页岩气完井工艺方式的选择
【摘要】页岩气是一种重要的非常规天然气资源。

在我国四川、江汉等油气盆地，页岩气都有分布。

生产周期长是页岩气的显著特点。

因页岩气藏的储层一般呈低孔、低渗透率的物性特征，需实施储层液压破碎才能开采。

我国有加快发展页岩的有利条件，如果措施得当，可以大大缩短我国页岩气开发利用发展过程，尽快实现页岩气规模开发，将有利于缓解我国油气资源短缺的现状。

【关键词】页岩气物性特征措施
1 概述
页岩气是从页岩层中开采出来的天然气，是一种重要的非常规天然气资源。

在我国四川、鄂尔多斯、渤海湾、江汉、塔里木等含油气盆地，页岩气都有分布。

据估算中国主要盆地和地区页岩气资源量约为26万亿立方米，与美国大致相当，经济价值巨大。

生产周期长是页岩气的显著特点。

页岩气田开采寿命一般可达30-50年，甚至更长。

开采寿命长，意味着可开发利用的价值大，决定了页岩气的发展潜力巨大。

2 页岩气完井工艺方式优选
在我国，页岩气开发处于蓬勃发展的上升期，但是相关措施主要通过借鉴美国等发达国家先进的页岩气开采技术。

页岩气完井技术主要包括：桥塞+射孔联作完井技术、裸眼封隔器完井技术、水力喷射射孔完井等。

2.1 桥塞+射孔联作完井技术
完井时，先对水平井筒内的套管注水泥，然后通过电缆座封桥塞射孔，实现套管内机械封隔。

随后多次重复这一工艺，在水平段上完成多级压裂改造。

当所有小段被处理完后，采用连续油管钻除复合桥塞，保持井筒全通径并投产。

2.2 滑套封隔器完井技术
裸眼多级压裂系统是用套管外封隔器来代替水泥固井来隔离各
层段，封隔器用来密封裸眼井筒，生产时不需要起出或钻铣，同时利于滑套在封隔器间的井筒上形成通道，来代替套管射孔。

滑套可以通过液压打开或通过投入特定尺寸的启动球来切换套筒并打开
通道。

这些球可以在两级之间实现套管内封隔，因而无需使用桥塞。

2.3 水力喷射射孔完井
水力喷射射孔完井是用高速和高压流体携带砂体进行射孔，打开地层与井筒之间的通道后，提高流体排量，从而在地层中打开裂缝的水力压裂技术。

水力喷射压裂不受完井方式的限制，但是受到压裂井深和加砂规模的限制。

由于页岩井眼井壁坍塌情况严重，一般使用套管完井，因此该技术在我国页岩气开发起步时期适用性不强。

完井方式的选择关系到工程复杂程度，成本及后期压裂作业效果，适合的完井方式能有效简化工程复杂程度、降低成本、为后期压裂完井创造有利条件。

从下面的表1可以看出，桥塞+射孔联作完井技术具有可大排量分簇压裂、分段压裂级数不受限制、保持井筒全通径、裂缝布放位置精确等优点，而滑套封隔器完井技术在施工时有砂堵及滑套打不开的风险，一旦滑套打不开，必须得射孔解决，水力喷射射孔完井技术施工时排量小，而页岩气开发必须要有大规模的水力压裂，桥塞+射孔联作完井技术具有其他完井技术无法比拟的特点。

下表2是美国各页岩区块完井方式所占比重，美国页岩气开发井有85%以上是采用桥塞+射孔联作完井方式开采。

在国内页岩气先导试验区设在川渝黔鄂等地区，目前国内已完成了一些页岩气井的压裂改造：
建页hf-1井：江汉油田共动用14台2000型压裂车、两台混砂车、两台仪表车。

经过4天分7段进行压裂，共注入液量12070立方米，加砂394.5立方米，创中国石化页岩气井压裂施工入井液量最多、加砂量最大纪录。

昭104井，2011年4月3日，井下作业公司首次采用2台混砂车向14台2000型压裂车供液，测试压裂排量达16立方米/分；主压裂注入地层总液量2213.32立方米，最大泵注压力51.7兆帕，最大排量15立方米/分、最低排量14.1立方米/分。

国内已完钻并压裂的页岩气井，均采用大型压裂方式，即桥塞+射孔联作完井方式，通过大排量、大液量的压裂施工来开采页岩气。

3 结论与认识
（1）因页岩气藏的储层一般呈低孔、低渗的物性特征，需通过大排量、大液量的压裂改造，即体积压裂来开采页岩气，而只有桥塞+射孔联作完井工艺能满足大排量、大液量的压裂改造；
（2）在美国有85%以上页岩气井采用桥塞+射孔联作完井方式开采，国内虽进行了一些页岩气井的开采，但也是借鉴美国页岩气的开采技术，需再进行一定技术的积累来开发页岩气。

参考文献
[1] 崔思华.页岩气钻完井技术现状及难点分析.天然气工
业.2011，4
[2] 唐颖.页岩气井水力压裂技术及其应用分析.天然气工
业.2010，10（30，10）。