页岩气水平井钻完井关键技术分析

陈安明 （中石化华东石油局钻井工程公司，江苏 镇江212003）

张 辉，宋占伟 （中国石油大学 （北京）石油工程学院，北京102249）

在环境保护和资源紧缺的双重压力下，非常规能源逐渐成为全球能源新的热点。页岩气储量巨大，全球探明储量约456×1012m3[1]。水平井技术和压裂技术是实现页岩气商业化开采的关键。

中国存在页岩气大量发育的区域地质条件，储量巨大，国土资源部预测中国页岩气可采储量约为25×1012m3[2]。而国内的页岩气开发刚刚起步，基本上还未进行系统研究。为此，笔者总结了开发页岩气的核心技术——水平井钻井技术，并结合中国页岩气勘探开发现状，分析了我国页岩气开发面临的钻井技术挑战。

1 页岩储层特征

页岩层理构造发育，易膨胀易破碎。储层物性较差，孔隙度和渗透率很低。总孔隙度大多小于10%，含气有效孔隙度介于1%～5%之间，渗透率介于0.3～0.5mD之间。页岩既是天然生气源岩，又是储层和盖层。大面积连续成藏，无清晰气水界面，与常规储层气藏也不同。不同气藏分布如图1所示。有机质含量高的黑色页岩、含碳量较高的泥岩等是最好的页岩气发育储存场所[3]。

页岩气以游离气和吸附气两种状态存在于页岩地层中，如图2所示[4]。游离气存在于储层微孔隙和天然气裂缝中；吸附气存在于页岩气基质颗粒表面。游离气渗流速度较快，使气井初期产量较高，1～2年后井口产量迅速递减 （65%～80%），吸附气扩散速度慢，使页岩气井能够长期稳产，生产周期一般在25年以上[5]。

页岩气开采一般具有3个特点[6]：自然生产能力低；井寿命和生产周期长；采收率变化较大，且低于常规天然气采收率。据美国页岩开发资料统计：40%的井初期裸眼测试时无气流，55%的井没有工业产能。水平井压裂平均产量可达 （10～30）×105m3/d，是直井压裂平均产量的10～30倍。

2 页岩气的开发历史

图1 页岩气与其他气藏的分布示意图

图2 页岩气储藏机理

美国页岩气工业起步最早，商业化最为成熟。开采历史可追溯到1821年，由于当时产量低而没有引起重视。1976年美国政府实施了东部页岩气工程 （EGSP），开发技术得到极大提高，产量开始大幅增加。1980年美国天然气研究所对东部页岩气进行系统研究，页岩气开发、研究在美国全面展开。对页岩气吸附作用机理的发现，使美国页岩气年产量在1979～1999年之间净增长7倍。2009年，美国页岩气产量达到950×108m3，占全美天然气总产量的13%。

1992年，第1口页岩气水平井由Mitchell能源公司在Barnett页岩中完井，之后水平井在页岩气开采中开始应用。2002年，Devon能源公司7口水平井都获得了极大成功，水平井技术得到广泛的应用，Barnett页岩气产量出现了稳步快速增长的大好局面，2002年后Barnett页岩气水平井完井数迅速增加，产量直线上升，2010年完钻水平井近9000口，产量接近500×108m3。同时，Devon能源公司还尝试双水平井钻完井技术，同时进行压裂来提高单井产量，最终提高采收率。

3 水平井在页岩气开发中的优势

页岩的储层特性不同于常规天然气储层，储层非均质性极强，这决定了页岩气独特的开发方式。目前，水平井技术是开发页岩气的核心技术之一。

1）水平井可穿过更多储层，更好地利用天然裂缝。泥页岩中垂直裂缝较为发育，且大部分页岩气以游离状态存在于储层的天然裂缝中。采用水平井能尽可能多地穿过储层和储层中的天然裂缝。据统计，具有200m或更长的水平段的水平井钻遇裂缝概率要比垂直井高出几十倍[3]。

2）有利于压裂增产。储层裂缝数量决定产量大小。垂直井井眼方向和地层最大主应力方向平行，压裂时裂缝的扩展方向沿着最大主应力方向，因此直井不利于压裂增产，如图3所示。水平井井眼方位部署一般沿地层最小主应力方向，在压裂时裂缝与井筒垂直相交或者交错 （简化的井筒流出情况如图4所示），有利于提高压裂增产效果。

图4 水平井裂缝流出情况[2]

图3 直井与水平井对天然裂缝的利用情况

3）成本与效益分析。成本效益问题是油气开发最为关键的问题。勘探开发费用主要体现在钻井上，对于非常规油气藏的开采来说，钻井速度慢，建井周期较长，是导致钻井成本高的直接原因。

水平井建井周期明显缩短，有效地降低了钻井成本。根据美国页岩气开发经验，水平井成本一般是垂直井的2倍，产量是垂直井的3倍[7]。初始开采速度、控制储量和最终评价可采储量远远大于直井。美国Barnett页岩2010年直井产量仅为50×108m3，而同期水平井累积产气量约为480×108m3，为直井产量的近10倍。

4）在直井收效甚微的地区，采用水平井技术，可明显改善采收率。水平井的流入状态是在同一储层、同一压力下进行的，相比直井产量有很大提高。

综上，水平井开发页岩气具有巨大的优势，水平井应成为开发页岩气的最优选择。

4 页岩气开发中的水平井优化设计

4.1 井眼方位选择

水平井方位的选择对后期压裂裂缝扩展方向有很大影响。页岩气水平井井眼方位一般选择在应力较低、脆性矿物和干酪根富集、裂缝发育程度高、孔隙度较高的页岩层区域，为后期压裂提供有利条件。

为使井眼穿过尽可能多的裂缝，理论上讲井眼前进方向应与地层最小主应力方向一致。一般水平井选择与主要裂缝网络系统大致平行的方位钻井，能够生成众多横向诱导裂缝，使天然或诱导裂缝网络彼此连通，增大与气体接触的表面积，提高采收率。

表1 Woodford和Hayneeville区块井身结构参数

4.2 水平井井身结构设计

井身结构设计是页岩气水平井开采的关键环节。由于页岩吸附气解析、扩散速度慢，使得生产周期变长，页岩气井寿命一般大于25年，而页岩气井都需要进行压裂才有商业价值。所以，页岩气水平井井身结构设计要满足多次压裂和长达30～50年生产周期的要求。

Woodford和Hayneeville两个区块的页岩气钻井都是采用三级井身结构[8，9]（见表1[10]）。由于后期加砂压裂，因此对套管及套管头承压能力要求较高，固井质量要好，水泥返高到地面。在井身结构设计中，采用三维地震解释技术，尽量保证水平轨迹沿着垂直于最大水平地应力方向前进，以增加井筒与裂缝相交的可能性，打开更多的储层。

4.3 水平井轨迹控制技术

随着随钻测量 （MWD）技术、导向工具的发展，可基本实现对页岩气水平井轨迹的控制与实时优化。对于储层均质性良好，水平段长度较小的水平井，使用普通造斜工具组合就可实现对水平段轨迹的控制。对于水平段较长，结构复杂的水平井，使用旋转导向钻井技术，可以使井眼更加光滑。

常规的定向钻井技术可能受到井筒造斜过程中由滑动和旋转造成的扭矩和阻力的影响。在更复杂的井眼轨迹中，扭矩和阻力可能限制横向位移，加大测井难度。因此在狗腿度不大的井钻进时，可以采用旋转导向系统。采用旋转钻井导向工具，还可以节省用定向马达时定向和滑动所用时间，能够提高井眼质量，降低长水平段下套管时的风险，有效提高机械钻速，缩短建井周期，减少整体成本[11]。

另外，由于页岩分布范围广、厚度大，大面积连续成藏且普遍含气，在水平段对水平井的轨迹控制精度要求并不严格。确定在目标层内钻进并尽可能避免井下复杂情况发生，水平段轨迹控制让位于机械钻速的提高。这样不仅有利于减少井下事故，还有利于提高钻速，缩短建井周期，降低钻井成本[3]。

4.4 页岩气水平井钻井液体系

由于页岩页理构造发育，地层裂缝发育，具有层理和天然裂隙等薄弱面，蒙脱石等吸水膨胀性矿物组分含量高，易膨胀、易破碎。页岩气水平井水平段较长，钻井中摩阻扭矩、井眼清洁等问题比较突出。钻进过程中易发生井漏、坍塌等井壁稳定问题。对钻井液的性能提出了很高的要求。

钻井液主要作用包括：防止黏土膨胀以提高井壁稳定性、预防钻井液漏失以保护页岩储层、提高机械钻速。钻井液的优化设计对机械钻速提高和减少环境影响起到关键作用。

根据美国页岩气钻井经验，直井段 （三开前）对钻井液体系无特殊要求，主要采用水基泥浆，水平段钻井液主要采用油基钻井液体系[3]，如表2所示。目前，使用较多的有硅酸钾基钻井液体系和专用于页岩的Performax水基钻井液体系，分别由雪佛龙公司和贝克休斯公司开发。我国第1口页岩气水平井威201井，在钻进过程中，针对页岩地层极易破碎，液相侵入容易造成力学失稳和水平井段失去垂直力学支撑，极易垮塌等特点，在施工中采用油基钻井液体系，强化了钻井中的井眼清洁措施，从而实现了安全快速钻进。

表2 美国商业化开采比较成熟的区块采用的钻井液体系

目前，贝克休斯公司可对钻井液回收集中脱水循环利用，减少处理和运输成本，降低了环保风险[11]。

4.5 水平井完井技术

页岩气储层物性较差，渗透率极低，极少数气井具有自然生产能力，一般页岩气井都需要采用压裂增产措施，所以，页岩气水平井完井方式必须和压裂增产措施统筹考虑。页岩气水平井对完井技术要求较高，是整个页岩气钻完井施工的关键，直接关系到页岩气采收率的大小[12～14]。

页岩气井的完井方式主要包括套管固井后分段射孔完井、尾管固井后射孔完井、裸眼射孔完井、组合式桥塞完井、机械式组合完井等[1]。其中，较为常用的完井技术为套管射孔完井 （图5）、组合式桥塞完井 （图6），工艺成熟，且有利于多段压裂。机械式组合完井是目前较新型的完井技术，通过井口落球系统，一次完井可实现连续多层压裂，大大缩短了完井时间并降低了成本。且该系统可用于二次压裂。代表性技术有哈里伯顿公司的Delta Stim技术和贝克休斯公司的FracPoint多级压裂完井系统技术。FracPoint多级压裂系统最高可达24级，已在页岩气开发中应用超过450次[11]。

图6 切萨皮克公司组合桥塞完井示意图

图5 套管射孔完井示意图

页岩气水平井一般采用泡沫水泥固井。泡沫水泥稳定、密度低、渗透率低、失水小、抗拉强度高，具有良好的防窜效果，储层伤害较低。根据国外经验，泡沫水泥固井比常规水泥固井产气量平均高出23%[7]。

5 页岩气水平井钻井新技术

1）水平段钻井一般采用PDC钻头，尽量提高钻头寿命。目前，斯伦贝谢公司开发出一种新型的适合页岩气钻井的钢体Spear PDC钻头（图7），该钻头既适合造斜和又适合水平段钻进。特有的钢体结构，在设计上减小了钻头体直径和叶片宽度，增加了刀翼的高度，使得钻头与井壁之间的岩屑上返空间得到增加，明显地改善了岩屑通过能力，使机械钻速得到极大地提高，同时还具有较强的方位控制能力。在美国Marcellus和Haynesville页岩气井的钻进中共节省175000美元和365000美元[15]。

图7 钢体Spear PDC钻头

2）超临界CO2流体具有气体的低黏、高扩散性和液体的高密度特性，在页岩气开发方面具有很强的技术优势及经济优势。利用超临界CO2射流能够破碎坚硬的页岩，可有效缩短建井周期及

降低开发初期的钻井成本。采用超临界CO2喷射压裂代替常规水力压裂，可以有效保护储层不受损害，提高裂缝的导流能力。同时，超临界CO2流体中不含水，在提高钻井速度的同时可降低缩颈、卡钻等风险[10]。

3）电动机技术。页岩气水平井造斜段造斜率一般在 （8～12°）/100ft，常规电动机较难满足PDC钻头所需的大扭矩。新型电动机转子为波形的 （图8）刚度可增加高达60%左右。刚度的增加，可以增大扭矩力，最终使电动机动力增加50%～100%。新型电动机可以达到既定的造斜率，实现以最大机械钻速钻进[16，17]。

图8 改进的井下电动机示意图

6 页岩气水平井钻井工程面临的挑战

1）井壁稳定。页岩储层具有层理和天然裂隙，易膨胀破碎，水平段钻井易发生井漏、垮塌等。针对页岩储层特征，开展页岩气水平井井壁稳定机理研究，避免工程事故发生，对现场具有重要的指导意义。

2）摩阻扭矩和井眼清洁问题。页岩气水平井在造斜段和水平段，摩阻扭矩、井眼清洁等问题突出。在长水平段，岩屑携带困难，导致重复破岩，增大水平段摩阻，致使钻压传递困难，影响钻进速度。

3）优选钻井液体系。页岩地层易膨胀、易破碎，在水平段钻进过程中，由于液相入侵，易造成力学失稳和水平井段失去垂直力学支撑，井壁极易垮塌。页岩储层物性较差，渗透率低，使得在钻井作业中，储层渗透率很容易因常规钻井完井液的堵塞而降低，造成页岩气储层损害。

4）黏土含量。美国成功开发的页岩黏土含量一般都在20%～35%，在黏土含量高达45%～65%的Floyd页岩，开发未获成功。页岩黏土含量，也是影响页岩开发的重要因素。

5）钻柱屈曲。在造斜和水平段钻进过程中，钻柱在旋转和滑动状态下，都会造成钻柱在造斜点上部发生屈曲，钻柱屈曲导致钻压传递失效、钻头过早损害，钻速下降，加重摩阻扭矩[18]。

7 结 语

1）水平井是页岩气开发的核心技术之一，已广泛应用于页岩气开发中。水平井钻井有单支水平井、多分支水平井、丛式水平井钻井 （PAD水平井）。

2）水平井方位选择、井身结构设计是页岩气水平井优化设计的关键环节。井眼方位应垂直于最大主应力方向。井身结构设计要考虑压裂增产和长生产周期的要求。

3）轨迹控制难度低。随着随钻测量 （MWD）、导向工具、自然伽马测井曲线的应用，已基本实现了对页岩气水平井轨迹的控制与实时优化。旋转钻井导向工具可提高井眼质量，降低长水平段下套管风险。

4）页岩储层层理发育，易破碎易膨胀，对钻井液性能要求较高，一般采用油基钻井液体系。

5）PAD水平井钻井具有管理集中化，节省时间和设备等优点，具有良好的发展前景。

6）页岩气水平井在借鉴常规水平井技术的同时要结合页岩储层的特性。

7）我国页岩气开发刚刚起步，借鉴美国成熟的开发技术是必然的选择；但是，每一个页岩气藏都是独特的，深入研究页岩地层特点，开发出一套适合国内地质特征的页岩气水平井钻完井技术，是实现我国页岩气商业化开发的技术前提。

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