一种页岩油水平井井眼轨迹控制方法技术

本发明专利技术公开了一种页岩油水平井井眼轨迹控制方法，通过地质数据和地质导向测量设备的采集数据确定当前地层的岩石弹性和岩石强度，从而计算出当前地层发生垮塌的风险指数，并根据当前井段位置及时调整钻头的钻进方向，保证水平井轨迹的准确性，提高目标靶层钻遇率，同时降低发生井壁崩塌的风险。时降低发生井壁崩塌的风险。时降低发生井壁崩塌的风险。

【技术实现步骤摘要】
一种页岩油水平井井眼轨迹控制方法


[0001]本专利技术涉及水平井井眼轨迹控制
，尤其涉及一种页岩油水平井井眼轨迹控制方法、装置、介质及终端设备。

技术介绍

[0002]页岩油是继页岩气获得突破后的又一热点勘探领域。水平井钻完井技术已广泛用于我国陆相页岩油的勘探和开发，但由于陆相页岩油储层类型多、层薄、物性较差、黏土矿物含量高、地层非均质性强，在水平井钻进过程中，高黏土含量、裂缝发育的页岩地层极易发生吸水膨胀、垮塌、掉块等事故，影响井壁稳定性，从而导致水平井钻探难度大、水平段长度短、优质储层钻遇率低等问题，严重制约了我国陆相页岩油的勘探和开发。
[0003]由于陆相页岩油储层多由页岩、泥岩、粉砂质泥岩或粉砂岩等黏土含量较高、脆性条件较差的岩性构成，且储层厚度、脆性条件、地层倾角变化较复杂，具有很强的非均质性，因此在水平钻井施工时，难度较大，容易发生井壁垮塌，导致水平井钻进失败，不仅影响施工效率，而且钻头难以取出，成本高昂。因此，页岩油的目标靶层优选尤为重要，通常选择位于泥页岩储层内的“工程甜点层”进行水平井钻进。工程甜点层一般硬度较大，且具有一定厚度，如2
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6m、硬度较大的粉砂岩层，以避免在泥岩层中钻进发生井壁崩塌事故，导致钻进失败。因此，地质构造的不确定性、储层的非均质性及钻井过程中的工程因素等，都可能使得钻井过程中钻头脱离正确轨迹。
[0004]目前，地质导向主要通过对储层进行地球物理参数、井斜、方位的实时监测分析，及时对井眼轨迹做出合理调整，以保障优质储层的钻遇率。为满足后期大规模体积压裂的需要，水平井眼方位一般与最大水平主应力方向垂直，这就导致水平井眼井壁坍塌的风险较高，甚至造成井下工具被埋、井眼报废的情况。而在地质导向过程中，主要通过提高钻井液密度支撑井壁，通过对返出岩屑的大小和形态、钻井参数的变化等来判断井底是否发生掉块、坍塌，由于现阶段水平井眼较长，井底岩屑上返至地面具有严重的滞后性，无法及时对井壁稳定状态做出有效判断。在现有技术中，水平井钻井过程中也有采用地质导向测量设备进行钻井轨迹的导向，而目前使用最多的地质导向测量设备安装于动力钻具之后，通过钻井深度和简单的地质数据进行钻井轨迹控制，缺乏地层岩石弹性和强度对钻头影响的考虑，直接影响了钻井轨迹走向的准确性。此外，现有钻进设备控制钻头转向的难度大，且难以做到快速、精确调节，也对水平井井眼轨迹的精确控制造成不利影响。

技术实现思路

[0005]本专利技术提供了一种页岩油水平井井眼轨迹控制方法，以解决现有技术中利用测量设备得到信息进行钻头轨迹控制过程中缺乏对地层岩石弹性和强度对钻头影响的考虑，直接影响了钻井轨迹走向的准确性以及现有钻井设备无法实现快速精确调节钻头转向的技术问题中的一者或多者。
[0006]本专利技术的目的是这样实现的：
[0007]第一方面，提供了一种页岩油水平井井眼轨迹控制方法，包括：
[0008]获取目标地层的地质数据，以及获取地质导向测量设备的采集数据；
[0009]根据所述地质数据和采集数据确定当前地层的岩石弹性和岩石强度、井段位置以及钻头处井眼轨迹的几何参数信息；
[0010]根据所述岩石弹性和岩石强度确定当前地层发生垮塌的风险指数；
[0011]当所述风险指数大于预设值时，根据所述井段位置、钻头处井眼轨迹的几何参数调整钻头的钻进方向，使钻头按照设计的井眼轨道进行钻进。
[0012]进一步地，所述井段位置包括侧钻井段和裸眼井段，其中，所述裸眼井段包括脱离老井眼井段、直井及定向井段和水平井段。
[0013]进一步地，当所述井段位置为侧钻井段时，施工工艺包括：
[0014]将定向工具面控制调整预设角度，将井壁上下拉30分钟键槽，控制钻时速率为20
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30分钟/米，控制钻头进行定向钻进。
[0015]进一步地，当所述井段位置为脱离老井眼井段时，施工工艺包括：
[0016]确定钻头进出的位置，控制钻头钻进的速率降低至预设速率，控制钻头进行定向钻进直至出现放空后上提钻头至放空点进行侧钻。
[0017]进一步地，当所述井段位置为直井及定向井段时，施工工艺包括：
[0018]确定钻头初始位置与井段中老眼位置之间的距离，控制钻头钻进的遇阻值不超过50kN，确定钻头钻进的时间，控制钻头进行定向钻进。
[0019]进一步地，当所述井段位置为水平井段时，施工工艺包括：
[0020]确定井眼的井斜和方位位置，控制钻井液返速数值，确定钻头在井段中的静止时间，控制钻头进行定向钻进。
[0021]进一步地，所述采集数据包括横波时差数据和纵波时差数据，所述地质数据包括地层体积密度数据、地层压力、孔隙压力、地层孔隙压力梯度值和地层岩石压力梯度值。
[0022]进一步地，所述根据所述地质数据和采集数据确定当前地层的岩石弹性和岩石强度，包括：
[0023]根据所述横波时差数据和纵波时差数据确定当前地层的横向压缩系数；
[0024]根据所述横向压缩系数确定裂缝指数，根据所述横向压缩系数、地层压力和孔隙压力确定岩石破裂压力值，根据所述横向压缩系数、地层孔隙压力梯度值和地层岩石压力梯度值确定岩石破裂压力梯度；
[0025]根据所述地层体积密度数据、横波时差数据和纵波时差数据确定当前地层的体积弹性模量和切变弹性模量，根据所述体积弹性模量和切变弹性模量确定斯仑贝尔比值；
[0026]根据所述斯仑贝尔比值和岩石破裂压力梯度确定岩石弹性，根据所述裂缝指数和岩石破裂压力值确定岩石强度。
[0027]进一步地，所述横向压缩系数的计算公式为：
[0028][0029]其中，POIS为横向压缩系数，DTS为横波时差，单位为微秒每米(μs/m)；DTC为纵波时差，单位为微秒每米(μs/m)。
[0030]进一步地，裂缝指数的计算公式为：
[0031][0032]其中，FI为裂缝指数。
[0033]进一步地，岩石破裂压力值的计算公式为：
[0034][0035]其中，FP为岩石破裂压力值，α为有效压力系数，单位无量纲；P
O
为地层压力，单位为兆帕(MPa)；P
P
为孔隙压力，单位为兆帕(MPa)。
[0036]进一步地，岩石破裂压力梯度的计算公式为：
[0037][0038]其中，FPG为岩石破裂压力梯度，G
d
为地层孔隙压力梯度值，G
b
为地层岩石压力梯度值。
[0039]进一步地，体积弹性模量的计算公式为：
[0040][0041]其中，BMOD为体积弹性模量，ρ
b
为地层体积密度数据，单位为克每立方厘米(g/cm3)；
[0042]切变弹性模量的计算公式为：
[0043][0044]其中，SMOD为切变弹性模量；
[0045]斯仑贝尔比值的计算公式为：
[0046]R＝BMOD*SMOD...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种页岩油水平井井眼轨迹控制方法，其特征在于，包括：获取目标地层的地质数据，以及获取地质导向测量设备的采集数据；根据所述地质数据和采集数据确定当前地层的岩石弹性和岩石强度、井段位置以及钻头处井眼轨迹的几何参数信息；根据所述岩石弹性和岩石强度确定当前地层发生垮塌的风险指数；当所述风险指数大于预设值时，根据所述井段位置、钻头处井眼轨迹的几何参数调整钻头的钻进方向，使钻头按照设计的井眼轨迹进行钻进。2.如权利要求1所述的页岩油水平井井眼轨迹控制方法，其特征在于，所述井段位置包括侧钻井段和裸眼井段，其中，所述裸眼井段包括脱离老井眼井段、直井及定向井段和水平井段。3.如权利要求2所述的页岩油水平井井眼轨迹控制方法，其特征在于，当所述井段位置为侧钻井段时，施工工艺包括：将定向工具面控制调整预设角度，将井壁上下拉30分钟键槽，控制钻时速率为20
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30分钟/米，控制钻头进行定向钻进。4.如权利要求2所述的页岩油水平井井眼轨迹控制方法，其特征在于，当所述井段位置为脱离老井眼井段时，施工工艺包括：确定钻头进出的位置，控制钻头钻进的速率降低至预设速率，控制钻头进行定向钻进直至出现放空后上提钻头至放空点进行侧钻。5.如权利要求2所述的页岩油水平井井眼轨迹控制方法，其特征在于，当所述井段位置为直井及定向井段时，施工工艺包括：确定钻头初始位置与井段中老眼位置之间的距离，控制钻头钻进的遇阻值不超过50kN，确定钻头钻进的时间，控制钻头进行定向钻进。6.如权利要求2所述的页岩油水平井井眼轨迹控制方法，其特征在于，当所述井段位置为水平井段时，施工工艺包括...

【专利技术属性】
技术研发人员：陈珊，徐兴友，迟焕鹏，刘卫彬，白静，李耀华，
申请(专利权)人：中国地质调查局油气资源调查中心，
类型：发明
国别省市：