用井筒完整性技术与标准一体化管理页岩气作业

张绍槐

西安石油大学

1 中国页岩气资源量与产量

国际行业预测在2040—2050年期间天然气将超过油和煤成为世界第一主要能源，而且减少环境污染，常规和非常规油气资源同时开发，世界将进入天然气时代。中国提出了相应的规划和举措与世界同步进入天然气时代，其中康玉柱院士战略设想见表1［1］。

表1 非常规气战略设想Table 1 Strategic assumption on unconventional gas

专家们认为中国非常规油气资源十分丰富，勘探潜力巨大，为实现天然气发展的第三次大跨越做出贡献。中国页岩气勘探开发始于2005年，资源潜力大且地质条件优越，总资源量达 100 ×1012m3，相当于常规天然气量的2倍以上［1-6］。页岩气井日产量不断提高，2018年8月，川庆钻探页岩气井平均日产量又创新纪录，4口井测试日产合计超百万m3。威 202H13 平台平均完钻井深 4 602.8 m,平均水平段长 1 886.5 m，其中 5 井水平段长 2 200 m，4口井储层钻遇率均达100%［2］。

2 页岩气开发中地质和钻完井—生产作业的难点及对策

2.1 作业难点［7］

(1)地质构造复杂。中国页岩气资源埋深普遍大于美国五大盆地，深达 3 500～4 000 m。页岩气盆地之间的地质和成藏条件有差异，需要根据各地区地层的成层年代、岩性—岩矿组成、岩石力学特性(特别是脆塑性，脆性大的水力压裂有效；塑性大的水力压裂效果不好，要另想办法，例如可以用气体钻井和/或多分支井等)、地球物理和地球化学响应特征等进行分析研究，并经过实验检测测得数据再经模拟试验，才能用于技术设计。对新发现新开发的页岩气藏还要用岩心—岩样进行室内模拟试验。

(2)页岩气的钻井(水平井)、完井、水力压裂(气体钻井)、采气、电测、测试等系列作业交叉进行，“井工厂”作业方式有效但比较复杂。页岩气一口探井成本平均近1亿元。初步测算一口井日产气 (4～5)×104m3才有效益。

(3)地层可钻性差，摩阻扭矩大，钻速低，钻头选型难。页岩地层漏失严重，防漏堵漏工作量大。在有些地质条件和井眼条件下需要用气体钻井、泡沫钻井、欠平衡钻井。

(4)井壁垮塌、漏失和井壁失稳现象普遍，对钻井液、完井液要求高。

(5)页岩气井井身轨迹控制难。页岩气开发大多采用水平井、多分支井，其井身轨迹往往比常规油气复杂结构井的井身轨迹更难控制，需要使用地质导向、高造斜率旋转导向系统等新技术。

(6)固井质量难以保证，这是由于井径变化大以及长水平段套管居中度差、顶替难、水泥环质量差、水泥胶结质量差。

(7)完井方法。目前页岩气井的完井方法主要是下套管或下尾管后注水泥射孔完井，也用筛管、裸眼完井方法。这都对页岩气井不完全适合。因为大多数页岩气井必须压裂，尤其在长水平段、分支井段要实行规模压裂、分段压裂、分段多簇压裂，最好研发页岩气专用的智能完井新技术。

(8)压裂技术。由于页岩地层低压、低渗、低丰度的“三低”特点等原因，需要使页岩气层、气藏成为“人造气层、气藏”进行强化压裂。但是裂缝长度有限，井距远远大于裂缝长度，裂缝达不到的地方，页岩气还是出不来。

2.2 开发对策［7］

用系统工程的技术和工厂化作业方式阐述页岩气开发，研究整个系统工程，重点探讨以上8个方面问题，还有页岩气“工厂化”施工作业、井眼轨道设计和控制比常规井难度大、要求高，从直井段到水平段宜用高造斜率的旋转导向钻井工具钻斜井段，可以增加垂直段长度，增加井身与油藏的接触面积，如图1所示。

图1表明：高造斜率旋转导向系统能够使造斜点下移，增大直井段、水平段长度，增加油藏接触面积，并便于“工厂化”作业。近年来斯伦贝谢、贝克休斯等公司在原有RSS的基础上研发了高造斜率(15～17(°)/30 m)和一趟钻多功能的新型旋转导向钻井工具(RSS)等。

图1 高造斜率轨道可增加垂直段长度、水平段长度与油藏接触面积Fig.1 The track of high build-up rate which can increase the vertical section length,horizontal section length and oil reservoir contact area

目前中国石油60%以上的水平井都需要采用分段压裂，最多分段20段，水平井段最长为3 000 m，单井最大压裂液用量超过20 000 m3，最大加砂超过1 600 m3，普遍实现了“千方砂子万方液”的压裂规模。其中长宁H3平台H3-1井、H3-2井实施拉链式压裂，完成24段加砂压裂，平均每天压裂3.16段，最高一天压裂4段，极大提高了压裂时效［1］。

拉链式压裂技术(图2)是工厂化压裂的主要方式。北美地区页岩气水平井大型压裂使用最多的是拉链式压裂技术(即泵送快钻桥塞工艺)，实现任意段数的压裂，段与段之间的等候时间在2～3 h。利用此间隙可以完成设备保养、燃料添加等工作，特别适用于工厂化压裂。

图2 单独压裂、拉链压裂和同步压裂施工程序示意图［7］Fig.2 Schematic construction procedure of individual fracturing,zipper fracturing and simultaneous fracturing

水力压裂可能会破坏烃源岩。页岩气井压裂在研究使用无水压裂方法，压裂流体用天然凝析油(NGL)、氮气等，还可使用高能气体、爆燃压裂、层内爆炸压裂方法进行压裂试验。压裂必须进行裂缝监测工作，目前最常用的是微地震监测技术。

长城钻探苏里格合作开发区块的苏53区块组合井大平台是中国石油集团的工厂化作业模式示范项目。该大平台共10口水平井、2口定向井、1口直井，全部实现当年部署井位、征地垫井场、完钻、压裂、试气、投产，比计划提前50 d。这些经验为页岩气开发提供借鉴。

3 井筒完整性技术标准一体化管理的应用

3.1 井筒完整性的基本概念与主要内容

文献[3-5]将井筒完整性定义为在一口井的整个生命周期中，应用技术、施工和组织的方法来减少和降低地层流体在未能控制的情况下外泄的风险，确保作业安全。笔者对井筒完整性的内涵从理论上分析，概括为4个特性：井筒承压能力及封隔密封性、机械完整性、井筒内各种作业管柱和工具等在井筒内起下无阻(即可达性)、井筒内外流体在可控制条件下的液流通畅性及可控性。一个合格的井筒完整性必须同时具备上述“4个特性”［1,6］。

井筒屏障层系是实现井筒完整性的关键，如果任何一个井筒屏障组件损坏或降低了入井前经过鉴定的标准，就是失效。NORSOK D—010标准第4版对井筒屏障的定义：作业开始之前符合要求并说明其采用的标准和监管方法的井筒屏障组件(WBE，well barrier elements)已安置到位［3-5］。井筒屏障是由1个或多个组件组成的集成屏障体，是实现井筒完整性的基础和作业安全的必要条件［1,6］。

页岩气藏的寿命长达50～60年甚至更长；井筒的生命周期小于油气藏的寿命，但是至少也可能有20～30年。

3.2 国内外井筒完整性研究进展［6-7］

国外井筒完整性相关标准有：挪威NORSOK标准第1版(1986年)；第2版(20世纪90年代)；NORSOK D—010 第3版“钻井和井筒作业中井筒完整性”；挪威石油工业协会(OLF)牵头编写的《OLF井筒完整性推荐指南》(2011年)；NORSOK标准D—010第4版(2013年)。NORSOK标准D—010第4版是现在国际石油界推崇和应用的井筒完整性标准，ISO 、OGP都予以认可并专文推荐。

国内井筒完整性研究起步较晚，2007年7月，四川罗家2井钻至高压硫化氢气层未及时压井导致高压硫化氢气体上窜，随即在夜间释放至井周围地段，造成上百人中毒身亡。事故原因主要是：地质预告不准、钻井液密度与循环当量密度偏小、井身结构设计不当、表层套管技术套管下入深度不够、钻井施工中监测不力未能及时发现溢流、压井不及时等。在国家安监总局的组织下，当时西南石油学院和四川石油管理局等一些单位开始注意井筒完整性问题［7］。近10年来，塔里木油田针对库车山前钻高压气井的难题，研究了井筒完整性设计：2005—2008年针对克拉2和迪那2气田多口高压气井环空异常高压问题，引入井筒完整性的概念对问题井开展风险评估工作［8］，采用API RP90标准进行各环空最大允许带压值计算，并制定治理措施；2009—2011年，针对迪那2气田多口井出现完整性问题，开展了全油田井筒完整性现状大调查，引用井筒完整性设计理念制定了相应的措施，保证了迪那2气田的安全高效开发；2012—2016年，针对大北、克深区块大规模建产后井筒完整性面临的新挑战，探索了一套以井筒屏障设计、测试和监控为基础的井筒完整性设计技术［9］。2012年国家海洋局发布了蓬莱油田溢油事故的调查与处理报告［7］。中国石油在2017年2月发布了我国首套“高温高压及高含硫井井筒完整性系列标准”［9］；西南油气田分公司工程技术研究院成立了井筒完整性管理技术支持平台；格瑞迪斯成立了“T ＆ TS”井筒完整性治理服务技术；西南石油大学、中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司合作研究的“三高气井生产阶段井筒完整性评价关键技术及应用”获得2017年度中国石油和化工自动化协会科技进步奖一等奖；西南石油大学正在筹建井筒完整性研究所；《石油钻采工艺》搭建了井筒完整性交流平台，组织有关单位和专家编写井筒完整性论文，刊发了张绍槐撰写的系列井筒完整性论文［1,6,10-12］，并邀请张智、施太和等专家参与撰稿讨论。张智［13］、吴奇［14］、胡顺渠［15］等研究了含硫气井及高温高压井的井筒完整性；冯耀荣［16］发表了“油气井管柱完整性技术研究进展与展望”；邹传元［17］等发表了“顺南5-1井回接双级固井井筒完整性分析”。

近年中国组织了多次井筒完整性的学术交流活动，标志着井筒完整性技术应用进入“百花齐放”的新阶段，但是发展不平衡。随着今后石油工业加大对页岩气等非常规油气的勘探开发，井筒完整性标准与技术将继续发展并越来越显示其重要性［7］。

3.3 井筒完整性的一体化、连续性管理的优势

页岩气一口井的全生命周期包括钻前地质与工程设计、钻井、完井、测试投产、采气—射孔—水力压裂(增产、闷井等待压力恢复、注气增压等；不适合水力压裂的井可采用气体钻井完井方法)—测试—再生产等过程的反复轮替作业，直到关停或报废。页岩气生产开发的作业环节比常规天然气的作业环节多而复杂，更需要应用井筒完整性技术与标准进行管理。图3是页岩气水平井水力压裂的井筒屏障示意图。图3只表示了水力压裂一段的情况；实际上在生产中水平井要分段压裂多段，每段有多达 10～20 个压裂点 (图4)。

图3 页岩气水平井水力压裂井筒屏障示意图Fig.3 Schematic well barrier of hydraulic fracturing by shale-gas horizontal well

说明：图4中黄色表示页岩气气层；相邻的2个封隔器之间通过投球滑套进行水力压裂，形成裂缝；投球滑套的内径自下而上逐个由小变大；施工时由最下一个滑套开始，通过打开滑套进行水力压裂；最下部有一个“压力滑套”，是通过水力压力打开的(不投球)；本图水平井长 2 000 m，共有 15 个分段，可以逐个分段进行水力压裂，这是举例。应用时每口井根据水平井井段长度，可选择多个分段。

3.4 水平井(特别是长水平井)分段压裂技术的改进

目前，水平井分段压裂技术有水力喷射压裂技术、封隔器投球压裂技术、桥塞分段压裂技术、环空分段压裂技术、连续油管压裂技术及多种技术的复合分段压裂技术等。这些技术在应用中都有其局限性：压裂作业完成后压裂通道一直保持打开状态，这会使得水平井在开采中容易出现井筒过早见水的情况，对产能造成非常不利的影响；桥塞、滑套等工具在压裂施工完成后需要进行钻磨才能达到全通径，不利于进行生产及后期测试作业，而且施工复杂并增加了作业风险；封隔器投球压裂技术虽然施工简单、作业效率高，但由于投球尺寸的级差限制了分段数量；而桥塞分段压裂等虽然理论上可以进行无限级分段压裂，但施工复杂，工时长、效率低。

为了解决上述问题。何爱国等［18］通过理论研究、设计和地面评价试验研究了全通径可控无限级滑套完井的可行性和有效性，目前还没有进行生产应用。

图5是常规油气井井筒全生命周期内各作业的井筒完整性设计—运行—管理图解。图6是页岩气井筒全生命周期内各作业的井筒完整性设计—运行—管理图解。对比图5与图6，显然可知页岩气井比常规油气井复杂得多。

图4 页岩气长水平井(2 000 m)多段水力压裂的井筒屏障示意图Fig.4 Schematic well barrier of multistage hydraulic fracturing by shale-gas long horizontal well (2 000 m)

图5 常规油气井井筒全生命周期内各作业的井筒完整性设计-运行-管理图解Fig.5 Design-operation-management graph of well integrity during each operation in the whole life cycle of conventional oil and gas well

4 结论

页岩气开发作业存在地质构造复杂、地层可钻性差、井眼轨迹难以控制、技术管理难度大等问题，井筒完整性标准用于页岩气全生命周期工程作业管理，有利于协调各工程作业，高效解决工程技术难题。

图6 页岩气井筒全生命周期内各作业的井筒完整性设计-运行-管理图解Fig.6 Design-operation-management graph of well integrity during each operation in the whole life cycle of shale gas well