四川盆地中国石化探区天然气勘探开发领域与技术攻关方向

四川盆地中国石化探区天然气勘探开发成果显著,自新场气田发现以来,勘探开发领域逐步扩大,储量和产量快速增长。地质理论认识深化与关键技术进步是推动天然气勘探开发大发展的主要动力。中国石化探区天然气资源丰富,有利目标类型多,常规天然气整体探明程度为16%,页岩气勘探尚处于初期阶段,根据HCZ模式预测,中国石化探区天然气（含页岩气）勘探开发仍将快速发展,具备年均新增探明天然气地质储量(1 600~2 000)×10⁸ m³的潜力。围绕页岩气、海相碳酸盐岩天然气、陆相致密砂岩气等领域的高效勘探开发,需要加强深层海相页岩气增产降本的钻完井、压裂技术攻关,以及陆相、海陆过渡相页岩气资源潜力评价和勘探开发适应性技术准备,加强深层超深层礁滩相碳酸盐岩储层、风化壳储层预测和超深井高效钻井、压裂测试技术攻关,加强陆相致密砂岩气地质—测井—地震一体化甜点预测和低成本直井多层压裂技术攻关。     

中国石化页岩气工程技术进步及展望

中国石化通过持续的攻关研究,形成了具有自主知识产权的页岩气工程配套技术,具备了页岩气水平井水平段长2 000 m、分段压裂20段以上的钻完井与压裂设计、施工能力,并实现了涪陵等地区页岩气资源勘探突破,促进了中国石化页岩气勘探开发进程。全面介绍了中国石化页岩气工程地质环境描述技术、优快钻井及井工厂技术、LVHS油基钻井液体系、SPF弹塑性水泥浆固井技术、分段压裂关键配套工具、滑溜水压裂液体系、页岩气水平井分段压裂技术和页岩气技术装备研发等技术及应用现状,并指出了未来页岩气工程技术的五大发展趋势。      

中国石化石油工程技术新进展与展望

近年来，针对深层特深层、非常规、低渗透油气勘探开发过程中存在的地层硬度和温度高及产能低等问题，中国石化攻关形成了9 000 m特深井安全高效钻井技术、页岩油工程技术和中深层页岩气工程技术等一批关键核心技术和装备，高效钻成了5口9 000 m以深特深井、10余口页岩油井和2口位移超4 000 m页岩气井，有力支撑了深地工程的顺利实施，保障了各类油气资源的勘探开发。但随着勘探开发的不断深入，石油工程技术面临着地质条件更为复杂等一系列技术挑战，中国石化应在安全钻井、高温高压测井和重复压裂等技术方面加快形成自主创新能力，注重新材料、绿色低碳技术的应用，打造更加成熟的、专业化水平更高的石油工程技术体系，为实现油气增储上产新目标提供技术支撑保障。     

中国石化页岩气“十三五”发展成果与展望

“十三五”期间,中国石化以大力提升油气勘探开发力度、保障国家能源安全为己任,按照“加快开发志留系、攻关突破新类型、积极准备新区新层系”发展思路,加强勘探开发一体化、地质工程一体化,加大关键技术攻关,高效开发了北美以外最大的页岩气田——涪陵页岩气田,探明了中国首个深层页岩气田——威荣页岩气田,实现了中国首个常压页岩气田规模商业发现,落实了深层、常压5个千亿方资源规模新阵地,侏罗系陆相页岩油气、二叠系海相页岩气以及中扬子新区新层系勘探取得新发现。页岩气地质理论认识不断深化,深层页岩气富集机理、常压页岩气富集规律研究取得新认识,创新形成了海相页岩气提高采收率技术、3 800 m深层页岩气开发技术和常压页岩气低成本技术体系,助推页岩气储、产量快速增长,实现页岩气跨越式发展,持续引领中国页岩气发展。未来页岩气攻关方向将以四川盆地及周缘深层、常压、新区新层系为重点领域,加强不同类型页岩气富集机理、开发基础理论研究和关键技术攻关,在“十四五”期间形成涪陵万亿方规模大气田,深层、常压、新区新层系战略领域取得新突破,实现多类型页岩气商业发现和储、产量规模增长。     

测控技术在深层、常压页岩气勘探开发中的应用

深层、常压页岩气是中国石化页岩气增储上产的重点领域。面临效益开发的困难，对井筒测控技术提出了提速降本、提产增效的更高要求。为了准确评价页岩气储层，开展了储层微观特征定量表征、孔隙压力系数预测、含气量计算、低阻页岩评价和可压性评价研究，形成了比较成熟的页岩气“双甜点”精细评价技术。为了提高深层优质页岩钻遇率，打造了定测录导一体化工作模式，基于多属性地质建模，测录震多专业融合，形成了复杂构造区水平井地质导向技术。针对不同工区工程地质特征的差异，明确了旋转导向和螺杆+MWD两种提速技术的适用范围，实现分类施策提速提效。为了配合大规模体积压裂，研发应用了多级射孔桥塞联作、等孔径射孔、高温井下微地震监测和“牵引器+DAS光纤”压裂监测等多项技术。研究形成的页岩气“双甜点”精细评价技术、提高储层钻遇率技术、钻井提速和压裂提产配套技术，在深层、常压页岩气领域得到广泛应用，较好地支撑了勘探开发。下一步，需要进一步发挥定测录导一体化优势，不断推进测控技术创新，在新层系/新类型页岩气解释评价、高温测控仪器和工具研制、基础资料录取等方向持续攻关，全力保障深层、常压页岩气高质量勘探与效益开发。     

中国石化深层、常压页岩气勘探开发进展与展望

近十几年以来，随着页岩气勘探开发理论技术水平的提高，我国实现了南方上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组海相页岩气商业化开发，并向深层、复杂构造区和新层系拓展。为进一步推动页岩气高效勘探开发，系统梳理了中国石化页岩气勘探开发新进展，并对国内页岩气发展趋势进行分析。研究结果表明：(1)高质量建成涪陵页岩气国家级示范区，创新形成了海相页岩气立体开发关键技术体系；(2)实现南川东胜、白马区块常压页岩气规模效益开发，构建了背斜型、单斜型、反向逆断层遮挡型、残留向斜型四种页岩气聚散模式，形成精细分区，差异化开发新模式，初步建成常压页岩气开发低成本技术体系；(3)初步落实川东南盆缘深层万亿方规模阵地，创新形成海相深层页岩气“超压富气”模式，初步形成4 000～4 500 m深层页岩气压裂技术体系；(4)相继在元坝、普光侏罗系，红星、普光二叠系、井研—犍为寒武系取得重大突破；(5)未来实现页岩气大突破和大发展离不开勘探开发理论技术的创新攻关，必须坚持勘探开发一体化、地质工程一体化、技术经济一体化，需要充分认识深层、常压、新层系页岩气地质特征的复杂性，还需要政策扶持等。     

中国页岩气发展前景及挑战

本文详细阐述了全球尤其是北美页岩气开发现状,论述了Marcellus与Haynesville页岩气区的主要特征,认为持续技术创新、高效经营管理模式、多元产业扶持政策是美国页岩气飞速发展的主要驱动力,对我国页岩气的开发具有良好的借鉴作用。作者系统梳理了中国页岩气近20年的探索攻关与实践历程,认为历经评层选区、开发试验、示范区建设、海相页岩气规模开发4个阶段,国内页岩气开发取得了重大成就,建成川南、涪陵等中深层页岩气大气田,实现了海相页岩气规模效益开发,2022年产量达238亿方,成为我国天然气重要的供应来源,同时深层页岩气产能建设稳步推进,新区新层系勘探也取得重大突破。在深入分析我国页岩气地质与资源特征的基础上,文章论证了我国具备年产500亿～800亿的开发潜力,但需要从完善页岩气立体开发配套技术、持续优化页岩气地球物理评价技术、加快钻井与压裂工程技术迭代升级、加大新层系新领域的勘探评价力度4个方面持续攻关。     

中国石化页岩气发展现状与趋势

中国页岩气地质资源丰富,但与北美相比具有地质年代老、埋深大、热演化程度高、构造和地表条件复杂的特点,很难实现商业开发。自2006年以来,中国石化页岩气勘探开发经历了调研及选区评价、勘探突破和勘探开发快速发展3个阶段。2012年,海相页岩气勘探获得重大突破,高效建成中国首个页岩气田——涪陵页岩气田,并实现威荣深层页岩气商业开发及其他勘探领域的不断拓展,页岩气探明储量、产量快速规模增长。经过十余年的科技攻关和重大装备研发,中国石化创新引领了页岩气藏精细描述及综合评价技术体系,发展了立体开发调整技术,形成了山地条件下优快钻井与长水平井分段压裂及气田绿色开发配套技术。中国石化未来将持续加强地质评价与探索,夯实可持续发展的资源基础,坚持地质工程一体化发展思路,加强技术装备升级,利用大数据、人工智能助推油气行业降本增效,加强项目全过程一体化管理,提升页岩气开发效益,从而实现中国石化页岩气探明储量、产量稳步增长。     

川南页岩气体积压裂技术发展与应用

我国四川盆地页岩气资源丰富,经过10余年探索,中国石油在川南地区实现页岩气的规模效益开发,掌握了页岩气勘探开发核心技术,页岩气压裂理论、技术和方法从无到有,从单一到配套,实现了从跟跑到部分领跑的全面进步。2010年至今,川南地区页岩气压裂经历了先导试验、自主研发、系统完善、技术升级4个发展阶段,形成了以体积压裂工艺技术、体积压裂配套技术、压裂裂缝监测与压裂后效果评价技术、工厂化压裂技术为核心的3500m以浅页岩气水平井体积压裂技术体系。研究总结了现阶段页岩气压裂技术进展和应用成效,分析了已有技术的局限性、川南地区压裂难点,提出需要针对不同埋深的页岩储层地质特征开展针对性的压裂理论深化研究与技术攻关,需攻关3500m以浅老区提高采收率、3500m以浅新井提高产量和储量动用程度、3500m以深页岩气提高单井产量及复杂防控等领域,以支撑未来页岩气高效开发。     

中国页岩气发展前景及相关问题初探

中国近期页岩气勘探开发正在快速推进,取得了多领域页岩气勘探突破。对中国页岩气产业发展现状、发展基础、面临机遇与挑战、发展前景进行了宏观分析,认为中国页岩气勘探开发已取得巨大突破和规模商业发展。对比美国页岩气产业发展历程,判断中国页岩气产业目前处于快速发展初期阶段。从资源分布和质量分析看,四川盆地及其周缘海相页岩气应是近中期勘探开发重要领域,具备几百亿方产能建设资源基础。在页岩气勘探开发实践中,埋深小于3 500 m的海相页岩气高效开发技术系列和环境保护技术已较成熟,但对于深层海相页岩气、构造复杂区低压低丰度页岩气和陆相、海-陆过渡相页岩气还缺乏高效、适用的技术。在“十三五”期间,我国应采取积极发展战略,充分利用丰富的资源和当前良好的机遇,发展一批页岩气勘探开发核心技术,使页岩气产量达到（200~300）×10⁸ m³。为保障这一目标的实现,建议组织开展页岩气资源及目标评价,开展页岩气工程技术攻关,同时采取措施推进环境保护和规模效益开发。     

深层页岩气开发关键技术难点与攻关方向

为了实现深层页岩气的规模效益开发,通过对比四川盆地川南地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组龙一1亚段深层与中浅层页岩储层地质工程特征的差异,梳理了其高效开发面临的难题:较之于中浅层,我国深层页岩气储层的工程特征参数总体上呈现"五高"特点(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)。虽然深层页岩气在近期取得了战略突破,但其开发关键技术还欠成熟,表现在以下方面:①抗高温的旋转导向工具未实现国内商业化生产,地质导向技术对储层的预测精度低,"一趟钻"技术尚未形成,满足地层防塌与防漏需求的钻井液性能还不成熟;②深层页岩气井压裂后难以形成复杂缝网,同时裂缝起裂和延伸困难,而且加注支撑剂的难度也大,导致不易获得具有高导流能力的裂缝;③深层页岩储层孔隙中CH4相态仍不清楚,导致深层页岩气多尺度流动规律及开发技术对策不明确。为此,需要针对钻井工程、压裂工程、开发技术对策等方面开展技术攻关:①构建多源信息融合三维地质导向技术,实施"高转速、大排量、长循环"井眼强净化工艺技术,加强对油基钻井液高效微纳米封堵材料、专用堵漏材料的研发,实现水平井钻得更好更长更快;②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、考虑层理弱面力学性质的流—固—热多场耦合人工裂缝扩展模型,以及考虑页岩蠕变的支撑剂嵌入力学模型与评价方法,保障储层压得更碎更充分;③深入研究页岩储层中气体微观流动能力和产出机理,优化水平井关键参数,制订合理的返排制度和生产制度,进而优化立体开发模式,以实现深层页岩气的规模高效开发。     

中国石化页岩油工程技术现状与发展展望

针对陆相页岩油储层特点及勘探开发需求,中国石化围绕陆相页岩油优快钻井完井技术、测井录井评价技术和储层改造技术等进行攻关研究,并完成了17口探井,有力支撑了济阳坳陷、泌阳凹陷和四川盆地等区域的陆相页岩油勘探开发评价,济阳坳陷页岩油勘探取得了重大突破。与国外页岩油工程技术相比,中国石化页岩油工程技术仍存在较大差距,为此,还需要进行页岩油井工厂多层系立体开发技术、超长水平段水平井钻井关键技术和页岩油地质–压裂一体化技术攻关,以形成完善的页岩油工程技术体系,以满足提质提速提效提产的需求,实现陆相页岩油的效益开发。      

深层页岩气分段压裂技术现状及发展建议

中国深层页岩气资源潜力巨大,近年来少数探井产气量取得了突破,但大多数探井页岩储层压后产气量低且递减快,达不到经济开发要求,总体上还未形成深层页岩气商业开发的格局。在总结分析Haynesville区块和Cana Woodford区块深层页岩地质特征、压裂工艺技术特点、压裂材料及工程成本的基础上,分析了国内外深层页岩可压性的差异,指出国外深层页岩气地层的孔隙度、含气量、脆性指数和地应力差等参数要远优于目前国内深层页岩气地层,认为良好的储层地质与工程条件、量身定制的压裂工艺技术以及较低的单井综合成本是实现深层页岩气经济开发的关键,提出了开展深层页岩网络裂缝形成机制研究,高应力条件下大规模、高导流、体积压裂技术研究以及耐高温、低摩阻压裂流体体系研究等技术攻关的建议,以尽快形成适合中国深层页岩气开发要求的配套压裂技术,促进中国各个深层页岩气区块实现商业化开发。      

理论创新和技术进步支撑引领百亿气田建设

"十二五"以来,中国石化西南油气分公司面对日益复杂的勘探开发对象和扭亏创效的巨大挑战,坚持科技创新,发展完善了陆相碎屑岩和海相碳酸盐岩两项勘探理论,形成了生物礁、河道砂岩和致密砂岩等三类气藏开发配套技术,创新发展了智能滑套分段改造工艺、喷封压一体化储层改造工艺、脉冲压裂技术、超深高含硫水平井钻完井及投产关键技术等工程技术。上述理论创新和技术进步有力支撑了四川盆地川西陆相碎屑岩、川西海相碳酸盐岩、川南海相页岩气、川东北元坝海相碳酸盐岩等领域的重大突破,发现了3个千亿立方米级规模天然气商业储量区,探明了2个、建成了3个大中型气田,天然气储产量创历史新高。"十三五"期间,将重点攻关深层海相碳酸盐岩气藏勘探开发、深层页岩气商业开发、高含硫气田安全开发和开发老区气藏提高采收率技术,到"十三五"末天然气年产量力争达到(100~120)×10~8 m~3。     

深层页岩气水平井“增净压、促缝网、保充填”压裂改造模式——以四川盆地东南部丁山地区为例

由于埋藏深、地质特征复杂,致使针对中浅层页岩气藏的压裂工艺不能完全满足四川盆地东南部丁山地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组深层页岩气储层改造的需要。为此,将地质与工程研究紧密结合,优选页岩气"地质与工程双甜点"区,开展深层页岩气水平井压裂技术攻关研究,对以往仅适用于中浅层页岩气储层的压裂模式进行改进,并将改进后的压裂模式与工艺应用于丁山地区3口深层页岩气井。研究结果表明:①该区西北部深层页岩气储层具备地质、工程"双甜点"特性,天然裂缝、层理缝发育为压裂后复杂缝网的形成创造了有利条件;②基于"双甜点"区域,研究形成了"前置酸+胶液+滑溜水+胶液"混合压裂模式,采用高黏滑溜水以提高液体携砂能力及造缝效果、"控近扩远"压裂工艺以提高远井地带有效改造体积、超高压装置以提高施工排量和缝内净压力;③3口深层页岩气井经过储层改造后,增产效果显著,测试页岩气产量介于10.50×10~4～20.56×10~4 m~3/d。结论认为,改进后的压裂模式与工艺可以为该区深层页岩气储层改造提供技术途径,为深层页岩气勘探开发取得突破提供支持。     

浅层页岩气高效勘探开发关键技术——以昭通国家级页岩气示范区太阳背斜区为例

昭通国家级页岩气示范区太阳背斜区浅层页岩气赋存与产能潜力受控于富有机质页岩储层厚度、物性、顶/底板封闭性、含气性及可压性五大地质要素,气藏显现出吸附气含量偏高、地层弱超压、初期产量相对偏低、气井产量稳定、递减率低等特征。通过创新集成,形成了浅层页岩气甜点选区评价技术、产能目标导向高效布井技术、国产近钻头地质导向技术、安全高效优快钻井技术、浅层页岩气体积压裂与精细控压排采等高效勘探开发关键技术,建立了太阳背斜区浅层页岩气开发示范基地,推动了昭通国家级页岩气示范区浅层页岩气勘探开发进程,引领了四川盆地以外中国南方复杂构造区海相山地浅层页岩气勘探开发进程。     

深层页岩气水平井储层压裂改造技术

四川盆地南部深层页岩气资源量大,但由于埋藏深、构造复杂,适于3 500 m以浅页岩气储层的分段体积压裂主体工艺技术在3 500 m以深页岩气储层的压裂改造中出现了不适应性,难以形成复杂缝网。为此,借鉴埋深为3 500 m以浅的页岩气实现规模效益开发的压裂工艺技术,结合深层页岩的构造与储层特征,形成了一套适合于深层复杂构造页岩气水平井的储层改造技术,并在渝西地区深层页岩气井的压裂改造中进行了现场实践。研究结果表明:①天然裂缝综合预测技术实现了对天然裂缝带的精细刻画及天然裂缝发育强度的定量预测,为后续压裂施工优化提供了依据;②在页岩储层可压性评价参数中,脆性指数、缝网扩展能力指数及含气性指数越大,储层可改造潜力越大、气井增产效果越好;③采用大规模前置液工艺,"高强度注液、低孔数、低浓度段塞式加砂"工艺,以及实施暂堵转向的缝网复杂度提升工艺,单井储层增产改造体积(SRV)与产能得到了有效提升。结论认为,所形成的储层改造技术适用于深层页岩气储层的压裂改造作业,可以为同类型页岩气井的压裂施工提供借鉴。     

四川盆地外缘常压页岩气水平井低成本钻井技术探讨

四川盆地外缘页岩气储层压力系数为0.90~1.20,属于常压页岩气储层,采用高压页岩气钻井技术进行开发,开发成本高。在分析常压页岩气与高压页岩气钻井差异的基础上,分别从井身结构、井眼轨道设计、井眼轨迹控制、钻井液和固井工艺等方面探讨了降低钻井成本的技术措施,提出将三开井身结构优化为二开井身结构,采用"双二维"模型设计井眼轨道、利用旋转导向技术控制二开井眼轨迹、使用低油水比油基钻井液和优化生产套管水泥返高等降低钻井成本的配套技术和措施,以期为实现四川盆地外缘常压页岩气的经济有效开发提供技术支撑。