页岩气水平井钻完井技术.pptx

页岩气水平井钻完井技术;前 言;; 我国页岩气可采资源量约为26×1012m3，接近常规天然气资源储量，资源价值、社会价值巨大。; 2009年中国石油与Shell合作开发四川富顺—永川区块的页岩气项目正式启动；同时，西南油气田分公司在威远、长宁等地区大量部署页岩气勘探开发井位，并进行了5口井的先导性试验。 ;二、国外技术现状 ; 美国页岩气藏开发历史经历了四个阶段：1981～1985年，主体技术为直井、泡沫压裂、氮气辅助；1985～1997年，主体技术为直井、胶联压裂、氮气辅助、 降滤失剂、表面活性剂，1998～2003年，主体技术为直井、清水加砂压裂；2003～至今，主体技术为水平井、清水压裂 。;1、国外钻井方式 ; 此外Devon能源公司开始实验一种新的称为“simo-frac”的钻井模式，即钻探2口水平井，间隔152～305m，并且同时压裂两口井，取得了较好的测试效果。 ; EOG公司页岩气藏开发以丛式井??为主，每井组一般3～6口水平井，水平段长一般1000～1500m，两水平井之间井距150m；井眼轨迹设计为“勺型”井眼，以实现尽可能大的水平段长度和储层接触面积，水平段微微上翘，便于排水，采用伽马+MWD进行水平井地质导向。; 沃斯堡盆地Barnett页岩气藏的开发先后经历了直井小型交联凝胶或泡沫压裂、直井大型交联凝胶或泡沫压裂、直井减阻水力压裂与水平井水力压裂等多个阶段，增产效果逐步提高，充分显示了压裂技术对增产的重要作用。; 水平井的成本一般是直井的1.5倍，800～1000m水平段的常规水平井钻井及完井投资约为700万美元，而产量是垂直井的3倍左右。目前85%的页岩气开发井为水平井+多段压裂，多段压裂可以获得更多的裂缝，从而产生更多的泄流通道；美国新田公司在Woodford页岩中的部分开发井采用5～7段式压裂，增产效果显著；Shell在潘恩代尔页岩气田的开发中采用了24段压裂。 ; 该技术是用清水添加适当的减阻剂作为压裂液来替代通常使用的凝胶压裂液，可以在不减产的前提下节约30%的成本，在低渗透油气藏储层改造中取得很好的效果，采用清水压裂获得的产量是采用凝胶压裂产量的1.5倍。 ; 这项技术是近几年在沃斯堡盆地Barnett页岩气开发中成功应用的最新压裂技术。通过同时对两口（或两口以上）的井同时进行压裂，采用使压力液及支撑剂在高压下从1口井向另1口井运移距离最短的方法，来增加压裂缝网络的密度及表面积。目前已发展到3口、甚至4口井间同时压裂。 ;;难点分析;1、美国钻井设备简化与规模化开采模式难以照搬;Barnett页岩气钻井现场地势平坦;四川盆地页岩气藏剖面;2、四川盆地威远、长宁构造上部地层易斜;;4、龙潭、大乘寺及龙马溪等层位井壁垮塌严重;2）页岩地层岩性硬脆、层理发育，且存在一定垮塌周期，因此，在钻井过程中极易出现垮塌。;龙马溪组与筇竹寺组脆性剖面; CST Ratio 评价标准 1 没有敏感性 1CSTr1.5 中等敏感性 1.5 强敏感性; 威201-H1井尽管采用了油基防塌钻井液体系，并逐步提高钻井液密度，但在龙潭和龙马溪页岩层段仍然存在井壁垮塌，高密度段塞举出垮塌物约35m3。;5、表层等多个层位存在有进无出漏失，个别层位气体钻产水。;井深 (m);井号;6、地层变异大;7、地层疏松，井壁容易形成台阶;8、井眼清洁困难;9、固井难点;;壳牌页岩气钻井情况;壳牌页岩气钻井情况;壳牌页岩气钻井情况;壳牌页岩气钻井情况;;川庆页岩气钻完井情况;井身结构均为”三开三完”，采用无固相/聚磺钻井液体系。;井号;二、威201-H1井钻井情况介绍;川庆页岩气钻完井情况;1、地质分层及井身结构;2、钻井液工艺; 水平段钻井液密度调整 ⑴ 为防止龙马溪底部页岩垮塌，调整钻井液密度至1.32～1.40g/cm3。 ⑵ 钻至井深1987m后，重浆举砂返出大量中粗（5～10mm）颗粒岩屑，疑为井内未正常返出的钻屑，即加强短程起下钻和重浆举砂，同时调整钻井液密度至1.40～1.45g/cm3。 ⑶ 钻至井深2611m后，经重浆举砂返出大量块状（5～7cm）页岩垮塌物，发现龙马溪储层页岩已发生垮塌，调整钻井液密度至1.45～1.50g/cm3。 ⑷ 在后续作业中为提高井眼稳定性和加强井眼清洁，钻井液密度由1.50g/cm3逐步调整至1.85g/cm3，经承压堵漏作业后，钻井液密度2.10～2.35g/cm3 。;井眼 (mm);3、井眼轨迹;开次;;2、形成了页岩气低信噪比地震资料精细处理综合配套技术，获得了高品质地震剖面。;3、初步形成了页岩气区带地震评价技术，提高了优质页岩区