页岩气水平井钻完井技术,前 言,页岩气是一种特殊的非常规天然气。是赋存于泥岩或页岩中的天然气，具有自生自储、无气水界面、大面积连续成藏、低孔、低渗、无天然裂缝等特征，一般无自然产能或低产。页岩气资源储量丰富，但开发难度大。随着常规天然气的衰竭以及油气价格的上涨，以及开发技术的进步，页岩气已逐渐成为开发的热点。,开发成本逐渐增大,更高质量的资源,新技术新方法的应用,截止线是变化的 （基于油气价格的变化）,常规油气资源 （易开发的只占小部分） 目前逐渐衰竭,非常规油气资源 （大部分储量开发较困难） （日益成为开发热点）,提 纲,难点分析,二,壳牌页岩气钻井情况,四,川庆页岩气钻完井情况,三,国内外页岩气钻井现状分析,一,下步工作方向,五,我国页岩气可采资源量约为261012m3，接近常规天然气资源储量，资源价值、社会价值巨大。,一、国内技术现状,国内外页岩气钻井现状分析,我国三种天然气资源对比图,我国页岩气开发还处于探索阶段，仅四川、松辽、伊通盆地有几口井开始试气，初产在1000立方米左右；目前国内页岩气藏开发还存在单井产量低，生产周期长，产量递减快，资金回收慢等问题，阻碍了页岩气藏工业化开发步伐！,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。,国内外页岩气钻井现状分析,四川盆地寒武系筇竹寺组、志留系龙马溪组页岩地层中蕴藏有丰富的页岩气资源。据初步估算，两个组的页岩气资源就可以和整个四川盆地的常规天然气资源总量相媲美。,我国页岩气分布图,试验井数据统计表,二、国外技术现状,国内外页岩气钻井现状分析,美国天然气与页岩气产量 108m3,美国2009年页岩气产量达到了878108m3，占到了天然气年产量的14%左右，超过2009年我国常规天然气的年产量（874.5108m3）。,全球对页岩气的开发并不普遍，仅美国和加拿大在这方面做了大量工作。其中，美国已进入页岩气开发的快速发展阶段，加拿大商业开采还处于起步阶段。美国页岩气开发有80多年的历史，参与的石油企业从2005年的23家发展到2007年的64家，页岩气产量也逐年提高。,美国页岩气藏开发历史经历了四个阶段：19811985年，主体技术为直井、泡沫压裂、氮气辅助；19851997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，19982003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 。,国内外页岩气钻井现状分析,美国岩页气开发的技术历程,1、国外钻井方式,随着2002年Devon能源公司沃斯堡盆地的7口Barnett页岩气试验水平井取得巨大成功，业界开始大力推广水平钻井，水平井已然成为页岩气开发的主要钻井方式。根据美国Barnett区块开发经验，水平井最终评价的开采储量是直井的3倍以上，成本只相当于直井的1.5倍，此外页岩气井初始产量与最终总产量也有很大关系。,国内外页岩气钻井现状分析,稳定产量14000m3/d,美国Barnett页岩气单井产量低,生产寿命长达3050年,Barnett直井与水平井数量对比,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152305m，并且同时压裂两口井，取得了较好的测试效果。,北美“simo-frac”钻井模式与常规垂直钻井模式对比,国内外页岩气钻井现状分析,EOG公司页岩气藏开发以丛式井组为主，每井组一般36口水平井，水平段长一般10001500m，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。,页岩气藏“勺型”井眼水平井眼设计,国内外页岩气钻井现状分析,美国EOG公司岩页气水平井数,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。,压裂新技术对改善Barnett页岩气井生产动态图,国内外页岩气钻井现状分析,Barnett页岩气区C.W.Slay1号井压裂产量统计,2、国外完井方式,水平井的成本一般是直井的1.5倍，8001000m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57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。,阿科马盆地Woodford页岩气井产量表,水平井20段压裂裂缝示意图,国内外页岩气钻井现状分析,(1)、水平井+多段压裂技术的大规模成功应用,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。,清水压裂技术与凝胶压裂技术产量对比,国内外页岩气钻井现状分析,采用水基压裂液技术后， Devon能源公司对较老的Barnett页岩气井（特别是1990年底以前完成的气井）重新实施了增产措施，极大地提高了采收率，增幅有时可达2倍或更高。,(2)、清水压裂技术(water-fracs),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。,国内外页岩气钻井现状分析,压裂后，页岩储层中简单的裂缝系统可能会因为原地应力和应力方向的不同而行成复杂裂缝系统。这种裂缝系统极大的扩大的接触面积，对于页岩气中的吸附气和自由气的释放起到很好的作用。,裂缝系统的复杂性,(3)、同步压裂技术(simo-fracturing),提 纲,难点分析,二,壳牌页岩气钻井情况,四,川庆页岩气钻完井情况,三,国内外页岩气钻井现状分析,一,下步工作方向,五,难点分析,中国页岩气藏的储层与美国相比有所差异，如四川盆地的页岩气藏埋深要比美国深，美国的页岩气层深度在8002600m，而四川盆地的页岩气层埋深在15003500m。页岩气藏埋深的增加无疑在我们本不成熟的技术上增添了难度。此外还存在较多工程难点： 地层出露老、可钻性差，机械钻速慢，单只钻头进尺少； 上部地层出水、下部地层井漏，气体钻井受到限制，治漏花费大量时间； 井壁失稳导致井下复杂，纵向上孔隙、裂缝发育； 国内页岩气藏大延伸水平井固井和增产改造技术技术尚无先例。,1、美国钻井设备简化与规模化开采模式难以照搬,EOG公司Barnett页岩钻井装备、技术配套及指标情况,EOG公司Barnett页岩钻井装备,EOG公司通过钻井装备、技术的改进，水平井钻井周期由2005年的30天缩短到了2009年的17天,难点分析,Barnett页岩气钻井现场地势平坦,Barnett页岩气典型的丛式井组需25英亩（约 800020000m2) 每个井场48口井； 在允许的条件下可钻1216口井。,井场分布方案1,井场分布方案2,难点分析,四川盆地页岩气藏剖面,四川盆地的页岩气钻经层位含硫化氢，需探索简化钻井设备的可行性。 四川盆地只能因地制宜修建井场，难以照搬美国每开批钻的模式。,钻经地层含有硫化氢,四川盆地页岩气井场地势起伏,难点分析,2、四川盆地威远、长宁构造上部地层易斜,以威201-H1井为例，该井直井段，特别是进龙潭地层后，井斜增长快，钻进至井深1135m时，井斜已达14.25，为下部井眼轨迹控制带来一定难度。,钻具组合：,钻井参数： 钻压2030kN，转数90rpm，排量35l/s。,难点分析,茅口栖霞含黄铁矿、燧石结核，罗汉坡筇竹寺含石英、燧石，软硬交错严重，可钻性差，钻速普遍较低。 威201井茅口组罗汉坡遇仙寺九老洞井段使用牙轮钻头16只，进尺746.58m，平均机械钻速1.39m/h。 宁201井出露地层老，岩性致密、坚硬，可钻性差，牙轮钻头机械钻速低，表层仅为2.47mh。茅口组含礈石、黄铁矿，探索了PDC钻头，使用不理想。 宁203井出露地层老，用660牙轮钻头钻进可钻性极差，机械钻速极低，025.5m井段机械钻速仅为0.89m/h。二开444.5牙轮钻头空气钻平均机械钻速仅1.41m/h。,3、地层出露老、可钻性差，机械钻速慢，单只钻头进尺少,难点分析,4、龙潭、大乘寺及龙马溪等层位井壁垮塌严重,1）龙潭铝土质泥岩极易水化膨胀，引起垮塌。,抑制能力(1003.5MPa高温高压线性膨胀实验),难点分析,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。,页岩地层层理结构图,难点分析,龙马溪组与筇竹寺组脆性剖面,筇竹寺,脆性指数,龙马溪,页岩性脆容易出现掉块和破碎性垮塌。,龙马溪组和筇竹寺组的平均脆性特征参数值分别为46和55。,筇竹寺,龙马溪,难点分析,页岩对流体敏感性强水基钻井液长时间浸泡易导致页岩膨胀，出现垮塌。,难点分析,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。,龙潭铝土质泥岩垮塌物,龙马溪底部黑色页岩,龙马溪上部灰绿色页岩,龙潭组井径测试曲线,难点分析,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。,长宁、威远区块表层井漏统计,难点分析,威201-H1井主要漏失情况,难点分析,威远、长宁主要产水情况,难点分析,6、地层变异大,电测分层梁山底较设计提前34.56m,(1)、威201-H1井栖霞梁山组地层埋深变异大，地层倾角不确定，给下部井眼轨迹控制带来较大难度。,(2)、龙马溪储层地层倾角变化大，储层跟踪钻进具有一定难度。,标志层位分层数据表,难点分析,7、地层疏松，井壁容易形成台阶,龙马溪页岩地层疏松，可钻性好在划眼过程中极易形成台阶甚至新井眼，威201-H1井（井深2455.62m）短起至1385m循环举砂后，下钻在1460m附近遇阻，采用低转速、小排量泵送无法通过，分析形成了新台阶，后采用专用工具破除台阶后下导向组合得以通过。,难点分析,8、井眼清洁困难,油基钻井液的高温低剪切速率粘度和动塑比低，携砂能力差。 威201-H1井分别在504625m、8501025m、14401600m井段存在大肚子，大肚子附近环空返速低，携砂能力大大降低。 水平段长，加上钻头、螺杆及井下随钻仪器等的影响，井下循环压耗大，限制了循环排量的进一步提高。 采用井浆循环，井下岩屑无法有效带出，只能频繁采用2.22.5g/cm3的重浆段塞举砂清洁井眼。 在大斜度井段14401550m （井斜4570）附近，砂床严重，但由于地层疏松、可钻性好，不宜在此段进行重浆举砂作业，对该井段的井眼清洁作业带来一定难度。 重浆举砂过程中，由于重浆携带的岩屑浓度过大，加上重浆流经大肚子段时的“抽吸”作用，使大肚子内的岩屑大量返出，堵塞环空流道并频繁蹩停顶驱，卡钻风险极大，井眼清洁存在较大难度。,难点分析,9、固井难点,井眼清洁难（椭圆形井眼、水平段岩屑自重下沉、油基泥浆）； 套管居中难（水平段套管自重贴边、偏心）； 提高顶替效率难度大（套管偏心、油基泥浆清除、顶替流态、窜槽）； 、界面胶结强度不易保证（界面清洗、润湿反转）； 水泥浆及水泥石性能要求高（沉降稳定性、析水、水泥石渗透率、水泥石强度、韧性、抗冲击能力）。,难点分析,提 纲,难点分析,二,壳牌页岩气钻井情况,四,川庆页岩气