頁巖氣鉆井關鍵技術及難點研究

郭 昊，袁 玲

（1.中石化江漢油田鉆井一公司，湖北潛江 433100；2.長江大學石油工程學院，湖北武漢 430100）

隨著能源需求壓力、天然氣價格的增長、開發技術不斷提高以及人們對新型清潔低碳能源的依賴，目前頁巖氣正愈益受到社會的廣泛關注，成為世界資源勘探開發的重要領域。我國頁巖氣資源豐富，可采儲量36萬億立方米左右[1]，但頁巖氣的勘探和開發正處于初級階段，技術不夠成熟。本文對頁巖氣水平井鉆井技術進行了闡述，指出鉆井過程中的關鍵技術，總結了頁巖氣鉆井技術難點。

1 頁巖氣定義及其基本特征

頁巖氣是一種特殊的非常規天然氣，賦存于泥巖或頁巖中，具有自生自儲、無氣水界面、大面積連續成藏、低孔低滲等特征。一般無自然產能或低產，需要大型水力壓裂和水平井技術才能進行經濟開采，單井生產周期長。頁巖氣藏與常規氣藏基本特點對比（見表1）[2～3]。

表1 頁巖氣藏與常規氣藏基本特點對比表

2 頁巖氣水平井鉆井技術

水平井鉆井技術是降低頁巖氣開采成本的一項非常關鍵技術，水平井的推廣應用加速了頁巖氣的開發過程。頁巖氣開發先后經歷了直井、單支水平井、多分支水平井、叢式井、叢式水平井鉆井（PAD水平井）的發展歷程，目前水平井已成為頁巖氣開發的主要鉆井方式。在頁巖氣層鉆水平井，可以獲得更大的儲層泄流面積，更高的天然氣產量。

根據美國頁巖氣開發的經驗，水平井的日均產氣量及最終產氣量是垂直井的3～5倍，產氣速率則提高10倍，而水平井的成本則僅為垂直井的1.5～2倍。國外在頁巖氣水平井鉆井中主要采用的相關技術有[4]：

（1）水平段導向技術，用于地層引導和地層評價，確保目標區內鉆井，對于厚度大，橫向分布范圍大的頁巖地層，采用PDC鉆頭+螺桿鉆具+MWD底部鉆井組合，確保頁巖地層水平段井眼基本按照設計軌跡鉆進。對于厚度變化大的頁巖地層，采用PDC鉆頭+螺桿鉆具+LWD底部鉆井組合,確保井眼沿設計軌跡快速鉆井。

（2）控壓或欠平衡鉆井技術，用于防漏、提高鉆速和儲層保護，采用空氣作循環介質在頁巖中鉆進，欠平衡鉆井時，人們有意識地在裸眼井段使井筒壓力低于地層壓力，當鉆遇滲透性地層時，地層流體會不斷流入井筒并循環到地面加以控制，頁巖氣用空氣作循環介質在暗色頁巖中鉆進，可依據演化模式預測暗色頁巖對擴散相天然氣封閉的能力，以指導頁巖氣藏勘探，提高勘探開發水平。另外，在頁巖氣水平井鉆井中，采用欠平衡鉆井技術，實施負壓鉆井，能夠避免損害儲層。

（3）泡沫固井技術，用于解決低壓易漏長封固水平段固井質量，套管開窗側鉆水平井技術，降低增產措施的技術難度。

（4）有機和無機鹽復合防膨技術，確保井壁的穩定性。另外，頁巖氣水平井鉆井要考慮其成本，垂直井段的深度不超過3 000 m，水平井段的長度介于500～2 500 m。考慮到鉆井完成后，頁巖氣開發要進行人工壓裂，水平井延伸方位要垂直地層最大應力方向，這樣才能保證能沿著地層最大應力方向進行壓裂。

3 頁巖氣鉆井關鍵技術

3.1 頁巖氣進入井眼途徑

頁巖氣井中，頁巖氣進入井眼的過程如下：在鉆井、完井壓降的作用下，裂縫系統中的頁巖氣流（游離氣）向井眼并且基質系統中的頁巖氣（吸附氣）在基質表面進行解析；在濃度差的作用下，頁巖氣由基質系統向裂縫系統進行擴散；在流動勢的作用下，頁巖氣通過裂縫系統流向井眼。頁巖氣進入井眼途徑復雜，是鉆井過程中的關鍵之一。

3.2 鉆井井位部署

頁巖氣的吸附氣含量達到25%～85%，同時沒有遠距離的運移和聚合，因此，其開采必須借助于現代化的壓裂工藝，通過進一步擴充裂縫，連通相關的孔隙，從而獲得一定產能的頁巖氣。以前由于壓裂工藝和設備的限制，導致無法獲得具有工業價值的頁巖氣。現代設備和技術的快速發展，是目前頁巖氣工業能夠快速發展的重要因素之一。

3.3 淺層大位移井

大位移井是在定向井、水平井技術之后又出現的一種特殊工藝井。大位移井的定義一般是指井的水平位移與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長的大井斜穩斜井段。

地質導向工具、旋轉導向鉆井系統、閉環鉆井、先進的隨鉆測量系統、新型鉆井液、先進完井工具得到開發和應用，促進了長水平井鉆井技術的迅速發展，目前已經鉆成了水平位移超過10 000 m，最大水平段長度已達6 000 m以上。目前國內淺層大位移水平井鉆井研究情況非常缺乏。

4 頁巖氣鉆井技術難點

4.1 井壁穩定性差

成巖過程后，強結合水變成自由水，排不出則形成高壓，孔隙壓力高于鉆井液密度；濾液進入層理間隙，頁巖內粘土礦物遇水膨脹，形成新的孔隙、膨脹壓力，削弱結構力；層理和微裂縫較發育，水或鉆井液濾液極易進入微裂縫破壞其原有的平衡，破壞泥頁巖膠結性，導致巖石的破裂。井眼周圍的應力場發生改變，引起應力集中，井眼未能建立新的平衡。井壁穩定性差導致各種相應的井下事故或復雜情況（井漏、井垮、鉆具阻卡嚴重、埋鉆具）的發生，從而限制了鉆頭、鉆具組合、鉆井液以及鉆井參數的選擇和確定。

4.2 摩阻和扭矩高

摩阻和扭矩來源于鉆具與井壁摩擦、鉆頭扭矩、機械扭矩和動態扭矩。摩阻和扭矩高會導致如下問題：起鉆的負荷明顯增加，下鉆的阻力大；定向滑動鉆進時，無法明確判定鉆頭實際工作的鉆壓；鉆具在過高的軸向壓力下會發生屈曲。

4.3 巖屑床難清除

泥頁巖的崩塌、鉆井液性能及返速、鉆井巖屑重力效應使得巖屑床難清除，殘留的巖屑將進一步增加摩阻、扭矩和井下事故復雜發生的機率。

4.4 井眼控制軌跡難

頁巖氣井造斜點淺、井壁穩定性差，目的層疏松、機械鉆速高、井徑變化大、扭矩規律性不強，定向工具面擺放困難等因素使井眼軌跡控制難。井漏、井垮以及其它井下事故和復雜情況；頻繁變化的扭矩嚴重干擾定向的實際效果，定向工具、鉆頭作用力方向控制和調節。

4.5 套管下入困難

淺層大位移水平井，由于其定向造斜段造斜率高，斜井段滑動鉆進，定向時容易在井壁形成小臺階；造斜點至A靶點相對狗腿度較大，起下鉆過程中容易形成鍵槽；井斜變化大，井眼難清潔，下套管過程中易發生粘卡。其次，由于井眼曲率大、水平段長，套管自由下滑小，摩阻大。套管的自重摩阻和彈性變形的摩阻非常大，直井段套管自重能夠提供的驅動力非常有限，套管能否安全下至地質設計井深有很大的風險。

4.6 套管受損

套管柱通過水平井彎曲段時隨井眼彎曲承受彎曲應力作用。同時，套管屬于薄壁管或中厚壁管，套管柱隨井眼彎曲變形時，即使彎曲應力未超過其材料的屈服極限，但套管截面已成為橢圓形狀而喪失穩定性。由于橢圓的短軸小于套管公稱尺寸，故一些工具無法下入。套管柱彎曲嚴重時也有可能產生屈曲變形破壞。

4.7 鉆具組合選擇局限性大

淺層大位移水平井，由于造斜點淺，上部地層疏松，膠結質量差，同時頁巖易垮塌的特性，上部鉆具自身質量輕，加壓困難，導致整個鉆具組合的選擇更加受限制。如果鉆具組合選擇不恰當，極易偏磨套管。扭矩、摩阻過大，也將極易導致發生鉆具事故。

4.8 套管居中程度差

由于造斜點淺，從造斜點至A靶點，井斜將達最大井斜，下套管時，斜井段套管易與井壁發生大段面積接觸。當井斜超過70°時，套管重力的90%將作用于井眼下側，套管嚴重偏心，居中難以達到66.7%以上。

4.9 固井前洗井、驅替效果差，水泥漿膠結質量差

巖屑床中的巖屑也難以清潔干凈；油氣層頂界埋深淺，頂替時接觸時間段，不容易頂替干凈；井斜角大、水平位移長，套管在井眼內存在較大偏心，低邊泥漿難以驅動，產生“拐點擾流”現象；油基鉆井液必須進行潤濕反轉后，水泥漿才能有效膠結。

4.10 固井過程中井漏

固井作業過程中，井底泥漿柱產生的正壓差要比鉆井過程中壓差大得多。且要求水泥漿返至地面，封固段長，由于水泥漿摩阻及攜砂能力大于常規鉆井液，頂替鉆井液后期易造成水泥漿漏失。

5 結論

（1）頁巖氣儲層具有自生自儲、低孔低滲、無自然產能、開發周期長的特點，因而具有獨特的開發方式。

（2）水平井能有效提高頁巖氣的開發效率，目前已成為頁巖氣開發的主要鉆井方式。

（3）頁巖氣鉆井的關鍵技術包括頁巖氣進入井眼途徑、鉆井井位部署和淺層大位移井技術。

（4）頁巖氣鉆井技術難點主要有井壁穩定技術、井眼軌跡優化設計和控制技術、下套管與固井技術、降摩阻技術、井眼清洗技術。

（5）隨著技術進步發展，結合現今世界能源結構，頁巖氣有望在將來成為能源供應的重要來源。

［1］劉滿平.我國頁巖氣產業開發前景、經驗借鑒及模式選擇［J］.中國能源，2012，34（7）：10-14.

［2］李登華，李建忠，王社教，等.頁巖氣藏形成條件分析［J］.天然氣工業，2009，29（5）：22-26.

［3］張金川，薛會，張德明，等.頁巖氣及其成藏機理［J］.現代地質，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］崔思華，班凡生，袁光杰.頁巖氣鉆完井技術現狀及難點分析［J］.天然氣工業，2011，31（4）：72-75.