頁巖油氣水平井壓裂技術進展與展望

雷群 ，胥云 ，才博 ，管保山，王欣 ，畢國強，李輝，李帥 ，丁彬，付海峰 ，童征 ，李濤，張浩宇

（1. 中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2. 中國石油天然氣集團有限公司油氣藏改造重點實驗室，河北廊坊 065007）

0 引言

“十三五”以來，中國新增石油探明儲量的70%、新增天然氣探明儲量的 90%為低品位資源，主要以非常規(guī)油氣資源為主[1]。一般而言非常規(guī)油氣主要指頁巖油氣、致密油氣、煤層氣、水合物、重油、油砂等。據(jù)評估，中國非常規(guī)油資源量中致密油可采儲量達20×108t，頁巖油可采儲量達35×108t，二者合計55×108t[2]。加大非常規(guī)低品位資源有效動用和效益開發(fā)已成為中國油氣行業(yè)發(fā)展的重要保障之一，而水平井多段壓裂技術可有效擴大滲流面積，提高采油速度和最終累計產(chǎn)量。因此，水平井壓裂技術在頁巖油氣資源的勘探開發(fā)過程中起著核心作用。

本文結合國內(nèi)外頁巖油氣資源特征，闡述北美水平井壓裂技術的 6項新進展，同時梳理了中國水平井壓裂技術在提質(zhì)增效中的 6項新技術，結合頁巖油氣“十四五”規(guī)劃對水平井壓裂改造技術的需求與未來發(fā)展方向，提出 7項發(fā)展建議，以期為未來頁巖油氣資源的效益開發(fā)提供技術借鑒。

1 國外水平井壓裂技術新進展

自2002年水平井分段壓裂技術在北美應用以來，水平井多段壓裂技術迅速發(fā)展，2009年，福特沃斯盆地Barnett頁巖儲集層完鉆氣井總數(shù)為13 740口，其中新鉆井3 694口，水平井3 531口，水平井在新鉆井中的比例超過 95%，助推實現(xiàn)了頁巖油氣革命[3]。據(jù)美國能源署（EIA）報告，2020年北美水平井壓裂井數(shù)超過 15.3×104口[4]，水平井多段壓裂技術總體上已趨于成熟，近期在提高動用程度、施工參數(shù)優(yōu)化、增產(chǎn)挖潛、降低成本、裂縫診斷評價等方面取得新進展。

1.1 多層疊置頁巖油氣水平井立體壓裂技術

為應對以往多層疊置頁巖儲集層單層開發(fā)動用程度低及低油價下經(jīng)濟效益差等難題，北美提出全油藏水平井立體開發(fā)（Stacked Pay Pad Development或Tank Development）新理念[5-6]。該理念主要對多層分布儲集層的儲集層物性、地質(zhì)力學、應力剖面等特征進行綜合評價，并結合人工裂縫三維形態(tài)分析與人工裂縫動態(tài)模擬結果對施工參數(shù)進行優(yōu)化，充分利用縫間、段間、井間和層間的滲透通道，提高裂縫復雜度和裂縫系統(tǒng)控制體積，實現(xiàn)油氣藏的一次性立體式開發(fā)[7]。主要包括 3項關鍵技術：①低成本高效快速鉆井技術，目前北美鉆井速度普遍在1 000～1 600 m/d，鉆頭一次入井鉆進進尺最高可達5 500 m；鉆井成本占建井成本的比例從早期的60%～80%降至21%～34%[8]；②立體交錯布井優(yōu)化設計技術，縱向上優(yōu)選甜點和有利層系，模擬人工裂縫高度擴展參數(shù)，優(yōu)化縱向水平井井間距；橫向上模擬人工裂縫長度，結合生產(chǎn)歷史擬合優(yōu)化施工參數(shù)，確定水平井平面井間距，實現(xiàn)一次布井到位；③工廠化壓裂作業(yè)技術應用三維應力場時空演化研究成果，壓裂改造實施交錯布縫，采用多層立體式拉鏈壓裂，實現(xiàn)縱向油氣儲量的“全波及”。如 2014年，Carrizo公司率先在Niobrara頁巖油的2個儲集層（A層與B層）開展立體壓裂的開發(fā)試驗，A層（地質(zhì)條件較好）井壓后平均日產(chǎn)油180 m3（1 135 bbl），B層（地質(zhì)條件較差）井壓后平均日產(chǎn)油168 m3（1 057 bbl），立體壓裂使“差”儲集層與“好”儲集層開發(fā)效果基本一樣[9]。

1.2 改善平面動用效果的小井距密井網(wǎng)布井模式

頁巖油氣井壓裂過程中，因應力干擾，常出現(xiàn)“壓裂沖擊”（Frac Hits）和“壓裂竄擾”（Frac Bashing）等現(xiàn)象[10]。研究表明，儲集層精細描述、地質(zhì)力學特征評價、壓裂作業(yè)實施流程優(yōu)化等多因素耦合的一體化研究是解決上述復雜問題的新途徑。采用油氣藏生產(chǎn)動態(tài)分析、裂縫監(jiān)測診斷、生產(chǎn)大數(shù)據(jù)擬合等綜合方法分析水平井人工裂縫間干擾、連通狀況，并進行井網(wǎng)、井距優(yōu)化。北美大力推廣小井距密井網(wǎng)的布井模式，水平井井距由400 m縮小到200 m，最低到76 m[11]。其中，Carrizo公司在鷹灘區(qū)塊將井距由300 m縮小至100 m，其單井預測累計產(chǎn)量增加64%，凈現(xiàn)值提高約5.8億元[12]，效果顯著。

1.3 水平井多段壓裂人工裂縫間距優(yōu)化技術

隨著水平井壓裂段數(shù)增多，裂縫間距優(yōu)化成為壓裂參數(shù)研究的重要內(nèi)容之一。采用地層產(chǎn)能系數(shù)法結合模糊數(shù)學等手段評價水平井裂縫間距與壓后生產(chǎn)動態(tài)特征，結果表明，人工裂縫密度與水平井井控地質(zhì)儲量、可采儲量和經(jīng)濟效益等具有較強的相關性[13]。通過數(shù)據(jù)統(tǒng)計和模糊數(shù)學方法分析美國二疊盆地 3 000多口頁巖油水平井的壓后生產(chǎn)數(shù)據(jù)，結果顯示，簇間距從23 m縮小到6 m時，單井日產(chǎn)量提高132%，但繼續(xù)縮短到3 m時，單井日產(chǎn)量與預測的最終累計產(chǎn)量增幅變緩，且投資成本增加 60%以上[14]；另外美國鷹灘頁巖油的生產(chǎn)數(shù)據(jù)統(tǒng)計也表明：裂縫簇間距由18 m減小到9 m時，凈現(xiàn)值增加1 748%，內(nèi)部收益率增加214%，裂縫簇間距由9 m減到5 m，同樣表現(xiàn)出單井日產(chǎn)量與預測最終累計產(chǎn)量增幅變緩、投資成本增加的特征，由此可見裂縫簇間距是影響頁巖油氣壓裂水平井產(chǎn)量的關鍵參數(shù)，合理縮小裂縫間距既能有效提高單井產(chǎn)量又能獲得好的經(jīng)濟效益。

1.4 水平井井筒重構重復壓裂技術

針對早期水平井改造程度低、生產(chǎn)效果差等問題，利用非線性滲流與非均質(zhì)地質(zhì)模型、初次壓裂生產(chǎn)動態(tài)歷史擬合與油藏數(shù)值模擬等方法，分析初次壓裂后剩余油的分布規(guī)律。同時對水平井地應力場、重復壓裂裂縫的導流能力以及裂縫穿透率等進行評估，并配套形成井筒重構、小套管二次固井等系列技術[15]。井筒重構主要采用膨脹管技術，可用于11.43～13.97 cm套管，最終可重構出內(nèi)徑8.28～10.69 cm的新油層套管，抗內(nèi)壓達89 MPa，可實現(xiàn)長10～2 000 m井筒的有效封隔。目前，北美膨脹管重構水平井重復壓裂技術現(xiàn)場應用已有1 100余口井，預計最終單井累計產(chǎn)量可提高1.0～1.5倍[16]。

1.5 低成本滑溜水與石英砂材料

隨著頁巖油氣儲集層改造規(guī)模增大，壓裂液、支撐劑材料費用已占總壓裂成本的 35%以上[17]，研發(fā)低成本材料已成為頁巖油氣經(jīng)濟改造與效益開發(fā)的關鍵。在液體研發(fā)方面，通過對頁巖與水的作用機制、液體降阻作用機理的研究，對以聚丙烯酰胺為主要官能團的壓裂液進行改性與合成工藝升級，形成了系列化滑溜水體系[18]。北美滑溜水應用率已由 2013年的51.8%提高到2019年的95.0%（見圖1），二疊盆地頁巖油及Haynesville頁巖氣水平井壓裂中滑溜水占總壓裂液比例均超過95.0%[19]。

圖1 北美壓裂液使用情況統(tǒng)計結果

另外，在支撐劑材料優(yōu)選上，通過綜合使用大數(shù)據(jù)統(tǒng)計、實驗室導流能力測試、人工裂縫建模、不同類型支撐劑應用井組對比試驗等技術，評估不同類型、尺寸支撐劑性能與儲集層滲流需求的匹配關系。通過生產(chǎn)歷史擬合和裂縫注入診斷測試（DFIT）及數(shù)千次的支撐劑導流能力測試結果估算裂縫滲透率，進而確定裂縫無量綱導流能力，最終提出頁巖油氣“夠用就好”（Just Good Enough）的導流能力優(yōu)化理念[20]，促使石英砂成為支撐劑的應用主體并不斷擴大規(guī)模。2019年美國壓裂石英砂用量為2010年的10倍以上，達8 030×104t（見圖2），其中頁巖油氣井壓裂用石英砂占比為 92%[21]。同時北美油氣公司采用砂源本地化經(jīng)營策略，在各盆地中尋找石英砂礦藏，就近采砂，降低運輸成本，進一步促使支撐劑材料成本降低。以美國二疊盆地為例，通過本地化自營砂廠建設，石英砂現(xiàn)場應用成本由180美元/t降到50美元/t，僅2018年就已累計節(jié)省支撐劑費用22×108美元，成為推動頁巖油桶油成本降至30美元、實現(xiàn)效益開發(fā)的有效途徑[22]。

圖2 美國壓裂石英砂用量統(tǒng)計結果

1.6 可控源電磁追蹤裂縫評估技術

盡管微地震、分布式光纖、測斜儀等技術廣泛應用于壓裂裂縫效果評估中，但微地震技術定量描述人工裂縫延伸位置的精度仍受儲集層參數(shù)、接收信號、信噪比等影響。光纖監(jiān)測等技術目前只能反應井筒射孔孔眼與近井帶改造情況，精度和手段仍較單一。近年來，為實現(xiàn)人工裂縫的精確定量描述，北美油氣公司研發(fā)出地面可控源電磁追蹤技術（surface-based,controlled-source electro-magnetics）[23]，該技術利用泵注壓裂液引起巖石電阻率、流體電導率和儲集層電磁場變化，在地面監(jiān)測泵注壓裂液時儲集層電磁場的改變，進而評估人工裂縫形態(tài)，實現(xiàn)單井或多井水力壓裂過程中壓裂液動態(tài)分布范圍的監(jiān)測，為科學優(yōu)化壓裂方案提供了新的評估技術手段。

北美水平井多段壓裂技術促進了壓裂施工參數(shù)指標的優(yōu)化與壓裂效果的顯著提升。目前，單個鉆井平臺（面積2.5 km2）內(nèi)水平井井數(shù)可達51口，水平井井間距可縮小到150～200 m、水平段長度可達5 888 m，人工裂縫間距平均可達6 m[12]。以Purple Hayes1H井為例，井深8 244 m，水平段長5 652 m，壓裂124段，5簇/段，用時 23.5 d[24]。上述技術直接促使北美頁巖油氣產(chǎn)量大幅提高，2020年美國頁巖油產(chǎn)量 3.94×108t，占原油產(chǎn)量的65.1%；頁巖氣產(chǎn)量6 320×108m3，占天然氣產(chǎn)量的66.0%，水平井多段壓裂技術成為頁巖油氣提高產(chǎn)量的重要手段[25]。

2 中國水平井壓裂技術進展

2006年，中國石油天然氣股份有限公司啟動水平井改造重大攻關項目。通過引進、消化、吸收、創(chuàng)新，形成了“長井段水平井完井+多簇射孔+滑溜水攜砂+分段壓裂”的主體改造技術體系[26]。2009年，中國石油化工集團公司開展頁巖氣水平井鉆完井和分段壓裂技術攻關，目前形成了3 500 m中深層頁巖氣儲集層水平井配套壓裂工藝技術并實現(xiàn)商業(yè)化應用[27]。

2.1 頁巖油氣儲集層改造基礎理論研究

與北美海相儲集層相比，中國頁巖油儲集層具有巖性復雜、壓力系數(shù)偏低、原油黏度高、裂縫發(fā)育程度差、儲集層非均質(zhì)性強、兩向應力差大等特點。借鑒北美水平井多段壓裂經(jīng)驗，采用體積壓裂衰竭式開發(fā)模式雖成為頁巖油氣儲集層改造的重要手段，但仍面臨壓后產(chǎn)量遞減快（首年遞減率大于50%）、采收率低（頁巖油低于20%，頁巖氣低于30%）、產(chǎn)量低等難題，因此需在裂縫起裂延展、應力場分布、能量補充等方面開展基礎技術研究工作。

在多條復雜裂縫擴展延伸模擬方面，結合中國頁巖油氣儲集層非均質(zhì)性強的特征，采用大型巖石樣品（762 mm×762 mm×914 mm）裂縫起裂與擴展物理模擬裝備及實驗技術，在室內(nèi)條件下，對含天然裂縫、層理的頁巖儲集層開展了分層應力加載的三維水力壓裂裂縫擴展實驗，建立了含天然裂縫和水平層理的復雜裂縫擴展模型，繪制了具有天然裂縫及層理條件下的人工裂縫擴展參數(shù)優(yōu)化圖版，為復雜頁巖儲集層壓裂參數(shù)優(yōu)化提供了依據(jù)[28]。在水平井壓裂優(yōu)化設計攻關上，研發(fā)出FrSmart地質(zhì)工程一體化壓裂系統(tǒng)軟件[29]，該軟件基于邊界元和有限體積法建立流固耦合非平面三維裂縫擴展模型，其裂縫模擬將自適應時間步長算法、并行計算算法相結合提高計算效率，同等條件下，比目前常用壓裂軟件平面三維模型計算效率提高 30%以上，有望實現(xiàn)國產(chǎn)軟件的自主化。

近幾年，針對中國鄂爾多斯盆地等頁巖油儲集層壓力系數(shù)低（壓力系數(shù)0.7～1.0）、天然能量有限的特殊條件，建立了致密儲集層應力場、壓力場、滲流場多場耦合的裂縫與油藏模擬方法，引入自發(fā)滲吸置換實驗裝置及表面活性劑運移擴散模型，深化研究人工裂縫擴展規(guī)律與液體補能的作用機制，形成人工裂縫擴展、原油滲吸置換、液體增壓補能（載體以水為主，部分兼顧 CO2）的“壓裂造縫與注液補能”一體化改造模式，可將地層能量提高 10%～30%，試驗井壓后平均單井日產(chǎn)油量增加78.3%[30]。

2.2 水平井縫控壓裂優(yōu)化設計技術

針對兩向水平應力差大（大于 10 MPa）、脆性差（脆性指數(shù)小于50%）、天然裂縫發(fā)育差的儲集層，形成以密切割為主要技術特征的縫控壓裂技術[31]。該技術通過研究“巖石屬性與裂縫擴展、水平段長與布縫密度、儲集層流體滲流與裂縫流動耦合、人工裂縫與井網(wǎng)井距匹配”4個關系，將人工裂縫的長度、間距、縫高等參數(shù)，與儲集層的物性、應力、井控儲量相結合并進行優(yōu)化，形成了非常規(guī)、低滲透等油氣儲集層改造的核心技術體系，助推非常規(guī)油氣規(guī)模效益開發(fā)。該技術已在長慶、新疆和西南等多個油氣區(qū)塊應用283口井，平均單井日產(chǎn)量為對比井的1.8～2.6倍。

2.3 低成本大功率電驅壓裂車裝備

電驅壓裂裝備技術通過電機驅動壓裂泵，將傳統(tǒng)的柴油發(fā)動機驅動變成電機直接驅動，將電動壓裂泵中的高壓變電系統(tǒng)、變頻多相矢量控制、可編程邏輯控制器控制、遠程操作控制一體化，實現(xiàn)電動壓裂泵的智能化控制[32]。目前已研發(fā)出5000—7000型電驅動壓裂裝備，其中7000型電驅壓裂車功率達5 520 kW，電壓6.6 kV，最大施工壓力138 MPa，最大施工排量2.03 m3/min；采購成本降低30%，能耗降低25%，人員減少 28%，占地減少 31%，噪音可由 110 dB降至90 dB以下，展示出“降本、環(huán)保、高效、國產(chǎn)化”的優(yōu)勢。目前已在四川涪陵、長寧、威遠等區(qū)塊頁巖氣儲集層，新疆吉木薩爾、大慶古龍等地區(qū)頁巖油儲集層推廣應用。2020年，電驅壓裂車已在上述區(qū)域應用近6 000段，單段平均節(jié)約成本5×104元。

2.4 水平井多段壓裂可溶化系列工具

隨著深層頁巖油氣水平井壓裂水平段長度突破5 000 m，采用傳統(tǒng)可鉆式橋塞壓裂后，鉆磨橋塞難度越來越大，分段壓裂封隔工具逐步向可溶化方向發(fā)展已成為必然趨勢。利用鎂鋁合金在高礦化度液體環(huán)境中會發(fā)生電化學腐蝕這一基本原理，開展高強度可溶解鎂合金材料研發(fā)，并研究材料的溶解機理、溶解速度及其影響因素，形成了可溶橋塞、延時可溶趾端滑套、可溶球座等系列壓裂工具[33]，其中10.16～13.97 cm多規(guī)格膠筒式與全金屬系列可溶橋塞溶解時間達 7～14 d且可控，耐溫達177 ℃，耐壓差70 MPa。目前可溶解橋塞等系列化可溶工具在中國頁巖油氣分段工具中應用占比已達80%以上，成為主流的水平井多段改造工具。

2.5 水平井多段壓裂低成本入井材料

中國四川、準噶爾、鄂爾多斯等盆地典型頁巖油氣水平井壓裂成本構成表明，壓裂材料已占壓裂改造綜合成本的 30%以上[34]。為此，圍繞壓裂液、支撐劑兩大核心開展了壓裂新材料研發(fā)與降低成本研究。在壓裂液方面，開展了頁巖黏土晶格膨脹性評價實驗，結果表明頁巖與泥巖不同，頁巖遇水后的膨脹性遠比泥巖低，但水對頁巖氣解吸、提高裂縫復雜程度具有一定促進作用，據(jù)此形成了“低濃度、低傷害、可重復”的滑溜水壓裂液體系。該體系降阻表面活性劑使用濃度為0.05%～0.30%，綜合降阻率達71%～77%，可重復利用率大于 95%，目前在中國多個頁巖油氣儲集層推廣應用，壓裂施工中使用比例超過 90%，可節(jié)約成本 50～80元/m3[35]。在支撐劑優(yōu)選方面，借鑒北美石英砂替代陶粒、就近建砂廠等方式，對石英砂的各項參數(shù)進行系統(tǒng)評價，分析其平均直徑、閉合應力、破碎率等指標對支撐劑導流能力的影響。同時利用準噶爾盆地瑪湖凹陷致密油、鄂爾多斯盆地三疊系長 7段頁巖油、四川盆地頁巖氣等 350余口水平井的生產(chǎn)動態(tài)分析水平井多段壓裂中支撐劑的受力情況，結果表明同等儲集層條件下，水平井多段壓裂支撐劑的有效受力僅為直井的 50%～60%，據(jù)此改變了常規(guī)支撐劑的受力評價方法，為石英砂替代陶粒提供了依據(jù)。為進一步降低成本，采取石英砂廠本地化策略，在準噶爾、鄂爾多斯兩個盆地建成總年產(chǎn)能力為200×104t的石英砂廠，石英砂成本降低了 230～260元/t，降幅達 20%～30%，促使石英砂在支撐劑中的應用占比由2014年的47.9%提高到2020年的71.5%[34]。

2.6 大平臺布井及工廠化壓裂新模式

按照“多層系、立體式、大井叢、工廠化”的開發(fā)新思路，重點開展水平井三維軌跡控制技術、平臺水平井多層布井、縱向多層應力場分析、工廠化作業(yè)壓裂模式等研究，形成大平臺多層布井、立體壓裂新模式。鄂爾多斯盆地針對黃土塬井場受限的特點，根據(jù)多小層疊合特征，利用長6段、長7段致密儲集層三維地質(zhì)模型，在華H60平臺針對3套小層立體布置22口水平井，平均水平段長1 500 m，單層井距300 m，可實現(xiàn)390×104t石油地質(zhì)儲量的一次動用，100×104t產(chǎn)能節(jié)約土地0.93 km2，壓裂時效提高30%[36]，此外在新疆油田瑪 131井區(qū)、大慶古龍頁巖油也開展先導性試驗，有望成為未來頁巖油效益開發(fā)的新途徑。

綜上所述，中國頁巖油氣勘探開發(fā)的持續(xù)推進，促使水平井多段壓裂改造作業(yè)量的大幅增加。中國石油天然氣集團有限公司年壓裂水平井井數(shù)由2016年的550口增加到2020年的1 901口，平均段長由800 m增加到1 300 m，平均壓裂作業(yè)最大井深達8 008 m，最大水平段長度達4 466 m，平均單段簇數(shù)由2～3簇增至6～12簇，簇間距由20～30 m縮小至10～20 m（最小4 m），壓裂后測試日產(chǎn)量提高20%以上，推動了頁巖油氣產(chǎn)量的不斷提高[37]。例如長慶油田隴東頁巖油開發(fā)示范區(qū)應用58口井，段壓裂簇數(shù)由2～3簇提至5～12簇，簇間距由22～30 m縮小至5～12 m，微地震監(jiān)測裂縫控藏程度由 50%～60%提升至 90%以上，單井產(chǎn)量由10～12 t/d 提升至18 t/d 以上，首年遞減率由40%～45%降至35%以下，建成50×104t年產(chǎn)能力[38]。

3 水平井壓裂技術發(fā)展方向

3.1 強化地質(zhì)工程一體化聯(lián)合研究

持續(xù)深化地質(zhì)工程一體化平臺工作模式，以頁巖油氣水平井全生命周期管理為目標，以實現(xiàn)甜點的空間最大體積控制和經(jīng)濟動用為目的，將地質(zhì)、油藏、工程、管理等多學科綜合應用到井的全生命周期管理中，建立 4個一體化平臺：①地質(zhì)評價、甜點評價、力學評價、完井品質(zhì)評價等的一體化評價平臺；②地質(zhì)模型、油藏模型、裂縫模型、經(jīng)濟模型的一體化設計模型平臺；③壓后跟蹤、措施評判、效果評價、模型修正的一體化分析平臺；④實驗結果共享、優(yōu)化方案共享、施工設計共享的一體化共享平臺。通過上述一體化的優(yōu)化研究，建立平臺一體化管理模式，同時實施智能化管控，實現(xiàn)自動化、智能化、數(shù)字化，建立現(xiàn)代化生產(chǎn)基地。儲量動用實現(xiàn)最大化，作業(yè)效率進一步提升，同時節(jié)約用地、用水，實現(xiàn)提質(zhì)增效降本，保障頁巖油氣的效益開發(fā)。

3.2 深化頁巖儲集層改造基礎理論及優(yōu)化設計技術研究

在裂縫擴展與應力場模擬等基礎理論研究方面，進一步加強地應力場分布、巖石力學性質(zhì)與裂縫擴展規(guī)律研究。重點開展高溫巖石力學性質(zhì)、大型層理發(fā)育頁巖人工裂縫擴展物理模擬與裂縫分布三維表征技術攻關，揭示復雜儲集層的裂縫起裂規(guī)律與控制因素，探索不同地質(zhì)條件下巖石人工裂縫擴展規(guī)律[39-40]。如古龍頁巖油儲集層頁理和紋層發(fā)育，需重點討論層理對人工裂縫幾何形態(tài)的影響規(guī)律，分析壓裂參數(shù)與裂縫幾何形態(tài)的主控因素[41]。水平井工藝優(yōu)化設計中進一步完善縫控壓裂技術，以3～5年為投資回報期，優(yōu)化裂縫導流能力、簇間距、裂縫條數(shù)、施工規(guī)模等，形成適合于不同地區(qū)、不同儲集層條件的水平井分段壓裂施工參數(shù)優(yōu)化方法與設計圖版等。

3.3 完善大功率電驅壓裂裝備

隨著水平井多段壓裂作業(yè)進一步向安全、綠色、高效、智能發(fā)展，大功率電驅壓裂裝備具有滿足上述需求及長時間、高壓力、大排量連續(xù)作業(yè)的優(yōu)勢。進一步開展大功率智能電驅壓裂泵注設備、國產(chǎn)變頻傳動技術及大功率供配電系統(tǒng)、壓裂液自動混輸設備、多平臺電力高效調(diào)度及電能質(zhì)量調(diào)節(jié)系統(tǒng)、壓裂機組智能運行系統(tǒng)等關鍵技術攻關，提升7000型電驅壓裂裝備技術水平，研發(fā)7000型以上電驅壓裂裝備。

3.4 研發(fā)長井段水平井壓裂工具及配套作業(yè)裝備

針對超長水平段（大于4 000 m）、深層（垂深大于3 500 m）、高溫（大于150 ℃）、高壓（壓力大于100 MPa）等特殊地質(zhì)條件，重點攻關完善免膠筒全金屬可溶橋塞系列，改進座封方式，研制適用不同套管規(guī)格（10.16～13.97 cm）、不同鋼級等復雜井況的全金屬可溶橋塞系列工具，實現(xiàn)壓后橋塞免鉆磨、免沖洗；攻關高效率長水平段分簇射孔工具，實現(xiàn)單段20簇以上一次安全射孔；配套8 000 m以深井連續(xù)管壓裂作業(yè)裝備，保證裝備注入頭的提升力大于70 t，下推力大于30 t，以可滿足超長水平井、超深井壓裂作業(yè)需要，提高深井特種作業(yè)能力。

3.5 加強水平井柔性側鉆剩余油挖潛技術攻關

據(jù)統(tǒng)計，在“十四五”末期，將有 20%的水平井面臨重復改造的需求，對原有水平井實施二次或多次重復改造是解決前期改造產(chǎn)量遞減快、見水矛盾突出的有效手段，但仍有部分老區(qū)油藏的剩余油分布、地應力狀態(tài)、油水關系復雜多樣，水平井重復壓裂難以有效動用。為解決上述難題，開展了水平井柔性側鉆與水力噴射分段壓裂技術的現(xiàn)場實踐，目前可實現(xiàn)13.97 cm套管的開窗側鉆且鉆進方向可控，鉆井水平段內(nèi)徑可達11.68 cm，長度可達50～80 m，曲率半徑2～4 m[42]。目前在長慶、吉林等油田成功應用15口井，單井平均日增油2 t[43]。完善該技術對實現(xiàn)老區(qū)剩余油精準挖潛，提高剩余油動用程度具有重要價值。

3.6 發(fā)展長井段水平井壓裂后修井作業(yè)技術

隨著頁巖油氣資源開發(fā)的不斷推進，水平井數(shù)量逐年增加，水平段逐漸增長，攻關長水平段（大于1 500 m）水平井修井及配套作業(yè)技術是頁巖油氣開發(fā)形勢發(fā)展的需要。結合目前技術能力仍需開展以下 4個方面的研究：①加強水平井增力打撈技術研究，優(yōu)化水平井增力打撈管柱設計，提高井下打撈增力器拉力；②提升水平井磨套銑技術水平，研發(fā)管柱力學軟件，研制滾珠扶正磨套銑、水平井扭矩萬向節(jié)、水平井倒扣器等工具[44]；③攻關多功能水平井牽引器，實現(xiàn)工具拖動定位精確、實時控制、在線數(shù)據(jù)傳輸?shù)裙δ?，用于套管檢測、射孔、磨銑等水平段作業(yè)；④攻關研制復合材料連續(xù)油管，結合光纖傳感器形成智能連續(xù)油管，同時配套2 000 m以上作業(yè)機。

3.7 超前儲備智能化壓裂技術

復雜的儲集層改造需要包括油藏信息、油套管-封隔工具參數(shù)、射孔程度、改造方案指標、地面井口狀況、壓裂設備狀態(tài)等多個方面的信息數(shù)據(jù)。伴隨著信息化的快速發(fā)展，通過物聯(lián)網(wǎng)、大數(shù)據(jù)實現(xiàn)上述各種信息的采集、交流、集成、指揮并賦予其人工智能，實現(xiàn)儲集層改造的人工智能化，成為儲集層改造下一步的發(fā)展方向和目標。主要分為 4步：①建立壓裂改造遠程決策中心，實現(xiàn)儲集層改造數(shù)據(jù)資源共享與現(xiàn)場施工的遠程決策；②將每年水平井壓裂施工資料大數(shù)據(jù)化入庫，提高決策能力；③逐步將壓裂各環(huán)節(jié)數(shù)據(jù)實現(xiàn)物聯(lián)網(wǎng)化，實時跟蹤現(xiàn)場施工，提高反應決策能力；④構建人工智能儲集層改造決策系統(tǒng)，通過人工智能方法，快速形成壓裂設計方案，大幅提升設計針對性和有效性，形成中國石油天然氣集團股份有限公司遠程決策支持中心和壓裂大數(shù)據(jù)平臺。

4 結語

水平井多段壓裂技術是北美實現(xiàn)頁巖油氣資源“少井高產(chǎn)”和油氣資源有效動用的重要技術手段。中國在借鑒北美水平井壓裂先進技術的同時，經(jīng)過多年的發(fā)展，形成了基本滿足頁巖油氣儲集層水平井多段改造的技術系列，有效支撐了四川、鄂爾多斯、準噶爾、松遼盆地多個整裝大型頁巖油氣田、致密油氣田的勘探開發(fā)。展望未來，隨著中國油氣勘探開發(fā)的進一步深入，頁巖油氣等非常規(guī)油氣資源的地質(zhì)條件更為復雜，油氣資源品質(zhì)的劣質(zhì)化程度將進一步加劇，仍需針對水平井多段壓裂技術，在地質(zhì)工程一體化、增產(chǎn)機理與優(yōu)化設計、大功率電驅壓裂裝備、長井段水平井壓裂工具及修井配套裝備、智能化壓裂儲備技術等方面持續(xù)開展攻關研究，為實現(xiàn)中國原油長期穩(wěn)產(chǎn)2×108t/a、天然氣穩(wěn)產(chǎn)3 000×108m3/a目標提供重要的技術支撐。