降低生产成本 实现页岩气规模上产

近年来，我国页岩气发展迅猛。截至2016年，四川盆地及其周缘的龙马溪组海相页岩气已初步规模开发，我国页岩气产量达到78.9亿立方米，仅次于美国、加拿大。与致密气相比，页岩气有其自身特点，一是从宏观上看，页岩储层分布均匀，非均质性不强，优质储层段集中分布，有效储层平面分布连续、稳定，表现为“大甜点”分布特征，甜点区范围可达数十至数百平方公里。二是流体赋存状态多样，页岩储层储集空间主要为纳米级孔隙，渗透率极低，由于页岩气自生自储，含水饱和度较低，一般不存在可流动的地层水，含气饱和度可高达80%以上，但孔隙结构复杂，游离气与吸附气共存。三是从改造条件上看，四川盆地页岩储层页理发育，局部发育天然裂缝，且天然裂缝走向与目前最大水平主应力方向有一定夹角，因此，页岩储层具备大型人工压裂改造形成复杂缝网的先决条件。这也与页岩储层“大液量、大砂量、大排量”的压裂技术符合。

依靠技术突破和管理创新，西南气区在页岩气开发上总结出一套页岩气效益开发模式。在长宁区块，通过靶体位置优选，锁定优质层位；钻井过程中采用旋转导向技术，保持井筒完整性和光滑性，快速钻进；形成一套低黏滑溜水+高强度、低密度支撑剂+速钻或可溶桥塞的工厂化压裂模式；高效的管理机制也为页岩气的有效开发提供了有力保障。甜点区和靶体位置优选、优快钻井、大型体积压裂、工厂化作业等技术的突破，提高了页岩气的单井产量，实现了页岩气从无效资源到单井有效开发的技术跨越。

同时，西南气区的页岩气上产还面临着一系列困难，首先，四川人口密集，地势险要，环境脆弱，组织难度大，地面工程建设速度面临压力。其次，如何进一步提高页岩气采收率，提高资源的动用程度，也是在快速建产的同时，必须要考虑的迫切问题。第三，随着开发时间的延长，资源埋藏越来越深，对工程技术提出了更高的要求。最后，如何进一步降低页岩气综合成本，意义重大，一定程度上说，关乎页岩气的产业命运。在以后的工作中，一方面可以通过缩小井距，提高储量平面动用程度；通过W形上、下两套水平井立体开发，提高储量纵向动用程度；采用控压生产方式，提高SRV内部的储量采出程度。试验成功后，这3项措施，可使采收率提高到40%以上。另一方面，钻井、压裂仍是进一步降低综合成本的关键环节，需要研发适用性更强的开发技术或工具，采用低成本的支撑剂，优化压裂液用量等系列措施，降低单井综合投资，实现公司页岩气规模效益上产和长期稳产。

（作者为中国石油勘探开发研究院气田开发所副总工程师，中国石油报记者杨振宇采访）