城区高危井钻井液技术.docx
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城区高危井钻井液技术.docx
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城区高危井钻井液技术
城区高危井
安全快速钻井液技术
项目负责人:
刘榆李先锋董伟
项目参加人:
彭云涛李忠义
编写:
李忠义
长城钻探钻井液公司
2008年12月15日
城区高危井安全快速钻井液技术
1概述
2008年钻井液公司配合钻井公司在兴隆台城区施工了一批“高危”井,截至目前完成钻井进尺100164m,其中配合钻井一公司开钻19口,完成钻井进尺86180米,交井20口,目前在建井5口,完成井平均井深4402m,平均井深比上一年多618米,平均机械钻速较上一年提高了18.79%,与上一年相比多两口探井,一口分支井,5口水平井的情况下,平均钻井周期多0.8天。
配合钻井二公司开钻4口,完成钻井进尺17900米,交井2口,平均井深4728.5m,目前在建井2口。
城区井地质情况复杂,三开裸眼井段地层压力极不均衡,东营、沙一、二段易漏,沙三段、中生界异常高压,容易发生气侵,井涌甚至井喷,钻井施工难度大,主要表现在:
井漏几率高,涌、喷风险大;中上部东营地层泥岩缩径,起钻抽吸严重。
从兴隆台地区开发历史统计:
大部分井存在涌、喷、漏、抽吸、卡钻、硫化氢污染等井下复杂问题,而其中关键的防喷、防漏工作:
点多面广,预防井段长,其中井漏发生几率高,预防井喷、井漏是钻井施工中的关键;另外,井场周边居民、工厂、学校密集,施工环境复杂,而城区井又存在H2S泄漏的潜在风险,因此保障钻井作业的快速安全进行至关重要。
针对城区井存在的突出问题及施工环境的特殊性,钻井液公司通过07年的摸索以及今年研究、分析、实践,形成了一套适合城区“高井漏风险、高井喷风险,含硫化氢”地区安全快速钻井的钻井液技术。
使用有机硅聚合物钻井液解决东营、沙1+2造浆地层的严重抽吸问题;从提高钻井液的随钻封堵能力入手,采用超低渗透随钻防漏、堵漏技术逐步提高地层承压能力,解决负、窄密度窗口问题,降低了东营组、沙1+2段地层井漏几率高的问题;元古界潜山选用高密度卤水氯化钙无固相超低渗透防漏、堵漏钻完井液技术,解决了太古界古潜山高压裂缝性油藏的油层保护及防漏、堵漏问题,满足了一次井控的要求;探井兴古10井选用低密度无固相欠平衡完井液技术、兴古12井采用低密度无固相完井液技术很好地保护了油气储层,为油气勘探提供了有利的技术保障。
通过一系列钻井液技术的综合运用解决了城区高危井安全快速钻井过程中存在的问题。
完井22口,完成井进尺98205m,泥浆材料费用支出降低80.83元/米,取得经济效益793.8万元;节余钻井周期,产生社会效益990万元,施工安全顺利,无井喷、硫化氢泄漏事故的发生,保证了施工井区周边群众的生命和财产安全,电测、下套管、固井作业顺利,满足了钻井施工要求。
2工程地质简况
2.1井身结构
Φ660.40mm×52/Φ508.00mm×50m+Φ444.50mm×(1130m~1250m)/Φ339.70×(1130m~1250m)+Φ311.10mm×(2450m~3753m)/Φ244.50mm×(2448m~3750m)+Φ215.90mm×(2450m~5502m)/Φ139.70mm×(2446m~5100m)
2.2区域地质情况
2.2.1地理位置:
兴隆台市区,大部分井位于厂区及郊区,周边环境复杂、工厂、民宅密集。
2.2.2构造:
兴古7断块、兴古10、兴古12
2.2.3地层及岩性(兴古7块)
表1地质分层及岩性描述
地层
主要岩性描述
底界垂深m
Ng
大套灰白色砂砾岩,与下伏地层呈不整合接触。
1100-1200
D
浅灰色砂岩、细砂岩与绿灰色泥岩呈不等厚互层,泥岩成岩性差。
1500-1600
S1+2
沙一段为灰色泥岩夹薄层砂岩,沙二段为块状砂砾岩、砂岩夹薄层泥岩,泥岩成岩性差。
1850-2000
S3
深灰色泥岩夹薄层灰白色砂岩,含砾砂岩。
2150-2500
MZ
中、上部为安山岩夹火山集块岩,凝灰岩、角砾岩,下部为块状砂砾岩夹薄层泥岩。
2640-2950
Ar
混合花岗岩、黑云母斜长片麻岩及其混合岩为主,加少量侵入岩脉。
5502
▽
2.2.4.区块油气分布情况
大部分井在东营组发育气层,沙一+二段、沙三段、中生界和太古界均有油气发育。
2.2.5.邻井注采情况
沙一、二段开采程度高,部分井在沙三段、中生界有油气开采,少量井在太古界潜山有油气开采;部分油层亏空严重;注水井注水层位大部分分布在沙一段,井深在1700m—1900m范围之内。
3存在的问题
3.1一开和二开存在的问题:
3.1.1泥浆消耗量大。
①井眼容积大,一开、二开井眼容积达到200m3左右,钻进施工需要的泥浆量多达600m3;钻进速度快,配浆频繁;
②地层砂岩多,细砂岩容易嵌入筛网内,造成筛布有效处理面积减少,容易跑泥浆,需要大量补充泥浆量,而筛网清洗效果往往不理想,更换筛布不久之后又会重新造成这种现象,并且施工中频繁更换筛布也费时费工,综合权衡之后,采取冲洗和补充泥浆两种手段可以尽量提高生产时效,但是,需要井队配合泥浆工及时补充泥浆。
3.1.2二开馆陶砂砾岩井段存在井漏风险。
3.2三开、四开存在的问题(三开是关键)
3.2.1防喷问题:
东营组(1150m—1600m)浅气层发育,沙1+2段、沙3段、中生界、太古界潜山油气发育,部分油气层(2050m—2350m井段)压力较高,施工中油气非常活跃,油区开发过程中曾多井次发生气侵、井涌,少数井发生过井喷,局部地区油气异常活跃,如兴古7-15-19井用完井密度达到1.42g/cm3,钻进过程中多次发生严重气侵,兴古10井,位于大商场旁边,施工过程中多次发生严重油侵并发生井涌,关井循环压井,通过液气分离排气点火,火焰高达1-3米,兴古7-H206Z东营井段发生井漏,诱发浅气层井涌,关井循环压井,通过液气分离排气点火,火焰高达10米;城区高危井,油气活跃,压井过程中容易造成井漏,起钻后效持续时间长,因此施工过程中全井防喷是关键。
3.2.2井漏问题:
根据兴古7断块完钻井情况及区块注采情况分析:
沙1+2段下部砂砾岩,井深一般在1700m—1900m,为主要油气开采井段,是城区井主要易漏井段;沙三段、中生界局部采油亏空,易漏层位一般在2100m左右和2300m左右,这一段沙体单层厚度一般不超过20m,但是由于气层压力高低相差大,提密度过程中也容易发生井漏;少数井在东营井段薄层砂砾岩也发生严重井漏,深度一般在1500-1600m;潜山裂缝发育,油气活跃,大部分井为水平井及分支井,穿越油层井段长,而钻井施工中,由于防喷需要较高的密度,以及邻井采油引起地层压力的降低造成,部分低压油气层施工过程中压差过高,容易引起井漏,而潜山中上部地层、水平井段渗漏明显。
3.2.3抽吸问题
东营组、沙1+2段(1200m—1750m)泥岩成岩性差,水化分散快,吸水膨胀率高;大井眼环空返速低,井壁冲刷效果差,起钻过程中容易造成扶正器泥包抽吸诱发油气侵,造成井涌、甚至井喷。
3.2.4携岩、悬岩问题
大井眼环空返速比较低,Ф311井眼为了防止抽吸,钻井液普遍采用低粘、低切施工,在排量不足的情况下存在携砂、悬岩困难的问题;四开潜山无固相钻井液在高温状况下提粘困难,高温条件下水平井、分支井携岩、悬岩存在一定的难度。
3.2.5防卡问题
上部地层泥岩缩径严重,起钻过程中容易造成拔活塞卡钻;在上部软泥岩地层定向的井,易发生键槽卡钻;水平井、分支井容易粘卡,井下工具老化,橡胶部件老化脱落容易造成憋堵、卡钻。
3.2.6钻井液本身存在的问题
①三开地层,泥岩水化分散程度高,常规钻井液抑制性难以满足安全钻井施工的要求。
②在古潜山井段使用高密度无固相钻井液,无固相钻井液本身不具备对地层的封堵能力,因此,防漏、防渗工作难度大,防漏投入成本高。
③无固相钻井液高温条件下(井底温度达150℃以上)高分子降解严重,粘切降低速度快,钻井液携岩、悬岩能力降低;
④在盐水钻井液中,金属极易发生电化学反应,对净化设备、循环系统、钻具及其它金属设备容易造成腐蚀,易发生断钻具等事故。
4防漏、堵漏提高地层承压能力机理研究
4.1城区兴古7块地层承压能力现状
4.1.1同一裸眼井段,上部东营局部砂砾岩地层和沙1+2段井段只能承受泥浆低密度(1.13~1.15g/cm3)才不漏,而下部钻进存在高压地层,需要较高的钻井液密度(1.28~1.42g/cm3),因此必须提高上部地层的承压能力;
4.1.2沙三段、中生界、太古界地层喷—漏同层;
这是属于窄、负密度窗口才有的问题,提高地层承压能力是扩大安全密度窗口最重要的内容,是解决负密度窗口问题的重要手段。
也是当前钻井常遇到的头疼问题。
使钻遇高压气层,特别是高压、高产、高含H2S气层时的风险大大增加。
承压堵漏是提高地层承压能力常用的办法,有一定的效果,但成功把握不大,成为当前制约我国钻井发展的一个重大技术难题。
4.2地层被压裂(承压能力低)发生的机理:
根据断裂力学和地层水力压裂的原理,地层被泥浆柱压裂的机理如下
4.2.1井壁地层岩石表面存在有“缺陷”、“瑕疵”,包括地层岩石的解理、层面、裂隙(它能引导液相进入地层)。
而地层中的天然裂缝的存在和钻井所形成的各种微裂缝,细微裂缝则是影响突出“缺陷”、“瑕疵”。
4.2.2P泥(静+动)大于地层岩石的抗张强度(对于以脆性为主的岩石抗张强度并不大)。
同时P泥(静+动)>P地,
4.2.3由于对地层的正压差使泥浆或泥浆滤液沿裂缝进入地层。
若泥浆液相进入裂缝的速度>泥浆液相沿裂缝缝面滤失速度,裂缝中液相体积不断增加并垂直沿裂缝面方向对地层产生张应力(其大小由P泥和缝面大小决定),并在裂缝尖端产生应力集中。
当此应力大于地层抗张强度,则发生水力“尖劈”作用,裂缝尖端不断向地层深部发展漫延,形成诱导裂缝而压开地层,并不断扩张、增大开度,达到致漏宽度;增加长度向内部延伸,最终沟通地层内部漏失通道,产生漏失,表现出地层被压裂,和地层不承压。
因此地层被压裂或承压能力低(不承压)的原因为:
A、地层有“缺陷”、“瑕疵”,特别是有各种微裂缝,细微裂缝影响更为突出。
B、P泥大于岩石抗张强度。
C、泥浆柱对地层正压差。
D、泥浆液相进入裂缝的速度>沿裂缝面滤失速度。
4.3.承压能力不够的地层孔隙、裂缝类型
A.宽度大于0.1—0.2mm可直接引起泥浆漏失的天然垂直致漏裂缝。
当钻遇这部份裂缝,且又是正压差时:
则立即发生漏失,漏速由缝宽、缝长和漏失面积、正压差、泥浆流变性、泥浆泵压、排量等因素决定;理论和实践表明:
0.5mm的裂缝只要总长度达到几米,就可能造成明显的漏失。
当漏失通畅、泥浆柱的压力高,正压差大,泥浆柱的高压力传递到裂缝中且足够大到导致此裂缝进一步开启扩大(天然致漏裂缝因诱导而扩大)则漏速加大而恶化。
所以对这种漏失必须及时进行堵漏。
因此有效的堵住这部份天然致漏裂缝,解决由它引起的漏失问题是钻进这类地层的首要住务。
B.小于0.1mm的天然垂直微裂缝和细微裂缝,虽然在钻遇它们时不能直接引发漏失(“特称为非致漏天然裂缝”),但在正压差作用下泥浆液相进入地层,在泥浆柱高压力的作用下对地层产生水力尖劈作用而使裂缝产生、开启、扩大到“致漏程度”,从而产生漏失,同理泥浆柱过高的正压力的继续作用可能导致此裂缝的进一步开启扩大,则此漏速可能因此而不断增大,恶化。
其中A为P泥>P漏的漏失;B属于P泥>P破(P承)引发的漏失问题(即地层不承压)。
但二者常常同时存在。
即地层承压能力低的问题常常是二者综合的作用结果
C.由正压差引起的泥浆液相进入地层,而高泥浆柱压力引发的水力尖劈作用而产生的诱导漏失对各类裂缝都起作用,对已堵的裂缝也可能存在。
而这种作用在已钻井段井壁上的任一处,在钻遇时和钻过后的任一时间里可能发生,从而使漏失产生并恶化,表现为全井段不承压;这也是全井段多点漏失,反复漏失,堵了一处后又可能引发它处,且漏点位置出现没什么规律的根本原因。
4.4提高地层承压能力(P破、P承)的途径
4.4.1防止诱导裂缝产生、扩张:
A提高泥浆抑制性,降低地层水化程度,提高井下地层抗张强度,从而提高地层破裂压力(承压能力),据西南石油大学研究资料表明:
设在井深3000米井段的泥页岩;
若页岩不水化,则:
P坍(密度)=0.63P破=2.53, ΔP=1.90
若页岩水化则:
P坍=1.06P破=1.46 ΔP=0.40
B.提高泥浆对细微裂缝的即时(瞬间)、有效(K=0)封堵,阻止泥浆液相进入地层裂缝通道,阻止水力尖劈作用的发生。
地层不被压裂,则承压能力提高。
4.4.2对钻遇的致漏裂缝在漏失中立即成功封堵,且保证其不再被诱导压裂而再次漏失。
致漏裂缝被封堵后,若此“堵塞段”的承压强度大于P泥-P地,且其渗透率K=0(即堵死),则泥浆不可能沿此裂缝再产生水力尖劈作用,即此裂缝不可能再扩大延伸(不再漏失,且承压能力提高)。
若此“堵塞段”承压强度>P泥-P地,且K小到泥浆滤液进入裂缝的速度小于沿缝面滤失速度,则水力尖劈作用也停止,裂缝不再扩张、延伸,漏失停止,承压能力提高到现P泥。
4.5提高地层承压能力的技术思路
我们衡量地层是否承压的标准是在泥浆压力(静十动)作用下,地层是否发生漏失。
所以地层承压能力P承与P破P漏是一致的,提高地层承压能力P承就是提高P破或P漏。
喷漏同层地层的P漏一般略大于或等于P地,因此常是一个安全密度窗口很窄(为0)的问题。
提高地层承压能力P承是解决此难题的必由之路。
A.对天然致漏裂缝的成功封堵;对诱导产生和扩张到致漏宽度的诱导裂缝进行成功封堵;
B.防止已堵裂缝的再次扩张和大进一步扩大;即迅速堵住各类(天然和诱导)致漏裂缝而有效堵漏,同时使裂缝中的堵塞段的强度大于P泥-P地,且其渗透率↘0。
C.这些任务可以在钻井循环过程中解决(即随钻封堵防漏),也可在解决不了时停钻堵漏。
4.6裂缝即时有效封堵技术
4.6.1裂缝封缝即堵机理:
A对任一致漏裂缝它可由一逐级分布的颗粒系列完成。
①单粒架桥→变缝为孔→逐级填充→最后填“死”
②架桥(桥塞)粒子
形状—粒状最好;
尺寸-与裂缝尺寸匹配;
浓度—粒子个数/M3,由实验确定;
密度—决定粒子浓度
抗压强度—决定堵塞段承压强度(刚性为宜,果壳粒子的承压能力不如大理石等颗粒)
B系统研究了其它影响因素的影响
①压差愈大,堵塞愈紧,承压能力愈高。
②挤泥浆速度应低,过高会使诱导裂缝扩张过快,导致封堵失败。
③颗粒性质与浓度的影响
封堵裂缝只针对致漏裂缝起作用,而裂缝体积很小,只要颗粒在漏入裂缝的过程中有效的起作用(关键是架桥粒子),则无需多大浓度即可有效。
例如2mm缝架桥粒子1—2%;1mm缝架桥粒子1%;0.5mm缝架桥粒子0.5%。
④大颗粒、高浓度的桥塞颗粒对裂缝有效封堵的干扰:
对地层裂缝的封堵可有两种方法
A)粒子进入裂缝通过架桥,逐级填充在其中形成“堵塞段”实现封堵,其封堵能力取决于“堵塞段”性质(承压强度与渗透率)。
B)在裂缝表面堆集、沉积、承压,而起到堵塞漏失通道达到堵漏及提高承压能力的目的。
但由于表面沉积物的阻碍,堵浆中的大量桥塞粒子并未充分进入裂缝,裂缝并未填塞好。
尺寸大于裂缝开度的粒子(片状)影响大,浓度高影响大。
C随钻防漏提高地层承压能力技术:
随钻提高地层承压能力(或漏失压力或破裂压力),实现随钻防漏的一种作法:
主要目的是针对性的封住各类孔隙、裂缝。
1.在钻遇漏层的致漏裂缝(天然或诱导)发生漏失时,泥浆立即(在很短时间(1—2分钟)内,漏失很少量(1一2方)时迅速堵住天然致漏裂缝有效的堵住漏失并使“堵塞段”抗压强度较大且其渗透率很低(接近为0),能制止其进一步扩大;
2.对于诱导扩张到致漏程度的诱导裂缝利用“有效封缝即堵技术”实现随钻防漏的原理:
由于水力压裂造缝过程并非瞬间完成,从液体进入裂缝→产生水力尖劈作用→产生诱导裂缝→(从细微)裂缝开始扩大→到致漏程度。
是一个不断发展的渐进过程,其裂缝生长速度在压力足够大时取决于液体进入裂缝的净速度,只要通过即堵技术对诱导产生并扩张到致漏程度的诱导裂缝快速形成的填塞段制止和控制液体进入裂缝的速度就可以有效阻隔泥浆柱的压力往裂缝的传递,从而制止裂缝的产生和扩大。
实现随钻防漏.(即堵塞裂缝的速度>裂缝诱导扩张的速度)。
其作用过程可简示如下:
当钻遇致漏天然裂缝,泥浆在漏失中发生即堵,立即堵住漏失并防止它进一步扩大和恶化;
当钻遇非致漏天然裂缝或微裂缝时,在裂缝没有被诱导发生和扩展到致漏宽度前不发生漏失,则此时泥浆堵漏和防漏作用不表现。
一旦诱导裂缝宽度发展达到致漏程度时泥浆即堵效能则立即发挥而起到防漏作用;随钻加入一定级配的颗粒系列来完成,也可用几方至十几方含各种级配粒子的泥浆段塞(作用10—20分钟)来完成,而无需停钻(随钻堵漏)。
若天然致漏裂缝过大,一钻遇就表现出有进无出的恶性漏失,则停钻承压堵漏。
4.7钻井液封堵技术的室内研究及评价
4.7.1封堵实验
通过2007-2008年对超低渗透技术的研究与实验,在城区钻井施工中,普遍采用超低渗透防漏、堵漏技术提高低压地层承压能力。
超低渗透防漏堵漏剂是由植物衍生物形成的混合物、部分水溶和全水溶的合成有机聚合物、不溶的金属氧化物等组成。
其提高地层承压能力机理是利用不同粒径级配的不溶的金属氧化物等刚性架桥粒子架桥,利用超低渗透防漏堵漏剂中的特殊聚合物,在井壁岩石表面浓集形成胶束,依靠聚合物胶束或胶粒界面吸力及其可变形性,能封堵岩石表面较大范围的孔喉,在井壁岩石表面形成致密超低渗透封堵膜,有效封堵不同渗透性地层和微裂缝泥页岩地层。
超低渗透防漏堵漏技术通过超低渗透剂和单项压力封闭剂在井壁表面形成超低渗透膜及在进入地层浅层的孔吼通道中迅速形成渗透率为零的封堵层,防止钻井液进入地层造成地层裂缝扩张,或者通过超低渗透剂和单项压力封闭剂对地层裂缝的随钻即时封堵,大幅度提高了地层承压能力。
在井浆(没有加超低渗透剂等堵漏材料的泥浆)中加入不同比例的单项压力封堵剂和超低渗透剂,检测钻井液抗污染试验,使用可视式中压砂床封堵仪(如图1所示)测定其性能和封堵效果,实验数据见表2、表3
表2实验性能数据表
序号
配方及加量
FV
s
G10"/G10
Pa
YP
Pa
n
K
mPa.sn
温度
℃
0
普通井浆
40
0.5/2.0
4.0
0.71
133
室温
1
普通井浆+1.0%单封+1.5%超低渗透剂
45
1.0/3.5
5.0
0.68
183
室温
2
普通井浆+1.5%单封+2.0%超低渗透剂
47
1.0/4.0
5.5
0.67
210
室温
表2数据结果显示,单项压力封堵剂和超低渗透剂的加入,对各项性能指标基本没有影响,有机硅钻井液抗污染能力强。
表3封堵效果实验数据表
序号
项目
砂床浸入深度(㎝)
温度
0
普通井浆
>全滤失
室温
>全滤失
110℃恒滚10h40℃测定
1
普通井浆+1.0%单封+1.0%超低渗透剂
6.5
室温
8.0
110℃恒滚10h40℃测定
2
普通井浆+1.5%单封+1.5%超低渗透剂
5.0
室温
6.5
110℃恒滚10h40℃测定
3
普通井浆+1.5%单封+2.0%超低渗透剂
4.0
室温
5.5
110℃恒滚10h40℃测定
4
普通井浆+1%复合堵漏剂+1.5%单封+2.0%超低渗透剂
3.5
室温
5.0
110℃恒滚10h40℃测定
表3数据结果显示,单项压力封堵剂含量达到1.5%,超低渗透剂含量到1.5-2.0%对沙床孔隙具有较好的封堵作用。
ab
图1可视式中压砂床封堵仪
5.解决方法
5.1钻井液体系的选择
5.1.1一开、二开井段钻井液体系
馆陶井段使用高般含的般土浆钻井液解决大井眼携砂问题。
5.1.2东营--中生界井段钻井液体系
针对东营、沙一段泥岩井段易抽吸,气层发育;沙二段砂砾岩油层、沙三油气层、中生界油气层易漏的特点,通过对FCLS分散钻井液、无毒分散钻井液和有机硅(液体降粘剂Ⅲ型和液体降粘剂Ⅳ型)钻井液的现场应用对比分析,有机硅钻井液体系为这一井段的首选钻井液,相比其它钻井液体系具有如下优点:
1钻井液性能稳定,粘切低,体系碱值比较低;低粘低切(粘度31—36S,初切小于1Pa,终切小于3.0Pa)可以提高钻井液对钻头的清洗效果,防止钻头泥包;提高钻井液对井壁的冲刷和冲蚀效果,减少重晶石、防漏材料及钻屑在井壁上的吸附,有利于实现大排量洗井,提高环空返速到0.95—0.75m/s,提高冲蚀效果,抵消了部分泥岩膨胀所造成的缩径趋势,最大限度地降低抽吸几率。
2由于钻井液粘切低,性能稳定,可以加大包被剂的使用量到1.5—2.5kg/m,提高钻井液的抑制性;粘切低可以满足频繁加重,加防漏材料的要求,满足了钻井液抗污染能力强的要求。
3触变性性能良好:
粘度、切力低大幅度降低了起下钻、下套管、开泵的激动压力,降低了抽吸、井漏几率。
4体系碱值比较低,有利于抑制粘土水化分散和水化膨胀,降低了泥岩水化膨胀速度,减缓了井眼缩径趋势,同时抑制了钻屑水化分散,提高了固控设备的清除效果。
5.2井喷的预防
1钻井液密度根据邻井施工密度,结合周边注采井动态,并参照地质部门提供的地层压力和实际后效情况,在保持不涌、不喷和不漏的情况下科学合理地确定钻井液施工密度,为了防漏的需要,在没有异常情况下原则上不提前提密度;区块密度使用情况如下:
1700m以前密度为1.14~1.16g/cm3,1700m~1950m(S1+2)密度为1.16~1.18g/cm3,1950m~2100m(S3)密度为1.18~1.25g/cm3,2100m~中生界底界密度为1.25~1.33g/cm3,潜山密度1.25-1.28g/cm3。
特别注意的是钻穿沙一、二段底层砂砾岩之后,一般钻进200m~280m将钻遇沙三段高压油气层,施工中一般在2050~2100m提密度到1.25g/cm3,如果没有钻遇高压油气层,则维持此密度继续施工,如果钻遇高压油气层,则分2至3周(易漏井和有过井漏的井,要特别小心提密度,防止压漏上部沙一、二段砂砾岩油气层)提密度到1.28-1.30g/cm3,然后再根据钻进时气测值的大小及后效情况再决定是否需要再提密度,钻进时一般控制气测值在5%左右,钻进相对是比较安全的;短起后效上窜速度控制在1m/min以下,气测值一般不超过70%,控制在20-50%比较合理,密度降低幅度不超过0.05g/cm3,起下钻是比较安全的,后效持续时间的长短,受沙三段、中生界油气层的层数影响较大,但是,只要密度不是过低,则沙三段、中生界油气层油气上窜顶界一般不会超过1900m。
2提高大分子聚合物的有效浓度,提高泥浆的抑制能力,严格控制滤失量,低粘低切施工,减缓泥岩缩径,防止起钻抽吸诱发井涌、井喷。
3东营组、沙1+2段泥岩井段采用大排量洗井,排量60-55L/S,1700m之后,易漏井段排量适当降低到55-50L/S,三开-1700m井段,施工过程中为了防止抽吸,首先考虑的是尽量加大排量,其次再考虑高压喷射钻进。
只有在排量够大的前提下,才能降低泥浆粘度;既可以满足携砂的需要,又能满足井壁充分冲洗,降低抽吸现象的发生。
4钻开新的油气层后,每次起钻前静止4个小时以上测后效,根据气测值的大小、密度降低幅度和油气上窜速度综合分析,决定是否起钻,如果满足
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