付永強 楊學(xué)鋒 周 朗 鄧 琪 周小金 王 強 胡俊杰 姚志廣 文 莉

（1.重慶頁巖氣勘探開發(fā)有限責(zé)任公司；2.中國石油西南油氣田公司頁巖氣研究院；3.中國石油西南油氣田公司工程技術(shù)處；4.中國石油西南油氣田公司氣田開發(fā)管理部）

我國頁巖氣資源豐富，根據(jù)中國石油天然氣股份有限公司（簡稱中國石油）第四次最新資源評價結(jié)果，中國陸上頁巖氣可采資源量為12.85×1012m3，其中海相頁巖氣可采資源量為8.82×1012m3[1]。頁巖氣以游離態(tài)和吸附態(tài)存在于頁巖微納米孔隙中，需要采用“水平井+體積壓裂”才能釋放出產(chǎn)能[1-4]。隨著頁巖氣開發(fā)工業(yè)技術(shù)的不斷進步，美國頁巖氣革命取得了巨大成功，頁巖氣年產(chǎn)量從2005年的204×108m3增至2020年的7362.4×108m3。2016年，我國頁巖氣年產(chǎn)量達到78.8×108m3，首次超過加拿大，成為全球第二大頁巖氣生產(chǎn)國[2-5]。

2010年，中國石油對我國第一口頁巖氣井——威201井實施壓裂作業(yè)。經(jīng)過近10年發(fā)展，從無到有，從單一到配套，形成了適用四川南部（簡稱川南）地區(qū)地質(zhì)工程特征的體積壓裂2.0工藝技術(shù)體系，使我國頁巖氣勘探開發(fā)取得了重要階段成果。本文基于中國石油10余年來對頁巖氣壓裂的探索與實踐，總結(jié)頁巖氣壓裂工藝、配套技術(shù)及壓裂后效果評價等方面取得的進展，剖析川南地區(qū)頁巖氣壓裂現(xiàn)狀及面臨挑戰(zhàn)，以期推動川南地區(qū)頁巖氣持續(xù)高效發(fā)展。

1 川南頁巖氣地質(zhì)工程特征

四川盆地及周緣廣泛發(fā)育6套頁巖地層，五峰組—龍馬溪組海相頁巖是當(dāng)前主要的勘探開發(fā)層系，中國石油在川南地區(qū)的頁巖氣勘探開發(fā)歷經(jīng)10余年探索，目前在長寧、瀘州等地已邁入工業(yè)化開采新時期。隨著勘探開發(fā)不斷推進，研究發(fā)現(xiàn)與北美相比，我國頁巖氣地下、地面條件復(fù)雜，勘探開發(fā)難度更高。

地質(zhì)方面，與北美相比，川南頁巖氣總有機碳含量、孔隙度、含氣量、脆性礦物含量、埋深、壓力系數(shù)等儲層關(guān)鍵參數(shù)相當(dāng)。因川南地區(qū)頁巖經(jīng)歷多期構(gòu)造運動，斷褶發(fā)育，保存條件復(fù)雜，成熟度高，儲層條件總體比北美差（表1）。

表1 川南地區(qū)與北美頁巖氣參數(shù)對比

工程方面，川南頁巖氣儲層埋藏更深，地應(yīng)力場更復(fù)雜，應(yīng)力差更大，壓裂形成的水力裂縫形態(tài)相對單一，復(fù)雜程度偏低。儲層濾失大，壓裂縫寬較窄，支撐劑加入困難，同時容易誘發(fā)套管變形（簡稱套變）、壓竄等井下復(fù)雜。

地表條件方面，與北美平緩的地表條件相比，四川盆地山高坡陡，人口更為稠密，工廠化作業(yè)難度大。

2 川南頁巖氣壓裂發(fā)展歷程

我國頁巖氣壓裂起步較晚，早期主要借鑒北美壓裂經(jīng)驗，在縫網(wǎng)形成機制、支撐劑運移規(guī)律和導(dǎo)流能力影響因素等機理研究方面尚未明確[3-4]。初期采取的工藝參數(shù)設(shè)計針對性不強，基于數(shù)值模擬的參數(shù)優(yōu)化技術(shù)尚未形成，參數(shù)匹配度低，壓裂后測試產(chǎn)量和估算最終可采儲量（EUR）未取得突破。壓裂相關(guān)工具、液體等欠缺，前期采用的微地震和示蹤劑技術(shù)分析準(zhǔn)確性和深度不夠，難以支撐壓裂工藝參數(shù)優(yōu)化。2010年，威201井實施水力壓裂，拉開我國頁巖氣水力壓裂的序幕。梳理川南頁巖氣壓裂歷程，可劃分為4個發(fā)展階段。

2.1 先導(dǎo)試驗階段（2010—2014年）

2010年，中國石油借鑒北美頁巖氣水平井分段壓裂經(jīng)驗，初步形成了射孔橋塞聯(lián)作、分簇射孔、大排量低黏滑溜水段塞式加砂為主的頁巖氣水平井分段壓裂技術(shù)。壓裂主體段長80～100m，簇間距為20～30m，施工排量為10～12m3/min，采用100目石英砂+ 40/70目陶粒組合的方式，基本實現(xiàn)了體積壓裂，形成了復(fù)雜縫網(wǎng)，壓裂后井均EUR為（0.41～0.53）×108m3。但存在壓裂分段方案不夠精細、裂縫復(fù)雜程度不足、套管變形、壓裂后效果不理想等問題。

2.2 自主研發(fā)階段（2015—2016年）

2015年，中國石油開展了地質(zhì)工程一體化研究，在壓裂規(guī)模及參數(shù)相對穩(wěn)定的基礎(chǔ)上開展參數(shù)優(yōu)化試驗及壓裂效果評價，優(yōu)化形成了主體工藝及參數(shù)，頁巖氣井壓裂技術(shù)實現(xiàn)國產(chǎn)化。該階段結(jié)合三維地質(zhì)模型和測井解釋成果優(yōu)化壓裂設(shè)計，提高施工排量，增加縫內(nèi)凈壓力，開展了縮短分段段長、簇間距、國產(chǎn)壓裂液及分段工具等試驗。形成了自主技術(shù)和關(guān)鍵參數(shù)，壓裂主體段長60～80m，簇間距為15～25m，施工排量為12～14m3/min，壓裂后井均EUR為（0.67～1.1）×108m3，支撐了3500m以淺頁巖氣效益開發(fā)。但是主體工藝參數(shù)與北美相比存在明顯差距，深層壓裂尚未取得突破，套管變形問題仍然嚴(yán)重。

2.3 系統(tǒng)完善階段（2017—2019年）

2017年，中國石油開展了地質(zhì)工程一體化精細設(shè)計，統(tǒng)籌開展密切割、高強度加砂、石英砂替代陶粒、大排量、段內(nèi)多簇等提產(chǎn)降本工藝試驗。壓裂主體段長縮短至50m左右，簇間距為13～15m，加砂強度為2～3t/m，壓裂后井均EUR為（0.8～1.1）×108m3，試驗取得顯著成效。但存在多簇條件下部分射孔簇改造不充分、裂縫擴展不足、波及體積不夠等問題。

2.4 技術(shù)升級階段（2019年至今）

2019年以來，中國石油立足川南地區(qū)地質(zhì)工程特征，開展了壓裂工藝及參數(shù)試驗，創(chuàng)建了以“段內(nèi)多簇+高強度加砂+大排量泵注+暫堵轉(zhuǎn)向”為核心的體積壓裂2.0工藝，并在川南推廣應(yīng)用。壓裂單段段長60～70m，簇間距為8～10m，石英砂比例為70%，施工排量為16～18m3/min，壓裂后井均EUR為（1.1～1.4）×108m3。頁巖氣體積壓裂技術(shù)全面進入2.0時代，各項壓裂關(guān)鍵參數(shù)屢創(chuàng)新高（表2）。壓裂后井均測試產(chǎn)量提升135%，EUR提高77%。2020年，日產(chǎn)氣為（3067～4017）×104m3，年產(chǎn)氣為 116.3×108m3，年產(chǎn)量占全國頁巖氣總產(chǎn)量的61%，同比增長45%。中深層累計探明頁巖氣地質(zhì)儲量1.06×1012m3，深層瀘州區(qū)塊新增地質(zhì)儲量1.28×1012m3。

表2 川南頁巖氣壓裂關(guān)鍵參數(shù)

3 川南頁巖氣壓裂技術(shù)進展

經(jīng)過10余年的頁巖氣勘探開發(fā)進程，中國石油形成了頁巖氣體積壓裂理論和技術(shù)體系，工藝技術(shù)不斷完善和升級，有效支撐了川南兩個“萬億方儲量、百億方產(chǎn)量”頁巖氣田的建設(shè)。

3.1 壓裂主體工藝技術(shù)

針對川南頁巖氣儲層水平應(yīng)力差大、天然裂縫發(fā)育導(dǎo)致復(fù)雜縫網(wǎng)形成難度大、加砂強度提高困難等難點，開展了頁巖儲層復(fù)雜裂縫擴展機理、壓裂工藝優(yōu)化及復(fù)雜縫網(wǎng)支撐劑運移機理研究，明確了人工裂縫擴展的影響機理和復(fù)雜裂縫中支撐劑運移及鋪置規(guī)律，為壓裂技術(shù)優(yōu)化提供理論支撐。

3.1.1 頁巖綜合可壓性評價技術(shù)

目前，頁巖氣壓裂甜點識別與優(yōu)選主要通過“可壓性”這一概念進行量化表征[5-7]。頁巖氣常用可壓性評價方法主要包括基質(zhì)可壓性評價、縫網(wǎng)可壓性評價和綜合可壓性評價3類。在初期基質(zhì)可壓性評價方法基礎(chǔ)上，新增天然裂縫和層理、地應(yīng)力和地應(yīng)力差兩項評價指標(biāo)，完善了頁巖綜合可壓性評價方法，可壓性計算精度由早期的40%提升至80%以上，同時明確了頁巖優(yōu)質(zhì)儲層縱向和平面分布規(guī)律，實現(xiàn)了準(zhǔn)確識別地質(zhì)工程甜點、指導(dǎo)精細壓裂設(shè)計的目標(biāo)。

3.1.2 壓裂模擬及一體化設(shè)計技術(shù)

采用地質(zhì)工程一體化思維，建立了考慮天然裂縫和地應(yīng)力場的三維精細可視化壓裂模型，在模型基礎(chǔ)上綜合考慮可壓性指數(shù)和多級裂縫刻畫結(jié)果，形成了“高孔隙度、高含氣量、高脆性、高總有機碳、低破裂壓力、低應(yīng)力差、低狗腿度”的“四高三低”射孔位置優(yōu)選方法。根據(jù)水平段地質(zhì)工程特征進行差異化壓裂工藝設(shè)計（表3），實現(xiàn)了“一井一策、一段一法”。

表3 “十三五”前后川南頁巖氣壓裂設(shè)計依據(jù)參數(shù)對比

3.1.3 壓裂實時優(yōu)化調(diào)整技術(shù)

基于套變、壓竄、砂堵的施工壓力及微地震前兆信息，結(jié)合壓裂模擬擬合情況及現(xiàn)場實時監(jiān)測數(shù)據(jù)，形成基于施工壓力—微地震—壓裂模擬為一體的壓裂實時優(yōu)化調(diào)整技術(shù)[8-9]，優(yōu)化調(diào)整壓裂工藝參數(shù)，減少套變、壓竄等復(fù)雜，確保設(shè)計符合率達95%以上。

3.1.4 體積壓裂2.0工藝

針對儲層高應(yīng)力差（12～16MPa）不易形成復(fù)雜縫網(wǎng)、天然裂縫發(fā)育導(dǎo)致加砂難的問題，增加段內(nèi)射孔簇數(shù)和優(yōu)化孔眼數(shù)量，實現(xiàn)起裂裂縫條數(shù)最大化，利用應(yīng)力干擾提高裂縫復(fù)雜程度[10-12]，形成了以“段內(nèi)多簇+高強度加砂+大排量泵注+暫堵轉(zhuǎn)向”為核心的壓裂2.0工藝，加砂強度和改造體積大幅提升，支撐了頁巖氣規(guī)模建產(chǎn)（表4）。

表4 體積壓裂2.0工藝主體參數(shù)

3.2 體積壓裂配套技術(shù)

3.2.1 分段壓裂工具

橋塞和套管固井滑套等分段壓裂工具是實現(xiàn)頁巖氣分段分簇壓裂的核心工具。針對頁巖氣開發(fā)初期分段分簇壓裂工具對外依存度高、作業(yè)能力受限等問題，自主研制了5種頁巖氣壓裂關(guān)鍵分段工具系列（表5），等級高、性能好、成本低，整體達到國際先進水平，部分參數(shù)優(yōu)于國外產(chǎn)品。壓裂工具成本降低超過50%。

表5 分段壓裂工具國產(chǎn)化系列結(jié)構(gòu)參數(shù)

3.2.2 壓裂液體系我國頁巖氣壓裂以水基壓裂液為主，初期完全依靠進口。2015—2019年通過自主研發(fā)形成了耐高礦化度低黏滑溜水和低摩阻變黏滑溜水兩套壓裂液體系。耐高礦化度低黏滑溜水可滿足耐10×104mg/L礦化度+3000mg/L硬度的返排液重復(fù)利用要求，優(yōu)于國外同類產(chǎn)品。低摩阻變黏滑溜水黏度在1.5～100mPa·s之間可調(diào)，降阻率達到72.5%～76.1%。壓裂液成本與進口產(chǎn)品相比降低50%以上。

3.2.3 高效分簇射孔技術(shù)

隨著段內(nèi)多簇壓裂工藝全面推廣，頁巖氣井平均單段射孔簇數(shù)由前期3簇提升至目前的8.7簇，對分段分簇射孔工藝提出了更高的要求。自主研發(fā)形成了應(yīng)用模塊化工具串，一次下井多簇射孔能力從16簇提升至26簇；多級點火系統(tǒng)由10級提升至40級，能滿足目前段內(nèi)多簇、極限限流改造需求；研究配套了140MPa超高壓電纜防噴系統(tǒng)、井下張力計+安全丟手短節(jié)，保障作業(yè)安全，近3年施工復(fù)雜率降低66%。

3.2.4 套管變形綜合防控技術(shù)

針對川南地區(qū)頁巖氣井套管變形頻發(fā)的難題，明確了斷層剪切滑移誘發(fā)套管損壞機理，建立了斷層滑移風(fēng)險預(yù)測模型和方法，形成了“預(yù)測—識別—處理”一體的套損綜合防控技術(shù)。壓前預(yù)測階段，應(yīng)用斷層滑動風(fēng)險評價模型，實現(xiàn)裂縫滑動風(fēng)險評價及差異化壓裂設(shè)計；壓中識別階段，采用“紅黃綠”套變分級預(yù)警方法，對壓裂方案實時優(yōu)化調(diào)整。針對套變井段采用多簇射孔、小直徑橋塞、縫內(nèi)砂塞分段配合暫堵球分段壓裂工藝，確保頁巖氣儲層有效改造。

3.3 壓裂裂縫監(jiān)測與壓裂后評價技術(shù)

3.3.1 壓裂裂縫監(jiān)測技術(shù)

完善并配套了微地震評價改造體積、廣域電磁評價裂縫形態(tài)、井筒聽診精確表征壓裂進液位置、井下電視評價孔眼磨蝕等壓裂后效果評價技術(shù)。其中，微地震監(jiān)測技術(shù)應(yīng)用160余井次，主要基于微地震數(shù)據(jù)體評價裂縫長、寬、高、增產(chǎn)改造體積（SRV）、裂縫復(fù)雜指數(shù)和裂縫起裂機制，實現(xiàn)壓裂實時優(yōu)化、復(fù)雜預(yù)警和壓裂后評估；廣域電磁法應(yīng)用12井次，通過監(jiān)測壓裂前后目的層附近地層電阻率變化，評價壓裂過程中水力裂縫擴展范圍；井筒聽診技術(shù)應(yīng)用8井次，通過停泵水擊效應(yīng)確定暫堵前后進液位置，評價暫堵轉(zhuǎn)向效果，指導(dǎo)暫堵參數(shù)設(shè)計優(yōu)化。

3.3.2 壓裂后產(chǎn)量預(yù)測技術(shù)

基于神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)、支持向量機、決策樹、梯度提升機4種數(shù)據(jù)挖掘技術(shù)，考慮200余口投產(chǎn)井的小層鉆遇長度、孔隙度、含氣量等地質(zhì)參數(shù)，同時將壓裂段長、分段段長、用液強度、加砂強度等工程參數(shù)作為影響因素，90d累計產(chǎn)量和測試產(chǎn)量作為評價指標(biāo)，分別計算預(yù)測測試產(chǎn)量及90d累計產(chǎn)量（表6）。

表6 不同產(chǎn)量預(yù)測方法效果對比表

3.3.3 壓裂后產(chǎn)能評價技術(shù)

引入北美通用的基于生產(chǎn)過程中的線性流階段壓力曲線表征壓裂改造效果。定義氣井壓裂效果評價參數(shù)AcKm1/2，該參數(shù)同時考慮地層和水力裂縫特征，可綜合反映多段裂縫水平井產(chǎn)能的流體導(dǎo)流能力。

式中Qg——氣體流量，m3/s；

xf——裂縫半長，m；

h——儲層厚度，m；

n——裂縫條數(shù)；

Km——基質(zhì)滲透率，D；

Δm（p）——擬壓力增量，MPa；

t——時間，s；

φ——孔隙度；

μ——黏度，mPa·s；

ct——綜合壓縮系數(shù)；

i——基質(zhì)塊序號，i=1，2，…，N；

T——溫度，K。

圖1 長寧區(qū)塊與氣井EUR關(guān)系圖

3.4 工廠化壓裂技術(shù)

川南地區(qū)山地丘陵地形導(dǎo)致作業(yè)面積受限，人居環(huán)境復(fù)雜造成作業(yè)時長受限，設(shè)備與資源共享率偏低。針對上述難點，自主研發(fā)優(yōu)化拉鏈?zhǔn)綁毫炎鳂I(yè)、高效供液供砂、高效泵送、電動壓裂技術(shù)，實現(xiàn)壓裂作業(yè)模式規(guī)范化、測試流程模塊化、設(shè)備橇裝化，達到了“流水線作業(yè)、資源共享、降本增效”的目標(biāo)。壓裂作業(yè)效率由2.6段/d提升至4.7段/d，作業(yè)效率提高80%。壓裂液重復(fù)利用率提升至95%，輸砂效率提高50%，作業(yè)費用較常規(guī)壓裂模式降低10%。

4 川南頁巖氣開發(fā)前景及壓裂技術(shù)發(fā)展方向

4.1 頁巖氣開發(fā)潛力巨大

川南地區(qū)五峰組—龍馬溪組頁巖氣資源豐富，地質(zhì)條件優(yōu)越，埋深小于4500m的五峰組—龍馬溪組頁巖氣資源量超14×1012m3，具備大規(guī)?？碧介_發(fā)的條件，是我國頁巖氣規(guī)模開發(fā)最有利區(qū)和商業(yè)性開發(fā)主產(chǎn)區(qū)[13-16]。3500m以淺頁巖氣建產(chǎn)區(qū)將保持持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)100×108m3以上，3500～4500m深度的頁巖氣資源量大于6×1012m3，約占該區(qū)頁巖氣總資源量的86%。深層是頁巖氣建產(chǎn)和規(guī)模上產(chǎn)的主戰(zhàn)場，2017年以來，中國石油加大深層頁巖氣的勘探開發(fā)力度，在四川盆地的瀘203井（垂深為3891m）、陽101H1-2井（垂深為3720m）等進行了深層頁巖氣井礦場先導(dǎo)試驗，瀘203井壓裂段長1022m，測試井口壓力為50.3MPa，日產(chǎn)量為137.9×104m3，估算EUR為3.67×108m3，樹立了深層頁巖氣井新標(biāo)桿。同時在大足、永川、陽高寺等地區(qū)多口井獲得超過20×104m3的測試日產(chǎn)量，實現(xiàn)戰(zhàn)略性突破。川南地區(qū)深層頁巖氣開發(fā)技術(shù)逐漸成熟，將成為頁巖氣上產(chǎn)主力區(qū)。

4.2 壓裂面臨嚴(yán)峻挑戰(zhàn)

目前，長寧、威遠等3500m以淺穩(wěn)產(chǎn)區(qū)可工作面積有限，老井產(chǎn)量遞減明顯，可部署井位數(shù)量少，亟待形成老井挖潛壓裂技術(shù)。3500m以深頁巖儲層地質(zhì)構(gòu)造更復(fù)雜，溫度和地應(yīng)力更高，水平應(yīng)力差更大，同時受大尺度裂縫影響，裂縫延伸約束性弱，壓裂后人工裂縫改造體積偏小，裂縫復(fù)雜程度偏低，多級裂縫難以有效支撐。相較于長寧等中深層頁巖氣區(qū)塊，瀘州深層頁巖氣區(qū)塊天然裂縫帶更發(fā)育，易發(fā)生壓竄、套變等井下復(fù)雜。深層頁巖氣縫網(wǎng)壓裂工藝技術(shù)與中深層頁巖氣之間存在本質(zhì)差異，為了早日實現(xiàn)深層頁巖氣藏規(guī)模建產(chǎn)，亟須研究攻克深層頁巖氣壓裂基礎(chǔ)理論與技術(shù)。

4.3 壓裂技術(shù)攻關(guān)方向

4.3.1 3500m以淺老區(qū)提高采收率攻關(guān)

我國頁巖氣藏吸附氣比例達到40%以上，高于北美頁巖氣主力產(chǎn)區(qū)，同時頁巖氣井采收率及儲量動用程度普遍較低，預(yù)測川南地區(qū)已投產(chǎn)井EUR平均為1.0×108m3，采收率低于25%。采用CO2提高吸附氣采出，實施重復(fù)壓裂對未動用儲量進行挖潛，是提高單井產(chǎn)量和EUR的有效措施。因此，有必要開展CO2吸附機理、置換效果評價研究，同時在頁巖氣縫網(wǎng)壓裂中研發(fā)、推廣和應(yīng)用CO2泡沫壓裂、液態(tài)CO2壓裂和前置CO2壓裂技術(shù)，提高吸附氣采收率。頁巖氣井首年產(chǎn)量遞減率一般為50%以上，投產(chǎn)2～3年后氣井產(chǎn)量僅為投產(chǎn)初期的1/10～1/6。重復(fù)壓裂技術(shù)通過對壓裂改造不充分或產(chǎn)量遞減快的井開展二次或更多次的壓裂，恢復(fù)、改善和提升老井產(chǎn)能，是提高區(qū)塊最終采出程度的重要方法之一[17-19]。有必要綜合資源潛力、井周應(yīng)力變化、井筒條件及經(jīng)濟性評價等開展重復(fù)壓裂井段優(yōu)選、重復(fù)壓裂工藝優(yōu)化研究，建立重復(fù)壓裂井段優(yōu)選指標(biāo)體系，形成重復(fù)壓裂井有效分段技術(shù)、壓裂工藝技術(shù)。

4.3.2 3500m以淺新井提高產(chǎn)量和儲量動用程度攻關(guān)

川南地區(qū)頁巖氣不同開發(fā)單元儲層品質(zhì)不同，為了提高經(jīng)濟效益，在儲層品質(zhì)優(yōu)、單井產(chǎn)量高的區(qū)域部署加密井網(wǎng)，一次開發(fā)實現(xiàn)儲量全動用，有效降低開發(fā)成本。有必要開展平臺井組體積改造密切割與井間距的合理匹配、子母井井距優(yōu)化研究，形成適用于不同井間距的壓裂工藝及參數(shù)模板，支撐頁巖氣高效開發(fā)。同時，針對儲層厚度大的氣藏采用立體井網(wǎng)開發(fā)，可降低平臺建設(shè)成本，提高地面設(shè)備利用率，實現(xiàn)多層立體動用，最大限度提高儲量動用程度[20-21]。有必要開展頁巖儲層縫高延伸機理、提高縱向剖面有效動用率、立體開發(fā)井網(wǎng)模式研究，形成適用于不同立體開發(fā)井網(wǎng)的壓裂技術(shù)政策。

4.3.3 3500m以深頁巖氣提高單井產(chǎn)量及復(fù)雜防控攻關(guān)

深層高溫、高應(yīng)力、層理欠發(fā)育、大尺度天然裂縫帶發(fā)育，需要開展高溫高應(yīng)力下巖石力學(xué)特征、裂縫擴展機理研究，形成提高儲層改造體積、提高裂縫復(fù)雜程度、多級裂縫有效支撐的高效壓裂技術(shù)。針對套變、壓竄等井下復(fù)雜頻發(fā)問題，開展復(fù)雜地質(zhì)構(gòu)造下壓裂套變、井間干擾機理研究，形成地質(zhì)構(gòu)造精細識別、壓裂工藝參數(shù)優(yōu)化、生產(chǎn)組織實時優(yōu)化配套等井下復(fù)雜綜合防控技術(shù)。

5 結(jié)束語

在10余年的頁巖氣勘探開發(fā)過程中，中國石油創(chuàng)建了本土化的頁巖氣體積壓裂理論、技術(shù)、方法和作業(yè)模式，研發(fā)了具有自主知識產(chǎn)權(quán)的核心裝備和產(chǎn)品，實現(xiàn)川南3500m以淺頁巖氣建產(chǎn)區(qū)EUR翻番，以及3500m以深頁巖氣的突破，形成的頁巖氣壓裂技術(shù)體系是未來頁巖氣快速上產(chǎn)和長期穩(wěn)產(chǎn)的技術(shù)關(guān)鍵。

我國頁巖氣資源潛力巨大，但因地質(zhì)工程條件復(fù)雜，壓裂面臨諸多挑戰(zhàn)，今后需做好基礎(chǔ)研究，形成針對性壓裂工藝技術(shù)，為實現(xiàn)頁巖氣快速高效發(fā)展做好技術(shù)儲備。