川东红星地区二叠系吴家坪组海相页岩气钻井实践.pdf
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1、引用本文:李俊,卢和平,胡象辉,等川东红星地区二叠系吴家坪组海相页岩气钻井实践石油实验地质,():,():川东红星地区二叠系吴家坪组海相页岩气钻井实践李 俊,卢和平,胡象辉,王 莉,周 庆,彭 梦中国石化 江汉油田分公司 石油工程技术研究院,武汉 摘要:川东红星地区二叠系吴家坪组富含优质页岩,多口钻井获得高产工业气流,是江汉油田天然气产能的重要接替区块,但由于该区构造、岩性复杂,目的层埋藏深,储层薄产状起伏大等因素,造成井漏、井垮等复杂情况多发,机械钻速低、钻井周期长,优质储层钻遇率难以保证等钻井问题,严重制约了效益开发。通过前期资料总结,分析了钻井难点,开展钻井工程优化设计,优选关键破岩工具
2、,优化钻井液密度及封堵性能,形成了“三开次”井身结构、“异形齿、混合钻头大扭矩等壁厚螺杆强化参数钻井”、旋转控制头简易控压、低密度强封堵“漏垮同治”钻井液工艺,建立了“垂深预测、分段控斜、五图一表”地质工程一体化导向技术,提出了下步优化方向。现场应用表明:()“三开次”井身结构满足红星地区安全成井需求,为钻井提速奠定了基础,高性能 强化参数钻井,各开次机械钻速显著提升,二叠系地层三开造斜段钻速提高,水平段提高;()降密度、纳米封堵钻井液技术有效降低复杂处理次数及时间,复杂时效相比前期实施井减少;()优质储层穿行率大幅提升至,相比前期提升。关键词:纳米封堵;硅质含量;钻井工艺;海相页岩气;吴家坪
3、组;二叠系;川东地区中图分类号:文献标识码:,:,“”,“”,“”“,”,:()“”,收稿日期():;修订日期():;出版日期():。作者简介:李俊(),男,硕士,高级工程师,从事钻井工程设计和研究工作。:。基金项目:中国石化科技部项目()和中国石化江汉油田分公司科技项目()联合资助。第 卷第 期 年 月 石 油 实 验 地 质 ,;(),;(),:;红星地区位于湖北省利川市、重庆市万州区和石柱县境内,面积约 ,主体为山地地貌,地面海拔 ,二叠系页岩埋深 ,主要为深层超深层页岩气;构造上位于建南背斜,整体表现为不对称完整背斜,西北翼陡(),东南翼缓(),西翼发育北东向单一组系强曲率条带,核部总
4、体不发育。年部署二叠系吴家坪组页岩气专探井 井试气产量 ,标志着红星地区二叠系取得勘探突破。年,为进一步评价页岩气储量及产能,先后部署了勘探井 口,评价井组 口,逐步向深层、长水平井探索。其中,井目的层埋深 ,水平段长 ,试气产量 ;井目的层埋深 ,水平段长 ,试气产量。年持续加大勘探力度,部署勘探井 口,评价井 口,埋深 ,水平段长 ,以进一步提高探明储量。红星地区吴家坪组页岩气 年已提交预测储量 亿立方米,年将北部升级控制储量 亿立方米,是江汉油田天然气产能重要接替阵地。江汉油田建成了国内首个页岩气示范区 涪陵页岩气示范区,页岩气勘探开发已形成完善的技术体系。但与涪陵页岩气相比,红星二叠系
5、页岩气为深层常压页岩气,地层埋藏深,岩性复杂,地层可钻性更差,非均质性更强,这些特点导致复杂情况多、机械钻速低、钻井周期长等,因此,涪陵页岩气钻井工程技术体系不能简单复制到红星地区。笔者通过梳理红星地区钻井技术难点,针对目前钻井存在的问题,总结探讨了红星二叠系钻井技术对策及实施效果,以期为红星地区后续钻井技术持续迭代升级奠定基础,同时为国内同类型页岩气钻井技术提供参考,促进国内深层常压页岩气高效开发。水平井钻井难点分析 岩性复杂机械钻速低红星地区二叠系吴家坪组页岩气埋藏深,上部地层沙溪庙组须家河组岩性为泥岩、粉砂岩和砂泥岩互层,地层软硬交错,钻头适应性差。前期采用空气 雾化钻井技术,但自流井组
6、含气,须家河组地层出水,影响工艺使用。巴东组底部泥质白云岩易吸水膨胀导致地层垮塌;嘉陵江组二段含有石膏,易吸水膨胀缩径,导致卡钻、井壁失稳等。二叠系长兴组、飞仙关组、长兴组以灰岩为主,硅质含量为,平均为,且为定向造斜段,机械钻速低,二叠系造斜段钻头平均用量 只,平均机械钻速仅为 ,最低 ;水平段吴家坪组以页岩、泥质灰岩、灰岩为主,硅质含量为 ,其中目的层吴家坪组二段石英含量,富含黄铁矿,地层研磨性强,可钻性差,钻头平均用量 只,单井平均机械钻速 ,最低 。“漏垮”同存安全成井难度大红星地区受构造影响,裂缝发育,目的层吴家坪组在断裂附近呈现条带状曲率和蚂蚁体形。从钻井情况看,失返性漏失频发,口井
7、总计漏失 ,平均单井漏失 ,井漏处理平均时间 。其中,沙溪庙组以裂缝性漏失为主,表现为漏速快、漏失量大,漏速 ,部分井出现漏水不漏砂,卡钻风险高;凉高山组须家河组漏速 ,漏失井数、次数均较小;巴东组仅 口井出现漏失,但出现反复漏失;嘉陵江组漏失量仅次于沙溪庙组,漏速快、漏失量大;二叠系地层漏失井数多、漏速相对较小,表现出地层承压能力低。目的层吴家坪组二段纵向划分为 个小层,层间非均质性强,岩石强度、硬度上下高、中间低。岩石力学实验表明,岩心破坏呈现剪切破坏、劈裂破坏特征,结构弱面胶结强度低。地层微裂缝发育,揭开地层后应力释放裂缝扩展,钻井液滤液进入地层,进一步加剧井壁失稳掉块,卡钻风险高。从现
8、场钻井情况看,所有井水平段均存在掉块情况,其中 口井水平段垮塌引起卡钻,处理时间分别为 和 。石 油 实 验 地 质 :第 卷 优质储层钻遇率低二叠系地层硬度大,非均质性强,长兴组含燧石条带,优质储层吴家坪组二段号小层页岩含凝灰岩夹层,钻柱震动大,导向工具失效频繁发生。从已钻井情况看,因测斜仪器失去信号,导致起下钻 趟次,严重制约钻井效率提升。入靶前地层长兴组在横向上沉积厚度有一定的变化,伽马曲线特征不明显;伽马曲线形态也存在一定的差异,现场地质导向靶点预测难。水平段最佳穿行层位吴二段小层、区靶框垂厚 左右,地质、工程双甜点垂厚仅 左右,水平段产状变化大,部分井水平段产状呈“”型,存在微幅构造
9、,局部出现褶皱或断层。受地层产状和非均质性影响,复合趋势无规律,影响水平段钻遇率、轨迹调整频次及钻井时效,前期钻井优质储层穿行率仅为。钻井技术进展与对策 井身结构优化设计红星地区为常压压力体系,目的层吴家坪组压力系数 ,吴家坪组以浅地层压力系数,井身结构设计主要考虑油气水层分布、地层岩性、水平段长等对安全成井的影响,其必封点如下:必封点:表层套管下深 左右,封隔浅表水层。建立井口,安装井控装置,满足自流井组浅层气安全钻井的需要。必封点:封固上部陆相地层易垮塌、易漏失井段。巴东组为海陆过渡相地层,巴东组及以浅地层泥质含量高,易垮塌。必封点:嘉陵江组二段膏盐蠕变缩径卡钻。二叠系地层研磨性强,机械钻
10、速低,下部裸眼井段长,封固嘉二段膏盐为下部地层钻完井创造安全条件。综合考虑钻井液性能体系优化及钻井提速效果,上部陆相地层至嘉二段采用强抑制防塌钻井液体系,结合前期上部井段提速及坍塌周期预测,进一步优化井身结构设计方案。目前,主要采用“三开次”井身结构(图)。关键提速技术 高效钻头优选针对上部地层软硬交错震动大、部分研磨性强的问题,优选“异形齿”强攻击抗震 钻头,全井段采用“大扭矩螺杆”复合钻进。一开:地层为沙溪庙组,岩性为粉砂质泥岩、细砂岩、泥岩夹砂岩。软硬交错,钻头易跳钻,地层可钻性 级;优选采用“斧形齿三棱齿”、刀翼高效 钻头,主要采用 钻头,该钻头优化采用螺旋刀翼、螺旋保径、减震齿等设计
11、,平均机械钻速 ,最高单井平均钻速,且起出后仍可正常使用。二开:钻遇地层沙溪庙组嘉陵江组,总进尺 ,部分井实现了二开 趟钻完钻,平均机械钻速相比前期钻探井提高。沙溪庙组须家河组陆相地层局部含砂,研磨性强,夹层多,可钻性 级,以提升抗震特性;优选采用“二排锥球齿”、刀翼、耐磨复合片 钻头,主要采用、两种类型钻头,机械钻速平均 。巴东组嘉陵江组地层,由陆相地层过渡至海相地层,局部灰岩夹层,但整体可钻性好;优选采用“三棱齿平面0 9.1.21.11.31.0?:311 2 mm244 5 mm.?200 m339.7 mm?:406.4 mm:?:215 9 mm1.39.7mm?图 四川盆地红星地
12、区二叠系页岩气井身结构设计方案 第 期 李俊,等 川东红星地区二叠系吴家坪组海相页岩气钻井实践齿”、刀翼、螺旋刀翼、双排齿 钻头,主要采用、两种类型钻头,机械钻速 。针对二叠系硅质含量高、研磨性强、硬度大等特点,开展了钻头超短一体式定向设计和“固定刀翼异形齿”组合破岩研究,优选耐磨钻头,配套长寿命大功率螺杆,三开造斜段钻速提高,水平段钻速提高。三开造斜段飞仙关组长兴组灰岩可钻性级值 级,地层含硬夹层,钻头磨损大,定向造斜工具面不稳;优选 混合钻头,加密肩部布齿,增加孕镶齿,优化牙轮高低差,提升预破岩,强化保径,提升寿命等。水平段吴家坪组优选“平面齿锥球齿”组合、刀翼 钻头,提升穿层能力,内锥及
13、肩部增加限制吃深,降低扭矩;主要采用 钻头,水平段机械钻速 。强化参数钻井以配套 顶驱、泥浆泵、高压管汇等升级型装备为基础,优选“头”大扭矩等壁厚螺杆,实施强化“钻压、转速、排量”等参数钻井,一开钻井钻压 ,转速大于 ,排量大于 ;二开钻压 ,转速大于 ,排量大于 ;三开钻压 ,排量大于 ,转速大于 。“旋转控制头”“低密度”简易控压钻井红星地区自上而下漏失层位多,自流井组、须家河组、飞仙关组、长兴组地层含气,巴东组、吴家坪组掉块垮塌,安全钻井液密度窗口窄。为降低井漏风险,减少气侵循环时间,实施“低密度强封堵”钻井液体系旋转控制头控压钻井,降低复杂风险,提升钻井效率。降密度提封堵“塌漏同治”钻
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