非常规油气优快钻井技术钻井院.doc

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1、内部资料注意保密胜利油田2012年开发技术座谈会发言材料 （非常规油气优快钻井技术胜利石油管理局钻井工艺研究院2012年1月非常规油气优快钻井技术 编写：周延军 牛洪波初审：唐志军审核：韩来聚胜利石油管理局钻井工艺研究院2012年1月非常规油气优快钻井技术非常规资源是当今国际能源领域激烈争论的话题之一。随着不断增长的世界能源需求和现有传统资源消减之间的矛盾日益加剧，全球对非常规油气资源的需求也日益迫切。与常规天然气相比,非常规天然气的类型和赋存形式更为多样,分布范围更为广泛,潜在资源量远远大于常规天然气资源。在全球,致密砂岩气藏中的天然气资源量大约为1.141010m3。世界油页岩资源丰富,据

2、统计，如果将全球33个国家和地区的油页岩折算成页岩油，约4000亿t，超过了石油资源量。就目前开发技术而言，由于非常规油气赋存条件复杂，储层物性差，孔隙度、渗透率低，资源丰度相对较低，一般无自然产能。实践表明，非常规油气的工业化开发通常需采取特殊的钻完井工艺技术和储层改造措施，包括直井压裂、羽状井技术和致密砂岩气开发的丛式井和压裂技术及页岩气开发普遍采用的水平井、多段压裂技术等。1.国内外页岩油气钻完井工程技术调研油页岩资源在世界许多地区都有分布,但分布并不均匀,主要分布于美国、俄罗斯、加拿大、中国、扎伊尔、巴西、爱沙尼亚、澳大利亚等国家。各国油页岩形成的时代也不一致,从寒武纪、奥陶纪、泥盆纪

3、、石炭纪、三叠纪、侏罗纪、二叠纪、白垩纪到第三纪都有分布。美国自1900年起就开始对油页岩进行研究，1912年开始建立美国海军油页岩储备。1953年就在巴肯盆地测试出页岩油,但因单井产量低而一直未能开发,也没有进行进一步的勘探。到20世纪80年代中期开始实施水平井,到近期广泛应用水平井钻井,并结合水力压裂技术才真正实现了致密页岩油层原油开采的新腾飞。2002年以前，垂直井是美国页岩气开发主要的钻井方式，随着2002年Devon能源公司在Barnett 完成的7口页岩气试验水平井取得成功，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。目前美国已经拥有一些先进技术可以提高页岩气

4、井的产量，主要包括水平井技术和多层压裂技术、清水压裂技术、重复压裂技术、同步压裂技术等，这些技术正在不断提高着页岩气井的产量。近年来，页岩气开采技术的突破使美国的天然气储量增加了40%，一举成为世界天然气生产第一大国。专家认为，在未来20年里，许多国家的天然气储量也将出现类似的增幅。经过多年的技术摸索和积累，国外非常规油气藏开发技术逐步趋于成熟，其钻完井工程技术发展趋势包括以下几个方面：（1）丛式井钻井技术可采用三维地震资料进行水平井优化设计，设计井眼轨道及方位，垂直于最大主应力，同时避开断层破碎带及可疑水层；可采用底部滑动井架钻丛式井组。每井组38口单支水平井，水平井段间距300400m左右

5、。用丛式井组开发页岩气的优点是：（A）利用最小的丛式井井场使钻井开发井网覆盖区域最大化。（B）实现设备利用的最大化。 多口井依次一开，依次固井，依次二开，再依次固完井。钻井、固井、测井设备无停待。（C）钻井液重复利用，减少钻井液的交替。（D）压裂工厂化流程能够在一个丛式井平台上压裂22口井，极大提高效率。（2）最优化钻井对工程量最大的钻井来说，要求“钻井速度高、井眼质量好、钻井成本低”，从井身结构设计、钻机选择、钻头优选、钻井液体系优化、轨迹测量与控制、完井方式优化等各个方面体现出这几方面要求，形成各个区块页岩气开发的最优化区域钻井模式。（3）长水平段水平井或水平分支井钻井技术。尝试在页岩储层

6、钻水平段后向水平方向、上下方向钻分支井眼，扩大储层井眼密度、提高压裂效果，研究分支的形式、数量和方向等；水平段钻井过程的钻井循环流体选择，基本上用油基钻井液，压裂时用过氮气泡沫和水基压裂液；测量与轨迹控制方式选择，优化MWD/LWD参数组合，选择使用几何导向或地质导向的轨迹控制模式。（4）优化完井技术。包括研究满足后期开发和压裂需求的完井方式设计；套管封固的完井方式优化，在成本允许的条件下可以采用泡沫水泥固井技术；研制特殊套管、封隔器、分支工具等材料和新型井下工具。我国非常规油气开发技术总体上处于起步阶段。从资源分布认识到工程技术发展两个方面来看，我国在致密砂岩油气开发方面有一定的技术积累，而

7、页岩油气开发刚刚起步。2008年11月由中国石油勘探开发研究院设计实施的我国首口页岩气取心浅井在四川省宜宾市顺利完钻。2010年5月，由中石化华东分公司设计，中原油田作业，成功实施大型压裂改造的页岩气井“方深1井”，标志着中石化页岩气勘探开发工作迈出了实质性的重要一步。2010年10月，中海油宣布中国海洋石油国际有限公司将购入切萨皮克公司鹰滩页岩油气项目共33.3%的权益，这标志着中海油正式进入页岩气勘探开发领域。我国第一口页岩气直井-威201井于2010年9月20日获得油气显示；我国第一口页岩气水平井威201-H1井于2011年3月25日完成139.7mm油层套管固井施工并完井，完钻井深28

8、23.48m，水平段长1079m；中石化第一口开钻的页岩油水平井泌页HF1于2011年11月16日完钻；中石化第一口开钻的页岩气水平井建页HF1于2011年7月15日钻至井深1777.77m完钻，水平段长1022m。通过国内外调研发现，美国页岩油气开发钻完井工程技术是经过长期摸索形成的,是工程技术的整体配套,不是高新技术的综合试验应用；非常规油气开发大量应用了常规钻井技术，关键是适应性；优快钻井技术的“优”主要是井眼质量，为压裂施工创造良好的井眼条件，“快”包括工序的总体优化和单项技术的综合应用。2.胜利非常规油气钻井技术主要进展 主要包括钻井工程设计技术、优快钻井技术、非常规储层钻井液技术和

9、非常规水平井固井完井技术四方面进展。2.1钻井工程设计技术井身结构优化设计页岩油井身结构设计主要原则：进入页岩储层下技术套管保证上部井眼的稳定性。致密砂岩区块井身结构设计主要原则：进入致密砂岩水平段下技术套管保证小井眼水平段的延伸能力。井眼轨道优化设计需要通过摩阻扭矩分析进行井眼轨道方案优选和进行跨专业多向交互式水平井优化设计，同时做好油藏地质、采油工程与钻井工程的对接工作，包括：全面参与油藏设计的井位优选、轨道优化、工程模拟；全程参与地质设计的方案讨论、设计论证、钻机整拖方向和距离的确定；钻井工程设计与论证。完成了20口井的非常规油气钻井工程设计和119口井的初步设计20口井包括5口单井：渤

10、页平1、樊154-平2、樊154-平3、樊154-平4、樊162-平2和5个试验井组：梁75-平1、平2、平3；滨435-平1、平2、平3；义123-平1、平2、平3；义173-平1、平2、平3和樊159-平1、平2、平3。2.2优快钻井技术轨迹控制技术分析针对樊154-平1井水平段井眼轨迹控制要求高，井眼全角变化率小于10/100m，水平段15%井段通过滑动完成、滑动钻进时效较差，比复合钻进慢一倍以上、夹层发育井段复合钻进进尺慢，高效钻头开发困难等问题，确定了钻具组合(常规钻具组合动力钻具组合)旋转+配合高效PDC的技术思路，精确把握造斜、稳斜、降斜规律，采取钻具组合受力分析的技术手段顺利的

11、实现了该井的优快钻井。底部钻具组合力学分析对于致密砂岩地层，152.4mm水平段滑动导向钻具组合力学性能分析结果显示：152.4mm井眼的螺杆钻具本体扶正器外径小于133mm时，其复合钻进增斜的效果不明显；随着本体扶正器外径增大，复合钻进增斜的趋势呈显线性增加。215.9mm井眼：对第1扶正器为214mm、212mm，第2扶正器为214mm、212mm、210mm六种情况进行了井斜趋势角模拟计算（见下表1）。模拟后得出结论：第一稳定器为212mm、第二稳定器为212mm，钻压在8t14t时，井斜趋势角稳斜效果最好。钻压（10kN） 钻铤长度（m） 24681012143-1.77 -0.85

12、-0.54 -0.39 -0.29 -0.14 -0.11 5-0.56 -0.24 -0.13 -0.08 -0.05 0.08 0.08 71.81 1.1 0.82 0.68 0.59 0.81 0.73 96.21 3.28 2.31 1.87 1.57 1.38 1.50 1111.21 5.91 4.14 3.26 钻铤接触井壁 2. 46 在底部钻具组合力学分析的基础上，对渤页平1井、F154-平2井、F154-平3井和义123-平1井进行钻具组合优选，其中渤页平1井使用了扶正器+钻铤的稳斜底部钻具组合结构，初步见到提速效果；F154-平2井、F154-平3井、义123-平1井常

13、规稳斜钻具组合为主，微降钻具或微增钻具组合为辅，配合螺杆钻具组合，提速效果明显。钻头优化设计取樊154、罗67区块岩心进行了可钻性评价实验，数据表明：该地区目的层适合使用PDC钻头。在此基础上进行优化水力结构、钻头布齿方案优化和钻头切削稳定性设计。在致密砂岩定向段可使用P5362MJ-241.3钻头，并在樊154-平3定向段第一次试用，结果显示，其机械钻速比樊154-平1定向段机械钻速提高30%；在致密砂岩水平段可使用PK5235MJH-152.4钻头，使用了进口复合片，大大提高了钻头寿命和破岩效率，目前在致密砂岩地层已累计使用13只此类钻头。2.3非常规储层钻井液技术油基钻井液作为成熟的钻井

14、液体系，国内第一口页岩气水平井威201-H1井、其它页岩油气水平井泌页HF1井、威201-H3井、涪页HF-1水平段都设计或使用油基钻井液。油基钻井液与水基钻井液相比较，油基钻井液具有能抗高温、抗盐钙侵、有利于井壁稳定、润滑性好和对油气层损害程度较小等多种优点。油基钻井液目前已成为钻高难度的高温深井、大斜度定向井、水平井和各种复杂地层的重要手段，并且还可广泛地用作解卡液、射孔完井液、修井液和取心液等。但油基钻井液成本较高，可以配合油基钻井液回收利用技术来降低其费用。通过对罗家区块岩石样品进行电镜扫描，对矿物组分含量进行分析，针对其地层岩石类型主要为泥质岩类，储层粘土矿物含量较高，地层微裂缝和层

15、理发育，极易造成井壁不稳定的地层特点，要求钻井液具有较强抑制性，减少粘土水化膨胀。钻井院利用罗67井泥页岩井段岩心，分别使用白油基钻井液、柴油基钻井液和胺基钻井液进行了各类相关井壁稳定室内实验，研究发现，根据页岩油地区地质特征和室内钻井液体系对比实验，油基钻井液更有利于解决泥页岩地层易坍塌的难题；对于微裂缝, 选用刚性、柔性和树脂类成膜封堵材料相结合，对微裂隙进行有效封堵，提高井壁稳定性。三种油基钻井液中白油基钻井液和柴油基钻井液在井壁稳定性方面更有效，综合考虑成本因素，在罗家区块现场应用了柴油基钻井液，效果显著，表现在：钻井施工未出现任何复杂事故； 在发生原油侵、硫化氢侵及固相侵入严重的情况

16、下钻井液仍具有较好的性能，保证施工正常进行；长水平段条件下摩阻67 t、平均扭矩12 KN.m以下；电测成功率100%，三开泥页岩电测井段井眼扩大率3%，井壁稳定效果显著。 2.4非常规水平井固井完井技术2.4.1 塑性微膨胀水泥浆体系钻井院经过室内试验研究，开发出了塑性微膨胀水泥浆体系，通过对该体系塑性微膨胀力学性能测试、射孔试验和凝固后的固井质量试验，验证该体系具有： 低滤失量（50200mL/30min）；在水泥浆处于塑性状态时，产生明显的塑性膨胀以解决水泥浆在过渡时间内因水化收缩造成的胶凝失重问题，达到防窜的目的；在水泥浆硬化阶段产生膨胀，解决水泥浆硬化后体积收缩剧增、诱发环空微间隙而

17、引起窜槽的问题。该水泥浆体系能大幅度提高水泥环的胶结质量，达到防窜、防渗和提高固井质量的目的。2.4.2 自愈合水泥浆体系为了保证油气井固井水泥环的长效封隔性能对延长油气井开采寿命、实现地下资源开采的最大化以及保护环境。钻井工艺研究院通过大量实验研究，形成了一套遇水自愈合水泥浆体系。该体系在水泥环发生微裂缝或损坏时，在遇水的条件下，具有防水抗渗作用自动修复水泥环裂缝。并通过了自愈合性能测试。测试结果表明，遇水自愈合水泥体系基本性能良好，具有初稠小，流动度适中，失水量小，无析水，抗压强度高的优点。在常压50下，遇水自愈合水泥呈直角稠化，无鼓包等现象，稠化时间可调。2.4.3 辅助固井工具（1）液

18、压膨胀式扶正器常规使用的滚轮扶正器或旋流扶正器的外径大，下入扶正器后可以将套管支撑脱离下井壁，从而提高套管居中度。水平井开发中，工具外径越大，下入摩阻越大，套管无法安全下入。钻井院研制的5-1/2液压式扶正器的最大外径为190mm，而常规刚性扶正器的外径为215mm，外径要比常规扶正器小13.1%；胀开后最大外径为320mm，比常规扶正器大32.3%，即使在井眼扩大率较大的井段也可取得良好的扶正效果。（2） 自膨胀短节（见下图） 遇油遇水膨胀，膨胀率400%，不破坏水泥环结构，防止油、气、水窜，提高压裂效果；自动膨胀，简化施工工艺，降低施工风险和成本。2.4.4 下TAP（无限级高效分段压裂）

19、阀固井分段压裂技术TAP阀固井分段压裂技术是斯伦贝谢公司研发的用于非常规油气资源开发新型完井固井技术，解决了现有压裂技术方案的受限问题，国内处于起步阶段。（1） 现有压裂技术方案和限制项目限制大规模压裂不适用于多级小薄层储层；无法有效沟通所有储层；牺牲一些储层射孔+桥塞分级施工周期长；压裂液在地层停留时间长，对地层伤害大；对于气井，水锁可能性增大；分级要权衡级数CT喷砂射孔+砂塞砂塞长度不易精确控制；储层压裂接近，不能有异常高压层；储层压裂压力不能太高；储层间隔需要较大，大斜度井砂塞需更长砂塞做级间分割（2）TAP阀优势针对多个储层连续压裂，做到：简化完井流程；减少完井时间；降低完井费用；没有

20、级数限制。在国内应用范围示意图如下：3.非常规油气开发钻井技术攻关方向长水平段水平井是非常规油藏开发的有效技术手段，已经初步具备了实施长水平段水平井2000-3000m的技术能力，但是在页岩油气开发方面正在探索满足油气开发需要的钻完井工程配套技术，在井壁稳定、井眼轨迹高效控制方面还没有找到适应的模式，在致密砂岩开发应用中钻井效率和井筒质量方面还存在问题。表现在以下几方面：（1）在复杂水平井钻井工程设计方面仍需因进步优化设计包括：井身结构的适应性分析；水平井井身轨道优化设计（与压裂地应力和井壁稳定需求的匹配）；丛式井井场的优化设计(工厂化)；钻井设备的优化配置。（2）水平井井身轨迹控制技术与国外

21、仍存在相当大的差距，表现在：水平段钻具组合的优选有待进一步提高；长水平井水平段机械钻速低，钻井周期长，还没有形成具有自主知识产权的旋转导向系统，严重制约了长水平段水平井和大位移水平井的发展。下一步的攻关方向包括需要从提高滑动导向钻井系统钻进效率和开发低成本旋转导向技术两方面进行技术配套，包括高效钻头研制，近钻头测量工具和随钻测井技术开发、水力加压器、变径稳定器、自动工具面控制系统和旋转减摩工具等提效工具开发等。（3）在钻井液技术方面，还没有形成配套的体系由于泥页岩的粘土矿物遇水后吸水膨胀速率相差很大，所产生的膨胀压力亦相差很大，地层受力不均，这种力超过地层水化后的强度时，地层就会沿层理、裂缝的

22、断面发生剥落坍塌。井壁稳定的压力大，油基钻井液费用昂贵，岩屑随钻回收处理难度大。水基钻井液没有必胜把握“打得成”。（4）固井方面套管安全下入和提高固井质量还是难题难点集中体现在：水平井有助于增加泄油面积，但水平井套管居中难，严重影响了完井质量；由于泥页岩的特殊性，井壁稳定性差存在严重掉块现象，易形成大肚子井眼，严重影响了水泥环与井壁胶结质量；缺少页岩油气藏水平井固井的钻井液-前置液-水泥浆技术和配套施工工艺。4.总体建议及问题探讨技术目标：从非常规油气水平井开发整体项目优快钻井管理、技术模式探索和单井优快钻井技术标准化作业两方面入手开展工作，通过工艺流程优化设计和技术装备的经济高效管理提高非常

23、规油气藏长水平段水平井钻井速度和井眼质量。技术发展建议：以低成本开发为指导方针，从项目高效管理的角度优化非常规作业资源，从优化钻井工程设计和工程组织方法入手实现标准化作业；单井优快技术需要以井壁稳定分析为基础优化井眼轨道设计，以提高旋转钻进延伸能力为手段实现井眼轨迹高效控制。优选适于非常规储层的钻井液体系和PDC钻头，开发保障长水平段完井管柱顺利下入的辅助工具，研发提高水平段固井质量的工艺技术和配套工具。 技术方法：室内与现场试验相结合，探索可操作性强的的非常规油气开发钻完井优快配套技术。存在问题探讨： 原有技术管理思想和具体模式亟待打破。非常规油气开发需要实现从开发方案、油藏设计、地质设计、

24、钻完井工程、压裂工艺到排采计划的整体协调、统一，因此需要创新性地发展全新管理思想和技术模式。 作为实现油气开发的直接手段，工程技术高效性、可操作性尚未得到充分认识。为真正实现低成本有效开发，非常规油气区块的选择需要结合现有工程技术手段的实现能力进行筛选；在项目实施过程中需要在满足地质要求的情况下，尽可能减少对钻井技术应用的束缚，特别是靶区的要求，以提高钻井效率。 急需探索更加高效的钻完井优快工艺技术，提高钻井装备等成本投入较大的资源利用效率。 页岩油气储集层并不是完全意义上的泥页岩，滩坝砂储集层砂泥岩频繁交互，在钻井施工中需呀针对上述储集层的地层物性条件优选低成本、可高效利用的钻井液体系，并探索现场应用技术。 完井方式的合理性、可操作性需要结合具体区块条件和压裂要求具体调整。 如果储层深度不确定可否先打导眼。 需要结合区域化钻井技术固化钻井技术，并保持技术人员和施工队伍相对稳定。