国外致密气藏钻完井技术现状与启示

姜瑞忠，王 平，卫喜辉，徐建春，Yu Liang(梁宇)

(1.中国石油大学(华东)，山东 青岛 266555;2.University of Wyoming，USA)

国外致密气藏钻完井技术现状与启示

姜瑞忠1，王 平1，卫喜辉1，徐建春1，Yu Liang(梁宇)2

(1.中国石油大学(华东)，山东 青岛 266555;2.University of Wyoming，USA)

目前非常规气藏尤其是致密气藏的开发在国内外受到普遍关注，国外在致密气藏钻井、完井、压裂等方面形成一系列配套技术，其成功的开发实践将为中国致密气藏开采提供宝贵的经验。在系统调研并分析国外致密气藏钻完井及配套技术的基础上，借鉴国外致密气藏的开发经验，得出以下几点启示：一是综合应用小井眼、快速钻井等技术降低成本，减小费用;二是储层及环境保护须贯穿致密气藏钻完井过程的始终;三是水平井、多分支井技术有助于提高油藏接触面积，提高单井产量及采收率;四是气藏描述技术有助于研发有针对性的钻完井技术。上述分析研究结论将对中国致密气藏钻完井技术起到有效地推动作用。

致密气藏;钻井;完井;压裂;启示;国外

引 言

Holditch对致密气藏的定义最能体现致密气的特点［1］：只有通过水力压裂或采用水平井、多分支井生产才会达到经济流速或经济采收体积天然气的气藏。在美国，一般定义渗透率小于0.1×10－3μm2的气藏为致密气藏。世界致密气生产分布在美国、南美(阿根廷)、澳大利亚、亚洲(中国、印度尼西亚)、俄罗斯、北欧(德国、挪威)、中东(阿曼)等地，其中美国产量最大［2－4］。致密气藏在砂岩和碳酸盐岩地层均有发现，是最早被工业化开采的非常规天然气资源。虽然致密气分布广泛，但除北美之外其他地区的开采程度有限，主要原因在于：①缺乏对这类资源的认识;②许多国家不支持天然气的政策以及市场需求很小;③缺少成功开发这类油藏的技术。近年来由于技术的进步以及对能源需求的持续增加，国外许多石油公司转向致密气开发。到目前为止，世界一些国家及大型石油公司在开采致密气藏方面已经积累了丰富的经验。致密气田成功开发的关键是提高钻完井的作业效率，开采的中心原则是通过气藏接触面积最大化来优化生产，这可以通过一系列钻完井技术来实现［2］。本文综述了近年来国外致密气钻完井技术的最新进展，总结了国外有效开发致密气藏钻完井的成功经验，学习和借鉴这些经验将对中国致密气藏开发起到积极的推动作用。

1 致密气藏钻井及配套技术

1.1 致密气藏钻井方式选择

致密气藏由于生产指数低、驱替面积小，开采的经济风险高于常规气藏，因此选择合适的技术和方法对致密气藏的开采很重要。由德克萨斯 A＆M大学研发的致密砂岩气藏咨询(TGA)系统可以帮助石油工程师根据输入的油藏和完井参数选择钻完井方式、油层改造方式、射孔和支撑剂、生产套管和油管尺寸等［5－7］。实际应用表明，该系统所做决策的效果与有经验的工程师团队所做出的决策效果相差无几。随着全球天然气需求的持续上升及有经验工程师的短缺，TGA系统会发挥越来越重要的作用。

1.2 适用于致密气的钻井技术

1.2.1 水平井

水平井既能降低费用又能最大限度采气［8］可使气田井数减少50% ～80%，同时使气藏接触面积最大，穿过不同目标层，提高天然裂缝潜力。目前有3种方法钻水平井：旋转和滑动钻井、连续油管钻井、旋转导向系统(RSS)。旋转和滑动钻井钻时长、钻头磨损不均匀，连续油管和RSS联合使用可以使井筒光滑、保持井眼稳定性、有更高的成功率。新技术的发展使水平井成为致密气开采最为经济有效的方法［9］。

1.2.2 定向井

致密气藏应用定向井的原因包括：①致密气藏一般为多层气藏，垂直渗透率低，水平井效果不好;②钻垂直段可以通过测井获得产层和储量信息;③致密气藏垂直井水力压裂成功率高于水平井或斜井。在美国 Pinedale、Jonah及 Natural Buttes油田，定向井技术被广泛用于致密气开采。对Pinedale油田，怀俄明环保局预计定向井技术相对其他技术能够减小对环境的影响达50%～90%。定向井技术对于环境保护要求严格，在极地恶劣环境、地面设备安装困难等地区具有良好的推广应用价值。

1.2.3 多分支井

多分支井的目的在于获得最大油气藏接触面积，减小对环境的影响。多分支井作为一种开发低渗透油气藏和老油田的钻井方法，在国外得到大力发展和广泛应用的原因是［10］：①开发低产油田降低生产综合成本、提高单井产量;②开发成熟油田或枯竭油气藏可延长油井使用寿命、节省投资;③适合海上钻井或具有深产层井;④实现一口井开发多套油层。多分支井开采致密气可降低经济风险及单位技术成本并能提高致密气藏采收率。

国外代表性的多分支井技术是哈里伯顿多分支井技术，目前有4种多分支井系统［11］。①Mill-Rite Milled Exit系统：用于老井或新井，具有精确的深度和方位控制及较低的费用;②IsoRite隔离完井系统：专门用于需要重新通过钻井来获得分支的井;③FloRite系统：用于交界处需要完全压力隔离的井;④StacRite多分支井系统：对新井适用，设备要求和作业流程最小。

1.2.4 小井眼技术

小井眼指完井井眼尺寸小于152.4 mm或全井60%以上井眼尺寸为152.4 mm。优点主要体现在井场占地面积小、钻井设备轻、工作量少、只需常规钻井1/3的工作人员、节约钻井成本15% ～40%。在低渗透、致密气藏适合进行小井眼钻井［12］。近年来，随着油气生产费用的上升以及油气生产不断向边远地区扩展和钻井技术的发展，小井眼井的优越性更为显著［13］。

1.2.5 连续油管钻井

该技术用连续油管代替标准的连接套管，利用井下马达驱动钻头旋转［14］。连续油管单元包括部分：绞车、注入头、供电部分、操作室。该技术的优点是钻井部件可以快速调动、减小非生产时间安全、对环境影响小，而缺点是受深度和连续油管尺寸限制存在相关机械问题。目前在致密气田仅用于重新钻井和侧钻，在多层和高度衰竭致密气藏最具应用潜力［15］。

1.2.6 套管钻井

利用油田套管作为钻井管柱，钻井和下套管同时完成［16］。与常规方法不同之处在于钻铤不提供钻压、管柱连接不同，套管钻井应用堆垛连接，包括转矩环或耦合连接。钻机最重要的部件是套管驱动系统，目前主要应用2种系统：威德福的旋转套管传递扭矩系统和德士古可回收井底钻具组合+马达驱动常规钻头+井下扩眼系统。该技术可以减少漏失和卡钻，提高钻速及气体产量。主要在美国、加拿大、泰国湾、巴西等地应用。

1.2.7 控压钻井

应用控压钻井技术可在井筒作业范围内精确控制环空压力变化［17］，分为消极控制和积极控制消极控制应用基本配置应对钻井问题;积极控制通过整个井的设计(套管、油管、流体)来精确控制井筒压力。优点是减小漏失、减轻井筒稳定性问题避免气体或液体如二氧化碳、硫化氢运移到地面缺点是费用大、需要特殊工具及对钻井人员的培训。

1.2.8 欠平衡钻井

致密气田应用欠平衡钻井可以使井筒钻遇裂缝时减小漏失和地层伤害［18］，还能提高钻速、减少压差卡钻;钻井过程中一直生产油气;发现常规钻井遗漏或不能识别的产层。欠平衡钻井的优点是油藏描述通过钻井数据收集和应用提高对勘探前景、流体流动、渗透率各向异性以及生产能力的理解，缺点是防止井喷和井涌需要更多的设备，费用更高。目前在德克萨斯东南部、阿纳达科、北美、阿根廷内乌肯盆地的致密气田得到广泛应用［19］。

1.2.9 复合钻井

复合钻井技术主要包括控制压力套管钻井技术及欠平衡套管钻井技术。控制压力套管钻井技术是最有前途的钻井技术，但目前只用于垂直井钻进。欠平衡套管钻井技术结合了欠平衡钻井技术与套管钻井技术的优点，欠平衡钻井技术可以减小地层伤害，套管钻井技术可以解决漏失和井控问题。

1.2.10 FDP快速钻井工艺

快速钻井的工作流程如图1所示。把钻井系统能量消耗的实时数据分析与结构化方法结合，更好地制订计划和设计，确保高效、快速钻井。适用于各种地质情况，深井、浅井，直井、大角度井。已广泛用于得克萨斯南部、中东、澳大利亚和俄罗斯等地。对于一口井给定层段，钻速提高近20%，对于一口井钻速提高近35%(图1)。

图1 快速钻井流程示意图

1.3 致密气藏钻井配套技术

1.3.1 斯伦贝谢致密岩石分析系统

提供对致密气藏更深刻的理解，包括油藏非均质性、岩石各向异性、取样要求、致密气产能、完井潜力预测，为致密气藏评价、完井设计、钻加密井提供背景知识，减小决策失败概率。系统分为6个部分：综述、非均质性描述、页岩分类、油藏评价、完井质量、岩心录井整合［20］。

1.3.2 高分辨率井间测量技术

井间高分辨率地震信号不经过松散的近表面地层直接发送到油气藏，井下接收器的频率高达3 000 Hz，发送的地震图像达 0.9 ～2.0 m 垂直精度［21］。把该技术获取的地震图像和水力压裂作业图像进行叠合可以识别气藏砂体和水力裂缝翼展，优化致密气藏加密钻井、气藏描述。

1.3.3 三维地质力学地球模型(MEM)

三维地质力学地球模型从3个方面减小井眼不确定性：①井筒压力控制程序来检测和控制井眼稳定性;②在膨胀性黏土地层推荐使用抑制性钻井液;③显示最大和最小水平应力的地质不平衡。该技术可以降低致密气藏钻井费用及风险、消除非生产时间。

1.3.4 适用于致密气藏的钻井液及水泥浆

(1)高品质水基泥浆(HPWBM)。HPWBM包含铝化学物、微缩形变密封聚合物、钻速增效剂［22］。铝化学物可以进入孔隙喉道和微裂缝来保持稳定性;微缩形变密封聚合物能桥接孔隙喉道及微裂缝;钻速增效剂能油湿钻头、钻杆和其他金属组分，减小黏土对钻头附着。致密气田现场应用表明，与普通钻井液相比，该泥浆对环境更有利、费用更低，可减少卡钻、提高钻速。

(2)哈里伯顿致密气田钻井液。哈里伯顿公司研发了一系列钻井液用于致密气藏。超低固体含量钻井液可以避免固体侵入和孔隙堵塞从而保护气藏;独特的凝胶结构能够提高当量密度控制能力和钻井液携带能力;对高温高压井研发了高黏隔热钻井液，减小地层伤害、提高气藏生产能力、保护生产套管。

(3)其他水泥浆系统。在致密气藏高温高压井中应用的水泥浆系统还包括：①自愈合水泥浆系统SHC，水泥硬化后存在微裂缝或内部裂纹时，该水泥可利用膨胀进行自我修复，提供二次保护，减少修井费用，解决作业安全性和环境问题［23］;②高密度高品质水泥浆(HDHP)，在高温高压井中应用HDHP水泥浆，具有低孔隙度、低流变性、高早期抗压强度的特点［24］。

1.4 哈里伯顿致密气藏钻井及配套技术

1.4.1 哈里伯顿MercuryTM技术

通过低频率电磁波在地面和井底建立双向联系，实现数据高速传送，不依靠泥浆系统、也不会有串台干扰及信号冲突，具有高效率和高可信度［11］

1.4.2 StrataSteer®致密气田地质导向技术

保证钻井时精确控制井眼位置，确保井眼轨迹始终位于较好气藏。主要应用的方法包括：随钻测井 探 测 器、可 视 化 软 件、远 程 操 作 等［11］StrataSteer®包括3部分：①钻前优化井眼设计;②随钻测井实时地质导向;③钻井后续分析。该技术能提高水平井和油藏直接接触面积、减小致密气田遗漏产层、提高采收率、通过精确确定井筒位置缩短侧钻及非生产时间。

1.4.3 哈里伯顿公司其他致密气田钻井新技术

包括：Drillworks®软件估计钻前和钻后地层压力，优化泥浆和套管;针对致密气藏地层岩石坚硬的特点，采用有针对性的钻头和切削器，提高钻速和稳定性;通过Evader®随钻测量回转仪提供精确回旋导向测量，降低费用，减少非生产时间，避免井筒碰撞;利用Geo－Pilot XL和 Geo－Pilot GXT系统提供实时连续钻头导向和地层评价来精确确认井筒位置［11］。

2 致密气藏完井及水力压裂技术

2.1 射孔

2.1.1 即时射孔技术(JITP)

埃克森美孚首创的即时射孔技术使以前不可能经济开采的致密气藏实现了经济开发。该技术用装配在井中的射孔枪将处理液泵入井下，在1口井中选择性射开某个层段并用球封实现层段之间的转换来连续处理不同层段。

2.1.2 高压注氮射孔技术

在美国科罗拉多州致密砂岩气田曾进行过高压注氮射孔试验，在射孔井段内充满高压氮气，在套管内压力高于地层压力时射孔，射孔后瞬时高压气流能够清洗射孔井段，从而提高产量。实践证明这种方法的实际效果大大优于井下核爆炸和超大型水力压裂。此方法国内未见使用，有待试验。

2.1.3 套管外射孔技术

马拉松公司拥有这种射孔技术的专利。作业时，将射孔枪放在套管外下到井中。射孔枪靠液压控制管线启动点火，枪被激发时舌形隔离阀关闭，隔离每个层段。通过创新的多层段工艺减少作业时间和完井成本、降低投产时间。该技术已在加拿大、美国的多个油气田应用。应用结果证明，套管外射孔能使完井时间减少60% ～80%，费用降低20%，生产井产能提高 50%［25－27］。

2.1.4 连续油管传送射孔+喷砂技术

喷砂技术可以与裂缝有更好的连接，是一种可以侵蚀钢衬、水泥和地层并在其中间造成无应力空间通道的方法。孔眼的有效直径可以避免支撑剂桥接，降低费用，对于致密气田的开发极为重要，还可以在早期减小非生产时间和钻井费用，晚期优化压裂支撑剂的驱替［28］。

2.2 封隔、胶结系统

2.2.1 可膨胀封隔、胶结系统

包括弹性可扩张胶结系统(FEC)、可膨胀弹性封隔器技术(SEP)、可膨胀衬管悬挂器技术。FE包括弹性材料、膨胀剂、常规添加剂等，能够有效防止由于水泥体积收缩产生的胶结失效问题［29］。在致密气田由于需要完井和改造特低渗地层，采用可膨胀弹性封隔器技术，在油或水出现的情况下橡胶会膨胀密封环空，对于密封不规则的环空是最好的技术选择。可膨胀衬管悬挂器下入井后，悬挂器向外膨胀，由液压驱动可膨胀圆锥进行密封。松紧设计使系统进行往复运动来扩眼，降低风险，同时不受钻井压力激变的影响，可以减少密封问题、提高整体性、减少非生产时间、提高系统稳定性［30］。

2.2.2 Swell packer隔离系统

传统胶结技术和选择性射孔技术费用大，而且经常在多层气藏失效，该系统可以应用于裸眼井或套管井，通过可膨胀橡胶来密封环空。具有简单性、可靠性、有效性等特点，还可以大大减小费用系统控制管线馈通的特点提高了系统稳定性、减小了控制线渗漏的风险。在该系统中下入控制线只需几分钟，而常规方法拼接每段电缆需要几个小时，该系统能够大大缩短作业时间［11］。

2.3 完井技术

2.3.1 多级水平井裸眼完井技术

裸眼封隔器系统(OHPS)，把封隔器系统放置在裸眼部分的内部来提供水平段的完井，允许更多的地层改造，更安全，减少作业时间［31－32］。该系统包括部署在生产尾管上的机械裸眼封隔器和在每组封隔器之间的裂缝分析端口。与常规技术相比有更好的连接性，可以提高完井效率，减小完井费用和时间。

2.3.2 多分支井完井技术

为保证2分支井的有效完井，需要在2分支连接处进行有效隔离［33］。利用常规方法泵入水泥浆后，膨胀封隔器系统可以膨胀来密封泥浆通道或由于烃类在通道运移造成的微环空。该技术能够提供分支之间有效隔离，确保长期完井的成功。

2.3.3 完井裂缝隔离方法

完井裂缝隔离方法主要包括以下4种：①泵时隔离，可应用于水平井裸眼完井、割缝衬管完井及套管射孔完井，作业时需在短时间内连续泵入大量化学封隔剂或机械封隔剂，该方法可以保证井筒和油藏之间有很好的接触，但若封隔剂的效果不好会影响整个井筒的生产;②将套管置于水平井筒并胶结，针对机械段塞可能会渗漏、难以精确放置、费用高、作业时间长等问题而提出，可应用的段塞包括复合材料、可回收材料、砂子等;③端口和滑动套筒结合系统，通过投球打开端口或滑动套筒，所有投球作业完成后，泵入的球可以被溶解、回流、碾碎，该方法作业时间短，但由于需要连续油管导致作业费用较高;④裸眼井不胶结套管技术，应用机械封隔器或化学封隔器隔离裂缝，与③类似，通过投球打开端口，该技术关键在于水平井分支部分有圆形孔，能够减小地层伤害，与①类似，能够保证与油藏的良好接触，但由于需要连续油管清理支撑剂，因此费用较高。

2.4 压裂技术

2.4.1 常规压裂作业优化技术

针对致密气田压裂井距小、压裂任务重的特点研发。通过一个中央位置承担所有压裂设备，降低了移动设备、人力和材料的费用。在实际应用中压裂作业的非生产时间缩短了50%。该技术优点在于通过减少多种软管连接和单个系统的机械复杂程度来提高作业稳定性，并减小对环境影响［11］。

2.4.2 哈里伯顿压裂服务系列

主要包括CobraMax®精确定位压裂技术、SurgiFrac®压裂技术、Sircocco®压裂技术等［11］。CobraMax®技术结合了传统油管压裂的快速特点和连续油管压裂的多用途特点，通过应用支撑剂段塞减轻了压后清理段塞的困难，确保每个层都被压裂。通过泵入低浓度砂进行射流切割射孔，减轻地层伤害和裂缝阻力及裂缝迂曲度。该技术能够提高多级压裂效率、优化压裂参数、减小非生产时间。现场应用表明气井产量可以提高30%。SurgiFrac®压裂技术包含3个独立过程：水力喷射、水力压裂、共注射环空，可在斜井和水平井提供精确压裂作业。该技术中，喷射流体的能量被转化成洞底压力，流体的动态运动把流动转向特定的点，从而不再需要机械或化学段塞。水力喷嘴喷出的处理液可在岩石造成1.2～1.8 m的洞，洞底压力上升最终形成裂缝，通过提高环空压力来保持裂缝，可以显著减小设备需求及费用。Sircocco®压裂技术应用低聚合物有机交联凝胶压裂液来提高携带支撑剂能力，在15～204℃地层均可使用。通过使流体到达井筒附近再交联来保持黏度，在高温时也不会失去携带支撑剂的能力;通过降低凝胶浓度减小地层伤害和压裂液在地层的残留，提高裂缝传导能力，对于需要造长缝的高温低渗致密气藏有很大应用潜力。

2.4.3 水平井多级压裂技术

多级压裂的目标是在水平段通过产生裂缝提高与油藏接触面积［34］。目前主要有以下2种技术：①胶结尾管段塞和孔眼隔离法，该技术可以防止环向应力，但由于需要大量支撑剂来获得合适的裂缝分布，导致费用增大;②裸眼多级压裂系统，通过封隔器的弹性体膨胀密封井筒，滑动套筒在封隔器之间提供连接端口;压裂作业完成后可立即回流生产，该技术可以提高效率，节省时间、设备要求及费用，但存在的问题是不能优化裂缝的生长。

3 几点启示

(1)致密气藏开采过程中，通过应用小井眼快速钻井、特色压裂等技术来降低成本和生产费用尤为重要，尤其是当天然气价格处于低谷时。

(2)通过水平井、多分支井等钻井技术使气藏接触面积最大化，提高单井产气量及最终采收率。

(3)应重点研发致密岩石分析系统、井间测量技术、三维地球模型等配套技术，使人们对所要开发的致密气藏有更深刻的理解，更有针对性地研发相应的技术系列。

(4)致密气藏与普通气藏有很大区别，常规技术很难直接应用于致密气藏，需根据储层特点开发适合致密气藏的技术。

(5)注重储层及环境保护，储层保护是最大限度生产油气的保证，而环境保护则是世界可持续发展的需求。

［1］Stephen A，Holditch S A.Tight gas sands［J］.JPT，2006，58(6)：86－92.

［2］Perry Kent，Lee John.Unconventional gas reservoirs［M/OL］.Texas：National Petroleum Council，2007［2011 －07－25］.http：//www.npc.org/Study_Topic_Papers/29－TTG－Unconventional－Gas.pdf.

［3］宁宁，王红岩，雍洪，等.中国非常规天然气资源基础与开发技术［J］.天然气工业，2009，29(9)：9－12.

［4］李文魁，刘长松，沈治凯，等.致密气藏开采技术初探［J］.特种油气藏，2002，9(4)：66－68.

［5］Pilisi N，Wei Y，Holditch S A.Selecting drilling technologies and methods for tight gas sand reservoirs［C］.IADC/SPE128191，2010：1－18.

［6］Holditch S A，Bogatchev K Y.Developing tight gas sand adviser for completion and stimulation in tight gas sand reservoirs worldwide［C］.SPE114195，2008：1 －10.

［7］Wei Y，Cheng K，Jin X.Determining production casing and tubing size by satisfying completion：stimulation and production requirements for tight gas sand reservoirs［C］.SPE132541，2010：1－12.

［8］刘鹏飞，姜汉桥，蒋珍，等.低渗透油藏实施水平井注水开发的适应性研究［J］.特种油气藏，2009，16(3)：7－14.

［9］Baihly Jason，Grant Dee，Li Fan，et al.Horizontal wells in tight gas sands－a methodology for risk management to maximize success［C］.SPE110067，2007：1－9.

［10］Jalali Y.Lessons Learnt from reservoir studies on application of multilateral wells［C］.SPE106322，2010：1 －8.

［11］Laser Dave.Tight gas［M/OL］.［S.L.］：HalliburtonCooperation.2009［2011 －07 －25］.http：//www.halliburton.com.

［12］Crighton Alan，Peytchev Peter，Upadhyay Abhishek，et al.Slim hole Wells at the Raageshwari Deep Gas Field［C］.SPE147772，2011：1－10.

［13］李文魁，陈建军，王云，等.国内外小井眼井钻采技术的发展现状［J］.天然气工业，2009，29(9)：54－56.

［14］Mykytiw C，Killip D，Brewin R，et al.Mature field rejuvenation of a tight gas carbonate utilizing coiled tubing underbalanced drillingtechniques［C］.IADC/SPE 113684，2008：1－16.

［15］ Dietrich Earl，Denton Stewart，Cadena Javier，et al.Coiled tubing MPD for tight gas field re－entry work［C］.IADC/SPE122272，2009：1－4.

［16］Karimi Moji，Petrie Scott，Moellendick Eric，et al.A review of casing drilling advantages to reduce lost circulation，improve wellbore stability， augment wellbore strengthening，and mitigate drilling－induced formation damage［C］.SPE148564，2011：1 －8.

［17］Kenneth P，Stone C R，Medley G H，et al.Managedpressure drilling：what it is and what it is not［C］.SPE 122281，2009：1－6.

［18］江怀友，等.世界低渗透油气田开发技术现状与展望［J］.特种油气藏，2009，16(4)：13－17.

［19］Ramalho John，Elliott Dave，Francis Paul，et al.Tight gas reservoir exploitation with underbalanced drilling technology［C］.IPTC14109，2009：1 －10.

［20］ Schlumberger cooperation.Unconventional Gas［EB/OL］.2006［2011 －07 －25］.http：//www.slb.com/services.aspx.

［21］Schlumberger cooperation.Tight gas reservoir［EB/OL］．2006［2011 －07 －25］.http：//www.slb.com/services.

［22］Hoover Erik，Trenery John，Mullen Greg，et al.Water based fluid designed for depleted tight gas sands eliminates NPT［C］.SPE/IADC119363，2009：1 －5.

［23］Thuwaini J，Emad M，Ekpe J，et al.Fit－for－purpose sealant selection for zonal isolation in HPHT deep tight gas wells［C］.SPE137774，2010：1 －10.

［24］Bukhamseen Raid，Khakimov Ayrat，Sierra Leopoldo，et al.First successful selective tight gas reservoir completion and fracture stimulation in sarah formation，Rub Al－Khali empty quarter of Saudi Arabia［C］.SPE 136038，2010：1 －26.

［25］Jay J，Thompson Jim，Mack David，et al.Case history of optimizing casing－conveyed perforating and completion systems in tight gas reservoirs，Kenai Gas Field，Alaska［C］.SPE 90722，2004：1 －6.

［26］Eller Gary，Jay J，Snider Phil，et al.A case history：use of a casing－conveyed perforating system to improve life of well economics in tight gas sands［C］.SPE 76724，2002：1－4.

［27］Fraley Karen，Snider Phil.Casing conveyed perforating–what the future may hold as applications expand well beyond the original excape®completion process［J］.Oil and gas review，2008，6(1)：95 －99.

［28］Fryzowicz R，Naughton－Rumbo R，Schrama E，et al.Application of ct－conveyed perforating with the sand jetting technology on north sea deep horizontal tight gas producer［C］.SPE137642，2010：1 －6.

［29］Lthuwaini J，Emad M，Belousov Y，et al.Deep tight gas zonal isolation solution with novel flexible and expandable cement technology［C］.SPE 131577，2010：1 －6.

［30］Darbe Robert，Ravi Kris.Cement considerations for tight－gas completions［C］.SPE132086，2010：1 －9.

［31］Samuelson M L，Akinwande，Connel R，et al.Optimizing horizontal completions in the Cleveland tight gas sand［C］.SPE113487，2008：1 －5.

［32］Goktas B，Ertekin T.Performances of open hole completed and cased horizontal/undulating wells in thin－bedded，tight sand gas reservoirs［C］.SPE65619，2000：1－7.

［33］ Jason Edwards W M，Braxton Daniel，Smith Vince.Tight gas multi－stage horizontal completion technology in the granite wash［C］.SPE138445，2010：1 －4.

［34］Snyder D J，Seale R，Hollingsworth R.Optimization of completions in unconventional reservoirs for ultimate recovery［C］.SPE139370，2010：1 －6.

Current status and enlightenments of overseas drilling and completion technology for tight gas reservoirs

JIANG Rui－zhong1，WANG Ping1，WEI Xi－hui1，XU Jian －chun1，LIANG Yu2
(1．China University of Petroleum，Qingdao，Shandong 266555，China;2．University of Wyoming，USA)

The development of unconventional gas reservoirs，especially tight gas reservoir，has drawn much attention both at home and abroad．A set of matching technologies with regards to drilling，completion and fracturing for tight gas reservoirs has been formed in foreign countries，and their successful cases can offer valuable experiences for tight gas exploitation in China．Some enlightenments are generalized from systematic investigation and analysis of foreign technologies in drilling and completion for tight gas reservoirs：first，to reduce cost by applying techniques such as slim hole and fast drilling;second，to protect reservoir and environment throughout the whole process of drilling and completion;third，to improve reservoir contact area，per well production and recovery factor with horizontal well and multilateral well;and fourth，to research and develop appropriate drilling and completion techniques through gas reservoir description．These research and conclusions will promote domestic drilling and completion technology for tight gas reservoirs．

tight gas reservoir;drilling;completion;fracturing;enlightenment;overseas

TE24

A

1006－6535(2012)02－0006－06

20110816;改回日期：20111212

国家自然科学基金项目“超临界二氧化碳在非常规油气藏中应用的基础研究”(51034007)

姜瑞忠(1964－)，男，教授，博士生导师，1987年毕业于西南石油学院开发系油藏工程专业，2002年毕业于西南石油大学油气田开发工程专业获博士学位，现主要从事油气田开发及非常规油气藏研究及教学工作。

编辑刘兆芝