趙全民， 張金成 ， 劉勁歌

(1.中國石化集團國際石油勘探開發(fā)有限公司，北京 100121； 2.中國石化石油工程技術(shù)研究院，北京 100101)

頁巖氣藏具有低孔隙度(一般為4%～5%)、低滲透率(<10×10-3μm2)的特點，采收率僅為10%～20%。美國是全球最早開發(fā)頁巖氣資源的國家，擁有頁巖氣資源潛力盆地50多個，其中40多個已被不同程度地進行了規(guī)?；虡I(yè)開發(fā)。美國頁巖氣的年產(chǎn)量由1998年的104.2×108m3，躍升為2018年的6072×108m3，頁巖氣產(chǎn)量在20年間增長了近60倍[1]。美國頁巖氣產(chǎn)量的迅速增加，已經(jīng)使全球天然氣期貨價格隨之下降，進而打破了俄羅斯的氣價權(quán)。頁巖氣開發(fā)已經(jīng)成為全球油氣資源開發(fā)的一大熱點，深刻改變了全球的能源供應(yīng)格局。所謂的美國頁巖氣革命(shale gas revolution)，實際上是美國以一種經(jīng)濟高效的方式實現(xiàn)對頁巖氣的大規(guī)模商業(yè)開發(fā)，從而改善美國能源供需結(jié)構(gòu)，提高能源自給水平的過程。使美國從能源進口大國華麗轉(zhuǎn)身為能源生產(chǎn)大國，革了全球能源輸出國的命[2-5]。

我國自2000年起開始關(guān)注美國頁巖氣勘探開發(fā)情況。2004年啟動了國內(nèi)頁巖氣資源調(diào)查。2009年鉆成了第一口頁巖氣評價井——威201井，井口測試獲日產(chǎn)1.08×104m3工業(yè)氣流，開啟了我國頁巖氣勘探開發(fā)的序幕[6-9]。2011年底，我國政府正式批準頁巖氣為新的獨立礦種，將頁巖氣的勘探開發(fā)列入了鼓勵類投資產(chǎn)業(yè)。2017年底，中石化涪陵頁巖氣田率先建成產(chǎn)能100×108m3，成為我國首個實現(xiàn)商業(yè)化開發(fā)的大型頁巖氣田。涪陵頁巖氣田的開發(fā)成功，極大地提振了我國進行頁巖氣革命的信心，中國頁巖氣革命呈現(xiàn)出勃勃生機，但中國頁巖氣勘探開發(fā)還未進入快速發(fā)展階段，主要表現(xiàn)為在現(xiàn)有工程技術(shù)能力下，頁巖氣開發(fā)成本仍居高不下，因此必須站高望遠，埋頭攻關(guān)，探尋提速提效提產(chǎn)的革命性或顛覆性技術(shù)，將中國頁巖氣革命推向高潮。

1 美國頁巖氣革命的發(fā)展歷程及取得的成就

1.1 發(fā)展歷程

美國的頁巖氣革命不是一夜之間爆發(fā)的，它經(jīng)歷了漫長的過程，其發(fā)展歷程可分為以下5個階段[10-12]：

(1)早期勘探開發(fā)階段(1821-1975年)，也叫起步期，歷經(jīng)154年，以阿巴拉契亞盆地第一口頁巖氣井和第一個頁巖氣田(Big Sandy氣田)為代表。北美地區(qū)是全球發(fā)現(xiàn)頁巖氣最早的地區(qū)，1821年，William A. Hart 在美國紐約的弗里多尼亞鉆了第一口產(chǎn)自頁巖層的商業(yè)天然氣井。1914年，在阿巴拉契亞盆地泥盆系Ohio頁巖中，發(fā)現(xiàn)了世界上第一個頁巖氣田——Big Sandy。但受地質(zhì)認識和技術(shù)手段的限制，1930年開始，才有個別專家提出了頁巖不只是烴源巖還具有天然氣儲集能力的認識，但沒有引起人們的重視，沒有認識到頁巖氣可以被大規(guī)模地開發(fā)利用。

(2)地質(zhì)理論與勘探開發(fā)技術(shù)攻關(guān)階段(1976-1989年)，政府開始積極推進頁巖氣產(chǎn)業(yè)，從地質(zhì)、地球化學(xué)到氣藏工程等方面開展了一系列理論研究與技術(shù)攻關(guān)，證實了相關(guān)地區(qū)頁巖地層具有產(chǎn)氣能力和巨大資源潛力。美國能源部(DOE)聯(lián)合油公司、科研機構(gòu)、高校等單位開展了非常規(guī)天然氣(頁巖氣、致密氣和煤層氣)評價和開發(fā)方法研究。其中針對頁巖氣，1976年實施了東部頁巖氣工程(EGSP)，主要目的有3個：開展精確的頁巖氣資源評價、建立勘探選區(qū)原則、開發(fā)和完善低成本的頁巖氣鉆采技術(shù)。70多年堅持不懈的基礎(chǔ)地質(zhì)研究為頁巖氣革命大發(fā)展奠定了堅實的基礎(chǔ)。

(3)大發(fā)展階段(1990-1999年)，得益于水平井鉆完井技術(shù)的進步、大型水力壓裂技術(shù)的突破和輸氣管道的規(guī)模化建設(shè)，美國頁巖氣產(chǎn)量大幅提升。Mitchell 能源公司堅持在 Fort Worth 盆地探索試驗，綜合開發(fā)了水平井鉆井技術(shù)和多段水力壓裂技術(shù)。這種關(guān)鍵技術(shù)的出現(xiàn)與成功應(yīng)用，催生了美國這場頁巖氣革命，最終實現(xiàn)了Barnett頁巖氣田的規(guī)?；虡I(yè)開發(fā)。經(jīng)過近30年的技術(shù)沉淀和經(jīng)驗積累，直到2000年開始各方面條件逐步成熟并大規(guī)模商業(yè)開發(fā)頁巖氣。

(4)快速發(fā)展階段(2000-2006年)，水平井鉆完井、大型水力壓裂、重復(fù)壓裂等技術(shù)的推廣應(yīng)用，使美國頁巖氣革命的發(fā)展進入了一個快速發(fā)展階段。Barnett頁巖氣年產(chǎn)量由1999年的22×108m3增加到2006年的560×108m3，Barnett頁巖氣田的開發(fā)成功具有里程碑意義，成為這場頁巖氣革命的成功標志。2000年以后，美國頁巖氣革命開始向世界各地蔓延。

(5)高速發(fā)展階段(2007年至今)，隨著對頁巖氣地質(zhì)認識的創(chuàng)新，水平井鉆完井、大型水力壓裂、分級壓裂、多井同步壓裂等技術(shù)不斷突破，“井工廠”批量生產(chǎn)作業(yè)模式的規(guī)?；茝V應(yīng)用，美國頁巖氣革命跨入了高速發(fā)展階段。2007年至今，頁巖氣產(chǎn)量以每年400×108m3以上的速度增長，2011年頁巖氣產(chǎn)量就攀升到1800×108m3，占全美干氣總產(chǎn)量的23%，2013年產(chǎn)量3090×108m3，占到美國天然氣總產(chǎn)量的40%，2017年頁巖氣產(chǎn)量5060×108m3，2018年頁巖氣產(chǎn)量6072×108m3(參見圖1)。據(jù)美國能源信息署(EIA)預(yù)測，2040年美國頁巖氣產(chǎn)量可達8000×108m3。

1.2 取得的成就

1970年，美國常規(guī)天然氣產(chǎn)量為6000×108m3，1973年達到最高峰6400×108m3。到2010年近40年間，雖然美國常規(guī)天然氣產(chǎn)量逐年降低，但隨著致密氣、煤層氣、頁巖氣等非常規(guī)天然氣資源的勘探開發(fā)，天然氣年產(chǎn)量基本保持穩(wěn)定狀態(tài)。尤其是悄然降臨的“頁巖氣革命”，使美國在2009年以6240×108m3的天然氣產(chǎn)量首次超過俄羅斯成為世界上第一大天然氣生產(chǎn)國，產(chǎn)量地位的更替使美國天然氣消費長期依賴進口的局面發(fā)生逆轉(zhuǎn)[13]。美國專家興奮地認為，有了頁巖氣，美國100年無后顧之憂。2007年以后，美國頁巖氣進入高速發(fā)展階段，已成為美國天然氣產(chǎn)量構(gòu)成中的主體，常規(guī)天然氣與非常規(guī)天然氣的占比發(fā)生了很大變化，2010年常規(guī)氣占比42%，非常規(guī)天然氣占比58%，其中頁巖氣占到23%。預(yù)計到2035年，美國天然氣將以非常規(guī)氣為主，常規(guī)天然氣的占比持續(xù)降低到23%左右，而那時頁巖氣占比將達49%，占據(jù)美國天然氣產(chǎn)量的半壁江山(參見圖2)。據(jù)美國能源信息署(EIA)統(tǒng)計，2017年首次實現(xiàn)了天然氣凈出口，2018年繼續(xù)維持了天然氣凈出口態(tài)勢[1,14]。

圖1美國歷年頁巖氣產(chǎn)量變化趨勢圖

Fig.1Yearly shale gas production of America since1980

圖2 美國1950-2035年天然氣產(chǎn)量變化趨勢圖

美國是頁巖氣理論技術(shù)的創(chuàng)新者和規(guī)模開發(fā)的引領(lǐng)者，美國頁巖氣革命對全球天然氣供需關(guān)系變化和價格走勢產(chǎn)生了重大影響，并引起了天然氣生產(chǎn)和消費大國的廣泛關(guān)注。頁巖氣的開發(fā)利用，成為低碳經(jīng)濟戰(zhàn)略發(fā)展機遇的推動力，成為世界油氣地緣政治格局發(fā)生結(jié)構(gòu)性調(diào)整的催化劑，美國正在逐步掌握全球石油的定價權(quán)和主導(dǎo)權(quán)。

2 中國頁巖氣革命的發(fā)展歷程及取得的成就

全球頁巖氣資源非常豐富，據(jù)預(yù)測，世界頁巖氣資源量為456×1012m3，主要分布在北美、中亞和中國、中東和北非、拉丁美洲、俄羅斯等地區(qū)，頁巖氣的資源潛力可能大于常規(guī)天然氣。我國蘊藏著豐富的頁巖氣資源，國土資源部油氣研究中心2012年發(fā)布的一份報告顯示，我國頁巖氣預(yù)估地質(zhì)資源總量134×1012m3，資源潛力與美國相仿，發(fā)育有海相、海陸過渡相和陸相3種類型(參見圖3)。美國能源信息署(EIA)數(shù)據(jù)表明，我國頁巖氣技術(shù)可采資源量達31.57×1012m3，居全球第一位(參見表1)。

圖3 我國不同類型頁巖氣資源量

2.1 發(fā)展歷程

可將我國頁巖氣發(fā)展歷程分為5個階段：

(1)跟蹤調(diào)研階段(2000-2004年)。主要調(diào)研國外尤其是美國的頁巖氣勘探開發(fā)情況，學(xué)習(xí)北美先進的頁巖氣勘探開發(fā)技術(shù)。

表1 全球頁巖氣技術(shù)可采資源量排名

(2)資源評價階段(2005-2009年)。重點對比國內(nèi)外類似頁巖儲層地質(zhì)特征，并與國外公司對國內(nèi)區(qū)塊進行聯(lián)合評價，如中石油與美國新田公司聯(lián)合評價了威遠頁巖氣。

(3)先導(dǎo)試驗階段(2010-2013年)。2010年鉆成國內(nèi)第一口頁巖氣直井——威201井壓裂獲氣；2011年鉆成國內(nèi)第一口頁巖氣水平井——威201-H1井壓裂獲氣；2012年鉆獲國內(nèi)第一口具有商業(yè)價值的頁巖氣井——寧201-H1井；2012年11月28日焦頁1HF井放噴測試產(chǎn)量達20.3×104m3/d，拉開了中國頁巖氣革命的序幕。國土資源部開展了兩輪頁巖氣礦權(quán)招標，2011年5-7月進行了第一輪招標，4個區(qū)塊，6家企業(yè)投標；2012年9-11月進行了第二輪招標，20個區(qū)塊，83家企業(yè)投標。2011年12月31日頁巖氣被列為我國第172個獨立礦種[15]。2012年3月，國家能源局批準了四川長寧-威遠頁巖氣示范區(qū)和滇黔北昭通頁巖氣示范區(qū)；2012年9月，國家能源局批準了延長陸相頁巖氣示范區(qū)；2013年9月，涪陵頁巖氣田被國家能源局批準為第4個國家級頁巖氣示范區(qū)。2013年開展了涪陵、長寧-威遠、昭通、延長頁巖氣田的先導(dǎo)試驗，初步掌握了頁巖氣開發(fā)技術(shù)：長水平段水平井鉆井技術(shù)+多段大型水力壓裂技術(shù)。2013年開鉆第一個“工廠化”試驗平臺——長寧H3平臺。

(4)示范區(qū)建設(shè)階段(2014-2015年)。在前期先導(dǎo)試驗取得成功的基礎(chǔ)上，開展了轟轟烈烈的示范區(qū)產(chǎn)能建設(shè)，到2015年底，涪陵建成了50×108m3的產(chǎn)能，長寧-威遠建成了20×108m3的產(chǎn)能，昭通黃金壩YS108井區(qū)建成了5×108m3的產(chǎn)能。示范區(qū)產(chǎn)能建設(shè)目標的順利實現(xiàn)，使中國成為了繼美國、加拿大之后第3個掌握頁巖氣開發(fā)工程技術(shù)的國家，極大地提振了中國頁巖氣革命的信心。

(5)規(guī)?；_發(fā)階段(2016年至今)。涪陵頁巖氣田于2017年底實現(xiàn)了100×108m3產(chǎn)能建設(shè)目標，長寧-威遠建成了50×108m3的產(chǎn)能，昭通建成了10×108m3的產(chǎn)能，延長陸相建成了5×108m3的產(chǎn)能。中石化又啟動了威榮頁巖氣田、永川頁巖氣田的開發(fā)建設(shè)。

2.2 取得的成就

經(jīng)過10年的努力，中國頁巖氣發(fā)展已經(jīng)進入了規(guī)模開發(fā)階段。目前，我國已經(jīng)突破了四川盆地海相龍馬溪地層，累計探明頁巖氣儲量超過了1.0455×1012m3(參見表2)。

表2 中石油及中石化主要頁巖氣區(qū)塊地質(zhì)儲量情況

除了中石油長寧-威遠、昭通、中石化涪陵、威榮等主要頁巖氣區(qū)塊，我國在四川盆地及周緣的丁山、永川、大足、武隆以及中揚子宜昌等地區(qū)的海相頁巖氣勘探也取得了新突破(參見圖4)。中國石化在丁山地區(qū)的丁頁4HF、5HF井五峰-龍馬溪組測試分別獲日產(chǎn)氣20.56×104m3、16.33×104m3；在永川地區(qū)已完成8口井壓裂，經(jīng)測試日產(chǎn)氣6×104～14×104m3；在武隆地區(qū)的隆頁2HF井五峰-龍馬溪組獲日產(chǎn)氣9.2×104m3；在東勝構(gòu)造帶勝頁2HF井勘探取得重大突破，測試產(chǎn)量達32.8×104m3。中國石油在大足地區(qū)的足201-H1井五峰-龍馬溪組獲日產(chǎn)氣10.56×104m3。中國地質(zhì)調(diào)查局在宜昌地區(qū)的鄂宜頁1井下寒武統(tǒng)獲日產(chǎn)氣6.02×104m3。展現(xiàn)了良好的頁巖氣勘探開發(fā)前景和潛力。

建成了涪陵、長寧-威遠、昭通、延長等4個國家級頁巖氣示范區(qū)。2018年頁巖氣產(chǎn)量為108.42×108m3，并形成了3500 m以淺的頁巖氣開發(fā)配套工程技術(shù)，使我國成為繼美國、加拿大之后第3個實現(xiàn)頁巖氣商業(yè)化開發(fā)的國家。預(yù)計2020年頁巖氣產(chǎn)量將達到300×108m3，2030年將達到800×108～1000×108m3。

圖4中國南方地區(qū)頁巖氣勘探開發(fā)形勢圖

Fig.4Shale gas exploration map in the south of China

中國首個大型頁巖氣田——中石化涪陵頁巖氣田累計探明含氣面積575.92 km2，累計探明地質(zhì)儲量達到6008.14×108m3，是全球除北美之外最大的頁巖氣田[16]。2012年11月實現(xiàn)了焦頁1HF井的頁巖氣大發(fā)現(xiàn)，2013年1月，啟動開發(fā)試驗井組，2015年12月，建成了一期50×108m3產(chǎn)能。2017年12月，累計建成產(chǎn)能100×108m3。截至2017年底，開鉆井401口，完鉆井348口，投產(chǎn)井260口，2017年產(chǎn)氣量60.4×108m3，2018年產(chǎn)氣量60.2×108m3。涪陵頁巖氣田歷年產(chǎn)能及產(chǎn)量如圖5所示。另外，南川頁巖氣田2018年產(chǎn)氣量5.06×108m3。威榮及永川頁巖氣田年產(chǎn)氣量均為0.23×108m3。

圖5 涪陵頁巖氣田歷年產(chǎn)能產(chǎn)量

中石油在長寧-威遠、昭通頁巖氣開發(fā)區(qū)，2017年頁巖氣產(chǎn)量達到30.2×108m3，2018年產(chǎn)氣量42.7×108m3。形成了3個工業(yè)化開采區(qū)及2個工業(yè)化突破區(qū)。截至2017年底，開鉆井328口，完鉆井269口，投產(chǎn)井213口，目前日產(chǎn)能力1100×104m3。圖6為中石油主要頁巖氣開發(fā)區(qū)分布圖。

圖6 中石油主要頁巖氣開發(fā)區(qū)

3 對中國頁巖氣革命的思考與發(fā)展建議

3.1 中國頁巖氣革命還未進入快速發(fā)展階段，任重而道遠

鑒于中國頁巖氣革命的蓬勃發(fā)展，有的專家樂觀地認為中國頁巖氣革命即將或已經(jīng)進入了快速發(fā)展階段，筆者認為我國雖不會像美國那樣要經(jīng)歷20年漫長的探索階段，但還需要5年左右的時間才能迎來快速發(fā)展的良好局面，原因如下[17]：

(1)縱向上，五峰-龍馬溪組“一層獨輝”，頁巖氣“層層同輝”的局面尚未實現(xiàn)。

我國南方海相發(fā)育牛蹄塘組、五峰-龍馬溪組、泥盆-石炭系、二疊系、中下侏羅統(tǒng)5套富有機質(zhì)頁巖層系，但目前只有五峰-龍馬溪組一個地層獲得了商業(yè)性開發(fā)，其余4個頁巖層均未實現(xiàn)規(guī)模化商業(yè)發(fā)現(xiàn)。即使五峰-龍馬溪組這一層，目前頁巖氣規(guī)模發(fā)現(xiàn)和開發(fā)也主要集中在小于3500 m的中淺層(資源量為2.6×1012m3)，而盆內(nèi)3500～4500 m的深層(資源量為11.3×1012m3)和盆地邊緣的常壓有利區(qū)(資源量為8×1012m3)，資源量巨大，但開發(fā)技術(shù)還不成熟，有待技術(shù)攻關(guān)實現(xiàn)商業(yè)開發(fā)。同時，海陸過渡相、陸相頁巖氣也尚未實現(xiàn)規(guī)?；虡I(yè)發(fā)現(xiàn)和開發(fā)。

(2)橫向上，主要集中在四川盆地及周緣，還未在全國形成燎原之勢。

從表3的統(tǒng)計數(shù)據(jù)不難看出，美國的頁巖氣田所處的盆地面積大，最小的達1萬km2，最大的超過24萬km2，地質(zhì)儲量十分豐富，每個盆地的頁巖氣地質(zhì)儲量都在10×1012m3以上，有效厚度大，埋深普遍較淺。反觀我國，頁巖氣的“星星之火”目前主要集中在四川盆地，氣田面積普遍不大，最大的涪陵頁巖氣田也僅有500余平方千米，地質(zhì)儲量也遠低于美國的頁巖氣田。

表3 中美主要頁巖氣區(qū)塊的儲層特征

3.2 在現(xiàn)有工程技術(shù)能力下，頁巖氣開發(fā)成本居高不下，必須繼續(xù)攻關(guān)，探尋降本增效的顛覆性技術(shù)

與美國頁巖氣資源有利區(qū)多處于平原地區(qū)不同，我國頁巖氣資源有利區(qū)多位于丘陵(45%)、山地地區(qū)(22%)，而平原地區(qū)僅占20%，普遍存在生態(tài)脆弱，環(huán)保要求高，地面建設(shè)成本高，天然氣管網(wǎng)缺乏，在現(xiàn)有技術(shù)能力下，頁巖氣實現(xiàn)效益開發(fā)難度大。借鑒北美勘探開發(fā)的成功經(jīng)驗，結(jié)合中國頁巖氣資源的特點，提出以下發(fā)展建議[17-23]：

(1)借鑒北美經(jīng)驗，探索形成單一井場多套層系立體開發(fā)模式。

在美國Eagle Ford、Permian和加拿大Montney等盆地多采用單一井場多套產(chǎn)層立體開發(fā)模式，如美國Laredo石油公司在Permian盆地采用單井場同時開發(fā)4個層位的頁巖油氣，作業(yè)成本大大降低。借鑒北美經(jīng)驗，我國應(yīng)積極在涪陵頁巖氣田探索五峰-龍馬溪組兩套層系或多套層系立體開發(fā)模式，以及四川盆地侏羅系、二疊系、志留系、寒武系多套層系立體開發(fā)模式。涪陵頁巖氣田五峰-龍馬溪組存在兩套開發(fā)層系，下部儲層①～③為當前開發(fā)的主要目的層，但前期完鉆井水平段間距為600 m，兩井水平段中間部分儲層資源未能動用，需要部署加密井；上部儲層③～⑨為未動用儲層，已完鉆的5口評價井測試日產(chǎn)氣5.3×108～28×108m3，具有良好的開發(fā)潛力，需要部署開發(fā)水平井。因此可借鑒北美經(jīng)驗，探索五峰-龍馬溪組兩套層系單一井場立體開發(fā)鉆井技術(shù)，即通過充分利用一期產(chǎn)建已部署的老井場平臺，減少土地占用面積、地面設(shè)施的投入，采用上下兩層立體開發(fā)模式，實施“井工廠”作業(yè)，降低作業(yè)成本，提高效率，實現(xiàn)總體效益提升。

(2)攻關(guān)超長水平井鉆井技術(shù)，不斷提高開發(fā)效益。

美國Haynesville頁巖氣開發(fā)井，2012年之前水平段平均長1263 m，2014-2015年水平段平均長2408 m，增長了94.6%，水平段每米成本降低了73%，桶油成本從40美元降至10美元。2016年5月完成的Purple Hayes 1H超級水平井水平段長達5656 m，鉆井周期17.6 d，單位進尺成本降低20%～40%。實踐證明，大幅增加水平段長能有效提高資源動用效率，國外已把超長水平井鉆井技術(shù)作為降低頁巖氣開發(fā)成本的手段之一，因此建議開展超長水平井鉆井技術(shù)研究，將目前的水平段長從1500 m提高到3000 m，進一步提高開發(fā)效益。

2017年，涪陵頁巖氣田開展了3000 m水平段鉆完井技術(shù)可行性研究，同年12月9日在焦頁2-5HF井開始探索試驗，并于2018年2月20日完鉆，完鉆井深5965 m，水平段長度3065 m。鉆井周期74 d，優(yōu)質(zhì)儲層穿行率100%，是目前國內(nèi)第一口水平段超過3000 m的頁巖氣水平井，創(chuàng)國內(nèi)頁巖氣水平井水平段最長記錄，持續(xù)引領(lǐng)了我國頁巖氣水平井鉆井技術(shù)的發(fā)展[24]。2018年到目前，完鉆的42口開發(fā)調(diào)整井平均水平段長由一期的1517 m增長為2156 m，增加了42.1%，其中12口井水平段長超過2500 m，6口井水平段長超過2800 m。

(3)廣泛推廣應(yīng)用“一趟鉆”技術(shù)，持續(xù)提高鉆井效率。

“一趟鉆”是集成應(yīng)用設(shè)計、提速與管理一體化的鉆井技術(shù)，采用“一趟鉆”鉆完一個開次的所有井段，可以有效縮短鉆井周期?！耙惶算@”技術(shù)已在美國頁巖氣田廣泛應(yīng)用。2015年美國CONSOL能源公司在Marcellus一個井場用工廠化作業(yè)方式鉆8口水平井，多口井實現(xiàn)了三開一趟鉆(斜井段+水平段)，鉆得最快的2口水平井，水平段日進尺分別達到1613.3 m/d(平均機械鉆速67.22 m/h)和774.2 m/d(平均機械鉆速32.26 m/h)，一趟鉆完成的進尺最多達到4597.6 m。2016年美國Eclipse資源公司在俄亥俄州Utica頁巖氣產(chǎn)區(qū)鉆成了一口總井深達8244.2 m的水平井，頁巖層埋深2000 m左右，一趟鉆完成長度為5652.2 m的水平段，創(chuàng)造了美國陸上一趟鉆水平段長度新紀錄。

中石化涪陵頁巖氣田積極探索“一趟鉆”鉆井技術(shù)，2018年完鉆開發(fā)調(diào)整井12口，一開“一趟鉆”實現(xiàn)率100%；二開平均趟數(shù)由之前的8.3次下降到目前的6.2次，降低了25%，其中有2口井實現(xiàn)了二開4趟鉆的目標；上部氣層井造斜段“一趟鉆”完成率50%，水平段“一趟鉆”完成率83.33%；加密井造斜段“一趟鉆”完成率83.33%，水平段“一趟鉆”完成率16.67%。共有7口井實現(xiàn)了水平段“一趟鉆”，平均純鉆時間123.67 h，平均進尺1668 m，最大水平段進尺1971 m，平均機械鉆速14.30 m/h。中石化南川氣田焦頁194-4HF井，實現(xiàn)三開一趟鉆，進尺2556 m，創(chuàng)中石化頁巖氣三開鉆井單趟進尺最高紀錄。中石油昭通YS112H6-4井從3801 m鉆至4180 m完鉆，用時7.29 d，造斜段+水平段一趟鉆完成1985 m進尺，水平段機械鉆速達17.3 m/h。

與美國相比，我國的一趟鉆技術(shù)指標尚有很大的差距，還有很大的優(yōu)化提高潛力，因此建議針對我國頁巖氣開發(fā)特征及工程技術(shù)現(xiàn)狀，進一步優(yōu)化“一趟鉆”鉆井技術(shù)，加大推廣應(yīng)用力度，不斷提高鉆井效率[25-28]。

(4)樹立全過程降本理念，實現(xiàn)效益開發(fā)。

國外鉆井液處理存儲中心站輻射區(qū)域平臺，而不在平臺配置，盡可能利用好鉆井液材料；另外將白油基鉆井液改為柴油基，基礎(chǔ)油價降低一半；鉆井液處理到位，重復(fù)利用率極高。單井鉆井液費用一般不超過200萬元，僅為我國鉆井液費用的一半以下。另外開發(fā)個性化高性能水基鉆井液，種類齊全，滿足不同區(qū)域和性質(zhì)頁巖鉆井需要。應(yīng)用柴油基鉆井液和高性能水基鉆井液(約30%的井使用水基)可以控制單井鉆井液費用低于200萬元[29-30]。

國外在鉆前工程中，不建設(shè)永久性的磚混結(jié)構(gòu)的池體(包括污水池、清水池和巖屑池)，而是采用可重復(fù)利用的移動式支架池體，它是用很厚很結(jié)實的塑料布鋪成的。鉆完井后，既可以拆掉移動走，盡最大量地恢復(fù)井場原貌，又可以重復(fù)利用這種池體，極大地降低了鉆井池體的建設(shè)費用。

完井階段，試驗應(yīng)用了“鉆刮通洗一體化”完井工具，與常規(guī)小鉆桿鉆塞、刮管、通井、洗井相比，將3趟鉆壓縮為1趟鉆，可節(jié)約時間40 h以上。另外，一般使用原鉆機，完成通井、刮井、洗井、測聲幅、試壓等工序，一般需要7 d，而采用連續(xù)油管完井技術(shù)，可以替代鉆機，2 d就可完成通井、刮井、洗井、測聲幅、試壓等工序，施工效率大為提高，因此建議推廣應(yīng)用連續(xù)油管完井技術(shù)。

(5)優(yōu)化管理措施，提高生產(chǎn)效率，實現(xiàn)全要素降本。

麥肯錫(McKinsey)研究顯示，低油價下油氣公司采取7種方式來提高工程項目的生產(chǎn)效率，包括監(jiān)管變更、合作與外包、設(shè)計與建造、供應(yīng)鏈管理、現(xiàn)場管理優(yōu)化、新技術(shù)、管理能力構(gòu)建等，若綜合運用上述手段，生產(chǎn)效率可以提高50%～65%。其中新技術(shù)的貢獻率為14%～15%，管理措施優(yōu)化的貢獻率可達35%～41%。因此除了重視新技術(shù)的應(yīng)用外，應(yīng)轉(zhuǎn)化觀念，強化優(yōu)化現(xiàn)場管理措施。

鉆井施工，一般都是用鉆機打?qū)а?，需?～5 d。近年來，一些單位進行了有益的嘗試，采用工程鉆機，在鉆前工程施工時也一并把導(dǎo)眼鉆成，鉆井隊直接打一開，這樣就減少了打?qū)а壅加勉@機的時間，提高了鉆井效率。

中石油研究形成了精細化單井作業(yè)計劃，該計劃具體到每趟鉆、每個工序、每個時間節(jié)點，鉆頭、螺桿及鉆井參數(shù)都進行了針對性優(yōu)化，每道工序都做到無縫銜接，極大地提高了鉆井施工效率。建議借鑒中石油模板，大力推進精細化單井作業(yè)計劃。

4 結(jié)語

由于地質(zhì)條件及工程因素的影響和制約，中國頁巖氣革命還未進入快速發(fā)展階段，仍任重而道遠，可借鑒北美經(jīng)驗，探索單一井場多套層系立體開發(fā)模式，開展超長水平段頁巖氣水平井鉆井技術(shù)研究與應(yīng)用，廣泛推廣應(yīng)用“一趟鉆”技術(shù)，樹立全過程降本理念，優(yōu)化管理措施，提高生產(chǎn)效率，實現(xiàn)全要素降本，盡早迎來中國頁巖氣革命的快速發(fā)展階段，助推中國夢。