深层常压页岩气工程技术新进展与发展建议

张文平,李双明 ,张金成 ,张彦仪,闵文宣

1.中国石化石油工程技术研究院有限公司,北京 102206;2.页岩油气富集机理与高效开发全国重点实验室, 北京 102206

四川盆地页岩气资源丰富,地质资源量为21.9×1012m3,深层(储层垂深为3 500～4 500 m)页岩气资源量达11.3×1012m3,占比达51%,约是中浅层资源量的4.34倍[1-2]。中国石化深层、超深层(储层垂深超过4 500 m)页岩气主要分布在威荣、永川、綦江(开发区),丁山—东溪(评价区),新场、井研—犍为、桂花—林滩场(突破区)等区域,截至2022年底累计探明储量达3 412×108m3[3]。

四川盆地内深层页岩气普遍表现为超压,压力系数普遍在1.9～2.1(地层压力系数低于1.2的为常压页岩气,压力系数高于1.2为超压页岩气),盆地边缘复杂构造区则表现为常压。中国石化常压页岩气主要分布在东胜、白马(开发区),红星、武隆—道真(评价区),阳春沟、宜昌(突破区)等区域,截至2022年底累计探明储量2 061×108m3[4-5]。

目前已经在涪陵、长宁等区块实现了中浅层页岩气的经济效益开发,形成了适用于中国山地环境与复杂地质构造的中浅层页岩气优质钻完井技术体系。与涪陵页岩气田等中浅层页岩气勘探开发相比,深层页岩气埋藏深、构造复杂、压力体系多变,钻井提速难;储层可压性差、体积改造难,规模效益开发难度大。如何提高钻完井效率、降低钻完井成本,是实现深层页岩气经济效益开发最大的挑战[6-7]。经过多年攻关,以威荣和永川为代表的深层超压页岩气、以南川和白马为代表的深层常压页岩气已进入商业开发阶段。丁山—东溪—新场、阳春沟、红星为代表的深层页岩气陆续实现了勘探突破,深层页岩气经济效益开发呈现蓬勃发展态势[8-9]。

本文总结分析了国内外深层页岩气钻完井技术,梳理了国内外在深层页岩气钻完井技术方面取得的新进展,提出了存在的问题及发展建议,以期为深层页岩气高效开发提供指导和借鉴。

1 国外页岩气工程技术新进展

以美国Eagle Ford、Haynesville 和Cana Woodford区块为代表的国外深层页岩气开发形成了成熟的优快钻完井技术体系,且伴随技术的不断进步,机械钻速、钻井周期、钻井成本、压裂强度和产量不断刷新纪录。

1.1 深层页岩气钻井工程技术

北美地区Eagle Ford、Haynesville、Cana Woodford等3个区块深层页岩气实现了有效开发。水平段长度由2013年以前的1 500 m逐步提升至3 000 m以上,钻井周期可控制在35 d以内,水平井成井成本6～10百万美元(表1)[10-13]。

表1 北美页岩气工程概况

1.1.1 超长水平井水平段不断延长,钻井周期不断缩短,建井成本持续下降

超长水平井技术在北美普遍应用于非常规区域,通过大幅延长水平段长度,可以有效降低所需井数和开发成本,提高开发效益和单井最终采收率(EUR)。埋深较大的Delaware钻井周期最长,从2011年的32 d逐年稳步下降至2022年的20 d左右,水平段长度约从2011年的1 219 m稳步增加至2022年的2 438 m,平均建井成本从2012年的6800$/m降低至2022年约3333$/m。目前北美四大非常规盆地中钻井周期、成本均呈现稳步减小,整体变化趋势与Delaware基本一致,平均水平段长约3 000 m,最长水平段6 366 m,平均单井建井成本约4 000～7 000万元(6～10百万美元)。

1.1.2 超级一趟钻钻井技术得到广泛应用,钻井效率大幅度提升

北美地区通过采用“高性能钻头+长寿命大扭矩螺杆”等技术,一趟钻完成3 048 m (10 000 ft) 长水平段钻井已成常态化。当前正在推行表层井段一趟钻、余下井段一趟钻的超级一趟钻技术[14-15]。其中利用贝克休斯公司旋转导向系统和远程专家决策系统等,在二叠盆地创造了一趟钻完成造斜段+水平段共6 215 m进尺的世界最长纪录、日进尺2 038 m的世界最快钻井纪录。Eagle Ford页岩区块应用高造斜率旋转导向系统,一趟钻完成进尺3 278 m,实现二开“直井段+斜井段+水平段”一趟钻。

1.1.3 钻机实现自动化智能化,配套设备不断强化,钻井能力持续提升

为了适应页岩气井工厂长水平段和“一趟钻”钻井作业,强化参数钻井,对钻机的移动系统、高性能泥浆泵、高功率顶驱系统以及钻机排管能力等进行升级,钻机自动化和智能化水平不断提升[16-17]。页岩油气入门级钻机的标准为:AC全交流变频电驱、2～3台 1 500～2 000 hp双燃料发电机(柴油/天然气)、绞车1 500～2 000 hp、三台1 600 hp泥浆泵、顶驱钩载340～500 t、提升速度115 m/min、循环系统52 MPa。全负重步进式钻机可实现平台间自主搬迁、72 h平台间移动以及井底压力、机械钻速、泵压和定向等精确自动化控制。通过装备升级、强化参数及配套工具的完备,美国二叠盆地深层页岩气的井(井深5 580 m,水平段长2 400 m)最快3.5 d完钻,1.95 d一趟钻完成二开4 652 m进尺。

1.1.4 钻头和螺杆等工具性能不断提升,机械钻速持续提高

Spear钻头(Smith)、Counter Force钻头(Ulterra)等定制化PDC钻头与导向工具一体化,大幅度提高了钻头的导向性、稳定性和研磨性,使造斜段+水平段“一趟钻”已成为常态。北美水平段超过3 000 m的井基本采用旋转导向完成,约占页岩油气井总数的40%,Marcellus、Utica等页岩油气区块旋转导向应用率达90%。斯伦贝谢的NeoSteer系统将推靠巴掌安装在钻头上,极大提高了钻头的控制能力,较常规旋转导向系统大幅度缩短了推靠系统与钻头的距离,旋转钻进工况下最大造斜率15°/30 m,机械钻速从45 m/h速提高到64 m/h,一趟钻完成直井段、高造斜率造斜段和长水平段钻进。随动力节橡胶、万向节及传动轴承技术不断发展,以斯伦贝谢DynaForce、BICO Beast为代表的大扭矩螺杆性能大幅提升,7LZ244螺杆最大扭矩达55 000 N·m,最大功率为608 kW。

1.1.5 数字化钻井技术快速推广应用

国外油服企业通过动态接入钻井实时数据,基于互联网技术和钻井工程理论,深入分析钻井过程系统行为,实时指导钻井参数、井眼清洁、管柱受力、钻井时效、破岩效率、定向等参数随钻优化,“科学+经验”钻井替代原有以“经验/主观判断”的钻井施工[18]。Petrolink公司PetroVue摩阻扭矩在线分析系统、CORVA公司在线监测系统等在北美地区快速推广应用。国民油井公司采用有线钻杆将井下数据实时传输至地面,通过优化算法来调整配置钻井参数,地面钻压从11.8 t提高到15.9 t(提高了约40%),机械钻速增加了27.5%,钻柱转速从45～50 r/min提高到90 r/min。

1.1.6 钻井液体系耐温性能不断提升,保障了钻井施工顺利实施

美国长水平井页岩段钻井多采用油基钻井液,斯伦贝谢、哈里伯顿等多家公司形成了成熟的高温油基钻井液(260 ℃)、无土相油基钻井液、恒流变合成基钻井液等体系。随着技术不断进步,环保低成本页岩水基钻井液应用已越来越受到关注,其中具有代表性的是哈利伯顿公司研制的HYDROTM高性能水基钻井液,不仅具有较好的流变性,还易生物降解。Schlumberger公司页岩水基钻井液在Haynesville地区进行了成功应用,储层埋深3200～5 400 m,水平段长1 000～2 100 m,钻井液密度1.80～2.0 g/cm3,井底最高温度达204 ℃。

1.2 深层页岩气完井工程技术

与国内深层页岩气相比,北美深层页岩气资源品质好(厚度大,孔隙度、TOC含量和含气性较高),可压性好(应力梯度小,两向水平地应力差异小),地表条件好(多为平原地区),实施体积改造的条件远好于国内深层(表2)。Haynesville、EagleFord和Cana Woodford深层页岩气已实现了商业化开发,但4 200 m以深页岩气井由于钻井及压裂成本高,近年来实施较少。

表2 典型深层页岩区块地质特征参数对比

1.2.1 主体压裂呈现“段长不断缩短、用液强度和加砂强度不断增大”趋势

北美深层页岩气规模开发的区块主要为Haynes-ville、Eagle Ford、Cana woodford。其中Haynesville,采用Φ114.3 mm—Φ139.7 mm套管完井,平均压裂段长42 m,平均簇间距8 m,平均加砂强度6.12 t/m,平均用液强度50 m3/m,单井首年平均日产气31.6×104m3,EUR为3.63×108m3。Eagle Ford区块,垂深3 500～4 500 m水平井完钻共1 976口,占比31.7%。近年来,段长从160.2 m减小至50.0 m,用液强度从7.8 m3/m增大至26.9 m3/m,加砂强度从0.75 t/m增大至4.03 t/m,深井平均单井EUR为1.26×108m3,比3 500 m以浅低27.5%。

1.2.2 压裂工具以可溶桥塞为主,固井滑套应用比例逐年增大

北美可溶桥塞基本具备了耐高温(>200 ℃)、耐高压差(>70 MPa)、耐腐蚀、完全可溶等特点,可溶桥塞仍是主要分段工具,市场占比达70%以上。加拿大Compass公司研制的无限级固井滑套具有施工效率高、成本低的优势,应用比例逐年增大,在北美Eagle Ford、Permian Basin、Montney等页岩气区块应用量已突破10 000段。

1.2.3 压裂采用纳米材料大幅度提高支撑剂的导流能力和滑溜水降阻性能

深层页岩压裂液仍以耐高温滑溜水体系为主,支撑剂以石英砂和陶粒为主,近年来采用纳米材料大幅度提高了支撑剂的导流能力和滑溜水降阻性能。使用多壁碳纳米管纤维(MWNT)涂覆在带有树脂涂层的支撑剂上,其导流能力比没有覆膜支撑剂的导流能力提高100%～244%[19],滑溜水压裂液中添加高黏聚丙烯酰胺减阻剂FR-900,并添加纳米乳液CND[18],既能保证压裂液高黏携砂性能,又达到很好的减阻效果。

1.2.4 同步分流压裂施工技术在北美地区逐步应用,大幅度降低压裂施工成本

同步分流压裂施工技术出现于2018年,到2020年已经被越来越多的国际油服公司采纳。1套车组同时压裂2口井,压裂过程中同时对其他井进行射孔作业,压裂效率可达13段/d,大幅降低了压裂成本,市场占比达8%以上。同步完成两段压裂作业的原理是单套压裂车组采用大排量(19～29m3/min)同时对相邻双井供液(每口10～14m3/min),同步完成两段电缆作业,两部电缆、吊车、电缆桥塞泵送设备,各自独立对双井同时进行桥塞泵送和射孔作业。同步分流压裂技术改善了井间缝网复杂度,抑制了缝长的越界延伸,降低了负面井间压裂干扰几率。

1.2.5 分布式光纤应变监测技术和密封井筒压力监测技术逐步成熟并得到应用

壳牌公司开发了一种新型分布式光纤应变监测系统DSS-RFS[20-21],相比传统光纤监测技术,分布式应变监测技术(DSS)采用光纤应变来解释裂缝,能够获取近井地带的裂缝几何参数,该技术已逐步开展应用,基本实现了近井裂缝的定量评价。Devon Energy开发的密封井筒压力监测技术SWPM,利用邻井压力波动来监测裂缝扩展,实现簇级实时监测,不需要在井筒中下入工具,具有施工简单、风险低、可靠性高的特点。截至2022年6月,SWPM已在北美和南美盆地监测了16 000多个压裂段,结果已被光纤验证,在簇间流入监测、远场裂缝监测、缝高缝长估计、闭合时间估计等方面可提供高精度的解释。

1.2.6 排采技术向精细化和系列化发展,单井EUR逐步提升

北美页岩气区块广泛应用电潜泵、柱塞气举、有杆泵等常规排采技术,并研发出井下增压系统(SCS)等增压增产新技术[22],已形成不同生产阶段系列排采技术,单井EUR可提高30%～40%。北美页岩气排采工程技术已经实现返排精细控压(可精细到0.01 MPa/d),建立了全生命周期地层能量保持理念,与放压排采相比,精细控压的单井EUR可提高28%。

2 中国石化页岩气工程技术新进展

中国深层页岩气与北美页岩气区块相比,地面和地质条件更加复杂。埋藏更深、地质构造更为活跃导致工程难度远超北美。通过多年攻关与实践,中国石化在深层常压钻井和完井工程上取得系列新进展,大幅推动了深层、常压页岩气的经济效益开发。

2.1 深层页岩气钻井工程技术新进展

2015—2019年威荣页岩气田进入开发评价阶段,2019年后开展两期共30×108m3产能建设,钻井周期从初期100 d以上(2019年以前)降低至70.63 d(2022年),机械钻速从5.01 m/h提高到9.1 m/h。涪陵页岩气田白马区块于2021年提交了千亿方地质储量,钻井周期已经降低至61.2 d(2022年),机械钻速提高到11.2 m/h。南川—武隆—彭水地区的深层、常压页岩气区块钻井周期从2018年98 d钻完井周期下降至2023年的52 d,机械钻速从7.45 m/h增加到11.89 m/h。基本形成了“精细地质描述+强化参数+定录录导一体化+高性能钻井液”等技术为核心的技术体系[23-24],大幅度降低了钻井成本。

2.1.1 深层页岩气钻井地质环境因素描述更加精细

深层页岩气地层层序多,可钻性变化大,压力体系复杂,井间干扰频繁,地质环境描述不精确会制约井身结构优化、钻井提速工具优选,引发井下复杂情况多发。建立了深层页岩裂缝区渗透率变化的动态压力分析技术,揭示页岩裂缝区对地层原始孔隙压力的影响机制,提高了求取精度,深层、常压页岩气的异常高压裂缝地层孔隙压力求取精度大于90%。同时基于地质资料对难钻地层可钻性、研磨性剖面进行精细刻画,优化钻头选型及钻进参数。基于地层抗钻特性分布规律,提出了非平面齿+旋冲破岩方式,提高钻头破岩能力和工作的平稳性,为钻井方案优化、钻头优选提供了基础支撑。

2.1.2 超长水平井钻井具备4 km水平段长作业能力

超长水平井钻井存在摩阻大、扭矩高、轨迹控制和井眼清洁难度大、钻完井管柱下入困难、发生井下复杂风险高的问题。通过地质工程一体化技术集成应用,形成了从超长水平井井位部署至完井的全过程超长水平井钻井技术体系,包括地质工程双甜点评价、超长水平井延伸能力实时预测、低成本“定测录导”一体化高效轨迹控制、降摩减阻、井眼清洁、套管安全下入、长效密封固井等技术,超长水平井钻完井技术体系在胜页9、焦页18平台5口井进行了先导试验,机械钻速、一趟钻指标显著提升,4 000 m水平段水平井钻完井周期控制在60 d以内。其中焦页18-S12HF井水平段4 286 m,水平段一趟钻进尺4 225 m,刷新了5项国内页岩气水平井钻完井纪录。

2.1.3 钻井装备完成升级改造,满足了强化钻井参数需求,保障了“四提一降”工作顺利完成

2019年前页岩油气工区钻井装备陈旧(平均新度0.37)、以35 MPa泥浆泵为主,大功率动力设备、高性能固控设备、高压管汇缺乏,强化钻井参数受限,提速提效迫切需求与钻井设备无法满足的矛盾突出。

通过广泛调研和充分论证,结合现场实际需求和装备制造水平,制定和执行了中国石化钻井装备配套升级标准和方案,目前已经全部配备了52 MPa高压泥浆泵和高压管汇,50型钻机配备350 t以上顶驱、70型顶驱配备500 t以上顶驱,部分钻机配置了动力猫道、机械手、铁钻工等自动化装备。截至2023年中加强型钻机配置率达到100%。通过装备升级,以威荣为代表的深层超压页岩气三开钻压平均提高了50%、转速提高了33%、排量提高了17%,机械钻速近三年从6.99 m/h提高到9.1 m/h(提高了30%),全井钻井周期从85.37 d降低到70.63d(降低了17%)。以白马为代表的深层常压页岩气水平段排量达到35 L/s(提高了25%),清砂转速达到120 r/min(提高50%),机械钻速从2019年前的6.8 m/h提高到11.2 m/h(提高了65%),钻井周期从146.1 d降低到61.2 d(降低了58%)。

2.1.4 钻头、螺杆性能不断提升,一趟钻指标不断刷新

深层页岩气钻井过程中,由于地层坚硬、软硬交错频繁,PDC复合片综合性能不足、大扭矩耐高温、耐油长寿命螺杆钻具缺乏是导致频繁起下钻的关键因素。中国石化石油机械股份有限公司设计了锥型齿、斧形齿、奔驰齿等系列个性化异形PDC齿、形成了自主脱钴工艺、研选了螺杆钻具高性能橡胶,使得钻头+螺杆+提速工具一体化服务质量大幅度提升。当前国内异形齿PDC钻头设计能力进步显著,石化机械已初步完成3D至4D异型齿突破。江钻自研KD Force超大扭矩螺杆钻具,Φ244 mm最大扭矩达到57 595 N·m,Φ172 mm马达扭矩达到24 902 N·m,相比BICO公司SSS马达分别提高2 495 N·m和3 817 N·m。一体化提速服务创出系列指标,其中先锋PDC钻头+大扭矩长寿命等壁厚螺杆”在胜页4-3HF井3趟钻完成全井4 335 m进尺,全井钻井周期18.58 d,刷新国内页岩气水平井最短钻井周期和南川页岩气全井起下钻趟次最少的指标纪录。江钻HiGes系列旋导PDC钻头在焦页18-S12HF井水平段“一趟钻”进尺4 225 m,刷新国内页岩气井水平段“一趟钻”进尺最长纪录,实现了与旋导专配钻头的国产化。焦页165-1HF井应用Φ172 mm KD Force超大扭矩螺杆,创白马区块水平段一趟钻进尺最长2 144 m、机械钻速最高15.65 m/h和三开钻井周期最短16 d三项指标。

2.1.5 长水平段轨迹导向和控制更加精准,储层钻遇率大于95%

深层页岩地质构造复杂、微幅构造多、标志层不清晰导致钻井过程中地质预测偏差大。通过多年攻关,中国石化形成了以威荣页岩气田为代表的“地质建模+导向工具优选+随钻伽马+元素录井”四位一体轨迹精细控制技术、以白马为代表的“多套地震数据校正+定测录导一体化导航信息平台”的精准地质导向技术。在威荣深层超压页岩气田实现地质100%中靶,水平段优质储层钻遇率平均97.7%。白马深层常压页岩气水平段优质储层钻遇率达98.2%,常规导向工具使用率大于95%。

2.1.6 钻井实时监测与随钻优化技术逐步成熟并投入使用

前期随钻施工优化及风险预警主要依靠工程师经验,对历史大数据利用不充分,地区差异大。基于大数据、人工智能和优化钻井的理论,形成了可以实时动态模拟地层抗钻特性、钻具运动状态、井下流动和清洁状态、机械钻速和机械比能,进行井下状态动态分析、钻井参数优化和实时预警。相关成果在中国石化重点示范井丁页2-1HF井应用,进行随钻参数优化和井下复杂预警,机械钻速提高10%以上。

2.1.7 钻井液性能不断提升,单井钻井液成本大幅下降

超长水平井水平段长,摩阻扭矩大,井眼清洁效率低,易形成岩屑床,引起环空憋堵、井壁失稳等复杂情况,对钻井液抑制性、封堵防塌能力、携岩能力和长期稳定性要求更高。结合中国石化深层、常压页岩气井的地质和工程特征,形成了低黏高切、高温高密度强封堵油基钻井液自主体系,抗温可达200 ℃、最高密度可达2.50 g/cm3。在涪陵、彭水、南川、威荣、永川、平桥等区块广泛应用,单位进尺油基钻井液消耗量由初期的0.092 m3/m降低至0.07 m3/m,单井减少约40 m3。单井老浆循环利用量占比达40%～70%,成本降低约50%。

2.2 深层页岩气完井工程技术新进展

2.2.1 4 500 m以浅页岩体积改造压裂技术体系基本成熟

深层地应力高(>90 MPa),两向应力差大(>15 MPa),施工压力高(100 MPa),加砂困难,体积改造难度大。压后初期产量低,产量递减快,稳产能力差,规模开发难度较大。基于其改造难点,建立了深层页岩气压裂品质评价方法和指标,揭示了深层页岩复杂裂缝成缝机制,形成了密切割多段少簇+双暂堵+大液量+强加砂二代深层页岩气体积压裂技术和高压施工“四控一防”质量控制技术。主体工艺的应用段长缩短至40～50 m,单段簇数3～4簇,单段暂堵2～3次,等孔径射孔,主体排量16～18 m3/min,加砂强度3～4 t/m,用液强度50～65 m3/m,提高了丁山、东溪、新场等探区深层页岩压后网络裂缝占比,多口4 000 m以深页岩气井测试产量超40×104m3/d。

2.2.2 形成了耐高温高降阻一体化压裂液体系

深层地应力高、温度高、压裂液流动摩阻大,对滑溜水压裂液携砂和降阻性能提出更高要求。通过以丙烯酰胺为主体结构单元,增加分子链长,嵌入链转移剂,添加磺酸基耐温抗盐基团,使得减阻剂分子量达到1 000～1 200万,溶解时间小于2 min,黏度实现1～100mPa·s实时可调,耐温150℃,在多口深层页岩气探井应用,40/70目陶粒最大砂比18%(早期12%),现场降阻率达到80%以上。

2.2.3 研制了延时破裂趾端滑套及耐高温高压差可溶桥塞

深层页岩水平段较长,首段采用连油射孔风险大,费用高,发明了破裂盘+限流阀延时结构的趾端滑套,设计开启压力108～117 MPa,可精准控制趾端滑套开启,为深层页岩气井首段射孔提供支撑。已经在多口深层页岩气井中投入应用,平均单井节约费用10～15万元。发明了以高强度可溶金属材料为基体,耐温150 ℃、耐压差75 MPa的全可溶桥塞,稳定密封达24 h以上,3～7 d完全溶解,节省钻塞时间5～7 d,大幅度提高了作业时效,在丁山、东溪、白马等深层页岩气应用100余井次,缩短了扫塞时间,平均单井节约10～25万元。

2.2.4 形成了适合深层页岩的微地震压裂监测技术

针对深层页岩,埋藏深,监测能量弱,采用放射状的地面大阵列监测,加强弱信号识别处理技术,监测效果显著增强,应用了数十井次,为深层页岩气井压裂参数调整提供了支撑。

3 存在问题及发展建议

3.1 存在问题

3.1.1 地质复杂,构造活跃、地应力变化较大,工程难度大

四川盆地威荣—丁山等区块陆相地层浅层气和裂缝发育,漏失风险大,井控风险高;微幅构造多,导向难度大。白马区块包含4个级次断层,构造高陡,变形较为强烈,断裂发育,易发生井漏和套变。红星区块飞仙关组、长兴组漏失严重,吴家坪组夹层多、微裂缝发育,井筒易失稳。

3.1.2 钻井井下复杂情况多,机械钻速低、钻井周期长,提速提效难度大

威荣、丁山区块须家河、石牛栏等地层硬度高导致钻头吃入困难,研磨性强、抗压强度变化大导致扭矩波动大、钻头失效快。裂缝气发育,钻井液密度高,井筒温度高,漏溢同存,处理难度大,定向仪器故障多。红星区块三开段飞仙关组、长兴组、吴家坪组漏失,油基钻井液堵漏难度大、成本高、效果差。

3.1.3 提高EUR的压裂技术还需持续提升

多个深层页岩气区块压裂后单井EUR不足0.8×108m3,距离规模效益开发还有较大差距。复杂构造区由于断层的影响,天然裂缝对地应力场影响较大,裂缝复杂度较低,非对称裂缝扩展严重,净压力提升受限,压后测试产量普遍不高。超深层页岩气井由于埋深更大,地应力更高,在现有的装备条件下,很难获得高排量施工条件,获得的净压力也较低,因此现有压裂技术、材料和装备能力应对不足,复杂裂缝难以形成。

3.1.4 盆外常压页岩气产量低,尚待实现规模效益开发

武隆、道真、彭水等盆外常压页岩气区块丰度低,压力系数低(0.8～1.1),试采产量低(2～3)×104m3/d,单井成本高(4 000～5 000万元),实现规模效益开发还需持续攻关。

3.2 发展建议

3.2.1 强化地质工程一体化基础研究

针对深层页岩气地质条件复杂的问题,强化地质工程一体化技术研究[25],精准刻画地质环境因素,科学指导钻井及压裂工程方案设计和现场施工。基于工程实践和认识及时更新地质数据,提高地质预测精度。急需培养地质工程一体化的专业人才队伍,让“地质人员懂工程,工程人员晓地质”。

3.2.2 强化钻井提速提效技术攻关和集成应用,固化成熟技术模板,不断迭代升级

持续提升PDC钻头和螺杆钻具的综合性能,当前国外螺杆使用寿命超过1 000 h,国产螺杆寿命约300 h左右,还需在螺杆材质、结构优化上继续攻关,使螺杆寿命突破1 000 h。国产导向工具已经实现了规模化生产和应用,但还需提升旋导、常规导向工具高温环境下稳定性和可靠性。油基钻井液中堵漏难度大、成功率低,还需攻关油基钻井液堵漏技术体系,提升油基钻井液堵漏成功率。攻关页岩油气固井二界面一体化固结材料和工艺,提高深层页岩气井井筒完整性。形成重点区块钻井提速提效技术模板,加大成熟技术、示范技术推广应用力度。

3.2.3 试验和推广数据驱动下的随钻施工监测、风险预警和参数优化等数智钻井技术

提高井场数字化水平,加快推进数据库建设,进行智能优化技术现场试验和推广,提高钻井时效、降低钻井风险。

3.2.4 加强提高深层页岩气单井EUR压裂技术研究,形成更优化的第二代深层页岩压裂技术

建立深层页岩地质—油藏—压裂一体化模型,协同研究压裂参数对产能的影响,加强深层页岩应力敏感、闷井渗析特征与返排制度研究,构建深层页岩气的返排模型及推荐方法,加强复杂构造区深层净压力提升关键技术研究,促进更大范围的复杂缝网形成。

3.2.5 开展4 500～6 000 m超深页岩气体积压裂技术攻关

开展高应力差岩石变形及裂缝扩展特征、窄压力窗口复杂缝改造工艺技术和高闭合压力裂缝长期导流机制技术攻关,加快耐高温更高降阻率压裂液体系(降阻率85%～90%)、175 MPa井口及关键装备等研发,实现超深层页岩气大范围体积改造,推动商业开发进程。

3.2.6 持续开展盆外常压页岩气钻完井工艺技术攻关,进一步降本增效

盆外常压页岩气产量相对较低,为确保开发效益,还需持续优化井身结构和钻井工艺,优化压裂规模、工艺和液体配方,进一步降低单井钻井和压裂成本。针对盆外压力低、丰度低页岩,通过开展压裂技术、排采方式、储层保护等提产机理研究,力争EUR超过0.6×108m3。开展增净压工艺参数研究,促进裂缝复杂,优化支撑剂加量和闷井返排等措施,力争单井试采日产量突破(4～5)×104m3。

3.2.7 研发智能光纤完井系统“可视化”监测平台

攻关基于分布式温度传感(DTS)、分布式声学传感(DAS)、分布式应变传感(DSS)的智能光纤完井技术,研发高温光纤光栅压力、流量等新型传感器,实现页岩气井压裂、返排、生产全过程的“可视化”监测,提高压裂实施质量控制水平。

3.2.8 在深层常压页岩气中进行多层立体开发超级井工厂模式探索

基于深层页岩气储层厚度、丰度、可采储量和单井EUR等参数,评价实施多层立体开发超级井工厂模式的可行性与经济性。突破提升立体开发超级井工厂钻井及压裂优化设计、超级一趟钻钻井工艺技术与配套、高性能钻井液、同步分流压裂等关键技术,进一步降低深层页岩气开发成本。

4 结论

(1)经过多年发展,国内已经实现了深层常压页岩气的经济效益开发,基本形成了以低成本高性能油基钻井液、强化钻井参数、大扭矩螺杆、个性化钻头、长水平井精准导向和高效控制、钻井实时监测与智能优化技术为核心的深层页岩气长水平井高效钻井技术体系,页岩气水平段最长达到4 386 m,最长一趟钻进尺达到4 225 m。

(2)与北美地区深层、常压页岩相比,国内系列钻井指标还不够高。其中螺杆寿命、旋转导向工具稳定性和可靠性、超级一趟钻进尺与比率、近钻头推靠工具等与国外存在一定差距,还需加大核心配套工具研发,进一步提高深层页岩气井的钻井效率。

(3)由于无法满足经济效益开发需求,北美地区较少开发4 200 m以深的深层页岩气。与国外深层页岩气压裂技术相比,国内已经突破了4 700 m以浅深层页岩气体积压裂技术,形成了4 700 m以浅深层页岩气压裂工艺技术、分段工具、主体材料和监测技术体系。

(4)针对复杂构造区深层和超深层页岩,复杂裂缝形成难度大,还需进一步完善裂缝扩展机理,研发降阻性能更好的压裂液体系和175 MPa压裂装备,突破4 700～6 000 m埋深页岩气井高效压裂瓶颈。

致谢:在资料收集整理过程中得到了中国石化江汉油田分公司、西南油气分公司、华东油气分公司及中国石化石油工程技术服务有限公司大力相助,在论文编写过程中得到了中国石化油田勘探开发事业部的相关专家和领导的大力支持,在此一并致以衷心感谢!

利益冲突声明/Conflict of Interests

所有作者声明不存在利益冲突。

All authors disclose no relevant conflict of interests.

作者贡献/Authors’Contributions

张文平、李双明、张金成均参与了论文的设计,张文平主持了钻井部分写作和修改,李双明、张彦仪、闵文宣参与了完井部分写作。所有作者均阅读并同意最终稿件的提交。

The study was designed by ZHANG Wenping, LI Shuangming, and ZHANG Jincheng. The drilling engineering text was completed by ZHANG Wenping. The manuscript of completion engineering was drafted by LI Shuangming, ZHANG Yanyi and MIN Wenxuan. All the authors have read the last version of paper and consented for submission.