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。     

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。     

水平井地震地质导向技术及其在涪陵页岩气田的应用

涪陵页岩气田晚奥陶世五峰组—早志留世龙马溪组(O3w-S1l)页岩气层经过多期构造运动改造,地层变形强烈,断裂、褶皱发育,地层产状变化剧烈,给页岩气水平井导向带来了极大挑战。为保证水平井轨迹在优质页岩气层中穿行,提出了基于导向模型实时修正的水平井地震地质导向技术。在区域地质特征研究的基础上,以地震剖面为初始导向模型,综合钻井、录井、测井等多种数据信息,开展标志层特征分析、实时小层精细对比和速度场实时更新,建立了靶点深度和地层产状的预测方法,保证了精准入靶,形成了水平井井眼轨迹实时跟踪调整技术,确保了水平井井眼轨迹在优质页岩气层中穿行。实践证明,水平井地震地质导向技术有效指导了水平井钻井,为涪陵页岩气田的高效开发提供了技术保障。     

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。     

水平井地质导向技术在涪陵页岩气田的应用

涪陵焦石坝页岩气田属于国家级页岩气开发示范区,所有的页岩气开发井都需要钴水平井,目前的国内外地质导向钻井技术和装备用费高,对于页岩气这一特殊的资源开发成本存在较大压力,通过认真研究涪陵工区水平井的地质导向方法,以沉积学、油气地质学、测井地质学、地震地质学等理论和方法为指导,以涪陵工区内二维、三维地震资料、现场测录井资料、钻井资料为基础,研究主要目地层的电性特征,开展各井地层划分、标志层确定、地层倾角变化研究,实时指导钻井井眼轨迹,使水平轨迹穿行在优质页岩气气层段,增加单并产能。     

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。     

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。     

川东南平桥区块页岩气水平井地质导向关键技术

地质导向技术是页岩气水平井钻井的核心技术之一,在川东南平桥区块页岩气勘探开发过程中发挥了重要作用,但随着区块构造复杂程度和设计水平段长度的增加,地质导向工作面临着较大挑战。为了精准着陆及控制轨迹,结合钻前三维地震精细解释技术,分别开展了入靶前精准着陆技术和水平段轨迹精细控制技术研究,解决了靶点垂深和地层倾角实时预测的难题,形成了平桥区块页岩气水平井地质导向关键技术。2018年以来,该技术在平桥、东胜区块应用70余口井,中靶率100%,优质储层平均钻遇率保持在95%以上。应用结果表明,上述页岩气水平井地质导向关键技术适用于川东南地区页岩气水平井钻井,对国内类似页岩气区块具有较好的借鉴作用。     

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。     

非常规水平井地震导向关键参数分析及预测方法

水平井地震导向以三维地震资料为基础,综合地质、录井、测井和随钻实时地质评价等多种资料,为钻井工程提供靶体预估、趋势预判及风险预警等信息,即包括入靶导向（目标地层埋深预测）和水平钻进导向（地层倾角、小断层和微幅构造预测等）。然而,由于非常规储层地质特征不同,其水平井地震导向的难点或侧重点也不同。以滇黔川五峰—龙马溪组海相页岩气和松辽盆地泉四段致密油水平井地震导向为例,由于页岩分布广、箱体薄、成层性好,其地层埋深、地层倾角及小断层和微幅构造精细预测是难点,也是导向的关键问题;而致密砂岩相对较厚,其地层埋深、地层倾角、小断层和微幅构造在地震导向中的精度要求相对较低。砂体叠置关系复杂,横向变化快,是导致水平井出层的主要因素。所以,准确预测河道砂是其导向的难点和关键问题。根据储层地质特征分析,建立地质模型,通过钻探实例详细分析不同储层地震导向的关键问题,并基于水平井实时钻探的特点,应用动态地震勘探理论,建立“动态速度”,不断提高深度域地震数据精度,以解决页岩气地震导向关键问题;通过建立“动态属性”,不断提高致密砂体预测精度,解决致密油地震导向关键问题。这些手段有助于提高水平钻探效率和甜点钻遇率。     

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。     

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。     

页岩气水平井大型体积压裂套损预测和控制方法

大规模体积压裂导致的页岩气水平井套管损坏(简称套损)或套管变形(简称套变)在现场施工过程中一直都存在,极大地影响了现场施工效率和开发项目的经济效益。为了解决上述问题,通过分析四川盆地威远页岩气区块100余口水平井的压裂资料,探讨了该区页岩气水平井套损或套变的原因和规律,并据分析结果提出了预测和控制的方法。研究结果表明:①发生套变的主要地质因素为储层地质特点、地应力和压裂规模;②对于岩石物性非均质性特别强、甜点区厚度小、压裂时储层难以吸收大规模体积压裂的"能量"的上奥陶统五峰组水平井段、A靶点附近井段、钻遇井漏的天然裂缝带井段等容易套损井段可依据录井和测井解释来预测套变;③产量受水平段轨迹所控制的页岩气水平井应提高水平井段钻进时的导向水平,让水平井段的轨迹都落在地质气藏工程精确刻画的甜点区;④对于水平井段非均质性强的储层,宜采用"分段完井、分段固井"、优化井网井距、适当降低压裂规模等工程技术措施。     

珠江口盆地XJ油田薄油层水平井三维地质导向技术

针对XJ油田薄油层厚度小、砂体展布特征不确定、岩性变化快和井眼轨迹出层风险大等问题,开展了薄油层水平井三维地质导向技术研究。通过沉积微相精细描述明确砂体展布特征,深入研究储层岩性特征,建立精细地质模型,并充分应用地层边界探测仪、结合其他测录井资料,准确判断井眼轨迹在目的层中的位置,预测地层变化情况。研究表明,XJ油田薄油层中浊积砂体多呈条带状分布,厚度大于前缘席状砂体,是水平井部署的有利相带;沉积微相分布对储层岩性有重要影响,沉积微相约束下建立的岩相模型能准确预测水平井所钻遇地层岩性;地层边界探测仪能获得井眼轨迹周围较大范围内的地质特征,可有效指导油层中的水平井钻进。该技术在XJ油田油层厚度小于5.00 m的3口薄油层水平井进行了应用,储层钻遇率均高于90%。研究与应用表明,XJ油田薄油层水平井三维地质导向技术应用效果良好,对其他地区的薄油层地质导向钻井具有很好的借鉴作用。      

四川盆地外缘常压页岩气水平井低成本钻井技术探讨

四川盆地外缘页岩气储层压力系数为0.90~1.20,属于常压页岩气储层,采用高压页岩气钻井技术进行开发,开发成本高。在分析常压页岩气与高压页岩气钻井差异的基础上,分别从井身结构、井眼轨道设计、井眼轨迹控制、钻井液和固井工艺等方面探讨了降低钻井成本的技术措施,提出将三开井身结构优化为二开井身结构,采用"双二维"模型设计井眼轨道、利用旋转导向技术控制二开井眼轨迹、使用低油水比油基钻井液和优化生产套管水泥返高等降低钻井成本的配套技术和措施,以期为实现四川盆地外缘常压页岩气的经济有效开发提供技术支撑。      

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。