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1、四川油气田页岩气水平井钻完井技术,2011年6月,张德军,前 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。,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）（日益成为开发热点）,提 纲,难点分析,二,壳牌页岩气钻井情况,四,川庆页岩
2、气钻完井情况,三,国内外页岩气钻井现状分析,一,下步工作方向,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,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
3、性试验。,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,试验井数据统计表,二、国外技术现状,国内外页岩气钻井现状分析,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
4、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,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
5、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,稳定产量14000m3/d,美国Barnett页岩气单井产量低,生产寿命长达3050年,Barnett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“simo-frac”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,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，
6、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“勺型”井眼水平井眼设计,国内外页岩气钻井现状分析,美国EOG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Barnett页岩气井生产动态图,国内外页岩气钻井现状分析,Barnett页岩气区C.W.Slay
7、1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。,阿科马盆地Woodford页岩气井产量表,水平井20段压裂裂缝示意图,国内外页岩气钻井现状分析,(1)、水平井+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
8、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,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)、清水压裂技术(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
9、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,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,(3)、同步压裂技术(simo-fracturing),提 纲,难点分析,二,壳牌页岩气钻井情况,四,川庆页岩气钻完井情况,三,国内外页岩气钻井现状分析,一,下步工作方向,五,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
10、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：地层出露老、可钻性差，机械钻速慢，单只钻头进尺少；上部地层出水、下部地层井漏，气体钻井受到限制，治漏花费大量时间；井壁失稳导致井下复杂，纵向上孔隙、裂缝发育；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、美国钻井设备简化与规模化开采模式难以照搬,EOG公司Barnett页岩钻井装备、技术配套及指标情况,EOG公司Barnett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,Barne
11、tt页岩气钻井现场地势平坦,Barnett页岩气典型的丛式井组需25英亩（约 800020000m2)每个井场48口井；在允许的条件下可钻1216口井。,井场分布方案1,井场分布方案2,难点分析,四川盆地页岩气藏剖面,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。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,难点分析,2、四川盆地威远、长宁构造上部地层易斜,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：,钻井
12、参数：钻压2030kN，转数90rpm，排量35l/s。,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，钻速普遍较低。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。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。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、地层出露老、可钻
13、性差，机械钻速慢，单只钻头进尺少,难点分析,4、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(1003.5MPa高温高压线性膨胀实验),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。,页岩地层层理结构图,难点分析,龙马溪组与筇竹寺组脆性剖面,筇竹寺,脆性指数,龙马溪,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46和55。,筇竹寺,龙马溪,难点分析,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,威201-H1井尽管采用了油基防塌钻井液
14、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,龙马溪底部黑色页岩,龙马溪上部灰绿色页岩,龙潭组井径测试曲线,难点分析,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。,长宁、威远区块表层井漏统计,难点分析,威201-H1井主要漏失情况,难点分析,威远、长宁主要产水情况,难点分析,6、地层变异大,电测分层梁山底较设计提前34.56m,(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。,标志层位分层数据
15、表,难点分析,7、地层疏松，井壁容易形成台阶,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,8、井眼清洁困难,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。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。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
16、高。采用井浆循环，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。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。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,9、固井难点,井眼清洁难（椭圆形井眼、水平段岩屑自重下沉、油基泥浆）；套管居中难（水平段套管自重贴边、偏心）；提高顶替效率难度大（套管偏心、油基泥浆清除、顶替流态、窜
17、槽）；、界面胶结强度不易保证（界面清洗、润湿反转）；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）。,难点分析,提 纲,难点分析,二,壳牌页岩气钻井情况,四,川庆页岩气钻完井情况,三,国内外页岩气钻井现状分析,一,下步工作方向,五,壳牌页岩气钻井情况,1、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。,壳牌页岩气钻井情况,壳牌富顺-永川页岩气项目已完钻页 岩气井2口Yang101，Zhen101井；正在实施Lai101井的现场施工；计划7月份实施Tan101，Yang 101-H2 和Gu101三口水平井
18、。,壳牌已完成井时效分析,壳牌页岩气钻井情况,2、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PDC钻头,壳牌页岩气钻井情况,3、工具质量控制,所有工具完全按照API 7-1和API 7-2标准设计和制造；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,二,壳牌页岩气钻井情况,四,川庆页岩气钻完井情况,三,国内外页岩气钻井现状分析,一,下步工作方向,五,提 纲,川庆页岩气钻完井情况,到目前为止
19、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。,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,威201,宁201,宁203,宁206,川庆页岩气钻完井情况,页岩气直井基本指标,表层钻进井漏、等水；,茅口、栖霞组井漏复杂；,取心井段长、用时多；,地层可钻性差，采用牙轮钻头。,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,二、威201-H1井钻井情况介绍,威201
20、-H1井2011年1月10日开钻、2月13日钻至井深2823.48m，水平段长1079.48m，钻井周期34.39天，平均机械钻速10.88m/h。完井通井处理复杂37.66天，3月25日完成固井作业，完井周期74天。,机械钻速是同构造威201井同层段的2.63倍。定向钻井周期6.7天（进尺557m，进尺和时间均占全井20%）。215.9mm井段全过程使用PDC钻头，实现PDC钻头在该地区的突破。运用LWD跟踪储层钻进，储层钻遇率100%。,川庆页岩气钻完井情况,川庆页岩气钻完井情况,1、地质分层及井身结构,川庆页岩气钻完井情况,2、钻井液工艺,龙潭组 为预防龙潭地层垮塌，于井深850m替入密
21、度0.94g/cm3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1.30 g/cm3以上，本井使用1.201.22g/cm3即实现了井壁稳定，起下钻无挂卡、龙潭取心顺利，进入龙马溪顶部电测顺利。,龙马溪页岩 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1856m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（1ml）；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
22、0.84，保持钻井液水相活度为0.65以下；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,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1.321.40g/cm3。钻至井深1987m后，重浆举砂返出大量中粗（510mm）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1.401.45g/cm3。钻至井深2611m后，经重浆举砂返出大量块状（57cm）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1.50g/cm3逐步调整至1.85
23、g/cm3，经承压堵漏作业后，钻井液密度2.102.35g/cm3。,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，70温度下6/3由4/2Pa10/8Pa，动塑比由0.210.40.5，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题，提高了大斜度水平井段钻井液的携砂能力。高密度油基钻井液 密度2.35g/cm3井浆流变性和触变性良好，段塞重浆密度达到2.60g/cm3，为充分清洁井下垮塌提供了保障。,川庆页岩气钻完井情况,全井分段钻井液,川庆页岩气钻完井情况,3、井眼轨迹,川庆页岩气钻完井情况,4、分段时效,川
24、庆页岩气钻完井情况,（一）探索形成了页岩气物探采集处理解释评价技术,1、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、高信噪比的地震资料。,长宁二维地震施工设计图,威远三维地震施工设计图,三、川渝气田取得的初步成果,川庆页岩气钻完井情况,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，获得了高品质地震剖面。,长宁地区新老剖面对比,NW,98LC18线,2010CN22线,98年老资料,2010年新资料,川庆页岩气钻完井情况,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预测精度。,川庆页岩气钻完井情况,4
25、、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：已实施压裂的三层页岩都形成了一定规模的体积裂缝，其中威201筇竹寺规模最大，威201龙马溪形成的规模最小。,威201筇竹寺组地面微地震监测结果,威201龙马溪组地面微地震监测结果,100m,150m,200m,宁201龙马溪组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,威201-H1井龙马溪地层地应力方位,（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,339.7mm套管下至300,244.5mm套管,1、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
26、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,三开三完,非常规井身结构,川庆页岩气钻完井情况,2、低密度+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、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
27、层段（6m/h）提高了80%。,川庆页岩气钻完井情况,4、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201-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,出井后,川庆页岩气钻完井情况,5、页岩气油基泥浆配套技术,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。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
28、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,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、长水平段轨迹控制技术,川庆页岩气钻完井情况,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。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10
29、0%。,定向参数+伽马,川庆页岩气钻完井情况,7、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。,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,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。水泥浆密度固井前钻井液密度2.20g/cm3；采用水泥浆密度2.0g/cm3，尽可能缩小顶
30、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,固井质量合格，满足下步大规模压裂作业要求。,（三）威201-H1井页岩气储层压裂方案喷砂射孔,川庆页岩气钻完井情况,1、复合式可钻桥塞参数,实心桥塞,采用复合材料，比重较小，具有良好的可钻性能，节省钻塞时间，减少长时间钻磨对套管的损环。,2、喷砂射孔工具,川庆页岩气钻完井情况,喷嘴直径为3.175mm，60相位螺旋布孔；上孔眼与下
31、孔眼的垂直间距为450mm，喷枪共有6个喷嘴；喷射时间10min，穿透套管的孔径为10mm、穿透水泥环的孔径为19mm、穿 透地层的孔径为22mm，穿透深度为762mm。,川庆页岩气钻完井情况,喷砂液：喷射液采用胶液，配方：瓜胶+杀菌剂 粘度：30-40mpa.s（170S-1）。射孔磨料：100目石英砂。,3、喷砂液及磨料,喷射液：12段总液量300m3准备，准备8具45m3罐，用1具45m3罐作为沉砂罐，用电潜泵将胶液泵注到另外的45m3罐里，将液体建立循环，重复利用喷射液。射孔磨料：准备100目的石英砂70吨（12层96组，共576孔）。,4、喷砂材料准备,川庆页岩气钻完井情况,5、井口
32、设备,最大施工规模：2426.1m3（宁203井）最大注液排量：测试排量15.9m3/min,压裂施工排量15.0m3/min 最大加砂量：102.2T（宁203井）,6、大规模压裂改造及施工地面配套技术,川庆页岩气钻完井情况,小于3000m3采用储液罐大于3000m3采用储水池,储液系统,供液系统,研制了井口专用装置，优化大排量供液流程，满足大排量压裂改造。(10.0m3/min以上),连续配液系统,研制连续混配装置，实现连续配液、连续施工，满足排量1520m3/min。,地面配套技术,川庆页岩气钻完井情况,7、裂缝监测技术,测井监测技术：主要应用井温测井、同位素测井、交叉偶极横波测井资料，
33、实现压后裂缝监测评价。,微地震监测技术 实现压裂过程中的裂缝实时监测。,川庆页岩气钻完井情况,开展可回收重复利用压裂液攻关研究，单井可回收压裂液60-70%，减少了用水量，降低了成本。,8、可回收压裂液技术,低温体系60剪切曲线,中温体系70剪切曲线,中温体系80剪切曲线,川庆页岩气钻完井情况,采用带压作业下油管技术，保护油气层，提高了压裂液返排效果和作业效率。,9、带压起下油管技术,3500m井深的2连续油管装备,川庆页岩气钻完井情况,难点分析,二,壳牌页岩气钻井情况,四,川庆页岩气钻完井情况,三,国内外页岩气钻井现状分析,一,下步工作方向,五,提 纲,1、开展页岩气藏地质特征及储层特性研究
34、,美国主要页岩气田的分布与特征,下步工作方向,根据储层评价进行井位优选,四川盆地优质页岩层薄，地球物理参数变化小，储层识别难度大；对烃源岩3D分布预测还有待研究；需对储层进行评价，优化水平井井位的布署。,烃源岩3D空间分布预测TOC体,下步工作方向,2、开展页岩气藏地应力研究,页岩气采用长水平段加分段压裂是提高单井产量的有效手段之一。美国的压裂改造实践证明，水力压裂方向与水平井方向的关系将很大程度影响最终产量。,水平井与直井压裂后的裂缝沟通对比,水平井的方向应与最大应力方向垂直,水平井方位不同导致的压裂效果不同,下步工作方向,威远、长宁构造含龙马溪、筇竹寺两套储层，具有可比性的同时又存在差异，
35、需要根据不同的地质构造特征和复杂情况，制定有针对性的井身结构，控制成本的同时减少作业风险和缩短作业周期，为页岩气藏的提速、提效提供技术支撑。,二开二完,三开三完,非常规井身结构,下步工作方向,3、继续开展四川盆地页岩气藏水平井井身结构及井眼轨迹优化,鉴于页岩气丛式水平井开发要求，井眼轨迹将由二维变成三维，同时要求缩短靶前距、提高造斜率，需攻克以下技术难点：丛式井组三维井眼轨迹控制技术 三维大摩阻井眼安全施工技术（摩阻计算、钻具组合、安全下套管等）,水平投影图,越往外围，难度增加，周期增长,前场,后场,下步工作方向,后场,前场,4、进行四川盆地页岩气藏充气治漏提速技术研究,产水量大（威201-H
36、1井达到70m/h）污水池容量较小，不能实施现场排放“边钻进、边回注”充气钻井工艺还需进一步完善,通过试验研究，形成长宁、威远构造表层充气钻井技术规范，力争3天钻完表层漏失段，实现治漏提速。,下步工作方向,5、开展页岩气藏优快钻井钻头优选及配套工具试验研究,钻头选型：通过钻头的优选，探索实现“三个一”的目标,即直井段一趟钻，造斜段一趟钻，水平段一趟钻。井眼清洁：页岩气水平井钻进过程中，由于井眼不规则，水平段较长，井眼清洁难度较大，因此，需加大井眼清洁器的研发和试验力度，完善井眼清洁技术。水平段延伸：常规导向钻进过程中，由于扭矩摩阻大导致水平段延伸能力不足，需积极开展水力震荡器等井下工具的试验研
37、究。,下步工作方向,深入开展油基钻井液机理分析，配套完善钻井液现场工艺技术；开展泥页岩膜化封堵技术研究与应用，提高钻井液防塌能力；研发和引进油基钻井液流型调节剂，提高低剪切速率下的钻井液粘度，有效解决大斜度及水平段的井眼净化问题；加强油基钻井液储层及环境保护研究，开展合成基钻井液的试验应用；做好钻井液回收利用，降低钻井液成本。,6、进一步开展油基钻井液的研究及工艺配套,下步工作方向,威201-H1井使用油基泥浆效果并不理想，龙潭、龙马溪出现较严重的垮塌，因此，还需继续开展以下几项工作。,7、开展四川盆地页岩气藏水平井固井技术研究,页岩气水平井固井质量要求高以满足后期一次或多交增产作业 水泥石具
38、有“三低”低渗透率、低孔隙度、低弹性模量“三高”高强度、高韧性、高的抗冲击性,页岩气藏地质水平井对固井作业技术上的挑战 提高顶替效率，实现水平段的有效充填难度大 页岩水敏，性脆，井壁易垮塌，对固井优化设计提出更高要求,下步工作方向,8、进一步加强“三维地震+气藏精细描述+水平井+分段压裂”集成 技术攻关，努力提高单井产能,下步工作方向,1、加强储层预测攻关 充分应用三维地震资料，继续加强储层精细预测攻关，精细刻画储层空间展布，提高水平井储层钻遇率。,2、强化储层改造技术攻关，完善配套技术和工具 加大“体积压裂”技术、TAP技术、连续油管喷砂射孔环空无限级数分段压裂等工艺试验、工具研发力度。继续开展页岩气藏长水平段（1200m以上）试验。进行大规模加砂压裂试验。加强压裂裂缝动态监测，为优化压裂设计提供依据。,各位专家：页岩气工作刚刚起步，我们虽然做了一些探索，积累了一些经验，但离集团公司和股份公司的要求还有一定的差距，我们将认真贯彻落实集团公司、股份公司关于页岩气开发的总体工作部署和要求，深入总结分析，加强技术攻关，攻克技术瓶颈，强化生产组织，完善装备配套，共同推进页岩气示范区建设，为加快页岩气经济规模高效开发做出新的贡献！,谢谢！,川庆公司钻采工程技术研究院2011年6月,
