致密砂岩气钻完井技术进展及展望

汪海阁 周 波

中国石油集团工程技术研究院有限公司

0 引言

根据《世界与中国能源展望》（2021版）分析，“十四五”及中长期，我国天然气需求将保持快速增长，天然气供需形势依然严峻，预计2025年 达 4 300×108～ 4 500×108m3，2035 年 达 到6 000×108～ 6 200×108m3，天然气对外依存度将增至50%以上。致密气是天然气勘探开发的重要领域之一[1]，油气地质研究表明，我国致密气资源丰富，增储上产潜力大[2]。中国石油矿权区致密气地质资源量约为19.97×1012m3，占天然气总资源量的20%；探明地质储量5.47×1012m3，探明率27.4%，剩余地质资源量14.45×1012m3。目前我国致密气产量占我国天然气产量接近30%。加快致密气高效勘探和规模效益开发，提高我国天然气自给能力，对保障国家能源安全、实现“双碳”目标具有重要意义[3]。

致密气为覆压基质渗透率不高于0.1 mD的砂岩类气藏，相比常规天然气，致密气储层非均质性强、有效砂体小、孔隙度和渗透率低，规模效益开发难度大。自20世纪70年代以来，国内外开始探索致密气藏的开发[4]，北美经过30年的探索准备，突破常规地质开发理论技术，实现圣胡安盆地、阿尔伯达盆地等致密气藏的成功商业开发。2008年美国致密气产量超过 1 913×108m3，占美国当年天然气产量的34%。我国致密气勘探开发经历了4个阶段，包括：①探索起步阶段（1971—1995年）：1971年在四川盆地首次发现中坝致密气田，随后发现多个小型致密气田，当时按照低渗、特低渗气藏的开发方式进行勘探开发，但进程较为缓慢；②资源规模发现阶段（1996—2005年）：在鄂尔多斯盆地上古生界的勘探获得重大突破，集中发现了苏里格、大牛地、米脂等致密气藏，但受当时技术、投资等制约，产量增长速度缓慢；③产量快速上升阶段（2006—2014年）：随着储层优选、钻完井技术等主体开发技术的进步，以及管理和体制的创新，促进了以苏里格气田为代表的致密气藏开发进入大发展阶段；④稳步发展阶段（2015年至今）：致密气开发持续承受天然气价格低位影响，但随着工程技术新装备、新工艺的不断研发和推广应用，致密气勘探开发保持稳步发展[5]。

在当前致密气低成本开发策略下，工程技术的贡献日益突出[6]。“十三五”期间，在致密气钻完井技术方面，围绕致密气效益开发、剩余资源挖潜等方向，通过持续攻关，创新形成大井丛工厂化钻井提速提效技术、长水平段水平井快速钻井技术、小井眼钻完井技术、侧钻井技术、气体钻井技术等，使我国致密气水平井迈上5 000 m水平段新台阶，钻井时效、单井产量稳步提高，有效提升了致密气开发效益，保障了鄂尔多斯盆地上古生界、四川盆地中部须家河组、沙溪庙组等致密气勘探开发区效益开发和持续上产，实现致密气年产量突破350×108m3。

1 致密气钻完井技术进展

1.1 致密气水平井长水平段钻井技术

针对鄂尔多斯盆地致密气储层纵向强非均质特性、长裸眼段坍塌漏失并存、长水平段摩阻大、钻井破岩效率低等问题，形成以地质工程一体化的轨道设计与控制技术、防塌堵漏钻井液技术[7]、高强韧性水泥固井技术、高效提速工具和强化钻井参数等为主体的致密气长水平段水平井优快钻井技术[8-9]。2010—2020年间，长庆油田致密气水平井平均单井水平段长由 1 064 m 提高到 1 271 m，钻井周期由94.35 d缩短至 45.1 d，如图1所示。其中，2020年长庆油田桃2-33-8H2致密气水平井水平段长度达到4 466 m。2021 年，靖 51-29H1 井，完钻井深 8 528 m，水平段长 5 256 m，钻井周期 86.96 d，刷新亚洲最长水平井记录。

图1 长庆油田致密气水平井钻井情况图

1.1.1 创新地质工程一体化的轨道设计与控制技术

针对储层超低渗透、纵向强非均质特性，创新形成地质工程一体化水平井轨道设计方法，集成APS方位伽马成像、近钻头随钻地质导向、旋转导向等，以及综合地质录井技术，形成实钻轨迹调整与控制技术，储层钻遇率提高9.3%，地质循环时间缩短 12.5 h。

1.1.2 防塌堵漏钻井液技术

针对长裸眼段坍塌漏失并存问题，研发高分子黏性堵漏剂、抑制剂，形成防塌堵漏钻井液体系，洛河层漏失当量密度由原来的1.26 g/cm3增至1.35 g/cm3，直罗层坍塌周期由7 d增至15 d，二开浅表层钻井水平段延伸能力由 1 500 m（2016 年）增至 2 714 m（2018年）。

1.1.3 长水平井固井技术

针对致密气压裂改造对固井质量提出的严苛要求，2018年以来，致密气水平井全面推广高强韧性水泥浆体系，提高井筒完整性。后期改造过程表明，水泥环层间密封可靠，保障了井筒完整性[10]。针对长水平段套管下入摩阻大、遇阻风险高等问题，试验推广漂浮接箍，配合旋转引鞋等工具，优化扶正器数量及安放位置，减少下套管遇阻问题。统计试验应用 17 口井，1 500 m 水平段降低摩阻 6～ 8 t。

1.1.4 高效提速工具及强化参数钻井技术

针对致密气水平井构造变化快、长水平段摩阻大、钻井滑动效率和破岩效率低等问题，通过升级电动转盘，配备功率1300/1600马力（1马力=0.735 kW）的泥浆泵，研发配套大扭矩螺杆、高效PDC钻头、涡轮发电LWD，推广强化参数钻井，钻井速度提高20%以上。

针对四川盆地沙溪庙组致密气钻井周期长、储层钻遇率低等问题，以金秋气田为代表的沙溪庙组致密气水平井钻井历经3个阶段技术攻关，通过优化井身结构和井眼轨道，优选钻井液体系、钻井提速工具等，形成“二开井身结构+油基钻井液+旋转导向+钻井参数强化”为主体的水平井优快钻井技术，实现215.9 mm井眼趟钻数由平均6.4趟降低至3趟，水平井平均钻井周期由34.74 d降至20.55 d，最短钻井周期12.54 d（秋林211-8-H1井），储层（孔隙度8%以上）钻遇率由79%提高至92.85%，如表1所示。

表1 金秋气田沙溪庙组钻井三轮攻关参数及效果表

1.2 致密气大井丛工厂化钻井技术

“十三五”期间，通过开展大平台整体设计、大井丛防碰绕障、多钻机联合作业、钻井液循环利用等技术攻关试验与应用，持续推广工厂化作业模式的应用并升级完善钻井配套技术，形成“多层系、立体式、多井型、大井丛”的致密气开发模式[11]，如图2所示。

图2 致密气立体式、大井丛开发模式图

1.2.1 大偏移距三维水平井设计技术

建立空间圆弧设计模型和分段设计方法，如图3所示。基于常规螺杆钻具力学分析，创新形成大偏移距三维水平井井身剖面设计技术，提升大平台丛式井整体设计能力，水平井全部实现大井丛布井，单平台部署井数由前期1～2口增至4～8口，最大单平台部署井数31口，从而达到最大化储量动用。

图3 大偏移距井三维剖面设计图

1.2.2 发展形成预分法防碰绕障技术

形成常规丛式井、小曲率半径布井、单一倾斜布井、勺式布井、横穿盲区布井、交叉布井6种模式。建立井场走向、井口位置与靶点关系模板，防碰绕障设计一次到位，通过轨迹数据共享，防碰安全距离管控，形成预分法防碰绕障技术，建立井队和技术办公室施行全程预算、监控、提示的管控模式[12]。

1.2.3 形成标准化井场布置，建立井场同步错动作业模式

根据大井丛布井方案，综合优化井场布局，分别形成平台钻机布置标准图件，实现单向拖动流水线作业，提高平台工厂化作业及多专业间衔接效率。同时，在确保井控安全的条件下，钻井、试油、投产同步错动作业，实现先完井先投产。

1.3 致密气小井眼钻完井技术

基于钻井、压裂、采气一体化理念，通过创新井身结构及轨道设计、优选高效钻头和钻具、优化钻井液性能等技术研究与试验，创新形成了小井眼优快钻井技术[13]。鄂尔多斯苏东23-29井钻井周期6.83 d，创造了小井眼最快钻井纪录，靖104-26井水平位移1 440 m，钻井周期 12 d，刷新了大位移小井眼钻井纪录。

据鄂尔多斯盆地苏里格气田289口井小井眼与常规井眼数据统计（表2），套管、钻井液等材料消耗量减少35%～45%。岩屑产出单井平均降低40%左右，大幅降低了环保压力及处理成本。

表2 大井眼与小井眼材料对比表

1.3.1 致密气小井眼井身结构

针对Ø88.9 mm套管后期下速度管柱存在措施配套受限问题，从满足致密气低成本钻完井、提高单井产量、气井全生命周期生产和缓解环保压力的需求出发，优选Ø114.3 mm套管小井眼钻完井方案，形成Ø165.1 mm井眼×Ø114.3 mm套管的井身结构。

1.3.2 抗研磨高效PDC钻头

通过对早期PDC钻头泥包和损坏特征分析，对比钻头冠部轮廓、喷嘴，强化切削齿，增加部分后排齿、优化钻头冠部形状和喷嘴位置，设计定型了Ø165.1 mm抗研磨快速PDC钻头，如图4所示，并建立致密气小井眼提速图版，从而实现保证钻头导向性的同时延长使用寿命[14]。

图4 抗研磨高效PDC钻头图

1.3.3 天然高分子+有机盐高效钻井液技术

针对小井眼钻头泥包、井壁塌漏、滑动托压、电测遇阻等难题，强化封堵、抑制性，优选聚合醇等天然高分子添加剂，形成了高效钻井液体系，有效解决水基钻井液泥页岩（黏土）吸水膨胀造成井壁坍塌、缩径、钻头泥包等问题。该钻井液体系封堵机理如图5所示，已成功应用于小井眼钻井，效果明显。

图5 钻井液体系封堵机理图

1.4 致密气老井侧钻技术

长庆油田低产低效致密气井达8 000余口，占总井数60.6%，且以每年约800口的速度增加。针对老井挖潜需求，通过配套定型侧钻装备，研制系列高效开窗工具，开展井眼轨道设计与控制、一体化开窗侧钻、窄间隙固井等关键技术攻关试验，油田侧钻定向井/水平井技术日趋成熟[15]。

2011—2018年，苏里格气田完成29口侧钻水平井，完钻井深4 215 m，机械钻速由2 m/h提高到3.9 m/h，钻井周期由100 d缩短到33 d，且周期逐年缩短。其中，侧钻最长水平段长度为900 m（苏11-29-33CH井，Ø139.7 mm套管侧钻水平井）。历年来气田老井挖潜效果如图6所示。

图6 历年来气田老井挖潜效果图

1.4.1 侧钻装备及高效开窗工具

针对丛式井场地狭小、工具设备摆放困难等问题，优选XJ-350修井机，增配CSF-500型与3NB-350型泥浆泵、钻井液固控系统，研制系列开窗工具，其中气井优选分体式斜向器及复合铣锥，如图7所示，磨铣进尺由0.93 m提高至1.67 m，提高79.56%。

图7 气井优选分体式斜向器及复合铣锥图

1.4.2 侧钻三维剖面设计技术

创新侧钻三维剖面设计模型，根据不同侧钻剖面特点，优化造斜参数，提高轨迹平滑度，形成了3种侧钻剖面优化设计类型，如图8所示。采用低摩阻强抑制钻井液体系，降低实钻摩阻扭矩25%，提高实钻轨迹控制能力[16]。

图8 三种侧钻剖面优化设计效果图

1.4.3 “MWD+重力工具面”定位开窗技术

长庆油田定向井占比90%以上，为满足定向井侧钻要求，提高定向井开窗的可靠性、简化施工流程，攻关试验“MWD+重力工具面”定位开窗技术，如图9所示，单井节约陀螺仪测井1次，实现了斜井条件下精确定位与开窗，节约了侧钻成本。

图9 斜井段开窗示意图

1.4.4 侧钻井窄间隙固井技术

研发韧性水泥浆体系，提升窄间隙水泥环抗压强度，采用“Ø88.9 mm悬挂+密封一体化”固井新技术，提高了悬挂尾管固井的密封性与完整性，如图10所示。侧钻井段固井质量逐年提高，第一界面优良率由75.6%提升到83.5%，为尾管分段压裂改造试验提供了良好的井筒条件。

图10 Ø88.9 mm套管密封悬挂器图

1.5 致密气气体钻井技术

2004年开始，中国石油西南油气田在四川盆地致密砂岩储层开展了气体钻大斜度/水平井试验，大塔场、白马庙等区块早期实践证明，气体钻井是致密油气发现和效益开发最有效的手段之一[17]，在提高单井产量和勘探发现率方面取得了良好效果。气体钻井可最大程度避免液相工作液造成的水锁和颗粒堵塞伤害，获取原始产能，同比常规钻完井方式产量提高3～20倍，如表3所示，同时可大幅度提高机械钻速、缩短钻井周期。

表3 气体钻大斜度井、水平井统计表

2020年中石化西南油气公司在新8-2井和大邑105井须家河组储层试验了气体钻井，新8-2井无阻流量 53×104m3/d，大邑105井无阻流量15×104m3/d，单井产量取得突破，同时降低了钻完井、测试和改造工程直接费用，显示了气体钻井良好的应用前景。

2 致密气钻完井面临的挑战及对标分析

2.1 致密气钻完井面临的挑战

2.1.1 致密气水平井长水平段钻井技术

1）致密气水平井长水平段钻井周期及成本与国际先进水平存在差距。

2）长水平井一趟钻延伸能力差，一趟钻比例低[18-19]。

3）高性能水基钻井液不成熟，水平段水基钻井液钻井井壁失稳、摩阻扭矩大。

2.1.2 致密气大井丛工厂化钻井技术

1）工厂化钻机及配套装备自动化智能化程度低，安装速度、井间移动慢。

2）对于混合大井组，平台优化设计软件、轨迹防碰监测工具仪器无法满足需求，还需要进一步集成特色技术和完善配套[20]。

3）未形成一套统一的、标准的参数模式指导现场作业，作业过程等、停多，影响提速提效[21]。以钻井队的平均钻井速度作对比，长庆油田钻井队的钻井速度超过分包和招标的队伍的32.8%，平均钻井周期低30%。

感知与执行层是实现生产现场全面物联网的核心。通过工业物联网，实现工厂的人、机、料、法、环数据的全面感知，提供生产实时监控和计算决策分析，并最终将工业软件的决策命令发送给控制系统进行精准执行。

2.1.3 致密气小井眼钻完井技术

1）定向效率低。STAB和DC井段环空间隙过小、环空岩屑浓度高，造斜裸眼段滑动拖压，工具面难摆。另外，小尺寸工具寿命短，钻速低，多次起下钻易导致井筒不稳定[22]。

2）环空压耗大。井眼环空间隙小、钻具结构欠合理、钻井液“高黏低切”，钻头水功率和喷嘴比水功率低。

3）井壁失稳。小井眼钻井抽汲现象加强，易导致地层呼吸效应的发生，即钻进中出现漏失，停泵后漏失的钻井液返吐回井筒[23]。地层呼吸效应不利于井壁稳定、漏层封堵和环空携砂，若发生井眼沉砂，易造成电测遇阻等事故复杂。

2.1.4 致密气老井侧钻技术

1）剩余气分布认识不够深入[24]。2018年，随着侧钻工作量的增加，油藏侧钻有效率由88.2%降至80%，气藏还未系统开展剩余气方面的评价研究，侧钻布井难度大。

2）未配套定型气田侧钻水平井钻完井技术。需集成定型套管开窗工具及工艺，同时，需要集成配套定型侧钻小井眼钻井技术，并完善定型小井眼完井技术。

3）尚未根据不同井深和井型配套系列化、模块化、标准化的专用钻机，存在装备资源浪费、成本高、丛式井组等受限井场不适应等问题。侧钻井作为特殊工艺井，目前尚未形成侧钻专打，影响了作业效率的进一步提高。

2.1.5 气体钻致密气水平井技术

2）气体钻井轨迹测控工具不成熟，缺少高性能螺杆和小尺寸配套工具。EM-MWD：气体钻井中，井壁干燥导电性差，存在电磁波信号难以有效发射进入地层、抗震性差等问题，气体介质传输稳定性差，还没有Ø152.4 mm和 Ø117.5 mm小井眼用EMMWD工具。动力钻具：干气体条件下滑动钻进困难，需持续注油润滑，工作状态受钻压影响大。

3）气体钻/侧钻水平井水平段延伸能力差，工艺技术不配套[25]。水平段延伸工艺：气体钻水平井缺乏专用钻头，气体钻水平井钻柱摩阻大，钻井参数设计方法不完善，不能满足长水平段钻进的需求。 安全控制工艺：针对产层气体钻水平井，需要对井口装置、排砂管线、监控系统等进行全面升级，提升应急处置能力，确保钻遇高产气层时的安全。

2.2 对标分析

2.2.1 致密气水平井长水平段钻井技术

钻井指标与北美非常规钻井技术相比仍有较大差距。通过前期攻关，水平井钻井技术取得较大进步，钻井周期及成本持续下降，但与国外钻井先进指标相比[26]，还有较大的提升空间，如表4所示。

表4 长庆致密气与北美水平井钻井技术指标对比表

2.2.2 致密气大井丛工厂化钻井技术

国外大井丛工厂化钻井技术已形成标准化、规模化的应用模式[27]，目前，国外单平台可钻超过30口水平井，致密油气双分支井分段压裂数量超过80段，建井周期较常规模式缩短达到63.3%，大大降低了建井成本，如表5所示。

表5 国内外大井丛工厂化钻井关键技术对标分析表

2.2.3 致密气小井眼钻完井技术

目前，国外针对小井眼钻完井技术已形成一套标准化的应用体系，配套了相应的工具和软件[28]，如表6所示。

表6 国内外致密气小井眼钻完井关键技术对标分析表

2.2.4 致密气老井侧钻技术

国内在致密气老井侧钻方面已形成一套较为全面的技术体系，但相较于国外，应用推广范围和配套工具种类仍有不足[29]，如表7所示。

表7 国内外致密气老井侧钻关键技术对标分析表

2.2.5 气体钻致密气水平井技术

早期实践表明，气体钻井技术可以显著提高致密气单井产量，但仍存在地质目标评价、轨迹测量控制、工艺技术集成配套等方面的技术短板，制约了气体钻井的发展和应用[30]，如表8所示。

表8 国内外气体钻水平井技术对标分析表

3 致密气钻完井技术发展对策与展望

3.1 提升大井丛工厂化水平，探索混合井组下更高效的批量化、标准化的作业模式

1）针对长庆油气田开发区地形特点，定向井组以及水平井组工厂化模式基本成型。但对于混合大井组，还需要进一步集成特色技术和完善配套，采用地质工程一体化作业，完善提升“大井丛、立体式、长水平段”开发建产模式，探索混合井组下更高效的批量化、标准化的作业模式，加快推广应用。

2）针对四川盆地沙一段三角洲—湖泊沉积，平面上广覆式分布沙二段辫状河分布特征，开展丛式井大平台立体开发与工厂化作业模式推广，探索致密气低成本高效开发模式。

3.2 持续升级改造装备，配套关键技术，提升长水平段水平井钻井效率

1）北美非常规油气钻井提速提效显著，得益于广泛应用轻质钻杆、大排量泥浆泵、旋转导向等关键设备及工具，如表9所示。对标与北美技术差距，下步加大电动顶驱、大功率泥浆泵等高性能钻探装备配套。

表9 苏里格与美国非常规气钻井主要设备工具对比表

2） 提升长水平段一趟钻比例，强化高效PDC钻头、水力振荡器、高强度螺杆等提速工具协同，加快水平井远程监控与实时技术决策平台建设与推广，提高水平井质量监控和技术支撑效率，支撑现场作业、生产管理与远程决策指挥一体化运行。

3）进一步优化水基钻井液的流变性、抑制性、润滑性、封堵性指标，形成适用于致密气的水基钻井液体系，解决水平井水基钻井液钻井井壁失稳、摩阻扭矩大等问题，节约钻井液材料、废液及钻屑处置成本，实现致密气规模效益勘探开发。

3.3 完善致密气小井眼钻完井配套技术，成熟区全面推广应用小井眼钻完井技术

1）针对鄂尔多斯盆地延长组、刘家沟组多层位恶性井漏问题，加强地层漏失的特征机理研究，开展现场堵漏适应性试验[31]，在“一袋式”堵漏剂以及固井施工中引入堵漏纤维取得一定进展的基础上，继续验证上述防漏、堵漏工艺的可靠性，技术工艺成熟时进行大面积推广。

2）针对川中金浅致密气，持续开展井身结构优化“瘦身”，集成配套小井眼钻井技术，优选区块开展先导性试验，进一步实现致密气降本增效。

3） 完善小井眼提速配套技术，继续研究“一趟钻”工艺。通过地层特性优化定型钻头，开展三刀翼钻头、高效井下马达试验，综合环空压耗、当量密度、环空返速及环空净化能力优化小井眼钻井参数，进一步提高施工效率[32]。

3.4 加强老区致密气剩余油挖潜攻关，加快连续管侧钻技术、柔性钻杆径向钻孔研究与试验

1）加强地质工程一体化研究，提高侧钻成功率。加强气藏地质工程研究，在重点部署区井间剩余油气研究的基础上，多学科结合，开展侧钻井增产潜力评价，综合优选侧钻靶点位置，提高侧钻工艺技术适应性。

2）集成定型井下专用工具及配套工艺技术，完善标准规范。老井侧钻前，根据水泥胶结质量图、生产动态情况、侧钻及后续工序要求进行评估，预判老井的井筒情况，制订合理的老井套管试压规范。通过示范形成标准化操作流程，促进推广应用中开窗效率的整体提升，实现提速降本。另外，配套定型侧钻小井眼钻完井技术。

3）开展连续管侧钻技术、柔性钻杆径向钻孔研究与试验。开展连续管侧钻技术试验，提高作业效率与钻井速度，降低侧钻成本。同时，继续探索柔性钻杆径向钻孔试验，实现近井筒地带剩余油的有效开发。

3.5 探索气体钻水平井/侧钻水平井技术，为致密气效益开发探索新技术途径

开展气体钻水平井地质目标优选、风险评价研究，攻关气体钻井EM-MWD随钻测量工具、气体螺杆等关键工具，创新工艺技术集成配套，优选金浅等低压砂组区块开展先导试验，探索“气体钻水平井/侧钻水平井（不压裂）”提高致密气产量和采收率工艺技术，推动气体钻井技术升级和应用场景拓展。

4 结论与建议

“十三五”期间，致密气钻完井快速发展，形成以长水平段钻井技术、大井丛工厂化钻井技术、致密气小井眼钻完井技术、老井侧钻技术等为主体的致密气钻完井技术体系，致密气水平井迈上4 000 m水平段新台阶，水平段长度达4 466 m，钻井时效逐年提升，对支撑我国致密气高效勘探和效益开发发挥了重要作用。

“十四五”及中长期，致密气仍是我国天然气增储上产的重点领域，建议持续提升大井丛工厂化水平，探索混合井组下更高效的批量化、标准化的作业模式；持续升级改造装备，配套关键工具，提升长水平段一趟钻比例；完善致密气小井眼钻完井配套技术，成熟区全面推广应用小井眼钻完井技术；加强老区致密气剩余油挖潜攻关，加快连续管侧钻技术、柔性钻杆径向钻孔研究与试验；探索气体钻水平井/侧钻水平井技术，为致密气效益开发探索新技术途径，为致密气藏高效开发提供有效支撑。