页岩气钻井关键技术及难点研究

郭 昊，袁 玲

（1.中石化江汉油田钻井一公司，湖北潜江 433100；2.长江大学石油工程学院，湖北武汉 430100）

随着能源需求压力、天然气价格的增长、开发技术不断提高以及人们对新型清洁低碳能源的依赖，目前页岩气正愈益受到社会的广泛关注，成为世界资源勘探开发的重要领域。我国页岩气资源丰富，可采储量36万亿立方米左右[1]，但页岩气的勘探和开发正处于初级阶段，技术不够成熟。本文对页岩气水平井钻井技术进行了阐述，指出钻井过程中的关键技术，总结了页岩气钻井技术难点。

1 页岩气定义及其基本特征

页岩气是一种特殊的非常规天然气，赋存于泥岩或页岩中，具有自生自储、无气水界面、大面积连续成藏、低孔低渗等特征。一般无自然产能或低产，需要大型水力压裂和水平井技术才能进行经济开采，单井生产周期长。页岩气藏与常规气藏基本特点对比（见表1）[2～3]。

表1 页岩气藏与常规气藏基本特点对比表

2 页岩气水平井钻井技术

水平井钻井技术是降低页岩气开采成本的一项非常关键技术，水平井的推广应用加速了页岩气的开发过程。页岩气开发先后经历了直井、单支水平井、多分支水平井、丛式井、丛式水平井钻井（PAD水平井）的发展历程，目前水平井已成为页岩气开发的主要钻井方式。在页岩气层钻水平井，可以获得更大的储层泄流面积，更高的天然气产量。

根据美国页岩气开发的经验，水平井的日均产气量及最终产气量是垂直井的3～5倍，产气速率则提高10倍，而水平井的成本则仅为垂直井的1.5～2倍。国外在页岩气水平井钻井中主要采用的相关技术有[4]：

（1）水平段导向技术，用于地层引导和地层评价，确保目标区内钻井，对于厚度大，横向分布范围大的页岩地层，采用PDC钻头+螺杆钻具+MWD底部钻井组合，确保页岩地层水平段井眼基本按照设计轨迹钻进。对于厚度变化大的页岩地层，采用PDC钻头+螺杆钻具+LWD底部钻井组合,确保井眼沿设计轨迹快速钻井。

（2）控压或欠平衡钻井技术，用于防漏、提高钻速和储层保护，采用空气作循环介质在页岩中钻进，欠平衡钻井时，人们有意识地在裸眼井段使井筒压力低于地层压力，当钻遇渗透性地层时，地层流体会不断流入井筒并循环到地面加以控制，页岩气用空气作循环介质在暗色页岩中钻进，可依据演化模式预测暗色页岩对扩散相天然气封闭的能力，以指导页岩气藏勘探，提高勘探开发水平。另外，在页岩气水平井钻井中，采用欠平衡钻井技术，实施负压钻井，能够避免损害储层。

（3）泡沫固井技术，用于解决低压易漏长封固水平段固井质量，套管开窗侧钻水平井技术，降低增产措施的技术难度。

（4）有机和无机盐复合防膨技术，确保井壁的稳定性。另外，页岩气水平井钻井要考虑其成本，垂直井段的深度不超过3 000 m，水平井段的长度介于500～2 500 m。考虑到钻井完成后，页岩气开发要进行人工压裂，水平井延伸方位要垂直地层最大应力方向，这样才能保证能沿着地层最大应力方向进行压裂。

3 页岩气钻井关键技术

3.1 页岩气进入井眼途径

页岩气井中，页岩气进入井眼的过程如下：在钻井、完井压降的作用下，裂缝系统中的页岩气流（游离气）向井眼并且基质系统中的页岩气（吸附气）在基质表面进行解析；在浓度差的作用下，页岩气由基质系统向裂缝系统进行扩散；在流动势的作用下，页岩气通过裂缝系统流向井眼。页岩气进入井眼途径复杂，是钻井过程中的关键之一。

3.2 钻井井位部署

页岩气的吸附气含量达到25%～85%，同时没有远距离的运移和聚合，因此，其开采必须借助于现代化的压裂工艺，通过进一步扩充裂缝，连通相关的孔隙，从而获得一定产能的页岩气。以前由于压裂工艺和设备的限制，导致无法获得具有工业价值的页岩气。现代设备和技术的快速发展，是目前页岩气工业能够快速发展的重要因素之一。

3.3 浅层大位移井

大位移井是在定向井、水平井技术之后又出现的一种特殊工艺井。大位移井的定义一般是指井的水平位移与井的垂深之比等于或大于2的定向井且井斜角大于60°，具有很大的水平位移和很长的大井斜稳斜井段。

地质导向工具、旋转导向钻井系统、闭环钻井、先进的随钻测量系统、新型钻井液、先进完井工具得到开发和应用，促进了长水平井钻井技术的迅速发展，目前已经钻成了水平位移超过10 000 m，最大水平段长度已达6 000 m以上。目前国内浅层大位移水平井钻井研究情况非常缺乏。

4 页岩气钻井技术难点

4.1 井壁稳定性差

成岩过程后，强结合水变成自由水，排不出则形成高压，孔隙压力高于钻井液密度；滤液进入层理间隙，页岩内粘土矿物遇水膨胀，形成新的孔隙、膨胀压力，削弱结构力；层理和微裂缝较发育，水或钻井液滤液极易进入微裂缝破坏其原有的平衡，破坏泥页岩胶结性，导致岩石的破裂。井眼周围的应力场发生改变，引起应力集中，井眼未能建立新的平衡。井壁稳定性差导致各种相应的井下事故或复杂情况（井漏、井垮、钻具阻卡严重、埋钻具）的发生，从而限制了钻头、钻具组合、钻井液以及钻井参数的选择和确定。

4.2 摩阻和扭矩高

摩阻和扭矩来源于钻具与井壁摩擦、钻头扭矩、机械扭矩和动态扭矩。摩阻和扭矩高会导致如下问题：起钻的负荷明显增加，下钻的阻力大；定向滑动钻进时，无法明确判定钻头实际工作的钻压；钻具在过高的轴向压力下会发生屈曲。

4.3 岩屑床难清除

泥页岩的崩塌、钻井液性能及返速、钻井岩屑重力效应使得岩屑床难清除，残留的岩屑将进一步增加摩阻、扭矩和井下事故复杂发生的机率。

4.4 井眼控制轨迹难

页岩气井造斜点浅、井壁稳定性差，目的层疏松、机械钻速高、井径变化大、扭矩规律性不强，定向工具面摆放困难等因素使井眼轨迹控制难。井漏、井垮以及其它井下事故和复杂情况；频繁变化的扭矩严重干扰定向的实际效果，定向工具、钻头作用力方向控制和调节。

4.5 套管下入困难

浅层大位移水平井，由于其定向造斜段造斜率高，斜井段滑动钻进，定向时容易在井壁形成小台阶；造斜点至A靶点相对狗腿度较大，起下钻过程中容易形成键槽；井斜变化大，井眼难清洁，下套管过程中易发生粘卡。其次，由于井眼曲率大、水平段长，套管自由下滑小，摩阻大。套管的自重摩阻和弹性变形的摩阻非常大，直井段套管自重能够提供的驱动力非常有限，套管能否安全下至地质设计井深有很大的风险。

4.6 套管受损

套管柱通过水平井弯曲段时随井眼弯曲承受弯曲应力作用。同时，套管属于薄壁管或中厚壁管，套管柱随井眼弯曲变形时，即使弯曲应力未超过其材料的屈服极限，但套管截面已成为椭圆形状而丧失稳定性。由于椭圆的短轴小于套管公称尺寸，故一些工具无法下入。套管柱弯曲严重时也有可能产生屈曲变形破坏。

4.7 钻具组合选择局限性大

浅层大位移水平井，由于造斜点浅，上部地层疏松，胶结质量差，同时页岩易垮塌的特性，上部钻具自身质量轻，加压困难，导致整个钻具组合的选择更加受限制。如果钻具组合选择不恰当，极易偏磨套管。扭矩、摩阻过大，也将极易导致发生钻具事故。

4.8 套管居中程度差

由于造斜点浅，从造斜点至A靶点，井斜将达最大井斜，下套管时，斜井段套管易与井壁发生大段面积接触。当井斜超过70°时，套管重力的90%将作用于井眼下侧，套管严重偏心，居中难以达到66.7%以上。

4.9 固井前洗井、驱替效果差，水泥浆胶结质量差

岩屑床中的岩屑也难以清洁干净；油气层顶界埋深浅，顶替时接触时间段，不容易顶替干净；井斜角大、水平位移长，套管在井眼内存在较大偏心，低边泥浆难以驱动，产生“拐点扰流”现象；油基钻井液必须进行润湿反转后，水泥浆才能有效胶结。

4.10 固井过程中井漏

固井作业过程中，井底泥浆柱产生的正压差要比钻井过程中压差大得多。且要求水泥浆返至地面，封固段长，由于水泥浆摩阻及携砂能力大于常规钻井液，顶替钻井液后期易造成水泥浆漏失。

5 结论

（1）页岩气储层具有自生自储、低孔低渗、无自然产能、开发周期长的特点，因而具有独特的开发方式。

（2）水平井能有效提高页岩气的开发效率，目前已成为页岩气开发的主要钻井方式。

（3）页岩气钻井的关键技术包括页岩气进入井眼途径、钻井井位部署和浅层大位移井技术。

（4）页岩气钻井技术难点主要有井壁稳定技术、井眼轨迹优化设计和控制技术、下套管与固井技术、降摩阻技术、井眼清洗技术。

（5）随着技术进步发展，结合现今世界能源结构，页岩气有望在将来成为能源供应的重要来源。

［1］刘满平.我国页岩气产业开发前景、经验借鉴及模式选择［J］.中国能源，2012，34（7）：10-14.

［2］李登华，李建忠，王社教，等.页岩气藏形成条件分析［J］.天然气工业，2009，29（5）：22-26.

［3］张金川，薛会，张德明，等.页岩气及其成藏机理［J］.现代地质，2003，17（4）：466.

［4］JA NWADKAR S，MORRIS S，THOM AS M，et al.Barnett Shale drilling and geo logical complexities-advanced technologies provide the solutio［C］.paper 112765 MS presented at the IADC/SPE Drilling Conference，4-6 March 2008，Orlando，Florida，USA.New York:IADCL SPE Drilling Conference，2008.

［5］崔思华，班凡生，袁光杰.页岩气钻完井技术现状及难点分析［J］.天然气工业，2011，31（4）：72-75.