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页岩气钻完井技术_图文

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页岩 气钻 技术 图文
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页岩气钻完井工程发展趋势页岩气钻完井技术2011. 8页岩气钻完井工程发展趋势 当前 , 我国正处于工业化快速推进阶段,对能源需求量越来越大,同时减少碳排放的压力也与日俱增。这些都为非常规天然气快速发展提供了机会。 页岩气,是一种重要的非常规天然气资源。页岩气在非常规天然气中异军突起,已成为全球油气资源勘探开发的新亮点,并逐步向一场全方位的变革演进。由此引发的石油上游业的一场革命,必将重塑世界油气资源勘探开发新格局。加快页岩气资源勘探开发,已成为世界主要页岩气资源大国和地区的共同选择 。 美国作为世界上页岩气资源勘探开发最早的国家,在政策、价格和开发技术进步等因素推动下,已在北美地区形成成熟的评价方法和勘探开发技术,值得我国页岩气研究和勘探开发工作者学习借鉴。 我国与美国在页岩气地质条件上具有许多相似之处,页岩气富集地质条件优越,具有与美国大致相同的页岩气资源前景和开发潜力。目前我国页岩气资源调查与勘探开发还处于探索起步阶段,至今尚未对其潜力进行全面估算,页岩气资源有利目标区有待进一步落实,勘探开发还处于 “ 空白 ” 状态。2目 录前言一 国内外页岩气开发状况二 页岩气钻完井技术三 启示和建议3中国页岩气资源量约为 类比法 ) , 总面积达 300万 源丰富 、分布广阔 , 潜力巨大 , 勘探开发刚刚起步南方海相 21万亿占 70%, 四川古生界 12万亿 , 需尽快探明示范工程威 201、 宁 201井 昭 104直井压裂初见成效 , 为开发提供了宝贵经验中国页岩气资源分布图4一、 国内外页岩气开发状况5页岩气是主体上以吸附或游离状态存在于泥岩 、 高碳泥岩 、 页岩及粉砂质岩类夹层中的天然气 。 大部分是自生自储于古生界志留寒武系 。游离相态存在于裂缝 、 孔隙及其它储集空间吸附状态 (20~ 85%)存在于干酪根 、 粘土颗粒及孔隙表面极少量以溶解状态储存于干酪根 、 沥青质及石油中页岩气( 从页岩层( 中开采出来的天然气。二、页岩气钻完井技术6二、页岩气钻完井技术 粘土矿物 其中粘土矿物成分不含蒙脱石 , 以伊 /蒙混层为主 。( 美不同区域页岩地层矿物组分( %)前期气藏工程研究是页岩气大幅度提高单井产量的基础储层岩性具有显著的脆性特征,是实现体积改造的物质基础北美页岩数据库的矿物三角图表明 1区 脆性页岩 富含石英 2区 脆性页岩 富含碳酸盐 3、 4区 塑性页岩 富含泥质 压裂困难易形成缝网789二、页岩气钻完井技术10二、页岩气钻完井技术页岩气开发特点虽然有吸附与游离相天然气的同时存在,但页岩气的开发并不需要排水降压11二、页岩气钻完井技术12页岩气开发特点二、国四大页岩气藏 ( 的单井费用构成中 , 储层改造和钻井费用两者之和占总费用的 80%以上 , 且各占 1/2。不同区域建井成本显著不同 , 但低成本是体积改造实现有效开发的关键04 m3/d 7 12 28 70 75 81 68采收率 04$ 280 350 700 300稳定产量14000m3/00年以上 13由于孔隙度和渗透率较低天然气的生产率和采收率也较低,因此页岩气的最终采收率 依赖于有效的压裂措施 ,压裂技术和开采工艺均直接影响着页岩气井的经济效益。14页岩气开发特点二、页岩气钻完井技术以美国 分五个基本阶段:1、 钻直井 , 对下部 沫压裂 ( 567800~ 1135600L),氮气辅助, 20/40目砂量 136000~ 226800裂速度约为 40981钻直井 ,使用 交联凝胶 对下部 用量增加至1514100~ 2271200L, 用 砂量增加至 453600~ 680300至 1995年,一直使用氮气辅助、降滤失剂、表面活性剂和粘土稳定剂。 1995年后,减去了氮气和降失水剂。这种大型水力压裂技术在 1985— 1997年间使用15页岩气开发特点二、页岩气钻完井技术3、 钻直井 , 用大约 3407方和 1893方清水分别对上部和下部 20/40目砂总用量为 90700压裂速度约为 50~ 70需使用粘土稳定剂和表面活性剂 , 且在大部分地区,可完全不用泵增压。这种简单的水力压裂或加砂压裂 可比凝胶压裂节约成本 50%~ 60%,从 1998年至今一直是垂直井的压裂方式4、 1997年,随着水力压裂的盛行,最初由凝胶压裂的井在能量衰竭后,用清水进行二次压裂,可采储量增加了 60%。 二次压裂技术 至 2006年仍较为常见16二、页岩气钻完井技术5、钻 水平井 ,水平段长 1000~ 3500用 2000000~60000007570180~ 22712400L)清水和 400000~ 1000000181400~453600进行压裂。压裂速度 50~ 100技术开始于 2003年。2006年, “同步压裂”技术产生,即作业者相隔 500~ 1000152~ 305m)钻两口平行的水平井,然后对两口井同时进行压裂17二、页岩气钻完井技术页岩气储层 钻井所需水量( 压裂所需水量( 总水量( 2008美国不同页岩气区域用水量大致相同,一般 11000回收处理再利用技术 ——低成本。18二、页岩气钻完井技术受地形、水源、设备等限制无法进行在线混配时只能采用液罐现场配液技术液量大,需要配备大量的配液罐需要充足的时间来进行备水、配液53个60个52个5个5个12个累计使用水罐 187个地面配液技术 —— 液罐现场配液技术配套的设备及现场施工技术确保了体积改造的顺利实施19主 要 施 工 设 备☆ 场地: 90× 504 台 混砂车 2 台仪表车 2 台 管汇车 2 台700型压裂车 1 台 连续油管车 1 套液氮泵车 +槽车 1 套 压裂液罐( 4512只砂罐( 306 只 压裂液池 320004井 压裂施工20昭 104井 试验了新的配液、供液模式,实施平稳良好1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12211、钻井深度按照美国页岩气业界的划分,当页岩埋藏深度低于 1000为浅层页岩气藏 ;埋藏深度在 1000m~ 4000层页岩气藏 ;埋藏深度超过 4000m,则称为 超深层页岩气藏 。油 &天然气)然气)油 &天然气)油 &天然气)垂深( 540005005000001000000° F)150 2800050万美元)岩气钻完井技术23二、页岩气钻完井技术1、钻井深度2002年以前,直井是美国页岩气开发主要的钻井方式 ,随着 2002年口 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 。2002年后, 2003~ 2007年 960口,占 0%以上, 2007年完钻 2 219口水平井,占该年页岩气完井数的 94 % 。 2009年,3740口,水平井完井超过了 95%242、井型二、页岩气钻完井技术25尤其是水平井多段压裂技术的突破,推动水平井技术再上新台阶。100070倍直井 0倍水平井直井 水平井 直井压裂 水平井压裂水平井钻井技术 实现储层接触最大化,增加可动用储量,增加单井产量;二、页岩气钻完井技术水平井布井方位必须垂直最大主应力方向岩气钻完井技术页岩气水平井部署威远( 5口)27水平段的长度从 平井水平段长一般在 1000~ 3500在 平段长已经延伸到了 1219m( 4000采用 10段压裂开资料称新田公司 2006至 2009年所钻井的平均水平段长接近 50001500m)28二、页岩气钻完井技术水平井轨迹控制方法与要求一般采用 29二、页岩气钻完井技术水平井钻井液技术在多数的页岩气开发水平井中使用的是 油基泥浆雪弗龙公司开发了 硅酸钾基钻井液体系贝克休斯开发了专用于页岩的 井壁稳定不突出的时候,可以使用 低固相不分散钻井液体系30二、页岩气钻完井技术主体技术:+ 水平井套管完井+分段多簇射孔+快速可钻式桥塞+滑溜水多段压裂页岩气水平井体积改造主体技术已经形成 压裂改造技术水平井多段分簇改造技术水平井多井同步压裂技术 完井方式裸眼完井筛管完井套管完井 (目前 80%北美页岩气井完井方式) “分段多簇 ” 射孔技术电缆传输、一次装弹、分簇引爆相位角: 60° /180°31水平井多井同步压裂技术水平井多井同步压裂技术水平井多井同步压裂技术技术作用最大限度提高储层动用率降低储层有效动用下限 分段多簇射孔基本特点 一次装弹 +电缆传输 +液体输送 +桥塞脱离 +分级引爆 分段多簇射孔核心技术 桥塞以及射孔枪定位技术 桥塞与射孔枪分离技术 分级引爆技术连接排量 16m3/孔流量 :段多簇射孔技术32页岩气水平井体积改造关键技术( 1)下入方式 (连续 )油管 水力泵入( 2)技术特点 节省钻时( 同时射孔及座封压裂桥塞 ) 易钻,易排出( 4h)( 3)适用范围: 套管压裂( 7″)( 4)关键技术 快速可钻式桥塞材料 桥塞送入及座封技术 桥塞与射孔枪分离技术12377体积改造关键技术之二:快速可钻式桥塞工具耐温 177° C 耐压差 70要技术参数水平井段长 1000般分 8段分 4~ 6簇排量 10m3/均砂比 3每段压裂液量 1000段支撑剂量 100溜水 +线性胶40/70支撑剂为主体积改造关键技术之三:大型滑溜水压裂技术▲ 大液量 、 大排量 、 大砂量 、 小粒径 、 低砂比页岩气水平井体积改造关键技术34技术特点:促使水力裂缝扩展过程中相互作用 , 产生更复杂的缝网 , 增加改造体积 ( 施方法:同步压裂 —— 2套车组同时压裂交叉式压裂 —— 2口井 , 1套车组 、 配合射孔等作业 ,交互施工 、 逐段压裂应用效果:提高初始产量和最终采收率减少作业时间 、 设备动迁次数 , 降低施工成本平均产量比单独压裂可类比井提高 21工厂化 ” 作业,不仅提高改造效果,同时提高施工效率3536二、页岩气钻完井技术液体速溶瓜胶过渡罐连续混配车水平井同步压裂实例“工厂化 ” 作业,不仅提高改造效果,同时提高施工效率37交叉压裂实例:两口井交叉压裂作业,每天可以压裂 4~ 5段微地震监测下桥塞、射孔作业压裂作业“工厂化 ” 作业,不仅提高改造效果,同时提高施工效率38钻井工厂( 念钻井工厂的核心是在钻井作业过程中实现 设备以及作业流程的标准化, 并持续改进。另一个重要的观念就是 重复作业 是检验新理念的最佳方法。批钻整车运输集装箱存储批量操作减少泥浆体系更换39二、页岩气钻完井技术钻井成本:从每口 120万美元降到了60万美元40二、页岩气钻完井技术新技术应用定向施工 浆脉冲陀螺 电磁波陀螺钻头优化设计 钻井液优化 低固相不分散泥浆体系井壁稳定 )钻井液成本:第一批钻: $66, 100第二批钻: $49, 100第三批钻: $27, 000第四批钻: $18, 150第五批钻: $17, 250$0 $10,000 $20,000 $30,000 $40,000 $50,000 $60,000 $70,000 第一批钻 第二批钻 第三批钻 第四批钻 第五批钻5%33%45%26%41二、页岩气钻完井技术42二、封隔器 +投球滑套分层压裂技术一次分压四层管柱示意图技术特点投球打开滑套自下而上逐层压裂分层压裂 , 合层排液技术水平不动管柱分压 ≤4层应用效果苏里格应用 2000口以上 , 须家河应用 110口以上 ,已成为两个致密气藏的直井分压主体技术塔里木超深井得到成功应用 , 最大深度 5479m近年来保护薄隔层分压技术在大庆应用超过 320口井 , 单井日增油 压裂隔层厚度由原来 提高了多薄层储层的动用程度43大北 102井压裂层段: 53155425层温度: 145℃施工压力: 工排量: 量: 后效果: 10量 104m3/d超深井分层压裂技术获得突破 大北 102井在 5479层 迪那 2977层迪那 2裂层段: m、 工压力: 工排量: 量: 后效果: 9气 73× 104m3/02井 ——直井分压 —直井分压 部单封⑵ “ 连续油管 +水力喷砂射孔 +环空加砂”压裂技术 作业程序 水力喷砂射孔 环空加砂压裂 层间封堵方式 砂塞封堵 底封隔器封堵 技术特色 不受压裂层数限制 采用砂塞底封: 在四川和长庆现场应用 5井 28层,最大分压 8层 。桃 2218压 8层,液量 1300方,支撑剂 142方,压后测试日产气 采用封隔器底封: 在四川现场应用 2井 13层,最大分压 7层。合川 001198 7层压裂,液量 1121方,支撑剂 后测试日产气 a t ( m i n )施工排量 连续油管压力 套管压力 砂浓度 0 . 0 1 7 0 . 0 3 4 0 . 0 5 1 0 . 0 6 8 0 . 0 8 5 0 . 0 0 . 02 . 0 0 04 . 0 0 06 . 0 0 08 . 0 0 01 0 . 0 00 . 01 4 . 0 02 8 . 0 04 2 . 0 05 6 . 0 07 0 . 0 00 . 01 4 . 0 02 8 . 0 04 2 . 0 05 6 . 0 07 0 . 0 00 . 03 0 0 . 06 0 0 . 09 0 0 . 01 2 0 01 5 0 0桃 2“ 连续油管 +水力喷砂射孔 +环空加砂”技术特点 通过滑套和飞镖实现分层压裂 开关滑套可实现分层测试、分层生产 应用情况 苏里格应用 4口井,已实现分压 13层 (米 32) 米 37井分压 9层,液量 分析山 2、盒 7段 2层产水,关闭产水层后, 104m3/104m3/3下 盒6 盒7 盒8下 山1 山2 太原组 马五2第一次产量m 3 / / 封单压分段压裂技术( 15段)滑套封隔器分段压裂技术( 6段)水力喷射分段压裂技术( 10段)裸眼封隔器分段改造技术( 10段)快速可钻式桥塞分段改造技术( 15段)液体胶塞分段压裂技术 (特殊技术)20071月底四年累计水平井改造 现场试验 555口井 , 是直井的 四个月 目前( 2 0 1 0 1 0 )分段压裂平均(t / d )直井压裂平均( t / d )分段/ 直井( 倍)经过四年攻关,初步形成三套主体技术,同时引进了国外裸眼封隔器分段改造技术、快速可钻式桥塞分段压裂技术,岩16段14段8段6段3段水平井分段压裂的段数越来越多,段数越多产量越高水平井分段压裂的段数越多 , 页岩气单井产量越高随着分段压裂技术的不断成熟 , 页岩气压裂段数还在不断增加据 5〞 套管完井 , 水平段1372~ 2134m, 压裂 10 段间距约为 90m, 每段使用 2067 175 4 6 8 10 12 14Ha y n e s v i l l eM a r c e l l u sF a y e t t e v i l l eB a r n e t 008压裂段数双封单压分段压裂技术技术指标工艺管柱耐温 100℃ 、耐压 805段, 单趟最大加砂规模 160010年 11月,现场实施 146井 728段,工艺成功率 力锚安全接头 上封隔器 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1413 15州扶 512井: 单趟管柱实现 15段压裂,一天压裂施工突破 7段⑴ 双封单压分段压裂技术垂深 斜深 水平段长 砂 110液量 1420造后 产液 d, 产油 d, 是周围直井压裂初期产液 、 产油量的 是同区块压裂水平井的 州扶 51滑套封隔器分段压裂技术 技术指标 适用 5 ½“ 和 7” 套管 工具耐温 150℃ 、耐压 80单趟管柱压裂 2趟管柱最大加砂 90单井最大压裂 6段,最大加砂量 180010年 11月,现场实施 170井 438段,工艺成功率 99%水力喷射分段压裂技术技术特点与指标射孔和加砂压裂一体化不受完井方式限制单趟管柱一般压裂 3最大 10段单段最大加砂量 4011井 518段“ 水力喷射 +多级滑套 ” 不动管柱分压技术“ 水力喷砂 +液体胶塞 ” 分压技术“ 水力喷砂 +小直径封隔器 ” 分压技术水力喷射双喷射器分段多簇压裂技术发展配套了 4项新技术方法双喷射器水力喷砂压裂示意图喷射器 1 喷射器 变理念,从避免缝间应力干扰到实施应力干扰“分段多簇 ” 射孔已成为体积改造中的技术关键每个压裂段 10070规水平井分段压裂:采用单段射孔 , 单段压裂模式体积改造:优化段间距 , 采用“ 分段多簇 ” 射孔 , 多段一起压裂模式 , 利用缝间干扰 , 促使裂缝转向 , 产生复杂缝网压裂段间距 60孔段长 20孔 /平段长 1082 水力喷射分段压裂技术苏里格气田分段改造 12口井 , 水平段长 382 分 3 压 裂 , 平 均 产 104m3/d。 达到直井 4倍的产量 。广安合川须家河分段改造 3口井 , 水平段长493分 2 104m3/d。型实例 苏 6水平段长 2012m,分 10段压裂 加砂 230液 压后井口产量 14× 104m3/d 无阻流量 102× 104m3/大改造段数 736 8 10 6英寸( 13 英寸( 17 胀封隔器滑套机构新工具技术指标 :8 ″ 裸眼内采用 5″ 工具串可分压 30段6″ 裸眼内采用 4″ 工具串可分压 24段6″ 裸眼内采用 3″ 工具串可分压 17段⑷ 裸眼封隔器分段改造技术不动管柱 , 通过投直径不同的球逐段打开滑套 , 依据井眼尺寸大小可分压 6前国内主要通过引进国外工具与技术 , 在长庆 、 吉林 、 四川 、 塔里木等油田进行试验应用超过 40口井 , 并见到显著效果 。裸眼封隔器分段改造技术技术特点和指标不动管柱 , 投直径不同的球打开滑套适应井眼: 6″裸眼完井适应井深: ≤6000m适应温度: ≤170℃工作压差: ≤70段级数: ≤13段在引进外国工具的同时 , 积极消化 、 吸收再创新 , 目前裸眼封隔器及配套工具已经完成国产化研制 , 截止到 2010年 10月 , 国产工具现场实施了 13口井 71段水平井分段压裂 。国产工具与国外工具还有较大距离 , 且处于试验应用阶段 , 需进一步开展现场试验 , 工排量 施工压力 30均砂比 22%, 累计加砂 406液量 段最大加砂 其中 9段加砂超过 40前产量 日 , 油压 庆苏 750段,水平段长 产工具)⑷ 裸眼封隔器分段改造技术吉林长深 井分压 10段,水平段长 837m(斯伦贝谢工具)施工排量 5m3/工压力 30均砂比 累计加砂 838量 4870段最大加砂 116中三段加砂超过 100天最多加入支撑剂 快一天施工 4段目前 日,油压 裸眼封隔器分段改造技术塔里木油田: 实施 9口井 33段 的水平井分段改造 , 成功率 100%, 日产天然气 最长水平井井段 982m, 最大水平位移 1172m, 最大井深 6780m,最多分段数 6级 ( 西南油气田: 在川东石炭系 、 磨溪雷 3口井 52段 , 增产效果显著 , 动用了过去未动用的 “ 边际 ” 储量 , 保证老气区稳定生产 。 磨溪雷 25万方 /日上产到 165万方 /日 。2171847051015202530354045502006 2007 2008 2009 2010平均单井测试产量(万方/日)快速可钻式桥塞分段压裂技术井号 井眼(套管) 尺寸 深 m 垂深 m 水平段长 m 分段段数 压裂作业时间 总液量 砂量 t 测试产量 104m3/d 施工公司角 64510 3193 4 10天 2 8640 3056 4 7天 2 827 3462 2601 5天 水 3506 400 15 12天 3800 310 排液 4口井,最大分压 15段60⑹ 液体胶塞分段压裂技术技术特点 可作为暂堵胶塞堵水层压裂油层 可代替封隔器等工具进行分段压裂 —— 解决油田由于套管变形、层间距小、井下有落物等无法使用机械封隔器进行施工的难题技术指标 交联时间可控: 2破胶时间可控: 1不钻塞,无残渣、低伤害 耐温 20~ 100℃ 耐压 庆油田– 杏 8上部水层,改造下层– 州 540:长井段射孔,常规封隔器不适用 (封堵后分压 3段)– 葡扶 1729:井筒变形,内有落鱼,井温103℃ (封堵后分压 3段)– 南 1227:常规分段压裂华北油田– 州 16平 2:井筒变形,内有落鱼•共应用 5口井 6井次,施工成功率 100%61完井类型和压裂类型完井类型:1, 裸眼完成 : 包括筛管、衬管、封隔器2,套管完成:水泥固井、常规,套管阀3,混合完成:在总水平段分类采用不同方法完成项目 完井 完井方式井壁的稳定性 裸眼(裸管) 套管(尾管)设计与控制裂缝的位置 B . 半连续压裂系统: 平喷砂射孔 +不钻式桥塞和射孔组合,先封后射,起出射孔系统压裂项目 完井裸眼(衬管、筛管)压裂方式 连续压裂系统 半连续压裂系统 间断压裂系统作业费用与时间 A C C B B C B B C A A B B B B 管)可能是套管(尾管)完成最普遍的类型,根据设计的排量计算分簇数和每簇射孔数,簇间距依据经验一般 20— 25尺。个特点是滑套是预先在固井前要安装在套管(尾管)内,滑套是用机械工具(包括管)打开;也有用酸溶性水泥固井,个系统是用油管或连续油管进行水力喷射射孔和压裂作业。这是依据伯诺利方程的原理提供封隔,代替机械封隔器系统,环空压力可以监控井下压力变化。目前用连续油管带封隔器在水加喷砂射孔后封隔下层,而后用又注入系统压裂项目 完井 套管(尾管固井)压裂方式 多簇限流压裂 使用滑套连续压裂 双注入压裂系统费用和时间 C A B A C C B 数量 A C C B C A B A B 前言一 国内外页岩气开发状况二 页岩气钻完井技术三 启示和建议681、页岩气勘探开发是今后必须关注的重要领域,具有极大的挑战和机遇。钻井完井市场潜力巨大。页岩气勘探开发是系统工程,各个环节紧紧相扣,有大量研究工作待深化,工艺、工具也有创新完善的潜力。因前景可观,规模浩大,小的技术进步就会有大的经济效益 。平均 1万 口,年 400万 00亿方产量需 2500口井平均 1亿方产能需 100亿需 250000—1200 万元三、启示和建议693、 在页岩气完井过程中,采用了多种完井方式, 但 级压裂改造技术是提高单井产量最重要的技术。采用大功率,大排量,大液量,高效率的设备( 3000马力压裂车,连续油管作业机)是今后规模应用的方向。70三、启示和建议2、美国成熟的页岩气钻完井技术值得学习和借鉴,尤其是 水平井钻井和多级压裂技术 已经成为页岩气钻完井的主导技术,但一定要根据中国实际引进消化再创新。成熟的页岩气钻完井技术可以在低渗透、超低渗透、致密砂岩油气藏中结合实际得到推广和应用。盈亏平衡气价 (元 /方)内部收益率( %)政府补贴 单井投资 亿方投资1 方280万美元中国 0 方(煤层气)2 2000万(当前)714、页岩气钻井过程中由于经济效益的问题,应更加注重降低钻井成本,“钻井工厂”理念得以提出,并取得了很好效果,应从起步时注意积累和准备,在规模化应用时发挥作用。三、启示和建议72海恩斯维尔 示和建议73h e l l H a y n e s v i l l e D r i l l i n g P e r f o r m a n c 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13W e l l #h e l l H a y n e s v i l l e D r i l l i n g P e r f o r m a n c 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13W e l l #钻井成本 ,百万美元大页岩气田,井深 3000平井段 1000M,100%套管射孔 9井投资 700万美元,建井周期下降到 50天(完井 7天),单井产量稳定后 10000方 /天。平井产能 )201014~2010 4* 1/13010 2es
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