【石油观察家】页岩气钻井技术新进展

文|李东杰，王炎，魏玉皓，张彬，于建涛，张波，廖沫然

中国石油华北油田公司

21 世纪以来，美国通过以水平井钻井和多级水力压裂为代表的开发技术，掀起了“页岩气革命”，很快这股浪潮席卷全球，目前有约30 个国家加入了页岩气勘探开发行列。我国也相继在四川长宁、威远，重庆涪陵、彭水，云南昭通等地开展了页岩气开发，并于2014 年在重庆涪陵实现了页岩气商业化开发，但整体而言仍处于初级阶段。

目前页岩气在钻井技术方面仍面临许多挑战，如页岩地层的强水敏性和地应力变化，引起井壁失稳严重；三维长水平段水平井摩阻扭矩大，托压严重，轨迹控制困难；储层预测难度大，优质储层钻遇率制约单井产量再上水平；低油价环境下，降低投资成本急迫，倒逼现有提速技术手段和高效作业模式亟待优化升级等。为解决上述挑战，近年来国外在页岩气等非常规油气的钻井方面取得了不少新进展，从一定程度上代表了今后非常规油气乃至常规油气钻井的发展方向。

1　钻井工具

水平井能降低费用、最大限度钻遇油气层，可使井数减少50%～80%，是页岩气开发的主力井型。近年来在水平井钻井方面出现了以下几种代表性新工具。

1.1　旋转导向闭环系统（RCLS）

目前国外页岩气水平井轨迹控制多采用三维旋转导向闭环系统，其核心为旋转导向工具，结合随钻地质参数测量系统、地面井下双向信息传输系统和地面监控系统组成的智能闭环钻井系统。

旋转导向工具具有独立电动液压模块和控制系统，可通过精确控制3个转向臂与井壁的连续作用力实现导向，同时利用闭环控制系统每秒自动测量套筒位置，及时修正摩擦与振动引起的套筒非正常转动，确保导向矢量方向准确。最终实现在钻柱旋转的同时完成钻进、监测和导向作业，从而解决了非常规油气水平井在水平段滑动钻井时间过长、控制井眼轨迹难度大、摩阻和扭矩高，以及钻完井周期长、投资成本高的问题，实现了在变化的钻井环境中保持相容性和一致性，保证井眼质量，实现高效钻井。

目前在北美页岩气水平井中，常规旋转导向工具让单一井段“一趟钻”渐成常态，而高造斜率旋转导向工具（15°~18°/30m）则实现了双井段甚至三井段的“一趟钻”（图1）。国内方面，由于国产旋转导向工具还处于试验阶段，为控制成本多采用“优化井眼轨迹+ 常规导向动力钻具+ 减摩减阻工具”的方式， 其中减摩减阻工具多采用水力振荡器，但该工具压耗偏大、耐蚀损性能偏弱，同时影响MWD、LWD 等仪器的信号采集，这些也制约了水力振荡器在页岩气水平井中的推广。

1.2　电磁无线随钻测量装置（EM-MWD）

目前传统钻井液脉冲无线随钻测量装置（Pulser MWD），依靠钻井液压力脉冲波传递信号，无法在泡沫、充气等非液体钻井中应用，且传输速率较慢，而电磁无线随钻测量装置通过低频电磁波将信号从地下传输至地面，通过地面天线接收信号之后解码、处理为可利用的参数。该装置主要分为间隙接头、着陆器接头和发射机探测器3 个部分，其中间隙接头主要负责分离两个电极天线，向地层放射电磁波；着陆器接头由卡箍接头和压力扶正器组成，后者位于着陆器接头卡箍上，下端连接探针，配有井眼和环空传感器；发射机探测器包括发射机传到井口的电子系统、井眼的压力电子数据及环空压力测试器（井底钻进问题早期检测），高分辨率数据记录的存储器模块，整个装置以锂电池组作为电源（图2）。

基于传统电磁随钻测量装置传输速率快，但也受制于地层、井深等因素，电阻率会过高或过低，造成信号缺失的情况，目前已研制出钻井液脉冲发生器和电磁随钻测量系统合二为一的新型随钻测量装置，当使用电磁模式时，快速传输数据，减少作业时间，降低作业成本，当出现传输问题时，启动钻井液脉冲模式，保证测量质量。两种模式可自由切换，既可单独工作，也可同时工作，切换时间仅为2min，同时可配合旋转导向使用，从而达到操作更可靠、适用更广泛、有效提高钻进效率、极大减少钻井成本，确保钻探准确性的目的。

国内也自主研发了电磁无线随钻测量装置，但由于测量深度受限和工作稳定性不够等因素，还未实现推广应用。目前国内多采用国外产品，在煤层气井应用较多，这是由于煤层气井水平段钻时快、埋藏浅、井眼小、易垮塌、储保要求高等特点，要求无线随钻测量装置具备传输速度快、占用时间短、可打捞等特性。

1.3　新型裸眼侧钻斜向器

传统的裸眼侧钻需要在导眼内注水泥塞，上方无其他固体，且由于页岩对水泥中的水分敏感性强，另外由于流体外窜，可能需要多级水泥塞，侧钻风险较大。目前一种新型斜向器是带有膨胀式铰链封隔器的裸眼造斜器，能够通过工作杆、造斜器和封隔器来传递压力，封隔器的膨胀流体与钻井流体一样，可以实现在任意井深处造斜和一趟钻多次造斜（图3）。

威德福公司在北美Fayetteville 页岩区块应用这种新型造斜器实现了无固井裸眼侧钻，避免了注水泥、候凝及钻塞造斜等工序带来的时间消耗和施工风险，解决了在裸眼导孔内进行侧钻的问题。

1.4　随钻测井成像工具

近年来，随钻测井系列不断完善，在数据传输精度和探测深度方面都有显著提高，优质储层钻遇率不断提高，开发效益也不断提升。

以往LWD 电子成像工具受钻井液信道限制，分辨率较差，为保证成像分辨率，必须降低机械钻速。新一代LWD 电子成像工具通过扩大发射频率和增大色度谱识别能力等手段，使成像质量大幅提升。贝克休斯在北美Barnett 页岩研发出高分辨率LWD 电子成像工具StarTrak，利用方位伽马测量方法，实时识别断层与裂缝，显示裂缝形状、交叉情况、连续性，协助压裂改造位置选择，评价层间边界和地层倾角，展示井眼轨迹和裂缝交互作用，结合旋转导向技术精确优化井眼轨迹（图4）。

传统测绘工具探测深度有限（4.5~6m），在薄储层或地质情况复杂井中不适用。由此斯伦贝谢推出Geosphere 储层随钻测绘系统，将多种复合接头安装在底部钻具中，随钻进行深部定向电阻率测量，并对返回数据进行对比，完成储层测绘。该系统由1个发射器和2个接收器组成，将储层预测范围提高至30m， 可实时提供整体储层规模，及时优化井眼轨迹，提高对优质储层的钻遇率（图5）。目前该技术已在北美、北海、俄罗斯和中东等150个油田应用，在北海油田的两口水平井中，储层为富含海绿石的砂岩，厚度只有2~5m，且电阻率低，运用该储层随钻测绘技术，结合地面地震数据，不断校正油藏模型，最终两口井实现了一趟钻完钻，储层钻遇率达到98% 和96%，第一口井水平段进尺815m，较设计增加65m，后期试油达到1272m³/d，远超预期。

国内随钻成像技术在关键电路、机械部件制作等方面在国外技术的基础上取得一定突破，但还整体处于起步阶段，离商业应用尚有不少距离。由于受地质导向技术限制，目前国内页岩气开发集成出一套“随钻伽马+ 综合录井+ 岩屑快速分析、显微放大识别” 的地质工程一体化储层跟踪钻进技术，相比租用国外先进地质导向服务，可降低成本30% 以上。

2　钻头

优质高效钻头是钻井提速降本的重要利器，近年来国外钻头厂商针对页岩地层设计出的个性化PDC钻头在攻击性、稳定性和持久性等方面又取得了长足进步， 促使在页岩气钻井中单井段的一趟钻渐成常态，双井段的一趟钻层出不穷，多井段的一趟钻已不再是个案。

2.1　ONYX Ⅱ Spear 钢体PDC 钻头

斯伦贝谢Smith 钻头公司IDEAS综合钻头设计实验平台，专为页岩地层推出ONYX 钻头系列新产品——ONYX Ⅱ Spear PDC 钻头，通过改变刀翼尺寸，增大岩屑槽的过流面积，提高钻屑进入环空的效率；钻头表面电镀“防泥包涂层”，将钻头表面带负电性，排斥钻井液中负电固体颗粒，降低钻头泥包风险；采用高温高压合成的优质切削齿，提高耐冲击性和耐研磨性；缩小切削齿尺寸、优化切削齿布齿和减小刀翼高度，减小了钻头黏滑现象，提高工具面控制能力（图6）。

该钻头在造斜段和水平段均适用，目前已成功用于Bakken，Barnett，Marcellus，Haynesville和Eagle Ford 等页岩气田。2011年初，在Haynesville 一口页岩气水平井中，一只φ171.45mm（6³/₄in）Spear SDi611PDC 钻头配合可调弯度螺杆（弯度调节范围1.5°～2.6°），实现“造斜段+ 水平段”1848m 进尺一趟钻完成，用时122h，平均机械钻速为15.15m/h，节省钻井周期124h，节约钻井成本36.5 万美元。2013年初，在Eagle Ford 一口页岩气水平井中，一只φ215.9mm（8¹/₂in） Spear Sdi513PDC 钻头配合斯伦贝谢高造斜率旋转导向系统Power Drive Archer，实现了二开“直井段+ 造斜段+ 水平段”3277.8m 进尺一趟钻完成，平均机械钻速为16.76m/h，钻进周期8d，较邻井节约4d。

2.2　Talon 3D 矢量系列 PDC 钻头

贝克休斯公司在Talon 钻头基础上增强了定向能力，升级研发出Talon 3D 矢量系列PDC 钻头。该类型钻头具有发散式的排屑槽，更有利于提高排屑效率；更短的弯曲半径，增强了导向能力和造斜率；采用一体式刚体结构，表面经StayTough 表面敷焊特殊耐磨材料，延长了钻头寿命，PDC 复合片经特殊抛光处理， 减少切削齿泥包现象；特殊的钻头中心破岩工艺，提高了钻头攻击性（图7）。这种个性化PDC 钻头适合钻垂直井段、造斜井段和水平井段，与高造斜率旋转导向钻井系统一起使用有可能实现页岩气水平井二开“垂直段+ 造斜段+ 水平井段”一趟钻完钻。

在Haynesville 一口页岩气井中，一只φ171.45mm 的Talon 3D PDC 钻头配合弯螺杆钻具，实现了造斜段和水平段共1727.9m 进尺一趟钻完成，用时162h，平均机械钻速为10.67m/h，较邻井提高41%，单只钻头进尺较邻井增加181%，周期缩短67h，节省钻井投资10.1万美元。

3　钻井液

页岩气井壁失稳一种是由强水敏性地层（蒙皂石含量高达80% 以上）及钙、膏泥岩的水敏性坍塌造成；另一种是由地应力引起的层理发育的泥页岩地层的硬脆性坍塌造成的。虽然油基钻井液一直是页岩气水平井首选使用的钻井液，但随着对地层认识的逐渐深入和钻井液技术的不断进步，国外技术人员在开发页岩气高性能水基钻井液方面进行了大量探索。

3.1　SHALEDRIL 系列水基钻井液

哈里伯顿公司针对部分页岩钻井研发出SHALEDRIL 系列水基钻井液，它具有超低的固相含量，可降低固相侵入和孔隙堵塞，具有较好的储保作用；其专有的凝胶结构有效地提升了钻井液携岩和密度控制能力；还研发了适于高温高压井高黏隔热钻井液，可减小地层伤害、提高油生产能力、保护套管。

3.2　LATIDRILL 水基钻井液

贝克休斯公司研发的LATIDRILL 页岩水基钻井液体系，可与其他常规水基钻井液配合来抑制黏土水化，可在高温高压条件下附着在钻具和钻屑表面来提高钻速，其整体性能及稳定性可媲美油基钻井液体系，还大幅降低了清理附油钻屑的时间。

3.3　HydraGlyd 水基钻井液

M-I SWACO公司为敏感性页岩区研发HydraGlyd水基钻井液体系，该体系采用HydrSpeed 低成本润滑剂，可达油基钻井液润滑水平，其独有的化学特性能可形成高质量滤饼，可减小井壁失稳风险；HydraHib 聚胺类页岩抑制剂，通过调节浓度来调节井壁稳定性；HydraCap 包被剂，可替代水解聚丙烯酰胺（PHPA），抑制黏土膨胀及分散，保持井筒完整性，与 PHPA 相比，用量更小、分散能力更强、剪切黏度更低。

在Mildlan 盆地一口页岩气井中，采用HydraGlyde 高性能水基钻井液在含有页岩、石灰岩交互夹层的水平段钻进1900m，钻进时间3.5d，较邻井使用强抑制性水基钻井液相比，平均机械钻速提高16%，扭矩降低18%。

国内页岩气钻井液方面主要以油基钻井液为主，目前油基钻井液室内实验性能已达到国外同类水平，其中乳化稳定性、流变性和封堵性甚至更优于国外同类产品，现场应用也基本解决了页岩井壁垮塌难题，可满足页岩气水平井安全钻井要求。在高性能水基钻井液方面国内也有突破，研制出CQH-M1 和DRHPW-1 等高性能水基钻井液体系，CQH-M1 体系具有无土相、高效封堵、复合抑制等特点，已现场应用10 余口井，其中在威远区块创下井深5250m、井温130℃、页岩进尺2238m 等多项纪录；DRHPW-1 体系具有强抑制性和封堵性、高润滑性和热稳定性，整体性能达到油基钻井液水平，首次应用在昭通YS108H4-2 页岩气井就创造该地区钻井周期37.17d 的新纪录。但整体而言国内高性能水基钻井液还无法全面满足页岩气开发需要，水平段钻进过程中井壁垮塌异常严重，卡钻、埋钻具等复杂事故多发。

4　作业模式

低成本开发和快速投产是页岩气等非常规油气开发的关键，而“井工厂”作业则是低成本开发的核心，也正是“井工厂”作业模式的发展，全球页岩气产量自2008 年以来出现井喷式增长。

“井工厂”作业是指利用一系列先进钻完井技术和装备、通信工具，系统优化管理整个建井过程涉及的多项因素，集中布置进行批量钻井、批量压裂等作业的一种作业模式。这种作业方式能够利用快速移动钻机对单一井场的多口井进行批量钻完井和脱机作业，以流水线的方式，实现边钻井、边压裂、边生产。

目前，“井工厂”作业模式已由“接替流水线作业” 升级为“同步流水线作业”井工厂，实现了在同一井场， 多种作业有序并行，同时引入大数据分析，开展资源定位、井位选取、方案筛选、参数优化、远程调控等技术或组织措施的优化，这种基于大数据的高级井工厂钻井作业模式也将有望推动页岩2.0 时代的到来（图8）。

国外EOG 资源公司、康菲、哈里伯顿、斯伦贝谢等页岩气开发商或油服公司，开始将勘探开发中采集的大量孤立、散乱的数据加以分析应用，取得了极大的经济效益，如优质井数量增加，采气成本降低，老井产量提高甚至翻倍等。

国内“工厂化”钻井最早是由海洋平台丛式钻井理念发展起来的。2011年以来，中国石化在大牛地气田、胜利油田盐227 区块、涪陵页岩气田，中国石油在苏里格南合作区和苏53 区块、威远—长宁页岩气田，都先后开展了“井工厂”作业模式的探索，形成了基于各自地面条件、地质情况、配套装备、技术状况和组织管理模式的中国特色“井工厂”作业模式。目前， 苏里格南合作区的“井工厂”作业模式最为成熟，涪陵页岩气也攻克了山地特色“井工厂”钻井关键技术， 但综合水平与国外相比仍有较大差距，主要表现在设备自动化程度低、关键工具及材料对外依存度高等方面，如快速移动式电驱钻机国外普遍应用滑轨式和步进式自动化钻井设备，国内仍处于对陆地钻机的改装阶段，主要以滑轨式钻机为主；高造斜率旋转导向系统国内目前仍处于研发测试阶段，离商业应用还有较远距离。

5　结论

（1）国外在旋转导向、地质导向、高性能水基钻井液、高效PDC 钻头、自动化钻机等页岩气钻井核心技术方面仍然处于垄断地位，这些是国内页岩气开发再上一个台阶必须跨越的大山，应尽快通过“引进、吸收、改进、创新”的方法，完成核心技术和工具的国产化，这是页岩气实现效益开发的根本；另一方面也要继续加大低成本替代技术的比例和研究试验力度，解决当前实际开发成本问题。

（2）国内页岩气等非常规油气与国外在地质条件复杂，配套装备和技术状况不同，组织管理模式也存在差异，“井工厂作业是必然之路”，应借鉴国外先进技术经验，立足国情，取长补短，继续优化升级中国特色页岩气开发钻井技术和模式。

（3）页岩气储层非均质性强，客观地认识储层地质特征是页岩气经济有效开发的前提与基础；开展页岩气储层地质与工程一体化，即地质特征与钻完井及压裂设计有机融合的一体化技术，是实现页岩气经济有效开发的保证。

（4）由于目前国际油价低位徘徊，使得全球页岩油气开发的步伐有所放慢，但从国家能源战略上考虑，仍要继续推进页岩油气的勘探开发，并鼓励投资主体多元化，引入有实力的中小型企业，相互竞争，共同降低开发成本。（来源：《石油科技论坛》，2017年, 第36卷, 第1期）