有关中国页岩气开发的讨论，国内舆论经历了从狂热到冷静的逐步蜕变。的确，只有对理性的回归才能引导我们找到符合实际的正确道路。因此，我们有必要借鉴国外页岩油气开发的成功经验，跟踪世界最新理念和技术。
出席2013年夏季达沃斯年会的国际能源署（IEA）首席经济学家法提赫·毕罗尔（Fatih Birol）9月13日表示，中国应大力发展页岩气，但不宜操之过急。
的确，当中国页岩气进入开采阶段、页岩气开发成为舆论焦点的时候，我们有必要冷静下来，细致研究国外页岩气开发理念和技术的新变化。
“甜点”理念值得关注
新兴技术需要追踪
在北美，页岩气储层分布稳定，但也存在核心价值区域。一方面，取得开发成功的地质基础是通过地球物理技术、地质资源一体化评价技术等综合应用寻找核心区，即“甜点”。这对我国页岩油气资源开发利用具有重要的借鉴意义。
另一方面，页岩油气藏需要地质与工程的紧密结合，提高技术驱动效率。北美页岩气开发广泛使用盆地分析、测井、地震、钻井、储层参数等，建立页岩气储层地质模型，为水平井井眼轨迹设计、储产量预测、优化井网等提供基础，提高钻井成功率，优化开发方案，提高页岩气开发效益。同时，先进的压裂设计方法是保证压裂成功的重要手段。将微地震裂缝监测与压裂裂缝模拟结合，也提高了压裂设计的科学性和针对性。
目前，在工艺技术上，水平井压裂的完井方式主要有两种——套管固井完井和裸眼完井。常见的套管固井完井系统有以下几种。
一是套管固井+复合桥塞分段＋多簇射孔系统。优点是压裂段数、簇数可按方案优化不受限制；井眼通道大，可以实施大砂量、大液量、大排量的体积压裂；压裂后通过钻磨桥塞可保留全通径生产井筒，方便后期措施作业。缺点是作业程序较复杂，占井时间长。
二是套管水泥固井滑套系统。其特点是在套管柱上预置滑套，水泥固井完井，通过逐级打开预置滑套，实现多级压裂。优点是完井管柱在固井前一次性下入，简便可靠，有助于减少完井周期；通过连续油管开关，指定滑套适应局部出水的水平井生产要求。缺点是完井工具对水平井眼质量要求较高，对固井质量要求高。
三是裸眼封隔器+投球滑套系统。优点是投球打滑套，缩短了各级间的转换时间，大幅度提高了施工效率；完井管柱可以一次性下入，简便可靠，有助于减少完井周期，每口井可分压20级以上，目前在美国已经有达到60级以上的压裂作业记录。
此外，还有斯伦贝谢的HiWAY压裂技术，可以通过脉冲加砂提高输砂剖面，提高裂缝导流能力，降低流体渗流阻力；GASFRAC ENERGY SERVICES公司的LPG压裂技术，能产生更为有效的裂缝导流能力等。
效率与效益并举
创新突破成本瓶颈
国外的新理念与新技术的加速突破与应用，为我们带来许多启示。
从设计理念上注重“改造”油气藏。国外已经从简单的单井单层压裂逐步发展到多层多段“改造”油气藏，直井压裂立足多层全部动用，水平井采用长井段多段压裂，使裂缝最大化接触油气藏，以期获得最大泄油气的能力，从而尽可能提高单井产量。它的基础是深刻认识油气藏特征，挑战了我们传统分段裂缝优化设计的理念。“分段多簇”射孔实施应力干扰，是实现体积改造的重要手段。
水平井分压段数越来越多。国外注重分压核心工具的研发，以页岩油气为代表的水平井普遍采用“千方砂、万方液”大规模多段压裂模式，水平段长度一般在1000米至2000米，分压段数目前普遍在20段至30段。
“工厂化”作业为体积改造提供了高效运行的模式。丛式井组、多井交叉作业，不仅有利于利用缝间干扰实施改变缝间应力状况，促使裂缝转向以产生复杂缝网，而且有利于减少设备动迁，大幅度提高了作业效率，压裂液可以重复利用，降低了钻井和储层改造的时间和费用。
水平井分压实时监测、实时优化。国外具备完整的水平井压裂水力裂缝实时监测、数据传输与远程控制技术。区块压裂初期一般都是采用井下微地震和测斜仪实时监测裂缝扩展，监测和解释多在现场同时进行，可以实时了解裂缝延伸状况，实时根据情况调整优化设计，及时指导施工，并可实现远程控制。
低成本战略是体积改造实现有效开发的关键。北美地区页岩气开发的技术进步和市场竞争，促使钻井与储层改造费用逐年下降，目前开发成熟区的1亿立方米产能建设投资约折合人民币2.5亿至3亿元，美国Barnett页岩气开发水平井单井费用在250万至350万美元，其中钻井、压裂各占总建井费用的40%左右，两者占总成本的80%左右。正是生产成本的有效控制，保证了美国页岩气的持续有效开发。
来源：中国石油报
