1、Key technologies and challenges research of shale gas drillingGUO Hao1， YUAN Ling2（ 1.NO.1 Drilling Company of Jianghan Oilfield， Sinopec， Qianjiang Hubei 433100， China；2.College of Petroleum Engineering， Yangtze University， Wuhan Hubei 430100， China）Abstract:With the developing needs of the worlds
2、energy,shale gas has become the focus ofthe global energy field.As the unique characteristics exist in shale gas,its exploitation technology is different from that of the conventional oil and gas.In this paper,shale gas horizontaldrilling technology is presented.Key drilling technologies of shale ga
3、s include:the pathway ofshale gas into the wellbore,the deployment of drilling locations and shallow extended reachwell technology.Pointed out that shale gas drilling technical challenges are wellbore stability,well trajectory optimization of the design and control technology,casing and cementing te
4、chnology, friction reduction technology,well bore cleaning technology.Key words： shale gas； horizontal drilling； key technology； challenge页岩气钻井关键技术及难点研究郭 昊1，袁 玲2（1.中石化江汉油田钻井一公司，湖北潜江 433100；2.长江大学石油工程学院，湖北武汉 430100）摘 要： 随着世界能源发展需求，页岩气已成为全球能源界焦点。页岩气的独特特征使其开发技术不同于常规油气。阐述了页岩气水平井钻井技术，页岩气进入井眼途径、钻井井位部署和浅层大
5、位移井技术为页岩气钻井关键技术。指出页岩气钻井技术难点主要有井壁稳定技术、井眼轨迹优化设计和控制技术、下套管与固井技术、降摩阻技术、井眼清洗技术。关键词： 页岩气；水平井钻井；关键技术；技术难点doi:10.3969/j.issn.1673-5285.2013.06.004中图分类号： TE243 文献标识码： A 文章编号： 1673-5285（ 2013） 06-0012-04* 收稿日期： 201304-08作者简介： 郭昊，男（1988-），2011年毕业于长江大学石油工程专业，现主要从事钻井方面的研究工作。随着能源需求压力 、天然气价格的增长 、开发技术不断提高以及人们对新型清洁低碳
6、能源的依赖，目前页岩气正愈益受到社会的广泛关注，成为世界资源勘探开发的重要领域 。我国页岩气资源丰富，可采储量36 万亿立方米左右1，但页岩气的勘探和开发正处于初级阶段，技术不够成熟 。本文对页岩气水平井钻井技术进行了阐述，指出钻井过程中的关键技术，总结了页岩气钻井技术难点 。1 页岩气定义及其基本特征页岩气是一种特殊的非常规天然气，赋存于泥岩或页岩中，具有自生自储 、无气水界面 、大面积连续成藏 、低孔低渗等特征 。一般无自然产能或低产，需要大型水力压裂和水平井技术才能进行经济开采，单井生产周期长 。页岩气藏与常规气藏基本特点对比（见表1）23。石油化工应用PETROCHEMICAL IND
7、USTRY APPLICATION第32卷 第6期2013年6月Vol.32 No.6June. 20132 页岩气水平井钻井技术水平井钻技术是降低页岩气开采成本的一项非常关键技术，水平井的推广应用加速了页岩气的开发过程 。页岩气开发先后经历了直井 、单支水平井 、多分支水平井 、丛式井 、丛式水平井钻井（ PAD 水平井）的发展历程，目前水平井已成为页岩气开发的主要钻井方式 。在页岩气层钻水平井，可以获得更大的储层泄流面积，更高的天然气产量 。根据美国页岩气开发的经验，水平井的日均产气量及最终产气量是垂直井的 35 倍，产气速率则提高10 倍，而水平井的成本则仅为垂直井的 1.52 倍 。国
8、外在页岩气水平井钻井中主要采用的相关技术有4：（ 1）水平段导向技术，用于地层引导和地层评价，确保目标区内钻井，对于厚度大，横向分布范围大的页岩地层，采用 PDC 钻头 +螺杆钻具 +MWD 底部钻井组合，确保页岩地层水平段井眼基本按照设计轨迹钻进 。对于厚度变化大的页岩地层，采用 PDC 钻头 +螺杆钻具 +LWD 底部钻井组合 , 确保井眼沿设计轨迹快速钻井 。（ 2）控压或欠平衡钻井技术，用于防漏 、提高钻速和储层保护，采用空气作循环介质在页岩中钻进，欠平衡钻井时，人们有意识地在裸眼井段使井筒压力低于地层压力，当钻遇渗透性地层时，地层流体会不断流入井筒并循环到地面加以控制，页岩气用空气作
9、循环介质在暗色页岩中钻进，可依据演化模式预测暗色页岩对扩散相天然气封闭的能力，以指导页岩气藏勘探，提高勘探开发水平 。另外，在页岩气水平井钻井中，采用欠平衡钻井技术，实施负压钻井，能够避免损害储层 。（ 3）泡沫固井技术，用于解决低压易漏长封固水平段固井质量，套管开窗侧钻水平井技术，降低增产措施的技术难度 。（ 4）有机和无机盐复合防膨技术，确保井壁的稳定性 。另外，页岩气水平井钻井要考虑其成本，垂直井段的深度不超过 3 000 m，水平井段的长度介于 5002 500 m。考虑到钻井完成后，页岩气开发要进行人工压裂，水平井延伸方位要垂直地层最大应力方向，这样才能保证能沿着地层最大应力方向进行
10、压裂 。3 页岩气钻井关键技术3.1 页岩气进入井眼途径页岩气井中，页岩气进入井眼的过程如下：在钻井 、完井压降的作用下，裂缝系统中的页岩气流（游离气）向井眼并且基质系统中的页岩气（吸附气）在基质表面进行解析；在浓度差的作用下，页岩气由基质系统向裂缝系统进行扩散；在流动势的作用下，页岩气通过裂缝系统流向井眼 。页岩气进入井眼途径复杂，是钻井过程中的关键之一 。3.2 钻井井位部署页岩气的吸附气含量达到 25 %85 %，同时没有远距离的运移和聚合，因此，其开采必须借助于现代化的压裂工艺，通过进一步扩充裂缝，连通相关的孔隙，从而获得一定产能的页岩气 。以前由于压裂工艺和设备的限制，导致无法获得具
11、有工业价值的页岩气 。现代设备和技术的快速发展，是目前页岩气工业能够快速发展的重要因素之一 。3.3 浅层大位移井大位移井是在定向井 、水平井技术之后又出现的一种特殊工艺井 。大位移井的定义一般是指井的水平位移与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长的大井斜稳斜井段 。地质导向工具 、旋转导向钻井系统 、闭环钻井 、先进的随钻测量系统 、新型钻井液 、先进完井工具得到开特点 页岩气藏 常规气藏成藏条件 自生自储 运移路径上的圈闭储集介质 页岩或泥岩及其间的砂质岩夹层 多孔隙砂岩、裂缝性碳酸盐岩等赋存方式 20 %80 %为吸附，其余为游离和水溶 各种圈闭
12、的顶部高点，不考虑吸附影响因素分布特征 大面积分布，丰度低 局部高度富集渗流特征 纳米级空间渗流 微米级空间渗流储层物性 物性差，低孔低渗，一般不具自然产能 物性好，一般具有自然产能开采特征 压力驱动开采，单井产量高 需实施储层压裂改造，生产周期长经济效益 成本高，回收期长，效益差 成本低，回收期短，效益好表 1 页岩气藏与常规气藏基本特点对比表郭 昊等 页岩气钻井关键技术及难点研究第6期 13发 和应用，促进了长水平井钻井技术的迅速发展，目前已经钻成了水平位移超过 10 000 m，最大水平段长度已达 6 000 m 以上 。目前国内浅层大位移水平井钻井研究情况非常缺乏 。4 页岩气钻井技术
13、难点4.1 井壁稳定性差成岩过程后，强结合水变成自由水，排不出则形成高压，孔隙压力高于钻井液密度；滤液进入层理间隙，页岩内粘土矿物遇水膨胀，形成新的孔隙 、膨胀压力，削弱结构力；层理和微裂缝较发育，水或钻井液滤液极易进入微裂缝破坏其原有的平衡，破坏泥页岩胶结性，导致岩石的破裂 。井眼周围的应力场发生改变，引起应力集中，井眼未能建立新的平衡 。井壁稳定性差导致各种相应的井下事故或复杂情况（井漏 、井垮 、钻具阻卡严重 、埋钻具）的发生，从而限制了钻头 、钻具组合 、钻井液以及钻井参数的选择和确定 。4.2 摩阻和扭矩高摩阻和扭矩来源于钻具与井壁摩擦 、钻头扭矩 、机械扭矩和动态扭矩 。摩阻和扭矩
14、高会导致如下问题：起钻的负荷明显增加，下钻的阻力大；定向滑动钻进时，无法明确判定钻头实际工作的钻压；钻具在过高的轴向压力下会发生屈曲 。4.3 岩屑床难清除泥页岩的崩塌 、钻井液性能及返速 、钻井岩屑重力效应使得岩屑床难清除，残留的岩屑将进一步增加摩阻 、扭矩和井下事故复杂发生的机率 。4.4 井眼控制轨迹难页岩气井造斜点浅 、井壁稳定性差，目的层疏松 、机械钻速高 、井径变化大 、扭矩规律性不强，定向工具面摆放困难等因素使井眼轨迹控制难 。井漏 、井垮以及其它井下事故和复杂情况；频繁变化的扭矩严重干扰定向的实际效果，定向工具 、钻头作用力方向控制和调节 。4.5 套管下入困难浅层大位移水平井
15、，由于其定向造斜段造斜率高，斜井段滑动钻进，定向时容易在井壁形成小台阶；造斜点至 A 靶点相对狗腿度较大，起下钻过程中容易形成键槽；井斜变化大，井眼难清洁，下套管过程中易发生粘卡 。其次，由于井眼曲率大 、水平段长，套管自由下滑小，摩阻大 。套管的自重摩阻和弹性变形的摩阻非常大，直井段套管自重能够提供的驱动力非常有限，套管能否安全下至地质设计井深有很大的风险 。4.6 套管受损套管柱通过水平井弯曲段时随井眼弯曲承受弯曲应力作用 。同时，套管属于薄壁管或中厚壁管，套管柱随井眼弯曲变形时，即使弯曲应力未超过其材料的屈服极限，但套管截面已成为椭圆形状而丧失稳定性 。由于椭圆的短轴小于套管公称尺寸，故
16、一些工具无法下入 。套管柱弯曲严重时也有可能产生屈曲变形破坏 。4.7 钻具组合选择局限性大浅层大位移水平井，由于造斜点浅，上部地层疏松，胶结质量差，同时页岩易垮塌的特性，上部钻具自身质量轻，加压困难，导致整个钻具组合的选择更加受限制 。如果钻具组合选择不恰当，极易偏磨套管 。扭矩 、摩阻过大，也将极易导致发生钻具事故 。4.8 套管居中程度差由于造斜点浅，从造斜点至 A 靶点，井斜将达最大井斜，下套管时，斜井段套管易与井壁发生大段面积接触 。当井斜超过 70时，套管重力的 90 %将作用于井眼下侧，套管严重偏心，居中难以达到 66.7 %以上 。4.9 固井前洗井 、驱替效果差，水泥浆胶结质
17、量差岩屑床中的岩屑也难以清洁干净；油气层顶界埋深浅，顶替时接触时间段，不容易顶替干净；井斜角大 、水平位移长，套管在井眼内存在较大偏心，低边泥浆难以驱动，产生 “拐点扰流 ”现象；油基钻井液必须进行润湿反转后，水泥浆才能有效胶结 。4.10 固井过程中井漏固井作业过程中，井底泥浆柱产生的正压差要比钻井过程中压差大得多 。且要求水泥浆返至地面，封固段长，由于水泥浆摩阻及携砂能力大于常规钻井液，顶替钻井液后期易造成水泥浆漏失 。5 结论（ 1）页岩气储层具有自生自储 、低孔低渗 、无自然产能 、开发周期长的特点，因而具有独特的开发方式 。（ 2）水平井能有效提高页岩气的开发效率，目前已成为页岩气开
18、发的主要钻井方式 。（ 3）页岩气钻井的关键技术包括页岩气进入井眼途径 、钻井井位部署和浅层大位移井技术 。（ 4）页岩气钻井技术难点主要有井壁稳定技术 、井眼轨迹优化设计和控制技术 、下套管与固井技术 、降摩阻技术 、井眼清洗技术 。（下转第 19 页）石油化工应用 2013年 第32卷14（ 5）随着技术进步发展，结合现今世界能源结构，页岩气有望在将来成为能源供应的重要来源 。参考文献：1 刘满平.我国页岩气产业开发前景、经验借鉴及模式选择J.中国能源，2012，34（7）：10-14.2 李登华，李建忠，王社教，等.页岩气藏形成条件分析J.天然气工业，2009，29（5）：22-26.3
19、 张金川，薛会，张德明，等.页岩气及其成藏机理J.现代地质，2003，17（4）：466.4 JA NWADKAR S，MORRIS S，THOM AS M，et al.BarnettShale drilling and geo logical complexities-advanced technologies provide the solutioC.paper 112765 MS presentedat the IADC/ SPE Drilling Conference，4-6 March 2008，Orlando，Florida，USA.New York:IADCL SPE Drill
20、ing Conference，2008.5 崔思华，班凡生，袁光杰.页岩气钻完井技术现状及难点分析J.天然气工业，2011，31（4）：72-75.点认识 。（ 1）针对研究区储层正韵律沉积特征，通过周期性注水注水井在停注或低注水量阶段，油藏油水两相处于自由吸渗状态，利用毛细管力恢复正常值，发挥驱油作用，将油藏上部低渗区域小孔隙中的原油驱替出来，从而有效改善了注水井的剖面吸水状况，增加注水井剖面吸水段厚度，提高了油藏水驱动用程度 。（ 2）针对研究区储层非均质性较强，可通过利用周期性注水流体弹性力的驱油原理，当注水井停注或低注水量阶段，由于高渗透层排液量大，压力下降速度快，压力较低 。而低渗透
21、层，压力下降速度慢，压力较高 。油水由低渗透层向高渗透层窜流，将低渗透层中一部分油带入高渗透层而被采出，从而改善剖面产液状况，降低油井含水，恢复水淹油井产能 。（ 3）周期注水能够改变常规注水比较稳定的压力分布场，使得地层压力场和渗流速度场重新分布，激活注入水波及不到区域，从而可改善油藏平面水驱不均的现状，建立平面水驱压力驱替系统的，有效缓解油藏平面产液不均的现状 。总之，周期性注水试验表明，周期性注水是改善非均质油藏开发效果的一种有效途径，对于非均质性较强，亲水性较强的油藏，周期性注水的毛细管力和流体压力对油层的驱油效果较好，从而可提高油藏开发效果 。参考文献： 1 李洪畅，王杰，等.吴旗油田新17吴410井区超低渗透油藏2009年开发方案G.2009.2 王福松译.层状不均质油藏的周期注水开发M.北京:石油工业出版社，1989.3 高金玉编著. 非均质油藏不稳定注水参数研究与应用J.内蒙古石油化工，2008，（13）：100-102.4 袁文芳，等.周期性不稳定注水技术的研究及应用J.内蒙古石油化工，2008，（21）：68-69.!（上接第 14 页）王文刚等 吴 410 长 6 油藏周期性注水效果评价第6期 19
