美国Barnett页岩气开发中应用的钻井工程技术分析与启示

美国Barnett页岩气开发十分成功,有较多经验可供参考。井身结构设计要满足多次压裂的增产方式和长达30～50a生产周期的要求;丛式井成为降低开发成本、增大对储层控制能力的有效技术;水平井技术是页岩气开发的关键技术,水平井的成本一般是垂直井的1～1.5倍,而产量是垂直井的3倍左右;水平段钻进中,常使用油基钻井液和PDC钻头,在保持水平井眼稳定性的同时,提高机械钻速;低密度、高强度固井完井技术,能为后期储层改造和开发做好准备;随钻伽马测井曲线,可用于较准确地识别页岩储层,若水平井技术结合geo VISION随钻成像服务和RAB钻头附近地层电阻率仪器等LWD技术,可以更为合理的控制井眼轨迹。提出国内钻井工程技术集成与发展的建议:实现地面上集成、集中的"小间距丛式井组"(井工厂),做到"组少井多";实现储层中水平井眼轨道空间分布,合理开发"地下立体井网",做到"少井高产和高采收率";追求"钻井速度高、井眼质量好、钻井成本低"的钻井模式;开展长水平段水平井或水平分支井钻井技术的整体研究:研究满足后期开发和压裂需求的完井方式,在成本允许的条件下采用泡沫水泥固井技术,研制特殊套管、封隔器、分支工具等材料和新型井下工具。     

国内页岩气开采技术进展

因页岩气开发具有资源潜力大、开采寿命长和生产周期长等优点,已成为当前能源研究的热点和突破口.自2009年以来,我国已在页岩气开发实验区钻井62口,其中24口井获得工业气流,这预示着国内页岩气资源开发全面铺开.页岩气储层与常规储层差异很大,必须采用先进技术,尤其是水平井钻井、完井及压裂技术,才能实现经济有效开发.介绍了国外页岩气开采技术以及国内近两年在页岩气钻井技术、钻井液技术、固井技术和压裂技术方面取得的经验,这些经验奠定了国内页岩气开发的技术基础.论述了页岩气开采面临的技术和环境问题,指出下一步页岩气技术发展方向.今后,需要结合国内页岩气藏特点,在借鉴国外新技术及国内经验基础上,通过工具研制、技术配套、方案优化,尽快完善适用于页岩气开发的水平井钻井技术;从流变性、封堵能力方面进一步完善油基钻井液体系,同时开展适用于页岩气水平井钻井的水基钻井液体系研究;针对页岩气水平井多采用油基钻井液的现状,进一步完善冲洗液、水泥浆体系及固井工艺技术.开发适合页岩气水平井多级压裂技术相关的井下工具、工作液和施工工艺,加强压裂裂缝动态监测,优化压裂设计.形成配套的钻井和压裂等作业过程中产生的废液、废水及废渣处理技术,重视贞岩气开采的环境污染评估,保证我国页岩气开发的健康发展.     

油基钻井液在中原油田非常规油气藏开发中的应用

中原油田围绕非常规油气藏的开发,部署了一批非常规水平井(水平段最长达1300m),钻遇目的层主要是泥岩、泥页岩和裂缝泥岩。由于长水平段定向井钻进中存在摩阻与扭矩、井眼稳定性及井眼清洁等技术难点,对钻井液技术提出更高要求。针对油基钻井液在井壁稳定、润滑防卡、抑制页岩水化膨胀和地层造浆,以及快速钻进等方面具有的明显优势,在非常规水平井钻井中应用了油基钻井液。现场应用表明,油基钻井液抑制能力强,井壁稳定和井径规则;润滑防卡效果好,定向施工钻具扭矩小;高密度、高温条件下悬浮稳定性好,井眼清洁;且施工工艺简单、现场维护容易,可循环利用。解决了长水平段泥页岩、裂缝泥岩、砂岩泥页岩互层等复杂地层难以定向施工、井壁失稳和井底不清洁等技术难点,为不同区块非常规钻井提供了技术支撑。目前油基钻井液用抗高温乳化剂、提黏切剂和封堵剂等处理剂缺乏,需尽快开发,以满足复杂条件下油基钻井液应用需要。     

MRC技术及应用

MRC技术是指在一口主井眼中钻出若干个进入油气藏的分支井眼的技术,井眼与储层接触位移大于5km。其作为开发高含水、低渗透、非常规及海上油气藏的一项新技术,能最大限度地增大井眼与储层接触长度,有效提高油气藏开发效果。以时间为主线,该技术的发展历程可分为概念阶段、探索阶段、迅速发展阶段和MRC阶段;按照井型分类,MRC技术可分为音叉型、鱼骨型和混合型;目前的MRC井多采用4级以上完井方式。MRC技术的关键技术是层位优选、MRC井参数优化设计、LWD工具优选及地质导向钻井、完井技术以及钻井液技术。目前,MRC技术主要用于提高单井产能及改善油藏开发效果,以沙特地区应用最为成功,国内也有诸多成功经验。预计未来的MRC技术将实现更高级别的智能化,并与更多工程技术相结合,应用前景广阔。     

水平井地质导向技术在涠洲油田的应用

随着各油田对油气资源勘探开发综合效益的日益重视和钻井工艺技术的不断提高,利用水平井开发油气藏的规模不断扩大,水平井技术得到长足发展。水平井地质导向技术是直接关系到水平井成功与否的关键技术。结合涠洲油田地质特点,通过实例分析,介绍了油层着陆和水平井地质导向过程中的地层对比法、井身轨迹跟踪图法、随钻测井(LWD)地质导向法等技术方法,通过结合精确地质模型的建立、随钻过程中围岩储层的识别及现场录井等技术,摸索出水平井着陆与水平段钻进的主要技术流程与导向原则,提出了钻头位置、地层倾角及地层视厚度的判定方法;并在此基础上,完成了地质导向监测系统的构建,实现了油田地质、钻井、录井实时数据的资源共享,保证了水平井精确中靶及最大限度地钻遇储集层,并对地质导向过程中遇到的问题进行总结。     

伊朗雅达油田S4井水平井钻井液技术

伊朗Y油田水平井水平段长在900～1000m,平均钻井周期为69d.该工区水平井施工存在二开井段盐膏层污染严重,潜在异常高压盐水层;Ph、Iam和Lf地层泥灰岩、页岩易水敏剥落,造成井壁失稳;斜井段漏失,滑动钻进“托压”严重,斜井段井眼清洁困难等技术问题.为此,对水平井钻井液体系配方和工程技术措施进行优化,改善钻井液抗污染、封堵防塌及润滑防卡性能,加强井眼净化及摩阻控制.“多元协同”防塌技术解决了井壁失稳问题;随钻防漏与细颗粒堵漏技术解决了定向段渗漏地层措施受限问题;液体润滑剂、固体润滑剂、乳化石蜡和聚合醇复配使用润滑效果显著,该井滑动钻进摩阻小于10kN,未出现明显的“托压”现象,并从现场验证了液体润滑剂最佳加量应小于3％.S4井现场试验表明,优化后钻井液技术措施效果显著,钻井过程无复杂事故发生,钻井周期缩短至57d.     

页岩气水平井钻井液技术的难点及选用原则

我国页岩气资源勘探开发已全面铺开。针对页岩气的成藏特征,页岩气开发以浅层大位移井、丛式水平井布井为主。由于页岩地层裂缝发育、水敏性强,长水平段钻井中不仅易发生井漏、垮塌、缩径等问题,且由于水平段较长,还会带来摩阻、携岩及地层污染问题,从而增大了产生井下复杂情况的几率。解决井壁稳定、降阻减摩和岩屑床清除等问题是目前页岩气水平井钻井液选择和设计的关键。选择页岩气水平井钻井液的原则是确保井壁稳定、润滑、防卡和井眼清洗。油基钻井液可提高水润湿性页岩的毛细管压力,防止钻井液对页岩的侵入,从而有效保持井壁稳定,同时还具有良好的润滑、防卡和降阻作用,是国内外目前采用最多的钻井液体系。当采用水基钻井液的时,利用低活性高矿化度聚合物钻井液或CaCl2钻井液以降低页岩和钻井液相互作用的总压力;采用浓甲酸钾、Al3+盐,可以通过脱水、孔隙压力降低和影响近井壁区域化学变化的协同作用产生良好的井眼稳定作用;对于有裂隙、裂缝或层理发育的高渗透性页岩应使用有效的封堵剂进行封堵;但对于强水敏性页岩地层,水基钻井液在抑制性方面仍然存在局限性。从环境保护的角度出发,甲基葡糖苷钻井液在井壁稳定机理方面与油基钻井液相似,未来可望作为有效的钻井液体系之一。随着以页岩气为代表的非常规油气资源的不断开发,为了满足安全钻井和环境保护的需要,未来页岩气水平井钻井液技术的研究应围绕高效、低成本水基钻井液和低毒油基钻井液来展开。     

2013年国内页岩气钻采技术综述

2013年,国内在页岩气开采方面又取得了一些新进展,特别是页岩气水平井钻井、固井和压裂技术渐趋成熟,针对页岩气开发的需要,形成了页岩气水平井钻井、压前评价技术、大型压裂设计和压后评估技术,并围绕"井工厂"化作业,初步形成了钻井、压裂等一体化设计和优化,以及边钻井、边压裂、边生产的交叉作业模式,促进了国内页岩气开发进程。基于有关文献,简要介绍了国内在页岩气钻井技术、钻井液技术、固井技术、压裂技术和环境保护方面取得的新进展。在页岩气开发方面,如何在学习借鉴国外先进开采技术和国内已经取得经验的基础上,结合国内页岩气资源实际,积极探索更经济、更高效、更环保的"井工厂"开发模式,尽快形成完善配套的实验测试、钻井完井、排采和大型分段压裂、环保型压裂液、钻井废液(渣)和压裂返排液处理等页岩气开发关键技术,是今后仍需努力的方向。     

小井眼长水平段水平井摩阻扭矩分析方法研究

为有效开发深层致密火山岩、砂岩气藏,降低钻井成本,吉林油田采用了小井眼长水平段水平井方式,开发龙深气田和长岭气田,目前已在龙深1平1井、长深D平3井和长深D平4井实施,但该技术在钻井施工后期,容易因摩阻、扭矩偏高而造成频繁起下钻,严重影响钻井速度。这3口井在施工过程中,长深D平4井完钻时扭矩最高达到26kN·m,导致后期频繁起下钻处理。利用摩阻扭矩软件进行摩阻、扭矩分析计算和滚动摩擦系数拟合,形成摩阻、扭矩分析方法。在研究该方法的过程中,发现滚动摩擦系数是随井深呈阶梯型变化,而井眼轨迹的不光滑性则是造成滚动摩擦系数呈阶梯型变化的主要原因。利用建立的小井眼长水平段水平井井眼轨迹质量评估方法,得出长深D平4井后期扭矩偏高的主要原因,是直井段狗腿度偏高,造成钻柱侧向力偏高,最终导致扭矩偏高。     

川西须五气藏完井方式适应性研究

随着勘探开发的不断深入,非常规天然气成为重要的接替资源。四川盆地非常规天然气资源量丰富,须五气藏为典型的砂泥岩互层致密非常规气藏,有效的完井方式是气藏实现提高单井产能、提高气藏可采程度的重要保障。国内外非常规气藏水平井主要采用多段压裂技术、降阻水压裂技术、同步压裂技术,开发效果显著;研究表明,基质裂缝、裂缝网络渗透率、水力裂缝间隙、水力裂缝传导率、岩石压缩性、水力裂缝半长、自然裂缝孔隙度,对页岩气水平井产能影响较大,钻井过程中要对近井地带的基质渗透率、裂缝网络渗透率和自然裂缝孔隙度进行保护。川西须五气藏储层脆性矿物含量与美国其他页岩气相当,同时储层具有天然裂缝发育的特点,完井方式需要考虑储层改造工艺、最大程度上实现缝网压裂的目的;通过深入研究,优选出川西须五气藏完井方式,优选套管射孔完井方式,采用水平井+多段水力压裂和储层改造完井方法进行开发。     

GVR成像测井在礁灰岩油田水平井开发中的实例分析

礁灰岩储层的双重介质特征决定了油田开发中水平井钻井风险高,有效储层钻遇难度大。为了确保钻井安全,提高储层钻遇率,在南海东部礁灰岩油田水平井开发中,应用GVR成像测井技术,对水平井进行实时地质导向,快速识别地层倾角以及裂缝,根据地层倾角的变化和裂缝发育程度,优化钻井轨迹。流花油田开发实践表明,利用GVR成像测井技术实施的7口水平井均没有发生严重井漏,成功规避了钻井风险,且单井初始日产油量在283.3~1828.4m3,确保了优质储层钻遇率。同时,GVR成像测井的裂缝解释突破了传统单一依靠地震的识别方法 ,为定量描述井旁裂缝空间分布以及裂缝对产能的影响研究提供了基础。研究表明,礁灰岩储层中单井产能与裂缝发育程度有较好的对应关系,单井裂缝发育程度越高其产能也越高,为油田后期调整井的设计和实施提供了地质依据。     

辽河双6区块储气库水平井钻井与完井技术

辽河油区地质条件复杂,尤其是东部断陷盆地形成复杂破碎的断块构造加上储层复杂多变的陆相河流相沉积,给储气库建设带来了较大的难度.鉴于此,开展了枯竭油气藏双6区块储气库水平井钻完井技术研究,在有利部位优选主力层段部署水平井10口.针对储气库水平井钻井完井技术难点,进行井身结构和套管柱强度设计.施工中采用φ210mm 1.5°单弯螺杆(带φ308mm球扶)钻具和MWD仪器,采取滑动钻进和复合钻进方式进行造斜井段施工;采用φ172mm 1°和1.25°小度数单弯螺杆(带φ212mm球扶)钻具和LWD仪器进行水平井段施工.同时还采取了有针对性的油层保护技术以及安全钻井技术.技术套管固井采用双级注水泥固井工艺,为了保证固井质量,研发了防窜水泥浆体系——胶乳体系.通过现场应用,形成了一套比较完整成熟的储气库井配套综合技术.     

超稠油水平井分隔配注技术研究与应用

随着钻井技术的不断提高,水平井在超稠油开发中的应用越来越广泛.同时,随着水平井实施规模的不断扩大,普遍存在水平段动用不均的问题.由于水平段长,且采用筛管完井,常规笼统注汽方式的注汽管柱只有一个出汽孔,且下至水平段前部,使水平段注汽管柱内沿程压力分布不均,局部压力高,加上水平段油层非均质性强,近而造成水平段沿程动用不均.为改善开发效果,依据水平井温度监测曲线,合理判断水平段剖面动用状况,应用水平井分隔配注工艺技术,下入耐高温封隔器,将水平段注汽管柱与筛管之间环形空间独立分隔成几段注汽腔室,并对封隔器位置、尺寸和注汽量进行优化设计,采用注汽阀对各段腔室灵活分配注汽量,实现对水平段不同区域分段注汽,提高水平段动用程度,为油田开发持续稳产提供依据.     

中右化胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院

中石化胜利石油工程有限公司钻井工艺研宄院创建于1973年8月,主要从事石油钻完井、滩海石油工程新工艺、新技术、新材料、新装备的研究开发应用,钻井工程设计和技术服务。下设10个专业技术研究所、1个博士后工作分站、2个生产实验中心,配套形成了较完善的实验体系。先后取得ISO9001质量体系认证、API规范产品认证、HSE管理体系认证、海陆安全生产许可证、海洋工程及船舶设计资质,具有定向井水平井钻井工程技术、钻井液技术、钻井工程设计技术、取心技术、欠平衡和气体钻井技术5个中国石化集团公司甲级资质。每年承担省部级以上科研课题40项左右。     

超深、超长水平井测井工艺技术研究与应用

塔河油旧水平井测井技术主要为湿接头测井工艺。受井深、测量井段长、井底温度高、部分井需要加测特殊项目等因素影响,塔河油田水平井测井技术存在湿接头对接一次成功率不高、仪器耐温性能要求高、常规工艺不能满足特殊测井项目作业要求、测井电缆井口运行安全风险、钻具输送井下风险等难点。通过优化钻井液循环方式、改进斜井段对接工艺、设计新型湿接头公头外壳等方式,保证了一次对接成功率;对井下仪器性能进行检测、按井下实际情况组合仪器串,确保仪器在高温环境下稳定运行：密度姿态保持器和套筒式扶正器较好地解决了密度、微电阻率扫描成像、偶极子声波等特殊项目在水平井、大斜度井中的施工问题;自主研发的井口电缆防碰装置确保了钻具输送测井作业时,电缆在井口的安全。根据各井工况综合采用以上措施后,塔河油田水平井测井一次成功率达到了94％。     

稠油热采水平井分段完井技术研究

作为中国最大的稠油生产基地,截至2012年底,辽河油田水平井已超过1200口,形成了年产油250×104t以上的生产能力,为辽河油田千万吨稳产提供了强有力的支持。其中,热采稠油水平井有800余口,这部分水平井大多采用筛管完井,且没有管外封隔器,筛管与地层之间无法实现有效分隔,注汽时只能采用笼统注汽或筛管内分段注汽,由于油藏在平面及纵向上的非均质作用,使水平井段存在动用不均现象。经统计,水平井动用不均井数占全部热采水平井数的80%,水平井段动用较好的井段仅占水平段长度的1/2～1/3,严重影响了油井产能。为此,在管内分段注汽基础上,研发了稠油热采水平井分段完井、分段注汽工艺技术,通过水平井分段完井工艺研究,以及高温管外封隔器和套管热力扶正器等关键工具的研制,形成了稠油热采水平井分段完井、分段注汽技术。该技术已累计应用6井次,平均周期汽油比提高0.1以上,水平段均匀动用程度明显改善,油田开发效果显著提升。