针对南方海相盆外山地页岩气特殊的地质背景和复杂的地表条件，以滇黔北页岩气勘查探区黄金坝YS108井区为代表的页岩气开发区在一体化高效开发技术、基本做法与生产实践方面经引进、消化、吸收，积极探索并形成了适合南方海相山地页岩气高效开发的技术体系和管理模式，有效支撑了黄金坝5×10⁸m³页岩气产能建设。地质工程一体化技术及研究方法在《中国石油勘探》第20卷第4期（2015年7月）发表的《地质—工程一体化高效开发中国南方海相页岩气》一文中进行了详细论述，文中首次提出具有重大实践意义的“钻井品质”概念与适应中国页岩气开发特点的“品质三角形”理念，明确指出地质工程一体化具有很强的前瞻性、针对性、预测性、指导性、实效性和时效性，在昭通黄金坝页岩气开发实践中得到完全、创新的有效实践，效果显著^[1]。地质工程一体化动态综合研究和三维储层模型的及时有效应用，是非常规油气实现效益开发公认的最佳途径。本文以地质工程一体化核心技术为基础，强调页岩气开发全过程的一体化项目组织管理，论述地质工程一体化研究评价、研究成果现场实时指导工程实施及信息反馈迭代更新模型、工厂化作业模式、一体化项目组织模式为核心的页岩气高效开发模式，可以有效规避复杂地质、工程条件下页岩气钻采工程实施隐患与气井产量不确定性风险，提高钻采工程建设品质成效和作业效率，有效地降低页岩气开发成本。

滇黔北页岩气勘查探区位于云贵川三省交界处，由中国石油浙江油田公司于2009年7月取得页岩气勘查矿权，是国内首个页岩气区块。黄金坝建产区位于昭通示范区北缘四川省宜宾市境内，地处四川盆地南部边缘山地向云贵高原过渡区，山地地形地貌复杂，交通不便，水源分布不均，人多地少，井场优选困难。与成功开发的北美地区及四川盆地内稳定分布的页岩气勘探开发区块相比^[2-6]，黄金坝建产区页岩气储层评价静态参数基本相当，但由于地处印支期以来多期造山运动叠加的区域挤压和走滑应力背景下的向斜斜坡地带，地下断层、派生的微构造及天然裂缝发育，地应力状态复杂（高应力值的挤压走滑构造应力结构），尤其是页岩层水平方向的应力差大，表现为特殊的南方海相盆地外山地页岩气特点，由此造成了地质评价、水平井钻井、储层改造难度大与技术挑战性高。加之地处山地，存在道路条件较差、井场面积有限、施工用水缺乏等问题，造成钻采工程项目实施难度大，项目管理需要精打细琢、各施工环节衔接有序，气井产量不确定性和效益开发风险大^{[1, 7-8]}。鉴于黄金坝页岩气建产区特殊的地质、工程、地形条件，页岩气开发不可能简单地复制北美模式，需要从地下到地上，从一流技术到高效协调管理多学科、多专业探索山地特色页岩气高效开发之路。

复杂的构造地质背景使得黄金坝页岩气产建工作存在先天性的较大难度，加上产建初期经济、高效、适合的钻探工程配套技术尚未成型，产建项目组织管理经验还存在诸多不足。针对上述难题与挑战，充分利用浙江油田公司有利的油公司市场运作优势，通过系统类比调研、对策思考与实践探索，提出了一套以产量为导向，从研究评价、工程实施、气井生产到项目组织管理的黄金坝页岩气产建一体化高效开发模式——IPDP模式（Integrated Project Development by Production，以产量为导向的一体化风险共担效益开发），即以勘探与开发、地质与工程、科研与生产一体化综合研究和现场实施为基础，以一体化项目运作、精细管理及一体化技术团队支撑为保障，以“效益产量为思维导向、逆向设计、技术保障、正向施工”的工厂化作业为实施手段，确保实现高质、高产、高效开发，规避山地页岩气开发投资风险（图 1）。

图 1

图 1 黄金坝山地页岩气一体化高效开发实践模式

黄金坝建产区储层非均质性较强，地层压力系数与地应力纵横向变化大，通过滚动勘探开发，可降低无评价井控制的建产区边界及地质评价不确定区域的风险。页岩气井不同于常规气井，页岩气资源地质区域展布较为稳定，甜点区内页岩气资源基本落实，水平井钻完井质量和储层压裂改造技术实施效果成为制约页岩气产量的决定性因素，因此需要开展储层品质、钻井品质和完井品质一体化综合评价研究，并实时将一体化研究成果和现场实施作业联动，从而有效指导页岩气钻采工程实践，并实时将现场实施情况反馈给室内研究，以便形成持续迭代式的深化更新页岩气综合研究认识。实践→认识→再实践→再认识和持续深化认识→再实践循环往复，是有效开展一体化、实现效益开发的重要基础。

根据黄金坝建产区页岩气井“一井一藏、井井不同”的特点，对先期没有评价井控制的产建区边部及复杂断层分割的不同地区，通过贯彻勘探开发一体化的思路，部署实施评价井及水平井的导眼井，增强面上的有效井控以规避地质风险；与此同时，从有评价井控制的水平井平台出发，及时有效地优化开发井位部署与水平井箱体轨迹设计，滚动实施开发井钻探工程，稳妥地用已知点来控制和推测未知域，切实提高认识的精度与可靠性，提高部署设计实施的符合率，有效地控制未知区域的钻探开发风险。

页岩气藏不同于常规气藏，页岩层系的海域沉积相带、整体封闭保存条件及有机质成熟度严格控制南方海相山地页岩气分布格局，而水平井钻完井和储层改造技术则是页岩气能否获得高产的决定性因素。鉴于此，以多学科一体化系统研究为龙头，以储层品质评价、钻井品质评价和完井品质评价的“品质三角形”为核心的地质工程一体化综合评价为关键方法，综合研究页岩储层、钻井工程和储层改造工程中关键评价参数是评价研究的落实点。“品质三角形”评价，一是研究查明优质页岩深度、厚度、展布特征，寻找页岩层内有机质丰度高、含气量高、渗透性好、裂缝发育的优质储层，即进行储层品质评价，优选储层甜点；二是开展钻井品质和完井品质评价，即通过岩石力学、地应力和裂缝分析，研究钻井工程和压裂工程所涉及的储层工程参数特征，寻找落实与工程条件相匹配的钻采工程技术对策。通过品质三角形评价，为开展甜点预测、水平井轨迹优化设计、水平井导向及储层改造实时监测调整等关键环节，提供三维可视化的地质工程一体化储层研究成果（图 2）。

图 2

图 2 黄金坝建产区页岩气地质工程一体化评价流程图

地质工程一体化评价体系中，地球物理技术是核心，三维地质建模技术是手段，钻完井实时反馈和模型迭代更新是关键。一是利用地球物理技术，即通过三维地震数据目标处理与精细解释来预测工区的微构造、页岩TOC、含气量、地层压力系数、天然（微）裂缝以及杨氏模量、泊松比、地应力等弹性参数，各关键参数可达到地震面元级别横向分辨率和10~20m垂向分辨率。二是以岩心分析和测井资料为基础，通过井控和地震协同地质建模，可以达到1m以内的属性垂向分辨率。地震属性储层反演成果可以很好地控制储层特征参数区域分布趋势，将其作为“软约束”，而大量钻井数据是“硬约束”，融合地震储层反演与钻井和测井资料，即利用“软约束”与“硬约束”数据进行三维地质建模可以得到比单一利用井数据建模预测更为合理的结果。三是钻完井工程实施效果资料的实时反馈回到研究中并对储层模型持续深化研究，实现储层地质模型的迭代更新，即通过钻井、压裂、测试生产跟踪，实时更新动态模型，最终得到一个精度越来越高的三维模型，实时指导页岩气钻完井施工，降低开发风险。

只有科研生产真正意义上的一体化，才能充分发挥一体化研究的支撑作用。利用三维地质建模技术，建产区地质工程一体化综合研究成果紧密指导页岩气产能建设实施，生产成果资料数据信息实时反馈回研究，持续迭代更新三维动态模型，形成一套精度和准确度越来越高的系统成果，实时有效地指导钻采工程实施，从而有效规避和降低开发风险，是非常规气勘探开发常态化的做法。水平井的井位部署和水平井轨迹优化、旋转地质导向、钻井液密度安全窗口预测优化及安全高效钻井、井中微地震裂缝实时监测可视化调整压裂作业方案、气藏生产制度优化和高效生产，是体现科研生产一体化结合的关键环节。

建产区丛式水平井组部署3~8口井，采用井口位置近、地下轨迹穿插的交叉布井方式，设计靶前距225~630m，存在轨迹倾角变化大（76°~109°）、微构造发育、水平井三维勺型、大偏移距井眼及长水平段、靶体段微构造起伏多和变化大的情况，导致钻井地质导向困难、防碰风险大、井壁稳定周期短、套管下入困难^[9-11]。

建立工程与地质相结合的水平井旋转地质导向模式，确保水平井钻井轨迹平滑，提高储层钻遇率。典型井YS1井地层局部构造复杂，钻井设计轨迹先下倾、后上翘，构造反转的具体位置不确定。根据地质工程一体化成果和钻进过程中的认识，利用地层真厚度对比及模拟、下探五峰组高自然伽马标志层、成像测井等方法卡准地层，实时预测水平井区域地层倾角和走向变化趋势，最终实现了在龙一Ⅰ₄层6m厚高伽马靶体内的100%钻遇率，钻井轨迹控制在狗腿度3°以内（图 3）。利用该项技术，在黄金坝页岩气建产区已完钻的25口水平井水平段长度平均为1526m，最长达2005m，创下了中国石油页岩气水平井段最长的纪录，优质储层钻遇率达95%以上。

图 3

图 3 黄金坝YS1井旋转地质导向技术应用实例

页岩气开发前期，考虑到页岩地层易垮塌的风险，优质页岩段钻井液密度多在2.2g/cm³以上，但部分钻井频繁出现漏失，造成随钻设备故障频发。通过利用岩石力学、天然微裂缝等一体化模型成果，开展井壁稳定性分析，预测安全合理钻井液密度窗口，从而提出了降低钻井液密度的作业设计^[12-13]。通过优化钻井液密度至1.852g/cm³以下，有效降低了水平井段井漏复杂和页岩气溢涌的发生，提高了水平井钻井效率。

受走滑构造高应力背景、水平应力差大、天然微裂缝发育、储层非均质性强影响，黄金坝页岩气建产区压裂时普遍存在施工压力高、加砂困难、人工裂缝展布复杂的情况，结果造成不同构造位置、不同平台、不同井，甚至单井每一级压裂施工参数都有较大差异，强烈地表现出“一井一藏、一级一策”的特点。因此，需要综合分析储层品质、钻井品质和完井品质特征，进行每个级段的个性化压裂设计与方案优化，同时以区域平台/单井储层三维模型为基础，充分利用井中微地震裂缝实时监测成果，实时有效地研判压裂形势与决断调整作业方案，可视化地适时调整压裂泵注作业方案并指导压裂施工。黄金坝YS2井储层压裂改造时，由于受局部低杨氏模量（图 4a）和低最小水平主应力（图 4b）区域控制，第13段、第14段压裂微地震信号相互重叠，表现为新形成人工裂缝的重复叠加，由此造成第14段施工时加砂难度大。通过综合储层模型与微地震事件的融合研究进行方案设计优化，将射孔簇数由原3簇减为2簇后的第15段加砂平稳，第15段与第13段、第14段压裂微地震信号有序分开，重叠区域减少，作业施工顺利。

图 4

图 4 黄金坝YS2井岩石力学模型和微地震监测优化施工应用实例 图中散点代表不同段压裂时的微地震监测事件

建产区已探明千亿立方米级储量规模，成功申报中国石油第一块页岩气探明储量井区。多井压裂后试气相继获得较高产能，平均测试产量达20×10⁴m³/d，已建成黄金坝YS108井区5×10⁸m³产能规模，其中生产时间较长的3口井累计产气量均已近5000×10⁴m³，按控压降生产制度下的单井平均日产量近10×10⁴m³。表明利用一体化评价技术和项目管理模式，有效降低了山地页岩气开发风险，实现了南方海相盆地之外页岩气商业气流的首次突破。

一体化项目运作模式（Integrated Project Management），英文简称为IPM模式。此模式可提供“一站式”服务，即交钥匙工程^[14-15]。针对黄金坝页岩气区地质工程的复杂性和开发风险，结合浙江油田公司推行的油公司纯甲方项目管理模式及自身技术人员的实际，本着“责任共担、互利双赢”的技术合作服务思路，创新形成了建产平台一体化总包作业+产量考核相结合的一揽子解决方案：即以效益产量为目标导向，以适应性的系列技术保障为基础的逆向思维设计、正向施工为思路，从设计、钻井、压裂到测试工程由国内外单一油服公司或者联合体总承包，通过强化油服企业资源的集中统一调配和管理，以综合项目管理为导向，提升生产协作能力、综合管理能力、商业运作能力、工程设计能力和风险收益能力，实现资源和成本共享，增强了油气勘探生产活动各环节技术服务业务的紧密性，可以提高整体资源利用效率和施工效率。

自建产区第一口页岩气井采用了国外从设计到后期钻完井、压裂、试气一体化项目总包服务IPM +产量考核模式，取得了高产商业气流突破之后，浙江油田公司积极开展了有别于以往单体工程分解的项目管理模式，在借鉴前期国际先进技术和管理经验的基础上形成了两种一体化项目管理模式（图 5）。第一种模式，是对地质工程风险相对较大的页岩气开发井组平台，采取与国外油服公司一体化合作模式（IPMP项目模式）。IPMP模式具有享受全球先进技术、资源优势和本土化费用优惠等特点，通过甲乙双方一体化技术支撑团队的培养，为技术研发、装备应用国产化奠定基础。第二种模式（包括钻井总包和压裂总包模式），是对有较多井控制、地质工程较为简单的页岩气开发井组平台，与国内工程技术服务队伍签订钻井和压裂总包模式。项目一体化总包模式实行项目投资与产量挂钩的风险合同，调动了技术服务承包方的积极性，构建“同呼吸、共命运”的风险责任共同体，增强了承包方的责任意识，避免了只片面追求完成工作量，规避了甲方的投资开发风险。通过一体化总承包控制，页岩气水平开发井钻采工程成本较单项作业模式总费用下降了30%。

图 5

图 5 黄金坝建产区项目管理模式

为了确保水平井的井筒完整性、储层钻遇率和压裂效果，浙江油田公司邀请中国石油天然气集团公司相关研究院所、国际知名的油田技术服务公司和技术承包队伍，在黄金坝页岩气现场一起组建由油田公司主导的地质工程一体化技术支撑团队，共同践行效益开发的科研生产一体化。技术团队在三维地质建模、井位部署与轨迹优化、钻井实施、压裂作业、试气投产方面全过程参与，各环节均以工程质量、产量、周期为目标，全方位实行一体化目标精细项目管理，全过程全方位实施质量监控，各施工环节无缝衔接运行。实践证明，页岩气一体化运行强化了钻井地质导向、固井质量、压裂方案优化、裂缝监测和压裂实施优化调整等关键环节控制，在资源重复利用、工程质量控制、储层压裂改造、成本控制等方面取得了较好实践效果，单井获得高产气量并好于开发方案的预期。

通过试验探索，形成了以页岩气产气量目标为导向的“逆向思维设计、正向作业施工”工厂化工作路线，依靠以一体化的地质工程技术与先进实用的工具设备为宗旨来实现目标。从单井/平台产气量和井筒完整性目标出发进行逆向思索，构建压裂施工作业（分段体积压裂效果）、钻井工程（优质页岩气储层钻遇率和固井质量）目标的技术与设备工具保障，逐步回归到开发井位部署和轨迹优化（规避开发地质风险和工程实施的可行性）要求，最终溯源到建产区的地质工程精细与深化认识的根基上来。

按照“目标导向、逆向思维、技术保障”的思路，首先以地质工程一体化综合研究成果为基础，结合单井/平台的储层特征，系统优化水平井钻井、压裂、试采工程工艺设计。在完成设计后，以精细迭代式的三维页岩气地质工程模型认识为指导，按照“精细、优化、可靠、可行”的钻探工程方案和水平井平台“钻井→压裂→测试投产”工厂化作业的路径进行工程实施。在钻采工程实施过程中，充分结合实时更新的三维地质模型、旋转地质导向、微地震裂缝实时监测成果，对关键技术进行实时的作业方案优化与作业调整施工，从而高效地探索水平井平台的工厂化作业模式，有效提高钻探工程施工作业效率。

目前，黄金坝页岩气建产区已实现了同平台3口井同时钻井、同平台3口井拉链式压裂及同平台边钻井边压裂的工厂化作业模式（图 6），建立黄金坝山地页岩气工厂化企业标准，形成工厂化施工作业管理与技术操作规范。

图 6

图 6 黄金坝页岩气建产区第一个3部钻机工厂化钻井H6平台（2014年5月9日开始）

针对山地页岩气开发区山地地表地形受限、地下页岩气钻井存在诸多挑战的特点，采用丛式井开发逆向思维的理念，从地质与工程一体化井位优选设计出发，优化不同井数的井场标准化建设，形成配套的钻机改造、设备布局、滑轨配置和钻机平移技术^[16-17]。一方面，通过采取分段批钻模式，对一开、二开采用水基钻井液钻井，待平台所有井完成一开、二开钻井之后，再统一进行三开油基钻井液批钻，从而实现钻井液重复循环利用，减少钻井液池占地面积。另一方面，同台多钻机作业有助于实现技术、设备、人力等资源共享，降低资源的占用和作业成本，而且同台施工队伍间相互竞争，极有助于钻探工程技术及施工管理水平的提高。建产区钻机工厂化作业实践证明，与传统单钻井搬运、安置相比，水平井单井搬安时间可节约3.5天，平台可节约15~20天，水基钻井液、油基钻井液重复利用率可分别达60%、95%以上，机械钻速提高幅度达127%，每米钻井费用降幅超过50%，钻井提速提效效果明显。

针对黄金坝开发区山地地形、水资源缺乏及分布不均、交通不便的特殊情况，开展了山地多井拉链压裂模式，重点强化一体化压裂方案实时调整、连续供水、在线液体混配工艺体系与连续输砂工艺、现场组织管理及后勤保障一体化^[16-18]。

根据黄金坝页岩气建产区大雪山—乌蒙山北麓水源差异分布，采用直接供水、二级连续供水与三级连续供水等3种模式。工厂化压裂过程中，利用在线液体混配工艺体系与连续输砂设备实现连续泵注，在一口井进行分段压裂的同时，另一口井进行交错分簇射孔准备。当一段主压裂完成，通过高压管线快速切换系统，可实现不重连管线的情况下完成压裂井的切换，从而快速进行另一口井的主压裂。如此循环往复，两口井如拉链齿般进行互相交错的多工种施工。3口井作业模式相似，在实施第二口井之后，将高压管线快速切换至第三口井实施压裂。通过两三口井的拉链式工厂化压裂作业，一天可连续完成3级压裂，大幅提高页岩气储层压裂改造施工作业效率，压裂作业成本降低了36%，同时实现了压裂返排液和水资源重复利用，大大降低了环保风险。

通过黄金坝山地页岩气开发实践，现阶段页岩气一体化技术优势和一体化项目管理模式可以达到高效勘探、精准开发的目标，是复杂性、差异性强的中国南方海相山地页岩气高效开发和稳健发展的首选之路。该开发模式既可以在滇黔北昭通示范区内其他开发区域复制应用，也可以在页岩气关键技术、现场组织经验尚不成熟和开发风险较大的类似区块借鉴和推广。

(1) 一体化IPDP高效开发模式是以储层地质与钻采工程多学科资料的地质工程一体化系统研究为龙头，以储层品质、钻井品质和完井品质的系统融合综合评价为基础，通过建立实时迭代更新的页岩气地球物理、页岩气地质储层、天然（微）裂缝系统、岩石力学等三维地质模型，持续递进式深化页岩气地质工程认识、优化井位部署设计与水平井钻井轨迹、储层压裂改造和气藏开发优化的地质工程一体化综合评价，在线监控和可视化实时调整钻采作业方案，有效指导现场页岩气钻井压裂施工作业。

(2) 贯行实践创新的“效益产量为导向、逆向思维设计、工程技术保障、正向组织施工、工厂化作业”一体化工作机制和技术路线，是山地页岩气开发一体化实施的有效手段；通过构建油公司主导的一体化目标精细管理及地质工程一体化技术团队支撑的项目组织管理模式，是页岩气开发建设项目顺利开展的组织保障。

(3) 通过与国内外有实践经验和技术实力的技术服务队伍开展以气井产量考核挂钩的一体化项目总承包（IPMP），可以充分调动技术服务承包商的自主性、责任性和积极性，有利于整合和提升一体化资源的充分利用，有效降本增效，实现页岩气开发系统工程的品质和合作方双赢可持续发展的目的。

(4) 山地页岩气高效开发实践是建立在国内外技术、管理方式集成创新的基础上，要实现高效开发技术常态化还面临较多难题，需要在实践中积极创新探索与机制、体制的配套支持。一是开展地质工程一体化研究需要综合地质、钻井、压裂、开采等多方面专业人才和技术，目前开展的研究多集中在某一方面或某几个学科，距离真正意义的一体化研究还存在较大差距，大量的地质工程一体化复合人才的成长成熟尚需较长时日，并需要油田公司配套的一体化人才成长机制引导和一体化岗位设置支持；二是旋转地质导向、岩性扫描测井、一体化建模软件等核心技术和装备在国内尚处于研制和调试阶段，还难以全面推广应用，完全应用国际技术服务和进口装备工具的成本压力较大；三是中国南方山地地貌的特殊性要求，如何在狭窄地区进行丛式开发平台井场工厂化作业标准化、个性化、模块化定制，并与安全环保要求匹配，实现完全的生产运行管理、快速施工作业、搬迁技术尚未配套成熟；四是由于山地页岩气储层较强的非均质性，以产量为导向的考核指标难以简单地采用邻井经验，更不是简单的交钥匙工程，需要甲乙双方在实施过程中的高度融合，需要再细化过程监控的相关职责制订和落实，需要强化预期产量的预测评价与标准制订，统一甲乙双方认可的考核标准；五是在目前低油价下，除了以产量为导向的考核项目总包模式，还需要积极探索更多的合作模式，比如将现有的3个月产量考核期延长至1年，将气井开发效果纳入考核范围，通过起步价+产量分成方式促使甲乙双方更加紧密的合作，实现共赢，共同发展。