页岩气钻井技术(中)课件

页岩气钻井BECDA井眼轨迹优化设计和控制技术井壁稳定技术下套管与固井技术井眼清洗技术降摩阻技术三、页岩气钻井关键技术4、江汉油田浅层井施工情况井

号井别开钻日期完钻日期完钻井深m水平位移m钻井周期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2011.1.152011.1.263145509.314三、页岩气钻井关键技术页岩气基本情况一、页岩气开发情况二、页岩气钻井关键技术三、页岩气钻井技术难点四、页岩气钻井技术措施五、提纲难点井壁稳定轨迹控制摩阻、扭矩钻具组合四、页岩气钻井技术难点套管居中轨迹控制摩阻、扭矩套管磨损岩屑床清除套管下入钻具组合套管受损1、井壁稳定性差井壁失稳井眼周围的应力场发生改变，引起应力集中，井眼未能建立新的平衡滤液进入层理间隙，页岩内粘土矿物遇水膨胀，形成新的孔隙、膨胀压力，削弱结构力成岩过程后，强结合水变成自由水，排不出则形成高压，孔隙压力高于钻井液密度四、页岩气钻井技术难点

浸泡前

浸泡5分钟

浸泡10分钟

扫描电镜照片(裂缝,45倍)

★

层理和微裂缝较发育；★

水或钻井液滤液极易进入微裂缝破坏其原有的平衡，导致岩石的碎裂。滤液进入后破坏泥页岩胶结性四、页岩气钻井技术难点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；井壁稳定性差四、页岩气钻井技术难点裂缝发育，易发生井漏地层胶结差四、页岩气钻井技术难点起钻的负荷明显增加，下钻的阻力大定向滑动钻进时，无法明确判定钻头实际工作的钻压钻具在过高的轴向压力下会发生屈曲四、页岩气钻井技术难点井壁稳定钻具与井壁摩擦钻头扭矩机械扭矩和动态扭矩摩阻和扭矩高2、摩阻和扭矩高钻具屈曲情况屈曲当轴向力低于临界屈曲载荷时，钻柱随这压力并不屈曲，当超过这个临界值时将会发生屈曲变形成正弦波或者是“蛇形状”。钻具中和点以下钻具是受压的，中和点以上钻具是受拉的。当钻杆承受过大的轴向压缩载荷时，钻杆会因较小的抵抗轴向阻力而失效变弯，导致屈曲。一旦轴向压力超过了正弦临界屈曲力，钻柱会发生正弦屈曲（蛇形）。继续增加钻压，将导致钻柱的轴向压力继续增加，如果超过了螺旋临界屈曲力，钻柱将由正弦弯曲过渡到螺旋弯曲，即沿着井壁盘成螺旋状。

四、页岩气钻井技术难点进一步增加磨阻、扭矩和井下事故复杂发生的机率四、页岩气钻井技术难点井壁稳定泥页岩的崩塌钻井液性能及返速钻井岩屑重力效应岩屑床难清除3、岩屑床难清除井漏、井垮以及其它井下事故和复杂情况频繁变化的扭矩严重干扰定向的实际效果，定向工具、钻头作用力方向控制和调节井壁稳定造斜点浅，井壁稳定性差定向工具面摆放困难井眼轨迹控制难4、井眼轨迹控制难目的层疏松，机械钻速高，井径变化大、扭矩规律性不强四、页岩气钻井技术难点5、套管磨损6、套管下入困难浅层大位移水平井，由于其定向造斜段造斜率高，斜井段滑动钻进，定向时容易在井壁形成小台阶；造斜点至A靶点相对狗腿度较大，起下钻过程中容易形成键槽；井斜变化大，井眼难清洁，下套管过程中易发生粘卡。其次，由于井眼曲率大、水平段长，套管自由下滑小，摩阻大。套管的自重摩阻和弹性变形的摩阻非常大，直井段套管自重能够提供的驱动力非常有限，套管能否安全下至地质设计井深有很大的风险四、页岩气钻井技术难点四、页岩气钻井技术难点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，水泥浆胶结质量差岩屑床中的岩屑也难以清洁干净。油气层顶界埋深浅，顶替时接触时间短，不容易顶替干净。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”现象油基钻井液必须进行润湿反转后，水泥浆才能有够胶结四、页岩气钻井技术难点11、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四、页岩气钻井技术难点页岩气基本情况一、页岩气开发情况二、页岩气钻井关键技术三、页岩气钻井技术难点四、页岩气钻井技术措施五、提纲1、井身剖面设计井位选择时，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水平段井眼位置及方向的设计主要依据地应力资料水平井眼取向

最大应力方向

水平井眼方向沿最小水平应力方向钻进，后期压裂裂缝与井眼方向垂直，压裂改造效果好。

水平井眼位置选择在低应力区、高孔隙度区、脆性矿物富集区和富干酪根区，为后期压裂提供有利条件。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φ165mm，本体扶正器φ211～212mm。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2、优化钻具组合采用倒装柔性钻具结构，钻具下部使用斜坡钻杆，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：φ215.9mm牙轮钻头+φ165mm×1.5°螺杆+φ210mm扶正器+浮阀+无磁承压钻杆+MWD无磁悬挂短节+短无磁钻铤+φ127mm斜坡钻杆×1500m+φ127mm加重钻杆×30根+φ127mm斜坡钻杆

五、页岩气钻井技术措施3、井眼轨迹控制坚持“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建页HF-1井定向造斜设计：0.3°/m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0.25°/m造斜率五、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使用变径弯壳单弯螺杆和变径扶正器五、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五、页岩气钻井技术措施5、合理的模拟计算井眼参数：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。五、页岩气钻井技术措施抗扭强度校核建页HF-1井选择水平段1003m、钻压100KN、泥浆密度1.8g/cm3、旋转钻进工况做计算五、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、高润滑油基钻井液类

型组分开始使用时间特点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200～250℃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200～230℃

低毒油包水乳化钻井液矿物油、乳化剂、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α-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α-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、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五、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内开始研究时间始于20年代60-70年代处理剂情况种类多且配套种类数量极少油基钻井液体系体系多单一商业化程度程度高商业化程度较低现场应用技术成熟，应用广泛应用不普及总的来说，国内与国外还存在一定的差距国内油基钻井液现状五、页岩气钻井技术措施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优点缺点优点缺点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

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油基钻井液砂样五、页岩气钻井技术措施油基钻井液关键性能电稳定性(ES)

70/30乳状液的放大图70/30乳化