Research on Gas-Charging Water Depths and Gas-Charging Rates of Dual-Gradient Drilling with Gas-Charging in Risers
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摘要: 为确定隔水管充气双梯度钻井充气水深和充气速率，根据气液两相流漂移流理论，考虑气体流动过程中其体积受隔水管环空压力变化的影响，建立了隔水管环空压力计算微元模型，推导出了隔水管充气双梯度钻井充气速率计算模型，并利用现场试验数据验证了模型计算结果的准确性。以南海某深水井为例，利用所建模型分析了施工参数对隔水管充气双梯度钻井充气水深、泥线处环空压力和充气速率的影响。结果显示：进行隔水管充气双梯度钻井时，在0～300.00 m水深段充气对井底压力的调节效果最明显，反应最迅速；在300.00～1 100.00 m水深段，充气只起到辅助调节井底压力的作用；在水深超过1 100.00 m处充气实现双梯度钻井所需的充气速率非常大；井口回压较小时，通过充气调节海底泥线处隔水管环空压力的效率高。研究结果表明，进行隔水管充气双梯度钻井时，应根据水深选择充气点，合理配置充气管路。Abstract: To determine the gas-charging water depths and gas-charging rates of dual-gradient drilling with gas- charging in risers, a differential element model was built for calculating the annular pressure of risers. The model was built according to the drift flow theory of gas-liquid two-phase flow, considering the influence of annular pressure variations of risers on the gas volume during gas flow. Then the model for calculating gas-charging rates was derived for dual-gradient drilling with gas-charging in risers, and field tests were used to verify the results of model. Taking a deep-water well in the South China Sea as an example, the effects of operating parameters on the gas-charging water depths, annular pressure at the mudlines, and gas-charging rates were analyzed by the model proposed for dual-gradient drilling with gas-charging in risers. The results showed that in dual-gradient drilling with gas-charging in risers, the regulation effects of bottom-hole pressure by gas charging are most significant in a water depth within 300 m, with the fastest response. In a water depth range of 300.00–1 100.00 m, gas charging only played an auxiliary role in bottom-hole pressure regulation. When the water depth exceeded 1 100.00 m, a high gas-charging rate was required for dual-gradient drilling by gas charging. When the wellhead back pressure was small, gas charging was highly efficient in regulating annular pressure of risers at the seabed mudlines. The research indicated that in the dual-gradient drilling with gas-charging in risers, gas-charging points could be selected according to water depth, and gas-charging pipelines should be properly deployed.
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Keywords:
- riser /
- dual-gradient drilling /
- gas-charging rate /
- annulus pressure /
- wellhead back pressure
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目前全球油气勘探开发已进入常规油气稳定上产、非常规油气快速发展阶段[1]，页岩油作为非常规油气资源的重要组成部分和典型代表，拥有巨大可采的资源基础、逐步成熟的开发技术和不断攀升的工业产量，正成为全球非常规油气开发的亮点，是继页岩气突破后的又一热点领域[2-6]。目前，以北美二叠（Permian）、巴肯（Bakken）、鹰滩（Eagle Ford）等为代表的页岩油已实现了规模效益开发，进而推动了美国能源独立，改变了世界能源格局。我国页岩油资源丰富，自2010年开始开发页岩油以来已取得了重大突破和显著进展，但整体仍面临资源品质差、单井产量低、投资成本高等开发难题，如何实现页岩油开发大幅降本增效，推动页岩油规模效益开发，对于保障我国能源安全具有重要意义。为此，分析了我国页岩油开发在降本增效方面所面临的挑战，进而剖析了在低油价时期，美国通过理念转变、技术创新、管理创新、市场运作等多方聚力，实现二叠盆地页岩油大幅降本增效、规模效益开发的成功经验与启示，提出了页岩油甜点识别与评价新方法、差异化压裂优化设计和全生命周期开发优化等3项关键技术，以实现我国页岩油开发降本增效、规模效益开发的目的。
1. 我国页岩油开发降本增效面临的挑战
我国页岩油资源丰富，估算中高成熟度页岩油地质资源量约132×108 t，是我国未来石油勘探开发最为主要的接替资源[7-8]。目前，我国页岩油开发在储集层类型、源储关系、甜点主控因素以及页岩油聚集类型等方面已形成较为系统的认识，并提出了以水平井规模重复“压采”开发为主导的一体化开发模式，主要包括“一体化”设计、“平台式”长水平段水平井钻井、“规模化”体积压裂、“重复式”改造、“控制式”采油、“工厂化”作业、“集中式”地面建设等关键技术[8-15]，有力地支撑了我国陆相页岩油藏勘探开发，已累计建成300×104 t以上产能。但是，与北美页岩油开发相比，我国页岩油开发在资源品质、开发技术、配套设施和市场化程度等方面存在诸多挑战。
1）页岩油资源品质。我国页岩油藏主要为陆相页岩油藏，各页岩油区块虽然整体资源规模较大，但具有平面上有利区分布面积相对偏小、纵向上主力层薄且分散，储层岩石类型多、物性较差、非均质性强，含油饱和度差异大，原油密度、气油比、压力系数分布范围宽，岩石脆性、地应力差变化大等特点。我国和北美典型页岩油藏的主要特征对比见表1[5，16]。
表 1 我国和北美典型页岩油藏主要特征对比Table 1. Comparison on the main characteristics of typical shale oil reservoirs in China and the North America油藏名称 有利面积/（104 km2） 资源量/（108t） 厚度/m 孔隙度，% 渗透率/mD 岩性 储集层宏观分布特征 美国Bakken 7.0 566.0 5～55 5～13 0.1～1.0 白云质-泥质粉砂岩 平面分布范围广，纵向分布层系集中 美国Eagle ford 4.0 30～90 2～12 <0.1 泥灰岩 鄂尔多斯盆地延长组（长7段） 2.0～5.0 35.5～40.6 20～80 2～12 0.01～1.0 粉细砂岩 分布整体范围较广，但单层厚度薄、纵向不集中、横向不连续 松辽盆地扶余油层 1.5～2.0 19.0～21.3 5～30 2～15 0.6～1.0 粉细砂岩 准噶尔盆地芦草沟组 0.7～1.5 15.0～20.0 80～200 3～178 <0.1，占90% 灰质粉砂岩，灰质白云岩 油藏名称 原油密度/（g·L–1） 原油黏度/（mPa·s） 气油比 压力系数 初期日产油/t 单井最终可采油量/（104m3） 美国Bakken 0.81～0.83 0.15～0.45 100～1 000 1.20～1.80 35.0～250.0 1.80～10.20 美国Eagle ford 0.82～0.87 0.17～0.58 500～15 000 1.35～1.80 13.0～65.0 0.50～3.10 鄂尔多斯盆地延长组（长7段） 0.80～0.86 1.00～2.00 73～112 0.75～0.85 2.0～35.0 0.50～2.36 松辽盆地扶余油层 0.78～0.87 0.80～5.16 27～46 0.90～1.30 1.4～55.0 0.30～2.89 准噶尔盆地芦草沟组 0.88～0.92 73.00～112.00 15～17 1.10～1.75 2.4～67.0 0.50～3.70 2）页岩油开发技术。我国陆相页岩油开发既不同于常规油藏开发具备成熟的配套技术和良好经济效益，也不同于北美页岩油资源品质优良、水平井分段压裂开发技术成熟且可复制等有利条件，需要根据我国页岩油的地质特点，借鉴北美页岩油开发的一些成功经验，研究形成我国页岩油有效开发配套技术。我国和北美页岩油开发关键技术的适应性分析结果（见表2）表明，对于长水平段水平井，必须考虑水平段长度与优质油层钻遇率的匹配情况，不能不考虑陆相页岩油优质储层平面变化快的特点，一味追求增加水平段长度；对于小井距，在水平段长度一定的情况下，井距越小，井控储量越小，单一依靠提高采出程度无法实现单井产量和经济效益的大幅提高，优化井距时必须考虑单井控制储量和油层动用程度之间的匹配；对于立体式开发，必须充分考虑含油层系整体动用程度与经济效益的关系；对于密切割压裂，也不能刻意追求大液量、大砂量和大排量，需做好压裂设计优化，力争做到缝控储量最大化与压裂成本相对最小的匹配。
表 2 我国和北美页岩油开发关键技术适应性分析Table 2. Adaptability analysis of key technologies for the unconventional oilfields development in China and North America关键技术 页岩油主要地质特点 技术适应性要求 我国 北美 长水平段水平井 陆相，非均质性强 海相，相对较均质 水平段长度与优质油层钻遇率匹配 小井距 低储量丰度 高储量丰度 单井控制储量与油层动用程度匹配 立体布井 多为薄互层 厚层分布广 含油层系整体动用程度与经济效益匹配 复杂缝网 脆性差异大 脆性指数大 缝控储量与压裂成本匹配 3）页岩油开发配套能力。一是我国钻井完井能力和效率有了明显提升，如长庆油田页岩油开发在水平井钻井提速、压裂提效、单井提产等方面取得了重要进展，水平井（平均井深3 500 m，其中水平段平均长度1 500 m）最短钻井周期仅9.88 d，平均试油压裂周期缩短至19.5 d，但不同地区钻井完井能力和效率存在差异，部分地区有待进一步提升；二是目前页岩油采用多水平井平台开发模式，对井场规模、压裂液用量、环境保护等方面提出了更高的要求，但受地形地貌、水资源匮乏等因素影响，在实际开发中一些先进理念和创新技术的规模化应用受到制约。
4）页岩油开发市场化程度。自2011年我国开始页岩油开发以来，钻井、压裂、材料等方面的市场化程度逐步提高，其中大庆油田、吉林油田通过下放管理权限，采用多轮次招投标、签订产量与效益挂钩的服务合同等方式，开发成本明显下降，但整体而言，页岩油开发市场化程度仍有提升空间。
2. 美国二叠盆地页岩油开发降本增效的启示
二叠盆地（Permian）是美国三大核心页岩油产区之一，且在国际油价低于 40 美元/桶时，是唯一还能实现增产的页岩油产区，是页岩油成本最低的核心生产区[17-18]。调研认为，层层堆叠巨厚的页岩油资源、不断革新的开发理念和技术、逐步提升的高效钻井压裂能力、开放的市场机制和优惠政策，共同促成了二叠盆地页岩油开发不断将降本增效做向极致，实现了低油价环境下的逆袭。
1）层层堆叠巨厚的页岩油资源是基础。二叠盆地产层厚度大（390～550 m），主力产油层多，像千层饼一样层层堆叠，可以划分出 10～15 层甚至更多，且横向分布稳定，连续性好，这一特点与鹰滩、巴肯以及我国主要页岩油区块有明显区别，这也是二叠盆地页岩油开发降本增效能取得突破的资源基础[1]。
2）不断革新的开发理念和技术是关键。二叠盆地页岩油开发技术可以分为战略和战术2个层面：战略层面上，在低油价时期，页岩油开发向核心区转移，以使开发商专注高回报油区，利用有限的投资获得优质高产井；战术层面上，采用“大井丛、小井距、密切割、立体式”的开发模式，实现对页岩油核心区优质资源的充分动用和采出程度最大化。例如，加拿大Encana能源公司对二叠盆地堆叠式页岩油资源采取了立体开发模式，在面积0.131 km2的井场，分A、B两层设计部署了64口水平井，A层和B层水平井的井距分别为150和85～130 m，A、B两层垂向井距85 m。该开发模式可以提高设备、基础设施的利用率及人员工作效率，同时使用多台钻机的做法能够缩短钻井周期而且有利于服务共享。该立体开发模式不仅降低了开发成本，而且提高了油藏采收率，估算开发成本仅28美元/桶[1-2]。
3）逐步提升的高效钻井压裂能力是核心。北美页岩油开发在水平井钻井及分段压裂技术之后并未出现较大的技术革命，但渐进式技术革新不断提高单井生产效率。钻井方面，水平井水平段长度逐年增长，从2013年的平均1 676 m增长到2016年的2 438 m，超过3 048 m也屡见不鲜；虽然水平段越来越长，但通过采取缩短造斜段长度、强化钻井参数、水平段旋转导向钻进等技术措施，钻井周期却越来越短，目前钻井周期已缩短至10 d以内。压裂方面，随着水平段改造段数、簇数的增加，压裂液用量、支撑剂用量也在大幅增加，但压裂效率却在不断提高，目前已具有每天压裂6～7段的施工能力。钻井和压裂能力的不断提高，在大井丛、工厂化作业的背景下，形成了大幅提高单井产量、采出程度和经济效益的核心能力[17-18]。
4）开放的市场机制和优惠政策是保障。美国先后出台了一系列支持非常规油气发展的相关政策，据不完全统计，有32项扶持政策和15年的补贴政策，为从事页岩油气开发的相关公司提供了政策保障；同时，美国开放的市场经济体制限制了垄断，使大量有特色专项技术的中小企业得以自由进入能源领域。此外，美国活跃的金融市场为企业开展页岩油气开发与合作提供了资金支持，一些风险投资基金、银行等金融机构，纷纷为页岩油气开发投资、贷款，形成了页岩油气产业与金融业的有效融合[17-18]。
3. 我国页岩油有效开发关键技术研究
从北美页岩油高效开发的成功经验以及目前我国页岩油开发效果来看，先进的开发理念是实现页岩油规模效益开发的根源，先进、适用、低成本的工程技术是提高产量和效益的关键，只有理念转变、技术创新、管理创新和市场运作等多个方面共同发力，才能取得显著的降本增效效果，实现页岩油规模效益开发。
单从页岩油开发工程技术而言，目前“水平井+密切割体积压裂”已成为页岩油开发的主体技术[19-22]，但面临着较大的降本增效压力。为此，结合近年来我国页岩油开发取得的主要进展和高效开发面临的技术需求，进行了页岩油甜点识别与评价方法、差异化压裂优化设计和全生命周期开发优化等3项关键技术研究，在推动我国页岩油开发降本增效方面起到了一定作用。
3.1 页岩油甜点识别与评价方法
页岩油甜点是实现规模效益开发的物质基础。针对我国陆相页岩油储层岩性、物性、含油性具有强烈的非均质性，常规测井响应特征弱化，单一测井信息多解性强的挑战，研究形成了基于常规测井曲线的页岩油测井多信息融合甜点识别与评价方法，主要识别评价流程为：1）测井曲线敏感性分析，确定敏感性测井曲线；2）转化为相同定性指向的标准化曲线；3）赋予各曲线点对应RGB颜色值；4）计算确定RGB空间特征值L；5）将融合的RGB颜色值（即L端点对应的颜色值）在对应测井深度上显示，并依据融合的RGB空间特征值设定显示宽度（如图1所示）；6）获得测井信息融合可视化结果。该方法具有“多种测井信息融合、测井识别分辨率高、评价结果可视化显示”的特点，在鄂尔多斯盆地长7段页岩油、准噶尔盆地芦草沟组页岩油、松辽盆地扶余页岩油的储层评价中进行了应用，解释结果与目前的地质认识一致，与生产动态特征匹配程度较高，可以快速直观地识别页岩油甜点，判别烃源岩品质及源储配置关系，分析评价水平井水平段钻遇储层情况，从而为优化压裂设计物质基础。
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图 1 基于常规测井曲线的多信息融合测井甜点识别与评价方法Figure 1. Sweet spot identification and evaluation method of multi-information fusion logging based on conventional well log基于常规测井曲线的页岩油测井多信息融合甜点识别与评价方法提高了测井识别的分辨率，可部分替代核磁、成像等特殊测井方法，达到认识复杂地质特征的目的，在解决油田开发实际问题的同时，还可以大幅降低测井作业成本[23-27]。
3.2 页岩油差异化压裂优化设计
2011年以来，我国页岩油开发呈现水平井水平段越来越长、压裂规模越来越大、分段分簇越来越密集的态势，单井产量明显提高，但这导致压裂成本大幅增加，单井投资居高不下，造成页岩油无法规模效益开发。为此，按照效益倒逼的理念，基于页岩油甜点识别与预测结果，提出了差异化压裂优化设计方法，以达到控制单井投资基本不变，明显改善单井开发效果，整体降本增效的目的。
假设某页岩油开发区块一口水平段长度1 500 m的水平井，分别钻遇I、II、III类储层各500 m，其孔隙度、渗透率、饱和度、可动油饱和度存在明显差异（见表3），应用自主研发的页岩油产能评价软件对该井差异化压裂设计下的单井初产量及累计产量进行了预测，结果见图2和图3。预测结果表明，若采用分类压裂，即充分压裂I类优质储层，适度压裂II类储层，少压或不压III类储层（情况1），单井初产量、累计产量及净现值最高；若不考虑储层类别，采用笼统的均匀布缝和压裂（情况2），在与情况1压裂规模相当的情况下，单井初产量、累计产量及净现值较低；若水平段均钻遇II类储层，且采用笼统的均匀布缝和压裂（情况3），单井初产量、累计产量最低。由此可见，优质储层钻遇率和优质储层充分压裂改造是获得单井高产和较好经济效益的主要控制因素，也说明差异化压裂具有明显的降本增效作用。
表 3 某页岩油开发区块不同类型储层属性参数对比Table 3. Comparison on the attribute parameters of different reservoirs in a shale oil development block储层类型 储层厚度/m 孔隙度，% 渗透率/mD 含油饱和度，% 可动油饱和度，% Ⅰ类 12 12 0.20 0.65 0.50 Ⅱ类 12 8 0.12 0.50 0.35 Ⅲ类 12 5 0.06 0.35 0.20 ![]()
图 2 不同类型储层类别的布缝方式对比Figure 2. Comparison on the fracture patterns for different reservoir types![]()
图 3 不同储层采用不同压裂方案的预测效果对比Figure 3. Prediction effect comparison of different fracturing schemes for different reservoirs3.3 页岩油全生命周期开发优化
页岩油开发初期，基本都采用“初期高产、快速收回投资”的压力衰竭式开发方式，尤其是在高油价时期，美国大部分石油公司都采取放喷的方式，以使油井在短时间内达到最大产量，从而尽快回收前期投入成本。这一做法会导致油井产量迅速递减（L形递减）和单井最终可采储量（EUR）损失，需持续钻新井开发新区块来弥补。在低油价和提高资源利用率的双重作用影响下，压力衰竭式开发变得难以为继，国内外石油公司逐步转变开发理念，更加注重长期效益，秉持“成本是设计出来的”的理念，提出了以全生命周期开发方式优选为核心的开发方案编制方法，高度重视方案整体优化、开发全过程优化，从源头上降本增效。主要做法为：1）通过全生命周期开发方式优选，实现管控投资的前提下，最大限度地提高页岩油采收率，以获得最大的经济效益；2）从最初的放喷生产转变为控压生产，以求获取最大的单井 EUR，例如，北美某页岩油区块采取控压生产后，产量和井口压力的递减率都得到了有效控制，单井前5年的累积采收率可增加 30%～50%，净现值也得到了大幅提高；3）采用体积压裂注气吞吐等开发技术，有效补充地层能量，大幅提高页岩油采收率，获得更高的经济效益。例如，国内某页岩油开发区块，采用压力衰竭式开发方式时的采收率不到10.0%，采用体积压裂注气吞吐开发后，预测采收率可提高至26.9%。
4. 结 论
1）北美品质好的页岩油资源、不断革新的开发理念和技术、逐步提升的钻井压裂能力、开放的市场机制和优惠政策共同促成了页岩油开发成本不断降低，实现了页岩油规模效益开发。
2）我国页岩油开发在资源品质、开发技术、配套设施和市场化程度等方面存在诸多挑战，只有理念转变、技术创新、管理创新和市场运作等多个方面共同发力，才能取得显著的降本增效效果，实现页岩油规模效益开发。
3）提出了页岩油开发降本增效的3项关键技术：基于常规测井曲线的页岩油测井多信息融合甜点识别与评价方法，可在测井成本保持不变的情况下，对页岩油储层进行更为精细和快速的识别和评价；差异化压裂优化设计可在压裂投资保持不变的情况下，明显提高单井产量，达到整体降本增效的目的；全生命周期开发方式优化并应用控压生产、注气吞吐等技术，可实现降本增效。
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图 1 隔水管充气双梯度钻井基本原理
Figure 1. Basic principle of dual-gradient drilling with gas-charging in risers
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图 2 隔水管充气双梯度钻井试验装置
Figure 2. Experimental devices for dual-gradient drilling with gas-charging in risers
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图 3 隔水管环空中气体体积与充气水深的关系
Figure 3. Relationship between gas volume in riser annulus and water depths of gas-charging
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图 4 双梯度钻井时充气速率与充气水深的关系
Figure 4. Relationship between gas-charging rates and water depths in dual-gradient drilling
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图 5 井口回压对隔水管环空含气率的影响
Figure 5. Influence of wellhead back pressure on gas content in riser annulus
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图 6 井口回压对泥线处隔水管环空压力的影响
Figure 6. Influence of wellhead back pressure on riser annulus pressure at mudlines
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图 7 充气速率对不同水深处当量密度的影响
Figure 7. Influence of gas-charging rates on equivalent density at different water depths
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图 8 钻井液排量对充气速率的影响
Figure 8. Influence of flow rates of drilling fluids on gas-charging rates
表 1 陆地井试验数据
Table 1 Test data of onshore wells
组号 泵排量/（L·s–1） 气体注入压力/MPa 立管压力/MPa 井深270.00 m处压力/MPa 气体流量/（m3·min–1） 相对误差，% 实测 计算 1-A 25.0 3.09 4.80 2.74 1.48 1.545 3.6 2-C 25.0 3.05 4.48 2.67 1.83 1.936 5.8 3-F 21.3 3.25 3.12 2.55 2.15 2.269 5.5 5-F 15.4 3.17 1.34 2.47 2.18 2.323 6.5 6-E 13.0 3.12 0.80 2.36 2.14 2.296 7.3 
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