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1、复杂钻井工艺技术第一章 复杂钻井技术石油钻井工作者的目标在地下，工作对象是地层岩石、流体和构造。它们在形成、发育过程中，由于受多种因素和条件的影响，使得地下的地质情况发生不同的变异，出现不同的复杂的地质情况。比如出现可钻性极差的研磨性地层，能产生塑性移动的石膏盐岩地层，异常低压的漏失层，异常高压的高压、高产、含硫油气藏，破碎的垮塌地层，地层倾角很大的高陡构造等等，这些都给钻井工作带来极大的麻烦。石油钻井工程即使在一般地区，它也是一个高风险、高投入、技术密集、资金密集的系统工程。在复杂地质情况下的钻井工程更是一个具有更大风险的隐蔽工程。为了提高在复杂地质条件下钻井的钻井速度，避免和减少可能发生的
2、钻井复杂情况和事故，提高钻井技术和经济指标，完成钻探目的，有必要特别对复杂钻井施工工艺技术进行讨论和研究。第一节 高压油气藏钻井技术地层压力是指地层岩石孔隙中的流体所具有的压力，也称地层孔隙压力。没有孔隙或没有流体也就不会有地层压力。在钻井中，常常会遇到实际的地层压力大于或小于正常地层压力的现象。这里谈的主要是异常高压这种情况，并着重研究我们感兴趣的高压油气藏和高压油气藏的钻井技术。一、高压油气藏的地质特点1、高压油气藏的定义1）地层压力系数原始地层压力系数定义为：实际测量获得的原始地层压力值与同深度静水压力值的比值。地层压力系数是无量值单位。石油行业现场上习惯用密度为1.0 g/cm3的淡水
3、来计算静水压力。2）异常高压当地层压力低于或超过静水压力则可称为异常地层压力。高于静水压力即为异常高压。也有将压力系数大于1.2的地层压力称为异常高压。异常高压与石油钻井行业一般意义上高压有完全不同的含义。3）地层压力等级的习惯划分目前对地层压力等级的划分尚未有统一的明确的标准。应用我国石油工业的习惯用语，一般将地层压力分为四个级别。（1）正常地层压力压力系数在0.90-1.20范围内，称为正常地层压力。（2）中等地层压力压力系数在1.20-1.40范围内，称为中等地层压力。（3）高压地层压力压力系数在1.40-1.80范围内，称为高压地层压力。（4）超高压地层压力压力系数大于1.80，称为超
4、高压地层压力。4）高压油气藏的定义（1）习惯上的称谓习惯上，一般将最高原始地层压力系数将近、达到和超过1.80的油气井称为高压油气藏。将最高原始地层压力压力系数将近、达到和超过2.00的油气藏称为超高压油气藏。（2）按油气层地层的绝对值划分有一些油田和地区根据油气井最高地层压力的绝对值来划分油气井的压力等级。一般将设计的或实际的井口最高关井压力达到、超过或接近35MPa压力的油气井称为高压油气井。将设计的或实际的井口最高关井压力达到、超过或接近70MPa压力的油气井称为超高压油气井。而将有这类井的油气藏称为高压油气藏或超高压油气藏。5）高压油气藏的典型例子（1）准噶尔盆地新疆准噶尔盆地腹部井深
5、5000m左右的井，使用的钻井液密度一般都在2.10g/cm3。在盆地南缘山前带的独1井完钻井深3135m，在安集海组使用的钻井液密度最高达2.53g/cm3。（2）四川盆地四川盆地西北部三叠系须家河组的井，井深为4000m左右，钻井中使用的钻井液密度一般为1.85-2.00g/cm3。完钻井口关井压力许多井都超过70MPa，文4井关井井口压力达76MPa。1985年完钻的龙4井井深6026m，完井试油测试完关井，压力很快升至103.95MPa，压力还在继续上升，因超过卡麦隆15000psi井口允许关井压力103.42MPa，被迫放喷，预计井口最高关井压力为108.64MPa。1976年完钻的
6、关基井井深7175m，在井深7158m处测得原始地层压力为150.90MPa，完井试油测试完后不敢关井，立即进行压井，关井至今。（3）塔里木盆地塔里木盆地北缘山前带下部为多套高压含气盐水层及高压气层，气层压力最高达132MPa。2、高压油气藏的成因 异常高压的形成是多种因素综合作用的结果，这些因素与地质作用构造作用和沉积速度等有关。一般可分为沉积型异常高压和构造型异常高压。1）沉积型异常高压（1）正常地层压力的形成在正常的沉积环境下，随着地层上的沉积物的不断增加，下边的岩层逐渐被压实，岩石孔隙度减少，孔隙中过剩的流体被挤出。如果是开放的地质环境，通道比较畅通，地层就保持正常的静水柱压力，地层压
7、力表现为正常的地层压力。（2）异常高压地层压力的形成如果出现快速沉降，上边沉积负荷增加太快，下边岩层孔隙内流体排流不畅，同时，岩层没有得到很好的压实，承受上覆岩层的能力有限。这样，孔隙中的流体将代替岩石骨架，部分地支撑本来应由岩石颗粒所支撑的那部分上覆压力，从而导致孔隙间流体压力增加，并产生异常高的流体压力。（3）不同形式的沉积型异常高压按照异常高压形成的地质环境，以及高压层系的岩性特征，沉积型异常高压又可分为以下两种沉积型高压异常： 快速沉积、并以砂泥岩为主的异常高压。 快速成岩、并以碳酸盐层系为主的异常高压。（4）异常高压带当异常高压不是作为一种偶然现象，而是在沉积盆地深部呈现为区城性的分
8、布，横向上可以连绵数十到几百Km，纵向上贯穿几百到几Km深地层，在平面上和空间上都表现出一定的规律性，这就称为异常高压带。我国沿海第三系盆地各主要三角洲系统沉积层、准噶尔盆地腹地的高压地层、四川盆地腹部侏罗系地层，都属于砂泥岩沉积型异常高压地层。四川盆地部分地区三叠系、二叠系的高压层则属于快速成岩的碳酸盐岩沉积型异常高压地层。（5）巨厚砂岩沉积的异常高压显示在同一个连通好的砂岩层段，其地层压力应是基本一致的。由于液柱和被压缩了的气柱的存在，油气显示段顶部的压力和底部的压力是不一样的，其差值即为在压缩状态下的油气显示段段长液柱压力和气柱压力。因此，我们常说的油气层压力都是特指油气层中部的地层压力
9、。在薄的砂岩显示段，这个差值可以忽略不计。但在巨厚砂岩显示层，顶部的压力值和底部的压力值差异是很大的。在巨厚砂岩层顶部往往就出现异常高压。在山东东营凹陷渐新统沙河街组砂岩体生油层可达1900m，其连续厚度可达500-1000m以上。其油层顶部的地层压力和油层底部的地层压力相差是很大的。油层顶部的地层压力显示的就是异常高压。2）构造型异常高压（1）构造运动使应力积累由于地壳运动引起的断层、褶皱、斜向滑动与断块下落等构造运动的作用，储集空间被挤压，应力被积累，从而在深层形成异常高压。（2）油气带压上移应力通过深断裂从受力较大的盆地边缘向盆地内传递，从深层向浅层发展，从面在盆地内部和浅层形成异常高压
10、。四川盆地东部和东北部（以下简称川东地区）以北东向断褶构造为主，并有北西向和南北向隐伏的基底断裂穿插其间，隐伏断层在平面上互相交切，形成互相分隔的独立的应力积累区和应力释放区。出现常压区、中压区、高压区及超高压区。在纵向上不同含气层系地层压力出现异常压力错综复杂的局面。从侏罗系重庆统到石炭系可以分出4个压力差异很大的压力带，即从重庆统到须家河的浅层近静水柱的漏失带；从中上部雷口坡组到嘉陵江组的压力系数为1.00-1.30的过渡带；在中下部三、二叠系气藏均属异常（压力系数1.40-1.80）到超高压（压力系数1.80）；而底部下覆的中石炭系气藏的压力系数则接近正常到中等压力（压力系数1.00-1
11、.40）。3）碳酸盐岩型异常高压有学者以四川盆地为例，在一般的异常高压分类 “沉积型”异常高压和“构造型”异常高压之外，提出一个“碳酸盐岩型”异常高压。认为，四川盆地在侏罗系沉积末期，二叠系阳新统生物灰岩中所富含的有机质已从成油进而裂解为天然气，由液态变为气态，体积发生巨大变化。由于当时储集空间有很，而形成的气量又极为巨大，故生成的气体处于较高的压力状态。造山运动使地层强列褶皱，在受力较强的部位产生裂缝，高压天然气不断向“缝洞体”运移富集。由于受力差异，裂缝发育程度不同，就出现两种不同的产出状况。（1）构造受力强，裂缝发育，压力不很高的大产量、大储量的高产区。（2）构造受力较弱，裂缝不太发育，
12、但地层压力较高的过渡带环境。碳酸盐岩型异常高压受裂缝影响很大，规律性较差。四川盆地常出现在大气井附近出现干井，在小气井旁边出大气的情况。川南鹿角场构造高部位钻探的鹿1井为干井，但相距仅9000m的鹿3井（在断层附近）初喷气量竞达915104m3/d。川西北新851井产量279.29104m3/d，该井因油套管问题暂闭后，距其900m另打的一口接替井新853井竟未获气。3、高压油气藏的特点1）沉积型高压油气藏异常高压分布有一定规律性快速沉积型异常高压带常呈现为区域性展布。横向上可连绵数十到几百Km，纵向上贯穿几百到几Km地层，在平面上和纵向上都表现出一定的规律性。毗邻大陆（古地理）边缘的中新生代
13、快速细粒碎屑沉积盆地内，异常高压带的起始深度一般为4000m，也有浅到3000m左右。2）构造型高压油气藏异常高压分布规律性差（1）横向上同一层段地层压力差异大在不同的构造区、不同的局部构造的储层内流体原始地层压力差异极大。压力系数变化最高可达1倍以上。以四川盆地二叠系阳新统气藏为例。据四川盆地阳新统测试所获290井的原始地层压力统计，阳新统气藏原始地层压力系数小于1.40的占54.14%，1.40-1.80者占24.83%，大于1.80者占21.03%。川西北地区阳新统气藏地层压力系数大都在2.00以上。川南地区东部的合江构造，在所钻8口井阳新统气藏的原始地层压力均接近2.00。然而在川南地
14、区西部和广大川西南地区阳新统气藏原始地层压力均大致保持为正常静水柱压力系数1.00左右。值得注意的是，即使在同一地区乃至同一局部构造，原始地层压力也可以有很大差异。例如川东地区阳新统气藏的压力系数可以从1.05变化到2.36。川南纳溪构造阳新统气藏压力系数由西端纳34井的1.00变化到东端的纳60井的1.80，两井深度仅差450m。四川盆地三叠系各气藏原始地层压力同样出现复杂的变化。川南黄瓜山构造嘉陵江一段气藏5口井各具不同的压力系数，黄1井压力系数为2.31，黄18井则为1.31。沈公山构造西端的沈9井嘉二气藏压力系数为1.02，毗邻的沈1井嘉一气藏压力系数为1.82。（2）纵向上地层压力变
15、化剧烈构造型异常高压油气藏，由于它的形成机理决定了它纵向上原始地层压力系统不会是随深度而增加，很难用一个固定的地层压力纵向分布模式，去描述它们在不同区域、不同层系、不同局部构造、不同构造部位的变化规律。已知区域的规律很难确定用于未知区；一个气藏的压力系统分布特点，不一定适用于其它气藏。这口井压力系数的纵向分布很可能在附近井就是另一种模样。四川盆地含油气层的重要特征就是纵向上多产层、多压力系统，产出状况差异很大。此种现象在川东高陡构造上表现尤为突出。二、高压油气藏钻井技术高压油气藏的形成决定了高压油气藏的地质特点。了解了高压油气藏的地质特点，自然也就会联想到高压油气藏钻井的难点。只有知道了高压油
16、气藏钻井的难点，我们便可想法采取一些特殊的钻井技术措施，以使我们在高压油气藏的钻井工作更主动一些。1、高压油气藏钻井的主要难点1）钻井工艺较复杂，施工难度大（1）井身结构复杂，开钻次数多由于高压油气藏多具产层多、压力高、多压力系统、地层压力规律性差等特点，故在井身结构设计上考虑的套管层次就比较多。套管层次多，开钻次数也就必然多，开钻次数一多，又引起固井、电测次数的增多，以及井口装置、钻头、钻具、钻井液体系的频繁倒换。使得正常的钻井工作无法正常持久的进行，一些钻井新工艺、新技术无法正常地开展。一些井在钻进中，在同一个裸眼井段中，常常会遇到预料之外的压力梯度很大的多个显示层，在采用常规的处理方法无效时，又不得不提前下入套管进行封隔，
