提高四川盆地頁巖氣開發效益的工程方案

劉乃震 高遠文 王廷瑞 黃志強 高 瑋 王西貴 劉錦霞

1.中國石油集團長城鉆探工程有限公司 2.中國石油集團長城鉆探工程有限公司工程技術研究院

0 引言

根據《中國頁巖氣發展規劃（2016—2020年）》公布的數據，2020年我國將力爭實現頁巖氣產量300×108m3。目前頁巖氣重點產建的四川盆地川南地區，下志留統龍馬溪組是最現實和有利的勘探開發層系之一[1-2]。

頁巖氣開發初期，水平井井眼軌道位置設計在龍馬溪組龍一1亞段優質頁巖段中部偏下位置，鉆井風險小，期望通過壓裂改造實現整個優質頁巖段上下部資源全部動用，但已投產井產量較低[3]。進一步分析發現，龍一11小層的含氣量、脆性指數較高，為優質頁巖段甜點主力氣層，如能確保較高的龍一11小層鉆遇率，則產量較高。實踐表明，由于水平層理發育限制了壓裂裂縫縫高延伸，無法實現對整個優質頁巖段的充分改造。上部非主力氣層品質相對較差，采用新井開發又不經濟，大量剩余儲量無法動用。在當前頁巖氣勘探開發攻堅戰的關鍵時期，如何充分利用各種資源，挖掘潛力，降本增效，助推頁巖氣快速上產和長期穩產，需要系統性、全局性和前瞻性的思考與謀劃。

在前期調研和研究的基礎上，提出了“生產套管合理封固＋套管切割＋高效段銑＋常規尺寸鉆完井與壓裂”開發頁巖氣非主力氣層的方案，分析表明具有較好的可行性和經濟性，為頁巖氣非主力氣層經濟有效開發提供了新思路，具有重要的現實意義。

1 優質頁巖分層與資源潛力

川南地區上奧陶統五峰組—龍馬溪組厚度為250～300 m，其中五峰組—龍一1亞段厚度介于30～40 m的富有機質黑色頁巖作為開發目的層已是基本共識。根據優質頁巖TOC、含氣量、孔隙度、脆性指數及巖性、電性等特征，可將龍一1亞段從上往下依次劃分為四個小層：（表 1）[3]。

表1 威X井優質頁巖段小層參數表

按照中國南方諸盆地海相頁巖氣儲集層評價標準[4]，龍一11小層以Ⅰ類儲層為主，是龍一1亞段最佳的甜點層段[5-6]；龍一12-4小層以Ⅱ—Ⅲ類儲層為主，品質相對較差。

研究與實踐表明，井眼軌道位置位于龍一11小層，水力壓裂先形成溝通五峰組—龍一12的主裂縫，然后沿層面擴展形成次級裂縫，最后溝通層內微裂縫。由于水平層理發育限制了裂縫縫高延伸（垂向擴展高度介于10～15 m），無法實現整個優質頁巖段的充分改造[7]。該段儲量占五峰組—龍一段儲量的1/3左右，大量剩余儲量未動用（圖1）。

圖1 川南頁巖氣水平井壓裂儲量動用示意圖

據統計，井眼軌道位置位于龍一11小層井平均測試日產氣20.3×104m3，位于龍一12小層井平均測試日產氣 12.2×104m3，位于龍一13小層以上井平均測試日產氣5.2×104m3（圖2）。Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類井預計單井最終可采儲量（EUR)分別為1.07×108m3、0.86×108m3、0.43×108m3。

圖2 井眼軌道位置與產量關系圖

2 方案的提出

為經濟有效挖掘非主力氣層潛力，在調研分析的基礎上，提出了以下方案。

2.1 頁巖氣井身結構

水平井是頁巖氣開發的主體技術。目前川南頁巖氣水平井一般采用三開井身結構（圖3）。一開鉆頭尺寸?406.4 mm，下入?339.7 mm表層套管；二開鉆頭尺寸?311.2 mm，下入?244.5 mm技術套管；三開鉆頭尺寸?215.9 mm，下入?139.7 mm生產套管，水平段長度1 500 m以上。目前，表層套管、技術套管及生產套管固井水泥均返至地面。

圖3 頁巖氣典型井身結構圖

2.2 致密氣側鉆水平井有效挖掘井間剩余氣

實踐表明，老井側鉆是老區挖掘剩余油氣潛力、延緩產量遞減、降本增效的有效技術途徑[8-9]。以蘇里格氣田為例，該氣田是“低壓、低滲、低豐度”致密砂巖氣藏，儲層非均質性強，產量遞減快，采出程度低，低產低效井占總投產井數60%以上。為提高井間剩余氣動用程度，探索產能接替的有效途徑，中國石油集團長城鉆探工程有限公司在蘇10、蘇11、蘇53區塊開展了?139.7 mm套管開窗側鉆水平井技術現場試驗。

針對側鉆井眼小、環空間隙窄、循環壓耗高、鉆具柔性大的難點[10-11]，研究配套了小井眼鉆井技術，創造了?118 mm井眼側鉆水平井裸眼段1 456 m、水平段900 m的最長記錄。

目前已完鉆的18口側鉆水平井，單井控制儲量和平均日產量均為同區塊直井的2倍以上，建井成本為直井的1.5倍，累計產氣2×108m3，展示了良好的經濟性。

2.3 頁巖氣無法實施小井眼側鉆水平井

川南地區頁巖氣由于產層地層裂縫、斷層發育，井壁穩定性差，水平井鉆井難度大[12-13]。三開?215.9 mm井眼鉆進過程中，井漏、劃眼、卡鉆等井下復雜情況與事故頻發，造成多達數十串高昂的旋轉導向工具被埋，損失巨大。

針對川南頁巖氣非主力氣層開發，考慮在?139.7 mm生產套管內開窗，實施?118 mm小井眼側鉆水平井，相較常規尺寸水平井，鉆井施工難度將成倍增加，就當前工藝技術水平，無法實施。此外，小井眼完井受套管尺寸限制，排量有限，不能滿足頁巖氣大規模體積壓裂的需求。

綜上，后期無法通過實施小井眼側鉆水平井，挖掘頁巖氣非主力氣層潛力，需積極探索新思路。

2.4 方案技術思路

基于川南區塊頁巖氣實際，結合目前鉆完井與壓裂改造工藝技術水平，提出了“生產套管合理封固＋套管切割＋高效段銑＋常規尺寸鉆完井與壓裂”的方案，技術思路如下：①新井三開完井時確定合理的封固段長度（固井水泥不返至地面），配套相關裝置和技術措施，確保環空封隔性能，滿足新井壓裂施工和后續生產要求，同時為后續作業創造條件。②經過一段時間開采，產量降低，為經濟有效挖潛上部非主力氣層潛力，可采取以下方式：

1）通過套管切割技術，在老井?139.7 mm生產套管預定位置（沒有水泥封固）切割，起出上部生產套管。

2）利用套管段銑技術，將生產套管快速處理至?244.5 mm技術套管以下的合適位置。

3）采用?215.9 mm鉆頭與配套鉆井技術，實施常規尺寸側鉆水平井，穿越上部非主力氣層，鉆進至目的深度（圖4）。

4）下入?139.7 mm完井管柱，固井水泥返至技術套管內合理位置（或返至地面），射孔、壓裂、排液（與常規水平井相同），最后投產。

3 關鍵技術可行性分析

針對上述方案，提出了幾項關鍵技術，其可行性分析如下。

3.1 生產套管合理封固探討

固井的主要目的是保護和支撐油氣井內的套管，封隔油、氣和水等地層，滿足后續壓裂、生產等要求。

圖4 頁巖氣非主力氣層挖潛示意圖

根據SY/T 5431—2008《井身結構設計方法》，油井生產套管的管外水泥返深至少應在最淺一層油層（氣層）頂部150 m（200 m）以上；氣井各層套管的管外水泥應返至地面。根據SY/T 5480—2007《固井設計規范》，產層固井水泥返深應符合地質要求。根據Q/SY 02009—2016《致密油氣儲層水平井固井技術規范》，水泥返至油氣層頂界以上300 m；水泥返高應進入上一層套管內150 m以上。根據Q/SY 1856—2015《頁巖氣水平井鉆井工程設計規范》，各層套管固井水泥漿宜返至地面。

綜上，石油天然氣行業標準推薦做法和中國石油天然氣集團有限公司企業標準對生產套管水泥返深，總的要求是滿足地質與后續作業要求。同時在水泥返至地面的長裸眼段注水泥過程中可能造成井漏、候凝期水泥漿失重導致氣竄等復雜問題。因此，研究確定合理封固段長度，配套技術套管和油層套管環空井口安全閥、井下環空封隔裝置等，以及壓裂時采用地面向環空施加平衡壓力等；通過綜合配套技術的實施，確保環空封隔性能，滿足后續壓裂和生產要求，頁巖氣生產套管水泥返至技術套管內合理位置即可。

3.2 套管切割技術

經過多年的發展，目前已開發了形式多樣的套管切割技術。根據工作原理的不同，切割工具可分為：爆炸切割、化學切割、機械切割和水力切割等。其中機械式切割工具由于結構簡單、易加工制造且成本低，在井下套管切割、卡鉆處理等方面得到了廣泛應用[14-16]。

中國石油集團長城鉆探工程有限公司工程技術研究院研制的?114 mm機械式切割工具，割刀張開后最大外徑?176 mm，可滿足?139.7 mm套管切割需求（圖5）。

圖5 套管切割工具圖

3.3 高效段銑技術

近年來針對多套壓力體系等復雜地層小井眼定向側鉆開窗難題，中國石油集團長城鉆探工程有限公司工程技術研究院研制了新型高效段銑工具（圖6）。單只工具可段銑?127 mm以上套管200 m以上，最大段銑速度3 m/h，平均段銑速度1 m/h以上；與常規工具相比，段銑效率和工具壽命分別提高了2倍以上；應用中充分展示了高效、低成本、防偏磨等優勢。

圖6 高效段銑工具圖

以沈301S井為例，僅用12.4 d（其中純段銑時間 6.63 d）完成了 183.14 m 的 ?127 mm 尾管段銑，施工中未發生任何井下復雜情況[17]。

3.4 鉆完井與壓裂技術

在鉆井方面，采用常規?215.9 mm PDC鉆頭與配套鉆具組合、井眼軌跡控制及鉆井液技術，實施懸空側鉆與造斜段、水平段施工。通過巖心觀察可知，中下部地層質地硬脆、地層破碎，極易發生頁巖掉塊，導致井下事故。而上部地層穩定性相對較好且厚度大，有利于高效鉆井。

在完井與壓裂方面，下入?139.7 mm套管，固井水泥返至技術套管內合理位置（或返至地面）；采用泵送橋塞分簇射孔聯作分段壓裂技術[18]，對上部地層進行儲層改造。同時，上部非主力氣層脆性指數均達到40%，適合體積壓裂。

上述鉆完井與壓裂技術與目前常規水平井基本相同，均切實可行。

4 經濟性分析

采用該方案可充分利用原井筒、井場、道路及地面流程，大幅度降低產能建設成本。根據當前頁巖氣的投資情況，該方案與打新井相比估算可節省1 630萬元（表2）。

表2 與新井相比新方案節省投資情況表 萬元

非主力氣層預計單井可采儲量按照Ⅱ和Ⅲ類井平均值計算為6 400×104m3，10年采出氣量按照最終可采儲量的 77% 計算為 4 928×104m3；按照氣價1.488元/m3（含0.30元/m3補貼）、操作成本0.32元/m3計算，年收益率8%～10%，達到效益開發的要求。

5 結論與建議

1）頁巖氣水平層理發育限制水平井壓裂裂縫縫高延伸，難以對整個頁巖段進行充分的改造。

2）頁巖氣受地質條件及井身結構的限制，后期無法通過實施小井眼側鉆水平井，挖掘非主力氣層潛力。

3）研究確定合理封固段長度，配套井口安全閥、井下環空封隔裝置等，確保滿足后續壓裂和生產要求，頁巖氣新井生產套管水泥返至技術套管內合理位置即可。

4）提出的“生產套管合理封固＋套管切割＋高效段銑＋常規尺寸鉆完井與壓裂”開發頁巖氣非主力氣層的方案，關鍵技術可行，經濟性良好，達到效益開發的要求。

5）建議在當前頁巖氣快速發展的關鍵時期，提前謀劃上部非主力氣層的經濟有效開發，集中優勢力量，開展專項技術研究與集成配套等，助推頁巖氣快速上產和長期穩產。