【中国石化报】中国石化压后取芯技术世界领先

  地下压裂缝网展布情况是什么样的?储层改造效果如何?……这些困扰技术人员的难题,以往只能靠想象和压裂软件模拟。如今,围绕评价压后效果、优化压裂措施、提高地质建模精度,江汉油田依托集团公司重大先导试验和科研项目,组建多专业联合攻关团队,在涪陵页岩气田立体开发区实施压后取芯,揭开了地下人工缝网的神秘面纱。

  钻井取芯在页岩气勘探开发中十分常见,但压裂后,甚至开采后水平井取芯,这在国内还没有先例。

  先出发,意味着先遇到困难。面对页岩气压后复杂缝网区取芯易漏、易垮、易喷、易碰,岩芯收获率难以保障等难题,江汉油田油气产能建设管理中心联合油田研究院、工程院开展攻关,不断突破极限,创新形成了大斜度井、水平井压后取芯技术,推动涪陵页岩气田压后裂缝区钻井取芯技术达到世界领先水平。截至目前,已完成6口井压后取芯,取芯长度1122.96米,岩芯收获率平均达到98.9%,为评价气田压裂效果和立体开发政策提供了第一手基础资料。

  难度大、风险大、方法难

  “在以前想都不敢想”

  4月1日,在岩芯库内,技术人员正在仔细研究焦页12-检1井122.45米的岩芯,精细刻画裂缝的走向、条数、大小、宽度,用以评价压裂效果。

  作为国内首口页岩气压后取芯井,焦页12-检1井的成功有着不一样的意义。“压后取芯在以前想都不敢想。”江汉油田工程技术管理部经理张玉强坦言。常规取芯会避开裂缝区,而压后取芯目的层必须是人工裂缝发育的压后页岩地层,“人工裂缝区岩芯破碎,导致岩芯易脱落、收获率低,甚至有可能收获不到岩芯”。

  除了岩芯破碎,已经投产的老井开采后地层压力亏空严重,压力系数低,地层能量不足,钻进过程中容易垮塌。加上要在井网之间来回穿梭,钻井液有可能漏失到邻井中,造成邻井“淹死”,或者邻井气窜导致井喷,风险非常大。

  “在几千米的地下,井筒之间的距离只有几十米,一旦数据不准,就会碰到老井套管。”油气产能建设管理中心钻井管理室主任代永波说。

  这些可预料的困难让技术人员对压后取芯望而生畏。当时,能不能打成井、取不取得出岩芯,成为大家讨论的重点。但为了评价页岩气压裂效果、了解剩余气分布,裂缝区取芯必须拿下。

  明知山有虎,偏向虎山行。聚焦打成井,江汉油田打出工艺、工具优化“组合拳”,采用高性能低密度水基钻井液,有效降低了地层漏失和坍塌风险,以及对岩芯的污染,确保岩芯含气性等基本信息完整,方便后期研究,同时改进钻头、螺杆等工具,优化钻压、钻速等取芯参数,不断提高施工成功率。

  在钻进过程中,地质导向人员驻守现场,仔细判断地层层位,增加测量频率,确定好钻头在地下的坐标,随时计算防碰距离,保证轨迹精准。

  由于取芯钻具中不能携带常规螺杆工具,技术人员只能依靠经验和机械性措施来控制钻井轨迹。这一方法引来不少质疑,有人认为“是在地下盲取” 。

  “通过科学优化扶正器位置和钻井参数,靠机械性措施一点一点抠,确保轨迹按设计穿行。过程中的每个问题都是经过团队认真考虑讨论过的,我们对这个方法很有信心。”代永波介绍,该方法在焦页66-检2井成功应用,200多米连续取芯轨迹控制,上下偏差只有1米。

  打到目的层后,如何将岩芯保持原形取出来成了最大的难题。没有经验可供借鉴,技术人员只能摸索着前进。

  有专家建议把万能螺杆装在取芯筒后面,可以边控制轨迹边取芯。技术专家否定了这一提议,他们认为钻进中扰动取芯筒,会破坏岩芯的完整性,容易卡芯、堵芯。最终,考虑到取芯和轨迹控制的矛盾点,技术团队大胆创新,在国内首次提出新的工作思路——取芯不定向、定向不取芯。

  理论是否可行,要靠实践来验证。江汉油田在焦页66-检1井运用这一思路,取芯收获率达99.36%。之后,成功取芯的每一口井都验证了新思路的正确性。

  直井、大斜度井、水平井

  不断挑战极限

  “以后在直井取芯,连续10筒我们都能搞定。”说起压后取芯,张玉强信心满满。

  信心源自实力。一年来,按照先易后难的步骤,江汉油田油气产能建设管理中心从直井到大斜度井再到水平井,不断挑战极限,通过自主创新和工程工艺迭代优化,创建了压后复杂缝网区取芯钻井技术,形成了压后缝网区连续取芯配套工艺技术,在全球遥遥领先。

  据该中心钻井管理室副主任林安国介绍,在焦页12-检1井完成第一口直井取芯后,他们就把目光聚焦到了大斜度井。焦页66-检1井、检2井、检3井、检4井是4口大斜度取芯井,井斜达到66度。井斜越大,意味着岩芯更易断、易堵。

  在大斜度井取芯过程中,技术人员创新研发了内筒扶正器,可保持取芯内筒居中状态,减少对岩芯的扰动,从而保持岩芯压后的原始状态,并采用高效取芯钻头等,有效提高了页岩压裂改造地层岩芯收获率。

  江汉油田还创新取芯井筒利用模式,首次采用“四井合一”的新方式,只需打一次井眼,就能完成4口井的取芯任务,可节约几千万元成本。“我们在焦页66-检2井取芯后,分别侧钻3次,高效完成了焦页66-检1井、检3井、检4井取芯,这是国内页岩气井首次完成单眼四井取芯任务。”林安国介绍,4口井累计取芯进尺764.5米,取芯长度760.63米,岩芯收获率达到99.45%,实现了“钻井零溢流、钻井液零漏失、轨迹零碰撞、信息零丢失”。

  有了“四井合一”大斜度井的取芯经验,  技术人员又开启水平井压后取芯的攻关之路。“水平井要躺着取芯,进芯阻力非常大,重力下垂导致取芯筒外筒干扰内筒,岩芯易碎。”代永波说,“取芯工具长了也容易脱扣、断裂,因此对工具的精度要求更高。”

  顶着压力,江汉油田部署了国内首口页岩气压后裂缝区水平段取芯井——焦页66-检5井,目的是通过多种取芯方式,明确涪陵页岩气田焦石坝立体开发区三维空间裂缝展布特征。

  焦页66-检5井设计取芯段266米、设计水平段1957米。针对取芯工具组合难下入、取芯工具内筒不居中等问题,技术人员优化取芯钻具组合,缩小扶正器轴承间隙,在提高取芯内筒居中度的同时,增强取芯钻进的工作稳定性,并采用含有微纳米封堵材料的页岩水基钻井液,有效解决了压裂区取芯易垮塌的难题,同时优选取芯筒内筒材质,增加光滑度,减少进芯摩阻。

  创新永无止境。技术人员持续探索工程极限,采用“六筒连接”取芯方式,形成了钻井长筒取芯技术。为保障施工顺利进行,江汉油田成立页岩气井压后钻井取芯现场技术团队,全程驻井跟踪指导,统一管理取芯工具准备、钻井液性能调控、复杂轨迹控制、取芯参数优化等工作。现场人员精细操作,高效完成取芯、割芯、出芯及地面切割、含气测试、数字扫描等任务,确保取芯安全、出芯顺畅、切割完整、资料准确。

  最终,焦页66-检5井在水平段连续取芯进尺达240.2米,水平段芯长239.82米,水平段单次长筒取芯最长达53.7米,刷新单平台压后取芯总进尺最长、单井水平段连续取芯进尺最长、水平段芯长最长、单次水平段长筒取芯进尺最长、水平段取芯平均收获率最高等5项钻井纪录。

  “在同一井眼开展水平钻井取芯工艺试验的基础上,我们又下入生产套管,以达到采气目的,首次在页岩气井中实现了一井取芯、采气双用。”林安国介绍。同时,他们还利用该井评价小井距剩余气分布情况,指导下一步小井距加密布井的部署,为提高多层立体开发采收率、“吃干榨净”地下资源打下坚实基础。

信息来源: 
2024-06-03