梁 兴 ，单长安，蒋 佩，张 朝，朱斗星

1.中国石油浙江油田分公司，浙江 杭州 311100

2.西安石油大学地球科学与工程学院，陕西 西安 710065

3.中国石油东方地球物理勘探公司研究院，河北 涿州 072750

引言

近年来，随着页岩气勘探开发新理念、新技术、新工艺和新实践的发展，中国页岩气已进入快速发展阶段。2020 年，中国全年页岩气总产量已超过200×108m3[1]，其中，90% 以上的页岩气产自于四川盆地内部，盆外页岩气产量主要来自于滇黔北昭通国家级页岩气示范区。近四年来，太阳山地浅层页岩气的勘探突破以及开发示范基地的建立，进一步推动了昭通示范区盆外页岩气的勘探开发，引领了四川盆地之外中国南方复杂构造区海相山地浅层页岩气勘探开发方向[2-4]。

秦岭—大别山脉以南的中国南方地区，经历了多期次叠置的、强烈的造山运动与板内形变改造，形成了南方海相古生界“山地页岩气”复杂的地质构造特征，复杂的山地地质构造特征和纵横深切割的地形地貌条件为页岩气勘探开发带来了巨大的挑战[5]。针对南方海相山地页岩气复杂的地质工程条件，要想提高水平井优质储层甜点钻遇率、缝控储量、单井气产量和单井评估的最终可采储量（Estimated Ultimate Recovery,EUR），必须采用地质工程一体化技术，全方位动用高品质储层，实现高品质钻井、完井和开发。地质工程一体化理念自2014 年在昭通黄金坝YS108 井区页岩气开发中率先工业化创新实践以来[6]，在业界已被广泛认同，目前不仅在非常规油气藏勘探开发中普遍应用[7-12]，在国内老油田及海上复杂油气藏工作实践中也日益发挥着作用[13-21]。在山地页岩气“多场耦合、多元协同”富集成藏赋存评价理论的指导下，2017 年，在四川盆地外的昭通示范区太阳背斜构造上实现了浅层页岩气的勘探突破，并通过太阳山地浅层页岩气的产能建设实践开拓，2020 年，已建成了储量规模达千亿方级、整装连续展布的太阳山地浅层页岩气田[2-5]。

太阳山地浅层页岩气田作为中国首个工业开发的大型整装浅层页岩气田，证实了中国南方盆地外强改造复杂构造区浅层页岩气仍具有较好的勘探开发前景，对中国页岩气的发展具有重要的启示意义。结合昭通示范区黄金坝—紫金坝深层页岩气的勘探开发经验[22-24]，通过现场问题导向的科技攻关与效益开发目标引领的创新实践探索，逐渐创新形成了太阳山地浅层页岩气地质工程一体化勘探评价与高效开发技术[3]。本文将从页岩气井全生命周期“4Q”品质，即：储层品质（RQ）、钻井品质（DQ）、完井品质（CQ）及开发品质（PQ）角度，对太阳山地浅层页岩气地质工程一体化高效开发创新实践进行总结。

1 地质工程一体化内涵与关键技术综合应用

1.1 地质工程一体化内涵

针对中国南方海相页岩气勘探开发面临的“强改造、过成熟、高应力、复杂山地人文”等地质与地理条件挑战，笔者率先提出并在昭通黄金坝开发现场应用页岩气地质工程一体化综合评价理念[25]。通过昭通国家级页岩气示范区数年的地质工程一体化勘探开发实践，探索出适用于南方海相山地页岩气条件的产建一体化（Integrated Project Development by Production,IPDP）高效开发模式[26]，即采用室内研究与现场实施一体化的协同互动手段，强化页岩气储层综合评价[27-28]，精细建立包含每个小层的储层厚度、埋深、有机地化源岩特性、孔缝特征、地应力及岩石力学等系列参数的储层三维建模技术[11]，同时，用迭代更新形成的“构造地质、储层属性、地质力学、复杂裂缝和压裂缝网”五大建模成果，实时、有效地指导页岩气甜点评价、部署设计与钻探工程实施、气井生产优化，以规避部署设计、工程作业及气井生产管理的地质工程风险，形成了“有序选区—评价定靶—分区建产—优效生产—效益开发”的山地页岩气勘探开发技术体系[3-6]，开启了南方海相页岩气地质工程一体化高效开发引领模式。

基于页岩气高效勘探、效益开发的需求与挑战，在昭通示范区数年的探索实践中不断创新理念，本文将对页岩气“地质工程一体化”的内涵进行系统梳理和总结。具体为：页岩气地质工程一体化是以“迭代三维储层建模打造透明页岩气藏、实施储层改造体积压裂构建复杂缝网人造页岩气藏”为目标引领，以“单井高产、高EUR 和高采收率”实现效益开发为目的，将“多学科、多工种”跨界资料和现场实施及时反馈的钻探工程、生产动态资料以一体化融合的思路进行综合分析研究，精细构建“构造地质模型、储层属性模型、地质力学模型、复杂裂缝模型和压裂缝网模型”并迭代更新，同时通过“一体化甜点评价研究、一体化方案设计优化、一体化实施过程管控及一体化迭代更新提升”4 个环节的协同互动，全方位注重“4Q”品质的综合评价，全链条协同融合综合研究来精准地评价甜点、锁定靶体、设计优化、落实指导、管控实施，从而提高评价认识精准度及工程实施符合度，最终实现页岩气高效开发系统工程的高质量发展。

1.2 地质工程一体化关键技术综合应用

以太阳山地浅层页岩气地质工程一体化工作实践为例，具体工作流程如图1 所示。在评价研究中充分利用测井资料分析、地震资料分析、地球物理反演技术和地质建模技术，获取页岩气储层优质页岩厚度、有机地化源岩特性、储集物性及含气性特征等关键储层品质参数，建立多参数的储层属性模型，从宏观上把握了页岩气资源状况和甜点分布。同时，以地震、测井及地质建模综合评价为基础，结合地质构造背景、微构造特征和储层特征，建立研究区多尺度天然裂缝系统的复杂裂缝模型，研究天然裂缝系统发育分布规律。

图1 太阳山地浅层页岩气田地质工程一体化工作流程图Fig.1 Workflow of geology and engineering integration work in Taiyang mountain shallow shale gas field

在精细构造地质和储层属性建模的基础上，用钻井、录井、测井、压裂和岩石实验等相关资料进行对比标定，运用三维地质力学有限元建模技术和大规模并行云计算技术，建立全面考虑复杂构造及断层模型、多尺度天然裂缝系统模型及大型三维地质力学模型，并对已实施的水平井平台建立了高分辨率三维地质力学模型。根据部署实施的钻完井进度和录取来的钻井、录井、随钻测井、压裂、监测、测试、分析化验及生产成果数据，按照“井震约束”的精细校核拟合不断地更新地震时深转换的三维地震速度场模型与叠前深度域模型，不断动态更新三维构造模型、储层属性模型、复杂裂缝模型和三维地质力学模型，提高各类模型的精度和可靠性，为地质工程一体化提供了有力的技术基础和保障。

2 地质工程一体化把脉储层品质（RQ）

2.1 储层“七性”关系分析

20 世纪60 年代，大庆油田基于测井技术最早提出了“四性“（岩性、物性、含油性及电性）关系概念，随后在油气勘探地质评价中一直广泛应用。随着非常规油气勘探开发的不断推进，由“四性”关系评价储层地质特征，逐渐发展为“七性”关系评价地质和工程“甜点”。

孙建孟通过对煤层气和页岩气储层特征分析，从勘探开发一体化的角度，总结出了“七性”关系测井评价方法[29]，即：岩相与矿物组分特性、物性与孔隙结构特性、地化特性、含气与产气特性、地层压力与流体特性、射孔与压裂优化完井特性及测井属性。本文在太阳山地浅层页岩气田评价研究中进行了拓展性探索，以水平井优质页岩气储层高钻遇率、体积压裂打造复杂缝网、缝控储量高产为目标引领，采用了地质观察研究与页岩实验刻度测井相结合的方法，综合性对页岩气储层的“厚度岩相矿物岩性、源储地化（TOC 和Ro等）特性、微纳结构与孔渗物性、光电测井属性、总含气量与产气特性、岩石力学地质力学特性（控制井壁稳定性的“三压力”与完井体积压裂效果优化的脆性指数与地应力等）、地层压力系数与流体特性”等新“七性”关系进行储层品质测井综合评价（图2）。同时，结合页岩储层埋深、构造部位、地层倾角、断层与天然裂缝特征等反映赋存条件的因素分析，通过页岩气储层地质品质特性和工程品质特性评价来确定地质甜点和工程甜点，即从多属性融合的全局来把脉页岩气储层品质，而后根据地质甜点与工程甜点的重叠区综合评价，最终锁定页岩气开发甜点（靶体）。

图2 太阳山地浅层页岩气田地质与工程甜点储层新“七性”关系分析及开发甜点（靶体）判定Fig.2 Geology and engineering sweet spot reservoir new“seven characteristics”relationship analysis and development target identification in Taiyang mountain shallow shale gas field

2.2 三维地震精细构造地质与储层属性建模

油气藏地质建模技术目前已广泛应用于油气田勘探开发中，其基于地质、地震及测井资料等多专业数据，通过地质统计学建立的三维地质模型已成为了多学科协作的重要渠道[30-32]。太阳山地浅层页岩气田三维地质建模，最基础内容主要包含构造地质建模和储层属性建模。构造地质建模是以地震资料精细构造解释和地质分层为基础，搭建断层模型，将模型网格化后建立三维层面模型，进而细分成小层模型和高精度细分层模型，从而精细地得出构造形变特征、断层组合与展布特征、地层倾角参数和页岩储层埋深、连续厚度与小层厚度等成果。在构造地质建模基础上完成页岩储层的三维储层属性模型的搭建，具体是以页岩储层岩石分析化验成果系统标定测井和页岩气测井资料的综合解释为基础，运用地质统计学模拟的方法，地震趋势作为约束，建立反映三维储层品质的储层属性模型和反映岩石力学品质规律的地质力学模型（图3）。

图3 太阳山地浅层页岩气田三维精细地质建模工作流程Fig.3 3D fine geological modeling workflow of Taiyang mountain shallow shale gas field

（1）构造地质建模

在三维地震构造细节精细解释的基础上，建立气田整体构造框架模型，通过对单井和三维地震构造解释结果的校验，实现微构造、微断裂解释结果对模型的质量控制。在整体构造建模的基础上，分小层建立小层构造模型，建模过程中通过人机交换的方式实现对复杂断层形态的编辑控制，确保断层、层面模型与构造解释结果和井数据的一致性。在精细构造模型的基础上，合理设定模型网格步长，建立能够反映微构造特征的三维网格模型。利用气田内已有水平井轨迹对构造模型进行微构造矫正，保证构造形态与已钻井认识一致。建立钻井平台精细构造地质模型，结合整体构造模型和水平井地震地质导向模型成果，对开发钻井平台精细地质模型进行约束和钻井实施地质导向质控。

（2）储层属性建模

太阳山地浅层页岩气田储层属性建模主要采用序贯高斯模拟方法，该方法为趋势模型约束下的随机连续属性建模，在不同属性参数之间存在明显的相关性时通过协同克里金模拟以保证三维属性参数之间的相关性[11]。以测井解释成果资料为基础（如完钻井的孔隙度解释曲线、TOC 解释曲线及含气饱和度曲线等），粗化曲线数据后采取井震结合，加以各类地震数据体（如均方根振幅属性、反演属性等）进行约束，建立页岩气藏储层基质属性模型，包括孔隙度模型、TOC 分布模型、含气量、含气饱和度模型等主要属性模型（图4），从而据此可进行储层甜点分析评价与井位部署设计。

图4 三维储层孔隙度模型、TOC 模型及含气量模型Fig.4 Three-dimensional reservoir porosity model,TOC model and gas content model

（3）天然裂缝建模

在页岩气开采过程中，基质中的气体主要通过裂缝流入井筒内，裂缝在空间的连通程度会很大程度的影响气体采收率。裂缝的连通性、结构和形态均是影响气体流动的重要因素。利用地震数据、成像测井等资料，可以构建离散的微断裂与大尺度裂缝通道的网状模型，这种模型可以用于估算离散裂缝通道的连通特征，提高对离散裂缝通道连通性的理解。为构建离散的微断裂与离散裂缝通道的网状模型，首先，对最大曲率属性进行构造线状特征的增强处理，在此基础上，对裂缝通道追踪属性按切片进行自动追踪拾取，利用解释层面提取发育在目的层内的裂缝通道，对提取的裂缝进行三维空间组合，建立三维的离散裂缝通道模型（图5a）。

图5 太阳山地浅层页岩气田天然裂缝三维模型Fig.5 3D natural fractures model of Taiyang mountain shallow shale gas field

弥散裂缝为地震尺度下不能明确追踪、在储层内成层网状分布的小尺度裂缝，一般可以通过统计学方法描述裂缝的密度，表征其发育程度。研究中采用了最大曲率和最小曲率属性来定性地描述弥散裂缝的密度和方向。弥散裂缝分布在离散裂缝周围，发育的密度大小与断裂程度有关，具有最大曲率值低、倾角值低、相干值高的特点（图5b）。综合离散裂缝网络模型和弥散裂缝两个尺度的裂缝模型的建立，可以指导页岩气储层甜点的选取，并进一步解决井位部署与钻井、压裂过程中遇到的与断裂-裂缝相关的问题。

（4）地质力学建模

为了揭示气田岩石力学参数、地层压力及原场应力在横向及垂向上的变化规律，优化钻完井设计和施工，优选非常规储层的压裂规模和施工参数、提高体积压裂效果，需要在构造地质模型建立的基础上，进一步构建三维地质力学模型。具体模型构建流程如图6 所示。

图6 太阳山地浅层页岩气田三维地质力学模型构建流程Fig.6 3D geomechanical model construction process of Taiyang mountain shallow shale gas field

（1）在一维岩石力学模型的基础上，根据三维地质模型创建三维有限元网格；

（2）利用地震反演结果及一维岩石力学研究成果，确定三维地质力学参数（杨氏模量、泊松比等）；

（3）建立三维地层压力属性体；

（4）集成断层及裂缝带，并给包含不连续体的网格赋初始属性；

（5）给模型网格增加边界、上覆和底部单元，施加边界条件；

（6）有限元计算地层原场应力，包括最小水平主应力、最大水平主应力及上覆岩层压力；

（7）提取井区内直井处的最大、最小水平地应力，与单井一维岩石力学模型对比，如果拟合效果不好，则需要重复第（4）～（7）步的研究与计算，直到满足要求。

3 地质工程一体化把控水平井钻井品质（DQ）

3.1 水平井靶体及钻遇率

为了确保页岩气开发的丛式水平井组能钻至含气性最好、孔隙度最佳、脆性最高（黏土矿物最低）、纵向储量动用最好的层位，进而发挥页岩气最大潜能，降低产能建设风险，进行了储层属性模型研究与甜点层的系统综合评价，从而明确了太阳页岩气田水平井设计箱体（即开发甜点/开发靶体）为龙小层+龙单层（图7）。但在小断层不发育、构造倾角相对稳定区，要求箱体尽量控制在龙小层内，即以龙自然伽马曲线上半幅点为追求的靶体最佳中心，要求水平井段龙小层+龙单层箱体钻遇率≥90%。

图7 Y107 井水平段最佳箱体对应小层位置图Fig.7 Location diagram of the optimal box corresponding to small layers in horizontal member of Well Y107

为更好地实现页岩气储层纵向和平面甜点的储层压裂体积改造效果，在水平井钻井地质导向时需精细控制好水平井轨迹，既要保证靶体的储层钻遇率（更好地揭露优质储层释放页岩气资源潜能），又要保证水平井轨迹平滑（更好地保证钻井施工安全与井筒质量），要求水平井轨迹不可上翘至龙单层以上资源变差的储层，不可下切至奥陶系五峰组的复杂层。在轨迹钻进方向提前预见到有正向构造挠曲或仅仅小逆断层造成轨迹前方无法避开五峰组甚至是宝塔组时，钻井轨迹距断距大小可适当提前上翘到龙单层以上附近，以实现构造较复杂区“储层保大舍小并井眼轨迹光滑”。

3.2 水平井钻井地震地质导向轨迹控制

太阳山地浅层页岩气田具备复杂的“山地页岩气”特征，地表地震条件和地腹构造特征复杂性导致地震构造预测的不确定性较大，给钻井入靶和水平井地质导向带来了极大困难[5]。为确保水平井实施获得最高的靶体钻遇率、最优的水平井轨迹，水平井地震地质导向需要从钻前地质模型轨迹设计、随钻跟踪控制到钻后评估措施优化改进各个阶段进行技术支持和相关研究[11]。其中，在钻前阶段，要充分利用三维地震及区域已钻井资料进行一体化综合研究，开展构造、断层、裂缝的精细解释和地质力学分析，落实构造、储层的微观变化特征，建立精细的水平井地震地质模型与水平井轨迹设计，制定地质导向方案，并提前预判构造变化与优化导向控制对策、复杂情况工程预警。在随钻跟踪阶段，关键是进行精细的地质导向实时跟踪分析，尤其对研判的关键点、复杂情况及时进行地质导向技术支撑，最大限度地降低风险，确保优质储层钻遇率。具体通过逐层逼近控制、精细小层对比，实时估算局部地层倾角及变化趋势，确保准确有效的入靶；水平段通过地震逐点引导技术把握趋势，利用随钻伽马测井及元素录井等技术手段跟踪判断井轨迹和地层上下切关系，实时微调轨迹，确保优质储层钻遇率和轨迹平滑度。在钻后阶段，要着重分析已钻井的钻遇率主控因素，去伪存真，更新数据库，建立更精确的钻井地震地质数据平台，提出优化导向目标控制的技术思路和策略，总结经验形成对策措施，为后续地质导向作业提供参考。

昭通示范区页岩气水平井钻井地质导向的现场实践总结表明，前期的地质导向方法是基于简单的二维地质模型，难以与钻前和钻后的各个环节相对应。钻前分析仅参考了地震剖面和邻井导向模型图，难以利用已有数据进行钻前设计优化；实钻导向决策主要依赖于随钻测井工具，缺少地质预判能力；钻后导向模型难以与综合地质模型结合起来，为后期施工提供支持。为此，以地质工程一体化综合评价理念为指导，通过现场实践探索，改变了以往早期的页岩气水平井导向往往只参考静态地质、钻井工程设计，地震资料重视不够、应用不足的现状，没有迭代建立与应用地震地质三维储层模型与地质导向模型，2018 年，创新形成了以地震地质逐点引导为核心特色水平井地震地质导向轨迹控制技术。该技术是以地球物理资料为基石，井震实时跟踪互动、地震地质导向模型迭代更新、水平井轨迹逐点引导精细控制是其特色内涵，精细迭代建立地震地质导向模型是核心要求，需要充分挖掘地震信息在钻前即建立精细水平井地震地质导向模型，并融入实时钻井信息，构建轨迹控制点，井震实时结合，通过动态分析，采用“层控（宏观趋势）+点控（具体值域）”的方法，迭代更新三维速度场进而修正水平井地震地质导向模型，逐渐逼近地下真实地层情况，依据地震地质导向模型发挥水平井靶体预估、趋势预判和风险预警“三预”作用，从而引导水平井在箱体内平稳钻进，最大限度降低钻井风险，同时保证井筒光滑和箱体钻遇率。该技术包含了钻头精确定位技术、控制点约束速度场迭代更新技术、地震多属性和多方法断裂联合预警分析技术，做到了钻前水平井轨迹设计优化、钻中导向实施、钻后模型迭代，充分体现了地质+工程信息综合性和钻井应用的前瞻性（图8）。为增强水平井导向的时效性，合作研发了基于地震数据的地质导向软件GBS（Geosteering Based on Seismic），可以根据需要快捷地迭代更新地震速度场、时深转换和修正地震地质导向模型，从而实现技术有形化，更好地为水平井钻进地质导向提供技术支撑。

图8 基于地震地质逐点引导的水平井地震地质导向轨迹控制技术内涵Fig.8 Seismic geosteering control technology for horizontal wells based on seismic geological point-by-point guidance

太阳背斜构造复杂、地层倾角变化大，微构造挠曲、小断层微裂缝带较为发育，水平段构造变化大，造斜段着陆困难。鉴于水平井着陆时构造变化大，地层倾角难以掌握，为此对不同倾向（上倾、下倾、水平）的水平井进行模拟研究，通过获取各个标志点入层相对角差（图9a），进行着陆角差控制。

水平段钻进过程中易钻遇多处挠曲，致使轨迹容易进入宝塔组灰岩层，损失有效水平段并带来改造负能影响，对此提出钻遇挠曲解决方案，即依据井震约束的地震叠前时间或深度域剖面、储层曲率属性特征对水平段进行动态评估，实时优化轨迹设计，在曲率异常区域控制轨迹位于箱体中上部，规避构造地质风险（图9b）。针对部分井钻井过程中钻遇微幅小背斜形变区而造成轨迹进入宝塔组的情形，提出了穿越小背斜的导向对策方案，即依据地震地质导向模型剖面成果及邻井钻遇情况，先提前降斜下沉钻进轨迹而后提前增斜，使轨迹从较高的位置穿越小微背斜，后缓慢降斜平稳回层（图9c）。针对部分井穿越断层致使实钻轨迹进入宝塔组的情形，提前精细落实断距与位置，最简单的方案是先增斜向上穿越断层，减少出靶层的水平段长度，精细的处置对策是为了提高储层钻遇率和增加可压裂改造的水平井进尺，提出针对性方案：参考地震剖面及邻井钻遇情况，评估断层尺度，对断层可能出现位置进行预测，使用地质导向软件对地层可能的几种变化进行模拟，并约束狗腿度，给出相应的参考轨迹，用于提前调整参考，降低断层对储层钻遇率的影响（图9d）。

图9 太阳山地浅层页岩气田水平井地质导向Fig.9 Geo-steering of horizontal well in Taiyang mountain shallow shale gas field

4 地质工程一体化保证完井品质（CQ）

4.1 体积压裂参数设计优化

压裂施工压力、每段压裂液量和加砂量是压裂工程施工作业关注的3 个主要参数，储层压裂人工缝网的复杂程度与储层改造体积则是反映体积压裂效果和影响页岩气单井产量EUR 的关键指标。从太阳山地浅层页岩气田整体来看，随着滚动勘探开发的不断深入，投产井越来越多，为体积压裂方案调整优化和成效提升提供了直接的有利依据。从压裂投产的时间排序来看，单段压裂液量呈平稳略有下降的趋势，说明随着压裂规律逐渐摸清和掌握；在同样加砂条件下所需的前置液和携砂液量不断减小，这样对压后返排试气和后期生产创造了有利条件。另外，压裂加砂规模（反映缝网支撑程度的加砂强度）在掌握地区压裂施工规律的基础上呈现出明显逐渐增大的趋势，单段加砂量已从最初的90.5 t 提高到138.0 t。加砂强度从1.4 t/m 提高到1.8 t/m 甚至2.0 t/m 以上，每簇（单缝）的加砂强度从26.0 t/簇缝提高到43.0 t/簇缝以上（Y102H1-6 井最高达67.5 t/簇缝），体现了缝网加强支撑力度强度提升明显。目前，基本上维持加砂强度在37.8～42.2 t/簇缝，在确保井下安全的前提下尽量多加砂，确保致密性页岩储层得到充分的改造和有效支撑，保障后期高产稳产。目前，其他页岩气产区，如黄金坝—紫金坝、长宁、威远区块等，部分井压裂加砂强度已达到3.0 t/m 以上，压后同样取得了较高页岩气产量[33-34]，说明加大改造规模、提高加砂强度能显著提高页岩气井产气量。

在压裂规模设计差异不大的情况下，压裂施工压力曲线特征是分析区域和单井压裂规律、优化和改进压裂方案的重要依据。压裂施工压力包括最高施工压力、平均施工压力、停泵压力等，除了储层物性差异、构造改造强、应力复杂的特殊性之外，主要和储层埋深密切相关，即压裂施工压力往往随储层埋深加大而增高。另外，为了将其他新投产的页岩气井统一压裂评价标准，采用压后测试的单段无阻流量（或单位压裂长度的产气量）作为主要评价指标，这样就能消除埋深差异、钻遇非储层、压裂施工异常等因素带来的水平段长度和压裂段数的影响。通过研究压裂参数与单段无阻流量之间的关系，找出压裂规律并分析其原因，进而优化压裂方案设计。根据产气效果和施工压力统计结果来看，施工压力和产气效果呈明显的负相关关系。施工压力越低，产气效果越好，这也从侧面说明储层岩石强度较低，可压性较好，而且人工裂缝网延伸范围越大、缝网越复杂，体积压裂改造越充分。

根据产气效果和压裂规模统计结果来看，压裂规模和产气效果呈正相关关系。压裂加砂规模（加砂强度、单段加砂量）越大，产气效果越好，说明改造后有效支撑缝体积越大。产气效果与压裂液量也有一定的正相关关系，说明压裂液主要起到造缝和携砂的作用，同时具有一定的蓄能作用。但压裂液达到一定层次规模目标后，其作用有明显的变化态势，即在基础压裂液底线以上，从返排和产气的角度来看，压裂液量减少，压裂效果更好，成本降低明显。从造缝的角度，前置液量越大，携砂液砂比越低，越有利于形成复杂的体积缝网，提高携砂能力，对储层的改造和支撑效果越理想。

随着太阳山地浅层页岩气田规模开发的有序推进，根据现场水平井体积压裂试气一体化技术的创新实践与总结提升，形成了以“低成本、高效、提产”为目标、以“长段多簇射孔、小簇间距密切割、停泵+暂堵复合转向、全程低支撑压力石英砂、低黏滑溜水、高排量、控液增砂、连续加砂”为主要内涵的浅层页岩气压裂技术体系[34]，垂深小于1 500 m 的浅层页岩气水平井测试产量多数达（5.2～10.1）×104m3/d（高者达18.6×104m3/d），监测成果表明，改造缝网较为复杂，单井EUR 提升至（3 990～4 845）×104m3，实施效果达到开发方案要求。

4.2 压裂缝网建模与产能预测

基于已建立的页岩气藏三维构造地质模型、储层属性模型、地应力模型和天然裂缝模型，采用非常规储层水力压裂模拟软件对水平井进行压裂缝网模拟，精细刻画水力压裂裂缝扩展过程，并通过地面或井中微地震实时监测或套管外光纤本井或邻井监测结果的标定，最终确定了储层压裂人工裂缝几何形态、压裂缝网空间展布（压裂改造覆盖度）、压裂改造缝网复杂度、簇缝砂液的改造强度和导流能力、单井EUR 与单井产能。定量化研究了地应力状态、天然裂缝、储层物性参数对页岩压裂施工和气藏开发的影响，为后期压裂施工优化和产能释放提供参考（图10）。

图10 页岩储层三维建模—压裂改造体积缝网一体化模拟技术Fig.10 Integrated simulation technology of three-dimensional reservoir modeling and fracture network

水力裂缝延伸过程中会受到地应力大小与方向、最大和最小水平主应力的差值、水力裂缝内流体压力和黏度、天然裂缝的摩擦系数和内聚力及水力裂缝和天然裂缝的夹角等多种因素的综合影响。通常最大、最小主应力差值越大，天然裂缝与水力裂缝相交角度越接近90°，水力裂缝穿越天然裂缝继续延伸的可能性越大。

以评价初期的Y102H1-1 水平井为例，该井共分11 段进行压裂，累计注入压裂液17 823 m3，支撑剂1 031 t。模拟过程中将三维储层属性模型、地应力模型和天然裂缝模型输入到压裂模拟软件中，通过输入压裂液和支撑剂性能、射孔数据、压裂管柱和泵注程序等数据进行每级压裂施工净压力拟合，结合微地震实时监测结果的约束拟合，最终得到该井水力裂缝展布形态和参数（图11）。

图11 Y102H1-1 井微地震监测解释图与水力压裂缝网模拟拟合图Fig.11 The interpretation diagram of microseismic monitoring and the fitting diagram of hydraulic fracture network simulation of Well Y102H1-1

微地震监测解释缝网体积为1 013×104m3，最终拟合缝网体积为957×104m3，考虑到微地震主要反映压裂液波及其引发地应力微变化的最大体积，所以，微地震监测解释的缝网体积是实际水力压裂改造缝网体积的上限值。模拟结果基本满足微地震标定拟合裂缝形态和体积的要求。

Y102H1-1 井压裂缝网拟合预测的初期日产量为5.1×104m3、EUR 为3 580×104m3，压后返排采气测试实际获得6.3×104m3/d 测试产量，首年日产量2.7×104m3（产量受断续生产影响），EUR 达3 270×104m3，表明人工缝网拟合产能预测结果吻合率较好。

5 地质工程一体化保障开发品质（PQ）

5.1 压后焖井分析

页岩气压裂完毕后，关井焖井阶段的压降较常规气井缓慢，裂缝闭合时间相对较长，若关井时间不够就进行排液，支撑剂易发生严重的回流现象（井筒出砂），形成较大的无支撑区域，裂缝过早闭合甚至形成“包饺子”现象（图12a）。同时压裂液过早排完，使得作用在支撑剂上的有效应力增加，引起支撑剂嵌入（图12b），降低裂缝导流能力[33]。压裂结束后焖井一段时间，使得有一定的力作用在支撑剂上，可以有效降低支撑剂回流（图13）。

图12 页岩气井压后放喷对支撑剂回流、嵌入与裂缝闭合的影响情形Fig.12 Effects of post-pressure drainage on proppant return,embedding and fracture closure in shale gas well

图13 太阳山地浅层页岩气田压后焖井时间与有效应力的关系Fig.13 Correlation between soaking time and effective stress after fracturing in Taiyang mountain shallow shale gas field

水平井分段压裂改造，既打破了页岩气储层原始地层的压力平衡，也破坏了地层中原有的流体分布。在压后焖井期间，地层压力和流体需要建立一个新的平衡体系。渗流是由压差驱动的，焖井既使得井筒周缘的地层压力升高（相当于提高地层能量和气井产量），也降低了井筒附近压力，使得返排时返排压差减小，避免出现瞬间大返排量导致的支撑剂回流，甚至地层出砂等造成过高的压敏效应对井壁附近产生永久性伤害，所以从渗流角度看适当焖井对返排测试及产气都是有益的。

游离气会因浓度差而出现扩散现象，当大量压裂液进入井筒附近后，压裂液中气体的浓度为零，页岩气地层中的游离气向压裂液存在区扩散，同时水分子置换出来的甲烷分子也会不断向井筒附近压裂液中扩散。这是因为水分子具有较大的电偶极矩，而甲烷偶极矩为零，页岩中带正电的黏土矿物分子与水分子更具有亲和性，因而出现水置换甲烷气的现象，但当页岩的裂缝宽度小于100 nm 时，会出现水桥现象而容易造成“水封气”。为此，采用分子动力学模拟方法，可以根据岩石性质（如成分分析等）及孔喉形态（如数字岩芯等），定性地判断和确定压裂水和甲烷气是否置换、置换程度以及是否存在水封气现象。同时，通过渗流理论及质量守恒定律，可以计算出页岩储层地层压力分布，获得压力向地层渗流的“压力边界线”，从而根据“压力边界线”移动速度来确定合理的压力焖井时间。鉴于由气体扩散计算压裂液中水气比随时间变化的态势规律，可依据水气比的每天变化率（小于某个数值）或总的水气比（超过某个数值）来确定页岩气扩散的最佳焖井时间。综合上述3 种方法的分析，最终可确定具体的最佳焖井时间，从而减少负面影响。

5.2 压后返排采气测试分析

目前，太阳山地浅层页岩气田试气过程分为压裂后焖井—排液采气两个过程，其中，排液采气过程包括纯排液、见气、气相突破和气相突破后连续产气4 个阶段（图14）[2-3，35]。

图14 太阳山地浅层页岩气田Y102H4-3 井试气阶段划分Fig.14 Gas test stages diagram of Well Y102H4-3 in Taiyang mountain shallow shale gas field

（1）纯排液阶段：这属于压裂液返排初始阶段，基本不产气。为避免返排压裂液过快导致吐砂、近井筒人工缝网端口部位闭合及压裂缝网末端无支撑区域微裂缝过早闭合，遵循小油嘴、低压降、慢返排为主。

（2）见气阶段：以气相开始产出、气液两相流动为特征。随着油嘴制度的增大，产气量逐渐增大，气相渗透率也逐渐增大，但此阶段返排的水气比变化不明显，气相通道并未完全打开。

（3）气相突破阶段：以水气比开始快速降低为标志，表现为产气量随工作制度增大逐步快速上升，人工缝网气相通道逐步完全打开。

（4）气相突破后连续产气阶段：以气相通道完全打开，生产水气比逐渐开始降低并直至稳定的阶段为特色，气相突破后连续产气阶段是规范求取气井测试产气量、初始产能的最佳阶段。

在评价早期，部分气井在更换试气制度时没有很好地结合测试过程中气水产量稳定程度、井口压力的波动状况、测试时间等情况，因此，在试气制度调整、产能规范求取等方面存在不足。在开发阶段，通过太阳山地浅层页岩气井的试气情况的总结分析，根据各制度下井口压力的波动、产水量、产气量的变化情况，优化了试气施工过程。优化后的工作制度主要体现在延长了纯排液、见气、气相突破各个阶段的测试时间，而且纯排液阶段以2～5 mm 油嘴为主，各尺寸油嘴要保证稳定测试达72 h，严格根据井口压力递减态势和氯根变化动态分析来调整。采取小油嘴、慢返排制度，防止支撑剂回流、增大压力波及的泄气面积；测试期间，随着产液量的降低，开始着手调大油嘴，进一步放大生产压差，增加排采速度；见气、气相突破后，可根据产水的变化，逐步减小各油嘴的测试时间，达到最大限度利用地层能量。优化后的测试制度，根据产气量波动、压降波动情况，将最大测试产气量测试时间提高到15 d 左右[35]。

测试后的页岩气井投产阶段，关键是以减少应力敏感、减缓裂缝闭合过程以提升缝控储量、单井EUR，同时要以充分利用气井能量举升、增压采气、降低产气递减率为目标导向，认真做好生产资料的动态跟踪分析、动态监测和生产制度优化。

6 结论

（1）基于多年来的页岩气地质工程一体化勘探开发实践，总结了“地质工程一体化”的内涵。明确提出页岩气地质工程一体化是以“迭代三维储层建模精细打造透明页岩气藏、实施储层改造体积压裂构建复杂缝网的人造页岩气藏”为引领，以“单井高产、高EUR 和高采收率”为目的，将“多学科、多工种”跨界资料和现场实时反馈的动态资料，以一体化系统融合的思路进行综合研究，精细构建“构造地质模型、储层属性模型、复杂裂缝模型、地质力学模型和压裂缝网模型”并迭代更新，同时通过“一体化甜点评价研究、一体化方案设计优化、一体化实施过程管控、一体化迭代更新提升”4 个关键环节的协同互动，全链条的协同融合研究，系统提升“4Q”品质，实现提高评价认识精准度、工程实施符合度和生产制度优化及时性，达到页岩气井全生命周期高效开发工程的高质量发展。

（2）勘探开发实践经验表明，基于地质工程一体化综合评价理念，通过一体化综合评价实施平台，一体化协同地对页岩气井全生命周期“4Q”品质进行四维度的动态评估与生产制度实时优化调控，能够实现气井提质、工程提效、单井提产、控递减率。

（3）把脉页岩气储层品质，要注重地质工程资料的融和协同分析研究，充分利用多种参数多种方法，建立页岩气藏三维精细构造地质及储层属性模型、复杂天然裂缝模型和地质力学模型，通过地质甜点+工程甜点的评价落实最优开发储层，锁定产能最高的水平井靶体、方位、轨迹与长度；把控水平井钻井品质，要做好钻前地震地质导向模型与水平井轨迹设计、随钻跟踪地震地质导向轨迹控制到钻后评估措施优化改进3 个阶段的地质导向技术支持；保证完井品质，要以井筒储层三维模型压裂缝网模拟与产能预测评价为手段，以提高储层压裂人工缝网的复杂度、压裂改造体积和产气量为引领，通过井筒储层品质、钻井品质、固井质量的一体化评价，认真做好水平井体积压裂参数设计优化，以提升页岩气储层压裂缝网改造效果；保障页岩气开发品质，要注重试气阶段的压后焖井分析与排液采气精细调控测试、生产动态分析与制度调整优化，减少应力敏感与裂缝过早闭合的负面影响，提升气相渗透性，有效提高单井产量。

致 谢：地质工程一体化是以地质目标为引领的多学科、多工种一体化融合、协同前行的系统工程，体现油气井全生命周期的室内研究与现场实施的实时互动更新优化、地质与工程的动态迭代调整完善与统一，需要持之以恒的三维储层模型的精准建立与模型驱动，需要有多学科综合的一体化科技创新融合平台与多工种协同的一体化专家远程决策系统的支撑。感谢浙江油田公司天然气勘探开发事业部地质工程一体化工作站的五年多创新实践，感谢李德旗、焦亚军、何勇、舒红林、王维旭、张永强、徐进宾、周博宇、张介辉、王高成、李兆丰、刘臣、王建君、蒋立伟、李林、黄小青、姜忠诚等众同仁为本文技术总结的积极帮助与案例贡献。