□中国石化石油工程技术研究院

    副总工程师、首席专家 刘匡晓 专家 李进双

    页岩气井产能衰减快、采收率低，多层立体开发通过部署密集丛式井，实现多个储层同时动用，可最大限度增加控制储量，是实现页岩气持续稳产的重要手段和发展方向，美国通过2~5层立体开发和长水平井钻井，实现了大幅降本和持续上产。我国涪陵页岩气田初期采收率仅12.6%，于2016年率先在国内开展了三层立体开发攻关。尽管多层立体开发优势显著，但其技术复杂性远超传统单层开发。

    钻井方面，最大的瓶颈就是平台井数由4~6口增为8~16口，密集井网导致井间干扰严重，易发生井漏、气侵等故障，钻速慢、风险高。对此，中国石化通过理论研究、技术创新和工程实践，创新形成页岩油气立体开发防碰绕障钻井技术。

    一是建立了压裂区防碰防压裂干扰井眼轨道设计方法。建立了考虑压裂区渗透率变化影响的动态地层压力预测模型，符合率大于89%，明确了压裂干扰距离和影响程度；提出了基于靶点微调和防碰绕障的井眼轨道设计方法，现场应用受压裂区干扰井比例小于2%；提出了基于井眼轨迹空间圆弧模型的法面扫描解析算法，防碰扫描可靠性大于99%；建立了标准化的密集平行簇井网防碰技术体系，制定了技术规程，实现320口新井与480口老井轨迹“零碰撞”。

    二是创新了基于地震数据随钻校正的前探地质导向技术。提出了利用随钻地层信息修正待钻地层地震速度的新思路，建立了抗钻特性、钻井风险等地质因素前探识别模型，随钻预测地层产状、裂缝带、复杂流体，为钻井风险预警和技术方案优化提供指导，前探预测距离达500米，精度大于93%。

    三是构建了低成本“定测录导”一体化轨迹控制技术。揭示了穿行层位与可采储量关系，明确了最优穿行层位，建立了不同工况下造斜率预测图版，形成了基于定向、测井、录井的一体化信息导航轨迹控制技术，替代进口高成本旋转导向工具，常规导向钻井技术应用率达94%，优质储层钻遇率在98%以上。

    研究成果在我国涪陵、南川等页岩气区块规模化应用超过320口井，水平段长增加34.1%、机械钻速提高30.8%、钻井周期缩短27.8%、钻井成本降低35.1%，创造了一系列页岩气钻井工程新纪录，其中焦页44-Z5HF井创5442米陆上水平段最长等三项亚洲纪录，引领了我国页岩气钻井技术进步，推动了我国页岩气田开发模式升级。

    压裂方面，最大的挑战是地层非均质性增强、地应力场动态变化加剧，导致井间窜通现象时有发生。对此，中国石化开展系统攻关研究，构建了地质工程“三个一体化”理论思路（地模数模一体化储量动用评价技术、立体开发调整井位一体化优化技术、钻井和完井配套工艺一体化实施技术），形成了以四维动态地质力学模拟分析为核心，以井间精准布缝优化设计、纵向分层促缝-控缝精细化设计和井间干扰识别与实时调控为关键措施的立体缝网精准压裂工艺，建立了同步压裂交错布缝的井工厂压裂模式，形成了压后裂缝区取芯验证技术，提高了压裂造缝预测准确性，有效控制裂缝走向，为压裂井间防窜提供了有力支撑。

    涪陵页岩气田的井间防窜技术已形成“预测-设计-施工-验证”闭环体系，未来将向智能化、清洁化方向深入发展，将继续推进人工智能算法与裂缝实时监测数据的有效结合，动态调整立体开发压裂施工参数，实现井间裂缝精准控制；进一步研发低伤害、可降解的暂堵材料，实现裂缝的智能封堵及重新开启。随着数字孪生、压裂入井材料等关键技术的突破，井间窜通率将进一步降低，立体开发井组EUR（评估的最终可采储量）有望大幅提升。