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1、2014年3月,973中国南方海相页岩气高效开发的基础研究,页岩气水平井钻完井关键基础研究页岩气水平井井眼轨迹优化设计与地质导向理论研究 阶段成果汇报,专题3任务完成情况：进展顺利，完成了研究内容1和研究内容2的前部分工作。,A. 完成的研究内容和工作量:,以威远-长宁工区为研究对象，完成了资料调研与统计分析，得到了工区钻井地质特征，为页岩气水平井井眼轨迹优化设计与地质导向理论研究提供了地质和工程依据。 取露头页岩岩心8块，开展了岩石力学实验和波速各向异性测试； 借鉴常规水平井井眼轨迹设计方法，并结合页岩气储层特征、地应力状态以及层理面和裂缝等弱结构面存在，分析了页岩气水平井井眼轨迹优化设计需
2、要考虑的主要影响因素，建立了页岩气水平井井眼轨迹的优化数学模型，提出了页岩气水平井井眼轨迹的优化设计方案。 基于上述方法模型，结合完钻的页岩气井资料，对威201-H1、威201-H3井、宁201-H1井等井进行了井眼轨迹优化设计与分析，绘制出了2D-3D井眼轨迹图，与实钻井眼轨迹具有可比性。 同时开展了页岩气水平井地质导向的随钻测井精细解释方法研究，尤其是页岩气储层的随钻识别。 参加学术会议3次，项目组内部讨论交流8次， 在西南石油大学学报和测井技术等刊物上发表学术论文3篇。,一、页岩气水平井井眼轨迹优化设计方案,（一）威远-长宁工区水平井井眼轨迹优化设计依据 （二）页岩气水平井井眼轨迹优化设
3、计方法 （三）页岩气水平井井眼轨迹优化设计应用,B. 取得的研究成果及其创新性,二、页岩气随钻测井识别方法,（一）工区水平井井眼轨迹优化设计依据,1、页岩气藏构造特征,威远低陡褶带属于典型的穹窿状构造，地面形态平缓，背斜形态呈现东宽西窄、南陡北缓的不对称特征。,（一）工区水平井井眼轨迹优化设计依据,长宁背斜构造由多组构造复杂组合而成，位于川南褶皱带与娄山断褶带的交界部位。构造复杂增加了钻水平井的难度，需要优化井眼轨迹。,西为贾村溪构造,东隔凤凰山向斜与高木顶构造相望,北邻莲花寺老翁场构造,南接柏杨林大寨背斜构造,（一）工区水平井井眼轨迹优化设计依据,2、页岩气的地层产状特征,威远页岩气层产状,
4、威远工区龙马溪组地层倾角大于8，倾向SE5、走向NE85；筇竹寺组地层倾角大于8，倾向SE20、走向NE70。,长宁页岩气层产状,长宁工区龙马溪组地层倾角为4565，倾向SE25，走向NE65。,（一）工区水平井井眼轨迹优化设计依据,3、页岩气储层岩性特征,龙马溪组 1503.6-1543.3m 中深：1523m 厚度：39.7m 灰黑色页岩,质纯、致密、性脆，夹黄铁矿条纹及条带,筇竹寺组 2652.0-2704.0m 中深：2678m 厚度：52m 灰黑色砂质页岩,致密、性脆硬,水平层理发育,星散状分布黄铁矿局部夹黄铁矿条纹,龙马溪组矿物含量：石英41.19%，碳酸盐26.24%，粘土32.
5、56%； 筇竹寺组矿物含量：石英66.7%，碳酸盐11.0%，粘土22.1%。,威远工区：,（一）工区水平井井眼轨迹优化设计依据,长宁地区龙马溪组以粘土矿物为主、 含量约为50% , 其次为石英、 含量接近30% , 方解石含量接近10% 。,长宁地区龙马溪组泥页岩与美国 Barnett页岩石英、方解石及粘土矿物含量,威远、长宁几口重点井的石英、长石及粘土矿物含量对比图,长宁工区：,（一）工区水平井井眼轨迹优化设计依据,威远地区龙马溪组地层发育1套页岩气藏，优质页岩气层段为1503.6-1543.3m（厚39.7m）： 粘土含量低，钙质含量高； 测井曲线特征为密度低、声波时差高、中子高，与美国
6、页岩气较相似，页岩气藏特征明显； 平均含气总量2.99m3/t，最高含气量5.0 m3/t。,4、页岩气储层物性特征,龙马溪组,（一）工区水平井井眼轨迹优化设计依据,威远地区筇竹寺组地层发育5套潜在页岩气储层，共计109.5m，其中2号储层2652.0-2704.0m（厚52m）物性最好： 声波时差增大、密度减小的趋势较明显； 核磁测井在该层段较好的反映了储层孔隙结构，长T2谱发育表征有大孔隙存在，总孔隙度约3-4%，有效孔隙度约2%； 平均含气总量3.25 m3/t。,筇竹寺组,（一）工区水平井井眼轨迹优化设计依据,长宁地区龙马溪组地层发育2套潜在页岩气储层，共计47m，其中优质页岩储层为2
7、504-2525m： 地层粘土含量低，钙质含量高； 测井曲线特征为密度低、声波时差高、中子高，与美国页岩气较相似，页岩气藏特征明显； 平均含气总量2.03m3/t，最高含气量3.5m3/t。,长宁龙马溪组,（一）工区水平井井眼轨迹优化设计依据,5、页岩气地层的地应力特征,威远工区,（一）工区水平井井眼轨迹优化设计依据,威远工区龙马溪和筇竹寺组产层地应力大小关系均为： SHmax S v SHmin且最大主应力和最小主应力差值较大。,威201井龙马溪组地应力剖面,一、工区水平井井眼轨迹优化设计依据,长宁工区,（一）工区水平井井眼轨迹优化设计依据,长宁工区龙马溪组地应力受走滑断层机制控制：SHma
8、x S v SHmin且最大主应力和最小主应力差值较大。,宁201井龙马溪组地应力剖面,（一）工区水平井井眼轨迹优化设计依据,根据上述分析可知: 威远龙马溪组、筇竹寺组和长宁龙马溪组的页岩地层为优质储层，可将靶区设置在上述层段； 储层岩石力学参数在同一井段变化较大，说明储层非均质性较强，且岩石脆性指数高，井壁易发生张性破裂和剪切垮塌； 实钻过程中水平段井壁垮塌严重，说明储层段页岩中含有薄弱的层理面和裂缝，对井壁稳定性的影响较大； 水平段井壁稳定性与地应力类型密切相关，工区储层段的地应力状态属于走滑地应力，确定水平段井眼方位时需要考虑此应力状态下的井壁稳定性。,优化设计思路,地应力类型,地应力影
9、响井眼方位的选取： 正常地应力：水平井段与最大地应力方向呈90； 走滑地应力：水平井段与最大水平主应力呈45夹角； 反转地应力：水平井段沿最大地应力方向。,层理面产状,层理面影响井眼方位的选取：水平段井眼井壁稳定性最优方位为与层理面走向呈180左右。,综合分析得出最优水平井段井眼方位,储层裂缝特征,裂缝特征影响井眼方位的选取： 储层压裂缝沿最大水平主应力方向延伸，结合地应力和层理面分析得到水平段方位，判断压裂缝是否与井眼垂直或斜交，以此评价所选方位的后期增产压裂效果。,工区钻井地质环境描述,（二）页岩气水平井井眼轨迹优化设计方法,水平段长度优化,多目标最优化理论,页岩气水平井最优井眼轨迹,（二
10、）页岩气水平井井眼轨迹优化设计方法,1. 地应力对页岩气水平井井眼轨迹优化的影响,不同地应力分布条件下，水平段井眼方位对井壁稳定影响的规律存在较大的差异。研究地应力类型如何影响井壁稳定性，对页岩气水平井井眼轨迹优化设计有重要意义。（工区地应力状态为第二种）,正常地应力,走滑地应力,反转地应力,（二）页岩气水平井井眼轨迹优化设计方法,正常地应力(SvSHmaxSHmin),井斜角一定，水平段沿与最大地应力方向呈90时(即沿最小水平主应力方向)，井壁上最大剪切应力最小且井周剪应力变化趋势小，井壁稳定性最好。,（二）页岩气水平井井眼轨迹优化设计方法,走滑地应力(SHmaxSvSHmin),井斜角为9
11、0时，井壁上的最大剪应力先减小后增大。井眼方位与最大水平主应力呈45夹角时，井壁周围剪应力变化最小，井壁稳定性较好。,（二）页岩气水平井井眼轨迹优化设计方法,反转地应力(SHmaxSHminSv),井斜角为90，井眼方位角从0到90时，井壁应力增加，井壁稳定性变差。井眼方位沿最大地应力方向时，井壁稳定性最好。,2. 层理面产状对井眼方位优化的影响,(1) 含弱层理面岩石破坏准则,层理面模型的假设：对于页岩地层，地层除了有一组平行的强度较低的弱面以外，在其他方向上，地层的强度是相同的。,层理面破坏准则,式中： 层理面内聚力（MPa）；层理面内摩擦角（）。层理面破坏时正应力（MPa）层理面破坏时剪
12、应力（MPa）最大有效主应力（MPa）；最小有效主应力（MPa）；层理面的内摩擦系数；层理面的法向与 夹角(),（二）页岩气水平井井眼轨迹优化设计方法,（二）页岩气水平井井眼轨迹优化设计方法,本体破坏准则,式中： 岩石本体黏聚力（MPa）；岩石本体内摩擦系数；岩石本体内摩擦角（）。,拉伸破坏,式中： 岩石抗拉强度（MPa）,（二）页岩气水平井井眼轨迹优化设计方法,(2) 基于模型和实际数据的井眼方位优化计算分析,当井眼方位角为90和270时坍塌压力最大，即当井眼方位沿最小水平主应力方位时井壁坍塌压力最大，井壁最不稳定。 当层理面倾角大于45时，在层理面走向与井眼方位夹角为180左右时井壁岩石发
13、生本体破坏，此时井壁相对比较稳定，此方位有利于水平段的井壁稳定。,层理面倾角15,层理面倾角45,层理面倾角75,TR-层里面走向,（二）页岩气水平井井眼轨迹优化设计方法,3. 页岩发育裂缝对井眼方位优化的影响,筇竹寺组,龙马溪组,裂缝类型,裂缝发育方向,天然裂缝,人工裂缝,地应力方向,延伸方向都是与最大主应力方向一致，理论上应使水平段井眼延伸方向与最小主应力方向保持一致，以得到与井眼垂直的压裂缝使更多的天然裂缝彼此连通,页岩储层裂缝对井眼方位优化的影响,以水平缝和垂直缝为主含游离态天然气应被更多的连通以提高开采效率,（二）页岩气水平井井眼轨迹优化设计方法,4. 水平段长度的优化,页岩气水平井
14、自然产能评价模型:,页岩气水平井压裂产能评价模型:,（二）页岩气水平井井眼轨迹优化设计方法,(1) 考虑页岩气井产能，优化水平段长度,随着水平段长度增加，页岩气产能逐渐增加，当水平段长度大于1000m后，水平井产能增加趋势变缓。,页岩气水平井最优长度计算公式,（二）页岩气水平井井眼轨迹优化设计方法,(2) 考虑经济性，优化水平段长度,经济性评价评价参数：财务净现值,水平段长度与财务净现值呈二次函数关系，且在1000m左右取得最大值。因此，水平段长度在1000m左右最为经济。,（二）页岩气水平井井眼轨迹优化设计方法,5. 页岩气工厂化开发水平井间距研究,经济极限井距：,经济极限井网密度法：,其中
15、：,渗透率与泄气半径关系法：,定单井产量法：,其中,经济最优井网密度法：,（二）页岩气水平井井眼轨迹优化设计方法,6. 页岩气水平井井眼轨迹的多目标最优化设计理论,既要保持井壁稳定且钻遇切割发育裂缝的优质储层，又要保持有一定的水平段长度以保证有足够的工业油气产能，则建立的多目标最优化函数为：,式中：0优化设计水平段方位角； 1实际水平段方位角H0优化设计靶点深度；H1实际靶点深度L0优化设计水平段长度；L1实际水平段长度Q0优化设计的水平井产量；Q1实际的水平井产量,通过将优化设计得到的各项参数代入目标函数中，如函数值F越小，则说明页岩气水平井井眼轨迹优化设计的参数是合理的。,（三）页岩气水平
16、井井眼轨迹优化设计应用,1. 威201-H1井龙马溪组井眼轨迹优化设计,水平段井眼方位的优化设计 根据地应力对井壁稳定影响的分析，得出水平段最优方位角为270； 分析弱层理面的倾角与走向对井壁稳定性的影响，得出水平段方位角为265时井壁稳定性最好； 考虑后期压裂改造，由于压裂缝延伸方向与最大水平主应力方向一致，且与水平井眼呈45左右斜交，比较有利于连通天然裂缝； 综上，可将水平段井眼方位选在270左右。 水平段长度的选取 对页岩气井产能和经济性分析，得出水平段长度为1000m左右为最优。,（三）页岩气水平井井眼轨迹优化设计应用,威201-H1井井身剖面设计参数,威201-H1井优化设计后的造斜点深度1115m，造斜率3.49/30m，水平段长1000m，水平段方位角273。,（三）页岩气水平井井眼轨迹优化设计应用,
