0 引言
2000年以来随着北美页岩气等非常规油气资源的有效开发，全球油气供给格局发生了剧烈变化[1]。20世纪70—80年代，隐蔽油气藏概念提出，人们按照“含油气系统”逐步沿着油气运移路径向源岩方向寻找油气[1⇓-3]，找油找气已经逼近了烃源。常规油气理论中作为烃源岩的页岩以纳米级孔隙为主，极其致密，考虑页岩表面水膜影响，甲烷可动孔喉半径临界值为2.4~7.8 nm，均值为5.0 nm[3⇓-5]，页岩气开发的储集层孔喉半径已经达到甲烷可动孔喉半径临界值。科学技术不断进步推动了天然气开发领域不断突破认识禁区。聚焦离子束/扫描电镜（FIB/SEM）、纳米CT等高端实验仪器的使用使油气储集层研究进入纳米时代。采用水平井多段压裂实现储集层的体积改造，建立人造裂缝气藏以实现有效开采[6]。
经过10余年勘探开发攻关，中国南方海相上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气开发取得突破，2021年产量达到228×108 m3。2018年以来中国石油天然气股份有限公司对四川盆地南部（简称川南）地区埋深3 500~4 500 m的龙马溪组深层页岩气持续开展攻关，在川南地区埋深3 800 m的泸203井获得138×104 m3/d测试产量，树立页岩气单井测试产量新标杆，并成功获得了一批高产井，实现了中国深层页岩气开发的战略性突破。随着页岩气开发的持续推进，川南海相深层页岩气作为未来中国天然气产量增长的主体，其高效开发仍面临多项难题。针对天然气田的高效开发，笔者提出“极限动用”开发理论，采用“极限技术”，建立地下连通体，增大泄流面积，提高动用范围，追求最大单井产量和采收率，达到“极限效果”[7]。本文在深入分析川南海相深层页岩气开发面临困难的基础上，基于“极限动用”开发理论，在川南海相深层页岩气开发中开展具体应用实践，探索深层页岩气高效开发途径，以期为中国深层页岩气开发提供理论和技术指导。
1 页岩气“极限动用”开发的基本思路
天然气开发过程就是地下高能量天然气克服储集层阻力、流体障碍和重力束缚等，由地下开采至地表的过程，整个过程是天然气能量衰减的过程。因此，实现天然气的高效开发，需要做到以下几点：①以最精准的方式刻画储集层，找到高能富集区/段；②以最有效方式减少储集层阻力，最短时间产出气；③最大范围沟通储集层，实现天然气的最大采出程度；④以最优排采制度，保持最佳储集层通道畅通；⑤以最有效的生产组织，获得最大生产效益。常规天然气储集层大孔高渗，地层渗流阻力低，储集层大面积连通，采用直井生产。页岩气等非常规天然气储集层微孔低渗，地层渗流阻力高，储集层连通性差，需体积压裂改造多井生产。
页岩气是烃源岩生气排烃后原地滞留下来的天然气，其储集层渗流阻力极高，一般无自然产能，需体积压裂后投产，且体积压裂后产量递减快。常规天然气开发找准1~2项主控因素，解决主要矛盾，即可实现高效开发。页岩气储集层特征决定其有效开发存在多个控制因素，需要地质-工程一体化全方位优化、多因素攻关，既要精准落实页岩气储集层特征、展布情况以找到页岩气开发的资源富集区，又要落实页岩储集层的温度、应力等条件以明确工程作用的难易程度，最终实现效益的最大化，从逐一因素解决的量变，达到“极限动用”的质变。
按照“极限动用”开发理论，页岩气实现极限动用开发的主体思路如下。①通过3D地震等手段精准刻画储集层。寻找页岩气开发的甜点区/段，即找到储集层压力最高、页岩气含气量最高、最容易改造（高脆性）的区/段，并精准建模构建页岩气开发的甜点区/段的多属性“透明地质体”，作为工程作业和排采优化的基础。②通过钻井和压裂等工程手段构建最优地下连通体。针对页岩储集层大面积连续分布特征，采用长水平段水平井实现最大单井控制面积，通过多段多簇压裂实现储集层地质体的高渗改造，以建立复杂连通缝网体系，最大限度实现体积改造，最大程度缩短天然气在页岩基质内的运移距离。③全生命周期地质-工程-管理一体化体系优化。按照既定目标（最大效益、最大产量等），针对影响页岩气开发效果的因素，在生产中不断总结学习，不断优化地质目标、井网井距、钻完井及增产改造工程技术、排采制度等，最终达到页岩气的“极限动用”开发。
2 川南海相深层页岩气储集层特征及开发难题
2.1 微幅构造发育、褶皱断裂裂缝多，优质储集层钻井难
与海相中浅层页岩储集层相比，川南深层页岩构造样式多样。以泸州区块为例，区内发育背斜6个、向斜17个、斜坡13个，微幅构造和断裂裂缝发育，钻完井难度大。
2.2 地层温度总体较高，导向工具失效率高，钻井效率低
2.3 地应力及应力差大，体积压裂裂缝复杂程度受限
深层页岩地应力高且复杂，施工压力超过100 MPa，水平主应力差达15~25 MPa，且不同构造部位应力差异大[13]，体积改造难度大。部分平台压裂时井间压窜明显，人工裂缝延伸不均匀，影响改造效果。示踪剂监测表明，深层水平井普遍存在压窜现象，压窜井井距300~1 000 m。
2.4 裂缝应力敏感性强，大压差生产易造成储集层伤害
2.5 深层页岩气开发成本仍然较高，效益开发面临挑战
3 “极限动用”开发理论应用实践
3.1 页岩储集层精准刻画
3.1.1 “黄金靶体”精准确定
$G=\phi {{S}_{\text{g}}}{{B}_{\text{c}}}\times {{10}^{-4}}$
式中 G——“黄金靶体”指数，无因次；Bc——脆性矿物含量，%；Sg——含气饱和度，%；ϕ——孔隙度，%。 通过10余年南方海相页岩气勘探开发实践，按照（1）式测算，确定“黄金靶体”的“黄金靶体”指数大于3.6（见表1 ），对应于龙马溪组底部富有机质页岩中的龙一11小层和龙一12小层的中下部。以足203H2-1井为例，其“黄金靶体”主要为龙一11小层（见图2 ）。
3.1.2 地层构造精细表征
明确微幅构造、断层及裂缝的发育情况以及地应力的状态，是实现水平井高钻遇率和高效改造的关键。采用基于宽方位矢量偏移距（OVT）道集资料叠前各向异性直接反演、叠后微小断裂预测等技术，耦合多属性地震-地质评价方法，实现多尺度天然裂缝精细描述。通过多级断裂半定量地震预测，断层识别分辨率提升至5~10 m，单井裂缝预测符合率超过65%。综合断裂特征及地应力条件，考虑构造样式、小断裂、天然裂缝、微幅构造、地应力大小及方向等地质特征（见图3 ），在泸州北部精细划分了20个开发单元，为技术政策差异化设计奠定了基础。
3.2 “黄金靶体”高效钻入
针对深层页岩储集层微幅构造发育的特点，在三维地震等手段的基础上精细表征储集层，精准预测微幅构造，有效提高钻前导向模型精准度。以“井身结构优化+高效聚晶金刚石复合片（PDC）钻头+旋转导向+优质钻井液+井筒降温”为核心工艺，提升深层页岩气井钻井效率，平均钻井周期缩短至100 d以内。通过降温、降密度、优化钻井液性能及改良工具服役环境，水平段钻井趟数明显减少，单趟钻进尺最高达2 535 m。优选高效PDC钻头、采用“旋转导向+大扭矩螺杆”，平均机械钻速由4.40 m/h提高到6.40 m/h，最高达24.95 m/h。优选高温旋转导向工具，实现复杂地质条件下轨迹精准控制，平均靶体钻遇率达到90%以上。
以足203H2-1井为例，通过强化钻井液封堵性能及井眼清洁能力，减少井下复杂情况，为钻成7 318 m川南最深页岩气水平井奠定基础。采用地面降温设备，井底循环温度由129 ℃降至118 ℃，为钻成2 852 m水平段提供技术保障。根据三维地震解释成果，精准设计水平井靶体轨迹，根据储集层展布特征控制钻头提前转向，精细调整轨迹防止钻头钻出储集层，实现“黄金靶体”钻遇率达97.8%（见图4 ）。
3.3 高效储集层体积改造
针对深层页岩储集层裂缝发育和地应力复杂等问题，采用“段内多簇+高强度加砂+大排量”压裂工艺设计。采用微地震监测、示踪剂、产液剖面测试等多种监测手段开展精细压后评估，室内实验和数值模拟相结合深化机理研究，明确深层页岩压裂优化方向主要是裂缝开启及扩张方式、支撑剂的支撑效果、每一段的压裂参数，明确气井钻遇不同小层的主体压裂参数，包括簇间距、簇数、排量、分段段长、用液强度和加砂强度等主体参数。针对深层页岩裂缝发育特征，形成了天然裂缝与井筒平行、斜交和垂直3种空间关系的最优压裂参数体系。
以足203H2-1井为例，针对储集层裂缝发育和地应力复杂的问题，在射孔过程中避开较大裂缝，在压裂设计过程中采用“段内多簇+高强度加砂+大排量”的设计，通过段内多簇解决高应力差下易形成单一裂缝的问题，在具体施工过程中通过暂堵转向提高裂缝的复杂程度，加强天然裂缝对压裂的影响。该井压裂水平段长为2 424.0 m，压裂段数达40段，平均段长60.4 m，单段簇数6簇或8簇，用液强度48 m3/m，施工排量19~21 m3/min，施工压力100~115 MPa，实现加砂强度4.4 t/m（见图5 ），创造了深层页岩气水平井压裂总段数、用液强度、加砂强度、施工排量等4项新纪录。
3.4 排采优化
深层页岩储集层压力高，生产压差大，天然裂缝和人工裂缝构成的流体运移通道应力敏感性强，大压差生产易造成近井筒伤害，通过焖井+控压返排可以实现优化生产。阳101H1、阳101H10平台返排现场试验证实精细控压可有效维持地层能量，减少人工裂缝导流能力伤害，提高气井生产效果。相对于大油嘴放压返排井，精细控压返排井压降速度降低76%，单位压降产气量提升2.0倍，稳产时间延长3.2倍，折算1 800 m水平段的EUR提升14%（见图6 ）。足203H2-1井返排期间各级油嘴持续时间均超过4 d，井口峰值压力后采用6 mm油嘴持续返排，日均压降小于0.1 MPa，单位压降产气量达140×104 m3，井口套压34 MPa时带压下入油管，井口套压增加11 MPa。该井2021年8月15日投产，截至2022年4月18日累计产气2 352×104 m3，套压29.6 MPa，日产气9.3×104 m3，预计该井EUR可达1.8×108 m3。泸203井测试产量138×104 m3/d，2019年1月22日投产，截至2022年4月底累计产气1.02×108 m3，通过排采制度优化，单井EUR有望突破2.0×108 m3。
3.5 全生命周期优化
3.5.1 高效管理
采用“工厂化”集约优化管理，按照每个平台6~8口井布置大井丛平台，单井投资可降低200万元以上。通过优化工艺流程，降低地面工程投资，橇装设备采购费用节约238.6万元，单井投资降幅在50万元左右。建立区域“水网-电网-讯网”，实现区域大工厂作业，通过智能化指挥、远程施工指挥，提升工程实施效率；通过管理架构升级、资源与保障共享，人员减少25%，设备减少35%，综合提速40%。推进电驱压裂车应用，提高连续输砂能力，提升压裂时效，开展长段多簇压裂，提升石英砂占比，推广应用可溶桥塞，进一步降低压裂成本。
通过创新体制机制，开展平台总承包、日费制+精准激励、市场化等试点，创新工程技术服务模式和投资管控模式，实施“平台项目化”竞争模式，泸州区块同平台提速达到30%以上。
3.5.2 实践学习优化
页岩气开发过程中需要大批量钻井，在开发建产中不断通过实践优化，提升作业水平并优化相关参数。特别是近年来随着大数据、人工智能技术的应用，深入挖掘生产中的信息，不断学习优化有关参数，在页岩气生产应用中取得良好效果。以EUR为优化目标，主要影响因素为储能系数、小层厚度、压裂簇数、总液量、加砂量、改造段数、地层压力、“黄金靶体”钻遇长度和裂缝条数。压裂工程因素对EUR的影响较大，而钻井工程因素对早期无阻流量的影响较大，但地质因素始终是二者的核心影响因素。针对深层页岩储集层高压、高应力、高裂缝发育程度等特征，确定泸州区块最优开发技术政策：最优靶体位置为龙一11—龙一12小层，优化轨迹方位与最大水平主应力方向夹角为60°~90°，优化水平段长为1 600~2 000 m。针对页岩储集层特征，按照井控储量与产量关系，确定水平井间距为300~350 m。
3.6 深层页岩气开发效果
将“极限动用”开发理论应用于川南深层页岩气开发中，显著提升了深层页岩气水平井开发效果，助推深层页岩气加快上产。2021年下半年泸203井区投产气井平均EUR为1.23×108 m3，单井储量动用程度为34.2%，较上半年增加11%，100 m段长EUR增加42%。2021年阳101井区投产气井平均EUR为1.28×108 m3，单井储量动用程度为35.3%，较2020年增加20%，100 m段长EUR增加19%。
4 结论
页岩气“极限动用”开发的基本思路是针对页岩气开发影响因素多、单井产量偏低、多处于效益边际等问题，精准刻画储集层，找到最优开发区，建立“透明地质体”，开展地质-工程一体化多因素评价，实施全生命周期持续优化，不断提升建井质量、效率，最大限度平衡生产目标与开发成本关系。
川南海相深层页岩气储集层条件相对复杂，有效开发面临多项难题，包括：①微幅构造发育、褶皱断裂裂缝多，优质储集层钻井难；②地层温度总体较高，导向工具失效率高，钻井效率低；③页岩储集层地应力及应力差大，体积压裂裂缝复杂程度受限；④储集层高压、裂缝应力敏感性强，大压差生产易造成储集层伤害；⑤深层页岩气开发成本仍然较高，效益开发面临挑战。
在“极限动用”开发理论指导下，提出深层页岩气开发解决方案：①提出“黄金靶体”指数，明确水平井钻井靶体位置，采用多种手段精准刻画页岩储集层，构建地下“透明地质体”；②优化钻完井工艺，通过降温、降密度、优化钻井液性能等提升关键工具适用性，建好开发井，综合考虑地应力、裂缝等特征，有效构建“人造气藏”；③通过高效管理、建立学习曲线和优化排采制度，全生命周期提质提效，实现“极限动用”开发，提高单井产量。
页岩气田有效开发是一个地质-工程-管理不断优化，达到“极限动用”的过程。开发初期通常达不到效益指标，需要在生产实践中不断优化形成学习曲线超过效益指标。