頁巖氣水平井鉆完井技術(shù)

1、頁巖氣水平井鉆完井技術(shù),前 言,頁巖氣是一種特殊的非常規(guī)天然氣。是賦存于泥巖或頁巖中的天然氣，具有自生自儲、無氣水界面、大面積連續(xù)成藏、低孔、低滲、無天然裂縫等特征，一般無自然產(chǎn)能或低產(chǎn)。頁巖氣資源儲量豐富，但開發(fā)難度大。隨著常規(guī)天然氣的衰竭以及油氣價格的上漲，以及開發(fā)技術(shù)的進步，頁巖氣已逐漸成為開發(fā)的熱點。,開發(fā)成本逐漸增大,更高質(zhì)量的資源,新技術(shù)新方法的應(yīng)用,截止線是變化的（基于油氣價格的變化）,常規(guī)油氣資源（易開發(fā)的只占小部

2、分） 目前逐漸衰竭,非常規(guī)油氣資源（大部分儲量開發(fā)較困難） （日益成為開發(fā)熱點）,,,,提 綱,,,難點分析,二,,,殼牌頁巖氣鉆井情況,四,,川慶頁巖氣鉆完井情況,三,,,國內(nèi)外頁巖氣鉆井現(xiàn)狀分析,一,下步工作方向,五,我國頁巖氣可采資源量約為26×1012m3，接近常規(guī)天然氣資源儲量，資源價值、社會價值巨大。,一、國內(nèi)技術(shù)現(xiàn)狀,國內(nèi)外頁巖氣鉆井現(xiàn)狀分析,我國三種天然氣資源對比圖,我國頁巖氣開發(fā)還處于探索階

3、段，僅四川、松遼、伊通盆地有幾口井開始試氣，初產(chǎn)在1000立方米左右；目前國內(nèi)頁巖氣藏開發(fā)還存在單井產(chǎn)量低，生產(chǎn)周期長，產(chǎn)量遞減快，資金回收慢等問題，阻礙了頁巖氣藏工業(yè)化開發(fā)步伐！,2009年中國石油與Shell合作開發(fā)四川富順—永川區(qū)塊的頁巖氣項目正式啟動；同時，西南油氣田分公司在威遠、長寧等地區(qū)大量部署頁巖氣勘探開發(fā)井位，并進行了5口井的先導(dǎo)性試驗。,國內(nèi)外頁巖氣鉆井現(xiàn)狀分析,四川盆地寒武系筇竹寺組、志留系龍馬溪組頁巖地層中蘊藏有豐

4、富的頁巖氣資源。據(jù)初步估算，兩個組的頁巖氣資源就可以和整個四川盆地的常規(guī)天然氣資源總量相媲美。,我國頁巖氣分布圖,試驗井?dāng)?shù)據(jù)統(tǒng)計表,二、國外技術(shù)現(xiàn)狀,國內(nèi)外頁巖氣鉆井現(xiàn)狀分析,美國天然氣與頁巖氣產(chǎn)量 ×108m3,美國2009年頁巖氣產(chǎn)量達到了878×108m3，占到了天然氣年產(chǎn)量的14%左右，超過2009年我國常規(guī)天然氣的年產(chǎn)量（874.5×108m3）。,全球?qū)搸r氣的開發(fā)并不普遍，僅美國和加拿大在這

5、方面做了大量工作。其中，美國已進入頁巖氣開發(fā)的快速發(fā)展階段，加拿大商業(yè)開采還處于起步階段。美國頁巖氣開發(fā)有80多年的歷史，參與的石油企業(yè)從2005年的23家發(fā)展到2007年的64家，頁巖氣產(chǎn)量也逐年提高。,美國頁巖氣藏開發(fā)歷史經(jīng)歷了四個階段：1981～1985年，主體技術(shù)為直井、泡沫壓裂、氮氣輔助；1985～1997年，主體技術(shù)為直井、膠聯(lián)壓裂、氮氣輔助、 降濾失劑、表面活性劑，1998～2003年，主體技術(shù)為直井、清水加砂壓裂；200

6、3～至今，主體技術(shù)為水平井、清水壓裂 。,國內(nèi)外頁巖氣鉆井現(xiàn)狀分析,美國巖頁氣開發(fā)的技術(shù)歷程,1、國外鉆井方式,,,隨著2002年Devon能源公司沃斯堡盆地的7口Barnett頁巖氣試驗水平井取得巨大成功，業(yè)界開始大力推廣水平鉆井，水平井已然成為頁巖氣開發(fā)的主要鉆井方式。根據(jù)美國Barnett區(qū)塊開發(fā)經(jīng)驗，水平井最終評價的開采儲量是直井的3倍以上，成本只相當(dāng)于直井的1.5倍，此外頁巖氣井初始產(chǎn)量與最終總產(chǎn)量也有很大關(guān)系。,國內(nèi)外頁巖氣

7、鉆井現(xiàn)狀分析,穩(wěn)定產(chǎn)量14000m3/d,美國Barnett頁巖氣單井產(chǎn)量低,生產(chǎn)壽命長達30~50年,Barnett直井與水平井?dāng)?shù)量對比,此外Devon能源公司開始實驗一種新的稱為“simo-frac”的鉆井模式，即鉆探2口水平井，間隔152～305m，并且同時壓裂兩口井，取得了較好的測試效果。,北美“simo-frac”鉆井模式與常規(guī)垂直鉆井模式對比,國內(nèi)外頁巖氣鉆井現(xiàn)狀分析,EOG公司頁巖氣藏開發(fā)以叢式井組為主，每井組一般3～6口

8、水平井，水平段長一般1000～1500m，兩水平井之間井距150m；井眼軌跡設(shè)計為“勺型”井眼，以實現(xiàn)盡可能大的水平段長度和儲層接觸面積，水平段微微上翹，便于排水，采用伽馬+MWD進行水平井地質(zhì)導(dǎo)向。,頁巖氣藏“勺型”井眼水平井眼設(shè)計,國內(nèi)外頁巖氣鉆井現(xiàn)狀分析,美國EOG公司巖頁氣水平井?dāng)?shù),沃斯堡盆地Barnett頁巖氣藏的開發(fā)先后經(jīng)歷了直井小型交聯(lián)凝膠或泡沫壓裂、直井大型交聯(lián)凝膠或泡沫壓裂、直井減阻水力壓裂與水平井水力壓裂等多個階段，

9、增產(chǎn)效果逐步提高，充分顯示了壓裂技術(shù)對增產(chǎn)的重要作用。,壓裂新技術(shù)對改善Barnett頁巖氣井生產(chǎn)動態(tài)圖,國內(nèi)外頁巖氣鉆井現(xiàn)狀分析,Barnett頁巖氣區(qū)C.W.Slay1號井壓裂產(chǎn)量統(tǒng)計,2、國外完井方式,水平井的成本一般是直井的1.5倍，800～1000m水平段的常規(guī)水平井鉆井及完井投資約為700萬美元，而產(chǎn)量是垂直井的3倍左右。目前85%的頁巖氣開發(fā)井為水平井+多段壓裂，多段壓裂可以獲得更多的裂縫，從而產(chǎn)生更多的泄流通道；美國新田

10、公司在Woodford頁巖中的部分開發(fā)井采用5～7段式壓裂，增產(chǎn)效果顯著；Shell在潘恩代爾頁巖氣田的開發(fā)中采用了24段壓裂。,阿科馬盆地Woodford頁巖氣井產(chǎn)量表,水平井20段壓裂裂縫示意圖,國內(nèi)外頁巖氣鉆井現(xiàn)狀分析,(1)、水平井+多段壓裂技術(shù)的大規(guī)模成功應(yīng)用,該技術(shù)是用清水添加適當(dāng)?shù)臏p阻劑作為壓裂液來替代通常使用的凝膠壓裂液，可以在不減產(chǎn)的前提下節(jié)約30%的成本，在低滲透油氣藏儲層改造中取得很好的效果，采用清水壓裂獲得的產(chǎn)量

11、是采用凝膠壓裂產(chǎn)量的1.5倍。,清水壓裂技術(shù)與凝膠壓裂技術(shù)產(chǎn)量對比,國內(nèi)外頁巖氣鉆井現(xiàn)狀分析,采用水基壓裂液技術(shù)后， Devon能源公司對較老的Barnett頁巖氣井（特別是1990年底以前完成的氣井）重新實施了增產(chǎn)措施，極大地提高了采收率，增幅有時可達2倍或更高。,(2)、清水壓裂技術(shù)(water-fracs),這項技術(shù)是近幾年在沃斯堡盆地Barnett頁巖氣開發(fā)中成功應(yīng)用的最新壓裂技術(shù)。通過同時對兩口（或兩口以上）的井同時進行壓裂，

12、采用使壓力液及支撐劑在高壓下從1口井向另1口井運移距離最短的方法，來增加壓裂縫網(wǎng)絡(luò)的密度及表面積。目前已發(fā)展到3口、甚至4口井間同時壓裂。,國內(nèi)外頁巖氣鉆井現(xiàn)狀分析,壓裂后，頁巖儲層中簡單的裂縫系統(tǒng)可能會因為原地應(yīng)力和應(yīng)力方向的不同而行成復(fù)雜裂縫系統(tǒng)。這種裂縫系統(tǒng)極大的擴大的接觸面積，對于頁巖氣中的吸附氣和自由氣的釋放起到很好的作用。,裂縫系統(tǒng)的復(fù)雜性,(3)、同步壓裂技術(shù)(simo-fracturing),,,,提 綱,,,難點分析

13、,二,,,殼牌頁巖氣鉆井情況,四,,川慶頁巖氣鉆完井情況,三,,,國內(nèi)外頁巖氣鉆井現(xiàn)狀分析,一,下步工作方向,五,難點分析,中國頁巖氣藏的儲層與美國相比有所差異，如四川盆地的頁巖氣藏埋深要比美國深，美國的頁巖氣層深度在800～2600m，而四川盆地的頁巖氣層埋深在1500～3500m。頁巖氣藏埋深的增加無疑在我們本不成熟的技術(shù)上增添了難度。此外還存在較多工程難點： 地層出露老、可鉆性差，機械鉆速慢，單只鉆頭進尺少； 上部地層出水、下

14、部地層井漏，氣體鉆井受到限制，治漏花費大量時間； 井壁失穩(wěn)導(dǎo)致井下復(fù)雜，縱向上孔隙、裂縫發(fā)育； 國內(nèi)頁巖氣藏大延伸水平井固井和增產(chǎn)改造技術(shù)技術(shù)尚無先例。,1、美國鉆井設(shè)備簡化與規(guī)?；_采模式難以照搬,EOG公司Barnett頁巖鉆井裝備、技術(shù)配套及指標(biāo)情況,EOG公司Barnett頁巖鉆井裝備,EOG公司通過鉆井裝備、技術(shù)的改進，水平井鉆井周期由2005年的30天縮短到了2009年的17天,難點分析,Barnett頁巖氣鉆井現(xiàn)場地勢

15、平坦,Barnett頁巖氣典型的叢式井組需2～5英畝（約 8000~20000m2) 每個井場4～8口井； 在允許的條件下可鉆12～16口井。,井場分布方案1,井場分布方案2,難點分析,四川盆地頁巖氣藏剖面,四川盆地的頁巖氣鉆經(jīng)層位含硫化氫，需探索簡化鉆井設(shè)備的可行性。 四川盆地只能因地制宜修建井場，難以照搬美國每開批鉆的模式。,,鉆經(jīng)地層含有硫化氫,四川盆地頁巖氣井場地勢起伏,難點分析,2、四川盆地威遠、長寧構(gòu)造上部地層易

16、斜,以威201-H1井為例，該井直井段，特別是進龍?zhí)兜貙雍?，井斜增長快，鉆進至井深1135m時，井斜已達14.25°，為下部井眼軌跡控制帶來一定難度。,鉆具組合：,鉆井參數(shù)：鉆壓20～30kN，轉(zhuǎn)數(shù)90rpm，排量35l/s。,難點分析,,茅口～棲霞含黃鐵礦、燧石結(jié)核，羅漢坡～筇竹寺含石英、燧石，軟硬交錯嚴重，可鉆性差，鉆速普遍較低。 威201井茅口組→羅漢坡→遇仙寺→九老洞井段使用牙輪鉆頭16只，進尺746.58m，平均

17、機械鉆速1.39m/h。 寧201井出露地層老，巖性致密、堅硬，可鉆性差，牙輪鉆頭機械鉆速低，表層僅為2.47m／h。茅口組含礈?zhǔn)?、黃鐵礦，探索了PDC鉆頭，使用不理想。 寧203井出露地層老，用φ660牙輪鉆頭鉆進可鉆性極差，機械鉆速極低，0～25.5m井段機械鉆速僅為0.89m/h。二開φ444.5㎜牙輪鉆頭空氣鉆平均機械鉆速僅1.41m/h。,3、地層出露老、可鉆性差，機械鉆速慢，單只鉆頭進尺少,難點分析,4、龍?zhí)?、大乘寺及?/p>

18、馬溪等層位井壁垮塌嚴重,1）龍?zhí)朵X土質(zhì)泥巖極易水化膨脹，引起垮塌。,抑制能力(100℃×3.5MPa高溫高壓線性膨脹實驗),難點分析,2）頁巖地層巖性硬脆、層理發(fā)育，且存在一定垮塌周期，因此，在鉆井過程中極易出現(xiàn)垮塌。,頁巖地層層理結(jié)構(gòu)圖,難點分析,龍馬溪組與筇竹寺組脆性剖面,筇竹寺,脆性指數(shù),龍馬溪,頁巖性脆——容易出現(xiàn)掉塊和破碎性垮塌。,龍馬溪組和筇竹寺組的平均脆性特征參數(shù)值分別為46和55。,筇竹寺,龍馬溪,難點分析,頁

19、巖對流體敏感性強——水基鉆井液長時間浸泡易導(dǎo)致頁巖膨脹，出現(xiàn)垮塌。,難點分析,威201-H1井盡管采用了油基防塌鉆井液體系，并逐步提高鉆井液密度，但在龍?zhí)逗妄堮R溪頁巖層段仍然存在井壁垮塌，高密度段塞舉出垮塌物約35m3。,龍?zhí)朵X土質(zhì)泥巖垮塌物,龍馬溪底部黑色頁巖,龍馬溪上部灰綠色頁巖,龍?zhí)督M井徑測試曲線,難點分析,5、表層等多個層位存在有進無出漏失，個別層位氣體鉆產(chǎn)水。,長寧、威遠區(qū)塊表層井漏統(tǒng)計,難點分析,威201-H1井主要漏失情況

20、,難點分析,威遠、長寧主要產(chǎn)水情況,難點分析,6、地層變異大,電測分層梁山底較設(shè)計提前34.56m,(1)、威201-H1井棲霞～梁山組地層埋深變異大，地層傾角不確定，給下部井眼軌跡控制帶來較大難度。,(2)、龍馬溪儲層地層傾角變化大，儲層跟蹤鉆進具有一定難度。,,標(biāo)志層位分層數(shù)據(jù)表,難點分析,7、地層疏松，井壁容易形成臺階,龍馬溪頁巖地層疏松，可鉆性好在劃眼過程中極易形成臺階甚至新井眼，威201-H1井（井深2455.62m）短起至1

21、385m循環(huán)舉砂后，下鉆在1460m附近遇阻，采用低轉(zhuǎn)速、小排量泵送無法通過，分析形成了新臺階，后采用專用工具破除臺階后下導(dǎo)向組合得以通過。,難點分析,8、井眼清潔困難,油基鉆井液的高溫低剪切速率粘度和動塑比低，攜砂能力差。 威201-H1井分別在504～625m、850～1025m、1440～1600m井段存在大肚子，大肚子附近環(huán)空返速低，攜砂能力大大降低。 水平段長，加上鉆頭、螺桿及井下隨鉆儀器等的影響，井下循環(huán)壓耗大，限制了循

22、環(huán)排量的進一步提高。 采用井漿循環(huán)，井下巖屑無法有效帶出，只能頻繁采用2.2～2.5g/cm3的重漿段塞舉砂清潔井眼。 在大斜度井段1440～1550m （井斜45°～70°）附近，砂床嚴重，但由于地層疏松、可鉆性好，不宜在此段進行重漿舉砂作業(yè)，對該井段的井眼清潔作業(yè)帶來一定難度。 重漿舉砂過程中，由于重漿攜帶的巖屑濃度過大，加上重漿流經(jīng)大肚子段時的“抽吸”作用，使大肚子內(nèi)的巖屑大量返出，堵塞環(huán)空流道并頻繁蹩停

23、頂驅(qū)，卡鉆風(fēng)險極大，井眼清潔存在較大難度。,難點分析,9、固井難點,井眼清潔難（橢圓形井眼、水平段巖屑自重下沉、油基泥漿）； 套管居中難（水平段套管自重貼邊、偏心）； 提高頂替效率難度大（套管偏心、油基泥漿清除、頂替流態(tài)、竄槽）； Ⅰ、Ⅱ界面膠結(jié)強度不易保證（界面清洗、潤濕反轉(zhuǎn)）； 水泥漿及水泥石性能要求高（沉降穩(wěn)定性、析水、水泥石滲透率、水泥石強度、韌性、抗沖擊能力）。,難點分析,,,,提 綱,,,難點分析,二,,,殼牌頁巖

24、氣鉆井情況,四,,川慶頁巖氣鉆完井情況,三,,,國內(nèi)外頁巖氣鉆井現(xiàn)狀分析,一,下步工作方向,五,殼牌頁巖氣鉆井情況,1、殼牌項目概況,2009年12月，中國石油與Shell合作開發(fā)富順—永川區(qū)塊的頁巖氣項目正式啟動。,殼牌頁巖氣鉆井情況,殼牌富順-永川頁巖氣項目已完鉆頁 巖氣井2口——Yang101，Zhen101井； 正在實施Lai101井的現(xiàn)場施工； 計劃7月份實施Tan101，Yang 101-H2 和Gu101三

25、口水平井。,殼牌已完成井時效分析,殼牌頁巖氣鉆井情況,2、鉆井表現(xiàn),殼牌項目二開井段優(yōu)選高轉(zhuǎn)速高扭矩螺桿+Smith PDC鉆頭(優(yōu)選7刀翼)，配合MWD+伽馬隨鉆導(dǎo)航實現(xiàn)單趟螺桿進尺在1200m左右，最高達到1749m，平均機械鉆速達15m/h 。,7刀翼PDC鉆頭,殼牌頁巖氣鉆井情況,3、工具質(zhì)量控制,所有工具完全按照API 7-1和API 7-2標(biāo)準(zhǔn)設(shè)計和制造； 所有入井工具嚴格按照DS-1標(biāo)準(zhǔn)探傷檢驗，保證井下安全。,磷化處理

26、,后孔結(jié)構(gòu),變徑結(jié)構(gòu),,,,,,難點分析,二,,,殼牌頁巖氣鉆井情況,四,,川慶頁巖氣鉆完井情況,三,,,國內(nèi)外頁巖氣鉆井現(xiàn)狀分析,一,下步工作方向,五,提 綱,川慶頁巖氣鉆完井情況,到目前為止四川油氣田完成了1口水平井和6口直井（包括2口反承包井——Yang 101、zhen101）。鉆井周期由第一口井（威201井）的121天縮短到34.39天（威201-H1井），平均機械鉆速由2.23m/h提高到10.88m/h。,已完鉆井統(tǒng)計表

27、,井身結(jié)構(gòu)均為”三開三完”，采用無固相/聚磺鉆井液體系。,一、直井鉆井簡況,威201,寧201,寧203,寧206,川慶頁巖氣鉆完井情況,頁巖氣直井基本指標(biāo),表層鉆進井漏、等水；,茅口、棲霞組井漏復(fù)雜；,取心井段長、用時多；,地層可鉆性差，采用牙輪鉆頭。,嘉陵江、飛仙關(guān)地層產(chǎn)水，限制了氣體鉆；,川慶頁巖氣鉆完井情況,二、威201-H1井鉆井情況介紹,威201-H1井2011年1月10日開鉆、2月13日鉆至井深2823.48m，水平段長1

28、079.48m，鉆井周期34.39天，平均機械鉆速10.88m/h。完井通井處理復(fù)雜37.66天，3月25日完成固井作業(yè)，完井周期74天。,機械鉆速是同構(gòu)造威201井同層段的2.63倍。 定向鉆井周期6.7天（進尺557m，進尺和時間均占全井20%）。 215.9mm井段全過程使用PDC鉆頭，實現(xiàn)PDC鉆頭在該地區(qū)的突破。 運用LWD跟蹤儲層鉆進，儲層鉆遇率100%。,川慶頁巖氣鉆完井情況,川慶頁巖氣鉆完井情況,1、地質(zhì)分層及井身

29、結(jié)構(gòu),,川慶頁巖氣鉆完井情況,2、鉆井液工藝,龍?zhí)督M 為預(yù)防龍?zhí)兜貙涌逅?，于井?50m替入密度0.94g/cm3油基鉆井液，但鉆進中因液相侵入泥頁巖引起力學(xué)失穩(wěn)仍造成剝落坍塌，通過及時調(diào)控鉆井液性能，提高密度至1.20g/cm3，在較短時間內(nèi)恢復(fù)井壁穩(wěn)定。威遠地區(qū)其它井，龍?zhí)督M普遍密度達到1.30 g/cm3以上，本井使用1.20～1.22g/cm3即實現(xiàn)了井壁穩(wěn)定，起下鉆無掛卡、龍?zhí)度⌒捻樌?，進入龍馬溪頂部電測順利。,龍

30、馬溪頁巖 為預(yù)防龍馬溪頁巖垮塌，采用密度為1.20～1.22g/cm3鉆開龍馬溪，鉆至1856m發(fā)生龍馬溪上部垮塌后，采取了一些列措施： ⑴ 及時調(diào)整泥餅質(zhì)量，降低濾失量（﹤1ml）； ⑵ 增加瀝青封堵劑加強對頁巖微裂縫封堵，10%； ⑶ 調(diào)整液相活度杜絕鉆井液水相侵入地層，頁巖巖石活度為0.84，保持鉆井液水相活度為0.65以下； ⑷ 針對垮塌發(fā)生及時調(diào)整和預(yù)調(diào)鉆井液密度。

31、,川慶頁巖氣鉆完井情況,水平段鉆井液密度調(diào)整 ⑴ 為防止龍馬溪底部頁巖垮塌，調(diào)整鉆井液密度至1.32～1.40g/cm3。 ⑵ 鉆至井深1987m后，重漿舉砂返出大量中粗（5～10mm）顆粒巖屑，疑為井內(nèi)未正常返出的鉆屑，即加強短程起下鉆和重漿舉砂，同時調(diào)整鉆井液密度至1.40～1.45g/cm3。 ⑶ 鉆至井深2611m后，經(jīng)重漿舉砂返出大量塊狀（5～7cm）頁巖垮塌物，發(fā)現(xiàn)龍馬溪儲層頁巖

32、已發(fā)生垮塌，調(diào)整鉆井液密度至1.45～1.50g/cm3。 ⑷ 在后續(xù)作業(yè)中為提高井眼穩(wěn)定性和加強井眼清潔，鉆井液密度由1.50g/cm3逐步調(diào)整至1.85g/cm3，經(jīng)承壓堵漏作業(yè)后，鉆井液密度2.10～2.35g/cm3 。,流變性 通過試驗調(diào)整鉆井液高溫性能，提高鉆井液高溫低剪切速率粘度和動塑比，70℃溫度下Φ6/Φ3由4/2Pa↗10/8Pa，動塑比由0.21↗0.4～0.5，井口鉆井液返砂有較大改善，實現(xiàn)

33、了鉆井液常溫及高溫流變性優(yōu)控，逐步解決了油基鉆井液高溫粘度急劇下降問題，提高了大斜度水平井段鉆井液的攜砂能力。 高密度油基鉆井液 密度2.35g/cm3井漿流變性和觸變性良好，段塞重漿密度達到2.60g/cm3，為充分清潔井下垮塌提供了保障。,川慶頁巖氣鉆完井情況,全井分段鉆井液,川慶頁巖氣鉆完井情況,3、井眼軌跡,川慶頁巖氣鉆完井情況,4、分段時效,川慶頁巖氣鉆完井情況,,（一）探索形成了頁巖氣物探采集處理解釋評價技術(shù),

34、1、形成了一套頁巖氣地震勘探的采集技術(shù)(表層結(jié)構(gòu)調(diào)查技術(shù)、激發(fā)接收參數(shù)優(yōu)選技術(shù)、觀測系統(tǒng)測試技術(shù)等)，可獲得高分辨率、高信噪比的地震資料。,長寧二維地震施工設(shè)計圖,威遠三維地震施工設(shè)計圖,三、川渝氣田取得的初步成果,川慶頁巖氣鉆完井情況,2、形成了頁巖氣低信噪比地震資料精細處理綜合配套技術(shù)，獲得了高品質(zhì)地震剖面。,,,長寧地區(qū)新老剖面對比,NW,98LC18線,2010CN22線,,98年老資料,2010年新資料,川慶頁巖氣鉆完井情況,

35、3、初步形成了頁巖氣區(qū)帶地震評價技術(shù)，提高了優(yōu)質(zhì)頁巖區(qū)域分布的預(yù)測精度。,川慶頁巖氣鉆完井情況,4、微地震地面監(jiān)測采集技術(shù)的試驗與應(yīng)用取得了初步成效。,初步解釋結(jié)果表明：已實施壓裂的三層頁巖都形成了一定規(guī)模的體積裂縫，其中威201筇竹寺規(guī)模最大，威201龍馬溪形成的規(guī)模最小。,,威201筇竹寺組地面微地震監(jiān)測結(jié)果,威201龍馬溪組地面微地震監(jiān)測結(jié)果,100m,150m,200m,寧201龍馬溪組地面微地震監(jiān)測結(jié)果,,130m,川慶頁巖氣

36、鉆完井情況,川慶頁巖氣鉆完井情況,威201-H1井龍馬溪地層地應(yīng)力方位,（二）初步形成了頁巖氣水平井鉆井配套工藝技術(shù),直井井身結(jié)構(gòu),339.7mm套管下至300,244.5mm套管,,,1、井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化,根據(jù)威遠、長寧構(gòu)造的地質(zhì)特征和復(fù)雜情況，為有效控制成本、減少風(fēng)險、縮短周期，井身結(jié)構(gòu)從直井的三開結(jié)構(gòu)簡化為水平井二開結(jié)構(gòu)，再進一步優(yōu)化為井眼尺寸相對較小的水平井三開非標(biāo)結(jié)構(gòu)。,二開二完,三開三完,非常規(guī)井身結(jié)構(gòu),川慶頁巖氣鉆完井情況,,

37、2、低密度+充氣鉆井技術(shù),威201-H1井及威201-H3井采用無固相+間斷充氣鉆井，克服了威遠地區(qū)普遍存在的表層鉆進井漏、等水、難以實施連續(xù)作業(yè)的問題，同比鄰井節(jié)約鉆井周期6天以上。,3、叢式井組上部地層防斜打快技術(shù),根據(jù)叢式井組防碰需要，采用PDC+彎螺桿+MWD導(dǎo)向鉆井技術(shù)，解決了威遠地區(qū)上部長興、龍?zhí)兜貙右仔眴栴}，井斜得到了有效控制，鉆井速度也得到較大提高，威201-H3井機械鉆速達到10m/h，同比鄰井威201井同層段（6m/

38、h）提高了80%。,川慶頁巖氣鉆完井情況,4、鉆頭優(yōu)選技術(shù),試驗應(yīng)用個性化PDC鉆頭，成功穿越茅口、棲霞地層，實現(xiàn)二開全過程PDC鉆頭鉆進，獲得PDC鉆頭應(yīng)用和機械鉆速提高雙突破。威201-H1井平均機械鉆速10.88m/h，初步形成威遠地區(qū)頁巖氣鉆井鉆頭選型模式。,入井前,出井后,川慶頁巖氣鉆完井情況,5、頁巖氣油基泥漿配套技術(shù),針對水平穿越頁巖儲層、井壁穩(wěn)定性差的難題，威201-H1井采用油基鉆井液，探索了平衡巖石應(yīng)力與化學(xué)抑制相結(jié)

39、合的治理頁巖垮塌鉆井液技術(shù)。 突出保護環(huán)境、保護儲層，川慶鉆采院在殼牌頁巖氣井陽101井鉆井液服務(wù)中，上部井段采用K2SO4聚合物鉆井液體系，下部井段采用合成基鉆井液，所有處理劑都可生物降解、所有鉆井液和鉆屑都回收處理，實現(xiàn)了零事故、零復(fù)雜、零污染。,川慶頁巖氣鉆完井情況,,優(yōu)化入窗軌跡：采用“穩(wěn)斜探頂、復(fù)合入窗” 的軌跡控制方式，復(fù)合鉆進探儲層，增強了應(yīng)對儲層變化進行垂深調(diào)整的主動性。威201-H1井在儲層提前34.56m的情況下，

40、實現(xiàn)了一次性入靶。,6、長水平段軌跡控制技術(shù),川慶頁巖氣鉆完井情況,優(yōu)化鉆具組合：在力學(xué)分析的基礎(chǔ)上，采用加重鉆桿代替鉆鋌、合理倒裝鉆具、復(fù)合鉆具組合等措施，大大降低了井下摩阻，提高了鉆井效率。 加強地質(zhì)導(dǎo)向：發(fā)揮地質(zhì)錄井作用，建立工程與地質(zhì)相結(jié)合的導(dǎo)向模式，采用MWD+伽瑪隨鉆儀器，準(zhǔn)確跟蹤儲層，儲層鉆遇率達到100%。,定向參數(shù)+伽馬,川慶頁巖氣鉆完井情況,,7、頁巖氣水平井固井技術(shù),開展頁巖氣水平井段不規(guī)則井眼水泥漿頂替技術(shù)和油

41、基鉆井液條件下膠結(jié)界面潤濕反轉(zhuǎn)技術(shù)的研究與應(yīng)用。沖洗液——采用30m3表面活性沖洗液，徹底改變井壁和套管壁潤濕性，使從親油變親水，提高第一、第二膠結(jié)面膠結(jié)強度。,隔離液——環(huán)空高度300m粘滯加重隔離液，控制水泥漿與泥漿竄槽。水泥漿量——注入水泥漿比理論需要量多30m3，增加接觸時間。,川慶頁巖氣鉆完井情況,,流變性——頂替液的動切力、塑性粘度、動塑比都高于被頂替液的相應(yīng)參數(shù)，形成流變性級差，實現(xiàn)有效驅(qū)替。水泥漿密度——固井前鉆井

42、液密度2.20g/cm3；采用水泥漿密度2.0g/cm3，盡可能縮小頂替液與被頂替液間的密度差，改善頂替效果。 威201-H1井斯倫貝謝測井解釋：固井質(zhì)量以中等為主，環(huán)空內(nèi)大部分為固結(jié)好的水泥，有兩條較大的連續(xù)的竄槽，2052m～2074m狹長竄槽和1953m～1967m連續(xù)竄槽，以及若干小竄槽。,川慶頁巖氣鉆完井情況,,川慶頁巖氣鉆完井情況,固井質(zhì)量合格，滿足下步大規(guī)模壓裂作業(yè)要求。,,（三）威201-H1井頁巖氣儲層壓裂方案

43、——噴砂射孔,川慶頁巖氣鉆完井情況,1、復(fù)合式可鉆橋塞參數(shù),實心橋塞,采用復(fù)合材料，比重較小，具有良好的可鉆性能，節(jié)省鉆塞時間，減少長時間鉆磨對套管的損環(huán)。,2、噴砂射孔工具,川慶頁巖氣鉆完井情況,噴嘴直徑為3.175mm，60°相位螺旋布孔； 上孔眼與下孔眼的垂直間距為450mm，噴槍共有6個噴嘴； 噴射時間10min，穿透套管的孔徑為10mm、穿透水泥環(huán)的孔徑為19mm、穿 透地層的孔徑為22mm，穿透深度為7

44、62mm。,川慶頁巖氣鉆完井情況,噴砂液：噴射液采用膠液， 配方：瓜膠+殺菌劑 粘度：30-40mpa.s（170S-1 ）。 射孔磨料：100目石英砂。,3、噴砂液及磨料,噴射液：12段總液量300m3準(zhǔn)備，準(zhǔn)備8具45m3罐，用1具45m3罐作為沉砂罐，用電潛泵將膠液泵注到另外的45m3罐里，將液體建立循環(huán)，重復(fù)利用噴射液。 射孔磨料：準(zhǔn)備100目的石英砂70噸（

45、12層96組，共576孔）。,4、噴砂材料準(zhǔn)備,,川慶頁巖氣鉆完井情況,5、井口設(shè)備,最大施工規(guī)模：2426.1m3 （寧203井） 最大注液排量：測試排量15.9m3/min,壓裂施工排量15.0m3/min 最大加砂量：102.2T（寧203井）,6、大規(guī)模壓裂改造及施工地面配套技術(shù),川慶頁巖氣鉆完井情況,小于3000m3采用儲液罐大于3000m3采用儲水池,儲液系統(tǒng),供液系統(tǒng),研制了井口專用裝置，優(yōu)化大排量供液流程，滿足大排

46、量壓裂改造。 (10.0m3/min以上),連續(xù)配液系統(tǒng),研制連續(xù)混配裝置，實現(xiàn)連續(xù)配液、連續(xù)施工，滿足排量15～20m3/min。,地面配套技術(shù),川慶頁巖氣鉆完井情況,7、裂縫監(jiān)測技術(shù),測井監(jiān)測技術(shù)：主要應(yīng)用井溫測井、同位素測井、交叉偶極橫波測井資料，實現(xiàn)壓后裂縫監(jiān)測評價。,,微地震監(jiān)測技術(shù) 實現(xiàn)壓裂過程中的裂縫實時監(jiān)測。,川慶頁巖氣鉆完井情況,開展可回收重復(fù)利用壓裂液攻關(guān)研究，單井可回收壓裂液60-70%，減少了用水量，降低了成本

47、。,8、可回收壓裂液技術(shù),低溫體系60℃剪切曲線,中溫體系70℃剪切曲線,中溫體系80℃剪切曲線,川慶頁巖氣鉆完井情況,采用帶壓作業(yè)下油管技術(shù)，保護油氣層，提高了壓裂液返排效果和作業(yè)效率。,9、帶壓起下油管技術(shù),3500m井深的2″連續(xù)油管裝備,川慶頁巖氣鉆完井情況,,,,,,難點分析,二,,,殼牌頁巖氣鉆井情況,四,,川慶頁巖氣鉆完井情況,三,,,國內(nèi)外頁巖氣鉆井現(xiàn)狀分析,一,下步工作方向,五,提 綱,1、開展頁巖氣藏地質(zhì)特征

48、及儲層特性研究,,美國主要頁巖氣田的分布與特征,,,下步工作方向,根據(jù)儲層評價進行井位優(yōu)選,四川盆地優(yōu)質(zhì)頁巖層薄，地球物理參數(shù)變化小，儲層識別難度大； 對烴源巖3D分布預(yù)測還有待研究； 需對儲層進行評價，優(yōu)化水平井井位的布署。,烴源巖3D空間分布預(yù)測—TOC體,下步工作方向,2、開展頁巖氣藏地應(yīng)力研究,頁巖氣采用長水平段加分段壓裂是提高單井產(chǎn)量的有效手段之一。美國的壓裂改造實踐證明，水力壓裂方向與水平井方向的關(guān)系將很大程度影響最終產(chǎn)

49、量。,水平井與直井壓裂后的裂縫溝通對比,水平井的方向應(yīng)與最大應(yīng)力方向垂直,水平井方位不同導(dǎo)致的壓裂效果不同,下步工作方向,威遠、長寧構(gòu)造含龍馬溪、筇竹寺兩套儲層，具有可比性的同時又存在差異，需要根據(jù)不同的地質(zhì)構(gòu)造特征和復(fù)雜情況，制定有針對性的井身結(jié)構(gòu)，控制成本的同時減少作業(yè)風(fēng)險和縮短作業(yè)周期，為頁巖氣藏的提速、提效提供技術(shù)支撐。,二開二完,三開三完,非常規(guī)井身結(jié)構(gòu),下步工作方向,3、繼續(xù)開展四川盆地頁巖氣藏水平井井身結(jié)構(gòu)及井眼軌跡優(yōu)化,

50、鑒于頁巖氣叢式水平井開發(fā)要求，井眼軌跡將由二維變成三維，同時要求縮短靶前距、提高造斜率，需攻克以下技術(shù)難點： 叢式井組三維井眼軌跡控制技術(shù) 三維大摩阻井眼安全施工技術(shù)（摩阻計算、鉆具組合、安全下套管等）,水平投影圖,越往外圍，難度增加，周期增長,前場,后場,下步工作方向,后場,前場,4、進行四川盆地頁巖氣藏充氣治漏提速技術(shù)研究,產(chǎn)水量大（威201-H1井達到70m³/h ）污水池容量較小，不能實施現(xiàn)場排放“邊鉆進、邊回

51、注”充氣鉆井工藝還需進一步完善,通過試驗研究，形成長寧、威遠構(gòu)造表層充氣鉆井技術(shù)規(guī)范，力爭3天鉆完表層漏失段，實現(xiàn)治漏提速。,下步工作方向,,,5、開展頁巖氣藏優(yōu)快鉆井鉆頭優(yōu)選及配套工具試驗研究,鉆頭選型：通過鉆頭的優(yōu)選，探索實現(xiàn)“三個一”的目標(biāo),即直井段一趟鉆，造斜段一趟鉆，水平段一趟鉆。 井眼清潔：頁巖氣水平井鉆進過程中，由于井眼不規(guī)則，水平段較長，井眼清潔難度較大，因此，需加大井眼清潔器的研發(fā)和試驗力度，完善井眼清潔技術(shù)。 水

52、平段延伸：常規(guī)導(dǎo)向鉆進過程中，由于扭矩摩阻大導(dǎo)致水平段延伸能力不足，需積極開展水力震蕩器等井下工具的試驗研究。,下步工作方向,深入開展油基鉆井液機理分析，配套完善鉆井液現(xiàn)場工藝技術(shù)； 開展泥頁巖膜化封堵技術(shù)研究與應(yīng)用，提高鉆井液防塌能力； 研發(fā)和引進油基鉆井液流型調(diào)節(jié)劑，提高低剪切速率下的鉆井液粘度， 有效解決大斜度及水平段的井眼凈化問題； 加強油基鉆井液儲層及環(huán)境保護研究，開展合成基鉆井液的試驗應(yīng)用； 做好鉆井液回收

53、利用，降低鉆井液成本。,6、進一步開展油基鉆井液的研究及工藝配套,下步工作方向,威201-H1井使用油基泥漿效果并不理想，龍?zhí)?、龍馬溪出現(xiàn)較嚴重的垮塌，因此，還需繼續(xù)開展以下幾項工作。,7、開展四川盆地頁巖氣藏水平井固井技術(shù)研究,頁巖氣水平井固井質(zhì)量要求高以滿足后期一次或多交增產(chǎn)作業(yè) 水泥石具有“三低”——低滲透率、低孔隙度、低彈性模量 “三高”——高強度、高韌性、高的抗沖擊性,頁巖氣藏地質(zhì)水平井對固井作業(yè)技

54、術(shù)上的挑戰(zhàn) 提高頂替效率，實現(xiàn)水平段的有效充填難度大 頁巖水敏，性脆，井壁易垮塌，對固井優(yōu)化設(shè)計提出更高要求,下步工作方向,8、進一步加強“三維地震+氣藏精細描述+水平井+分段壓裂”集成 技術(shù)攻關(guān)，努力提高單井產(chǎn)能,下步工作方向,1、加強儲層預(yù)測攻關(guān) 充分應(yīng)用三維地震資料，繼續(xù)加強儲層精細預(yù)測攻關(guān)，精細刻畫儲層空間展布，提高水平井儲層鉆遇率。,2、強化儲層改造技術(shù)攻關(guān)，完善配套技術(shù)和工具

55、 加大“體積壓裂”技術(shù)、TAP技術(shù)、連續(xù)油管噴砂射孔環(huán)空無限級數(shù)分段壓裂等工藝試驗、工具研發(fā)力度。 繼續(xù)開展頁巖氣藏長水平段（1200m以上）試驗。 進行大規(guī)模加砂壓裂試驗。 加強壓裂裂縫動態(tài)監(jiān)測，為優(yōu)化壓裂設(shè)計提供依據(jù)。,,各位專家： 頁巖氣工作剛剛起步，我們雖然做了一些探索，積累了一些經(jīng)驗，但離集團公司和股份公司的要求還有一定的差距，我們將認真貫