低油价下北美地区降低钻完井作业成本的主要做法及启示（上）

2014年下半年以来，为应对油价暴跌带来的压力，北美地区的主要页岩油气作业公司纷纷采取技术和管理措施，大幅度降低成本，取得了较好的成效。梳理与分析EOG能源、Occidental石油、Chesapeake、Marathon、Southwest能源、Encana等公司的钻完井设计、现场施工、管理等有关资料，可以发现它们在压裂设计、钻完井设计、现场作业施工及作业管理等方面不断取得突破，通过采取钻井提速、减少非作业时间、压缩材料费用等措施有效地降低开发成本。

1.压裂作业：老井重复压裂，增加压裂段数并加大支撑剂量

1.1 老井重复压裂

近4年来，北美陆上共钻井7.5万口，大多是页岩油气井，产量递减较快。新钻井相对于当前油价而言成本较高，而老井侧钻和重复压裂的成本（约200万美元）要低得多。因此，从2013年开始，一些公司开始对老井进行重复压裂。例如，截至2014年第三季度，Marathon公司已在Bakken盆地对40%的井进行了重复压裂（见图1）。

从当前的应用效果来看，重复压裂后的水平井段油藏接触面积大幅改善（见图2），4年以内的生产井绝大多数都适合应用重复压裂，且重复压裂单井完井成本可降至100万～280万美元，约为普通单井钻完井成本的25%。同时，广泛采用连续管技术进行重复压裂，作业相对简单。

重复压裂井的初始产量最高能达到原井初始产量的98%，其初始年度递减约为56%，要低于常规页岩油气井64%的初始年度递减率；重复压裂后产量增长明显，相对于重复压裂前，初始月度产量增长最高达85%（见图3）。

重复压裂正逐渐成为北美提高油气产量、降低成本的重要手段。根据Energent公司2015年6月份的报告，预计到2020年，仅路易斯安那州Haynesville盆地页岩油气开发中的重复压裂市场投资就将超过5亿美元。IHS公司2015年7月份的分析表明，重复压裂井将占美国所有已压裂水平井的11%。截至2015年7月，全球有超过4500口重复压裂井，虽然当前全球范围内重复压裂井的数量不多，但预计未来5年将快速上升。

1.2 增加压裂段数，减小压裂段间距

当前越来越多的北美页岩油气作业者采用增加压裂段数和减小压裂段间距的方法来扩大泄油面积，提高单井初始产量，降低产量递减率。在Eagle Ford盆地（渗透率＜20%）和Bakken盆地（渗透率＜12%）的页岩油气开发中，无论是康菲等大型一体化石油公司（见图4），还是Noble等大型独立石油公司，甚至包括Memorial等小型石油公司（见图5），都广泛采用该方式。目前，在上述两地区，每月的新钻井中分别有26%和22%的井采用该方式完井。

Noble公司当前已累计在公司30%的井中通过降低压裂段间距来提高产量（见图6）；在2015年的完井中，应用比例已达50%。

应用该技术后的前两年，油井产能下降明显比其他井平缓。EOG能源等公司在Eagle Ford核心区的现场应用显示，单口井完井成本虽然上升12%～25%，但由于同等产量目标下钻井数量减少，区域开采成本降低20%～25%。

1.3 加大支撑剂量，提高支撑剂强度

北美地区陆续采用大排量压裂液（IHS称之为“超级压裂”），将常规压裂液中支撑剂强度（每英尺横向支撑剂）提升25%（见图7），甚至一些公司在应用中的强度高达每英尺3000磅，使产量提升和递减趋缓更为明显。

大排量压裂液推动了近年来美国压裂砂用量的快速增长，2008－2013年，压裂砂用量年均增长35%。2014年相对于以往增长更快，达到历史新高的5420万吨，比2013年增长45%（见图8）。

虽然北美目前没有形成统一的标准，但EOG能源、Continental资源、Encana、康菲、Memorial资源开发、QEP资源等众多公司正在进行现场测试和应用。结果显示，大排量压裂液以及高强度支撑剂都能有效提升初始产量，降低产量递减，且比加密井提升产量的效果要好（见图9）。

2.钻完井设计：加大水平井段长度，单井场多产层，应用水循环系统降低用水成本

2.1 加大水平井段长度

近年来，在Bakken、Eagle Ford、Marcellus等盆地作业的Chesapeake等大型独立作业公司广泛提高了水平井段的长度。Chesapeake公司在Marcellus盆地的页岩水平井长度的最高纪录为3277米，水平井段分段压裂最高纪录达50段（见表1）。

小型独立作业公司也在不断提高水平段的长度。自2010年以来，Antero公司在Marcellus盆地的页岩气作业中的平均水平段长度一直在提高，从2010年的1747米提升到2015年的2743米，提高了57%（见图10）。

2.2 单井场多产层，优化钻完井设计开发多储层油气

应用单井场实现多产层共同开发，充分利用一次井场，减少井场占用面积，通过优化设计对地下储层进行多层开发，实现区块总体效益的提升。美国Eagle Ford、Permian盆地和加拿大Montney等盆地的页岩油气开发广泛采用了这种方式。

QEP资源开发公司在Permian盆地进行开发时，充分考虑了多储层开发问题，在页岩和碳酸盐岩组成的垂向900米多储层厚度内共布置了755口水平井，立体式开发页岩油气。

2.3 现场应用水循环系统，降低水资源成本

采用现场水循环系统，使现场水资源循环利用，节省成本且更加环保。相对大的循环系统可通过管线供区域内多井场使用，小的系统如车载单套小型系统可在井场直接应用。这项技术服务业务在北美不断扩大，催生了Omni Water等大量的小型水循环服务专业公司。

Approach资源公司现场应用的AREX现场返排工艺和产出水处理工艺系统，处理能力为32.9万桶/日。通过对水资源的循环利用，可以降低单井钻完井成本45万～100万美元，减少当地租赁费用约1美元/桶油当量，减少用水运输费用约2美元/桶油当量，同时能够每天从水中提取约200桶油。2015年3月投入应用至今，已在公司70%的作业区推广该系统，累计处理100万桶循环水。

Encana公司Montney盆地的页岩油钻井采用的Omni公司车载水处理系统（见图11），处理能力为1万桶/日，具有过滤、储存和集输等能力。可以将产出水进行循环，也可以用于压力水供应，现场应用中单口井普遍可节省40万美元。

关于北美地区降低钻完井作业成本的主要做法之后续内容见《低油价下北美地区降低钻完井作业成本的主要做法及启示（下）》，近期即将发布，敬请关注！

版权声明 | 来源：《国际石油经济》，作者：田洪亮、吕建中等，版权归原作者所有。

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