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2 纲提报汇 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

3 一 前 言 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

4 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

5 一 前 言 2 页岩气开发的特点 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 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

6 一 前 言 3 国外页岩气钻井关键技术 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 1 丛式水平井工厂化钻井技术 降低井场占用面积 快速钻进 工厂化作业 降低综合成本

7 一 前 言 2 页岩气防塌钻井液技术 确保井壁稳定 利于回收利用 降低成本 不污染环境 至今 年 2005 年以前 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 改进水基钻井液 仍然存在失稳现象 主要应用水基钻井液 井壁失稳情况突出

8 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

9 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

10 一 前 言 5 清洁化生产技术 国外已形成了成熟 符合环保要求的钻井清洁化生产技术 国外钻井现场岩屑不落地处理系统 国外某钻井废弃物集中处理厂

11 纲提报汇 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

12 二 四川油气田页岩气气藏概况 1 四川页岩气气藏地质条件 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 志留系龙马溪组页岩 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 寒武系筇竹寺组页岩

13 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 4201 km2 主要目的层 S1l 富顺 - 永川区块 位于盆地南部 面积 3800km2 主要目的层 S1l 与壳牌公司合作

14 二 四川油气田页岩气气藏概况 威远区块龙马溪组资源量 7290 亿立方 埋深 <4000 米 去合作区剩余面 积 2430Km2 资源 7290 亿 面积 km2, 资源 1832 亿 面积 km2, 资源 1041 亿 长宁区块龙马溪组资源量 6699 亿立方 面积 km2, 资源 2576 亿 面积 km2, 资源 1469 亿

15 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

16 二 四川油气田页岩气气藏概况 2 四川页岩气气藏开发概况 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 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

17 二 四川油气田页岩气气藏概况 2012 年 3 月 21 日发改能源 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

18 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 长宁 - 威远页岩气示范区地处山区 地面沟壑纵横 海拔 m 人口密 集 平台井场建设难度大 费用高 国外页岩气井场地表环境 四川页岩气井场地表环境

19 二 四川油气田页岩气气藏概况 ② 多层段钻井易漏 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 - 威远区块前期井漏统计 井号 地层层位 钻井液密度 漏失量 最大漏速 g/cm m m3/h 3 3 嘉四 - 三 失返 茅二 威 40 雷二 嘉四 失返 威 201 嘉三 嘉二 失返 威 001-H5 雷口坡 失返 宁 210 茅口 栖霞 宁 201 长宁地表溶洞

20 二 四川油气田页岩气气藏概况 ③ 多层段钻井易垮 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 钻井液密度 井号 地层层位 长宁 H13-1 须家河 g/cm 威 201-H1 龙潭 龙马溪 1.20 宁 201-H1 龙马溪 1.85 长宁高海拔井区地表出露易塌层 复杂情况 备注 严重垮塌 水泥补壁 20 多次 损失 60 多天 须家河垮 严重垮塌 损失 6 天 被迫提前完钻 完钻后通井 38 天 严重垮塌 被迫侧钻 龙马溪上部灰绿色页岩垮塌物 龙潭 龙马溪垮 龙马溪垮 龙马溪底部黑色页岩垮塌物

21 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 茅口 栖霞 井段长 m 灰岩 岩性致密 坚硬 部分含黄铁矿 燧石结核 井 段 m) 段 长 (m) 钻井方式 机械钻速 (m/h) 威 钻井液 牙轮 2.04 宁 钻井液 PDC/ 牙轮 1.43 宁 钻井液 PDC 1.24 井 号 韩家店 石牛栏 井段长 m 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/h PDC 钻头只数 单只钻头进尺 m 长宁 H 长宁 H 长宁 H 长宁 H 长宁 H 长宁 H 长宁 H 平均

22 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 垂深 层位 m 500 嘉四段嘉一段 长宁H2平台压力预测 嘉一段 空 茅四段 气 1.0 宁201井钻井泥浆密度(g/cm3) 茅四段 韩家店组 1.25 韩家店组 氮 美国页岩气与四川页岩气埋藏深度对比 气 石牛栏组 龙马溪组 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

23 纲提报汇 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

24 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

25 1 第一阶段页岩气钻井情况及取得的认识 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 川庆页岩气第一阶段钻井指标 井型 直井 水平井 井 号 井深m 目的层 平均钻速 m/h 纯钻时效 % 钻井周期 d 威 201 威 203 威 202 宁 201 宁 206 宁 208 宁 209 宁 210 宁 203 平均 威 201-H1 威 201-H3 宁 201-H1 平均 筇竹寺 龙马溪 龙马溪 龙马溪 筇竹寺 筇竹寺 龙马溪 龙马溪 龙马溪 龙马溪 筇竹寺 龙马溪

26 1 第一阶段页岩气钻井情况及取得的认识 1 三口水平井钻井情况 威 201 H1 井 第一口水平井 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 m 钻井周期 74 天 平均机械钻速 10.88m/h 但在 m m 2750 井底 三个井段出现了严重垮塌 处理耗时 37 天 威 201-H1 井 龙马溪

27 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 g/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

28 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

29 1 第一阶段页岩气钻井情况及取得的认识 2 取得的认识 1 井身结构 三开三完先调整为两开两完 威 201-H1 两开两完再调整为三开三完 威 201-H3 宁 201-H1 直 井 第一口水平井 威 201-H1 威 201-H3 宁 201-H1

30 1 第一阶段页岩气钻井情况及取得的认识 2 钻井液应用 水平井 造斜 水平段均采用油基钻井液 但垮塌严重 井 号 威 201-H1 井 段 钻井液体系 钻井液密度 龙马溪 柴油基 遇仙寺 筇竹寺 柴油基 遇仙寺 筇竹寺 柴油基 龙马溪 合成基 龙马溪 m 威 201-H 层 位 宁 201-H1 无土相合成基 引 进 备注 井斜 40 度提 密度至 1.80 侧钻 井斜 30 度提 密度至 1.85 侧钻

31 1 第一阶段页岩气钻井情况及取得的认识 3 页岩气地质导向钻井技术探索 发挥地质录井作用 初步建立工程与地质相结合的导向模式 采用 MWD+ 伽 玛随钻仪器跟踪储层 调整井眼轨迹 实现了一次性入靶 储层钻遇率 93%

32 1 第一阶段页岩气钻井情况及取得的认识 4 固井情况 针对水平井面临的固井困难 采用以下技术措施保证固井质量 优化浆柱结构 前冲洗液 + 水基钻井液 + 后冲洗液 提高井壁亲水性 水平段套管安装滚珠扶正器 减少摩阻 3 口水平井 139.7mm 套管固井质量

33 1 第一阶段页岩气钻井情况及取得的认识 2 存在的问题 1 瓶颈地层机械钻速低 茅口 栖霞 井段长 m 第一阶段钻井后期经过优选 PDC 钻头 机 械钻速虽然比过去有提高 但仍不理想 井 段 m) 段 长 (m) 钻井方式 机械钻速 (m/h) 威 钻井液 牙轮 2.04 宁 钻井液 PDC/ 牙轮 1.43 宁 钻井液 PDC/ 牙轮 3.36 宁 201-H 钻井液 PDC 3.35 井 号

34 1 第一阶段页岩气钻井情况及取得的认识 韩家店 石牛栏 井段长 m 含粉砂岩 可钻性 研磨性强 PDC 钻头适应性差 牙轮钻头机械钻速亦低 宁 201 井韩家店 石牛栏井段钻速统计表 井号 层位 钻井方式 机械钻速 (m/h) 宁 201 韩家店 石牛栏 钻井液 牙轮 1.29

35 1 第一阶段页岩气钻井情况及取得的认识 2 滑动定向钻进机械钻速低 周期长 威 201-H3 宁 201-H1 井定向段长 344 ｍ和 427 ｍ 定向周期分别 为 20 天 15 天 机械钻速仅有 1.59m/h 2.54m/h 井段 m) 段长 (m) 机械钻速 (m/h) 威 201-H 宁 201-H 井号 起下钻 本段钻井 周期 (d 次数 时间 d

36 1 第一阶段页岩气钻井情况及取得的认识 3 表层 茅口等多层段漏失 处理耗时长 表层漏失严重 部分井只能采用充气钻井治漏 二叠系茅口裂缝发育 钻井易漏 长宁区块井漏统计 地表溶洞型漏失 钻井液密度 漏失量 最大漏速 g/cm3 m3 m3/h 嘉四 - 三 失返 表层漏 茅二 裂缝性井漏 宁 203 茅二 宁 209 茅一 渗透性漏失 宁 210 茅口 裂缝性井漏 井号 宁 201 地层层位 备注 裂缝性井漏

37 1 第一阶段页岩气钻井情况及取得的认识 4 页岩坍塌机理认识不清 井壁垮塌严重 威远 - 长宁水平井均不同程度的发生井壁垮塌 其中宁 201-H1 井在水平段采用 1.90 g/cm3 密度的合成基泥浆 钻至 3447m 起钻时因垮塌卡钻而填井侧钻 钻至原井深损失 65.5 天 占钻井总时间的 44.70% 全井纯钻时间仅为 26% 复杂时效高达 58.88% 威远 - 长宁水平井主要井壁垮塌情况 井 号 井 深 m 目的层 钻井液 钻井液密度 体系 g/cm3 备注 威 201-H 龙马溪 柴油基 严重垮塌 被迫提前完钻 龙马溪 合成基 龙马溪 宁 201-H1 无土相 合成基 严重垮塌卡钻导致侧钻 损失时间高达 65.5d 侧钻与哈里伯顿合作采用无土相合成基钻井液侧 钻井眼最高钻井液密度达到 2.11g/cm3

38 1 第一阶段页岩气钻井情况及取得的认识 5 页岩气水平井体积压裂对套管选型和固井质量要求高 本阶段套管变形严重 井号 油层套管 固井测井质量 备注 威 201-H mm 10.54mmTP110S 抗外挤 抗内压均为 100.2MPa) 胶结优良率 82.4% 套管变形 宁 201-H mm 9.17mmP110 抗外挤 76.5MPa 抗内压均为 85.3MPa) 胶结优良率 89.85% 套管变形 固井液设计难度大 固井工艺需要完善 界面油湿 影响一 二界面胶 长水平段 套管居中度 低 钻井液密度高 粘 切高 顶替效率难以保 证 结质量 油基泥浆与水泥浆兼容性差 油基泥浆影响水泥石强度 体积压裂对水泥石力学性能要 求高 油基钻井液条件下固井 冲洗液 隔离液性能 及用量有待进一步优化 威 201-H3 套管变形

39 1 第一阶段页岩气钻井情况及取得的认识 6 未形成丛式水平井钻井技术 水平井单井钻井周期长 钻井费用高 第一阶段完成的威远两口水平井单井钻前 钻井费用在 万元之间 而与我们埋藏深度近似的美国 Barnett 页岩气藏 2009 年钻 井周期在 19 天左右 成本在 万美元之间 差距很大

40 1 第一阶段页岩气钻井情况及取得的认识 7 清洁化钻井意识不强 相关技术和装备还未探索 配套

41 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

42 2 第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术 2012 年 ~2013 年 为川庆页岩气钻井的第二阶段 共完成长宁 7 口水平井和威远 2 口水平井 其中长宁区块通过采用自主开发和吸收 引进的钻井提速工艺措施 平均钻井周 期大幅缩短 同比较第一轮井缩短 55 天 第二阶段水平井指标对比 井型 井号 井深 m 目的层 平均钻速 钻井周期 水平段长 (m/h) d m 威 201-H 龙马溪 第一轮 威 201-H 筇竹寺 水平井 宁 201-H 龙马溪 水平井 平均 长宁 H2-2 长宁 H2-4 长宁 H2-3 长宁 H3-3 长宁 H 龙马溪 龙马溪 龙马溪 龙马溪 龙马溪 长宁 长宁 H 龙马溪 长宁 H 龙马溪 龙马溪 龙马溪 第二轮 第二轮 水平井 威远 平均 威 204 威 205 平均

43 2 第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术 1 初步形成的技术 1 页岩气丛式井快速钻井技术 ① 页岩气丛式井钻井工程设计技术 页岩气丛式井轨迹设计 每个平台 6 8 口井 井间距 5m 排间距 30m 靶前距 m, 井下水平段巷道 m

44 2 第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术 井身结构优化设计 ① 井身结构缩小为非标结构 可以提高钻井 速度 减少钻井投资 ② 在钻井液技术不满足长段裸眼防塌的情况下 技术套管下至龙马溪中上部 减少三开大井斜 裸眼段长度 减少垮塌风险

45 2 第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术 ② 大偏移距三维井眼轨迹控制技术 长宁页岩气丛式井平台采用双排井口布置 井口间距 5m 每个平台 6 8 口井, 井 眼轨道设计及控制应用 预斜 技术 即在表层定向造斜对井口间距 预放大 增加井 眼间的空间距离 降低井眼相碰风险 长宁 H2/H3 平台 预放大 防碰技术关键参数表 井号 预造斜点深 /m 预造斜方位 / 造斜率 /30m 预造斜终点斜深 /m H H H H

46 2 第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术 长宁丛式井平台为典型的三维水平井 每多打一口井 横向位移增加 300m 横向水 平位移是影响轨迹设计和工程难度的重要因素 扭方位时井斜大小 方位变化大小是施 工作业能否实施的关键点 长宁 H2/H3 井组三维水平井设计轨迹示意图 长宁 H2/H3 井组三维水平井实钻轨迹示意图

47 2 第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术 轨迹控制在满足防碰绕障要求的同时 在上部井段尽量横向 预斜 力争在井斜 50 前使横向位移达到要求 并完成定向井扭方位作业 下技术套管前 完成井眼轨迹姿 态调整 采用 稳斜探顶 复合入窗 降低水平段作业难度 长宁丛式井平台三维井段统计 方位调整 井斜 周期 d / / / / / / / / 长宁 H 长宁 H 井号 井段 (m) 横向位移 (m) 长宁 H 长宁 H3-3 / 长宁 H 长宁 H2-3 / 长宁 H2-4 井三维水平井井眼轨迹示意图

48 2 第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术 ③ 个性化钻头优选技术 本阶段开展了各层段的 PDC 钻头优选试验 提速效果明显 长宁区块试验井平均 机械钻速 5.25m/h 较第一轮井提高 16% 平均使用钻头 12 只 同比第一阶段节约 钻头 10 只 茅口 栖霞等高研磨地层 优选 P 提高攻击性的后倾角设计 DC 钻头 机械钻速由 2.78m/h 采用 X3 齿 提高切削能力 提高到 5.89m/h 双排齿设计 提高稳定性 水眼由 5 个增加至 8 个 提高清洗能 力 水平段储层钻进 优选 PDC 钻头 提高了机械钻速 减少了起下钻

49 2 第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术 ④ 上部井段防斜打快技术 采取方法 长宁页岩气丛式井平台各井上部地层全部采用 MWD+ 螺杆 +PDC 防斜打快 取得的效果 直井段最大井斜小于 2 嘉陵江 龙潭机速达到 28m h 是过去气体钻的 2 倍 最高日进尺由过去的 280m 提高到 638m

50 2 第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术 ⑤ 造斜段 水平段快速钻井技术 钻具组合优化技术 增斜段用加重钻杆替代钻铤 水平段用 Φ101.6mm 大水眼钻杆代替加重钻杆 水平段使用 1.25 不带扶正器弯螺杆 尽可能提高复合钻比例 实现水平段快速 钻进 钻杆 钻铤 接头水眼不小于 62mm 将螺杆长度由 7.1m 改为 5.8m 降低压 耗 增大排量 钻具水眼不小于 62mm １.25 无扶螺杆 加重钻杆代替钻铤

51 2 第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术 螺杆优选 ① Φ241.3mm 井眼造斜能力低 选用 1.5º 螺杆 满足 5 /30m 要求 ② Φ168.3mm 井眼水平段选用 1.25º 螺杆 满足水平段稳斜及定向要求 ③ 造斜段螺杆扶正器有效棱长小于 15cm 减小 托压 井眼尺寸 (mm) 螺杆规格 (mm) 循环排量 输出扭矩 (KN) Φ185mm 螺杆带 Φ240mm 尾扶 +PDC+MWD 的优势得到了体现 可定向 快速钻进 防斜打直效果良好 平均机械钻时达到 26.64m/h Φ241.3mm 井眼采用 Φ197mm 螺杆 在韩家店 龙马溪定向井段机械钻时达到 2.73m/h Φ168.3mm 井眼采用不带扶正器 Φ135mm 单弯油基螺杆 水平段平均机械钻时达到 4.64m/h

52 2 第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术 水力震荡器提速试验 针对页岩气三维水平井滑动钻进托压严重导致钻速低 周期长的问题 本阶段开展了水力振荡器提速试验 长宁 H2-1 井试验定向井段机械钻速 1.8m/h 钻井周期为 6.7d 同比邻井缩短 13.6% 长宁 H2-1 井水力振荡器现场试验

53 2 第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术 ⑥ 钻机快速移动装置 长宁 H2 平台 机械钻机 配备滑轨式移动装置 井间纯移动时间 2 小时 移动 前倒部分钻具 长宁 H3 平台 电动钻机 配备步进式移动装置 井间纯移动时间 1.5 小时 移 动前需倒全部钻具 滑轨式液压移动装置 步进式液压移动装置

54 2 第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术 钻机快速安装设备改造配套 循环罐 液气分离器等系统定点放置 减少 搬安时间 溢流管采用加长软管 泥浆过渡槽加长 电缆加长 防喷管线用高压软管 便于拆卸安装 配套 52MPa 高压管汇 改造形成的快移钻机 钻机型号 平移部分 改造钻机整体移动性能评价 定点放置部分 平台号 设备 型号 移动 方式 倒钻具 搬安 总时间 h h 天 ZJ50L-ZPD 井架及底座 机房 泥浆泵 气源房 循环系统 发电房 H2 ZJ50L-ZPD 滑轨式 ZJ50D 井架及底座 绞车 机房 发电房 配电房 泥浆泵 循环系统 H3 ZJ50D 步进式 与传统钻井搬安 6 天相比 单井节约 3.5 天 6 口井可节约 21 天 8 口井可节约 28 天

55 2 第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术 2 地质工程一体化导向技术 本阶段主要通过采用如下技术措施 使储层钻遇率达到 95 % 以上 用 MWD+GR 随钻监测井眼轨迹 通过岩性识别 伽马曲线对比 地层小层对比 确定顶底板 致密夹层和储层位置变化 由 专业地质导向人员下导向指令 确保储层钻遇率 岩屑显微放大分析岩性 应用体视显微识别系统对岩屑进行 200 倍显微放大 对页岩中含岩石 颗粒的大小 成分和孔隙大小等进行分析判断岩性

56 2 第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术 3 新型强封堵防塌钻井液技术 ① 龙马溪页岩层段坍塌机理研究 页岩失稳机理 通过实验测定研究 主要由于既存裂缝与层理面 钻井中的密度压差 应力释放缝 井斜等因素综合作用导致页岩失稳 页岩地层裂缝与层理面为钻井压差下液相进入地层提供了通道 降低地层微裂缝间的结构强度 诱发岩石水力尖劈作 用 引起层理剥落 地层中微裂缝 - 黏土矿物 - 钻井液综合作用 -- 降低页岩的结构强度 随着井斜增加 尤其在 50 度井斜以后 页岩力学稳定性急剧降低 页岩地层的脆性特征 -- 高速钻进过程中 井周地层岩石中容易产生应力释放缝 在重力作用下发生脱落掉块 1.9 长宁地区龙马溪组页岩弱面强度曲线 原岩 1.8 钻井液1 3 地 层 坍 塌 压 力 g /cm 弱面单轴抗压强 /M度 Pa 钻井液2 1.7 钻井液3 1.6 钻井液4 1.5 钻井液5 钻井液6 1.4 钻井液7 10 钻井液 最大应力与弱面法线夹角/ 长宁龙马溪页岩弱面强度曲线 水平井与最大水平主应力方位夹角 90 钻井液9 钻井液10 10 种不同钻井液配方浸泡后坍塌压力不同程度增加

57 2 第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术 解决的页岩层段坍塌技术思路 防塌需要加强封堵能力及失水控制能力 地层中存在少量粘土矿物 钻井液应具有较强的水化抑制性 不同的钻井液体系对页岩坍塌应力影响不一样 需要根据室内试验和现场实际 确定合适的钻井液密度

58 2 第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术 ② 强封堵水基钻井液 CQ-JFS 防塌原理 主要通过在钻井液加入专用的固壁剂 降滤失剂 通过强化井壁封堵能 力 同时降低井壁内部的钻井滤液侵入量 使页岩中粘土矿物难以水化膨胀 达到维持 井壁稳定的作用 强化封堵能力前后对比图 1000 倍

59 2 第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术 强封堵水基钻井液与常规防塌水基钻井液室内性能对比 序号 钻井液体系 漏粘 s 塑粘 mpa s 动切 Pa 初 / 终切 Pa/ Pa API 失 水 ml 泥饼 泥饼 mm HTHP 失 水 ml 1 KCl 聚合物 / 钾聚磺 / 强封堵 / mm 长宁地区强封堵水基现场钻井液表 体系 强封堵 密度 漏粘 g/cm3 s 塑粘 m Pa s 动切 P a 初 / 终切 Pa/ Pa 2 3/6 1 0 API 失水 ml HTHP 失 水 100 ml K滑 HTHP 失 水 100 ml K滑 威远地区强封堵水基现场钻井液表 体系 强封堵 密度 漏粘 动切 P 初 / 终切 s 塑粘 m Pa s a Pa/ Pa API 失水 ml g/cm /

60 2 第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术 ③ 引进白油基无土相钻井液 哈里伯顿白油基无土相钻井液现场性能表 密度 g/cm3 Φ6/Φ3 PV MPa.s YP P Gel Pa ES v a HTHP 120 油水比 / / : / / :15 长宁 H3 平台钻井液现场测试 长宁 H3 平台振动筛岩屑返出均匀

61 2 第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术 ④ 应用效果 长宁 H2/H3 平台应用高性能水基钻井液 CQ-JFS 成功穿越大斜度 60 页岩 段 减少了油基钻井液的漏失 应用无土相白油基钻井液实现大斜度造斜段 水平段防塌打快 完钻井纯钻时效由 宁 201-H1 井的 26% 提高至 45.17% 垮塌复杂为零 长宁 H2/H3 井组部分井完钻井生产时效统计

62 2 第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术 5 清洁化钻井技术 ① 钻井液不落地技术 岩屑由振动筛经传输装置直接进罐进行后期处理 实现对井场地面无污染 震动筛 输送装置 岩屑罐

63 二 主要技术进展 ② 油基钻井液回收利用 采用储备罐分类回收 回收率可达 60% 以上 应用钻井液二次回收装置及技术 回收岩屑吸附的油基钻井液 长宁 H2 井组 采用离心式甩干回收装置 油基岩屑油含量由 25% 降至 10% 长宁 H3 井组 采用高频振动筛回收装置 油基岩屑油含量由 25% 降至 12% 单井可回收油基钻井液 ｍ３ 离心干燥器 高频振动筛型干燥器

64 二 主要技术进展 ③ 油基钻屑处理 研制了油基岩屑处理装置 处理后岩屑含油量小于 0.5% 达到国家环保要求 油基钻井液岩屑处理装置

65 二 主要技术进展 ④ 电代油探索 长宁 H3 井组利用地方电网 改造 配备 电代油 设备 网电提 供钻井及井场用电 节能 降噪效果 明显

66 2 第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术 4 页岩气水平段油基钻井液固井技术 本阶段对水平段页岩井段油基钻井液条件的固井难点有了比较全面的认识 归纳起 来主要有以下几点 三维页岩气水平井段下套管摩阻大 下入困难 油基钻井液与水泥浆不兼容 影响固井质量 长水平段套管居中度低 钻井液密度高 粘切高 提高顶替效率难度大 体积压裂压力高 对水泥环施加交变应力 对油层套管外环空密封完整性要求高

67 2 第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术 ① 三维页岩气水平井安全下套管技术 针对页岩气水平井下套管困难的难题 本阶段形成初步形成页岩气水平井安全下套管技术 组合通井技术 组合通井技术 重浆段塞举砂 重浆段塞举砂 技术措施 技术措施 钻进过程带扶正器 双扶正器一次通井 钻进过程未带扶正器 单扶正器一次通井 再双 扶正器通井 下套管前 模拟水泥浆携砂能力变化 采用 下套管前 模拟水泥浆携砂能力变化 采用 6-8m 6-8m g/cm 2.40g/cm33 纤维滴漏钻井液进行循环携砂 清除 纤维滴漏钻井液进行循环携砂 清除 岩屑床 岩屑床 润滑井壁 润滑井壁 循环洗井后 垫固体润滑剂于裸眼井段 循环洗井后 垫固体润滑剂于裸眼井段 抬头技术 抬头技术 套管柱前端采用短套管加扶正器 坚持抬头下套管 套管柱前端采用短套管加扶正器 坚持抬头下套管 工艺 减少前端摩阻 工艺 减少前端摩阻 67

68 2 第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术 ② 微膨胀韧性水泥浆体系 研发微膨胀韧性水泥浆体系 降低水泥浆候凝收缩等引起的微间隙 改变水泥石力学 性能 满足页岩气压裂改造对管外环空密封性的需要 微膨胀韧性净胶凝体过渡时间 10~20min 具有良好防气窜能力 7 天线膨胀 0.16% 能降低微间隙 微膨胀水泥浆静胶凝曲线图

69 2 第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术 ③ 油基钻井液的界面清洗技术 针对油基钻井液与水泥浆不兼容的难题 研究形成油基钻井液的界面清洗技术 以冲洗 液 ( 非离子表面活性剂和阴离子表面活性剂 )+ 高分子悬浮稳定剂 + 惰性固体材料形成前置液 体系 具有较强润湿渗透作用 能有效清除界面油膜 室内评价表明其冲洗效率大于 95% 界面接触角小于 10 浸泡液体 介质 接触角 白油基泥浆 钢片 冲洗液清洗后 钢片 6.6 白油基泥浆 页岩 冲洗液清洗后 页岩 0 冲洗前后金属表面的接触角 冲洗前后后页岩表面的接触角

70 2 第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术 ④ 提高顶替效率工艺 针对页岩水平段固井提高顶替效率难度大的难题 主要通过优化浆柱结构设计 优化 扶正器选择与安放 优化隔离液用量设计 优化注替排量 采用漂浮顶替工艺解决 密度级差匹配 动切力 YP 流变学匹配 泥浆 冲洗隔离液 水泥浆密度差 Δρ 设定 Δρ 为 g/cm3 泥浆 冲洗隔离液 水泥浆 优化扶正器选择与安放 水平井段用旋流扶正器 其余井段半刚性扶正器 浆柱结构设计 冲洗隔离液 冲洗液 领浆 尾浆 隔离液用量设计 软件模拟与冲洗效率评价确定隔离液用量设计 优化注替排量 上返速度 m/s 排量为 m3/min 漂浮顶替技术 水平井段采用清水和轻浆顶替 减小套管的偏心程度 长宁 H2-4 浆柱结构

71 2 第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术 ⑤ 页岩水平段井筒密封完整性工艺 为提高环空水泥环密封完整性 初步形成页岩水平段井筒密封完整性工艺 采用预应力固井技术 : 环空憋压候凝 + 低密度顶替液 避免后期替液等作业产生微间隙 改变试压工艺 : 探索碰压后直接进行试压 在水泥石形成前完成对管柱密封性检测 控制水泥返高与平衡压 : 油层套管只封固到上层套管鞋以上 米 压裂时可在环空加压, 从而相应减小上部套 管所受内压同时增加了水泥石围压 提高水泥石的抗破坏能力 采用微膨胀韧性水泥浆体系 降低水泥浆候凝收缩引起微间隙 长宁 H2-4 浆柱结构

72 2 第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术 ⑥ 应用效果

73 2 第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术 2 存在的问题 1 井身结构 套管强度不能满足大排量体积改造的需求 压裂改造要求排量必须达到 15m3/min 以上 采用 127mm 套管 施工压力高 对套管和 装备的要求高 且套损严重 压裂改造要求油层套管采用 139.7mm 高强度油层套管 长宁井区泵压预测 127mm 油层套管 不同裂缝延伸压力梯度下的泵压 MPa 施工排量 m3/min 液柱压力 MPa 摩阻 MPa 威 204 井区泵压预测 127mm 油层套管 不同裂缝延伸压力梯度下的泵压 MPa 施工排量 m3/min 液柱压力 MPa 摩阻 MPa 第二阶段长宁页岩气水平井油层套管设计 规范 套管程序 井段 m 尺寸 mm 扣型 油层套管 长圆 钢级 壁厚 mm 抗外挤 MPa 抗内压 MPa 抗拉 kn

74 2 第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术 2 韩家店 石牛栏地层研磨性强 定向钻井机械钻速低 单只钻头进尺少 该层段存在致密砂岩 PDC 钻头极易磨损 长宁 H3-2 井及长宁 H2-2 井 使用哈里伯顿 MM65RH 钻头 磨损严重 机械钻速低 长宁 H2-2 井该段平均 机械钻速仅 1.86m/h 单只钻头平均进尺仅 178m 长宁 H3-2 井 MM65RH 钻头磨损 长宁 H2-2 井 MM65RH 钻头磨损

75 2 第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术 3 页岩层段滑动钻进过程中 托压问题较为严重 ① 虽然使用了油基钻井液 但龙马溪地层中上部含泥岩井段 定向仍然存在严重脱压 现象 造成定向效果差 滑动钻进比率高 ② 三维井横向位移大 空间方位变化大 长宁 H2-2 井方位 造成 施工井摩阻增大 10-15T 易脱压 造成滑动钻进难 定向效果差 ③ 水平段上倾钻进 在定向施工时必定存在摩阻大的因素 从而造成定向施工困难 易脱压 ④ 水平段越长 定向施工越困难 在水平段 800m 后 托压严重 滑动钻进极为困难

76 2 第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术 4 水平段复合增斜率高 滑动钻进轨迹难控制 由于地层倾向原因 复合钻增斜率高 上倾水平段的复合增斜率 6 10 /100m 造成在水平段钻进时 滑动钻进控制井斜的施工段更多 水平段钻井情况统计表 井号 水平段长 m 设计 井斜 ( ) 复合钻增斜率 /30m 长宁 H 长宁 H 长宁 H3-1 滑动钻进 复合钻进 段长 (m) 机械钻速 (m/h) 段长 (m) 机械钻速 (m/h) 复合钻 占比 % 长宁 H 长宁 H 长宁 H

77 2 第二阶段页岩气钻井情况及初步形成的技术 5 仅初步配套钻机快速移动装置和快速安装设备 但钻井仍采用单钻机 钻完一口井再钻另一口井 钻完一排再钻另一排 还未实现批量化钻井 6 油基钻井液未实现国产化 单井钻井液费用高 不适应页岩气低成本开发 战略 7 探索了清洁化钻井生产方式 但还未形成规模 一些技术也未成熟

78 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

79 3 第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术 1 总体完成情况 自 2014 年开始至今 为川庆页岩气钻井发展的第三阶段 共完钻 55 口 其中长 宁区块 26 口 威远区块 29 口 通过采用一系列优化形成的钻井技术 本阶段页岩气钻 井取得重大进展 相关钻井指标如下 示范区开发方案周期与实际钻井周期对比 井区 目标钻井周期 d 实际情况 最长 周期 d 平均 周期 d 最优 周期 d 平均机械钻速 长宁井区 威 202 井区 威 204 井区

80 3 第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术 2 优化形成的技术 1 页岩气丛式井批量化快速钻井技术 ① 丛式井水平井钻井工程设计优化技术 井身结构优化 长宁井区 既满足压裂 又便于提速

81 3 第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术 威 204 井区 储层垂深 3500m 左右 斜深超过 5000m 为满足体积压裂施 工需要 减少茅口 栖霞井漏复杂 井身结构进行了持续优化 威 204 井区井身结构优化过程 龙马溪斜井段 栖霞顶 龙马溪顶 开发方案井身结构 第三阶段前期井身结构 第三阶段后期井井身结构 机械钻速慢 钻井周期长 施工成本高 油层套管尺寸小 难以满足压裂大排量施工需要 油层套管尺寸增大 满足体积压裂需要 栖霞井漏影响水平段钻进速度 有效封隔栖霞漏层 减少了井下复杂事故 提 高了生产时效 缩短了钻井周期

82 3 第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术 井眼轨迹优化设计 第一阶段水平井井眼轨迹设计 单井采用小靶前距方案 靶前距 250m 左右 旨在减少开发盲区 增斜段在龙马溪及以上地层 需在石牛栏 ~ 韩家店难钻地层定向 增斜率设计在 8 /30m 现场实际应用中 发现存在大量问题 部分层段造斜率异常 难以达到高造斜率要求 威 201-H3 井井眼轨迹控制情况 造斜率不足采用 2 弯螺杆加焊 8mm 垫片

83 3 第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术 第二阶段井眼轨迹设计优化 丛式井靶前距由 250m 左右优化至 400m 左右 造斜点适当上移 应对储层垂深变化和地层造斜率不足的影响 增斜率由 8 /30m 优化至 5 /30m 优点 缺点 靶前距增加 造斜率降低 轨迹控制难 需在石牛栏 ~ 韩家店难钻地层定向 度降低 应对储层垂深变化能力增强 机械钻速慢 复合钻进比例提升至 80~90% 钻井速 难钻地层不能采用气体钻井提速 度提高 井眼质量更好 开发盲区增加 只能采用交叉布井解 决

84 3 第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术 第三阶段井眼轨迹设计优化 高造斜率旋转导向技术下的井眼轨迹优化 造斜点下移至龙马溪层段 增斜率提高至 8 /30m 采用高造斜率旋转导向工具进行增斜扭方位着陆段 水平段可采用旋转导向或螺杆钻具组合进行钻进 现场实际应用中 具有诸多优点 增斜扭方位段由高造斜率旋转导向工具完成 造斜效率和井 下风险显著降低 石牛栏 ~ 韩家店难钻地层不定向 便于采用气体钻井提速 高造斜率旋转导向工具条件下 的井眼轨迹优化方案

85 3 第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术 针对三维水平井横向偏移距大的特点 为减小狗腿度 减少滑动钻进井段 优化采 用 三维轨迹二维化 方案 应用力学分析软件 实时指导轨迹控制 达到了提高钻速 降低井下事故复杂风险 造斜点 3 /30m 4.2 /30m 预增斜轨迹 常规轨迹 造斜点 7 /30m 2.8 /30m 6 /30m 6.5 /30m 6.53 /30m 轨迹优化设计与控制

86 3 第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术 油层套管优化设计 针对页岩气油层套管在第一阶段和第二阶段出现体积压裂后套管变形和 127mm 外径油层套管不满足大排量体积压裂的情况 通过交流 引进国外先进套管校核软件 优选油层套管 有效减少了油层套管套损发生几率 第三阶段设计选用的油层套管参数 规范 套管名称 油层套管 尺寸 mm 扣型 BGT2 钢级 壁厚 mm 抗外挤 MPa 抗内压 MPa 125V

87 3 第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术 ② 个性化 PDC 优选技术 持续开展优选 PDC 钻头试验 同比 2013 年指标 威远平均机械钻速提高 107% 长宁 平均机械钻速提高 6.18% 长宁 H3-5 井创造 5 只 PDC 钻头钻完全井进尺的纪录 层位 岩性 嘉五 嘉二 2 云岩 灰岩 嘉二 1 长兴 龙潭 梁山组 韩家店 石牛栏 钻头选型 FX56S 白云岩 灰岩 T1655B MM55DH 石膏 灰岩 泥岩 MDSIZ616 MM65DH 含燧石 黄铁矿 粉砂岩 MDSIZ519 页岩夹灰岩 KQC MDSI516 石牛栏 龙马溪 粉砂岩 页岩 龙马溪 页岩 页岩气分层 PDC 钻头系列 HJT517GK MDSI616 MDSI616 MM55D 个性化 PDC 优选试验

88 3 第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术 国产个性化 PDC 钻头研究试验取得重大突破 在威西区块取得显著应用效果 单只钻头 在 311.2mm 井眼取得进尺 1701 米 215.9mm 井眼取得进尺 米的最好成绩 单只钻头 节约费用 50% 国产 PDC 钻头使用效果统计表 序 井号 尺寸 类型 1 威 202H PDC 威 202H PDC 3 威 202H 威 202H1-4 5 威 202H1-4 号 井段 层位 纯钻 进尺 钻速 4672 龙马溪 ~ 龙马溪 须一 ~ 龙马溪 PDC 龙马溪 ~ 龙马溪 PDC 须一 ~ 龙潭 PDC 龙马溪 ~ 龙马溪

89 3 第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术 ③ 上部井段提速技术 易漏表层气体钻井技术 针对易恶性井漏表层 采用气体钻井技术提速 治漏 长宁 威远共实施表层气体钻井 26 井 次 均顺利钻达设计层位 达到了良好的提速 治漏效果 长宁区块表层气体钻井指标统计表

90 3 第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术 防碰绕障提速技术 上部地层继续采用 PDC+ 螺杆 +MWD 利用高扭矩螺杆增加钻头转速和破岩功 率 利用 MWD 实时测量并实施防碰绕障 实现防碰又打快 机械钻速 (m/h) % 倍 长宁页岩气 PDC+ 螺杆 +MWD 上部直井段提速效果图

91 3 第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术 难钻地层气体钻井提速技术 井身结构和井眼轨迹优化后 为在韩家店 石牛栏高研磨地层开展气体钻井提速提 供了充分的的井眼条件 通过在上述地层采用气体钻井技术 机械钻速同比提高 2 倍以 上 节约钻井周期 10 天以上 提速效果明显

92 3 第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术 ④ 造斜段 水平段提速技术 三维轨迹控制技术 针对三维水平井横向偏移距大的特点 为减小狗腿度 减少滑动钻进井段 严格执行设计 三维轨迹二维化 轨迹控制方案 应用动态力学分析软件 实时 指导轨迹控制 保证了三维井眼的安全 快速钻进 自主开发的三维水平井钻柱力学分析系统 三维水平井轨迹控制方案

93 3 第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术 旋转导向提速技术 针对页岩气三维水平井滑动钻井易托压 机械钻速慢的难题 通过调研分析 优选 出斯伦贝谢公司 Archer 和 Power Drive 工具系列进行提速 上述工具能满足第三阶段高 造斜率和提速的要求 且具有壳牌页岩气项目长期合作基础 组织保障能力强 全球三大旋转导向工具主要性能对比评价 备选工具 造斜能力 优点 缺点 造斜段推荐 方案 Archer SLB 15 /30m 高造斜率 混合造斜 指向 + 调研时国内能同时满足 2 推靠式 口井作业 水平段推荐 方案 Power Drive SLB 5 /30m 推靠式 外壳旋转 性能稳定 造斜率较低 增斜段不适 价格较 Archer 便宜 用 备货充足 外壳不旋转 井眼不光滑 实际增斜率可能达不到要 求 技术能力差 壳牌及 川内井施工均不成功 备选方案 二 AutoTrak 贝克 6.5 /30m 推靠式 性能稳定 备选方案 三 EZ-Pilot 7600 哈里伯顿 10 /30m 指向式 执行机构不与井壁接 国内使用较少 供货周期 触 较长

94 3 第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术 旋转导向钻具组合与钻井参数优化 页岩气旋转导向钻具组合优化 经过现场试验 逐步摸清了各类旋转导向工具组合在页岩气地层的造斜规律和特性 根据轨迹控制要求 形成了水平段分段优化旋转导向钻具组合 81/2 造斜段 PDC Bit+ Archer 高造斜率旋转导向 ( 伽马, 井斜 方位 )+ MWD MWD Archer SDi516 81/2 水平段 : 附加动力旋转导向 ( 泵压 38MPa) 或常规旋转导向 ( 带近钻头 GR 泵压 30MPa) Smith PDC Bit + Archer/PD Vortex 附加动力旋转导向 + MWD MWD 动力马达 PD X6 满足高泵压要求 全部采用 PD+Vortex 不满足高泵压要求 第一趟采用 MWD+ 螺杆 后续采用常规 PD 完成 MDi519

95 3 第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术 页岩气旋转导向钻井参数优化 通过钻井液密度 井眼轨迹等参数结合工具特点进行水力学参数计算 优化了钻压 排量 泵压 转速等钻井参数 钻压 70~100KN 排量 24-30L/s 泵压 26~32MPa 转速 90~110rpm 钻柱屈曲临界钻压分析 旋转导向现场钻进记录

96 3 第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术 旋转导向钻井技术提速效果 长宁地区应用井平均机械钻速从 4.45m/h 提高至 6.8m/h 提高 52% 造斜段周期 从 28.8 天降至 10.6 天 水平段长增加 443m 周期从 17 天降至 14.4 天 未使用旋转导向井 旋转导向提速井

97 3 第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术 国产耐油高温螺杆 + 水力振荡器提速技术 针对页岩气低成本投入开发特点 在水平段试验了 国产耐油高温螺杆 + 水力 振荡器 替代旋转导向 定向周期相当 水平段延伸能力 1800m 水平位移 2200m 降低了单井成本 长宁区块旋转导向和螺杆钻具定向对比 井号 螺杆定向 旋转导向 水平段 螺杆定向 第一轮平均 长宁 H3-6 长宁 H2-7 长宁 H3-5 长宁 H2-5 长宁 H3-4 长宁 H6-1 长宁 H6-2 长宁 H6-5 井深 m 造斜段长 m 造斜段周期 d 改进长寿命等壁厚螺杆 水平段长 m 水力振荡器 水平段周期 d

98 3 第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术 ⑤ 页岩气丛式水平井快速钻井技术模板 通过不断技术攻关 优化集成 形成丛式水平井快速钻井技术模板 在各井队推广应用 促进了第三阶段页岩气整体提速 表层 PDC+ 螺杆 + 无固相 / 充气 防漏打快 直井段 PDC+ 螺杆 +MWD 防碰打快 难钻地层 气体钻井提速 造斜段旋转导向提速 水平段 PDC+ 旋转导向 / 耐油高温螺杆 + 水力振荡器 + 油 / 水基钻井液 防塌打快 页岩气丛式水平井快速钻井技术模板

99 3 第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术 ⑥ 批量化钻井技术 通过调研国外 工厂化钻井 理念 结合四川页岩气区块实际 本阶段初步形成了页 岩气批量化钻井技术 工厂化作业成为国外页岩气开发最新趋势 工厂化作业促进了页岩气产量大幅增长

100 3 第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术 页岩气山地复杂条件下的集约化建井方案 结合地面条件 地下构造条件 储层发育分布范围等因素综合考虑 配合地质 开发部门形成编制集约化布井方案

101 3 第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术 标准化井场及井口布局方案 根据长宁山地丘陵地貌特征 设计了 一字形 和 双一字型 井口双钻机工 厂化作业井场 优化功能区布局 保证连续 交叉作业安全同步进行 单井平均土地用量同比减少 288m2 费用平均节省 300 万以上 一字型 5m 间距井口布局 长 178m 宽 双一字型 30 5m 井口布局 长 116m 宽 50m 井场 适用于狭长形井场环境 70m 井场 适用于较为宽阔的井场环境

102 3 第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术 页岩气双钻机批量化钻井模式 形成了以 双大钻机分开次批量钻井程序 表层气体批量钻井 水基钻井液批量 作业模式 等为核心的批量化钻井作业模式 现场试验应用 14 个平台 建井速度提 升 50% 钻井设备安装 三开 埋导管 安装封井器 一开 测井 测井 下一开套管 固井 安装封井器 第二口井 第三口井 换钻井液 第二口井 第一口井 下套管 固井 完井 二开 测井 下二开套管 固井 平移井架 一 二 三口井中完 水基钻井液 平移井架 一 二 三口井完井 油基钻井液

103 3 第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术 双大钻机分开次批量钻井程序 双大钻机一 二开批量钻井 三开批量钻井的分开次批量钻井程序 采用错时开钻 作业程序优化的方法 实现了钻井工序的无缝对接 提高了设备利用率 同时集中重复 的作业模式可形成学习曲线 技术水平 作业效率持续提高 一开和二开批量钻井作业程序 三开批量钻井作业程序

104 3 第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术 双机批量化运行特点与优势 6 口井平台平移钻机 8 次 空气钻井设备利用率提高 28% 水基 油基泥浆体系集中使用 集中回收 处理 一开 二开双钻机批量钻井程序 时间工序紧凑有序 中间无停等 学习曲线不断提升 三开双钻机批量钻井程序 威 202 平台学习曲线提升情况

105 3 第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术 表层批量化气体钻井方案 形成了表层批量化气体钻井方案 包括设备配套 设备布局 作业程序优化 管 线快速安装及人员优化配置等 气体钻井设备单井安装时间降为 4.1h 平均耗用周 期仅 2.75 天 作业效率大幅提高 设备 3 台 900XHH/115XH 空压机 配套 2 台 FY400 增压机 所有设备固定不动 供气管线固定不动 设备 两台钻机供气管线并联 控制阀 快速切换 摆放 井口 5m 排砂管线可快速移动 其余固定 人员 配置 队长 1 人 技术负责人 1 人 装备负责人 1 人 操作工 3 人 表层批量化气体钻井作业方案 蓄水池 蓄水池 沉砂池 设 备 区 域 固定不移动管线 供气管并 联线 移动管线 泥浆泵 泥浆泵管汇 泥浆泵 至立管 1井 5m 2井 5m 3井 5m 4井 5m 5井 泥浆泵 振 动 筛 6井 30m 至立管 排砂管线 活动区 泥 浆 罐 井场 入口 泥浆泵 表层批量化气体钻井设备摆放示意图 排砂管线 活动区

106 3 第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术 钻井液体系重复利用与转换方案 设置了钻井液中转站 形成了双机运行重复利用与替换作业程序 提高了钻井液回收利 用率 降低了新浆配制量和体系转换时混浆的产生 水基钻井液可在 6 口井以上循环利用 油基钻井液回收利用率达 80% 单井钻井液费用平均降低 25% 左右 回收的 油基泥 浆 泥浆罐 井眼 振动筛及一体机设备 离心机 / 重晶石回收 油基钻屑处理系统 使用 井 油基泥浆循环系统 钻屑 / 泥浆分 离 含 25% 左右油基泥浆 的岩屑 回收 的 油基 泥浆 回收 井 钻井液 中转站 回收 井 岩屑干燥设备 含 4%-6% 油基泥浆的岩屑 油基钻井液回收利用程序 工厂化 钻井液重复利用程序 使用 井 使用 井

107 3 第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术 密集丛式井防碰绕障作业程序 针对页岩气密集丛式水平井井口间距小 防碰压力大 井控风险高的特点 制定 了防碰作业标准流程 对防碰风险级别 井眼轨迹测量方式与标准 防碰绕障钻具组 合等进行规范 确保了平台的防碰作业安全 防碰风险级别与汇报机制 防碰轨迹数据质量控制 分离系数与扫描核算 井眼轨迹计算方法 防碰绕障钻具组合 其它防碰相关要求 页岩气丛式井防碰作业方案 页岩气丛式井防碰作业流程

108 3 第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术 钻完井交叉作业风险控制方案 分析总结了不同阶段交叉作业存在的风险因素 制定了交叉作业风险控制方案 在发挥交叉作业设备场地利用率高 作业效率高 建井速度快等优势的同时 有效降 低了安全风险 现场实施中未出现交叉作业安全事故 交叉作业前信息沟通 交叉作业安全风险分析 确定风险控制措施方案 专人观察协调 页岩气钻完井 7 种交叉作业 交叉作业风险控制流程

109 3 第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术 批量钻井装备配套与布局方案 批量化钻井装备配套方案 根据页岩气批量钻井作业涉及的钻机整体平移 设备 / 设施共用 循环管汇改造 等 制定形成了批量化钻井装备配套方案 现场应用 14 个平台 平移复工时间仅为 传统搬安周期 1/3 减少了设备占用 节约了运输与安装费用 电动钻机或机械钻机 配备 52MPa 高压循环系统 配备顶驱 快速移动装置 电代油装备 井控管线 泥浆过渡槽 电缆加长等 共用装备配套

110 3 第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术 钻机整体平移方案 针对川渝地区钻机结构及页岩气批量钻井技术需求 评价并制定了钻机整体平移技 术方案 大幅提升了钻机平移效率 钻机整体平移有限元力学分析

111 3 第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术 双钻机地面设备标准化布局方案 在遵循共用前场 车道 循环系统 清洁化处理系统并考虑安全生产风险的原则 下 形成了前场反向和同向两套地面设备标准化布局方案 增加了设备共享比例和井 场共用面积 降低了钻井费用 共用区域 共用区域 钻井前场反向摆放方案 钻井前场同向摆放方案

112 3 第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术 批量化钻井人员组织模式优化方案 优化形成了双钻机作业人员精简配置与组织模式 相比于单机作业模式 电动双钻机和机械双钻机作业模式分别优减 14 人和 11 人 节约用工成本超过 110 万元 / 年 电动双钻机 _60 人 单机队伍 _37 人 2=74 人 机械双钻机 _63 人

113 3 第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术 优化的人力资源配置与组织方案 提升了组织效率 激发了生产积极性 对比项目 运行方案优化 组织效率提高 管理幅度 组织方案优化情况 错时交接班 技术干部同时管理 2 口井 人员统筹安排 大型施工相互协作 组织效率提升 28% 提高了行政人员管理效率 优化了行政人员轮休制度 提高了生产积极性 不增加生产班作业负担 双钻机人员组织效率提升 双钻机井队管理幅度变化情况

114 3 第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术 页岩气批量化钻井应用效果 工厂化作业的现场实施为页岩气及类似非常规油气资源的效益开发开辟了重要途 径 促进了钻井模式重大转变 在页岩气 14 个平台的现场应用中平均单井较常规作业 模式缩短搬安周期 80% 钻井周期 35 天以上 降低钻完井成本 1000 万元以上 极大 的促进了页岩气的效益开发进程 工厂化方案 对作业效率提高与工程成本降低的贡献 集约化建井 单井节约土地面积 288m2 钻前工程周期节约 30% 费用节约 10% 批量气体钻井 设备利用率提高 28% 减少设备安装时间 70% 钻机整体平移 平台减少搬安运输数百车次 大幅降低设备安装时间消耗 节约成本百万元 工厂化程序优化 实现了钻井作业的无缝衔接提高了钻井时效 学习曲线提升效果显著 钻井液重复利用 水基钻井液重复利用 油基钻井液回收利用 单井节约钻井液成本 300 万元 网电代油 降低油料运输成本 降低噪声扰民及排放 平均单井节约 50 万元 人员组织优化 人工成本由 510 万元 / 年降低至 400 万元 / 年 共用配套设施 减少搬安 9 车次

115 3 第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术 2 页岩气地质导向钻井技术 第三阶段页岩气地质导向钻井难点 地质导向目标层段由垂厚 30m 左右的低伽马页岩层段 调整为垂厚仅 5~10m 的高伽 马页岩层段 地质导向跟踪难度和工程风险增大 随着布井范围的增大 储层纵横向存局部变异增大 标准层不明显或缺失 给地质导向 跟踪判断和井眼轨迹调整带来较大的难度 标准层不明显或缺失造成跟踪难度大 需大幅度轨迹调整 高伽马储层薄 横向展布存局部倾角变化

116 3 第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术 通过技术攻关与创新 将地震数据 测井数据 综合录井参数 随钻测井与工程参 数有机结合 极大的增强了储层随钻识别能力 并通过装备配套和人员强化 实现了井 场数据采集与传输的信息化和专家系统支持 形成了页岩气水平井地质导向钻井技术 确保了页岩气高伽马优质储层钻遇率 95% 以上 精细地质建模技术 地质工程一体化设计技术 随钻井眼轨迹控制技术 实时综合储层识别技术 数据实时采集与传输技术 远程专家支持系统 地质工程一体化导向软件 地质工程一体化组织模式

117 3 第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术 典型实例 长宁 H2-7 井地质导向钻井 该井于 2015 年 6 月 21 日 16:30 钻至井深 5560m 垂深 m 完钻 完成水平 段钻进 1500m 优质页岩钻遇率 100% 箱体钻遇率 100% 龙顶到 A 点钻进 19 天 A-B 点 31 天

118 3 第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术 ③ 应用总体情况 集成地震精细处理与反演 构造分析及多井岩性 / 曲线对比的储层精细地质建模 技术 地质模型符合率达到 80% 以上 优质储层钻遇率优质页岩钻遇率达 95% 以上 通过采用 复合探顶 / 稳斜入窗 储层着陆技术 储层垂深变化应对能力超过 30m 集成随钻伽玛 综合录井 岩屑快速分析 / 显微放大识别的地质 / 工程一体化储 层跟踪钻进技术 同比国外地质导向技术 地质导向成本降低 30% 以上

119 3 第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术 3 页岩气防塌钻井液技术 基于页岩储层失稳机理 吸收 消化国内外先进技术 自主研发成功油基钻井液体系 和水基钻井液体系 在长宁 威远井区页岩气水平井钻井中获得良好应用效果 ① 油基钻井液体系 自主研发并批量生产出乳化剂 封堵剂 降滤失 剂 流型调节剂 润湿剂 纳米材料 6 种关键处理剂 并形成了白油基钻井液体系 性能达到国际大公司同等 水平 现场应用 42 井次 节约钻井费用近 3000 万元

120 3 第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术 ② 高性能水基防塌钻井液体系 自主研发的 CQH-M1 高性能水基防塌钻井液 目前顺利完成 4 口井现场试验 在抑制封堵性 润滑性 流变性三大性能达到了类似于油基钻井液的技术指标 可大 幅减少环保和成本压力 提高固井质量 实现降本增效 环保性好 解决油基钻屑的环保处置难题 相容性好 固井无需配制隔离液 减少废液排放 同时提高固井质量 维护相对简单 可循环再利用 井号 完钻井深 (m) 水平段钻进方式 水基钻井液使用井段 水基钻井液使用时间 (m) (天) 长宁 H MWD+ 螺杆 2921~4421 水平段 26 长宁 H 旋转导向 2523~4440 斜井段 + 水平段 35 长宁 H 旋转导向 2517~4700 斜井段 + 水平段 42 威 204H 旋转导向 3012~5250 水平段 58.5 威 204H6-1 正钻井 旋转导向 / 斜井段 + 水平段 / 威 204H11-3 正钻井 旋转导向 / 斜井段 + 水平段 /

121 3 第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术 4 页岩长水平段油基钻井液固井技术 在第二阶段已形成相关油基钻井液固井工艺技术的基础上 川庆公司针对第三阶段页岩气 井深更深 水平段更长 井眼轨迹更复杂等固井困难 继续攻关 试验 优化 最终形成以页岩 长水平段油基钻井液固井技术 固井质量不断提高

122 3 第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术 ① 页岩气长水平段安全下套管技术 套管串安全下入预判断 ---- 根据井眼轨迹 井身质量 套管串结构等模拟判断套管可下入性及 难易程度 通过模拟不同扶正器加法情况下套管摩阻与钩载情况表明 提高套管居中度 可以 减少下套管磨阻

123 3 第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术 双扶通井划眼 破除微台阶 井眼畅通与清洁 划眼 动力旋转 引鞋 解除前段阻卡 顶驱 + 旋转下套管 遇阻卡 顺利通过 滚珠扶正器 降低沿程磨阻

124 3 第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术 ② 页岩气长水平井段固井设计技术 根据集成化软件模拟计算 结合现场井况 合理优化浆柱结构 优选扶正器 调整施工参数 对固 井设计进行不断优化与完善 最大限度提高页岩气水平井顶替效率 1 扶正器安放设计 2 排量设计 4 施工泵压预测 5 平衡压力设计 3 浆柱结构优化 6 顶替效率模拟

125 3 第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术 ③ 长水平段精准碰压系统 自主研发自锁胶塞与高压碰压系统 确保了长水平段固井过程高效隔离 目前该胶塞使用最深 井深 5880m 最长水平段长 1800m 前期水泥塞实际长度比设计长度高达 100 多米 后期水泥塞 长度得到有效控制.

126 3 第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术 ④ 页岩气固井高压装备配套 形成了两台双机泵水泥车配注 1000 型或 2000 型压裂车进行替浆作业泵注系统 配套 70MPa 级 别高压管汇与 105MPa 整体式水泥头高压装备 满足现场高压施工需求 整体式水泥头 泵注系统 地面施工配套示意图 现场作业全景 集灰器

127 3 第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术 5 清洁化钻井技术 经过不断探索 总结 形成以钻井现场清污分流 钻井液不落地 水基钻井液废液 岩屑无害化 处理 油基钻井液回收利用 油基岩屑处理等系列清洁化钻井技术 满足了环保要求 ① 钻井现场清污分流 清洁区与污染区的完全隔离 结合雨棚的使用和清洁区的日常保持 使场面降雨不受污染 进 入自然水系 减少应雨水造成的废水增量 应用后废水减量 80% 以上

128 3 第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术 ② 水基钻井液废液 岩屑无害化处理技术 水基钻井液废液中上清液送回注井回注地层 废渣 岩屑在沉砂池经处理 就地固化 外排液符合国家废水排放标准

129 3 第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术 ③ 油基钻井液回收 利用技术 在威远和长宁分别建立钻井液综合处理站 集中管理 充分回收利用 储存能力达到 1200m3 回收油基钻井液利用率达 100% 优化筛选 采用岩 减少新配钻井液 屑回收率高的钻井 分开次优化再利用 液 工艺 钻井液 体系优化 完善施工 工艺 细化措施 优化工 艺 临时储存 再利用技 术 加强工艺衔接 减 少暂存 中转 强化水 油基钻井 液体系转换 设临时储存点 行与再利用方案 工厂化作业钻井液技术 油基钻井液综合处理站

130 3 第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术 ④ 油基岩屑处理技术 油基岩屑煅烧工艺处理 现场预处理 油基岩屑现场甩干回收基础油 含油率 20% 降至 6%~8% 高温煅烧 在处理厂油基岩屑与瓦斯灰混合 经 1100 ~1400 焚烧 无害排放 焚烧产生的 SO2 等废气经碱液喷淋脱硫 达到环保排放标准 金属回收 焚烧残留分离出银 铁 铬等金属回收利用 岩屑利用 处理后的岩屑用作生产水泥的填料 目前处理油基岩屑 吨 岩屑资源化利用能力达 吨 / 年

131 3 第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术 萃取工艺处理 现场预处理 油基岩屑现场甩干回收基础油 常温深度脱附 超细固相分离与 LRET 反应 含油药剂分离 回收产生的药剂与油 最终处理 环保达标废物按传统处理方式进行固化 填埋 复耕 该处理技术已处理油基岩屑 1240 吨 处理能力达 吨 / 年

132 3 第三阶段页岩气钻井情况及优化形成的技术 油基岩屑热解脱附工艺处理 现场预处理 油基岩屑现场甩干回收基础油 热解脱附处理 将油基岩屑含油率降至 1% 以下 最终处理 传统处理方式进行固化 填埋 复耕 或作建材原料 处理能力约 吨 / 年 目前已处理油基岩屑 1768 吨

133 纲提报汇 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

134 四 下步攻关方向 1 持续开展经济提速技术组合模式探索 研究 实现页岩气钻井经济提速 持续开展 PDC 钻头 大功率螺杆 水力振荡器的优选试验 进一步提高机械 钻速 针对长宁部分井区上部地层易垮 易漏的特点 着力开展防塌治漏技术攻关 力争上部 600 米井段实现 10 天内完成 加强国产旋转导向工具研究 试验 力争尽快实现现场应用 持续优化 完善高性能水基钻井液 成熟后进行大规模推广应用

135 四 下步攻关方向 2 不断完善工厂化钻井模式 通过批量化 标准化 信息化作业 大幅提高 作业效率和设备利用率 降低钻井综合成本

136 谢 奉 献 能 源 谢 创 造 和 谐