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页岩气，非常规天然气的一种。由于页岩渗透率极低，需要通过压裂形成复杂裂缝网络，再将气采出，而显得“非同常规”。压裂工艺的发展水平直接影响着页岩气的效益开采。 我国天然气资源丰富，其中页岩气可采资源量达31.6万亿立方米，主要集中在川南地区，是天然气增储上产的重要领域。 为将资源变成产量，实现“能源的饭碗必须端在自己手里”，2016年年底，集团公司页岩气业务发展领导小组加快推进川南页岩气规模效益建产，2017年8月，集团公司又设立川渝页岩气前线指挥部，通过资源共享、技术共享、信息共享，实现一体化组织、一体化实施、一体化研发、一体化保障、一体化协调，形成集团公司页岩气业务发展领导小组决策部署、川渝页岩气前线指挥部统筹推动、油公司与工程服务公司联动的开发模式。 针对页岩气压裂存在的问题与挑战，在川渝页岩气前线指挥部统一组织下，西南油气田公司、浙江油田公司、川庆钻探公司、中油测井公司和勘探开发研究院组成项目组，2018年至2019年，在昭通YS112H4、H5平台、长宁H26-3井等开展了多簇射孔缩小簇间距、高强度加砂、暂堵转向、石英砂替代陶粒压裂工艺组合等一系列现场试验和针对性理论研究，逐步形成页岩气压裂基础理论、关键技术和工艺体系。2019年，川渝页岩气前线指挥部在经过两年多现场试验的研究基础上，总结提出“多簇射孔缩小簇间距+高强度加砂+暂堵转向+石英砂替代陶粒”新一代压裂工艺，简称压裂工艺2.0。 “这是页岩气压裂工艺的跨越式发展，有效推动了川南页岩气的效益开发。目前压裂工艺2.0已推广到页岩油、致密气领域，有力地推进了中国石油非常规资源的开发。”中国石油勘探与生产分公司副总经理郑新权点赞压裂工艺2.0。 新思路 打破困局 压裂改造是页岩气开发的核心技术，改造后的裂缝形态则是压裂效果的具体表现。“在我们眼里，当然希望裂缝越复杂越好。复杂就意味着打开的通道足够多，页岩气采出更顺利。”勘探开发研究院压裂酸化技术中心的卢海兵介绍道。但压裂工艺1.0技术气井通常单段射孔只有3簇，平均簇间距22米，使得相邻各簇之间存在大量盲区，造成了资源的浪费。 浙江油田公司副总经理梁兴对此深有感触。这个公司早期在紫金坝区块开采页岩气时，地质条件显示良好，试采结果却不佳，“主要原因就是压裂技术跟不上，没有在储层产生大量裂缝通道，导致无法充分动用资源。” 加密簇数、减小簇间距，让通道相互挨得更近，不就可以解决这个问题了？ 为了验证小簇距多簇的可行性，项目组联合攻关，揭示了“小簇距+大排量+暂堵转向”的密切割高强度改造机理，形成“页岩密切割高强度改造理论”。“这是压裂工艺2.0最核心的理论突破，可实现单段簇数大于6簇，簇间距小于10米，段间盲区缩减至5米。”卢海兵介绍。 理论突破马不停蹄，技术研发同步跟进。为保障每一个新想法落地，中油测井公司积极开展技术攻关，研发配套的射孔工具。经过多次试验，新研制的模块化等孔径分簇射孔器成功应对多簇射孔技术的挑战，达到国际领先水平；高效连续油管多簇射孔工具，解决了复杂井处理时效低的难题。“这标志着压裂工艺关键工具及材料终于实现了国产化。”参与研发的中油测井公司射孔技术中心李奔驰兴奋地说。 射孔工具的升级完善、复杂缝的成功建立在提高单井产量的同时，也有效缓解了套变问题，但新的难题接踵而至。裂缝增多意味着加砂量增加，成本势必大幅上涨。 如何突破成本“关卡”？项目组又一次提出大胆设想：互换支撑剂中石英砂与陶粒的占比，让价格更低的石英砂“当主角”。 项目组通过建立模型和实验，形成了支撑剂承压远小于传统压裂的新认识，并首次提出适度匹配、有效支撑的“经济导流能力”理念，改变了传统压裂以闭合压力作为支撑剂优选标准的做法。这一思路打破了页岩气开采成本高的困局。2017年，西南油气田公司在长宁、威远区块对5口井进行了石英砂全替代陶粒现场试验。对比900天累计产气量，5口井表现不俗，产量与同平台邻井持平，试验取得成功。 2019年，川南页岩气开始全面推广石英砂替代陶粒，目前石英砂占比已由前期30%提高到74%，为页岩气压裂降低成本提供了巨大支撑。 |
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