□石油工程技术研究院首席专家 陈 作

    2012年涪陵地区焦页1HF井突破拉开了我国中深层（2020~2850米）页岩气大规模开发的序幕，2024年产页岩气达250亿立方米以上。随着开发不断深入，可动用的储量越来越少，单井产量逐步降低，亟待接替资源以保障页岩气产业持续健康发展。

    四川盆地垂深大于4500米的超深层页岩气资源非常丰富，其勘探突破和效益开发对于页岩气产量接替十分重要。但超深层页岩气储层地质构造复杂、地层温度高（150摄氏度）、地应力高（大于100兆帕）、闭合压力高、水平两向主应力高（大于15兆帕），纵向上存在2~3个白云岩夹层，天然裂缝发育差，使得高效压裂增产难度远超北美地区页岩气储层。主要技术难题包括：超深层页岩储层复杂裂缝系统形成困难、高温高压下压裂液和桥塞工具性能不足、压裂装备难以满足高排量大规模施工要求，以及多尺度造缝和支撑剂充填工艺不完善。

    目前，国内外页岩气勘探开发主要以中深层和深层为主，超深层页岩气因埋藏深、开发难度大等原因使得能商业动用的区块总体不多，伍德福德和曼科斯为美国典型的超深层页岩气区块，最大水平井垂深达到5859米、最大水平段长3145米。截至2023年底，伍德福德区块垂深超过4500米的水平井300多口，通过分段压裂改造实现了经济开发，而曼科斯区块日产气量在2.8万立方米以上的井仅3口，平均单井最终采气量低于2800万立方米，单井综合成本2000万美元以上，尚未达到经济开发的要求。国内中国石油和中国石化正在泸州、綦江、东溪、普光等区块探索实践超深层页岩气水平井勘探突破和效益开发的技术路径，已对10余口井实施分段压裂改造，压后均表现出高返排率、高产液，仅部分垂深4500~5000米页岩气井取得了单井产量突破，而垂深5000米以深尚未取得高产突破。

    中国石化针对超深层页岩气压裂增产的技术难题，围绕压裂基础机理、工具与材料、工艺技术及装备开展了系统攻关研究，初步构建了超深层页岩气压裂技术体系，建立了超深层页岩压裂物理模拟方法，研发了耐温160摄氏度、降阻率80%的耐高温高降阻滑溜水体系，研制出双向锚定大通径桥塞，开发了5000型压裂车组及配套高压装备，形成以多段少簇+高低压裂液+小粒径支撑剂为核心的复杂缝网压裂工艺。

    超深层页岩气的勘探突破仅是一个新的起点，效益开发还需进一步解决提产和降本难题。下一步，我们将推进地质工程一体化，建立超深层页岩气双“甜点”评价标准，同时着力攻关不同构造类型和应力状态条件页岩气立体缝网压裂工艺技术，以及光纤、电磁造影等深远探裂缝监测与诊断技术。