沈 骋 谢 军 赵金洲 范 宇 任 岚

1.中国石油西南油气田公司页岩气研究院 2.中国石油天然气集团有限公司规划计划部3.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学 4.中国石油西南油气田公司工程技术研究院

0 引言

据美国能源署（EIA）的统计结果，2019年美国页岩气产量已占其天然气总产量的68.9%。截至2020年10月，Haynesville、Utica等深层页岩气区块（埋深大于3 500 m）的累计产气量分别为806×108m3和 633×108m3，仅次于 Marcellus和 Permian等中深层页岩气区块（埋深介于2 500～3 500 m）；深层页岩气产出占比已由2014年的13.8%升至2020年的23.5%，其中，Haynesville区块采取工厂化立体开发、平台子母井等工艺技术，在日用钻机数仅30～45台的情况下，实现了新钻井测试日产气量介于27.62×104～31.81×104m3、区块日产气量介于2.55×108～ 2.75×108m3的水平。

较之于美国，我国深层页岩气（埋深大于3 500 m）开发尚处于评价阶段并且集中在四川盆地南部地区，其资源量占川南地区页岩气总资源量的86.5%[1]。泸州—渝西区块是川南地区深层海相页岩气开发的主战场，区内单井最高测试气产量达137.9×104m3/d，彰显了该地区深层页岩气开发的巨大潜力[2-5]。然而测试结果却显示，深层页岩气水平井的增产改造效果差异大，单井测试气产量介于5×104～50×104m3/d。究其原因认为：深层页岩气区块地质条件复杂，目前的储层改造仍主要考虑高地应力及水平地应力差产生的影响[6-11]，而对于复杂地质条件对压裂以及排采生产制度对缝网改造效果维持能力的影响则未充分认识，压裂参数的设置还固化在“大排量、大液量”的思路上，由此造成现有的钻完井、排采工艺与深层页岩气的实际情况出现了不适应。……