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)
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。
威远气田开采情况汇报
威远气田开采情况汇报
威远气田位于四川盆地东南缘，地处威远县，是中国西部地区最大的天然气田
之一。
自气田投入开发以来，我公司一直致力于提高威远气田的开采效率和产量，不断优化生产工艺，保障天然气供应。
现将威远气田开采情况进行汇报如下：
一、地质勘探与储量评估。
我公司对威远气田进行了全面的地质勘探工作，通过地震勘探、钻井和地质资
料解释，初步确定了气田的地质构造和气藏分布。
根据勘探结果，威远气田已探明储量达到X亿立方米，具有较好的开采潜力。
二、生产开采情况。
自气田投入生产以来，我公司采用先进的开采技术和设备，不断提高生产效率。
目前，气田日产气量稳定在X万立方米，年产气量达到X亿立方米，为当地及周
边地区提供了大量清洁能源。
三、环境保护与安全生产。
在开采过程中，我公司高度重视环境保护和安全生产工作。
我们严格执行国家
环保政策，采取各项措施减少对环境的影响，确保气田开采活动对周边环境的影响最小化。
同时，加强安全生产管理，严格执行安全操作规程，确保生产过程中没有发生安全事故。
四、未来发展规划。
针对威远气田的开采情况，我公司将继续加大技术改造和设备更新力度，提高
气田的产能和开采效率。
同时，我们还将加强与当地政府和相关部门的合作，共同推动气田的可持续发展，为地方经济发展和能源供应做出更大贡献。
综上所述，威远气田目前的开采情况良好，产量稳定增长，环保和安全生产工作得到有效落实。
我公司将继续努力，确保威远气田的稳定供气，为地方经济社会发展做出更大贡献。
四川油气田页岩气水平井钻完井技术
2003-至今
• 水平井、清水压裂
1998－2003年
• 主体技术为直井、清水加砂压裂
1985－1997年
• 为直井、胶联压裂、氮气辅助、降 滤失剂、表面活性剂
1981－1985年
• 直井、泡沫亚裂、氮气辅助 美国岩页气开发的技术历程
国内外页岩气钻井现状分析
1、国外钻井方式
随着2002年Devon能源公司沃斯堡盆地的7口Barnett页岩气试验水平井取得 巨大成功，业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。根据美国Barnett区块开发经验，水平井最终评价的开采储量是直井的3倍 以上，成本只相当于直井的1.5倍，此外页岩气井初始产量与最终总产量也有很 大关系。
页岩气井（特别是1990年底以前 完成的气井）重新实施了增产措
施，极大地提高了采收率，增幅
有时可达2倍或更高。
清水压裂技术与凝胶压裂技术产量对比
国内外页岩气钻井现状分析
(3)、同步压裂技术(simo-fracturing)
这项技术是近几年在沃斯堡盆地Barnett页岩气开发中成功应用的最新压 裂技术。通过同时对两口（或两口以上）的井同时进行压裂，采用使压力液 及支撑剂在高压下从1口井向另1口井运移距离最短的方法，来增加压裂缝网 络的密度及表面积。目前已发展到3口、甚至4口井间同时压裂。 压裂后，页岩储层中简单的裂缝系统可 能会因为原地应力和应力方向的不同而行成 复杂裂缝系统。这种裂缝系统极大的扩大的 接触面积，对于页岩气中的吸附气和自由气 的释放起到很好的作用。
稳定产量14000m3/d
美国Barnett页岩气单井产量低,生产寿命长达30~50年
Barnett直井与水平井数量对比
国内外页岩气钻井现状分析
页岩气钻井情况汇报
风险，提高了钻井效率。 加强地质导向。建立工程与地质相结合的导向模式，采用MWD+伽玛随钻仪 器，准确跟踪储层，储层钻遇率达到100%。
二、主要措施
定向作业前建立的地质导向模型
威201-H1井水平段地质导向设计地质模型(纵向)
垂深m
1400 1460 1465 1470 1475 1480 1485 1490 1495 1500 1505 1510 1515 1520 1525 1530 1535 1540 1545 1550 1555 1560 1565 1570 1575 1580 1585 1590 1595 1600 1605 1610 1615 1620 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 3100
钻速10.88m/h。完井通井处理复杂37.66天，3月25日完成固井 作业，完井周期74天。 机械钻速是同构造威201井同层段的2.63倍。 定向钻井周期6.7天（进尺557m，进尺和时间均占全井20%）。
215.9mm井段全过程使用PDC钻头，实现PDC钻头在该地区的
突破。 运用LWD跟踪储层钻进，储层钻遇率100%。
页岩地层离子平衡；适时调整钻井液密度。
优控流变性 针对油基钻井液流变性热敏性强（温度上升粘度下降）的特性，调整高温低剪切速 率粘度和动塑比，70℃温度下Φ6/Φ3粘度由4/2 Pa↗10/8 Pa，动塑比由0.21↗0.36
～0.53，提高了大斜度水平井段钻井液的携砂能力。
高密度油基钻井液 密度2.35g/cm3井浆流变性和触变性良好（粘度 71s，初切/终切 5.5/7.5Pa），举砂 重浆达到2.60g/cm3，为复杂井段充分清洁垮塌物和清除岩屑床提供了保障。
四川盆地页岩气水平井固井技术
四川盆地页岩气水平井固井技术赵常青曾凡坤刘世彬冷永红(川庆钻探工程公司井下作业公司研发中心)摘要页岩气水平井气藏因其储层物性差,大都采用大型压裂技术才能获得产能,对水泥环层间封隔性能要求较高，同时钻井液采用高密度油基（合成基）泥浆严重影响顶替效率和界面胶结质量，通过采用增韧纤维水泥浆、高效冲洗隔离液、集成应用川渝地区成熟提高长水平段顶替效率，前期三口井固井质量均满足后期增产作业，为川渝地区页岩气水平井固井提供了技术储备。
关键词页岩气水平井增韧水泥浆冲洗液固井工艺固井质量前言我国页岩气藏资源量丰富，随着常规天然气资源的不断枯竭，页岩气等非常规天然气资源正成为开发的热点。
据有关专家估计四川盆地仅寒武系九老洞组和志留系龙马溪组的页岩气资源就可以与四川盆地的常规天然气资源总量相媲美。
但是页岩气藏属于典型的低孔、低渗、低产油气藏。
三口先导性试验井实钻过程中，为抑制页岩水化膨胀，三口井均于产层段钻井中采用油基（合成基）钻井液，同时四川页岩气藏井壁稳定性差，钻遇地层坍塌、垮塌大多数采用提高井浆密度维持井壁稳定。
如威201-H1井完钻泥浆密度达2.35g/cm3，高密度油基(合成基)泥浆及长水平段严重影响顶替效率及界面胶结与后期大规模、重复压裂提供需要的优质层间封隔矛盾突出。
为此在三口井固井实际过程中，采用增韧纤维水泥浆体系，增加水泥石抗破碎能，减少因局部能量蓄积导致的裂纹迅速扩展；采用高效界面清洗性隔离液、冲洗液改变界面润湿性；综合应用各种技术提高固井大斜度水平井顶替效率；实现了高效优质固井。
通过三口井现场探索试验，初步形成了目前技术条件下的四川盆地页岩气水平井固井技术。
一、增韧纤维水泥浆体系为改善水泥石抗冲击性能通常是在水泥浆中添加适当的增韧外加剂来改变水泥石的动态力学性能，提高水泥石断裂韧性。
因此，要增强水泥石的弹性，首先要研制和筛选合适水泥浆增韧外加剂。
1 增韧纤维材料选择提高水泥韧性的方法通常是在水泥浆中加入纤维材料。
四川页岩气工厂化批量钻井探索
68工厂化批量作业模式是指利用一系列先进钻完井技术和装备、通讯工具，系统优化管理整个建井工程涉及的多项因素，集中布井进行批量钻井、批量压裂等作业的一种作业方式。
1 井场布局为了进一步节约土地和成本，可积极与土地拥有方协调并寻找合适的地理位置，将平台布井口数由布置6～10口，让一个平台摆2台钻机同时作业。
方案一 方案二图1 双钻机作业井场布局图2 批量化钻井作业流程从节约成本考虑，最初威远页岩气区块的丛式井钻井模式是完成一口井再平移井架继续钻进另外一口井，这种模式会使在钻井过程中水基泥浆和油基泥浆相互倒换，而这两种泥浆的准备和倒换会花费大量时间和泥浆的准备空间，特别是岩屑的收集十分不便，油基岩屑不同于水基岩屑必须单独集中处理，为缓解这个问题，改变丛式井钻井模式，先用水基泥浆钻完第一口井的直井段，然后直接平移井架至下口井钻进，当这一排井的水基泥浆直井段钻完后，在用油基泥浆钻进造斜段和水平段，最后一口井完钻后，在返方向平移井架钻进之前未完钻的井眼。
变更丛式井钻进模式后同井场两个钻机作业顺序见下图（图二）。
图2 变更丛式井钻进模式后同井场两个钻机作业顺序见下图四川页岩气工厂化批量钻井探索喻甫成中石油川庆钻探工程公司川西钻探公司 四川 成都 610051摘要：本文依据中国石油集团公司率先建立的威远，长宁页岩气钻井平台的钻井经验，结合北美成熟的页岩气钻井模式，在适应川西南地区地质地形的前提下，首次提出了在该地区建立页岩气工厂化批量钻井模式理论构架及该条件下的技术措施，并在实际探索中取得了一定的成绩，以期为我国大规模开发页岩气提供前期技术探索及理论依据。
关键词：页岩气开发 威远长宁片区 工厂化批量钻井Industrial batch drilling in Sichuan shale gas reservoirYu FuchengChuanxi drilling company ，CCDC ，CNPC ，Sichuan Chengdu 610051Abstract：The theoretical structure and technologies for shale gas batching drilling in southwest Sichuan are proposed in this paper based on the practices in Weiyuan and Changping platform built up by CNPC as well as mature drilling pattern of North America. The successful experiences of that will provide early technical and theoretical support for future large scale development of shale gas.Keywords：shale gas development；Weiyuan and Changping area；industrial batch drillingவವʷ வವ̄ਈᴤыᔿӅ䫫䘋⁑ᔿਾ਼Ӆ൪єњ䫫ᵪъ亪ᒿ㿱лമ˄മҼ˅3 设备安装要求同一井场要安装两台钻机，空间狭小，设备的摆放在两台钻机进场之前要先期规划好摆放位置。
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。
国内第一口页岩气水平井完井
国内第一口页岩气水平井完井
佚名
【期刊名称】《国外测井技术》
【年(卷),期】2011(31)2
【摘要】CPD讯3月25日，由川庆钻探川东钻探公司50506队承钻的国内第一口页岩气水平井——威201-H1井，成功将油层套管下至目的层位，顺利完井。
这口井全井水平段长1079米，平均机械钻速10．88米／小时，是这个区域同井段机械钻速的2倍至3倍，并创造单支钻头钻获进尺1688．48米的同区域最长纪录。
【总页数】1页(P78-78)
【关键词】水平井完井;页岩气;国内;川东钻探公司;机械钻速;油层套管;CPD
【正文语种】中文
【中图分类】TE357
【相关文献】
1.国内第一口陆相页岩气水平井顺利完井 [J],
2.国内第一口页岩气水平井威201—H1井成功穿越页岩储层 [J], 石艺
3.国内第一□页岩气水平井完井 [J],
4.国内首口页岩气水平井完井 [J], 李宗华
5.国内首口5000m以深页岩气水平井完钻 [J],
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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【摘要】威远地区页岩气水平钻井井壁稳定是页岩气开发中的重要问题。
本文通过分析地质条件因素、工程施工因素、钻井液性能因素和井壁支护因素对井壁稳定的影响，系统探讨了威远地区页岩气水平钻井井壁稳定的影响因素。
研究发现，地质条件的多变性、施工工艺的不当、钻井液性能不达标以及井壁支护材料选择不当都会对井壁稳定性造成影响。
我们对威远地区页岩气水平钻井井壁稳定影响因素进行了综合分析，并提出了相关建议和展望。
通过本研究，可以为威远地区页岩气水平钻井的安全高效施工提供一定的参考依据。
【关键词】。
1. 引言1.1 研究背景威远地区是中国页岩气资源丰富的地区之一，页岩气水平钻井已成为开发该地区页岩气的主要方式。
在水平井钻井过程中，井壁稳定问题一直备受关注。
井壁稳定性的好坏直接影响着钻井质量和生产效率。
深入分析威远地区页岩气水平钻井井壁稳定的影响因素具有重要意义。
在威远地区，地质条件复杂多变，地层构造、岩性差异、地应力状态等因素对井壁稳定性有着重要影响。
工程施工过程中的钻井技术、钻井液性能以及井壁支护措施也直接影响着井壁的稳定。
钻井液性能是否合理、井壁支护是否到位等因素都会对井壁稳定性产生影响。
本研究旨在通过分析地质条件因素、工程施工因素、钻井液性能因素和井壁支护因素，全面掌握威远地区页岩气水平钻井井壁稳定的影响因素，为提高钻井质量和生产效率提供科学依据。
1.2 研究目的本研究旨在探讨威远地区页岩气水平钻井井壁稳定影响因素，通过分析地质条件、工程施工、钻井液性能和井壁支护等方面的因素对井壁稳定的影响规律，为该地区页岩气水平钻井工程的安全高效施工提供科学依据。
具体目的包括：1. 分析威远地区特有的地质条件对页岩气水平钻井井壁稳定的影响，为合理选址和设计提供参考依据。
2. 探讨工程施工过程中可能影响井壁稳定的因素，提出优化施工方案的建议。
3. 研究不同钻井液类型对井壁稳定性能的影响，为钻井液性能选择提供技术支持。
川庆钻探：油水并进“解放”页岩气
川庆钻探：油水并进“解放”页岩气从２０１４年３月到２０１６年９月，川庆钻探利用自主研发的油基钻井液和高性能水基钻井液，已服务９０口页岩气井，服务范围从最初的长宁、威远２个区块扩展到现在的８个区块。
这两项钻井液技术，为页岩气安全快速钻进提供了强有力的技术支撑。
页岩气能否经济高效开发，钻井液是核心难题之一，也是工程技术企业科技创新攻坚的方向。
川庆钻井液公司研发的具有自主知识产权的油基钻井液，不仅打破了外国公司对页岩气勘探钻井液技术的垄断，而且以其优异的性能，助推威远、长宁第二轮井的平均机械钻速提高了２８％。
页岩气勘探开发的复杂性，决定了油基钻井液不能解决所有难题，川庆唯有创新。
２０１５年６月，研发成功高性能水基钻井液，解决了页岩气勘探成本高、油基岩屑无害化处理的难题，开启了页岩气绿色环保可持续勘探发展之路。
同平台各井和相邻平台井的对比统计数据显示：高性能水基钻井液使页岩气水平段提速２０％以上，且每口井减少油基岩屑无害化处理费用上百万元。
川庆钻探将油基钻井液技术推广运用到非页岩气勘探领域，以解决岩石非常破碎地层的钻井施工难题。
２０１４年１１月，针对新疆油田研发的超高密度强封堵油基钻井液在霍１０１井运用，仅用７天时间，助力钻井快速钻进素有“死亡之海”之称的安集海地层。
与邻井最快周期相比，缩短周期８０天以上，从而解放了霍尔果斯油气田。
在高性能水基钻井液持续创新上，川庆钻探一方面研究高密度到低密度系列体系配方，一方面研究不含矿物油的脂类润滑剂配方，从而将其适用范围扩展运用到浙江油田的ＹＳ区块、重庆页岩气公司的大足等８个区块。
９月１２日，低密度高性能水基钻井液在包２０１－Ｈ１井现场运用成功；１０月１１日，长宁Ｈ５－４井完钻，标志着在页岩段全程使用脂类润滑剂配方、不含矿物油的高性能水基钻井液钻进的首个平台６口井全部完钻，并创造了这个区块７项纪录。
技术突破，增强了企业的市场竞争力。
２０１５年，川庆钻探钻井液公司利用油基钻井液和高性能水基钻井液在页岩气市场、北疆市场共完成服务进尺２１．８２万米，比上年增长５２．６４％；今年前９个月，在油气勘探工作量总体下滑、竞争加剧的情况下，已服务进尺１４万米，比２０１５年全年还多出１万米。
“特色钻井”演绎“绿色钻井”——川庆钻采院环保钻井技术助推气田清洁发展
的追 求 。一 个个 技 术攻 关 队行 动 了起 罐组装 。已是七 月初 ，毕业后来川庆钻 来 ，科管 部 孙莉 统 计 了个数 字 ：近 两
促空 气钻井 无基坑 处理 系统主体
传统 钻 井液 使 用 的聚 合物 和 聚磺 采院六年 的他 内心有些激动 ： 这套他参 年开 展 的集 团公 司 、川 庆 公 司 、西 油 泥浆 ，高分子聚合物不 易降解 ， 成水 造 与 自主研制 的装备将成为一个 里程碑 ， 公 司 环保 研 究项 目２ 项 ，占了科研 课 ６ 质污染 影响人畜 ，土壤板 结不 利于农作 题 的四分之一 。 实现气体钻井 中返 出流体 的清洁排放 ， 物耕种 。王兰 、李巍 等几位 “０ ８ 后” ， 从而摆脱国外大公 司对环保钻井技术 的 则 采用 “ 生物 降解 ”理念 开发 出仿 油基 酸 化压 裂 后 测试 对 付地 层 产水 中 垄断 ，对空气钻井的技术发展有重 大的 的残 酸和 硫化 氢采用的是密 闭罐封存残 和合成基钻井液技术 ，可在细 菌的作 用 意 义！ 使化合物失 去作用 ， 把使 用过 的钻 酸 、人工 向污 水池里添加除硫剂 。残酸 下 ，
专用 药品连续 加注撬 和加速混合器 ，直 用 ，已经取得 了显著 的社会效益 。 接在井 口到污水池的管道 中对残酸和硫 腐蚀 可造 成油气 管道 泄漏 污染环 时却是环境的硬伤 。夹杂泥沙黑色 的污 化氢处 理 ，实现了清洁排放 （ 图１）。 见 境 、伤害人畜 的健康甚至致死 ，钻 井工 水 、泥浆和油污浸泡过后无法种植 的土 其 工 艺先后 在方 东 ｌ 、云 安０ ２ ｌ 坂 具折断等井下事故发生 。２ １年 ，李养 １一 和 ００ 地 、从地下溢 出的臭鸡蛋味气体 ……它 东 ０ ６ Ｈｌ 井验 证 ，通 过 不 断 改 进 池等人成功开发 出气液两相缓蚀 剂 、抗 ０一 等 们 ，事关特色钻 完井技术服 务的安全和 工作质量 ；它们 ，是现代工业文明 中一 和 优化 ，作业 中 已能 将 硫化 氢 控制 在 硫缓蚀剂等多项新产 品，有效攻克 了气 １ Ｐ Ｍ以下 。今年４ ，在重庆气 矿重 井井筒腐蚀严重 ，他们仅用一个月 时间 ０Ｐ 月 个 个亟待解决的难题 ；它们 ，是特色技 点 井 门西 ０ １ Ｘ 实 施 １０方 的超 大型 便开发 出具有 自主知识产权 的系列钻具 ０一 ４ ２０ 术发展的新 目标 。 酸化施工作业后 ，应 用 “ 硫化氢实时处 防腐技术产品 ，优异 的产 品性能击退 了 “ 一五 ”里 ， “ 特 色 技术 服 理 ”工艺仅 用 １ 时间就把 该井 的残酸 十 给 天 国 外著 名 麦克 巴公 司的市 场进 攻 。 目
四川威远页岩气优化钻井模式分析
四川威远页岩气优化钻井模式分析摘要：不断完善四川威远页岩气钻井模式，能够有效提升钻井的速度和效率，对促进页岩气的钻探和开采，具有重要作用。
本文在对四川威远地区页岩气钻井工程概况进行综合阐述的基础上，发现在钻探过程中存在表层井漏现象严重、钻探效率低下和井眼轨迹难度大的问题，并提出了有针对性的页岩气钻井模式的优化措施，以期为相关人士提供借鉴和参考。
关键词：页岩气；水平井；PDC钻头前言随着社会经济的不断发展和社会生产力的进一步提升，四川威远地区的页岩气开采取得了良好的发展成效，在带来巨大经济利益的同时，对钻井技术也提出了更高的要求。
目前，在钻探过程中还存在钻探速度低、井壁坍塌和表层井漏现象严重的问题，对页岩气的开采工作形成阻碍。
因此，不断完善钻井技术，对提升页岩气的开采效率，具有十分重要的现实意义。
一、四川威远地区页岩气钻井工程概况该工程W4井采用508mm×339.5mm×244.5mm×139.7mm的井身结构，其中，导管的长度为508mm，下入钻井的深度为492.5mm，套管下至侏罗统珍珠组的深度为339.5mm，套管下至二叠统栖霞组的深度为244.5mm，套管下至钻井的深度为139.7mm。
在钻探的过程中，由于珍珠组采用套管进行封隔，导致钻井出现垮塌现象。
钻头在下降至钻井深2600m后，钻探的速度明显降低。
同时，由于油基钻井液的密度变大，钻泵的压力升高，导致钻探设备出现故障。
此外，随着井斜角的增大，还导致定向出现了一定的困难。
二、页岩气钻井模式的优化措施（一）实现井身的结构优化由于威远地区的地址较为复杂，岩质疏松，并富含地下水，且地下水与地表水相连，一旦发生井漏现象，会造成地表水的污染。
采用常规的堵漏材料，不能够立竿见影的看到堵漏效果，无法形成对地表水的有效保护，同时，由于地表水冲击作用，使得水泥塞很难凝固，堵漏效果不佳。
基于此，该页岩气开采企业对井身结构进行了优化，对井身结构采用了非标准尺寸，将长508mm的导管下入钻井深度的495mm，防止了表层井漏现象的发生，为空气钻提供了良好的钻探条件。
川庆页岩气钻井技术
位于乐山-龙女寺古隆起，面积 2366km2 主要目的层： S1l
长宁区块
位于盆地南部二叠-三叠系覆盖区，面 积4201 km2 主要目的层：S1l
富顺-永川区块
位于盆地南部，面积3800km2 主要目的层：S1l 与壳牌公司合作
二 、四川油气田页岩气气藏概况
威远区块龙马溪组资源量7290亿立方。
宁201
威40 威201 威001-H5 宁210
长宁地表溶洞
二 、四川油气田页岩气气藏概况
③ 多层段钻井易垮。
长宁区块高海拔井区表层地层破碎，未成岩，钻井易垮；
龙潭、龙马溪页岩地层，钻井易垮。
长宁-威远区块典型井垮塌
井号 长宁H13-1 地层层位 须家河 龙潭、龙马溪 龙马溪 钻井液密度 g/cm3 1.07 1.20 1.85 复杂情况 严重垮塌，水泥补壁20多次，损失60多天 严重垮塌，损失6天，被迫提前完钻，完钻后通井38天 严重垮塌，被迫侧钻 备注 须家河垮 龙潭、龙马溪垮 龙马溪垮
川庆页岩气第一阶段钻井指标
井型 井 号 威201 威203 威202 宁201 宁206 宁208 宁209 宁210 宁203 平均 威201-H1 威201-H3 宁201-H1 平均 井 深m 2840 3220 2610 2560 1920 3307 3202 2282 2425 2707 2823 3647 3790 3420 目的层 筇竹寺 龙马溪 龙马溪 龙马溪 筇竹寺 筇竹寺 龙马溪 龙马溪 龙马溪 龙马溪 筇竹寺 龙马溪 平均钻速m/h 2.23 2.70 4.88 2.90 3.40 2.01 2.36 2.16 5.46 3.12 10.88 2.67 5.92 4.53 纯钻时效% 44 53.37 68.5 39 41 46 47 32 33 31 45.3 26 钻井周期d 121 97 41 78 58 149 121 106 56 91 74 149 147 123
川庆钻探刷新页岩气井压裂6项纪录
川庆钻探刷新页岩气井压裂6项纪录
作者：暂无
来源：《石油知识》 2018年第4期
川庆钻探井下作业公司施工的黄202井圆满完成30段加砂压裂，累计注入液量6.02万立方米、支撑剂4200吨。
目前，这口井正在进行开井、排液、测试求产作业。
这口井压裂段数、施工排量、施工压力、液量、加砂量、加砂强度6项指标创下中国石油深层页岩气井压裂新纪录。
黄202井具有埋藏深度大、地应力绝对值高、水平应力差值大等特点。
井下作业公司精心安排、周密筹划，从设备和安全两个环节强化施工保障。
井下作业公司参与施工的22台2500型压裂车在每段施工后立即进行检泵、排空、试压，强化设备巡回检查，及时消除设备故障。
这个公司从地面安装到施工的各个环节严格按照“三标一规范”的要求，对高压管汇采用绑带缠绕，对弯头、井口高压管件安装防护网，施工中加大巡查力度，保证了安全生产。
黄202井加砂压裂的顺利完成，为这个公司深层页岩气水平井的压裂改造积累了经验。
（中国石油网毛健）。
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【摘要】本文旨在研究威远地区页岩气水平钻井井壁稳定影响因素。
在首先介绍了研究背景，指出了当前页岩气开发中井壁稳定性问题的重要性。
然后阐明了研究目的和意义，即为优化钻井设计提供依据。
在通过对页岩气水平钻井井壁稳定性进行分析，探讨了地质条件、工艺条件、机械条件和流体条件对井壁稳定性的影响。
在综合分析各影响因素，提出了相应的建议和展望，并对研究进行总结。
通过本文的研究，可以为威远地区页岩气水平钻井井壁稳定性的优化提供理论支持和技术指导。
【关键词】关键词：威远地区、页岩气水平钻井、井壁稳定、影响因素、地质条件、工艺条件、机械条件、流体条件、综合分析、建议、展望、研究总结。
1. 引言1.1 研究背景威远地区是中国页岩气资源非常丰富的地区之一，页岩气水平钻井是当前页岩气开发的主要技术手段之一。
在进行页岩气水平钻井时，井壁稳定性问题是一个极为关键的因素。
井壁稳定性不良会导致井壁塌陷、地层破坏甚至井眼塞高等问题，严重影响钻井施工质量和进度。
目前对于威远地区页岩气水平钻井井壁稳定性的影响因素研究并不充分，因此有必要对这些影响因素进行深入分析。
通过研究威远地区页岩气水平钻井井壁稳定性的影响因素，可以为优化钻井工艺、提高钻井成功率、降低事故风险提供科学依据。
针对不同影响因素提出相应的对策和建议，可以为威远地区页岩气水平钻井的安全高效开展提供技术支持和方法参考。
开展对威远地区页岩气水平钻井井壁稳定性影响因素的分析具有积极意义和重要价值。
1.2 研究目的本研究的目的是通过对威远地区页岩气水平钻井井壁稳定影响因素的分析，深入探讨影响井壁稳定性的各种因素，并提出相应的解决办法。
通过研究工艺条件、地质条件、机械条件和流体条件等方面的影响因素，为提高页岩气水平钻井井壁稳定性提供理论支持和实用指导。
本研究旨在为页岩气开采提供技术支持，提高钻井作业效率，减少事故发生率，保障开采工作的安全稳定进行。
四川盆地威远地区页岩气水平井优快钻井技术_陈海力
HSE体系推进工作汇报-川庆钻探
通过上述系列工作
形成了安全有感领导， 领导由被动接受向主动参与 安全管理改变 落实了部门直线管理责任，部 门由相互推诿向主动承担安全管 理职责的转变 建立了属地化管理，员 工的思想由“要我安全” 向“我要安全”的转变
全体干部和 员工逐渐接受了 “一切事故是可 预防的”思想， 安全管理过程控 制得到加强，安 全生产形势基本 好转，川庆特色 的安全文化正在 培育。
为让各级领导明确有感领导的具体做法，提高有感领导 的操作性，便于各级领导具体实施，在深刻领会有感领导内 涵的基础上，将有感领导归纳为“七个带头” 。 带头宣贯安全理念 带头学习和遵守安全规章制度 带头制定实施个人安全行动计划 带头开展行为安全审核 带头讲授安全课 带头开展安全风险识别 带头开展安全经验分享活动
第 16 页
4
落实个人安全行动计划
个人安全行动计划的制定和考核是促进各级领导
履职安全职责的有效方法。 我们将各级领导干部个人安全行动计划的制定和 履行情况纳入公司副职领导、机关处室和各单位领导 的HSE责任书中，与HSE绩效挂钩，实施过程考核。
第 17 页
各级领导与所属下级领导逐个进行有效沟通， 也将个人安全行动计划的制定和履行情况作为HSE 审核的重要内容，及时纠正各级领导HSE履职中存 在的问题，引领各级领导认真实施个人行动计划， 践行有感领导。
第5页
我们明确了HSE体系建设推进以工艺流程为主 线，风险控制为核心，以点带面、滚动推进，以我 为主、兼收并蓄的工作思路和十二项重点工作；
1、实施HSE方针政策和原则； 2、践行承诺、实现有感领导； 3、明确职责，转换角色； 提出通过三年努力，健全公司HSE 4、宣传理念和先进做法； 5、推广目标管理，实行绩效推动； 管理体系，安全管理水平从知晓阶段达 6、推广并实施行为安全观察； 到熟练早期阶段，培育具有川庆特色的 7、培训意识、知识和技能； 安全文化的目标。 8、提升HSE事故管理的有效性； 9、承包商管理； 10、完善和改进安全审核； 11、辅导安全管理组织运行； 第6页 12、推动现场HSE管理高标准。
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韩家店～石牛栏气体钻井情况 井号 长宁H2-7 长宁H3-6 长宁H3-5
井段 m
1468.00～2022.90 1600.48～2150.00 1602.01～2252.00 合计 邻井泥浆钻井
进尺 m
554.90 549.52 649.90 1754.32
行程钻速 m/d
160.84 146.54 196.94 167.08 30～50
28.86
35 造斜段长（m） 水平段长（m） 造斜段周期（d） 水平段周期（d） 30
4522 4500 4570
4035
25
4000
3814 21.3
20
3000
17
13.8
15
12.4
2000
11.1
8.6 8.3
10
1035
1000
1087
6.7
1841 1500
5.8 518
1800 614 1350
轮井缩短了24.4天，机械钻速7.98m/h，第二轮提高54%。
147 钻井周期（d）
机械钻速（m/h）
150 100 50 0
10
68.8 44.4
7.98 4.92 5.18
5 0
第一轮
第二轮
钻井周期对比
第三轮（长宁）
第一轮
第二轮
机械钻速对比
第三轮（长宁）
一、基本情况
在长宁区块通过优化井眼轨迹、细化定向施工参数、优选旋转导向仪器，充分发挥定 向井工程师的技术优势，加强生产组织保障，形成了一套优快定向钻井技术，页岩气水 平井钻井周期缩短至40天以内。
初步实施了以丛式井网优化部署、钻机快速移动等为重点的钻完井工厂化作 业，配套改造了工厂化作业的相关设备。
三、威远区块工作进展
（五） 威远区块主要技术进展情况
1. 优选进口PDC钻头，逐步形成钻头选型标准化
威远区块全井机械钻速对比图/（m/h）
8 7 6 5 4 3
7.44 6.1 4.48 4.49
同层位使用钻头数量对比/只
14 12 10 8 6 4 2 0 沙溪庙～须六顶 须六顶～栖一底 威204H4-6井钻头数量 龙马溪
在表层、以及韩家店～石牛栏组实施气体钻井。
在表层井漏、污染环境的地方， 采用清水雾化钻井治理井漏。
在 215.9mm 井 眼 韩家店～石牛 栏 实施氮气钻井缩短钻井周期。
二、钻井提速主要做法
2014 年在长宁区块韩家店～石牛栏使用气体钻 3 口井，平均进尺
584.77m，平均钻井周期3.80天，平均机械钻速8.40m/h，仅使用牙轮
平均钻速m/h
10.88 2.67 3.08 2.39 4.92 4.77 4.57 4.5 5.3 6.6 4.52 6.0 5.18 6.14 7.19 9.81 4.46 5.84 8.35 8.77
纯钻时效%
31 45.3 37 40 26 39.8 42.98 43.2 38.74 49.39 39.95 55.51 41.03 53.5 57.53 56 41.66 30.43 54.29
四川页岩气水平井钻井提速
及威远作业区工作进展汇报
川庆钻探工程有限公司 2014年9月
汇报内容
一、基本情况 二、钻井提速主要做法 三、威远区块工作进展
四、存在问题及下步工作安排
一、基本情况
（一） 长宁-威远地质概况
1、构造位置 威远构造位于川 中隆起区的川西 南低陡褶带。
长宁背斜构造位 于川南古坳中隆 低陡构造区与娄 山褶皱带之间。
威远区块施工井统计
井号 井深 （m） 4850 5460 5880 5245.5 直井 段长 （m） 2785 3100 3075 3064 直井段 周期 （d） 40 50 37 44 造斜 段长 （m） 560 860 1305 1186 造斜段 水平 机械 周期 段长 钻速 （d） （m/h） （m） 18.5 21 16 13 2.85 4.39 9.02 7.74 1505 1500 1500 995.5 水平段 机械 钻井 周期 钻速 总周期 （d） （m/h） （d） 22 24 29 27 8.4 8.21 7.95 4.42 79.48 95 82 84
技术难点：
页岩层段井壁失稳
地层井漏出水
高研磨地层钻速慢 三维水平井摩阻扭矩大 水平井井眼清洁难 定向钻井托压严重 水泥浆双界面胶结差
井身结构优化示意图
二、钻井提速主要做法
2. 优化井眼轨迹和控制措施
页岩气丛式井平台为三维水平井，按每个钻井平台 单边 3 口井，靶前距 300m ，其中外围两口井横向位移 400m。
机械钻速（m/h） 10 5 0
150 146.25 钻井周期（d）
6.22
100 50 0
84.99
3.09
前期平均
机械钻速对比
目前平均
前期平均
钻井周期对比目前平均Fra bibliotek汇报内容
一、基本情况 二、钻井提速主要做法 三、威远区块工作进展
四、存在问题及下步工作安排
二、钻井提速主要做法
1. 优化井身结构
通过研究威远、长宁地区的地层三压力剖面及其钻井工程地质特征，井身 结构由 “四开改三开”、“二开套管由深到浅”不断优化，利于气体钻井和 旋转导向施工，以提高钻井速度。
威远H3-1 威204H1-2
威204H4-6
威204H4-3
注：红色为截止8月18日数据。
三、威远区块工作进展
（二） 井场准备情况
2014年威远区块页岩气钻井平台部署实施统计 区块 计划平台 开工平台 完工平台 正建平台 待建平台
威远
10
6
5
1
4
区块 威远
开钻（井次） 5
完钻（井次） 3
年累进尺（米） 21574
复合式(推靠+指向– PD-Archer)
汇报内容
一、基本情况 二、钻井提速主要做法 三、威远区块工作进展
四、存在问题及下步工作安排
三、威远区块工作进展
（一） 威远区块工作完成情况
截止2014年8月18日，威远页岩气水平井共计有4口井施工，其中威远H31、威204H1-2、威204H4-6井已完钻，威204H4-3井正在施工。
钻井周期d
74 149 188 174 147 84.5 76 71.3 60.58 62.83 63.5 62.75 68.8 59.71 48.83 33.7 79.48 93.49 82 35.33
水平段长m
1079 737 1000 1000 1045 1400 1200 980 1010 1066 1000 1000 1093 1841 1500 1800 1505 1500 1500 1350
5
441
941
0 前期平均 长宁H3-6 长宁H2-7 长宁H3-5 长宁H2-6
0
一、基本情况
2、威远区块提速成效
前期威远完成的 4 口水平井平均钻井周期 146.25 天，平均机械钻速
3.09m/h。2014年威远完钻的3口井平均钻井周期84.99天，较前期完钻井
缩短61.26天，平均机械钻速6.22m/h，较前期提高101%。
（二） 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； 威远地区完 成水平井7口，水平段长737m～1505m。
长宁-威远水平井主要指标
井 号
威201-H1 威201-H3 威204 威205 宁201-H1 长宁H2-1 长宁H2-2 长宁H2-4 长宁H2-3 长宁H3-3 长宁H3-2 长宁H3-1 平均 长宁H3-6 长宁H2-7 长宁H3-5 威远H3-1 威204H1-2 威204H4-6 长宁H2-6
闭合距 (m)
0 68.16 171.64 394.23
闭合方位 (° )
0 252.96 252.96 232.2 300m
直井段 增斜段 稳斜段 增斜扭方位 段 水平段
4027
84.71
190
2553
0
1663.28
199.16
三维井眼轨迹平面投影图
二、钻井提速主要做法
3. 应用气体钻井攻克韩家店、石牛栏高研磨地层
层位
钻头尺寸
沙溪庙～须六顶
444.5mm
须六顶～栖一底
龙马溪
311.2mm
215.9mm
2200m
2200m
4.2m/h
1.8m/h
3只（PDC）
5只（PDC）
9.4m/h
6.2m/h
三、威远区块工作进展
（五） 威远区块主要技术进展情况
1. 优选进口PDC钻头，逐步形成钻头选型标准化
威204H4-6井与威204井钻头使用情况对比
井深 m 目的层
2823 3647 4702 4930 3790 4190 3786 3548 3503 3784 3877 4010 3814 4522 4500 4570 4850 5460 5880 4035 龙马溪 筇竹寺 龙马溪 龙马溪 龙马溪 龙马溪 龙马溪 龙马溪 龙马溪 龙马溪 龙马溪 龙马溪 龙马溪 龙马溪 龙马溪 龙马溪 龙马溪 龙马溪 龙马溪
周期 d
3.95 3.65 3.80 3.80 14.0
二、钻井提速主要做法
4. 优选旋转导向工具提高定向段及水平段钻井速度
根据不同的造斜率和施工情况优选旋转导向工具，达到提速目的。
推靠式(PD-X6) 给钻头提供侧向力实现侧向切削的目的 指向式(PD-Xceed)