頁巖氣開發(fā)的技術(shù)基礎(chǔ)與發(fā)展方向

頁巖氣開發(fā)的技術(shù)基礎(chǔ)與發(fā)展方向

1頁巖氣技術(shù)創(chuàng)新發(fā)展現(xiàn)狀由于黃巖氣開發(fā)具有資源潛力大、開采壽命長、生產(chǎn)周期長等優(yōu)點(diǎn)，已成為當(dāng)前能源研究的熱點(diǎn)和突破。頁巖氣是以多種相態(tài)存在、主體上富集于泥頁巖(部分粉砂巖)地層中的天然氣聚集,全世界頁巖氣資源總量約456×1012m3,我國頁巖氣資源量約為26×1012m3,約占全球頁巖氣資源量的5.7%。美國和加拿大已經(jīng)開始了對頁巖氣的勘探開發(fā),特別是美國,目前已對密西根、印第安納等5個盆地的頁巖氣進(jìn)行商業(yè)性開采。2007年10月,中國石油與美國新田石油公司簽署了《威遠(yuǎn)地區(qū)頁巖氣聯(lián)合研究》的協(xié)議,國土資源部2009年10月在重慶市綦江縣啟動了中國首個頁巖氣資源勘查項(xiàng)目。這標(biāo)志著繼美國和加拿大之后,我國正式開始頁巖氣這一新型能源資源的勘探開發(fā)。2009年12月18日中石油第一口頁巖氣井威201井開鉆,中石化江漢油田建南地區(qū)首口頁巖氣井——建111井于2010年6月23日完鉆并試采成功。2011年底,頁巖氣被正式批準(zhǔn)為我國第172個獨(dú)立礦種,中國“十二五”規(guī)劃也明確要求:“推進(jìn)頁巖氣等非常規(guī)油氣資源開發(fā)利用”,初步提出2015年達(dá)到65×108m3的產(chǎn)量目標(biāo)。去年以來,一大批頁巖氣井鉆井及大型壓裂施工相繼完成,到2012年4月,我國已在頁巖氣開發(fā)實(shí)驗(yàn)區(qū)鉆井62口,其中24口井獲得工業(yè)氣流,富順—永川區(qū)塊第一口頁巖氣井陽201-H2井2012年10月上旬日產(chǎn)量達(dá)到43×104m3,成為中國測試產(chǎn)量最高的一口頁巖氣井,這預(yù)示著頁巖氣資源開發(fā)已全面鋪開,并即將商業(yè)化。因頁巖氣儲層與常規(guī)儲層的差異很大,必須采用先進(jìn)的開發(fā)技術(shù),才能實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)有效的開發(fā)。可見,推動頁巖氣開發(fā)技術(shù)進(jìn)步,尤其是水平井鉆井、完井及壓裂技術(shù)的進(jìn)步,對推動頁巖氣開發(fā)起著至關(guān)重要的作用。針對頁巖氣藏的特點(diǎn),水平井鉆井技術(shù)和水力壓裂技術(shù)成為了頁巖氣開發(fā)的核心技術(shù)。本文在國外頁巖氣開采技術(shù)簡述的基礎(chǔ)上,介紹近兩年國內(nèi)在頁巖氣開采技術(shù)方面取得的一些進(jìn)展、面臨的問題及下步工作方向。2主要技術(shù)的成功應(yīng)用國外,特別是美國,在頁巖氣開發(fā)方面成功的關(guān)鍵原因之一,是水平井技術(shù)、多段壓裂技術(shù)、微地震技術(shù)、地震儲層預(yù)測技術(shù),以及有效的完井技術(shù)等一系列先進(jìn)技術(shù)的成功應(yīng)用[7~9]。特別是水平井鉆井技術(shù)和多段壓裂技術(shù)作為頁巖氣開采的關(guān)鍵技術(shù),為國內(nèi)頁巖氣開采提供了參考。2.1水平井開采的效果水平井鉆井技術(shù)是頁巖氣成功開發(fā)的核心技術(shù)之一,深受業(yè)界重視。與直井相比,水平井成本雖然是直井的2~3倍,而產(chǎn)量卻是直井的3~5倍。水平井提高了與頁巖層中裂縫接觸的可能性,增大了與儲層中氣體的接觸面積,在直井收效甚微的地區(qū),水平井開采效果良好。同時,水平井減少了地面設(shè)施,開采延伸范圍大,避免地面不利條件的干擾。當(dāng)前,國外常用的水平井鉆井技術(shù)有欠平衡鉆井、旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆井、控制壓力鉆井等,其中:(1)欠平衡鉆井技術(shù)可實(shí)施負(fù)壓鉆井,減少循環(huán)漏失,提高采收率和機(jī)械鉆速,避免損害儲層;(2)旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆井技術(shù)由于在水平井鉆井中采用旋轉(zhuǎn)鉆井導(dǎo)向工具,可以形成光滑的井眼,更易較好的進(jìn)行地層評價,同時可有效提高鉆井速度;(3)控制壓力鉆井技術(shù)在鉆井過程中能有效控制井筒液柱壓力剖面,達(dá)到安全、高效鉆井;(4)隨鉆測井技術(shù)(LWD)和隨鉆測量技術(shù)(MWD)可以使水平井精確定位,引導(dǎo)中靶地質(zhì)目標(biāo),保證井眼軌跡,同時可以準(zhǔn)確評價地層。2.2泡沫水泥固井國外頁巖氣固井技術(shù)的核心是水泥漿體系,所涉及的水泥漿包括泡沫水泥、酸溶性水泥、泡沫酸溶性水泥以及火山灰+H級水泥等4種類型:(1)泡沫水泥,由于泡沫水泥具有漿體穩(wěn)定、密度低、滲透率低、失水量小、抗拉強(qiáng)度高等特點(diǎn),其良好的防竄效果,能有效解決低壓易漏長封固段復(fù)雜井的固井問題,而且水泥侵入距離短,可以減輕儲層損害。泡沫水泥固井比常規(guī)水泥固井產(chǎn)氣量平均高出23%。在水力壓裂期間,泡沫水泥相對低的抗壓強(qiáng)度不會增加水泥環(huán)里裂縫產(chǎn)生和擴(kuò)大的風(fēng)險。美國頁巖氣井通常采用該技術(shù)。(2)酸溶性水泥固井技術(shù),盡管常規(guī)水泥也可溶于酸,但酸的溶解度一般為25%,而酸溶性水泥的溶解度則達(dá)到92%,容易從地層孔隙中清除,所以通常用于需進(jìn)行限流水力壓裂的水平井段固井。美國Bernatt頁巖鉆井過程即用酸溶性水泥固井。(3)泡沫酸溶性水泥,由泡沫水泥和酸溶性水泥組成,兼顧泡沫水泥和酸溶性水泥的特點(diǎn)和優(yōu)點(diǎn)。典型的泡沫酸溶水泥由H級普通水泥和碳酸鈣組成,用氮?dú)獍l(fā)泡。該類型水泥固井不僅能避免水泥凝固過程中的井壁坍塌,且能提高壓裂能力。(4)火山灰+H級水泥體系,可通過調(diào)整水泥漿密度來改變水泥石強(qiáng)度,可有效防止漏失,同時有利于水力壓裂裂縫,該水泥要能抵制住比常規(guī)水泥更高的壓力。流體漏失添加劑和防漏劑的使用,能有效防止水泥進(jìn)入頁巖層。2.3壓裂機(jī)的研究由于頁巖氣藏超低滲透率和低孔隙度,頁巖氣水平井需經(jīng)過多級大規(guī)模水力壓裂處理,才能保證頁巖氣藏經(jīng)濟(jì)生產(chǎn)。國外常用的水力壓裂技術(shù)包括泡沫壓裂、多級壓裂、清水壓裂、水力噴射壓裂、重復(fù)壓裂、同步壓裂等。(1)N2泡沫壓裂技術(shù)適用于低壓、低滲透水敏儲層壓裂作業(yè),可以減輕壓裂液對地層的傷害,且返排效果好。(2)多級壓裂是利用封堵球或限流技術(shù)分隔儲層不同層位進(jìn)行分段壓裂的技術(shù),是頁巖氣水力壓裂的主要技術(shù)。(3)清水壓裂技術(shù)采用清水添加適當(dāng)?shù)臏p阻劑、黏土穩(wěn)定劑和表面活性劑等作為壓裂液,可以改善頁巖氣層的滲透率,提高導(dǎo)流性,減小地層損害。該技術(shù)適用于致密儲層,也是美國頁巖氣井最主要的增產(chǎn)措施。(4)水力噴射壓裂是用高速和高壓流體攜帶砂體進(jìn)行射孔,打開地層與井筒之間的通道后,提高流體排量,從而在地層中打開裂縫的水力壓裂技術(shù),適用于發(fā)育較多的天然裂縫的頁巖儲層。(5)重復(fù)壓裂就是在老井中再次進(jìn)行水力壓裂,直井中的重復(fù)壓裂可以在原生產(chǎn)層再次射孔,注入的壓裂液體積至少比其最初的水力壓裂多出25%,可使采收率增加30%~80%,水平井的重復(fù)壓裂必須設(shè)法隔離初始壓裂層位,新的壓裂層位必須是未壓裂過的區(qū)域。(6)同步壓裂指對2口或2口以上的配對井同時進(jìn)行壓裂,以促使水力裂縫擴(kuò)展過程中相互作用,對相鄰且平行的水平井交互作業(yè),增加改造體積。同步壓裂的目的是用更大的壓力和更復(fù)雜的網(wǎng)絡(luò)裂縫壓裂泥頁巖,從而提高初始產(chǎn)量和采收率。此外,還有近年來在低滲透油氣藏壓裂改造領(lǐng)域中應(yīng)用的一項(xiàng)重要新技術(shù)——微地震壓裂監(jiān)測技術(shù)。在水力壓裂施工中采用微地震監(jiān)測這一輔助技術(shù),通過傾斜儀和傳感器,可以遠(yuǎn)距離監(jiān)測壓裂效果。通過處理微地震數(shù)據(jù),確定水力壓裂產(chǎn)生的裂縫走向、傾向、高度、長度等數(shù)據(jù),調(diào)整施工參數(shù),從而保證壓裂效果,預(yù)測水力壓裂處理后的產(chǎn)量。3國內(nèi)外油氣開采經(jīng)驗(yàn)為國內(nèi)頁巖氣開發(fā)積累了初步的經(jīng)驗(yàn)近兩年來,特別是2012年以來,隨著國內(nèi)頁巖氣開發(fā)的快速推進(jìn),在借鑒國外先進(jìn)技術(shù)及國內(nèi)常規(guī)油氣開采經(jīng)驗(yàn)的基礎(chǔ)上,順利完成了一批頁巖氣井的鉆井、固井及大型壓裂施工作業(yè),為國內(nèi)頁巖氣的開發(fā)積累了初步的經(jīng)驗(yàn)?，F(xiàn)從鉆完井及壓裂技術(shù)兩方面進(jìn)行介紹。3.1頁巖氣水平井技術(shù)水平井是開發(fā)頁巖氣的有效方式,因此頁巖氣水平井鉆完井技術(shù)是關(guān)鍵。在頁巖氣水平井技術(shù)方面,關(guān)鍵是井壁穩(wěn)定技術(shù)、井眼軌跡優(yōu)化設(shè)計(jì)和控制技術(shù)、下套管與固井技術(shù)、降摩阻技術(shù)、井眼清洗技術(shù)等。國內(nèi)圍繞上述目標(biāo)開展了有效工作。3.1.1復(fù)雜井段施工技術(shù)(1)威201-H1井的初步實(shí)踐,為今后在該區(qū)塊的鉆井設(shè)計(jì)和鉆井施工提供了一定的技術(shù)支撐。基于四川油氣田威遠(yuǎn)構(gòu)造的第一口頁巖氣水平井—威201-H1井,探討了頁巖氣水平井鉆井技術(shù):首次在該區(qū)域探索使用PDC鉆頭,并成功穿越龍?zhí)兜撞亢兔┛诙吸S鐵礦和燧石地層;通過LWD儀器的伽馬參數(shù),結(jié)合綜合錄井提供的氣測顯示情況,能夠充分指導(dǎo)并實(shí)現(xiàn)儲層跟蹤鉆進(jìn),滿足頁巖氣水平井鉆井需要。通過該井的實(shí)踐認(rèn)為,今后需要開展如下工作:盡快開展頁巖巖石特性、垮塌機(jī)理研究,為頁巖水平井鉆井及井壁穩(wěn)定提供理論指導(dǎo),以提高頁巖氣的開發(fā)效益;進(jìn)一步優(yōu)化井身結(jié)構(gòu),以降低鉆穿飛仙關(guān)水層、龍?zhí)赌囗搸r垮塌層、茅口及棲霞漏層、龍馬溪頁巖垮塌層等多個復(fù)雜井段,以及長水平段頁巖儲層鉆井工程風(fēng)險。(2)初步形成了適合昭通頁巖氣示范區(qū)的優(yōu)快鉆井技術(shù)、防漏堵漏技術(shù)、油基鉆井液體系和固井工藝等鉆井完井技術(shù),對國內(nèi)頁巖氣鉆井施工有一定的借鑒意義。為加快中國石油昭通頁巖氣示范區(qū)頁巖氣水平井鉆井技術(shù)探索,根據(jù)該區(qū)塊第一口水平井(評價井)——YSH1-1井的實(shí)鉆情況,基于常規(guī)水平井安全優(yōu)快鉆井完井技術(shù)研究,通過優(yōu)選鉆頭、細(xì)化防漏堵漏方案、應(yīng)用高密度油基鉆井液、優(yōu)化固井工藝等措施,有效解決了地層研磨性和沖擊性強(qiáng)、惡性井漏頻發(fā)、泥頁巖井壁垮塌嚴(yán)重、固井質(zhì)量難以保證等技術(shù)難點(diǎn)。通過該井的實(shí)踐,總結(jié)出了適合昭通頁巖氣示范區(qū)的水平井鉆井完井技術(shù)。針對大斜度及水平井段頁巖層理發(fā)育、極易垮塌的情況,建議開展儲層地應(yīng)力與巖石(弱面)力學(xué)研究,通過室內(nèi)試驗(yàn)及實(shí)鉆資料進(jìn)行井壁失穩(wěn)機(jī)理分析,為提高鉆井液性能,特別是在頁巖地層中的抑制性、造壁性和封堵性提高依據(jù);加強(qiáng)油基、合成基高性能鉆井液和配套堵漏技術(shù)的研究,完善油基、合成基鉆井液性能;針對該地區(qū)地層研磨性和沖擊性極強(qiáng)的技術(shù)難點(diǎn),從耐磨地層破巖機(jī)理出發(fā),研制個性化高效鉆頭;深入開展易漏長封固段固井工藝及水泥漿的配方研究,以滿足水平段優(yōu)質(zhì)固井質(zhì)量要求。(3)在彭頁HF-1井施工過程中,通過應(yīng)用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆井技術(shù)、油基鉆井液等關(guān)鍵技術(shù),同時結(jié)合鉆頭優(yōu)選和鉆具組合優(yōu)化,有效提高了機(jī)械鉆速,降低了摩阻和扭矩,保證了井壁穩(wěn)定。該井實(shí)鉆效果及泌頁HF-1井的實(shí)踐表明,旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆井技術(shù)和油基鉆井液是頁巖氣水平井施工成功的關(guān)鍵,對國內(nèi)其他頁巖氣水平井施工具有指導(dǎo)和借鑒作用。需要強(qiáng)調(diào)的是,旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆井技術(shù)、油基鉆井液等技術(shù)成本較高,特別是地層裂縫發(fā)育的區(qū)塊,鉆井液漏失會造成很大的損失,而且油基鉆井液堵漏技術(shù)尚不完善,很多傳統(tǒng)的堵漏材料在油基鉆井液中無法使用,這些都需要在將來的施工中進(jìn)一步完善。3.1.2油基鉆井液體系頁巖地層裂縫發(fā)育,水敏性強(qiáng),長水平段鉆井中不僅易發(fā)生井漏、垮塌、縮徑等,且由于水平段較長,還會帶來摩阻、攜巖及地層污染問題,從而增加了產(chǎn)生井下復(fù)雜的幾率。為解決頁巖氣水平井鉆井中井壁穩(wěn)定、降阻減摩和巖屑床清除等問題,基于頁巖氣水平井鉆井的特點(diǎn)及對鉆井液的需求,提出了頁巖氣水平井鉆井液的選用原則。從近期完成的威201-H3、泌頁HF-1井、渤頁HF-1井、建頁HF-1井、延頁HF-1井、涪頁HF-1井和焦頁HF-1井等井的初步實(shí)踐證明,油基鉆井液是頁巖氣水平井施工的首選鉆井液體系。威遠(yuǎn)地區(qū)頁巖氣儲層石英含量較高,巖石脆性特征明顯,屬弱水敏。同時具有較強(qiáng)的層理結(jié)構(gòu),極易發(fā)生層間剝落,且頁巖強(qiáng)度有顯著的各向異性,層理面傾角為40°~60°,巖心易發(fā)生沿層理面的剪切滑移破壞,造成定向段和水平段井壁失穩(wěn)。針對威遠(yuǎn)地區(qū)頁巖氣儲層特性,威201-H3井在定向、水平段應(yīng)用了油基鉆井液體系:柴油+3.5%有機(jī)土+10%CaCl2水溶液(質(zhì)量體積比為20%~40%)+4%~6%主乳化劑+1%~2%輔乳化劑+2%~3%降濾失劑+1%~3%塑性封堵劑+0.5%~1%潤濕劑+1%~2%CaCO3(粒徑為0.043mm)+2%~3%CaCO3(粒徑為0.030mm)+1.0%~1.5%CaO+重晶石。該體系較好地解決了威遠(yuǎn)地區(qū)泥頁巖層垮塌的問題。泌頁HF-1井設(shè)計(jì)三開井段在頁巖層中鉆進(jìn)水平段,水平段設(shè)計(jì)長度為1000.00m。該井定向段應(yīng)用水基聚合物鉆井液,在接近水平段時鉆遇泥巖、頁巖地層,并發(fā)生嚴(yán)重的井壁失穩(wěn)。為防止頁巖水化、分散、垮塌及長水平段易黏卡的問題,在三開水平井段試驗(yàn)應(yīng)用了油基鉆井液。該體系采用5號白油為連續(xù)相,質(zhì)量濃度為28.0g/L的CaCl2水溶液為水相,通過優(yōu)選主乳化劑、輔乳化劑及其加量,以及合理控制潤濕劑、有機(jī)土、降濾失劑、提切劑和封堵劑的加量,形成了油基鉆井液配方。該油基鉆井液在泌頁HF-1井三開水平段應(yīng)用,僅用時6.5d就鉆完實(shí)際長達(dá)1044.00m的水平段而順利完鉆。應(yīng)用表明,油基鉆井液封堵防塌能力強(qiáng)、性能穩(wěn)定、濾失量低、流變性好,且具有較強(qiáng)的攜巖能力。油基鉆井液的成功應(yīng)用,為頁巖氣水平井安全快速鉆井積累了經(jīng)驗(yàn)。此外,為了解決頁巖鉆井中的井壁穩(wěn)定問題,借助固體力學(xué)、斷裂力學(xué)和界面化學(xué)理論,建立了介質(zhì)潤濕特性控制的裂縫擴(kuò)展模型,提出了基于潤濕理論的頁巖井壁穩(wěn)定評價方法。采用該方法評價表明,在頁巖地層鉆井時,水基鉆井液應(yīng)減小鉆井液界面張力和增大鉆井液與巖石的潤濕角;油基鉆井液應(yīng)減小鉆井液界面張力和潤濕角,從而強(qiáng)化井壁圍巖強(qiáng)度、防止頁巖井壁發(fā)生垮塌;頁巖地層井壁穩(wěn)定性尺度效應(yīng)明顯,不同尺度條件下井壁圍巖裂縫擴(kuò)展機(jī)制各異。這一結(jié)論對頁巖氣井鉆井液設(shè)計(jì)具有重要的意義。3.1.3特殊情況應(yīng)用為了提高頁巖氣開發(fā)的速度,在頁巖氣鉆井中還嘗試了其他一些技術(shù),并見到了初步的效果。(1)低密度膨脹型堵漏技術(shù)應(yīng)用。湘頁1井在二開鉆井過程中發(fā)生了裂縫型和溶洞型漏失,為提高漏失層承壓能力,保證固井質(zhì)量,采用低密度膨脹型堵漏漿技術(shù),對漏失層段進(jìn)行了承壓堵漏。結(jié)果表明,低密度膨脹型堵漏漿具有良好的流動性能以及很強(qiáng)的封堵承壓能力,且在堵漏施工中,易于配制、調(diào)整,不需要特殊設(shè)備,施工安全系數(shù)高,承壓堵漏效果顯著。(2)空氣鉆井及泡沫鉆井的應(yīng)用,為今后相同區(qū)塊同類地層應(yīng)用空氣鉆井技術(shù)提高機(jī)械鉆速及防止漏失提供了寶貴的實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)。黃頁1井為中國石化華東分公司在貴州黃平區(qū)塊部署的一口頁巖氣井,該井上部地層為白云巖,中下部地層為碳質(zhì)泥巖,地層研磨性較強(qiáng),機(jī)械鉆速低。同時,地質(zhì)構(gòu)造復(fù)雜,地層縫、洞發(fā)育,鉆進(jìn)過程中易發(fā)生漏失。為此,在該井嘗試了空氣鉆井及泡沫鉆井技術(shù),在一定程度上獲得了較高的機(jī)械鉆速,同時較好地解決了井漏問題。(3)水力脈沖射流輔助鉆井技術(shù)在宣頁1井的應(yīng)用效果明顯。宣頁1井是一口頁巖氣探井,該井完鉆井深2848m,主要鉆遇奧陶系、寒武系等中古生界地層,地層巖性致密,地層可鉆性差、傾角大,給鉆井施工帶來了一些困難。該井除采用其他技術(shù)措施外,為了提高鉆井鉆速,縮短鉆井周期,在分析水力脈沖空化射流鉆井機(jī)理及關(guān)鍵技術(shù)的基礎(chǔ)上,應(yīng)用了水力脈沖射流輔助鉆井技術(shù)。結(jié)果表明,水力脈沖空化射流鉆井技術(shù)可以有效提高頁巖氣鉆井施工的機(jī)械鉆速,在鉆進(jìn)地層相同、相近工況下,試驗(yàn)井段比同井相鄰井段機(jī)械鉆速平均提高105.3%。3.1.4水平井固井技術(shù)頁巖氣水平井固井的關(guān)鍵是如何提高長水平段固井質(zhì)量,以滿足多級多段壓裂的封固要求。近期,圍繞提高固井質(zhì)量進(jìn)行了初步的研究與實(shí)踐。(1)技術(shù)對策及工程頁巖氣儲層多為低孔低滲,需要采取壓裂等增產(chǎn)措施溝通天然裂縫,因此對固井質(zhì)量的要求很高。通過對頁巖氣水平井固井面臨的套管下入與居中度、油基鉆井液有效驅(qū)替和大型壓裂對固井膠結(jié)質(zhì)量的影響等技術(shù)難題進(jìn)行深入分析,提出了提高頁巖氣水平井固井質(zhì)量的技術(shù)對策:(1)采用具有較好的防竄性能,可以改變水泥石材料動態(tài)力學(xué)性能的彈韌性水泥漿體系,提高水泥石抗沖擊破壞的能力;(2)采用洗油沖洗液,清洗黏附在界面處的油漿、油膜及濾餅,改善環(huán)空界面的膠結(jié)環(huán)境,并通過優(yōu)化前置液及用量,有效循環(huán)鉆井液,提高不規(guī)則井眼頂替效率技術(shù),確保固井膠結(jié)質(zhì)量;(3)優(yōu)選、優(yōu)化套管扶正器的類型和安放位置,確保套管居中度達(dá)到70%以上,并從優(yōu)化通井程序、采用漂浮接箍和套管抬頭技術(shù)等方面確保水平段套管順利下入。這些措施不僅可以提高水平井固井質(zhì)量,也為今后頁巖氣水平井固井提供了參考。(2)水平井分段壓裂技術(shù)研究者在室內(nèi)試驗(yàn)基礎(chǔ)上,優(yōu)選出SFP彈韌性水泥漿體系配方。室內(nèi)模擬試驗(yàn)結(jié)果表明,該水泥漿具有較好的抗沖擊性和較高的柔韌性,在黃頁1井準(zhǔn)139.7mm生產(chǎn)套管固井中的應(yīng)用表明,固井施工順利,48h變密度測井檢測結(jié)果顯示,頁巖氣目的層固井質(zhì)量優(yōu)質(zhì),為實(shí)施頁巖氣水平井固井提供了基礎(chǔ)。彭頁HF-1井通過采用雙凝雙密度水泥漿、超級扶正器等技術(shù),保證了套管的居中度,固井過程中未發(fā)生漏失,水泥漿正常返至地面,固井質(zhì)量較好,值得在頁巖氣水平井推廣應(yīng)用。為了提高頁巖氣水平井固井質(zhì)量,滿足分段壓裂需求,對彭水地區(qū)海相頁巖氣水平井固井技術(shù)進(jìn)行了探索。針對彭頁HF-1井的固井技術(shù)難點(diǎn),以通井?dāng)?shù)據(jù)為基礎(chǔ),進(jìn)行了水平井套管下入數(shù)值模擬分析,優(yōu)選了扶正器類型和扶正器安放間距。針對該井部分井段地層漏失特性,采用“應(yīng)力籠”理論,開展了承壓堵漏作業(yè),并優(yōu)選合適的高效驅(qū)油沖洗液和隔離液及水泥漿體系,滿足界面潤濕反轉(zhuǎn)和驅(qū)油要求?；跀?shù)值模擬分析,設(shè)計(jì)的彈性水泥漿彈性模量為6.5~8.5GPa,扶正器端面居中度達(dá)到67%,水平段固井質(zhì)量能夠滿足壓裂的需求。CBL測井結(jié)果表明,彭頁HF-1井水平段固井優(yōu)良率為78.4%,質(zhì)量合格,壓裂過程未發(fā)現(xiàn)層間竄現(xiàn)象。針對四川盆地頁巖氣井水平井段固井應(yīng)能滿足大型分段加砂壓裂增產(chǎn)作業(yè)的需要,開展了增韌材料的優(yōu)選和高效沖洗劑等的研制與應(yīng)用研究:(1)應(yīng)用自主開發(fā)的增韌材料,配制出密度達(dá)1.95g/cm3的增韌水泥漿,水泥石抗沖擊韌性超過常規(guī)水泥石20%,抗折強(qiáng)度提高了10%~15%,彈性模量則下降了約20%,顯示出良好的增韌性能;(2)采用油基介質(zhì)下高效沖洗液,能在短時間內(nèi)改變套管及井壁的潤濕性,該沖洗液對界面沖洗效果超過90%,達(dá)到了有效清除套管及井壁殘留油泥、隔離油基鉆井液與水泥漿的效果;(3)通過集成應(yīng)用川渝地區(qū)旋流剛性扶正器、漂浮頂替等成熟的固井技術(shù),實(shí)現(xiàn)了水平井段的有效頂替。經(jīng)過3口井的應(yīng)用表明,固井質(zhì)量均滿足了后期增產(chǎn)作業(yè)的技術(shù)要求,為頁巖氣藏水平井固井提供了技術(shù)支撐。3.2壓裂技術(shù)3.2.1借鑒國外經(jīng)驗(yàn),促進(jìn)頁巖氣水平井壓裂改造隨著頁巖氣水平井的開發(fā),頁巖水平井大型壓裂也取得了初步進(jìn)展,一系列頁巖氣水平井壓裂取得成功[27~29],促進(jìn)了頁巖氣的開發(fā)速度。中國石油西南油氣田公司在四川盆地W201井首次進(jìn)行了頁巖氣藏加砂壓裂先導(dǎo)性試驗(yàn)。作為國內(nèi)第一口頁巖氣井,先導(dǎo)性試驗(yàn)雖然在工藝上取得了成功,但是,頁巖氣藏改造技術(shù)尚未真正起步,增產(chǎn)改造技術(shù)有待發(fā)展和引進(jìn)。必須在實(shí)踐的基礎(chǔ)上,吸收國外先進(jìn)技術(shù)與經(jīng)驗(yàn),深入開展頁巖氣水平井多段壓裂工藝與配套技術(shù)研究。在參考國外海相頁巖氣儲層改造標(biāo)準(zhǔn)的基礎(chǔ)上,結(jié)合鄂爾多斯盆地延長組陸相頁巖氣儲層的特點(diǎn),通過對頁巖氣儲層改造方式、增產(chǎn)機(jī)理、區(qū)域?qū)游贿x擇三方面論證,提出了壓裂液體系優(yōu)化、支撐劑優(yōu)選、施工參數(shù)優(yōu)化、工藝配套技術(shù)優(yōu)化的方案,在實(shí)踐的基礎(chǔ)上,逐步形成了一套適合延長組陸相頁巖氣儲層的清水壓裂改造工藝技術(shù),并在延長油田多口頁巖氣井現(xiàn)場應(yīng)用。目前,所實(shí)施的大型壓裂的數(shù)口頁巖氣井壓后試氣均有良好見氣顯示。盡管目前制定的壓裂工藝基本能夠滿足延長區(qū)域頁巖氣直井的壓裂施工,但仍需進(jìn)一步完善提高。江漢油田在建頁HF-1井開展大液量多段壓裂的試驗(yàn),取得成功。在地面供液流程設(shè)計(jì)、分段壓裂完井工具優(yōu)選、壓裂液體系及支撐劑選型、井口裝置設(shè)計(jì)基礎(chǔ)上,采用可鉆橋塞和射孔聯(lián)作工藝技術(shù),成功實(shí)施了建頁HF-1井水平段大液量多段(7段)壓裂試驗(yàn),注入總液量為12117.6m3,加砂量為394.5m3。結(jié)果表明,該井壓裂效果顯著,為在頁巖氣水平井大液量多段壓裂改造積累了技術(shù)及現(xiàn)場實(shí)施經(jīng)驗(yàn),可在同區(qū)塊推廣應(yīng)用。涪頁HF-1井泵送易鉆橋塞分段大型壓裂技術(shù)的成功實(shí)施,為今后國內(nèi)頁巖氣水平井分段大型壓裂提供了參考。3.2.2滑答裂縫的折射相頁巖氣能否有效產(chǎn)出,很大程度上取決于壓裂裂縫和壓裂過程中誘導(dǎo)天然裂縫開啟而形成的相互交錯的網(wǎng)絡(luò)裂縫面積大小,其與頁巖氣井生產(chǎn)指數(shù)具有一定的相關(guān)性。因此,如何形成有效的網(wǎng)絡(luò)裂縫是頁巖氣壓裂設(shè)計(jì)的根本所在。借鑒國外海相頁巖氣壓裂成功經(jīng)驗(yàn),針對國內(nèi)陸相頁巖氣的特殊性,進(jìn)行了網(wǎng)絡(luò)壓裂的探索性研究。初步確立了頁巖氣網(wǎng)絡(luò)壓裂設(shè)計(jì)原則及相關(guān)理論基礎(chǔ),闡述了包括射孔方案、小型測試方案、壓裂材料優(yōu)選、施工參數(shù)及壓后返排參數(shù)優(yōu)化等內(nèi)容的網(wǎng)絡(luò)壓裂設(shè)計(jì)的基本思路及優(yōu)化方法,并圍繞頁巖氣網(wǎng)絡(luò)裂縫的主控因素(頁巖可壓性、誘導(dǎo)應(yīng)力場、主裂縫凈壓力優(yōu)化及控制等),進(jìn)行了系統(tǒng)的模擬分析?；谒岢龅膬?yōu)化設(shè)計(jì)方法,在河南油田頁巖氣井成功實(shí)施了壓裂施工,并取得了預(yù)期效果。為了認(rèn)識頁巖氣藏清水壓裂縫網(wǎng)能夠提供的導(dǎo)流能力大小及裂縫的有效性,選擇合理的壓裂方案,利用四川盆地某構(gòu)造的頁巖,從支撐劑濃度、支撐劑粒徑、支撐劑類型等方面,對滑溜水壓裂獲得的裂縫導(dǎo)流能力進(jìn)行了室內(nèi)測試。結(jié)果表明:(1)在有效閉合壓力低于30MPa時,縫網(wǎng)中支撐劑濃度不足單層時能夠提供較高的導(dǎo)流能力,但閉合壓力超過30MPa,就需要更高濃度或更大粒徑的支撐劑來克服嵌入、更高強(qiáng)度的支撐劑來抵制破碎,從而保證裂縫有足夠的支撐縫寬;(2)若縫內(nèi)形成的支撐劑濃度較低時,僅增大支撐劑粒徑,并不足以克服嵌入影響。因此,在頁巖氣藏滑溜水壓裂過程中,形成的縫網(wǎng)不能過于復(fù)雜,裂縫內(nèi)需要有足夠的支撐劑濃度,尤其是在硬度低、黏土含量高、嵌入嚴(yán)重的頁巖中;(3)頁巖黏土含量高,支撐劑充填層泥化嚴(yán)重,對支撐裂縫有效性的傷害不容忽視,可變形的樹脂覆膜砂在降低嵌入和充填層泥化方面比陶粒支撐劑表現(xiàn)出了更好的效果。為了提高壓裂施工作業(yè)的效率及效果,為壓裂工藝參數(shù)優(yōu)選提供基礎(chǔ)數(shù)據(jù),通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和理論分析相結(jié)合,對我國和北美主要頁巖氣儲層礦物組成、力學(xué)參數(shù)、微觀成像研究,推導(dǎo)出了適用于頁巖壓裂的閉合壓力和縫寬計(jì)算方法,計(jì)算了埋藏條件下的頁巖脆性指數(shù)、閉合壓力和縫寬,提出了壓裂液體系、黏度、排量和支撐劑類型的優(yōu)選原則,并利用黑色頁巖進(jìn)行了室內(nèi)模擬壓裂。結(jié)果表明,巖心分析技術(shù)能為壓裂工藝參數(shù)優(yōu)選提供必要支撐,且根據(jù)室內(nèi)分析方法計(jì)算的壓裂工藝參數(shù)具有較強(qiáng)的實(shí)用性,能夠提高壓裂的效果。為了給頁巖氣鉆井和壓裂設(shè)計(jì)工作提供技術(shù)支撐,開展了頁巖氣儲層巖石力學(xué)特性及脆性評價。結(jié)果表明,頁巖普遍具有脆性破壞的特征,破壞類型與頁巖種類、取心深度、取心方位和加載條件相關(guān)。低圍壓下標(biāo)準(zhǔn)試樣以劈裂式破壞為主,全應(yīng)力應(yīng)變曲線經(jīng)歷極短的塑性屈服階段即發(fā)生破壞;高圍壓時多出現(xiàn)雙剪式和單剪式破壞,頁巖的脆性與試樣的彈性參數(shù)和礦物組成關(guān)系密切。實(shí)例分析表明,脆性特征影響壓裂效果,與壓裂造縫能力和產(chǎn)氣情況吻合良好。頁巖通常含有一定比例的黏土礦物,大液量、大排量壓裂施工可能導(dǎo)致黏土礦物膨脹、水化分散,而目前還沒有建立起相關(guān)的評價體系。為此,基于前人的研究,采用自吸實(shí)驗(yàn)法、吸水膨脹實(shí)驗(yàn)法、X射線衍射(XRD)礦物成分分析等方法,對其膨脹、分散特征開展了大量的實(shí)驗(yàn)研究工作。結(jié)果表明:(1)對于烴源頁巖而言,自吸實(shí)驗(yàn)、吸水膨脹實(shí)驗(yàn)等可以作為頁巖氣藏膨脹和分散特征評價的有效方法;(2)具備生、儲烴能力的頁巖雖然具有較高的黏土含量,但膨脹和分散特征明顯不同于常規(guī)的泥頁巖及黏土含量較高的砂巖;(3)對于頁巖氣藏而言,對如何有效抑制初期的自吸及膨脹應(yīng)高度重視;(4)對于四川盆地的頁巖氣藏,完井及壓裂時由于化學(xué)原因?qū)е碌捻搸r膨脹、分散特征等,不屬于井壁穩(wěn)定性及壓裂方案設(shè)計(jì)考慮的主要因素。4頁巖氣開采中存在的問題盡管頁巖氣開采前景廣闊,并在開采技術(shù)上取得了成功經(jīng)驗(yàn),見到了初步的成果,但在頁巖氣開采方面仍然存在一些不容忽視的問題,主要體現(xiàn)在技術(shù)和環(huán)境保護(hù)兩方面[39~43]。4.1頁巖氣聚集技術(shù)美國早在1821年就發(fā)現(xiàn)和使用頁巖氣,但直到近10年才得以飛速發(fā)展。而我國頁巖氣才剛剛起步,顯然,在頁巖氣開發(fā)的初級階段將面臨許多挑戰(zhàn)。國內(nèi)頁巖氣地質(zhì)條件與美國存在著差異,美國頁巖氣主要分布在上古生界和中生界,以海相地層為主,而我國富含有機(jī)質(zhì)的頁巖多分布在年代更老的,或年代更新的地層里,陸相和海陸交互相地層占很大比例。美國地質(zhì)構(gòu)造相對穩(wěn)定,我國相對活動,不少目的層系后期都經(jīng)歷了強(qiáng)烈改造,頁巖氣聚集規(guī)律更為復(fù)雜。而且,我國頁巖氣儲層埋藏深,如四川盆地的頁巖氣層埋深在2000~3500m,而美國的頁巖氣層深度在800~2600m。頁巖氣層深度的增加也增加了開采難度,這就對開發(fā)技術(shù)提出了更高要求,同時也需要更大的投資支撐。盡管業(yè)界認(rèn)為開發(fā)頁巖氣所采用的技術(shù)與裝備,與常規(guī)天然氣開采并無大的區(qū)別,其中水平鉆井與壓裂增產(chǎn)等關(guān)鍵核心技術(shù)已在我國常規(guī)油氣開采中成功應(yīng)用,而且國內(nèi)在鉆機(jī)、壓裂車組、井下設(shè)備等裝備制造方面也已有較強(qiáng)的技術(shù)、生產(chǎn)和配套能力,但成熟度和適用能力還遠(yuǎn)遠(yuǎn)跟不上需要,尤其是一些核心技術(shù)。如,上世紀(jì)90年代后期開發(fā)的旋轉(zhuǎn)地質(zhì)導(dǎo)向鉆井技術(shù),可以將水平井鉆井時間大大縮短,但該技術(shù)主要掌握在國外幾家大的服務(wù)商手中。再就是水力壓裂核心技術(shù),目前與國外還存在不小的差距,如分段壓裂技術(shù),北美單井水平段分段壓裂一般可達(dá)30~40段,最多可到60段,而我國還很難達(dá)到?？梢?國內(nèi)在頁巖氣開采技術(shù)上仍然存在差距,還需要一定時間的積累、完善和提高,才能滿足需要。4.2頁巖氣開采的環(huán)境盡管人們對頁巖氣作為替代能源類型的前景充滿期待,但同時面臨大量耗水、氣體泄漏等問題,因此頁巖氣開采帶來的問題不容忽視。當(dāng)前,頁巖氣經(jīng)濟(jì)產(chǎn)能全靠水平井和大型壓裂。即便如此,單井日產(chǎn)量大多低于1×104m3,因此要上產(chǎn),就必須多打井。水力壓裂技術(shù),是目前唯一可以有效開采頁巖氣礦藏的手段,然而水力壓裂技術(shù)也是一把雙刃劍,由于大型壓裂每口井平均用水(2~4)×104m3,頁巖氣開采將大量消耗水資源,加上壓裂中壓裂液添加劑對地下水源和地表可能造成嚴(yán)重的污染,不得不引起重視。相對而言,美國的頁巖氣開采較為成熟,但仍然遭到環(huán)保人士的強(qiáng)烈反對,國外一些地區(qū)甚至已開始叫停一些頁巖氣項(xiàng)目。我國人均占有土地和水資源的數(shù)量遠(yuǎn)遜于美國,且長期過度的開發(fā)使我國生態(tài)環(huán)境更加脆弱。就我國而言,還面臨因地理環(huán)境限制和環(huán)境立法不足,更易造成環(huán)境污染的可能。我國頁巖氣田的分布與缺水地區(qū)的分布重合比較多。在水量相對充裕的長江流域,只在四川和江漢盆地發(fā)現(xiàn)了頁巖氣,而在西北、華北地區(qū),頁巖氣儲量豐富,水資源卻相當(dāng)緊張。其中,由于地表水缺乏,或者是水質(zhì)污染嚴(yán)重,華北平原和沿海地區(qū)的頁巖氣開采將主要依靠地下水。而華北平原是地下水超采最為嚴(yán)重的地區(qū)之一,一些沿海地區(qū)則因?yàn)榈叵滤幌陆?引起了海水入侵,導(dǎo)致地下水水質(zhì)惡化。但中國尚未正視這一環(huán)境問題,頁巖氣資源的開發(fā)將對中國水資源的質(zhì)與量提出嚴(yán)峻考驗(yàn)。在頁巖氣勘探開發(fā)進(jìn)程中,我們應(yīng)重視頁巖氣開采的環(huán)境污染評估,爭取以技術(shù)進(jìn)步和相關(guān)環(huán)境立法來克服環(huán)境安全隱患,減少對環(huán)境的破壞和污染,保證頁巖氣開采的健康發(fā)展。5頁巖氣開采的技術(shù)對策盡管我國在頁巖氣開采方面,初步具備了水平井鉆井、固井及多級壓裂技術(shù),但還不能滿足頁巖氣快速高效開發(fā)的需要,結(jié)合目前情況,今后在頁巖氣開采方面,需要圍繞以下方面開展工作:5.1水基鉆井液體系(1)對研磨性強(qiáng)的地層,要從耐研磨地層破巖機(jī)理出發(fā),研制高效鉆頭,采用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向等先進(jìn)鉆井技術(shù),以有效提高頁巖氣鉆井的機(jī)械鉆速。應(yīng)開展適合頁巖地層特點(diǎn)的控壓或欠平衡(尤其是氣體鉆井)鉆井工藝技術(shù)研究,加快突破頁巖氣勘探開發(fā)的瓶頸。(2)為了保證頁巖氣水平井的安全高效鉆井,針對頁巖具有的易膨脹、易破碎特點(diǎn),應(yīng)開展