泸州区块深层页岩气水平井优快钻井技术

泸州区块深层页岩气储层龙马溪组页岩埋藏深、温度高,钻井过程中面临井漏频发、难钻地层机械钻速低、旋转导向仪器高温下的故障率高和钻井周期长等技术难点。为此,在分析钻遇地层特征和钻井技术难点的基础上,进行了井身结构和井眼轨道优化、高效钻头优选、堵漏技术措施优化、油基钻井液地面降温技术和欠平衡钻井技术研究,形成了泸州区块深层页岩气水平井优快钻井技术。该技术在泸州区块34口页岩气水平井进行了应用,应用井平均完钻井深5 760 m,平均水平段长1 890 m,平均机械钻速由5.61 m/h提高至7.03 m/h,创造了造斜段+水平段一趟钻完钻、单趟钻进尺2 330 m等纪录。泸州区块深层页岩气水平井优快钻井技术支撑了该区块深层页岩气安全钻井和钻井提速提效,对其他地区深层页岩气水平井钻井提速具有一定的借鉴价值。      

彭水区块页岩气水平井钻井关键技术

页岩气作为一种新兴的油气资源已越来越受到重视,国外页岩气勘探开发经验表明,水平井是页岩气藏成功开发的关键之一,但国内勘探开发工作及关键技术研究还处于起步阶段,存在钻速低、周期长、成本高及钻井中易发生井漏等问题。结合彭水区块4口页岩气水平井的钻井实践,从地层压力、地层岩性、岩石可钻性、页岩坍塌机理及页岩气固井特殊要求等方面入手,详细分析了气体钻井、旋转导向钻井、井眼轨迹控制、防漏堵漏、钻井液优选、水泥浆体系优选、井身结构优化、钻头优选、井眼净化等关键技术及现场应用效果,并围绕页岩气钻井提速、降低成本提出了一些建议。      

四川盆地泸州区块深层页岩气地质力学研究及应用

四川盆地泸州区块志留系龙马溪组深层页岩气藏(3500～5000m)是中国页岩气开发的重要接替领域,储层岩石力学特性及地应力的变化导致开发过程中存在钻井周期长、单井产量差异大等难题。开展地质力学研究有助于深化对区块内地应力场的认识,为页岩气水平井的井位、钻井工程及压裂设计优化提供依据。基于声波测井、诊断性压裂注入测试(DFIT)、成像测井和实验室应力测量数据,利用Petrel软件构建了高精度地质力学模型,明确了区块储层地质力学特征,并探讨了地质力学成果在工程方面的应用。研究结果表明,泸州区块内随着沉积深度变大,杨氏模量逐渐增大,泊松比逐渐减小。龙马溪组储层为异常高压,孔隙压力梯度范围为16.7～21.7kPa/m。泸州区块应力机制以走滑型为主,上覆岩层压力梯度为25.5kPa/m,最小水平主应力梯度范围为18.8～24.5kPa/m,最大水平主应力与最小水平主应力之比的平均值为1.165,储层水平主应力随着杨氏模量和孔隙压力的增大而增大。利用地质力学研究成果,对井位设计、钻井工程中的钻井液密度优化、压裂设计中的分段分簇和施工参数优化进行了指导,Y65-X井实钻钻井液密度优化至1.85g/...     

川东南地区深层页岩气钻井关键技术

针对川东南地区页岩气储层埋藏深、岩石强度高、地质构造复杂及机械钻速低、钻井周期长的问题,通过对比分析国内外深层页岩气钻井技术,总结了川东南地区深层页岩气钻井面临的主要技术难点,结合中浅层页岩气钻井技术研究成果与应用情况,从井身结构优化、钻井提速技术、井眼轨迹控制、高密度油基钻井液和深层页岩气固井技术等方面入手,研究形成了适合于川东南深层页岩气的钻井关键技术,并在涪陵地区平桥和江东区块及丁山、威荣、永川等地区的深层页岩气井中进行了应用,取得了显著效果。其中,与应用钻井关键技术前相比,焦页74-2HF井的机械钻速提高了73.48%,钻井周期缩短了42.89%;焦页187-2HF井的机械钻速提高了37.26%,钻井周期缩短了25.79%。研究认为,川东南地区深层页岩气钻井关键技术,对该地区深层页岩气钻井技术方案设计和钻井提速提效具有较强的借鉴和指导作用。      

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。      

涪陵区块12-4X页岩气水平井钻井关键技术

涪陵页岩气区块位于川东南地区,钻井过程中面临地层因素复杂、井壁稳定性差、井眼轨迹控制难、机械钻速低以及摩阻扭矩大等问题。以新完钻的井深最深、水平位移与水平段最长的12-4X井为例,对该地区的钻井关键技术展开探讨与分析。该井通过井深结构优化、井眼轨迹设计及控制技术、PDC钻头+螺杆复合钻井及钻井液技术,在保证井身和井眼质量的基础上,有效地提高了机械钻速,缩短了钻井周期,降低了事故发生率,取得了较好的经济效益。研究内容可为川东南区块生产井钻井工艺优化与页岩气开发提供参考。     

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。     

长宁页岩气超长水平段水平井钻井完井关键技术

为了解决长宁区块页岩气超长水平段水平井机械钻速低、钻井周期长和井下安全风险高等技术难点,通过理论分析和软件模拟计算,优化了井眼轨道,优选了钻井设备和套管下入方式,并制定了减振提速、防漏堵漏等降低和消减井下安全风险的技术措施,形成了长宁页岩气超长水平段水平井安全高效钻井完井关键技术。该技术在长宁区块3口超长水平段水平井进行了试验,3口井钻井和完井过程中均未发生井下故障,与未应用该技术的邻井相比,机械钻速提高了2.5%,钻井周期缩短了16.9%。这表明,该技术可以解决长宁区块页岩气超长水平段水平井钻井完井存在的技术难点,满足长宁区块安全高效钻井完井需求,可以在该区块进行推广。      

渝西大足区块超深超长页岩气水平井钻井技术

为了解决渝西大足区块页岩气超深、超长水平井存在井眼轨迹控制难度大、机械转速低、钻柱振动较大且井温偏高等技术难点,优化了水平段铂金靶体的储层选择,将水平段箱体位置选取于五峰组底界以上5～8 m,依据断层倾角进行剖面设计;优化井身结构设计封隔易漏、易垮塌地层;利用高造斜率ATC旋转导向工具,匹配地层优化钻头选型,降低轨迹控制难度和提高钻进速度;采取分段优化钻具组合和钻井参数,优选油基钻井液确保井壁稳定性,降低钻井风险;利用慢放缓压减振法降低钻具振动和循环降温措施解决井温偏高难题。现场应用顺利完成了该区块多口超长超深水平井的施工,形成了渝西大足区块超深、超长页岩气水平井关键钻井技术,为该区块积累了超深超长页岩气水平井施工经验。     

彭水区块页岩气水平井防漏堵漏技术探讨

渝东南彭水区块上部三叠系、二叠系地层灰岩发育,易出现溶洞性漏失;下部目的层志留系龙马溪组裂隙发育,钻进中常发生渗透性漏失及间歇性严重漏失。结合彭页 HF-1 井、彭页2HF井、彭页3HF井和彭页4HF井的钻井实践,分析了该区块的井漏特点和漏失原因,介绍了防漏堵漏技术和具体的施工措施,探讨了防漏堵漏技术方案。分析认为,彭水区块上部地层利用气体(空气)钻井防漏堵漏效果较好;下部地层漏失层位分布广泛且无规律,宜采用随钻堵漏和分级堵漏措施。进一步分析认为,提高对地质条件的认知程度、优化井身结构、优选钻井方式、使用合理的钻井液密度,可以降低井漏发生率;优选合理的堵漏浆配方、开展堵漏剂评价、制订科学的堵漏措施、规范钻井施工操作是解决漏失的主要手段。      

川南海相深层页岩气钻井关键技术

川南海相深层页岩气目的层埋藏深、地层温度和地层压力高、岩石可钻性差、优质储层薄,钻井提速与井身质量、页岩坍塌与钻井成本、控时钻进与优质储层钻遇率间的矛盾制约了其高效开发。为此,在借鉴常规页岩气开发经验的基础上,进行差异化的井身结构和井眼轨道设计,采用预弯曲动力钻具组合,优化钻井参数,试验应用垂直钻井技术和气体钻井技术,研制应用高性能水基钻井液,并优化井眼轨迹控制措施,形成了川南海相深层页岩气高效开发的钻井关键技术。该技术在川南地区27口海相深层页岩气井进行了应用,钻井周期缩短了46.0%,优质储层钻遇率达到93.17%。研究结果表明,川南海相深层页岩气钻井关键技术能解决深层页岩气井钻井过程中存在的技术难题,可为国内外类似页岩气的开发提供借鉴。      

川南坳陷仁怀区块仁页1井钻井关键技术

川南坳陷仁怀区块仁页1井在施工中存在着地层出水、井壁垮塌、膏岩卡钻以及机械钻速低等问题。根据该井的工程设计及地层特点,总结分析了钻进过程中存在的主要技术难点,同时论述了PDC钻头+螺杆优快钻井、高效钻头应用、旋冲钻井技术以及钻井液优选等关键技术在该区块的首次成功应用。该井实钻效果表明,这些技术能有效提高机械钻速,保持井壁稳定,是川南坳陷仁怀区块页岩气探井钻井施工成功的关键,为今后在该区块的工程设计以及钻井关键技术提供了指导和借鉴。     

丁页2HF页岩气水平井钻井技术

丁页2HF井是部署在川东南丁山构造的一口页岩气水平井,目的层为志留系龙马溪组,设计井深5 655.00 m。该井钻进中面临陆相地层厚度大、上部地层出水、气体钻井应用井段受限、地层可钻性差、钻头选型困难、长水平段托压严重、斜井段泥页岩井壁稳定性差等技术难点。为此,首先分析了丁山构造的工程地质特征;然后,结合邻区实钻资料,在钻进中综合应用了气体钻井、高效钻头优选、PDC钻头配合螺杆复合钻井、强封堵油基钻井液和漂浮下套管、三凝水泥浆体系等技术。实钻表明,这些技术的应用效果良好,不但使丁页2HF井顺利钻达目的层,而且完钻井深达到5 700.00 m,创造当时国内页岩气水平井最深纪录。对该井应用的钻井技术和工艺及具体实施效果进行了分析,认为形成的丁页2HF页岩气水平井钻井技术,可为丁山构造页岩气水平井钻井提供参考。      

页岩气水平井JY10HF井钻井关键技术及认识

JY10HF井是南川金佛山断坡第一口页岩气预探水平井,钻遇地层具有缝洞发育、倾角大和可钻性差等特点,钻井过程中面临易漏失、易坍塌、易井斜和机械钻速低等难题。鉴于此,采取"导管+四开制"井身结构、旋转导向控制井身轨迹、优选钻头及工具、优化堵漏措施等技术,完成了该井的施工任务。为进一步实现该区块页岩气水平井提速提效,分别从井身结构、井眼轨道设计和防斜打快等方面进行了探讨和优化,提出了优化技术套管下深、采用双二维轨道设计、应用欠平衡钻井技术和优选旋转导向工具等提速方案。研究内容可为类似页岩气区块开发提供技术支撑和方法指导。     

隆页1HF页岩气井钻井关键技术

隆页1HF井是位于彭水区块的一口页岩气预探井,钻遇地层具有缝洞发育、倾角大、可钻性差等特点,钻井过程中面临易漏失、易井斜、页岩层易坍塌、机械钻速低等难点。通过综合应用近钻头地质导向钻井技术、油基钻井液、双凝双密度水泥浆等,并对井眼轨道、钻头和钻具组合进行优化设计,实现了安全、优快钻进。隆页1HF井全井未发生恶性漏失,大斜度井段机械钻速比相邻地区页岩气井提高32%,储层穿遇率达100%,钻井周期缩短25.68%,固井质量优秀。该井采用的钻井关键技术能够进一步降低彭水区块页岩气开发成本。      

彭页HF-1页岩气水平井钻井关键技术

水平井是开发页岩气的有效方式,但页岩气水平井施工中存在井眼轨迹难以控制、摩阻扭矩大、机械钻速偏低、井壁稳定性差、固井质量难以保证等难题。在彭页HF-1井施工过程中,综合应用了旋转导向钻井技术、油基钻井液和双凝双密度水泥浆等,并进行了钻具组合和钻头的优选,钻井周期比设计周期缩短13 d。对该井的轨迹控制情况、井身质量、摩阻扭矩、固井质量等进行了分析,全井平均机械钻速达到6.28 m/h,狗腿度保持在6°/30 m以下,摩阻保持在150~250 kN,施工效果良好。该井实钻效果表明,旋转导向钻井技术和油基钻井液是页岩气水平井施工成功的关键,对国内其他页岩气水平井施工具有指导和借鉴作用。      

丁山区块深层页岩气水平井固井技术

丁山区块页岩层埋藏深,温度、地层压力和破裂压力高,为了满足分段压裂和长期开采的要求,需要对深层页岩气水平井固井技术进行深入研究.在分析深部页岩地层固井难点的基础上,利用数值模拟分析了分段压裂对水泥石力学性能的要求;针对高温高压的地层特点及分段压裂要求,研制开发了高强度弹性水泥浆体系,同时优化前置液,以增强前置液耐温及润湿反转能力,提高固井质量.室内评价试验表明,弹性水泥浆体系耐温140 ℃以上,最低弹性模量达4.5 GPa,水泥石渗透率0.07 mD,前置液140 ℃热滚后7 min内的冲洗效率达100%.弹性水泥浆体系及配套工艺技术在丁页2-HF井进行了现场试验,固井质量优质,其中一界面优质井段达到96%以上,满足地面压裂施工压力105 MPa对水泥环完整性的要求.应用效果表明,弹性水泥浆体系、前置液体系及配套工艺能满足丁山区块深层页岩气水平井固井要求,确保了页岩气水平井压裂改造措施的顺利实施.      

盐池区块深层页岩气水平井钻井关键技术研究

为进一步提高鄂尔多斯盆地盐池区块非常规油气资源的勘探开发效果,在分析深层页岩气水平井钻井技术难点的基础上,采用了“双级PDC钻头+单弯螺杆”侧钻工艺,以提高大井眼侧钻效率;优化了“多粒径桥塞+纤维水泥”堵漏工艺,以提高堵漏效果、降低堵漏成本;研发了高性能纳米封堵水基钻井液体系,以实现页岩气水平段安全钻进;设计了个性化PDC钻头,并配合PowerDrive Orbit在水平段应用,最终形成了深层页岩气钻井关键技术。该技术在盐池区块忠平1井的现场试验结果表明,侧钻效率明显提高,井下故障显著减少,取得了很好的现场效果。研究结果表明,深层页岩气钻井关键技术可以解决盐池区块深层页岩气水平井钻井技术难点,对提高该区块非常规油气资源的勘探开发效果具有重要作用。