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苏北断块页岩油水平井钻井提速关键技术

秦春, 刘纯仁, 李玉枝, 王治国, 陈文可

秦春,刘纯仁,李玉枝,等. 苏北断块页岩油水平井钻井提速关键技术[J]. 石油钻探技术,2024,52(6):30−36. DOI: 10.11911/syztjs.2024116
引用本文: 秦春,刘纯仁,李玉枝,等. 苏北断块页岩油水平井钻井提速关键技术[J]. 石油钻探技术,2024,52(6):30−36. DOI: 10.11911/syztjs.2024116
QIN Chun, LIU Chunren, LI Yuzhi, et al. Key technologies for enhancing the drilling speed of fault block shale oil horizontal wells in Subei Basin [J]. Petroleum Drilling Techniques, 2024, 52(6):30−36. DOI: 10.11911/syztjs.2024116
Citation: QIN Chun, LIU Chunren, LI Yuzhi, et al. Key technologies for enhancing the drilling speed of fault block shale oil horizontal wells in Subei Basin [J]. Petroleum Drilling Techniques, 2024, 52(6):30−36. DOI: 10.11911/syztjs.2024116

苏北断块页岩油水平井钻井提速关键技术

基金项目: 中国石化集团公司科研项目“苏北页岩油藏高效钻井与压裂关键技术研究” (编号:P22096)、中石化石油工程公司科研项目“页岩油石油工程关键技术”子课题“苏北盆地页岩油钻井关键技术研究与应用”(编号:SG22−16K)联合资助。
详细信息
    作者简介:

    秦春(1982—),男,湖北松滋人,2006年毕业于长江大学石油工程专业,高级工程师,主要从事钻井工程技术管理及研究工作。E-mail:qinchun.oshd@sinopec.com

  • 中图分类号: TE242

Key Technologies for Enhancing the Drilling Speed of Fault Block Shale Oil Horizontal Wells in Subei Basin

  • 摘要:

    苏北盆地阜二段页岩油水平井施工时存在井身结构设计有待优化、井壁稳定性差、井眼轨迹控制难度大及井控风险高等提速难题。为解决这些问题,基于地质−工程一体化,进行了井身结构及井眼轨道优化、PDC钻头个性化设计及钻具组合优选的分层提速技术、定−测−录−导一体化的钻遇断层井眼轨迹控制技术研究,并集成强化钻井参数、减摩降扭提速、强封堵白油基钻井液和双密度钻井液精细控压防压窜安全钻井等配套技术,形成了苏北断块页岩油水平井钻井提速关键技术。苏北断块5口页岩油水平井应用该技术后,钻井周期大幅缩短,平均机械钻速由7.19 m/h提至16.47 m/h。研究表明,苏北断块页岩油水平井钻井提速关键技术满足该断块页岩油水平井钻井提速需求,为该断块页岩油效益规模开发提供了技术支撑。

    Abstract:

    During the operation of shale oil horizontal wells in the second section of Funing Formation in Subei Basin, problems occur such as casing program await to be optimized, poor wellbore stability, difficulty in well trajectory control, and high well control risks, etc. Therefore, based on integration of geology and engineering, a layered speed-up technology was developed, including casing programs and well trajectory optimization, polycrystalline diamond compact (PDC) drill bit personalization design, and an optimal bottom hole assembly (BHA) selection. In addition, a well trajectory control technology for encountering fault during drilling that integrates directional drilling, logging, and steering was studied. The supporting technologies such as enhanced parameter drilling, friction and torque reduction for speed-up, white oil-based drilling fluid for strong sealing, and double-density drilling fluid for fine pressure control, and safety drilling with anti-channeling induced by pressure were developed. As a result, the key technologies for enhancing the drilling speed of fault block shale oil horizontal wells in Subei Basin were formed. These technologies were applied in five shale oil horizontal wells. As a result, the drilling cycle was greatly shortened, and the average rate of penetration (ROP) increased from 7.19 m/h to 16.47 m/h. The research results show that these technologies meet the drilling speed-up requirements for shale oil horizontal wells and provide technical support for the efficient and large-scale development of the shale oil.

  • 水力压裂在低孔低渗油气藏中应用广泛,其影响体现在不同方面。一方面,水力压裂可增加储层裂缝数量以及裂缝之间的连通性,对油气的增产具有较大贡献;另一方面,随之而来的微地震、环境污染等问题也不容忽视。国内外众多学者对水力压裂技术的影响先后进行了调查和分析[110]。其中,微地震监测是评价水力压裂效果的常用手段之一[1115],通过布置在邻井或者地面上的传感器探测水力压裂产生的微地震信号,并通过数据处理获取微地震震源的信息。随着微地震在时间和空间上的发生,监测结果连续不断更新,形成裂缝延伸的动态图[1617]。微地震测量速度快,现场应用方便,能够实时确定微地震事件的位置,并能确定水力裂缝的高度、长度和方位,但该技术仍存在许多不足,例如对噪声敏感度高、数据处理过程复杂以及严重依赖高精度地层速度模型等。

    一些研究人员尝试利用声波测井资料进行水力压裂效果评价[1826]。当井外存在裂缝时,直达斯通利波振幅会产生衰减[27]。特别是当裂缝中充填流体时,直达斯通利波振幅衰减显著[28]。在此过程中部分能量沿着射孔孔眼和压裂缝进入地层,部分能量形成了反射斯通利波[29]。然而,如何压制噪声信号以及进一步对近井压裂缝成像,成为制约斯通利波应用的关键因素。常规声波测井方法径向探测范围通常在3 m以内,无法满足远井眼处裂缝探测的需求。于是人们发展了基于声波反射波裂缝成像的远探测声波测井方法。刘鹏、李宁等人[3031]提出了一种时移远探测方法,在压裂前处理远探测资料获取井旁天然裂缝成像,并在压裂后再次测试,获取井旁天然裂缝和压裂裂缝的综合成像,通过对比二者的差异,获取井眼外数十米范围内压裂缝的发育情况。然而,当压裂缝密度较大时,地层速度模型将有所改变,此时传统的叠后偏移成像方法已明显不适用。

    针对上述问题,在基于声波测井资料的多尺度压裂缝评价方法基础上,通过研究形成了基于阵列声波测井的井下多尺度压裂效果评价方法,即对于近井处压裂缝,利用反射斯通利波对裂缝的宽度、延伸、分布等参数进行评价;对于远井处压裂缝,运用叠前深度偏移成像算法实现压裂缝的高精度成像。该方法在某油田页岩油水平井(X1井)进行了现场应用,验证了其有效性,为有效监测水力压裂效果、提高储层压裂效果评价精度提供了手段。

    基于反射斯通利波成像的流程如图1所示。从原始波形出发,经过数字带通滤波滤除背景噪声、拉东域滤波滤除井眼直达斯通利波信号、预测反褶积压制反射斯通利波多次波信号、共声源道集叠加压制相干噪声信号、上下行反射斯通利波分离与成像等5个处理步骤,获取反射斯通利波成像结果,反映近井处压裂缝的发育情况。基于成像结果的反射事件拾取和斯通利波反射振幅计算,进一步定量评价近井处压裂缝的发育密度与强度。

    图  1  近井处压裂缝成像的流程
    Figure  1.  Imaging process of near-wellbore fractures

    以X1井为例,近井压裂缝成像方法的应用效果如图2所示。通过对比滤波前后的波形,发现该方法可有效压制高阶模式波和低频噪声信号,从而获取较为纯净的斯通利波,包括直达斯通利波和反射斯通利波。图2中,第4道代表Radon滤波后的波形数据(LDST),可以发现其中只包含倾斜方向的反射斯通利波,这说明Radon滤波方法有效滤除了竖直分布的直达斯通利波;第5道代表预测反褶积处理后的波形(PDST),该处理方法目的是压制反射斯通利波的多次波信号;第6道代表反射斯通利波的共声源道集叠加处理结果,与叠加前波形相比,叠加使反射斯通利波有效压制了残余直达斯通利波等相干噪声信号,反射斯通利波更为清晰并且同相轴更为连续。进一步对上下行反射斯通利波做波分离,将井眼设置为对称轴,将下行反射斯通利波旋转180°,得到近井处压裂缝成像结果(第7道,UDST),发现上下行反射斯通利波同相轴连成一条直线,该直线穿过井眼的位置即为压裂缝所在位置。

    图  2  X1井斯通利波压裂缝成像处理结果
    Figure  2.  Imaging results of Stoneley wave for fractures in Well X1

    零时刻相交的上下行反射斯通利波对应一条过井压裂缝。因此,这2种反射斯通利波对应的振幅均能指示该缝的发育情况,基于此,提出了压裂缝拾取与定量评价方法。该方法具体为:分别沿上下行反射斯通利波的延伸方向,在时间–深度域开窗,计算窗口内反射斯通利波振幅总和。最后得到反射斯通利波振幅杆状图,见图2中第8道。其中,事件数代表近井处压裂缝数量,反射斯通利波振幅的强弱则代表压裂缝的发育情况,比如压裂缝张开度、延伸长度等。

    考虑井眼外网状压裂缝导致地层速度不均匀的问题,提出了适用于测井观测系统的叠前深度偏移成像方法,用于提升井眼外数十米范围内水力压裂缝成像的精度,其成像公式为:

    I(x)=xSwm(xS,xR,t(x),p(x))dxS (1)
    t(x)=tS(x)+tR(x) (2)
    p(x)=p(xR) (3)

    式中:I(x)为成像结果,mV;xSxR为炮检点坐标,m;x为成像点坐标,m;w为成像权重系数;m为测井数据,mV;tS为炮端旅行时,s;tR为检波点端旅行时,s;t为成像点总旅行时,s;p(x)为成像点射线参数,s/m;p(xR)为检波点射线参数,s/m。

    常规Kirchhoff叠前深度成像仅考虑走时关系,可借助长观测孔径和密集接收器的数据在成像过程中的叠加来消除成像假象,而测井数据并不具备这一条件。此处针对测井观测系统的Kirchhoff叠前深度成像不仅考虑走时关系,同时还将接收端数据射线参数作为成像条件,避免了成像过程中的画弧过程,从而能够消除成像噪音。

    为了验证测井观测系统叠前深度偏移成像算法的有效性,用该算法处理X1井的声波测井资料。X1井3 525~3 615 m井段的传统叠后偏移成像结果如图3(a)所示,中间为井眼,左右分别为井眼向外50 m范围内储层中的裂缝成像结果。从图3(a)可观察到明显的压裂缝反射信号,但由于成像精度较差,裂缝无法清晰显现。图3(b)展示了测井观测系统叠前深度偏移成像结果,从图3(b)可清楚观察到裂缝形态,特别是大尺度压裂缝的成像聚焦效果得到明显增强。利用该算法可提升压裂缝成像的精度,成像范围可达50 m。

    图  3  X1井远井筒压裂裂缝远探测偏移成像结果
    Figure  3.  Migration imaging results by remote detection of fractures far from wellbore of horizontal well X1

    通常压裂缝既包含与井眼近垂直的主裂缝,还包含密度更大、角度随机分布的次级裂缝,它们共同构成了复杂压裂缝系统。为了综合评价井眼外数十米范围内压裂缝的发育情况,提出了基于远探测成像结果的反射斯通利波振幅评价方法。考虑到井眼外0~3 m范围内远探测反射斯通利波振幅受直达斯通利波等噪声干扰严重,并且反射斯通利波振幅可用于评价井眼外3 m范围内压裂缝的发育情况,因此以3~50 m远探测偏移图中振幅的平均值为远探测反射斯通利波振幅。它能定量评价井眼外3~50 m的压裂缝发育情况,其值越大,代表压裂缝越发育;反之,代表没有较多压裂缝。图4为X1井远井裂缝定量评价结果,第1道为自然伽马,第2道为深度,第3道为3525~3615 m井段的远探测偏移成像图(2个方框代表远探测反射波振幅的计算窗口),第4道为远探测反射斯通利波振幅计算结果。从第4道可以看出不同井深处反射斯通利波的振幅存在差异,特别是在压裂缝发育深度(3 525~3 575m)反射斯通利波振幅明显增大,这说明远探测反射斯通利波振幅能够定量评价井眼外3~50 m压裂缝的发育情况。

    图  4  X1井远井裂缝定量评价结果
    Figure  4.  Quantitative evaluation of fractures far from wellbore of horizontal well X1

    X1井是中国西部某油田丛式钻井平台X上的一口水平井,目的层为页岩油储层。该井实钻水平段长度1 360 m,页岩油储层的钻遇率大于80%。为了改善储层的渗透性,完井后实施了压裂。基于压裂设计方案,共压裂19段99簇。2021年底该井投产,在稳产高产大约6个月后,产液量出现阶梯性下降。下降原因可能与该地区天然断层/裂缝比较发育有关,天然裂缝与压裂缝构成了复杂裂缝系统。

    为评价压裂后的裂缝特征,以指导该平台低产井的治理和其他待钻井压裂方案的优化,该井进行了阵列声波测井。考虑到水平井井眼直径小、测量环境差,选择过钻头阵列声波测井仪(见图5)进行测井。仪器的测井模式有3种:1)单极声源的低频测井模式,主要目的是获得斯通利波信号;2)单极声源的宽频测井模式,主要目的是获得单极全波列波形数据;3)偶极声源的测井模式,目的是获取偶极四分量波形数据。在分析上述测井模式测得波形质量后,选择单极低频模式测得波形进行斯通利波提取及成像,评价近井眼处压裂缝发育情况;选择单极全频模式测得波形实施远探测处理,评价远井眼处压裂缝的发育情况。

    图  5  过钻头阵列声波测井仪示意
    Figure  5.  Array acoustic logger through the bit

    在利用提出的多尺度压裂缝成像方法评价压裂缝发育情况之前,需建立一套评价标准(见表1),将压裂效果分为好、中、差3个级别。当近井处和远井处的压裂缝均较为发育时,压裂效果为好,表示井眼外50 m范围内的压裂缝均较为发育;当近井处压裂缝不发育而远井处压裂缝发育,或者近井处压裂缝发育而远井处压裂缝不发育时,可判定压裂效果为中;当近井处和远井处压裂缝均不发育,则判定为压裂效果差。基于该评价标准,对X1井压裂效果进行评价,结果如图6所示,层段1~4和12~14近井处和远井处压裂缝均较为发育,压裂效果为好;层段5~9、11和16~19压裂效果为中;而层段10和15压裂缝不发育,压裂效果为差。

    表  1  基于声波测井资料的水力压裂评价标准
    Table  1.  Hydraulic fracturing evaluation criteria based on acoustic logging data
    近井筒压裂缝发育情况远井筒压裂缝发育情况压裂评价标准
    发育发育
    发育不发育
    不发育发育
    不发育不发育
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    图  6  X1井基于声波测井资料的水力压裂缝评价效果
    Figure  6.  Hydraulic fracture evaluation effect of horizontal well X1 based on acoustic logging data

    针对单个压裂段,压裂液注入量通常与裂缝发育程度呈正相关关系。较高的注入量通常表明裂缝相对发育;反之,裂缝则较不发育。为判断基于声波测井资料的水力压裂裂缝评价的有效性,分析了X1井19段的压裂评价结果与压裂液注入量(见图7),第3、4和14段的压裂液注入量较高,超过1300 m3。第10和第15段的压裂效果较差,压裂液注入量确实较低,均低于1250 m3。然而,压裂液注入量与裂缝发育之间也存在一定差异,例如第8段的压裂效果评价结果表明,该段的压裂效果为中等(见图6),压裂液注入量却高达1561 m3

    图  7  X1井1-19压裂段的压裂液注入量
    Figure  7.  Fracturing fluid injection amount in fracturing stages 1–19 of horizontal well X1

    通过处理X1井水力压裂前的地震勘探数据可获取地震成像剖面,进一步对其实施属性提取便可得到地震蚂蚁体属性图,如图8所示。该图可表征X1水平井旁大尺度天然裂缝或断层的发育情况,从图8可观察到,第4段和第13段存在穿过X1井的天然裂缝。通过与图7对比,可以发现这2个压裂段也是压裂缝发育段,表明天然裂缝或断层的存在对压裂裂缝的形成是有益的。最终,天然裂缝和人工裂缝形成了一个复杂的裂缝系统。

    图  8  穿过X1井的地震蚂蚁属性图
    Figure  8.  Seismic ant attribute map across horizontal well X1

    基于阵列声波测井资料的多尺度压裂效果评价方法在X1井应用成功,说明利用声波测井技术可实现近井—远井压裂缝发育情况评价,这将为压裂方案的制定和油气田高效开发提供关键技术支撑。

    1)基于阵列声波测井的井下多尺度压裂效果评价方法,包括基于斯通利波的近井筒压裂缝成像和基于远探测反射斯通利波的远井筒压裂缝成像,能够精细展示井旁50 m范围内压裂缝的发育情况。

    2)针对近井筒压裂缝评价,提出的反射斯通利波提取、成像及裂缝定量表征方法,能够清晰展示近井处压裂缝发育情况;针对远井处压裂缝评价,提出的测井观测系统叠前远探测偏移成像方法,同时将反射斯通利波走时关系和接收端数据射线参数作为成像条件,有效压制了成像过程中产生的画弧噪声,提升了远井筒压裂缝成像的精度。

    3)利用X1井声波测井资料,采用多尺度压裂缝评价方法评价了该井的压裂效果,验证了该方法的有效性。

  • 图  1   振荡螺杆的基本结构

    Figure  1.   Oscillating screw structure

    图  2   分层提速技术应用效果

    Figure  2.   Statistics of application effect of layered speed-up technology

    图  3   强化钻井参数提速效果

    Figure  3.   Statistics of speed-up effect of enhanced parameter drilling technology

    图  4   减摩降扭提速技术提速效果

    Figure  4.   Statistics of speed-up effect of friction and torquereduction for speed-up technology

    表  1   苏北盆地页岩油水平井优化前后的井身结构

    Table  1   Casing program optimization of shale oil horizontal wells in Subei Basin

    开次 优化前 优化后
    导管 ϕ406.4 mm钻头×260 m
    ϕ339.7 mm导管×259 m
    (封固东台组)
    一开 ϕ444.5 mm钻头×580 m ϕ311.1 mm钻头×2 500 m
    ϕ339.7 mm套管×579 m
    (封固盐城组上部)
    ϕ244.5 mm套管×2 498 m
    (封固戴南组上部)
    二开 ϕ311.1 mm钻头×3 780 m ϕ215.9 mm钻头×6 012 m
    ϕ244.5 mm套管×3 778 m
    (封固阜宁组四尖峰)
    ϕ139.7 mm套管×6 010 m
    三开 ϕ215.9 mm钻头×5 785 m
    ϕ139.7 mm套管×5 780 m
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    表  2   苏北盆地页岩油水平井井眼轨道优化效果对比

    Table  2   Comparison of well trajectory optimization effects of shale oil horizontal wells in Subei Basin

    剖面类型 井深/m 造斜点/m 定向段长度/m 摩阻/kN 扭矩/(kN·m)
    常规三维 6 056 3 150 757 290~380 24.3
    双二维 6 030 1 000 906 308~370 25.6
    二维+小三维 6 012 2 550 743 286~360 24.6
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    表  3   苏北盆地页岩油水平井分段强化钻井参数

    Table  3   Enhanced drilling parameters for shale oil horizontal wells segmentations in Subei Basin

    井眼直径/mm 井段 钻压/kN 螺杆转速/(r·min−1 排量/(L·s−1 泵压/MPa
    311.1 60~160 80 55~65 30
    215.9 直井+造斜段 60~120 80 32~36 28
    造斜段 100~140 80 32~35 30
    水平段 100~140 80 32~35 35
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    表  4   白油基钻井液与常规钻井液密度的对比

    Table  4   Density comparison between white oil-based drilling fluid and conventional drilling fluid

    井号 井深/m 钻井液体系 钻遇地层 实钻钻井液密度/(kg·L−1 备注
    花页1 3 810 钾基 E1f4—E1f1 1.58 密度最大降低0.18 kg/L
    花页1HF 5 785 白油基 E1f2 1.39~1.40
    花2侧 3 680 钾基 E1f1 1.48~1.50 密度最大降低0.15 kg/L
    花2侧HF 4 650 白油基 E1f1 1.33~1.43
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    表  5   白油基钻井液与常规钻井液摩阻扭矩的对比

    Table  5   Comparison of drag and torque between white oil-based drilling fluid and conventional drilling fluid

    钻井液 上提悬重/kN 下放悬重/kN 上提摩阻/kN 下放摩阻/kN 扭矩/(kN·m)
    钾基钻井液 1680.0 1458.0 342.5 224.4 196.8
    白油基钻井液 1200.0 1080.0 250.0 170.0 160.0
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    表  6   钻井提速关键技术的应用效果

    Table  6   Comparison of application effects of key technologies for drilling speed-up

    井类型 井号 完钻井深/m 水平段长度/m 钻井周期/d 平均机械钻速/(m·h−1
    应用井 花页3HF 5 890 1 901 51.40 10.36
    花页5HF 5 393 1 637 50.77 15.96
    花页1−1HF 6 012 2 039 33.81 17.08
    花页4−1HF 5 143 1 599 28.20 19.60
    花页4−2HF 5 700 1 978 29.54 18.34
    对比井 花页1HF 5 785 1 393 90.74 7.19
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出版历程
  • 收稿日期:  2023-02-13
  • 修回日期:  2024-11-05
  • 网络出版日期:  2024-11-15
  • 刊出日期:  2024-11-24

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