機，以及加密井與老井的最優間距；開展立體開發技術的攻關，優化立體開發模式，明確深層頁巖氣開發技術對策，實現頁巖儲層縱橫向的充分動用，從而提升深層頁巖氣的開發效果。

4 結束語

中國深層頁巖氣資源潛力大，是未來頁巖氣上產的重要領域。然而，深層頁巖氣多位于復雜構造區，褶皺和斷裂發育，巖石應力及應力差值大，開發難度大，面臨著眾多關鍵技術難題。為了實現深層頁巖氣的規模效益開發，以高效鉆井、壓裂、排采為著眼點，進一步持續跟蹤世界前沿技術的發展趨勢，將理論研究與實驗研究緊密結合，將基礎研究與應用研究緊密結合，攻克地質導向技術預測精度差、復雜壓裂縫網構建難、微觀流動規律認識不清等瓶頸問題，同時，對重復壓裂、立體開發等特色技術進行攻關，突破旋轉導向工具完全國產化、“一趟鉆”等卡脖子技術，形成適合于我國深層頁巖氣開發的基礎理論與關鍵技術，為實現深層頁巖氣資源的規模效益開發提供有力保障。