南川地区页岩气水平井优快钻井技术进展及发展建议

南川地区是中国石化继涪陵页岩气一期产建区后的又一个页岩气产建区,为进一步促进该地区页岩气水平井钻井提速提效,在借鉴涪陵页岩气一期建设成熟经验的基础上,分析了该地区页岩气水平井钻井存在的技术难点,进行了井身结构优化、个性化高效钻头优选、井眼轨道设计优化、固井完井方式优化和组合钻机“井工厂”钻井模式等方面的技术研究,形成了适合于南川地区的页岩气水平井优快钻井技术。该钻井技术在南川平桥南区块应用了30余口井,平均钻井周期由应用初期的93.00 d缩短至79.67 d,平均优质储层钻遇率达98%以上,其中一趟钻进尺大于1 000 m的井超过60%,提速提质效果良好。在此基础上,分析了焦页10井区和东胜区块的水平井钻井技术难点,提出了技术攻关建议,以期为南川地区后续产能建设中高效钻井提供技术支撑。      

页岩气藏水平井井壁稳定性研究

页岩气藏开发采用的井型一般为水平井,在层理发育的页岩地层中钻井一般都存在严重的井壁失稳问题。为此,根据有效应力理论改进了层理地层水平地应力计算模型,并结合川南地区所取岩心进行室内强度实验,选取适当的破坏准则,对比2个地层水平地应力计算模型和水平井眼井周应力状态,得出了页岩气藏水平井坍塌压力随层理面产状的变化规律。研究结果发现：对于页岩地层而言,采用常规的均质地层水平地应力预测模型研究井壁稳定性,低估了水平井的地层坍塌压力;采用改进的水平地应力预测模型计算得出的坍塌压力与实际情况吻合较好;沿最小水平地应力方向钻进的水平井,地层坍塌压力在某一地层倾角处存在极大值,更高的倾角反而有利于井壁稳定。研究结论可以为页岩气井钻井设计提供参考。     

涪陵页岩气田一期产建区地应力场预测研究

涪陵页岩气田五峰组一龙马溪组页岩气水平井采用大规模水力加砂压裂方式进行开发。而现今地应力大小及方向的变化,会直接影响水平井井位部署与压裂效果。以涪陵页岩气田一期产建区为研究范围,开展页岩层段现今地应力场预测,为水平井井位部署、轨迹优化以及压裂设计提供依据。通过单井地应力建模,分析地应力的方向,建立岩石力学参数模型,预测三轴向地应力大小,分析工区纵向地应力分布特征。结合地震高精速度场计算,开展三维地应力场大小和方向的预测,最终得到地应力场空间分布特征,明确研究区东北部高压区为气藏富集区域、地层可压裂性强,是开发最优区域。     

四川盆地长宁区块页岩气水平井地质目标关键技术参数优化

近年来,针对四川盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组在页岩气地质评价、工程试验和开发优化研究等方面均取得了较大的进展,初步掌握了页岩气开采主体技术,并在焦石坝、长宁、威远等区块实现了规模建产。为了给类似页岩气水平井的开发设计提供技术参考,以长宁区块五峰组—龙马溪组页岩气井为研究对象,采取地质与工程相结合、动态与静态相结合、统计分析与模拟预测相结合的技术手段,量化页岩气井产能主控因素,建立页岩气井产量预测模型,优化该区块页岩气水平井巷道方位、巷道位置、巷道间距、水平段长度以及气井生产指标等地质目标关键技术参数。结论认为:(1)水平段方位与最大主应力和裂缝发育方向之间的夹角最大、水平井巷道位于最优质页岩内、水平段钻揭Ⅰ类储层长度超过1 000 m,是页岩气井获得高产的基础;(2)水平井的井筒完整、优选低黏滑溜水+陶粒压裂工艺造复杂缝是页岩气井获得高产的保障。依据该研究成果形成了长宁区块页岩气开发的技术政策,指导了该区块页岩气的开发建产,也为类似区块页岩气水平井的开发设计提供了借鉴。     

南页1HF页岩气水平井固井技术

页岩气藏具有储层物性差、孔隙度和渗透率低等特点,为提高页岩气水平井固井质量,满足分段压裂要求,对南川地区页岩气水平井固井技术进行了研究。针对南页1HF井固井技术难点,开展了水平井套管下入数值模拟分析,扶正器类型优选及安放间距优化,应用了SCW驱油前置液体系、SFP弹性水泥浆体系等技术,为今后提高页岩气水平井固井质量积累了经验。     

FEWD 地质导向技术在深层页岩气水平井中的应用

地质导向技术是开发页岩气的核心技术之一,分析了页岩气储层伽马、电阻率、钻时比值等地质特征响应,结合FEWD 地质导向技术的特点提出了在深层页岩气水平井钻井中应用该技术的优势。通过丁页2HF 井应用实例分析,论述了应用FEWD 地质导向技术提高页岩气水平井储层钻遇率的关键。丁页2HF 井创造了超深页岩气井复合钻日进尺最高178 m 的记录,仅用55 d 完成1 035 m 的水平段钻探,水平段储层钻遇率达95%。FEWD 地质导向技术在丁山深层页岩气水平井的成功运用,促进了页岩气非常规能源的开发,对今后国内超深页岩气水平井的钻井施工具有重要的指导意义。     

页岩气水平井大型压裂设备配套及应用

为满足页岩气水平井分段大型压裂施工的需要,根据施工井的具体情况对主要压裂设备（压裂机组）进行了优化配置,并配套了压裂液混配设备、低压供液系统、立式砂罐等辅助压裂设备,满足了勘探阶段页岩气水平井大型压裂大排量、大液量、大砂量、使用多种液体和多种粒径支撑剂、施工时间长的工艺要求。涪页HF-1井、彭页HF-1井、延页平1井等3口页岩气水平井的成功压裂作业,为页岩气水平井大型压裂施工设备配套及应用积累了经验,增强了页岩气水平井大型压裂施工服务的能力。对今后页岩气 “井工厂”模式的开发,目前的压裂设备配套与压裂工艺对设备的需求还有一定的距离,需要加以完善。     

FMI成像测井在四川盆地页岩气地层中的应用

由于页岩气在岩性、成藏机制上的独特性,常规油气勘探采用的测井评价方法难以完全适应,因此,针对页岩气地层特点,利用特殊的FMI成像测井技术来识别页岩气储层的岩性,分析地应力状态以及描述储层裂缝。对四川盆地Y页1井进行了FMI成像测井,研究结果验证具有开采价值,为页岩气储层评价、水平井钻进和完井中压裂改造等技术都提供了有力的依据。     

涪陵焦石坝区块页岩气水平井钻井完井技术

针对涪陵焦石坝区块地质条件复杂、各向异性大,易导致发生井下故障、钻速慢、钻井周期长及成本居高不下的问题,在分析该区块页岩气钻井完井技术难点的基础上,进行了页岩气水平井钻井工程技术适应性评价,通过对丛式井布井方案、井身结构、井眼轨道设计、优快钻井技术、钻井液技术及页岩气层长水平段固井技术等进行优选及进一步优化,提出了涪陵焦石坝区块页岩气水平井钻井完井技术方案。该技术方案在焦页 1-2HF 井等17口井进行了现场实践及应用,初步形成了涪陵焦石坝区块页岩气水平井钻井完井技术。应用表明,该技术可显著提高机械钻速、缩短钻井周期,可为涪陵焦石坝区块页岩气规模开发提供技术支持。      

南川地区龙马溪组页岩气地应力场特征及对产量影响分析

南川地区处于四川盆地盆缘转换带的构造复杂区,龙马溪组以常压页岩气为主,具有较好的页岩气成藏富集条件,但地应力场复杂,单井产量差异较大,成为制约常压页岩气效益开发的关键因素之一。通过野外剖面测量、有限元应力场数值模拟、特殊成像测井分析及区域应力场研究,结合大量页岩气水平井压裂实践,认为：①燕山中期南川地区最大主应力在背斜区呈EW向,在南部单斜区呈NEE向;喜马拉雅期以来,现今水平地应力场在平面上具明显的分区特征,局部存在地应力方位和大小的转换带,纵向上受岩性影响地应力自上而下呈下降趋势,局部粉砂岩及观音桥段介壳灰岩地应力明显增大。②龙马溪组地应力主要受构造改造强度、构造样式、埋深、裂缝发育程度等影响,改造弱、埋深大、背斜核部或向斜核部、天然裂缝发育较少的地区地应力较高。③明确地应力场对页岩气井产量有重要影响,古地应力场控制天然裂缝发育程度,影响储层物性、含气性,现今地应力场影响人工裂缝的复杂程度。地应力适中、水平井轨迹与最小水平主应力夹角越小,越易改造并有利于形成复杂缝网,可提高单井产量,有效指导南川地区页岩气勘探开发。