中美典型高压页岩气藏钻井提速技术对比与启示

乔李华 范生林 齐 玉

1.中国石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院 2.国家能源页岩气研发（实验）中心钻完井技术研究部

0 引言

美国页岩气资源丰富、地质条件优越，其绝大部分页岩气藏为低压气藏[1]，较之于中国四川长宁、威远地区的龙马溪组高压页岩气藏，前者除地层压力低外、还具有沉积年代晚、埋藏垂深浅等特点，上述特点使得美国绝大部分页岩气藏在钻井时，具有钻井液密度低、井浅、可钻性好、钻井速度快、投资小等优势，因此将美国低压页岩气藏与四川长宁、威远等高压页岩气藏进行钻井技术及钻井指标对比，参考意义低。研究发现，美国Haynesville页岩气藏与四川长宁、威远等龙马溪组页岩高压气藏地质钻井条件最为类似[2]，但也有其自身的地质特点[3-6]，决定了开发页岩气采用的工程技术手段[7-10]。2008年，壳牌公司在该气藏钻井的钻井周期为100天以上[11]，通过采用系列优化钻井技术，2009—2012年，该气藏平均完钻井深在5 700 m以内的井，50%以上井已实现了50天内完钻[12]，2018年国内对该气藏钻井的调研资料表明，2017年该气藏一些井钻井周期控制到30天。因此对比中美典型高压页岩气藏钻井提速技术，找出上述两个气田在钻井提速技术方面的差别，可能对促进我国页岩气藏钻井提速具有重要意义。

1 气藏地层特点、钻井提速难点比较

1.1 主要地层特点

美国Haynesville页岩气藏，自上而下地层岩性分别为，上部Glenrose、Rodessa等岩性以泥岩、膏岩为主，孔隙压力系数在1.0左右；中间Hosston、Cottonvalley、Knowles岩性分别为高研磨性石英砂岩、含砾砂岩、石灰岩，厚度介于800～1 200 m，单轴抗压强度介于70～315 MPa，软硬交错、可钻性差、研磨性强，地层孔隙压力系数在1.1左右。下部Bossier为含气页岩储层，裂缝较发育，地层压力系数较高，在1.90左右；Haynesville为目的页岩气层，储层压力系数[2]介于1.60～2.07，最高井底温度超过180 ℃。

四川长宁、威远龙马溪组页岩气藏上部出露地层变化较大，仅以几口典型井地质分层数据和岩性描述（表1）。长宁地区龙马溪组页岩气藏地表为喀斯特地貌，上部须家河组、嘉陵江组等裂缝、溶洞发育，地层压力系数在1.0左右；中下部茅口等地层含硅质灰岩或燧石，韩家店、石牛栏含粉砂岩，地层压力系数介于1.20～1.40；龙马溪组产层主要岩性为页岩，地层温度介于75～90 ℃，孔隙压力系数介于1.35～2.03，裂缝、断层等较发育。威远龙马溪组页岩气藏，龙马溪组以上地层，地层压力系数介于1.00～1.50，中下部井段二叠系等地层抗压强度高，含硅质灰岩或燧石，可钻性差；龙马溪组产层岩性主要为页岩，地层温度介于99～140 ℃，孔隙压力系数介于1.40～1.96，断层、裂缝较发育。

1.2 主要钻井提速难点

由表2可以看出，Haynesville页岩气藏开发初期的钻井难点与长宁、威远页岩气藏目前面临的钻井提速难点极其类似。上述气藏在中下部井段都面临钻遇长段可钻性差地层，单只钻头进尺少，机械钻速慢；在页岩产层段，都面临页岩层段裂缝发育，地层压力高，钻井液密度高，表现出机械钻速低，易发生井漏、溢流，常出现入井钻井工具、仪器易失效等问题，现场非生产时间长。

表1 长宁、威远页岩气藏典型井地质分层数据及岩性描述表 单位：m

表2 Haynesville页岩气藏和长宁、威远页岩气藏主要钻井提速难点对比表

2 钻井提速技术对比

2.1 井身结构对比

Haynesville页岩气藏在井眼、套管尺寸上与长宁、威远有所不同，它大量采用较长宁、威远龙马溪组页岩气藏尺寸缩小的非标井身结构，井身结构对比如表3所示。该气藏井身结构相对我国长宁、威远的井身结构，不仅实现了减少了钻井岩屑的产生，降低了钻井液的排放，也为提高钻井速度创造了条件。

国外最新研究表明，美国大量深层页岩气藏已将水平段井眼尺寸从215.9 mm缩小到171.5 mm，单井投资降低超过25%[13]。

而长宁、威远龙马溪组页岩气藏均采用较Haynesville页岩气藏尺寸大的三开井身结构设计[14-15]：表层套管封固上部水层，易漏易垮层；技术套管下至页岩气层段顶部，封固上部低压层段；生产套管由井口至井底，封固页岩段，有利于完井后期开展分段压裂。

通过比较不难发现，开发长宁、威远龙马溪组页岩气藏的套管、钻井液等大宗材料消耗必然会高于Haynesville页岩气藏的材料消耗，且在Haynesville页岩气藏钻井三开采用Ø114.3 mm钻杆等配套工具的情况下，井身结构尺寸的提速条件不如Haynesville页岩气藏。

2.2 中下部难钻地层主要钻井提速技术对比

2009年后，壳牌等石油公司通过分析Haynesville页岩气藏中下部Ø250 mm井眼的钻井资料，认识到制约Hosston—Knowles段近1 000 m厚度的高研磨性石英砂岩、含砾砂岩、石灰岩快速钻井的原因是高钻压等钻井参数造成PDC钻头的先期破坏。后通过从PDC钻头切削齿形状、材料优选和制造工艺等方面进行持续创新[16-17]，针对性、系统性的优选井下工具、配套了钻井参数实时优化软件等，应用后钻井提速效果显著。

1）Ø250 mm PDC钻头从刀翼布齿结构、切削齿成分及热处理、岩屑清洗与切削齿冷却的水力优化等方面进行改进，提高了切削齿攻击性和抗冲击性，实现了延长钻头使用寿命，通过采用以上措施，该气田钻头平均机械钻速提高25%左右，进尺也有一定提高[18]。

表3 Haynesville页岩气藏与长宁、威远龙马溪组页岩气藏井身结构数据对比表

2）优选7/8头的井下低速大扭矩螺杆配合PDC钻头钻进，较好地避免了因井下PDC钻头切削扭矩不够、扭转震动而造成钻头先期破坏。

3）2009年后，配套使用机械比能（MSE）软件、扭转震动预警（SSA）软件、顶驱软扭矩（STRS）等软件，科学地指导司钻控制或软件自动控制钻井参数，保持井下钻头工作稳定[19]。采用扭转震动预警软件后，使用后PDC钻头不可修复率由65%降低至15%，效果十分显著。

2009—2011年，壳牌公司在Haynesville页岩气藏开70口井集成应用上述技术，每口井单只钻头进尺由原来的40～100 m，提高到300～500 m，钻井周期缩短了20天，该井段耗费钻头由此前的10只左右降低到目前的2～3只，单井节约费用约100万美元。

我国长宁、威远等页岩气藏，目前在中下部难钻地层也大量使用7/8头的井下低速大扭矩螺杆＋16 mm齿钢体PDC钻头[15]，机械钻速由开发初期2 m/h左右提高到3～5 m/h。但由于未配备使用机械比能（MSE）软件等先进的软件与装备，无法科学指导司钻控制或自动控制钻井参数，相关井段单只钻头平均进尺仍然只有200 m左右。

2.3 页岩层段主要钻井提速技术对比

针对Haynesville页岩气藏井眼页岩层段钻井仪器、工具易因严苛井下环境失效，钻井液密度高，机械钻速低，井漏溢流复杂频发等难题，2009年后，壳牌等石油公司在该气藏产层段采用了以下技术：

1）提高井下仪器工具可靠性，①建立模拟严苛的井下工况的室内实验设备，对入井仪器开展检测、改进，以保持入井仪器技术指标；②仪器方应对现场使用的失效仪器进行溯源分析，找出失效的根本原因并加以解决；③仪器方对井下仪器维修保养时，采用专用程序软件测试仪器，确保再次入井仪器的性能状态良好。

通过上述措施，2009—2011年，随着该区钻井垂深的不断增加，仪器、工具的井下工作温度由140 ℃上升至160 ℃及以上，但其失效率却从每钻进1 000 m进尺发生1.2次降低至0.23次[20]，有效地保证了大多数井水平段作业期间入井仪器、工具的正常工作。

2）优选页岩段高效PDC钻头，针对页岩地层单轴抗压强度低，可钻性好的特点，将以前的6刀翼小直径双排切削齿钢体钻头优化为5刀翼单排大直径切削齿钢体钻头，有效提高了机械钻速。

3）壳牌公司在页岩层段应用哈里伯顿的自动控压钻井系统，采用“边钻边点火”的方式释放局部高压气层压力[21-22]，将水平段钻井液密度由前期钻井的1.92～1.97 g/cm3降低至1.71 g/cm3，该段机械钻速由3～6 m/h，提高至15～24 m/h。

4）针对2008年前，Ø165.1 mm井眼下入Ø127.00 mm油层套管的困难，即井眼直径（165.1 mm）与油层套管接箍直径（144.02 mm）之间间隙过小（10.54 mm）。该区应用了特殊设计的小接箍半过盈气密封扣生产套管，套管接箍抗内压强度相对原套管接箍虽然降低了30%，但仍满足施工等强度需要，配套顶驱下套管工具，高效地完成了下套管作业，使得钻井阶段的完井周期介于5～7 天，较2008年前，单井节约周期超过11天。

通过采用上述钻井技术的集成应用，Haynesville页岩气层段Ø165.1 mm井眼段钻井机械钻速提高了300%以上，30%的井页岩气层段实现一趟钻完成，平均单井钻井周期降低30天以上。

威远、长宁龙马溪组页岩气藏在页岩层段主要应用旋转导向＋螺杆＋单排16 mm或19 mm齿钢体PDC钻头，配合高钻压、高转速、大排量等强化钻井参数进行提速，页岩层段平均机械钻速由前期的5～6 m/h，提高至目前的6～15 m/h，提速效果较明显，但采用上述方法继续提速面临较大困难。

较之于Haynesville页岩气藏钻井：威远、长宁龙马溪组页岩气藏在产层定向仪器、工具的保障上，没有前者那样细致有效，统计2018年长宁龙马溪组页岩气藏水平段起钻原因，仪器失效占比仍达65%；威远、长宁龙马溪组页岩气藏水平段高密度井段也未规模应用“控压钻井＋降密度”技术，因此钻井速度提高幅度难以达到Haynesville气藏的水平，Haynesville页岩气藏钻头研究表明，密度、黏度对PDC钻头破岩效率和磨损影响非常巨大[23]；威远、长宁龙马溪组页岩气藏生产套管外直径为139.7 mm，刚性较Haynesville页岩气藏生产套管外直径127 mm要大，也未大量使用顶驱下套管工具，时常需要专门通井后再下套管，因此钻井阶段完井周期长，统计2018年长宁地区64口完钻井数据，钻井阶段完井周期平均为11.5天。

3 结论与启示

通过该页岩气藏北美地区Haynesville页岩气藏的钻井提速技术与国内相关技术进行对比分析，可以获得如下结论与启示。

1）Haynesville页岩气藏相对国内类似页岩气藏缩小一级的井身结构优化思路，值得国内类似页岩气藏消化、借鉴、应用。Haynesville页岩气藏在产层埋藏垂深更深的条件下，采用较长宁、威远等龙马溪组页岩气藏尺寸更小的非标井身结构即可满足压裂、生产等需要，且目前美国大量深层页岩气藏已将水平段井眼尺寸从215.9 mm缩小到171.5 mm，通过选用114.3 mm钻杆，52 MPa循环系统等钻井工具设备及配套工艺，钻井速度得到有效提高，单井钻井投资降低25%以上，节能减排优势明显。

2）Haynesville页岩气藏采用的“高效钻头＋配套井下提速工具＋钻井参数优化软件/装备”的硬研磨性难钻地层系统化钻井提速技术思路，值得国内重视、借鉴、攻关、应用。Haynesville、长宁、威远等页岩气藏钻井实践表明，硬研磨性等难钻地层，实践表明单纯优选钻头和井下提速工具，提速效果有限。国内应加强钻井参数实时优化软件、扭转震动预警软件、顶驱软扭矩等软件/装备的引进、攻关、配套，相关技术对国内广泛存在的难钻地层提速难题，可能具有革命性意义。

3）美国Haynesville区块等大量高压页岩气区块钻井实践表明，控压钻井技术可以在降低高压页岩气层段溢漏复杂时间的同时，通过释放页岩段地层压力，降低钻井液密度，从而大幅提高钻头单只进尺和机械钻速。2014年，壳牌公司将“控压钻井＋降密度”技术应用于四川富顺区块坛2**井，一趟钻完成龙马溪页岩水平段，机械钻速达到当时惊人的14.27 m/h，较同区块采用高密度钻井液的邻井提速200%以上，取得了显著的提速效果。2019年，长宁等区块一些井试验应用“控压钻井＋降密度”技术，也获得了突出的提速效果，“控压钻井＋降密度”技术值得在长宁等高压页岩气藏继续探索、优化、应用。