页岩气钻采技术进展

张蔚红，熊林芳，王春艳，杨 红，苏效民

(1.西北大学 地质学系 大陆动力学国家重点实验室，陕西 西安 710069;2.延长油田股份有限公司，陕西 延安716000;3.川庆钻探国际工程公司，四川 成都 610051)

页岩气是指泥岩或页岩在各种地质条件下生成且尚未完全排出的天然气，属于非常规天然气资源，往往以吸附、游离、溶解等多种形式残留于盆地内厚度较大、分布较广的泥页岩内部。

作为新能源之一，与常规天然气相比，页岩气开发具有开采寿命长和生产时间长的优点，大部分可产气的页岩分布范围广、厚度大，且普遍含有页岩气，这使得页岩气井能够长期以稳定的速率产气。世界页岩气资源很丰富，但目前还没有广泛地勘探与开发，其根本原因是页岩基质渗透率很低，勘探开发困难。

1 国内外勘探开发现状

据预测，世界页岩气资源量为456.24×1012m3，主要分布区域为:北美、中亚和中国、中东和北非、拉丁美洲、苏联等地区，相当于煤层气和致密气的总和，是常规天然气资源量的2倍［1］。我国页岩气资源量保守估算有30万亿 m3。

美国页岩气资源丰富，在其本土的48个州均有分布。据美国能源信息署的资料，美国页岩气技术可采储量为24.39×1012m3［2］。目前，美国主要有5套具有商业开发价值的页岩气系统，即:FortWorth盆地密西西比系 Barnett页岩、Appalachian盆地泥盆系Ohio页岩、Michigan盆地泥盆系 Ant－rim页岩、Illinois盆地的泥盆系 New Albany页岩和 San Juan盆地白垩系Lewis页岩。其中，FortWorth盆地以密西西比系 Barnett页岩为储层的 Newark East页岩气田，勘探开发程度较高，目前产量已超过300×108m3，已是美国第二大气田。美国页岩气的成功开发改变了美国能源格局，被誉为“全球能源领域的一场革命”。

与北美的页岩气勘探开发成就相比，我国的页岩气勘探开发起步较晚，而与全球其他地区相比，我国的页岩气勘探开发则处于领先地位，为全球除北美以外地区率先进入页岩气勘探评价突破和工业化开发先导性试验的国家［3，4，5］。

对于我国的页岩气资源发展前景，国内不少学者对此做出了较为乐观的预测。预测显示我国页岩气资源丰富，其中地质资源量为(30～166)×1012m3，技术可采资源量为(7～45)×1012m3。无论是从地质资源量还是技术可采资源量上看，我国页岩气资源都具备良好发展基础。已有预测认为我国未来5年将实现页岩气规模化生产，页岩气产量将达到65×108m3，至2020年前后，能够突破页岩气勘探开发关键技术，页岩气产量有望达到(600 ～1000)×108m3［6］。其中，四川盆地、渝东鄂西地区、黔湘地区、鄂尔多斯盆地、塔里木盆地等将是未来重点勘探开发和产量增长区域。我国已在富有机质页岩地质特征、页岩气形成与富集地质条件、页岩气远景区带优选等基础地质理论与认识上取得重要了进展;在四川盆地南部古生界、四川盆地北部中生代、鄂尔多斯盆地三叠系等多个地区和多个时代的海相、陆相富有机质页岩中取得重要页岩气突破和发现。这预示着中国的页岩气具有巨大的开发潜力。

我国已经加快了页岩气的勘探开发步伐，近年来开展了我国页岩气地质条件评价与勘探开发先导性试验，例如，南方海相地层中页岩气评价井FS1井页岩气井的压裂施工，W201井寒武系也发现了较好的页岩气显示，并对其进行了压裂改造。与国际合作方面，我国石油公司积极与国外油气企业在页岩气勘探开发方面寻求合作，我国石油与康菲、壳牌、埃克森美孚、挪威石油等跨国石油公司开展联合研究，探索页岩气开发的国际合作方式;我国石化也积极同BP、Chevron、Newfield等国外石油公司展开交流合作，这些表明页岩气勘探开发将会在我国蓬勃发展。

2 钻采技术及进展

2.1 水平井技术

页岩气是存在于页岩裂缝等空隙中的天然气，要使其易于流入井筒，就必须合理利用储层中的裂缝，使井筒尽可能多的穿过储层。目前业界多利用水平钻井技术来进行页岩气的开采，该技术对于页岩气开采具有重大意义，水平钻井可以获得更大的储层泄流面积，得到更高的天然气产量。水平井形式包括单支、多分支和羽状水平井。水平井的成本一般是垂直井的1～1.5倍，例如800～1 000 m水平段的常规水平井钻井及完井投资约700万美元，产量是垂直井的3倍左右［7］。一般来说，水平段越长，最终采收率就越高。但水平段不能无限长，因为水平段越长，成本就越高，在实际生产中需要根据具体地质实际和成本效益等来确定最佳的水平段程度。

有效的井身设计决定着水平钻井能否取得成功，采用三维地震解释技术能够更好地设计水平井轨迹。现代钻井技术已发展到了允许钻机转弯，采用旋转钻井导向工具，可以形成光滑的井眼，获得较好的地层评价。水平井技术的应用可以使无裂缝或少裂缝通道的页岩气藏得到有效的经济开发。水平井需要进行压裂施工，否则不能产出工业气流。

2.2 完井技术

页岩气大部分以吸附态赋存于页岩中，其储层渗透率低，完井技术的选择直接关系到页岩气的采收率。页岩气井通常采用泡沫水泥固井技术，泡沫水泥具有浆体稳定、密度低、渗透率低、失水小、抗拉强度高等特点，因此泡沫水泥有较好的防窜效果，而且水泥侵入距离短，可以减小储层伤害。据国外经验，泡沫水泥固井比常规固井产气量平均高出23%［8］。泡沫水泥固井技术从 20世纪80年代就已在我国部分油气田进行应用，目前在青海油田花土沟、吐哈油田巴喀、河南油田气井中均取得了较好的应用效果，该技术已相对成熟。

页岩气井的完井方式主要包括组合式桥塞完井、水力喷射射孔完井和机械式组合完井。组合式桥塞完井是在套管井中用组合式桥塞分隔各段，分别进行射孔或压裂，是页岩气水平井最常用的完井方法，但施工中需要射孔、坐封桥塞、钻桥塞，此方法比较耗时。水力喷射射孔方法从工具喷嘴喷射出的高速流体可射穿套管和岩石，达到射孔的目的，通过拖动管柱可进行多层作业，免去下封隔器或桥塞，能够缩短完井时间。机械式组合完井采用特殊的滑套机构和膨胀封隔器，适用于水平裸眼井段限流压裂，一趟管柱即可实现固井和分段压裂施工连作［7］。目前主要技术是 Haliburton公司的Delta Stim完井技术，施工时将完井工具串下入水平井段，悬挂器坐封后，注入酸溶性水泥固井，从井口泵入压裂液，逐段依次进行压裂。

2.3 压裂增产技术

页岩气储层必须经过压裂才能形成工业气流。页岩气储层的压裂改造工艺与常规压裂改造有明显不同。经过30多年的发展，国内外形成了多项页岩气压裂增产技术。

2.3.1 清水压裂

清水压裂是在清水中加入少量的减阻剂、黏土稳定剂、表面活性剂等添加剂作为压裂液进行的压裂作业，又叫做减阻水压裂。早期清水压裂使用清水作为压裂液，产生的裂缝导流能力较差，添加了支撑剂的清水压裂效果更为明显，支撑剂能够在压裂液返回后使裂缝保持开启［9］。清水压裂成本低，地层伤害小，清水压裂技术在低渗透气藏中能取得更好的效果，该技术已经成为开发如德克萨斯州Barnett等页岩气田的主要开采手段，能节约成本30%左右［7］。2010年5月，中国石化使用清水压裂技术对方深1井页岩层段进行施工，历时5 h，共注入压裂液2 121 m3，加砂270 t，压裂作业取得成功。

2.3.2 水力喷射压裂

水力喷射压裂是集水力射孔、压裂、隔离一体化的水力压裂技术。该技术通过地面拖动施工管柱，利用水力喷射工具进行施工，不需要封隔器或桥塞等工具，自动封堵，封隔准确，适应于储层初期改造。压裂分为三个过程:水力喷砂射孔、水力压裂和环空挤压。

水力喷射压力技术有多种工艺，如水力喷射辅助压裂、水力喷射环空压裂、水力喷射酸化压裂等［10］。目前水力喷射技术已经在美国、加拿大等多个国家和地区应用效果良好。2005年，水力喷射压裂技术第一次在美国 Barnett页岩中使用，作业者使用水力喷射环空压裂工艺对 Barnett页岩中的53口井进行了压裂，通过对增产效果评价，其中26口井取得了成功，压裂后页岩气井的产量比压裂前产量明显增加，并且能够持续较长生产时间。

2.3.3 重复压裂

重复压裂技术是相对于初次压裂而进行的再次压裂施工，重复压裂增产措施对处理低渗、天然裂缝发育、层状和非均质地层效果明显，特别是页岩气藏，重复压裂能重建储层到井眼的线性流，产生的支撑裂缝导流能力更高，目的是恢复或增加产能。据资料统计，重复压裂能够以(3.53～7.06)美元/103m3的储量成本增加页岩气产量，可使页岩气井最终采收率提高8% ～10%，可采储量增加60%［9］。重复压裂对产能较高的井同样适用。

重复压裂的重要增产机理之一是裂缝的重新取向，裂缝重新取向能够绕开地层伤害区，避开压实作用和渗透率下降区，从而得到更好的生产条件，经过重复压裂的井能够达到更高的生产水平。

2.3.4 同步压裂

同步压裂指对2口或2口以上的配对井进行同时压裂。同步压裂采用使压裂液和支撑剂在高压下从一口井向另一口井运移的方法，来增加水力压裂裂缝网络的密度和表面积，利用井间连通的优势增大工作区裂缝的程度和强度，最大限度地连通天然裂缝［9］。同步压裂最初是2口互相接近且深度大致相同的水平井间的同时压裂，目前已发展到4口井同时压裂。

同步压裂对页岩气井短期内增产效果明显，而且对工作区环境影响小，完井速度快，节省压裂成本，是页岩气开发中后期比较常用的压裂技术。在压裂井位置接近的情况下，如果依次对2口井进行压裂，可能导致只在第二口井中产生流体通道而切断第一口井的流体通道。同步压裂能够让被压裂的2口井的裂缝都达到最大化，相对依次压裂能够获得更好的收益。2006年，同步压裂首先在美国 Barnett页岩中实施成功。

2.3.5 分段压裂

目前页岩气井以水平井完井为主，在投产之前要对水平段进行大规模分段压裂施工。水平井压裂由于其应力场的不同可以产生纵向缝、斜交缝和横截缝，其中，横截缝有利于提高水平段整体渗流能力，扩大改造体积。

分段压裂是利用封堵球或限流技术分隔储层不同层位进行压裂的技术，该方法目标准确，压裂效果明显。目前有2种方式，一是滑套封隔器分段压裂，二是可钻式桥塞分段压裂。

水平井多级滑套封隔器分段压裂技术通过井口落球系统操控滑套，其原理与直井应用的投球压差式封隔器基本相同。该技术能够显著减少施工时间、降低施工成本。但该施工过程入井工具多，导致施工风险增加，该技术在页岩气开发中的应用正在逐年降低［11］。

水平井多级可钻式桥塞封隔分段压裂技术的主要特点为套管压裂、多段分簇射孔、快速可钻式桥塞封隔(钻时小于15 min)。压裂施工结束后快速钻掉桥塞进行测试、生产。由于该技术射孔和座封桥塞连作，压裂结束之后直接钻掉所有桥塞，节省了时间和成本，同时缩短了液体在地层中的滞留时间，减小对储层的伤害。目前该技术已经成为美国页岩气开发的主体技术。

3 结语

页岩气藏属于典型的非常规气藏，其成藏规律、储集空间、渗流规律以及后期开发模式有其自身特点。天然裂缝系统是页岩气重要的储集空间和运移通道，水平井技术是页岩气藏开发的主要方式之一，页岩气井通常采用泡沫水泥固井技术和组合式桥塞完井方法。页岩气储层必须经过压裂才能形成工业气流，页岩气储层的压裂改造工艺与常规压裂改造有明显不同，人工压裂是目前页岩气开采的核心技术，多采用清水压裂、水力喷射压裂、重复压裂、同步压裂，分段压裂等工艺技术，以实现体积改造，获得更大的工业产能。

页岩气作为天然气的接替能源，具有规模大、生产周期长的优点，但同时又面临藏存隐蔽、采收率不稳定、开发技术要求高、成本高的不利因素。页岩气勘探开发首先在北美取得成功，相比之下我国页岩气开发将经历漫长的引进、消化、吸收，最后自主创新的过程。

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