第三届中国页岩气发展论坛-按照会务组的安排，我交流的题目是川渝地区页岩气工程技术的发展情况，作为川渝地区的单位，我们交流的主题是我们具体的技术在现在的应用，以及取得的进展，在这里给大家做交流。

　　近年来，随着北美页岩气开发获得成功，使得页岩气逐步成为全球尤其资源勘探开发的新零点，中国对页岩气开发高度重视，制定了分阶段的战略目标，川渝地区的长宁和威远作为国家的首批页岩气示范区，经历了三年的技术攻关和实验，取得了许多的认识成果，为页岩气勘探开发深入奠定了基础。

　　我交流分为三个方面的问题，第一是介绍一下长宁-威远到现在为止的技术情况，长宁-威远2010年钻成第一口页岩气井威201，拉开了四川页岩气资源开发的序幕，2012年3月21日正式设立四川长宁-威远国家页岩气示范区。明确了H2H3。

　　说到这两个页岩气示范区，我们对前期的工作做了一些研究和规划，总体来看，我认为川渝页岩气具备以上特点，整体他的地质条件很复杂，地层波虽，地表主要为山地，储层埋深更深，代表我们的页岩气的成本居高不下。

　　第二个限制我们的方面是我们的页岩气起步比较晚，他的一些基础理论相对比较长，我们的页岩气几个方面，他的设计一直都不是非常吹分，比如说我们的地理这方面来说，现在有研究的空间。

　　其次针对页岩气开展天然裂缝和压裂实验相关结论。当时我们W201-1井微地震实时监测结果表明。我们在页岩气开发的过程中，我们一些关键的工具，还是比较低，凭借我们的一些设备，它的自动化比较低，我们的一些关键产业及还有就是我们在自动化系统。

　　第四个限制我们的地方，我们现在总体来说，页岩气在前期的开放过程中，参与的作用是还是传统的。成本降不下来，这是我们研究工作要做的。

　　在这个背景下，通过三年的技术共管和现场实验，目前长宁-威远页岩气水平井共钻11口，其中长宁示范区完成了7口，水平段是980-120米。

　　在威远地区是完成了水平井4口，水平段长是1140米。

　　总体我们取得了一些成果，我们归结了一下，主要是经济提速效果明显，2013年完成了长宁H2H3井组6口水平井平均机械钻速5.25，教第一轮页岩气水平井分别提高了16%，平均钻井周期66d，缩短了61d，钻井综合成本大幅下降。

　　部分技术瓶颈得到攻克，基本实现安全钻井，攻克高淹没地层钻速低，水平段页岩垮台，页岩气井眼轨迹控制，油机防塌井液。

　　第三个就是我们基本上形成页岩气丛式井经济安全提速标准模式，形成以井身结构优化，强风堵油高效个性化PDC三维水平井轨迹控制为重点的快速钻井技术。

　　初步形成了工厂化作业方案，初步形成了以丛式井网优化部署。

　　目前压裂测试后单井日产量由前期直井平均0.64万方，提高到目前水平井5.64万方，提高8倍以上，综合成本由9千万元降低到5千万元。

　　下面是应用的主要工程技术与进展。

　　围绕页岩气提速体校，将本增产的目标，重点突破油及钻井液防塌。

　　通过第一轮的研究，掌握了长宁-威远地应力分布规律，为示范区水平井组部署和钻完井技术方案提供了依据。

　　主要是第一个地应力测定与分析，通过采集露头岩心2吨，钻井岩心30组。

　　第二个就是我们地应力对井壁稳定性影响因素分析。大于50度后，力学稳定性急剧边查，坍塌压力迅速增加，坍塌压力在20.-2.1左右。

　　为示范区出层改造射孔井段选择及压裂方向提供了参考，这个是我们的H2H3这两个井种，以及下一步要进行的。

　　第二个进展，形成了以井身结构优化，防塌油基钻井液，大偏移距三维轨迹控制为主的页岩气水平井优快钻井配套技术。

　　井身结构优化“由常规到非常规”，“四开到三开”，大尺寸到小尺寸”不断优化，提高了机械钻速，减少了事故复杂。

　　我们形成了页岩气水平井个性化PDC钻头优选方案，选出各层段PDC钻头系列，提速效果明显。

　　第三个是大家比较关注的，强封堵防塌钻井液技术。

　　白油基无土相钻井液密度、钻井液滤失量，乳化稳定性等等。

　　第四是我们的大偏移距三维水平井控制技术。，一个是防碰绕障技术，一个是大偏移三维水平井钻病技术，另一个是工程地质一体化导向技术。

　　第五是形成了页岩气油基钻井液条件下的水平井固并技术，H2、H3平台6口井固病合格率达100%，优质率达到65%以上，研发形成了油基泥浆条件下高效冲洗隔离液SD80。研究形成了不同油基泥浆条件下冲洗隔离液浆注结构。

　　另外是我们的页岩气水平井压裂改造技术。

　　初步形成页岩气压裂设计评估技术，综合应用实验统计分析，微地震时分析调整和试井分析。另一个是我们自主研发了降组滑水体系。分簇射孔技术填补国内空白，达到国际先进水平，电缆一次下井可实现最多20级分簇射孔点或作业。

　　连续油管钻塞技术，，形成了连续管钻磨桥塞，开发形成系列化管钻末桥塞专用平地磨鞋。

　　还有我们的自主微地震监测技术实现了对页岩气井压裂施工的实时指导。我们完成了页岩气丛式兵卒压裂测试地面流程优化，通过这一套优化，这是我们页岩气的，这一套优化以后，是比关键的。针对这个技术，我们形成了与只配套的施工技术和装备，主要是“储供配注”技术，连续混合技术，针对使用的滑溜水压裂液添加剂溶解要求。地面管汇，测试配套设备，前面介绍的一些压力方面的技术以及他们相关的工具，综合就是到目前为止在页岩气上已经创造了多项记录，这是我们的记录表。

　　第四个进展页岩气丛式水平井组工业化作业模式。提出了总体思路，集群化建井，批量化钻井，工人华压裂，一体化管理，结合国外先进做法和整体开发部署，制定两步走，实施计划，在长宁H2H3井组开展探索试验，卖出工厂化作业第一步，完善装备及技术储备。

　　丛式井组井网优化部署，长宁地区山区丘陵地貌为主，人口稠密，平地多耕地，因此综合考虑井场修建难度，工程风险以及经济效益，长宁地区第一阶段丛式井组按6-8个口。

　　我们主要考虑三个方面，第一个是出层井眼轨迹，另一个是井眼轨迹方向，还有一个是对比试验。批量钻井技术装备配套，快速移动钻井，完成了快速移动钻机改造，在H2/H3并组进行了应用。长宁H2平台配备滑轮市，并纯移动时间2小时和长宁H3平台电动钻机，配备步进式移动装备，并间纯移动时间1.5市，移动前需倒全部钻具。

　　相关的装备配套和改造，与传统钻井6天相比，单井节约3.5天以上，6口井节约21天，8口井节约28天。第三个是钻井液回收利用，研制了钻井液二次回收装置，回收率50%-60%，建设了2个油基钻井液中转占，储存及处理钻井液能力1200立方，回收利用率达到70%以上，实现油基钻井液再利用。

　　第四个是实施网电代油，降低成本，减少了排放。单井可节约60万元，降低钻井成本。正在研究页岩气自发电技术方案，一旦页岩气开发规模化后，能进一步的降低成本。

　　第五个是初步形成了批量钻井方案。批量钻井，表层小钻机批量钻井，电动钻机批量钻余下井段。第五个是完成四川油气田首次拉链市压裂试验，具备工厂化作业能力，完成了两口径10断压裂作业，实现一天压裂3段。

　　围绕页岩气开发所面临的“降本”增产”两个焦点，开展了大量的技术攻关与现场实验，目前已取得了一定的阶段成果钻井周期得到了大幅缩短，开发成本也大幅降低，为页岩气的规模效益开发奠定了技术基础。

　　我们取得的几点认识，第一就是长宁-威远示范区钻完井提速是效益开发的基础，页岩气开发归根到底是“降本”“增产”但降本方面最重要还是钻完并提速。必须通过技术的持续进步，不断缩短钻完并周期，才能从根本上解决降低的问题。

　　通过单向技术进步，钻完井周期还能进一步缩短吗?第一是钻头改进与优选还能进一步缩短瓶颈地层作业时间，还有很大的空间，第二个是茅口组漏层损失的时间有望进一步缩短。定向井段托压问题解决后能进一步缩短斜井段作业时间。

　　在技术方面我们应用电磁波随钻测量系统有望解决目前井漏，堵漏泥浆脉冲卡死，MWD无信号的问题，减少无效起下钻趟数。

　　第二个认识就是长水平段水平井和高校压裂技术对获取工业气流非常重要。尽管国外的开发经验早已说明水平井开发和大型压裂能有效开发和页岩气。

　　第三个是工业化作业模式是高效开发页岩气的重要方式，尽管目前国内尤其是陆上采用了工业化作业还处于早期阶段，但所带来的好处显而易见，比如长宁H2H3。

　　批量钻井技术与装备急需实现与完善，批量钻井不具备普遍适用性，受多种条件的影响。

　　工业化钻井的基本条件，可靠的“甜点”区域和钻井地质特征是进行工厂化作业至关重要的前提条件，必须拥有持续不断的工作量保障，才能发挥其趋势。非“停电”经过钻完井，压裂仍不能获得产能，投资“打水漂”。

　　快速移动钻机和自动化装备是必备手段，如果没有这些，什么都做不了。离线作业技术也是提高钻机利用率的重要手段，入离开钻机转盘进行组合，拆卸立柱，无钻机固井。

　　各位专家各位代表，页岩气开发是国家更是中石油集团公司能源战略中的重点，近几年来，作各位领导和专家的帮助和支持下，页岩气开发技术取得了一定的程度，单机要实现规模高效的页岩气开发，支撑国家能源战略还需各专业的同仁付出艰苦的努力，通过示范区建设取得的技术进步和经验积累，让我们看到了广阔的前景，在的关心和支持下我们相信一定能通过努力早日达到目标。