我国初步形成页岩气钻完井配套技术
“页岩气革命”的号角正在我国响起，页岩气勘探、开发已成为当前引人注目的我国能源多元发展的一个崭新亮点，这对油气资源相对不足的我国而言，其战略意义非同寻常。
2010年以来，中国石化先后在四川及其周缘的涪陵、黄平、彭水、建南、新场等开展了页岩气钻井先导性试验，完成了建页HF-1、彭页HF-1、涪页HF-1等页岩气水平井钻完井和分段压裂施工。
为突破页岩气完井关键技术难题，以破解石油工程技术瓶颈、研发新技术为己任的中石化石油工程技术研究院，以“逐步实现全部产品的国产化和自有技术的应用”为目标，承担了针对页岩气完井技术科技攻关和先导性科研项目研究，开展了“水平井分段完井机器人前瞻性研究”和“页岩气水平井固完井技术先导试验”、“页岩气钻完井方案研究”及“易钻桥塞定型及簇式射孔技术试验”等。
经过2年多的研究攻关，已初步形成了具有自主知识产权的非常规配套工程技术，在5个方面实现了重大技术突破，打破了国外技术垄断，不但大幅度降低了作业成本，而且使施工质量和勘探开发的成功率成倍提高。
据中石化著名石油工程技术专家丁士东介绍，工程院依靠自主力量主持完成了包括焦页1井、元页1井、彭页3HF井等5口页岩气水平井压裂设计和技术服务，其中，焦页1井日产气稳产达到100000立方米，彭页3HF井创国内施工规模最大记录(4.67万方)，为我国页岩气勘探开发开辟了一条光辉道路。
页岩气发展前景。世界页岩气资源调查表明，全球页岩气储量超过常规天然气储量，且其分布极为广泛。在过去的10年中，美国已经掌握了页岩气勘探开发的核心技术。 2000年，美国页岩气生产量不足100亿立方米，到2011年，美国页岩气产量已达到1800亿立方米，占美国天然气产量的23%。页岩气的成功开发以及由此所带来的全球性的页岩气革命热潮正在改变市场对于未来油气资源供需格局的预期，能源战略上呈现多元化。我国页岩气资源十分丰富，国土资源部油气中心2012年最新研究成果表明，我国页岩气可采资源量为25万亿立方米，发展潜力巨大。根据国家页岩气“十二五”发展规划，2015年中国页岩气产量为65亿方，2020年力争达到600-800亿方。中石化集团公司十分重视页岩气勘探工作，并把页岩气勘探开发作为公司打造上游产业的重要组成部分。中国石化获得页岩气专属矿权区块3个, 总面积1.7万平方公里，在常规区块中,可开展页岩气勘探区块43个，面积19.2万平方公里。“十二五”期间，中国石化将重点围绕在四川及其周缘重点页岩气富集条件较好的彭水-黄平区块海相页岩气区块和鄂西渝东的建南-涪陵陆相页岩气区块加大页岩气开展勘探评价工作，计划在“十二五”末，新建页岩气产能 20亿方。
我国页岩气开发工程技术难题分析。页岩油气主要以吸附和游离方式赋存于富有机质泥页岩及其夹层中的生物成因或热成因天然气，作为一种非常规资源，是通过常规开采手段不能得到经济产量的石油天然气资源，因此，页岩气的储集特性决定了页岩气的开发在很大程度上依赖于钻完井技术和压裂改造技术。美国拥有较成熟的页岩气水平井钻完井和分段压裂技术，并在页岩气开发中取得巨大成功，自2002年主要采用水平井技术开发页岩气，目前85%的开发井为水平井+多段压裂，页岩气产量增长主要来自水平井开采技术，水平井的产量是垂直井的3-4倍，水平井压裂初期平均日产量可达10万立方米以上，成本仅是直井的1.5-2倍，美国页岩气资源潜力盆地50多个，其中40多个已被不同程度地勘探。
我国在页岩气钻完井技术研究方面研究起步较晚，研究基础薄弱。2010年以来，中国石化先后在四川及其周缘的涪陵、黄平、彭水、建南、新场等开展了页岩气钻井先导性试验，完成了建页HF-1、彭页HF-1、涪页HF-1等页岩气水平井钻完井和分段压裂施工，在钻完井和水平井分段压裂方面存在如下技术难题：
(1)钻井效率低，周期长、成本高
中国石化已完钻的页岩气水平井垂深2800米左右、水平段长1100米左右，钻井周期93天，钻完井成本7000～8000万元;美国Barnett盆地页岩气水平井垂深2500米左右、水平段长1300米左右，钻井周期27天，钻完井成本300～600万美元。主要是由于我国页岩地层差异性大，地层力学特性等信息钻前预测精度低，设计针对性差，工具及配套工艺技术不配套。
(2)成井质量还不能满足页岩气开发
四川及周缘地区地处高陡构造，井身轨迹控制困难;如彭页1井(直井)，全角变化率5.1°/30m(910m处)、6.3 °/30m(1170m);页岩储层井段易井壁失稳,如建页HF-1井1131～1481米井段垮塌严重;长水平井下套管、居中难度大，油基钻井液清洗困难，分段射孔、压裂对水泥环完整性要求高，如建页HF-1井1700米尾管用时近48小时，固井后水泥环胶结质量整体评定为差。
(3)压裂针对性不强，压裂效果差
页岩可压性及裂缝延伸规律认识不清，可压性评价缺少量化方法，仅凭脆性矿物含量、地应力差异及方位、杨氏模量、泊松比等参数指标难以刻画地层可压性及裂缝延伸扩展规律;压裂工艺技术选择与页岩地层不配套，压裂设计符合率低;工艺技术不配套，由贝克休斯公司负责提供:减阻水及泵送桥塞射孔联作技术在现场实施时存在如下问题：工具下入过程中遇阻;射孔位置优化不好，有压窜迹象;实测摩阻偏高，减阻水减阻效果不好;微地震监测7段压裂主缝特征不明显。
(4)流体、工具等关键技术自主化程度低
由于国内开展页岩气水平井钻完井和分段压裂技术研究起步较晚，施工所采用的油基钻井液、分段压裂工具、压裂设计及压裂液体系等核心工具、体系以及设计技术大都由国外公司提供服务，造成水平井钻完井成本居高不下，压裂效果也不尽如人意。
总之，国内针对页岩气开发工程技术研究才刚刚起步，页岩气水平井钻完井和压裂技术研究基础薄弱，配套的页岩气水平井设计方法和工艺技术体系尚未建成，工艺技术不配套，相关标准、规范体系也尚未形成，关键处理剂和液体体系、分段压裂工具还依赖进口，受制于人，页岩气开发尚未实现规模化生产。因此，如何突破页岩气水平井钻完井和分段压裂关键技术，建立一套适合于我国页岩气特点的岩气水平井钻完井和分段压裂技术系列，打破国外技术垄断，突破页岩气开发技术瓶颈，是实现页岩气快速发展的前提。
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