非常规页岩油气资源的开发得益于先进的地质工程一体化技术，通过综合运用地质、地球物理、岩石力学、流体动力学等多学科知识和技术手段，实现了对页岩油气藏的精细描述和有效开发^[1-4]。在全球低油价背景下，地质工程一体化技术是提高页岩气开采效率和经济效益的高效方法，其发展趋势随着技术创新和对页岩油气藏认识的深入而不断变化，三大类地质工程核心技术大力推动了北美页岩油气的发展。一是多井平台立体开发钻井技术和多分支水平井的技术创新，让两层、三层甚至多层立体开发水平再上新台阶；二是储层地质—工程多维度参数一体化精细评价，实现了厚储层进一步细化分层分段，为多层立体开发奠定基础；三是井网井距、压裂工艺和作业顺序的不断调整使得立体开发效果得到了进一步优化^[4-8]。

与北美相比，复杂的地表、地貌和自然地理条件严重制约了我国页岩油气田井工厂的实施难度；复杂的地层、构造、裂缝、地应力和地层压力系统加大了页岩油气钻探的难度^[9-10]。面对这些挑战，我国开展一系列地质工程一体化设计研究，包括甜点评价、地质导向、压裂设计、井网井距优化、裂缝建模等，针对性地进行提速降本设计，调整压裂改造理念，解决了密织井网下立体开发井防碰、提速、降本等技术难题，实现不同地质条件下改造体积与复杂度的统筹优化升级^[11-18]。目前，涪陵页岩气示范区，威远、昭通页岩气田，以及新疆吉木萨尔、大庆古龙、胜利济阳等多个非常规油气田均开展地质工程一体化技术实践^[19-28]。

中国石化涪陵页岩气田作为国内首个实现商业开发的大型海相厚层整装页岩气田，开发最早的焦石坝区块一次井网采收率为12.6%，对标北美Fayetteville、Barnett、Haynesville、Eagle Ford、Marcellus等典型页岩气田11%~39%的采收率^[29-33]，气田提高储量动用率、采收率的潜力巨大。与北美气田相比，涪陵气田页岩品质相当，但具有岩性复杂、构造复杂、应力复杂、无明显应力或岩性隔层的特点，无法照搬北美页岩气田立体开发经验进行立体开发。涪陵气田一次井网开发后剩余储量动用不充分，立体开发调整面临“剩余气分布不均、地应力场复杂、压力场紊乱”的现状，从而导致合理部署与高效动用面临极大挑战。本文从涪陵气田目前开采现状及面临挑战出发，从一体化地质精细研究、一体化井位立体部署、一体化方案优化设计、一体化现场实时调整、一体化数据平台整合5个方面阐述涪陵气田页岩气地质工程一体化高效开发模式，展示了页岩气立体开发地质工程一体化在涪陵气田的实践效果，对我国南方海相页岩气田开发具有一定的指导意义。

涪陵页岩气田位于四川盆地川东高陡褶皱带，发育晚中生代多层次滑脱构造，具有显著的南东向变形强、北西向变形弱，南东向变形早、北西向变形晚的递进变形特征。以齐岳山断裂为界，该褶皱—冲断带分为西部隔挡式褶皱带和东部隔槽式褶皱—冲断带。气田位于盆地边界断裂齐岳山断裂以西，四川盆地川东高陡褶皱带南段石柱复向斜、方斗山复背斜和万县复向斜等多个构造单元的结合部。

以涪陵地区实钻井数据为基础，综合地层岩性、电性等特征，将五峰组—龙马溪组龙一段进一步细分为9个小层（图 1），其中①—③小层页岩品质最优，为五峰组—龙马溪组龙一段中的优质页岩层段，简称下部气层，是早期页岩气开发的主要目的层段；④—⑤小层品质次之，为五峰组—龙马溪组龙一段中的中部气层段，简称中部气层；⑥—⑨小层页岩品质略差，为五峰组—龙马溪组龙一段中的上部气层段，简称上部气层。

图 1

图 1 涪陵页岩气田焦页A井五峰组—龙马溪组龙一段综合柱状图 Fig. 1 Comprehensive stratigraphic column of Wufeng Formation-the first member of Longmaxi Formation in Well Jiaoye A in Fuling Shale Gas Field

页岩气立体开发是基于地质工程双甜点优选，立足一次部署、整体动用，制定针对性开发技术政策，建立配套优快钻井、精准分段压裂和采气技术，针对单套厚层页岩或多套叠置页岩，纵向上分成多套开发层系，在多维空间改造形成“人工气藏”，实现页岩气开发的储量动用率、采收率、收益率最大化。其核心是通过井网设计，将有效压裂缝网由单井的局部尺度拓展到多井乃至整个气田开发的全局尺度，形成高效经济的开发体系，进而提高页岩气田的储量动用程度，加速页岩气资源动用和提高投资效率^[34]。

焦石坝区块开发初期，主要采用“1500m水平段、600m井距、山地丛式交叉布井，穿行①—③小层”的模式，对五峰组—龙马溪组龙一段一套89m页岩层系进行一次井网开发。但自2017年底区块产量开始递减，单井初始递减率高，达到60%，自然产量快速下降，区块稳产压力大。2017年以来，涪陵气田焦石坝区块按照“单井评价—井组试验—整体部署—滚动建产”的思路有序推进焦石坝立体开发。2017年开展单井评价先导试验12口井，在海相页岩开发选区综合评价体系基础上，建立页岩开发调整选区评价标准，优选出焦石坝区块开发调整有利区。2018年在不同有利区展开5个井组先导试验，明确分区开发调整模式，评价立体开发技术政策，建立国内首个页岩气立体开发模式并编制区块整体开发调整方案。2019年至今，区块两层立体开发已完成，目前已进入三层立体开发评建阶段。

随着开发时间延长，涪陵页岩气田产量自然递减速度加快，为夯实老区稳产基础，通过立体开发等方式来提高采收率。涪陵气田开发实践表明一次井网开发后井间、层间、段簇间动用差异较大，存在相当量的剩余气：纵向上加密井和上部调整井地层压力均高于老井目前地层压力，且低于原始地层压力，说明井间层间裂缝波及范围有限；重复压裂井地层压力和产量分别恢复到初次压裂的56%和70%，证实长水平井段簇间储量动用不充分，存在剩余储量。立体开发首先要解决的问题是剩余储量在哪里、有多少。前期对于焦石坝区块储量动用情况，只有“动用不充分”这一定性描述，储量分布情况、一次井网压裂缝网走向均无清晰描述，开发调整井的部署依据不明确。开发调整方案的部署正确与否直接影响到页岩气藏开发经济效益，如何有针对性地确定剩余气分布规律，并制定合理的部署方案，是目前急需解决的提高采收率攻关难题。

在明确剩余气差异化分布的基础上，如何高效动用剩余资源成了另一个提高采收率攻关难题。特别是经历一次井网开发后，面对“剩余气分布类型多样、地应力场多变、压力场紊乱”的页岩储层，精细评价难度增大；面对“平台井数更多、水平段更长、井网更密集”的复杂三维空间井网，优快钻井与精准改造难度增大。钻井设计上如何完成优质储层穿行率和剩余气精准靶向，压裂设计上如何造缝能完成压后缝网对剩余气资源的高效动用，如何实现储量高效动用面临极大挑战，对钻井压裂工艺上提出了更高的要求。

针对涪陵页岩气田开发中遇到的难题，结合地质工程一体化理念，面对地质环境复杂、储层非均质性强、压裂改造难度大等问题，以气藏剩余气精细描述为基础，以井网部署、钻井设计、压裂设计为重点，开展多学科的综合研究和多环节的工程实施，建立了非常规页岩气地质工程一体化高效开发新模式（图 2），提高了剩余资源动用率与开发效率，为其他页岩气区块下一步的开发调整起到重要指导作用。

图 2

图 2 地质工程一体化思路 Fig. 2 Idea of geology and engineering integration

不同于常规储层，页岩储层储集空间小、孔隙结构复杂，自然状态下渗流能力很弱，不压裂改造基本没有工业气流，属于“人造气藏”，具有“压裂前天然裂缝和应力场复杂、压裂后人工缝网复杂、多尺度孔缝介质耦合流动复杂”的复杂特征，通过页岩气建模数模一体化技术对剩余气进行精细刻画面临极大挑战。

前期的地质建模与数值模拟一般分为不同团队并行研究。地质建模在完成构造建模、属性建模、应力建模、天然裂缝建模后，进行地质储量复算：数值模拟则是根据实际井的分层信息搭建概念模型开展单井或井组模拟研究。在引入地质工程一体化的核心理念下，通过多学科、多部门一体化共享模型，攻关以“地质—工程耦合缝网精细表征”为核心的建模数模一体化工作流，突破技术瓶颈，为地质工程一体化精细研究、“低品位资源高效开发”难题破解奠定基础。

地质上通过以离散裂缝网络为核心的多尺度天然裂缝融合建模方法，建立了大、中、小多尺度的天然裂缝模型，以有限元模拟为核心的三维地应力场重建技术，解决了三维空间地应力大小和方向难以量化表征的难题。共享模型过程中，需要防止过度粗化模型，粗化的地层模型和压裂模拟结果对于高应力条带、层内应力差异、裂缝形态、改造SRV等的刻画精度不够，呈现的结果可能对后续的压裂设计产生误导作用。通过与工程上共享压裂前多尺度离散天然裂缝融合模型与高精度地应力模型，在此基础上开展多阶迭代压裂后缝网精细模拟，实现了页岩人工缝网三维空间定量化精细刻画。基于页岩气解吸、基质非稳态扩散、应力敏感因素等流动机理，通过耦合压裂前地质模型和压裂后复杂缝网，开展多尺度孔缝流动模拟与生产数据历史拟合，实现了页岩剩余气三维展布可视化。基于页岩气建模数模一体化及动态评价，对涪陵焦石坝区块剩余气进行精准刻画，利用Petrel软件进行不同小层的剩余气分布展示，得到焦石坝区块剩余储量丰度叠合图。

地质和工程耦合甜点层是立体开发水平井轨迹穿行的黄金靶窗，既要考虑页岩的含气性，也要兼顾储层可压裂性。在“地质甜点”中找“工程甜点”，以实现压裂改造体积最大化的目标。通过地质方面评价（图 3），焦石坝区块下部气层以Ⅰ类页岩气层为主，从页岩品质、含气性及可改造性等方面来看，①小层含气饱和度为71.01%，脆性矿物含量为75.37%，TOC为3.42%，③小层含气饱和度为71.39%，脆性矿物含量为72.12%，TOC为3.97%，①和③小层为首选地质甜点层，其中越靠近①小层的加密井可采储量越高；从工程方面评价来看，在一次井网的开发前提下，老井周缘应力场大小和方向发生变化，形成“高水平应力差屏障”，错层开发可以提高储层改造效果，有效降低施工难度。产剖测试表明，当加密井与一期老井同层穿行段的产量贡献率低，加密井错层穿行段则提高改造缝网的复杂程度，获得了较高的产气贡献率（图 4）。通过地质工程一体化对加密井黄金靶窗进行总结，明确了加密井黄金靶窗以穿①小层为主，根据老井穿行层位实施错层穿行的设计原则。

图 3

图 3 焦石坝区块下部气层小层精细描述综合柱状图 Fig. 3 Comprehensive thin layer fine description of the lower gas layer in Jiaoshiba block

图 4

图 4 加密井不同穿层层位产气剖面测试结果图 Fig. 4 Well test results of gas production profiles with various cross-layer of infill wells

在页岩气立体开发研究过程中，地质特征非均质性描述是准确识别立体开发资源分布的基础，地层应力特征、裂缝特征是立体开发工程改造描述的核心。立体开发分层应在考虑地质资源物质基础上，结合地层纵向应力特征，统筹考虑开发区域天然裂缝发育程度科学制定。首先通过建立单井投资与可采储量关系图版，确定不同采收率条件下储量丰度经济极限阈值；然后基于天然裂缝发育程度和平面及纵向应力差分布差异，在目前工程工艺改造条件下，建立“资源+应力+天然裂缝”三位一体分层效益组合体划分标准体系（表 1）。在该套精细分层标准体系下，落实了焦石坝区块三层、两层开发有利区面积分别为95.7km²、96.4km²。目前按“往北推进三层立体开发滚动建产、往南评价两层立体开发新模式”的思路，开展差异化立体开发调整，整体部署井位94口，新建产能13.2×10⁸m³/a。

表 1

表 1 页岩精细分层标准体系表 Table 1 Standard system for fine stratification of shale 立体模式 物质基础 纵向应力差/MPa 纵向裂缝发育情况 单层剩余气储量丰度/（108m3·km-2） 邻近老井可采储量/108m3 三层开发 > 2.4 > 1.2 > 5 不发育 两层开发 1.8~2.4 1.0~1.2 3~5 均质较发育 单层开发 < 1.8 < 1.0 < 3 发育

表 1 页岩精细分层标准体系表 Table 1 Standard system for fine stratification of shale

一次井网开采后井间、层间和段簇间剩余气分布类型多样，下部气层①—③小层剩余气整体呈窄条状分布于井间；中部气层④—⑤小层剩余气呈连续块状；上部气层开发有利区内⑥—⑧小层页岩气储量已基本实现井间连片动用，其他区域储量基本未动用。为了实现剩余储量的高效动用，需要通过“地质—钻井—压裂—地面”协同优化，压裂设计提前介入，与钻井靶向设计同步，同时兼顾地面平台集约化，由原来纵向接力变为同步推进模式，进行井轨迹设计与剩余气分布协同匹配的井网设计，达到利用最少井动用最多储量的效果。对于单层剩余气分布，将压裂设计提前介入，与钻井靶向设计同步，同时兼顾地面平台集约化，焦石坝区块A井组通过一体化模拟研究，由2平台2井优化为1平台1井，结合单井差异化精准压裂施工，实现了水平段长度缩短32.9%、工期缩短35天、钻前成本下降31.8%条件下，对3.67×10⁸m³剩余储量充分动用；对于错层剩余气分布，将井轨迹设计与剩余气分布协同匹配，通过构建摩阻扭矩分析、井眼清洁、井间压裂干扰、实钻反演模型，焦石坝区块B井组将2口相向设计井优化为1口错层穿行水平井，有效实现储量的高效动用（图 5）。

图 5

图 5 钻井错层精准靶向设计对比图 Fig. 5 Process of precise target design for staggered well drilling trajectory

压裂设计中段间距、加砂量、加液量、排量与产量不存在明显线性关系，不需要过度追求压裂规模的最大化。根据不同的地质条件，制定非模板化的设计方案。基于设计井区内老井缝网模型，明确沿井轨迹方向剩余储量分布状况。井间储量存在动用程度不均、动用程度高、动用程度低3种类型，以图 6为例，其中a段部署井受两侧老井开发影响井周储量动用程度不均，b段井周两侧老井储量动用程度高，c段井周两侧老井储量动用程度低。

图 6

图 6 井间剩余储量丰度分布图 Fig. 6 Distribution of inter-well residual reserve abundance

基于井周不同类型剩余气的地质分段，通过裂缝反演预测不同压裂段裂缝改造模型，形成“适度改造—精准改造—强化改造”精准匹配空间缝网的压裂设计体系。对于井间储量动用程度不均的分段，进行压裂适度改造（图 7a）；对于井间储量动用程度高的分段，进行压裂精准改造，控制压裂规模（图 7b）；对于井间储量动用程度低的分段，进行压裂强化改造，加大压裂规模（图 7c）。对于井间储量动用基于不同参数的压裂设计体系形成的缝网模型，通过数值模拟，预测不同缝网模型对应的单井EUR，对比优选出可充分动用剩余储量的最优压裂设计方案。

图 7

图 7 精准匹配空间缝网的压裂设计体系图 Fig. 7 Fracturing design system with precisely matched space fracture network

涪陵页岩气田开发调整井实施期间，对相邻老井普遍存在压裂干扰，其中加密井对相邻老井的压裂干扰幅度以小于0.5MPa为主，与邻井的平均井距为300m；中部气层井对相邻老井的压裂干扰幅度以0.5~2MPa为主，与邻井的平均井距为115m；上部气层井对相邻老井的压裂干扰幅度以0.5~2MPa为主，与邻井的平均井距为203m。压裂干扰强度过大会导致新井压裂改造效果差，缝网复杂度低，后期生产效果不好。为了有效避免这种情况的发生，在新井压裂期间，实时监测邻井关井压力，使用“一段一模拟一分析一调整”的实时动态调整措施，基于井间压裂冲击、压力分析曲线及G函数分析，同步开展压裂反演拟合。用拟合缝网结果与压裂冲击等现场数据及时匹配，评估新井水力裂缝与邻井水力裂缝交接程度。

以E井水力压裂为例，通过井组数值模拟预判E井第20段压裂后，由于相邻老井生产影响地层压力出现下降。为防止出现新老井水力裂缝直接沟通的风险，通过降低排量、前置暂堵强化远端暂堵和二次暂堵强化转向等措施，第20段至第27段压裂期间邻井无压力波动，抑制了人工裂缝向老井过度延伸；在进行第30段压裂期间，开井后相邻D井压力迅速上升，前期施工压力处于高位运行，瞬时发生异常回落，相邻D井套压上升，整体压力上升12.8MPa，现场及时暂停压裂施工，进行放喷促进新开启裂缝闭合，排液30m3后，采取强化二次暂堵手段继续进行压裂，D井压力由之前的上升12MPa降至上升1MPa，有效抑制压裂期间的压窜反应(图 8)。

图 8

图 8 E井第30段压裂期间调整压裂工艺前后相邻D井压力变化情况 Fig. 8 Pressure change of adjacent Well D before and after adjusting the fracturing technology during the fracturing of stage 30 in Well E

地质数据库、工程数据库、生产数据库等多项数据库平台导致科研人员在进行生产分析过程中，需要花费大量的时间进行数据准备。通过打造一体化数据共享平台及实时决策系统——气藏管理平台，实现了多专业协调互动、实时决策、构建学习曲线、动态优化，满足快速多变的现场工程应用需求。气藏管理平台实现了图片数字化，并且可通过系统将绘图任务推送至个人，图件完成工作量、引用次数均能实现灵活查询和排名；实现了随钻智能分析与专家优化交互的三维地质导向，远程实时监测着陆层位、钻遇率保障产量的物质基础，井打在最有利于压裂改造的位置；实现了实时压裂决策，地质上明确压裂井周缘老井动用情况，压裂实时观察邻井压力变化情况，当压力变化幅度、上升速度超阈值时触发预警，信息化实现短信推送，现场及时干预；实现了建模数模一体化图件三维网页化，地质构造、地震属性、压裂缝网、数模压裂结果均进行网络可视化展现。2022年通过平台触发异常告警170000次，检查发现、整改问题4500余项，钻井故障复杂时效由2.16%降至1.58%。

焦石坝区块高效推进地质工程一体化立体开发产能建设，立体开发调整效果显著。两层、三层立体开发井预测平均单井可采储量分别为0.99×10⁸m³、0.81×10⁸m³，92%以上投产井达到效益开发，内部收益率超过8%。截至2023年底，区块开发调整井单井平均日产量为3.25×104m3，年产气量为36.80×10⁸m³，占整个焦石坝区块的65%，实现了焦石坝上再建焦石坝，焦石坝区块整体采收率提高1倍，从12.6%提高到23.3%，其中立体开发区采收率可达39.2%（图 9），区块储量动用率提高55.2%，达到85.4%。通过地质工程一体化逆向优化钻井、压裂设计，钻采投资、10×10⁸m³产能建设投资及开发成本逐年缩减，焦石坝区块开发调整井单井投资较一期井降低32%，近期实施的中部气层井单井投资降至4000万元左右。

图 9

图 9 焦石坝区块与北美典型页岩气田采收率对比图 Fig. 9 Comparison of recovery rates between Jiaoshiba block and typical shale gas fields in North America

（1）通过共享地质模型、压裂模型达到建模数模一体化，结合动态分析与动态监测手段，明确涪陵页岩气田剩余气分布形态；在此基础上，通过地质工程双甜点耦合，建立三位一体分层效益组合体划分标准体系，明确了焦石坝区块三层、两层开发有利区；基于差异化分布剩余气，通过“地质—钻井—压裂—地面”协同优化，形成了立体开发下密织井网井轨迹精准控制钻井技术和精准控缝压裂与实时调控技术。

（2）通过加大数业融合和应用系统整合，建立了气藏管理平台，实现了物探、地质、油藏、钻井、测录井、试气、试采、地面集输等多个领域的一体化数据管理和实时决策，极大地推动了地质工程一体化的深度融合。

（3）地质工程一体化作为一种有效的技术与管理模式，在当前的立体开发实践中已经取得了显著成果，随着工程技术的不断进步与资源需求的日益复杂，要向着更微观层次、多相态区域、复杂构造区等方向攻关，为进一步突破采收率极限提供更加安全、高效、环保的解决方案。