页岩气开发专题(六) | 李光全：中石化页岩气工程技术进展
编者按 l 以“高效推动中国页岩气开发”为主题的第九届中国页岩气发展大会，于2019年12月28日成都胜利闭幕。本届大会由中国石油天然气集团公司、中国石油化工集团有限公司、中海油研究总院有限责任公司、中国石油化工集团工程技术顾问有限公司，中国海洋石油研究院，以及中国石油大学、中国石油工程学院非常规科学技术研究院、四川省人民政府、成都市博览局、北京振威展览有限公司、《石油与装备》共同组织召开。
石化集团公司高级专家李光泉教授
第九届中国页岩气发展大会围绕页岩气开发产业的产业发展、高效开发、技术创新管理等层面的热点话题，进行广泛深入的探讨。中石化集团公司高级专家李光泉教授强调，中石化用一年的时间围绕“五大工程”开发了23项涉及从钻井到全专业产业链主要成果，取得的成效等，对推动页岩气的技术进步，对资源的有效开发利用，起到关键性的支撑作用。李光泉教授表示，今后页岩气重点要提升完善七个方面要攻关的技术。
以下为石化集团公司高级专家李光泉教授现场发言实录：
谢谢各位嘉宾、各位专家、各位代表：
我代表中石化给大家做“石油工程技术新进展及攻关方向”的汇报。我的报告分为这四个部分：
第一个是前沿，中石化紧紧围绕液力端重点产能建设工程，不断强化科技攻关、深化工程与地质的有机融合，通过涪陵页岩气产能建设示范区800余口井的应用和工程实践，形成了较为恩成熟的页岩气勘探开发工程配套技术和高效运营管理模式，有效促进了页岩气开发“提速、提效、提质、提产”。
我重点讲讲2019年以来中石化在液力端方面的工作。以保障页岩气商业开发和效益开发为目标，围绕涪陵气田上产稳产、威荣气田产能建设、深层和常压页岩气开发、新区新层系攻关突破、提速提效提质提产等五大工程，依托成套页岩气工程技术系列化、配套化、标准化和产业化基础，强化“工程服务一体化”和“地质工程一体化”，为客户提供液力端开发全生命周期的工程服务和解决方案。
在威荣、长宁、永远、丁山、宜昌和涪陵等10余个页岩气区块累计经355口、列压131井次/2771段，支撑了四川盆地深层页岩气新发现、宜昌常压页岩气新突破。
1.页岩气勘探开发实现了“两降一稳”，强化页岩气开发工程“两个一体化”新概念，优化升级工艺、技术、装备，实现了“施工周期下降、故障复杂时效下降、工程质量稳定”的“两降一稳”，整体工程成本下降40%。特别是2018年，故障率降低了28%，包括优质层钻遇率由84%提高到98.9%，钻井周期由原来的98天降低到现在的48天。
2.工程技术能力实现快速提升。一是钻井参数强化实现提速突破；二是超长水平井钻完井技术实现突破；三是提速工具研制及应用取得突破，平均机械钻速提升30%以上，三开钻井周期缩短40%；四是低成本高效钻井液取得突破；五是体校增产压裂技术的突破。
3.创造出了10余项工程纪录。创页岩气水平段最长，水平段一趟钻进尺最长、钻井周期最短、压裂井深最深、压裂施工压力最高、单井分段压裂段数最多等10余项工程纪录。
二、主要成果和技术进展
1.产业链延伸效果显著。聚焦产业链向上、向下延伸，开展针对性攻关研究，助力业务拓展，形成页岩气全产业链工程服务能力。向上延伸取得新突破，形成工程设计技术，在宜昌工程设计100余井次，在油气藏地质、油气藏工程等方案的编制，参与方案的编制，建立了800余口井页岩气大数据库，构建了一体化数据平台，工程服务实现大数据分析，专家只能决策一体化服务。产业链向下延伸主要是研制5000型电动压裂泵，175Mpa高压管汇，52Mpa高压钻井泵，包括高压大吨位带压作业机。第二就是研制了8大类76种连续油管工具，3类12种非常规完井分段工具，12000N大功率牵引器等装备，自动化率达到了95%，自给率达到98%，整体成本下降30%。另外自主知识产权旋转导向工具SINOMACS ATSI研制取得了新突破，应用了3井次，最长进尺达到857M，连续工作时间141h。
2018年以来，累计开展总包、大包服务150口井，作业效率提升30%，钻井周期缩短32.7%，平均井深增加26.3%的情况下，钻井周期缩短7%。
2.地质工程一体化取得新突破。主要是构建“精细地质描述-技术研究-工程设计-组织实施-综合评价”地质工程一体化技术及管理模式。形成了定侧录导一体化技术，水平段储层钻遇率99.36%，优质储层穿行率97.29%，地质研究分析地层可钻性和地层压力，预测故障/复杂，配套钻井强化参数工艺，钻井周期同比缩短34.7%；推广设计液体一体化服务，配套密切割设计及工艺，单段服务价格同比下降20%，产量提升25%以上。通过优化的钻井设计、完善配套技术、压裂理念创新、改造工艺升级、低成本配套探索聚焦提质提产的开发。突破每100米压一段的传统分段方案，形成每50-70米压一段的新方案。特别是在宜昌、贵州等地区地质工程一体化服务60余井次，取得了良好的效果。并且在宜昌、贵州地区应用20余口井，作业时效提升30%，实现了志留系、寒武系、震旦系的页岩气勘探突破。在川渝地区应用了10多口井，井深最深达到了5400多米。
3.参数强化钻井技术应用效果明显。一是配套高压装备，配套了52Mpa高压泵和70Mpa的的高压地面管汇，包括500吨双电机顶驱；二是提高钻井石工参数，高钻压、高转速、高泵压、大批量，提高参数20%；三是推广应用20口井，机械钻速同比提高30%，一开、二开都有很大提高。
4.长水平段水平井钻井技术基本形成，优化五点六段制、双二维剖面，参数强化钻井工艺。在涪陵工业区规模推广，70%新增井水平段达到了2000m，11口井水平段长超过2500m，水平段最长3065m，创国内陆上页岩气纪录。
5.“一趟钻”优快钻井技术规模化应用。混合钻头，长寿命、高扭矩、高强度矩螺杆，还有谁力振荡器、旋转冲击器等提速工具。一开一趟段，二开由原来的8次现在下降到6.2次，三开造斜段一趟钻和上部气层水平段一趟钻完成率85%，水平段一趟钻最高进尺2743m。
6.钙钾基钻井液体系实现产业化。开发防漏防垮钻井液处理剂，构建了防漏防垮钻井液体系，在涪陵全面应用，推广了230口井，单井节约泥浆成本5-8万元。
7.页岩水基钻井液实现系列化。主要是开发了多种页岩水基钻井液关键处理剂，构建多套页岩水平井水基钻井液体系，多个区块成功应用。
8.高性能水泥浆体系有效预防环空带压，首先是抗高交变载荷体系，首先是研发有效改善水泥石力学性能的关键处理剂，二是“三高一低”抗高交变载荷水泥浆体系，在茯苓地区应用在18口井。开发了遇油气智能响应的固井外加剂。还有就是研发了高温泡沫水泥浆体系，耐温120度，密度在1.1-1.6，自主研发了液氮泡沫水泥浆固井装备，效果非常好，低密度泡沫水泥浆，应用10余口井。
9.定测录导一体化规模化推广，建立地质精细控制模型，开发地质导向分析系统，应用了100余井次，储层穿行率98.9%，形成钻速提高了91%，单井平均节约11.5天，节约37.3%。
10.近钻头随钻伽马成像系统日趋成熟，开发国内首套电磁波跨螺杆短传近钻头伽马成像仪器，耐温150度，耐压140Mpa，应用了5井次，工作时间168h，进尺294m，而且密度也比较高，2.13，成像效果还不错。
11.大功率牵引器多次创出新纪录。研制了第四代大功率牵引器，拓展了牵引作业技术，应用了344口井，10余次刷新国内纪录。
12.碳同位素随钻录井技术初见成效。随钻检测甲烷、乙烷和丙烷的13C同位素，页岩油气地质甜点点评，基于碳同位素计算的相对含气量和基质渗透性系数，实现页岩油气甜点快速评价，为水平井钻取层段选取、压裂方案制订提供了非常好的依据。所以说咱们页岩气生产井同位素产能曲线有效加快，一个是双曲递减和指数递减结合，预测页岩气生产产能曲线；另外开采晚期生产井EUR预测与传统方法预测结果相差小；再一个取得了很好的效果。另外就是它优选页岩气勘探开发主力层系，辅助水平井地质导向，常规导向参数无法判识情况下，应用短距离碳同位素变化敏感性作为标尺，辅助水平井地质导向。在多个油田应用。
13.密切割+暂堵转向压裂工艺增产效果明显。升级压裂改造理念，由初期SRV最大化转变为SRV最大化、复杂度最大化、加砂强度最大化，缩短段、簇艰巨，增加单段簇数。第二个就是工艺技术升级换代，由“变排量、变粘度、变粒径”向“投球暂堵”转变，另外簇产气均方产的显著下降，下降了50%和80%，而且铺砂模式采用高强度连续加砂，加砂强度由1.0到1.5到2.0t/m，应用30多口井，平均测试压力17Mpa，测试产量21万方/天，效果不错。
14.微地震-压裂工程一体化评估技术初见成效。定量表征异常地质构造、压裂参数与微地震响应关系，当裂缝指数在0.25-0.5时水力压裂会出现复杂裂缝网络形态；第二是开发列压-微地震工程数据综合处理软件，也应用了3井，实现现场列压效果的快速评价及压裂设计的动态调整、规避工程地质风险。
15.多级射孔技术日臻完美，升级完善配套工具，拓展延伸技术系列，应用247口井4103段2万簇，效果也很不错，最大牵引角度达到了109度。
16.FLICK-2一体化可变粘乳液型压裂液助力常压页岩气实现重大突破。减阻剂FLICK，复合增效剂FLYF，构建了可变粘乳液型页岩气压裂液体系，现在应用了4口井，成本节约了15%以上。
17.常规页岩气大规模排采技术开发成功，针对常压页岩气井压后依靠地层自身能量返排困难，开发了两种井筒诱导助排技术。一个是压力系数大于1.0，如果低于1.0，就是地层能量不足将井筒内液体举升至地面，电潜泵排水采气工艺。
18.页岩油压裂工艺技术初见成效。盐间页岩油密切割+暂堵专项+二氧化碳复合压裂工艺技术，累计出油232.64平方米，初步表明“水平井密切割+暂堵专项+二氧化碳复合压裂”对盐间页岩油具有较好的适应性。
19.自主开发的ATS I型旋转导向钻井系统试验成功。第一次是在营72，造斜段率达到12.19度/100米，最近也是取得了突破性的进展。
20.配套和研发相关装备工具，满足强化参数钻井需求。52Mpa高压泵井泵，研制了2200HP高压泵井泵，升级35Mpa，1600HP钻井泵，满足了52Mpa施工要求；再就是2000型高压固井车，这个是工程院联合搞的；另外就是钻井井底钻柱优化，系列化钻头、水力振荡器，研制了近钻头监测仪，旋转导向系统配套钻头钻具等等工具。
21.全电动压裂装备实现整体配套应用。5000型电动压裂装置，六相变频电机驱动，一级双泵多种组合整机设计；再就是电动混砂装置；另外就是175MPA高压管汇，突破了最高140Mpa压力等级管制，填补国际空白。
22.分段完井工具大规模应用。复合材料桥塞，打破国外垄断，拥有专利9项，应用3000余只，价格下降70%。可溶桥塞应用200余只，达到国际先进水平；再就是可试压趾端滑套，有4项专利，省去连续油管/牵引器首段射孔。
23.连续油管井下工具实现产业化发展。连续油管打捞中心，首创井口防喷装置连续及打捞方案，填补了行业空白；另外就是研制了8大类76种连续油管工具，研制了连续油管穿光纤/电缆装置，首次实现国内1.8mm光纤穿入，研发出国内首套连续油管光纤井下数据传输平台。
三、问题与挑战
1.茯苓老区加密调整井钻井提速提效难度大。主要是大丛式立体布井模式带来的防碰压力；另外是老区地质条件复杂、钻井受压裂干扰现象逐渐增多，部分地区岩石可钻性差等三大问题制约。相应的对策我也想了几条，比如说浅层预绕障，及时纠偏；还有就是推广探压钻井；另外就是推广强化参数钻井提速技术。
2.荣威区块深层页岩气钻完井周期长、钻速低、高效开发难度大。页岩气水基钻井液老浆比例20%，较油基比例低45%。分析原因上就是可性差，岩性的变化等等，也提出了相应的对策。
3.部分区块浅表层漏失、井垮严重，成井困难。部分区快地表出露地层为须家河/雷口坡组，钻进过程中时常出现放空、失返、井垮等恶性复杂情况，处理过程中又反复出现“放不下、提不起、转不动、冲不开”的现象，针对这个还专门开了一个会。技术对策呢，特别是加强工程探测和解释，井口开孔避免复杂地层，优化井身结构。
4.深层页岩气压裂复杂缝网构建、缝网的连通性和整体导流能力有待进一步提高。深层页岩埋深较大。
5.部分区块套变问题突出，分段压裂工艺施工周期长，作业效率低。压裂前后均有套变情况发生，威荣地区总套变率66.7%，永远地区套变率8.3%，套变位置与地质构造复杂关系明显，套变并作业周期长，效率低。
四、下步方向
一个是页岩气分支水平井钻完井技术，重点攻关分支井轨道控制、完井工艺等，满足涪陵页岩气立体开发需求，实现多层系高效动用。川渝页岩气长水平段及强化参数钻完井关键技术，优化3000m长水平段钻井工艺、强化参数钻井工艺等，优化设备配套，攻关4000m长水平段钻井关键技术；三是涪陵页岩气田加密调整井钻井关键技术，重点攻关三维防碰扫描、轨道精准控制、预防压裂层间干扰等关键技术，强化参数钻井，全面提速提效；四是威荣深层页岩气高效钻井关键技术，重点攻关目的层优快钻井、钻井液重复利用、套变井预防与处理等关键技术，形成配套高效钻井关键技术；五是深层页岩气固井关键技术，攻关高温高密度固井水泥浆体系，套管附件安全下入等关键技术，满足4000m以深，温度150度以上，密度2.5克/立方厘米以上深层页岩气页岩固井需求；六是近断层页岩气非对称体积压裂关键技术，重点攻关近断层复杂应力场裂启列及扩展规律、非对称缝体积改造优化设计、低滤失多尺寸缝的一体化压裂液体系等，解决近断层页岩增产改造技术难题；最后一项是页岩气提速提效集成技术，定制川渝地区页岩气钻完井提速提效技术标准工艺包，全面推广应用提速提效集成技术，系统提速提效。
谢谢各位，不到之处请批评指正，谢谢各位！
（本文系第九届中国页岩气发展论坛系列系列报道，专家未确认，记录或有偏差。）
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