第三屆中國頁巖氣發展論壇-按照會務組的安排，我交流的題目是川渝地區頁巖氣工程技術的發展情況，作為川渝地區的單位，我們交流的主題是我們具體的技術在現在的應用，以及取得的進展，在這里給大家做交流。
近年來，隨著北美頁巖氣開發獲得成功，使得頁巖氣逐步成為全球尤其資源勘探開發的新零點，中國對頁巖氣開發高度重視，制定了分階段的戰略目標，川渝地區的長寧和威遠作為國家的首批頁巖氣示范區，經歷了三年的技術攻關和實驗，取得了許多的認識成果，為頁巖氣勘探開發深入奠定了基礎。
我交流分為三個方面的問題，第一是介紹一下長寧-威遠到現在為止的技術情況，長寧-威遠2010年鉆成第一口頁巖氣井威201，拉開了四川頁巖氣資源開發的序幕，2012年3月21日正式設立四川長寧-威遠國家頁巖氣示范區。明確了H2H3。
說到這兩個頁巖氣示范區，我們對前期的工作做了一些研究和規劃，總體來看，我認為川渝頁巖氣具備以上特點，整體他的地質條件很復雜，地層波雖，地表主要為山地，儲層埋深更深，代表我們的頁巖氣的成本居高不下。
第二個限制我們的方面是我們的頁巖氣起步比較晚，他的一些基礎理論相對比較長，我們的頁巖氣幾個方面，他的設計一直都不是非常吹分，比如說我們的地理這方面來說，現在有研究的空間。
其次針對頁巖氣開展天然裂縫和壓裂實驗相關結論。當時我們W201-1井微地震實時監測結果表明。我們在頁巖氣開發的過程中，我們一些關鍵的工具，還是比較低，憑借我們的一些設備，它的自動化比較低，我們的一些關鍵產業及還有就是我們在自動化系統。
第四個限制我們的地方，我們現在總體來說，頁巖氣在前期的開放過程中，參與的作用是還是傳統的。成本降不下來，這是我們研究工作要做的。
在這個背景下，通過三年的技術共管和現場實驗，目前長寧-威遠頁巖氣水平井共鉆11口，其中長寧示范區完成了7口，水平段是980-120米。
在威遠地區是完成了水平井4口，水平段長是1140米。
總體我們取得了一些成果，我們歸結了一下，主要是經濟提速效果明顯，2013年完成了長寧H2H3井組6口水平井平均機械鉆速5.25，教第一輪頁巖氣水平井分別提高了16%，平均鉆井周期66d，縮短了61d，鉆井綜合成本大幅下降。
部分技術瓶頸得到攻克，基本實現安全鉆井，攻克高淹沒地層鉆速低，水平段頁巖垮臺，頁巖氣井眼軌跡控制，油機防塌井液。
第三個就是我們基本上形成頁巖氣叢式井經濟安全提速標準模式，形成以井身結構優化，強風堵油高效個性化PDC三維水平井軌跡控制為重點的快速鉆井技術。
初步形成了工廠化作業方案，初步形成了以叢式井網優化部署。
目前壓裂測試后單井日產量由前期直井平均0.64萬方，提高到目前水平井5.64萬方，提高8倍以上，綜合成本由9千萬元降低到5千萬元。
下面是應用的主要工程技術與進展。
圍繞頁巖氣提速體校，將本增產的目標，重點突破油及鉆井液防塌。
通過第一輪的研究，掌握了長寧-威遠地應力分布規律，為示范區水平井組部署和鉆完井技術方案提供了依據。
主要是第一個地應力測定與分析，通過采集露頭巖心2噸，鉆井巖心30組。
第二個就是我們地應力對井壁穩定性影響因素分析。大于50度后，力學穩定性急劇邊查，坍塌壓力迅速增加，坍塌壓力在20.-2.1左右。
為示范區出層改造射孔井段選擇及壓裂方向提供了參考，這個是我們的H2H3這兩個井種，以及下一步要進行的。
第二個進展，形成了以井身結構優化，防塌油基鉆井液，大偏移距三維軌跡控制為主的頁巖氣水平井優快鉆井配套技術。
井身結構優化“由常規到非常規”，“四開到三開”，大尺寸到小尺寸”不斷優化，提高了機械鉆速，減少了事故復雜。
我們形成了頁巖氣水平井個性化PDC鉆頭優選方案，選出各層段PDC鉆頭系列，提速效果明顯。
第三個是大家比較關注的，強封堵防塌鉆井液技術。
白油基無土相鉆井液密度、鉆井液濾失量，乳化穩定性等等。
第四是我們的大偏移距三維水平井控制技術。，一個是防碰繞障技術，一個是大偏移三維水平井鉆病技術，另一個是工程地質一體化導向技術。
第五是形成了頁巖氣油基鉆井液條件下的水平井固并技術，H2、H3平臺6口井固病合格率達100%，優質率達到65%以上，研發形成了油基泥漿條件下高效沖洗隔離液SD80。研究形成了不同油基泥漿條件下沖洗隔離液漿注結構。
另外是我們的頁巖氣水平井壓裂改造技術。
初步形成頁巖氣壓裂設計評估技術，綜合應用實驗統計分析，微地震時分析調整和試井分析。另一個是我們自主研發了降組滑水體系。分簇射孔技術填補國內空白，達到國際先進水平，電纜一次下井可實現最多20級分簇射孔點或作業。
連續油管鉆塞技術，，形成了連續管鉆磨橋塞，開發形成系列化管鉆末橋塞專用平地磨鞋。
還有我們的自主微地震監測技術實現了對頁巖氣井壓裂施工的實時指導。我們完成了頁巖氣叢式兵卒壓裂測試地面流程優化，通過這一套優化，這是我們頁巖氣的，這一套優化以后，是比關鍵的。針對這個技術，我們形成了與只配套的施工技術和裝備，主要是“儲供配注”技術，連續混合技術，針對使用的滑溜水壓裂液添加劑溶解要求。地面管匯，測試配套設備，前面介紹的一些壓力方面的技術以及他們相關的工具，綜合就是到目前為止在頁巖氣上已經創造了多項記錄，這是我們的記錄表。
第四個進展頁巖氣叢式水平井組工業化作業模式。提出了總體思路，集群化建井，批量化鉆井，工人華壓裂，一體化管理，結合國外先進做法和整體開發部署，制定兩步走，實施計劃，在長寧H2H3井組開展探索試驗，賣出工廠化作業第一步，完善裝備及技術儲備。
叢式井組井網優化部署，長寧地區山區丘陵地貌為主，人口稠密，平地多耕地，因此綜合考慮井場修建難度，工程風險以及經濟效益，長寧地區第一階段叢式井組按6-8個口。
我們主要考慮三個方面，第一個是出層井眼軌跡，另一個是井眼軌跡方向，還有一個是對比試驗。批量鉆井技術裝備配套，快速移動鉆井，完成了快速移動鉆機改造，在H2/H3并組進行了應用。長寧H2平臺配備滑輪市，并純移動時間2小時和長寧H3平臺電動鉆機，配備步進式移動裝備，并間純移動時間1.5市，移動前需倒全部鉆具。
相關的裝備配套和改造，與傳統鉆井6天相比，單井節約3.5天以上，6口井節約21天，8口井節約28天。第三個是鉆井液回收利用，研制了鉆井液二次回收裝置，回收率50%-60%，建設了2個油基鉆井液中轉占，儲存及處理鉆井液能力1200立方，回收利用率達到70%以上，實現油基鉆井液再利用。
第四個是實施網電代油，降低成本，減少了排放。單井可節約60萬元，降低鉆井成本。正在研究頁巖氣自發電技術方案，一旦頁巖氣開發規模化后，能進一步的降低成本。
第五個是初步形成了批量鉆井方案。批量鉆井，表層小鉆機批量鉆井，電動鉆機批量鉆余下井段。第五個是完成四川油氣田首次拉鏈市壓裂試驗，具備工廠化作業能力，完成了兩口徑10斷壓裂作業，實現一天壓裂3段。
圍繞頁巖氣開發所面臨的“降本”增產”兩個焦點，開展了大量的技術攻關與現場實驗，目前已取得了一定的階段成果鉆井周期得到了大幅縮短，開發成本也大幅降低，為頁巖氣的規模效益開發奠定了技術基礎。
我們取得的幾點認識，第一就是長寧-威遠示范區鉆完井提速是效益開發的基礎，頁巖氣開發歸根到底是“降本”“增產”但降本方面最重要還是鉆完并提速。必須通過技術的持續進步，不斷縮短鉆完并周期，才能從根本上解決降低的問題。
通過單向技術進步，鉆完井周期還能進一步縮短嗎?第一是鉆頭改進與優選還能進一步縮短瓶頸地層作業時間，還有很大的空間，第二個是茅口組漏層損失的時間有望進一步縮短。定向井段托壓問題解決后能進一步縮短斜井段作業時間。
在技術方面我們應用電磁波隨鉆測量系統有望解決目前井漏，堵漏泥漿脈沖卡死，MWD無信號的問題，減少無效起下鉆趟數。
第二個認識就是長水平段水平井和高校壓裂技術對獲取工業氣流非常重要。盡管國外的開發經驗早已說明水平井開發和大型壓裂能有效開發和頁巖氣。
第三個是工業化作業模式是高效開發頁巖氣的重要方式，盡管目前國內尤其是陸上采用了工業化作業還處于早期階段，但所帶來的好處顯而易見，比如長寧H2H3。
批量鉆井技術與裝備急需實現與完善，批量鉆井不具備普遍適用性，受多種條件的影響。
工業化鉆井的基本條件，可靠的“甜點”區域和鉆井地質特征是進行工廠化作業至關重要的前提條件，必須擁有持續不斷的工作量保障，才能發揮其趨勢。非“停電”經過鉆完井，壓裂仍不能獲得產能，投資“打水漂”。
快速移動鉆機和自動化裝備是必備手段，如果沒有這些，什么都做不了。離線作業技術也是提高鉆機利用率的重要手段，入離開鉆機轉盤進行組合，拆卸立柱，無鉆機固井。
各位專家各位代表，頁巖氣開發是國家更是中石油集團公司能源戰略中的重點，近幾年來，作各位領導和專家的幫助和支持下，頁巖氣開發技術取得了一定的程度，單機要實現規模高效的頁巖氣開發，支撐國家能源戰略還需各專業的同仁付出艱苦的努力，通過示范區建設取得的技術進步和經驗積累，讓我們看到了廣闊的前景，在的關心和支持下我們相信一定能通過努力早日達到目標。
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