页岩气完井工艺方式的选择

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页岩气开发水平井技术

页岩气开发水平井技术
水平钻井：页岩气开发的“杀手锏”
今天，水平井已经成为美国页岩气开发最主要的方式，也是页岩生产井最有利的完井方式。水平井单井产量大，生产周期长，特别是对于页岩这样的产层薄，孔隙度小、渗透率低的储层开发，显示出直井无法比拟的效果。页岩气从水平井中获得的估计最终采收率大约是直井的3倍。水平钻井技术是页岩气开发的核心技术之一，广泛应用于页岩气开发钻井。水平井页岩气单井产量高，生产时间长，是页岩气开发最合理的方式，水平井井位应该尽量选择在天然裂缝系统发育、有机质富集、泊松比低和杨氏模量高的地方。水平井钻井主要有低压欠平衡空气钻井、控制压力钻井和旋转导向钻井等技术，低压欠平衡空气钻井技术应用较成熟，控制压力钻井技术能够很好的克服井壁坍塌问题，旋转导向钻井技术是页岩气水平钻井技术发展的方向。水平钻井结合合理的增产措施是提高页岩气产量的必要手段。
杨氏模量是描述固体材料抵抗形变能力的物理量。
页岩气水平井钻井井位的选择
天然裂缝系统发育程度是影响页岩气开采效益的直接因素，因此页岩气水平井井位应选择在裂缝发育程度高的页岩地区及层位，特别是垂直裂缝发育的地方，除此之外，还应尽量选择在有机质富集、黏土含量中等，脆性成分含量高，泊松比低和杨氏模量高的地方。在作业过程中，一般选择与主要裂缝网络系统大致平行的方位钻井，这样能够产生较多的横向诱导裂缝，使天然或诱导裂缝网络彼此连通，沿垂直最大水平应力方向钻井可以增加井筒与裂缝相交的可能性，增大气体渗流面积，从而提高页岩气的采收率。通常情况下，页岩气井的水平段越长，初始开采速度和最终采收率就会越高，美国Barnett页岩水平井水平段长为457.20～1371.60m，据资料统计，页岩气井最有效的造斜及水平段总长度一般为914～1219m。在页岩地层的钻井中，作业者面临着井塌、扭矩和阻力方面的问题，难度比普通钻井更大，特别是完井方案的设计，这是在井身设计阶段就必须考虑好的问题，它对井眼的稳定性及能否获得持续产量至关重要。页岩水平井完井方式有裸眼完井、滑动套管完井、连续油管完井、井下钻具组合完井等。裸眼完井的后期压裂作业难度大，对水力压裂技术的要求较高，往往需要与先进的现代水力压裂技术结合使用，如使用滑动套管压裂，适用于黏土含量小的井。套管完井井筒稳定，在储层改造时能够选择性地射孔，从而进行优化增产作业，套管完井后，可以采用连续油管压裂对页岩储层进行改造。页岩气井的水平井段多采用套管完井。不同完井方式对钻井工艺要求不同，因此在钻井设计时应注意考虑完井方式这一因素。在页岩气井固井和分段隔离作业时，作业者一般使用酸溶性水泥（ASC）作为常规水泥的替代品。酸溶性水泥物理性能和常规水泥十分相似，但不会抑制裂缝的产生，它在酸基压裂液里溶解度很高（>90%），容易清除。

页岩气水平井钻完井和水力压裂技术

ＹＡＮＧＳｏｎｇ
（ＹａｎｇｔｚｅＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙＭｎ如￡ｒｙｏｆＥｄｕｃａｔｉｏｎＯｉｌａｎｄＧａｓＲｅｓｏｕｒｃｅｓＥｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｄｎＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙＬａｂｏｒａｔｏｒｙ
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摘要：页岩气藏作为一种清洁、高效的非常规资源，受到全世界的关注。而水平井钻完井技术和水力压裂技术更是页岩气开发技术的关键。文章综述了几种页岩气水平井的完井方法，包括欠平衡钻井技术、旋转导向钻井技术和控制压力钻井技术，介绍了其各自的优缺点、适用条件和国内外的应用实例。分析了现今页岩气水力压裂的几种主要压裂技术，如重复压裂、多级压裂、清水压裂和同步压裂等几种压裂技术的特点和适用性。并在此基础上，提出加强在页岩地质理论、精确导向与储层改造、含气特点与模拟等开发瓶颈方面的探索与研究等建议。
ｓｅｖｅｒａｌｍａｊｏｒｈｙｄｒａｕｌｉｃｆｒａｃｕｒｔｉｎｇｔｅｃｈｎｉｑｕｅｓ（ｒｅ－ｆｒａｃｕｒｔｉｎｇ，ｍｕｌｔｉｐｌｅｓｔａｇｅｆｒａｃｔｕｉｒｎｇ，ｒｉｖｅｒｆｒａｃｔｒｅａｔｍｅｎｔａｎｄｓｙｎｃｈｒｏｎｏｕｓｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ）ｆｏｒｓｈａｌｅｇａｓｄｅｖｅｌｏｐｍｅｔｎａｎｄｔｈｅｉｒｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓａｎｄａｐｐｌｉｃａｂｉｌｉｔｙ，Ｓｏｍｅｐｒｏｐｏｓａｌｓａｒｅ

页岩气三代钻井技术、压裂技术

页岩气三代钻井技术、压裂技术怎样开采页岩气？页岩气是充填于页岩裂隙、微细孔隙及层面内的自然气。

开采页岩气通常要先打直井到几千米的地下，再沿水平方向钻进数百米到上千米，并采纳大型水力压裂技术，也就是通过向地下注入清水、陶制颗粒、化学物等混合成的压裂液，以数十到上百兆帕的压力，将蕴含自然气的岩层“撬开”，就像在致密的页岩中建设一条条“高速大路”，让深藏于页岩层中的页岩气沿“高速大路”跑到水平井段，最终从直井中采出来。

页岩气井钻井示意图页岩气三代钻井技术●一代技术2023年~2023年，勘探开发初期，水平段1000~1500米，周期80~100天。

主要以常规油气钻井技术工艺+水平井钻井技术+油基钻井液为主。

●二代技术2023年~2023年，一、二期产能建设时期，水平段1500~2200米，周期60~80天。

针对页岩气开发特点，开展页岩气工程技术“一次革命”，攻关完成了“井工厂作业+国产化工具+自主化技术+系列化工艺”，实现提速降本增产。

●三代技术2023年至今，页岩气大进展时期，水平段2000~3000米，周期40~60天，围绕“四提”目标，开展页岩气工程技术“二次革命”，主要技术路线是“个体突破向综合配套转变，单项提速向系统提速进展”，技术要点是两个方向（钻井工艺+钻井工具）、三大核心（激进参数+精益施工+超常工艺）、三大基础（地面装备+井下工具+钻具组合）。

页岩气三代压裂技术●一代技术2023年~2023年，渐渐形成自主化的以“桥塞分段大规模体积压裂+井工厂运行”为核心的页岩气长水平井高效压裂技术系列。

●二代技术2023年~2023年，自主页岩气压裂技术转变为追求改造体积裂缝简单度最大化，攻关形成了“多簇亲密割+簇间暂堵+长段塞加砂”主体压裂工艺等低成本分段工具及工艺为代表的二代压裂技术系列。

●三代技术2023年至今，为满意多层立体开发和不同类型储层要求，乐观开展全电驱压裂装备配套适应性讨论，推广牵引器射孔技术和延时趾端滑套工艺，优化高效可溶桥塞结构，研发井口快速插拔装置、多级选发点火装置、高效连续油管钻塞液体系，持续更新升级压裂装备及其配套工具，全面提升了装备作业水平，实现低成本、规模化、绿色施工。

区块页岩气水平井钻井完井技术

区块页岩气水平井钻井完井技术摘要：相对于发达国家，我国区块页岩气勘察起步较晚，仍然处于起步阶段，勘察技术有待提高。

而一些发达国家已经积累了丰富的经验，特别在页岩气水平井钻井完井技术上，起步较早、技术水平趋于成熟。

就此，文章就区块页岩气水平钻井完井技术展开分析关键词：区块页岩气水平井；钻井完井；技术分析笔者以涪陵焦石坝区块为例，该地区地理环境复杂、各向差异显著容易出现井下安全事故且钻井时间长。

经过对该区块页岩气钻井完井技术难点展开适应性评估，制定可行性方案从而为涪陵焦石坝区块页岩气开发创造条件。

一、页岩气水平井钻井特点分析水平井和页岩之间的储层和中裂缝相交，基于现有条件下扩大接触面积，完善页岩气流动状态。

由于水平井井眼在最小的主应力位置，可以使井眼基于压裂条件下与井筒相交从而压裂增产。

水平井比直井要求较低，地下延伸性较大，防止受到地面因素影响。

基于费用投资上分析，水平井经济造价多，但是采量较多有助于经济收入的提升。

因为页岩气在钻完井上呈现复杂性、系统性特点，特别在低空隙度和低渗透上。

所以，钻井开采过程中应注意储存保护。

泥页岩呈现碎花膨胀特点，目前当务之急是提高钻井工艺。

此外，由于经济投入较多需要注意垂直井段深度控制。

钻井时避免坍塌问题，采取科学的控制方案。

这样做的原因的是：不同区域的页岩气地质和储量不同，在页岩气水平开采过程中应立足于现实状况、学习发达国家成功经验从而研发适应国内的水平井开采技术。

二、页岩水平井钻井液研究泥页岩自身有着吸水膨胀性特点，所以容易发生井壁失稳，这也是导致安全事故的主要原因。

由于页岩地层层理和页岩裂缝发育，岩心外层存在细小缝隙，钻井液流入垮塌页岩层内并通过体表水化反应在泥页岩地层内产生膨胀，引发坍塌与井壁失稳。

所以，在选择页岩气水平钻井液过程中应做好密封工作。

伴随着开采页岩气的快速发展，有关技术并未得到了研发使得实际开采成功率较低。

国内关于开采页岩气研究上缺少充足的资料依据与经验积累，极容易出现钻井液密度较大，尤其是钻井开采过程中井壁失稳严重。

页岩气完井方式综述

页岩气完井方式综述页岩气井的投产能否成功，完井工艺是关键。

因为页岩气油藏的孔隙度和渗透率极低，必须采用特殊的完井工艺技术才能完成投产。

经调研统计，页岩气井普遍采用的完井方式可分为以下几类类：桥塞+射孔联作完井、滑套封隔器完井、套管固井后射孔完井、尾管固井后射孔完井、尾管固井后射孔完井和裸眼射孔完井。

标签：页岩气；完井；固井页岩地层裂缝发育，长水平段（1200m左右）钻井中易发生井漏、井垮等问题，造成钻井液大量漏失、卡钻、埋钻具等工程事故。

页岩气水平井钻井中，水平段较长，磨阻、携岩及地层污染问题非常突出，钻井液好坏直接影响钻井效率、工程事故的发生率及储层保护。

页岩气单井产能低，勘探开发成本高，需要优化钻井工艺及研发低成本钻井，配套装备，提高采收率，降低钻井工程成本。

1 页岩气井完井方式1.1 组合式桥塞完井（桥塞+射孔联作完井）组合式桥塞完井是页岩气水平井最广泛使用的完井方式，其原理是在套管中用组合式桥塞分隔各段，分别进行射孔或压裂，这是页岩气水平井最常用的完井方法，其工艺流程是下套管、固井、射孔、分离井筒，但由于需要在施工中射孔、坐封桥塞、钻桥塞，因此也是最耗时的一种方法。

1.2 机械式组合完井（滑套封隔器完井）国外近年发展起来的一种新型完井技术，其工作原理是利用膨胀封隔器和滑套系统组成一趟管柱进行固井和分段压裂。

操作流程为：完井管串下入水平段、坐封悬挂器、注酸溶性水泥浆固井、泵入压裂液、井口投球控制滑套系统、水平段最末端第一级压裂、依次第二、三级等逐级压裂、防喷洗井、投产。

该工艺主要适用于长水平段页岩气井的逐级压裂，其中哈里伯顿公司的DeltaStim 完井技术为市场主导。

1.3 水力喷射射孔完井（套管固井后射孔完井）是根据伯努利能量转换原理，使流体通过喷射工具，油管中的高压流体能量被转化为动能，产生高速流体冲击岩石形成射孔通道，实际应用中通常使用低砂浓度携砂液来完成水力喷射任务。

其优点是免去下封隔器或桥塞，缩短完井时间，工艺相对成熟简单，有利于后期多段压裂，缺点是有可能造成水泥浆对储层的伤害。

区块页岩气水平井钻井完井技术

在页岩气钻完井技术方面的发展已经趋于完善，尤其是其在页态，在开采时只是有仅少数成功，然而我国在开采页岩气方面岩气水平井钻井完井技术方面。所以，文章围绕区块页岩气水的仍然缺乏详细的地质资料，并且也缺乏完善的开采经验，在
段，缺乏更加完善的勘探技术，而国外一些地区已经有比较长
时井壁失稳现象更加严重，因此进行页岩气水平井钻井开采的同时往往使用的是基本的钻井液，通常只是在进行直井段开采时才会使用水基钻井液。开采页岩气钻井的同时，对于水基钻井液的要求比较高，然而油基钻井液也要具备比较小的润湿角
的发展历史，并且在长时间的发展过程中已经逐渐形成了丰富及界面张力，不仅能有效加强水平井井壁的强度，同时也能够
的发展经验，在水平井钻井技术方面形成了纯熟的发展技术。与此同时，我国在页岩气方面具有丰富的地质资源，然而因为勘探技术还不够纯熟，其中存在的限制比较多。为此，文章中笔者针对区块页岩气水平井钻井完井技术，对其发展技术进行了分析。
选用以下措施：其一，详细的其二，运用套管漂浮的固井技术，减小上提套管拉力和下放阻力，提高施工过程中的安全性，同时保证套管下放时的顺利；其三，使用套管抬头下套的技术，以及前置液固币冲
视。由于泥页岩具有碎花膨胀的特征，为此在钻井也以及相关工艺方面要进行提升。同时因为钻井的成本过大，因此在垂直井段的深度方面要格外注意。另外，钻井的同时也要对过程中可能发生的塌、漏现象进行有效的防控。因为每个地区的页岩气地质与储量存在一定的差异性，为此，我国在进行页岩气水平井开采的同时，要结合我国的实际情况，不仅要借鉴国外的

页岩气完井工艺方式的选择

页岩气完井工艺方式的选择【摘要】页岩气是一种重要的非常规天然气资源。

在我国四川、江汉等油气盆地，页岩气都有分布。

生产周期长是页岩气的显著特点。

因页岩气藏的储层一般呈低孔、低渗透率的物性特征，需实施储层液压破碎才能开采。

我国有加快发展页岩的有利条件，如果措施得当，可以大大缩短我国页岩气开发利用发展过程，尽快实现页岩气规模开发，将有利于缓解我国油气资源短缺的现状。

【关键词】页岩气物性特征措施1 概述页岩气是从页岩层中开采出来的天然气，是一种重要的非常规天然气资源。

在我国四川、鄂尔多斯、渤海湾、江汉、塔里木等含油气盆地，页岩气都有分布。

据估算中国主要盆地和地区页岩气资源量约为26万亿立方米，与美国大致相当，经济价值巨大。

生产周期长是页岩气的显著特点。

页岩气田开采寿命一般可达30-50年，甚至更长。

开采寿命长，意味着可开发利用的价值大，决定了页岩气的发展潜力巨大。

2 页岩气完井工艺方式优选在我国，页岩气开发处于蓬勃发展的上升期，但是相关措施主要通过借鉴美国等发达国家先进的页岩气开采技术。

页岩气完井技术主要包括：桥塞+射孔联作完井技术、裸眼封隔器完井技术、水力喷射射孔完井等。

2.1 桥塞+射孔联作完井技术完井时，先对水平井筒内的套管注水泥，然后通过电缆座封桥塞射孔，实现套管内机械封隔。

随后多次重复这一工艺，在水平段上完成多级压裂改造。

当所有小段被处理完后，采用连续油管钻除复合桥塞，保持井筒全通径并投产。

2.2 滑套封隔器完井技术裸眼多级压裂系统是用套管外封隔器来代替水泥固井来隔离各层段，封隔器用来密封裸眼井筒，生产时不需要起出或钻铣，同时利于滑套在封隔器间的井筒上形成通道，来代替套管射孔。

滑套可以通过液压打开或通过投入特定尺寸的启动球来切换套筒并打开通道。

这些球可以在两级之间实现套管内封隔，因而无需使用桥塞。

2.3 水力喷射射孔完井水力喷射射孔完井是用高速和高压流体携带砂体进行射孔，打开地层与井筒之间的通道后，提高流体排量，从而在地层中打开裂缝的水力压裂技术。

页岩气水平井完井压裂技术分析与研究

页岩气水平井完井压裂技术分析与研究摘要：通过对页岩气水平完井情况的分析和分级方法的选择，探讨了页岩气水平井完井压裂技术的优化与应用好吧。

它希望能帮助水平井分馏技术在页岩气井的应用。

关键词：页岩气；水平井完井；压裂技术页岩气是页岩气藏中的一种天然气资源，我国页岩气可采储量较大，为了进一步扩大井与储层的接触面积，可在水平完井过程中合理应用分馏技术井。

跟随页岩气水平完井裂缝成因分析与探讨。

1 页岩气水平井完井及压裂方式的选择1.1 与水平井完井相适应的压裂方式水平井作为一口特殊的井，其倾角接近90度。

在用压裂法完成这类井的划分时，要保证压裂法与补充法具有良好的适应性，否则可以会对完井效果造成不必要的影响。

鉴于此，在水平完井应用压裂技术时，有必要选择合理的压裂方法，这是保证完井的前提，目前页岩气水平井段常用的两种互补方法，即封井和裸眼完井。

（1）与套管完井方式相适应的压裂方式为泵送桥塞，这种压裂方法的特点是：对裂缝点控制效果好，能保证井眼的稳定性，对生产测井非常有利，成熟度高，风险相对较低，缺点是等待时间长。

（2）与裸眼方式相适应的压裂方式为封隔器加滑套，这种方法在操作过程中不需要破坏墙体，而且这种方法在施工过程中不会出现轻微的裂缝，而且这种方法在施工中也不会表现出很高的稳定性。

对于无法正确控制裂缝位置的完井，一旦发生砂凝块，就很难处理。

从以上分析不难看出，泵桥塞开裂有其优点，缺点较少。

因此，该研磨方法可作为页岩气水平井完井的首选方法。

1.2 泵送桥塞分段压裂水平配制页岩气时，最合适的裂解方法是泵塞。

将射孔管柱的射孔深度与射孔管柱的下段连通，然后将射孔管柱的射孔深度与射孔管柱连通，所述射孔枪与所述穿孔层相适应，完成所述环的第一段间隙。

骨折然后用凝胶冲洗钻孔，用液体泵将桥塞送入井内，引爆桥塞，使桥塞与射孔枪分离，同时进行试压，拉动电缆将射孔枪带到射孔段射。

射孔后，将电缆从井内拔出，并将另一根断开层。

之后为了实现多物种跟踪目标，可在第二部分重复完成第一阶段的开裂，它是这种摔跤方法最突出的元素是分数段的数量没有受到限制。

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页岩气完井工艺方式的选择
【摘要】页岩气是一种重要的非常规天然气资源。

在我国四川、江汉等油气盆地，页岩气都有分布。

生产周期长是页岩气的显著特点。

因页岩气藏的储层一般呈低孔、低渗透率的物性特征，需实施储层液压破碎才能开采。

【关键词】页岩气物性特征措施
1 概述
页岩气是从页岩层中开采出来的天然气，是一种重要的非常规天然气资源。

在我国四川、鄂尔多斯、渤海湾、江汉、塔里木等含油气盆地，页岩气都有分布。

据估算中国主要盆地和地区页岩气资源量约为26万亿立方米，与美国大致相当，经济价值巨大。

生产周期长是页岩气的显著特点。

页岩气田开采寿命一般可达30-50年，甚至更长。

开采寿命长，意味着可开发利用的价值大，决定了页岩气的发展潜力巨大。

2 页岩气完井工艺方式优选
在我国，页岩气开发处于蓬勃发展的上升期，但是相关措施主要通过借鉴美国等发达国家先进的页岩气开采技术。

页岩气完井技术主要包括：桥塞+射孔联作完井技术、裸眼封隔器完井技术、水力喷射射孔完井等。

2.1 桥塞+射孔联作完井技术
完井时，先对水平井筒内的套管注水泥，然后通过电缆座封桥塞射孔，实现套管内机械封隔。

随后多次重复这一工艺，在水平段上完成多级压裂改造。

当所有小段被处理完后，采用连续油管钻除复合桥塞，保持井筒全通径并投产。

2.2 滑套封隔器完井技术
裸眼多级压裂系统是用套管外封隔器来代替水泥固井来隔离各
层段，封隔器用来密封裸眼井筒，生产时不需要起出或钻铣，同时利于滑套在封隔器间的井筒上形成通道，来代替套管射孔。

滑套可以通过液压打开或通过投入特定尺寸的启动球来切换套筒并打开
通道。

这些球可以在两级之间实现套管内封隔，因而无需使用桥塞。

2.3 水力喷射射孔完井
水力喷射射孔完井是用高速和高压流体携带砂体进行射孔，打开地层与井筒之间的通道后，提高流体排量，从而在地层中打开裂缝的水力压裂技术。

水力喷射压裂不受完井方式的限制，但是受到压裂井深和加砂规模的限制。

由于页岩井眼井壁坍塌情况严重，一般使用套管完井，因此该技术在我国页岩气开发起步时期适用性不强。

完井方式的选择关系到工程复杂程度，成本及后期压裂作业效果，适合的完井方式能有效简化工程复杂程度、降低成本、为后期压裂完井创造有利条件。

从下面的表1可以看出，桥塞+射孔联作完井技术具有可大排量分簇压裂、分段压裂级数不受限制、保持井筒全通径、裂缝布放位置精确等优点，而滑套封隔器完井技术在施工时有砂堵及滑套打不开的风险，一旦滑套打不开，必须得射孔解决，水力喷射射孔完井技术施工时排量小，而页岩气开发必须要有大规模的水力压裂，桥塞+射孔联作完井技术具有其他完井技术无法比拟的特点。

下表2是美国各页岩区块完井方式所占比重，美国页岩气开发井有85%以上是采用桥塞+射孔联作完井方式开采。

在国内页岩气先导试验区设在川渝黔鄂等地区，目前国内已完成了一些页岩气井的压裂改造：
建页hf-1井：江汉油田共动用14台2000型压裂车、两台混砂车、两台仪表车。

经过4天分7段进行压裂，共注入液量12070立方米，加砂394.5立方米，创中国石化页岩气井压裂施工入井液量最多、加砂量最大纪录。

昭104井，2011年4月3日，井下作业公司首次采用2台混砂车向14台2000型压裂车供液，测试压裂排量达16立方米/分；主压裂注入地层总液量2213.32立方米，最大泵注压力51.7兆帕，最大排量15立方米/分、最低排量14.1立方米/分。

国内已完钻并压裂的页岩气井，均采用大型压裂方式，即桥塞+射孔联作完井方式，通过大排量、大液量的压裂施工来开采页岩气。

3 结论与认识
（1）因页岩气藏的储层一般呈低孔、低渗的物性特征，需通过大排量、大液量的压裂改造，即体积压裂来开采页岩气，而只有桥塞+射孔联作完井工艺能满足大排量、大液量的压裂改造；
（2）在美国有85%以上页岩气井采用桥塞+射孔联作完井方式开采，国内虽进行了一些页岩气井的开采，但也是借鉴美国页岩气的开采技术，需再进行一定技术的积累来开发页岩气。

参考文献
[1] 崔思华.页岩气钻完井技术现状及难点分析.天然气工
业.2011，4
[2] 唐颖.页岩气井水力压裂技术及其应用分析.天然气工
业.2010，10（30，10）。