彭水区块页岩气水平井钻井技术

彭水区块页岩气水平井钻井技术

彭水块位于四川盆地东南端。该区域自上而下分布的地层地层分为第四系、嘉兴组和大冶组、长兴组、五家坪组、茅口组、栖霞组和凉山组、志留组、小河水库组和龙舟溪组，以及奥陶系五五组、林湘组和宝鸡组。龙龙溪黑碳岩条是最重要的岩石含气层。自该区块的第一口页岩气参数井彭页1井在龙马溪组获得良好的气显示后,按照“直井取参数,水平井求产能”的评价部署思路,在构造的不同位置先后部署实施了彭页1HF、彭页2HF、彭页3HF、彭页4HF等4口页岩气水平井。从已实施的4口井来看,主要存在以下问题影响了该区块的开发进程:一是由于该区块是常压地层,单井产量相对较低;二是页岩气水平井工程工艺难度较大,特别是开发初期,钻采成本相对较高。因此,本区块需解决的问题是如何进一步提高单井产量和降低工程成本,其中进一步优化钻井技术方案尤为重要。一、页岩气钻井关键技术研究在该区块已实施的4口井中,彭页1HF为在探井彭页1井基础上侧钻施工的水平井,彭页2HF、彭页3HF、彭页4HF井分别为探索构造的不同位置、不同埋深、不同水平段长度对页岩气产能影响而部署的三口井,设计都采用了三开制井身结构、空气钻井方式、旋转导向以及油基钻井液等页岩气钻井关键技术1.技术应用及井身结构彭水区块第一口页岩气参数井彭页1井采用三开制井身结构,一开采用ue54e444.5mm钻头,井深86.16m,ue54e339.7mm表层套管封固浅表缝洞性漏失层;二开采用ue54e311.1mm钻头,井深889.78m,ue54e244.5mm技术套管封固二叠、三叠系灰岩层;三开采用ue54e215.9mm钻头,钻至完钻井深2208m,满足了钻井需要。第二口井彭页2HF井原井眼钻进过程中,在井深132~379m钻遇大型裂缝溶洞性失返漏失层,钻井液只进不出。通过对彭页1/1HF、彭页2HF井以及彭水区块地质特点的综合分析,认为彭水区块一开井深宜钻穿上部灰岩地层进入韩家店组50m,封固二叠、三叠系灰岩层段,解决灰岩层段存在的漏失问题;二开钻至造斜点上部30m,为降低施工风险,避开大尺寸井眼造斜井段,提高二开钻进效率;三开采用ue54e215.9mm钻头,开始造斜,钻至完钻井深。井身结构如图1所示。彭页2HF、彭页3HF、彭页4HF采用优化后的三开制井身结构,满足了安全钻井的要求,但套管层次多,机械钻速低、钻井周期长、成本高。具体指标见表1。2.空气钻井现场应用效果针对彭页2HF井原井眼钻进过程中在三叠系灰岩层井深132~379m钻遇大型裂缝性漏失,同时为了提高机械钻速和钻井效率,彭页2HF、彭页3HF、彭页4HF井设计直井段采用空气钻井技术。从现场应用效果来看,空气钻井不仅有效的解决了二叠、三叠系灰岩层存在的井漏问题,同时在提高机械钻速、井眼质量等方面也取得取得了良好的应用效果。但由于该区块为高陡构造特征,地层倾角变化大,在构造的不同位置空气钻井的适应性不一样。如彭页3HF井靠近桑柘坪向斜核部,一开采用空气钻井技术,出导管后地层就开始出水,雾化钻进至74m由于出水严重,空气钻被迫停止,改用1.14g/cm3.完井安全要求彭页1HF、彭页2HF、彭页3HF、彭页4HF4口井水平段采用不同的方式控制井眼轨迹,都满足了完井要求。但在技术使用成本方面存在很大的差距,彭页1HF井、彭页3HF井采用旋转导向钻井工具日费在8~9万元,而彭页2HF、彭页4HF采用LWD(带伽马、电阻率参数)螺杆定向技术服务日费在4~5万元,相比旋转导向工具具有明显的成本优势。4.钻井效率相对较低4.1地层钻头使用情况目前彭水区块页岩气水平井钻井过程中,钻头选型针对性不强主要体现在以下两个方面:一是二叠系地层机械钻速偏低,钻头使用数量多,PDC钻头使用不够充分。彭水区块二叠系地层主要包含长兴组、吴家坪组、茅口组、栖霞组和梁山组,厚度在300m左右,部分地层含硅质灰岩夹燧石团块。钻进该段地层平均使用钻头4只,均以牙轮钻头为主,平均机械钻速仅为2.18m/h,起出后钻头保径磨损严重,崩齿现象突出;彭页3HF在该井段曾尝试采用CK506D型PDC钻头钻进,效果不理想,钻头进尺仅为8.17m,后期机械钻速仅1m/h,表现出明显的不适宜性,该钻头起出后磨心,切削齿全部磨损,且有1/3切削齿崩碎。二是龙马溪组水平段地层PDC钻头使用效果不够理想,一只钻头很难完成水平段钻井任务,起下钻更换钻头影响钻井效率,且由于选型时对钻头侧向力控制考虑不足,影响轨迹控制质量。4.2钻井液密度使用过高根据彭水区块前期所钻4口井三开井段所使用的钻井液密度统计结果来看(见图2),彭水区块实钻钻井液密度控制在1.25~1.35g/cm4.3地层倾角严重,导致井眼打直,钻井效率低,井眼打直保井施工提高彭水区块桑柘坪向斜的地质构造特征对钻井井眼轨迹控制的影响主要表现在两个方面:1从志留系韩家店组开始,由于地层倾角的原因,在直井段钻进过程中,井斜、方位的变化趋势刚好与水平段方位相反,为保证井眼打直,施工过程中不得不反复纠斜,导致钻井效率低;2龙马溪组地层存在4°~20°不等的地层倾角,沿着向斜核部逐步变缓,由于地层倾角的变化不均导致水平段实钻过程中轨迹的反复调整,也影响了钻井效率。二、钻井技术方案优化措施针对上述问题,结合彭水区块的实际情况以及国内类似区块的钻井经验,对该区块下步钻井技术方案在井身结构、钻井方式、井眼轨迹控制、提速提效等方面提出以下优化方案。1.开制井身结构设计方案满足安全钻井需要(1)从井身结构设计考虑的必封位置来看,前期4口井存在的必封点主要就是二叠、三叠系灰岩层存在的缝洞性漏失层。志留系韩家店、小河坝组地层,从4口井钻井来看,井眼稳定性较好,不存在垮塌、漏失等情况。在目的层龙马溪组,由于页岩层理和垂直裂缝发育,水平井在该层位钻进过程中,采用油基钻井液能够很好地解决由于页岩层理发育而带来的剥蚀掉块问题。在龙马溪组钻进存在的主要问题就是由于页岩层垂直裂缝的发育而带来的漏失问题。(2)从井眼稳定性看,彭水区块第一口井彭页1井采用三开制井身结构,一开(导管)下深83m,封固浅表溶洞性漏失层;二开钻穿二叠、三叠系灰岩层,井深889.3m,下ue54e244.5mm套管封固;三开采用ue54e215.9mm钻头、水基钻井液,钻至完钻井深2208m,裸眼完井。从彭页1井二开井深889.3m到彭页1HF井1540m处实施侧钻,889.3~1540m裸眼井段裸露时间长达120d,井眼稳定,可见志留系韩家店、小河坝组地层稳定性较好,不易垮塌。通过上述分析可以得出,在彭水区块采用二开制井身结构设计方案完全能够满足安全钻井需要,即导管封固浅表缝洞性漏失层,建立井口;一开钻穿二叠系灰岩层,下表层套管封固;二开钻至完钻井深,生产套管固井完井,如图3所示。2.钻井成本分析在根据彭页1井、彭页2HF井原井眼钻进过程中存在的可钻性差、灰岩缝洞性漏失等钻进特点和经验的基础上优化采用的空气钻井方式,虽说在防止漏失、提高机械钻速等方面取得了一定了效果,但彭页2HF井原井眼空气钻进过程中在下部韩家店组泥页岩地层由于地层出水导致钻头泥包并出现井下复杂情况,彭页3HF井在浅表钻遇灰岩缝洞性含水层导致空气钻井利用率低等情况的发生,使得空气钻井在彭水区块的适应性较差,使用成本较高。因此,在针对彭水区块二叠、三叠系灰岩地层采用常规钻井机械钻速低、漏失严重,空气钻井适应性差的难题方面,可考虑采用高效PDC钻头+螺杆复合钻井模式3.轨迹控制施工技术方案建议根据彭水区块4口井采用旋转导向和LWD地质导向控制井眼轨迹效果和成本分析来看,无论是从井眼轨迹控制的效果(见表2),还是从技术使用成本上来分析,采用LWD螺杆定向相比旋转导向钻井都具有明显的优势,彭水区块下步水平井施工建议采用LWD(带伽马、电阻率参数)螺杆定向技术。4.叠、三叠系灰地层漏失及高效钻井技术针对彭水区块前期所钻4口井导致机械钻速低、钻井周期长的原因,下步钻井技术方案将从以下几个方面进行优化:(1)优化井身结构,减少大尺寸井眼。根据彭水区块前期所钻4口井资料分析,在井身结构方面优化为二级井身结构,同时针对原井身结构设计方案中一开采用ue54e444.5mm钻头钻穿二叠、三叠系灰岩层,井眼尺寸大、机械钻速低的问题,优化为导管采用ue54e406mm钻头,钻穿浅表缝洞性漏失层。(2)优选钻井方式、钻头、钻具组合。与彭水区块相邻的焦石坝区块,在地质分层和地层特性上与彭水区块极其相似,前期钻井过程中也遇到了二叠、三叠系灰岩层漏失难题,也尝试过采用空气钻井来解决,但也存在适应性差的问题。江汉油田与江汉钻头厂通过自主攻关研究,形成了一套适合于二叠、三叠系灰岩层以及志留系泥页岩层的KSD1362系列PDC钻头,解决了该区块的钻井提速问题。同时,针对漏失采取高效PDC钻头+螺杆、清水强钻的方式,快速钻过漏失层后,下套管封固。华东分公司工程院自主研发了适应于二叠、三叠系灰岩钻进的HD6541Y型高效PDC钻头。该钻头在仁页1井二开ue54e311.1mm井眼嘉陵江组实现连续进尺600.07m,平均机械钻速5.75m/h,类比哈里伯顿FX65DX3钻头比较,总进尺提高47%,机械钻速提高15%,取得了良好的应用效果。(3)优化轨迹控制,减少滑动钻进。页岩气水平井部署一般采用同一平台部署3口井,水平段采用平行部署的方式。针对水平井井眼轨迹控制的难点,在直井段一是采取提前定向的方式,减少直井段存在的方向位移;二是适当放宽直井段井斜控制要求,对于三维水平井的施工,在直井段存在一定的反向位移将更有利于水平井井眼轨迹光滑。在水平段需加强地层的精细化描述和预测,减少滑动钻进井段,提高机械钻速,保持井眼轨迹的光滑,将更有利于完井作业。(4)优化钻井液密度,降低正压差。合理的钻井液密度不仅能有效平衡上覆地层压力,防止因地层被打开后而产生的应力不平衡导致的井眼垮塌,同时还能有效降低钻井液液柱与地层孔隙压力之间的正压差,提高机械钻速(5)提速提效工具的应用。旋转冲击/扭转冲击钻井是近年来在优快钻井技术方面发展起来的新的钻井技术,采用PDC钻头+冲击器复合钻井方式,通过水力冲击给钻头施加一个力并带动钻头高速旋转,提高机械钻速,近年来在川东北、新疆、胜利等现场取得了良好的应用效果三、钻井技术方案建议(1)在对彭水区块前期所钻4口井系统分析的基础上,提出以采用二级井身结构,PDC+清水强钻方式应对漏失,LWD(带伽马、电阻率参数)控制井眼轨迹等为主的钻井技术优化方案