第1章绪论
中国社会经济持续稳定发展，能源需求持续保持相对较高水平。1993年中国成为石油净进口国，2006年成为天然气净进口国，目前中国是世界上*大的能源消费国和净进口国，中国石油的对外依存度已超过70%，天然气对外依存度超过40%，其供求矛盾已成为制约我国国民经济和社会可持续发展的一个十分严峻的问题，同时给国家能源安全保障带来巨大的压力。
在这样的背景下，中国以南方下古生界五峰组一龙马溪组、筇竹寺组海相页岩为重点，开展页岩气地质综合评价、勘探评价以及开发先导试验，陆续在四川盆地、豫东鄂西、滇黔北、湘西等地区的五峰组一龙马溪组发现页岩气，并在四川盆地威远、长宁、昭通、富顺一永川、涪陵等地区获得工业页岩气产量，徐徐拉开了页岩气开发的大幕。
1.1四川页岩气开发概况
四川盆地长宁、威远、昭通页岩气田位于四川盆地南部，主要位于大凉山以东、川中古隆起志留系剥蚀线以南、华蓥山以西、黔北凹陷以北的区域（图1.1），面积约4万km2。
川南地区页岩气勘探开发的历程可分为4个主要阶段（何骁等，2021）。
（一）第一阶段：评层选区阶段（2006～2009年）
中国石油西南油气田公司在2006年率先开展盆地页岩气资源评价和评层选区工作。研究认为，四川盆地发育多套富有机质黑色页岩，下古生界沉积有利、分布稳定、厚度大，分布范围广，品质与北美地区页岩具有可比性，钻井中显示普遍，具有较大的勘探开发潜力。并于2009年与壳牌石油公司在富顺一永川地区实施了页岩气联合评价项目。该项目开展了盆地专层取心、剖面观察、分析化验和老资料处理等工作，取得了盆地页岩气评价的关键参数，探索并建立了地质和资源评价方法，建立了资源评价和选区选层的技术方法及定量指标体系，确定了五峰组一龙马溪组为现阶段*有利的勘探开发层系，优选了长宁、威远、富顺一永川3个有利区。
（二）第二阶段：先导试验阶段（2009～2014年）
在资源评价和选区选层的基础上，为了有效动用盆地丰富的页岩气资源，开展了页岩气开发先导试验，实现了3个突破，钻探了中国第一口页岩气井一一威201井，突破了出气关；钻探了中国第一口页岩气水平井一一威201-H1井，突破了水平井钻井和大型体积压裂工艺技术关；钻探了中国第一口具有商业价值的水平井一一宁201-H1井，突破了页岩气商业开发关，从而坚定了页岩气开发的信心，同时也打破了国外技术封锁。
（三）第三阶段：示范区建设阶段（2014～2016年）
在先导试验基础上，中国石油积极响应国家号召，于2014年启动了2个示范区建设，发挥整体优势，高效推进示范区建设，全面完成了各项示范任务。建成了25亿m3/a的生产能力，超额完成了示范区产能建设任务；落实了四川盆地可工作有利区的资源分布，提交了1635.31亿m3页岩气探明储量；掌握了有效开发的技术和手段，实施效果一轮比一轮好，单井平均测试产量由11.1万m3/d提高到21.9万m3/d;形成了特色管理体制机制和工厂化作业模式，单井综合成本大幅度下降；全面推广了生产作业的健康、安全与环境管理体系，实现了安全清洁生产。
（四）第四阶段：规模上产阶段（2016年至今）
通过长宁、威远示范区建设，川南地区页岩气地质认识清楚、资源落实、技术成熟、管理适应、体系完善、国家重视、地方支持，大规模快速上产的条件已经成熟。在四川盆地页岩气“十三五”（2016—2020年）发展专项规划中启动了《川南地区龙马溪组页岩气整体开发概念设计》《川南地区页岩气试验区勘查开发方案》的编制工作，目前正全力以赴推动技术进步、管理创新、深化评价和规模上产，实现页岩气更大发展目标。2017年8月，中国石油天然气集团有限公司批复了长宁区块、威远区块“双50亿”开发方案，方案设计在2020年页岩气产量达100亿m3。截至2019年底，累计开钻井1100口，完成压裂井900余口，完成测试井700余口，单井平均测试产量达19万m3/d，产量突破3000万m3/d，建成100亿m3/a的生产能力，当年产气量达67亿m3。
1.2四川页岩气开发主体技术
借鉴美国页岩气开发成功经验，根据川南页岩气气藏的地质特点，形成了川南页岩气开发技术。按丛式井组部署水平井，采用常规双排、单排布井方式（图1.2、图1.3），水平巷道间距为300～400m，水平段长度为1500～2000m。水平井靶体距优质页岩底界3～8m，采用分段体积压裂提高单井产量。
长宁地区龙马溪组页岩气水平井井身结构经历3个阶段的持续优化，形成了现阶段应用成熟的“三开三完”井身结构，将技术套管下至韩家店组顶，韩家店组一石牛栏组高研磨性地层采用气体钻井提速，钻至龙马溪组顶再倒换成钻井液开始造斜定向（图1.4），实现了安全快速钻井的需要。
直井段应用水基钻井液，水平段应用油基钻井液或高性能水基钻井液的钻井方式。长宁地区页岩气水平井压裂时，井口*高泵压95MPa左右，要求油层套管抗内压强度超过118MPa。为了避免发生套管失效影响施工进度，满足分段体积压裂改造要求，采用0139.7mmxQ125x12.7mm气密封扣油层套管。
0139.7mm油层套管固井水平段长，泥页岩井壁易垮塌，长水平段岩屑床不易清理干净，套管在水平段贴边严重，居中难度大，下套管困难，为此优化水泥浆体系、改善施工工艺技术措施等提高固井质量。
长宁地区完井方案为套管射孔完井工艺，压裂均采用电缆泵送桥塞分簇射孔分段工艺，按照从“脚趾”（水平井B点）到“脚跟”（水平井A点）的顺序压裂（图1.5）。主体采用拉链式压裂模式，部分井开展同步压裂。
射孔位置的选择综合考虑簇间距、套管接箍、射孔工艺等因素，一般选择“四高一低”（脆性高、TOC含量高、孔隙度高、伽马值高、*小水平主应力低）位置射孔。
为了形成复杂裂缝，分簇射孔时通过优化簇间距，达到既能形成多条裂缝，又能利用各簇之间的应力干扰来增加复杂性，簇间距按20～25m设计。
段长的确定主要确保能对段内储层有效改造。簇间距确定后，确定簇数即确定了段长。考虑到每段分3簇，每簇间距20～25m，段长为60～75m。
施工排量在保证成功施工的前提下，尽可能地提高裂缝内的净压力和确保井筒完整性。根据区域延伸压力梯度、油层套管参数及井口装置参数，按照95MPa压力控制，该区施工排量设计12～14m3/min。
压裂规模的确定一般根据井间距、压裂模拟及压裂监测等综合确定。气藏工程方案设计水平巷道距离为300m，根据前期干扰试井成果、压裂模拟结果和现场实践，单段液量一般在1800m3左右。根据入井液量、段塞式加砂及*高砂浓度等的限制，结合前期施工情况’单段加砂量80～120t。
页岩储层脆性较好，层理发育，多选用滑溜水作为压裂液体系。同时用微地震监测压裂后形成的裂缝形态，采用滑溜水压裂后形成复杂裂缝，其波及范围大。目前在该区主要采用低黏滑溜水体系。现场降阻剂用量一般在0.08%～0.10%。
页岩储层致密，对压后导流能力要求不高。页岩压裂过程中存在一种剪切滑移过程，剪切过程产生的剪切裂缝即使在闭合情况下也具有一定的导流能力。同时对于脆性较好、层理较为发育的页岩储层，压裂时形成的裂缝较窄，大粒径、高砂浓度支撑剂进入地层困难，因此，国内外页岩气压裂改造多选用小粒径、低砂浓度的加砂模式。根据该区的闭合压力及页岩储层特征，为了支撑微裂缝和提高裂缝导流能力的需要，采用70/140目石英砂+40/70目陶粒的组合支撑剂。
1.3四川页岩气套管变形问题及其影响
四川页岩气区块地质条件复杂，钻完井工程中遇到多种类型的工程问题。例如，井壁失稳埋旋转导向工具的问题，各个井段都有发生的井漏问题，压裂期间套管变形问题等。其中，套管变形问题*为棘手，是页岩气开发面临的*严重的工程问题。
在先导试验开始阶段，部分井出现了套管变形，其中一口典型井是宁201-H1井，该井是长宁区块第一口页岩气水平井，位于长宁构造中奥陶系顶上罗场鼻突东翼。层位龙马溪组，钻探目的层为龙马溪组，主要钻探目的是评价下古生界龙马溪组页岩气水平井产能状况，试验并形成适用的水平井钻完井配套技术。
宁201-H1井垂深2500m，井深3790m，*大井斜96.28。，井底闭合距1452.19m，闭合方位7.15。。井身结构参数如表1.1所示。水平井段套管外径139.7mm，壁厚9.17mm，抗内压强度96.94MPa，抗外挤强度100.2MPa（图1.6）。该井于2012年1月15日开始试油，2012年7月23日试油结束。
宁201-H1井分12段，段长75～100m，前两段深度范围、射孔和桥塞位置见表1.2。压裂施工作业前，使用118mm钻头钻井底水泥塞过程无阻卡现象，使用114mm通井规通井至人工井底，亦未出现通井规遇阻、遇卡现象。随后进行压裂施工作业，完成1号压裂段压裂后泵送1号桥塞及对2号压裂段压裂施工进展顺利，未出现阻卡现象。但是，下入2号桥塞过程中，在井深3490m处桥塞遇阻，而其设计井深为3577m，距离其设计井深87m。为使桥塞下入设计位置，现场取出桥塞，采用114.3mm平底磨鞋进行通井冲砂作业，泵入桥塞后仍然在3490m处遇卡。随后，经冲砂清洗作业后使用114.3mm铣锥通井仍然遇阻，起出后发现铣锥单侧存在划痕（图1.7）。在变形处就地坐封桥塞，桥塞位置为3491m。现场又使用108mm磨鞋通井，磨鞋能够顺利通过遇阻点。*终，根据现场实际情况，由设计施工12段调整到实际施工10段，同时调整部分段数的射孔簇数。
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