深层常压页岩气工程技术新进展与发展建议

与中浅层页岩气勘探开发相比,深层页岩气埋藏深、构造复杂、压力体系多变,钻井提速难;储层可压性差、体积改造难。如何提高钻完井效率、降低钻完井成本,是实现深层页岩气经济效益开发最大的挑战。为明确当前深层常压页岩气钻完井技术水平和存在的问题,总结分析国内外深层页岩气钻完井工程新进展,指出了当前存在的问题并提出了发展建议。在四川盆地威荣、永川等区块已经实现了深层常压页岩气的经济效益开发,基本形成了以低成本高性能油基钻井液、强化钻井参数、配套大扭矩螺杆和个性化钻头、长水平井精准导向和高效控制、钻井实时监测与智能优化为核心的深层页岩气长水平井高效钻井技术体系,水平段最长长度达4386 m,最长一趟钻进尺达4225 m。但与北美地区先进钻井指标相比,国产螺杆寿命、旋转导向工具稳定性和可靠性、超级一趟钻技术与比率、近钻头推靠工具还存在一定差距,需进一步加大核心配套工具和技术研发,进一步提高深层页岩气井的钻井效率。北美地区受经济开发效益限制而较少开发4200 m以深的深层页岩气,国内已经突破了4700 m深层页岩气体积压裂技术,形成了以压裂工艺、分段工具、主体材料和监测技术为核心的独立自主的4700 m以浅深层页岩气压裂技术体系。但在复杂构造区深层和超深层页岩储层中形成复杂裂缝网难度大,还需进一步完善裂缝扩展机理研究,研发降阻性能更好的压裂液体系和175 MPa压裂装备,以尽快突破4700~6000 m埋深页岩气井高效压裂瓶颈。