(高清版)DB43∕T 971-2014 页岩气钻井技术规程

页岩气井钻井技术规程Shalegaswelldrillingtechnologyspecificati2014-11-27发布2014-12-26实施湖南省质量技术监督局发布I Ⅲ 12规范性引用文件 1 1 25钻井工程设计 25.1基本原则 2 35.3设计内容 36钻井设备选择 36.1设备选择原则 36.2钻井设备配套 37钻前准备与验收 47.1井场修建与布置 47.2设备安装与验收 58钻井施工作业 58.1钻进方法 58.2钻头选择 68.3钻具组合 68.4参数优选 7 89.1取心准备 89.2橡皮筒取心 89.3绳索取心 9 910.1钻井液性能要求 910.2钻井液循环介质 11固井施工作业 11.1固井前准备 11.2下套管作业 15钻井交接验收 附录A(规范性附录)页岩气钻井工程设计流程 附录B(资料性附录)钻井工程设计书 附录C(资料性附录)页岩气井别与井型 附录D(资料性附录)页岩气井身结构 附录E(资料性附录)资料汇交要求 参考文献 23Ⅲ本规程按照GB/T1.1-2009给出的规则起草。本规程由湖南省煤田地质局提出。本规程由湖南省国土资源厅归口。本规程起草单位：湖南省煤田地质局、湖南省能源开发有限公司、湖南省煤田地质局油气资源勘探队、湖南省煤炭地质勘查院、湖南省煤田地质局第一勘探队、湖南省地质学会、中南大学、湖南基础工程公司、湖南省地质建设工程(集团)公司、湖南宏禹水利水电岩土工程有限公司、湖南省勘查设计研究院、湖南省勘测设计院。本规程主要起草人：李奋强、林中湘、隆威、刘睦峰、黎光明、曾琳、彭粲璨、曹函、孙平贺、王建军、彭春雷、刘拥军、包云河、余庆平、胡秋君、杨支援、王泽华、龚玉红、何红生、龙文韬、王文彬、周凡、叶见玲、刘准、梁专明。1本规程规定了页岩气井钻井工程作业全过程的程序和要求。包括：钻井工程设计、钻井设备选择、2规范性引用文件程。凡是不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本规程。GB/T8978污水排放要求GB/T11651个体防护装备适用规范AQ2012石油天然气安全规程地质调查岩心钻探技术规程评定井身质量的项目和计算方法钻井井史及班报表格式钻前工程及井场布置技术要求钻井设备安装技术、正确操作和维护定向井下部钻具组合设计方法钻井完井交接验收规则套管柱结构与强度设计开钻前验收项目及要求井场电器安装技术要求井控装置组合配套规范评价入井流体与多层配伍性的基础数据钻井液净化设备配套、安装、使用和维护油气井钻井及修井作业职业安全的推荐作法石油天然气钻井健康、安全与环境管理体系指南钻井井控技术规程欠平衡钻井技术规范石油钻机现场安装及检验3术语与定义2规天然气，成份以甲烷为主。在已钻井眼内，边循环边旋转下放(上：提)割心corecutting取心钻进达到预定长度，把岩心柱从钻头底部割断的作业。根据施工区域不同的钻井液体系(清水、水基钻井液、油基钻井液等)的不同特性以及各开次的技4总则4.1页岩气钻井应在充分搜集利用已有资料和进行遥感解译、地面地质、地球化学、地球物理勘查工作(主要是二维地震和三维地震勘探)的基础上进行施工设计。4.2页岩气钻井应结合区域地质条件、页岩气资源埋藏条件及其储层特性参数等要素编制《页岩气钻4.3页岩气钻井应按照勘探与试采结合的原则进行布置和施工。探井在取全取准各项钻井地质及气藏参数资料后，根据实际情况后期可转换为生产井进行抽采试验。5钻井工程设计5.1基本原则5.1.1钻井设计应以保持实现地质任务为前提，应充分考虑录井、测井、中途测试、完井、压裂、试5.1.2目的层段设计应体现有利于发现与保护储气层，非目的层段设计应能满足钻井工程施工作业的3需要。和设备，采用先进工艺技术保证钻井质量，提高钻井速度，降低钻井成本。断层应留有足够的距离。页岩气井钻井工程设计通常由气藏工程和采气工程提出要求并参照附录A的设计流程执行。设计书的内容参照附录B的要求执行。油钻机。见表1。Φ127mm钻杆Φ114mm钻杆平台的高度应满足井控设备安装要求和整机配套的要求。6.2.2泥浆泵的泵压、排量应满足钻井液循环要求，推荐钻井泵型号见表2。4表2钻井泵型号(推荐)台数及功率台*KW泵最高压力表3总面积m宽度m69表4井场面积长度m宽度m57.1.3井口距高压线及其他永久性设施不小于75.0m,距民宅不小于100.0m,距铁路、高速公路不小于200.0m,距学校、医院和大型油库等人口密集性、高危性场所不小于500.0m。7.1.4井场地基修建应确保井架在安装(起落)过程中或钻井工作时，井架主体及附属的绷绳、避雷器等设施与场地过空的高压输电线的安全距离符合AQ2012要求。7.1.5进出井场的道路及井场内地基应能满足重载车辆、大吨位吊车的安全通行与作业。7.1.6石油钻机的井场布置应按SY/T5466标准的规定执行。7.1.7岩心钻机的井场布置参照DD2010-1标准执行。7.2设备安装与验收7.2.1设备安装岩心钻机安装应参照DD2010-1标准的规定执行。石油钻机安装应参照SY/T6586标准的规定执行。制定钻井施工技术措施和做好技术交底工作。检查好钻具、各类配合接头，配套打捞工具。做好下井钻具的丈量和记录。准备好各种生产用原始记录表格、报表。准备足量钻井循环介质，性能指标应满足设计要求。页岩气井钻井工程的钻前验收内容包括井场布置、设备安装、钻井工程准备、钻机平移和电气化设备配套验收按SY/T5466的技术要求执行。开钻验收项目按SY/T5954的技术要求进行，不符合要求的应限期整改，经整改达到规定标8钻井施工作业8.1钻进方法根据《页岩气钻井地质设计》和《页岩气钻井工程设计》的内容，参照表5确定钻进方法。表5取心钻进硬质钻头加工容易，成本较低。钻进中操作简软至中硬(可钻性4级～8级)岩层。6表5(续)取心钻逃回转钻进可钻性6级～12级坚硬致密地层。个面钻进空气同时存在的地层。泡沫适宜在缺水地区、寒冻地区施工。扩孔限钻进同潜孔锤正循环全面钻进具的页岩气地层8.2.2松软地层(可钻性级值小于5级),宜选用铣齿钻头；中软~中硬的地层宜选用牙轮钻头和PDC表6钻头+φ229mm钻铤+Φ203mm钻铤+Φ177.8mm钻铤钻头+φ203mm钻铤+Φ178mm钻铤或钻头+Φ177.8mm钻铤+φ159(或146)mm钻铤+φ127mm钻杆钻头+Φ165mm(或Φ178mm)钻铤+φ159(或146)mm钻铤钻头+Φ159mm(或Φ146mm)钻铤78.3.2直井防斜钻具组合(以Φ311.1mm井眼为例)。塔式防斜钻具组合：采用φ311.1mm钻头+Φ203.2mm钻铤+Φ177.8mm钻铤+Φ165.1mm钻铤+偏心防斜钻具组合：采用Φ311.1mm钻头+Φ228.6mm偏心接头+φ228.6mm钻铤+Φ203.2mm复合钻进防斜钻具组合：采用φ311.1mm钻头+Φ197.0mm1.25°单弯螺杆+Φ165.1mm钻铤+单钟摆防斜钻具组合：采用史311.1mm钻头+φ203.2mm钻铤*2根+φ310.0mm扶正器+Φ定向井下部钻具组合按SY/T5619的技术要求执行。横向展布稳定、地层倾角小的地层，宜采用“PDC钻头+螺杆钻具+MWD”的钻具地层横向变化较大的地层，宜采用“PDC钻头+螺杆钻对于井眼质量要求严格的井，宜采用旋转导向钻井技术。斜坡钻杆(随井深增加相应调整)+Φ127.0mm加重钻杆+Φ127.0mm钻杆。目的层段取心：φ215.0mm取心钻头+φ178.0mm橡皮筒或绳索式取心工具+φ177.8mm钻铤(内径≥95.0mm)6根+φ127.0mm钻杆(内径≥95.0mm)+133.3mm方钻杆。半合管式绳索取心工具+Φ89.0mm绳索钻进钻杆。8.4.1钻井参数优先原则钻井参数选用宜参考钻头使用说明书推荐的参数，并结合地层实际情况来确定。在地层条件复杂、机械钻速与扭矩以及水力学参数指标变化大时，宜采用参数优选实验方法水力参数选择在保证地层不漏失的情况下宜采用最大水功率工作方式，浅部地层宜以提高钻钻头下到井底后，宜轻压慢转，采用钻压10.0kN~20.0kN、转速60.0r/min,跑合0.5t后方宜采用较高钻压、低转速。8.4.3PDC钻头钻井参数钻头下至井底应进行井底造型，宜采用5.0kN~20.0kN轻压钻进0.5m,待钻头全部进入新地在软地层中，宜采用高转速、低钻压；在中硬地层中，宜采用低转速和高钻压。8水力参数的选择应充分考虑钻头和井眼的清洗，防止钻头泥包，宜采用大排量参数。常用尺寸的PDC钻头推荐钻井参数，见表7。9取心施工作业9.1取心准备9.1.1取心工具送井前，应对外筒进行探伤、测厚和全面检查并填写取心工具卡片。9.1.2取心工具在装卸过程中，防止摔弯、碰扁；井底干净，无金属碎屑后才能进行取心作业。9.2橡皮筒取心9.2.1取心工具安装与操作要求常用橡皮筒取心工具的技术参数，见表8。外筒直径内筒直径取心钻头最高温度℃内外岩心筒无伤痕，内外筒的直线弯曲度不超过0.5%;取心工具外筒应加稳定器。内岩心筒的内径大于取心钻头内径5.0mm~6.0mm,卡箍自由状态下的内径比取心钻头内径小内筒转动灵活，每次启用取心工具前悬挂总成均要卸开清洗干净，加足润滑脂；每次换取心取心钻头的直径应与全面钻进的钻头直径相匹配。每次取心完成后，应采用相匹配的钻头对起下钻阻卡井段，应采用全面钻进的钻头划眼通井消除阻卡，严禁用取心钻头划眼。起下取取心工具上、下钻台，应两端悬吊，操作平稳，并包捆好钻头；取心筒出入井时，应安装安9.2.2取心钻进要点90.5m后，逐步加够正常钻压钻进。割心起钻后，如井下留有“余心”,下次取心钻进前，应“套心”。送钻均匀、平稳，发现蹩、跳钻或钻进时间明显偏长时，应分析原因及时处理，原因不明时取心钻进中，应记录泵压、悬重、转盘扭矩、钻进时间的变化，出现异常时应分析原因和正因其它原因需上提钻具时，应先割断岩心。如遇溢流井喷，应按井控要求处理。好单根后下放钻具离井底1.0m用较大排量冲洗井底，下压钻具套心。9.2.3割心操作要求。钻到预定进尺后，停泵，停转盘，上提0.3m~0.5m左右，实施割心。9.2.4提心操作要求上提初期应缓慢，内筒进入钻杆后可加速，随时注意指重表，以防卡死。在提心过程中，应低速起钻，防止抽吸诱发井喷；起钻时严禁用转盘卸扣，严禁猛提猛放。起钻时钻台要备有与井下钻具扣型一致的钻杆单流阀，以备井喷时抢接。9.3绳索取心9.3.1绳索取心内筒尺寸参数见表9。说明：1、通过114.3mm贯眼接头[71.4mm内径]能回收较小的绳索式内筒[60.3mm或更小的岩2、通过114.3mmAPI内平接头[95.3mm内径]能回收69.9mm岩心。9.3.2入井前和取心作业过程中，必须认真地检查钻杆、钻铤内径和可回收的内筒外径。内外岩心筒9.3.3内管投入后，若泵压低于正常泵压0.5MPa~1.0MPa,则可能内管不到位，应查出原因并及时处10钻井液10.1.1钻井液密度应大于地层坍塌压力、低于地层破裂压力。10.1.2钻进作业中，钻井液密度应保持稳定，密度波动范围宜低于0.02g/cm³。10.1.3聚合物无固相钻井液，主聚物含量应大于0.2%,密度和漏斗粘度按钻井工程设计的要求执行。密度小于1.50g/cm³的钻井液，直井的含砂量不得大于0.5%。在进入泥页岩地层前采用普通优质钻井液，粘土含量应小于6%;泥页岩层段根据井型和录取参数的需要，宜采用无粘土或少量粘土优质钻井液、油基钻井液，配备好固控设备。10.2.1钻井液与泥页岩储层应有良好的配伍性参照SY/T5358、SY/T6075标准进行试验测定，并优选出能与泥页岩储层良好配伍的优质钻井液泡沫(包括充气、泡沫)作为钻井循环介质钻页岩气井，实现欠平衡或近平衡钻井，减少对泥页岩储层的污染，参照SY/T6543有关标准进行设计。低限值范围内。10.2.4水包油乳化钻井液循环介质油、原油等),并循环搅拌均匀。10.2.5油基钻井液循环介质缓慢加入氯化钙干粉、乳化剂、有机土、降滤失剂、生石灰，加完后应继续搅拌2h以上至混合均匀。石灰等，加完后应继续搅拌2h以上至混合均匀。聚合物无固相钻井液转化为聚合物低固相钻井液前，应先充分净化原井浆，清淘循环系统，量到合适的范围，再按实验配方在基浆中匀速加入各类处理剂或处理剂胶液，调整钻井进入含硫气层50.0m~100.0m前，井浆中应加入除硫剂，pH值控制在9.5~11.0,并保持钻在含硫地层钻进时，保持除硫剂含量在0.5%～1.5%,pH值控制在9.5～11.0。遇硫化氢污染时，应加入烧碱、除硫剂、缓释剂，控制滤液中硫化氢含量不大于50mg/m³。遇二氧化碳污染，应加入石灰、缓释剂、消泡剂，提高pH值至9.5~10.5,并调节好流变10.3.1选择与储层相配伍的钻井液体系，要求API滤失量≤5ml,HTHP≤12ml。10.3.2进入目的层前50.0m~100.0m调整好钻井液各项性能参数，按照室内优选的储层方案逐渐加入10.3.3钻进目的层井段，密度宜选用低限值采用近平衡压力钻井，钻井液密度附加值按气层附加11.1.1固井施工单位应对现场的水样、泥浆样品进行提取分析，并做11.1.2固井施工前7d~15d应召开固井现场办公会，分析施工难点，解决有关设计、工艺、材料、设11.1.3取全取准井底温度、井径、井斜、方位和主要油、气、水层及复杂层段地质资料。11.1.4检查和丈量入井套管、工具、附件，并按入井顺序配好，排列整齐。设计的工具、附件位置，灌钻井液位置和预计的阻卡位置，均应在套管上作出11.1.7尾管固井时应对送尾管的钻具进行长度复核、通水眼、通胶塞、称重。11.1.8回接固井应用悬挂器厂家配套的专用铣锥或铣柱清铣喇叭口，并校正好喇叭口深度。11.2下套管作业11.2.1按设计依次下入套管及附件，管串附件应安装正确。套管鞋上方的5根套管(包括附件)应采用套管丝扣粘接剂粘接或在丝扣联接好后进行铆固。深井、超深井和复杂井的技术套管和含气层套管，11.2.4套管柱应缓慢匀速下放。在易漏失井施工作业时，下放速度应小于0.5m/s;悬重达到300kN11.2.5双吊卡下套管时，上提套管柱高度不超过吊卡台肩100.0mm。井液，轻提慢放，活动试下。11.2.9在下套管过程中应随时检查备用套管根数及编号，确保下入套管串准确无误。11.2.10套管下至设计井深后，应找正居中固定并确保钻井液循环2个循环周以上，待井下正常后方a)弹性模量与常规浆相比降低30%;b)48h抗压强度大于等于14MPa;c)API失水小于等于50ml;d)水泥浆具备良好的防窜能力和一定的防漏能力。水泥浆的流性指数n值建议控制在0.6～0.8。主要有：泡沫水泥体系、酸溶性水泥体系、泡沫酸溶性水泥体系、火山灰+H级水泥体系、双凝双密度水泥浆体系。优选、优化套管扶正器的类型和安放位置，确保套管居中度达到70%以上。按程序注替水泥浆、钻井液及隔离液等，其数量、密度和排量单车注水泥浆密度应控制在设计值的±0.03g/cm³,平均密度应控制在设计值的±0.01g/cm³范围以内，人工测量每2min不少于1个测点。碰压应根据替入钻井液量及泵压变化情况确定。泵压升高值不超过5MPa。11.3.4注水泥浆施工整个固井施工和候凝过程应遵照SY/T6426的有关规定执行。表层套管柱试压至10MPa,在表10试压压力30分钟降压表11试压压力30分钟降压管85%、技术套管65%、油层套管100%掏空计算。气体钻井一般小于1.00;12.1.3进入目的层储集层时，应执行24h坐岗制度。当发现溢流和井涌，应立即采取措施预防井喷。12.1.4建议现场按二级井控风险进行技术一级风险井：预探井、含浅层气和CO2、H2S等有毒有害气体的详探井、生产井。二级风险井：地质资料清楚，无游离气最小抗内压强度的80%以及地层流体性质等因素；防喷器的安装、验收与管理参照SY/T5964标准的相12.3.2应迅速成立现场抢险指挥组，根据失控状况制定抢险方案，统一指挥、组织和协调抢险工作。12.3.3在处置井喷事故过程中，应防止出现次生环12.3.4发生溢流的处理与压井作业应遵照SY/T6426标准的相关规定执行。13.1井身质量13.1.1井身质量的水平位移和全角变化率计算方法参照SY/T5088的相关要求。13.1.3全角变化率以电测井斜、方位的资料为计算依据，每30.0m计算一点。13.1.4一般直井最大井斜角和最大水平位移评价指标见表12。对有特殊要求的井或井段，要在设计表12皿最大井斜角(°)井底最大水平位移(m)优质优质13.1.5断层井、距断层线200.0m以内、地层倾角30°以上的井，合格井井斜标准在表12的基础上再放宽2°,优质井井斜标准放宽1°;井底位移则优质井和合格井各增加10.0m。13.1.6直井最大全角变化率评价指标见表13,如有连续三个计算点超过表13中数值，则为不合格井。表13单位°/30mmm优质井：非页岩气层井段平均井径扩大率不大于15%,页岩气层井段平均井径扩不大于10%合格井：非页岩气层井段平均井径扩大率不大于20%,页岩气层井段平均井径扩大率不大于15%(计算方法以加权平均法)。13.2.1页岩气井目的层页岩段取心，一开井径小于或等于152.4mm的井身结构推荐使用绳索取心工具13.2.2取心收获率按照取心长度与取心钻井进尺比值进行计算，一般岩层取心收获率不低于85%,散碎岩层取心收获率不低于50%,目的岩层取心收获率不低于90%。13.2.3参数井页岩岩心直径应不小于60.0mm,预探井和评价井页岩岩心直径参照钻井工程设计书。13.3.2位置应尽量靠近井底。表层套管口袋宜小于1m;技术套管口袋宜控制在1.0m~1.5m;生产套管口袋宜控制在1.5m~2.0m。13.3.3目的泥页岩层底界距人工井底应不小于40.0m,人工井底至管鞋应不小于10.0m。13.3.4水泥返高应超过最上一层目的泥页岩层顶界150.0m,实际封过顶界应不少于50.0m。其中要求合格的水泥环段应不少于30.0m,不得有串漏现象。13.3.5固井后水泥环胶结质量评价标准见表14。等级优常规水泥13.3.6声幅曲线解释的固井质量，应以优质率和合格率进行考核，具体方法a)优质率=(优质井段段长/封固井段长度)×100%;b)合格率=((合格井段段长+优质井段段长)/封固井段长度)×100%;c)页岩气层和主要目的层封固合格或全井合格率不小于60%者，解释为封固质量合格；d)主要目的层封固优，并且优质率不小于60%者，解释为封固质量优质。14健康、安全与环境管理(HSE)要求14.1HSE体系要求14.1.1页岩气钻井施工队伍应经过HSE培训，关键岗位要持证上岗。钻井队应设立HSE管理小组和健14.1.2执行国家和当地政府有关健康、安全与环境保护法律、法规的相关井健康、安全与管理体系指南SY/T6283标准执行。14.2健康管理要求14.2.1劳动保护用品按GB/T11651有关规定执行，并根据钻井队所在区域的特殊情况发放特殊劳保14.2.2进入钻井作业区的人员应严格执行人身安全保护规定。14.2.3钻井队医疗器械和药品配置要根据钻井队所在区域特点进行配置。14.2.4制定饮食管理制度。14.2.5对员工的身体健康进行定期检查。14.2.6对有毒药品及化学处理剂的管理要严格执行有关管理制度。14.2.7搞好生活垃圾处理，注意饮用水安全卫生，防止传染病。14.3.1要设立安全标志牌(位置、标识等)。a)钻井设备安装技术、正确操作和维护参照SY/T5526标准执行；b)开钻验收项目及要求参照SY/T5954标准执行；c)猫头及钢丝绳的安全要求参照SY/T6228标准执行。14.3.3井场电器安装技术要求按SY/T5957标准执行。a)灭火器材的配备按SY/T6228标准执行；b)灭火器的使用方法、日期、应放位置要明确标识清楚。14.3.6井场动火安全要求按SY/T6228标准执行。a)配置烟火报警器；b)按规定配套一定数量的灭火器；c)用电设备的安全装置按要求配备；d)防火安全管理制度齐全。a)依据“谁污染、谁治理”原则，按照国家颁布的各项法规和当地环保部门的标准要求执行；b)废水、废钻井液要设置专门的排放坑，井场污水排放应符合GB/T8978的规定；d)钻井液处理剂要集中堆放，并有“上盖下垫”的防护措施；完井后井场要做到“工完、料净、井场清”,做好地貌恢复工作。14.5硫化氢防护14.5.1从已知或怀疑含有硫化氢的地层中取心，在岩心筒到达地面以前至少10个立柱，或硫化氢监中硫化氢浓度低于安全临界浓度之前，操作人员应继续使用正压式14.5.3在搬运和运输含有硫化氢的岩心样品时，应采取15.1.2交接验收程序。钻井完井7d内，由施工单位向甲方项目经理部发出待交井申请书，由项目经15.2.2井场环保要求应满足健康、安15.2.3钻完井交接验收书按SY/T5678和甲方验收项目书进行填写交接验收。资料汇交要求参照附录E的要求执行。附录A(规范性附录)页岩气钻井工程设计流程井身结构设计完井方法套管数据水泥返高机械破碎参数设计泥浆体系、性能设计钻头选型泥浆体系泥浆性能钻具组合钻柱设下部防斜会组合管强度设计水泥浆设计注水泥浆设计钻井周期材料计划成本预算钻井工程设计(资料性附录)B.1前言应包括项目背景、设计编写依据以及钻井目的和任务等。B.2设计井基本数据应包括钻井编号、井别、井型、井口坐标、地理位置、构造位置、设计井深、设计目的层、磁偏角、完钻层位、完钻原则等。井别和井型见附录C。B.3邻井已完井的钻井情况分析。B.4地质条件、地质分层、岩性描述、地层压力预测等。B.5丛式井组井场布置要求。B.6钻井设备和场地要求。B.7井身结构设计，见附录D。B.8定向井、水平井的轨迹剖面设计等相关内容。B.9钻具组合。B.10钻头及钻井参数设计。B.11井身质量及取心技术要求。B.13地层孔隙压力监测和地层漏失试验。B.15井控设计。B.16供水供电设计。B.17地球物理测井和中途测试要求。B.19完井设计、各次完钻井口装置与钻井交付。B.20弃井和报废井的处理。B.21安全与职业健康、质量和环境保护要求和措施。B.22工程技术资料要求。B.23施工进度计划。B.24成本预算。DB43/T971—2014(资料性附录)页岩气井别与井型C.1按照国内目前页岩气的实际情况、勘探的阶段和勘探的目的来划分页岩气井别见表C.1。表C.1阶段资源评估阶段战略勘探启动阶段储量而钻的探井。开发井网所钻的井，包括水平井丛式井组和井网工厂化建设。井C.2页岩气井型划分见表C.2。资源评价和勘探启动阶段实施定向井指当直井段钻至一定深度后，井斜角达到或接近90°,井身沿水平页岩气开采主要井型水平井网附录