页岩气钻井技术(中）

1、井眼轨迹优化设计井眼轨迹优化设计和控制技术和控制技术井壁稳定技术井壁稳定技术下套管与固井技术下套管与固井技术井眼清洗技术井眼清洗技术降摩阻技术降摩阻技术4、江汉油田浅层井施工情况井井 号号井别井别开钻日期开钻日期完钻日期完钻日期完钻完钻井深井深m水平水平位移位移m钻井钻井周期周期d代斜9-3生产井2000.3.272000.4.171423115028长斜10预探井2001.4.142001.5.520301090.828代8斜-3评价井2011.3.152011.3.231433613.59代斜14-3开发井2011.1.152011.1.263145509.314一、一、二、三、四、五、难

2、点井壁稳定井壁稳定轨迹控制轨迹控制摩阻、扭矩摩阻、扭矩钻具组合钻具组合套管居中套管居中轨迹控制轨迹控制摩阻、扭矩摩阻、扭矩套管磨损套管磨损岩屑床清除套管下入钻具组合套管受损套管受损1、井壁稳定性差 滤液进入后破坏泥页岩胶结性井壁稳定页岩气井埋深浅泥页岩胶结差井斜大、稳斜段长各种相应的井下事故或复杂情况（井漏、井垮、钻具阻卡严重、埋钻具）的发生，从而限制了钻头、钻具组合、钻井液以及钻井参数的选择和确定；井壁稳定性差裂缝发育，易发生井漏裂缝发育，易发生井漏地层胶结差井壁稳定钻具屈曲情况 井壁稳定井壁稳定5、套管磨损6、套管下入困难7、套管受损套管柱通过水平井弯曲段时随井眼弯曲承受弯曲应力作用。 同

3、时，套管属于薄壁管或中厚壁管,套管柱随井眼弯曲变形时,即使弯曲应力未超过其材料的屈服极限,但套管截面已成为椭圆形状而丧失稳定性。由于椭圆的短轴小于套管公称尺寸,故一些工具无法下入。套管柱弯曲严重时也有可能产生屈曲变形破坏8、钻具组合选择局限性大浅层大位移水平井，由于造斜点浅，上部地层疏松，胶结质量差，同时页岩易垮塌的特性，上部钻具自身重量轻，加压困难，导致整个钻具组合的选择更加受限制。如果钻具组合选择不恰当，极易偏磨套管。扭矩、摩阻过大，也将极易导致发生钻具事故9、套管居中程度差由于造斜点浅，从造斜点至至A靶点，井斜将达最大井斜，下套管时，斜井段套管易与井壁发生大段面积接触。当井斜超过70时套

4、管重量的90%将作用于井眼下侧，套管严重偏心，居中度难以达到66.7以上10、固井前洗井、驱替效果差，水泥浆胶结质量差、固井前洗井、驱替效果差，水泥浆胶结质量差p岩屑床中的岩屑也难以清洁干净。p油气层顶界埋深浅，顶替时接触时间短，不容易顶替干净。p井斜角大、水平位移长，套管在井眼内存在较大偏心，低边泥浆难以驱动，产生“拐点绕流”现象p油基钻井液必须进行润湿反转后，水泥浆才能有够胶结11、固井过程中井漏、固井过程中井漏固井作业过程中，井底浆柱产生的正压差要比钻井过程中压差大得多。且要求水泥浆返至地面，封固段长，由于水泥浆摩阻及携砂能力大于常规钻井液，顶替钻井液后期易造成水泥浆漏失。河页1井替浆过

5、程中漏失严重，井口失返，建111井、黄页1井也均出现不同程度漏失一、一、二、三、四、五、提 纲1、井身剖面设计p井位选择时，应尽量保证井口的水平投影与A、B靶点在同一条直线上，以减少方位上的拐点。如果是丛式水平井，本着综合设计的原则进行水平井组的整体设计，避免今后的防碰等意外情况的发生。五、页岩气钻井技术措施五、页岩气钻井技术措施水平段井眼水平段井眼位置位置及及方向方向的设计主要依据地应力资料的设计主要依据地应力资料水平井眼取向水平井眼取向 最大应力方向最大应力方向p设计合理的螺杆外径（在满足功率和造斜率的情况下，可考虑小尺寸的螺杆，同时，严格控制螺杆本体扶正器的尺寸，以减小井下摩阻，保证定向

6、施工顺利。如建页平1井设计井下动力钻具时，所有螺杆外径应选为165mm，本体扶正器211212mm。p井下钻具所有扣型均应设计为同一扣型，减少或杜绝转换接头数量，尽量简化钻具，保证井下施工安全注意事项五、页岩气钻井技术措施五、页岩气钻井技术措施稳斜井段摩阻在总摩阻中占主要部分，当弯曲井段钻柱受压时，将导致总滑动摩阻增加。因此，建页平1井采用单圆弧增斜剖面，这种剖面轨迹简单，减少了大井斜井段复合钻进尺，增加了连续定向增斜进尺，能保证井眼轨迹平滑，减少了局部增斜和降斜井段，减小了钻柱与井壁接触面积，能有效降低全井摩阻。五、页岩气钻井技术措施五、页岩气钻井技术措施采用倒装柔性钻具结构，钻具下部使用斜

7、坡钻杆，将加重钻杆放在井斜角30以上井段，由上部加重钻杆提供钻压，下部钻杆代替钻铤传递轴向载荷，从而减少钻柱与井壁之间的作用力，降低摩阻和扭矩。优先“小度数单弯螺杆+无磁承压钻杆”的柔性倒装钻具组合建页HF-1：215.9mm牙轮钻头+165mm1.5螺杆+210mm扶正器+浮阀+无磁承压钻杆+MWD无磁悬挂短节+短无磁钻铤+ 127mm斜坡钻杆1500m+127mm加重钻杆30根+ 127mm斜坡钻杆 五、页岩气钻井技术措施五、页岩气钻井技术措施坚持“少滑动，多旋转，微调和勤调”的原则。根据井眼轨迹的控制要求、钻具造斜率变化要求频繁以及尽可能减少起下钻次数，以有效降低键槽的发生，可采用可变径

8、弯壳单弯螺杆进行定向，或者使用变径扶正器来有效调整造斜率的变化。对于水平段后期的施工过程中的扭矩、摩阻明显增加，钻压无法传递到钻头时，可采用旋转导向钻进的方法，从而实现旋转，并实现及时清理岩屑床，降低磨阻的目标五、页岩气钻井技术措施五、页岩气钻井技术措施建页建页HF-1HF-1井井 定向造斜设计：定向造斜设计：0.30.3/m/m造斜率造斜率0.25/m造斜率剖面设计方案中可以看出，造斜率较为紧张，复合钻井段很少，调整段基本没有，对于实际施工控制十分不利，一旦造斜率突变或地层提前，工作会十分被动。而0.3/m造斜率以上的施工剖面中，有相应的复合调整段，有利于实际施工中的轨迹调整和着陆控制。但如

9、果造斜率过高，大井斜稳斜段过长，又会造成井下摩阻增加，增加井下安全隐患，同时螺杆度数过大无法进行复合钻进0.250.25/m/m造斜率造斜率五、页岩气钻井技术措施五、页岩气钻井技术措施4、使用旋转导向等先进钻井技术和工具p旋转导向钻井技术是一项尖端的自动化钻井新技术,国外钻井实践证明,在水平井、大位移井、大斜度井、三维多目标井中推广应用旋转导向钻井技术,既提高了钻井速度,也减少了钻井事故,从而降低了钻井成本p使用变径弯壳单弯螺杆和变径扶正器四、页岩气钻井技术措施四、页岩气钻井技术措施旋转导向钻井和常规螺杆复合定向井眼形状对比四、页岩气钻井技术措施四、页岩气钻井技术措施5、合理的模拟计算井眼参数

10、：0.3 /m造斜率井眼剖面，水平段长1003m。首先我们以泥浆密度1.2g/cm3进行计算。该方案以7吨钻压滑动钻进时，最大摩阻12.9吨，起钻摩阻9.3吨，下钻摩阻10.4吨，侧向力、三轴应力、抗拉、抗压强度都可满足安全系数要求。但滑动钻进时钻压如果超过8吨，钻具会在井深318m处发生正弦屈曲。 轴向拉力 轴向拉力 ( (kNkN) ) 钻柱深度 钻柱深度 ( (m m) ) 屈曲分析屈曲分析 建页建页HFHF- -1 1 滑动钻进滑动钻进 泥浆密度 1.200 g/cm3 钻压 70.000 kN 钻头扭矩 0.000 kN.m 摩擦阻力 摩擦阻力 ( (kNkN) ) 钻柱深度 钻柱深

11、度 ( (m m) ) 摩擦阻力摩擦阻力 建页建页HFHF- -1 1 滑动钻进滑动钻进 泥浆密度 1.200 g/cm3 钻压 70.000 kN 钻头扭矩 0.000 kN.m四、页岩气钻井技术措施四、页岩气钻井技术措施抗扭强度校核抗扭强度校核建 页HF-1井选择水平段1003m、钻压100KN、泥浆密度1.8 g/cm3、旋转钻进工况做计算 扭矩 扭矩 ( (kNkN. .m m) ) 钻柱深度 钻柱深度 ( (m m) ) 抗扭强度抗扭强度 建页建页HFHF- -1 1 旋转钻进旋转钻进 泥浆密度 1.800 g/cm3 钻压 100.000 kN 钻头扭矩 0.000 kN.m四、页

12、岩气钻井技术措施四、页岩气钻井技术措施6、井壁稳定泥页岩对钻井液的性能要求强抑制、高封堵、高润滑油基钻井液原油作为钻井液 原油 1920年前后 有利于防塌、防卡和保护油气层，但流变性不易控制，易着火，使用范围仅限于100以内浅井 油基钻井液 柴油、沥青、乳化剂及少量水（7%以内） 1939年 具有油基钻井液的各种优点，可抗200250高温，但配制成本高，较易着火，钻速较低 油包水乳化钻井液 柴油、乳化剂、润湿剂、亲油胶体、乳化水（10%60%） 1950年前后 通过水相活度控制有利于井壁稳定，与全油基钻井液相比不易着火，配制成本有所降低，抗温可达200230 低毒油包水乳化钻井液 矿物油、乳化

13、剂、润湿剂、亲油胶体、乳化水（10-60%） 1980年 具有油基钻井液的各种优点，同时可有效防止对环境的污染，特别适用于海洋钻井 第一代合成基钻井液合成基液、乳化剂、润湿剂、亲油胶体、乳化水（10%60%） 1990年酯基、醚基、聚-烯烃（PAO）、缩醛等人工合成的有机物作为基液。可生物降解，直接向海洋排放，抗温性差。第二代合成基合成基液、乳化剂、润湿剂、亲油胶体、乳化水（10%60%） 1995年线性烷基苯（LAB）、线性石蜡LP、线性-烯烃（LAO）、异构烯烃（IO）全油基钻井液基液、增粘剂、降滤失剂2000年机械钻速高、井壁稳定、减轻乳化堵塞可逆乳化钻井液基液、亲油胶体、乳化剂、润湿剂

14、、乳化水（10%60%）降滤失剂2000年以后油包水和水包油之间相互转化四、页岩气钻井技术措施四、页岩气钻井技术措施原油钻井液柴油基钻井液白油基钻井液气制油基钻井液全油基钻井液国外国外国内国内开始研究时间开始研究时间始于始于2020年代年代60-7060-70年代年代处理剂情况处理剂情况种类多且配套种类多且配套种类数量极少种类数量极少油基钻井液体系油基钻井液体系体系多体系多单一单一商业化程度商业化程度程度高程度高商业化程度较低商业化程度较低现场应用现场应用技术成熟，应用广泛技术成熟，应用广泛应用不普及应用不普及总的来说，国内与国外还存在总的来说，国内与国外还存在一定一定的差距的差距国内油基钻井

15、液现状五、页岩气钻井技术措施五、页岩气钻井技术措施u油基钻井液与水基钻井液性能对比油基钻井液水基钻井液热稳定性环保环保热稳定性井壁稳定性，抑制性强井涌探测井涌探测井壁稳定性润滑性压缩性和膨胀性低压缩性易于高温凝胶化失水控制循环漏失趋势高地质评估抗污染性差（CO2&H2S,固相）卡钻趋势低后勤保障抗污染好（CO2&H2S,固相）无腐蚀性保护储层保护储层五、页岩气钻井技术措施五、页岩气钻井技术措施水基和油基对井壁的影响五、页岩气钻井技术措施五、页岩气钻井技术措施油基钻井液砂样五、页岩气钻井技术措施五、页岩气钻井技术措施p 电稳定性电稳定性(ES)(ES) 70/30乳状液的放大图7

16、0/30乳化不良分散液滴越小，体系分布均匀，稳定性好分散相增多，可变形粒子增多贾敏效应的阻力越大五、页岩气钻井技术措施五、页岩气钻井技术措施五、页岩气钻井技术措施五、页岩气钻井技术措施基础油CaCl2盐水油水亲油胶体润湿剂主乳化剂辅乳化剂降滤失剂石灰等五、页岩气钻井技术措施五、页岩气钻井技术措施配制和使用油基泥浆过程中注意事项配制和使用油基泥浆过程中注意事项p开钻前用清水清洗循环罐，疏通泥浆泵上水管线、灌注泵管线、加重上水管和排出管、泥浆泵泄压管线、各固控设备的进出管线、循环罐间连接管、各仓间连通管线在内的全部钻井液管线。p油基泥浆所接触到的所有橡胶元件均换成耐油件。p用清水对循环系统试运转，

17、检查各钻井液管线、各闸阀、各循环罐仓间的密封情况五、页岩气钻井技术措施五、页岩气钻井技术措施p拆检所有固控设备，固控管线法兰盘密封垫子和法兰软接挠性短节等全部更换为耐油配件。p泥浆泵组件中的全部橡胶件全部更换为耐油件。p各个罐之间连接良好，且密封完好。每罐泥浆之间可相互倒换，泥浆泵、加重泵可随意抽取每罐。p准备1个2-3方带盖的罐，并接好长杆泵，40米管线，用于罐车卸白油用注：油基泥浆要做好防水工作，切忌不要用水冲洗振动筛五、页岩气钻井技术措施五、页岩气钻井技术措施配制和使用油基泥浆过程中注意事项配制和使用油基泥浆过程中注意事项p建页HF-1井油基钻井液维护要点钻井液密度密度1.20 g/cm3以下用碳酸钙加重； 密度 1.20 g/cm3以上用重晶石加重在70/30 85/15之间，以70/30起步维持严格的乳化状态和使用DURATONE HT，HTHP滤失 4 ml配方 柏油+3.5-4.5%主乳化剂+0.5-1.5%辅助乳化剂+3-4%降滤失剂+0.1%润湿剂+1.0-2.0%增粘剂+0.5%提切剂+2.0-3.0%提切剂+4.5-5.5%防塌剂+1.5-2.5%石