四川油气田页岩气水平井钻完井技术

1、前前 言言 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。 常规资源非常规资源重油、油砂、页岩油、页岩气、煤层气、致密砂岩气、盆地中心气等需要新技术天然气水合物与其它更低品位资源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

2、发热点）难点分析难点分析二二壳牌页岩气钻井情况壳牌页岩气钻井情况四四川庆页岩气钻完井情况川庆页岩气钻完井情况三三国内外页岩气钻井现状分析国内外页岩气钻井现状分析 一一下步工作方向下步工作方向五五 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、国内技术现状一、国内技术现状 国内外页岩气钻井现状分析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

3、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。 我国页岩气分布图我国页岩气分布图 井号井号井深井深m出露层出露层目的层目的层井身结构井身结构纯钻时间纯钻时间 %复杂时间复杂时间 %平均钻速平均钻速 m/h钻井周期钻井周期d威2012840嘉五筇

4、竹寺三开三完4452.23121.17威201-H12823嘉五龙马溪二开二完31321134.39宁2012560嘉四龙马溪三开三完3962.9078.23宁2061920罗汉坡筇竹寺三开三完4123.4057.83宁2032425嘉二龙马溪三开三完3355.4656.39试验井数据统计表试验井数据统计表 国内外页岩气钻井现状分析国内外页岩气钻井现状分析美国天然气与页岩气产量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

5、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国内外页岩气钻井现状分析19811985年19851997年19982003年2003-至今 直井

6、、泡沫亚裂、氮气辅助 为直井、胶联压裂、氮气辅助、降滤失剂、表面活性剂 主体技术为直井、清水加砂压裂 水平井、清水压裂美国岩页气开发的技术历程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国内外页岩气钻井现状分析稳定产量14000m3/d美国美国Barnett页岩气单井

7、产量低页岩气单井产量低, ,生产寿命长达生产寿命长达3050年年Barnett直井与水平井数量对比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。 北美北美“simo-fracsimo-frac”钻井模式与常规垂直钻井模式对比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

8、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。页岩气藏页岩气藏“勺型勺型”井眼水平井眼设计井眼水平井眼设计 国内外页岩气钻井现状分析国内外页岩气钻井现状分析美国美国EOG公司岩页气水平井数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。压裂新技术对改善压裂新技术对改善BarnettBarnett页岩气井生产动态图页岩气井生产动态图 国内外页岩气钻井现状分析国内外页岩气钻井现状分析

9、压裂方式压裂方式生产时间生产时间 产量（产量（10104 4m m3 3）备注备注氮气泡沫压裂12年50大型凝胶压裂2.5年30关井两年后压裂水力压裂测试产量210关井两年后压裂 截至2007年底，这口最初被认为无经济价值的页岩气井累计产气量已达3817.5104m3BarnettBarnett页岩气区页岩气区C.W.Slay1C.W.Slay1号井压裂产量统计号井压裂产量统计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

10、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。 井名井名压裂段压裂段最大初始产量最大初始产量(104m3/d)最大最终产量最大最终产量(104m3/d)ollett-1H-2253216.99Tipton-1H-23719.814.16Bullock-1H-15514.1611.61阿科马盆地阿科马盆地WoodfordWoodford页岩气井产量表页岩气井产量表 水平井水平井2020段压裂裂缝示意图段压裂裂缝示意图 国内外页岩气钻井现状分析国内外页岩气钻井现状分析(1)(1)、水平井、水

11、平井+ +多段压裂技术的大规模成功应用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)(2)、清水压裂技术、清水压裂技术

12、(water-fracs(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。 裂缝系统的复杂性裂缝系统的复杂性 (3)(3)、同步压裂技

13、术、同步压裂技术(simo(simo-fracturing)-fracturing)难点分析难点分析二二壳牌页岩气钻井情况壳牌页岩气钻井情况四四川庆页岩气钻完井情况川庆页岩气钻完井情况三三国内外页岩气钻井现状分析国内外页岩气钻井现状分析 一一下步工作方向下步工作方向五五难点分析难点分析 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：u 地层出露老、可钻性差，机械钻速慢，单只钻头进尺少；u 上部地层出水、下

14、部地层井漏，气体钻井受到限制，治漏花费大量时间；u 井壁失稳导致井下复杂，纵向上孔隙、裂缝发育；u 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 1、美国钻井设备简化与规模化开采模式难以照搬美国钻井设备简化与规模化开采模式难以照搬早期2005-2006年2007-2008年600-750HP钻机750HP钻机750HP电动钻机，移运性好双缸泵1000HP泥浆泵1600HP三缸泥浆泵顶驱单根或立柱自动送钻系统水基泥浆，存在地层稳定问题改进泥浆，仍存在地层稳定问题油基泥浆，克服了地层稳定问题井队班组人员4-5人丛式井组丛式井组，最大井组14口井造斜率10/30m造斜率10-12/3

15、0m造斜率12-15/30m水平段长达到2000m钻井成本100-120万美元EOGEOG公司公司BarnettBarnett页岩钻井装备、技术配套及指标情况页岩钻井装备、技术配套及指标情况EOGEOG公司公司BarnettBarnett页岩钻井装备页岩钻井装备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天难点分析难点分析BarnettBarnett页岩气钻井现场地势平坦页岩气钻井现场地势平坦u Barnett页岩气典型的丛式井组需25英亩（约 800020000m2)u 每个井场48口井；u 在允许的条件下可钻1216口井。井场分布方案井场分

16、布方案1 1井场分布方案井场分布方案2 2难点分析难点分析四川盆地页岩气藏剖面四川盆地页岩气藏剖面u 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。u 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四川盆地页岩气井场地势起伏井号井号层位层位H H2 2S S含量含量（g/mg/m3 3）井号井号层位层位H H2 2S S含量含量（g/mg/m3 3）威威5 5茅口组茅口组10.12110.121威威7272罗汉坡罗汉坡0.81010.8101威阳威阳7 7茅口组茅口组1.3311.331威威4242洗象池组洗象池组16.5

17、2916.529威阳威阳2828茅口组茅口组2.0542.054威威7878洗象池组洗象池组14.1314.13威阳威阳100100茅口组茅口组1.4251.425威威6565洗象池组洗象池组15.35415.354威阳威阳116116茅口组茅口组6.6076.607威寒威寒1 1遇仙寺遇仙寺6.9386.938威威6565茅口组茅口组17.69217.692威寒威寒1 1罗汉坡罗汉坡3.1853.185难点分析难点分析2 2、四川盆地威远、长宁构造上部地层易斜、四川盆地威远、长宁构造上部地层易斜序号序号测深测深（m m）井斜井斜（）方位方位（）垂深垂深（m m）北坐标北坐标（m m）东坐标东

18、坐标（m m）狗腿度狗腿度( ( /30m) /30m)闭合距闭合距（m m）闭合方位闭合方位（）1 1901.78901.787.077.0744.1044.10900.78900.7819.5019.5019.4419.440.870.8727.5427.5444.9144.912 21018.671018.679.919.9149.4549.451016.381016.3831.2931.2931.9831.980.830.8344.7544.7545.6345.633 31102.161102.1613.1513.1552.8152.811098.201098.2041.6741.67

19、44.8744.871.161.1661.2361.2347.1247.124 41137.181137.1814.2514.2550.3350.331132.211132.2146.7146.7151.5251.522.432.4369.5469.5447.8047.80 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：钻具组合：钻井参数：钻压2030kN，转数90rpm，排量35l/s。难点分析难点分析 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

20、普遍较低。u 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。u 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。u 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 3、地层出露老、可钻性差，机械钻速慢，单只钻头进尺少、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难点分析4 4、龙潭、大乘寺及龙马溪等层位井壁

21、垮塌严重、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。抑制能力抑制能力(1003.5MPa高温高压线性膨胀实验高温高压线性膨胀实验)威威201井筇竹寺组岩芯井筇竹寺组岩芯宁宁201井龙马溪组岩芯井龙马溪组岩芯威威201井龙马溪组岩芯井龙马溪组岩芯难点分析难点分析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。页页岩岩地地层层层层理理结结构构图图难点分析难点分析龙马溪组与筇竹寺组脆性剖面龙马溪组与筇竹寺组脆性剖面265026552660266526702675268026852690269527002705150015051

22、510151515201525153015351540154520304050607080筇竹寺脆性指数脆性指数龙马溪u 页岩性脆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龙马溪组和筇竹寺组的平均脆性特征参数值分别为4646和和5555。筇竹寺龙马溪难点分析难点分析 CST Ratio 评价标准评价标准1没有敏感性没有敏感性1CSTr1.5强敏感性强敏感性威威201201筇竹寺岩心的筇竹寺岩心的CSTCST评价结果评价结果u 页岩对流体敏感性强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。难点分析难点分析 威201-H1井尽管采用了油基防塌

23、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潭铝土质泥岩垮塌物龙马溪底部黑色页岩龙马溪底部黑色页岩龙马溪上部灰绿色页岩龙马溪上部灰绿色页岩 龙潭组井径测试曲线龙潭组井径测试曲线扩大率扩大率108%108%扩大率扩大率93%93%难点分析难点分析5 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。、表层等多个层位存在有进无出漏失，个别层位气体钻产水。井号地层层位密度g/cm3漏失量m3最大漏速m3/h宁201雷一1.024700失返威79雷二嘉四1.022524.56失返威42须一嘉五1.02失返威40

24、雷二嘉四1.023677失返威64嘉五1.021449失返威67嘉五1.02361.7失返威74须一飞仙关1.025258.13失返威79雷二嘉四1.024316.86失返威65嘉五1.0236.316.8威116须家河嘉五1.024126.97失返威001-H1雷一嘉四1.027480失返威201嘉三嘉二1.022534.1失返长宁、威远区块表层井漏统计长宁、威远区块表层井漏统计难点分析难点分析井深(m)层位密度(g/cm3)工 况漏失m3处理情况显示简述973.62龙潭1.10钻进油基5.7漏失自停1299.26栖二1.22钻进油基20.1两次浓度10%随钻堵漏浆堵漏2823.48龙马溪1

25、.53短起，倒划眼至井深2232m，密度2.50g/cm3重浆举砂，蹩泵, 出口失返油基11.2活动钻具，解除蹩泵后井漏停止1.53短起，倒划眼至井深2184m，密度2.50g/cm3重浆举砂，蹩泵，出口失返油基44.2活动钻具，井浆加入10%随钻堵漏剂，解除蹩泵井漏停止1.55短起，倒划眼至井深21672021m，多次发生蹩泵，出口间断失返油基5.9活动钻具，解除蹩泵后井漏停止1.59下钻至2781m，阻卡严重，倒划眼2732m，其间多次蹩泵，出口间断失返油基29.9活动钻具，井浆加入10%随钻堵漏剂，解除蹩泵井漏停止1.59短起，倒划眼至2382.26m，密度2.50重浆举砂，蹩泵，出口间

26、断失返油基29.2活动钻具，解除蹩泵后井漏停止1.62短起，倒划23822159.19m，间断发生蹩泵，频繁出口失返油基66.4活动钻具，解除蹩泵后井漏停止1.85下钻，划眼至2770.42m发生蹩泵，出口间断失返油基3.8活动钻具，解除蹩泵后井漏停止1.85倒划眼至井深2181.86发生蹩泵，上提钻具遇卡，出口失返油基35.3活动钻具，井浆加入10%随钻堵漏剂，解除蹩泵井漏停止504 1365.96飞仙关栖霞组1.85 2.40循环加重钻井液累计漏失136,其中水基72采用桥浆、3H等堵漏措施堵漏成功2000以下水平段龙马溪2.20 2.35循环、重浆举砂清洁井眼油基78.5循环观察或加入随

27、堵后逐渐停止威威201-H1201-H1井主要漏失情况井主要漏失情况难点分析难点分析井号井深(m)层位产水情况宁203井150嘉一38m3/h，转成雾化钻井647飞一出水量14m3/h，转成雾化钻至736m(龙潭)，遇阻替泥浆宁201井273嘉三出水量60m3/h，转成雾化钻井，龙潭发生垮塌，并导致阻卡宁206井477洗象池出水量40m3/h ，转换为无固相钻井液威201-H1井193.20嘉三出水量120m3/h，转换为无固相钻井液532.01飞仙关出水量60m3/h，转换为无固相钻井液威201-H3井85嘉四充气钻进出水20m3/h，不充气井漏2310 遇仙寺出水量23.6m3/h ，转换

28、为油基钻井液威远、长宁主要产水情况威远、长宁主要产水情况难点分析难点分析6 6、地层变异大、地层变异大电测分层电测分层梁山底较梁山底较设计提前设计提前34.56m34.56m(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。井段井段(m)(m)地层倾角地层倾角( () )井段井段(m)(m)地层倾角地层倾角( () )1600.001800.001.502450.002610.003.001800.002020.002.142610.002730.004.502020.002450.00

29、2.502730.002823.488.00层位层位设计分层设计分层分层岩屑分层岩屑电测分层电测分层斜深斜深(m)(m)斜厚斜厚(m)(m)垂深垂深(m)(m)垂厚垂厚(m)(m)斜深斜深(m)(m)垂深垂深(m)(m)斜深斜深(m)(m)垂深垂深(m)(m)栖一a亚段13734613604013421323.4613411322.59栖一b亚段14174413953513861360.5513881362.19梁山组142471400513961368.6913921365.44标志层位分层数据表标志层位分层数据表难点分析难点分析7 7、地层疏松，井壁容易形成台阶、地层疏松，井壁容易形成台阶

30、 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。难点分析难点分析8 8、井眼清洁困难、井眼清洁困难u 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。u 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。u 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。u 采用

31、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。u 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。u 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。难点分析难点分析9 9、固井难点、固井难点u 井眼清洁难（椭圆形井眼、水平段岩屑自重下沉、油基泥浆）；井眼清洁难（椭圆形井眼、水平段岩屑自重下沉、油基泥浆）；u 套管居中难（水

32、平段套管自重贴边、偏心）；套管居中难（水平段套管自重贴边、偏心）；u 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）；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）；u 、界面胶结强度不易保证（界面清洗、润湿反转）；界面胶结强度不易保证（界面清洗、润湿反转）；u 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）。石强度、韧性、抗冲击能力）。难点分析难点分析难点分析难点分析二二壳牌页岩气钻井情况壳牌页岩气钻井情况四四川庆页岩气钻完井情况川庆页岩气钻完井情况三三国内外页

33、岩气钻井现状分析国内外页岩气钻井现状分析 一一下步工作方向下步工作方向五五壳牌页岩气钻井情况壳牌页岩气钻井情况1 1、壳牌项目概况、壳牌项目概况 2009年12月，中国石油与Shell合作开发富顺永川区块的页岩气项目正式启动。地层底界垂深（m）侏罗系1) 凉高山 2) 大安寨 3) 马鞍山 4) 东岳庙 5) 珍珠冲269三叠系须家河592嘉陵江1134飞仙关1499二叠系长兴龙潭1947茅口梁山2015志留系韩家店石牛栏2422龙马溪3088奥陶系五峰3532临湘宝塔组3612壳牌页岩气钻井情况壳牌页岩气钻井情况u 壳牌富顺-永川页岩气项目已完钻页 岩气井2口Yang101，Zhen101井

34、；u 正在实施Lai101井的现场施工；u 计划7月份实施Tan101，Yang 101-H2 和Gu101三口水平井。井号井深m出露层目的层井身结构纯钻时间 %非生产时间 %平均钻速 m/h钻井周期dYang1013577沙二 龙马溪 三开20.56.36.7108.29Zhen1013531沙二 龙马溪 三开21.710.28.678.5壳牌已完成井时效分析壳牌已完成井时效分析壳牌页岩气钻井情况壳牌页岩气钻井情况0400800120016002000Yang101JH3Zhen101JH1QL1进尺（进尺（m)m)井井 名名0369121518Yang101JH3Zhen101JH1QL1

35、钻速钻速(m/h)(m/h)井井 名名纯钻钻速开泵钻速2、钻井表现、钻井表现 壳牌项目二开井段优选高转速高扭矩螺杆+Smith PDC钻头(优选7刀翼)，配合MWD+伽马随钻导航实现单趟螺杆进尺在1200m左右，最高达到1749m，平均机械钻速达15m/h 。7刀翼刀翼PDC钻头钻头壳牌页岩气钻井情况壳牌页岩气钻井情况3、工具质量控制、工具质量控制u 所有工具完全按照API 7-1和API 7-2标准设计和制造；u 所有入井工具严格按照DS-1标准探伤检验，保证井下安全。磷化处理后孔结构变径结构难点分析难点分析二二壳牌页岩气钻井情况壳牌页岩气钻井情况四四川庆页岩气钻完井情况川庆页岩气钻完井情况

36、三三国内外页岩气钻井现状分析国内外页岩气钻井现状分析 一一下步工作方向下步工作方向五五川庆页岩气钻完井情况川庆页岩气钻完井情况 到目前为止四川油气田完成了1口水平井和6口直井（包括2口反承包井Yang 101、zhen101）。钻井周期由第一口井（威201井）的121天缩短到34.39天（威201-H1井），平均机械钻速由2.23m/h提高到10.88m/h。井号井号井深井深m m出露层出露层目的层目的层纯钻时间纯钻时间% %平均钻速平均钻速m/hm/h取心进取心进尺尺m m钻井周期钻井周期d d威威201201直井直井28402840嘉五嘉五筇竹寺筇竹寺44442.232.232632631

37、21.17121.17宁宁201201直井直井25602560嘉四嘉四龙马溪龙马溪39392.902.90575778.2378.23宁宁206206直井直井19201920罗汉坡罗汉坡筇竹寺筇竹寺41413.403.40808057.8357.83宁宁203203直井直井24252425嘉二嘉二龙马溪龙马溪33335.465.4630830856.3956.39Yang101 Yang101 直井直井35773577沙二沙二龙马溪龙马溪31315.035.03/ /94.5794.57Zhen101Zhen10135313531沙二沙二龙马溪龙马溪21.721.78.68.6/ /78.57

38、8.5威威201-H1 201-H1 水平井水平井28232823嘉四嘉四龙马溪龙马溪313110.8810.88/ /34.3934.39已完钻井统计表已完钻井统计表井身结构均为”三开三完”，采用无固相/聚磺钻井液体系。一、直井钻井简况一、直井钻井简况威威201201宁宁201201宁宁203203宁宁206206川庆页岩气钻完井情况川庆页岩气钻完井情况井号井号井深井深m m出露层出露层目的层目的层开开/ /完钻日期完钻日期纯钻时间纯钻时间% %复杂时间复杂时间% %平均钻速平均钻速m/hm/h钻井周期钻井周期d d威2012840嘉五筇竹寺2009.12.182010.04.184452.

39、23121.17宁2012560嘉四龙马溪2010.05.312010.08.173962.9078.23宁2032425嘉二龙马溪2010.11.222011.01.173355.4656.39宁2061920罗汉坡筇竹寺2010.10.182010.12.164123.4057.83Yang1013577沙二龙马溪2010.12.222011.03.2731未划分5.0394.57页岩气直井基本指标页岩气直井基本指标u 表层钻进井漏、等水；u 茅口、栖霞组井漏复杂；u 取心井段长、用时多；u 地层可钻性差，采用牙轮钻头。u 嘉陵江、飞仙关地层产水，限制了气体钻；川庆页岩气钻完井情况川庆页岩

40、气钻完井情况二、威二、威201-H1井钻井情况介绍井钻井情况介绍 威威201-H1201-H1井井20112011年年1 1月月1010日开钻、日开钻、2 2月月1313日钻至井深日钻至井深2823.48m2823.48m，水平段长，水平段长1079.48m1079.48m，钻井周期，钻井周期34.3934.39天，平均机械钻速天，平均机械钻速10.88m/h10.88m/h。完井通井处理复杂。完井通井处理复杂37.6637.66天，天，3 3月月2525日完成固井作业，完井周期日完成固井作业，完井周期7474天。天。u 机械钻速是同构造威机械钻速是同构造威201201井同层段的井同层段的2.

41、632.63倍。倍。u 定向钻井周期定向钻井周期6.76.7天（进尺天（进尺557m557m，进尺和时间均占全井，进尺和时间均占全井20%20%）。）。u 215.9mm215.9mm井段全过程使用井段全过程使用PDCPDC钻头，实现钻头，实现PDCPDC钻头在该地区的突破。钻头在该地区的突破。u 运用运用LWDLWD跟踪储层钻进，储层钻遇率跟踪储层钻进，储层钻遇率100%100%。川庆页岩气钻完井情况川庆页岩气钻完井情况川庆页岩气钻完井情况川庆页岩气钻完井情况1 1、地质分层及井身结构、地质分层及井身结构川庆页岩气钻完井情况川庆页岩气钻完井情况2 2、钻井液工艺、钻井液工艺u龙潭组龙潭组 为

42、预防龙潭地层垮塌，于井深为预防龙潭地层垮塌，于井深850m替入密度替入密度0.94g/cm3油基钻井液，但钻进中因油基钻井液，但钻进中因液相侵入泥页岩引起力学失稳仍造成剥落坍塌，通过及时调控钻井液性能，提高密度至液相侵入泥页岩引起力学失稳仍造成剥落坍塌，通过及时调控钻井液性能，提高密度至1.20g/cm3，在较短时间内恢复井壁稳定。威远地区其它井，龙潭组普遍密度达到，在较短时间内恢复井壁稳定。威远地区其它井，龙潭组普遍密度达到1.30 g/cm3以上，本井使用以上，本井使用1.201.22g/cm3即实现了井壁稳定，起下钻无挂卡、龙潭取心即实现了井壁稳定，起下钻无挂卡、龙潭取心顺利，进入龙马溪

43、顶部电测顺利。顺利，进入龙马溪顶部电测顺利。u龙马溪页岩龙马溪页岩 为预防龙马溪页岩垮塌，采用密度为为预防龙马溪页岩垮塌，采用密度为1.201.22g/cm3钻开龙马溪，钻至钻开龙马溪，钻至1856m发生龙马溪上部垮塌后，采取了一些列措施：发生龙马溪上部垮塌后，采取了一些列措施： 及时调整泥饼质量，降低滤失量（及时调整泥饼质量，降低滤失量（1ml）；）； 增加沥青封堵剂加强对页岩微裂缝封堵，增加沥青封堵剂加强对页岩微裂缝封堵，10%； 调整液相活度杜绝钻井液水相侵入地层，页岩岩石活度为调整液相活度杜绝钻井液水相侵入地层，页岩岩石活度为0.84，保持钻井液水相活，保持钻井液水相活度为度为0.65

44、以下；以下； 针对垮塌发生及时调整和预调钻井液密度。针对垮塌发生及时调整和预调钻井液密度。川庆页岩气钻完井情况川庆页岩气钻完井情况u 水平段钻井液密度调整水平段钻井液密度调整 为防止龙马溪底部页岩垮塌，调整钻井液密度至为防止龙马溪底部页岩垮塌，调整钻井液密度至1.321.40g/cm3。 钻至井深钻至井深1987m后，重浆举砂返出大量中粗（后，重浆举砂返出大量中粗（510mm）颗粒岩屑，疑为井内）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1.401.45g/cm3。 钻至井深钻至井深26

45、11m后，经重浆举砂返出大量块状（后，经重浆举砂返出大量块状（57cm）页岩垮塌物，发现龙）页岩垮塌物，发现龙马溪储层页岩已发生垮塌，调整钻井液密度至马溪储层页岩已发生垮塌，调整钻井液密度至1.451.50g/cm3。 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逐步逐步调整至调整至1.85g/cm3，经承压堵漏作业后，钻井液密度，经承压堵漏作业后，钻井液密度2.102.35g/cm3 。u 流变性流变性 通过试验调整钻井液高温性能，提高钻井液高温低剪切速率粘度和动塑比，通过试验调整钻井液高温性能，提高钻井液

46、高温低剪切速率粘度和动塑比，70温度温度下下6/3由由4/2Pa 10/8Pa，动塑比由，动塑比由0.21 0.40.5，井口钻井液返砂有较大，井口钻井液返砂有较大改善，实现了钻井液常温及高温流变性优控，逐步解决了油基钻井液高温粘度急剧下降问改善，实现了钻井液常温及高温流变性优控，逐步解决了油基钻井液高温粘度急剧下降问题，提高了大斜度水平井段钻井液的携砂能力。题，提高了大斜度水平井段钻井液的携砂能力。u 高密度油基钻井液高密度油基钻井液 密度密度2.35g/cm3井浆流变性和触变性良好，段塞重浆密度达到井浆流变性和触变性良好，段塞重浆密度达到2.60g/cm3，为充，为充分清洁井下垮塌提供了保

47、障。分清洁井下垮塌提供了保障。川庆页岩气钻完井情况川庆页岩气钻完井情况井眼井眼(mm)(mm)井段井段(m)(m)层位层位体系体系密度密度(g/cm(g/cm3 3) )备注备注444.5444.5直井段直井段0 0 47.7947.79嘉五嘉五坂土浆坂土浆1.051.05311.2311.2直井段直井段 193.20193.20嘉三嘉三空气空气出水出水120m120m3 3/h/h 504.00504.00飞四飞四无固相无固相1.021.02215.9215.9直井段直井段 532.01532.01飞四二飞四二空气空气出水出水60m60m3 3/h/h 850.00850.00飞底飞底无固相

48、无固相1.031.03 892.00892.00长兴长兴油基油基0.940.941017.001017.00龙潭龙潭1.101.10龙潭泥页岩垮塌龙潭泥页岩垮塌取心取心1026.001026.001.201.20直井段直井段1135.001135.00龙潭茅二龙潭茅二1.201.20造斜段造斜段1692.001692.00龙马溪龙马溪1.201.201.221.22水平段水平段1856.001856.00龙马溪龙马溪1.281.281.301.30龙马溪页岩垮塌龙马溪页岩垮塌 1987.001987.001. 321. 321.401.40预防龙马溪底部垮塌预防龙马溪底部垮塌2396.1623

49、96.161.401.401.451.45发现中颗粒黑色页岩发现中颗粒黑色页岩2611.502611.501.451.451.501.50举砂发现龙马溪底部大块页岩举砂发现龙马溪底部大块页岩2823.482823.481.531.531.621.62短起阻卡严重，上提密度至短起阻卡严重，上提密度至1.85g/cm1.85g/cm3 32.102.102.352.35清理垮塌物清理垮塌物全井分段钻井液全井分段钻井液川庆页岩气钻完井情况川庆页岩气钻完井情况3 3、井眼轨迹、井眼轨迹川庆页岩气钻完井情况川庆页岩气钻完井情况开次开次钻头尺寸钻头尺寸(mm)(mm)项目项目井段井段(m)(m)段长段长(

50、m)(m)纯钻纯钻(h)(h)复杂复杂(h)(h)平均钻速平均钻速(m/h(m/h) )用时用时(d)(d)累计累计(d)(d)一开一开444.5444.5钻进钻进0 047.7947.7947.7947.795 59.569.560.210.210.210.21中完、固井中完、固井0.880.881.091.09二开二开311.2311.2钻进钻进504504456.21456.2130.9130.9114.7614.760.720.721.811.81中完、固井中完、固井46.6746.676.516.518.328.32三开三开215.9215.9直井段钻进直井段钻进1135113563

51、163141.0741.0715.3615.364.644.6412.9612.96定向增斜钻进定向增斜钻进1692169255755763636.836.838.848.846.76.719.6619.66水平段钻进水平段钻进2823.482823.481131.481131.48119.42119.422122129.479.4714.7314.7334.3934.39完井复杂处理完井复杂处理903.84903.8437.6637.6672.0572.05下套管、固井下套管、固井2.242.2474.2974.294 4、分段时效、分段时效川庆页岩气钻完井情况川庆页岩气钻完井情况（一）探索

52、形成了页岩气物探采集处理解释评价技术（一）探索形成了页岩气物探采集处理解释评价技术1 1、形成了一套页岩气地震勘探的采集技术、形成了一套页岩气地震勘探的采集技术( (表层结构调查技术、激发接收表层结构调查技术、激发接收参数优选技术、观测系统测试技术等参数优选技术、观测系统测试技术等) )，可获得高分辨率、高信噪比的地震，可获得高分辨率、高信噪比的地震资料。资料。长宁二维地震施工设计图长宁二维地震施工设计图威远三维地震施工设计图威远三维地震施工设计图三、川渝气田取得的初步成果三、川渝气田取得的初步成果川庆页岩气钻完井情况川庆页岩气钻完井情况2 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

53、，获得了高品、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。质地震剖面。长宁地区新老剖面对比长宁地区新老剖面对比NW98LC18线2010CN22线 98 98年老资料年老资料20102010年新资料年新资料川庆页岩气钻完井情况川庆页岩气钻完井情况3 3、初步形成了页岩气区带地震评价技术，提高了优质页岩区域分布的、初步形成了页岩气区带地震评价技术，提高了优质页岩区域分布的预测精度。预测精度。川庆页岩气钻完井情况川庆页岩气钻完井情况4 4、微地震地面监测采集技术的试验与应用取得了初步成效。、微地震地面监测采集技术的试验与应用取得了初步成效。 初步解释结果表明：已实施压初

54、步解释结果表明：已实施压裂的三层页岩都形成了一定规模的体裂的三层页岩都形成了一定规模的体积裂缝，其中积裂缝，其中威威201筇竹寺规模最大，筇竹寺规模最大，威威201龙马溪形成的规模最小。龙马溪形成的规模最小。威威201201筇竹寺组筇竹寺组地面微地震监测结果地面微地震监测结果 威威201201龙马溪组龙马溪组地面微地震监测结果地面微地震监测结果100m150m200m 宁宁201201龙马溪组龙马溪组地面微地震监测结果地面微地震监测结果130m川庆页岩气钻完井情况川庆页岩气钻完井情况川庆页岩气钻完井情况川庆页岩气钻完井情况威威201-H1201-H1井龙马溪地层地应力方位井龙马溪地层地应力方位

55、（二）初步形成了页岩气水平井钻井配套工艺技术（二）初步形成了页岩气水平井钻井配套工艺技术直井井身结构直井井身结构339.7mm套管下至套管下至300244.5mm套管套管1 1、井身结构优化、井身结构优化 根据威远、长宁构造的地质特征和复杂情况，为有效控制成本、减少风险、缩短周期，井身结构从直井的三开结构简化为水平井二开结构，再进一步优化为井眼尺寸相对较小的水平井三开非标结构。二开二完二开二完三开三完三开三完非常规井身结构非常规井身结构川庆页岩气钻完井情况川庆页岩气钻完井情况2 2、低密度、低密度+ +充气钻井技术充气钻井技术 威201-H1井及威201-H3井采用无固相+间断充气钻井，克服了

56、威远地区普遍存在的表层钻进井漏、等水、难以实施连续作业的问题，同比邻井节约钻井周期6天以上。 3 3、丛式井组上部地层防斜打快技术、丛式井组上部地层防斜打快技术 根据丛式井组防碰需要，采用PDC+弯螺杆+MWD导向钻井技术，解决了威远地区上部长兴、龙潭地层易斜问题，井斜得到了有效控制，钻井速度也得到较大提高，威201-H3井机械钻速达到10m/h，同比邻井威201井同层段（6m/h）提高了80%。川庆页岩气钻完井情况川庆页岩气钻完井情况4 4、钻头优选技术、钻头优选技术 试验应用个性化PDC钻头，成功穿越茅口、栖霞地层，实现二开全过程PDC钻头钻进，获得PDC钻头应用和机械钻速提高双突破。威2

57、01-H1井平均机械钻速10.88m/h，初步形成威远地区页岩气钻井钻头选型模式。入井前入井前出井后出井后川庆页岩气钻完井情况川庆页岩气钻完井情况5 5、页岩气油基泥浆配套技术、页岩气油基泥浆配套技术u 针对水平穿越页岩储层、井壁稳定性差的难题，威201-H1井采用油基钻井液，探索了平衡岩石应力与化学抑制相结合的治理页岩垮塌钻井液技术。u 突出保护环境、保护储层，川庆钻采院在壳牌页岩气井阳101井钻井液服务中，上部井段采用K2SO4聚合物钻井液体系，下部井段采用合成基钻井液，所有处理剂都可生物降解、所有钻井液和钻屑都回收处理，实现了零事故、零复杂、零污染。川庆页岩气钻完井情况川庆页岩气钻完井情

58、况u 优化入窗轨迹：采用“稳斜探顶、复合入窗” 的轨迹控制方式，复合钻进探储层，增强了应对储层变化进行垂深调整的主动性。威201-H1井在储层提前34.56m的情况下，实现了一次性入靶。6 6、长水平段轨迹控制技术、长水平段轨迹控制技术川庆页岩气钻完井情况川庆页岩气钻完井情况u 优化钻具组合：在力学分析的基础上，采用加重钻杆代替钻铤、合理倒装钻具、复合钻具组合等措施，大大降低了井下摩阻，提高了钻井效率。u 加强地质导向：发挥地质录井作用，建立工程与地质相结合的导向模式，采用MWD+伽玛随钻仪器，准确跟踪储层，储层钻遇率达到100%。定向参数定向参数+ +伽马伽马川庆页岩气钻完井情况川庆页岩气钻

59、完井情况7 7、页岩气水平井固井技术、页岩气水平井固井技术 开展页岩气水平井段不规则井眼水泥浆顶替技术和油基钻井液条件下胶结界面润湿反转技术的研究与应用。冲洗液冲洗液采用30m3表面活性冲洗液，彻底改变井壁和套管壁润湿性，使从亲油变亲水，提高第一、第二胶结面胶结强度。亲油亲油处理处理亲水亲水隔离液隔离液环空高度300m粘滞加重隔离液，控制水泥浆与泥浆窜槽。水泥浆量水泥浆量注入水泥浆比理论需要量多30m3，增加接触时间。川庆页岩气钻完井情况川庆页岩气钻完井情况流变性流变性顶替液的动切力、塑性粘度、动塑比都高于被顶替液的相应参数，形成流变性级差，实现有效驱替。水泥浆密度水泥浆密度固井前钻井液密度2

60、.20g/cm3；采用水泥浆密度2.0g/cm3，尽可能缩小顶替液与被顶替液间的密度差，改善顶替效果。 威201-H1井斯伦贝谢测井解释：固井质量以中等为主，环空内大部分为固结好的水泥，有两条较大的连续的窜槽，2052m2074m狭长窜槽和1953m1967m连续窜槽，以及若干小窜槽。川庆页岩气钻完井情况川庆页岩气钻完井情况川庆页岩气钻完井情况川庆页岩气钻完井情况固井质量合格，满足下步大规模压裂作业要求。固井质量合格，满足下步大规模压裂作业要求。（三）威（三）威201-H1201-H1井页岩气储层压裂方案井页岩气储层压裂方案喷砂射孔喷砂射孔川庆页岩气钻完井情况川庆页岩气钻完井情况1 1、复合式