旋转地质导向技术在水平井中的应用及体会——以昭通页岩气示范区为例

位干四川盆地南缘的云南昭通国家级页岩气示范区具有强构造改造、过成熟热演化、复杂山地人文的地质特点,页岩气井长水平段储层钻遇率和井眼轨迹平滑控制是影响页岩气产能的重要因素。为此,在分析该示范区内黄金坝页岩气建产区水平井钻井技术难点的基础上,引入了旋转地质导向技术。通过不断探索优质页岩储层展布规律、改进钻井工具性能、优选技术方案,确立了水平井的地质设计定靶点、钻前分析定轨迹、着陆段定曲率、水平段定钻遇率的"四定"工作思路;形成了稳斜探顶、复合入窗的着陆方法和地质模型指导、成像精确定位的轨迹控制技术。现场实践结果表明,旋转地质导向技术使井眼轨迹平滑、优质页岩储层钻遇率达到100%、平均机械钻速提高至10.1 m/h,实现了页岩气水平井优质井身质量和高储层钻遇率。所形成的"双向互动式"页岩气地质工程一体化综合研究和三维地质模型成果可有效指导类似地区旋转地质导向技术的应用。     

页岩气地质工程一体化导向钻井技术

为最大限度地挖掘页岩储层潜力,提高水平井勘探开发效果,研究应用了页岩气地质工程一体化导向钻井技术,包括:在深化页岩储层认识和准确预测"甜点"的基础上,建立了精细三维地质模型;根据三维地质模型提取的地层参数进行井眼轨道优化设计;采用储层预测技术,落实目的层微构造变化,从而为水平段井眼轨迹预测提供地质依据;采用地质目标跟踪及轨迹调整技术,准确预测井底钻头位置,估算真实地层倾角并实时修正地质模型,确保井眼在储层中合理位置延伸。地质工程一体化技术在四川盆地NH2-4井进行了应用,确定水平段位置距优质页岩底界35.00 m,校正真实地层倾角为6.48°,实时修正地质模型并调整井眼轨道设计参数,实现优质储层钻遇率94.5%。研究结果表明,页岩气地质工程一体化导向钻井技术,为页岩气开发提供了实用可行的集成技术。      

昭通页岩气示范区复杂地质条件下的地质导向技术

昭通页岩气示范区龙马溪组优质页岩储层存在埋藏深、构造复杂、地层倾角变化大、箱体厚度薄等地质特征,在页岩气水平井钻进地质导向时,往往出现井眼垮塌、井漏等复杂情况,井眼轨迹控制难度大,针对该区复杂的地质与工程难题,综合运用地震、地质、测井、录井、钻井等专业知识,开展了地层电性特征分析、现场实时地层视倾角计算、井震结合地质复杂预测(波阻抗反演、缝洞体预测、蚂蚁体跟踪)、钻前地质模型优化等方面的探索,逐步总结出适用于昭通区块复杂地质条件下的地质导向技术,可以最大限度实现地质目标和钻井工程双丰收。应用实例表明,该方法提高了有效储层钻遇率,降低了工程复杂,缩短了钻完井周期。     

页岩气水平井地质导向钻井技术及其应用

随着油气资源的日趋紧缺和对于能源安全的考虑,页岩气这一新兴非常规天然气能源已成为世界能源研究的热点之一。由于页岩气储层呈渗透率极低的物性特征,结合美国页岩气开发成功经验,可知提高页岩气产量的关键之一是采用水平井技术。但是由于页岩储层多变存在不确定性,因此采用地质导向钻井技术可有效地识别储层实时优化钻井轨迹,指导水平井井眼轨迹在优质储层中穿行,提高钻井效率,实现增产目标。页岩气水平井地质导向钻井技术在四川长宁-威远地区的应用中取得了良好的应用效果,实现了95%以上的储层钻遇率,能较好地满足页岩气低成本开发需求。     

地质导向技术在页岩气水平井钻井中的应用——以川东南地区A井为例

川东南地区是我国页岩气勘探开发的前沿阵地,区内井网控制程度低、井震矛盾突出、岩屑代表性差,且钻探的水平井水平段长,给地质导向工作带来较大困难。针对上述难点,利用“三步骤”地质导向方法,对川东南页岩气勘探水平井A井进行了地质导向。首先,基于区域地质资料和导眼井测井曲线特征,确定了地层对比标志层,为实钻过程中的地层对比工作提供依据;在入靶前地质导向阶段,进行曲线微观特征对比,结合录井气测资料识别标志层,预测A靶点深度,并调整轨迹,确保该井顺利中靶;在水平段地质导向阶段,密切观察随钻自然伽马曲线的变化趋势,准确判断钻头位置,并利用标志层控制轨迹,确保钻井轨迹始终位于靶窗内。该井水平段钻遇优质页岩储层1 317m,优质储层钻遇率达100%,取得了显著的效果。现场应用实践表明,该地质导向技术适用于川东南地区页岩气水平井钻井,能够有效提高优质页岩储层钻遇率,对国内其他页岩气区块的地质导向工作具有较好的借鉴意义。     

页岩气水平井钻井的随钻地质导向方法

四川盆地川南地区页岩气开发的主力目标层位为厚约6 m的下志留统龙马溪组海相页岩,具有靶窗较小、构造复杂、地层倾角变化大等特点,实钻井眼轨迹存在脱靶和出层的风险。为此,以该盆地威远区块页岩气水平井为例,通过分析该区水平井地质导向过程中出现的技术难点及其原因,从入靶导向和水平段地质导向等关键环节入手寻找出解决上述难点的办法:1应用随钻自然伽马依次测量地层剖面上的高伽马页岩标志层,配合地质录井确定轨迹精确入靶点,保证井眼轨道按设计井斜角姿势入靶,避免了提前入靶和推迟入靶;2应用随钻自然伽马测量优质页岩储层低值层段特征,配合地震深度剖面判断地层大致视倾角以及微构造的发育情况,实现实钻轨迹在钻进箱体中位置的正确确认,确保了储层的钻遇率。2年的现场应用效果表明,该区块已完钻27口水平井,平均深度为5 043 m,平均水平段长度为1 428.96 m,优质页岩箱体钻遇率达95.75%。结论认为,优质页岩箱体地质导向方法配合地质、三维地震、气测全烃含量等多种方式,可实现箱体的准确着陆及水平段的精准穿行。     

水平井地质导向难点及对策分析

昭通页岩气国家级示范区开发的主力目标层位为厚约5 m的下志留统龙马溪组海相页岩,具有靶窗较小、构造起伏大、微断层发育等特点,实钻井眼轨迹存在脱靶和出层的风险。通过分析该区水平井地质导向过程中出现的技术难点及其原因,从着陆入靶导向和水平段地质导向等关键环节入手寻找出解决上述难点的办法：①优化地质导向建模方案,消除传统建模理论在建立和修正模型过程中存在的3点不足,提高了导向模型预测着陆点的精准度,保证井眼轨迹平滑入靶,避免提前入靶或延迟入靶,造成井轨迹不平滑,呈“V”型或“阶梯”型;②采用地震预测技术,提前预测井眼轨迹偏移方向,应用元素录井+随钻伽马技术、蚂蚁体工程预警技术,准确判断钻出储层情况,解决了在水平段导向过程中钻头位置多解性、钻遇断层及挠曲等3类难题,确保钻头在水平段的精准穿行,并采用“抓大、舍小”策略调整井眼轨迹的思路,有效保障了水平段优质储层钻遇率和轨迹平滑。     

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。     

地质工程一体化钻井技术研究进展及攻关方向——以四川盆地深层页岩气储层为例

为了安全高效地开发我国深层页岩气资源,迫切需要开展地质工程一体化钻井技术研究。为此,在阐述地质工程一体化钻井的思想和研究思路的基础上,系统总结了该研究领域的最新进展,然后针对四川盆地深层页岩气储层特征,指出了下一步的攻关研究方向。研究结果表明：①地质工程一体化钻井是指以地质研究为基础,有针对性地调整、优化钻井方案,实现安全高效钻井,同时,运用实钻井的数据资料及时修正地质模型,最终形成地质工程一体化安全高效钻井方案;②现有的地质建模技术难以精细描述四川盆地深层页岩气储层的空间展布特征;③储层非均质性强,应建立考虑页岩储层各向异性特征的钻柱系统动力学模型;④提升钻井液润滑性能和精准控制井眼轨迹是水平段钻柱降摩减阻的关键;⑤为了满足高效破岩的需求,需要开展非平面齿破岩机理系统研究;⑥井下机器人可以实现对钻压、钻速的智能控制,有望成为智能钻井的新方法;⑦井周岩体力学—化学破坏、页岩微裂缝面摩擦行为的研究,将是深层页岩井壁失稳机理研究的主要内容;⑧人工智能辅助地质导向技术与新型随钻测量工具的研发将是主要攻关方向。结论认为,我国地质工程一体化钻井技术研究已经取得了阶段性进展,但是针对四川盆地深层页岩气储层,还需要在精细地质建模、高效个性化钻头、智能钻井控制、高精度导向及绿色降阻防塌钻井液等方面加强技术攻关,才能最终形成适用于深层页岩气储层的地质—工程—生态一体化安全高效钻井技术。     

地质工程一体化钻井技术研究进展及攻关方向——以四川盆地深层页岩气储层为例

为了安全高效地开发我国深层页岩气资源,迫切需要开展地质工程一体化钻井技术研究。为此,在阐述地质工程一体化钻井的思想和研究思路的基础上,系统总结了该研究领域的最新进展,然后针对四川盆地深层页岩气储层特征,指出了下一步的攻关研究方向。研究结果表明:①地质工程一体化钻井是指以地质研究为基础,有针对性地调整、优化钻井方案,实现安全高效钻井,同时,运用实钻井的数据资料及时修正地质模型,最终形成地质工程一体化安全高效钻井方案;②现有的地质建模技术难以精细描述四川盆地深层页岩气储层的空间展布特征;③储层非均质性强,应建立考虑页岩储层各向异性特征的钻柱系统动力学模型;④提升钻井液润滑性能和精准控制井眼轨迹是水平段钻柱降摩减阻的关键;⑤为了满足高效破岩的需求,需要开展非平面齿破岩机理系统研究;⑥井下机器人可以实现对钻压、钻速的智能控制,有望成为智能钻井的新方法 ;⑦井周岩体力学—化学破坏、页岩微裂缝面摩擦行为的研究,将是深层页岩井壁失稳机理研究的主要内容;⑧人工智能辅助地质导向技术与新型随钻测量工具的研发将是主要攻关方向。结论认为,我国地质工程一体化钻井技术研究已经取得了阶段性进展,但是针对四川盆地深层页岩气储层,还需要在精细地质建模、高效个性化钻头、智能钻井控制、高精度导向及绿色降阻防塌钻井液等方面加强技术攻关,才能最终形成适用于深层页岩气储层的地质—工程—生态一体化安全高效钻井技术。     

自然伽马能谱录井技术在页岩气开发中的应用

目前气体钻井、PDC钻头+旋转导向等钻井新工艺被广泛地运用于页岩气平台的水平井中,使得岩屑十分细碎,甚至呈粉末状,致使岩屑录井对地层岩性难以识别,增大了页岩气储层跟踪、解释的难度,导致前期部分页岩气井Ⅰ类储层钻遇率不高,直接影响水平井单井产量和最终采出量。为此,针对四川盆地下志留统龙马溪组页岩储层的特点,将自然伽马能谱录井新技术应用于页岩气勘探开发中。自然伽马能谱录井资料具有以下优势:①适应性强,可分析钻井新技术条件下地层特征变化,进行地层对比与划分,判断优质页岩段;②及时性好,可随钻准确识别龙马溪组储层,确定水平井巷道位置,实时调整井眼轨迹,保障优质页岩储层钻遇率;③针对性强,建立了页岩气储层有机碳含量计算方法,并结合区域储层分类标准划分页岩气储层。现场应用效果表明,采用自然伽马能谱录井有效地实现了页岩储层有机碳含量的随钻定量解释,解决了页岩气小层划分的难题,为辅助水平井地质导向、保障页岩气储层钻遇率提供了有力的技术支持。     

四川盆地中部高石梯地区深层岩溶储层水平井地质导向技术

四川盆地中部高石梯地区上震旦统灯影组是目前该盆地天然气勘探开发的重点层系,水平井为该层系开发的主要井型,但因高温、高压、含硫化氢和含硅质以及储层缝洞发育、非均质性极强等特点,钻井过程中卡、漏频繁,井喷风险较大,水平井钻井追踪储层和定向困难,地质导向难度大。为此,在分析该区灯影组储层的地质与工程特征并总结实钻资料的基础上,提出了综合测井、地质和地震资料进行多井岩相解释、储层对比和缝洞检测的地质建模技术,并结合随钻测井资料、储层地震模式和岩屑元素分析的储层识别与评价的实时地质导向技术,突出优化了灯四段顶部井斜角、优选造斜段轨迹方案、优化钻具组合和定向方案及避开硅质层和致密层的井轨迹优化技术,形成了适合于该套深层岩溶储层的一体化地质导向技术。5口井的现场应用结果表明,该方法较好地实现了地质导向钻井,提高了储层钻遇率和作业效率,降低了作业风险,满足了该区复杂地质与工程条件下地质导向的需要,具有推广价值。     

提高涪陵页岩气田水平井优质储层穿透率方法浅析

针对涪陵页岩气田地质构造复杂,页岩气水平井井眼轨迹控制要求较高,水平段稳定在优质储层中穿行难度较大的问题。提出了对不同地层变化类型采用不同导向手段的方法,给出了控制井眼轨迹变化的经验公式。通过该地质导向方法在涪陵页岩气田水平井现场应用,页岩气水平井水平段在优质储层中的穿行率达到80%以上,表明运用该地质导向方法可以保证水平段基本稳定在优质储层中穿行。     

川南海相深层页岩气水平井钻井关键技术与实践

川南海相深层页岩气资源丰富,是当前及未来页岩气开发的重要接替领域。由于深层页岩气具有层序多、井底温度高、地层压力高、优质储层薄等地质工程特征,在钻井中面临着导向仪器和钻井液耐温性不足、井眼轨迹控制难度高、工具井眼清洁困难、钻速慢及井下复杂风险高的难题。通过优选耐165 ℃高温旋转导向系统提升钻井时效降低趟钻次数,研制高效破岩PDC钻头提高机械钻速,采用降密度控压钻井降低井底钻井液密度,研发岩屑动态称重装置及可降解携砂纤维实现井眼高效清洁,利用钻井液地面降温系统保障井下工具正常作业,采用地质工程一体化导向钻井模式精准识别钻遇岩性和层位,形成了深层页岩气水平井钻井关键技术。现场应用结果显示,L203井区单井钻井周期由199 d缩短至82.6 d,Z201井区单井钻井周期由239.5 d缩短至118 d,实现深层页岩气铂金靶体平均钻遇率92.8%,对今后深层页岩气钻井提速提效具有示范指导作用。     

随钻地质与地球化学分析在四川威远页岩气开发中的应用

四川威远是国家级长宁—威远页岩气开发示范工程的重点开发地区,页岩气目的层为下志留统龙马溪组优质页岩发育层段。页岩气水平井钻进过程中,传统的地质录井及随钻测井方法难以对优质页岩气储层进行实时有效的分析与评价,降低了优质储层的钻遇率,增加了钻井施工的风险。通过研究区水平井随钻过程中大量岩屑样品的地质与地球化学录井分析,结合相应取心井分析资料,建立了水平井储层地质评价方法,应用TOC辅助地层界面卡取,应用TOC、吸附气含量、气测全烃参数评价储层含气性,再结合储层脆性矿物含量进行有利页岩气开发层段评级和优选;同时建立了水平井地质导向辅助方法,通过TOC、Ca含量、气测全烃等关键参数的相对区间变化,指导工程人员进行水平井着陆入靶调整和水平井窗体控制。现场应用表明,该套技术方法提高了威远地区页岩气水平井开发效率,同时可为同类页岩气储层的有效开发提供技术参考。     

西南油气田钻成中国石油最深页岩气井

正2019年5月20日,西南油气田足206井钻至6 240 m完钻,水平段长1 500 m,刷新中国石油页岩气水平井井深纪录,为渝西区块深层页岩气开发奠定基础。足206井是西南油气田渝西区块部署的一口深层页岩气水平评价井,储层埋藏深度4 245 m,井底静止温度达130℃,是一口大位移三维水平井,钻井施工及精准着陆难度大。钻进过程中,西南油气田实行地质工程一体化工作模式,精准建立地质导向模型,使用高性能地质导向工具,整合国内外优势资源、先进管理模式和先进技术,强化各环节过程管理,严格控制井眼轨迹,克服超深、超高温、大位移带来的水平段地质导向钻井难题,顺利完成钻井任务。     

深层页岩气水平井“一趟钻”技术探索与实践

页岩气水平井“一趟钻”技术能大幅提升钻井效率、降低钻井成本，在北美页岩气开发中得到了广泛应用。我国川南深层页岩气储层埋藏深、温度高、地质条件复杂，“一趟钻”技术面临诸多挑战。基于地质工程一体化理念，通过三维地质精细建模与关键层位标定形成了井眼轨迹优化设计与预调预判方法；利用大数据钻头效能评价机制，完成PDC钻头型号优选；融合钻井液地面降温、高温储层旋转导向工具优选、储层降密度欠平衡钻井等方法，最终形成了川南深层页岩气水平井造斜-水平段“一趟钻”钻井技术集成配套。在Y101H65-7井开展现场试验，首次实现了造斜-水平段“一趟钻”2 330 m完钻，四开钻井周期较邻井缩短67%,较泸州区块缩短68%;水平段机械钻速15.78 m/h,较邻井提高129%,较泸州区块提高141%;井底循环温度相比邻井降低6～8℃。现场试验结果证明：该配套系列技术是实现川南深层页岩气造斜-水平段“一趟钻”高效经济开发的有效手段。研究结果可为我国深层页岩油气开发提供技术参考和借鉴。     

威远页岩气水平井钻井关键技术及发展方向

威远页岩气示范区目前已进入规模开发阶段,区域地层可钻性差、页岩易碎易垮、井眼轨迹复杂等地质工程难点仍制约钻井周期的缩短,作业成本依然较高。随着勘探领域的拓展,边缘低压薄储层区、深部储层开发的配套技术亟需完善。为实现该区域高效率、高效益持续开发,开展了井眼轨迹、高性能钻井液、地质导向、水平井固井等技术的优化与集成,并研究试验了柴油基钻井液、高效滑动定向等低成本技术和自主旋转导向工具,在钻井技术进步和提速提效方面取得了显著成效,对其它页岩气区块钻井具有较好的借鉴意义。提出发展一趟钻钻井技术、完善深层页岩气和多储层立体开发配套工程技术思路,为下步攻关方向提供参考。     

四川盆地页岩油水平井“测定导”一体化技术应用

四川盆地侏罗系页岩油气埋藏浅、保存条件好、地层压力系数高、发育层系多,具备立体勘探优势。大安寨段和凉高山组主要为特低孔隙度、特低渗透率致密储层,常规手段难以实现经济有效开发。为了提高页岩油优质储层钻遇率,有效降低施工风险,开展了“测定导”一体化技术创新与实践。以LA1导眼井岩心、岩屑资料为基础,综合分析四川盆地中部大安寨段页岩储层中矿物组分含量及孔隙度、TOC、渗透率等物性参数,确定页岩油水平井地质与工程甜点。通过井震结合、精细地质建模,探索优质页岩储层展布规律,优选水平井目标箱体,优化随钻地质导向工具及钻具组合方案。利用水平井轨迹优化设计与控制技术,结合地质模型与随钻自然伽马数据,动态实时跟踪与钻井轨迹调整,页岩油水平井优质井身质量和箱体钻遇率获得有效提高,并为压裂分段分簇奠定良好基础。技术应用后,四川盆地大安寨段页岩突破了出油关。     

水平井“工厂化”部署与设计优化——以四川威远页岩气藏为例

威远地区位于四川盆地边缘,其页岩气资源丰富,但有机碳含量和含气量偏低,且埋深较大(2 800~4 000 m),地表条件复杂,开发难度较大。为实现四川威远页岩气规模化经济有效开发,通过精细地质研究,落实断层及裂缝分布特征,建立三维地质模型,明确页岩储层的"甜点"区分布及水平井纵向有利靶体;采用平台丛式水平井"工厂化"布井模式,优化钻井及压裂地质设计,现场实施精准地质导向技术进一步保障水平井目标箱体钻遇率。结果表明:水平井"工厂化"开发通过地质—钻井—压裂一体化设计施工,实现了页岩气规模效益开发的目的。