页岩气钻完井技术分析

页岩气钻完井工程发展趋势页岩气钻完井技术
2011. 8
页岩气钻完井工程发展趋势
⏹当前，我国正处于工业化快速推进阶段，对能源需求量越来越大，同时减少
碳排放的压力也与日俱增。

这些都为非常规天然气快速发展提供了机会。

⏹页岩气，是一种重要的非常规天然气资源。

页岩气在非常规天然气中异军突
起，已成为全球油气资源勘探开发的新亮点，并逐步向一场全方位的变革演进。

由此引发的石油上游业的一场革命，必将重塑世界油气资源勘探开发新格局。

加快页岩气资源勘探开发，已成为世界主要页岩气资源大国和地区的共同选择。

⏹美国作为世界上页岩气资源勘探开发最早的国家，在政策、价格和开发技术
进步等因素推动下，已在北美地区形成成熟的评价方法和勘探开发技术，值得我国页岩气研究和勘探开发工作者学习借鉴。

⏹我国与美国在页岩气地质条件上具有许多相似之处，页岩气富集地质条件优
越，具有与美国大致相同的页岩气资源前景和开发潜力。

目前我国页岩气资源调查与勘探开发还处于探索起步阶段，至今尚未对其潜力进行全面估算，页岩气资源有利目标区有待进一步落实，勘探开发还处于“空白”状态。

目录
前言
一国内外页岩气开发状况二页岩气钻完井技术
三启示和建议
⏹中国页岩气资源量约为30.7万亿方（类比法），总面积达300万KM2,资源丰富、分布广阔，潜力巨大，勘探开发刚刚起步
⏹南方海相21万亿占70%，四川古生界12万亿，需尽快探明
⏹示范工程威201、宁201井昭104直井压裂初见成效，为开发提供了宝贵经验
中国页岩气资源分布图
一、国内外页岩气开发状况
页岩气是主体上以吸附或游离状态存在于泥岩、高碳泥岩、页岩及粉砂质岩类夹层中的天然气。

大部分是自生自储于古生界志留寒武系。

✓游离相态存在于裂缝、孔隙及
其它储集空间
✓吸附状态(20～85%)存在于干
酪根、粘土颗粒及孔隙表面
✓极少量以溶解状态储存于干酪
根、沥青质及石油中页岩气（shale gas）是从页岩层（or泥岩层）中开采出来的天然气。

Barnett
页岩含石英矿物37.38%，碳酸盐矿物19.13%，粘土矿物41.13%；其中粘土矿物成
分不含蒙脱石，以伊/蒙混层为主。

（SPE106070）
北美不同区域页岩地层矿物组分（%）
前期气藏工程研究是页岩气大幅度提高单井产量的基础 储层岩性具有显著的脆性特征，是实现体积改造的物质基础 ⏹北美页岩数据库的矿物三角图表明
◆1区 脆性页岩 富含石英 ◆2区 脆性页岩 富含碳酸盐 ◆3、4区 塑性页岩 富含泥质 压裂困难
易形成
缝网
页岩气开发特点
虽然有吸附与游离相天然气的同时存在，但页岩气的开发并不需要排水降压
页岩气开发特点
254.7 226.4 198.1
169.8
141.5 113.2
84.9 56.6 28.3 0
千立方米
月
未考虑初期返排的产量递减曲线
⏹美国四大页岩气藏（Barnett 、Haynesville 、Fayetteville 、Marcellus ）的单
井费用构成中，储层改造和钻井费用两者之和占总费用的80%以上，且各占1/2。

⏹不同区域建井成本显著不同，但低成本是体积改造实现有效开发的关键
Barnett
Marcellus
Haynesville
Fayetteville
初产 104 m 3/d 7 12 28 5.3 第一年递减率 %
70 75 81 68 采收率 0.74 0.75 0.82 0.62 建井成本 104$
280
350
700
300
稳定产量
14000m 3/d 左右
低成本战略是体积改造实现有效开发的技术关键
页岩气开发特点
由于孔隙度和渗透率较低天然气的生产率和采收率也较低，因此页岩气的最终采收率依赖于有效的压裂措施，压裂技术和开采工艺均直接影响着页岩气井的经济效益。

页岩气开发特点
以美国Barnett页岩开发为例，可分五个基本阶段：
1、钻直井，对下部Barnett页岩进行泡沫压裂（567800～1135600L），氮气辅助，20/40目砂量136000～226800kg。

压裂速度约为40bbl/min。

1981-1985年间使用该技术
2、钻直井，使用交联凝胶对下部Barnett页岩进行压裂，将用量增加至1514100～2271200L，用砂量增加至453600～680300kg。

直至1995年，一直使用氮气辅助、降滤失剂、表面活性剂和粘土稳定剂。

1995年后，减去了氮气和降失水剂。

这种大型水力压裂技术在1985—1997年间使用
3、钻直井，用大约3407方和1893方清水分别对上部和下部Barnett页岩进行压裂，20/40目砂总用量为90700kg。

压裂速度约为50～70bbl/min。

不需使用粘土稳定剂和表面活性剂，且在大部分地区，可完全不用泵增压。

这种简单的水力压裂或加砂压裂可比凝胶压裂节约成本50%～60%，从1998年至今一直是垂直井的压裂方式
4、1997年，随着水力压裂的盛行，
最初由凝胶压裂的井在能量衰竭后，
用清水进行二次压裂，可采储量增
加了60%。

二次压裂技术至2006年
仍较为常见
5、钻水平井，水平段长1000～3500ft（304.8～1066.8m），用2000000～6000000gal（7570180～22712400L）清水和400000～1000000lb（181400～453600kg）砂进行压裂。

压裂速度50～100bbl/min。

此技术开始于2003年。

2006年，“同步压裂”技术产生，即作业者相隔500～1000ft（152～305m）钻两口平行的水平井，然后对两口井同时进行压裂
◆美国不同页岩气区域用水量大致相同，一般11000m3最为常见；
◆回收处理再利用技术——低成本。

不同区域页岩气储层每口井钻井及压裂预计用水量对比表
页岩气储层钻井所需水量（m3）压裂所需水量（m3）总水量（m3）Barnett 1514.2 8706.4 10220.6
Fayetteville 227.1* 10977.7 11583.4
Haynesville 3785.4 10220.6 14006.0
Marcellus 302.8* 14384.6 14687.4 资料来源：（ALL Consulting from discussions with various operators），2008
◆受地形、水源、设备等限制无法进行在线混配时只能采用液罐现场配液技术 ◆液量大，需要配备大量的配液罐 ◆需要充足的时间来进行备水、配液
53个
60个
52个
5个
5个
12个
地面配液技术——液罐现场配液技术
配套的设备及现场施工技术确保了体积改造的顺利实施
昭104井压裂施工
☆场地：90×50m
主要施工设备
2000型压裂车14 台混砂车 2 台
仪表车 2 台管汇车 2 台
700型压裂车 1 台连续油管车 1 套
液氮泵车+槽车 1 套压裂液罐（45m3）12只
砂罐（30m3） 6 只压裂液池3200m3
昭104井试验了新的配液、供液模式，实施平稳良好
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
21
1、钻井深度
按照美国页岩气业界的划分，当页岩埋藏深度低于1000m时，称为浅层页岩气藏；埋藏深度在1000m～4000m之间为深层页岩气藏；埋藏深度超过4000m，则称为超深层页岩气藏。

Barnett页岩（石油&天然气）Haynesville页岩
（天然气）
Marcellus页岩
（石油&天然气）
Eagle Ford页岩
（石油&天然气）
垂深（ft）5400-9500 10500-13500 4500-8000 5000-12000 厚度（ft）100-500 60-350 50-300 100-250 井底温度
（°F）
150 280-380 100-140 150-350
水平井成本
（百万美元）
2.5-4.5 6-10 3-4 5-7
1、钻井深度
2、井型
2002年以前，直井是美国页岩气开发主要的钻井方式，随着2002年Devon能源公司7口Barnett页岩气试验水平井取得了巨大成功，业界开始大力推广水平钻井，水平井已然成为页岩气开发的主要钻井方式。

2002年后，Barnett页岩气水平井完井数迅速增加，2003～2007年Barnett页岩水平井累计达4 960口，占Barnett页岩气生产井总数的50%以上，2007年完钻2 219口水平井，占该年页岩气完井数的94 % 。

2009年，Barnett页岩气井数量13740口，水平井完井超过了95%
⏹水平井钻井技术实现储层接触最大化，增加可动用储量，增加单井产量；
⏹尤其是水平井多段压裂技术的突破，推动水平井技术再上新台阶。

直井水平井直井压裂水平井压裂
3000米
1000-2000米20倍直井 270倍直井 1013倍直井
13.5倍水平井 50倍水平井
水平井布井方位必须垂直最
大主应力方向
Woodford
某区块页岩气水平井的布井示意图 水平井钻完井技术
26
页岩气水平井部署威远（5口）
水平段的长度
⏹从Barnett页岩气开发来看，水平井水平段长一般在304.8～1066.8m （1000～3500ft）
⏹在Haynesville页岩气开发过程中，水平段长已经延伸到了1219m （4000ft），采用10段压裂
⏹Woodford地区长水平段开发页岩气方面具有较大技术优势，公开资料称新田公司2006至2009年所钻井的平均水平段长接近5000ft（1500m）
水平井轨迹控制方法与要求
一般采用MWD
和随钻自然伽马
进行地质导向常
规马达。

水平井钻井液技术
◆在多数的页岩气开发水平井中使用的是油基泥浆
◆雪弗龙公司开发了硅酸钾基钻井液体系
◆贝克休斯开发了专用于页岩的performax水基钻井液体系◆当井壁稳定不突出的时候，可以使用低固相不分散钻井液
体系
页岩气水平井体积改造主体技术已经形成
●
完井方式
⏹裸眼完井 ⏹筛管完井
⏹
套管完井（目前80%北美页岩气井完井方式）
●
“分段多簇”射孔技术
⏹电缆传输、一次装弹、分簇引爆 ⏹
相位角：60°/180°
●主体技术：
+ 水平井套管完井 +分段多簇射孔 +快速可钻式桥塞 +滑溜水多段压裂
●
压裂改造技术
⏹水平井多段分簇改造技术 ⏹
水平井多井同步压裂技术
●技术作用
⏹最大限度提高储层动用率 ⏹降低储层有效动用下限
●分段多簇射孔基本特点
◆一次装弹+电缆传输+液体输送+桥塞脱离+分级引爆
●分段多簇射孔核心技术
◆桥塞以及射孔枪定位技术
◆桥塞与射孔枪分离技术
◆分级引爆技术连接
排量16m3/min，单孔流量:0.27m3/min
页岩气水平井体积改造关键技术之一：分段多簇射孔技术
（1）下入方式
⏹(连续)油管-水力爬行器-水力泵入
（2）技术特点
⏹节省钻时（同时射孔及座封压裂桥塞）
⏹易钻，易排出（<35min钻掉，常规铸铁>4h）（3）适用范围：套管压裂
（3.5″/4.5″/5.5″/7″)
（4）关键技术
⏹快速可钻式桥塞材料
⏹桥塞送入及座封技术
⏹桥塞与射孔枪分离技术SPE 112377
体积改造关键技术之二：快速可钻式桥塞工具
耐温 177°C
耐压差 70MPa
页岩气水平井体积改造关键技术体积改造关键技术之三：大型滑溜水压裂技术
▲大液量、大排量、大砂量、小粒径、低砂比
⏹主要技术参数
◆水平井段长1000-1500m
◆一般分8-15段，每段分4～6簇
◆排量10m3/min以上
◆平均砂比3-5%
◆每段压裂液量1000-1500m3
◆每段支撑剂量100-200吨
◆滑溜水+线性胶
◆40/70支撑剂为主
技术特点：
⏹促使水力裂缝扩展过程中相互作用，产生更复杂的
缝网，增加改造体积（
SRV）
实施方法：
⏹同步压裂——2套车组同时压裂
⏹交叉式压裂——2口井，1套车组、配合射孔等作业，
交互施工、逐段压裂
应用效果：
⏹提高初始产量和最终采收率
⏹减少作业时间、设备动迁次数，降低施工成本
⏹平均产量比单独压裂可类比井提高21-55%
“工厂化”作业，不仅提高改造效果，同时提高施工效率
二、页岩气钻完井技术
水平井同步压裂实例
连续混配车
过渡罐
液体速溶
瓜胶
交叉压裂实例：两口井交叉压裂作业，每天可以压裂4～5段
压裂作业
微地震监测
下桥塞、射孔作业
钻井工厂（Drilling Factory）理念
钻井工厂的核心是在钻井作业过程中实现设备以及作业流程的标准化，并持续改进。

另一个重要的观念就是重复作业是检验新理念的最佳方法。

◆批钻
◆整车运输
◆集装箱存储
◆批量操作
◆减少泥浆体系更换
39
钻井成本：从每口120万美元降到了 60万美元
新技术应用
✓定向施工-----随钻电磁波陀螺
有线陀螺 泥浆脉冲陀螺 电磁波陀螺 ✓钻头优化设计-----逐渐改进（Multiple Iteration ）
✓钻井液优化-----硅酸盐/低固相不分散泥浆体系井壁稳定)
钻井液成本：
第一批钻：$66，100
第二批钻：$49，100 第三批钻：$27，000 第四批钻：$18，150 第五批钻：$17，250 $0
$10,000
$20,000 $30,000 $40,000 $50,000
$60,000
$70,000
第一批钻
第二批钻
第三批钻
第四批钻 第五批钻
5%
33%
45% 26% 41
42
⑴ 封隔器+投球滑套分层压裂技术
一次分压四层管柱示意图
●技术特点
⏹投球打开滑套自下而上逐层压裂 ⏹分层压裂，合层排液 ●技术水平
⏹不动管柱分压≤4层
●应用效果
⏹苏里格应用2000口以上，须家河应用110口以上，已成为两个致密气藏的直井分压主体技术
⏹塔里木超深井得到成功应用，最大深度5479m ⏹近年来保护薄隔层分压技术在大庆应用超过320口井，单井日增油9.75t ，压裂隔层厚度由原来1.8m 降到目前的0.4m ，提高了多薄层储层的动用程度
43
大北102井
压裂层段：
5315-5392m 、5425-5497m 地层温度：145℃ 施工压力：61.5-102MPa 施工排量：2.5-4.5m 3/min 砂量：76.9m 3
压后效果：10mm 油嘴测试，产量74.3×104m 3/d
●超深井分层压裂技术获得突破 ◆大北102井在5479m 实现分压2层
◆迪那2-26井在4977m 实现分压3层
迪那2-26井
压裂层段： 4947.5-4977.0 m 、4845.0-4876.5m 、
4766.5-4796.0m
施工压力：82.1-107.3MPa 施工排量：3.8-4.7m 3/min 砂量：108.4m 3
压后效果：9mm 油嘴测试，产气73×104m 3/d
大北102井——直井分压2层
4766.50-4796.00
4845.00-4876.50
4947.50-4977.00
迪那2-26井——直井分压3层 44
⑵“连续油管+水力喷砂射孔+环空加砂”压裂技术
●作业程序
⏹水力喷砂射孔
⏹环空加砂压裂
●层间封堵方式
⏹砂塞封堵
⏹底封隔器封堵
●技术特色
⏹不受压裂层数限制
⏹可实现对多层系的动用
砂塞封堵底部单封
45
国外工具在国内现场应用
⏹
采用砂塞底封：在四川和长庆现场应用5井28层，最大分压8层。

桃2-9-3井改造层段3218-3417m ，分压8层，液量1300方，支撑剂142方，压后测试日产气6.16万方。

⏹
采用封隔器底封：在四川现场应用2井13层，最大分压7层。

合川001-44-X3井改造层段2198-2436m ，分7层压裂，液量1121方，支撑剂68.6方，压后测试日产气3.21万方。

时间 (m i n)
施工排量 连续油管压力
套管压力 砂浓度
0.0
170.0 340.0 510.0 680.0 850.0
0.0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.00
0.0
14.00
28.00
42.00
56.00
70.00
0.0
14.00 28.00 42.00 56.00 70.00 0.0 300.0 600.0 900.0 1200 1500
桃2-9-3井施工曲线
桃2-9-3井测井曲线 ⑵“连续油管+水力喷砂射孔+环空加砂”压裂技术
46
⑶TAP 套管滑套完井分层压裂技术
●
技术特点
⏹TAP 阀和完井管柱一起下入 ⏹通过滑套和飞镖实现分层压裂 ⏹
开关滑套可实现分层测试、分层生产
●
应用情况
⏹苏里格应用4口井，已实现分压13层(米32) ⏹米37井分压9层，液量1672.0m 3，砂126.4m 3
⏹分析山2、盒7段2层产水，关闭产水层后，气量从
1.7×104m 3/d 上升到5.70×104m 3/d
5000
1000015000200002500030000盒3上盒3下盒6盒7盒8下山1山2太原组马五2
第一次产量m3/d 第二次产量m3/d
米37井产气剖面测试产量柱状图
47
⏹双封单压分段压裂技术（15
段）
⏹滑套封隔器分段压裂技术（6段） ⏹水力喷射分段压裂技术（10段） ⏹裸眼封隔器分段改造技术（10段）
⏹快速可钻式桥塞分段改造技术（15段） ⏹液体胶塞分段压裂技术（特殊技术）
2007-2010年11月底四年累计水平井改造现场试验555口井,压后稳定日产量6.5吨，是直井的3.9倍。

8.4
2.2
3.9 6.5
1.7
3.9
4.2
1.2
3.50
123456789第一个月第四个月目前(201010)
　分段压裂平均（t/d)　直井压裂平均(t/d)　分段/直井(倍)
经过四年攻关，初步形成三套主体技术，同时引进了国外裸眼封隔器分段改造技术、快速可钻式桥塞分段压裂技术，促进了国内水平井改造技术的发展
2.水平井分段改造技术
48
Horn River 页岩
16段
14段
8段
6段
3段
水平井分段压裂的段数越来越多，段数越多产量越高
⏹水平井分段压裂的段数越多，页岩气单井产量越高
⏹随着分段压裂技术的不断成熟，页岩气压裂段数还在不断增加
⏹据2010.10文献，Eagle ford 页岩气改造技术数据为：5-1/2〞套管完井，水平段
1372～2134m ，压裂10-24段，段间距约为90m ，每段使用2067m 3滑溜水，175t 支撑剂
2
4
6
8
10
12
14
Haynesville
Marcellus
Fayetteville
Barnett
2009
2008
压裂段数
SPE138134
49
⑴双封单压分段压裂技术
技术指标
工艺管柱耐温100℃、耐压80MPa
单趟管柱压裂最大15段，单趟最大加砂规模160m 3
截止到2010年11月，现场实施146井728段，工艺成功率97.6%
水力锚 安全接头
上封隔器 下封隔器
2.水平井分段改造技术
50。