论文部分内容阅读
四川北部海相地层受不同方向构造应力的作用,造成压力系统分布不均,各个方向的压力变化大,最高地层压力约为130MPa,根据已钻井资料显示,地层含有硫化氢气体,安全钻井液密度窗口窄,压力窗口6-8MPa左右,循环产生的环空压耗5MPa左右,采用常规钻井技术容易发生井下复杂,具有漏失量大、处理困难的特性,井控安全问题十分突出,本文属于国家科技重大专项(2011ZX05021-006)部分研究内容。根据已钻井数据分析可知,四川北部地层含硫化氢,A井测试硫化氢含量11.60g/m3,B井测试硫化氢含量11.10g/m3。海相地层安全钻井液密度窗口窄,A井、C井压力窗口约为8MPa,B井压力窗口约为7MPa,循环产生的环空压耗约为5MPa,窗口余量2-3MPa左右,按照高压含硫天然气井井控行业标准规定,深井须附加井底压力5MPa,超出地层压力窗口余量,存在井漏风险。因此,四川北部海相地层采用常规钻井技术容易发生井下复杂情况。控压钻井技术是解决窄密度窗口问题的有效方法,通过降低钻井液密度,调节井口回压控制井底压力当量密度处于地层安全钻井液密度窗口范围内,达到井下压力平衡的目的。根据高压含硫天然气井井控规定,对控压钻井井筒压力控制模型进行改进,钻井液密度设计须大于地层孔隙压力当量密度,钻井作业过程中,通过调节井口回压的方式,满足高压含硫天然气井井控要求。应用改进模型,结合邻井实钻井资料,针对四川北部D井海相地层进行控压钻井技术方案设计,得出以下结论：钻井液密度设计附加井底压力值1～2MPa,设备正常情况下,停止循环,控制井口回压3-4MPa,开泵循环,钻井液静液柱压力和环空压耗同时作用于井底,能够始终满足井底至少5MPa正压差的井控要求；设备失去控制等特殊情况下,井底也能够始终保持正压差,避免硫化氢溢出,满足安全钻井要求。四川北部D井海相地层采用控压钻井技术,地层压力窗口6MPa左右,循环产生的环空压耗约为5MPa,实际钻井液密度略低于地层压力系数,控制井口回压7MPa之内,整个钻井过程始终控制井底当量密度在2.05-2.20g/cm3,井下未发生任何复杂情况。可以看出,在设备正常的情况下,控压钻井技术能够有效地解决四川北部海相地层窄密度窗口问题。但是,如果出现设备失去控制的特殊情况,井底压力就有可能因为井筒内静液柱压力无法平衡地层压力而发生溢流。因此,选用改进的高压含硫天然气井控压钻井压力控制模型进行方案设计,能够使井下更加安全,这对于该构造以后的钻井方式提供了新的思路,使控压钻井技术在四川北部海相地层的发展和推广应用具有重要意义。