伍賢柱

（中國石油集團川慶鉆探工程有限公司，四川成都 610051）

中國頁巖氣資源非常豐富，可采資源量達25.0×1012m3，其中，四川盆地頁巖氣可采資源量可達4.4×1012m3，是中國頁巖氣資源最豐富的區(qū)域。頁巖氣開發(fā)對降低石油特別是天然氣對外的依存度、保障國家能源安全、促進經(jīng)濟社會發(fā)展、保護生態(tài)環(huán)境具有重大戰(zhàn)略意義[1]。2012年，國家批準建立“長寧-威遠國家級頁巖氣示范區(qū)”，大力支持頁巖氣產(chǎn)業(yè)的發(fā)展，2014 年正式啟動了威遠10×108m3頁巖氣示范區(qū)產(chǎn)能建設(shè)[1-3]。威遠區(qū)域構(gòu)造隸屬川西南古中斜坡低陡褶帶，西北高東南低，屬深水陸棚相沉積，目的層為上奧陶統(tǒng)五峰組—下志留統(tǒng)龍馬溪組黑色頁巖地層，其中龍一1亞段為富有機質(zhì)頁巖層段，平均厚度48.30 m，埋深1 500.00～3 700.00 m。相比北美頁巖氣主力區(qū)塊，威遠頁巖氣地質(zhì)條件復雜，工程技術(shù)面臨很大挑戰(zhàn)，龍馬溪組頁巖地層年代古老，經(jīng)歷多期構(gòu)造運動改造，埋藏深、應力差大、儲層非均質(zhì)性強、單井產(chǎn)量差異大等，北美等地區(qū)頁巖氣的開發(fā)模式和技術(shù)不完全適用。因此，需要立足該區(qū)域頁巖氣藏的特點，研究形成具有針對性的地質(zhì)評價與開發(fā)技術(shù)，以“選好區(qū)、打準層、壓好井、采好氣”為核心，圍繞頁巖地質(zhì)評價及井位部署優(yōu)化、水平井優(yōu)快鉆井及精準地質(zhì)導向、水平井體積壓裂、排采及動態(tài)分析等4個關(guān)鍵環(huán)節(jié)進行技術(shù)攻關(guān)，形成了適合威遠頁巖氣藏勘探開發(fā)的6項關(guān)鍵技術(shù)，即頁巖氣高產(chǎn)區(qū)帶評價與優(yōu)選特色技術(shù)、復雜地表條件下一體化井位部署與優(yōu)化、長水平段叢式水平井高效鉆井完井技術(shù)、頁巖甜點錄井輔助地質(zhì)導向技術(shù)、頁巖氣體積壓裂技術(shù)、排采測試及氣藏開發(fā)動態(tài)分析技術(shù)，建立了適應威遠頁巖氣藏的高效開發(fā)模式，為四川盆地海相頁巖氣高效開發(fā)提供了借鑒。

1 威遠頁巖氣高效開發(fā)的主要挑戰(zhàn)

威遠頁巖氣區(qū)塊位于川南地區(qū)北部，呈現(xiàn)北部山地、中南部丘陵的地形，地勢自北西向南東傾斜，區(qū)塊內(nèi)豐富的水資源為頁巖氣開發(fā)提供了有利條件，但人口、建筑物等相對稠密，鉆井平臺選址、布井需要考慮復雜的地形地貌、交通環(huán)境、城區(qū)等條件，目的層龍馬溪組頁巖氣儲層的地質(zhì)條件復雜，斷層、天然裂縫、破碎帶發(fā)育且非均質(zhì)性很強[4-8]。因此，威遠頁巖氣高效開發(fā)面臨諸多挑戰(zhàn)。

1.1 高產(chǎn)區(qū)預測難

頁巖氣單井產(chǎn)量差異大，優(yōu)質(zhì)儲層分布規(guī)律不明確，高產(chǎn)區(qū)難預測。威遠頁巖氣藏單井產(chǎn)量差異大，測試產(chǎn)量（4～70）×104m3/d，同平臺井相差可達3～4倍；影響頁巖氣水平井產(chǎn)量的因素很多：如地質(zhì)因素包含儲層物性、礦物組成、生烴能力、成熟度、含氣飽和度、構(gòu)造條件、天然裂縫等；工程因素包含水平段長度、井間距、壓裂段數(shù)與段間距、射孔方式、支撐劑類型與強度、壓裂液類型與用量、砂液比、注入速率、施工壓力等。高產(chǎn)的主控因素不明確且各因素間相互影響、單井影響因素差異顯著。單井控制面積小，儲層非均質(zhì)性強，致使縱向甜點和平面甜點難以準確刻畫[4-7]。

1.2 優(yōu)質(zhì)儲層鉆遇率低

威遠頁巖氣區(qū)塊儲層薄且橫向分布不穩(wěn)定，微幅構(gòu)造發(fā)育且不易識別，縱向上優(yōu)質(zhì)頁巖氣儲層厚度在40.00 m左右，但目標層龍一11小層的層理極其發(fā)育且厚度薄，導致優(yōu)質(zhì)儲層鉆遇率偏低。威遠區(qū)塊水平井的靶窗小（3.00～8.00 m）且橫向變化大[5-8]，井眼軌跡控制難度大；龍馬溪組地層雖然無大型斷層但存在地層上傾、小斷層等構(gòu)造，地質(zhì)導向鉆井隨鉆測井解釋結(jié)果與前期地震資料存在差異，造成井眼軌跡頻繁調(diào)整，易造成脫靶，導致儲層鉆遇率降低10%左右[9-11]。

1.3 儲層改造技術(shù)不成熟

威遠區(qū)塊頁巖儲層埋藏深，由于經(jīng)歷多期構(gòu)造運動，造成構(gòu)造復雜、斷層發(fā)育、水平應力差大。區(qū)塊內(nèi)最大水平主應力方向基本一致，為近東西向，水平應力差較大，威202和威204井區(qū)最大最小主應力差分別為16.0和18.7 MPa[10]，壓裂縫網(wǎng)優(yōu)化設(shè)計和現(xiàn)場實時控制難度高。儲層質(zhì)量定量表征與壓裂甜點優(yōu)選決定能否形成最優(yōu)、最有效的壓裂縫網(wǎng)。目前，雖然形成了多種評價頁巖地層可壓性的方法，但對主控因素缺乏統(tǒng)一的認識。同時壓裂施工現(xiàn)場影響因素錯綜復雜，壓裂施工壓力高、加砂難度大，要實時控制砂堵，才能確保壓裂成功[12]。

1.4 排采工藝不適應

常規(guī)一井一流程的地面返排測試流程不能適應頁巖氣井工廠化壓裂模式的需要，且頁巖氣水平井返排、生產(chǎn)特征差異大，因此要確定合理的返排制度，準確預測頁巖氣井的產(chǎn)能[13]。確定頁巖氣返排評價指標時，要綜合考慮見氣時間、見氣返排率、30 d返排率、產(chǎn)氣量峰值返排率、水氣比為1時的返排時間、開發(fā)效果等。在開發(fā)中建立科學合理的返排制度、常規(guī)氣水同產(chǎn)的產(chǎn)能預測與氣藏動態(tài)分析方法，以提高其對頁巖氣開發(fā)的適應性。

2 威遠頁巖氣藏高產(chǎn)區(qū)帶評價及開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)

2.1 頁巖氣高產(chǎn)區(qū)帶評價與優(yōu)選技術(shù)

2.1.1 頁巖氣藏構(gòu)造體系識別與分析

根據(jù)四川盆地及周緣區(qū)域構(gòu)造地質(zhì)演化歷史和威遠頁巖氣藏全區(qū)域多層系地震構(gòu)造精細解釋結(jié)果，建立了威遠頁巖氣藏的主要構(gòu)造體系（見圖1），其主要由NWW向F1斷層構(gòu)造體系、SN向威204鼻突構(gòu)造體系、自流井-威遠背斜構(gòu)造體系和NE向帚狀構(gòu)造體系組成。4個構(gòu)造體系的運動力學機制和形成期次不同，對斷裂帶（裂縫帶）發(fā)育程度的影響不同：NWW向F1斷層構(gòu)造體系和自流井-威遠背斜構(gòu)造體系裂縫發(fā)育區(qū)的裂縫形成較早，裂縫充填程度高，對頁巖氣高產(chǎn)作用不大；SN向威204鼻突構(gòu)造體系和NE向帚狀構(gòu)造體系裂縫發(fā)育區(qū)的裂縫形成最晚，裂縫開啟程度高，對頁巖氣高產(chǎn)有積極意義，但也很容易造成套管變形和井間連通，尤其是位于威遠背斜東南翼及斜坡帶的NE向帚狀構(gòu)造體系的裂縫發(fā)育區(qū)。

圖1 威遠頁巖氣藏主要構(gòu)造體系Fig.1 Main structural system of Weiyuan shale gas reservoir

2.1.2 優(yōu)質(zhì)頁巖區(qū)帶預測與高產(chǎn)目標區(qū)圈定

從有利沉積相帶、有利裂縫帶、優(yōu)質(zhì)儲層厚度和靶體分布特征等4個方面圈定優(yōu)質(zhì)頁巖高產(chǎn)區(qū)。奧陶紀末繼承發(fā)展的多個拉張斷層臺內(nèi)洼陷巖相古地理格局，形成了一套全盆地分布廣、沉積厚度大的低能、高沉積速率、古生物保存較完整的海相頁巖地層，控制了五峰組—龍一1亞段沉積微相和優(yōu)質(zhì)頁巖沉積厚度，該套地層為先沉積后剝蝕且在五峰組—志留系地層剝蝕線下方，是尋找頁巖氣的有利區(qū)，對威遠斜坡區(qū)西北地帶部署頁巖氣開發(fā)評價井（龍馬溪組剝蝕線以下區(qū)域）具有重要意義。

根據(jù)巖性、電性及筆石帶變化特征，將五峰組—龍馬溪組的含氣頁巖段（五峰組—龍一1亞段）分為6個小層，進一步將龍一1亞段自下而上劃分為龍一11、龍一12、龍一13和龍一14等4個小層，龍一11小層厚度約5.00 m，龍一12和龍一13小層的厚度約4.50 m，龍一14小層的厚度約25.00 m[7]。根據(jù)有機碳含量（TOC）、孔隙度、脆性礦物含量以及含氣量分析結(jié)果，4個小層中僅底部龍一11小層各項儲層參數(shù)最佳，為I類儲層，而上覆及下伏地層的儲層參數(shù)較差，因此龍一11小層為品質(zhì)較好區(qū)。同時，頁巖氣水平井產(chǎn)量與其在各小層穿行長度具有相關(guān)性，在龍一11小層的穿行長度與后期獲得高產(chǎn)井的概率呈正相關(guān)性，且靶體至優(yōu)質(zhì)頁巖底界距離與水平井產(chǎn)量呈良好的負相關(guān)性，威遠區(qū)塊高產(chǎn)水平井靶體與優(yōu)質(zhì)頁巖儲層底界的距離在5.00 m內(nèi)[7]。

根據(jù)威遠頁巖氣藏高產(chǎn)井地質(zhì)主控因素分析結(jié)果，在核心建產(chǎn)區(qū)部署了38口高產(chǎn)井，測試產(chǎn)量大于20×104m3/d的井有31口，占81.5%；測試產(chǎn)量大于15×104m3/d的井有34口，占89.4%，實鉆高產(chǎn)井與預測結(jié)果的吻合度高。

2.2 復雜地表條件下一體化井位部署與優(yōu)化

針對威遠頁巖氣藏復雜的人文、環(huán)境及地理條件，根據(jù)地形定量分級評價結(jié)果、地面動遷條件和環(huán)境條件輔助部署井位。其中地形定量分級采用平均坡度、平緩區(qū)面積、地表海拔標準差3個參數(shù)進行量化評價。地面動遷條件借助圖片數(shù)字化技術(shù)利用安全距離判斷。同時結(jié)合道路交通、民居占用等環(huán)境條件優(yōu)化井位。

在滾動評價、精細描述氣藏的基礎(chǔ)上，以最大程度優(yōu)先動用優(yōu)質(zhì)資源為部署原則，形成了井位實時優(yōu)化調(diào)整方法[9-10]。通過地面-地下條件、地質(zhì)-工程一體化優(yōu)化布井方式和布井參數(shù)，可以最大程度地動用地質(zhì)儲量，平臺間采用交叉布井模式，同平臺采用米字形布井模式[9]（見圖2）。綜合考慮地面井場條件、體積壓裂需求、水平段方位與最小主應力方向、水平井段的防塌要求，將水平段長度由1 500.00～1 800.00 m優(yōu)化為1 800.00～2 200.00 m。

圖2 威遠某平臺布井方式示意Fig. 2 Schematic diagram of the wells arrangement of a Weiyuan well-pad

2.3 長水平段叢式水平井高效鉆井完井技術(shù)

2.3.1 井身結(jié)構(gòu)和井眼軌道優(yōu)化

針對威遠區(qū)塊水平井鉆井又漏又涌或又漏又塌、鄰井碰撞風險高的技術(shù)難點，以滿足多段、大規(guī)模體積壓裂為原則，將水平井井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化為“表層封隔漏垮層+儲層段專打+?139.7 mm套管完井”三開三完的井身結(jié)構(gòu)，表層套管段的鉆井周期由12.92 d縮短至6.23 d，未發(fā)生井下故障，有效提高了鉆井速度，減少了套管用量及巖屑產(chǎn)生量，在該區(qū)塊得到了全面推廣應用。

針對頁巖氣水平井空間三維的特點，將五段制三維井眼軌道優(yōu)化為“雙二維”井眼軌道[1，14]，井眼軌道剖面如圖3所示。為適應不同橫向偏移距、不同靶前距、不同儲層埋深、不同地層厚度的需要，形成了“直—微增—增—穩(wěn)”、“勺式負位移”等多種針對性的“雙二維”井眼軌道。采用雙二維井眼軌道可直接在可鉆性較好的龍馬溪組地層調(diào)整方位增斜，避免了常規(guī)三維水平井扭方位作業(yè)，降低了井眼軌跡控制難度[9]。與三維井眼軌道相比，“雙二維”井眼軌道的鉆進扭矩降低7%～14%、摩阻降低11.5%～16.5%，為優(yōu)快鉆井完井創(chuàng)造了有利條件。

圖3 雙二維井眼軌道示意Fig. 3 Schematic diagram of double two-dimensional wellbore trajectory

2.3.2 防塌油基鉆井液

威遠區(qū)塊的頁巖脆性大，微裂縫發(fā)育，且頁巖吸水會導致力學強度降低，造成鉆井時井眼坍塌風險高。因此，對鉆井液的封堵性能與濾失性能的要求較高，以防止鉆井過程中頁巖垮塌[15-17]。為此，自主研發(fā)了CQ-WOM和CQ-YOM 2種油基鉆井液，具有破乳電壓高、流變性可控、高溫穩(wěn)定性良好、對微裂縫和孔隙的封堵能力強等特點。2種油基鉆井液在威遠區(qū)塊的應用效果發(fā)現(xiàn)，平均井徑擴大率≤5.4%，滿足了長水平段水平井安全鉆井的需求。

2.3.3 鉆井提速配套技術(shù)

形成了以“氣體鉆井+個性化PDC鉆頭+導向螺桿扭擺/旋轉(zhuǎn)導向+油基鉆井液”為核心的鉆井提速配套技術(shù)，并針對威遠頁巖地層各層序的特點，建立了不同井段的快速鉆井模版。

1）表層段采用氣體霧化鉆井和清水強鉆治漏。針對威遠區(qū)塊上部地層易漏、中下部韓家店組—石牛欄組地層致密堅硬的特點，結(jié)合巖溶勘察，通過優(yōu)選氣體鉆井井段、優(yōu)化配套設(shè)備及布局，形成了適用于威遠頁巖氣叢式水平井的氣體鉆井提速技術(shù)。韓家店組—石牛欄組高研磨地層厚度約500.00 m，采用氣體鉆井一趟鉆就可以鉆穿。與常規(guī)鉆井相比，解決了表層段井漏的問題，鉆頭使用量減少2只，鉆井周期由9.10 d縮短至3.33 d，提高了鉆井速度，降低了環(huán)保風險。

2）直井段“個性化PDC鉆頭+螺桿”復合鉆進提速技術(shù)。下侏羅統(tǒng)涼高山組以深地層出水嚴重，氣體鉆井已不適用。在分析頁巖地層巖石力學特性的基礎(chǔ)上，采用高性能抗沖擊大小齒混合布齒方式、短保徑和大排屑流道，以提高PDC鉆頭的攻擊性和使用壽命，并根據(jù)應用情況持續(xù)優(yōu)化PDC鉆頭。個性化的PDC鉆頭與長壽命螺桿配合進行復合鉆進，平均機械鉆速提高30%以上，單趟鉆進尺明顯增長。如W6井須家河組地層采用“個性化PDC鉆頭+螺桿”鉆進，機械鉆速為5.90 m/h，鄰井同井段采用常規(guī)PDC鉆頭鉆進，機械鉆速僅2.80 m/h[18]。

3）造斜段、水平段導向鉆井提速技術(shù)。斜井段和水平段采用以旋轉(zhuǎn)導向工具為核心的導向鉆井提速技術(shù)[19-20]。應用高造斜率旋轉(zhuǎn)導向系統(tǒng)實現(xiàn)了頁巖氣水平井三開“一趟鉆”完鉆，縮短了靶前距，提高了鉆井效率，造斜段的鉆井周期由51.67 d縮短至11.80 d。同時進行了常規(guī)滑動鉆井提速研究，研制了鉆柱扭擺系統(tǒng)。該系統(tǒng)通過控制上部鉆柱的順、逆時針旋轉(zhuǎn)，將靜摩擦轉(zhuǎn)變?yōu)閯幽Σ?，以降低鉆柱與井壁間的摩阻，提高“螺桿+鉆柱扭擺系統(tǒng)”的滑動鉆進速度，可以在旋轉(zhuǎn)導向系統(tǒng)不足的情況下替代其進行導向鉆進。與旋轉(zhuǎn)導向鉆井相比，“螺桿+鉆柱扭擺系統(tǒng)”滑動導向鉆井具有成本低的優(yōu)勢。

4）油基鉆井液條件下水平井固井技術(shù)?？刮廴緵_洗型隔離液能夠有效清除套管與井壁上的油膜，防止油基鉆井液污染水泥漿，清洗后頁巖表面的水潤濕性大大提高（隔離液與頁巖的接觸角由16.7°降為3.1°）。針對水泥石力學性能與體積壓裂不匹配的問題，研制了微膨脹韌性水泥漿。該水泥漿形成的水泥石會產(chǎn)生一定的韌性膨脹，以補償水泥硬化時的體積收縮，減小水泥環(huán)的彈性模量，同時韌性膨脹產(chǎn)生的化學預應力可增強界面膠結(jié)強度，從而提高界面膠結(jié)密封效果，滿足大型壓裂對固井質(zhì)量的要求[21-23]。頁巖氣水平井固井時，通過采用高密度稠漿段塞清潔井眼，在套管柱加入半剛性和螺旋剛性套管扶正器，優(yōu)化水泥漿的流變性、漿柱結(jié)構(gòu)及注替排量，應用精準碰壓系統(tǒng)和預應力固井技術(shù)等，頂替效率大幅提高，平均頂替效率為90%。

2.4 頁巖甜點錄井輔助地質(zhì)導向技術(shù)

通過分析五峰組—龍馬溪組地層主量元素與Mn、Ba等微量元素了解該段地層的地球化學特征，建立了威遠頁巖氣藏五峰組—龍馬溪組地球化學標準層序（見圖4），實現(xiàn)了地質(zhì)錄井快速卡層與薄層優(yōu)質(zhì)頁巖水平井鉆井快速精準識別小層。

圖4 威遠五峰組—龍馬溪組地球化學標準層序Fig.4 Geochemical standard sequence of Weiyuan Wufeng-Longmaxi Formations

綜合地質(zhì)-井震資料建立了頁巖氣水平井地質(zhì)導向模型，根據(jù)儲層精細描述準確確定儲層頂面構(gòu)造和儲層分布趨勢。應用井震建模技術(shù)建立三維地質(zhì)模型，再根據(jù)地質(zhì)模型建立鉆前地質(zhì)導向模型[24-25]，結(jié)果如圖5所示。

圖5 威遠X井隨鉆地質(zhì)導向模型Fig.5 Geosteering model while drilling of Well Weiyuan X

形成了基于巖屑元素錄井、γ能譜錄井、氣測錄井+隨鉆伽馬測量的薄層優(yōu)質(zhì)頁巖水平井一體化地質(zhì)導向技術(shù)。隨鉆方位伽馬與巖屑XRF元素分析結(jié)果及γ能譜參數(shù)結(jié)合準確判斷鉆頭在龍一11小層中的位置，實現(xiàn)了龍一11小層實時識別，同時對三維地質(zhì)模型進行實時校正，調(diào)整地層傾角，保證井眼軌跡始終處于龍一11小層中，實現(xiàn)了威遠龍一11小層優(yōu)質(zhì)薄儲層（厚度1.00～3.00 m）的有效識別和跟蹤，平均鉆遇率由71.2%提高到了98.0%。

2.5 頁巖氣體積壓裂技術(shù)

采用龍馬溪組地層露頭巖樣進行了壓裂模擬試驗與CT裂縫掃描，分析了應力差異、層理各向異性等對頁巖水力裂縫擴展規(guī)律的影響，建立了層理頁巖壓裂裂縫形態(tài)判別圖版（見圖6），實現(xiàn)了壓裂裂縫形態(tài)判別與定量評價。

圖6 威遠頁巖水力裂縫擴展與形態(tài)判別Fig. 6 Hydraulic fracture propagation and pattern discrimination of Weiyuan shale

綜合考慮層理縫、支撐劑運移、應力陰影等的影響，建立了分階層理頁巖壓裂裂縫網(wǎng)絡預測模型（A-FNPM），實現(xiàn)了微觀和宏觀尺度下流-固耦合的頁巖壓裂裂縫網(wǎng)絡動態(tài)擴展過程模擬，可預測壓裂裂縫網(wǎng)絡的幾何尺寸和支撐裂縫面積，為壓裂段簇間距優(yōu)化、裂縫參數(shù)設(shè)計、縫網(wǎng)加砂設(shè)計、射孔參數(shù)和施工參數(shù)設(shè)計提供支持[26-27]。同時與壓裂裂縫微地震監(jiān)測評價結(jié)果結(jié)合，降低了砂堵風險，提高了設(shè)計與施工的符合率[28]，平均加砂強度由1.3 t/m提高到了1.9 t/m。

2.6 排采測試及氣藏開發(fā)動態(tài)分析技術(shù)

威遠頁巖氣工廠化壓裂測試采用模塊化、撬裝化的測試配套裝備，包括井口并聯(lián)、鉆磨捕屑、除砂、節(jié)流降壓分流、加熱和分離計量等功能模塊，能滿足多井壓裂應急解堵、鉆磨捕屑、除砂、節(jié)流降壓、連續(xù)排液、多井同步計量等需求，可實現(xiàn)同平臺6口井的同步作業(yè)，并能實現(xiàn)返排液的重復利用。

建立了以見氣時間、見氣返排率、30 d返排率、產(chǎn)氣峰值返排率、水氣比為1時的返排時間、開發(fā)效果等為評價指標的威遠頁巖氣返排效果評價體系，排采測試采用以“悶井、控制、加速、平穩(wěn)”為核心的連續(xù)排采生產(chǎn)制度[29-30]。

通過分析威遠頁巖氣藏生產(chǎn)井的生產(chǎn)動態(tài)[31-32]，根據(jù)頁巖氣井的產(chǎn)氣量將其分為Ⅰ類、Ⅱ類和Ⅲ類井，按投產(chǎn)時間的平均產(chǎn)氣量計算各類井的遞減率，結(jié)果見表1。從表1可以看出，Ⅰ類、Ⅱ類和Ⅲ類井第二年的遞減率都低于65.0%。

表1 威遠區(qū)塊不同類別井年產(chǎn)量遞減率Table 1 Annual production decline rate of different well types in Weiyuan Block

頁巖氣井的產(chǎn)量受人工裂縫、吸附氣解吸及特殊滲流機理的影響，投產(chǎn)初期與中后期的產(chǎn)量遞減趨勢差異大，表現(xiàn)出前期遞減快、中后期遞減緩慢、后期低產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的特征[33]，傳統(tǒng)遞減分析方法不再適用，為此建立了符合頁巖氣水平井生產(chǎn)特征的產(chǎn)量遞減分析方法，包括Duong改進法、WK法、改進分段法等。

3 現(xiàn)場應用效果

高產(chǎn)區(qū)帶評價及開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)加速了威遠區(qū)塊的頁巖氣產(chǎn)能建設(shè)，支撐了頁巖氣持續(xù)規(guī)模上產(chǎn)，有力支撐了威遠頁巖氣的高效開發(fā)。以川慶鉆探公司威遠風險作業(yè)區(qū)為例，自2016年至今已落實高產(chǎn)區(qū)帶面積165 km2，論證并部署了205口井，已完成166口，其中已投產(chǎn)的38口井中有31口測試產(chǎn)量超過20×104m3/d，高產(chǎn)井占比達81.5%；有5口井測試產(chǎn)量超過50×104m3/d。截至2018年底累計產(chǎn)氣量22.44×108m3。優(yōu)質(zhì)頁巖儲層龍一11小層鉆遇率不斷提高，鉆井周期越來越短，壓裂后測試效果、產(chǎn)量不斷提高（見圖7）。

圖7 威遠頁巖氣區(qū)塊主要鉆井試采指標Fig.7 Main drilling and pilot production indicators in Weiyuan shale gas block

4 結(jié)論與建議

1）從構(gòu)造地質(zhì)演化歷史和地震構(gòu)造精細解釋入手，劃分了威遠頁巖氣藏的主要構(gòu)造體系，分析了不同構(gòu)造體系間的相互作用及對頁巖氣高產(chǎn)的控制機制，為尋找和評價威遠頁巖氣高產(chǎn)區(qū)帶奠定了堅實的基礎(chǔ)。

2）通過地面-地下、地質(zhì)-工程一體化設(shè)計，優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)和控制井眼軌跡，建立了分段快速鉆井技術(shù)模版，縮短了鉆井周期，降低了鉆井成本。

3）形成了頁巖甜點錄井輔助的一體化地質(zhì)導向技術(shù)、壓裂優(yōu)化設(shè)計技術(shù)、排采測試及氣藏開發(fā)動態(tài)分析技術(shù)，大幅提高了頁巖優(yōu)質(zhì)儲層鉆遇率，改善了體積壓裂改造效果，支撐了威遠頁巖氣的高效開發(fā)。

4）隨著頁巖氣勘探開發(fā)轉(zhuǎn)向深層頁巖氣，將面臨新的技術(shù)挑戰(zhàn)，應積極探索超級水平井、超強加砂壓裂技術(shù)，創(chuàng)新研究思路，持續(xù)優(yōu)化方案設(shè)計，應用新技術(shù)，不斷提高頁巖氣勘探開發(fā)技術(shù)水平。