基于漏失压力极限法的压力衰竭气藏大位移水平井井身结构设计

地层压力衰竭气藏在油气压力下降后,岩石特性参数以及地应力会发生改变,如果沿用压力未衰竭时的井身结构设计方案将会导致井身结构设计不合理,易发生井漏、井塌等井下复杂情况。为此,在分析压力衰竭地层大位移水平井钻井难点与对策的基础上,将井筒最大液柱压力与漏失压力平衡作为初步确定套管下深的约束条件,同时考虑循环当量密度的影响,建立了压力衰竭气藏水平井井身结构设计方法,并在莺歌海盆地东方1-1气田进行了现场应用。研究结果表明:(1)井内压力平衡的上限取漏失压力,其值等于水平最小主地应力;(2)水平最小主地应力将随着气藏开采地层流体压力的降低而减小;(3)套管下入极限深度受到钻井液循环当量密度(ECD)的制约,即随着水平段的延伸,环空压耗将增加至压漏临界点深度;(4)东方1-1气田主力储层地层压力衰竭严重,井身结构优化后采用四开井身结构,使得3个不同压力体系的储层不同存于一个裸眼井段,有效地降低了井下复杂情况的发生概率。结论认为,该方法可为压力衰竭气藏的大位移水平井井身结构设计提供理论依据。     

压力衰竭储层井壁稳定性变化规律研究

油气田在开发中后期会发生储层压力衰竭,压力衰竭将导致储层地应力发生变化,进而影响钻井中的井壁稳定性。从压力衰竭对储层地应力的影响入手,结合压力衰竭地层的井周应力分布规律对安全钻井液密度窗口随压力衰竭程度的变化规律进行了研究。结果表明,在压力衰竭储层钻定向井时存在一个中性角,当井斜角小于中性角时,压力衰竭使安全钻井液密度窗口变宽;当井斜角大于中性角时,压力衰竭使安全钻井液密度窗口变窄;中性角的大小与地层压力衰竭程度无关,与钻井方位有关,保持井斜角小于中性角并远离水平最大地应力方向有利于压力衰竭地层的钻井安全。研究结果可以为油气田在不同压力衰竭时期的钻井设计提供参考。     

T453井三叠系石炭系地层安全钻井液密度窗口的确定

塔河油田三叠系、石炭系地层钻井过程中井壁垮塌严重，井径扩大率太，严重影响了钻井效率和固井质量。利用三叠系、石炭系地层岩心，进行了地应力与岩石力学参数室内试验研究，并根据试验结果标定了岩石力学测井解释的模型，根据S68井的测井资料分析了其坍塌压力、地层破裂压力，建立了安全钻井液密度窗口。根据研究成果，确定了T453井三开井段安全钻井液密度窗口，推荐了现场钻井作业的钻井液密度程序。现场试验表明，严格按照设计的钻井液密度程序施工可避免井壁垮塌、缩径导致的起下钻遏阻以及卡钻等井下复杂情况或事故。     

深水浅层安全钻井液密度窗口预测技术及工程应用

深水浅部地层成岩性差,井眼易塌、易漏,钻井液安全密度窗口窄,安全钻井液密度窗口的精确预测是深水钻井作业安全和成功的关键。通过分析水深浅部地层地应力、成岩特征,提出了深水地层密度分段预测方法,并据此确定了深水井的3个地应力纵向剖面(上覆岩层压力、水平最大地应力和水平最小地应力);建立了深水浅层塑性地层井壁坍塌压力极限应变计算模型,实现了深水浅层安全钻井液密度窗口的精确预测,并在西非赤道几内亚湾深水S1井进行了应用,确定了S1井的钻井液安全密度窗口,保障了该深水井的安全快速钻井。     

控压钻井井底压力控制方案研究及其应用

窄钻井液密度窗口极易造成漏、喷、塌、卡等钻井复杂情况,尤其是当钻遇窄钻井液密度窗口泥页岩井段时,水化膨胀作用导致安全钻井问题变得更加复杂。安全钻井液密度窗口的准确建立以及井底压力的精确控制,是窄钻井液密度窗口地层安全、快速钻井的关键。为此,研究了一套窄钻井液密度窗口地层安全钻井井底压力精确控制方法。该方法以精细地应力场及泥页岩水化特性研究为基础,通过安全钻井液密度窗口、泥页岩坍塌周期以及钻井液当量循环密度分析,优选合理的安全钻井井底压力;并针对砂岩、泥页岩地层的不同特性,分别制定相应的井底压力控制方案,实现安全钻进。研究成果可用于指导控制压力钻井井底压力控制方案的设计施工。     

压力衰竭砂岩地层井漏机理及控制技术

井漏是钻井工程中常见的复杂问题,特别是钻进压力衰竭砂岩地层时,井漏现象极其严重。在阐述压力衰竭砂岩地层井漏机理的基础上,归纳了该地层井漏的必要条件;针对该地层的渗透性和诱导裂缝性漏失,分别从钻井液封堵材料、固相材料颗粒粒径与地层岩石孔喉直径和裂缝开口尺寸的关系,以及井壁承压能力、钻井液密度、流变性能与下钻速度优化的角度,探讨了井漏控制技术方法。针对南海莺歌海盆地崖城13-1油气田陵三段地层的特性和井壁承压能力要求,优化设计了Versaclean油基钻井液体系,有效地解决了该地区压力衰竭砂岩地层的井漏问题。     

华北古近系及潜山内幕地层井壁稳定性研究

华北油田古近系地层以砂泥岩为主体,间或有玄武岩、煤层等,存在不同压力系统,复杂情况以垮塌、漏失、遇阻、划眼为主,潜山带灰岩地层裂缝发育,卡钻和井漏事故多发,钻井复杂事故占全井的73.62%。从矿物组分分析、岩石力学特征、地应力测试、钻井液浸泡的影响入手,探索出古近系地层井壁失稳机理。古近系地层黏土矿物含量高,岩石水化膨胀严重,地层岩石黏聚力和内摩擦角变化幅度大（6~25 MPa、26°~45°）,长时间浸泡后易形成缝网,当钻井液液柱压力高于坍塌压力达到某种程度时,裂隙宽度呈几何倍数增加,导致井壁掉块;奥陶系和蓟县系灰岩地层地应力差相对较大,岩石微裂缝发育,高地应力作用下易产生微裂缝,且多沿弱面破坏,而引起坍塌和漏失。为解决以上问题,在KCl-聚磺钻井液中引入了聚胺抑制剂和纳米防塌封堵剂BZ-PNP,提高抑制性和封堵能力,并增大润湿角,降低岩石亲水能力。该技术在阳探1、文安101x、安探1x等深井古近系地层进行了应用,取得了井壁稳定、钻井复杂事故为零的效果,其中阳探1井顺利钻穿邻井垮塌严重的大段泥页岩地层,平均井径扩大率1.8%,最大井径扩大率14.82%;安探1x风险探井钻井液密度最大为1.50 g/cm3,低于邻井的1.69 g/cm3。得出,在华北古近系地层使用密度过高的钻井液钻井,会增大微裂隙开启程度,并增加地层的吸水量,建议在井控安全前提下以高过坍塌压力当量密度15%为宜。      

地震层速度法预测南海北部深水钻井安全钻井液密度窗口

针对南海北部琼东南盆地深水油气田钻井过程中窄钻井液密度窗口导致的井漏问题,建立了适合深水环境的井壁稳定分析计算模型,应用地震层速度资料对L4井的地层孔隙压力、坍塌压力、破裂压力进行了计算。结果表明,坍塌压力随井深增加而增大,但总体都小于地层孔隙压力,因此将地层孔隙压力作为安全钻井液密度窗口的下限。破裂压力随井深增加而增大,在海底泥面处最小,仅为1.02 g/cm3,地层孔隙压力与地层破裂压力下限的范围仅为0.021~0.092 g/cm3,最大也只有0.290 g/cm3,表明安全钻井液密度窗口窄。结合目标井的实际情况,考虑ECD、激动压力等的影响,推荐了不同层段钻井液密度范围,计算结果与实钻情况吻合,满足实际需要,表明应用层速度计算安全钻井液密度窗口是可行的。     

渤中A3井井壁稳定技术研究

该文对BZ-A3井的钻井问题和井壁稳定性进行了分析和研究。BZ-A3井在钻进过程中遇到了大量的问题,并导致了两次侧钻及相应的经济损失。该文通过分析已有测井数据,建立井壁稳定岩石力学模型,进行井壁稳定性分析,发现由于使用了过低密度的钻井液,BZ-A3井及两次侧钻的井壁破坏范围大,而且井壁崩落弧长大于90°,这样就导致了较大的页岩块从井壁脱落甚至井壁垮塌,从而引起严重的卡钻问题;采用Eaton法进行了地层孔隙压力的计算,分析结果表明东营组及沙河街组存在明显超压,主要超压机制为欠压实及生烃,最大孔隙压力为1.4～1.5 g/cm3;基于孔隙弹性模型开展了水平地应力的计算,确定水平最大地应力方向为N65° E,这与该区块的地质构造和世界地应力图是一致的。该文找到BZ-A3井井壁失稳与卡钻的机理,对钻井泥浆密度提出建议,以帮助避免此类事故在今后本区块调整井钻井作业时重复发生。     

DY地区须家河组地层井壁稳定性评价

从力学角度对DY地区井下复杂情况进行研究。结合声波时差和密度测井资料,运用ADS法间接求得现今地应力值。在此基础上,建立最小水平主应力与破裂压力的关系,并依此关系确定破裂压力的大小。运用经典岩石坍塌压力计算模型得到DY地区连续的坍塌压力剖面。通过实钻资料验证,证实了评价DY地区须家河组地层井壁稳定性方法的可行性和可靠性。     

鄂尔多斯盆地东缘太原组转向压裂可行性分析

鄂尔多斯盆地东缘太原组压裂后产量递减速度快,气井产量达不到预期。封堵后进行转向压裂是提高气井产量的有效手段之一,对目的层转向压裂的可行性进行分析。通过调研,储层水平应力差和岩石脆性是重复压裂可转性的主要评价指标,利用测井数据计算得到目的层最大、最小水平应力差5.55 MPa,利用实验测得的弹性模量和泊松比计算得到目的层平均脆性指数为33.75%。对比评价标准,结果表明太原组转向压裂可行,为鄂尔多斯盆地东缘提高致密气井转向的可行性提供理论支撑。     

渤海油田过断层井段井壁稳定性分析

针对渤海油田断层附近与区域地应力场差异较大,以区域应力场分析井壁稳定必然带来误差的问题,该文运用几何分解的数学方法对井眼受力及区域应力场进行分析,建立过断层井段坍塌和漏失压力计算新模型。分析模型认为断层面所受正应力与流体压力相等时断层重新张开井下则发生漏失;井壁岩石基质发生剪切破坏或断层发生错动时井下则发生坍塌。新模型应用于渤海油田A井过断层段井壁稳定分析,计算结果表明:(1)相比于常规计算模型,由于断层更易发生剪切错动,坍塌压力增大,坍塌风险增高。(2)断层面法向应力比最小水平地应力更大导致漏失压力也增大。(3)坍塌压力与漏失压力计算值分别为1.53 g/cm³和2.02 g/cm³,且计算值与断层面产状有直接关系。研究结果与现场实钻情况对比更为吻合,对渤海过断层井段安全钻井具有较好的指导意义,可为过断层井眼轨迹设计提供理论参考。     

用XMAC测井资料揭示砂岩油藏地应力分布特征及影响因素

XMAC测井仪能够测得最大水平主应力、最小水平主应力、最大水平主应力方位及岩石力学参数,本文利用在萨中南一区西部加测的6口XMAC测井资料,探究了地应力的南一区西部地应力分布特征及影响因素,展望了地应力油田开发和套管防护中的应用前景。初步给出了如下认识或结论:无论是平面上还是纵向上南一区西部储层地应力都存在不均衡状态;油层单砂体地应力与地层压力呈正相关关系,与孔隙度和渗透率呈负相关联系。     

超低摩阻水基钻井液在页岩气水平井的应用

油基钻井液具有优异的抑制性、封堵性、润滑性,是目前页岩气井作业的主要钻井液类型,但其对生态环境造成严重影响、过高的成本及废弃钻井液和钻屑处理压力限制了其在钻井中的应用。涪陵焦石部署4口水平井,钻探目的层为龙马溪组-五峰组,目的层含大段泥页岩,裂缝发育,易水化分散、垮塌漏失风险大。针对涪陵水平井要求低摩阻及地层泥页岩易发生井壁失稳的特点,研究了一套超低摩阻水基钻井液体系。该体系具有较好的流变和抑制性能,同时具有和油基钻井液相当的润滑性能。现场应用表明,超低摩阻水基钻井液实现了页岩气井水平段全流程高效安全作业,与同区块油基钻井液相比机械钻速提高了24.7%,每米钻时降低了6.2%,水平段起下钻1～2次,而油基钻井液需要2～3次,其中涪陵X4井水平段长2235 m,创完钻时国内页岩气水平井水基作业记录。该超低摩阻水基钻井液在涪陵页岩气的成功应用有望实现页岩气水基钻井液替代油基钻井液作业。      

遇油膨胀封隔器与地层的适应性研究

针对提出的封隔器密封性判据及结构设计方法,在对遇油膨胀封隔器胶筒在井下的接触压力及应力分布进行有限元计算分析的基础上,对该封隔器与地层的适应性进行了研究。研究结果表明,不同地层模型的胶筒最大安全下方压力与地层岩性的弹性模量成正比;泥岩、页岩和砂岩3种地层模型中的胶筒最大应力均低于胶筒的压缩永久变形强度,说明胶筒不会产生应力损坏;井壁地层岩石在井下三轴应力作用下的最大剪应力随胶筒接触压力的增大而线性增大,不同岩性地层下最大地层剪应力随封隔器接触压力的增大速率和地层的弹性模量成正比,地层剪应力的最大值处于地层岩石的45°方向上,最小值分布于其垂直方向上。     

葡浅12-平1特浅稠油水平井钻井液技术

大庆油田首口稠油水平井—葡浅12-平1井位于黑帝庙油田葡浅12区块,区内农田、鱼塘、草场密布,施工目的是开发地面条件受限而难以动用的储量。该井钻井技术难点包括:一开表层?311 mm井眼造斜点浅,开钻20 m即开始造斜,造斜钻遇高渗易漏的流砂层60 m;二开造斜段地层造浆性强,低排量下高钻速、高造斜率与岩屑携带矛盾突出,沉砂卡钻风险高;三开HI2-3层段稠油埋深浅,主力油层砂岩胶结疏松,井眼力学不稳定;施工存在塌、漏、涌同层风险;为便于油层识别与解释,水平段不允许混油。为此,根据室内实验和井身结构为三开确定了3套钻井液体系,现场应用中钻井液流变性合理、润滑防卡防塌能力强,易于发现油气显示,满足该井施工需要。     

Study of a Mechanism for Well Deviation in Air Drilling and Its Control

Abstract

Air drilling applied in an oilfield of western China shows its advantages in enhancing the rate of penetration (ROP) and oil reservoir protection. However, wells deviate more severely in air drilling than in mud drilling, which constrains the its application. The main factors resulting in well deviation are bottom hole assembly (BHA) and formation. This article analyzes these two factors in air drilling. The analysis shows that there is no significant difference in the behavior of BHA during air drilling and during mud drilling. BHA is not the critical factor that results in more serious well deviation in air drilling. The fundamental reason is that the bottom hole formation character changes in air drilling. Air replacing mud in a bore hole would lead to redistribution of bottom hole stress. Greater anisotropy index of formation in air drilling leads to more serious well deviation, and the increasing invasion depth of bit teeth in air drilling aggravates the well deviation. This article will analyze the above changes quantitatively by describing rock failure of anisotropy formation in air drilling. Based on the mechanism of well deviation, two types of BHA are recommended: air hammer and pendulum assembly with air motor, which have been proven as effective measures of controlling deviation in air drilling in Tarim oilfield.     

蠕变地层水泥环特性对套管应力的影响

蠕变地层套管应力计算是采取套损预防措施的依据,目前采用非均匀地应力作为套管水泥环力学模型边界条件的套管应力计算方法与实际情况不符。提出了蠕变地层套管应力计算应将均匀地应力作为其边界条件的有限元力学模型,并分析了水泥环椭圆度和弹性模量对套管应力的影响:当水泥环弹性模量小于等于地层弹性模量时,套管最大应力出现在最小水平地应力方向,反之则出现在最大水平地应力方向;套管峰值应力随着水泥环椭圆度的增大而增加,套管由缩颈损坏转变为挤扁损坏;蠕变地层水泥环弹性模量与地层弹性模量和井眼椭圆度之间存在合理的匹配关系,改变水泥环弹性模量是降低蠕变地层套管应力的最有效方法。该规律的得出有助于加深套损机理的认识和套损预防措施的实施。（）     

高温高压下地应力对电阻率影响实验研究

塔里木盆地克深地区白垩系巴什基奇克组致密砂岩储层具有高温高压和高强地应力特征,地应力对地层电阻率影响显著,导致电阻率测井曲线识别储层流体性质常存在多解性。开展岩样在高温高压下,围压大于轴压和围压小于轴压2种加载方式下的电阻率及其各向异性系数随水平应力差变化的实验研究。在弹性形变内,岩石电阻率随水平应力差的增大呈e的指数形式增大;电阻率随压力的变化呈明显的方向性特征;沿加压方向电阻率变化幅度小,垂直加压方向电阻率变化幅度大;不同加载方式下的电阻率各向异性系数随水平应力差变化关系不一样。为山前盆地高陡地层处于强挤压状态下,用地应力校正电阻率测井曲线值提供了可靠的实验理论依据和途径。