常压页岩气：低品位资源实现“逆风翻盘”

□中石化石油勘探开发研究院副总工程师、天然气研究所所长  刘 华

中石化石油勘探开发研究院天然气研究所非常规室主任   王妍妍

我国页岩气资源主要富集于四川盆地及其周缘地区，其中五峰组-龙马溪组是当前开发的核心层系。四川盆地内部以高压、超高压页岩气为主，盆缘及盆外则以常压页岩气为主。常压页岩气是指地层压力系数介于0.9~1.3、以吸附气为主要赋存方式的页岩气。与高压页岩气相比，常压页岩气经历了更为强烈的地质构造改造，效益开发面临重大挑战。

在能源安全新战略的指引下，我国页岩气勘探开发逐步从盆内高压区向盆缘及盆外常压区拓展，并取得了突破性进展。中国石化南川页岩气田是国内首个常压页岩气田，累计提交探明储量超3200亿立方米，累计建产能40亿立方米/年，累产气量已突破100亿立方米，此外，綦江页岩气田丁山区块探明储量达1460亿立方米，武隆、彭水等常压页岩气区的开发也成效显著，共同印证了常压页岩气广阔的开发前景。

常压页岩气开发面临“三道难题”

地质条件复杂，储层“甜点”优选难。常压页岩气主要分布在盆缘及盆外的复杂构造区，保存条件差，微孔占比高、储层物性差、含气量低，构造应力变化快且差异系数大，“甜点”储层预测与优选难度显著提升。

工程工艺要求高，钻压排采突破难。南川、武隆、彭水等常压页岩气区浅表层缝洞发育、漏失层位多，构造复杂、压力体系多变，钻井提速困难；受应力变化快、应力差大的影响，压裂难以形成复杂缝网；地层能量不足导致排液效率低，井下管柱腐蚀结垢问题突出，气井连续生产受阻，排水采气工艺难度加大。

资源禀赋变差，规模开发推进难。常压区优质页岩往往厚度较薄、品质欠佳，含气量及丰度较低，游离气占比小，气井试采阶段产量不高、稳产期变短，预测可采储量（EUR）明显低于盆内高压区。在复杂地质条件与工程环境制约下，常压页岩气井产能普遍偏低，但单井投资没有明显降低，规模效益开发面临严峻挑战。

地质工程一体化破解效益开发“密码”

面对“先天品位低、后天改造难”的资源禀赋特征，中国石化通过地质工程一体化联合攻关，成功破解常压页岩气效益开发的“密码”。

创新地质理论，指导储层“甜点”优选。以原型盆地分析为主线，开展页岩生排烃模拟、古压力恢复等研究，揭示常压页岩气形成与聚散机理，建立了“生-排-滞-聚”动态成藏模式，形成了以保存条件和地应力为核心的“双甜点”评价体系，有效指导“甜点”区和“甜点”段优选。

突破工程工艺瓶颈，助力气井增产提效。钻井工程围绕“提速、提效、降本”，攻关形成以“简化二开+优选工具+强化参数+定录导一体化+低密度油基+不承压与预应力固井”为主的钻完井技术，钻完井周期年均降幅10.67%，单井钻井成本年均降幅7.64%；压裂工程围绕降本增效，攻关形成“适度密切割+暂堵转向”的促缝压裂工艺，通过“高强度加砂+变粒径砂陶组合”促进缝网多尺度有效支撑，储层改造效果大幅增强；采气工艺应用复合排采工艺提高中产水低压井生产时率，完善单管射流泵、强力泵+尾管等机械排采工艺，在开发后期实施泡排等增产措施，延长气井生产周期。

优化开发技术策略，支撑气田效益建产。微观模拟、室内实验与矿场试验相结合，揭示常压页岩气多尺度流动机理，建立产能预测方法，厘清气井生产规律，制定合理的开发技术策略，为编制效益建产方案奠定基础。华东油气开展了常压页岩等温吸附和二氧化碳-甲烷竞争吸附机理研究，实施了国内首次常压海相页岩气衰竭井二氧化碳吞吐矿场试验，二氧化碳置换甲烷收效良好。

持续攻关关键技术，迈向规模高效开发

通过持续深化地质理论认识、不断突破工程工艺技术瓶颈、优化降本增效措施，曾经不被看好的常压页岩气正逐步转化为供应可靠的清洁能源。

但也要看到，常压页岩气勘探开发程度、建产规模与盆内高压区相比仍存在较大差距，诸多关键技术仍存在瓶颈。

要实现盆外常压页岩气大规模高效开发，仍需以“提产、降本、增效”为核心目标，加强基础研究、科技攻关与工程工艺突破，持续深化富集高产机理研究与效益开发技术优化，持续突破钻完井及压裂等低成本工程工艺技术瓶颈，并全面推进勘探开发一体化与地质工程一体化协同创新，同步探索注二氧化碳等新技术并加快现场推广应用，构建“机理-技术-工程-管理”全链条效益开发技术体系，推动低品位资源实现更大规模高效开发。