用井筒完整性技術與標準一體化管理頁巖氣作業

張紹槐

西安石油大學

1 中國頁巖氣資源量與產量

國際行業預測在2040—2050年期間天然氣將超過油和煤成為世界第一主要能源，而且減少環境污染，常規和非常規油氣資源同時開發，世界將進入天然氣時代。中國提出了相應的規劃和舉措與世界同步進入天然氣時代，其中康玉柱院士戰略設想見表1［1］。

表1 非常規氣戰略設想Table 1 Strategic assumption on unconventional gas

專家們認為中國非常規油氣資源十分豐富，勘探潛力巨大，為實現天然氣發展的第三次大跨越做出貢獻。中國頁巖氣勘探開發始于2005年，資源潛力大且地質條件優越，總資源量達 100 ×1012m3，相當于常規天然氣量的2倍以上［1-6］。頁巖氣井日產量不斷提高，2018年8月，川慶鉆探頁巖氣井平均日產量又創新紀錄，4口井測試日產合計超百萬m3。威 202H13 平臺平均完鉆井深 4 602.8 m,平均水平段長 1 886.5 m，其中 5 井水平段長 2 200 m，4口井儲層鉆遇率均達100%［2］。

2 頁巖氣開發中地質和鉆完井—生產作業的難點及對策

2.1 作業難點［7］

(1)地質構造復雜。中國頁巖氣資源埋深普遍大于美國五大盆地，深達 3 500～4 000 m。頁巖氣盆地之間的地質和成藏條件有差異，需要根據各地區地層的成層年代、巖性—巖礦組成、巖石力學特性(特別是脆塑性，脆性大的水力壓裂有效；塑性大的水力壓裂效果不好，要另想辦法，例如可以用氣體鉆井和/或多分支井等)、地球物理和地球化學響應特征等進行分析研究，并經過實驗檢測測得數據再經模擬試驗，才能用于技術設計。對新發現新開發的頁巖氣藏還要用巖心—巖樣進行室內模擬試驗。

(2)頁巖氣的鉆井(水平井)、完井、水力壓裂(氣體鉆井)、采氣、電測、測試等系列作業交叉進行，“井工廠”作業方式有效但比較復雜。頁巖氣一口探井成本平均近1億元。初步測算一口井日產氣 (4～5)×104m3才有效益。

(3)地層可鉆性差，摩阻扭矩大，鉆速低，鉆頭選型難。頁巖地層漏失嚴重，防漏堵漏工作量大。在有些地質條件和井眼條件下需要用氣體鉆井、泡沫鉆井、欠平衡鉆井。

(4)井壁垮塌、漏失和井壁失穩現象普遍，對鉆井液、完井液要求高。

(5)頁巖氣井井身軌跡控制難。頁巖氣開發大多采用水平井、多分支井，其井身軌跡往往比常規油氣復雜結構井的井身軌跡更難控制，需要使用地質導向、高造斜率旋轉導向系統等新技術。

(6)固井質量難以保證，這是由于井徑變化大以及長水平段套管居中度差、頂替難、水泥環質量差、水泥膠結質量差。

(7)完井方法。目前頁巖氣井的完井方法主要是下套管或下尾管后注水泥射孔完井，也用篩管、裸眼完井方法。這都對頁巖氣井不完全適合。因為大多數頁巖氣井必須壓裂，尤其在長水平段、分支井段要實行規模壓裂、分段壓裂、分段多簇壓裂，最好研發頁巖氣專用的智能完井新技術。

(8)壓裂技術。由于頁巖地層低壓、低滲、低豐度的“三低”特點等原因，需要使頁巖氣層、氣藏成為“人造氣層、氣藏”進行強化壓裂。但是裂縫長度有限，井距遠遠大于裂縫長度，裂縫達不到的地方，頁巖氣還是出不來。

2.2 開發對策［7］

用系統工程的技術和工廠化作業方式闡述頁巖氣開發，研究整個系統工程，重點探討以上8個方面問題，還有頁巖氣“工廠化”施工作業、井眼軌道設計和控制比常規井難度大、要求高，從直井段到水平段宜用高造斜率的旋轉導向鉆井工具鉆斜井段，可以增加垂直段長度，增加井身與油藏的接觸面積，如圖1所示。

圖1表明：高造斜率旋轉導向系統能夠使造斜點下移，增大直井段、水平段長度，增加油藏接觸面積，并便于“工廠化”作業。近年來斯倫貝謝、貝克休斯等公司在原有RSS的基礎上研發了高造斜率(15～17(°)/30 m)和一趟鉆多功能的新型旋轉導向鉆井工具(RSS)等。

圖1 高造斜率軌道可增加垂直段長度、水平段長度與油藏接觸面積Fig.1 The track of high build-up rate which can increase the vertical section length,horizontal section length and oil reservoir contact area

目前中國石油60%以上的水平井都需要采用分段壓裂，最多分段20段，水平井段最長為3 000 m，單井最大壓裂液用量超過20 000 m3，最大加砂超過1 600 m3，普遍實現了“千方砂子萬方液”的壓裂規模。其中長寧H3平臺H3-1井、H3-2井實施拉鏈式壓裂，完成24段加砂壓裂，平均每天壓裂3.16段，最高一天壓裂4段，極大提高了壓裂時效［1］。

拉鏈式壓裂技術(圖2)是工廠化壓裂的主要方式。北美地區頁巖氣水平井大型壓裂使用最多的是拉鏈式壓裂技術(即泵送快鉆橋塞工藝)，實現任意段數的壓裂，段與段之間的等候時間在2～3 h。利用此間隙可以完成設備保養、燃料添加等工作，特別適用于工廠化壓裂。

圖2 單獨壓裂、拉鏈壓裂和同步壓裂施工程序示意圖［7］Fig.2 Schematic construction procedure of individual fracturing,zipper fracturing and simultaneous fracturing

水力壓裂可能會破壞烴源巖。頁巖氣井壓裂在研究使用無水壓裂方法，壓裂流體用天然凝析油(NGL)、氮氣等，還可使用高能氣體、爆燃壓裂、層內爆炸壓裂方法進行壓裂試驗。壓裂必須進行裂縫監測工作，目前最常用的是微地震監測技術。

長城鉆探蘇里格合作開發區塊的蘇53區塊組合井大平臺是中國石油集團的工廠化作業模式示范項目。該大平臺共10口水平井、2口定向井、1口直井，全部實現當年部署井位、征地墊井場、完鉆、壓裂、試氣、投產，比計劃提前50 d。這些經驗為頁巖氣開發提供借鑒。

3 井筒完整性技術標準一體化管理的應用

3.1 井筒完整性的基本概念與主要內容

文獻[3-5]將井筒完整性定義為在一口井的整個生命周期中，應用技術、施工和組織的方法來減少和降低地層流體在未能控制的情況下外泄的風險，確保作業安全。筆者對井筒完整性的內涵從理論上分析，概括為4個特性：井筒承壓能力及封隔密封性、機械完整性、井筒內各種作業管柱和工具等在井筒內起下無阻(即可達性)、井筒內外流體在可控制條件下的液流通暢性及可控性。一個合格的井筒完整性必須同時具備上述“4個特性”［1,6］。

井筒屏障層系是實現井筒完整性的關鍵，如果任何一個井筒屏障組件損壞或降低了入井前經過鑒定的標準，就是失效。NORSOK D—010標準第4版對井筒屏障的定義：作業開始之前符合要求并說明其采用的標準和監管方法的井筒屏障組件(WBE，well barrier elements)已安置到位［3-5］。井筒屏障是由1個或多個組件組成的集成屏障體，是實現井筒完整性的基礎和作業安全的必要條件［1,6］。

頁巖氣藏的壽命長達50～60年甚至更長；井筒的生命周期小于油氣藏的壽命，但是至少也可能有20～30年。

3.2 國內外井筒完整性研究進展［6-7］

國外井筒完整性相關標準有：挪威NORSOK標準第1版(1986年)；第2版(20世紀90年代)；NORSOK D—010 第3版“鉆井和井筒作業中井筒完整性”；挪威石油工業協會(OLF)牽頭編寫的《OLF井筒完整性推薦指南》(2011年)；NORSOK標準D—010第4版(2013年)。NORSOK標準D—010第4版是現在國際石油界推崇和應用的井筒完整性標準，ISO 、OGP都予以認可并專文推薦。

國內井筒完整性研究起步較晚，2007年7月，四川羅家2井鉆至高壓硫化氫氣層未及時壓井導致高壓硫化氫氣體上竄，隨即在夜間釋放至井周圍地段，造成上百人中毒身亡。事故原因主要是：地質預告不準、鉆井液密度與循環當量密度偏小、井身結構設計不當、表層套管技術套管下入深度不夠、鉆井施工中監測不力未能及時發現溢流、壓井不及時等。在國家安監總局的組織下，當時西南石油學院和四川石油管理局等一些單位開始注意井筒完整性問題［7］。近10年來，塔里木油田針對庫車山前鉆高壓氣井的難題，研究了井筒完整性設計：2005—2008年針對克拉2和迪那2氣田多口高壓氣井環空異常高壓問題，引入井筒完整性的概念對問題井開展風險評估工作［8］，采用API RP90標準進行各環空最大允許帶壓值計算，并制定治理措施；2009—2011年，針對迪那2氣田多口井出現完整性問題，開展了全油田井筒完整性現狀大調查，引用井筒完整性設計理念制定了相應的措施，保證了迪那2氣田的安全高效開發；2012—2016年，針對大北、克深區塊大規模建產后井筒完整性面臨的新挑戰，探索了一套以井筒屏障設計、測試和監控為基礎的井筒完整性設計技術［9］。2012年國家海洋局發布了蓬萊油田溢油事故的調查與處理報告［7］。中國石油在2017年2月發布了我國首套“高溫高壓及高含硫井井筒完整性系列標準”［9］；西南油氣田分公司工程技術研究院成立了井筒完整性管理技術支持平臺；格瑞迪斯成立了“T ＆ TS”井筒完整性治理服務技術；西南石油大學、中國石油天然氣股份有限公司西南油氣田分公司合作研究的“三高氣井生產階段井筒完整性評價關鍵技術及應用”獲得2017年度中國石油和化工自動化協會科技進步獎一等獎；西南石油大學正在籌建井筒完整性研究所；《石油鉆采工藝》搭建了井筒完整性交流平臺，組織有關單位和專家編寫井筒完整性論文，刊發了張紹槐撰寫的系列井筒完整性論文［1,6,10-12］，并邀請張智、施太和等專家參與撰稿討論。張智［13］、吳奇［14］、胡順渠［15］等研究了含硫氣井及高溫高壓井的井筒完整性；馮耀榮［16］發表了“油氣井管柱完整性技術研究進展與展望”；鄒傳元［17］等發表了“順南5-1井回接雙級固井井筒完整性分析”。

近年中國組織了多次井筒完整性的學術交流活動，標志著井筒完整性技術應用進入“百花齊放”的新階段，但是發展不平衡。隨著今后石油工業加大對頁巖氣等非常規油氣的勘探開發，井筒完整性標準與技術將繼續發展并越來越顯示其重要性［7］。

3.3 井筒完整性的一體化、連續性管理的優勢

頁巖氣一口井的全生命周期包括鉆前地質與工程設計、鉆井、完井、測試投產、采氣—射孔—水力壓裂(增產、悶井等待壓力恢復、注氣增壓等；不適合水力壓裂的井可采用氣體鉆井完井方法)—測試—再生產等過程的反復輪替作業，直到關停或報廢。頁巖氣生產開發的作業環節比常規天然氣的作業環節多而復雜，更需要應用井筒完整性技術與標準進行管理。圖3是頁巖氣水平井水力壓裂的井筒屏障示意圖。圖3只表示了水力壓裂一段的情況；實際上在生產中水平井要分段壓裂多段，每段有多達 10～20 個壓裂點 (圖4)。

圖3 頁巖氣水平井水力壓裂井筒屏障示意圖Fig.3 Schematic well barrier of hydraulic fracturing by shale-gas horizontal well

說明：圖4中黃色表示頁巖氣氣層；相鄰的2個封隔器之間通過投球滑套進行水力壓裂，形成裂縫；投球滑套的內徑自下而上逐個由小變大；施工時由最下一個滑套開始，通過打開滑套進行水力壓裂；最下部有一個“壓力滑套”，是通過水力壓力打開的(不投球)；本圖水平井長 2 000 m，共有 15 個分段，可以逐個分段進行水力壓裂，這是舉例。應用時每口井根據水平井井段長度，可選擇多個分段。

3.4 水平井(特別是長水平井)分段壓裂技術的改進

目前，水平井分段壓裂技術有水力噴射壓裂技術、封隔器投球壓裂技術、橋塞分段壓裂技術、環空分段壓裂技術、連續油管壓裂技術及多種技術的復合分段壓裂技術等。這些技術在應用中都有其局限性：壓裂作業完成后壓裂通道一直保持打開狀態，這會使得水平井在開采中容易出現井筒過早見水的情況，對產能造成非常不利的影響；橋塞、滑套等工具在壓裂施工完成后需要進行鉆磨才能達到全通徑，不利于進行生產及后期測試作業，而且施工復雜并增加了作業風險；封隔器投球壓裂技術雖然施工簡單、作業效率高，但由于投球尺寸的級差限制了分段數量；而橋塞分段壓裂等雖然理論上可以進行無限級分段壓裂，但施工復雜，工時長、效率低。

為了解決上述問題。何愛國等［18］通過理論研究、設計和地面評價試驗研究了全通徑可控無限級滑套完井的可行性和有效性，目前還沒有進行生產應用。

圖5是常規油氣井井筒全生命周期內各作業的井筒完整性設計—運行—管理圖解。圖6是頁巖氣井筒全生命周期內各作業的井筒完整性設計—運行—管理圖解。對比圖5與圖6，顯然可知頁巖氣井比常規油氣井復雜得多。

圖4 頁巖氣長水平井(2 000 m)多段水力壓裂的井筒屏障示意圖Fig.4 Schematic well barrier of multistage hydraulic fracturing by shale-gas long horizontal well (2 000 m)

圖5 常規油氣井井筒全生命周期內各作業的井筒完整性設計-運行-管理圖解Fig.5 Design-operation-management graph of well integrity during each operation in the whole life cycle of conventional oil and gas well

4 結論

頁巖氣開發作業存在地質構造復雜、地層可鉆性差、井眼軌跡難以控制、技術管理難度大等問題，井筒完整性標準用于頁巖氣全生命周期工程作業管理，有利于協調各工程作業，高效解決工程技術難題。

圖6 頁巖氣井筒全生命周期內各作業的井筒完整性設計-運行-管理圖解Fig.6 Design-operation-management graph of well integrity during each operation in the whole life cycle of shale gas well