深层页岩气（埋深大于3 500 m）是四川盆地页岩气勘探开发重要的战略接替领域。尽管前期已在四川盆地五峰组—龙马溪组3 500~4 000 m钻获工业页岩气流,但由于递减速度快和EUR（估算最终可采储量）低,尚未实现规模性商业开发。基于对深层页岩气勘探开发现状分析,梳理了四川盆地深层页岩气规模高效开发面临的挑战,主要包括深层页岩气赋存机理和富集规律认识有待深化、经济有效压裂改造的工程工艺技术尚待建立以及深层页岩气开发组织运行和管理方式难以满足规模有效开发的需求。提出了实现深层页岩气规模有效开发三方面的应对策略：①深化深层页岩气富集规律认识,建立选区与目标评价方法,形成“甜点”和“甜窗”预测描述技术;②深化深层页岩气工程地质条件研究,并形成先进配套的钻井、压裂工程工艺技术与装备体系,充分解放地层产能;③推行地质—工程一体化,构建全新的体制机制,大幅度降低成本,实现深层页岩气开发效益最大化。四川盆地五峰组—龙马溪组在大于3 500 m的深层领域多口井获得工业气流并已提交探明储量,是优先开展深层页岩气开发实践的重点层段,通过深化地质认识、攻克关键技术难题和优化组织管理,大幅度提速降本增效,在较短的时间内可望实现规模有效开发,预期产量有望超过中—浅层。

作为页岩及致密地层油气藏开发的重要经济指标之一,页岩及致密地层油气井的产量预测及可采储量计算是非常规油气藏工程中非常重要的一项工作。因此,无论国内还是国外都把产量预测及可采储量的计算作为研究的重要课题,也是非常规油气藏工程师所面临的挑战之一。通过对页岩及致密地层油气藏的地质特征的描述,分析了页岩及致密地层油气藏生产井的生产产量特征。从生产特征出发,阐述常规油气藏计算储量及预测产量方法对页岩及致密地层低渗透油气藏油气井计算的不适用性。结合国际石油工程评价委员会（SPEE）建议的方法,最终提出计算页岩及致密地层生产井的产量预测及可采储量计算方法及工作流。应用实例说明了计算工作流的正确性。

为研究深层页岩储层评价标准,对其储层微观孔隙结构进行了研究。基于“高精度、跨尺度”微观孔隙结构研究思路,利用氮气吸附、高压压汞、扫描电镜以及矿物分析电镜等实验,形成一套全孔径范围的储层微观孔隙结构定量表征技术,建立了深层页岩气储层评价标准。研究结果表明：①孔隙类型为有机孔、粒间孔、粒内孔、微裂缝4类,不同类型孔隙差异大,以有机孔占主导,其面孔占比大于50 %,孔隙形态复杂,呈椭圆形、不规则状或扁平状分布,形状系数为0.50~0.90,分形维数（D）为2.72~2.92;②基于全孔径表征技术及分形理论将孔隙结构分为4类,其中Ⅰ类孔隙结构的有机孔发育（有机孔占比大于等于50 %）,分选较好（分选系数大于等于0.7）,变异系数较大（变异系数大于等于1.1）,孔隙半径分布呈多模态分布;③综合孔隙结构分类及储层参数,将页岩储层分为4类,其中Ⅰ类储层的关键参数为总有机碳含量（TOC）大于等于4 %,总含气量大于等于6 m³/t,孔隙度大于等于6 %,脆性矿物含量大于等于50 %,杨氏模量大于等于36 GPa,泊松比小于等于0.225,为Ⅰ类孔隙结构,该类储层主要分布于2—3¹小层,为水平井最优靶窗位置。

随着中国页岩气工业的蓬勃发展,页岩气地质评价实验测试技术不断完善。国内目前形成了一套以岩心前处理、矿物成分、地球化学、孔隙结构、物理性质、力学性质及含气量为主的七大类技术系列。而页岩储层作为一种细粒沉积,相对于传统砂岩、砾岩、粉砂岩等碎屑岩储层,具有典型低孔、特低渗特征,且天然裂缝及微纳米孔隙发育,由此给页岩气地质评价实验技术带来了4个方面的挑战：即沉积微相多变、成岩演化复杂、孔隙结构表征困难和流体流动机理多元。为进一步加快中国页岩气勘探开发进程,解决实际生产过程中瓶颈和问题,对页岩气地质评价实验测试技术提出了4个方向的展望：①储层精细描述亟待由静态表征向动态演化发展;②储层孔隙及孔隙内流体赋存方式的研究向真实地质条件下的模拟实验发展;③孔隙表征由单一尺度向宏观、微观多尺度融合发展;④基于大数据的实验数据挖掘向产能评价和预测发展,以期为中国页岩气勘探开发技术和理论发展提供重要依据。

针对威荣页岩气田五峰组—龙马溪组一段页岩储层纵向非均质性强、精细评价难度大的问题,在深入研究威荣深层页岩气储层特征及主要影响因素的基础上,优选TOC（总有机碳含量）、含气量、有机孔占比、脆性矿物含量、黏土矿物含量、脆性指数及水平应力差异系数作为储层评价的关键参数,采用灰色关联分析法对储层品质进行定量化表征。研究结果表明：①通过计算评价参数与储层品质的关联度,明确含气量是指示优质储层的首要参数;②通过计算储层品质综合评价指标（Q）,可将储层划分为4个等级,A级储层主要为生物硅质页岩和含钙-黏土质-硅质页岩,与目前水平井靶窗位置一致,研究成果与开发实践具有较高吻合度。该方法实现了多因素影响下储层品质的精细评价,为明确优质页岩储层提供了依据,对同类型气藏的评价与开发具有借鉴意义。

页岩气吸附量主要受埋深、矿物成分、温度、压力等因素的影响,川南页岩气具有埋深大、高温、高压的特点,明确这类页岩储层超临界状态的吸附解吸附特征对于落实气藏储产量意义重大。综合采用室内物理模拟实验和分子动力学模拟相结合的方法,构建并优选了伊利石+干酪根复合表征模型,拓展建立了川南深层页岩气全域吸附量多元预测模型,明确了气藏的吸附解吸附特征。实验分析结果表明：随着地层压力的增加,吸附量逐渐增加,压力高于15 MPa后吸附量增幅逐步变缓;气藏原始条件下吸附气量占总气量体积的20 %~25 %;地层压力降至20 MPa时自由气采出程度约70 %~90 %,吸附气采出程度约25 %~40 %。

地应力场的研究对于南川地区页岩气的开发具有重要的理论和现实意义。为明确渝东南川地区志留系龙马溪组现今地应力场的分布情况,通过区内钻井的井壁坍塌方向确定了现今地应力的水平最大主应力方向,并收集区内钻井的地应力大小。通过地震资料计算区内岩石力学参数的分布情况,结合南川地区志留系龙马溪组底界构造图划分地质单元,建立地质模型。利用关键井的地应力资料作为约束,进行了南川地区龙马溪组地应力场的有限元数值模拟,分析了地应力场的分布规律。研究结果表明,区域地应力场以挤压应力场为主,现今最大主应力的方向约为NEE25°—SEE20°,大小为56.12 ~ 93.79 MPa;最小主应力的方向约为NNW25°—NNE20°,大小为48.06 ~ 71.67 MPa。应力大小整体上呈现了东低西高的分布趋势,断层对地应力方向和大小均有影响,岩石力学性质对地应力大小也有影响。

中二叠统栖霞—茅口组碳酸盐岩是四川盆地天然气勘探开发重点层系之一。南川地区位于四川盆地东南缘,前期勘探表明南川地区栖霞—茅口组具有较大天然气开发潜力。为明确南川地区中二叠统栖霞—茅口组碳酸盐岩储集空间特征,基于JY205-2井岩心样品,采用薄片鉴定、扫描电镜实验、X射线衍射分析等测试手段,对储集空间进行分类研究。将储集空间分为孔隙和裂缝2大类,其中孔隙包括无机孔和有机孔;裂缝包括应力缝、粒缘缝、收缩缝。储集空间类型受岩性控制明显,栖霞—茅口组碳酸盐岩储层占主导地位的储集空间类型为粒内溶蚀孔和粒缘溶蚀缝,粒缘溶蚀缝具有较好的孔缝连通作用,有利于改善储层渗透率,其中泥质含量较高层段可见较丰富的黏土矿物晶间孔。茅一段①小层粒内溶蚀孔和黏土矿物晶间孔面孔率数值最高,与该段较高的孔隙度、渗透率数值吻合较好,认为茅一段①小层是该区天然气勘探有利层位。

选区评价研究是页岩气开发过程中的重要环节,评价方法的有效性有助于页岩气的高效开发。以涪陵页岩气田勘探开发成熟区块、未成熟区块2种类型共9个候选区块为研究对象,系统分析了不同地质与工程参数对选区评价的影响,并优选了区块的评价指标。其中,含气性、可压性和经济性是页岩气开发选区评价的3个重要方面。然后,利用层次分析法和均方差法确定指标的组合权重,提高了权重系数的精确度,建立了页岩气开发选区评价方法。研究表明在页岩气开发选区过程中,主要的评价指标为气测全烃值、断裂发育程度、地层压力系数、地形特征、目的层裂缝发育程度和孔隙度。根据在涪陵页岩气田的开发实践,评价与实际吻合度较高,表明基于改进的层次分析法的页岩气开发选区评价方法是可行的。

南川区块平桥背斜五峰—龙马溪组含气页岩厚度大,目前采用一套层系开发,水平井井距500 m的条件下,存在着纵向动用程度低,平面动用不充分,未能实现页岩储量的充分动用。为了指导该地区页岩气的合理高效开发,提高储量动用程度和采收率,基于储层精细描述,重点刻画纵向上岩石微相及应力特征,明确其对压裂缝高和缝长的影响,利用微地震监测、气井生产数据历史拟合等技术方法,明确开发层系的划分和平面合理井距的优化。研究结果：①南川地区五峰—龙马溪组含气页岩划分为9个小层21个亚层,开发层系划分为上、下2套气层,其中下部气层为①—⑤小层,厚度35 m,上部气层为⑥—⑨小层,厚度76 m;②平桥背斜合理水平井间距在250 m。

页岩气尤其是深层页岩气水平井套损一直是困扰页岩气分段压裂开发的难题,常规的套管补贴、化学封堵等方法无法同时满足页岩气高压裂压力、大排量施工和小桥塞通过,导致页岩气常规泵送桥塞分段工艺难以实施;而采用常规多封隔器分段工艺,由于投球滑套极差限制,分段数、排量受限,难以满足页岩气压裂排量、规模等要求。针对深层页岩气井WY9-2HF套损问题,通过风险论证、管柱力学分析及结构优化、工具研发与改进、井筒模拟试验等研究,采用悬挂封隔器管柱隔离套管破损井段,通过上部套管注入结合下部油管注入方式以提高排量;采用全通径无级滑套,增加分段级数同时提高施工排量,配套多封隔器下入工艺、套损井井控安全措施、大排量分段压裂工艺,在WY9-2HF页岩气井实现大排量、大规模31级分段压裂,达到预期压裂目标,获投产日产气8.75×10⁴ m³/d,该技术对类似页岩气套损井分段压裂投产具有借鉴意义。

针对四川盆地威荣页岩气开发过程中出现的套管变形问题,统计分析了套管变形特征,利用有限元分析方法对3种套变形态进行载荷和变形量分析,探讨了威荣页岩气套管变形类型;采用理论分析、有限元模拟、等效试验评价等方法,对钻完井工程涉及的井身全角变化率、固井质量、井筒温压变化、瞬时停泵等工程参数开展了量化分析,得到了不同工程因素对套管强度减弱的影响,表明工程因素不是套管变形的主要因素;通过开展改造过程中地层各向异性、井筒温度压力耦合、储层岩性界面影响等综合因素分析,认为工程条件下套管强度减弱,压裂改造过程中地层薄弱面滑移或储层对套管产生非均布挤压载荷导致套管应力集中而变形,其相关认识为制定威荣页岩气套变防控措施提供了借鉴。

深层页岩气井大规模体积压裂后,面临井筒堵塞影响长期生产的问题,需借助连油或钻杆进行解堵处理,处理方式较为单一,对于复杂变径井筒、混合堵塞物问题的处理缺乏针对性。以WY23-1HF井为例,该井受邻井压裂影响无法正常生产,地层垮塌,岩屑进入井筒造成了严重堵塞,同时,堵塞段存在轨迹上翘、套管变形等复杂情况。解堵复产措施包括：钻磨管柱、钻磨工序、压井液设计等方面。现场实施情况表明,针对水平井多段压裂,应尽量采用同一类型桥塞减少变径影响,确保轨迹平滑和防止堵塞物堆积,避免井筒条件复杂化,同时,结合该井可溶桥塞与大通径非易钻桥塞混合使用的情况,采用连油带笔尖冲洗+钻杆带钻头（或磨鞋）的管柱组合,进行通磨钻扫相结合成功实现复产,为类似的页岩气井提供借鉴。

南川区块二叠系茅口组泥灰岩气藏储层低孔低渗、碳酸盐岩含量高、裂缝不规则发育但连通性差、地层非均质性强,常规酸压技术直接进行储层改造的方法存在酸岩反应迅速、溶蚀距离有限等问题。结合该区块茅口组典型地质特征,开展了胶凝酸液实验测试与评价,筛选了以“多级交替注入酸压+闭合酸化”为主的增黏性强、配伍性好、稳定可降解的胶凝酸液体系,并在南川区块DS1HF井首次成功试验应用,取得了10 mm油嘴生产制度下,测试稳产气量23.05×10⁴ m³/d的良好效果,验证了该项工艺技术在泥灰岩气藏中的应用可行性,对国内同类气藏的开发有良好的借鉴和推广应用价值。

稠油油藏注蒸汽开发后期,汽窜严重,开发效果逐年变差,急需探讨改善蒸汽驱效果的相关技术,针对新疆油田风城Z32齐古组油藏稠油特点,研究了注CO₂辅助蒸汽驱改善开发效果的可行性。在稠油油藏注蒸汽开采过程中,注入CO₂、N₂或烟道气,可以使原油体积膨胀,增加地层弹性能量,降低原油黏度,改善原油的流动能力。利用高温高压原油配样器和岩心流动实验装置,测定了不同类型注入气对稠油的膨胀、降黏效果：注入CO₂、N₂和模拟烟道气分别可使原油体积膨胀约10 %~40 %、2 %~10 %、4 %~16 %,黏度降低27.3 %~82.9 %、4.3 %~18.5 %、10.2 %~45.8 %,CO₂、N₂和模拟烟道气分别能够提高采收率5.83 %、3.08 %、3.75 %,因此,推荐选用CO₂作为注入介质。现场应用实践表明,CO₂辅助蒸汽驱措施后,井组日产油由26.6 t上升至36.2 t,油汽比由0.174上升至0.206,增油1 158 t,取得了显著的经济效益,为该技术的规模应用提供了参考依据。

以溱潼凹陷西斜坡阜三段砂质滩坝为研究对象,通过对钻井岩心、测井、录井以及各类分析化验数据进行综合研究,分析砂质滩坝沉积特征与沉积动力学条件,划分砂质滩坝成因类型并总结沉积主控因素,并在时空条件下讨论砂质滩坝沉积体系与分布特征。研究认为,溱潼凹陷西斜坡砂质滩坝可进一步划分为滩砂与坝砂,两者在岩性、颜色、厚度、粒度、沉积构造等方面存在较大差异。西斜坡带砂质滩坝沉积按照成因可以划分为远源三角洲前缘前端与侧缘再沉积砂质滩坝和近源冲积扇控制下的近岸砂质滩坝两种类型。远源三角洲前缘前端与侧缘再沉积砂质滩坝见于阜三段各砂组中,且在Ef₃⁴砂组中分布最为广泛;近源冲积扇控制下的近岸砂质滩坝则仅见于Ef₃⁴砂组中,局限于西斜坡东南沿岸呈条带状发育。对陆相断陷湖盆砂质滩坝沉积特征研究,以及湖相薄互层岩性油气的勘探与开发具有一定的理论借鉴。

目前,国内页岩气钻井发生漏失情况比较普遍,适用于油基钻井液的堵漏方法不多,失返性漏失仍是业内技术人员面临的难题。以WY-1HF井现场作业为例,使用油基钻井液在该井水平段钻井时发生失返性恶性漏失,且使用常规的桥塞堵漏技术、油井水泥堵漏技术均不能有效封堵漏失层。在对该井漏失层特征分析的基础上,研究了无机凝胶的堵漏机理及桥塞堵漏材料对油基钻井液性能的影响规律,最终采用高密度（1.89 g/cm³）的水泥固化封堵结合低密度（1.17 g/cm³）无机凝胶固化封堵,配合使用油基钻井液高浓度大颗粒桥塞堵漏浆,堵漏成功,保障了后续通井、测井、下套管、固井等作业的顺利开展。该方法的成功实施对该地区页岩气堵漏技术的应用具有一定的借鉴意义。

受低油价影响,SD油田高效滚动开发难度越来越大。为进一步挖掘SD油田滚动潜力,扩大SD周边圈闭成果,通过采用：①精细构造解释,识别低序级断层;②加强基础地质研究,深化油气成藏主控因素认识;③部署开发兼评井,提高单井利用率;④动静结合,滚动扩大老区含油面积;⑤上下层系立体评价,降低滚动勘探风险等方法,使得SD油田在“十二五”至“十三五”期间新增含油层系2个、含油断块6个,新增探明储量1.011×10⁷ t,有力支持了华东原油持续上产工作,并且建立了SD油田成藏模式,明确戴一段隐蔽油藏与火成岩相关油藏是今后滚动勘探的重点方向。