壳牌长北保护储层钻井液技术经济探讨.docx

摘要：

随着全球能源需求的不断增长和常规油气资源的逐渐枯竭，非常规油气藏开发已成为石油工程领域的重要研究方向，低成本是实现有效开发的必要条件。因单井产量低，完井及压裂成本高，回收费用需时较长。只能不断改善学习曲线，力争达到技术和成本的最佳平衡，才能获得良好经济效益。长庆油田和壳牌合作的长北项目是全球油气勘探开发领域合作的典范工程，项目整体连续稳产15年，至今累计产气590.8×108m3。其令人瞩目的丰硕成果是多方共同努力、多因素耦合的结果。文章以钻井液技术为切入点，分析了钻井液性能优化虽然造成钻井液每方成本的上升，但对项目总体成本控制和单井产量具有积极贡献，直观展示了技术学习曲线对经济效益的影响。通过分析长北项目1期“日费制”和2期“日费制+米费制”管理模式的优缺点，提出了非常规油气开发必须注重技术、成本、产量、管理相结合，按照项目全生命周期考量整体效益，注重储层保护。文章通过总结长北项目的成功，以期为非常规油气藏的开发提供借鉴。

一、引言

非常规油气开发逐渐成为我国油气行业的重要接替领域和增储上产的“主力军”，对于保障国家能源安全具有十分重要的战略意义。低成本是实现非常规油气效益开发的必要条件。由于单井产量低，完井及压裂成本高，回收费用需时较长，只能通过不断改善技术学习曲线，力争达到技术和成本的最佳平衡，才能获得良好的经济效益。控制投资和产能最大化是极其复杂的系统工程，要实现效益最大化，技术升级和精细管理是最重要的路径。单项技术的性能优化带来的经济效益提升是难以量化和评估的，油气井开发属于系统工程，尤其需要专业相互协调、技术互相匹配才能实现完整意义的技术升级。长庆油田和壳牌合作的长北项目是全球油气勘探开发领域合作的典范工程，至2023年底总计完钻59口双分支（其中1口单分支）水平井和35口直定井，其中投产产量超百万方井24口，至今累计产气590.8×108m3，连续稳产15年，其令人瞩目的丰硕成果是多方共同努力、多因素耦合的结果。项目前期对地层特性的深刻认识并匹配适用的先进技术实施工程地质一体化，强调工程服从地质，是项目获得良好经济效益的最重要基础；其双分支长水平和裸眼完井方案是实现长北区块有效开发的最经济方式；而钻井液的技术是要实现双分支2000m水平段的安全钻进和裸眼完井的关键，是保障开发方式实现的前提。

二、长北项目简介

长北合作区位于鄂尔多斯盆地靖边气田的东北部，隶属于陕西省榆林市及内蒙古鄂尔多斯市（如图1所示），其主产层是山西组山2段石英砂岩，属于河湖相辫状河流沉积，砂体具有层薄、非均质性强、砂体不连续等特点，孔隙度1%~5%，渗透率0.01×10-3μm2~1.0×10-3μm2，平均渗透率为0.7×10-3μm2，地层压力27MPa左右，属于典型的低渗、低压气藏。与鄂尔多斯盆地内相邻的其他致密气藏相比，储层物性稍好。通过气藏模拟，采用双分支长水平井和裸眼完井，大幅度增加气层裸露长度和泄气面积，代替增产作业，依靠自然产能投产是长北项目基于储层特性而选择的最经济的开发方式。由此长北项目优选大位移双分支水平井作为开发井型，尽可能多地将连通性相对差的孤立单砂体有效连通起来，其单只水平段长度为2000m，第一分支平行于主砂体展布方向而第二分支垂直于主砂体方向。由于双分支水平井多次穿越非均质低渗带或阻流带，长水平段炭质泥岩的井眼稳定和裸眼完井的储层保护对钻井液性能提出了极高的要求。

图1长北合作区块地理位置图

项目分为两期：（1）1期主产层是山西组山2段石英砂岩，采用44口双分支和1口单分支水平井裸眼完井开发，实行“日费制”管理，比计划提前两年完成30×108m3/y的产能目标。多口双分支水平井入选壳牌全球“BestInClass”井，技术升级和工艺改进主要集中在1期。（2）2期主体采用14口双分支水平井裸眼完井开发，双分支井的一二开次实行“米费制”管理，三开双分支水平段实行“日费制管理”；对于储层物性较差的边缘区域采用直定向井分压合采多层系开发，实行“米费制”管理。项目主要采用的双分支井井身结构（如图2所示）。

图2双分支水平井井身结构示意图

三、长北地质特征及开采方式对钻井液的性能要求

1.??二开?311.2mm井眼地质、井眼特征对钻井液的性能要求

二开?311.2mm井眼在大斜度段会钻遇泥页岩、破碎带“双石层”及易垮塌煤层。泥页岩地层含伊蒙混层等粘土矿物，易水化膨胀引起缩径、扩径和钻头泥包等问题；石盒子和山西组地层容易坍塌掉块，引发高摩阻、大扭矩，制约提速，井壁稳定问题突出。且?311.1mm井眼穿越地层多，固相含量上升快、滑动摩阻大、容易发生托压。由此要求钻井液流变性能稳定、抑制性强、防塌，防泥包。

2.??储层敏感性及不均质性对钻完井液的性能要求

（1）储层敏感性分析及对钻完井液的性能要求

长北项目