水平井钻井技术在四川长宁—威远页岩气井的应用

与直井钻井技术相比,在采用水平井钻井技术开发页岩气藏时页岩受力状态改变,钻井液浸泡时间增加,容易出现井壁垮塌等井下复杂。基于四川长宁—威远页岩气示范区地质、工程特点,结合页岩气藏高效开发需求,分析了页岩气藏水平井钻井作业面临的主要技术难题,研究了安全、快速钻井关键技术方法,进行了现场应 用,钻成了页岩气藏水平井,水平段长度和机械钻速都有较大提高,为水平井钻井技术在页岩气藏中的推广应用提供了良好的技术支持。     

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11.5×10~4m~3提高到15.5×10~4m~3;长宁页岩气区块单井测试日产量从原来平均每口井14.0×10~4m~3提高到18.5×10~4 m~3。结论认为,该技术合理优化了钻井轨迹、缩短了钻井周期、节约了钻井成本,显著地提高了储层的钻遇率和单井产量。     

我国首口企地合作页岩气开发井开钻

长宁H3—6井是长宁H3平台水平井组中的一口井，是长宁天然气开发有限责任公司成立以来实施的第一口页岩气开发井。这口井设计水平段长1500米、深4448米，预计钻井作业周期70天。     

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。     

中国石油川庆钻探工程公司自主研发页岩气油基钻井液

<正>2014年5月9日,中国石油川庆钻探工程公司钻采工艺技术研究院(以下简称钻采院)新研发的一批页岩气油基钻井液产品,运抵威远H3-1页岩气井,等待接受现场检验。这种产品在页岩气钻井过程中可起到保护储层、保持井壁稳定,以及解决水平井钻井防卡等井下复杂问题的作用。若产品现场试验成功,将有望降低页岩气开发的综合成本,提高页岩气井的开发效益。面对四川长宁—威远地区31个平台、134口页岩气水平井的战略部署,自主研发适合非常规油气勘探开发的优质钻井液迫在     

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。     

勺形水平井在四川长宁页岩气开发中的应用

随着四川长宁页岩气进入新的开发阶段,丛式水平井平台正下方储层无法动用的问题突显,目前沿用的常规水平井无法有效应对,严重制约了长宁页岩气的高效开发。勺形水平井是解决该问题的有效方法之一。通过研究勺形水平井的技术原理,基于长宁区块地质情况设计了页岩气勺形水平井,并结合长宁区块第1口勺形水平井——CN-S井的试验情况对勺形水平井的应用进行了分析。分析结果表明:勺形水平井通过产生反向位移将入靶点提前,可使水平段增加300 m左右,可使平台下方死气区面积缩小至30 m×800 m,储层动用面积增加95%;钻井摩阻低(实测下钻摩阻为10~15 k N,起钻摩阻为5~10 k N,油层套管下入摩阻为15~20k N),套管下入顺利,具有技术可行性。实例表明,勺形水平井在长宁页岩气应用是可行的,能有效增加储层动用面积,节约钻井成本,对页岩气的经济高效开发具有重要意义。     

四川页岩气旋转导向钻井技术应用

四川长宁－威远区块页岩气资源储量丰富,开发利用价值大,但是水平井钻井过程中存在滑动钻进
托压、钻井速度慢、效率低、水平段长度不满足地质需求等问题,影响了四川页岩气的勘探开发进程和经济效益。
为此,基于四川长宁－威远页岩气示范区地质、工程特点,分析了四川页岩气地质特征和水平井斜井段主要钻井技
术难题,优选了旋转导向工具,优化了井身结构和井眼轨迹,完善了配套工艺,研究形成了适合四川页岩气旋转导
向钻井技术,现场应用２８口井,机械钻速大幅提高,水平段长度增加５００ｍ,钻井周期缩短５０％,取得了较好的提速
提效效果,为页岩气资源高效开发和长宁－威远国家级页岩气示范区建设提供了良好的技术支持。     

高密度油基钻井液在长宁——威远区块页岩气水平井中的应用

四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区下志留统龙马溪组黑色页岩层具有较强的层理结构,微裂缝和裂缝发育。钻进过程中钻井液沿微裂缝和裂缝侵入地层,使井壁易发生层间剥落,造成井壁失稳。针对该区龙马溪组页岩层的地质特点,分析使用油基钻井液钻井的技术难点,提出了相应的技术对策。在自主研发出三合一乳化剂CQMO的基础上,通过实验优选出高密度油基钻井液配方,并对其性能进行实验分析评价。实验结果表明,该高密度油基钻井液体系具有好的高温沉降稳定性、抑制性、封堵性和抗污染性。该高密度油基钻井液体系已成功应用于长宁—威远国家级页岩气示范区36口水平井钻井,解决了钻进页岩气水平井摩阻大、井眼净化难和井壁失稳等难题,能满足页岩气水平井技术需要;钻进过程中,钻井液性能稳定,井壁稳定,携砂良好,井下安全。该高密度油基钻井液可在其他页岩气区块推广应用。     

我国首口企地合作页岩气开发井开钻

正CPD讯3月13日,四川长宁天然气开发有限责任公司第一口页岩气开发井长宁H3-6井在四川宜宾市珙县上罗镇开钻。长宁H3-6井是长宁H3平台水平井组中的一口井,是长宁天然气开发有限责任公司成立以来实施的第一口页岩气开发井。这口井设计水平段长1500米、深4448米,预计钻井作业周期70天。长宁天然气开发有限责任公司2013年12月9日正式挂牌成立,是我国首个企地合作的页岩气公     

四川长宁页岩气“工厂化”钻井技术探讨

四川长宁区块页岩气资源储量丰富,开发利用价值大,采用常规钻井模式存在施工效率低、钻井周期长、作业费用高、投产速度慢等问题,影响了页岩气资源的规模效益开发进程。"工厂化"钻井以流水线的作业模式批量完成钻井作业,2008年应用于北美,促成了美国"页岩气革命",因此有必要研究形成适合四川长宁页岩气地质特征和技术现状的"工厂化"钻井技术,进而缩短钻井周期,降低钻井成本。基于四川长宁区块地质、工程特点,分析了该区块页岩气丛式水平井组面临的主要钻井技术难题,探讨了"工厂化"钻井关键技术及装备,提出了"工厂化"钻井两步走实施计划,形成了双钻机批量钻井方案和配套优快钻井技术系列,为页岩气资源高效开发、长宁-威远国家级页岩气示范区建设提供了良好的技术支持。     

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。      

烷基糖苷衍生物钻井液研究及在长宁H26-4井的应用

针对川南页岩气地层特点,长水平井的钻井要求,研发了一种新型的水基钻井液体系-烷基糖苷衍生物(ZYAPD)钻井液体系,并通过室内评价了其基本性能、井壁稳定能力、润滑性。结果表明,该钻井液体系具有良好的流变性能,高密度条件下高温高压失水小于5 mL;90℃条件下对露头页岩岩心连续浸泡,ZY-APD钻井液在50 d内与油基钻井液井壁稳定能力相当;润滑系数小于0.1。该钻井液在长宁H26-4井的应用过程中,井壁稳定、携砂效果及润滑性能良好。该体系较好满足了页岩气水平井钻井施工技术要求。     

南川地区页岩气水平井优快钻井技术进展及发展建议

南川地区是中国石化继涪陵页岩气一期产建区后的又一个页岩气产建区,为进一步促进该地区页岩气水平井钻井提速提效,在借鉴涪陵页岩气一期建设成熟经验的基础上,分析了该地区页岩气水平井钻井存在的技术难点,进行了井身结构优化、个性化高效钻头优选、井眼轨道设计优化、固井完井方式优化和组合钻机“井工厂”钻井模式等方面的技术研究,形成了适合于南川地区的页岩气水平井优快钻井技术。该钻井技术在南川平桥南区块应用了30余口井,平均钻井周期由应用初期的93.00 d缩短至79.67 d,平均优质储层钻遇率达98%以上,其中一趟钻进尺大于1 000 m的井超过60%,提速提质效果良好。在此基础上,分析了焦页10井区和东胜区块的水平井钻井技术难点,提出了技术攻关建议,以期为南川地区后续产能建设中高效钻井提供技术支撑。      

页岩气水平井井筒完整性问题及对策

在四川盆地西南部长宁—威远国家级页岩气示范区,部分页岩气井井筒完整性出现了一些问题,直接影响了页岩气水平井单井产量的提高。为此,在统计分析该区页岩气水平井出现的套管损坏、套管下入困难、水泥环密封性难保证等井筒完整性问题的基础上,建立了多因素耦合套管应力计算评价模型,研究了温度效应、套管弯曲、轴向压力等多因素耦合对套管损坏的影响机理;利用自主莫尔—库伦准则,分析了页岩层滑移机理及与套管剪切变形的关系;利用自主开发的下套管钩载预测及摩阻分析软件,对影响套管摩阻的主控因素进行了反演分析。最后,针对页岩气水平井的特点,以提高钻井质量(DQ)为核心,从设计、施工工艺等方面提出了井筒完整性控制对策:①修订页岩气井套管设计计算方法和校核标准;②优化井身结构和全井眼轨迹设计;③提高钻井质量;④优化水泥石性能并校核压裂过程中水泥石的密封完整性等。该研究成果对于指导未来页岩气井井筒完整性设计和管理具有重要意义。     

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。     

专家观点:务实看待中国页岩气发展

2009年,我国就开始了页岩气开发的前期研究工作,中石油、中石化等骨干企业,率先起步在四川长宁、威远,云南昭通等地进行页岩气开发先导示范区建设,积累了一定的经验,并初步掌握水平井钻井、水平井分段压裂等关键技术,增强了我国企业开发页岩气资源的信心。但我国页岩气开发还处在起步阶段,从美国页岩气发展经历看,我们还有很多基础工作要做,还有很长的路要走。     

页岩气双二维水平井轨迹优化设计与应用

水平井井眼轨迹设计是“井工厂”模式开发页岩气的重要组成部分,研究合理的井眼轨迹有利于降低页岩气钻井施工难度,提高经济效益。针对页岩气水平井的钻井难点,提出了双二维井眼轨迹设计方法。从降低钻井成本、减小钻柱摩阻扭矩、防止丛式井相碰等方面对比分析了双二维水平井相对于三维水平井的优点。结果表明：将水平井的轨迹设计在2个相交的铅垂面中,在每个铅垂面内只有井斜变化没有方位变化,大大降低了钻井施工难度;在钻具组合和工程参数相同的情况下,双二维水平井的水平段摩阻扭矩更小;同时,双二维水平井在降低导向钻井成本和邻井碰撞风险等方面具有明显优势。双二维水平井轨迹优化设计方法可有效降低页岩气井水平井钻井成本,实现页岩气藏的高效开发。     

页岩气水平井产量影响因素分析

中国是全球第3个商业化开发页岩气的国家,到2030年页岩气规划产量为800×10~8~1 000×10~8 m~3,展现出良好的发展前景。长宁—威远和昭通国家级页岩气示范区页岩气开发效果显示,目前该区页岩气水平井平均测试产量达到19×10~4 m~3/d,但测试产量却高低参差不齐。为此,从地质和工程两个方面分析了上述示范区页岩气水平井产量影响因素,提出了不同区块水平井提高单井产量的技术方向;根据含气量差异将优质页岩段进一步细分为4类储层,评价水平井Ⅰ类储层钻遇率;依据天然裂缝发育程度、主应力非均质性、脆性指数等工程参数来评价储层改造条件;建立压裂加液量、加砂量、施工排量和返排率与测试产量之间的相关关系;评价压裂形成裂缝复杂程度。研究结果表明:①长宁区块Ⅰ类储层钻遇率高于威远和昭通区块,且当水平井Ⅰ类储层钻遇率大于50%,可保障气井测试页岩气产量高于15×10~4 m~3/d、预计单井最终可采储量(EUR)高于8 000×10~4 m~3;②昭通区块储层改造条件和压裂形成的裂缝复杂程度均优于长宁和威远区块,但加砂量和施工排量等压裂施工参数偏低,制约了前者水平井的测试产量。结论认为,昭通和威远区块进一步提高Ⅰ类储层钻遇率、昭通区块进一步优化压裂施工参数是提高上述示范区页岩气水平井单井产量的主要技术方向。     

地质—工程—经济一体化页岩气水平井井距优化——以国家级页岩气开发示范区宁209井区为例

为了最大限度地提高资源动用率,通常都采用一次性井网整体部署的方式开发页岩气,而水平井井距设计则是页岩气井网部署的关键。在确定最优井距时,既需要掌握地质特征和钻井压裂工艺,也必须考虑气价、成本等经济因素的影响,目前国内外均没有形成较为可靠的页岩气水平井井距设计方法。为此,首次建立了一种基于地质—工程—经济一体化的页岩气水平井井距分析方法,通过地质建模、数值模拟、现金流分析3种技术手段,使用最终可采储量(EUR)、采收率和内部收益率(IRR)等3项指标对四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区宁209井区的页岩气开发井距进行了综合评价。研究结果表明:①宁209井区在当前的地质、工程、经济条件下,井距大于240 m可以确保页岩气平台开发的内部收益率大于8%;②井距控制在330～380 m时,可以同时兼顾单井EUR、平台采收率和经济效益。结论认为,该研究成果支撑了该井区页岩气开发技术政策的制定,为其实现页岩气规模效益开发奠定了基础。