继北美非常规油气取得实质性突破以后^[1-3]，油气行业对于依靠水平井技术建产开发的页岩气建立了比较广泛的信息。中国经过一系列资源勘查基础工作，四川盆地也进入了页岩气勘探开发进程^[4-9]。中国石油西南油气田公司按照国家“落实资源、评价产能、攻克技术、效益开发”的方针，2006年开始页岩气地质评价，2009年开展先导试验，2012年启动国家级示范区建设，2014年实施规模建产。10年来，通过持续探索与攻关试验，落实了资源，建立和发展完善了六大勘探开发主体技术，形成了高效勘探开发“五化”模式，实现了资源、技术、模式、产量四大跨越，建成了长宁15×10⁸m³/a综合生产能力，累计生产页岩气14.4×10⁸m³，全面完成了示范区建设任务^[10-14]。

西南油气田公司积极践行地质工程一体化理念^[15-17]，利用科技创新驱动建产、信息助力提效管理，目前长宁气田井均测试日产气量达24.61×10⁴m³，较评价期提高了127%。从工程实施效果各方面看，Ⅰ类储层钻遇率较评价期平均提高了1.8倍，水平段长平均延长了53%，套管形变率下降了68%，钻井周期缩短了53.3%，储层改造规模平均提高了47%，储层改造完成率提高了10%，开发井各生产指标均优于开发方案设计。一系列依托于地质工程一体化理念开展的工作，已经使得长宁国家级页岩气示范区具备持续推进页岩气规模建产的条件。

通过不断探索、持续试验，长宁页岩气在发展中逐渐形成了页岩气综合地质评价技术、页岩气开发优化技术、页岩气水平井优快钻井技术、页岩气水平井体积压裂技术、页岩气水平井组工厂化作业技术和页岩气地面采输技术六大勘探开发主体技术（图 1），该六大主体技术奠定了地质工程一体化践行的技术基础，集成并演化形成了长宁地区高产井培育模式。

图 1

图 1 六大勘探开发主体技术

组织相关生产和科研单位的各种专业人员成立地质工程一体化工作组，按地质勘探、钻井、压裂、试采、地面集输等专业工作分配任务。其中地质勘探人员主要开展地应力和天然裂缝分布特征研究，丰富和完善评层选区技术，强化地质工程一体化研究，指导区块新部署平台和建产井的钻井地质工程设计、建立导向模型；钻井人员主要通过钻井时效、钻井复杂事故、钻井新技术新工艺跟踪分析，建立区域优快钻井模型，优化钻井参数；压裂人员主要是强化单井和区域储层改造效果分析，形成压后评估技术和评价体系，优化压裂方案设计，指导现场实施；试采开发人员着重开展排采效果分析，完善适合区域特点的排采制度，全面分析长宁区块页岩气井生产情况，开展页岩气采气工艺技术适应性研究，优选工艺井组织好采气现场试验；地面集输人员主要结合区块开发气藏工程、开发生产需求和计划，根据生产现状，分析内外输管道集输适应性，调整优化工艺参数，摸索集输运行规律，制订适合区块的集输运行方式。工作组统一安排，协同工作，确保一体化工作有序推进。

在大数据支撑下利用软件平台建立地质工程一体化工作平台。首先通过有线光缆、无线3G、卫星的多种数据传输链路，实现钻井、压裂、微地震、生产数据的实时远程监测。其次是利用三维地形、地震、测井、钻井、完井、井场、采集气管道、供水、供电线路等数据建立三维储层、三维井筒和三维地面模型。最后利用现场生产和研究成果数据及时优化校正模型，持续为长宁气田的产能建设工作提供数据和技术支撑。

通过储层—井筒—地面数字化、信息化建设，建立前端“自动采集、智能监控、远程操作、无人值守”，中端“实时监测、风险预警、紧急关断、人工恢复”，后端“数据共享、专业分析、综合利用、辅助决策”3个层次的信息采集、处理、应用系统，建设长宁智慧页岩气田，实现页岩气田数字化办公、自动化生产和智能化管理，达到提升管理水平、降低生产成本的目的。

地质工程一体化是以提高单井产量为最终目的，以地质手段细致剖析气藏储层特征，选用适应性的技术及参数完成工程设计，配合一体化的高效管理和工程实施来完成气田建产开发，并且根据钻完井和压裂排采效果开展综合评价及后评估，完善参数优化地质工程模型，形成动态环路，持续不断提高单井产量（图 2）。

图 2

图 2 一体化工作流程

为实现非常规页岩气的规模效益开发，需以地质基础为前提，开展多专业的一体化研究。通过地球物理建模，利用地震、钻井、实验、试采资料，建立地质、岩石物理等多参数模型，实现井位平台部署、钻井工程、储层改造、气藏开发等多方面的优化。利用地球物理方法对构造进行精细解释，对微幅构造、微断层以及不同尺度的裂缝系统开展细致刻画，建立精确构造模型；对页岩储层实现反演模拟，建立多属性模型，指导井位部署及钻完井压裂施工；在地质储层和地质力学综合研究的基础上开展水平井轨迹方位、靶体优化、钻井液窗口、井壁稳定、套变分析以及压裂施工优化等工程实施方案研究设计，指导开发井的一体化、工厂化实施；通过实施结果，及时优化调整模型参数，在大数据和精准参数场的帮助下确保开发井成功率及单井产量的不断提高。

通过对长宁地区龙马溪组构造、埋深、压力系数、地面条件等综合因素分析，以及地震、测井、岩心结合的页岩气综合地质评价，明确了龙马溪组龙一Ⅰ亚段至五峰组为首要开发建产层系；通过精细小层划分对比，评价页岩气“储层甜点”和“完井甜点”等关键参数（图 3），结合最新水平井地质、钻井、试油、采气等成果，锁定了宁201井区水平井实施产能建设的“黄金箱体”；综合地应力方向、压裂控制半径等各项基础研究，确定了龙马溪组气藏水平井的方位、水平段长、巷道间距、“靶体”位置等关键开发政策参数。

图 3

图 3 宁201井—宁203井—宁209井五峰组—龙一Ⅰ亚段储层对比图

在造斜段提前开展水平段的着陆及导向方案设计，利用井震结合，准确标定有利储层在三维空间的展布，精细建立导向模型，通过地质钻井结合，优化导向方案，为提高靶体钻遇率奠定基础（图 4）。

图 4

图 4 地质导向模型设计

根据各井钻完井实施情况的不同，运用井身、固井、导向、录井、测井、储层解释、元素录井、裂缝预测、岩石力学等“九大参数”，优化压裂段长及射孔位置，差异化设计施工参数。同时，在现行压裂地质设计优化段长、射孔位置的基础上，更进一步大胆尝试，综合利用特殊测井、元素矿物录井等手段取得的矿物脆性、石英含量、黏土矿物含量、伊/蒙混层含量、碳酸盐含量、高岭石含量、硅质含量以及钒镍比等水平段储层参数，参考调研并利用北美先进成熟思路优化压裂试油方案，开展单井个性化压裂地质设计（图 5），为最大化体积改造奠定方案基础。

图 5

图 5 长宁气田开发井水平段压裂分段综合示意图

在长宁国家级页岩气示范区的建设中逐渐形成了页岩气“井位部署平台化、钻井压裂工厂化、采输作业橇装化、工程服务市场化、组织管理一体化”高效勘探开发“五化”特色管理体制机制，促进了技术进步，提高了作业效率，有效控制了建设成本。

长宁国家级页岩气示范区位于四川盆地边缘，地面多为山地丘陵，地形高差起伏大，工区内为喀斯特地貌，地下溶洞暗河发育，地表森林覆盖率高，人居及水资源分布不均。因此，长宁工区面临井场选择难度大、表层钻井复杂、工程建设成本高和环保风险大的挑战。为统筹兼顾地面和地下资源，实现地下资源的最大化效益开采，采用井位部署平台化的手段，通过对地形地貌、交通水系、地质灾害及保护区等地面因素的综合判定实现钻前工程最优化。通过精细构造建模、断层裂缝空间刻画、储层特征预测、巷道轨迹预设计等措施，实现资源无缝控制及井工程质量最优化。

长宁页岩气建产采用“双钻机作业、批量化钻进、标准化运作”的山地工厂化钻井模式，有效降低了倒钻具、转钻井液等时间，钻前工程周期节约30%，减少设备安装时间70%，成本得到有效控制。双钻机作业能实现集群化建井，通过区域技术队伍支撑、设备物资配置共享达到一队双机组织生产的目的。批量化钻进能在统一优化井身结构、批量钻井工艺、钻井液回收利用等方面提高作业效率。

在压裂施工组织方面，形成了“整体化部署、拉链式作业”的山地工厂化压裂模式（图 6），压裂效率提高一倍，平台压裂时效达到12小时2—3段，平台半支压裂周期平均为30天。压裂作业系统不断配套完善，为多平台长期、连续、高强度施工作业提供了保障。

图 6

图 6 工厂化压裂模式图

为了实现产能建设的快建快投，降本降耗，长宁页岩气示范区创新形成标准化设计和一体化橇装，实现不同阶段的橇装组合。在排液阶段利用试油流程与地面高压橇连接回收天然气，高压生产初期采用高压排采橇进行气液分离和轮换计量，在中压混输阶段拆掉水套炉，单井分离、轮换计量、气液混输，实现井站无人值守。通过采输作业橇装化，满足了页岩气井初期压力高、产量大、产液量大、递减快，中后期产量小、压力低的生产特点，缩短了建设周期。

长宁页岩气示范区建立以来，坚定不移走工程技术服务市场化之路，主动营造良好竞争氛围，钻井、试油一体化施工服务实施招投标，成功引入多家技术、管理实力较强的一体化施工服务承包商，为技术进步、产量提高、降本增效和实现页岩气一体化高效勘探开发奠定了基础。

中国石油天然气集团公司高度重视页岩气勘探开发工作，成立了页岩气加快发展领导小组和页岩气前线指挥部，对西南地区页岩气工作进行统一协调管理。形成了以前线指挥部和西南油气田分公司组成的技术方案决策中枢和以西南油气田分公司会同各施工单位组成的生产运行中枢（图 7），各部统一组织、统一管理，高效主导长宁国家级页岩气示范区的产能建设。

图 7

图 7 组织管理机构示意图

随着勘探开发工作的不断深入，通过一体化评价，在靶体位置、压裂段长、采收率计算方法等方面不断滚动优化。在目标靶体位置优化方面，通过钻后分析，对每口井实钻靶体位置进行精确归位，结合井的测试产量，通过水平井靶体位置与产量关系对比分析，确定最优靶体位置。压裂段长设计方面，也是通过不同压裂段长试验与产量对比进行滚动优化，最终确定最优压裂段长。

在长宁页岩气勘探开发的不同阶段，依据不同时期的挑战，进行了一系列具有先进性、创新性技术的尝试，并根据使用效果和成本优化的需求，逐步总结出一些具有实用性的特色技术。

自然伽马能谱录井是根据铀、钍、钾的自然伽马能谱特征，采用能谱分析方法对测量到的铀、钍、钾的伽马射线的混合谱进行解析，从而确定铀、钍、钾在岩屑中含量的一种录井方法^[18-20]。

在页岩气开发中，基于综合成本控制的需求，无法大规模使用价格昂贵的“豪华”随钻测量系列，而一般只随钻测量自然伽马, 但对于地层变化比较快、比较复杂的区域，井下单自然伽马测量会造成一定多解性，因此，需要寻找其他可结合使用、操作较为简便、成本不高的技术方法。在长宁页岩气示范区，使用自然伽马能谱录井技术得到了比较好的效果。

四川盆地某区的能谱资料研究发现，铀含量在龙一段底部出现高异常段。因此，可以充分发挥自然伽马能谱录井优势，寻找地区的标志性特征，利用铀含量、各曲线形态变化和曲线比值法对地层进行划分（图 8），实现地层的准确定位，辅助地质导向，基本解决了单自然伽马地质导向不确定性的问题，整体提高了优质页岩气储层钻遇率。

图 8

图 8 自然伽马能谱录井曲线图

宁201井区地质条件复杂，储层三维定量化表征对于页岩气田开发而言十分必要。与直井不同，水平井在单自然伽马的情况下很难准确进行小层对比以落实井轨迹所处层位，这对构造层面的描述和储层钻遇率的计算提出了挑战。如果井轨迹地质层位不落实，地质导向和压裂时就难以有的放矢，因此需要通过三维地质建模来精细描述储层。宁201井区具有丰富的地震、测井、岩性分析等资料，并已实施了近50口钻井、完井作业，这些资料为进行精细储层表征和三维地质建模提供了良好的数据基础。

地质建模是承前启后的重要工作，是各种地质认识的综合反映。研究思路是综合单井、测试以及地震资料，通过精细小层对比和地震解释建立构造模型，通过测井和地震反演建立储层属性模型，结合地震属性和成像测井等资料建立裂缝模型。

在构造模型方面，时深转换是构造建模的基础，深度域的地球物理相关工作至关重要。宁201井区所采用的方法是以10口井的时深标定为基础，再结合53口完钻井及沿水平段设置的195口虚拟井建立和校正速度模型。以地震解释层位为基础，速度模型从地震参考面开始，包括韩家店组、石牛栏组、龙马溪组和五峰组及宝塔组。深度域的构造模型包括36条断层和8个小层层面，其中五峰组底界、龙一段顶、龙二段顶采用地震解释层面控制。

同时，可以利用五峰组底面构造图和地层倾角平面图二者相结合，为布井和钻井设计提供构造特征和复杂程度的直观分布，这对于构造变化角度比较大的区域平台部署具有较为直观的指导意义。

对于构造网格模型，为了保证实用性和模型对于施工部署的指导性，宁201井区平面网格精度为30m×30m（后续数模可根据需要粗化到60m×60m），垂向网格精度采用渐变式比例劈分以保证同一层网格的等时性。同时考虑到页岩垂向上的非均质性及观音桥段等岩性层的厚度为约0.5m，模型在目的层的垂向网格也进行了加密，龙一Ⅰ亚段和五峰组平均垂向网格厚度为0.5m，向上逐渐粗至5m，采用按比例劈分方式，网格精度为30m×30m×0.5m，在150km²范围内，总网格数可达6400万个左右，这种较为精细化的三维模型对于区域整体部署优化具有较好的指导意义。

同时，在储层评价、地质模型、裂缝评价和力学分析等多个方面，长宁页岩气示范区都进行了多种尝试以及取得了不断深化的认识。其中一维、三维的岩石力学分析，在布井优化、钻井优化、压裂优化中发挥了极为重要的作用。动态更新加深的地质油藏研究指导后期完井压裂的施工设计及工艺优选，体现了地质工程一体化的作用，是长宁页岩气取得较好产量的重要原因。

长宁页岩气示范区已经在平均单井产能提升，实现综合效益方面取得了较为可喜的进展，但同时也面临着更多的稳产和进一步提升产能的新挑战，需要启动新的页岩气区块的评价及开发工作。大量实践证明，结合不同阶段部署及施工需求所开展的地质工程一体化工作，是具有实践性意义的，是不断提产增效的有效方法，是复杂油气藏不断取得突破的关键所在。同时，通过宁201井区的建产工作，也总结出页岩气的成功开发，必须依托管理与技术的深入结合，需要在动态运行过程中，将不断加深的地质油藏认识，体现在建产、稳产、生产优化、地面建设等环节中，达到系统性的优化，从而实现页岩气更大的突破。