北美页岩油气低成本钻完井技术及建议

为了适应低油价环境,提高页岩油气开发效益,北美页岩油气生产商采取了一系列措施来降低作业成本,增加单井产量,取得了较好的经济效益。介绍了北美页岩油气开发现状,分析了提高页岩油气开发经济效益所采用的低成本钻完井关键技术,包括高效率可移动钻机、井工厂优化设计、钻井优化设计、完井优化设计、压裂液回收利用和一体化化设计与管理优化等,结合国内页岩油气开发现状和工程技术难题,提出了低成本钻完井技术攻关建议。围绕这些关键技术进行研究,尽快形成适应于我国的页岩油气低成本钻完井技术,对于经济高效开发页岩油气具有重要意义。     

低油价下国内非常规气与进口气竞争力对比

近年来,非常规天然气已成为我国天然气供应的重要构成之一,在低油价的新常态下,中国油气行业面临究竟是继续低效益开发国内非常规气,还是加大进口海外天然气的现实抉择。为此,基于国内典型非常规气田的开发成本现状,采用净现金流量法,开展了典型非常规气田单井经济效益评价,构建了反映单井投资、累计产量、内部收益率3大关键指标的技术经济界限图版并与进口气价格进行对比,得出不同油价下我国非常规气效益开发的最优序列。研究结果表明:(1)在当前气价、投资、产量水平下,只有致密气藏"甜点区"可实现效益开发,煤层气藏、页岩气藏的内部收益率均低于基准收益率,有待于进一步降本增效;(2)当原油价格发生变化时,若油价为40美元/桶(1桶=0.159 m~3),国产致密气相比进口LNG效益更优,可优先开发,并加大LNG进口比例;(3)若油价为50美元/桶及以上时,国产非常规气相比进口LNG效益更优,应加大开发力度,平衡好国产气与进口气的供应比例关系,以实现效益最大化。     

北美页岩油气长水平段水平井钻井实践与启示

在低油价压缩成本和提高油气单井产量的双重压力下，通过增加水平段长度已成为北美页岩油气公司降本增效的重要突破口。北美页岩油气生产商采取了一系列技术措施提高长水平段水平井钻井效率，降低了单位英尺作业成本，取得了较好的经济效益。通过调研北美页岩油气长水平段水平井钻井现状，分析了主要油气公司采用的关键钻井技术，包括井身结构优化设计、超大规格钻机、定向工具、钻井液、下套管技术等，结合我国页岩油气水平井钻井现状及技术需求，提出了长水平段水平井钻井技术发展建议，旨在为我国页岩油气增储上产、降本增效提供借鉴。     

页岩气井压裂技术及其效果评价

页岩气作为一种重要的非常规能源,目前只有美国和加拿大取得商业开发成功。页岩气商业开发成功主要取决于水平钻井和压裂技术的突破。目前页岩气井常用的压裂技术有多级压裂、清水压裂、缝网压裂、重复压裂和同步压裂等。此外CO_2和N_2泡沫压裂也日益得到人们的重视。从压裂液、压裂方式和裂缝监测技术及效果评价方面对页岩气压裂技术进行了介绍。     

页岩气产量递减规律研究

页岩气藏的渗透率极低,储层流体流动性较差,气井产能较低,其产量递减规律有别于常规气藏。研究页岩气产量递减规律,对预测气田未来产量变化与最终开发指标及指导开发措施调整等均有重要意义。以美国德克萨斯州 Haynesville 与 Barnett 页岩气田单井生产动态为例,研究了层状硅质-钙质页岩与层状硅质页岩两大类页岩气田的产量递减规律,分析了复合递减模型以及广义双曲型曲线用于页岩气研究时参数发生的变化及其影响因素。通过 Arps 广义双曲递减法与复合递减模型法应用的对比表明,层状硅质-钙质页岩与层状硅质页岩两大类页岩气田产量变化规律有较大差异。     

钻井工作量分析法预测中国南方海相页岩气产量

中国南方海相页岩气资源丰富,但已有的常规方法不能满足对未来页岩气产量发展的预测。为此,以该区下志留统龙马溪海相页岩为例,基于其开发潜力,分析了现有页岩气资源的开发特征,认为四川盆地及邻区龙马溪组页岩气富集区资源量达17.4×10~(12) m~3,可采资源量为2.9×10~(12) m~3,其中埋深3 500 m以浅的页岩气资源是近期开发的主体,具备建成约300×10~8 m~3的产量规模。在此基础上,研究了国内外页岩气井的开发特征,建立了页岩气产量预测钻井工作量分析法:(1)单井初产值可表征页岩气井产能,测试产量可近似为初产,由于页岩气井递减率相似,由单井初产值可大致推测单井EUR(最终可采储量)值,再根据钻井工作量分析即可预测页岩气田产量规模;(2)目前南方海相页岩气测试产量期望值为17.6×10~4 m~3/d,单井EUR预测值约为1.5×10~8m~3。结论认为:中国南方海相页岩气井单井初期产量高、递减快、生产周期较长,钻井工作量与气田产量密切相关,因此钻井工作量分析法对页岩气产量估算具有较好的适用性。利用该方法估算2020年四川盆地及邻区页岩气产量约为200×10~8 m~3。     

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??During the drilling of shale gas horizontal wells with such new techniques as gas drilling and PDC bit + rotary steering drilling, a mass of fine-grained or powder-like cuttings are often generated, making it hard to identify the stratum lithology through cutting logging, and to track and interpret shale gas reservoirs. As a result, a number of Class-I shale gas reservoirs were missed in well drilling initially, which hindered directly the horizontal well production and ultimate recovery. In this study, the natural gamma-ray spectral logging was applied in the Lower Silurian Longmaxi shale gas reservoir in the Sichuan Basin. This technique has the following advantages. (1) High adaptability. It can be applied in stratigraphic correlation and division to diagnose good shale gas reservoirs in the wells drilled by using new techniques. (2) Good timeliness. It can be used to identify accurately the Longmaxi reservoirs and track the horizontal wellbore by logging while drilling, so that the wellbore trajectory can be adjusted in real time to efficiently penetrate good shale reservoirs. (3) Strong pertinency. The method for calculating the total organic carbon content (TOC) of shale gas reservoirs is established, and based on the criteria of classification in the region, shale reservoirs are classified. Field applications show that the natural gamma-ray spectral logging facilitates the quantitative organic carbon content interpretation while drilling and the division of layers in shale gas wells. Therefore, this technique provides a powerful support for the horizontal well geo-steering drilling to penetrate more shale gas reservoirs.     

中国页岩气勘探开发新突破及发展前景思考

近5年来,中国页岩气勘探开发实现了跨越式发展,成为继美国、加拿大之后,第三个实现页岩气工业化生产的国家,截至2015年底,页岩气累计产量突破了60×10~8 m~3。基于近期中国页岩气勘探开发快速发展的主要成果,通过全面回顾勘探开发新突破和深入分析未来发展前景,进而指出中国的页岩气勘探开发整体尚处在发展初期,四川盆地海相页岩气是近期勘探开发的主要对象,海陆过渡相与陆相页岩气的突破和工业化生产是实现中国页岩气规模化发展的重要环节;低产—中等产量井是中国页岩气的生产常态,发展勘探开发关键技术非常重要;严格控制单井投资和大幅降低成本成为提升页岩气勘探开发效益的重要手段。为此,建议:①持续加强理论技术攻关,积极开展页岩气"甜点区"评价勘探,逐渐夯实发展基础;②高度重视勘探开发前期评价,突出有效页岩气资源的落实,把控好评价钻探与产能建设的节奏;③突出页岩气储层精细描述和评价,提升整体开发水平;④加大勘探开发技术攻关力度,突出技术的简化和实用性,有效降低成本;⑤全面总结页岩气勘探开发快速发展经验,突出关键指标论证及评价,加强新区、新领域及新层系突破和接替。     

美国页岩油气开发技术及对我国的启示

全球能源消费持续增长、国际油价保持高位振荡以及水平井钻完井技术取得突破性进步,极大地推动了全球页岩油气、致密砂岩油气等非常规资源的蓬勃发展。美国和加拿大已率先将非常规油气资源带入商业开发阶段,中国作为页岩油气等非常规资源最为富集的国家之一,应借鉴美国页岩油气的成功开发经验,加快我国页岩油气资源的开发进程。     

页岩气钻井关键技术及难点研究

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。     

On the feasibility of re-stimulation of shale wells

As a result of advances in horizontal completions and multi-stage hydraulic fracturing, the U.S. has been able to economically develop several decades of worth of natural gas. However, a considerable concern has risen on the economic viability of shale gas development for reasons associated with the fast production declines as well as recent down-turns of natural gas prices besides rises in the costs of new technologies. Therefore, an economic analysis is required to investigate the profitability of the refracturing treatment of unconventional gas resources. Net present value of cash flows and internal rate of return are calculated for a range of gas prices considering 20 years of natural gas production from a typical unconventional shale gas reservoir. A systematic comparison is then accomplished for three scenarios: (1) re-fracturing versus no refracturing, (2) combination of re-fracturing and drilling new wells, and (3) time-dependent re-fracturing treatment. Further, this paper incorporates the cost of re-fracturing treatment, the cost of drilling a new horizontal well, the water treatment cost, as well as the current and future price of natural gas in the model. The findings of this work would help the future re-stimulation development plans of the emerging unconventional shale gas plays.     

页岩气资源的经济性分析——以Marcellus页岩气区带为例

中国页岩气技术可采资源量以近32×1012 m3而位居世界首位,随着页岩气"十二五"规划的发布,开发页岩气资源的投资热情高涨。投资决策的成败不仅依赖于对页岩气资源的地质评价,而且还取决于对页岩气资源的经济评价,但是目前国内外针对后者的研究却都较少。为此,以美国Marcellus页岩气区带为例,对涉及该区带11家能源公司2011年—2012年度页岩气井的41组经济参数进行了采集,据此开展了页岩气资源经济性分析研究。所取得的成果包括:①建立了一套页岩气资源经济性分析的思路、流程和方法,包括现金流量法、敏感性分析法等;②明确了影响页岩气资源经济性的主控因素为气价、初始产量和成本,其中初始产量是决定页岩气经济性的根本因素,页岩气资源的经济性分析必须以页岩气井的初始产量分析为基础;③构建了Marcellus页岩气区带气价、开发成本、操作成本和资源税负(矿区使用费)等指标的经济评价图版。上述成果可为企业开发页岩气资源提供经济评价的重要参数和方法流程,也可以为政府制订页岩气资源税负政策提供参考和借鉴。     

川渝地区页岩气勘探开发工程技术集成与规模化应用

自2009年四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区第1口井开钻以来,经过8年的探索和实践,中国的页岩气勘探开发工程技术取得了长足的进步和全面的发展。及时总结所优化集成的页岩气勘探开发工程配套技术,对于"高效益、高效率"推进川渝地区页岩气规模开发具有重要的意义。研究结果表明:(1)形成并完善了10项页岩气钻完井工程主体技术系列,整体处于国内领先水平,为页岩气规模上产提供了技术支撑;(2)形成了从设计到室内实验评价、井中地震压裂缝网实时监测的体积压裂配套技术,保证了页岩气增产方案的实施效果;(3)创新形成了钻井—压裂、钻井—采输、压裂—采输等同步作业模板,优化平台布置,实现"批量化、模块化、程序化、一体化"作业,大幅度加快了页岩气井的投产进度;(4)形成6项页岩气开发环保节能技术,实现了页岩气清洁节能生产;(5)形成了以高精度三维地震勘探技术为基础的技术体系,为打造"透明"气藏奠定了基础;(6)优化地面集输工艺,实现了气藏采输智能化、数字化管理。结论认为,所形成的页岩气勘探开发配套工程技术有效支撑了长宁—威远国家级页岩气示范区的页岩气上产,在技术进步和管理创新等方面都具有引领示范作用。     

提高四川盆地页岩气开发效益的工程方案

四川盆地川南地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组海相页岩是该区页岩气开发的目的层,甜点主力气层为龙马溪组龙_1~1小层,其上的龙一_1~3—龙一_2非主力气层因水平井压裂裂缝缝高延伸受限未能得到充分的改造,采用新井开发又不经济,导致大量页岩气资源(约占总储量的2/3)无法动用。为此,提出了"生产套管合理封固+套管切割+高效段铣+常规侧钻钻完井与压裂"的方案,并分析了关键技术的可行性和方案的经济性。研究结果表明:①确定合理封固段长度,配套井口安全阀、井下环空封隔装置等,确保满足后续压裂和生产要求,新井生产套管水泥返至技术套管内合适位置即可;②机械式套管切割技术成熟,较之于常规技术,高效段铣的段铣效率、工具寿命均提高2倍以上;③高效低成本井筒处理和常规侧钻钻完井与压裂技术,可支撑方案目标的实现;④较之于钻新井,该方案可节省建井成本30%左右,非主力气层预计单井测试日产气5.2×10~4m~3,10年累计产气0.49×10~8m~3,经济性良好。结论认为,该方案为页岩气非主力气层经济有效开发提供了一条新思路,有助于实现我国页岩气快速上产和长期稳产。     

页岩气勘探开发基本特征与程序

近几年来,页岩气在国内备受重视,但由于不熟悉或遵循页岩气勘探开发特征与程序,致使目前一些地区的页岩气开采工作未达到预期效果。为此,通过对页岩气勘探开发基本特征的梳理,讨论了页岩气勘探开发各阶段所需完成的目标和任务,以及在各决策点需解决的关键问题,以期降低勘探决策风险,提高成功率。研究结果认为：①页岩气藏特征与常规气藏存在着明显的差异,其勘探开发方式也迥异,前者具有投资大、风险高、投资回报期长等特点;②页岩气勘探开发工作是一个循序渐进的过程,为降低投资风险,必须严格遵循勘探开发的基本程序;③一个完整的页岩气勘探开发程序可以大致划分为选区评价、勘探评价、先导试验和开发生产等4个阶段,每个阶段都有其特定的目标与任务,勘探开发步骤可以加快,但程序不可逾越;④大批量的水平井钻井及大规模的压裂增产改造,导致页岩气开采成本极高,如何降本增效成为页岩气产业可持续稳步发展的关键;⑤为降低页岩气开采巨大的投资风险,需要在不同的勘探开发阶段进行多期次的投资决策;⑥采用“滚动开发”的模式,可以有效地控制页岩气开发的成本和风险,实现页岩气资源的规模效益开发。     

关于致密油气和页岩油气的讨论

在全球范围内,非常规油气勘探开发都正在从幕后步入前台,为了厘清有关概念、明确勘探思路、指导勘探决策,对致密油气和页岩油气等的勘探开发历程和发展前景进行了讨论。结果认为：①目前工业开采中广义的致密储层油气主要包括致密砂岩油气、页岩油气、煤层气,其有效开采依赖于共同的主体技术--水平井和压裂;②美国的非常规油气开发从致密砂岩油气起步向煤层气、页岩气延伸,因气价下跌而促进了页岩油的开采;③近年来页岩气、页岩油成为美国油气产量增速最快的类型,从而使其成为天然气、石油产量增速最快的国家;④据最新资源评价结果测算,页岩油、页岩气分别占世界油、气资源总量的10％、32％;⑤近年世界流行的致密油（ tight liquids）概念,其主体是页岩油,包括天然气液（NGLs,Natural Gas Liquids）和轻质黑油（Light Oil）,生产实践表明,目前仅能开发致密储层油中的相对轻质者,因而可称其为轻质致密油（LTO,Light Tight Oil）。     

页岩油气地质评价方法和流程

我国页岩油气勘探开发刚刚起步,为了有效而快速地评价页岩油气的潜力,基于国内外10多个页岩油气项目评价的工作实践,综合出了一套适合我国条件的页岩油气地质评价流程和方法,并通过实例说明其应用过程及效果。所提出的页岩油气地质评价流程包括页岩区域评价、页岩评价和页岩油气储量评估。其中页岩区域评价包括建立地层格架、区域构造演化及古地理演化研究、地理地貌分析,目的是确定盆地内是否存在形成富含有机质页岩的古地理环境,评价中强调含有机质页岩沉积环境稳定分布及构造变化稳定性的确定;页岩评价的目的是确定页岩油气发育的有利区,评价中重点要确定"五度",即页岩深度、页岩储层厚度、页岩中有机质丰度、页岩中有机质成熟度、页岩的脆性度等指标,这是快速评价页岩油气有利区的关键;页岩油气储量评估的目的是确定形成页岩油气的核心区或"甜点"区,该评估反映了页岩油气藏连续分布的特点。结论认为,所建立的页岩油气地质评价流程和方法便捷有效,为页岩油气快速评价提供了一种方法。     

鄂尔多斯盆地延长组页岩气井壁稳定钻井液

针对鄂尔多斯盆地延长组页岩气水平井钻井过程中存在的裸眼井壁失稳问题,对该组地层进行理化性能分析,明确了导致页岩井壁失稳的主要因素,即钻井液滤液沿地层微裂缝进入地层引起伊蒙混层膨胀,岩石强度降低,为此提出了采用油包水乳化钻井液的技术对策。在此基础上,通过室内实验优选了一套页岩水平井油包水乳化钻井液。室内性能评价实验表明：该体系可加重至1.60 g/cm3,破乳电压高于800 V,抗温120℃,封堵突破压力为7.28 MPa,浸泡后对页岩强度影响较小,能够有效抑制页岩膨胀和封堵裂缝性地层,对于解决该区页岩气钻井过程中的井壁失稳问题具有指导意义。     

FEWD 地质导向技术在深层页岩气水平井中的应用

地质导向技术是开发页岩气的核心技术之一,分析了页岩气储层伽马、电阻率、钻时比值等地质特征响应,结合FEWD 地质导向技术的特点提出了在深层页岩气水平井钻井中应用该技术的优势。通过丁页2HF 井应用实例分析,论述了应用FEWD 地质导向技术提高页岩气水平井储层钻遇率的关键。丁页2HF 井创造了超深页岩气井复合钻日进尺最高178 m 的记录,仅用55 d 完成1 035 m 的水平段钻探,水平段储层钻遇率达95%。FEWD 地质导向技术在丁山深层页岩气水平井的成功运用,促进了页岩气非常规能源的开发,对今后国内超深页岩气水平井的钻井施工具有重要的指导意义。     

预测页岩气井产量和可采储量泛指数递减模型的建立及应用

随着中国页岩气工业的发展和大量页岩气井的投产,如何有效地预测页岩气井的产量和可采储量已成为油气藏工程的重要课题,也是页岩气资源的生产和管理部门极为关心的问题。由于页岩气是以吸附状态和自由状态分别储存于超致密页岩基质和次生裂缝系统中,而页岩气井在钻井、完井、测井和压裂过程中受到泥浆的多次污染。因此,投产后的页岩气井表现出明显的独立性、差异性和复杂性。再者,由于页岩气井以降压解吸和能量消耗式开采,具有投产即进入递减的特征,因此,产量递减法已成为首选的评价方法。基于陈元千等提出的广义单峰周期预测模型,经简化后得到预测页岩气井产量和可采储量的泛指数递减模型。该模型的递减指数m为0~1。当m=1时为著名的指数递减模型;当m=0.5时可得具有实用价值的0.5型泛指数递减模型。对于具体的非常规气井,在实际预测中,需要利用生产数据通过线性迭代试差法,确定a和c及m值。根据美国宾州Marcellus页岩气藏两口页岩气井生产数据,利用泛指数递减模型,对页岩气井的产量和可采储量进行预测。结果表明,建立的泛指数递减模型是实用有效的。