西部深井井身结构设计.doc

西部油田深井井身结构设计 姓名：文涛 学号正确合理的设计一口井的井身结构，对于降低钻井风险、缩短钻井周期以及降低钻井成本具有非常重要的意义，尤其对于深井、超深井来说，更是如此。井身结构设计包括套管层次和每层套管的下深，各层套管外水泥返高，以及套管和钻头尺寸的配合。表层套管主要用来封隔地表浅水层及浅部疏松和复杂地层，安装井口，悬挂和支撑后续套管；技术套管用来封隔不同地层压力层系或易漏、易塌、易卡等复杂井段；油层套管用来保护油气层，提供油气生产通道。 2008年，新疆油田在准噶尔盆地钻进的莫深1井完井，其设计井深7380m，实际完钻井深7500m，是我国陆上最深的一口风险探井。 1、莫深1井钻井难点分析 a) 邻井复杂情况分析 钻至三工河组地层探井，4500m以上地层复杂情况的分析莫深1邻井复杂情况分类统计表。莫深1井邻井复杂情况分类统计 事故、复杂类型 发生次数 比率(%) 主要原因 断、掉钻具 18 钻具质量引起 卡钻、严重阻卡 9 井眼缩径或井壁坍塌 电测事故 5 电测仪器在井内静止时间长造成粘附钻 油气水侵 2 钻遇高压层，钻井液密度不能平均地层压力 井漏 1 钻井液密度高压漏地 根据表2-1复杂和事故分类数据看，该区主要事故和复杂是断、钻具事故，发生次数占总数的51.43%，而且多数为断钻铤事故。其次为阻卡和电测事故，两类事故次数分别占总数的25.71%和14.29%。 断钻具事故多发生在2700~3500m和4400~5100m井段，其主要原因是钻具或工具的质量引起的；同时在白垩系中下部及三工河组下部存在含砾地层也是原因之一。 卡钻事故多也是本区钻井的一个特点，严重阻卡多发生1800~2100m和4400~5100m井段。除了统计的卡钻和严重阻卡外，井史上还反映出在3500m以上井段钻进时起下钻和短提时遇阻卡非常频繁，主要原因是上白垩系地层岩性以棕黄、棕红色泥岩、砂质泥岩为主，棕黄、棕红色泥岩钻遇后会立即水化分散，易缩径、垮塌，岩屑分散后易粘附于井壁形成假泥饼，易造成钻具泥包，引起阻卡；中部井段夹有膏质泥岩和膏质粉砂岩，地层被溶蚀，产生塑性蠕动，造成溶蚀缩径和坍塌造成卡钻；在三工河组存在多套泥岩夹层，易缩径、剥落，引起阻卡。 电测事故多是由于钻具或仪器在井内静止时间长造成的吸附粘卡。 对于4500m以下地层，本区仅三口井钻至了八道湾组和白碱滩组，因而对下部地层的复杂情况分析主要借助于邻区陆南、石西和夏盐地区钻揭层位较深井的钻井情况。从这些井的情况看，发生复杂主要有以下特点： ① 三工河组、八道湾组易缩易漏。 ② 三叠系白碱滩组、克拉玛依组垮塌严重；克拉玛依组底部易漏。 ③ 二叠系乌尔禾组中上部漏失严重。 ④ 石炭系风化壳易漏易喷。550m，地破压力1.68；3550~4450m 地破压力1.74 ~1.86；4500~5300m 地破压力1.86；注:莫5井3323m,1.77未破莫3井3506m,1.51未破莫10井3526m,1.60未破盆参2井井深4514.08m划眼遇阻，密度由1.74提至 2.07划眼正常，但造成井漏，用核桃壳堵漏一次成功。密度降至1.81~1.86钻进4514~4813m井段.正常，且在以后4813~5300m井段钻进时，使用密度1.90~2.09均未发生井漏。莫2井5138~5198m完钻井段，密度降至1.78 ~1.81?钻进.正；盆4井因除气器未能及时到井，迫使下钻多次洗井排气，4514~4780m井段密度由1.72逐渐提至1.84，完井提至1.99。 综上所述： 4450m以上地层压力可能小于1.1~1.40；地破压力可能大于1.66； 4450~4800m井段地层压力可能小于1.72~ 1.86；地破压力可能大于1.77； 4800~5300m地层压力可能小于1.75~2.0，地破压力可能大于2.1。2）莫深1井的曲线图，基本可以作为指导莫深1井上部地层压力显示的依据，但是5400m之后的地层由于该地区还没有钻揭，只能依靠地质部门提供的数据进行预测，其压力分布情况并不明朗，但是我们可以将其作为井身结构设计的参考。 从压力预测图上看，注意到上部地层压力预测与实钻显示情况基本一致。下部地层为异常高压，拐点井深在4440m左右。至5630m左右地层压力系数达到最大值2.12。最大压力为132.58MPa，井深6371m左右，压力系数为2.08。 莫深1井地层破裂压力有以下特点： 500m以上表层地层破裂压力梯度较高，在1.68~4.22范围内 ① 500m~4150m地层破裂压力梯度范围在1.67~1.99范围内 ② 4200m以后破裂压力较高1.76~2.45范围内。 ③ 莫2井在4417.12m(J1s)地层破裂压力梯度为2.52 ④ 4500m以