1、1PPT课件一、前 言二、四川页岩气气藏概况三、川庆页岩气钻井历程及形成的技术四、下一步攻关方向2PPT课件 随着北美页岩气获得成功开发，页岩气成为全球油气资源勘探开发的新亮点。 近年来，国家对页岩气开发高度重视，国内中石油、中石化都将页岩气勘探开发作为重头戏，全力开展页岩气开发技术的攻关与现场试验，以加快我国页岩气勘探开发步伐。 川庆公司作为中石油最早、最广泛参与页岩气勘探开发的钻探公司，通过创新发展和引进、吸收国外先进技术，初步形成了页岩气配套钻井技术，有力支撑了四川长宁、威远国家级页岩气示范区及其他区块页岩气产能建设。 在介绍川庆页岩气钻井技术之前，请允许我在前言部分首先向大家介绍页岩气
2、的概念及开发特点、国外页岩气钻井关键技术，以便于大家理解川庆页岩气钻井技术的形成历程和脉络。 一 、前 言3PPT课件1、页岩气的概念p 定义：页岩气，特指赋存于页岩中的天然气。p 形成特点：属于源生气，在源岩层内的就近聚集，为典型原地成藏模式，与常规天然气藏不同，页岩气“生、储、盖”自成一体；p 开采特点：较常规天然气相比，具有单井产量低、开采寿命长、生产周期长、产量稳定的特点；p 储集特点：储集空间以裂缝为主，以游离气、吸附气和水溶气形式赋存，低渗；p 富集特点：分布在盆地内厚度较大、分布广的页岩烃源岩地层中，连续性分布。一 、前 言4PPT课件p 典型生产曲线特点：第一年递减率高达45%
3、-75%；后期稳产时间很长（几十年）；p “跑步机”效应：为维持总体产量稳定或上升，必须不停的钻井，只要停钻， 产量就会下降； 因为要不断投资，“开发”和“生产”的边界不清晰。p 开发技术“低成本、高技术含量”： 要实现规模效益开发，要求开发技术“低成本、高技术含量”，缺一不可。2、页岩气开发的特点p “制造业”的开发模式：与常规油气开发相比、页岩气投资、生产规模大，利润低，是制造业的运行模式；技术、管理的高效是规模效益开发的关键。一 、前 言5PPT课件3、国外页岩气钻井关键技术降低井场占用面积，快速钻进、工厂化作业，降低综合成本。 国外形成了“丛式水平井工厂化钻井、页岩气防塌钻井液、高效地
4、质导向、页岩气井长水平段固井、清洁化生产”五大关键钻井技术一 、前 言（1）丛式水平井工厂化钻井技术6PPT课件（2）页岩气防塌钻井液技术： 2005年以前20052006年2007-至今 主要应用水基钻井液，井壁失稳情况突出 改进水基钻井液，仍然存在失稳现象 大量使用油基、水基钻井液，克服了页岩层失稳问题，并解决低成本、回收利用、环保问题。一 、前 言 确保井壁稳定，利于回收利用，降低成本，不污染环境7PPT课件一 、前 言（3）高效低成本的地质导向技术：采用MWD+伽马达到提高优质储层钻遇率和降低成本的作用。8PPT课件一 、前 言（4）页岩气井长水平段固井： 开发出顶驱下套管、划眼引鞋、
5、高效油基泥浆冲洗液、泡沫水泥浆、塑性水泥浆等技术，确保套管顺利下入、固井质量、和压裂改造效果。9PPT课件一 、前 言国外钻井现场岩屑不落地处理系统 国外已形成了成熟、符合环保要求的钻井清洁化生产技术。国外某钻井废弃物集中处理厂（5） 清洁化生产技术10PPT课件一、前 言二、四川页岩气气藏概况三、川庆页岩气钻井历程及形成的技术四、下一步攻关方向11PPT课件 四川境内页岩气资源丰富，估算资源量达27.5万亿立方米，可采资源量达4.42万亿立方米，资源量和可采资源量均居全国第一。 四川海相页岩已优选出两套优质页岩气含气层系，分别为志留系龙马溪组页岩，寒武系筇竹寺组页岩。志留系龙马溪组页岩寒武系
6、筇竹寺组页岩1、四川页岩气气藏地质条件二 、四川油气田页岩气气藏概况12PPT课件中石油主要在四川长宁区块、威远区块和富顺-永川区块（合作）开展页岩气勘探开发工作，目前主要目的层为志留系龙马溪组页岩。威远区块u位于乐山-龙女寺古隆起，面积2366km2u主要目的层： S1l长宁区块u位于盆地南部二叠-三叠系覆盖区，面积4201 km2 u主要目的层：S1lu位于盆地南部，面积3800km2u主要目的层：S1lu与壳牌公司合作富顺-永川区块二 、四川油气田页岩气气藏概况13PPT课件长宁区块龙马溪组资源量6699亿立方。 埋深埋深4000米，米，去合作区剩余面积去合作区剩余面积2430Km2，资
7、源，资源7290亿亿面积：面积：215.71km2,215.71km2,资源资源：10411041亿亿面积：面积：383.11km2,383.11km2,资源资源：18321832亿亿面积：面积：307.14km2,307.14km2,资源资源：14691469亿亿面积：面积：543.35km2,543.35km2,资源：资源：25762576亿亿威远区块龙马溪组资源量7290亿立方。二 、四川油气田页岩气气藏概况14PPT课件类比美国页岩气，长宁-威远区块页岩储层具有良好的开发前景u 资料表明2011年Haynesville页岩气产量已达到518亿方，已经成为第一大页岩气产量盆地。u Hay
8、nesville与长宁-威远区块页岩储层指标相近。 二 、四川油气田页岩气气藏概况15PPT课件 2007年，中石油在四川率先开展页岩气勘探开发，引领了国内页岩气勘探开发技术发展，成就了多个国内“第一”：2、四川页岩气气藏开发概况n 2007年：第一个开展页岩气地质综合评价n 2010年：国内第一口页岩气直井钻探成功威201井，并压裂获气n 2010年：第一个生产并销售商品页岩气n 2011年：国内第一口页岩气水平井钻探成功威201-H1井，并压裂获气n 2012年：率先获批设立“四川长宁-威远国家级页岩气示范区”n 2012年：国内第一口具有商业价值页岩气井钻探成功宁201-H1井，并压裂获
9、得高产n 2013年：国内第一个“工厂化”试验页岩气平台钻探成功长宁H3平台，并成功实施“工厂化压裂”。n 2014年：国内第一条页岩气外输管道建成。二 、四川油气田页岩气气藏概况16PPT课件 2012年3月21日发改能源（2012）769号文正式批准设立“四川长宁-威远国家级页岩气示范区”， 中石油确立了2015年在上述示范区建产20亿方的产能建设目标。长宁威远页岩气产业化示范区范围图二 、四川油气田页岩气气藏概况17PPT课件3、四川页岩气钻井主要难点 山地复杂条件井场选址困难，建设费用大，环保要求高国外页岩气井场地表环境四川页岩气井场地表环境 长宁-威远页岩气示范区地处山区，地面沟壑纵
10、横，海拔4001300m，人口密集，平台井场建设难度大，费用高。二 、四川油气田页岩气气藏概况18PPT课件 多层段钻井易漏。长宁-威远区块前期井漏统计 井 号地层层位钻井液密度g/cm3漏失量m3最大漏速m3/h宁201嘉四-三1.024748失返茅二1.3254.534.8威威40雷二嘉四雷二嘉四1.023677失返失返威威201嘉三嘉二嘉三嘉二1.022534.1失返失返威威001-H5雷口坡雷口坡1.029978.1失返失返宁210茅口栖霞1.3012089 长宁区块表层溶洞发育，威远区块地表高差大，地层破碎，漏失严重，； 二叠系茅口、栖霞为易漏层段，基本属于裂缝性漏失，威201-H3
11、井茅口堵漏耗时近10天。长宁地表溶洞二 、四川油气田页岩气气藏概况19PPT课件 多层段钻井易垮。长宁高海拔井区地表出露易塌层井 号地层层位钻井液密度g/cm3复杂情况备 注长宁H13-1须家河1.07 严重垮塌，水泥补壁20多次，损失60多天须家河垮威201-H1龙潭、龙马溪1.20严重垮塌，损失6天，被迫提前完钻，完钻后通井38天龙潭、龙马溪垮宁201-H1龙马溪1.85严重垮塌，被迫侧钻龙马溪垮 长宁区块高海拔井区表层地层破碎，未成岩，钻井易垮； 龙潭、龙马溪页岩地层，钻井易垮。长宁-威远区块典型井垮塌 龙马溪底部黑色页岩垮塌物龙马溪上部灰绿色页岩垮塌物二 、四川油气田页岩气气藏概况20
12、PPT课件 地层老，可钻性差，前期钻井机械钻速低，单只进尺少井号井段（m)段长(m)钻井方式机械钻速(m/h)威20110491370321钻井液牙轮2.04宁20111231558435钻井液PDC/牙轮1.43宁20916782174469钻井液PDC1.24茅口栖霞，井段长400-500m，灰岩，岩性致密，坚硬，部分含黄铁矿、燧石结核。韩家店石牛栏：井段长600-900m，灰岩夹粉砂岩，可钻性差，研磨性强。井号井段 m段长 m周期 d机械钻速 m/hPDC钻头只数单只钻头进尺 m长宁H3-11570-2560990222.855198长宁H3-21565-2437872242.77125
13、长宁H3-31564-2326762193.43254长宁H2-11453-2205752173.54188长宁H2-21444-21186741835135长宁H2-31440-2065625124.53208.33长宁H2-41464-2203739172.84184.75平均183.14.5172二 、四川油气田页岩气气藏概况21PPT课件 产层埋藏深度深，纵向剖面上压力系统复杂，钻探难度高美国页岩气与四川页岩气埋藏深度对比长宁区块页岩气地层孔隙压力剖面威远区块页岩气地层孔隙压力剖面二 、四川油气田页岩气气藏概况22PPT课件一、前 言二、四川页岩气气藏概况三、川庆页岩气钻井历程及形成的
14、技术四、下一步攻关方向23PPT课件1、第一阶段页岩气钻井情况及取得的认识2、第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术3、第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术24PPT课件川庆页岩气第一阶段钻井指标 2009年2011年底为川庆页岩气钻井的第一阶段，共完钻12口（其中直井9口，水平井5口），主要采用常规钻井技术进行页岩气钻井，钻井过程中普遍表现出钻速慢、事故复杂多、钻井周期长的特点。1、第一阶段页岩气钻井情况及取得的认识井型井 号井 深m目的层平均钻速m/h纯钻时效%钻井周期d直井威2012840筇竹寺2.2344121威2033220龙马溪2.7053.3797威2022610龙马溪4.88
15、68.541宁2012560龙马溪2.903978宁2061920筇竹寺3.404158宁2083307筇竹寺2.0146149宁2093202龙马溪2.3647121宁2102282龙马溪2.1632106宁2032425龙马溪5.463356平均27073.1291水平井威201-H12823龙马溪10.883174威201-H33647筇竹寺2.6745.3149宁201-H13790龙马溪5.9226147平均34204.5312325PPT课件1、三口水平井钻井情况p 威201H1井 （第一口水平井） 威201-H1井（龙马溪） 威201-H1井于2011年1月10日开钻，3月25日
16、完井，完钻井深2823m，水平段长1079.48m，钻井周期74天，平均机械钻速10.88m/h。但在“14001510m、21202180m 、2750井底”三个井段出现了严重垮塌，处理耗时37天。1、第一阶段页岩气钻井情况及取得的认识26PPT课件p 宁201H1井 宁201-H1井于2011年6月17日开钻，11月20日钻进至井深3790m完钻，水平段长1045m，钻井周期147d，平均机械钻速5.92m/h。该井原井眼水平段长667m，因垮塌侧钻。侧钻井眼与哈里伯顿钻井液合作，密度1.611.76g/cm3侧钻至H2725m发生垮塌，上调密度至2.10g/cm3，井下才趋于稳定，正常钻
17、进至H3790m完钻，水平段长1045m。 宁201-H1（龙马溪）1、第一阶段页岩气钻井情况及取得的认识27PPT课件p 威201H3井威201-H3井于2011年5月5日开钻，10月2日钻进至井深3647m完钻，水平段长737m，钻井周期149d，平均机械钻速2.67m/h。该井由于井眼扩大率大，加之地层提前导致侧钻，侧钻耗时61天，侧钻段平均钻速1.5m/h。威201-H3（筇竹寺）1、第一阶段页岩气钻井情况及取得的认识28PPT课件第一口水平井（威201-H1）直 井威201-H3、宁201-H1（1）井身结构2、取得的认识三开三完先调整为两开两完（威201-H1）；两开两完再调整为三
18、开三完（威201-H3、宁201-H1）1、第一阶段页岩气钻井情况及取得的认识29PPT课件（2） 钻井液应用水平井：造斜，水平段均采用油基钻井液，但垮塌严重。 井 号井 段m层位钻井液体系钻井液密度备注威201-H18502823.5龙马溪柴油基1.251.85 威201-H32325 3010遇仙寺筇竹寺柴油基1.301.85井斜40度提密度至1.80 23203647遇仙寺筇竹寺柴油基1.731.85侧钻宁201-H122303447龙马溪合成基1.301.90井斜30度提密度至1.85 21503790龙马溪无土相合成基（引进）1.612.10侧钻1、第一阶段页岩气钻井情况及取得的认识
19、30PPT课件（3） 页岩气地质导向钻井技术探索 发挥地质录井作用，初步建立工程与地质相结合的导向模式，采用MWD+伽玛随钻仪器跟踪储层，调整井眼轨迹，实现了一次性入靶，储层钻遇率93%。1、第一阶段页岩气钻井情况及取得的认识31PPT课件 优化浆柱结构（前冲洗液+水基钻井液+后冲洗液），提高井壁亲水性。 水平段套管安装滚珠扶正器，减少摩阻。3口水平井139.7mm套管固井质量（4） 固井情况针对水平井面临的固井困难，采用以下技术措施保证固井质量1、第一阶段页岩气钻井情况及取得的认识32PPT课件茅口栖霞：井段长400500m；第一阶段钻井后期经过优选PDC钻头，机械钻速虽然比过去有提高，但仍
20、不理想。井号井号井段井段（m)m)段长段长(m)(m)钻井方式钻井方式机械钻速机械钻速(m/h)(m/h)威威2012011049104913701370321321钻井液牙轮钻井液牙轮2.042.04宁宁2012011123112315581558435435钻井液钻井液PDC/PDC/牙轮牙轮1.431.43宁宁20320383183113001300469469钻井液钻井液PDC/PDC/牙轮牙轮3.363.36宁宁201-H1201-H11355135516361636270270钻井液钻井液PDCPDC3.353.352、存在的问题（1） 瓶颈地层机械钻速低1、第一阶段页岩气钻井情况
21、及取得的认识33PPT课件井号层位钻井方式机械钻速(m/h)宁201韩家店石牛栏钻井液牙轮1.29韩家店石牛栏：井段长600800m，含粉砂岩，可钻性、研磨性强，PDC钻头适应性差，牙轮钻头机械钻速亦低。宁201井韩家店石牛栏井段钻速统计表1、第一阶段页岩气钻井情况及取得的认识34PPT课件（2）滑动定向钻进机械钻速低，周期长井号井号井段井段（m)m)段长段长(m)(m)机械钻速机械钻速(m/h)(m/h)起下钻起下钻本段钻井本段钻井周期周期(d(d）次数次数时间时间（d d）威威201-H3201-H324822482301030103443441.591.598 85.595.592020
22、宁宁201-H1201-H122322232278027804274272.542.545 52.722.721515威201-H3、宁201-H1井定向段长344和427，定向周期分别为20天、15天，机械钻速仅有1.59m/h、 2.54m/h。1、第一阶段页岩气钻井情况及取得的认识35PPT课件（3） 表层、茅口等多层段漏失，处理耗时长长宁区块井漏统计 井 号地层层位钻井液密度g/cm3漏失量m3最大漏速m3/h备 注宁201嘉四-三1.024748失返表层漏茅二1.3254.534.8裂缝性井漏宁203茅二1.24360.8裂缝性井漏宁209茅一1.43902渗透性漏失宁210茅口1.
23、3012089裂缝性井漏 表层漏失严重，部分井只能采用充气钻井治漏； 二叠系茅口裂缝发育，钻井易漏。地表溶洞型漏失 1、第一阶段页岩气钻井情况及取得的认识36PPT课件（4）页岩坍塌机理认识不清、井壁垮塌严重 威远-长宁水平井均不同程度的发生井壁垮塌，其中宁201-H1井在水平段采用 1.90 g/cm3密度的合成基泥浆，钻至3447m起钻时因垮塌卡钻而填井侧钻，钻至原井深损失 65.5天，占钻井总时间的 44.70%，全井纯钻时间仅为 26%，复杂时效高达 58.88%。井 号井 深m目的层钻井液体系钻井液密度g/cm3备注威201-H18502823.5龙马溪柴油基1.251.85严重垮塌
24、，被迫提前完钻宁201-H122303447龙马溪合成基1.301.90严重垮塌卡钻导致侧钻，损失时间高达65.5d21503790龙马溪无土相合成基1.612.11侧钻与哈里伯顿合作采用无土相合成基钻井液侧钻井眼最高钻井液密度达到2.11g/cm3威远-长宁水平井主要井壁垮塌情况1、第一阶段页岩气钻井情况及取得的认识37PPT课件（5）页岩气水平井体积压裂对套管选型和固井质量要求高，本阶段套管变形严重井号油层套管固井测井质量备注威201-H3139.7mm10.54mmTP110S（抗外挤、抗内压均为100.2MPa)胶结优良率82.4%套管变形宁201-H1 139.7mm9.17mmP1
25、10（抗外挤76.5MPa、抗内压均为85.3MPa)胶结优良率89.85%套管变形l 界面油湿，影响一、二界面胶结质量l 油基泥浆与水泥浆兼容性差，油基泥浆影响水泥石强度l 体积压裂对水泥石力学性能要求高固井液设计难度大固井工艺需要完善威201-H3套管变形l 长水平段、套管居中度低、钻井液密度高、粘切高，顶替效率难以保证l 油基钻井液条件下固井，冲洗液、隔离液性能及用量有待进一步优化1、第一阶段页岩气钻井情况及取得的认识38PPT课件（6）未形成丛式水平井钻井技术，水平井单井钻井周期长，钻井费用高。 第一阶段完成的威远两口水平井单井钻前、钻井费用在50006500万元之间，而与我们埋藏深度
26、近似的美国Barnett页岩气藏，2009年钻井周期在19天左右，成本在100-150万美元之间。差距很大！1、第一阶段页岩气钻井情况及取得的认识39PPT课件（7）清洁化钻井意识不强，相关技术和装备还未探索、配套。1、第一阶段页岩气钻井情况及取得的认识40PPT课件1、第一阶段页岩气钻井情况及取得的认识2、第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术3、第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术41PPT课件 2012年2013年，为川庆页岩气钻井的第二阶段，共完成长宁7口水平井和威远2口水平井，其中长宁区块通过采用自主开发和吸收、引进的钻井提速工艺措施，平均钻井周期大幅缩短，同比较第一轮井缩短55天
27、。第二阶段水平井指标对比井型井号井深（m）目的层平均钻速(m/h)钻井周期（d）水平段长（m）第一轮水平井威201-H12823龙马溪10.88741079威201-H33647筇竹寺2.67149737宁201-H13790龙马溪5.801471045平均34204.53123953.67第二轮水平井（长宁）长宁H2-23786龙马溪4.57761200长宁H2-43548龙马溪4.571.3980长宁H2-33503龙马溪5.360.581010长宁H3-33784龙马溪6.662.831066长宁H3-23877龙马溪4.5263.51000长宁H3-14010龙马溪6.062.7510
28、00长宁H2-14190龙马溪2.43821400平均38144.85681094第二轮水平井（威远）威2044702龙马溪2.81249.511070威2054930龙马溪2.3206.51173平均48162.56228.011121.52、第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术42PPT课件（1）页岩气丛式井快速钻井技术每个平台68口井，井间距5m，排间距30m，靶前距300400m,井下水平段巷道300400m1、初步形成的技术 页岩气丛式井钻井工程设计技术2、第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术页岩气丛式井轨迹设计43PPT课件井身结构优化设计、井身结构缩小为非标结构，可以提高钻井
29、 速度，减少钻井投资、在钻井液技术不满足长段裸眼防塌的情况下， 技术套管下至龙马溪中上部，减少三开大井斜 裸眼段长度，减少垮塌风险。2、第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术44PPT课件 长宁页岩气丛式井平台采用双排井口布置，井口间距5m，每个平台68口井,井眼轨道设计及控制应用“预斜”技术，即在表层定向造斜对井口间距“预放大”，增加井眼间的空间距离，降低井眼相碰风险。长宁H2/H3平台“预放大”防碰技术关键参数表井号预造斜点深/m预造斜方位/造斜率/30m预造斜终点斜深/mH3-1301102.2120H3-2401302.6170H2-3303472.7100H2-230253.070
30、大偏移距三维井眼轨迹控制技术2、第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术45PPT课件 长宁丛式井平台为典型的三维水平井。每多打一口井，横向位移增加300m横向水平位移是影响轨迹设计和工程难度的重要因素；扭方位时井斜大小、方位变化大小是施工作业能否实施的关键点。长宁H2/H3井组三维水平井设计轨迹示意图长宁H2/H3井组三维水平井实钻轨迹示意图2、第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术46PPT课件 轨迹控制在满足防碰绕障要求的同时，在上部井段尽量横向“预斜”，力争在井斜50前使横向位移达到要求，并完成定向井扭方位作业。下技术套管前，完成井眼轨迹姿态调整，采用“稳斜探顶、复合入窗”，降低水平段作
31、业难度。长宁丛式井平台三维井段统计井号井段(m)横向位移(m)方位调整（）井斜（）周期（d）长宁H2-419442404379.69262.34343.7535.460.9517长宁H3-3/长宁H3-120922880749.211011.948.2172.8217长宁H2-3/长宁H3-220912600425.59113.713.9946.1256.8214长宁H2-220402461432.7867.64344.2743.360.0516长宁H2-4井三维水平井井眼轨迹示意图2、第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术47PPT课件 个性化钻头优选技术 本阶段开展了各层段的PDC钻头优选
32、试验，提速效果明显。长宁区块试验井平均机械钻速5.25m/h，较第一轮井提高16%。平均使用钻头12只，同比第一阶段节约钻头10只。n 茅口、栖霞等高研磨地层，优选PDC钻头，机械钻速由2.78m/h提高到5.89m/h。 n 水平段储层钻进，优选PDC钻头，提高了机械钻速，减少了起下钻。提高攻击性的后倾角设计采用X3齿，提高切削能力双排齿设计，提高稳定性水眼由5个增加至8个，提高清洗能力2、第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术48PPT课件 上部井段防斜打快技术 采取方法： 长宁页岩气丛式井平台各井上部地层全部采用MWD+螺杆+PDC防斜打快。取得的效果：u 直井段最大井斜小于2。u 嘉陵
33、江龙潭机速达到28mh，是过去气体钻的2倍。u 最高日进尺由过去的280m提高到638m。2、第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术49PPT课件p 增斜段用加重钻杆替代钻铤，水平段用101.6mm大水眼钻杆代替加重钻杆，p 水平段使用1.25不带扶正器弯螺杆，尽可能提高复合钻比例，实现水平段快速钻进。p 钻杆、钻铤、接头水眼不小于62mm，将螺杆长度由7.1m改为5.8m，降低压耗，增大排量。 造斜段、水平段快速钻井技术.25无扶螺杆加重钻杆代替钻铤钻具水眼不小于62mm钻具组合优化技术2、第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术50PPT课件螺杆优选：u 0.75 185mm螺杆带240mm
34、尾扶+PDC+MWD的优势得到了体现，可定向，快速钻进、防斜打直效果良好，平均机械钻时达到26.64m/h。u 241.3mm井眼采用197mm螺杆，在韩家店龙马溪定向井段机械钻时达到2.73m/h。u 168.3mm井眼采用不带扶正器135mm单弯油基螺杆，水平段平均机械钻时达到4.64m/h。 241.3mm井眼造斜能力低，选用1.5螺杆，满足5/30m要求。 168.3mm井眼水平段选用1.25螺杆，满足水平段稳斜及定向要求。 造斜段螺杆扶正器有效棱长小于15cm，减小“托压”。井眼尺寸(mm)螺杆规格(mm)循环排量输出扭矩(KN)241.319735388000168.2813520
35、2534002、第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术51PPT课件水力震荡器提速试验2、第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术长宁H2-1井水力振荡器现场试验 针对页岩气三维水平井滑动钻进托压严重导致钻速低、周期长的问题。本阶段开展了水力振荡器提速试验。长宁H2-1井试验定向井段机械钻速1.8m/h，钻井周期为6.7d，同比邻井缩短13.6%。52PPT课件2、第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术 钻机快速移动装置滑轨式液压移动装置滑轨式液压移动装置步进式液压移动装置步进式液压移动装置 长宁H2平台：机械钻机，配备滑轨式移动装置，井间纯移动时间2小时（移动前倒部分钻具） 长宁H3平台：电动
36、钻机，配备步进式移动装置，井间纯移动时间1.5小时（移动前需倒全部钻具）53PPT课件 钻机快速安装设备改造配套钻机型号平移部分定点放置部分ZJ50L-ZPD井架及底座、机房泥浆泵、气源房循环系统、发电房ZJ50D井架及底座、绞车机房、发电房、配电房泥浆泵、循环系统改造形成的快移钻机平台号设备型号移动方式倒钻具（h）搬安（h）总时间（天）H2ZJ50L-ZPD滑轨式16502.75H3ZJ50D步进式38242.58改造钻机整体移动性能评价与传统钻井搬安6天相比，单井节约3.5天，6口井可节约21天，8口井可节约28天。l 循环罐、液气分离器等系统定点放置，减少搬安时间。l 溢流管采用加长软管
37、。l 泥浆过渡槽加长、电缆加长。l 防喷管线用高压软管，便于拆卸安装。l 配套52MPa高压管汇。2、第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术54PPT课件（2） 地质工程一体化导向技术 用“MWD+GR”随钻监测井眼轨迹。 通过岩性识别、伽马曲线对比、地层小层对比，确定顶底板、致密夹层和储层位置变化，由专业地质导向人员下导向指令，确保储层钻遇率。 岩屑显微放大分析岩性，应用体视显微识别系统对岩屑进行200倍显微放大，对页岩中含岩石 颗粒的大小、成分和孔隙大小等进行分析判断岩性。 本阶段主要通过采用如下技术措施，使储层钻遇率达到 95 %以上。 2、第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术55PP
38、T课件（3） 新型强封堵防塌钻井液技术 龙马溪页岩层段坍塌机理研究长宁龙马溪页岩弱面强度曲线10种不同钻井液配方浸泡后坍塌压力不同程度增加页岩地层裂缝与层理面为钻井压差下液相进入地层提供了通道，降低地层微裂缝间的结构强度，诱发岩石水力尖劈作用，引起层理剥落；地层中微裂缝-黏土矿物-钻井液综合作用-降低页岩的结构强度；随着井斜增加，尤其在50度井斜以后，页岩力学稳定性急剧降低。页岩地层的脆性特征-高速钻进过程中，井周地层岩石中容易产生应力释放缝，在重力作用下发生脱落掉块。页岩失稳机理：通过实验测定研究，主要由于既存裂缝与层理面，钻井中的密度压差、应力释放缝、井斜等因素综合作用导致页岩失稳2、第二
39、阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术56PPT课件解决的页岩层段坍塌技术思路：防塌需要加强封堵能力及失水控制能力。地层中存在少量粘土矿物，钻井液应具有较强的水化抑制性。不同的钻井液体系对页岩坍塌应力影响不一样，需要根据室内试验和现场实际确定合适的钻井液密度。2、第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术57PPT课件 强封堵水基钻井液（CQ-JFS） 防塌原理：主要通过在钻井液加入专用的固壁剂、降滤失剂，通过强化井壁封堵能力，同时降低井壁内部的钻井滤液侵入量，使页岩中粘土矿物难以水化膨胀，达到维持井壁稳定的作用。2、第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术强化封堵能力前后对比图（1000倍）58PPT
40、课件序号钻井液体系漏粘s塑粘mPas动切Pa初/终切Pa/ PaAPI失水ml泥饼mmHTHP失水ml泥饼mm1KCl聚合物392041/34.60.5222.02钾聚磺422351/44.00.5141.53强封堵483283/80.20.34.01.0强封堵水基钻井液与常规防塌水基钻井液室内性能对比体系密度g/cm3漏粘s塑粘mPas动切Pa初/终切Pa/ PaAPI失水mlHTHP失水（100）mlK滑强封堵1.351.455059304571023/6101.22.04.05.00.0412长宁地区强封堵水基现场钻井液表威远地区强封堵水基现场钻井液表体系密度g/cm3漏粘s塑粘mPas
41、动切Pa初/终切Pa/ PaAPI失水mlHTHP失水（100）mlK滑强封堵1.651.855070355081223/6131.02.04.05.00.06162、第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术59PPT课件 引进白油基无土相钻井液2、第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术密度，g/cm3 6/3 PV， MPa.s YP，Pa Gel，Pa ES，v HTHP ， 120 油水比 2.127/66374.5/9.0 513180:202.147/6689.54.0/13.0 7800.980:15哈里伯顿白油基无土相钻井液现场性能表长宁H3平台振动筛岩屑返出均匀长宁H3平台钻井液
42、现场测试60PPT课件2、第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术 长宁H2/H3平台应用高性能水基钻井液（CQ-JFS）成功穿越大斜度（60）页岩段， 减少了油基钻井液的漏失。 应用无土相白油基钻井液实现大斜度造斜段、水平段防塌打快，完钻井纯钻时效由 宁201-H1井的26%提高至45.17%，垮塌复杂为零。长宁H2/H3井组部分井完钻井生产时效统计0102030405060708090100长宁H2-4 长宁H2-3 长宁H3-3 长宁H3-1 平均生产时间/% 纯钻时间/% 复杂时间/% 应用效果61PPT课件 钻井液不落地技术（5）清洁化钻井技术2、第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术
43、 震动筛震动筛 岩屑由振动筛经传输装置直接进罐进行后期处理，实现对井场地面无污染。 输送装置输送装置 岩屑罐岩屑罐62PPT课件p采用储备罐分类回收，回收率可达60%以上。p应用钻井液二次回收装置及技术，回收岩屑吸附的油基钻井液。 油基钻井液回收利用长宁H2井组：采用离心式甩干回收装置，油基岩屑油含量由25%降至10%长宁H3井组：采用高频振动筛回收装置，油基岩屑油含量由25%降至12%单井可回收油基钻井液2030二、主要技术进展离心干燥器高频振动筛型干燥器63PPT课件二、主要技术进展 研制了油基岩屑处理装置，处理后岩屑含油量小于0.5%，达到国家环保要求。油基钻井液岩屑处理装置 油基钻屑处
44、理64PPT课件 长宁H3井组利用地方电网，改造、配备“电代油”设备，网电提供钻井及井场用电，节能、降噪效果明显。 电代油探索二、主要技术进展65PPT课件（4）页岩气水平段油基钻井液固井技术2、第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术 三维页岩气水平井段下套管摩阻大，下入困难； 油基钻井液与水泥浆不兼容，影响固井质量； 长水平段套管居中度低、钻井液密度高、粘切高，提高顶替效率难度大； 体积压裂压力高，对水泥环施加交变应力，对油层套管外环空密封完整性要求高。 本阶段对水平段页岩井段油基钻井液条件的固井难点有了比较全面的认识，归纳起来主要有以下几点：66PPT课件2、第二阶段页岩气钻井情况及初步形
45、成的技术针对页岩气水平井下套管困难的难题，本阶段形成初步形成页岩气水平井安全下套管技术。2022-5-1067组合通井技术下套管前，模拟水泥浆携砂能力变化，采用6-8m3、2.40g/cm3纤维滴漏钻井液进行循环携砂，清除岩屑床重浆段塞举砂技术措施钻进过程带扶正器：双扶正器一次通井钻进过程未带扶正器：单扶正器一次通井，再双扶正器通井润滑井壁循环洗井后，垫固体润滑剂于裸眼井段抬头技术套管柱前端采用短套管加扶正器，坚持抬头下套管工艺，减少前端摩阻 三维页岩气水平井安全下套管技术。67PPT课件2、第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术 微膨胀韧性水泥浆体系微膨胀水泥浆静胶凝曲线图微膨胀水泥浆静胶凝
46、曲线图 微膨胀韧性净胶凝体过渡时间1020min，具有良好防气窜能力，7天线膨胀0.16%，能降低微间隙。 研发微膨胀韧性水泥浆体系，降低水泥浆候凝收缩等引起的微间隙，改变水泥石力学性能，满足页岩气压裂改造对管外环空密封性的需要。68PPT课件2、第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术冲洗前后金属表面的接触角冲洗前后后页岩表面的接触角 针对油基钻井液与水泥浆不兼容的难题，研究形成油基钻井液的界面清洗技术：以冲洗液(非离子表面活性剂和阴离子表面活性剂)+高分子悬浮稳定剂+惰性固体材料形成前置液体系，具有较强润湿渗透作用，能有效清除界面油膜，室内评价表明其冲洗效率大于95%，界面接触角小于10。浸
47、泡液体介质接触角（）白油基泥浆钢片78.18冲洗液清洗后钢片6.6白油基泥浆页岩59.82冲洗液清洗后页岩0 油基钻井液的界面清洗技术69PPT课件2、第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术 针对页岩水平段固井提高顶替效率难度大的难题，主要通过优化浆柱结构设计、优化扶正器选择与安放，优化隔离液用量设计，优化注替排量，采用漂浮顶替工艺解决。密度级差匹配，动切力YP流变学匹配： 泥浆、冲洗隔离液、水泥浆密度差设定： 为0.05-0.1g/cm3， 泥浆冲洗隔离液水泥浆优化扶正器选择与安放： 水平井段用旋流扶正器，其余井段半刚性扶正器浆柱结构设计： 冲洗隔离液、冲洗液、领浆、尾浆隔离液用量设计： 软
48、件模拟与冲洗效率评价确定隔离液用量设计，25-30优化注替排量： 上返速度1.0-1.2m/s，排量为1.5-2.1m3/min漂浮顶替技术： 水平井段采用清水和轻浆顶替，减小套管的偏心程度长宁H2-4浆柱结构 提高顶替效率工艺70PPT课件2、第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术 为提高环空水泥环密封完整性，初步形成页岩水平段井筒密封完整性工艺。长宁H2-4浆柱结构 采用预应力固井技术: 环空憋压候凝+低密度顶替液，避免后期替液等作业产生微间隙 改变试压工艺: 探索碰压后直接进行试压，在水泥石形成前完成对管柱密封性检测 控制水泥返高与平衡压: 油层套管只封固到上层套管鞋以上300500米，
49、压裂时可在环空加压,从而相应减小上部套管所受内压同时增加了水泥石围压，提高水泥石的抗破坏能力 采用微膨胀韧性水泥浆体系， 降低水泥浆候凝收缩引起微间隙 页岩水平段井筒密封完整性工艺71PPT课件2、第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术 应用效果72PPT课件2、第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术2、存在的问题（1）井身结构、套管强度不能满足大排量体积改造的需求施工排量（m3/min）液柱压力（MPa）摩阻（MPa）不同裂缝延伸压力梯度下的泵压（MPa）0.0290.0300.0310.0320.0331424.5049.1397.1399.63102.13104.63107.131524
50、.5055.44103.44105.94108.44110.94113.441624.5062.08110.08112.58115.08117.58120.08 压裂改造要求排量必须达到15m3/min以上，采用127mm套管，施工压力高，对套管和装备的要求高，且套损严重，压裂改造要求油层套管采用139.7mm高强度油层套管。长宁井区泵压预测（127mm油层套管）施工排量（m3/min）液柱压力（MPa）摩阻（MPa）不同裂缝延伸压力梯度下的泵压（MPa）0.0230.0240.0250.0260.0271434.3058.15104.35107.85111.35114.85118.35153
