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昭通YSH1_1页岩气水平井钻井完井技术_王金磊

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昭通YSH1_1页岩气水平井钻井完井技术_王金磊

第40卷第4期 石油钻探技术 Vol.40No.42012年7月 PETROLEUM DRILLING TECHNIQUES Jul.,2012收稿日期 2012-02-27;改回日期 2012-06-08。作者简介 王金磊(1983),男,山东阳谷人,2006年毕业于中国石油大学(北京)石油工程专业,2009年获中国石油大学(北京)岩土工程专业硕士学位,2010年获俄罗斯石油天然气大学水平井钻井专业硕士学位,工程师,现从事钻井现场施工管理及安全优快钻完井技术研究。联系方式 13810413246,13810413246@163.com。页岩气钻井完井技术专题 doi10.3969/j.issn.1001-0890.2012.04.005昭通YSH1-1页岩气水平井钻井完井技术王金磊1,黑国兴2,赵洪学2(1.中国石油哈萨克斯坦公司 PK项目钻井部,阿拉木图050010;2.中国石油长城钻探工程公司钻井一公司,辽宁盘锦124010)摘要 为加快中国石油昭通页岩气示范区页岩气水平井钻井技术探索,根据该区块第一口水平井(评价井)YSH1-1井的实钻情况,基于常规水平井安全优快钻井完井技术研究,通过优选钻头、细化防漏堵漏方案、试验应用高密度油基钻井液、优化固井工艺等措施,有效解决了地层研磨性和冲击性强、恶性井漏频发、泥页岩井壁垮塌严重、固井质量难以保证等技术难点。YSH1-1井的实钻效果表明,上述各技术措施切实可行,可在该区块推广应用,并提出了昭通页岩气示范区未来页岩气钻井完井技术的研究重点,对国内页岩气钻井施工有一定的借鉴意义。关键词 页岩气 水平井 堵漏 油基钻井液 固井YSH1-1井中图分类号 TE243文献标识码 A文章编号 1001-0890(2012)04-0023-05Driling &Completion Techniques Used in Shale Gas Horizontal WelYSH1-1in Zhaotong BlockWangJinlei 1,Hei Guoxing2,Zhao Hongxue2(1.DrillingDepartment,CNPC Kazakhstan Company(PK),Almaty,050010,Kazakhstan;2.GWDCNo.1 DrillingCompany,CNPC,Panjin,Liaoning,124010,China)AbstractTo speed upthe exploration for drilingtechniques of shale gas horizontal wel in Zhaotongblock,this paper takes Wel YSH1-1as an example to introduce those successful technical measures andconstruction experiences in bit optimization,drilingfluid leak protection and bridging,exceptional cemen-tation process and high densityOBM to crack down technical difficulties such as formation abrasiveness andstrongimpact,frequent vicious mud loss,serious borehole colapse and cement quality.The success in pilotdrilingin Wel YSH1-1suggests that those adopted technical measures are practicable,which can be pro-moted in this block.In addition,the paper also proposes further research focus in shale gas wel drilinginZhaotongBlock.It would provide a guideline in technical improvement in shale gas wel drilingin China.Keywordsshale gas;horizontal wel;circulation loss control;oil base drilingfluid;wel cementing;Wel YSH1-1YSH1-1井是中国石油昭通页岩气示范区第一口水平井 ,该井通过探索应用钻头优选技术 、防漏堵漏技术 、特殊固井工艺 、高密度油基钻井液等关键技术 ,获取了地质 、工程所需的各项技术参数 ,为下古生界龙马溪组页岩气井产能评价 、储量计算及开发方案编制提供了重要依据 ,也为国内页岩气水平井钻井技术积累了施工经验 。1 YSH1-1井概况YSH1-1井位于四川台坳川南低陡褶带南缘 ,南与滇黔北坳陷相邻 ,沉积盖层从震旦系到侏罗系 、白垩系 ,川南低陡褶带以华蓥山背斜为主体 ,向南逐渐分支 ,发育有温塘峡 临峰场等构造带 ,背斜构造呈左列雁行排列 。该井自上而下分别钻遇飞仙关组 、乐平组 、峨眉山玄武岩组 、茅口组 、栖霞组 、梁山组 、罗惹坪组和龙马溪组地层 。目的层为龙马溪组 ,主石油钻探技术 2012年7月要岩性为一套黑色笔石页岩 ,上部为泥灰岩及粉砂质灰岩 ,下部含较多黄铁矿结核 ,岩性在探区内变化较小 ,仅在上部泥灰岩或粉砂质灰岩内有所变化 。YSH1-1井设计的井身结构如图1所示 。图 1YSH1-1井设计井身结构Fig.1 Casingprogram design of Wel YSH1-12 钻井技术难点1)地层可钻性差 ,钻头选型困难 。峨眉山玄武岩组和罗惹坪组地层以致密细砂泥岩和灰岩为主 ,软硬交错频繁 ,抗压强度高 ,研磨性 、抗冲击性强 。常规PDC钻头不适用于该地层 ,牙轮钻头机械钻速低 ;蹩跳钻现象严重 ,钻具易疲劳折断 。2)防漏 、堵漏困难 。全井各开次均钻遇溶洞 ,地层裂缝发育 、承压能力极差 ,堵漏困难 ,钻井质量难以保证 ;茅口组 、栖霞组灰岩地层漏失严重 ,清水强钻时 ,地质录井无法预知钻头前井段的地层岩性 ;龙马溪组水平段用油基钻井液容易漏失 ,用普通堵漏材料效果不佳 。3)井壁垮塌严重 。乐平组煤系地层和龙马溪组泥页岩易水化膨胀 ,导致井壁剥落 、垮塌[1];乐平组 、梁山组煤系地层发育 ,煤系地层中夹泥岩 ,井漏造成井壁失稳垮塌 ;水平段堵漏效果差 ,泥页岩井壁垮塌严重 。4)固井质量难以保证 。全井段存在多处严重井漏 ,常规固井工艺易导致水泥低返 ;水平段较长且采用油基钻井液 ,井壁界面油湿 ,套管居中度差 ,易造成顶替效率和界面胶结强度差 ,无法满足后期分段改造对水泥环密封性能的要求[2-4]。3 施工工艺3.1 钻头优选为尽快探索出昭通页岩气示范区钻头优选技术 ,结合 地 层 岩 性 和 钻 头 破 岩 机 理 、钻 头 技 术 参数 、钻齿形状及保径等综合因素[5-6]试验了多种类型的钻头 ,对每只钻头的使用情况都进行了分析评价 。以下重点介绍YSH1-1井三开井段钻头优选分析 。YSH1-1井三开造斜段 (1 501.62~2 129.38m)主要为灰质泥岩 、细粉砂岩和泥页岩互层 。由于三开造斜段的地层岩性复杂且交替变化 ,依 次 用215.9mmHJT617G型牙轮钻头 、Q506X型PDC钻头 、HJT637G型牙轮 钻 头 、GP446D型PDC钻头 、MD617型和MD537型牙轮钻头试钻 ,以探索适合该井段的优质高效钻头 。为了充分发挥PDC钻头的优势 ,特别试钻了Q506X型和GP446D型钻头 ,但它们在入井钻进38.00和64.93m后均因牙齿严重磨损而被迫起钻更换 。YSH1-1井三开造斜段钻头使用数据见表1。表 1YSH1-1井三开造斜段钻头使用情况Table 1 Statistical list of used bits in the third spud angle buildupinterval for Wel YSH1-1钻头类型 使用井段 /m 数量 /只 进尺 /m 纯钻时间 /h 机械钻速 /(mh-1)HJT617G型牙轮 1 501.62~1 608.00 2 106.38 67.76 1.57Q506X型 PDC 1 608.00~1 646.00 1 38.00 13.62 2.79HJT637G型牙轮 1 646.00~1 686.73 1 40.73 39.16 1.04GP446D型 PDC 1 686.73~1 751.66 1 64.93 52.79 1.23MD617型牙轮 1 751.66~1 912.82 2 161.16 108.89 1.48MD537型牙轮 1 912.82~2 129.38 2 216.56 164.06 1.3242第40卷第4期 王金磊等.昭通YSH1-1页岩气水平井钻井完井技术由表1可知 在1 501.62~2 129.38m井段 ,MD617型和MD537型牙轮钻头的使用效果较好 ,钻头磨损较轻 ,单只钻头进尺纯钻时间较长 ,机械钻速也较为理想 ,推荐使用 。三开水平段 (2 129.38~3 165.72m)所在龙马溪组主要为泥岩 、页岩夹粉砂质泥岩 、粉砂岩 。该井段试用215.9mmQ506X型PDC钻头取得了良好效果 ,单只钻头进尺738.15m,机械钻速达7.92m/h。该型钻头的结构特点是 采用双排异步切削六刀翼结构 ,在主刀翼切削齿磨损到特定程度前 ,备用切削齿不会接触地层 ,适用于软到中硬地层 (研磨性较强的砂岩 、碳酸盐岩和泥页岩 )、软硬夹层的地层 ;同时 ,在钻头肩部切削区域增大金刚石体积 ,延长了钻头使用寿命 。通过分析YSH1-1井钻头使用情况及进一步研究认为 对四川台坳川南低陡褶带地层而言 ,表层粉砂岩 、泥岩地层可选择SKH517G型牙轮钻头 ;峨眉山玄武岩组可选择DF1606BU型PDC钻头 ;茅口组 、栖 霞 组 和 梁 山 组 的 大 段 灰 岩 地 层 可 选 择HJT537G型牙轮钻头 ;罗惹坪组的泥页岩 、粉砂岩地层可选择MD617型和MD537型牙轮钻头 ;龙马溪组的页岩夹粉砂质泥岩 、粉砂岩地层推荐选用优质 、高效的Q506X型PDC钻头 。3.2 堵漏技术YSH1-1井钻井过程中发生多次井漏 。根据漏失速度 、漏失类型和漏失原因 ,同时考虑漏层以上的井眼状况 ,总结了针对该地区的不同堵漏技术和措施 。3.2.1 随钻堵漏对于漏失速度小于10m3/h的小型漏失或渗漏 ,采用随钻堵漏方式 。YSH1-1井一开钻至井深21.00m时 出 现 渗漏 ,漏速为4m3/h。通过降低钻井液密度 、调整流变参数和排量及改变开泵措施等方法 ,减小了地层产生诱导裂缝的可能性 。堵漏配方为10.0%膨润土+4.0%复合堵漏剂+4.0%超低渗透井壁稳定剂+0.8%CMC-HV。3.2.2 架桥停钻堵漏对于漏失速度为10~30m3/h的一般性裂缝漏失 ,可采取高强度架桥停钻堵漏措施 。YSH1-1井二开钻至井深635.85m时发生井漏 ,漏速为28m3/h,判断为乐平组砂岩裂缝性井漏 。立即停钻起钻换钻具 ,并不断向环空中注入钻井液 ,配复合堵漏钻井液35m3。注入堵漏钻井液后基本不漏 ,静置9h后微渗漏4m3,堵漏成功 ,该期间共漏失钻井液87m3。堵漏配方为4.0%膨润土+8.0%棉籽壳+5.0%粗核桃壳+5.0%细核桃壳+5.0%玉米芯+0.4%PAC。3.2.3 凝胶或水泥堵漏对于漏失速度大于30m3/h的溶洞或大型裂缝性漏失 ,若不满足清水强钻条件 ,则只能采取水泥浆堵漏措施 。YSH1-1井三开钻水平井段至井深2 867.53m时 ,井口发生失返 。立即起钻 ,向井筒内注入常规堵漏钻 井 液30m3,静 止 堵 漏 无 效 。注 入 密 度 为1.65kg/L的夹江G级水泥浆8m3,再注入后置液1m3,替21.6m3油基钻井液 ,起钻至井深2 500m关封井器憋压 。不断泵入油基钻井液 (共计8m3),立压0.9~1.5MPa,候凝48h,探塞面深2 768m,井内能注满钻井液 。3.2.4 清水强钻根据滇黔北地区的实钻经验 ,当发生大型溶洞性井漏时 ,架桥堵漏无法在溶洞漏失通道中形成有效堵塞 。若井壁稳定 ,井场能储备足够清水 ,可采用清水强钻 ,快速钻穿漏层 。YSH1-1井二开钻至井深807.54m时 ,井口失返 ,漏速约74m3/h,漏层为茅口组灰岩地层 。多次采用常规技术堵漏无效 ,因上部井壁较稳定 ,实施清水强钻直至井深1 461.00m时井下恢复正常 ,表明已成功钻穿漏层 ,随后继续钻进 ,钻过漏层至井深1 501.62m中 完 。清水强钻时平均机械钻速6.77m/h,共漏失清水7 432m3,漏失钻井液664m3。3.3 油基钻井液技术为了充分保护页岩气储层 ,强化钻井液的抑制性 、造壁性 、封堵性 、流变性和润滑性 ,防止泥页岩水化垮塌和卡钻事故的发生[6],YSH1-1井三开井段 (1501.62~3 165.72m)选用了高密度油基钻井液 ,基础配方为70%~80%白油+10%~12%氧化沥青+3%~4%有机膨润土TF-46+2.0%~3.2%主乳化剂YZG-1+1.5%辅乳化剂YZG-2+1%~2%润湿剂YZG-3+2%流型调节剂M317+5%降滤失剂YZG-4+3%防塌封堵剂MP-1+5%~10%生石灰52石油钻探技术 2012年7月粉CaO+加重剂CaCO3,加重剂加量视实钻情况而定 。3.3.1 性能维护措施根据机械钻速和钻井液消耗量及时补充基液 ,保证施工安全 。实时检测钻井液各项性能指标 ,若发现异常立即采取以下处理措施 1)三开下钻探塞后 ,用油基钻井液替出井筒内全部水基钻井液 ,尽量处理掉混浆 ;根据地层压力系数调整初始钻井液密度后开始钻进 ,结合钻进气测值和后效气测值 ,逐步调整钻井液密度 。2)为抑制龙马溪组页岩水化膨胀 ,严格控制高温高压失水量 ,使其小于8mL;根据实际钻遇页岩的工况逐渐提高钻井液密度 ,维持较高破乳电压 ,维护时保持油水比稳定 。3)三开进入大斜度井段和水平段后 ,维持较高的黏度和动切力 ,提高钻井液的悬浮携砂能力 ,用白油 、有机土 、增黏剂 、结构剂和润湿剂来调整钻井液的流变性[7],密切配合短程起下钻等工程措施 ,最大限度地消除岩屑床 ,保证井眼通畅 。4)保持油基钻井液具有良好的电稳定性 ,破乳电压大于2 000V。在钻进中如果地层水侵严重 ,需要加入乳化剂 、润湿剂和石灰进行处理 ,使电稳定性逐步上升并趋于稳定 。3.3.2 现场应用效果YSH1-1井三开钻至井深1 501.62m时换用油基钻井液 ,顺利钻穿罗惹坪组的灰色泥岩 ,钻至井深1 844m进入龙马溪组的黑色页岩地层 。采用逐步提高油基钻井液的密度 (最高达到1.89kg/L)、抑制防塌性 、胶结封堵性 、破乳电压大于450V等技术措施 ,保证了钻进的安全顺利 ,井下无明显垮塌现象 ,每次起下钻 、接立柱均无阻卡 ,起钻附加拉力30~50kN,下钻摩阻20~30kN;三开完钻后 ,通井 、电测 、下套管和固井均较为顺利 ,油基钻井液钻井产生的岩屑全部采用燃烧技术处理 ,同时进行油基钻井液的回收再利用 ,既降低了钻井液成本 ,又减小了环境污染 。3.4 优化固井技术YSH1-1井固井中存在水平段长 、套管偏心 、井壁界面油湿 、恶性井漏频发等技术难题 ,针对这些难题 ,改变固井工艺方法 ,优化水泥浆性能设计 ,提高顶替效率和界面胶结强度 ,以满足后期分段压裂改造对水泥环密封性能的高要求[8]。该井二开电测完成后 ,下原钻具组合通井 ,因井漏无法建立循环 ,直接对500m以深井段注稠浆封闭 ,套管顺利下至1 498.95m。因807.54~813.00m井段强漏失 ,采用了正注反挤吊灌固井工艺 。环空吊灌常规水泥浆4次共计注入46.5m3,候凝48h,测得水泥返高910m。再泵注10m3堵漏稠浆后 ,用水泥车注8m3夹江G级干混速凝水泥浆 ,关井憋压候凝12h,继续吊灌水泥浆3.9m3,井口返出水泥浆 ,关井憋压候凝48h,测固井质量 、试压均合格 。三开电测后调整好钻井液性能 ,用210.0mm双球形稳定器通井 ,在遇阻卡井段反复划眼至完全畅通 。采用刚性滚轮旋流扶正器和弓形弹性扶正器来提高油层套管居中度 ,具体安放设置及效果见表2。通过选用优质冲洗液和隔离液 、增加水泥浆接触时间 、优化顶替液流变性等措施来提高顶替效率[7];选用加表面活性剂的冲洗液冲洗井壁和套管壁 ,使其从亲油变为亲水 ,提高界面水泥胶结强度 ;全井筒采用清水顶替 、憋压候凝技术 ,增大套管内外压差 ,减小胶结面微间隙 ,同时对大斜度和水平段有漂浮顶替作用 ;采用塑性抗折 、抗冲击 、防气窜的优质水泥浆 ,在1 800m以深井段采用高强度低密度水泥浆 ,关井憋压候凝48h,测固井质量 、试压均合格 。表 2YSH1-1井油层套管稳定器安放设置Table 2 Settingposition of production casingcentralizer forWel YSH1-1序号 顶深 /m 底深 /m稳定器类型安放数量安放间距 /m居中度 ,%1 0 1 520 弹性 30 50 96.72 1 520 2 245 弹性 24 30 83.73 2 245 3 070 刚性 33 30 82.94 取得的技术成果1)在YSH1-1井钻井过程中 ,通过及时调整钻具组合 、应用带伽马探管的无线随钻测量技术 、随钻测井地质导向技术 ,成功穿透895m储层 ,页岩气储层钻遇率100%,精确控制井眼穿过目的层上部物性较好的储层 。2)通过现场优选钻头和优化钻井参数 ,特别是成功应用了PDC钻头 ,探索出了一套适用于昭通页岩气示范区的优快钻井技术 。62第40卷第4期 王金磊等.昭通YSH1-1页岩气水平井钻井完井技术3)针对存在大型裂缝或溶洞的复杂地质条件 ,研究出了一套切实可行的防漏堵漏技术及配套的特殊固井工艺 。4)优选了高密度白油基钻井液 ,提高了钻井液的抑制性 、造壁性和封堵性 ,有效防止了泥页岩水化垮塌 ,最大程度地保护了油气储层 。5 结论与建议1)通过在YSH1-1井的探索和技术优化 ,有效解决了各项技术难点 ,特别在优快钻井技术 、防漏堵漏技术 、油基钻井液技术和固井工艺方面 ,总结出了适合昭通页岩气示范区的钻井完井技术 。2)对于大斜度及水平井段页岩层理发育 、极易垮塌的情况 ,建议开展储层地应力与岩石 (弱面 )力学研究 ,通过室内试验及实钻资料进行井壁失稳机理分析 。为提高钻井液性能 ,特别是在页岩地层中的抑制性 、造壁性和封堵性 ,建议加强油基 、合成基高性能钻井液和配套堵漏技术研究 。3)为实现昭通页岩气示范区安全优快钻井技术 ,建议针对该地区地层研磨性和冲击性极强的技术难点 ,从耐磨地层破岩机理出发 ,研制个性化高效钻头 。4)针对昭通页岩示范区地层恶性井漏频发的问题 ,建议继续开展易漏长封固段固井工艺及水泥浆配方研究 ,以满足水平段优质固井质量要求 。参考文献References[1]沈建中 .宣页 1井钻井技术难点及对策 [J].石油钻探技术 ,2011,39(3)41-45.Shen Jianzhong.Driling technical difficulties and countermeas-ures in Wel Xuanye 1[J].Petroleum Driling Techniques,2011,39(3)41-45.[2]徐波 ,李敬含 ,谢东 ,等 .中石油探区主要盆地页岩气资源分布特征研究 [J].特种油气藏 ,2011,18(4)1-6.Xu Bo,Li Jinghan,Xie Dong,et al.Distribution of shale gas re-sources in CNPC exploration area[J].Special Oil &Gas Reser-voirs,2011,18(4)1-6.[3]薛承瑾 .页岩气压裂技术现状及发展建议 [J].石油钻探技术 ,2011,39(3)24-29.Xue Chengjin.Technical advance and development proposals ofshale gas fracturing[J].Petroleum Driling Techniques,2011,39(3)24-29.[4]崔思华 ,班凡生 ,袁光杰 .页岩气钻完井技术现状及难点分析[J].天然气工业,2011,31(4)72-75.Cui Sihua,Ban Fansheng,Yuan Guangjie.Status quo and chal-lenges of global shale gas driling and completion[J].NaturalGas Industry,2011,31(4)72-75.[5]王海柱 ,沈忠厚 ,李根生 .超临界 CO2开发页岩气技术 [J].石油钻探技术 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fluids)油气层保护技术主要采用破胶剂体系 ,用于需采用化学处理来预防完井伤害的油气井 。然而如果化学破胶剂破胶能力太强或加入的过早 ,泥饼破胶太早 ,油层会被完全充填 ,导致油气层损害 。美国M-I SWACO公司研究出一种疏水暂堵技术 ,利用疏水成分在泥饼中产生亲油通道 ,该通道控制滤液的流入 ,为油气提供了流动通道 。泥饼的水相渗透率非常低 ,油相渗透率则相对高得多 ,从而减少使用化学破胶剂清除泥饼的时间和成本 。疏水暂堵技术主要应用在地层和完井管柱之间的裸眼完井井段 。即使在非裸眼完井作业中 ,该技术仍然可以使地层在保持较高渗透率恢复率的情况下 ,具有更低的流动初始突破压力 。该暂堵技术可以通过调整暂堵液组分来满足环保要求 ,具有裸眼砾石充填完井的渗透率恢复率高 ,流动初始压力低 ,油流通道稳定 ,不需化学破胶剂 ,节省完井作业时间和费用 ,允许油优先产出等特点 。[杨枝供稿 ]72

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