页岩气钻完井工程技术现状

介绍了页岩气的性质、特点及全球分布情况,针对页岩气储层物性差、开采难度大的特点,重点介绍了北美页岩气开采过程中所采用的水平井钻井技术、特殊的完井工艺以及水力压裂等储层改造技术。通过文献调研得知,美国页岩气勘探开发已进入商业化模式,集成应用了先进的钻完井技术和井下工具。我国页岩气地质储量丰富,但是勘探开发技术尚在探索起步阶段,需要克服的困难还很多。文章借鉴国外先进页岩气钻完井技术,结合国内现有技术,提出适合我国页岩气勘探开发的理论依据和技术思路。     

页岩气水平井钻完井关键技术分析

页岩气的开发是一个庞大的系统工程,水平井技术是开发页岩气的核心技术之一。从页岩气的储层特征入手,分析了水平井在开发页岩气中应用的巨大优势,包括能够充分利用页岩层天然裂缝、利于后期压裂增产、具有成本效益优势等。阐述了页岩气水平井方位优选、井身结构设计、轨迹控制、钻井液体系、完井技术和钻头优选等关键技术。通过对比国内外页岩气开发状况,认为开发我国页岩气,水平井应作为最优选择,并且由于页岩气藏的独特性,需要在学习借鉴的基础上,开发出一套适合国内各种储层的水平井技术。还对我国页岩气水平井钻井开发工程中可能遇到的问题和挑战,提出了具体建议。     

页岩气钻完井技术现状与难点探究

本文采用文献综述的方法,首先对国内外页岩气钻完井技术的发展进行概述,然后分别从页岩气钻井技术及页岩气钻完井技术两个角度介绍页岩气钻完井技术体系,最后以此为理论基础,总结页岩气钻完井技术难点,旨为相关页岩气钻完井技术的施工提供参考.     

对页岩气高效钻完井设备和工具技术方案的研究

页岩气的实际开发中,用常规的钻完井工具会表现出一定的不足,很多常规装备和工具,是难以满足页岩气开发现实需求的。这种情况下,就需要对页岩气的常规钻完井设备以及技术进行改进,采取技术优化的措施,满足页岩气开发中,大型压裂以及环保开发等方面的要求。那么就需要相关人员,积极加强对页岩气开发的技术开发,对页岩气中用到的钻完井设备以及技术工艺进行完善,对钻机、压裂装置以及采气设备等,提出一些合理的优化技术,提升页岩气开发的实际效益,希望对提升页岩气开发的整体水平是有帮助的。     

页岩气水平井完井压裂技术综述

页岩气藏是一种超低渗透非常规储藏,水平井完井和压裂技术是页岩气获得工业性开发的关键。综述了几种页岩气水平井的完井方式,包括笼统压裂完井、限流压裂完井、套管固井多级压裂和裸眼多级压裂完井,揭示了裸眼井多级压裂具有更优的增产特性,介绍了减阻水压裂相关的液体体系、支撑剂和施工工艺,指出我国在今后的页岩气开发中应加强水平井裸眼多级压裂技术的研发。     

C2133井侧钻水平井完井技术

根据彩南油田采九井区的地质、油藏特点及侧钻水平井完井理论的研究结果，在彩南油田实施了侧钻水平井完井工艺，本文较详细的叙述了C2133井侧钻水平井完井工艺中所采用的完井方式、完井工具与设备及完井施工。系统的分析了该井完井中成功的经验以及存在的不足，对彩南油田下一步的侧钻水平井完井施工的完井工具及完井工艺提出了改进意见。     

技术进步增强页岩气的开采

20世纪90年代末，技术进步，但天然气价格上涨。二者综合作用的结果是，人们克服了德克萨斯中北部致密页岩层开发中的一些复杂情况。     

页岩气钻完井技术现状及难点分析

页岩气勘探开发在中国刚刚起步,缺乏相关技术经验。为此,介绍了国外页岩气钻完井技术现状及最新进展。国外页岩气开发先后经历了直井、单支水平井、多分支水平井、丛式井、丛式水平井钻井（PAD水平井）的发展历程;目前水平井已成为页岩气开发的主要钻井方式,页岩气水平井钻井要考虑其成本,垂直井段的深度不超过3 000 m,水平井段的长度介于500～2 500 m;PAD水平井钻井利用一个钻井平台作为钻井点,先后钻多口水平井,可以降低成本、节约时间,是比较新的页岩气钻井技术;页岩气固井主要采用泡沫水泥固井技术,完井方式以套管固井后射孔完井为主。在综合分析国外页岩气钻完井技术及钻完井难点的基础上,指出国内页岩气钻井应着力解决在保持井壁稳定、预防事故、降低钻井成本、研发配套仪器和优选钻井液配方等方面存在的问题。     

川南探区页岩气水平井钻井技术

川南探区存在地层古老、可钻性差、机械钻速慢、钻井成本高及投资收益低等问题,为实现该探区页岩气高效勘探开发,在分析探区工程地质及钻井工程技术难点的基础上,结合页岩气储层改造技术要求,开展了井身结构方案优化、优快钻井技术以及经济成本分析,形成了以?139.7 mm套管完井的三开钻井技术方案,指导完成了WY1井、YY1井等探井的设计,为川南探区第一轮页岩气勘探提供了技术指导。      

Shale Gas Well Completions and Maximizing Gas Recoveries

It is shown that stress fields within the earth are the principle control for hydraulic fracture direction in horizontal shale gas wells. Hydraulic fracturing is a process of increasing permeability within gas shales and involves a sophisticated organization of technology, good planning and proper management of equipment over a very short time period to be successful. The direction and extent of the induced fractures can be determined in near real-time at the well site via application of earthquake seismology theory in a now common process known as frac mapping. Next to the horizontal lateral azimuth, the total volume of slurry pumped into the well is a major factor in determining well EURs. Vertical fracture growth can be controlled and is important in concentration of the slurry within the main zone target zone that has the high TOC and porosity. Cemented casing with perforations is currently the most used method for zone isolation. New open-hole sleeve packers may eventually provide more flexibility in fracture design while also providing a means for refracturing multi-stage fractured horizontal wells, a technique not now commonly available. Multi-Stage fracture design requires incorporating rock properties with fracturing effect simulations and then verifying results using 3D reservoir simulations. Maximizing the gas recovery factors and EURs can be accomplished through use of closely spaced laterals with inter-fingered fracture stages and exploiting the stress shadow fracturing phenomenon. Even greater EURs may be possible if the wells can be refractured thereby opening up additional permeability channels. Shale gas development has progressed in an environmentally sensitive manner within the U.S. and will continue in this manner. During the past ten years, all of these technologies have been either newly developed or were the advancement of existing technology with modifications. The opportunity exists to take these proven technologies to other areas of the world for exploitation of shale gas reservoirs.     

多分支井钻井完井技术新进展

多分支井是极富挑战性的新兴技术,是21世纪钻井领域的重大技术之一。多分支井不仅能够高效地开发油气藏而且能够有效地建设油气藏。从提高采收率、油气藏的经济开采、降低成本、提高综合经济效益等方面阐述了多分支井的优越性,介绍了近年来多分支井的主要进展以及国际TAML分级,指出了多分支井的关键技术。认为多分支井在我国虽刚刚起步,但前景广阔,是一项科技创新工程。     

页岩气分段压裂完井工具初探

国外用于页岩气的水平井水力多段压裂技术比较成熟,采用其多段压裂工具勘探开发成本相对较高,而我国至今还没有形成成熟技术。简要介绍了国外具有代表性的威德福、哈利伯顿和贝克休斯公司用于页岩气井裸眼多级分段压裂相关工具及案例,并针对我国油气田的现状,设计了1趟管柱多级分段压裂系统方案。该方案采用自膨胀式封隔器+投球滑套的方式,管柱选用114.3 mm套管,此种完井方式相对于套管固井后再分段压裂的方式可大幅节约成本。试验结果表明,采用自膨胀封隔器完全可以满足国内页岩气开发的需求,多级分段压裂系统有望对国内页岩气水平井多段压裂的发展起到一定的促进作用。     

涪页HF-1页岩气水平井钻井关键技术

涪页HF-1井是一口页岩气预探水平井,在钻井过程中面临地质不确定因素多、地层可钻性差、页岩层易坍塌、井身质量难以控制、机械钻速低及固井难度大等难题。实际施工中综合应用空气锤钻井、油基钻井液和漂浮下套管技术,并在水平段优选钻头和钻具组合,最终成功钻达目的层。介绍了该井的井身结构和井眼轨迹设计,详细描述了空气锤钻井和漂浮下套管技术的应用过程,并对钻头的优选和油基钻井液的使用做了分析说明,为涪陵区块页岩气大规模勘探开发提供了指导和借鉴。     

昭通YSH1-1页岩气水平井钻井完井技术

为加快中国石油昭通页岩气示范区页岩气水平井钻井技术探索,根据该区块第一口水平井(评价井)——YSH1-1井的实钻情况,基于常规水平井安全优快钻井完井技术研究,通过优选钻头、细化防漏堵漏方案、试验应用高密度油基钻井液、优化固井工艺等措施,有效解决了地层研磨性和冲击性强、恶性井漏频发、泥页岩井壁垮塌严重、固井质量难以保证等技术难点。YSH1-1井的实钻效果表明,上述各技术措施切实可行,可在该区块推广应用,并提出了昭通页岩气示范区未来页岩气钻井完井技术的研究重点,对国内页岩气钻井施工有一定的借鉴意义。      

天然气欠平衡钻井完井技术

利用欠平衡钻井数值模拟软件对井内压力分布规律、环空速度分布、环空岩屑浓度分布及井口回压 影响规律进行了分析,讨论了地层出液对天然气钻井的影响,介绍了天然气排量与井底压力的关系、天然气欠平衡 钻井注入参数的确定、天然气钻井完井技术措施和天然气欠平衡钻井完井的条件。应用该套技术,在井浅2井、平 落19井和白浅111H井等进行了现场实践,取得了良好的技术经济效益。     

国内页岩气长水平井JY2-5HF井钻井液技术

JY2-5HF井是中石化在重庆涪陵页岩气田部署的一口开发评价井,完钻井深5965 m,水平段长3065 m。该井二开中下部钻遇地层主要为泥页岩井段,存在井壁垮塌、卡钻、漏失等潜在风险,使用多元协同防塌水基钻井液（BT-200钻井液）钻井,主要处理剂有抑制剂BT-200、K-HPAN、KCl、井壁稳定剂、乳化沥青、非渗透处理剂、聚合醇、多功能固体润滑剂和QS-2。水平段要求钻井液除了具有较强的化学及物理防塌能力,还须具有良好的润滑及悬浮性能,采用了油水比为90:10的油基钻井液,水相为26% CaCl₂水溶液,破乳电压控制在900 V以上。现场实践表明,该套钻井液较好地满足了井下和钻井工程的需要;页岩气井长水平段钻进较适宜采用旋转导向和油基钻井液;压裂后测出的地层压力系数普遍比钻进时高0.1~0.2,建议设计钻井液密度时减去。      

水溶性减阻剂在页岩气滑溜水压裂中的应用进展

滑溜水压裂是致密页岩气开采主要采用的增产手段,水溶性减阻剂是滑溜水压裂液中用于降低流体在管道输送过程中所受阻力的化学试剂。介绍了减阻剂的减阻机理,综述了水溶性减阻剂在页岩气滑溜水压裂领域应用的研究进展,包括生物基多糖减阻剂、聚氧化乙烯减阻剂和聚丙烯酰胺类减阻剂在页岩气压裂领域应用的研究现状。对水溶性减阻剂的应用前景进行了展望,减阻性能好、对储层伤害低、环境友好和成本较低廉的减阻剂是未来研究的重点。     

涪陵焦页18-10HF井水平段高性能水基钻井液技术

焦页18-10HF井是中石化在涪陵页岩气田部署的一口开发井,完钻井深4560 m,水平段长度1378 m。该工区三开井段页岩脆性矿物含量高,微纳米级孔隙裂缝和层理发育,一直使用油基钻井液应对井下复杂情况。针对龙马溪五峰组页岩裂缝发育等特性,通过核心处理剂端胺基聚醚抑制页岩表面水化,植物油酰胺极压减摩剂有效润滑减阻,纳米封堵封固,构建了JHGWY-1高性能水基钻井液,页岩滚动回收率大于98%,极压润滑系数0.16,钻井液封堵泥饼承压超过10MPa,满足龙马溪五峰组页岩微裂缝发育、脆弱胶结面对封堵封固及水平段润滑减阻要求。该体系首次在涪陵工区的焦页18-10HF井三开井段代替油基钻井液,在设计垂厚10 m、实钻8~10 m的五峰组中顺利穿行,起下钻畅通,钻完井顺利。该体系表现出良好的流变性、低滤失量和稳定页岩井壁能力,完井作业顺利,满足了该井三开钻完井工程需要。