页岩气钻井技术(中)

钻柱深度 ( m )
钻柱深度 ( m )
800
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500
0
摩 擦 阻力 (kN)
轴 向 拉 力 ( kN )
科学钻探 永无止境
五、页岩气钻井技术措施 抗扭强度校核
科学钻探 永无止境
五、页岩气钻井技术措施
建页HF定向造斜设计：0.3°/m造斜率 建页HF-1井 定向造斜设计：0.3°/m造斜率 HF
0.25°/m造斜率 0.25°/m造斜率
0.25°/m造斜率剖面设计方案中可以看出，造斜率较为紧张，复合钻井 段很少，调整段基本没有，对于实际施工控制十分不利，一旦造斜率突 变或地层提前，工作会十分被动。而0.3°/m造斜率以上的施工剖面中， 有相应的复合调整段，有利于实际施工中的轨迹调整和着陆控制。但如 果造斜率过高，大井斜稳斜段过长，又会造成井下摩阻增加，增加井下 安全隐患，同时螺杆度数过大无法进行复合钻进
建 页HF-1井选择水平段1003m、钻压100KN、泥浆密度1.8 g/cm3、旋转钻进工况做计算
机械扭矩和动态扭矩
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四、页岩气钻井技术难点
钻具屈曲情况
屈曲当轴向力低于临界屈曲载荷时，钻柱随这压力并不屈曲，当超过这个临界值时将会发生屈曲
变形成正弦波或者是“蛇形状”。钻具中和点以下钻具是受压的，中和点以上钻具是受拉的。当钻杆 承受过大的轴向压缩载荷时，钻杆会因较小的抵抗轴向阻力而失效变弯，导致屈曲。一旦轴向压力超 过了正弦临界屈曲力，钻柱会发生正弦屈曲（蛇形）。 继续增加钻压，将导致钻柱的轴向压力继续增加，如果超过了螺旋临界屈曲力，钻柱将由正弦弯曲过 渡到螺旋弯曲，即沿着井壁盘成螺旋状。
五、页岩气钻井技术措施
注意事项
设计合理的螺杆外径（在满足功率和造斜率的情况下，可考虑小尺寸的螺杆，同 时，严格控制螺杆本体扶正器的尺寸，以减小井下摩阻，保证定向施工顺利。如建 页平1井设计井下动力钻具时，所有螺杆外径应选为φ165mm，本体扶正器φ211～ 212mm。 井下钻具所有扣型均应设计为同一扣型，减少或杜绝转换接头数量，尽量简化钻 具，保证井下施工安全
三、页岩气钻井关键技术
井眼轨迹优化设计 和控制技术
B
井壁稳定技术
A 页岩气钻井
C
下套管与固井技术
井眼清洗技术
E
D
降摩阻技术
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三、页岩气钻井关键技术
4、江汉油田浅层井施工情况
井 号
代斜9-3 长斜10 代8斜-3 代斜14-3
井别
生产井 预探井 评价井 开发井
开钻日期
2000.3.27 2001.4.14 2011.3.15 2011.1.15
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四、页岩气钻井技术难点
3、岩屑床难清除
泥页岩的崩塌 井壁稳定
钻井液性能及返速
岩 屑 床 难 清 除
进一步增加磨阻、扭 进一步增加磨阻、 矩 和井下事故复杂发生 的机率
钻井岩屑重力效应
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四、页岩气钻井技术难点
4、井眼轨迹控制难
造斜点浅， 造斜点浅，井壁稳定性差 井壁稳定 目的层疏松，机械钻速高，井径变化 目的层疏松，机械钻速高， 大、扭矩规律性不强
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四、页岩气钻井技术难点
7、套管受损 套管柱通过水平井弯曲段时随井眼弯曲承受弯曲应力作用。 同时，套管属 于薄壁管或中厚壁管,套管柱随井眼弯曲变形时,即使弯曲应力未超过其材 料的屈服极限,但套管截面已成为椭圆形状而丧失稳定性。由于椭圆的短轴 小于套管公称尺寸,故一些工具无法下入。套管柱弯曲严重时也有可能产生 屈曲变形破坏
10、固井前洗井、驱替效果差，水泥浆胶结质量差 、固井前洗井、驱替效果差， 岩屑床中的岩屑也难以清洁干净。 油气层顶界埋深浅，顶替时接触时间短， 不容易顶替干净。 井斜角大、水平位移长，套管在井眼内存 在较大偏心，低边泥浆难以驱动，产生“拐 点绕流”现象 油基钻井液必须进行润湿反转后，水泥浆 才能有够胶结
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提
纲
一、
页岩气基本情况 二、
页岩气开发情况
三、 页 岩 气 钻 井 关 键 技 术 四、 页 岩 气 钻 井 技 术 难 点 五、 页 岩 气 钻 井 技 术 措 施
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五、页岩气钻井技术措施 1、井身剖面设计
井位选择时，应尽量保证井口的水平投影与A、B靶点在同一条直线上，以减少方位上的拐点。 。 如果是丛式水平井，本着综合设计的原则进行水平井组的整体设计，避免今后的防碰等意外情 况的发生。
三、 页 岩 气 钻 井 关 键 技 术 四、 页 岩 气 钻 井 技 术 难 点 五、 页 岩 气 钻 井 技 术 措 施
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四、页岩气钻井技术难点 难点
井壁稳定
摩阻、 摩阻、扭矩
岩屑床清除
轨迹控制
套管受损
套管居中
轨迹控制 钻具组合
摩阻、 摩阻、扭矩 套管下入
钻具组合 套管磨损
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五、页岩气钻井技术措施
4、使用旋转导向等先进钻井技术和工具 旋转导向钻井技术是一项尖端的自动化钻井新技术,国外钻井 实践证明,在水平井、大位移井、大斜度井、三维多目标井中推 广应用旋转导向钻井技术,既提高了钻井速度,也减少了钻井事故, 从而降低了钻井成本 使用变径弯壳单弯螺杆和变径扶正器
水平段井眼位置及方向的设计主要依据地应力资料 水平段井眼位置及方向的设计主要依据地应力资料 位置
最大应力方向
水平井眼取向
水平井眼位置选择在低应力区、高孔隙度区、脆性矿物 富集区和富干酪根区，为后期压裂提供有利条件。
水平井眼方向沿最小水平应力方向钻进，后期压裂裂 缝与井眼方向垂直，压裂改造效果好。
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四、页岩气钻井技术难点 1、井壁稳定性差
井壁失稳
井眼周围的应力场发生改 引起应力集中， 变，引起应力集中，井眼 未能建立新的平衡
成岩过程后， 成岩过程后，强结合水 变成自由水， 变成自由水，排不出则 形成高压， 形成高压，孔隙压力高 于钻井液密度 滤液进入层理间隙，页 滤液进入层理间隙， 岩内粘土矿物遇水膨胀， 岩内粘土矿物遇水膨胀， 形成新的孔隙、膨胀压 形成新的孔隙、 力，削弱结构力
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五、页岩气钻井技术措施 2、优化钻具组合 采用倒装柔性钻具结构，钻具下部使用斜坡钻杆，将加重钻杆放在井斜角 30°以上井段，由上部加重钻杆提供钻压，下部钻杆代替钻铤传递轴向载 荷，从而减少钻柱与井壁之间的作用力，降低摩阻和扭矩。优先“小度数 单弯螺杆+无磁承压钻杆”的柔性倒装钻具组合
浸泡10分钟 浸泡10分钟
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四、页岩气钻井技术难点
页岩气井埋深浅 井壁稳定 井 壁 稳 定 性 差 各种相应的井下事故 或复杂情况（井漏、 井垮、钻具阻卡严重、 埋钻具）的发生，从 而限制了钻头、钻具 组合、钻井液以及钻 井参数的选择和确定；
泥页岩胶结差
井斜大、稳斜段长
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五、页岩气钻井技术措施
旋转导向钻井和常规螺杆复合定向井眼形状对比
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五、页岩气钻井技术措施 5、合理的模拟计算
井眼参数：0.3 °/m造斜率井眼剖面，水平段长1003m。 首先我们以泥浆密度1.2g/cm3进行计算。该方案以7吨钻压滑动钻进时，最大摩阻12.9吨，起钻摩阻9.3吨，下钻 摩阻10.4吨，侧向力、三轴应力、抗拉、抗压强度都可满足安全系数要求。但滑动钻进时钻压如果超过8吨，钻具会在 井深318m处发生正弦屈曲。
井 眼 轨 迹 控 制 难
井漏、井垮以及其它井下 事故和复杂情况 频繁变化的扭矩严重干扰 、 定向的实际效果，定向工具、 钻头作用力方向控制和调节
定向工具面摆放困难
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四、页岩气钻井技术难点
5、套管磨损
6、套管下入困难 浅层大位移水平井，由于其定向造斜段造斜率高，斜井段滑动钻进， 浅层大位移水平井，由于其定向造斜段造斜率高，斜井段滑动钻进，定向 时容易在井壁形成小台阶；造斜点至A靶点相对狗腿度较大， 时容易在井壁形成小台阶；造斜点至A靶点相对狗腿度较大，起下钻过程 中容易形成键槽；井斜变化大，井眼难清洁，下套管过程中易发生粘卡。 中容易形成键槽；井斜变化大，井眼难清洁，下套管过程中易发生粘卡。 其次，由于井眼曲率大、水平段长，套管自由下滑小，摩阻大。 其次，由于井眼曲率大、水平段长，套管自由下滑小，摩阻大。套管的自 重摩阻和弹性变形的摩阻非常大， 重摩阻和弹性变形的摩阻非常大，直井段套管自重能够提供的驱动力非常 有限， 有限，套管能否安全下至地质设计井深有很大的风险
四、页岩气钻井技术难点
地层胶结差
裂缝发育， 裂缝发育，易发生井漏
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四、页岩气钻井技术难点 2、摩阻和扭矩高
钻具与井壁摩擦 井壁稳定
钻头扭矩
摩 阻 和 扭 矩 高
起钻的负荷明显增加，下钻的 起钻的负荷明显增加， 阻力大 定向滑动钻进时， 定向滑动钻进时，无法明确判 定钻头实际工作的钻压 钻具在过高的轴向压力下会发 生屈曲
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四、页岩气钻井技术难点
11、固井过程中井漏 、
固井作业过程中，井底浆柱产生的正压差要比钻井过程中压差大得多。且要求水泥 浆返至地面，封固段长，由于水泥浆摩阻及携砂能力大于常规钻井液，顶替钻井液 后期易造成水泥浆漏失。河页1井替浆过程中漏失严重，井口失返，建111井、黄页 1 1井也均出现不同程度漏失
屈曲分析
摩擦阻力
建 页 HF - 1 滑动钻进 泥浆密度 1.200 g/cm3 钻压 70.000 kN 钻头扭矩 0.000 kN.m 0
建 页 HF-1 滑动钻进 泥浆密度 1.200 g/cm3 钻压 70.000 kN 钻头扭矩 0.000 kN.m 0
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四、页岩气钻井技术难点 滤液进入后破坏泥页岩胶结性
★ 层理和微裂缝较发育； 层理和微裂缝较发育； ★ 水或钻井液滤液极易进入 微裂缝破坏其原有的平衡， 微裂缝破坏其原有的平衡， 导致岩石的碎裂。 导致岩石的碎裂。 扫描电镜照片 (裂缝,45倍) 裂缝,45倍
wenku.baidu.com浸泡前
浸泡5 浸泡5分钟
8、钻具组合选择局限性大 浅层大位移水平井，由于造斜点浅，上部地层疏松，胶结质量差，同时页 岩易垮塌的特性，上部钻具自身重量轻，加压困难，导致整个钻具组合的 选择更加受限制。如果钻具组合选择不恰当，极易偏磨套管。扭矩、摩阻 过大，也将极易导致发生钻具事故
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四、页岩气钻井技术难点 9、套管居中程度差 由于造斜点浅，从造斜点至至A靶点，井斜将达最大井斜，下套管时，斜井段套 管易与井壁发生大段面积接触。当井斜超过70°时套管重量的90%将作用于井眼 下侧，套管严重偏心，居中度难以达到66.7％以上
完钻日期
2000.4.17 2001.5.5 2011.3.23 2011.1.26
完钻 井深m 井深
1423 2030 1433 3145
水平 位移m 位移
1150 1090.8 613.5 509.3
钻井 周期d 周期
28 28 9 14
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提
纲
一、
页岩气基本情况 二、
页岩气开发情况
建页HF-1： φ215.9mm牙轮钻头+φ165mm×1.5°螺杆+φ210mm扶正器+浮阀+无磁 承压钻杆+MWD无磁悬挂短节+短无磁钻铤+ φ127mm斜坡钻杆 ×1500m+φ127mm加重钻杆×30根+ φ127mm斜坡钻杆
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五、页岩气钻井技术措施 3、井眼轨迹控制
坚持“少滑动，多旋转，微调和勤调”的原则。根据井 眼轨迹的控制要求、钻具造斜率变化要求频繁以及尽可能减 少起下钻次数，以有效降低键槽的发生，可采用可变径弯壳 单弯螺杆进行定向，或者使用变径扶正器来有效调整造斜率 的变化。对于水平段后期的施工过程中的扭矩、摩阻明显增 加，钻压无法传递到钻头时，可采用旋转导向钻进的方法， 从而实现旋转，并实现及时清理岩屑床，降低磨阻的目标
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五、页岩气钻井技术措施
稳斜井段摩阻在总摩阻中占主要部分，当 弯曲井段钻柱受压时，将导致总滑动摩阻 增加。因此，建页平1井采用单圆弧增斜剖 面，这种剖面轨迹简单，减少了大井斜井 段复合钻进尺，增加了连续定向增斜进尺， ， 能保证井眼轨迹平滑，减少了局部增斜和 降斜井段，减小了钻柱与井壁接触面积， 能有效降低全井摩阻。