页岩气地质导向技术在威远地区的应用
威远地区页岩气水平钻井井壁稳定影响因素分析
威远地区页岩气水平钻井井壁稳定影响因素分析威远地区位于四川盆地的东南部，页岩气资源丰富，近年来，页岩气水平钻井技术在威远地区得到了广泛应用。
在实际应用过程中，钻井井壁稳定问题一直是制约页岩气水平钻井工程稳定性的重要因素。
本文将对威远地区页岩气水平钻井井壁稳定影响因素进行分析。
一、地质构造影响威远地区地处四川盆地南缘，地质构造复杂，存在断裂带、褶皱、岩性变化等异质性因素，这些地质构造对页岩气水平钻井井壁稳定性造成了一定的影响。
断裂带的存在会导致地层应力分布不均匀，增加了钻井井壁塌陷的风险；岩性变化可能导致地层岩石的力学性质不一致，增加了钻井井壁稳定性的难度。
在进行水平钻井工程设计时，需要充分考虑地质构造影响因素，并采取相应的措施加以应对。
二、地层岩性影响威远地区地层岩性复杂，主要包括页岩、泥岩、砂岩等不同性质的岩石层。
这些不同性质的岩石层对页岩气水平钻井井壁稳定性产生了不同程度的影响。
页岩层常常具有较高的含油气性能，但其力学性质较差，钻井过程中易发生井壁塌陷；而泥岩层则具有较强的自承重能力，能够一定程度上维持井壁稳定。
在进行水平钻井工程时，需要根据地层岩性特点采取不同的钻井技术和工艺措施，以确保钻井井壁稳定。
三、钻井液性能影响钻井液在水平钻井作业中起着至关重要的作用，其性能直接影响井壁稳定性。
在威远地区页岩气水平钻井作业中，常见的钻井液包括泥浆、泡沫泥浆、水基钻井液等。
这些钻井液的性能对井壁稳定产生了不同的影响。
泥浆具有较高的悬浮能力和孔隙封堵能力，能够有效维持井壁稳定；而泡沫泥浆具有较低的密度和粘度，可以减小井壁围岩的损伤。
在进行水平钻井设计时，需要根据具体地质条件和钻井液性能特点选择合适的钻井液，以提高井壁稳定性。
四、钻井工艺操作影响钻井工艺操作直接影响井壁稳定性的实现。
在威远地区页岩气水平钻井作业中，需要采取合理的钻进速度、循环量、泥浆性能监测等工艺操作措施，以降低井壁稳定性的风险。
特别是在钻进过程中，需要根据实际地质情况及时调整钻进参数，及时处理井壁稳定性问题，确保井壁稳定。
威荣页岩气田水平井地质导向技术及应用
威荣页岩气田水平井地质导向技术及应用
罗翰
【期刊名称】《西部探矿工程》
【年(卷),期】2024(36)4
【摘要】针对威荣页岩气田存在的优质页岩储层较薄、地层倾角预测不准确、存在局部突变等问题,通过分析近钻头地质导向工具、LWD地质导向工具和旋转导向工具等3种工具在WY23平台3口井的实钻数据得到了不同工具的地质导向效果和经济性,并结合它们的轨迹控制方式,对工具的选择提出了建议:造斜段应均使用旋转导向工具,水平段除每个平台第一个口井应采用旋转导向工具外可使用LWD地质导向工具,以得到高优质储层钻遇率和低钻井成本。
【总页数】5页(P61-65)
【作者】罗翰
【作者单位】中石化西南石油工程有限公司钻井工程研究院
【正文语种】中文
【中图分类】TE243
【相关文献】
1.页岩气水平井快速地质导向技术研究——以涪陵页岩气田平桥、江东区块中深层为例
2.水平井地震地质导向技术及其在涪陵页岩气田的应用
3.川南威荣气田深层页岩气水平井钻头优选及应用
4.威荣深层页岩气田开发水平井测试选段技术研究
5.威荣页岩气田水平井套变段暂堵分段压裂工艺技术研究
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威远区块页岩气排采除砂工艺分析
第 ４２卷 第 ４期
钻 采 工 艺
Ｖｏｌ４２ Ｎｏ４
ＤＲＩＬＬＩＮＧ＆ ＰＲＯＤＵＣＴＩＯＮＴＥＣＨＮＯＬＯＧＹ
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时甚至回流 １０％～２０％的支撑剂。砂粒可能在井底 沉积并形成砂堵，影响单井产量，且磨损井底和地面 设备。威远地区页岩气井压后返排出砂较为严重， 特别是在 ５ｍｍ～９ｍｍ油嘴加速排液期间容易 发生突发性大量出砂，短时间内大量砂粒沉积井底， 形成砂柱压力，堵塞井筒。井筒砂堵犹如人的血管 硬化，不及时解堵，会导致停产。 ３．钻磨桥塞返排
压裂后返排，常常会使支撑剂回流进入井筒，有
收稿日期：２０１８－０４－１４；修回日期：２０１９－０５－２０ 基金项目：“十三五”国家科技重大专项“页岩气排采工艺技术及应用”（编号：２０１７ＺＸ０５０３７００４）；“十三五”国家科技重大专项“复杂山地 工厂化钻完井作业模式与应用”（编号：２０１６ＺＸ０５０６３００５）；川庆钻探工程有限公司科技项目“页岩气钻机装备配套优化及钻固同步快速平移研 究“（编号：ＣＱ２０１７Ｂ－３４－Ｚ６）。 作者简介：谢奎（１９７８－），硕士研究生，工程师，２０１１年毕业于西南石油大学，现工作于川庆钻探钻采工程技术研究院油气井测试公司。 地址：（６１８３００）四川省广汉市中山大道南二段钻采院，电话：１３８８１９６２０６１，Ｅｍａｉｌ：ｘｉｅｋｕｉ＿ｚｙｙ＠ｃｎｐｃ．ｃｏｍ．ｃｎ
·６０·
开采工艺
钻 采 工 艺
ＤＲＩＬＬＩＮＧ＆ ＰＲＯＤＵＣＴＩＯＮＴＥＣＨＮＯＬＯＧＹ
２０１９年 ７月
Ｊｕｌｙ２０１９
威远区块页岩气排采除砂工艺分析
谢 奎，曾小军，王 雷
（中国石油川庆钻探工程公司钻采工程技术研究院）
谢 奎等．威远区块页岩气排采除砂工艺分析．钻采工艺，２０１９，４２（４）：６０－６３ 摘 要：页岩气藏目前主要采用水平井完井和桥塞分层大型水力加砂压裂的工艺进行开发，压裂砂堵泄压、
威远区块页岩气“井工厂”钻井技术
第45卷第5期石油钻探技术V o l.45N o.5 2017年9月P E T R O L E UM D R I L L I N G T E C HN I Q U E S S e p.,2017L I U X i u s h a n.P o s i t i o n i n g t h ed r i l l e db o r e h o l e t r a j e c t o r i e s c o n-s i d e r i n g t h em a g n e t i c d e c l i n a t i o n c h a n g e i n s p a c e-t i m e[J].A c t aP e t r o l e i S i n i c a,2017,38(6):705709.[编辑刘文臣]收稿日期:20170421;改回日期:20170819㊂作者简介:李彬(1991 ),男,河南南阳人,2015年毕业于西南石油大学石油工程专业,油气井工程专业在读硕士研究生,主要从事特殊结构井钻井工艺方面的研究㊂E m a i l:159********@ 163.c o m㊂基金项目:国家重点基础研究发展计划( 973 计划)项目 页岩气水平井井眼轨迹优化设计与地质导向理论研究 (编号: 2013C B228003)㊁四川省科技支撑计划项目 页岩气钻完井工程技术研究 (编号:2015S Z0003)部分研究内容㊂◀钻井完井▶d o i:10.11911/s y z t j s.201705003威远区块页岩气 井工厂 钻井技术李彬1,付建红1,秦富兵2,唐一元2(1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室(西南石油大学),四川成都610500;2.中国石油集团川庆钻探工程有限公司,四川成都610051)摘要:威远区块地表为低山丘陵地貌,交通运输不便,增加了钻井成本,且钻井平台周围有居民散居,导致井场建设和钻井过程中在健康㊁安全和环保方面面临巨大挑战㊂为此,针对威远区块的地貌特征及该区块的页岩气开发特点,开展了山地 井工厂 井网部署和井眼轨道设计㊁井眼轨迹控制㊁丛式井组防碰设计㊁T I350T全液压深井智能钻机应用和 井工厂 钻井作业流程设计等方面的研究,形成了高效的页岩气 井工厂 钻井技术㊂该钻井技术在威204H11平台进行了应用,平均机械钻速达到7.13m/h,钻机井间运移仅需2.0h,钻井液利用率达到80%以上,大大减少了非钻井作业时间㊁降低了钻井成本㊂应用表明,该 井工厂 钻井技术可为国内其他类似页岩气区块的高效开发提供借鉴㊂关键词:页岩气;山地;井工厂钻井;智能钻机;威远区块中图分类号:T E249文献标志码:A 文章编号:10010890(2017)05001306W e l l P a dD r i l l i n g T e c h n o l o g y i n t h eW e i y u a nS h a l eG a sB l o c kL IB i n1,F UJ i a n h o n g1,Q I NF u b i n g2,T A N GY i y u a n2(S t a t eK e y L a b o r a t o r y o f O i l&G a sR e s e r v o i rG e o l o g y a n dE x p l o i t a t i o n(S o u t h w e s tP e t r o l e u m U-n i v e r s i t y),C h e n g d u,S i c h u a n,610500,C h i n a;C N P C C h u a n q i n g D r i l l i n g E n g i n e e r i n g C o.L t d.,C h e n g-d u,S i c h u a n,610051,C h i n a)A b s t r a c t:D u e t o i t sm o u n t a i n o u s t o p o g r a p h y,t h e W e i y u a nS h a l eG a sB l o c ks u f f e r s f r o m u n f a v o r a b l e t r a n s p o r t a t i o n c o n d i t i o n s a n d h i g h c o s t s f o r d r i l l i n g o p e r a t i o n s.D r i l l i n g o p e r a t i o n s i n t h e s p a r s e l y p o p u l a t e d a r e a f a c e s i g n i f i c a n t c h a l l e n g e s i n l o g i s t i c s,h e a l t h,s a f e t y a n d e n v i r o n m e n t a l p r o t e c t i o n.T o c o p ew i t h s p e c i f-i c f e a t u r e s i n t o p o g r a p h y a n d s h a l e g a s d e v e l o p m e n t i n t h eW e i y u a nB l o c k,r e s e a r c hw e l l p a t t e r nd e s i g n i n m o u n t a i n o u s r e g i o n s,w e l l t r a j e c t o r y d e s i g n,t r a j e c t o r y c o n t r o l,c o l l i s i o n-p r o o f c l u s t e rw e l l s a n da p p l i c a t i o n o f t h eT I350Th y d r a u l i c s m a r t r i g w e r e c o n d u c t e d t o e s t a b l i s h t h e w e l l p a d d r i l l i n gp r o c e s s e s f o r h i g h-e f f i c i e n c y d e v e l o p m e n t o f s h a l e g a s.A p p l i c a t i o n s o f t h e d r i l l i n g m o d e i nP a d W204H11r e a c h e d t h e t e c h n i-c a l i n d e x:a na v e r a g eR O Po f7.13m/h,i n t e r-w e l lm o b i l i z a t i o nt i m eo f2.0ha n dd r i l l i n g f l u i du t i l i z a t i o n r a t e s o v e r80%.I t c a nb e s e e n t h a t a p p l i c a t i o no f t h e t e c h n i q u e c a n e f f e c t i v e l y m i n i m i z e d o w n t i m e a n d c u t d r i l l i n g c o s t.R e s e a r c hr e s u l t ss h o w t h e w e l l p a d d r i l l i n g m o d ei n m o u n t a i n o u sr e g i o n s m a yp r o v i d e g u i d e s a n d f o r ma ne x a m p l e f o r h i g h-e f f i c i e n c y d e v e l o p m e n t o f s h a l e g a s i n s i m i l a r b l o c k s i nC h i n a.K e y w o r d s:s h a l e g a s;m o u n t a i n o u s r e g i o n;w e l l p a d;d r i l l i n g;s m a r t r i g;W e i y u a nB l o c k威远区块位于四川长宁威远国家级页岩气示范区内,目前已实现规模化㊁效益化开发,且开发前景良好㊂但该区块地表的地貌以低山㊁丘陵为主,交通运输不便,井场建设成本高;钻井平台周围往往有居民杂居,钻井过程中在健康㊁安全和环保等方面面临巨大挑战㊂而目前,国内页岩气 井工厂 钻井技石油钻探技术2017年9月术虽然已取得很大进步,但仍然存在以下问题:1)水平井采用三维井眼轨道设计,钻井过程中钻柱摩阻㊁扭矩大,井眼轨迹控制工作量大㊁成本高[14];2)缺少适合于页岩气 井工厂 钻井的钻机和相关配套设备[56];3)钻井未完全实现连续的流水线作业模式,钻井过程中使用油基钻井液存在综合成本高等问题[79]㊂针对以上问题,笔者借鉴美国M a r c e l l u s页岩气田和国内页岩气田的开发经验和研究成果[1013],通过 井工厂 布井方案设计㊁水平井井眼轨道优化设计㊁丛式井组防碰设计㊁智能钻机的应用㊁钻井作业流程优化和高性能水基钻井液应用,对威远区块页岩气开发进行了整体部署与工程设计优化,形成了适合该区块的页岩气 井工厂 钻井技术,并在威204H11钻井平台进行了应用㊂现场应用表明,平均机械钻速和钻井液回收利用率有了很大提高,建井成本大幅降低,实现了 当年开发当年见产能 的目标㊂1 井工厂 布井方案1.1开发井网目前,威远区块页岩气 井工厂 布井模式基本相同,平台间采用交叉布井模式,平台各井采用 米 字形布井模式㊂以威204井区为例,其龙马溪组优质页岩埋深较深,厚度为50.60m,地层倾角为1.0ʎ,最大水平主应力方向为东西向,储层中裂缝主要发育在龙马溪组底部层段,近似于最小主应力方向㊂分析岩石力学参数和地应力参数可知,当水平段方位与最小水平主应力方向的夹角约为40.0ʎ时,地层坍塌压力最小,井壁最稳定㊂因此,为了尽可能动用威204井区储量,利用天然裂缝扩大泄气面积,综合考虑多级水力压裂的改造需求和水平井段的防塌要求,设计水平段方位与最小主应力方向㊁裂缝方向的夹角为30.0ʎ~40.0ʎ㊂设计4个钻井平台,采用交叉布井模式,布置22口水平井,每个钻井平台按 米 字形布井,水平段长度为1500.00和1800.00m,水平段间距为400.00m,水平段垂深均在3500.00m左右㊂设计的威204井区的开发井网如图1所示(图1中,威204井1㊁威204H4㊁威204H5和威204H11为钻井平台编号,1#,2#, ,6#为布置在威204H11钻井平台的6口水平井的编号)㊂1.2井场布置受地面条件的限制,威远区块井场建设及材料运输比较困难,成本较高㊂为了降低页岩气开发成本,要尽可能地在一个钻井平台多钻井, 井工厂井图1威204井区开发井网示意F i g.1D e v e l o p m e n tw e l l s i n t h eW204B l o c k场布置就是要在满足工程需要的前提下减小井场面积㊂威204H11钻井平台长120.00m,宽80.00m,平台布置2排井,每排3口井,井间距为5.00m㊂该钻井平台应用的智能钻机系统高度集成,简洁㊁体积小,井排间距可缩小至30.59m,这样可以在一个钻井平台完成6口井,可极大地降低征地费用和井场建设费用;另外,每排井之间的井口间距小,可以实现钻机的快速运移与搬迁,缩短建井周期㊂2井眼轨道优化和轨迹控制威远区块页岩气水平井钻井面临着井眼轨迹控制难度大㊁邻井碰撞风险高㊁工具面调整困难㊁钻柱摩阻扭矩大和定向钻进效果差等难题,因此,需要采用优化㊁安全㊁高效的井眼轨道设计与井眼轨迹控制方法,确定合理的井身剖面参数㊂2.1井眼轨道设计威远区块页岩气水平井采用了双二维井眼轨道设计(井眼轨道剖面见图2),具有以下优点[14]:1)在垂直剖面1内浅层地层造斜,预增斜处理,增大降斜后直井段与邻井的间距,从而降低相邻井相碰的风险;2)双二维井眼轨道在垂直剖面1和2内方位都不发生改变,可降低弯外壳螺杆钻具轨迹控制难度;3)双二维井眼轨道在降斜后进入垂直剖面2,直接在易钻的龙马溪组地层调整方位增斜,可避免常规三维水平井扭方位的作业,进一步降低轨迹控制难度并且增大水平井与储层的接触面积㊂另外,研究表明,双二维水平井在相同工况下与常规三维水平井相比钻柱所受摩阻扭矩更小,有利于传递钻压和井眼轨迹控㊃41㊃第45卷第5期李彬等.威远区块页岩气 井工厂 钻井技术制,水平段延伸长度更长㊂威远区块页岩气水平井在采用双二维井眼轨道图2 双二维井眼轨道剖面F i g .2 T r a j e c t o r y of t h e d u a l 2Dw e l l b o r e 设计的同时,综合考虑平台井位布局情况,并为满足地质靶区要求和降低正钻井与平台后续开钻井的碰撞风险,在钻进第一直井段后开始增斜钻进,增斜至设计井斜角后稳斜钻进一定长度,后降斜钻至井斜角接近0ʎ,此前钻进一直在垂直剖面1内,进入龙马溪组地层后,调整方位角定向增斜进入垂直剖面2,然后中靶并稳斜钻完水平段,从而得到 直 增 稳 降 增 平 剖面㊂如威远区块的H 2井,其双二维井眼轨道的设计数据见表1㊂该井在网格方位角为270.0ʎ的垂直剖面内完成 直 增 稳 降 ,井段后经过调整在网格方位角为315.0ʎ的垂直剖面内增斜中靶,并完成水平段钻进㊂表1 威远区块H 2井双二维井眼轨道设计数据T a b l e 1 D e s i g n p a r a m e t e r s f o r 2Dd u a l -w e l l t r a j e c t o r y o fW e l lH 2i n t h eW e i y井段井深/m 井斜角/(ʎ)网格方位角/(ʎ)垂深/m北直井段70.00270.0070.000000130.006.00270.00129.890-3.143.003.14调整段534.806.00270.00532.470-45.45045.45835.000315.00832.120-61.160.6061.16直井段3232.060315.003229.180-61.16061.16增斜段3632.0091.34315.003480.00181.54-242.706.85303.08水平段5132.0091.34315.003445.001241.91-1303.0701800.092.2 井眼轨迹控制威远区块页岩气井在进行双二维井眼轨道设计时,增斜段的最大造斜率在6.85ʎ/30m 左右,常规弯外壳螺杆钻具即可满足造斜率要求,并且成本较低㊂而要保证水平段有足够高的页岩气储层钻遇率,就需要在增斜段采用弯外壳螺杆钻具㊁在水平段采用旋转导向配合随钻伽马来进行井眼轨迹的精确控制,以提高钻遇率㊂以H 2井为例说明威远区块页岩气水平井的井眼轨迹控制效果,该井井斜角和井眼曲率随井深的变化如图3所示㊂从图3可以看出,H 2井从井深70.00m 左右开始造斜,造斜率在2.0ʎ/30m 以内,到井深400.00m 左右完成初段造斜,井斜角6.0ʎ左右㊂调整井段井眼曲率稳定,井眼轨迹控制良好㊂第二增斜段为3200.00~3700.00m ,井斜角变化稳定,井眼曲率基本处于(4.5ʎ~8.0ʎ)/30m 内,说明弯外壳螺杆在H 2井井眼轨迹控制中起到了良好的作用㊂另外,通过分析录井资料和测井资料,该井水平段储层钻遇率达到100%,表明旋转导向配合随钻伽马在页岩气储层水平段钻进过程中起到了很好的井眼轨迹控制的作用㊂图3 威远区块H 2井井斜角和井眼曲率随井深的变化F i g .3 C h a n ge sof w e l li n c l i n a t i o n sa n dc u r v a t u r e s w i t h d e p t h s o fW e l lH 2i n W e i yu a nB l o c k ㊃51㊃石油钻探技术2017年9月2.3丛式井组井眼防碰措施威远区块页岩气开发井网采用相邻平台交叉布井模式(见图1),该布井模式在考虑同一平台上部井眼防碰的同时,要兼顾相邻平台交叉大斜度井眼的防碰,因此工程设计时要使井筒尽快分离,增大分离系数㊂采用双二维井眼轨道设计方法,浅层地层预增斜防碰,并优化靶前距与闭合方位角,在满足造斜要求㊁减小钻柱摩阻扭矩和充分动用储量的前提下,尽量增大分离系数来防碰㊂同一平台丛式水平井组的防碰措施为:1)各排第一口井二开前应实测井口坐标及海拔高度,并及时校正相关数据;2)提前在表层进行预增斜作业,并确定井口与地下目标的对应关系,避免预增斜时定错方向;3)在选择预增斜造斜点时应适当错开造斜点位置;4)优化钻具组合,直井段采用 MWD+螺杆+P D C钻头 钻具组合,防斜打快,加强井眼轨迹防碰扫描和监测,尽量将直井段打直㊂相邻平台丛式井组的防碰措施:1)优选造斜点深度,避免在进入入靶点之前相碰;2)上部井段视相邻井实钻井眼轨迹情况进行定向绕障,为丛式井组安全钻进创造条件;3)加强井眼轨迹监测和防碰扫描,若井间距小于4.00m或分离系数小于2.0,应进行防碰绕障作业㊂3 T I350T全液压深井智能钻机井工厂 钻井技术要求钻机具有高效搬迁运移㊁自动化程度高及结构模块性强等特点,因此,为了满足威远区块页岩气 井工厂 钻井技术的需要,同时考虑到威远区块的山地特点以及井场周围居民散居的实际情况,引进了国外T I350T全液压深井智能钻机(简称T I350T智能钻机)㊂与普通钻机相比,该钻机的整个系统更加简洁和高度集成,占地面积更小,控制更加精准㊂该钻机主要有以下特点:1)全液压智能精确控制,高度自动化㊁高效,且操作安全㊂具体表现在:双立柱井架采用电控液的精确控制模式,操作平稳可靠,可节约能源㊁降低噪声;游动液缸可吸收冲击,减少钻井作业时震击对顶驱等设备的损坏,并可满足超负荷处理井下故障的需求;安装有自动钻井模式,设置参数后可自动钻进,可实现 无人接管 的全自动操控,从而减少配备人员数量;管柱处理器的使用可快速㊁安全㊁高效地接单根,接单根时间约为2m i n,与国内常规钻机相比,起下钻效率提高15%~25%㊂2)步进式钻机,整体运移快㊂具体表现在:通过液压导轨式平移装置㊁可移动式猫道和电缆绞盘等设备,根据丛式井组作业需求,可实现x轴㊁y轴双向移动,移动速度5.00m/h;液压钻机的所有软管和电缆都配备了24.0m延长管线,延长管线存放在一个单独集装箱内,移动钻机主体时不需要移动外围辅助设备;电机控制中心㊁钻井泵㊁发电机和固控系统相应配备了15.0m延长电缆和管线,不需要移动㊂T I350T智能钻机在威204H11平台井口间整体运移最少只需2.0h,大大减少了非钻井时间㊂4 井工厂 钻井作业流程根据 钻遇地层㊁井身结构和井眼轨迹相似,钻井液体系相同 的基本原则,结合威远区块的地质特征及开发需要,采用流水线的 井工厂 钻井作业流程㊂以威204H11钻井平台为例,该平台内部署2排共6口双二维水平井,设计用双钻机钻井方式,北半支井采用T I350T智能钻机(钻深能力为6000m),开钻顺序为3#㊁2#和1#井;南半支井采用Z J70钻机,并配备顶部驱动装置,开钻顺序为6#㊁5#和4#井㊂6口井可实现批量钻井完井,依次打开地层再固井,并且各开次钻井液都可以循环回收使用,采用高性能防塌水基钻井液钻进储层(龙马溪组地层),实现 储层专打 ,其钻机移动顺序如图4所示(图4中,红圈内为井号)㊂一开井段:ϕ660.4mm井眼采用钟摆钻具组合和聚合物无固相钻井液钻进,下入ϕ508.0mm导管至沙溪庙组地层,接着依次固井㊂二开井段:ϕ444.5mm井眼采用 P D C钻头+螺杆钻具+MWD 的钻具组合和K C l聚合物钻井液,下入ϕ339.7mm套管至须家河组地层顶部,接着依次固井,K C l聚合物钻井液可循环回收使用㊂三开井段:ϕ311.1mm井眼采用 P D C钻头+螺杆钻具+MWD 的钻具组合,在须2段以浅地层用K C l聚合物钻井液,须2段以深地层用钾胺基聚磺钻井液,下入ϕ244.5mm套管至栖霞组地层顶部,接着依次固井㊂四开井段:ϕ215.9mm井眼采用 旋转导向钻具组合+地质导向工具 和高性能防塌水基钻井液㊃61㊃第45卷第5期李彬等.威远区块页岩气 井工厂钻井技术图4 威204H 11钻井平台 井工厂 钻井作业流程F i g .4 W o r k f l o wf o r b a t c hd r i l l i n g o pe r a t i o n s i nP a dW 204H 11 钻进,实现储层钻遇率95%以上㊁井眼轨迹平滑的储层专打目标,钻至完钻井深后下入ϕ139.7mm 套管,固井并射孔完井㊂一开㊁二开和三开井段依次钻开地层并固井后,四开储层段单独钻开,这样设计有利于充分认识地层条件㊁提高机械钻速,还可以加强每一开次钻井液的回收和重复利用㊂统计表明,采用流水线的 井工厂 钻井作业流程后,威204H 11钻井平台钻井液的回收利用率达到80%以上,大幅降低了钻井成本㊂另外,整个钻井过程中全部使用水基钻井液,尤其是四开井段是国内首次采用高性能防塌水基钻井液钻开页岩气层,与使用油基钻井液相比,进一步降低了钻井成本并减小了对环境的污染[15],提高了水平段固井质量,有利于后期的压裂改造[16]㊂5 应用效果分析威204H 11钻井平台的6口井采用井工厂 钻井技术于2015年开钻,T I350T 智能钻机和Z J 70钻机同时钻进,各开次钻井液均回收循环利用㊂其中,四开井段采用高性能水基防塌钻井液钻开龙马溪组页岩气储层,钻进过程中该钻井液的抑制性和润滑性同油基钻井液相当[15],井眼稳定,机械钻速最高达到了7.17m /h,实现了快速㊁环保㊁安全和高效的目的㊂表2为威204H 11平台2口井与相邻平台某井的钻井技术指标对比情况㊂表2 威204H 11平台与相邻平台钻井技术指标对比T a b l e 2 T e c h n i c a l p e r f o r m a n c e s o f d r i l l i n g o p e r a t i o n s i nP a d W 204H 11a n da d ja c e n t p a d s 钻井模式钻机型号井深/m 机械钻速/(m ㊃h -1)一开二开三开四开平均机械钻速/(m ㊃h -1)钻井周期/d 井工厂 钻井T I350T 5200.002.2413.834.657.177.1355.09Z J 705260.003.5819.155.055.596.4978.67常规钻井Z J 705180.003.4610.046.085.526.3292.04从表2可以看出:1)采用 井工厂 钻井技术的单井钻井周期比常规钻井缩短了14.5%;2)采用T I350T 智能钻机后平均机械钻速达到7.13m /h,与采用普通钻机(Z J 70钻机)相比提高了9.9%,并且四开水平段提速明显,为储层段安全钻进以及后续完井施工创造了条件;3)采用T I350T 智能钻机钻井周期最短为55.09d ,比采用常规钻机钻井周期缩短约30%,极大地减少了非钻井作业时间,降低了钻井成本,提高了钻井效率,为实现 当年开发当年见产能 的目标提供了技术支持㊂6 结论与建议1)研究形成了适用于威远区块的T I350T 智能钻机 井工厂 钻井技术,达到了快速开发页岩气的目的,优化形成的 井工厂 钻井作业流程有利于钻井液的回收重复利用,减小环境污染㊁降低钻井成本,为国内其他类似页岩气区块的高效开发提供了借鉴㊂2)合理的井场布置和丛式水平井钻井设计可㊃71㊃石油钻探技术2017年9月以减少土地征用㊁缩短钻井平台搬迁时间,降低建井成本㊂采用双二维水平井设计可以降低摩阻扭矩和井间相碰风险,有利于 井工厂 钻井技术的实施㊂3)建议参考T I350T智能钻机,为国产钻机配备钻机运移装置㊁管柱处理系统和铁钻工等自动化程度高的钻井技术设备,以实现高效接单根和井间快速搬迁,减少非钻井作业时间㊂参考文献R e f e r e n c e s[1] P O E D J O N O B,P H I L L I P S W J,L OM B A R D O GJ.A n t i-c o l l i-s i o nr i s k m a n a g e m e n ts t a n d a r df o r w e l l p l a c e m e n t[R].S P E 121040,2009.[2] P O E D J O N O B,Z A B A L D A N OJP,S H E V C H E N K OI,e ta l.C a s e s t u d i e s i n t h e a p p l i c a t i o n o f p a d d e s i g n d r i l l i n g i n t h em a r-c e l l u s s h a l e[R].S P E139045,2010.[3]梁奇敏,何俊才,董文涛,等. 井工厂 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威远市民用上了页岩气 Microsoft Office Word 文档
威远市民用上了页岩气
“近水楼台先得月“，离中石油西南油气田蜀南气矿威远气田最近的威远县
城市民，首先用上了页岩气。
2007年，中石油和美国“新田公司”，签署了《威远地区页岩气联合研究》协议。
由“新田公司”利用威远气田上已钻井的地质、录井和测井等资料，开展了对威远构造上页岩气的研究。
2009年底，蜀南气矿在威远构造上开钻中国的第一口页岩气探井—威201井。
到2010年4月完钻，井深2840米，钻穿了下志留统龙马溪组和下寒武统筇竹寺组两套页岩地层。
目的就是探索这两套页岩地层的含气性。
7月份对这两套页岩层进行压裂。
在下寒武统筇竹寺组获得1.08×104m 3/日的产量；对下寒武统筇竹寺组下封隔器后上试下志留统龙马溪组，同样获得了页岩气。
经测试：该页岩气无硫化氢，甲烷含量高达98%以上，是纯净的优质天然气。
于10月19日开采试投产，以每天1000－1300方/日的产量供应威远县城的居民用气。
至今，已经一年有余，现在，该井产量600方/日左右。
继威201井钻探页岩气成功之后，2011年1月，我国第一口页岩气水平井威201－H1井开钻，4月中旬完钻，7月进行了国内最大型的加沙压裂。
9月
5
日开始试采，以每天1.2万多方的产量，同样输送到威远县城。
到12月22日，该井每天仍然稳产在1.1万多方。
另一个好消息是：已经完钻的威201－H3水平井压裂后，在排液过程中已经见到页岩气了。
随着页岩气开发的进程，威远市民已经可以放心的用上页岩气了，而且，页岩气也将慢慢地供应其它地区。
川庆钻探-四川页岩气水平井钻井提速及威远工作进展汇报20140831(推荐)
地层变化侧钻 直井导眼，侧钻改
水平井 长宁第一口水平井
丛式井组 总包
项目制管理
一、基本情况
（三） 提速成效显著
1、长宁区块提速成效
2013年完成的长宁H2、H3井组7口水平井平均机械钻速5.18m/h， 平均钻井周期68.8天。2014年长宁第三轮井平均钻井周期44.4天，较第二 轮井缩短了24.4天，机械钻速7.98m/h，第二轮提高54%。
威204H1-2 5460 3100 50
860
21
4.39 1500
24 8.21 95
威204H4-6 5880 3075
37
1305
16
9.02 1500
29
7.95 82
威204H4-3 5245.5 3064 44 注：红色为截止8月18日数据。
1186
13
7.74 995.5 27 4.42 84
2395
3085
页岩夹粉砂岩
1882 2220
缺失
粉砂岩、页岩夹灰岩 页岩、粉砂岩夹薄层灰岩
龙马溪
2640
2600
3600
页岩、泥岩、泥质粉砂岩
一、基本情况（ຫໍສະໝຸດ ） 总体工作量完成情况自2009年第一口页岩气井开钻以来，长宁-威远页岩气水平井共完钻19口。 其中：
长宁地区完成水平井12口，水平段长980m～1841m；
三、威远区块工作进展
（二） 井场准备情况
区块 威远
2014年威远区块页岩气钻井平台部署实施统计
计划平台
开工平台
完工平台
正建平台
10
6
5
1
待建平台 4
区块 威远
开钻（井次） 5
四川威远页岩气丛式井钻井提速技术研究与应用
1471 钻井提速度面临的难题1.1 表层井漏风险与地层可钻性在威西区块须家河层位钻井时，井漏风险较高，根据已钻井资料，威202井须六段井漏失返，采用充气、清水强钻。
大安寨到须家河这一段地层不稳定，易垮塌。
须家河砂岩研磨性较强，对钻头磨损较大，雷口坡岩性致密，可钻性较差，穿过须家河的钻头难以继续完成雷口坡的钻进任务。
飞四-飞二段泥岩易发生泥包。
栖霞组下部含有燧石结核，梁山组可能含有铝土质泥岩，一旦钻遇这两种岩性很难使用PDC攻克过去，必须更换牙轮，增加起下钻次数。
1.2 异常高压导致钻井液密度高茅口组后，常钻遇异常高压发生溢流，后将密度提至2.10～2.25才能进行正常钻进，钻井液密度提高严重制约了钻进速度，同时增加了出现压差卡钻的风险。
1.3 龙潭组等地层易垮塌，卡钻风险较高龙潭组铝土质泥岩及龙马溪组页岩部分为易垮地层。
威201-H1井钻进至龙潭垮塌，处理耗时37天。
1.4 定向段、水平段钻进难度大根据现阶段的设计，威远区块的页岩气丛式井组水平段至少为1500m，长的将会达到1800m，而且多为三维定向井，这为定向段和水平段的钻进大大提高难度，严重影响生产周期。
2 钻井技术提速模式2.1 优化井身结构威远页岩气区块丛式井最初井身结构设计，见表1。
但为进一步加快钻井速度，控制工程成本，根据以钻进情况，三开不进行定向钻进作业，直接钻进至栖霞组顶部，将Ф244.5mm套管下至栖霞顶，封住茅口组及以上复杂地层；四开Ф215.9mm钻头从栖霞顶部钻至完钻井深，从进入龙马溪顶部开始造斜，所有造斜段和水平段均在龙马溪组中，完钻后下Ф139.7mm套管完井。
更改结构后的井身结构见表2。
2.2 完善钻进方式，形成提速作业方案根据之前已钻井的资料，针对各层段岩性特征，对岩性、岩心和测井资料进行分析对比研究，引进国际知名钻头，优选出每个层位的最匹配的PDC钻头型号。
因为页岩气区块对井眼轨迹要求较高，从表层开始就要注重对井眼轨迹的控制，表层直井段选择使用PDC钻头+螺杆+MWD的方式进行，防斜打直，进入造斜段后，引进国际先进的定向井公司斯伦贝谢进行定向作业，在造斜段使用旋转导向，在水平段钻进时，为了减少成本同时考虑使用旋转导向和螺杆滑动定向两种方式。
威远地区龙马溪组页岩气储层测井解释分析
威远地区龙马溪组页岩气储层测井解释分析武文竞【摘要】针对四川盆地威远地区龙马溪组研究区是否具有勘探开发潜力的问题,以威远202井为例,结合常规测量以及微电阻率扫描成像(FMI)、声波扫描(Sonic Scanner)、元素俘获谱(ECS)和综合地层评价(ELAN)对目的层段龙马溪组页岩的有机碳、物性、含气性及裂缝特征进行了解释评价,得出该区龙马溪组储层矿物含量较好,中上部TOC含量较高,孔隙度约为4.2％,裂缝发育程度一般:高导缝的倾角集中在12° ～60°之间,为低—中高角度裂缝.微断层走向与高导缝走向较为一致,近北东—南西向,具有较好的勘探开发潜力.%Aimed at the problems of determining whether the study area has the potentials of exploration and development,the paper took Weiyuan 202 well as an example to explain and evaluate the characteristics of organic carbon,physical property,gas content and cracks of the target layer of Longmaxi shale by combining with conventional measurements and micro resistivity scanning imaging (FMI),acoustic scanning(scanner sonic),elemental capture spectroscopy(ECS) and comprehensive formation evaluation (ELAN).The research shows that the mineral content in Longmaxi formation is much better,High TOC content in the middle and upper,the porosity is about 4.2％,the degree of fracture development is general:high conductive fracture angle concentrated between 12 and 60 degrees,is low in high anglefracture.There are two groups of dominant direction:tendency of NNE-South South West,North East and west to southwest;micro faults and highseam have the same direction which is NE-SW.Longmaxi formation has the good potential of exploration and development.【期刊名称】《中州煤炭》【年(卷),期】2017(039)002【总页数】6页(P40-45)【关键词】威远地区;龙马溪组;页岩气;测井评价【作者】武文竞【作者单位】长江大学地球科学学院,湖北武汉430100【正文语种】中文【中图分类】P631.13;P631.8我国页岩油气资源丰富，但在规模效益开发方面还需要很长的探索过程[1]。
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Journal of Oil and Gas Technology 石油天然气学报, 2017, 39(5), 179-184Published Online October 2017 in Hans. /journal/jogthttps:///10.12677/jogt.2017.395081Application of Shale Gas GeosteeringTechnology in Weiyuan AreaHongfeng ShenLogging Company of Great Wall Drilling Engineering Co., Ltd., CNPC, Panjin LiaoningReceived: May. 30th, 2017; accepted: Jun. 7th, 2017; published: Oct. 15th, 2017AbstractWith the deepening of development of shale gas reservoirs, the horizontal well which is one of critical techniques has been used widely to develop shale gas reservoirs. The data of well test and production test from drilled horizontal wells showed that the position of horizontal section in the reservoir was very important, and the production of a good layer was several times that of com-mon layer. There were few shale gas exploration wells in Weiyuan area, so little knowledge on stratigraphic development condition and structures was less, and microstructure was complex and the variation of lithology of the target layer was not obvious, position of the drill bit judged by the conventional means was ambiguous. Identification of favorable layers while drilling and de-termination of formation location were the main problems in the field work. The target zone is finely divided based on the geosteering in the shale gas reservoir, so as to find the favorable layers.A detailed model is established by geosteering. The model can be dynamically adjusted, the tra-jectory is corrected in real-time to track the favorable reservoir to ensure the drilling-encounter ratio of the favorable reservoirs and success rate of horizontal wells, and reduce the geological and engineering risks.KeywordsShale Gas, Elemental Logging, Geosteering, Favorable Reservoir沈宏峰页岩气地质导向技术在威远地区的应用沈宏峰中国石油集团长城钻探工程有限公司录井公司，辽宁 盘锦作者简介：沈宏峰(1981-)，男，工程师，现主要从事水平井地质导向技术支持工作。
收稿日期：2017年5月30日；录用日期：2017年6月7日；发布日期：2017年10月15日摘 要随着页岩气藏开发的深入，利用水平井开发页岩气已成为一项重要技术并被广泛采用，已钻水平井试油试采数据表明水平段在储层的位置十分重要，优势储层的产量是一般储层产量的几倍。
威远地区页岩气区域探井分布少，地层发育状况探明程度低，构造落实程度差，微幅构造复杂；目的层岩性变化不明显，通过常规导向手段，判断钻头所在储层中的位置存在多解性，优势储层的随钻识别和钻探地层位置判断成为现场工作的主要难题。
应用页岩气地质技术导向技术，对目的层做出精细划分，寻找出优势储层；应用地质导向技术建立导向精细模型，通过对精细模型的动态调整，轨迹实时修正，追踪优势储层，能够确保优势储层钻遇率和水平井实施的成功率，降低地质、工程风险。
关键词页岩气，元素录井，地质导向，优势储层Copyright © 2017 by author, Yangtze University and Hans Publishers Inc.This work is licensed under the Creative Commons Attribution International License (CC BY). /licenses/by/4.0/1. 引言威远区块优质页岩厚度40~50 m ，区块内已钻水平井27口，水平段长度相同的情况下产量相差数倍，单井产量与“优势储层”钻遇长度成正相关。
通过对钻前地质建模、水平段着陆、平井段跟踪等技术进行研究，形成了适合页岩气藏的地质导向技术，提高了“优势储层”钻遇率，到达了高效开发页岩气藏的目的。
2. 威远地区地质概况威远地区页岩气三维区块内地面地腹构造格局一致，构造简单，西北高东南低，轴线近东西向。
威远地区龙马溪组优质页岩段发育在龙马溪组底部，井段为2534.0~2574.0 m ，厚40 m ；储层电性特征较为明显：伽马值较高，约139~437 API ，平均为189 API ；铀值较高，约2.7~41 mg/L ，平均12.6 mg/L ；中子孔隙度约7%~23%，平均18%；密度略低，约2.34~2.71 g/cm 3，平均2.57 g/cm 3；声波时差72~95 μs/ft ，平均86 μs/ft ；电阻率略高，为4~650 Ω·m ，平均43 Ω·m 。
最优储层位置为龙马溪最底部，厚度为6.0 m 。
Open Access页岩气地质导向技术在威远地区的应用3. 页岩气水平井地质导向建模技术页岩气水平井地质导向建模的关键点是对目的层构造、产状分布的精确认识。
在建模过程中要收集区域邻井测井、录井及地震等资料，结合设计轨迹做出导向模型，对目的层及标志层深度进行预测。
运用录井技术从烃源岩、含气性、脆性等方面表征优势储层[1]，为水平段优势储层跟踪提供依据。
页岩气开发以水平井为主，区块内部一般有1~2口直井，山区地震资料精度较低，难以达到精准地质建模的目的。
以W井区、M井区最初两个平台为例，导向模型精度低。
W井区平台水平段入口点层实际深度与设计深度相差最小8.43 m，最大16.48 m，平均10.79 m。
端点实际深度与设计深度相差最小4.30 m，最大64.33 m，平均23.04 m。
M井区平台水平段入口点层实际深度与设计深度相差最小5.14 m，最大34.3 m，平均17.19 m。
端点实际深度与设计深度相差最小34.31 m，最大172.19 m，平均87.19 m (见表1)。
Table 1. The statistics of evaluation of drilled and designed errors表1. 评价实钻与设计误差统计表井号入口点误差/m 端点误差/m 井号入口点误差/m 端点误差/mMH2-1 −16.49 −34.31 WH3-1 −13.71 −17.4MH2-2 −34.3 −41.55 WH3-2 −12.58 −24.94MH2-3 −10.45 −42.4 WH3-3 −16.48 −64.33MH2-4 26.71 172.19 WH3-4 −11.69 −21.54MH2-5 5.14 141.63 WH3-5 −1.83 −4.3MH2-6 −10.05 91.06 WH3-6 −8.43 −5.73平均17.19 87.19 平均10.79 23.041) 目标层显化表征。
通过已钻井资料结合导眼井资料建立出不同区块的目标层显化表征，寻找出目标层顶底面伽马、地化、特征元素变化规律，以便实钻时依据随钻测录井参数判断钻头位置。
2) 精细地层划分。
结合邻井目的层伽马曲线特征，细分储层，为着陆施工提供有效的对比跟踪依据。
3) 三维地层重构技术。
通过已钻水平井及地震资料对储层的构造进行重新刻画，达到精准建模的目的。
区域内已钻井越多模型精准度越高。
重构后依据构造图建立的模型精度远远高于最初两个平台，导向模型与实钻结果误差率不到最开始两个平台的30%。
4. 页岩气水平井着陆技术4.1. 标志层选取及特征根据随钻伽马大小变化建立出不同标志层，着陆时逐层对比，结合导向模型精准着陆目的层(图1)。
根据元素组合和地化特征确定标志层特征。
4.2. 水平井着陆技术1) 地质导向逼近着陆控制。
根据邻井测井资料，将实钻标准层进行逐层对比，实施逼近控制，确保准确着陆。
2) 由地层厚度计算倾角。
根据邻井标志层间真厚度与实钻井标志层间视厚度相对关系计算地层倾角，确定落靶角度根据所钻各标志层厚度变化计算出地层倾角α，根据地层倾角及标志层间厚度预测目的层埋深，校正导向模型(图2)。
沈宏峰Figure 1. The marker layer while drilling in Wellblock M图1. M井区随钻标志层Figure 2. The relation model for calculating the variation of marker layer and formation dip angle图2. 标志层厚度变化与地层倾角计算关系模型5. 页岩气水平井段跟踪技术页岩气水平段跟踪技术主要依据实钻测录井参数大小与标准化剖面对比分析判断钻头位置，利用三维地层重构技术动态调整导向模型，预测待钻地层产状。