四川油气田页岩气水平井钻完井技术讲座

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26 1012m3 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878 108m3 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 5 108m3 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 1981 1985年 主体技术为直井 泡沫压裂 氮气辅助 1985 1997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 1998 2003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30 50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152 305m 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3 6口水平井 水平段长一般1000 1500m 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 Slay1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 800 1000m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5 7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800 2600m 而四川盆地的页岩气层埋深在1500 3500m 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 Barnett页岩气钻井现场地势平坦 Barnett页岩气典型的丛式井组需2 5英亩 约8000 20000m2 每个井场4 8口井 在允许的条件下可钻12 16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 钻井参数 钻压20 30kN 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 47m h 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 0 25 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 100 3 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504 625m 850 1025m 1440 1600m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高 采用井浆循环 井下岩屑无法有效带出 只能频繁采用2 2 2 5g cm3的重浆段塞举砂清洁井眼 在大斜度井段1440 1550m 井斜45 70 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 Yang101 H2和Gu101三口水平井 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 SmithPDC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API7 1和API7 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 Yang101 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 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 30g cm3以上 本井使用1 20 1 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 20 1 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 32 1 40g cm3 钻至井深1987m后 重浆举砂返出大量中粗 5 10mm 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 40 1 45g cm3 钻至井深2611m后 经重浆举砂返出大量块状 5 7cm 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 45 1 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 85g cm3 经承压堵漏作业后 钻井液密度2 10 2 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 2Pa 10 8Pa 动塑比由0 21 0 4 0 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 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100 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 2052m 2074m狭长窜槽和1953m 1967m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15 20m3 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 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 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 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