双压力储层关井强钻技术措施改.pptxVIP

双压力储层关井强钻技术措施;汇报提纲;台盆区目的层地质特征

（1）储层特征

塔里木盆地台盆区主要以开发奥陶系碳酸盐岩缝洞-裂缝储层为主。;-3/22-;ZG431-H9井钻井难点

ZG431-H9井控压作业期间油气置换严重，常规循环或者控压作业容易形成高套压（多次上涨至5Mpa，最高12Mpa）；

ZG431-H9井H2S预测含量1.4～205000mg/m3

（136667ppm），油气置换严重情况下，H2S逸出风险急剧升高。

ZG431-H9井对策

针对现场实际情况分析，综合考虑采取关井强钻方式继续钻进，关闭钻井液循环通道，控制井筒油气置换，削减地层H2S逸出风险；

钻遇第二储层（压力系数1.2）后，采取地下井喷方式，释放上部地层由于漏失而上涨的地层压力。;汇报提纲;强钻

现场钻进过程中，地层压力过低，进而发生失返性漏失，降密度至现场钻井液下限（1.08g/cm3）仍无法建立循环而被迫进行的钻进方式。;汇报提纲;基本情况

地质情况：ZG431-H9井位属于中古431局部断背斜构造西北翼FII34断裂一口开发井

储层特点：缝洞型储层、“双串珠”、不同压力系统

气油比：340m3/t

H2S含量：1.4～205000mg/m3（136667ppm）

储层：第一储层边缘5550m、第一储层中心5610m 第二储层边缘5895m、第二储层中心5960m

断裂：①号断裂5480-5540m、②号断裂5720m、③号断裂5940m

完钻层位：完钻层位奥陶系鹰山组（完钻井深6110m）

完钻原则：原则上钻至靶点B完钻;溢流情况

ZG431-H9井三开目的层采用1.2g/cm3钻井液复合钻进至井深5633.07m（垂深5516.75m）发生溢流；

出口流量由58.08%↑62.11%；

泵压由17.8Mpa↑18.3Mpa；

发现液面上涨0.4m3；

立即上提钻具至井深5620.98m关井；

关井套压0↑6.3↓5.28Mpa（折算当量密度1.30g/cm3），关井后核实液面上涨0.7m3。;处理过程

顶开法求立压，折算当量密度1.3g/cm3，井内推重浆降套压后控压起钻至管鞋（5182m）；

节流循环提密度至1.3g/cm3，循环期间漏失速度大（最大漏速泵入2m3，返1m3），后改用1.27g/cm3钻井液压井，压井完成后，停泵套压0Mpa，准备控压下钻恢复钻进；

环空反推密度1.27g/cm3钻井液10m3，处理裸眼段受污染泥浆，停泵套压3MPa；

以1.27g/cm3钻井液节流循环（排量10-17L/s，泵压9.2↑16MPa，漏速6m3/h???0），累计泵入3.7m3后，液面开始上涨，15分钟内液面上涨2m3，立即关井，套压7.1↑8MPa（折算当量1.35）。;处理过程

环空共反推1.60g/cm3钻井液20m3降套压至0.4MPa。

压回法压井，全井反推1.35g/cm3钻井液共112m3，顶替井筒钻井液进入地层，静止观察套压为2.9MPa。

节流循环降套压至0.5Mpa，控压下钻，恢复控压钻进。

控压钻进至井深5642.17m开始放空，放空至井深5644.24m共放空1.54m。

控压起钻后，节流循环过程中套压涨至12Mpa，TG:30↑99.99%,液气分离器点火高度：0-16m，出口返出大量原油，无法满足下步作业要求。

环空反推1.60g/cm3×10m3+1.35g/cm3×5m3,水眼正挤1.60g/cm3×10m3，降套压至4Mpa控压起钻至管鞋。;汇报提纲;-13/22-;前期准备

钻井液储备与保供情况

储备与井内当量密度相符的1.5倍井筒容积钻井液，做好出现异常情况全井反推的作业准备；

高于井内当量密度0.15g/cm3重浆，当套压大于5Mpa反推降套压；

临近俩支钻井队伍+一个泥浆站联合配浆保供。

现场井控装备情况;关井强钻钻具组合

钻具组合为：Ф171.5mmPDC钻头（AS413）+Ф130mm1.50°螺杆+Ф127mm浮阀+MWD+Ф101.60mm钻杆×20柱+Ф101.6mm加重钻杆×12柱+Ф101.6mm钻杆+Φ114.3mm钻杆+Φ140mm旋塞+Φ140mm浮阀+Φ114.3mm钻杆×1根

+Φ140mm浮阀+Φ114.3mm钻杆

采用四刀翼PDC钻头钻进

钻头具有更大的流动通道，能更有效地携带岩屑，尤其是面对关井强钻岩屑无法返出的情况，一定程度上削减钻头处岩屑堆积而引发卡钻的风险；

对地层有更强的攻击性，相同钻进参数上钻进速度更快，减缓了因钻井液不断进入漏层而导致的地层压力不断升高的速度。

近钻头浮阀+井口双浮阀组合，削减长时间、高压力环境下内控失效风险