0 引言
1 美国页岩油气开发技术迭代与成效
1.1 钻井技术迭代进步
1.1.1 丛式水平井钻井技术突破阶段
1.1.2 超级一趟钻技术集成应用阶段
1.1.3 自动化高效钻井阶段
1.2 压裂技术迭代升级
1.2.1 水平井分段压裂技术
1.2.2 水平井体积压裂技术
1.2.3 长水平井密切割体积压裂技术
1.3 井网部署模式迭代升级
2 济阳陆相断陷湖盆页岩油开发技术迭代与成效
2.1 济阳页岩油地质特点
表2 济阳页岩油与北美页岩油特征对比表 |
页岩油区 | 沉积类型 | 岩相 | 埋藏深度/m | Ro/% | 原油密度/(g•cm−3) | 压力系数 | 黏度/(mPa•s) | 气油比/(m3•m−3) |
---|---|---|---|---|---|---|---|---|
济阳坳陷 | 湖相 | 泥灰岩、灰泥岩 | 3 000~5 500 | 0.5~1.0 | 0.82~0.94 | 1.20~2.00 | 16.80 | 40~1 300 |
二叠盆地 | 海相 | 砂岩、泥灰岩 | 2 200~3 000 | 0.6~1.5 | 0.82 | 1.50 | <1.00 | 40~1 600 |
威利斯顿盆地巴肯组 | 粉细砂岩、长英质页岩 | 2 100~3 300 | 0.7~1.3 | 0.82 | 1.20~1.60 | 0.45 | 89~249 | |
西海湾盆地鹰滩组 | 泥灰岩 | 1 000~3 400 | 0.5~2.0 | 0.84 | 1.30~1.80 | <1.10 | 240 |
2.2 开发技术迭代
2.2.1 精细甜点评价,夯实效益开发基础
表3 济阳坳陷页岩油地质工程双控甜点评价标准 |
甜点 类型 | 地质因素 | 工程因素 | ||||||
---|---|---|---|---|---|---|---|---|
Ro/% | 压力系数 | 有利岩相占比/% | 有利岩相厚度/m | 脆性矿物含量/% | 弹性模量/GPa | 泊松比 | 隔夹层厚度/m | |
Ⅰ类 | 0.7~1.0 | >1.4 | >60 | >30 | >60 | >20 | <0.3 | <3 |
Ⅱ类 | 0.6~0.7 | >1.4 | 30~60 | >30 | >50 | 15~20 | 0.3~0.4 | <5 |
Ⅲ类 | 0.6~0.7 | 1.2~1.4 | 10~30 | 10~30 | >50 | <15 | >0.4 | >5 |
2.2.2 优化井网部署模式,提高页岩储量控制程度
表4 不同类型页岩合理井距、层距优化结果 |
页岩类型 | 井距/m | 层距/m | 单井可采储量/104 t |
---|---|---|---|
基质型 | 300~310 | 50~65 | 4.2 |
纹层型 | 300~360 | 45~55 | 5.0 |
天然裂缝发育型 | 350~410 | 65~85 | 6.5 |
2.3 钻井技术迭代
表5 济阳页岩油钻井技术迭代过程 |
迭代阶段 | 时间段 | 迭代方向 | 系列措施 | 实践效果 |
---|---|---|---|---|
技术探索 | 2011—2020年 | 优化井身结构 | 三开井身结构、优选钻头套管系列、优化井眼轨迹 | 打得成 |
创新攻关 | 2021—2022年 | 强化钻井液体系 | 复合盐钻井液、合成基钻井液、常温旋转导向+随钻测井 | 打得快 |
集成提升 | 2023年至今 | 研发高端仪器设备 | 精细控压钻井、抗高温旋转导向+降温设备、升级排量/泵压参数、高端自动化装备 | 打得好 |
2.3.1 优化井身结构实现“打得成”
表6 第1代和第2代井身结构对比表 |
钻井迭代 | 井身结构 | 应用效果 | 典型井 |
---|---|---|---|
第1代 | Φ339.7 mm+Φ244.5 mm(封沙三上亚段)+Φ139.7 mm | 三开钻井液密度达到1.7 g/cm3后套管鞋处地层被压漏 | 牛页1-1HF |
第2代 | Φ339.7 mm+Φ244.5 mm(封沙三中亚段)+Φ139.7 mm | 完钻密度1.80~1.95 g/ cm3未压漏上层套管鞋 | 丰页1-1HF、牛页1-2HF |
2.3.2 强化钻井液体系支撑“打得快”
表7 不同钻井液体系性能表 |
钻井液类型 | 配方 | 具体性能、指标 | 效果 | |
---|---|---|---|---|
水基钻井液 | 1%~3%土浆+0.5%~2%CaCl2+5%~10% NaCl+ 2%~5%KCl+1%~2%降滤失剂+2%~5%润滑剂+ 0.5%~1.0%流型调节剂+2%~3%级配填充剂 | 密度1.05~1.15 g/cm3,黏度30~35 s,塑性黏度8~15 mPa·s,动切力1~3 Pa,切力0~2 Pa或4~6 Pa,pH值8,活度小于等于0.9 Bq | 二开机械钻速 提高80%以上 | |
低土相合成基钻井液 | 80%合成基基液+20% CaCl2水溶液+3%~4%复合乳化剂+1%~3%润湿剂+3%~5%碱度调节剂+ 0.5%~1.0%有机土+1%~2%降滤失剂 | 基浆:油水比80∶20,塑性黏度10~20 mPa·s,动切力2~4 Pa,切力1~2 Pa或2~4 Pa,破乳电压350~550 V;密度1.85 g/cm3。井浆:塑性黏度小于等于40 mPa·s,动切力大于等于8 Pa,切力3~5 Pa或6~10 Pa | 释放排量, 由30 L/s增至 35~37 L/s |
2.3.3 研发高端仪器设备助力“打得好”
2.3.3.1 精细控压钻井设备
表8 济阳页岩油精细控压钻井设备参数对比 |
钻井系统 | 驱动形式 | 压力 等级/MPa | 控压精度/ MPa | 设备 体积/m3 | 设备 质量/t | 管道 路数 | 管路尺寸/ mm | 节流尺寸/ mm | 执行 精度/mm | 开闭 时间/s | API标准 | |
---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
电液驱精细控压 | 电控液驱动 | 35 | ±0.25 | 36.50 | 13 | 4 | 103 | 65 | 0.50~1.00 | 20 | API Spec 6A | |
全电驱精细控压 | 一体式电动直线驱动 | 35 | ±0.10 | 11.97 | 6 | 4 | 103 | 80 | 0.03 | 7 | API Spec 6A、16C |
2.3.3.2 长水平段钻井配套设备
2.4 压裂技术迭代
表9 济阳页岩油压裂技术迭代过程 |
迭代代数 | 时间段 | 压裂技术名称 | 技术系列 | 设备 | 矿场实践 | 实践效果 |
---|---|---|---|---|---|---|
第1代 | 2018—2020年 | 水平井组缝网体积 压裂技术 | 前置酸蚀蚓孔降破技术、CO2增能扩缝技术、 多级分段压裂技术、高导流压裂技术 | 2000型柴驱车组 | 义页平1、樊页平1井 产能突破 | 压得开 |
第2代 | 2021—2022年 | 水平井密切割 压裂技术 | 多粒径全支撑、密切割均衡扩展技术、 多井协同压裂技术 | 5000型全电驱车组 | 牛页一区井组成功 实施 | 压得好 |
第3代 | 2023年至今 | 水平井极限限流密切割 压裂技术 | 极限限流+尖端暂堵工艺、非均匀射孔技术 | 电驱自动化机组 | 民丰大平台小井组 有序推进 | 压得优 |
表10 济阳页岩油压裂参数迭代 |
压裂迭代 | 水平段长/m | 压裂段长/m | 簇间距/m | 加砂强度/(t•m−1) | 综合砂比/% | 单段改造体积/104 m3 |
---|---|---|---|---|---|---|
第1代 | <1 500 | 75 | 20~30 | 1.2 | 4 | 20~35 |
第2代 | 1 500~3 500 | 60~70 | 10~20 | 3.8 | 6 | 40~50 |
第3代 | 3 000~4 800 | 50~60 | 3~8 | 4.5 | 9 | 50~70 |
2.4.1 组合缝网压裂技术实现单井产能突破
2.4.2 密切割压裂实现改造体积提升
2.4.3 极限限流密切割技术实现缝控储量最大化
表11 牛页一区试验井组压裂施工套变统计表 |
改造阶段 | 用液强度/(m3•m−1) | 加砂强度/(t•m−1) | 百段套变段数 |
---|---|---|---|
强化改造 | 35.4~40.4 | 3.0~3.6 | 1.5~8.0 |
安全改造 | 29.9 | 2.5 | 4.0 |
优化改造 | 30.9 | 2.8 | 0.8 |