页岩气开发专题 (五) | 陆灯云:页岩气水平井优快

时间:2020-01-07 11:57 来源:未知 作者:songxinyuan 点击:

页岩气开发专题 (五) | 陆灯云:页岩气水平井优快钻完井技术与实践



编者按   以“高效推动中国页岩气开发”为主题的第九届中国页岩气发展大会,于2019年12月28日成都胜利闭幕。本届大会由中国石油天然气集团公司、中国石油化工集团有限公司、中海油研究总院有限责任公司、中国石油化工集团工程技术顾问有限公司,中国海洋石油研究院,以及中国石油大学、中国石油工程学院非常规科学技术研究院、四川省人民政府、成都市博览局、北京振威展览有限公司、《石油与装备》共同组织召开。
 

川庆钻探工程有限公司副总工程师 钻采技术技术研究院院长 陆灯云
 
第九届中国页岩气发展大会围绕页岩气开发产业的产业发展、高效开发、技术创新管理等层面的热点话题,进行广泛深入的探讨。川庆钻探工程有限公司副总工程师、钻采工程技术研究院院长陆灯云围绕十年来川南页岩气水平井面临的系列工程与技术难题,通过优化与攻关,形成了页岩气水平井优快钻完井技术,现场应用效果良好,支撑了国家页岩气示范区产能建设。
 
 
以下为川庆钻探工程有限公司副总工程师 钻采技术技术研究院院长 陆灯云现场发言实录:

 
尊敬的康院士、各位领导、各位专家:大家上午好!下面由我代表川庆钻探做页岩气水平井优快钻完井技术与实践的汇报。
从2009年开始川庆公司率先开展了先导试验,2010年我们建成第一口页岩气水平井,并开展了页岩气增产试验,同时揭开了四川地区页岩气开发进程。我们历经“技术引进、消化吸收、自主创新”取得了三大突破,实现了“打成”向“打好”的跨越。
 
    一、地质难点与工程挑战
 
    川南地区的页岩气地质条件相当复杂,埋藏深度深,有效层比较薄,地层破碎,在钻井过程中带来的“慢、垮、漏、喷”问题非常突出,先导试验井钻井周期长达147天。
    挑战一是储层埋藏深、地层老、岩石抗压强度高,机械钻速慢。其中茅口~栖霞含隧石结核,井段400-500米,机械钻速一般不超过3m/h,韩家店~石牛栏地层非均质性强,含硅质、砂岩石英含量高。
 
    挑战二是纵向多压力系统,井漏层段多,部分喷漏同层,严重制约钻井时效,75%以上的井发生过井漏,单井漏失690方,自北向南威远-长宁-昭通问题更加复杂。
 
    挑战三是页岩易垮塌,卡钻事故频发。川南页岩气水平应力差大,普遍超过15Mpa,泸州高达20Mpa。
 
    挑战四是储层薄且横向分布不稳定,断层多,地质导向难度大。四川龙马溪组历经多期构造运动,小断层、微幅构造特别发育,难度非常大。
 
    挑战五是大偏移距超长水平井安全快速钻井难度大。在四川地区,特别是长宁地区沟壑综合,导致井场很难布置也很难修建,部分井横向偏移超过1900m,最长已超过3124米,水垂比超过1.4,摩阻扭矩大,极大增加了我们的钻井的难度。
 
挑战六是页岩气规模开发建井数量多,环保压力大。川南处于人口密集区和生态敏感,单井产生废水450方、固废800方,在四川地区还没有建立一个排放标准,资源化利用率比较低,给环保也带来了一些挑战。
 
    二、优快钻完井技术与实践。面对这些挑战,我们围绕“提质 提速 提效”三大目标,进行了技术攻关与完善。
 
    1.井身结构不断优化,提速度降复杂作用明显。威远借鉴了长宁地区的成功经验,将技术套管下置龙马溪顶,为水平段安全快速钻井创造了条件。
 
    2.采用双二维井眼轨迹和预分离技术,有效降低大偏移长水平段水平井控制难题。我们采用的是“三维轨迹双二维化”,进一步优化造斜点、造斜率。页岩气采用丛式井组开发,井口间距5m,上部井段应用了“预分离技术”,为上部井段强化参数和提速创造了条件。
 
    3.地质工程一体化导向,储层钻遇率不断提高。我们运用了伽马随钻测量加元素录井加钻时辅助判断进行地质工程一体化导向,一类储层钻遇率由34%提升到97%。
 
    4.PDC钻头与提速技术不断优化,机械钻速得到大幅提高。川南页岩气纵向上存在多套难钻地层,且非均质性强,基于大数据进行了PDC钻头优选,全井段平均机械钻速由6m/h提升到了14m/h,大大降低了钻井的程度。同时优选高性能的PDC复合片,优化切削后倾角和水力结构,设计加工了多级力平衡耦合布齿的个性化PDC钻头,配套低密度欠平衡钻井,突破了韩家店-石牛栏提速瓶颈,最快达到4.26天。龙马溪地层配套旋转导向+控压钻井,释放提速潜力,造斜段+水平段最短周期7.29天。
 
    5.长水平段水平井防塌、防卡技术不断完善、卡钻事故得到有效缓解。通过我们卡钻事故一些机理的分析和卡钻现象分析,明确了页岩气以掉块和沉沙卡钻为主,通过对钻井技术的提升和施工排量和施工工艺措施的完善,目前卡钻事故应该说得到了很大缓解。再一项技术就是我们油基钻井液成熟应用,防塌作用明显,井壁垮塌导致的井下复杂从2.82%降低到现在的1.42%,重复利用率从78%提高到95%。
 
    6.分段井漏预防与治理技术,井漏复杂得到有效控制。因为长宁地区主要是喀斯特地貌,井漏问题突出,常规钻井作业无法进行,生产用水补充难,环保压力大,采用我们的技术节约了钻井周期5-15天,节约用水70%以上。在茅口-栖霞采用强封堵、控密度、多次开关循环阀等技术,堵漏成功率有效提升,复杂减少26.3%;第二个就是龙马溪-五峰创新油基钻井液堵漏技术,复杂时间缩短50.8%;宁216H5-2井探索试验了控压钻井降密度减少漏失、实现了“零漏失、零复杂、零溢流”。
 
    7.集成配套页岩气长水平段固井技术,固井质量显著提高。SD80高效冲洗隔离夜,攻克了高密度油基钻井液界面不胶结的难题,冲洗效率由65.2%提升到了95.5%,基本解决了龙马溪固井的问题。微膨胀韧性水泥浆,有效改善体积压裂造成的水泥石破坏,弹性模量下降44%,膨胀率达到0.044%。固井综合配套技术助推固井质量有效提升,现在我们是把过去的技术优化,配套扶正器优化+预应用固井,固井合格率由89%提升到96%,优质率由52.7%提升到83.2%。
 
    8.应用地质工程一体化优化压裂设计与施工,提速增产效果明显。针对页岩气缝网扩展机理不清楚、压裂工具依赖进口、压后产量低等问题,强化地质力学分析、微地震实时监测优化施工参数,形成页岩气水平井组拉链压裂技术,现场应用303井次,双机组压裂速度最快达到8段/天。国产化压裂工具与液体,有效降低作业成本,最初我们都是采用进口,针对国产化问题开展了一系列研究,一个是趾端压力启动滑套、复合快速钻磨桥塞等等压裂工具和高效降阻滑溜水压裂液,基本实现了关键工具液体国产化,满足了不同的需要,有效降低了我们的压裂成本。连续油管作业技术系统化,压裂保障能力进一步提升,形成了套变井沙塞暂堵压裂、连续油管通刮洗测一体化作业等十大技术,解决了套变井压裂、复杂长水平段水平井桥塞快速钻磨等难题,连续油管最大下深6278m,最长水平段2766m,单井填沙分段压裂达72簇。
 
    9.推广气井带压作业技术,促进页岩气高效、环保开发。页岩气带压完井,有效避免储层上海,实现产量大幅提升,形成了35Mpa高压气井带压作业技术。
 
    10.不断优化作业模式与程序,工厂化钻井水平不断提高。创新了“井”字型井场,实现钻井压裂、钻井采输、压裂采输、钻井压裂采输同步作业,单井减少井场面积100平方米。双钻机错时开钻、人员设备共享、单平台节约搬安运输36车次,减少人员11-14人,基于钻井液体系批量钻井,双钻机错时开钻,钻机带钻具平移1h到位,24h复工,特殊工艺流水线作业,单井周期缩短22-51天。
 
    11.推进清洁生产技术集成,实现环境保护与效益开发并举,形成了钻前工程清污分流设计、岩屑处理及资源化利用、电代油减排降噪等6项环保节能技术,单平台减少池类修建6000方,减少了污水3000万,使我们现场施工更加现代、环保、文明。
 
12.建立工程信息技术共享中心,助力页岩气钻井提速提效。自研工程技术一体化信息系统,结合了物探、钻井、录井、测井等数据,实现自动采集、远程监测、风险预警、远程技术支持与辅助决策,为优化钻井数和智能钻井奠定了数据基础。我们可以分析大量的工程数据,远程支持快速解决疑难杂症,减少事故复杂。
 
    三、应用效果
 
    在创新优快钻完井技术基础上,川庆钻探进一步强化装备保障,实现“靠前指挥、靠前协调、靠前推广”实现优快钻井的效果。
 
    1.钻井速度一轮比一轮快,创造了系列最优钻井指标。坚持问题导向,突出瓶颈技术攻关,促使钻井速度不断提升。工程技术进步促进钻井整体提速提效,水平井最高日进尺达到426m/天,一开一趟钻、二开两趟钻目标基本实现,单支作业队已经实现了年进尺突破3万米,去年最高是2万米,前年不到2米,整个提速效果还是十分明显。
 
    2.单井产量一轮比一论好,页岩气开发效益稳步提升。水平段长度持续增加,一类储层钻遇率始终保持在95%以上,压裂改造效果也不断提升,助推页岩气单井产量不断增加。
 
3.支撑了国家级页岩气示范区产能建设,实现资源快速转化。中石油川南页岩气已投入钻机156部,预计今年年底产量有望突破65万亿,提前一年实现“十三五”规划目标。
 
    四、下一步攻关方向
 
    随着勘探开发的不断推进,川南页岩气将向3500m以深挺进。
 
    重点方向1.进一步深入开展精细地质研究,助推钻完井提质提效。地质精细认识是钻完井提质提效的依据和基础,川南页岩气喷、漏、垮等工程风险还依然较大,需要进一步深入研究岩石可钻性、三压力剖面、优质页岩埋深与空间展布、微断层微裂缝等,指导钻完井避开复杂层段,提升工程措施科学性与有效性。
 
    重点方向2.部分关键工具与装备还受制于人,“卡脖子”技术还有待持续突破。这里我重点想谈一下旋转导向工具,国内有一些研究,但是目前看效果都不是十分好,我们跟航天三院在十年前就联合开展研究,研制了CG STEER旋转导向系统,到今天已经取得了突破,但是还需要进一步开展高温旋转导向、小尺寸旋转导向技术攻关,把这些问题解决好才能实现国产旋转导向产业化。
 
    重点方向3.继续深化水基钻井液研究与应用,降低钻井液与环保处理费用。我们在长宁地区做了多口井水基钻井液试验,也取得了比较好的效果。
 
    重点方向4.进一步延伸水平段长度,助力提升产量目标实现。超长水平井井眼轨迹优化设计与控制、降摩减阻、井眼净化、防卡等方面仍然需要我们进一步的研究。
 
    重点方向5.推进深层复杂地质条件的安全高效钻井技术攻关试验。泸203井测试产量137万方,揭示了深部页岩气良好的开发前景,由于井下温度高、井壁垮塌更加严重、储层构造更加复杂,前期钻井周期长达170天,需要重点开展防塌钻井液、高温井下仪器、高效导向技术等攻关与试验。
 
    重点方向6.升级和推广控压钻井,“边喷边钻”助推喷漏同层地层降复杂、提速度,川南页岩气地层压力系统复杂,喷漏同层,降低井控风险,在龙马溪井段应用控压钻井,减少井漏,提高安全钻井能力。
 
    重点方向7.深化套变机理与预防技术研究,提高井筒完整性。由于四川页岩气强地应力、高压裂施工压力等因素的影响,井筒完整性问题现在还十分突出,平均套变率仍然达到40%左右,需要从套变机理、套管选材、固井、压裂工艺等方面深入研究。
 
    各位领导,各位专家:近十年来,川庆公司着力技术攻关,助推了川南页岩气开发整体绩效的持续提升。但是也必须清醒的认识到与国际先进水平相比差距明显,部分装备依然受制于人。我们将不忘初心,埋头苦干,加强与兄弟单位的交流学习,不断推进技术创新与管理创新,为保障国家能源安全做出重大贡献。
 
汇报有不对的地方敬请各位专家批评指正,谢谢大家!

(本文系第九届中国页岩气发展论坛系列系列报道)



 
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