“我们积极推广涪陵页岩气田焦石坝区块稳产技术，立体开发调整区采收率大幅提高，10亿立方米产能投资降低25%，实现页岩气田高质量开发。”2月26日，江汉油田涪陵页岩气公司总地质师沈金才说。
涪陵页岩气田员工在巡查采气设备
前不久，中国石化“十条龙”科技攻关项目——“涪陵页岩气田焦石坝区块稳产技术”通过集团公司验收，项目成果整体达到国际先进水平，4项主要技术创新中有3项达到国际领先水平。
该项目由江汉油田、石油勘探开发研究院、石油工程技术研究院、石油物探技术研究院、江汉石油工程公司共同承担。
自2018年起，攻关团队在大量室内试验、现场试验、动态监测的基础上，推行地模数模一体化、地质工程一体化、气藏采气地面一体化，形成页岩气立体开发模式、“大丛式井组”优快钻井技术、高效压裂工艺及配套技术和气藏-井筒-地面一体化控递减关键技术等创新成果，应用后实现气田焦石坝区块50亿立方米/年持续稳产、采收率提高1倍、单井投资降低15%，有效保障涪陵页岩气田可持续发展，有力支撑了中国石化天然气大发展。
同时，这些创新成果对国内中低品位页岩气藏效益开发、复杂区页岩气藏开发调整具有重要指导作用，显著提升了中国石化页岩气技术的行业影响力，持续引领我国页岩气技术发展。
建立页岩气立体开发模式，开国内页岩气立体开发先河。攻关团队建立了以地模数模一体化技术为核心、动态监测和动态分析技术为关键的页岩气储量动用状况评价技术，解决了一次井网大规模压裂后裂缝表征难、剩余气分布特征不清的难题，为焦石坝区块立体开发调整奠定了基础，明确了老区立体开发调整方向，编制了国内首个页岩气开发调整方案。攻关团队首创“上部气层和下部气层两套层系分层开发，2000米水平段长为主，同一平台大丛式交叉布井”的页岩气立体开发技术，并由上、下两层立体开发升级为上、中、下三层精细立体开发，促进产能、产量、采收率再提高，可支撑新建年产能15亿立方米、新增经济可采储量70亿~80亿立方米，持续保持行业领先。
形成开发调整井优快钻井技术，创多项施工纪录。攻关团队建立了立体开发调整井网柔性防碰设计方法，明确了安全钻井空间、避让范围，在平台井数和水平段长均翻倍、上中下层立体井网开发的情况下，200多口完钻开发调整井实现“零碰撞”，单平台最多部署气井达15口。他们自主研发以系列化定向钻井工具和高效井眼清洁配套工艺为核心的长水平井优快钻井关键工具，解决了长水平段摩阻扭矩大、延伸受限、轨迹控制难度大、井眼清洁困难等难题，实现了长水平井安全、优质、低成本钻井，在钻井周期、机械钻速和一趟钻等方面创多项国内纪录。
创新高效压裂工艺及配套技术，促提速增产降本。攻关团队基于立体开发储层特性及成缝机理差异基础研究，形成了差异化高效压裂工艺与技术，提高了开发调整井产能。他们自主研发了以压裂液、全可溶金属桥塞、趾端滑套、电动压裂等为核心的优质降本技术，打破了国外工具垄断，压裂液成本最高降幅达94%，桥塞和趾端滑套成本降幅超50%，单机组日压裂最高达9段，达到国内领先水平。压裂主体工艺实现升级换代，保障了更长水平段、更快速度、更高产量建井。下部和上部气层井平均测试日产量达到22.6万立方米、17.4万立方米，压裂试气成本降幅超15%。
研发控递减关键技术，助气井稳产上产。攻关团队明确了焦石坝区块页岩气井产气、产水规律，建立了排采工艺介入时机图版，分类、分阶段制定采气工艺方案，实现气井初期、中期连续生产。他们优选投资最低、气井废弃风险最低、建设工作量最小的集气站增压模式，形成无人值守增压技术，实现页岩气井中后期稳定生产。通过全面推广应用气藏-井筒-地面一体化控递减关键技术，气田综合递减率降至10.99%，较前期下降10个百分点。
