川南威荣气田深层页岩气工程技术进展

王兴文,缪尉杰,何新星,许 剑

1.中国石化 西南油气分公司 石油工程技术研究院,四川 德阳 618000;2.中国石化页岩油气勘探开发重点实验室,北京 100083

中国页岩气资源丰富,川渝地区已建成国内最大的页岩气生产基地,已开发涪陵、威远—长宁、昭通等中浅层页岩气田[1-3]。随着中浅层平台水平井钻完井及体积压裂主体工艺技术的逐步推广,建立了“工厂化”作业模式,页岩气工程技术经过多年发展得到长足进步[4-6]。钻完井技术针对地层可钻性差、导向难度大、井下复杂、钻井周期长等难题[7],通过岩石可钻性、破岩工具研发优选、井身结构简化、钻井装备配套、钻井液体系和定录导一体化等6个方面持续攻关,固化钻井提速技术模板[8-9];同时针对过路层漏失带来的井下复杂情况,通常建立堵漏材料架桥封堵匹配关系图版实现高效堵漏防漏[10-11]。压裂技术则聚焦地质工程一体化,通过密切割+超大排量+暂堵转向工艺促进复杂缝网形成[12-13],提高改造体积,匹配高强度加砂促进缝网多尺度有效支撑[14-15],集成应用低成本压裂材料实现降本增效[16-17]。采气工艺以产量最大化为目标,针对不同阶段的生产特征,综合考虑液量、井深、油压、气液比等因素[18-19],在不同阶段选用差异化排采工艺[20-21]。埋深3 500～6 000 m的深层页岩气资源量有21.6万亿方,整体探明与开发率尚有不足,深层页岩气是未来非常规气增储上产的主要阵地[22-24]。

1 威荣气田地质工程概况

威荣气田是首个投入商业开发的深层页岩气田,具有埋藏深(3550～3880m,主体大于3700m)、优质储层薄(27～39 m)、高地应力(86～100 MPa)、高水平应力差(10～20 MPa)、高压(地层压力系数1.9～2.1)、高塑性(脆性指数0.43)的“一深、一薄、四高”的特点(表1)。与中浅层页岩气相比,地层纵向差异大、断层裂缝发育、压力系统复杂、深部岩石可钻性差,钻井存在溢漏风险高、破岩提速难度大、定向工具故障率高等问题,安全优快钻井面临挑战[25-26],同时应力高、应力差大、脆性指数低等特点,制约了复杂人工裂缝的形成,储层改造体积偏低[27-28]。而高应力简单缝又在生产上呈现“高返排、短稳产期、快递减”特征,气井70%以上的EUR都要在低压低产阶段产出,对排水采气技术提出了更高的要求[29-30]。

表1 威荣—永川气藏与国内外典型页岩气藏地质工程参数对比

威荣气田开发过程历经多轮次优化已累计新建产能25亿方,工程技术也取得了一系列积极进展,钻井工程通过破岩工具优选与钻井参数强化提高机械钻速,井身结构优化与主动安全钻井技术相结合,减少井下复杂情况,提高复杂处置时效,缩短钻井周期;压裂转换思想,缩短簇间距和强化暂堵,增大缝控范围资源有效动用,面对缝高难点提排量增净压力、实现纵向扩展,用排量加砂代替黏度加砂,降低液体伤害,同时大幅度提高加砂强度;排采技术则充分利用地层能量,基于气液两相流状态,明确井筒流态,建立全生命周期排采工艺决策方法。

通过威荣气田工程技术历程回顾总结,不断深化工程技术认识,固化成熟的工程实践做法,持续加强攻关应对复杂挑战,为页岩气开发工程技术积累经验,以期为深层、超深层页岩气工程技术挑战提供攻关探索方向。

2 工程技术历程

川南深层页岩气工程技术历经探索、提升、强化3个阶段,通过不断持续攻关和优化,在钻井提速、压裂增产、采气及地面工艺等方面均取得阶段进展,形成了以“精细轨迹控制优快钻井”、“裂缝均衡扩展强支撑压裂”、“全周期有效排采”为核心的工程工艺技术。

2.1 探索阶段(2019年以前)

采用PDC+螺杆+LWD钻井,压裂工艺以段内3簇、胶液加砂、低中砂比、加砂强度小于1 m3/m为主要参数。钻井周期大于105 d,实施后经后评估和试采,平均单井EUR 0.48亿方,总体表现为裂缝覆盖率低、有效改造体积小,气藏开发效益低。

2.2 提升阶段(2019—2020年)

主体采用PDC+旋导+油基泥浆钻井;压裂工艺以段内6簇为主,降阻水连续加砂,加砂强度1.2 m3/m左右,配套1～2次缝口暂堵,该阶段钻井周期下降至85 d左右,平均单井EUR为0.65亿方,覆盖率和有效体积有一定提高,但仍不足。

2.3 强化阶段(2021年至今)

钻井工艺持续优化调整,采用PDC+旋导+马达+油基泥浆钻井;围绕地质工程一体化,体积压裂采用段内8簇为主,变黏液连续加砂,加砂强度大于2 m3/m左右,实施缝口缝内双暂堵,提高排量到18 m3/min。该阶段实施后,钻井周期继续下降至70 d,平均单井EUR为0.74亿方。

3 工程技术进展

以深化地质认识,深度融合气藏地质与工程技术,围绕降本增效,突破深层页岩气效益关为目标,持续攻关钻采工程技术,形成了针对深层页岩气具体工程地质特征的工程技术体系,持续推进效益开发进程。

3.1 钻井技术进展

以实现安全优快钻完井为核心,开展井身结构优化设计、破岩工具优选、主动预防保障措施集成攻关研究,形成了以“精细轨迹控制优快钻井”为核心的钻井技术体系。

3.1.1 井身结构优化设计

针对页岩气井压力体系和故障特点,采用由上而下和由下而上的井身结构设计方法,综合考虑三压力剖面、地层漏失、钻井液密度,压差卡钻允许值等因素,按最小套管成本和利于提速优化设计形成三开制井身结构,调整过程如图1所示。

图1 页岩气井井身结构优化调整过程

采用缩短上部地层大尺寸井眼长度、“二维消偏,多增多调,提升复合比例”的轨迹控制,提高二开大尺寸井眼机械钻速,机械钻速由评价阶段的7.3 m/h提升至9.4 m/h,提升比例28.8%。预斜段轨迹控制由评价阶段的“井斜+横向偏移”要求调整为横向偏移满足着陆即可。

3.1.2 破岩工具与参数优化

开展分段钻头研选,选用大扭矩螺杆提高破岩能量,强化钻井参数,配套52 MPa钻井泵、70 MPa地面管汇及大于350 T顶驱(DQ50/70)并使用金属密封冲管,充分利用水力机械联合破岩,形成以“钻头优选、工具优配、参数强化”为核心的优快钻井技术(表2)。

表2 钻井工艺参数优化

该技术提速效果显著,钻趟数降低40.79%,全井机械钻速提升40%(从6.5 m/h提升至9.1 m/h),威荣气田2022年平均钻井周期70.63 d,相比2021年提速16.51%。其中WY28-9HF井,完钻井深5 465 m,钻井周期46.54 d,创威荣钻井周期最短纪录;WY27-5HF井,三开实现一趟钻,钻进周期10.38 d,创造威荣三开钻进周期最短纪录。

3.1.3 主动预防安全钻井

针对工区压力系统复杂优化二开必封点从石牛栏组到韩家店组。针对过路层断溶体发育,设计复杂饶障轨道,避让复杂地质体,并在进入茅口组前安装采用旋转防喷器提高钻遇裂缝气层处置能力,同时优化防漏堵漏措施,针对大溶洞型恶性漏失地层,使用隔断式凝胶加水泥浆堵漏,针对裂缝性漏失采取高效楔入式段塞堵漏技术,提高井漏处理时效,形成主动安全钻井技术。

通过二开必封点优化,采用旋转防喷器,二开钻井液密度降低0.2 g/cm3(控制1.85 g/cm3),未出现较高套压(大于5 MPa)溢流复杂情况,未发生关井处理气侵过程中卡钻,减少循环排气2.0 d左右。通过轨道优化主动避让及防漏堵漏,WY27-3HF井仅在栖霞组2次桥堵加一次水泥浆堵漏用时5.25 d,相比邻井节约20 d。近三年钻井井下复杂故障率逐年降低,2022年故障率降低到1.50%,相比2021年降低23.85%(图2)。

图2 川南深层页岩气年度钻井井下故障率

3.2 压裂提产技术进展

以增大有效改造体积为目标,以密切割、强支撑为关键,提高单井改造效果,开展裂缝优化配置、提高裂缝纵向延伸、强化裂缝有效支撑研究,形成了以“裂缝均衡扩展增强缝控储量”为核心的储层改造技术体系。

3.2.1 裂缝优化配置

建立综合可压性评价方法,针对不同构造、应力大小、脆性特征、天然裂缝等进行应力干扰分析和有限元模拟优化分段分簇。结果表明簇间距7～10 m时的诱导应力为10～12 MPa,可部分克服水平应力差。结合段内应力差5～6 MPa,考虑缝口缝内复合暂堵,提升单孔孔眼流速为0.3 m3/min,选用22+25 mm大粒径暂堵球及1～3 mm、40/70目复合粒径暂堵剂保证裂缝有效起裂扩展,裂缝横向覆盖率从80%升至95.6%(图3)。

3.2.2 提高纵向延伸

深层页岩垂向应力居中、层理缝发育,前期微地震监测发现压裂缝高仅18.6 m。通过物模和数模实验表明,提高裂缝净压力是增加裂缝高度和复杂程度的核心参数,通过提高排量、增加前置液黏度、采用缝内暂堵的方式可有效提高缝内净压力。

当排量大于16 m3/min,净压力显著提升(大于10 MPa)(图4),前置高黏压裂液造缝(黏度大于30 mPa·s)及2次缝内暂堵,可实现纵向穿小层及提高裂缝复杂性,后期监测缝高32.3 m,提高74%。

图4 施工排量与裂缝内净压力的关系

3.2.3 强化有效支撑

依托多裂缝导流能力优化模型,探索裂缝中支撑剂运移及分布规律,研究表明常规工艺下支撑剂主要分布于主缝中,难以进入次缝和支缝(图5)。为充分支撑次缝和支缝,施工初期快提排量和高黏液体拓展动态裂缝,优化加砂方式为段塞提前加砂和中高砂比长段塞或连续加砂模式,中前期低砂比(<10%)、低黏支撑次缝和支缝,后期中高砂比(10%～18%)、高黏液体支撑主缝。配套超低密度(<1.4 g/cm3)、超小粒径(100～200目)支撑剂可有效增加运移距离,加砂强度、综合砂比大幅提升,三级裂缝导流能力分别可达到5.35μm2·cm、0.24μm2·cm、0.14μm2·cm,压后EUR稳步提高至0.74亿方。

图5 三级裂缝导流能力关系

3.3 采气及地面技术进展

以全生命周期统筹决策高效开发为目标,识别深层页岩气井井筒流态,建立基于地层能量、井筒流型的差异化排采技术对策,形成了“三段式”气井全生命周期排采技术。

3.3.1 全周期稳产排采

利用井筒压力温度动态监测数据,反演井筒持液率,结合不同持液率范围所对应的流态特征,明确威荣页岩气不同阶段井筒流型。优选气液动能参数作为相似准数,将动态监测对应的气井参数标入流态图版中(图6),绘制适用于威荣页岩气井的流态图版,依托图版明确排水采气的介入时机,提高决策效率。

“三段式”气井全生命周期排采技术,初期能量充足(井底压力系数大于0.5),选择套管自喷生产,实施控压采气。中期能量下降(井底压力系数小于0.5)后用下油管、泡排、柱塞等工艺,充分利用地层自身能量。后期则采用以“气举+”为核心的增能排采工艺,综合递减率由初期的45%降至36.2%(表3)。

表3 深层页岩气差异化排采对策

3.3.2 综合防治安全生产

受气井出砂、SRB细菌腐蚀的影响,威荣气田初期井筒、地面腐蚀刺漏频繁。在井下措施上应用环氧酚醛树脂油管涂层60余口气井,未实施涂层油管气井则加注缓蚀、杀菌剂。在地面流程配套除砂器除砂,井口加注杀菌剂,集输管道加注缓蚀、杀菌剂。井筒及管道冲蚀、腐蚀综合防治后SRB含量由7 000～100 000个/mL控制在0～110个/mL,刺漏频率由初期的29次/月降至0～3次/月,确保气井安全生产。

4 挑战及攻关方向

4.1 钻井工程

区域地质情况复杂、多压力系统,井漏、溢流、卡钻以及工具故障等问题增加了钻进周期,二开中完作业与完井作业整体时间较邻区多5～6 d。后期着重降低井下复杂率,优化中完及完井工序。一、二开中完下套管前,通过长短起处理井筒替代专项通井,强化工序衔接,可减少6～7 d。完井管柱使用趾端滑套,减少油层套管通刮洗作业,缩短钻完井周期,可减少6 d。进一步推广页岩气防漏堵漏推荐做法以及工具质量管理办法,降低井下复杂率。

另一方面地层温度高,150 ℃旋导仪器稳定性降低,停钻循环方式降温单日增加用时1～2 h,高温丢失信号后导致单井无效起下钻增加1～2趟,虽然全旋导可降低钻井周期,但使用率低、故障率高,增加单井施工费用,出现了提速难降本的新问题。下步三开水平段采用“PDC+弯螺杆+LWD+水力振荡器”定向技术,优选175 ℃抗温仪器,降低仪器故障率。同时提高水平段地层走向预测精度,优化靶窗范围,由靶心线上下2 m,优化为上下4 m,三开全井段去旋导,降低作业费用。

4.2 压裂工程

龙马溪组局部天然裂缝发育,压裂时易开启层理缝,导致缝高受限,①-④小层动用率在40%左右,储量充分动用面临挑战,同平台压后开井压力不断降低,层理缝导致井间同小层相互干扰,地层局部能量递减。开展扩缝高专项攻关,在前置阶段缝内暂堵,抑制层理缝开启及扩展,促使裂缝向纵深延伸;部署“W”型平台,将龙马溪组2—31与33小层上下靶窗交错布井,增加对纵向小层的控制,提高井组储量动用程度。

改造强度由0.78 m3/m升至2.0 m3/m,增加156%,而EUR增加仅57%,300 d累产仅增加78%,改造效果与改造强度具有一定的相关性,但不成正比,改造强度大幅提高,但EUR提升有限,投入产出不平衡,效益开发面临挑战。持续迭代升级压裂技术优化分段分簇、排量、砂陶比参数,强化缝内暂堵,防止压裂缝沿天然缝局部突进,同时推广压力平衡井工厂作业顺序与作业进度,防止局部压力抬升。

4.3 采气及地面工程

现阶段低压低产井已占70%,低压低产且产水量大(压力小于3 MPa,日产气小于0.5×104m3,日产水大于10 m3),已接近泡排、柱塞的技术边界,对气举的依赖增强,但现有气举工艺易将积液压回地层,气举效率低。下步推行“气举+”模式,持续推广电驱压缩机气举工艺,并从完井源头设计闭式气举管柱,降低对地层的回压,提高气举效率。

威荣集输管道由于腐蚀导致管壁变薄,管道距离长(全长46.48 km)、埋地深(1.2 m),监测及检测手段缺乏,泄露后风险管控及有效防治难度大。

计划每年度开展电磁涡流内检,月度清管、连续加注药剂防腐,增加去生物膜药剂,以期降低腐蚀速率,开展空压机风送挤涂工艺可实施性论证。

5 结论及建议

(1)深层页岩气是未来非常规页岩气增储上产的主要阵地,随着储层埋深增加,穿越多层系的温度压力系统、复杂的地质力学特征对于钻完井、压裂、排采等工程技术提出了更大的挑战,制约了深层页岩气的效益化开发。以威荣气田的商业开发为例,总结出了工程工艺链条的三项关键节点助力25亿方产能建设。一是通过井身结构优化设计、破岩工具优选、主动预防保障措施集成可以实现安全优快钻完井;二是基于平面细密裂缝优化、纵向高排量裂缝延伸、多级裂缝有效支撑工艺符合裂缝均衡扩展增强缝控储量理念,利于压裂增大有效改造体积;三是识别深层页岩气井井筒流态图版耦合地层能量、井筒流型提出全生命周期排采技术,有效控制递减增加采收率。

(2)现有的工程技术与面临的复杂地质工程特征相比仍需进一步攻关优化。一是夯实基础理论。持续强化钻井周期学习曲线,研究钻井提速理论;构建物模—压模—数模一体化平台,迭代升级压裂技术,进一步提高有效改造体积;完善地下—地面全过程流动机理,探索单井经济可采储量极限。二是坚持降本增效。从井身结构设计到定向工具使用,从压裂规模设计到入井材料优化,从气举管柱设计到防腐药剂选择,兼顾提速提效和降本双重目标。三是勇于创新试验。鼓励探索自研新工具、新材料、新药剂等新技术入井试验,开发原创技术,突破效益开发技术关。

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

王兴文总体负责文章构思及内容设计,缪尉杰负责统稿并参与压裂工艺方向论文写作,何新星参与钻井工程方向论文写作,许剑负责采气及地面工程方向论文写作。所有作者均阅读并同意最终稿件的提交。

WANG Xingwen proposed the overall idea of the paper. MIAO Weijie was responsible for manuscript drafting and wrote the part about fracturing. HE Xinxing wrote the part about drilling engineering. XU Jian wrote the part about gas production and surface gathering. All authors have read and approved the submission of the final manuscript.