頁巖氣鉆井BECDA井眼軌跡優化設計和控制技術井壁穩定技術下套管與固井技術井眼清洗技術降摩阻技術三、頁巖氣鉆井關鍵技術4、江漢油田淺層井施工情況井

號井別開鉆日期完鉆日期完鉆井深m水平位移m鉆井周期d代斜9-3生產井2000.3.272000.4.171423115028長斜10預探井2001.4.142001.5.520301090.828代8斜-3評價井2011.3.152011.3.231433613.59代斜14-3開發井2011.1.152011.1.263145509.314三、頁巖氣鉆井關鍵技術頁巖氣基本情況一、頁巖氣開發情況二、頁巖氣鉆井關鍵技術三、頁巖氣鉆井技術難點四、頁巖氣鉆井技術措施五、提綱難點井壁穩定軌跡控制摩阻、扭矩鉆具組合四、頁巖氣鉆井技術難點套管居中軌跡控制摩阻、扭矩套管磨損巖屑床清除套管下入鉆具組合套管受損1、井壁穩定性差井壁失穩井眼周圍的應力場發生改變，引起應力集中，井眼未能建立新的平衡濾液進入層理間隙，頁巖內粘土礦物遇水膨脹，形成新的孔隙、膨脹壓力，削弱結構力成巖過程后，強結合水變成自由水，排不出則形成高壓，孔隙壓力高于鉆井液密度四、頁巖氣鉆井技術難點

浸泡前

浸泡5分鐘

浸泡10分鐘

掃描電鏡照片(裂縫,45倍)

★

層理和微裂縫較發育；★

水或鉆井液濾液極易進入微裂縫破壞其原有的平衡，導致巖石的碎裂。濾液進入后破壞泥頁巖膠結性四、頁巖氣鉆井技術難點井壁穩定頁巖氣井埋深淺泥頁巖膠結差井斜大、穩斜段長各種相應的井下事故或復雜情況（井漏、井垮、鉆具阻卡嚴重、埋鉆具）的發生，從而限制了鉆頭、鉆具組合、鉆井液以及鉆井參數的選擇和確定；井壁穩定性差四、頁巖氣鉆井技術難點裂縫發育，易發生井漏地層膠結差四、頁巖氣鉆井技術難點起鉆的負荷明顯增加，下鉆的阻力大定向滑動鉆進時，無法明確判定鉆頭實際工作的鉆壓鉆具在過高的軸向壓力下會發生屈曲四、頁巖氣鉆井技術難點井壁穩定鉆具與井壁摩擦鉆頭扭矩機械扭矩和動態扭矩摩阻和扭矩高2、摩阻和扭矩高鉆具屈曲情況屈曲當軸向力低于臨界屈曲載荷時，鉆柱隨這壓力并不屈曲，當超過這個臨界值時將會發生屈曲變形成正弦波或者是“蛇形狀”。鉆具中和點以下鉆具是受壓的，中和點以上鉆具是受拉的。當鉆桿承受過大的軸向壓縮載荷時，鉆桿會因較小的抵抗軸向阻力而失效變彎，導致屈曲。一旦軸向壓力超過了正弦臨界屈曲力，鉆柱會發生正弦屈曲（蛇形）。繼續增加鉆壓，將導致鉆柱的軸向壓力繼續增加，如果超過了螺旋臨界屈曲力，鉆柱將由正弦彎曲過渡到螺旋彎曲，即沿著井壁盤成螺旋狀。

四、頁巖氣鉆井技術難點進一步增加磨阻、扭矩和井下事故復雜發生的機率四、頁巖氣鉆井技術難點井壁穩定泥頁巖的崩塌鉆井液性能及返速鉆井巖屑重力效應巖屑床難清除3、巖屑床難清除井漏、井垮以及其它井下事故和復雜情況頻繁變化的扭矩嚴重干擾定向的實際效果，定向工具、鉆頭作用力方向控制和調節井壁穩定造斜點淺，井壁穩定性差定向工具面擺放困難井眼軌跡控制難4、井眼軌跡控制難目的層疏松，機械鉆速高，井徑變化大、扭矩規律性不強四、頁巖氣鉆井技術難點5、套管磨損6、套管下入困難淺層大位移水平井，由于其定向造斜段造斜率高，斜井段滑動鉆進，定向時容易在井壁形成小臺階；造斜點至A靶點相對狗腿度較大，起下鉆過程中容易形成鍵槽；井斜變化大，井眼難清潔，下套管過程中易發生粘卡。其次，由于井眼曲率大、水平段長，套管自由下滑小，摩阻大。套管的自重摩阻和彈性變形的摩阻非常大，直井段套管自重能夠提供的驅動力非常有限，套管能否安全下至地質設計井深有很大的風險四、頁巖氣鉆井技術難點四、頁巖氣鉆井技術難點7、套管受損套管柱通過水平井彎曲段時隨井眼彎曲承受彎曲應力作用。同時，套管屬于薄壁管或中厚壁管,套管柱隨井眼彎曲變形時,即使彎曲應力未超過其材料的屈服極限,但套管截面已成為橢圓形狀而喪失穩定性。由于橢圓的短軸小于套管公稱尺寸,故一些工具無法下入。套管柱彎曲嚴重時也有可能產生屈曲變形破壞8、鉆具組合選擇局限性大淺層大位移水平井，由于造斜點淺，上部地層疏松，膠結質量差，同時頁巖易垮塌的特性，上部鉆具自身重量輕，加壓困難，導致整個鉆具組合的選擇更加受限制。如果鉆具組合選擇不恰當，極易偏磨套管。扭矩、摩阻過大，也將極易導致發生鉆具事故9、套管居中程度差由于造斜點淺，從造斜點至至A靶點，井斜將達最大井斜，下套管時，斜井段套管易與井壁發生大段面積接觸。當井斜超過70°時套管重量的90%將作用于井眼下側，套管嚴重偏心，居中度難以達到66.7％以上10、固井前洗井、驅替效果差，水泥漿膠結質量差巖屑床中的巖屑也難以清潔干凈。油氣層頂界埋深淺，頂替時接觸時間短，不容易頂替干凈。井斜角大、水平位移長，套管在井眼內存在較大偏心，低邊泥漿難以驅動，產生“拐點繞流”現象油基鉆井液必須進行潤濕反轉后，水泥漿才能有夠膠結四、頁巖氣鉆井技術難點11、固井過程中井漏固井作業過程中，井底漿柱產生的正壓差要比鉆井過程中壓差大得多。且要求水泥漿返至地面，封固段長，由于水泥漿摩阻及攜砂能力大于常規鉆井液，頂替鉆井液后期易造成水泥漿漏失。河頁1井替漿過程中漏失嚴重，井口失返，建111井、黃頁1井也均出現不同程度漏失四、頁巖氣鉆井技術難點頁巖氣基本情況一、頁巖氣開發情況二、頁巖氣鉆井關鍵技術三、頁巖氣鉆井技術難點四、頁巖氣鉆井技術措施五、提綱1、井身剖面設計井位選擇時，應盡量保證井口的水平投影與A、B靶點在同一條直線上，以減少方位上的拐點。如果是叢式水平井，本著綜合設計的原則進行水平井組的整體設計，避免今后的防碰等意外情況的發生。五、頁巖氣鉆井技術措施水平段井眼位置及方向的設計主要依據地應力資料水平井眼取向

最大應力方向

水平井眼方向沿最小水平應力方向鉆進，后期壓裂裂縫與井眼方向垂直，壓裂改造效果好。

水平井眼位置選擇在低應力區、高孔隙度區、脆性礦物富集區和富干酪根區，為后期壓裂提供有利條件。設計合理的螺桿外徑（在滿足功率和造斜率的情況下，可考慮小尺寸的螺桿，同時，嚴格控制螺桿本體扶正器的尺寸，以減小井下摩阻，保證定向施工順利。如建頁平1井設計井下動力鉆具時，所有螺桿外徑應選為φ165mm，本體扶正器φ211～212mm。井下鉆具所有扣型均應設計為同一扣型，減少或杜絕轉換接頭數量，盡量簡化鉆具，保證井下施工安全注意事項五、頁巖氣鉆井技術措施穩斜井段摩阻在總摩阻中占主要部分，當彎曲井段鉆柱受壓時，將導致總滑動摩阻增加。因此，建頁平1井采用單圓弧增斜剖面，這種剖面軌跡簡單，減少了大井斜井段復合鉆進尺，增加了連續定向增斜進尺，能保證井眼軌跡平滑，減少了局部增斜和降斜井段，減小了鉆柱與井壁接觸面積，能有效降低全井摩阻。五、頁巖氣鉆井技術措施2、優化鉆具組合采用倒裝柔性鉆具結構，鉆具下部使用斜坡鉆桿，將加重鉆桿放在井斜角30°以上井段，由上部加重鉆桿提供鉆壓，下部鉆桿代替鉆鋌傳遞軸向載荷，從而減少鉆柱與井壁之間的作用力，降低摩阻和扭矩。優先“小度數單彎螺桿+無磁承壓鉆桿”的柔性倒裝鉆具組合建頁HF-1：φ215.9mm牙輪鉆頭+φ165mm×1.5°螺桿+φ210mm扶正器+浮閥+無磁承壓鉆桿+MWD無磁懸掛短節+短無磁鉆鋌+φ127mm斜坡鉆桿×1500m+φ127mm加重鉆桿×30根+φ127mm斜坡鉆桿

五、頁巖氣鉆井技術措施3、井眼軌跡控制堅持“少滑動，多旋轉，微調和勤調”的原則。根據井眼軌跡的控制要求、鉆具造斜率變化要求頻繁以及盡可能減少起下鉆次數，以有效降低鍵槽的發生，可采用可變徑彎殼單彎螺桿進行定向，或者使用變徑扶正器來有效調整造斜率的變化。對于水平段后期的施工過程中的扭矩、摩阻明顯增加，鉆壓無法傳遞到鉆頭時，可采用旋轉導向鉆進的方法，從而實現旋轉，并實現及時清理巖屑床，降低磨阻的目標五、頁巖氣鉆井技術措施建頁HF-1井定向造斜設計：0.3°/m造斜率0.25°/m造斜率剖面設計方案中可以看出，造斜率較為緊張，復合鉆井段很少，調整段基本沒有，對于實際施工控制十分不利，一旦造斜率突變或地層提前，工作會十分被動。而0.3°/m造斜率以上的施工剖面中，有相應的復合調整段，有利于實際施工中的軌跡調整和著陸控制。但如果造斜率過高，大井斜穩斜段過長，又會造成井下摩阻增加，增加井下安全隱患，同時螺桿度數過大無法進行復合鉆進0.25°/m造斜率五、頁巖氣鉆井技術措施4、使用旋轉導向等先進鉆井技術和工具旋轉導向鉆井技術是一項尖端的自動化鉆井新技術,國外鉆井實踐證明,在水平井、大位移井、大斜度井、三維多目標井中推廣應用旋轉導向鉆井技術,既提高了鉆井速度,也減少了鉆井事故,從而降低了鉆井成本使用變徑彎殼單彎螺桿和變徑扶正器五、頁巖氣鉆井技術措施旋轉導向鉆井和常規螺桿復合定向井眼形狀對比五、頁巖氣鉆井技術措施5、合理的模擬計算井眼參數：0.3°/m造斜率井眼剖面，水平段長1003m。首先我們以泥漿密度1.2g/cm3進行計算。該方案以7噸鉆壓滑動鉆進時，最大摩阻12.9噸，起鉆摩阻9.3噸，下鉆摩阻10.4噸，側向力、三軸應力、抗拉、抗壓強度都可滿足安全系數要求。但滑動鉆進時鉆壓如果超過8噸，鉆具會在井深318m處發生正弦屈曲。五、頁巖氣鉆井技術措施抗扭強度校核建頁HF-1井選擇水平段1003m、鉆壓100KN、泥漿密度1.8g/cm3、旋轉鉆進工況做計算五、頁巖氣鉆井技術措施6、井壁穩定泥頁巖對鉆井液的性能要求強抑制、高封堵、高潤滑油基鉆井液類

型組分開始使用時間特點原油作為鉆井液原油1920年前后有利于防塌、防卡和保護油氣層，但流變性不易控制，易著火，使用范圍僅限于100℃以內淺井油基鉆井液柴油、瀝青、乳化劑及少量水（7%以內）1939年具有油基鉆井液的各種優點，可抗200～250℃高溫，但配制成本高，較易著火，鉆速較低油包水乳化鉆井液柴油、乳化劑、潤濕劑、親油膠體、乳化水（10%～60%）1950年前后通過水相活度控制有利于井壁穩定，與全油基鉆井液相比不易著火，配制成本有所降低，抗溫可達200～230℃

低毒油包水乳化鉆井液礦物油、乳化劑、潤濕劑、親油膠體、乳化水（10-60%）1980年具有油基鉆井液的各種優點，同時可有效防止對環境的污染，特別適用于海洋鉆井第一代合成基鉆井液合成基液、乳化劑、潤濕劑、親油膠體、乳化水（10%～60%）1990年酯基、醚基、聚α-烯烴（PAO）、縮醛等人工合成的有機物作為基液?？缮锝到?，直接向海洋排放，抗溫性差。第二代合成基合成基液、乳化劑、潤濕劑、親油膠體、乳化水（10%～60%）1995年線性烷基苯（LAB）、線性石蠟LP、線性α-烯烴（LAO）、異構烯烴（IO）全油基鉆井液基液、增粘劑、降濾失劑2000年機械鉆速高、井壁穩定、減輕乳化堵塞可逆乳化鉆井液基液、親油膠體、乳化劑、潤濕劑、乳化水（10%～60%）降濾失劑2000年以后油包水和水包油之間相互轉化五、頁巖氣鉆井技術措施原油鉆井液柴油基鉆井液白油基鉆井液氣制油基鉆井液全油基鉆井液國外國內開始研究時間始于20年代60-70年代處理劑情況種類多且配套種類數量極少油基鉆井液體系體系多單一商業化程度程度高商業化程度較低現場應用技術成熟，應用廣泛應用不普及總的來說，國內與國外還存在一定的差距國內油基鉆井液現狀五、頁巖氣鉆井技術措施油基鉆井液與水基鉆井液性能對比油基鉆井液水基鉆井液優點缺點優點缺點熱穩定性環保環保熱穩定性井壁穩定性，抑制性強井涌探測井涌探測井壁穩定性潤滑性壓縮性和膨脹性低壓縮性易于高溫凝膠化失水控制循環漏失趨勢高地質評估抗污染性差（CO2&H2S,固相）卡鉆趨勢低

后勤保障

抗污染好（CO2&H2S,固相）

無腐蝕性保護儲層

五、頁巖氣鉆井技術措施水基和油基對井壁的影響五、頁巖氣鉆井技術措施油基鉆井液砂樣五、頁巖氣鉆井技術措施油基鉆井液關鍵性能電穩定性(ES)

70/30乳狀液的放大圖70/30乳化