昭通国家级页岩气示范区水平井地质工程一体化导向技术应用

与成功进行页岩气开发的北美地区及四川盆地内勘探开发区块不同,昭通国家级页岩气示范区具有微幅度构造及裂缝发育、应力条件差、箱体厚度薄等特点,水平井钻井中轨迹控制难度大,页岩气高效开发难度高。综合地质工程因素,统筹考虑,进行轨迹优化控制,以经济效益为前提建立钻井提速提效模式。其核心在于通过钻前分析、钻中优化、钻后评价,不断探索优质页岩储层空间展布规律、优选技术方案,采用元素录井+随钻伽马控制技术、地震逐点引导技术、蚂蚁体+视极性工程预警技术和导向工具优化组合,实现箱体的准确着陆及水平段的精准穿行,有效保障了水平段优质储层钻遇率和轨迹平滑,钻井品质不断提升,为实现单井高产打下坚实基础,地质工程一体化导向技术现场应用效果显著。     

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。     

CQ-IGS水平井一体化地质导向技术——以在长宁—威远国家级页岩气示范区的应用为例

地质导向技术是页岩气水平井钻进的核心技术之一,但是仅根据单一随钻测量参数的常规地质导向方法已无法满足页岩气快速商业化开发的需要。为了精准控制水平井轨迹,采用三维地震数据体高分辨率处理技术,结合自主研发的水平井一体化地质导向软件平台,建立精细三维地质导向模型,通过该软件平台对三维地震、随钻测井、综合录井一体化处理解释,应用岩屑识别和成分分析技术,实现了对水平井轨迹的精确控制,形成了水平井一体化地质导向技术。2011—2018年在四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区187口井的应用结果表明,采用该技术后每口水平井水平段钻进时间从原来的35 d缩短为2018年的25 d;平均单井靶体钻遇率达到96.7%,最优地质甜点的平均单井钻遇率由2014年的35.3%提高到2018年的91.0%;威远页岩气区块单井测试日产量从原来平均每口井11.5×10⁴m³提高到15.5×10⁴m³;长宁页岩气区块单井测试日产量从原来平均每口井14.0×10⁴m³提高到18.5×10     

三维地质建模在页岩气甜点定量表征中的应用——以扬子地区昭通页岩气示范区为例

基于地震解释、钻井资料、测井数据、先验地质知识,以扬子地区昭通国家级页岩气示范区为研究对象,应用Petrel三维建模软件,建立了涵盖TOC、孔隙度、含气饱和度、含气量、脆性指数等多种属性的三维储层地质模型。采用Petrel自带模块计算游离气资源量,按照体积法运算公式计算吸附气资源量,计算页岩气资源量超过1 000×10~8m~3,与EUR预测较符合。应用中石油甜点评价标准对模型中所有网格进行筛选,实现对研究区甜点层的定量评价,以及甜点体的三维定量刻画,为气藏开发方案提供指导,是地质—工程一体化的重中之重。     

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。     

昭通页岩气示范区水平井生产套管固井技术

昭通国家级页岩气示范区地处四川盆地边缘,为有效动用地质储量和提高单井产量,页岩气水平井水平段长度不断增加,最长水平段已达2 810 m,随着水平段长度不断加长,对套管安全下入及固井质量的保障面临严重挑战。文章研究实践表明,良好的井身质量及科学的套管附件组合能确保套管顺利下入;高强度低弹模韧性水泥浆体系能保障大型压裂条件下水泥环完整性;高效洗油冲洗液能提高界面胶结质量;特色下套管技术能减轻套管曲屈;平衡压力固井、预应力固井等工艺技术能防止气窜和提高固井质量。以上固井技术在昭通页岩气示范区应用103口井,水平段平均固井质量合格率92%,优质率82%,为后期大型体积压裂提供了良好的井筒条件。     

页岩气水平井生产套管变形机理及工程应对方案——以昭通国家级页岩气示范区黄金坝区块为例

针对四川盆地周缘昭通国家级页岩气示范区黄金坝区块2口页岩气水平井套管严重变形的情况,基于24臂井径套管变形测量、裸眼井径、电阻率电测、钻时及气测录井、固井CBL/VDL及CBL成像等资料,分析引起套管变形位置附近地层的地质与工程特征,利用三维成像分析软件分析24臂井径测量数据并进行三维成像,得到了变形套管的形态特征。研究结果表明:(1)极严重套管变形井段发生在构造裂缝发育区;(2)套管变形形态为上下方向为主的"S"形弯曲;(3)极严重套管变形呈现明显的遭受岩石高角度滑移挤压而横向剪切变形特征。据此提出建议:(1)该区应重点防范由岩石沿裂缝面滑移引起的剪切套管变形,利用产层段构造等值线图,设计井眼轨迹避开地下局部高陡构造的"脊部"或"谷底"位置;(2)利用产层段蚂蚁体分布图预测的裂缝带分布信息,使井眼轨迹沿裂缝带走向钻进;(3)推荐采用免钻磨大通径桥塞或全通径无限级完井工艺技术,避开压裂后常规桥塞钻磨工序,以确保压裂后的各级压裂层都能投产。     

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。     

旋转地质导向系统在薄层水平井中的应用

为解决大庆外围油田薄层水平井轨迹控制难度大、钻遇率较低的问题,在敖包塔油田南部首次应用了旋转地质导向系统.针对敖包塔油田南部井控程度低、构造预测精度低和储层薄的特点,通过采取精细构造解释、建立地质和岩电模型、优选钻具仪器组合、地层精细对比等技术措施,充分发挥了旋转地质导向系统的优越性.应用效果明显,油层钻遇率达100%...     

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。     

页岩气水平井地质导向钻进中的储层“甜点”评价技术

随钻自然伽马探测手段在四川盆地涪陵国家级页岩气产能示范区水平井导向实践中暴露出储层特征显示不明确、"甜点"层钻遇率低的问题。为此,通过研究该区页岩标志层、"甜点"层的岩性、物性及含气性特征,建立其与已测量的自然伽马值的对应关系,总结得出了该区页岩储层"甜点"判别方法,以此作为LWD随钻地质导向轨迹实时控制的依据。焦页14-3HF井的现场试验结果表明,实钻水平段1 540 m,"甜点"钻遇率和储层钻遇率均为100%,优质"甜点"钻遇率达93.6%,单井完井测试平均无阻流量达到103.24×10~4 m~3/d,取得了非常好的效果。结论认为,该储层"甜点"层判别和识别技术能够更好地指示钻头在"甜点"层中钻进,有利于全面发挥地质导向技术在页岩气水平井钻井中的技术优势。     

四川盆地深层页岩气水平井优快钻井技术——以泸203井为例

泸203井是中国石油天然气集团有限公司部署在四川盆地南部泸县—长宁页岩气区块的1口重点超深页岩气探井,实际完钻井深达5 600 m,测试日产气量为137.9×10~4 m~3,成为目前国内首口单井测试日产量超百万立方米的页岩气井。为了给深层页岩气井优快钻井提供借鉴和经验,以泸203井为例,在分析储层特征对钻井要求的基础上,归纳总结了保障该井页岩气水平井钻井井身质量、优质储层钻遇率、快速钻进以及降低复杂事故率的优快钻井综合配套技术,并对其应用效果进行了评价。研究结果表明:(1)采用旋转导向工具并配合钻柱扭摆系统钻进,减少了滑动定向钻进进尺,成功地控制了钻具托压现象,大幅度降低了定向辅助时间;(2)实施的4种削减钻具振动措施很好地解决了水平段钻进中螺杆故障问题,进一步提高了钻井速度;(3)采用近钻头伽马测量系统实时追踪储层,控制轨迹在优质产层内钻进,保证了优质页岩储层钻遇率;(4)优配钻井装备及高密度的油基钻井液的应用保证了井下动力钻具的动力和井眼携砂的需求以及钻井液性能的净化,确保了井眼畅通、保持了井壁稳定,起到了提高钻井速度的重要作用。结论认为,泸203井按照地质工程一体化的技术思路,采取先打直导眼再侧钻水平井的方式,优质页岩储层钻遇率达到100%,该井的实施进一步完善了四川盆地新区块超深页岩气水平井配套优快钻井技术。     

用于页岩气水平井的防塌水基钻井液体系的优选与评价——以长宁—威远国家级页岩气示范区为例

页岩气水平井钻进中常采用油基钻井液体系来解决页岩井壁失稳问题,但却面临废弃油基钻井液和油基后期岩屑处置的环保问题,因而迫切需要研制一种能防止页岩垮塌的水基钻井液来替代油基钻井液。为此,在分析四川盆地长宁—威远地区页岩矿物组分和微观结构的基础上,对构成防塌水基钻井液体系的关键处理剂,如封堵剂、抑制剂、润滑剂等进行了评价和优选,并确定了加量范围;然后通过室内配伍实验和复核,研制出防塌水基钻井液体系并对其性能进行了评价。结果表明,该钻井液的封堵性、抑制性、润滑性等性能均优于该区使用的聚磺钻井液、聚合物钻井液,接近或达到油基钻井液的水平。在长宁—威远国家级页岩气示范区进行的水平井钻进现场试验结果表明,该钻井液体系密度可达到2.31 g/cm~3,抗温能力达到130℃,在造斜段和水平段表现出良好的封堵能力和抑制能力,具有很好地防塌效果。该钻井液体系对实现该区页岩气的清洁生产与效益开发将发挥重要作用。     

页岩气微地震压裂实时监测技术——以四川盆地蜀南地区为例

长水平井段多井拉链式水力压裂是提高四川盆地蜀南地区页岩气产量和降本增效的重要手段。微地震压裂监测因其能够对水力压裂裂缝进行实时成像而被广泛应用于页岩气压裂效果评估和压裂参数优化调整。但目前国内页岩气微地震压裂监测仅能按照压裂监测前设计的参数完成平台井压裂作业后才能评估压裂效果,其评估结果只能为下一个平台井的压裂参数提供指导,缺少对正实施井进行实时优化压裂参数的经验,致使微地震压裂监测的实时作用失效。为此,利用放射状排列微地震地面监测和微地震井中联合监测技术,采用实时定位方法,对四川盆地蜀南地区页岩气长水平井段多井拉链式水力压裂裂缝进行实时成像,实时评估压裂效果,现场实时指导了前置液参数、射孔、暂堵剂的投放时间等参数的优化,有效避免了重复压裂、压裂效果不均等现象,提升了压裂改造效果。2口井组的实践结果表明,微地震压裂实时监测在实时评估压裂效果和实时优化压裂参数方面能够发挥重要作用,平均测试页岩气产量增加2~5倍,值得进一步借鉴和推广。     

四川盆地长宁地区页岩气水平井组“拉链式”压裂实践

经过几年的探索和实践,在四川长宁—威远国家级页岩气示范区内相继完成一批直井和水平井体积压裂改造并获得工业产能,初步形成了自主页岩气储层改造技术,下一步需要探索解决的就是如何通过"工厂化"模式来提高压裂作业效率的问题。为此,介绍了我国第一个页岩气丛式水平井井组长宁A平台的部署情况,针对该平台压裂改造工艺要求和四川盆地山地地形特点,对该平台"工厂化"作业模式进行了优化设计,在国内首次采用"拉链式"压裂作业模式对该平台开展了"工厂化"压裂。通过地面标准化流程、拉链式施工、流水线作业和井下交错布缝、微地震实时监测,实现了每天平均压裂3.16段,最大限度增加储层改造体积,充分体现了"工厂化"压裂对页岩气丛式水平井平台大规模体积压裂改造的提速、提效作用。同时还针对该井组"拉链式"压裂的施工工艺、作业模式、地面配套以及压后初步评价进行了综合研究分析,"拉链式"压裂实践表明:2口井的"拉链式"压裂相对于该地区前期水平井单井压裂作业而言,效率提高78%、增产改造体积增加了50%。     

四川盆地页岩气水平井高产的地质主控因素

四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区目前已转入大规模开发阶段,在考虑同等工程技术因素的前提下,寻找影响该区页岩气水平井高产的主控地质因素便成了研究的重点。为此,从分析该示范区目的层下志留统龙马溪组的沉积背景入手,结合区内三维地震资料、取心井地质及测井资料,开展水平井小层划分与对比,筛选影响页岩气井产能的储层关键参数,进行储层分类综合评价。结果表明,Ⅰ类储层钻遇率的高低直接影响着气井高产与否,具体到长宁—威远示范区的海相页岩气藏而言,靶体位置及龙一_1~1小层钻遇长度是决定气井是否高产的主控地质因素。基于上述研究成果,提出了该区页岩气高产水平井的地质模式,有效地指导了钻井作业,提高了页岩气水平井的产量,推动了页岩气规模效益开发。     

三维地质建模在页岩气甜点定量表征中的应用

基于地震解释、钻井资料、测井数据、先验地质知识,以扬子地区昭通国家级页岩气示范区为研究对象,应用Petrel三维建模软件,建立了涵盖TOC、孔隙度、含气饱和度、含气量、脆性指数等多种属性的三维储层地质模型。采用Petrel自带模块计算游离气资源量,按照体积法运算公式计算吸附气资源量,计算页岩气资源量超过1 000×10⁸m³,与EUR预测较符合。应用中石油甜点评价标准对模型中所有网格进行筛选,实现对研究区甜点层的定量评价,以及甜点体的三维定量刻画,为气藏开发方案提供指导,是地质—工程一体化的重中之重。     

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??Accurate identification of high-productivity intervals in target formations of a horizontal shale gas well is significant in the beneficial development of shale gas. In the Weiyuan shale gas demonstration area in the Sichuan Basin, the challenging identification of high-productivity intervals makes the gas production of horizontal wells different greatly. Accordingly, this paper presents a method for identifying high-productivity intervals in a horizontal shale gas well. First of all, based on the calculation of free gas saturation in the guide hole, high gas saturation intervals were determined. Then, the layer division criterion was established according to the logging responses of marker beds in the guide hole, and the layer contrast method of "square wave peak cyclic contrast" was defined according to the continuity of drilling cycles and the irreversibility of sedimentary formations, in order to accurately identify the geological layers encountered by horizontal wells. This method was validated by the thickness of layers encountered by horizontal wells in the same cluster and the correlation between the number of fracturing stages and gas production. This method was used in Weiyuan shale gas demonstration area, revealing a set of siliceous shale interval of 1.5–6.0 m thick with medium–high GR value (ultra-low uranium-free GR) at the bottom of the Lower Silurian Longmaxi Fm as the high-productivity interval of shale gas in the area. In this interval, shale gas mainly occurs in the form of free gas. This method provides a satisfactory support for accurately discriminating and defining shale gas in the block and timely identifying the distribution law of high-productivity intervals.