川东北井身结构设计(胜利钻采院).ppt

1、川东北(深井)井身结构设计,二00七年十一月,唐志军,井身结构设计国内外现状 井身结构设计方法 普光主体井身结构设计 大湾区块井身结构设计 毛坝区块井身结构设计 双庙区块井身结构设计 清溪区块井身结构设计 老君区块井身结构设计 通南巴区块井身结构设计,目录,1.井身结构设计发展过程,一、井身结构设计国内外现状,经验积累阶段(1900年 20世纪60年代末) 确定了井身结构基本形式 确定了API规范 统一了井身结构设计规程 理论发展阶段(20世纪60年代末期80年代末期) 提出了满足防止套管鞋处地层压裂、避免压差卡钻、 必封点等 确定了以两条压力剖面为依据，自下而上的设计方法 井身结构设计的量化

2、方法 系统工程阶段(20世纪80年代末期至今) 井身结构设计作为一个系统，根据压力平衡关系、工程约束条件及事故 发生概率等相关因素，采用风险决策技术，进行合理井身结构设计,设计原则： 符合“安全第一、科学先进、保护环境、实用有效”的原则，满足安全、环境与健康体系的要求。 科学有效地保护和发现油气层,有利于地质目的的实现。 尽可能避免“喷、漏、塌、卡”等复杂情况产生，为全井顺利钻井、试油(气)、开采创造条件。 钻头、套管及主要工具易配套,有利于生产组织运行。 钻井成本经济合理。 采用先进的钻井工艺、钻井工具，体现井身结构设计的科学性与先进性,2.井身结构设计原则和依据,一、井身结构设计国内外现状

3、,设计依据： 根据平衡地层压力钻井原则，确定钻井液密度。 钻下部地层采用的钻井液，产生的井内压力不致压破上层套管鞋处地层以及裸露的破裂压力系数最低的地层。 下套管过程中，井内钻井液柱压力与地层压力之差值，不致产生压差卡套管事故。 考虑地层压力设计误差，限定一定的误差增值，井涌压井时在上层套管鞋处所产生的压力不大于该处地层破裂压力,2.井身结构设计原则和依据,一、井身结构设计国内外现状,设计依据： 应依据钻井地质设计和邻井钻井有关资料进行设计，优化设计时套管层次与深度应留有余地。 含硫化氢地层、严重坍塌地层、塑性泥岩层、严重漏失层、盐膏层和暂不能建立压力曲线图的裂缝性地层均应根据实际情况确定各层

4、套管的必封点深度。 根据当前钻井工艺技术水平，同时结合钻井工具、设备的配套情况，进行综合考虑,2.井身结构设计原则和依据,一、井身结构设计国内外现状,3.国外井身结构现状,系列1,回接到地面；回接到 “尾管顶部， 油管到5顶部,一、井身结构设计国内外现状,3.国外井身结构现状,系列 2,应用实例：美国加利福尼亚州943-29R井（7445m） 目的： 全井都能用127mm钻杆及较大尺寸钻头钻进,缺点： 各层套管相应的钻头尺寸都是非标准的,一、井身结构设计国内外现状,3.国外井身结构现状,系列 3,应用实例：美国怀俄明州Madden地区的Bighorn 1-5井（7582m） 目的： 分别封隔四

5、套不同压力系统的地层 缺点： 尾管接箍与井壁间的间隙小，给下套管作业和固井施工增加了难度，固井质量差,套管接箍与井壁间的间隙7.62mm,套管接箍与井壁间的间隙8.64mm,非标准,一、井身结构设计国内外现状,3.国外井身结构现状,系列4,应用：阿拉伯美国石油公司 目的： 应对六个潜在漏失层和一个异常高压水层 优点： 套管层次多，井眼尺寸大，可以采用大尺寸钻具组合钻进 缺点： 各层套管相应的钻头尺寸都是非标准的,一、井身结构设计国内外现状,3.国外井身结构现状,系列5,应用：德国KTB超深井 优点： 可以为多下一层套管留有余地,套管接箍与井壁间的间隙14mm,套管接箍与井壁间的间隙12.7mm

6、,德国在钻KTB超深井时，采用了自动垂直钻井系统,缺点： 套管与井眼之间的间隙比较小，需要保持一个垂直的井眼轨迹,一、井身结构设计国内外现状,3.国外井身结构现状,系列6,应用：拉丁美洲和墨西哥海湾地区 优点： 采用了新型的无接箍套管，既增加了套管层次，又可以使用较小尺寸的导管和表层套管。 缺点： 非标准系列,一、井身结构设计国内外现状,套管层次多 井眼尺寸大 套管锥度小,3.国外井身结构现状,特点,优点,能封隔多套压力体系,全井能使用较大尺寸的钻头和钻杆钻进,完钻井眼可以比较大,缺点,钻头系列为非标准系列 固井及施工难度高，需要先进的钻井技术做支撑,一、井身结构设计国内外现状,一、井身结构设

7、计国内外现状,国 内 常 用 井 身 结 构,高压,常压,异常高压,44005150,可钻性差,易漏失,易漏失,易漏失,可钻性差,1750,南方常用井身结构适应性分析,508,339.7,244.5,177.8,127,套管程序,4.国内深井井身结构现状,导管： 762mm20m,一开： 660.4mm508mm331m,二开： 444.5（406.4）mm339.7mm2922.78m,三开： 311.2mm244.54153.18m,东部胜科1,四开： 215.9mm139.7mm7025.25,一、井身结构设计国内外现状,4.国内深井井身结构现状,760mm伸长导管30.57m,一开：

8、660.4mm508mm650m（封漏层、浅气层,二开： 444.5mm339.7mm2546m（封三叠以上低承压地层,三开： 311.2mm244.55090m（封盐上地层,胜利乌拉尔2井,四开： 212.7mm177.8mm（4919.245575.13 ）（封孔谷阶盐层,914mm导管：5m,五开裸眼：149.2双心钻头6150,一、井身结构设计国内外现状,4.国内深井井身结构现状,导管： 508mm50m,一开： 444.5mm339.7mm700m,二开： 314.1mm273.1mm4200（封过须家河组,三开： 241.3mm177.8mm（先下尾管再回接,川东北普光主体,一、井

9、身结构设计国内外现状,导管： 508mm50m,一开： 444.5mm346.1mm700m,二开： 320mm273.1mm3000m（封过须家河组,三开： 241.3mm177.8mm6000m（二叠系,为了增大273.1mm技术套管与井眼之间的环空间隙，提高固井质量,339.7mm346.1mm,314.1mm320mm,川东北大湾、毛坝,4.国内深井井身结构现状,一、井身结构设计国内外现状,4.国内深井井身结构现状,导管： 508mm200m,一开： 406.4mm339.7mm1500m 蓬莱镇、遂宁,二开： 311.2mm273.1mm4300m（封过自流井组,三开： 241.3m

10、m193.7mm6300m（封过嘉陵江,川东北元坝,四开： 165.1mm146.1mm7000m（长兴组,若钻至嘉陵江组二段前地层承压能力无法达到2.25：于嘉陵江组三段下入193.7mm套管，使用165.1mm钻头（扩孔至190.5mm）钻至嘉陵江组底部，下入158.8mm无接箍套管，下一开次使用127mm钻头钻至井底，裸眼完井,一、井身结构设计国内外现状,河坝101、河坝102井,4、国内深井井身结构优化,川东北河坝,存在的主要问题：若出水层位不稳定，气体钻井所能够实施的井段受到限制，则上部井段只能使用常规钻井技术，提高钻井速度的有效方法较少,一、井身结构设计国内外现状,4.国内深井井身

11、结构现状,导管： 720mm21.5m,二开： 444.5mm339.7mm3203.24m,三开： 311.2mm273.1mm5448.8m,四开： 241.3mm206.4mm6800m,西部塔深1,五开： 165.1mm139.7mm8405m,一开： 660.4mm508mm305.13m,一、井身结构设计国内外现状,国内常规深井井身结构存在的问题： 套管层数少，不能满足封隔多层复杂地层的要求； 上部井段套管柱之间的间隙大，机械钻速低，钻井成本高； 目的层套管与井眼的间隙小，易发生套管阻卡，固井质量难以保证； 下部井眼尺寸小，不能满足油气开采和井下作业的要求，不利于快速、优 质安全钻

12、井，不利于进一步加深钻进,5.国内深井井身结构优化,一、井身结构设计国内外现状,508mm-339.7mm-244.5mm-177.8mm-127mm 508mm-339.7mm-273.1mm-193.7mm-139.7mm(或146.1mm无接箍) 508mm-346.1mm-273.1mm-193.7mm-139.7mm(或146.1mm无接箍) 508mm-346.1mm-273.1mm-206.4mm-139.7mm(或146.1mm无接箍,5.国内深井井身结构优化,一、井身结构设计国内外现状,相对扩大了完井管柱的尺寸。使用165.1mm钻头下入146.1mm无接箍套管，可以为完井提

13、供较大的管柱尺寸，为天然气生产开发提供良好的井眼条件； 大部分井段可使用139.7mm钻杆钻进，有利于提高钻井速度。大尺寸钻杆可以减少钻杆内水力能量的损失，有利于提高钻进排量与钻头的水力能量，有利于提高钻井速度；大尺寸钻杆还可以提高遇卡时的提拉能力，有利于井下安全； 下部井眼可采用较大尺寸钻头钻进，有利于优化钻井、取心作业、打捞落鱼及下套管固井施工等，而且在遇到井下复杂情况时有调整的余地,深井井身结构优化的优点,一、井身结构设计国内外现状,井身结构设计国内外现状 井身结构设计方法 普光主体井身结构设计 大湾区块井身结构设计 毛坝区块井身结构设计 双庙区块井身结构设计 清溪区块井身结构设计 老君

14、区块井身结构设计 通南巴区块井身结构设计,目录,1、深井井身结构设计方法,自下而上的设计方法： 传统的设计方法，可以确定每层套管的最小下深，经济性高，适用于勘探开发比较成熟的地区,自上而下的设计方法： 自上而下的设计方法在已确定了表层套管下深的基础上，从表层套管鞋处开始向下逐层设计每一层技术套管的下入深度，直至目的层位。有利于保证实现钻探目的，顺利钻达目的层位,二、井身结构设计方法,1、深井井身结构优化设计方法,自中间向两边推导的方法： 适应于高压深气井，首先考虑在高压气层之上套管的抗内压强度，选择合适的技术套管，然后根据地层的各种压力和必封点的情况向两边推导，可以保证钻井过程中发生溢流后压井

15、的安全,二、井身结构设计方法,2、深井增加套管柱层次的途径 增大上部井眼和套管的尺寸 钻小井眼可增多套管柱层数 采用无接箍套管，缩小相邻套管柱及套管与井眼之间的间隙 优化套管/井眼尺寸组合，设计新的套管钻头系列,二、井身结构设计方法,3、套管与井眼间隙的研究 间隙大小对钻井的影响： 间隙过大：将明显增加钻井成本；影响水泥浆顶替效率，增加固井成本 间隙过小：固井质量难以保证；不利于下套管作业；下套管的压力激动易压裂地层,二、井身结构设计方法,固井对套管与井眼间隙的要求 避免形成水泥桥的最小间隙 美国的几家注水泥公司建议套管的最小环隙为0.375in0.5in（9.5 12.7mm)，最好为0.7

16、5in(19.05mm) 顶替效率与环隙的关系 研究表明，要从窄边处把泥浆充分清除，居中度必须大于或等于67%，在直井段，0.4375in(11.1mm)的环空间隙内仍可以获得界面胶结较好的水泥环 水泥环强度与间隙的关系 资料调研表明， 0.75in(19.05mm)的环空间隙可以保证水泥浆的充分水化和有足够的水泥环强度；要达到要求的水泥环强度，套管每边最小的环空间隙为0.375in0.5in (9.5 12.7mm,二、井身结构设计方法,波动压力对套管与井眼间隙的要求 利用环空瞬态波动压力模型对一般工况下不同尺寸套管下入 时的套管与井眼间隙要求进行了研究表明： 下入13 -3/8套管的最小间

17、隙可以为16mm 下入10-7/8 套管的最小间隙可以为13mm 下入9-5/8 套管的最小间隙可以为12mm 下入7 套管的最小间隙可以为8.5mm 其它因素对套管与井眼间隙的影响 地层性质的影响 井斜和狗腿度的影响 套管类型和尺寸的影响 钻头尺寸的影响 钻井工艺水平的影响,二、井身结构设计方法,国内外实践过的套管与井眼尺寸配合,井身结构设计的合理与否,其中一个重要的决定因素是设计中所用到的抽吸压力系数、激动压力系数、破裂压力安全系数、井涌允量和压差卡钻允值这些基础系数是否合理,4、井身结构设计基本参数的确定,二、井身结构设计方法,抽吸压力系数Sb和激动压力系数Sg的确定 收集所研究地区常用

18、钻井液体系的性能，主要包括密度、粘度以及300转和600转读数； 收集所研究地区常用的套管钻头系列、井眼尺寸及钻具组合； 根据稳态或瞬态波动压力计算公式，计算不同钻井液性能、井眼尺寸、钻具组合以及起下钻速度条件下的井内波动压力，根据波动压力和井深计算抽吸压力和激动压力系数。 南方： Sb:0.05 Sg:0.05,二、井身结构设计方法,破裂压力安全系数Sf的确定 Sf是考虑地层破裂压力预测可能存在的误差而设的安全系数，它与破裂压力预测的精度有关。直井中美国取Sf=0.024 g/cm3，中原油田取Sf=0.03 g/cm3。在不同地区的井身结构设计中，可根据对地层破裂压力预测或测试结果的信心程

19、度来定。一般可取Sf=0.030.06 g/cm3。 收集所研究地区不同层位的破裂压力实测值和破裂压力预测值； 根据实测值与预测值的对比分析，找出统计误差作为破裂压力安 全系数。 南方: Sf : 0.06,二、井身结构设计方法,井涌允量Sk的确定 统计所研究地区异常高压层以及井涌事故易发生的层位、井深和地层压力值； 根据现有地层压力检测技术水平以及井涌报警的精度和灵敏度，确定允许地层流体进入井眼的体积量（如果井场配有综合录井仪，一般将地层流体允许进入量的体积报警限定为35m3）； 统计钻达异常高压层位时的井眼尺寸和钻具组合，计算地层流体在井眼内所占的液柱高度； 根据异常高压层所处的井深、地层

20、压力值、地层流体所占的液柱高度，计算各样本点的井涌允量，然后根据多样本点的统计结果确定出所研究地区的井涌允量值。 南方: Sk : 0.05,二、井身结构设计方法,压差卡钻允值PN、PA的确定 通过卡钻事故统计资料,确定易压差卡钻层位及井深； 记录卡钻层位的地层孔隙压力； 统计卡钻事故发生前井内曾用过的最大钻井液密度,以及卡钻发生时的泥浆密度； 根据卡钻井深、卡点地层压力、井内最大安全钻井液密度计算单点压差卡钻允值； 统计分析各单点压差卡钻允值,确定适合于所研究地区的压差卡钻允值。 南方:正常压力段压差允许值: 12 MPa 异常压力段压差允许值: 14 MPa,二、井身结构设计方法,井身结构

21、设计国内外现状 井身结构设计方法 普光主体井身结构设计 大湾区块井身结构设计 毛坝区块井身结构设计 双庙区块井身结构设计 清溪区块井身结构设计 老君区块井身结构设计 通南巴区块井身结构设计,目录,中石化四川盆地勘探区块分布图,三、普光主体井身结构设计,总体开发方案以丛式井组布井，主体部位采用定向井+直井；构造低部位部署水平井。 井场布置尽可能利用老井场，减少钻前工作量。 各平台钻井数量尽量均分，缩短建井周期。 钻井总进尺最少，减少钻井投资。 考虑地层产状，尽可能利用地层自然造斜规律布井。 钻井液体系满足封堵、防塌、防漏及保护气层的要求。 管材满足含H2S、CO2气藏长期安全生产的要求。 固井方

22、式考虑防气窜、防漏失，保证固井质量,普光气田总体开发原则,满足气田开发的安全要求。 钻井井场布置应以整个井组全面考虑，循环系统、机房、泵房、控制系统等为井组共用装置,应一次性选择合理的位置，便于完成全井组的钻井需要。 钻井井架基础及井组圆井一次完成。 钻机可使用自身动力完成井架整拖，在井架大门方向合适位置设置地锚，为整拖提供条件。 钻井液可在本井组内重复使用, 以降低钻井成本,三、普光主体井身结构设计,共设计16个开发井场（利用老井场6个，新建井场10个）进行丛式井组的开发部署。 总体部署开发井52口。其中：16口直井(利用老井2口)，24口定向井，12口水平井,井场布置,三、普光主体井身结构

23、设计,根据当地的风向，井架大门方向以北向为主。 施工井顺序的确定原则： 从安全、防碰的角度考虑，应先打南面的井，后打北面的井； 先打造斜点浅、位移大的井，后打造斜点深、位移小的井。 综合考虑地层特征，满足地质要求及现场实际。 要求同一井台的井井距不易过小，井距应大于10m,三、普光主体井身结构设计,定向井:普光气田主体部位储层有效厚度大，纵向有多个储层，打定向井优势强。定向井设计方位尽可能与地层自然造斜方向相一致。 水平井：气藏构造低部位储层逐渐变薄，水平井可以增加泄流面积。水平段走向尽可能垂直于裂缝方向,井型对比,三、普光主体井身结构设计,钻机类型选择7000m电动钻机，并配带顶驱。 配置四

24、级净化系统。 防喷器选择70MPa组合。 配置监测仪器、仪表，如钻井液液面监测、报警装置、H2S监测仪等。 配置人员安全与保护设备、设施。 采用空气钻井方式，还应增加与其配套的旋转防喷器、空气压缩机、增压机、管汇系统、仪器仪表等设备,设备选择,三、普光主体井身结构设计,三、普光主体井身结构设计,普光1井 ： 完钻层位：飞一段 508 mm 22.60m 339.7mm 302.65m 244.5mm 3472.22m 177.8mm 5670.37m,普光2井 ： 完钻层位：龙潭组 508 mm 21.00m 339.7mm 312.50m 244.5mm 3067.94m 177.8mm 5

25、349.96m,普光3井 ： 完钻层位：龙潭组 508 mm 22.00m 339.7mm 300.28m 244.5mm 3646.05m 177.8mm 6105.23m,普光4井 ： 完钻层位：龙潭组 508 mm 21.20m 339.7mm 548.60m 244.5mm 3579.68m 177.8mm 6112.60m,普光5井 ： 完钻层位：志留系 530 mm 23.86m 339.7mm 303m 273.1mm 3345m 193.7mm 5667.8m 127 mm 5566.556089.84m,普光6井 ： 完钻层位：龙潭组 508 mm 23.10m 339.7m

26、m 308.60m 244.5mm 3466.60m 177.8mm 5506.76m,普光D-1井 ： 完钻层位：长兴组 529 mm 35m 339.7mm 563.86m 273.1mm 3603.65m 177.8mm 5506m,地层倾角大，井身质量控制难度大； 陆相地层可钻性差； 地层流体中富含H2S、CO2，含量较高； 地层漏失严重； 地应力导致地层坍塌严重,地层特点,三、普光主体井身结构设计,井身结构设计,508mm导管下深30m，坐入基岩10m，建立钻井液循环。 表层套管必须封隔上部不稳定易垮层段，建立井口，安装防喷器。附近有河流的井，表套下深应封过河床底100m。339.7

27、mm表层套管设计下深暂定为7001000m,三、普光主体井身结构设计,自邻井实钻情况分析，须家河组四段、二段普遍发育高压气层，为保证在下部主要目的层使用较低密度钻井液，实现对产层的保护,应下入技术套管，将须家河组底部的高压气层封固。273.1mm技术套管设计下深暂定30004000m。 三开采用241.3mm钻头钻进至设计井深，生产套管采用177.8mm,三、普光主体井身结构设计,直井井身结构设计,水泥浆返至地面,三、普光主体井身结构设计,造斜点：造斜点选在241.3mm井眼中地层较稳定海相地层定向。同时，同一井组内造斜点适当错开，以防止井眼规迹的相互干扰。 造斜率：考虑采气工艺的要求，在不影

28、响采气工具的下入和管材的抗弯能力的前提下，结合地层影响因素，造斜率推荐采用中曲率半径造斜率(820/100m)，一般选择为15/100m。 井斜角:最大井斜角必须满足采气工艺的要求，要求最大井斜角40 水平位移：8001150m,定向井井身结构设计,三、普光主体井身结构设计,定向井井身结构设计,水泥浆返至地面,三、普光主体井身结构设计,导管： 508mm30m,四开水平井井身结构设计,筛管顶部注水泥方式完井,三、普光主体井身结构设计,三、普光主体井身结构设计,三开井身结构完井方式 优点： 水平段筛管裸眼完井可有效避免水泥浆对储层的污染，充分发挥储层潜能； 井身结构层次少，139.7mm筛管完井

29、间隙大，便于下入和后期采气作业； 钻肓板时间较短，减少对177.8mm尾管造成的磨损。 缺点： 完井工具和施工步骤复杂； 工具的可靠性要求高,三开井身结构设计-推荐,井身结构设计国内外现状 井身结构设计方法 普光主体井身结构设计 大湾区块井身结构设计 毛坝区块井身结构设计 双庙区块井身结构设计 清溪区块井身结构设计 老君区块井身结构设计 通南巴区块井身结构设计,目录,已完钻井2口： 大湾1、大湾2井 正钻井3口： 大湾3、大湾102井、大湾101井,四、大湾区块井身结构设计,已钻井情况,已钻井情况,大湾1井,四、大湾区块井身结构设计,大湾1井,1324m，上沙溪庙，漏失160m3,2212m，

30、自流井组，漏失240 m3,2570.63m，自流井组，漏失84 m3,已钻井情况,四、大湾区块井身结构设计,已钻井情况,大湾2井,四、大湾区块井身结构设计,大湾2井,1245.70m，地层出水量较大，结束空气钻。层位自流井组、须六段,2474.44m，雷口坡组，漏失59.2m3,3195.16m，嘉陵江组，漏失58m3,4923.88m，1.32g/cm3 ，飞一段，漏失145.48m3,完钻后将地层承压能力提高到1.80g/cm3，共进行承压堵漏施工12次，其中水泥3次，漏失415.3 m3,已钻井情况,1359.0m，须家河组，漏失43.69m3,1725.37m、 1775m，须家河组

31、，漏失61.9m3,四、大湾区块井身结构设计,大湾3井导管下深57.31m，在井深70.95m钻遇水层，表套下深801.48m,大湾102井导管下深79m，在井深88m钻遇水层，表套下深800.79m。二开采用空气钻井,大湾3、大湾102井井身结构是钻过须家河组五段地层后下入技术套管，将不稳定地层封固，目的是须家河组地层采用空气钻井技术，提高钻井速度,大湾正钻井情况,已钻井情况,大湾3井二开钻至1333.66m，由于地层出气转化为钻井液钻井，层位：千佛崖组，并实施垂直导向钻井技术,四、大湾区块井身结构设计,508mm导管下深150m，表层套管339.7mm封过须五段，下深1350m，技套244

32、.5mm封嘉四段及以上不稳定地层，三开采用215.9mm井眼，下入146.1无接箍尾管，采用177.8mm套管回接至井口,大湾正钻井情况,已钻井情况,导管下深147.34m。一开空气钻至555.37m钻遇水层，转化为泡沫钻井,四、大湾区块井身结构设计,大湾101井,地层古老，岩石坚硬，研磨性强，岩性多变，地层可钻性差（可钻性级别58），机械钻速低。 上部地层倾角大（3065），局部小褶皱多，自然造斜能力较强，井身质量难以控制。 沙溪庙组、自流井组地层砂、泥层频繁交互，并存在有砾石和石英团块，蹩跳钻现象严重，钻具磨损和疲劳损伤严重，易发生钻具事故。 陆相地层炭质泥岩、煤层或煤线薄夹层太多，易垮塌

33、。 大湾2井在三开钻进过程中井身轨迹往同一个方向漂移；雷口坡以下地层承压能力较低；三开钻进裸眼井段长、石膏井段近1000m，尤其是钻遇50m极易吸水膨胀的膏盐层，造成在该层段多次起下钻不畅通、划眼次数较多,施工难点,四、大湾区块井身结构设计,大湾实际地质分层,四、大湾区块井身结构设计,井身结构设计思路,508mm导管设计下深50150m，建立钻井液循环，原则上封过表层水，为一开实施气体钻井提供条件。 大湾气藏开孔地层不稳定，易漏、易坍塌，表层套管必须封隔上部不稳定易垮层段，建立井口，安装防喷器。标准规定含硫化氢的天然气井，表层套管下深应不少于700m；井口与河流、沟谷水平距离小于1000m的井

34、，表层套管的下深应低于河床、沟谷底部不少于300m；井口与河流、沟谷水平距离大于1000m的井，表层套管的下深应低于河床、沟谷底部不少于100m。与普光气田主体相比，为了增大273.1mm技术套管与井眼之间的环空间隙，提高固井质量，表层套管由原来339.7mm增大到346.1mm，下深暂定为7001500m,四、大湾区块井身结构设计,侏罗系陆相地层岩性以砂岩与泥岩互层为主，地层软硬交错，砂岩可钻性差，泥岩易坍塌，可能潜在地层应力变化、地层不稳定等复杂情况。技术套管的下深应从以下几个方面来考虑： 邻近的普光构造部分区域须家河组地层存在异常高压(普光4井须家河组3579.663853m井段中途测试

35、压力系数1.55)。已完钻的大湾1、大湾2井须家河组在钻进过程中有油气显示，但地层压力系数不高，属常压。 大湾1井在上沙溪庙组、自流井组发生了井漏，大湾2井在自流井组、须六段钻遇水层,四、大湾区块井身结构设计,大湾构造层位埋深跨度较大，厚度差异大（大湾1井须家河组：23943424m，厚度1030m。大湾2井：12441806m，厚度762m。而设计的大湾101井：预测12702870m，厚度1600m）。 技套的下深还要考虑下一开次的裸眼长度，为下一开次打开目的层和安全钻井创造条件。大湾2井三开钻进石膏井段近1000m，尤其是钻遇极易吸水膨胀的50m膏盐层，曾一度造成在该层段多次起下钻不畅通

36、，划眼次数较多。 综合以上因素，技术套管原则上封过陆相地层不稳定地层，设计下深暂定20003500m。 三叠系下统及二叠系上统为本井的主要目的层段，三开钻进至设计井深，根据单井配产及采气工程的要求，下入177.8mm生产套管,四、大湾区块井身结构设计,导管： 508mm50m,一开： 444.5mm346.1mm700m,二开： 320mm273.1mm3000m（封过须家河组,三开： 241.3mm177.8mm5500m（二叠系,四、大湾区块井身结构设计,井身结构设计国内外现状 井身结构设计方法 普光主体井身结构设计 大湾区块井身结构设计 毛坝区块井身结构设计 双庙区块井身结构设计 清溪区

37、块井身结构设计 老君区块井身结构设计 通南巴区块井身结构设计,目录,毛坝已钻井,508mm12.5m 上沙溪庙444.5mm339.7mm307.67m 上沙溪庙311.2mm244.5mm2763.14m封须家河组215.9mm177.8mm(2599.124318.51m ) 尾管完井 飞三段,508mm18m 上沙溪庙444.5mm339.7mm310.9m 上沙溪庙311.2mm244.5mm2524.69m 封须家河组215.9mm177.8mm4249.46m 长兴组,508mm19.41m 上沙溪庙444.5mm339.7mm303.3m 上沙溪庙311.2mm244.5mm20

38、58.48m 封自流井组215.9mm177.8mm4817.47m 龙潭组顶 149.2mm 裸眼完井,660.4mm508mm20m 406.4mm339.7mm503.97m 上沙溪庙316.5mm273.1mm2684.14m 雷口坡组241.3mm177.8mm4118m 飞一段,660.4mm508mm12.5m 上沙溪庙 444.5mm339.7mm300.07m 上沙溪庙311.2mm244.5mm1791.52m 自流井组215.9mm177.8mm4439.29m 飞一段 149.2mm 裸眼完井,毛坝1井,井深4324.54m，层位：飞三顶，发生井涌，地层压力系数1.90

39、。在又漏又涌的情况下，既能压稳地层又要提高漏层的承压能力，难度非常大（最大钻井液密度为2.02g/cm3）。其间共发生井漏21次，漏失钻井液632.5m3,已钻井情况,井深847m，层位：下沙溪庙组，发现钻井液中有H2S。之后二开井段H2S就没有中断过,钻至井深388.83m处，发现表层套管从井深269.94m处断裂，放弃原井口，将井架前移3m重新开钻,五、毛坝区块井身结构设计,毛坝2井,二开井深348m出现H2S，层位：千佛崖组，随着井的加深，硫化氢的浓度不断上升，最高达到100ppm以上，空气中浓度达到0.6ppm。由于没有有效的办法，只能逐步提高钻井液密度以平衡地层压力，钻井液密度最高达

40、1.52g/cm3,已钻井情况,五、毛坝区块井身结构设计,毛坝3井,为提高须家河承压能力进行了数十次强制性堵漏,已钻井情况,全井总计漏失钻井液1232.9 m3、耗用水泥166t、MTC堵漏剂60t,874m876m井段泥岩垮塌严重，层位：下沙溪庙组,井段973.241277.46m，多次发生井漏及长井段持续井漏,层位：下沙溪庙组，共损失钻井液734.3 m3、桥浆77 m3,244.5套管第一级固井时发生井漏,长兴组产层段井漏,井深2167m，须家河组，密度1.05 g/cm3，发生溢流,井深4401.96m割芯起钻，长兴组，密度为1.501.51 g/cm3，起钻至2341m时出口发现溢流

41、，将井内钻井液密度调整为1.60 g/cm3后井下恢复正常,五、毛坝区块井身结构设计,毛坝4井,已钻井情况,在沙溪庙组地层钻进时累计发生大的井漏11次，漏失钻井液739.4m3，损失堵漏桥浆210m3，合计漏失量为949.4m3,取心钻具下钻至3903m遇阻，处理卡钻过程中发生溢流，井内H2S溢出导致钻具氢脆断裂。共进行31次打捞，因打捞困难，填井侧钻，侧钻点井深为3924.24m,陆相地层没有发现H2S气体,五、毛坝区块井身结构设计,钻至井深 1868.86m， 地层： 自流井组， 密度1.20g/cm3，钻进中震动筛处探测到H2S最高浓度15.86ppm，烃值含量1.04%，关井节流循环，

42、通过液气分离器分离，点火未着，加储备浆补充钻井液、并配堵漏浆，H2S浓度降为0ppm，钻井液漏失严重，共漏失钻井液133m3,共发生井漏21次，共漏失钻井液536.9 m3。在上沙溪庙漏失1次，下沙溪庙组漏失13次，须家河组漏失2次，飞仙关组漏失3次,毛坝6,已钻井情况,五、毛坝区块井身结构设计,毛坝区块构造地层压力曲线,地层倾角大，自然造斜率高，井眼轨迹控制难度大； 陆相地层软硬交错，憋跳钻严重，对钻具和设备损伤大； 下沙溪庙组地层压力低，长时间持续井漏，漏速大，导致堵漏次数多、堵漏时间长，通过桥浆堵漏后承压能力仍然较低。下沙溪庙组灰绿色泥岩稳定性极差、水敏性强的，容易发生垮塌； 地层夹层多

43、，盐膏层和煤层段厚度大； 产层地层压力高、又高含H2S，同一裸眼内存在不同压力系统，易出现喷漏同存，井控工作难度大。 毛坝3井由于244.5套管只坐在须家河低压渗漏层顶部，须家河地层原始承压能力较低，而下部产层压力系数预计达1.80以上，导致三开为提高其承压能力花费了大量的时间和费用，同时为井控工作带来较大的风险和困难,施工难点,五、毛坝区块井身结构设计,井身结构设计思路,508mm导管设计下深50m，建立钻井液循环，原则上封过表层水，为一开实施气体钻井提供条件。 毛坝地区气藏开孔地层不稳定，易漏、易坍塌，表层套管必须封隔上部不稳定易垮层段，建立井口，安装防喷器。表层套管下深暂定为700100

44、0m。 侏罗系陆相地层岩性以砂岩与泥岩互层为主，地层软硬交错，砂岩可钻性差，泥岩易坍塌，可能潜在地层应力变化、地层不稳定等复杂情况。自邻井实钻情况分析，须家河组承压能力较差，而飞仙关组为主要目的层，而且可能存在异常高压，为保证在下部主要目的层钻进中使用较高的钻井液密度不至于压漏上部地层，同时实现对产层的保护和钻井的安全和快速高效，应下入技术套管，将须家河组地层封固，设计下深暂定2600m。 三叠系下统及二叠系上统为本井的主要目的层段，三开钻进至设计井深，根据单井配产及采气工程的要求，下入177.8mm生产套管,五、毛坝区块井身结构设计,导管： 660.4mm508mm,直井井身结构设计,水泥浆

45、返至地面,五、毛坝区块井身结构设计,造斜点：造斜点选在241.3mm井眼中地层较稳定海相地层定向。同时，同一井组内造斜点适当错开，以防止井眼规迹的相互干扰。 造斜率：考虑采气工艺的要求，在不影响采气工具的下入和管材的抗弯能力的前提下，结合地层影响因素，造斜率推荐采用中曲率半径造斜率(820/100m)，一般选择为12 15/100m。 井斜角:最大井斜角必须满足采气工艺的要求，要求最大井斜角40 水平位移：6001200m,定向井,五、毛坝区块井身结构设计,导管： 660.4mm508mm,定向井井身结构设计,水泥浆返至地面,五、毛坝区块井身结构设计,水平井难点,高温高压高密度钻井液条件下对测

46、量仪器的要求高; 水平位移大，斜井段长，钻具摩阻、扭矩大，井眼轨迹控制难度大，套管防磨难度大，易发生卡钻； 随着井眼加深，摩阻、扭矩增大，钻压传递困难，钻具强度受到严峻考验; 固井难度大,水平井井身结构设计,水平井井身结构设计采用定向井三层套管井身结构，为减少三开井段长度，保证钻井施工安全，273.1mm技套可适当加深，下深暂定为30004000m,五、毛坝区块井身结构设计,导管： 660.4mm508mm,三开： 241.3mm177.8mm,水平井井身结构设计,水泥浆返至地面,五、毛坝区块井身结构设计,井身结构设计国内外现状 井身结构设计方法 普光主体井身结构设计 大湾区块井身结构设计 毛

47、坝区块井身结构设计 双庙区块井身结构设计 清溪区块井身结构设计 老君区块井身结构设计 通南巴区块井身结构设计,目录,完钻井1口：双庙1井 正钻井1口：双庙101井,六、双庙区块井身结构设计,钻井情况,井位部置,钻井平台：2个。均利用老井台。 开发井：3口。 利用双庙1井、双庙101井。新钻1口大斜度定向井,双庙1井,六、双庙区块井身结构设计,双庙1复杂情况,本井共发生井漏84次（含提承压），其中起钻桥浆堵漏53次，挤水泥24次，全井漏失1.152.20g/cm3钻井液8366.06m3，发生溢流28次，其中井深3573.01m强烈井涌导致填井侧钻，井漏与溢流共存，同时在钻进中经常出现渗漏。 二

48、开井段复杂情况 二开井段共发生渗透性漏失5次，裂缝性漏失19次，漏失钻井液3212.74m3。采用桥浆堵漏14次、注水泥堵漏6次、随钻堵漏2次。层位：千佛崖组2次、自流井组22次。 三开侧钻前复杂情况 钻至井深2710m井口外溢，节流循环时发现井漏，漏失钻井液12.7m3，密度1.04 g/cm3。节流压井过程中须家河组发生2次渗透性漏失,六、双庙区块井身结构设计,井深3573.01m发生溢流。被迫封固环空致使钻具埋井1366.34m（井段为：2117.543483.88m），进行侧钻, 侧钻点井深2012m。 侧钻后至四开前复杂情况 侧钻期间主要井漏发生在雷口坡组，漏失严重，以裂缝性漏失为主

49、，其中最严重的为井深2788.73m井漏，共漏失钻井液681.06m3。 四开井段复杂情况 四开进入飞仙关后，井下情况变得复杂，溢流与井漏共存。由于钻井液密度不能平衡地层压力，经常出现钻进一段，节流循环排污后再继续钻进，直至在井深4307.76m井下出现H2S；地层压力窗口很小，2.12g/cm3密度静止时间稍长即出现溢流，2.13 g/cm3静止时间稍长循环时即出现井漏，而下套管、固井时井口更是有进无出，被迫强行固井并采取相应补救措施,六、双庙区块井身结构设计,双庙1复杂情况,双庙101井,井深76.60m（导管下深54.13m），地层出水（8m3/h），被迫由空气钻井转换钻井液钻井,井深1

50、324.49m1361.92m（千佛崖）,地层出水，使得空气钻井无法继续实施。表层套管下深1002.51m。 目前二开钻进，井深2658m,508mm50m 上沙溪庙 444.5mm339.7mm800m 自流井 311.2mm273.1mm3490m 嘉二顶 241.3mm193.7mm4000m 飞四顶 165.1mm146.1mm （38504237m） 飞三,六、双庙区块井身结构设计,双庙区块构造地层压力曲线,井身结构设计思路,508mm导管设计下深100m，建立钻井液循环，原则上坐入基岩10m，为一开实施气体钻井提供条件。 由双庙101井空气钻井情况，在千佛崖组地层中部有水层，使得空

51、气钻难以继续实施。339.7mm表层套管下深暂定为1350m左右，原则上封隔千佛崖组水层。 邻井实钻情况分析可看出，嘉陵江组三段及以上地层为正常压力体系，嘉陵江二段为高压气层，双庙1井嘉二段为异常高压层，最高压力系数达1.87，为实现钻井的安全和快速高效，钻到嘉陵江组三段地层后，不揭开嘉二段高压气层前应下入技术套管，将上部低承压能力地层全部封固。技术套管设计下深暂定3460m。 用241.3mm钻头三开，于飞四段产层顶部下入193.7mm技术套管，将上部产层封固，为打开下部产层创造条件。四开采用165.1mm钻头钻至设计井深，下入139.7mm尾管。 三开钻进过程中，如果在嘉陵江组地层没有钻遇

52、高压，241.3mm钻头一直钻至井底，下入177.8mm套管,六、双庙区块井身结构设计,导管： 660.4mm508mm,三开： 241.3mm193.7mm,井身结构设计,水泥浆返至地面,四开： 165.1mm139.7mm 尾管,六、双庙区块井身结构设计,井身结构设计国内外现状 井身结构设计方法 普光主体井身结构设计 大湾区块井身结构设计 毛坝区块井身结构设计 双庙区块井身结构设计 清溪区块井身结构设计 老君区块井身结构设计 通南巴区块井身结构设计,目录,正钻井3口： 新清溪1、清溪2、清溪3井,钻井情况,井位部置,钻井平台：3个。利用新清溪1、清溪2、清溪3井台。 开发井：5口。利用新清

53、溪1、清溪3井。新钻井3口,七、清溪区块井身结构设计,七、清溪区块井身结构设计,导管：508mm15.16m,三开： 241.3mm193.7mm2913.964260.97 飞四段,清溪1井,清溪1井,嘉陵江组，发生多次严重漏失，漏失总量达1782m3,4285.38m（飞三段），发生溢流，处理溢流过程中地层漏失，造成更大的溢流，经三次压井成功封井,3640m3740m，须家河组，漏失5m3,七、清溪区块井身结构设计,清溪正钻井,508mm66.95m (已下)上沙溪庙444.5mm339.7mm1451.50m （已下）下沙溪庙311.2mm273.1mm3750m 嘉二顶（目前2037m

54、） 241.3mm193.7mm4238m 飞四顶 165.1mm146.1mm40884429m 长兴组,508mm204.2m (已下) 上沙溪庙444.5mm339.7mm2705m 自流井（目前1322m，出水）311.2mm273.1mm4130m 嘉二顶241.3mm193.7mm4585m 飞四顶 165.1mm146.1mm55354772m 飞三段,508mm202.75m (已下) 上沙溪庙444.5mm339.7mm2430m 自流井（目前560m） 311.2mm273.1mm3775m 嘉二顶241.3mm193.7mm4228m 飞四顶 165.1mm146.1mm

55、40904427m 飞三段,沙溪庙组、自流井组地层砂、泥层频繁交互，并存在有砾石和石英团块，跳钻现象严重，钻具磨损和疲劳损伤严重，易发生钻具事故。 须家河组地层施工难度大，蹩跳钻现象严重，可钻性差。 嘉五、嘉四段地层漏失严重。 清溪1井嘉二段发现多段气显示，而且在显示层段容易发生井漏。多次堵漏后采取较低的钻井液密度继续钻至飞仙关四段4261.77m，钻进及起下钻后效严重。 清溪1井在飞仙关组上部钻遇裂缝性、裂缝孔隙型高压气藏，压力系数1.89左右，气层压力高；地层裂缝孔隙发育好，极易发生漏失，井喷和喷漏同存的现象,施工难点,七、清溪区块井身结构设计,井身结构设计思路,508mm导管设计下深10

56、0m，建立钻井液循环，坐入基岩10m，为一开实施气体钻井提供条件。 侏罗系陆相地层岩性以砂岩与泥岩互层为主，地层软硬交错，砂岩可钻性低，泥岩易坍塌，可能潜在地层应力变化、地层不稳定等复杂情况。表层套管封隔上部不稳定易垮层段，建立井口，安装防喷器。 对邻井实钻情况分析可看出，邻近的普光构造部分区域须家河组地层存在异常高压(普光4井须家河组3579.683853.35m井段中途测试压力系数1.55)，清溪1井钻须家河组地层时，掉块较多。雷口坡组、嘉陵江组地层承压能力低、易漏，清溪1井钻嘉陵江组地层时，发生多次漏失。为实现钻井的安全和快速高效，钻至嘉二顶部下入技术套管，封隔嘉三段及以上不稳定地层，尤

57、其是嘉五-嘉四段漏层,七、清溪区块井身结构设计,清溪1井在嘉陵江组二段遇高压，压力系数约为1.50，在飞仙关组四段发生溢流放喷，压力系数约为1.801.85，飞仙关气层属高压气层，为防止下喷上漏事故发生，进入高压气层前应将上部地层封固。因此，三开采用193.7mm套管下至飞仙关组地层顶部(先悬挂、后回接)，然后四开采用165.1mm钻头钻进，下入139.7mm套管完井,七、清溪区块井身结构设计,导管： 660.4mm508mm,二开： 311.2mm273.1mm,四开： 165.1mm139.7mm 尾管,定向井井身结构设计,水泥浆返至地面,三开： 241.3mm193.7mm,七、清溪区块

58、井身结构设计,井身结构设计国内外现状 井身结构设计方法 普光主体井身结构设计 大湾区块井身结构设计 毛坝区块井身结构设计 双庙区块井身结构设计 清溪区块井身结构设计 老君区块井身结构设计 通南巴区块井身结构设计,目录,完钻井1口：老君3 正钻井2口：老君1、2井,钻井情况,井位部置,钻井平台：1个。利用老君1井台。 开发井：4口。利用老君1、老2君井，新钻井2口,八、老君区块井身结构设计,一开： 444.5mm339.7mm404.32m 上沙溪庙,三开： 241.3mm5567m,老君3井,八、老君区块井身结构设计,老君3井复杂情况,钻至井深83m发生井漏，钻井液从大鼠洞窜漏，后逐步扩大到底

59、座基础周围。井架底座基础从右后到左前出现一条13mm宽长裂缝，大量的窜漏导致钻井液无法正常携砂。一开共漏失钻井液182.45m3，钻井液密度1.061.08g/cm3，地层：上沙溪庙组。 空气钻进至井深1745m发生断钻具事故。 在井段3304m3669m、3910m4243m及4523m4785m钻遇盐膏层，在盐膏层段起下钻过程中频繁出现遇阻，遇卡现象。 在井深5542.42m上提单根时遇卡，下放转盘扭矩为34 kN.m，无法转动，经反复上下活动、转动钻具无效。卡点深度为雷口坡组35003600m（该井段存在大段盐膏层,八、老君区块井身结构设计,老君钻井情况,508mm56.53m（已下）

60、上沙溪庙444.5mm339.7mm811.97m(已下) 上沙溪庙316.5mm273.1mm3320m 封须家河组241.3mm193.7mm5480m 飞四 165.1mm146.1.mm（5280-6217）m 龙潭组,508mm15.3m 上沙溪庙444.5mm339.7mm750.91m 上沙溪庙311.2mm273.1mm3426.10m 封须家河组241.3mm193.7mm6147.89m 长兴组 目前侧钻井深6232m,八、老君区块井身结构设计,井身结构设计思路,508mm导管设计下深50m，建立钻井液循环，原则上坐入基岩10m，为一开实施气体钻井提供条件。 老君气藏开孔地