川庆页岩气钻井技术

汇报提纲一、前言二、四川页岩气气藏概况三、川庆页岩气钻井历程及形成的技术四、下一步攻关方向随着北美页岩气获得成功开发，页岩气成为全球油气资源勘探开发的新亮点。近年来，国家对页岩气开发高度重视，国内中石油、中石化都将页岩气勘探开发作为重头戏，全力开展页岩气开发技术的攻关与现场试验，以加快我国页岩气勘探开发步伐。川庆公司作为中石油最早、最广泛参与页岩气勘探开发的钻探公司，通过创新发展和引进、吸收国外先进技术，初步形成了页岩气配套钻井技术，有力支撑了四川长宁、威远国家级页岩气示范区及其他区块页岩气产能建设。在介绍川庆页岩气钻井技术之前，请允许我在前言部分首先向大家介绍页岩气的概念及开发特点、国外页岩气钻井关键技术，以便于大家理解川庆页岩气钻井技术的形成历程和脉络。一、前言1、页岩气的概念定义：页岩气，特指赋存于页岩中的天然气。形成特点：属于源生气，在源岩层内的就近聚集，为典型原地成藏模式，与常规天然气藏不同，页岩气“生、储、盖”自成一体；开采特点：较常规天然气相比，具有单井产量低、开采寿命长、生产周期长、产量稳定的特点；储集特点：储集空间以裂缝为主，以游离气、吸附气和水溶气形式赋存，低渗；富集特点：分布在盆地内厚度较大、分布广的页岩烃源岩地层中，连续性分布。一、前言典型生产曲线特点：第一年递减率高达45%-75%；后期稳产时间很长（几十年）；“跑步机”效应：为维持总体产量稳定或上升，必须不停的钻井，只要停钻，产量就会下降；因为要不断投资，“开发”和“生产”的边界不清晰。开发技术“低成本、高技术含量”：要实现规模效益开发，要求开发技术“低成本、高技术含量”，缺一不可。2、页岩气开发的特点“制造业”的开发模式：与常规油气开发相比、页岩气投资、生产规模大，利润低，是制造业的运行模式；技术、管理的高效是规模效益开发的关键。一、前言3、国外页岩气钻井关键技术降低井场占用面积，快速钻进、工厂化作业，降低综合成本。国外形成了“丛式水平井工厂化钻井、页岩气防塌钻井液、高效地质导向、页岩气井长水平段固井、清洁化生产”五大关键钻井技术一、前言（1）丛式水平井工厂化钻井技术（2）页岩气防塌钻井液技术：2005年以前2005—2006年2007-至今•主要应用水基钻井液，井壁失稳情况突出•改进水基钻井液，仍然存在失稳现象•大量使用油基、水基钻井液，克服了页岩层失稳问题，并解决低成本、回收利用、环保问题。一、前言确保井壁稳定，利于回收利用，降低成本，不污染环境一、前言（3）高效低成本的地质导向技术：采用MWD+伽马达到提高优质储层钻遇率和降低成本的作用。一、前言（4）页岩气井长水平段固井：开发出顶驱下套管、划眼引鞋、高效油基泥浆冲洗液、泡沫水泥浆、塑性水泥浆等技术，确保套管顺利下入、固井质量、和压裂改造效果。一、前言国外钻井现场岩屑不落地处理系统国外已形成了成熟、符合环保要求的钻井清洁化生产技术。国外某钻井废弃物集中处理厂（5）清洁化生产技术汇报提纲一、前言二、四川页岩气气藏概况三、川庆页岩气钻井历程及形成的技术四、下一步攻关方向四川境内页岩气资源丰富，估算资源量达27.5万亿立方米，可采资源量达4.42万亿立方米，资源量和可采资源量均居全国第一。四川海相页岩已优选出两套优质页岩气含气层系，分别为志留系龙马溪组页岩，寒武系筇竹寺组页岩。志留系龙马溪组页岩寒武系筇竹寺组页岩1、四川页岩气气藏地质条件二、四川油气田页岩气气藏概况中石油主要在四川长宁区块、威远区块和富顺-永川区块（合作）开展页岩气勘探开发工作，目前主要目的层为志留系龙马溪组页岩。威远区块位于乐山-龙女寺古隆起，面积2366km2主要目的层：S1l长宁区块位于盆地南部二叠-三叠系覆盖区，面积4201km2主要目的层：S1l位于盆地南部，面积3800km2主要目的层：S1l与壳牌公司合作富顺-永川区块二、四川油气田页岩气气藏概况长宁区块龙马溪组资源量6699亿立方。埋深4000米，去合作区剩余面积2430Km2，资源7290亿面积：215.71km2,资源：1041亿面积：383.11km2,资源：1832亿面积：307.14km2,资源：1469亿面积：543.35km2,资源：2576亿威远区块龙马溪组资源量7290亿立方。二、四川油气田页岩气气藏概况类比美国页岩气，长宁-威远区块页岩储层具有良好的开发前景资料表明2011年Haynesville页岩气产量已达到518亿方，已经成为第一大页岩气产量盆地。Haynesville与长宁-威远区块页岩储层指标相近。二、四川油气田页岩气气藏概况2007年，中石油在四川率先开展页岩气勘探开发，引领了国内页岩气勘探开发技术发展，成就了多个国内“第一”：2、四川页岩气气藏开发概况2007年：第一个开展页岩气地质综合评价2010年：国内第一口页岩气直井钻探成功——威201井，并压裂获气2010年：第一个生产并销售商品页岩气2011年：国内第一口页岩气水平井钻探成功——威201-H1井，并压裂获气2012年：率先获批设立“四川长宁-威远国家级页岩气示范区”2012年：国内第一口具有商业价值页岩气井钻探成功——宁201-H1井，并压裂获得高产2013年：国内第一个“工厂化”试验页岩气平台钻探成功——长宁H3平台，并成功实施“工厂化压裂”。2014年：国内第一条页岩气外输管道建成。二、四川油气田页岩气气藏概况2012年3月21日发改能源（2012）769号文正式批准设立“四川长宁--威远国家级页岩气示范区”，中石油确立了2015年在上述示范区建产20亿方的产能建设目标。长宁—威远页岩气产业化示范区范围图二、四川油气田页岩气气藏概况3、四川页岩气钻井主要难点①山地复杂条件井场选址困难，建设费用大，环保要求高国外页岩气井场地表环境四川页岩气井场地表环境长宁-威远页岩气示范区地处山区，地面沟壑纵横，海拔400～1300m，人口密集，平台井场建设难度大，费用高。二、四川油气田页岩气气藏概况②多层段钻井易漏。长宁-威远区块前期井漏统计井号地层层位钻井液密度g/cm3漏失量m3最大漏速m3/h宁201嘉四-三1.024748失返茅二1.3254.534.8威40雷二～嘉四1.023677失返威201嘉三～嘉二1.022534.1失返威001-H5雷口坡1.029978.1失返宁210茅口～栖霞1.3012089长宁区块表层溶洞发育，威远区块地表高差大，地层破碎，漏失严重，；二叠系茅口、栖霞为易漏层段，基本属于裂缝性漏失，威201-H3井茅口堵漏耗时近10天。长宁地表溶洞二、四川油气田页岩气气藏概况③多层段钻井易垮。长宁高海拔井区地表出露易塌层井号地层层位钻井液密度g/cm3复杂情况备注长宁H13-1须家河1.07严重垮塌，水泥补壁20多次，损失60多天须家河垮威201-H1龙潭、龙马溪1.20严重垮塌，损失6天，被迫提前完钻，完钻后通井38天龙潭、龙马溪垮宁201-H1龙马溪1.85严重垮塌，被迫侧钻龙马溪垮长宁区块高海拔井区表层地层破碎，未成岩，钻井易垮；龙潭、龙马溪页岩地层，钻井易垮。长宁-威远区块典型井垮塌龙马溪底部黑色页岩垮塌物龙马溪上部灰绿色页岩垮塌物二、四川油气田页岩气气藏概况④地层老，可钻性差，前期钻井机械钻速低，单只进尺少井号井段（m)段长(m)钻井方式机械钻速(m/h)威2011049～1370321钻井液＋牙轮2.04宁2011123～1558435钻井液＋PDC/牙轮1.43宁2091678～2174469钻井液＋PDC1.24茅口～栖霞，井段长400-500m，灰岩，岩性致密，坚硬，部分含黄铁矿、燧石结核。韩家店～石牛栏：井段长600-900m，灰岩夹粉砂岩，可钻性差，研磨性强。井号井段m段长m周期d机械钻速m/hPDC钻头只数单只钻头进尺m长宁H3-11570-2560990222.855198长宁H3-21565-2437872242.77125长宁H3-31564-2326762193.43254长宁H2-11453-2205752173.54188长宁H2-21444-21186741835135长宁H2-31440-2065625124.53208.33长宁H2-41464-2203739172.84184.75平均183.14.5172二、四川油气田页岩气气藏概况⑤产层埋藏深度深，纵向剖面上压力系统复杂，钻探难度高5001000150020002600垂深（m）层位1.01.11.21.31.41.51.61.71.81.91.01-1.06空气氮气1.28-1.421.16-1.191.08-1.22长宁H2平台压力预测宁201井钻井泥浆密度(g/cm3)嘉四段-嘉一段嘉一段-茅四段茅四段-韩家店组韩家店组石牛栏组龙马溪组1.251.02.031.05001000150020002600垂深（m）层位1.01.11.21.31.41.51.61.71.81.91.01-1.06空气氮气1.28-1.421.16-1.191.08-1.22长宁H2平台压力预测宁201井钻井泥浆密度(g/cm3)嘉四段-嘉一段嘉一段-茅四段茅四段-韩家店组韩家店组石牛栏组龙马溪组1.251.02.031.0美国页岩气与四川页岩气埋藏深度对比长宁区块页岩气地层孔隙压力剖面威远区块页岩气地层孔隙压力剖面二、四川油气田页岩气气藏概况汇报提纲一、前言二、四川页岩气气藏概况三、川庆页岩气钻井历程及形成的技术四、下一步攻关方向1、第一阶段页岩气钻井情况及取得的认识2、第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术3、第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术川庆页岩气第一阶段钻井指标2009年~2011年底为川庆页岩气钻井的第一阶段，共完钻12口（其中直井9口，水平井5口），主要采用常规钻井技术进行页岩气钻井，钻井过程中普遍表现出钻速慢、事故复杂多、钻井周期长的特点。1、第一阶段页岩气钻井情况及取得的认识井型井号井深m目的层平均钻速m/h纯钻时效%钻井周期d直井威2012840筇竹寺2.2344121威2033220龙马溪2.7053.3797威2022610龙马溪4.8868.541宁2012560龙马溪2.903978宁2061920筇竹寺3.404158宁2083307筇竹寺2.0146149宁2093202龙马溪2.3647121宁2102282龙马溪2.1632106宁2032425龙马溪5.463356平均27073.1291水平井威201-H12823龙马溪10.883174威201-H33647筇竹寺2.6745.3149宁201-H13790龙马溪5.9226147平均34204.531231、三口水平井钻井情况威201－H1井（第一口水平井）威201-H1井（龙马溪）威201-H1井于2011年1月10日开钻，3月25日完井，完钻井深2823m，水平段长1079.48m，钻井周期74天，平均机械钻速10.88m/h。但在“1400～1510m、2120～2180m、2750～井底”三个井段出现了严重垮塌，处理耗时37天。。1、第一阶段页岩气钻井情况及取得的认识宁201－H1井宁201-H1井于2011年6月17日开钻，11月20日钻进至井深3790m完钻，水平段长1045m，钻井周期147d，平均机械钻速5.92m/h。该井原井眼水平段长667m，因垮塌侧钻。侧钻井眼与哈里伯顿钻井液合作，密度1.61～1.76g/cm3侧钻至H2725m发生垮塌，上调密度至2.10g/cm3，井下才趋于稳定，正常钻进至H3790m完钻，水平段长1045m。宁201-H1（龙马溪）1、第一阶段页岩气钻井情况及取得的认识威201－H3井威201-H3井于2011年5月5日开钻，10月2日钻进至井深3647m完钻，水平段长737m，钻井周期149d，平均机械钻速2.67m/h。该井由于井眼扩大率大，加之地层提前导致侧钻，侧钻耗时61天，侧钻段平均钻速1.5m/h。威201-H3（筇竹寺）1、第一阶段页