我国非常规油气资源丰富、潜力巨大，近年来勘探开发呈现可喜局面，但尚处于起步阶段。中国石油研发应用适合四川盆地地质工程条件的海相页岩气勘探开发六大配套技术，川南页岩气勘探开发形成大场面。中国石化页岩气工程技术能力快速提升，施工周期持续缩短，不断刷新工程纪录。技术创新是页岩气发展的永恒主题，中国石化西南油气研发的全通径无级滑套技术为页岩气高效开发带来变革，此外还有一些值得关注的新技术与新材料。当前，我国页岩气勘探开发正向更贫、更深、压力更低、地质更复杂的地区进军，要想取得突破，必须回答并解决在页岩气开发技术经济政策方面的十个问题。
我国非常规油气勘探开发尚处于起步阶段
中国工程院院士康玉柱指出，我国非常规油气资源丰富、潜力巨大，近年来勘探开发呈现可喜局面，但尚处于起步阶段。
非常规油气指非常规成藏、采用非常规技术方法进行资源评价及勘探开发的油气。我国非常规油气包括致密岩油气、泥页岩油气、煤层气、油页岩油、油砂及天然气水合物。近年来，我国六种非常规油气勘查均取得重大进展。
其中，致密气方面，2017年在鄂尔多斯盆地东南发现延安致密气田，从而突破了鄂尔多斯盆地“半盆油、半盆气”的认识，应为“满盆气、半盆油”。2016年在贵州遵义安页1井于下志留统下部石牛栏组致密灰岩获高产天然气流，实现我国致密气新地区、新层系、新类型重大突破，对全国非常规油气勘探有重要指导作用，具有历史性及里程碑意义。
泥页岩气方面，2010年中国石油在四川盆地长宁-威远地区实现下志留统页岩气首次重大突破。2012年中国石化在四川盆地发现涪陵页岩大气田，近两年又发现永川、丁山、彭水等页岩气田。2017年中国地质调查局在湖北宜昌地区鄂阳页1、2井于寒武系实现页岩气首次重大突破，又在志留系获页岩气流。2011年延长石油在鄂尔多斯盆地延长组7段打出泥页岩气。
我国致密岩油气和泥页岩油气分布十分广泛，既有古生代海相，又发育中新生代陆相，既含油又含气。它们往往是在一个剖面上和同一盆地内共存。从油气的有效性分析，致密油气资源量远大于泥页岩油气资源量。因为有泥页岩油气的地区或层系，一般就应该有致密油气存在。
我国古生界海相一般埋藏较深（3500~6000米）。中新生代陆相沉积横向变化较大，在湖盆中心地区为泥页岩油气，到外围地区就变为致密岩油气。多期多方向的断裂活动，对沉积层展布及形态影响较大。西部地区丘陵、山地、河流等复杂地表条件，增加了施工难度。中新生代陆相泥页岩黏土矿物含量高，有机质成熟度较低，油含蜡量高、流动性差，影响页岩油开发效益，开采技术有待创新。
我国非常规油气具有多时代、多层系分布的特征，资源潜力巨大。初步认为，非常规油气资源量是常规油气资源量的两倍以上。我国非常规油气特别是泥页岩油气勘探开发才刚刚起步，建议树立运用新技术降低成本理念，加大勘探开发力度，探索出中国特色的非常规油气高效勘探开发之路。
中国石化页岩气工程技术能力快速提升
中石化集团公司高级专家李光泉说，2019年，石油工程技术服务公司强化工程服务一体化和地质工程一体化，提供页岩气开发全生命周期的工程服务和解决方案，工程技术能力快速提升。
钻井参数强化实现提速突破，钻压、泵压等提高30%，机械钻速提高21.9%。超长水平井钻完井技术实现突破，形成3000米长水平段钻井、1500米水平段一趟钻能力。提速工具研制及应用取得突破，平均机械钻速提高30%以上，三开钻井周期缩短40%。低成本高效钻井液取得突破，钻井液成本明显降低，漏失复杂时效降低30%。提效增产压裂技术取得突破，压裂成本大幅降低，形成常压、4000米深层及密切割压裂技术系列，作业能力提升至140兆帕。
技术进步使页岩气井施工周期不断缩短：钻井周期缩短一半，机械钻速提高140%以上，压裂试气段数由1天1段增至1天3~4段，压裂周期由53天缩短至23天，故障复杂情况降低28%，井身合格率、固井合格率均达100%，优质储层钻遇率由84%提高至98.9%。
页岩气产业链向上延伸，形成工程设计技术，全程参与涪陵页岩气田开发方案编制，建立800余口页岩气井大数据库。产业链向下延伸，研制5000型电动压裂泵、175兆帕高压管汇、52兆帕高压钻井泵、高压大吨位带压作业机等新兴装备；研制连续油管工具、非常规完井分段工具、大功率牵引器、橇装式含油钻屑处理装备等特色装备，自主化率达95%、自给率达98%，整体成本大幅下降；研制自主知识产权旋转导向工具；研制国内首套电磁波跨螺杆短传近钻头伽马成像仪器。
构建“精细地质描述—技术研究—工程设计—组织实施—综合评价”地质工程一体化技术及管理模式；推广设计液体一体化服务，配套密切割设计及工艺，单段服务价格下降，产量提升25%以上；突破每100米压一段的传统分段方案，形成每50~70米压一段的新方案。
此外，页岩水基钻井液实现产业化。构建多套页岩水平井水基钻井液体系，在43口井应用，性能接近油基钻井液，最大水平段长1800米。密切割+暂堵转向压裂工艺应用30口井，平均测试产量达21万立方米/日。
下一步将重点攻关页岩气分支水平井、4000米长水平段井、加密调整井、深层页岩气井等钻完井关键技术。
全通径无级滑套技术带来资源开采变革
非常规储层埋藏深、物性条件差、储层类型复杂，水平井分段压裂是开发的必要手段，但国内外技术存在钻井周期长、作业工序复杂、建井成本高等问题，降本增效空间有限，导致大量储量无法升级动用。
西南油气总经理甘振维介绍，该公司自主研发的全通径无级滑套一体化建井新技术，实现四大变革。
一是采用油套一体化设计，井眼整体缩减一级，从直径215.9毫米缩至165.1毫米，钻速提升18%，钻屑减少40%以上。
二是固井后直接转入压裂环节，减少完井工序，节约了完井物资，降低了建井成本。
三是压裂工具一次性整体预置、泵送开启，施工连续，不需逐段射孔、逐级下入，与桥塞分段压裂相比，单段作业时间可缩短56%。过流通道大，最大压裂排量可达24立方米/分钟，能够满足不限级、大排量体积压裂作业需求。
四是储层段管径小，在同等钢级、壁厚条件下，抗挤能力显著提升，有利于降低深层页岩气井套变风险。
该技术的核心工具是机械式编码、唯一性匹配，攻克了常规工具分段受限、作业效率低等难题，可实现“分段不受限、管柱全通径、单段可开关、作业全连续”功能，显著优于国内外同类技术工具，经鉴定整体达到国际领先水平。
该技术工具已形成系列化产品，可满足酸液、酸性介质等多种工况下的压裂需求，2015年以来已在四川、鄂尔多斯等盆地161口井应用1979套，成为致密气藏增储上产核心工具，变中江气田323亿立方米“不可采”资源为“经济可采”资源。
川南页岩气勘探开发启示
2019年，中国工程院院士翟光明带领中国石油咨询中心专家组，深入调研四川盆地长宁、威远、昭通示范区页岩气勘探开发情况，总结经验、提出建议。
四川盆地广泛发育6套海相、海陆过渡相及陆相页岩地层，其中寒武系筇竹寺组和奥陶系五峰组-志留系龙马溪组是页岩气勘探开发有利层系。
川南页岩气的特点是：埋深大，有机质演化程度较高，多期构造运动导致保存条件变差，储层含气饱和度、渗透率及丰度略低。
川南页岩气于2006年开展评层选区工作，确定五峰组-龙马溪组为最有利层系，优选有利区，于2016年启动50亿立方米产能建设，2017年启动120亿立方米产能建设。
经过持续攻关，形成适合四川盆地地质工程条件的海相页岩气勘探开发六大配套技术。一是形成多期构造演化、高过成熟页岩气地质综合评价技术，累计探明页岩气储量超万亿立方米。二是形成复杂地下、地面条件页岩气高效开发优化技术，平台式井组以6口井部署为主，平均水平段长由1100多米延长至1600多米。三是形成多压力系统和复杂地层条件下水平井组优快钻井技术，实现一开一趟钻、二开二趟钻、三开三趟钻。四是形成高水平应力差、高破裂压力储层水平井压裂技术，分段段长缩短至30米，簇间距缩短至5米，加砂强度提高到4吨/米，井均压裂改造体积由0.5亿立方米提高至1亿立方米以上，井均测试产量由11万立方米/日提高至24万立方米/日。五是形成复杂山地水平井组工厂化作业技术，单机组每天可压裂3~4段。六是形成页岩气特色高效清洁开采技术。应用上述技术，川南页岩气井均EUR（最终可采储量）由0.61亿立方米增至1.05亿立方米。
川南页岩气勘探开发历程启示，非常规油气需要非常规理念、非常规管理和非常规技术。与常规天然气相比，页岩气开发效果差，投资回报率低。美国也是在初期采取扶持政策才推动页岩气发展。我国页岩气起步较晚，目前正处于发展初期，需要国家在税费和补贴上给予合理支持。从2019年开始，国家对页岩气的补贴政策由总量补贴变为增量补贴，初步估算，在没有政策补贴的情况下，页岩气内部收益率很难达到8%的经济下限。
专家组建议，加强页岩气评价工作，加快有效储量探明和“甜点”准备。加强关键技术攻关，全面推广钻井提速模板，升级钻井装备，强化参数，在2018年实现1500米水平段一趟钻的基础上，2020年实现2000~2500米水平段一趟钻。试验推广“小簇间距射孔+大排量造缝+高强度加砂”等压裂提产及石英砂替代陶粒等降本工艺。开展小井距水平井、勺形井、分层开采等试验。开展深层页岩气攻关试验。努力实现深层页岩气开发关键工具国产化，降低作业成本。
川南页岩气开发构建了国际合作、国内合作、自主经营、风险服务四种模式。建议建立油公司与油服风险共担、利益共享机制，如油服享有油公司一定比例的利润分成。
建议改变以单井投资（定额）进行项目考核的机制，建立以单井累计产量或以单位产量成本指标进行投入产出核算，激励少打井多产气。
值得关注的新技术与新材料
岩油气井在钻井过程中遇到的突出问题是井壁失稳、阻卡、井漏等。如果将水基钻井液的抑制性和润滑性提升到油基钻井液的水平，则完全可以采用水基钻井液，但国内外均没有取得明显突破。
中国石油大学（北京）教授蒋官澄带领的团队，首次将仿生学引入钻井液领域，模仿贻贝、细菌、蚯蚓，分别发明仿生固壁剂、仿生抑制剂和仿生键合型润滑剂。基于创建的井下岩石表面双疏（既疏水又疏油）性理论，发明了超双疏剂。以超双疏剂为核心，结合钻遇地层特点，配套仿生处理剂，形成仿生与双疏强封堵高效能水基钻井液，使水基钻井液的抑制性和润滑性优于油基钻井液，目前已推广应用。
超深井钻完井高效安全提速面临的问题是管柱如何轻量化，以及如何延长钻杆疲劳寿命。中国石油石油管工程技术研究院教授宋生印说，钛合金材料有优异的耐蚀性和良好的机械性能，密度低，无磁性，疲劳寿命比碳钢长10倍以上，摩擦阻力小，可有效突破钻井极限。
页岩气发展需回答好十个问题
当前，我国页岩气勘探开发正向更贫、更深、压力更低、地质更复杂的地区进军。石油工程技术服务公司副总工程师薛承瑾说，我国页岩气勘探开发的主要矛盾已由技术与需求的矛盾转向成本与需求的矛盾。如何改进现有方案使其更先进、更经济，以满足更劣质页岩气资源开采的需要，是业界目前最关心的问题。
经济性决定页岩气能否快速开发。石化油服特种作业事业部薛承瑾说，要开辟具有中国特色的页岩气开发之路，就必须回答并解决在页岩气开发技术经济政策方面的十个问题：水平段多长合适？压裂强度多大合适？现有地层条件下能形成复杂缝吗？在不能形成复杂缝的情况下如何实现体积压裂？压裂液的经济性如何进一步提升？支撑剂的经济性如何进一步提升？打加密井还是强化压裂？追求初产与稳产及最终采收率的关系是什么？页岩气田要不要搞整体压裂？页岩气田有没有“EGR（三次采气提高采收率）”的问题？
来源于：中国石化报
