田洪亮，吕建中，李万平，杨金华

（ 1.中国石油集团经济技术研究院；2.中国石油大学（北京）石油工程学院 ）

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

田洪亮1，2，吕建中1，李万平1，杨金华1*

（ 1.中国石油集团经济技术研究院；2.中国石油大学（北京）石油工程学院 ）

自国际油价大幅度下跌以来，北美地区的页岩油气生产在降本增效方面采取了一系列有效的技术手段和方法，无论是压裂设计、钻完井设计，还是现场施工和作业管理等都有新突破。主要体现在：实施老井重复压裂，增加压裂段数并加大支撑剂量；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；减少非作业时间，压缩材料成本；对材料、管理、设计进行综合优化。学习借鉴北美地区的做法和经验，中国油气田降低成本必须应用多种手段对钻完井设计、井场设计、生产组织、工艺技术、现场管理等进行系统优化，对关键技术进行优化组合。

钻完井；降本增效；页岩油气；低油价；北美

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）。

图1　Marathon公司Bakken盆地页岩重复压裂井数

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

图2　水平井一次压裂后（左图）及重复压裂后（右图）井底裂缝示意

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。

图3　Eagle Ford盆地6口井重复压裂前后产量变化

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%。

图4　康菲Eagle Ford盆地压裂设计变化

图5　Memorial资源开发公司Eagle Ford盆地压裂设计变化

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。

图6　Noble公司降低压裂段间距

图7　Continental资源公司Bakken地区单井支撑剂消耗量

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）。

图8　美国压裂砂每年消耗量

图9　QEP资源公司Bakken盆地大排量支撑剂应用效果

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。

表1　Chesapeake公司在Marcellus盆地和Utica盆地的页岩平均水平井长度和压裂段数变化

图10　Antero公司在Marcellus盆地页岩气作业中的水平井段长度和压裂段数

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。

3　现场施工：减少非作业时间，压缩材料成本，提高物流管理精度

3.1广泛应用移动钻井平台，减少非作业时间

2014年，北美陆上钻井平台中有60%具有移动能力，其中35%是步进式移动方式，25%是滑动式移动方式。利用移动钻井平台进行工厂化作业，可将常规钻井平台的移动时间降至30分钟，可大量节省作业时间和成本（见图12）。

图11　Omni公司车载水循环系统示意

图12　2015年5月相对2014年5月的钻机作业效率提升

全球最大的陆上钻井承包商Nabors国际公司的报告认为，2018年工厂化钻井（Pad Drilling）数量将占陆上钻井量的70%，平均每个井组所钻井数也将从2010年的2.2口升至6口以上（见表2）。

步进式移动系统能够在8个方向移动，十分灵活，可以直接安装到陆上钻井平台上。美国钻井承包商除了新建移动式钻机以外，还大量采用后装移动式系统来快速升级钻机装备，例如，全球第六大陆上钻井承包商Patterson-UTI公司的现有钻机都可按需安装该系统。

根据贝克休斯和Spears公司的统计，2015年5月份美国的页岩油钻机作业能力比2014年同期大幅提升，单钻机年钻井数量提升近50%，单井钻井时间降低了60%。

表2　不同时期全球工厂化钻井应用程度

3.2陆续采用批量钻井进行工厂化钻完井，节省更多时间

批量钻井（Batch Drilling），主要指按照顺序批量完成多口井的表层、直井段和水平井段。可以利用不同的钻机或者单一钻机，实现在同一井组中相同井段同样配置钻机和底部钻具，节省大量换钻具时间（见图13）。

用多台钻机时，一般采用常规移动钻机+服务钻机+连续管压裂装置3～4台设备，例如，先利用750马力移动钻机进行表层钻进、完井，然后利用移动式1500马力钻机进行垂直井眼和水平段钻进（或水平段单独用钻机钻进），最后进行连续管压裂。

利用单一移动式钻机时，在一个井工厂上，先按照单一顺序钻多口井的直井段，再反向顺序钻水平井段，最后进行压裂（见图14、图15）。该方式在当前4～6口井的井组中更为常见。

3.3拉链式压裂和交叉压裂，增加地层干扰

当前，工厂化钻完井中已有67%的作业采用了拉链式压裂或交叉压裂，增加地层干扰可以在相同时间内比传统单井压裂提高1倍工作效率，并减少相应设备搬迁和重复组装等的成本，缩短试气周期。

在大规模开发初期，拉链式压裂广泛应用于并行的两井组，两井组同时并行压裂。目前在一个井组中也广泛应用了交叉压裂，即相邻的两口井进行交叉压裂，可以增加相互的地层干扰，提高产量。

图13　批量钻井作业流程示意

图14　DrillTech公司应用的单一钻机批量钻井作业流程

图15　Memorial资源公司现场应用的单一钻机批量钻井作业流程

4　管理优化：对材料、管理、设计进行综合优化，进一步降低成本

当前，北美部分作业者（例如EOG资源公司等），在Eagle Ford盆地等成熟页岩油区的单井成本已降到580万美元以下，但仍有部分作业者的单井成本在1000万美元以上。几乎所有作业者都在寻求依靠技术手段降低成本的同时，努力通过管理优化来进一步降低成本。

从北美页岩油气开发的作业流程看，作业者普遍认为在一体化设计（规划）、钻完井管理和技术服务、物流管理、材料管理、钻井自动化和分析、专业合作（钻井、地质、作业者及施工方）六大领域仍存在管理优化空间。

威德福公司对Eagle Ford盆地页岩油气开发中的管理和成本优化进行了深入分析，最初评价井钻完井成本达到1200万美元，到区块开发时，单井成本能够降到730万美元。其中工厂化和交叉压裂能够降低约26%的成本，其他如底部钻具组合优化、钻井流体优化、完井设计优化和最佳实践、需求计划、直接材料来源等能够降低约23%的成本（见图16）。

埃森哲（Accenture）管理咨询公司对Eagle Ford盆地页岩油气开发的一体化设计（规划）、服务管理、物流管理和材料管理4个方面进行了深入分析（见表3）。其在2015年1月份的一份报告中认为，整个钻完井时间仍可以进一步降低25%～40%，单井成本可以降低130万～260万美元，从当前普遍的650万美元左右降至400万美元以下。

图16　威德福公司Eagle Ford盆地页岩油气开发成本下降

表3　作业流程中时间和成本的优化空间分析

5　启示与建议

5.1降低生产作业成本是应对低油价的有效途径

在低油价时期，石油的一般商品属性凸显。在“市场决定价格、价格决定成本、成本决定利润”的市场经济规则下，价格就像一只无形的手，不断促进市场“重新洗牌”，只有那些拥有低成本优势的企业才能获得生存和发展的机会。北美地区非常规油气资源开发的实践进一步表明，成本不是价格下跌的底线，相反价格是成本上升的天花板；任何成本都不是刚性不变的，需要随着市场供需和价格的变化而变化。对于那些在高油价时期形成并一度被视为理所当然的成本驱动要素，必须进行改革和调整。

例如，在页岩油气开发中，“水平井+压裂”一直被视为提高产量的主要手段，也是降低生产作业成本的主要领域。近年来，中国的工厂化作业、水平井和压裂等关键技术和作业方法取得了一系列进步。例如，在苏里格致密气开发中试验的老井侧钻水平井方法，特别是利用连续管天然气侧钻水平井，就突破了原有的生产理念，改变了原有的成本驱动要素，是在低油价下降低生产作业成本的一种有益探索。但是，总体来看，综合成本和作业效率相对于北美地区仍有一定的差距，可以挖潜提升的空间依然较大。

5.2依靠技术和管理创新，挖掘降低生产作业成本的潜力

在低油价时期，企业必须依靠技术创新、管理优化，提高效率、优化运营、减少浪费，全方位、可持续地降低成本，绝不能以牺牲价值创造和未来发展为代价。以提高水平井分段压裂产量为例，根据斯伦贝谢和伯恩斯坦研究机构的报告，当前美国陆上水平井分段集中在24～36段，但只有25%～33%的段数能够产出油气，基本上是20%～40%的压裂段贡献了80%的油气产量。如果未来的技术创新能够帮助作业者大幅度增加有效段数，或者减少浪费，将会进一步降低生产成本。曼哈顿研究所能源政策和环境研究中心甚至认为，未来有可能将页岩油开发成本控制在5～20美元/桶。

学习借鉴北美地区的做法和经验，中国的油气田降低成本必须应用多种手段对钻完井设计、井场设计、生产组织、工艺技术、现场管理等进行系统优化，对关键技术进行优化组合，对钻井液、工具等材料的使用精打细算，对工艺流程管理进行无缝衔接。同时，重视研究开发和推广那些能够提高效率、简化流程、降低成本的实用技术，特别是与数字化、自动化、分析处理等相关的技术。

5.3建立并完善促进学习曲线加速和降本增效的激励约束机制

北美地区非常规油气资源成功开发的重要经验之一就是“学习曲线加速效应”，即各作业公司都能够在前期作业的基础上不断完善“最佳实践”，改进作业模式、技术方法等，提高钻井效率、降低钻完井成本。在一大批中小投资者、作业者的利益驱动下，使先进适用的生产技术、作业模式、管理经验得以迅速推广，其中大规模工厂化作业就是最典型的例证。

实施低成本战略，需要建立有效的激励约束机制，调动全体员工参与降本增效的积极性和创造性，把降本增效的压力和动力同步传导下去。同时，在企业内部建立完善一体化的业绩考核机制，使石油公司与服务公司之间、石油公司上下游产业链之间都能够做到同心协力、利益共享、风险共担，在石油的“寒冬”里同舟共济，抱团取暖。

编辑：夏丽洪

编审：张一驰

Main practice of reducing drilling and completion cost in North America under low oil price and its enlightenment

TlAN Hongliang1，2， LV Jianzhong1， Ll Wanping1， YANG Jinhua1
（1. CNPC Economics and Technology Research Institute； 2. College of Petroleum Engineering， China University of Petroleum-Beijing）

A series of efective technical methods for decreasing cost and increasing beneft have been facilitated since the international oil prices fell sharply. Not only fracturing design， drilling and completion design but also site operation， production and operations management had new breakthroughs， which refected at implementing re-fracturing in old well， increasing fracturing segments and doses for supporting； lengthening segment length of horizontal well， developing multiple oil layers in the single well site， using the water cycle system to reduce the water cost； reducing non-operation time， compressing the cost of materials；comprehensively optimizing materials， management and design. China's oil and gas felds should systematically optimize drilling and completion design， well sites design， production organization， processing and technology and optimize the combination of the key technologies by referring the practice and experience form North America in order to reduce the cost.

drilling and completion； decreasing cost and increasing beneft； shale oil and gas； low oil price； North America

2016-09-12

* 本文作者还有郭晓霞、孙乃达、焦姣。