涪陵地区页岩气山地“井工厂”钻井技术
重庆涪陵焦石坝页岩气田勘探开发纪实
重庆涪陵焦石坝页岩气田勘探开发纪实重庆涪陵焦石坝页岩气田勘探开发纪实焦石坝，重庆涪陵区一个山区小镇。
在这里，我国第一口实现规模化、商业化生产的页岩气井诞生，被命名为“页岩气开发功勋井”。
今年3月24日，中国石化正式宣布，计划在2017年把涪陵页岩气田建成国内首个年产能100亿立方米的页岩气田，相当于一个1000万吨级大型油田。
重大突破页岩气田进入商业开发在中国石化勘探南方分公司岩芯库，保存着一筒采自焦页1HF井3000多米深处的深灰色页岩。
“在焦石坝地底下，这些页岩就像一床大棉被，包裹着丰厚的页岩气。
”分公司地质专家夏维书说。
撕开这床大棉被的“第一钻”在2012年2月14日晚8时开钻。
11月28日，一个振奋人心的消息从焦石坝传来：焦页1HF井当天钻获20.3万方高产页岩气，这标志着我国第一口实现规模化、商业化生产的页岩气井诞生了。
页岩气是一种重要的非常规天然气，被认为是继常规天然气之后，又一种可以大规模开发的优质清洁能源。
近年来，全球特别是北美地区，页岩气开发步伐明显加快。
美国由于页岩气的大规模开采，甚至可能从油气输入国变为油气输出国。
在我国，常规天然气储量有限，而页岩气储量相对丰富。
页岩气如果能得以大规模开发，对缓解我国天然气紧张局面、降低天然气对外依存度意义重大。
2011年，我国将页岩气列为独立矿种；2012年，出台《页岩气发展规划（2011—2015年）》；2013年，国家能源局正式批准涪陵页岩气田为国家级页岩气产能建设示范区。
继焦页1HF井后，环绕其周边数公里区域内，几口评价井也相继部署开采。
2013年7月2日，焦页1—3HF井投产，测试产量20多万方/日；9月29日，焦页6—2HF 井投产，测试产量达35万方/日；10月9日，焦页8—2HF井投产，测试产量再创新高，达55万方/日。
“到这时，我们已吃上了定心丸：焦石坝区块页岩气藏不是一点，而是一片；这里不仅有页岩气，而且是高产气藏。
”江汉油田涪陵工区项目部经理习传学说。
探访涪陵页岩气
探访涪陵页岩气4月13日中午时分，我们从居于重庆东南部的涪陵县城出发，去探访中国首个大型页岩气田。
此刻的重庆已经烈日高照，俨然已入夏季，沿着蜿蜒的山路翻越了几座高耸的山顶之后，便来到山坳间的一片开阔之地，鲜红色的井口管道是这里最为醒目的工业存在，与四周山体的黑色岩石形成强烈对比。
这里是典型的喀斯特地貌，岩石面经过长时间风化呈黑色，似烧焦状，“焦石”由此得名。
在重庆话中，“坝”是平地的意思，这里因为地势相对平缓，被当地人称为“焦石坝”。
乌江，清澈透明的水流从贵州省崇山峻岭中自南向北而来，在涪陵与气势磅礴的长江相汇。
正是在这个充满水的灵气的地域内，自夏商时期便有了人类居住的历史。
此前很长的一段时间里，焦石坝作为涪陵榨菜的主产区而闻名遐迩，在这些工业化装置到来之后，它又被贴上了另一个标签――页岩气“大粮仓”。
涪陵页岩气田首口发现井――焦页1HF井井场便位居于此。
2012年11月28日，焦页1HF井试气成功获得高产工业气流20.3万方。
离焦页1HF井半小时车程的位置，是焦页9号平台所在地。
在这儿，勘探、钻井等过程已经基本完成进入试气阶段。
在焦页1HF井获得重大突破后，耸立的井架和纵横交错的输气管道像棋盘一样散落在川东南地区的山间地头。
今日的焦石坝，正在发生革命性的巨变，而世世代代长在这里的居民，也因为屋前田头的井架和来来往往的橘色工装，生活正在悄然改变。
“功勋井”美国页岩气革命给中国页岩气开发带来了许多借鉴意义。
而与之相比，中国南方海相页岩气地质条件更为复杂，从国外直接引进技术常常“水土不服”。
焦石坝，西、北临长江，南跨乌江，属山地丘陵地貌，构造主体区页岩气层底埋深2250-3500m。
焦石坝地质情况与美国一马平川的大平原相比，情况复杂的多。
即便对于外国石油巨头来说，这也是艰难的挑战。
中国石化在这儿完成了突破。
事实上，对于焦石坝的研究可以追溯到上世纪50年代，在近长达60年的勘探研究中，主要进行的是常规天然气勘探研究工作，完成少量的二维地震和构造评价。
涪陵页岩气特殊地层钻头优选技术
涪陵页岩气特殊地层钻头优选技术作者：王宝元张勇来源：《科学导报·学术》2020年第69期【摘要】2017年以来，重庆涪陵页岩气勘探开发已经逐步分布在江东外围和平桥区域，该地区地质构造复杂、地层倾角和地层差异较大，除常规PDC钻头优选应用之外，部分特殊地层因岩性结构比较复杂钻头选型困难，严重制约了钻井速度。
根据涪陵页岩气钻井数据库及以往使用的PDC钻头与地层的适应性分析，通过技术分析和攻关创新，及数个平台井施工，基本攻克了这些特殊地层PDC钻头选型问题，进一步完善了涪陵页岩气钻井数据库，为涪陵页岩气提速挖潜增效做出了贡献。
【关键词】构造复杂;钻头优选;机械钻速;抗研磨性;提速提效1 概述自重庆涪陵页岩气二期产建实施以来，位于边缘地带的江东和平桥地区，因地质构造复杂，地层倾角偏大，储层埋藏不断加深，导致同平台同类地层埋藏深度和岩性特征都存在较大差异，给钻头选型造成很大困难，实现优快钻井难度不断加大。
涪陵地区地层主要为灰岩地层，但是这些特殊地层因含有不同类型的石英砂岩、粉砂岩、粗砂岩等，地层研磨性强，导致PDC钻头外径、冠部外排齿磨损，换钻头频繁，严重制约了钻井速度，主要包括：龙潭组、茅口组、梁山组、黄龙组、韩家店上部等地层。
只有通过细致的分析，找出影响钻头行程钻速的主要因素，通过技术攻关和优选适应地层的钻头来解决这些制约钻井速度的难题。
2 特殊地层钻头选型难点2.1 针对平桥地区上部飞仙关至长兴组地层主要以灰岩为主，井段长达1100m，常规PDC 钻头攻击性偏低，复合片质量存在缺陷，需两只方可钻穿，且机械钻速仅有8～11m/h，制约了钻井速度。
2.2 涪陵地区龙潭组和茅口组上部地层灰岩中含石英砂岩、粗砂岩、角砾岩和炭质泥岩，不宜使用PDC钻头。
2.3 梁山、黄龙组地层含黄铜矿，研磨性强。
韩家店组上部地层粉砂质泥岩和泥质粉砂岩发育，研磨性较强，极易损害PDC钻头保径和冠部齿;小河坝组地层埋藏相对较深，地层粉砂质泥岩发育，研磨钻头和定向托压比较严重，导致钻头行程钻速低，起下钻换钻头频繁。
涪陵页岩气田三维水平井井眼轨迹控制技术
涪陵页岩气田三维水平井井眼轨迹控制技术沈国兵;刘明国;晁文学;张金成【摘要】为满足地理环境条件和页岩气高效开发需要，涪陵页岩气田采用“井工厂”模式开发，多采用中、长半径三维水平井。
针对原井眼轨道设计不利于三维水平井优快定向钻井、三维井眼轨迹控制难度大、三维井眼摩阻扭矩大等技术难点，通过优化设计，应用三维水平井井眼轨迹控制、三维井眼降摩减阻等技术，以提高三维水平井机械钻速，缩短定向钻井周期。
现场应用表明，涪陵页岩气田三维水平井二开定向周期缩短46．36％，三开定向周期缩短5．76％，成效显著。
%In order to accommodate the realities of the geographical environment and goals of develo‐ping shale gas in a highly efficient way ,the Fuling Shale Gas Field has adopted the “well factory” mode that includes drilling 3D horizontal wells with both medium and long .The original profile design was not appropriate for drilling horizontal wells efficiently ,and it is difficult to control 3D well trajectory ,due to high drag and torque .Through the optimization of the profile design ,combined with 3D horizontal well trajectory control technology and drag reducing technology ,the rate of penetration for 3D horizontal wells has been raised ,and the drilling cycle shortened .Field application results demonstrate that this technology is remarkably efficient in the Fuling Shale Gas Field ,w here it reduces the operation time of the second sec‐tion of 3D horizontal wells by 46 .36% and that of the third section by 5 .76% .【期刊名称】《石油钻探技术》【年(卷),期】2016(044)002【总页数】6页(P10-15)【关键词】页岩气;水平井;井眼轨道设计;井眼轨迹控制;涪陵地区【作者】沈国兵;刘明国;晁文学;张金成【作者单位】中石化中原石油工程有限公司钻井工程技术研究院，河南濮阳457001;中石化中原石油工程有限公司钻井工程技术研究院，河南濮阳 457001;中石化中原石油工程有限公司钻井工程技术研究院，河南濮阳 457001;中国石化石油工程技术研究院，北京 100101【正文语种】中文【中图分类】TE243+.1◀钻井完井▶涪陵页岩气田位于川东南地区川东高陡褶皱带包鸾-焦石坝背斜带焦石坝构造带，目的层为上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组下部页岩气层段，目的层最大主应力的方向为东西走向。
我国第一次采用工厂化压裂建设涪陵气田
我国第一次采用“井工厂”模式压裂工艺技术取得成功建设重庆涪陵国家级页岩气示范区,日输气280万方创新高 2017年100亿方涪陵百姓网讯（夏斐然）“坚决完成国内首次‘井工厂’模式压裂试气施工任务完成”标语在重庆涪陵焦页9号平台内的施工现场内，显得十分庄严，人们仿佛看到大庆精神“铁人王进喜”就在身边……今天（22日）上午，重庆涪陵区科协科普30名科技人员一行，正在听取中国石化江汉油田涪陵焦页分公司技术中心主任王振兴的现场介绍，中国第一次“井工厂”模式压裂试气施工工艺技术取得圆满成功，对加快提高涪陵页岩气建设速度、降低成本、完成产能50万方页岩气创造了有利条件。
利用国内首台轮轨式钻机实现了流水化工程作业，使钻井周期从过去的100天缩短到70天左右，生产设备基本实现了国产化、但同美国页岩气技术还有一定的差距……中国第一个百万级涪陵页岩气气田将于2017年,在重庆涪陵焦石片区100亿立方米（方）建成。
到今天下午，焦页9号平台3号井正式输气，将达日产280万方，创涪陵历史最高产量，为重庆地区特别是涪陵白涛工业园区，提供了页岩气燃料和原料。
最终到达日产1000万方产量的中国第一个百万级涪陵页岩气气田。
涪陵页岩气2014年将达产能20亿方、2015年50亿方、2017年,100亿立方米（方）。
专家称，页岩气是一种天然气，比天然气干净环保，不需要脱硫，直接可用。
一个年产能100亿立方米的页岩气田,相当于一个1000万吨级的大型油田。
据悉，涪陵页岩气田开发建设中第一次采用“井工厂”模式压裂试气施工工艺技术，于4月14日成功运行。
以往压裂施工都是单井作业，一套机组需要8到1 0天时间，随着涪陵页岩气田一期产建规划的实施，江汉油田涪陵页岩气分公司提出了“井工厂”模式压裂施工的设想，即采用单井施工时1.5倍的压力及配套设备，同时对两口井进行交替压裂，这种压裂模式可以在相同的时间内提高一倍工作效率，并减少过去设备搬迁往返产生的费用，实现降本增效。
涪陵页岩气田井漏现状与技术对策
次，２３ 次，分别占漏失总数的 ２１．６６％，７．７１％，６．８２％；其 它层位漏失次数较少。 １．２ 漏 失 严 重 程 度
由表 １ 可知：①韩家店－小河 坝 组 漏 失 具 有 次 数 多 的 特 点 ，是 涪 陵 地 区 发 生 漏 失 最 频 繁 的 层 位 。 ② 雷 口 坡 、 嘉 陵 江 组 漏 失 总 量 最 大 、漏 失 次 数 中 等 ，嘉 陵 江 组 经 常 发 生大型、恶性漏失，堵 漏 效 果 不 理 想，堵 漏 难 度 大。③ 龙 马溪－五峰组，井漏 次 数 较 多，漏 失 量 相 对 较 小，漏 失 总 量仅 ４．６９％，但由于漏失点多，漏失难以完全 控 制，同 时 油 基 钻 井 液 漏 失 成 本 较 高 ，因 此 该 井 段 是 防 漏 堵 漏 重 点 。
涪陵页岩气水平井复杂井筒固井技术应用研究
涪陵页岩气水平井“复杂井筒”固井技术应用研究摘要：随着涪陵页岩气开发的不断深入，目的层裂缝发育和伴生气活跃、“溢漏同存”井日渐增多，给固井施工带来了很大的挑战。
针对此类复杂井，通过优化前置液组合、管外封隔器与分级箍相组合、双凝双密浆柱结构设计等开展研究，研制开发的纤维弹韧性防气窜水泥浆体系和综合配套工艺技术，在现场3口井成功应用，应用效果显著，对后续施工的同类型井具有一定的借鉴和参考价值。
Keys：页岩气复杂井筒水平井固井技术1 难点分析根据涪陵页岩气钻遇地层特点，复杂井筒条件下水平井固井主要面临以下难点：1）井眼摩阻大，套管居中度低套管与井壁间摩阻大，直井段套管提供的自行下滑动力有限；水平段井眼轨迹易成蛇形起伏，套管重量的90%作用于井壁，套管偏心严重，造成套管下入困难且居中度低。
2）前置液冲洗效率以及顶替效率难以保障水平段套管受重力影响，易偏心、贴边，底部窄边泥浆驱替困难，容易窜槽，环空难以形成连续均匀的水泥；采用油基钻井液，第一、二界面的油膜难以清洗干净，影响胶结质量；同时前置液对油基钻井液存在破乳、絮凝问题，替净困难。
3）水泥浆性能要求高长水平段固井更容易出现水泥浆气侵现象，使水泥浆密度降低，引起水泥浆失重，产生环空气窜，形成环空窜槽；同时，水泥浆体系需兼具防漏失功能。
4）压稳和防漏矛盾突出钻遇地层压力系数1.25~1.30g/cm3，裸眼段孔隙及裂缝发育，伴生气活跃，钻井液密度安全窗口较窄，固井施工和侯凝过程中极易发生油气侵，压稳和防漏、防窜难度大，影响目的层封固质量。
2 技术措施1）优化通井方案为保证套管的顺利下入和提高套管居中度，综合井眼轨迹数据，采用不低于套管刚度的管串通井，对起下钻摩阻较大、方位变化大及全角变化率大的井段认真划眼、通井，去除岩屑床；同时加强钻井液流变性、润滑性能的处理，降低下套管的摩阻，不涌不漏后才能进入下套管作业。
2）优化扶正器安放设计利用固井软件根据井眼轨迹、井径、井斜等数据对套管居中度与下入摩阻进行模拟计算，合理设计扶正器类型与安放位置。
四川盆地涪陵地区页岩气高性能水基钻井液研发及效果评价
四川盆地涪陵地区页岩气高性能水基钻井液研发及效果评价梁文利【摘要】目前油基钻井液本身存在的环保性能不足、成本过高、工艺复杂等缺点,以及常规的普通水基钻井液体系的页岩井壁稳定性和润滑性不能满足页岩水平井钻井需要的问题.研制并构建了一套由成膜封堵剂、抑制剂和类油基润滑剂3种主剂所组成的高性能水基钻井液体系.该钻井液体系具有良好的页岩井壁稳定性、与油基钻井液相当的封堵、润滑性能、生物毒性低、水基钻屑可以直接排放.这种页岩气高性能水基钻井液体系能够满足涪陵页岩气田钻井中长水平段的应用要求.【期刊名称】《天然气勘探与开发》【年(卷),期】2019(042)001【总页数】10页(P120-129)【关键词】四川盆地;涪陵地区;页岩气;长水平段;水基钻井液【作者】梁文利【作者单位】中国石化江汉石油工程有限公司页岩气开采技术服务公司【正文语种】中文0 引言随着新《环境保护法》的实施，对于油基钻屑对环境影响的要求也更加严格。
根据《国家危险废物名录》，含油岩屑被划入了危险废弃物的名录，其管理和处置需按照危险废弃物相关规定执行。
油基钻井液本身存在的环保性能不足、成本过高、工艺复杂等缺点在此背景下就越发突出，而且油基钻井液会使浅层气井的固井难度增大，使用油基钻井液钻井，两个界面存在油泥、水泥胶结质量难以保证，造成环空带压难题。
同时常规的普通水基钻井液体系在钻井过程中，无法解决大位移水平井钻进所需的井壁稳定性和润滑性的技术需要，存在掉块、起下钻遇阻卡，下套管摩阻高，造成复杂时效高等问题。
为了提高页岩的井壁稳定和降低起下钻摩阻、扭矩以及降低页岩气开发的综合成本。
因此，研发一套适用于涪陵页岩气长水平段的高性能水基钻井液体系势在必行[1-6]。
1 涪陵页岩岩心矿物分析及微观结构1.1 页岩岩心矿物分析为对比分析涪陵页岩岩心与长宁、威远、黄金坝以及延长等区块的页岩岩心在矿物种类及含量的区别，进行了X射线衍射实验，并进行相应的矿物含量对比（表1）。
涪陵页岩气田三维长水平段井轨迹控制技术
涪陵页岩气田三维长水平段井轨迹控制技术宋明阶∗(中石化江汉石油工程有限公司钻井二公司,湖北武汉４３００４２)[摘㊀要]㊀涪陵页岩气田的开发以水平丛式井为主,其导向技术一般采用旋转导向工具和常规L W D导向工具,但两者各有利弊.旋转工具费用高,施工风险大,常规工具钻进效率稍低,但施工成本更低.焦页X X－S４H F井,通过剖面优化,应用降摩减阻工具和井眼轨迹控制技术等多重技术措施,在长水平井段的施工中使用常规导向工具取得了钻进效率与成本控制的最优平衡.[关键词]㊀涪陵页岩气田;长水平段井;轨迹控制;钻井技术[中图分类号]㊀T E２４３㊀[文献标识码]㊀A㊀[文章编号]㊀１００９ ３０１X(２０１９)０５ ００１９ ０４D O I:㊀１０．３９６９/j．i s s n．１００９－３０１X．２０１９．０５．００６㊀㊀涪陵页岩气田目的层为上奥陶统五峰组－下志留统龙马溪组下部页岩气层段,目的层最大主应力的方向为东西走向.气田所在地属山地－丘陵地貌,为最大限度地减小井场数量㊁单井占地面积以及降低地面工程造价,提高页岩气整体开发效益,页岩气开发主要采用丛式水平井.一期产能建设中,部署三维水平井水平段长度在１４００~２０００m,为进一步降低整体勘探开发成本,增加单井泄流面积,在气田二期产能建设中,在焦石老区开始部署水平段长度超过２０００m的水平井.随着水平段的延伸,摩阻扭矩逐渐增大,出现钻压传递困难㊁定向托压等问题,滑动钻进过程中甚至可能发生钻具屈曲等复杂情况.采用旋转导向工具可以提高水平段延伸能力,但是井下出现井漏㊁井垮等复杂情况时,极易发生卡钻㊁断钻具等复杂情况,同时旋转导向工具服务费用昂贵.以焦页X X－S４H F井施工为例,分析了超长水平段水平井轨迹控制难点,通过轨道优化设计及井眼轨迹控制技术研究与应用,顺利完钻,为涪陵页岩气田超长水平段井采用常规L W D定向工具施工提供借鉴.１㊀焦页X X－S４H F井概况焦页X X平台地处重庆市涪陵区焦石镇,地层构造位置为川东南高陡褶皱带包鸾－焦石坝背斜带焦石坝构造,目的层为上奥陶系五峰组－下志留统龙马溪下部页岩气层段.平台已施工３口三维水平井,新部署１口加密调整井和１口上部气层开发评价井.其中,焦页X X－S４H F井,偏移距１２９．５m,设计水平段长２６３４m,完钻井深５２９０m.设计井深结构:Φ３３９．７m m表层套管下深３５０m,封隔嘉陵江组地层;Φ２４４．５m m技术套管下深２３３０m,封隔龙马溪组以上地层;三开２１５．９m m钻头完钻下入Φ１３９．７m m 套管完井.２㊀轨迹控制难点２．１㊀井眼相碰风险高涪陵页岩气田采用丛式井开发模式,经过一期㊁二期的勘探开发,下部气层井网初具规模,为了实现稳产㊁增产的目标,对下部气层进行了加密调整.受地形地貌条件和投资成本的双重限制,加密调整井部署在丛式井平台上.加密井井口间距一般为１０m,地下井网密集㊁交错,在各井段均存在较高的井眼相碰风险.焦页X X平台上井眼相距１０m,存在较高的碰江汉石油职工大学学报㊀２０１９年０９月㊀J o u r n a l o f J i a n g h a nP e t r o l e u m U n i v e r s i t y o f S t a f f a n d W o r k e r s㊀㊀第３２卷㊀第５期∗[收稿日期]２０１９－０３－２７[作者简介]宋明阶(１９８６－),男,大学,工程师,主要从事定向井技术服务与研究工作.套管风险.焦页X X－６H F ㊁焦页X X－S ４H F 井与焦页X X－１H F ㊁焦页X X－２H F 井呈反向非对称轨道布局(图１).㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀图１㊀焦页X X 平台井网布局图２．２㊀轨迹控制难度大焦页X X－S ４H F 井靶前位移３６８．４８m ,偏移距１２９．５m ,靶前距较小,本井设计扭方位工作量９０ʎ.二开井眼造斜率相对不稳定,扭方位井段长,滑动钻进托压严重,轨迹控制难度大.２．３㊀超长水平段钻压传递困难水平段地层倾角变化较频繁,井眼轨迹频繁调整,摩阻累计增加,工具难以摆放到位,滑动钻进工况下钻具容易发生屈曲,造成钻压传递困难,滑动钻进托压严重.３㊀技术方案３．１㊀优化轨道设计设计剖面类型:直－增－稳－增－水平段,二㊁三开增斜段造斜率均为０．１５(ʎ)/m .研究与实践证明,长稳斜段维持稳斜困难,易增斜或降斜,其轨迹长度及圆滑程度是井眼摩阻扭矩增大的关键因素,为此对井眼轨迹进行优化设计.优化轨道设计:在上部井段主动防碰绕障,直井段朝防碰压力较小的方位提前定向起一定的井斜角,逐渐拉开中心距,降低碰套管风险.采用变曲率五点六段制剖面设计(表１),扭方位段采用稳斜扭方位㊁增斜扭方位组合模式,降低摩阻扭矩和施工难度.应用怡和阳光钻井一体化软件模拟计算,在相同计算条件下,在滑动和旋转钻进工况下,优化设计轨道摩阻扭矩均降低(表２).表１㊀焦页X X －S ４H F 井优化设计轨道井深/m井斜/ʎ方位/ʎ垂深/m南北/m东西/m 造斜率/[(ʎ)/１００m ]备注６００．０００．００２７０．００６００．０００．０００．０００．００６１０．００１．００２７０．００６１０．０００．００－０．０９０．１０绕障１６７０．００１．００２７０．００１６６９．８４０．００－１８．５９０．００K O P １７７０．００１３．００２７０．００１７６８．９１０．００－３０．７５０．１２增斜１９４５．００１６．５０２７０．００１９３８．１２０．００－７５．３００．０２２０５５．００１６．５０２２３．５２２０４３．５９－１１．９９－１０３．２３０．１２扭方位２０６５．００１６．７０２２３．５２２０５３．１７－１４．０６－１０５．１９０．０２２２３５．００２９．８１１８２．８７２２０９．０２－７５．９５－１２７．１６０．１２扭方位２２７５．００３３．８１１８２．８７２２４３．００－９７．００－１２８．２１０．１０中完２３０５．００３５．０１１８２．８７２２６７．７５－１１３．９４－１２９．０６０．０４２４５５．００６０．４３１７９．９９２３６７．８４－２２３．９７－１３１．４３０．１７２４６５．００６０．９３１７９．９９２３７２．７４－２３２．６９－１３１．４３０．０５２６０８．００８５．２４１７９．９９２４１４．０４－３６８．４８－１３１．３９０．１７A 靶点表２㊀摩阻扭矩对比工况名称大钩载荷/t地面扭矩/(k N m )摩阻/t井眼轨道滑动６７．９８０．００２３．２５设计轨道旋转９１．１４２０．６２０．００设计轨道滑动６９．３１０．００２２．０８优化设计旋转９１．３１１９．８７０．００优化设计３．２㊀防碰绕障技术措施３．２．１㊀标定测量仪器按照要求检测标定多点测斜仪器㊁随钻测量仪器,确保测量数据准确可靠.３．２．２㊀严密监测一开直井段钻进期间,每钻进３０~６０m 测斜一次,并进行待钻轨迹防碰扫描,当防碰扫描与邻井距离小于６m ,或者分离系数小于２时,及时下入定向钻具组合进行绕障施工,杜绝侥幸心理.根据测斜情况调整钻井参数,防斜打直.一开中完起钻时用电子多点测斜仪进行测斜,测量一开井段井斜㊁方位等数据.３．２．３㊀绕障施工二开开钻下入定向仪器实时监测,根据设计轨道进０２㊀江汉石油职工大学学报行绕障施工,在井深６００m 处朝２７０ʎ方位增斜至１ʎ逐渐拉开与邻井距离(图２).同时,在上部井段消减偏移距,减少稳斜段长度,降低长水平段施工过程中的摩阻扭矩.㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀图２㊀焦页X X －S ４H F 井优化设计轨道与邻井中心距图３．３㊀分段轨迹控制技术３．３．１㊀二开直井段轨迹控制技术钻具组合:Φ３１１．２m m B I T ＋Φ２４４m mˑ１ʎL Z ＋I P B ＋Φ３０８m m S T B ＋Φ２０３．２m m NM D Cˑ１根＋MWD ＋Φ２０３．２m m D C ˑ５根＋配合接头＋Φ１７７．８m m D Cˑ３根＋Φ１２７m mHWD P ˑ３０根＋Φ１３９m m D P .该钻具组合具有较好的防斜打直效果,二开直井段最大井斜为３．２ʎ,最大闭合距为２３．７６m ,１ʎ单弯螺杆可满足直井段防碰绕障需要和井身质量控制要求.３．３．２㊀增斜㊁扭方位井段轨迹控制技术钻具组合:Φ３１１．２m m B I T＋Φ２１６m mˑ１．２５ʎL Z ＋I P B ＋Φ２０３．２m mS D C ＋Φ２８５m mS T B ＋Φ２０３．２m m N M D C ˑ１根＋L W D＋Φ１２７m mN M H W D P＋Φ１２７m m H W D P ˑ３０根＋Φ１３９m mD P.扭方位井段轨迹控制技术采用复合钻进与滑动钻进交替进行.通过收集邻井资料,分析该套钻具组合在不同岩性地层中的增斜和方位漂移规律,设计待钻剖面,合理调整滑动钻进与复合钻进的比例,避免局部狗腿度偏高,确保井眼轨迹光滑,降低钻进时的摩阻和扭矩.３．３．３㊀增斜着陆段轨迹控技术钻具组合:Φ２１５．９m m B I T ＋Φ１７２m mˑ１．２５ʎL Z ＋I P B ＋Φ１２７m m N M H W D P ＋L W D ＋Φ１２７m m N M H W D P ˑ１根＋Φ１２７m m H W D Pˑ９根＋Φ１２７m m D Pˑ６０根＋Φ１２７m m H W D P ˑ３０根＋Φ１３９m m D P增斜着陆井段井眼轨迹控制的关键在于矢量入靶,确定好靶点垂深和入靶井斜.通过区域地震及邻井的钻井㊁录井㊁测井等资料建立随钻前导模型,对目的层走向㊁倾向㊁倾角有一定认识,并与地质导向人员紧密结合,根据实钻地层情况及时预测入靶垂深,确保准确着陆.对于目的层下倾的情况,探顶井斜角可略小,可控制井眼轨迹在入靶点前２０~３０m ,入靶角度比最大井斜角小２ʎ~３ʎ,进入目的层后地层下倾,井眼轨迹能在入靶点前追上地层,达到地质要求.焦页１３－S ４H F 井根据实钻地层预测目的层下倾４．５ʎ,入靶前将井斜增至８３．６ʎ,稳斜探层,进入目的层后再将井斜增至８６ʎ稳斜钻进.按照导向要求顺利着陆,轨迹平滑.３．３．４㊀水平段轨迹控制技术钻具组合:Φ２１５．９m m B I T ＋Φ１７２m mˑ１．２５ʎL Z ＋Φ２１０m m S T B＋I P B＋Φ１２７m m N MHW D P＋L W D ＋Φ１２７m m N MHW D P ˑ１根＋Φ１２７m m HW D P ˑ６根＋Φ１２７m m D P ˑ７根＋水力振荡器＋Φ１２７m m D Pˑ２７８根＋Φ１２７m m HW D P ˑ３０根＋Φ１３９．７m m D P建立定测录导协同工作机制,地质导向实时跟踪,根据实钻地层情况及时调整待钻轨迹.精细轨迹控制技术,严格遵循 少调勤调 原则,减少定向段长,增加定向频率,满足目的层钻遇率并保证轨迹平滑.３．４㊀降摩减阻技术措施用水力振荡器㊁低摩阻稳定器等降摩减阻工具,降低滑动钻进工况下摩阻,解决定向托压问题.每钻进３００~４００m 进行短起下钻一次,及时修整井壁,大排量洗井,清除岩屑,保持井眼清洁.优选油基钻井液处理剂,强化油水比㊁H T H P ㊁破乳电压等性能,控制固相含量,优化油基钻井液性能,提高钻屑携带能力,降低钻井液摩擦系数.３．５㊀钻柱安全校核钻柱在井筒中的受力情况尤为复杂,若钻柱安全系数小于工程规定的安全系数临界值,就可能导致钻具失效,所以在水平井段延伸过程中,应对钻柱进行强度校核.利用摩阻扭矩模型计算得到的钻柱轴向力和扭矩,可根据第四强度理论校核钻具强度,如下式所示:n (z )＝Y mσ２(z )＋３τ２(z )(１)式中:n (z )为长度z 时钻柱的安全系数;Y m 为钻柱最小屈服强度,P a ;σ(z )为钻柱轴向应力,P a ;τ(z )为１２㊀宋明阶．涪陵页岩气田三维长水平段井轨迹控制技术沿钻柱轴向的剪切应力,P a .焦页１３－S ４井三轴应力模拟计算满足安全要求(图３).㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀图３㊀焦页X X －S ４H F 井水平段完钻井深钻具三轴应力分析㊀㊀应用怡和阳光钻井一体化软件,根据水平段前期现场大钩载荷㊁扭矩数据,模拟计算得出摩阻系数.在三开油基泥浆情况下,套管内摩阻系数为０．１５,裸眼段摩阻系数为０．２.再应用实际计算的摩阻系数模拟计算待钻井眼钻具受力分析,预测钻具屈曲情况,在钻具受力安全前提下,进行下步钻进施工.４㊀施工效果焦页X X －S ４H F 井水平段长为２６６６m ,完钻井深为５２７６m .三开应用常规L W D 导向工具钻进至井深２８７５m ,进入水平段２６５m ,起钻更换旋转导向钻井系统.应用旋转导向工具钻进至４７２４m ,井下发生漏失,漏速为５０m ３/h,起钻下入光钻杆堵漏.鉴于井下情况,旋转导向工具方不建议再次下入旋转导向工具施工,故下入常规L W D 导向工具继续施工,应用超长水平段水平井常规定向工艺技术顺利完成了本井钻井施工,水平段目的层钻遇率１００％.焦页X X －S ４H F 井完钻最大起钻摩阻为２６t ,最大扭矩为２５k N m ,套管正常下入.焦页X X－S ４H F 井水平段施工过程中,常规导向工具机械钻速为１４．７２m /h ,旋导工具机械钻速为１６．８m /h ,旋导机械钻速比常规导向工具高１４．１％,但是常规L W D 仪器日费成本为旋转导向成本的１７．５％,应用常规导向工具钻井综合成本更低.５㊀结论与认识１)通过剖面优化,应用降摩减阻工具和分段轨迹控制技术,采用国产化常规定向工具可以安全顺利地完成超２６００m 长水平段井钻井施工.２)对于小三维井眼长水平段井,常规定向工艺相比旋转导向钻井系统综合成本更低,经济效益明显.３)水平段钻进过程中应用定测录导协同工作机制,实施精细轨迹控制方法,可以有效保障井眼轨迹平滑,增加水平段延伸长度.[参考文献][１]牛新明．涪陵页岩气田钻井技术难点及对策[J ]．石油钻探技术,２０１４,４２(４):１－６．[２]杨海平,游云武．焦页２－５H F 长水平井钻完井关键技术[J ]．钻采工艺,２０１８,４１(３):５－８．[３]胥豪,牛洪波,牛似成,等．六段制三维水平井轨道优化设计与应用[J ]．石油钻采工艺,２０１７,３９(５):５６４－５６９．T h r e e －d i m e n s i o n a l L o n g Ho r i z o n t a l W e l l T r a c kC o n t r o l T e c h n o l o g y i nF u l i n g Sh a l eG a s f i e l d S O N G M i n g ji e (N o ．２D r i l l i n g C o m p a n y ,S i n o p e cO i l f i e l dS e r v i c e J i a n g h a nC o r p o r a t i o n ,W u h a n ,H u b e i ,４３００４２,C h i n a )A b s t r a c t :T h e d e v e l o p m e n t o f F u l i n g S h a l eG a s f i e l d i s d o m i n a t e d b y h o r i z o n t a l c l u s t e rw e l l s ．T h e a d o p t i o n o f r o t a r ys t e e r i n g t o o l a n d c o n v e n t i o n a l L W Ds t e e r i n g t o o l h a s a d v a n t a g e s a n d d i s a d v a n t a g e s ,a m o n g w h i c h ,r o t a r y t o o l c o s t s m o r e a n d c o n s t r u c t i o n r i s k s a r e h i g h e r ,w h i l e d r i l l i n g e f f i c i e n c y o f c o n v e n t i o n a l t o o l i s s l i g h t l y l o w e r b u t t h e c o n s t r u c Ｇt i o n c o s t i s l o w e r ．J i a o y eX X －S ４H F W e l l a c h i e v e s t h e o p t i m a l b a l a n c e b e t w e e n d r i l l i n g e f f i c i e n c y a n d c o s t c o n t r o l i n t h e c o n s t r u c t i o n o f l o n g h o r i z o n t a lw e l l s e c t i o nw i t h t h eh e l p o f c o n v e n t i o n a l s t e e r i n g t o o l a n db y a d o p t i n g m u l t i pl e t e c h n i c a lm e a s u r e s s u c h a s p r o f i l e o p t i m i z a t i o n ,f r i c t i o n r e d u c t i o n t o o l a n dw e l l b o r e t r a j e c t o r y c o n t r o l t e c h n o l o g y．K e yw o r d s :F u l i n g S h a l eG a s f i e l d ;L o n g H o r i z o n t a lW e l l ;T r a j e c t o r y C o n t r o l ;D r i l l i n g T e c h n o l o g y [编辑㊀易文媛]２２㊀江汉石油职工大学学报。
涪陵江东与平桥区块页岩气水平井井眼轨迹控制技术
涪陵江东与平桥区块页岩气水平井井眼轨迹控制技术宋争【摘要】涪陵江东与平桥区块断层发育、地层倾角大,水平井井眼轨迹控制存在着与地质预测偏差大、轨迹调整频繁、中靶难度大和定向托压严重等难题,为此,开展了井眼轨道参数及剖面优化设计,钻具组合与钻井参数协同优化等研究,引入了旋转导向技术和近钻头随钻测量技术等导向钻井技术,配套了超短保径PDC钻头、PDC-牙轮复合钻头及水力振荡器等降摩减阻及提速工具,形成了适用于涪陵江东与平桥区块的水平井井眼轨迹控制技术.现场应用表明,通过井眼剖面优化、钻具组合及钻进参数协同优化等措施,提高了定向施工效率;应用旋转导向和近钻头随钻测量等导向钻井技术,机械钻速提高161％,储层钻遏率达到90％以上;通过配套降摩减阻及提速工具,机械钻速提高20％以上,定向托压现象得到缓解.涪陵江东与平桥区块水平井井眼轨迹控制技术为钻井提速提效、加快产能建设提供了技术支撑.%The geological conditions of Jiangdong and Pingqiao Blocks can be characterized as fault development and significant stratigraphictraps.Trajectory control in horizontal well drilling encountered large deviations in geological prediction,frequent trajectoryadjustments,difficulty in hitting the target,heavy directional back pressures and other challenges.To solve these technical problems,research was conducted in wellbore track parameters and profileoptimization,collaboration and optimization of drilling tools'assemblies and drilling parameters and the introduction of rotary steering system,near-bit MWD and other guided drilling techniques.In addition,operations deployed gauge protecting PDC bits,mixedbits,hydraulic oscillators and other trajectory control techniques in horizontal well drilling in the Jiangdong and Pingqiao Blocks of the Fuling Area.Field application results showed that direction drilling operation efficiency can be enhanced significantly through borehole profile and drilling parameters optimization as well as the deployment of optimal drilling assemblies.Through the application of a rotary steering system,near-bit MWDand other guided drilling techniques,the rate of penetration (ROP) can be enhanced for 161％,whereas the drilling rate in high quality reservoirs achieved 90 ％ or more.Through the comprehensive deployment of friction reduction tools,the ROP can be further enhanced for more than 20％,whereas direction backing pressures can be minimized effectively.The innovative wellbore trajectory control techniques in drilling horizontal wells in Jiangdong and Pingqiao Blocks,Fuling Area can effectively remove relevant difficulties and might provide reliable support for productivity enhancement.【期刊名称】《石油钻探技术》【年(卷),期】2017(045)006【总页数】5页(P14-18)【关键词】页岩气;水平井;井眼轨迹;托压;旋转导向;江东区块;平桥区块;涪陵页岩气田【作者】宋争【作者单位】中石化重庆涪陵页岩气勘探开发有限公司,重庆408014【正文语种】中文【中图分类】TE24涪陵页岩气田是国内首个进行商业开发的大型页岩气田[1-5]，2015年底涪陵页岩气田一期年产50×108 m3产能建设顺利完成，与此同时，涪陵二期年产50×108 m3产能建设正式启动。