0 引言

美国非常规油气勘探开发得益于一体化技术规模化的发展应用，成本比早期降低了50%以上，长水平井压裂、加密布井、一体化工厂化运作已成常态，低油价下抗风险能力显著增强。地质工程一体化的思路是解决复杂低品位油气藏经济有效开发的必由之路，特别是在低油价下，是提高产能、降低成本的有效方法。2012年Gapta等^[1]采用地质工程一体化研究方法，综合考虑储层、地质力学、天然裂缝等因素，研究了多井组水力压裂后三维地应力场的变化。2013年Cohen等^[2]利用一体化研究方法对Marcellus的支撑剂、液量、排量、泵序等压裂施工参数进行了优化。2015年，吴奇等^[3-4]在中国首先提出了“品质三角形”，以及基于此提出的针对中国南方海相页岩气开发的地质工程一体化实施技术路线。2017年以来，谢军等^[5-11]在四川盆地涪陵页岩气田提出应用地质工程一体化思路或方法，实现了页岩油气等低品质资源的规模效益开发。前人所提出的地质工程一体化的思路或方法，基本均未涉及页岩气分层立体开发方面的应用。本文针对涪陵地区页岩气立体开发面临的挑战，引入地质工程一体化理念，利用三维地质建模、地应力建模、复杂缝网建模和数值模拟一体化研究，打造“透明”页岩气藏，实现页岩气高效立体开发。

1 页岩气立体开发现状及挑战 1.1 页岩气立体开发现状 1.1.1 一次井网开发现状

涪陵页岩气田构造位置处于四川盆地东缘川东高陡褶皱带万县复向斜，属于典型的自生自储式连续型页岩气藏^[12-15]。与北美页岩气藏相比，涪陵页岩气田具有地表复杂、构造复杂、压力系统复杂、埋藏偏深、油气藏类型多样的特征^[16-19]。涪陵页岩气田于2013年投入开发，开发层系为上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组一段，厚度为85~102m，目前已实施立体开发调整以提高采收率。根据矿物含量、物性、含气性差异，研究区含气页岩纵向上可划分为9个小层^[20]，其中①—⑤小层为下部气层，综合评价为Ⅰ类页岩气层，是早期开发的主要目的层段；⑥—⑨小层综合评价为Ⅱ类页岩气层，为上部分层立体开发的有利层段。

涪陵页岩气田经历了下部气层的一次井网开发，主要采用1500m水平段、600m井距、山地丛式水平井交叉布井，水平井主要穿行①—③小层地质工程“双甜点”的布井模式^[21]。对五峰组—龙马溪组按一套页岩层系进行一次井网开发，开发面积为267km²，部署水平井254口。2015年建成50×10⁸m³/a产能，2016—2017年年产量保持在50×10⁸m³以上稳产两年，建成了我国第一个实现商业开发的页岩气田、第一个国家级页岩气示范区。

1.1.2 开发试验现状

按照“单井评价—井组试验—整体部署—滚动建产”的步骤，边摸索、边实践、边总结，实现了井网由“单层”向“两层”的突破、向“三层”的立体勘探开发。2017年开展单井评价先导试验12口井，主要摸索立体井网模式和调整潜力^[22]。2018年在不同区展开5个井组先导试验，进一步评价立体开发技术政策。2018年底编制了涪陵页岩气田整体开发调整方案。2019年以来，形成了“向南评价调整潜力，向北滚动推进建产”的格局，2021年开发调整主要聚焦主三区加密调整和主一区试验井组内立体开发调整。上部气层完试80口，测试压力平均为13.56MPa，测试产量平均为15.89×l0⁴m³/d；加密方案井完试127口，测试压力平均为15.35MPa，测试产量平均为20.42×l0⁴m³/d。

1.2 页岩气立体开发面临的挑战

涪陵海相页岩气田地表、地质条件复杂，且气藏经历了一次大型非均质改造，与北美存在很大差异。在一套无隔层的单一页岩层系中进行立体开发，主要面临三大技术挑战，一是地质条件非均质性强，二是一次井网开发后剩余资源分布不均，三是差异化压裂改造技术亟待攻关。

1.2.1 地质条件非均质性强

从页岩气的主要评价参数来看（表 1），涪陵页岩气田页岩气层段具有较强的非均质性，①—③小层TOC为3.42%~5.65%，孔隙度为4.92%~7.80%，主要以有机质孔为主（占比大于70%），含气量为3.41~3.81m³/t，①、③小层层理缝及构造缝均极为发育，②小层厚度较薄，层理缝及构造缝不发育，水平应力差异系数及泊松比较低，综合评价为Ⅰ类页岩气层；④—⑤小层各项参数基本较①—③小层略有降低，TOC为2.54%~2.61%，孔隙度为3.93%~3.94%，以有机质孔为主（占比大于50%），含气量为3.30~4.09m³/t，层理缝及构造缝均较为发育，水平应力差异系数及泊松比较低，综合评价为Ⅰ类页岩气层；⑥—⑨小层各项参数均较低，TOC为1.10%~2.02%，孔隙度为3.38%~4.89%，主要以无机孔为主，含气量为1.10~2.15m³/t，上部气层层间缝发育程度明显低于下部气层，⑥—⑦小层层理缝及构造缝均欠发育，⑧—⑨小层层理缝及构造缝发育，水平应力差异系数及泊松比较高，综合评价为Ⅱ类页岩气层。综合评价优选出①—③小层最优，④—⑤小层次之，⑥—⑧小层再次之，⑨小层最差。

1.2.2 一次井网开发后剩余资源分布不均

涪陵页岩气田不同地质条件下一次井网开发后，利用地质建模—数值模拟（简称地模数模）一体化储量动用评价技术，结合涪陵页岩气田天然裂缝发育特征，分类型评价了储量动用状况。纵向上，在构造缝较发育区，上部气层储量部分动用，约占总动用量的20%；在构造缝不发育区，上部气层储量基本未动用。平面上一次井网条件下井间储量动用不充分，具备加密调整的资源潜力。如何深入精细刻画不同页岩气开发区块剩余储量有待攻关。

1.2.3 差异化压裂改造技术亟待攻关

立体开发是在一次井网开发的基础上，通过上部气层开发、下部气层加密的手段来实现。涪陵页岩气田开发层位为下部气层，主要穿行①—③小层，通过加密井能够进一步获得前期未改造储层产量。同时前期试验井也取得了较好的试气效果，说明其具有较好的开采前景。涪陵页岩气田上部气层与下部气层地质特征差异明显，整个平面上也存在分区差异，需要进行差异化压裂工艺技术优化。

2 页岩气立体开发地质工程思路及关键技术 2.1 页岩气立体开发地质工程一体化思路

本文所述的地质工程一体化核心技术以地质方法为基础，工程技术为关键，直接服务于开发生产活动和过程的互动式综合性应用研究（图 1）。地质方法是以地球物理、地质建模、天然裂缝、地质力学和油气藏工程评价为主的多学科综合研究，工程技术泛指在开发过程中从钻井到压裂生产等一系列方案优化设计及工程技术应用。

2.2 页岩气立体开发地质工程一体化关键技术

在大量室内外实验的基础上，通过现场试验攻关研究，涪陵页岩气田在国内率先实施了页岩气立体开发调整，形成了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和钻井、完井配套工艺一体化实施技术3项关键技术。在涪陵页岩气田一次井网基础上，坚持地质工程“三个一体化”的思路，地质—气藏工程、钻井—压裂、采气—管理多个专业团队相结合，开展三维地质建模、地应力建模、复杂缝网建模和数值模拟一体化研究，打造“透明”页岩气藏，认识剩余储量分布，到穿行层位设计、水平段长设计、井网井距设计和立体开发模式建立，实现立体开发井位优化部署，再到钻井防碰绕障、井轨迹精确控制、差异化工艺方案和现场压裂参数实时调整，实现提高单井EUR和区块页岩气采收率（图 2），从平面和纵向两个维度进行剩余储量挖潜，建立立体开发调整井网，将压裂缝网由单井控制的局部范围拓展到多井控制的全局范围，从而实现页岩气立体开发调整。

“从一体化研究到一体化优化，再到一体化实施”3个维度进行深度融合，形成了一整套地质工程一体化技术系列，实现涪陵页岩气田高效开发。

2.2.1 地模数模一体化储量动用评价技术

单套厚层页岩经过一次井网开发后，平面上井间段间剩余储量分布不均，如何精确认识剩余储量的分布面临极大挑战。

通过细化压裂前裂缝建模，页岩天然裂缝对压裂缝发育形态影响较大^[23]。针对天然裂缝难以表征的问题，利用岩心、钻井、测井、构造、地震等资料，在精细描述基础上，建立融合不同尺度、不同类型、不同方位的天然裂缝模型，明确压裂前天然裂缝发育特征（图 3）。为了实现页岩气水平井压裂后缝网精细描述，通过动态分析、工程参数反演、微地震重构、随机裂缝模拟等方法，分类型、分模型表征压裂后缝网，引入流体力学的水平集函数概念解决次生裂缝分布不确定性高的难题，实现了长水平井单段裂缝发育形态可视化表征^[24]。

2.2.2 立体开发调整井位一体化优化技术

涪陵页岩气田开发页岩气层经过一次井网开发后，纵向上无明显应力界面、非均质性强，不同立体开发空间配置干扰影响情况不明的现状，如何合理高效布井面临极大挑战。

本文通过岩心测试、测井解释、地震响应相结合，地质工程一体化优选立体开发调整井黄金着陆点。研究区页岩气层纵向上⑦—⑧小层和①—③小层为地质甜点层段。结合应力研究结果（图 4），下部气层“层间高水平应力差阴影”，会造成加密区缝网复杂程度低。通过实施同层和错层两类轨迹穿行试验，评价认为加密井错层穿行可有效降低施工难度、提高改造缝网的复杂程度，基本实现下部气层储量均衡动用，“地质甜点”中找“工程甜点”是确定水平井黄金着陆点的关键^[25]。针对上部气层塑性增加、层理减弱、纵向应力非均质性强，会造成平面缝网类型单一、纵向裂缝突破难度大的问题，开展不同亚层穿行层位试验，明确上部气层黄金着陆点为⑦小层3亚层，可实现上部气层动用最大化。

平面上结合同层系200~500m井距、上下部气层0~300m空间井距两大类评价试验结果，按照钻井、试气、生产3个阶段（图 5），以动态监测和动态分析为手段，评价井间干扰程度，结合经济评价，明确开发调整井距。在目前技术、经济条件下，同层系井距300m，上下部气层平面投影井距150m，可实现剩余气充分动用，反之则难以实现剩余气充分动用。

2.2.3 钻井、完井配套工艺一体化实施技术

相比一次井网，页岩气立体开发调整平台井数更多、水平段更长、井网更密集、精准入靶要求更高、地应力场更复杂、两套目标层品质差异大。如何钻好井、压好缝，满足立体开发井网需要，实现剩余储量动用最大化，钻井和压裂技术面临挑战。

2.2.3.1 地质工程一体化立体开发模式的优快钻井工艺

针对压裂区密集井网，防碰防扰风险大问题，提出压裂区井眼轨道绕障设计流程和方法，在平台井数翻倍的情况下，实现了所有完钻调整井“零”碰撞，保障了安全钻井，相比一次井网，调整井平均水平段长度提高32.6%。为确保靶窗、不同地层产状情况下长水平井精准穿层，编制了水平井井斜—标志层控制图版、中靶最优造斜率对比图版，指导精确入靶，应用地震实时跟踪及方位伽马成像技术，优选导向工具（图 6），立体开发调整井优质储层穿行率达98%以上。自2013年以来，钻井逐步完成了“丛式井组→井工厂→大型长水平段立体开发井工厂”的优快钻井配套技术体系，累计实施立体开发调整井244口，平台井数从3口增至15口，水平段长度从1500m增长至3000m，机械钻速从7.5m/h提升至12m/h，钻完井周期从一次井网的105d降至立体开发井网的40~60d（表 2）。

2.2.3.2 地质工程一体化立体井组压裂工艺

在成缝机理方面，综合现场测试、室内模拟与微地震监测结果表明，上下部气层储层特征差异、老井采出带来的地层压力下降、地应力随时间动态变化导致开发调整井成缝基础条件变差（图 7）。通过“细密布缝+均衡改造”特色压裂工艺，实现不同井网井距、地应力场变化影响下井组整体有效动用储量；制定了上部、下部气层差异化参数设计方案，达到平面上缝长匹配井距、纵向上缝高可控的目的；建立了新老井压裂干扰量化评价指标和判断机制，为“一段一策”现场实时优化调整提供依据，实施效果表明裂缝密度、加砂强度等核心参数指标得以提升，段间距从30~40m减至10~15m，单段簇数2~4簇增至6~10簇，加砂强度从0.8t/m提高至2.2t/m（表 3），推广应用地质工程一体化立体井组压裂工艺技术244口井，平均单井测试产量为19.4×10⁴m³/d，进一步提高了压裂改造效果，实现了井网加密和上部气层的效益开发。

3 立体开发实践及效果 3.1 明确了一次井网开发后剩余储量分布状况

以页岩储层孔—缝双重双渗理论为指导，以压裂缝高度评价为核心，结合微地震监测、动态分析、压裂后反演、地模数模一体化等手段，完成地质模型离散化处理，构建压裂后缝网和数值模拟模型，基本明确了涪陵页岩气田JY12—JY19井区间的储量动用平面分布状况（图 8），发现老井段间改造不均一，压裂半缝长平均为150m左右，各段产气量差异明显，600m井网的井间储量动用不充分，平面上在不同区动用存在差异。剩余气主要分布在下部气层老井之间和上部气层，平面上呈现“北高南低”的特征，指明了立体开发调整方向。平面上，涪陵页岩气田一次井网储量动用不充分；受井筒周缘天然裂缝发育特征影响，储量动用非均质性存在差异，构造缝不发育区，储量动用非均质性较弱；构造缝发育区，储量动用非均质性较强。平面上一次井网下部气层①—⑤小层井间储量动用程度低，剩余地质储量丰度平均为4.69×10⁸m³/km²；纵向上，上部气层⑥—⑨小层储量动用存在差异，天然裂缝发育区地层压力相对较低，储量约动用20%，天然裂缝不发育区地层压力相对较高，储量约动用1%（图 9）。

3.2 指导了立体开发合理高效布井

以储量动用状况为基础，以最大限度提高储量动用为目标，采用精细描述、动态监测、数值模拟、现场试验等主要技术手段，结合工艺成熟度、地面情况和经济性，经过多轮次优化，建立了页岩气立体开发模式，实现优化井位部署和设计（图 10）。开发层系按上部气层（⑥—⑨小层）和下部气层（①—⑤小层）两套层系开发，水平井段穿行位置设计上部气层控制在⑦小层3亚层内，井网加密穿行以①小层为主，结合现有井穿行层位错层调整，水平井井距同一层系300m，上、下部气层投影井距150m，水平井方位按垂直最大主应力方向部署^[26]，水平段长度以2200m为主。涪陵页岩气田受山高、路窄、坡陡等自然条件限制，平台选址困难，施工难度大、费用高。在页岩气立体开发井网部署时，优先考虑利用老平台，布井方式采用交叉布井+单向布井为主，尽可能利用老平台，提高土地利用率，降低成本。开发调整总体方案设计平台56个，其中利用老平台39个，占总平台数的69.6%，部署263口井，减少征地250余亩，节约征地费用超9000万元，有效实现了页岩气开发降本。通过实施立体开发，平均单井测试产量为19.4×10⁴m³/d，预计立体开发区采收率可由23.3%提高至39.2%。

4 结论

（1）地模数模一体化储量动用评价结果表明一次井网水平井穿行①—③小层，④—⑤小层储量动用不充分，⑥—⑨小层储量基本未动用，600m井距储量总体动用不充分，平面上在不同区动用存在差异，明确了剩余储量分布，指出了涪陵页岩气田立体开发调整方向。

（2）地质工程一体化优选立体开发调整井黄金地质靶点为上部气层⑦—⑧小层和下部气层①—③小层，在考虑一次井网开发后“层间高水平应力差阴影”及井间干扰程度，确定纵向充分动用的目标层段及平面的开发调整井距，建立了页岩气立体开发模式，可实现页岩气层储量最大化动用。

（3）地质工程一体化立体开发模式指导了长水平井钻井地质导向，保障了在平台井数翻倍的情况下安全钻井，同时为钻井确定靶窗提供依据，确保轨迹精准入靶及优质页岩层钻遇率，实现了立体开发调整井平均水平段长度提高32.6%，优质储层穿行率达98%以上。

（4）地质工程一体化有效指导复杂应力场条件下的高效体积压裂，提出了适用于涪陵页岩气立体开发特点的“细密布缝+均衡改造”特色压裂工艺，实现不同井网井距、地应力场变化影响下的井组整体储量有效动用，实现了实现页岩气高效立体开发。