提高四川盆地页岩气开发效益的工程方案

刘乃震 高远文 王廷瑞 黄志强 高 玮 王西贵 刘锦霞

1.中国石油集团长城钻探工程有限公司 2.中国石油集团长城钻探工程有限公司工程技术研究院

0 引言

根据《中国页岩气发展规划（2016—2020年）》公布的数据，2020年我国将力争实现页岩气产量300×108m3。目前页岩气重点产建的四川盆地川南地区，下志留统龙马溪组是最现实和有利的勘探开发层系之一[1-2]。

页岩气开发初期，水平井井眼轨道位置设计在龙马溪组龙一1亚段优质页岩段中部偏下位置，钻井风险小，期望通过压裂改造实现整个优质页岩段上下部资源全部动用，但已投产井产量较低[3]。进一步分析发现，龙一11小层的含气量、脆性指数较高，为优质页岩段甜点主力气层，如能确保较高的龙一11小层钻遇率，则产量较高。实践表明，由于水平层理发育限制了压裂裂缝缝高延伸，无法实现对整个优质页岩段的充分改造。上部非主力气层品质相对较差，采用新井开发又不经济，大量剩余储量无法动用。在当前页岩气勘探开发攻坚战的关键时期，如何充分利用各种资源，挖掘潜力，降本增效，助推页岩气快速上产和长期稳产，需要系统性、全局性和前瞻性的思考与谋划。

在前期调研和研究的基础上，提出了“生产套管合理封固＋套管切割＋高效段铣＋常规尺寸钻完井与压裂”开发页岩气非主力气层的方案，分析表明具有较好的可行性和经济性，为页岩气非主力气层经济有效开发提供了新思路，具有重要的现实意义。

1 优质页岩分层与资源潜力

川南地区上奥陶统五峰组—龙马溪组厚度为250～300 m，其中五峰组—龙一1亚段厚度介于30～40 m的富有机质黑色页岩作为开发目的层已是基本共识。根据优质页岩TOC、含气量、孔隙度、脆性指数及岩性、电性等特征，可将龙一1亚段从上往下依次划分为四个小层：（表 1）[3]。

表1 威X井优质页岩段小层参数表

按照中国南方诸盆地海相页岩气储集层评价标准[4]，龙一11小层以Ⅰ类储层为主，是龙一1亚段最佳的甜点层段[5-6]；龙一12-4小层以Ⅱ—Ⅲ类储层为主，品质相对较差。

研究与实践表明，井眼轨道位置位于龙一11小层，水力压裂先形成沟通五峰组—龙一12的主裂缝，然后沿层面扩展形成次级裂缝，最后沟通层内微裂缝。由于水平层理发育限制了裂缝缝高延伸（垂向扩展高度介于10～15 m），无法实现整个优质页岩段的充分改造[7]。该段储量占五峰组—龙一段储量的1/3左右，大量剩余储量未动用（图1）。

图1 川南页岩气水平井压裂储量动用示意图

据统计，井眼轨道位置位于龙一11小层井平均测试日产气20.3×104m3，位于龙一12小层井平均测试日产气 12.2×104m3，位于龙一13小层以上井平均测试日产气5.2×104m3（图2）。Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类井预计单井最终可采储量（EUR)分别为1.07×108m3、0.86×108m3、0.43×108m3。

图2 井眼轨道位置与产量关系图

2 方案的提出

为经济有效挖掘非主力气层潜力，在调研分析的基础上，提出了以下方案。

2.1 页岩气井身结构

水平井是页岩气开发的主体技术。目前川南页岩气水平井一般采用三开井身结构（图3）。一开钻头尺寸Ø406.4 mm，下入Ø339.7 mm表层套管；二开钻头尺寸Ø311.2 mm，下入Ø244.5 mm技术套管；三开钻头尺寸Ø215.9 mm，下入Ø139.7 mm生产套管，水平段长度1 500 m以上。目前，表层套管、技术套管及生产套管固井水泥均返至地面。

图3 页岩气典型井身结构图

2.2 致密气侧钻水平井有效挖掘井间剩余气

实践表明，老井侧钻是老区挖掘剩余油气潜力、延缓产量递减、降本增效的有效技术途径[8-9]。以苏里格气田为例，该气田是“低压、低渗、低丰度”致密砂岩气藏，储层非均质性强，产量递减快，采出程度低，低产低效井占总投产井数60%以上。为提高井间剩余气动用程度，探索产能接替的有效途径，中国石油集团长城钻探工程有限公司在苏10、苏11、苏53区块开展了Ø139.7 mm套管开窗侧钻水平井技术现场试验。

针对侧钻井眼小、环空间隙窄、循环压耗高、钻具柔性大的难点[10-11]，研究配套了小井眼钻井技术，创造了Ø118 mm井眼侧钻水平井裸眼段1 456 m、水平段900 m的最长记录。

目前已完钻的18口侧钻水平井，单井控制储量和平均日产量均为同区块直井的2倍以上，建井成本为直井的1.5倍，累计产气2×108m3，展示了良好的经济性。

2.3 页岩气无法实施小井眼侧钻水平井

川南地区页岩气由于产层地层裂缝、断层发育，井壁稳定性差，水平井钻井难度大[12-13]。三开Ø215.9 mm井眼钻进过程中，井漏、划眼、卡钻等井下复杂情况与事故频发，造成多达数十串高昂的旋转导向工具被埋，损失巨大。

针对川南页岩气非主力气层开发，考虑在Ø139.7 mm生产套管内开窗，实施Ø118 mm小井眼侧钻水平井，相较常规尺寸水平井，钻井施工难度将成倍增加，就当前工艺技术水平，无法实施。此外，小井眼完井受套管尺寸限制，排量有限，不能满足页岩气大规模体积压裂的需求。

综上，后期无法通过实施小井眼侧钻水平井，挖掘页岩气非主力气层潜力，需积极探索新思路。

2.4 方案技术思路

基于川南区块页岩气实际，结合目前钻完井与压裂改造工艺技术水平，提出了“生产套管合理封固＋套管切割＋高效段铣＋常规尺寸钻完井与压裂”的方案，技术思路如下：①新井三开完井时确定合理的封固段长度（固井水泥不返至地面），配套相关装置和技术措施，确保环空封隔性能，满足新井压裂施工和后续生产要求，同时为后续作业创造条件。②经过一段时间开采，产量降低，为经济有效挖潜上部非主力气层潜力，可采取以下方式：

1）通过套管切割技术，在老井Ø139.7 mm生产套管预定位置（没有水泥封固）切割，起出上部生产套管。

2）利用套管段铣技术，将生产套管快速处理至Ø244.5 mm技术套管以下的合适位置。

3）采用Ø215.9 mm钻头与配套钻井技术，实施常规尺寸侧钻水平井，穿越上部非主力气层，钻进至目的深度（图4）。

4）下入Ø139.7 mm完井管柱，固井水泥返至技术套管内合理位置（或返至地面），射孔、压裂、排液（与常规水平井相同），最后投产。

3 关键技术可行性分析

针对上述方案，提出了几项关键技术，其可行性分析如下。

3.1 生产套管合理封固探讨

固井的主要目的是保护和支撑油气井内的套管，封隔油、气和水等地层，满足后续压裂、生产等要求。

图4 页岩气非主力气层挖潜示意图

根据SY/T 5431—2008《井身结构设计方法》，油井生产套管的管外水泥返深至少应在最浅一层油层（气层）顶部150 m（200 m）以上；气井各层套管的管外水泥应返至地面。根据SY/T 5480—2007《固井设计规范》，产层固井水泥返深应符合地质要求。根据Q/SY 02009—2016《致密油气储层水平井固井技术规范》，水泥返至油气层顶界以上300 m；水泥返高应进入上一层套管内150 m以上。根据Q/SY 1856—2015《页岩气水平井钻井工程设计规范》，各层套管固井水泥浆宜返至地面。

综上，石油天然气行业标准推荐做法和中国石油天然气集团有限公司企业标准对生产套管水泥返深，总的要求是满足地质与后续作业要求。同时在水泥返至地面的长裸眼段注水泥过程中可能造成井漏、候凝期水泥浆失重导致气窜等复杂问题。因此，研究确定合理封固段长度，配套技术套管和油层套管环空井口安全阀、井下环空封隔装置等，以及压裂时采用地面向环空施加平衡压力等；通过综合配套技术的实施，确保环空封隔性能，满足后续压裂和生产要求，页岩气生产套管水泥返至技术套管内合理位置即可。

3.2 套管切割技术

经过多年的发展，目前已开发了形式多样的套管切割技术。根据工作原理的不同，切割工具可分为：爆炸切割、化学切割、机械切割和水力切割等。其中机械式切割工具由于结构简单、易加工制造且成本低，在井下套管切割、卡钻处理等方面得到了广泛应用[14-16]。

中国石油集团长城钻探工程有限公司工程技术研究院研制的Ø114 mm机械式切割工具，割刀张开后最大外径Ø176 mm，可满足Ø139.7 mm套管切割需求（图5）。

图5 套管切割工具图

3.3 高效段铣技术

近年来针对多套压力体系等复杂地层小井眼定向侧钻开窗难题，中国石油集团长城钻探工程有限公司工程技术研究院研制了新型高效段铣工具（图6）。单只工具可段铣Ø127 mm以上套管200 m以上，最大段铣速度3 m/h，平均段铣速度1 m/h以上；与常规工具相比，段铣效率和工具寿命分别提高了2倍以上；应用中充分展示了高效、低成本、防偏磨等优势。

图6 高效段铣工具图

以沈301S井为例，仅用12.4 d（其中纯段铣时间 6.63 d）完成了 183.14 m 的 Ø127 mm 尾管段铣，施工中未发生任何井下复杂情况[17]。

3.4 钻完井与压裂技术

在钻井方面，采用常规Ø215.9 mm PDC钻头与配套钻具组合、井眼轨迹控制及钻井液技术，实施悬空侧钻与造斜段、水平段施工。通过岩心观察可知，中下部地层质地硬脆、地层破碎，极易发生页岩掉块，导致井下事故。而上部地层稳定性相对较好且厚度大，有利于高效钻井。

在完井与压裂方面，下入Ø139.7 mm套管，固井水泥返至技术套管内合理位置（或返至地面）；采用泵送桥塞分簇射孔联作分段压裂技术[18]，对上部地层进行储层改造。同时，上部非主力气层脆性指数均达到40%，适合体积压裂。

上述钻完井与压裂技术与目前常规水平井基本相同，均切实可行。

4 经济性分析

采用该方案可充分利用原井筒、井场、道路及地面流程，大幅度降低产能建设成本。根据当前页岩气的投资情况，该方案与打新井相比估算可节省1 630万元（表2）。

表2 与新井相比新方案节省投资情况表 万元

非主力气层预计单井可采储量按照Ⅱ和Ⅲ类井平均值计算为6 400×104m3，10年采出气量按照最终可采储量的 77% 计算为 4 928×104m3；按照气价1.488元/m3（含0.30元/m3补贴）、操作成本0.32元/m3计算，年收益率8%～10%，达到效益开发的要求。

5 结论与建议

1）页岩气水平层理发育限制水平井压裂裂缝缝高延伸，难以对整个页岩段进行充分的改造。

2）页岩气受地质条件及井身结构的限制，后期无法通过实施小井眼侧钻水平井，挖掘非主力气层潜力。

3）研究确定合理封固段长度，配套井口安全阀、井下环空封隔装置等，确保满足后续压裂和生产要求，页岩气新井生产套管水泥返至技术套管内合理位置即可。

4）提出的“生产套管合理封固＋套管切割＋高效段铣＋常规尺寸钻完井与压裂”开发页岩气非主力气层的方案，关键技术可行，经济性良好，达到效益开发的要求。

5）建议在当前页岩气快速发展的关键时期，提前谋划上部非主力气层的经济有效开发，集中优势力量，开展专项技术研究与集成配套等，助推页岩气快速上产和长期稳产。