川东北井身结构设计
关于对川东北地区地层结构的研究
关于对川东北地区地层结构的研究摘要：四川盆地东北地区有着丰富的油田资源，为了在其中的大巴山前缘与川东褶皱带交汇的地方进行油田勘探，我们专业人员根据地震资料的解释，通过各层构造特征分析，同时结合构造的演化史等构造形成的作用分析，以及川东地区各构造层的表现特征的各不相同，对川东北地区的地层结构尽行分析，以及深一层的探讨。
关键词：川东北地区地层构造特征一、川东北地区地域背景大巴山前缘和川东高陡构造带的北端就是川北地区，并且南大巴山向西南突出的弧状冲断构造带与川东褶皱带的交汇地点，在这样的构造下它为罗家寨，金珠坪构造，铁山坡构造形成了一个该地区所特有的三角地带。
在晋宁运动中，川东北地区形成了目前的基底，前震旦纪地址发展史由川东地区的构造形成已经终结，由此进入地台发育阶段。
二、川东北地区地层结构特征1.中层构造特征。
在川东北地区，它们的构造规模大、断裂的数量特别到，同时在构造两翼带有着发育倾轴逆断层，它的作用是控制着主体构造的形态，同时隆起幅度以及它的宽缓程度。
中层构造层与上层、下层的形态有着很大的区别，它的形状是背冲构造、叠瓦状构造发育。
剖面特征是断层延伸远、之间的落差大，尤其是其中很多的断层之间的距离超过了1000米，这些断层向上消失于嘉陵江祖及以上底层，向下消失于奥陶系及以下地层，但是大多数小规模断层不与上、下构造层贯通。
2.下层构造特征。
这一层在川东北地区中埋得比较深，同时受大巴山褶皱带的影响比较弱，川东北地区早期的伸展作用受压力影响对于构造来说，本构造层的构造比较简单。
在下构造层的逆冲断层发育良好，它的断层断距比较大，相对于中层来说，延伸较远。
至于奥陶统一下，川东北地区的下层这周强度小，构造变的相对缓慢，断层及落差较小。
3.上层构造特征。
在川东北地区的所有构造带中，上层构造的地层是属于埋得比较浅的，同时岩层比较软弱，同时它的褶皱构造发育较好并且排列紧密。
在川东北地区的上层沿断层的延伸方向，它会滋生一些狭长的潜伏构造、潜伏高以及鼻状构造显示。
【5A版】川东北地区膏盐层钻进泥浆综合技术
川东北地区膏盐层钻进泥浆综合技术杨健（西南石油局重庆钻井公司）摘要：川东北地区膏盐层埋深达3000～4500米，总厚度超过400米，泥浆工作难度高，基于对膏盐层地质情况的全面掌握，本文从泥浆设计、实钻、现场管理等方面进行了较充分阐述，认为聚磺泥浆基本能满足膏盐层钻进需要。
最后对存在的问题和发展方向，发表了自己的看法。
关键词:川东北膏盐层钻井液现场管理一、川东北地区膏盐层地质情况：川东北地区油气勘探始于60年代全国第一次石油普查。
该区由两个相互独立的构造带组成，其一是通南巴构造带，由通江涪阳坝构造和地跨南江、巴中的南阳场构造组成，该构造带计算的圈闭面积为838平方公里，是四川盆地仅次于威远气矿的第二大构造。
其二是达县—宣汉区块，由罗家坪——付家山构造、东岳寨构造等局部构造组成，圈闭面积较小。
川东北地区的海相地层中，尤其是嘉陵江、飞仙关、长兴、茅口、石炭系有着良好的油气勘探开发前景，但要钻达这样深的目的层，必须要钻穿上部存在诸多复杂井段，其中之一就是海相地层的雷口坡、嘉陵江组的大段膏盐层。
在本区域，大约井深2800～3000m即进入海相地层雷口坡组，该层平均厚度500～700m。
如川涪82井雷口坡厚516m，川付85井雷口坡厚646m，其中雷三、雷二、雷一段均有硬石膏岩夹层、或与灰岩、白云岩不等厚互层，同时含少量岩盐及杂卤石。
之后在井深3500m左右进入嘉陵江组，该层平均厚度800～900m，而有些井厚度超过1000m。
其中川涪82井实钻达1245m，膏盐层累计厚度达413m，占总厚度的33%。
本组膏盐层极其发育，几乎每一井段都含石膏和岩盐，特别是嘉四、嘉二段含大段的膏盐层。
海相地层中厚大的膏盐层作为极好的盖层，对油气储集非常有利，但对工程施工却提出了难题。
图一～图四是川涪82井嘉五、嘉三段的岩芯照片，虽然不是膏盐最发育井段，但可以清楚地观察到地层中石膏、杂卤石的发育情况。
图一：杂卤石岩条带图二：泥晶白云岩与硬石膏岩薄互层（嘉五岩芯）具揉皱构造和变形层理（嘉三2岩芯）图三：含云质硬石膏岩中的网格状构造图四：白云岩中沿张裂缝分布的硬石膏脉（嘉三岩芯）（嘉三岩芯）二、膏盐层钻进易发事故及对泥浆的影响1、膏盐层在高温高压下具塑性流动性，易导致缩径、卡钻等工程事故。
川东北地区长封固段窄间隙技术套管固井应用情况分析
三、现场应用
P4-2井Ф273.1mm双级技套固井
4、固井方案及工艺措施：
（1）分级固井，采用两凝水泥浆体系；
（2）采取试下套管摸清井眼状况； （3）选用高性能冲洗液、加重隔离液； （4）采用携砂液洗井； （5）合理设计施工排量，采用塞流、紊流及复合顶替技 术，提高顶替效率，保证井下施工安全。 该井固井质量优质。
100
Pressure (MPa)
120
120
Consistency (Bc)
60
100
50
80 60
80 60
40 30
40
40
20
20 0
20 0
10 0 0:00 0:30 1:00 1:30 2:00 Time (HH:MM) 2:30 3:00 3:30 4:00
稠化曲线3 实验条件110℃×70MPa
配 方 1 A 2 B 3 C 4 D 浆体 密度 g/cm3 1.19 1.19 1.22 1.22 1.26 1.26 1.29 1.29 抗压强度，MPa 抗折强度，MPa 胶结强度，MPa
常压
38℃ 75℃
增压
75℃/21MPa 38℃
常压
75℃ 38℃
常压
75℃
7.25 4.12 8.08 5.1 8.83 5.63 9.36 6.08
实验条件：90℃×60MPa
二、技术对策
300 280 260 240 220 200 300 280 90 260 240 220 70 200 180 160 140 120 100 30 80 60 40 20 0 80 60 40 10 20 0 0 0:00 0:30 1:00 Time (HH:MM) 1:30 2:00 2:30 20 80 100
井身结构设计
井身结构设计一、套管的分类作用1、表层套管主要用途：封隔地表浅水层及浅部疏松和复杂地层；安装井口、悬挂和支撑后续各层套管。
下深位置：根据钻井的目的层深度和地表状况而定，一般为上百米甚至上千米。
2、生产套管（油层套管）主要用途：用以保护生产层，提供油气生产通道。
下深位置：由目的层位置及完井方式而定。
3、中间套管（技术套管）在表层套管和生产套管之间由于技术要求下入的套管，可以是一层、两层或更多层。
主要用来封隔不同地层压力层系或易漏、易塌、易卡等井下复杂地层。
4、尾管（衬管）是在已下入一层技术套管后采用，即在裸眼井段下套管、注水泥，而套管柱不延伸到井口。
减轻下套管时钻机的负荷和固井后套管头负荷；节省套管和水泥。
一般在深井和超深井。
二、井身结构设计的原则1、有效地保护油气层；2、有效避免漏、喷、塌、卡等井下复杂事故的发生，保证安全、快速钻进；3、钻下部地层采用重钻井液时产生的井内压力，不致压裂上层套管鞋处最薄弱的裸露地层；4、下套管过程中，井内钻井液液柱压力和地层压力间的压差不致于压差卡套管；5、当实际地层压力超过预测值而发生井涌时，在一定压力范围内，具有压井处理溢流的能力。
三、井身结构设计的基础数据•地层岩性剖面、地层孔隙压力剖面、地层破裂压力剖面、地层坍塌压力剖面。
•6个设计系数：抽吸压力系数Sb；0.024 ～0.048 g/cm3激动压力系数Sg；0.024 ～0.048 g/cm3压裂安全系数Sf；0.03 ～0.06 g/cm3井涌允量Sk；：0.05 ～0.08 g/cm3压差允值∆p；∆P N: 15～18 MPa ，∆P A：21～23 MPa 四、井身结构设计方法套管层次和下入深度设计的实质是确定两相邻套管下入深度之差，它取决于裸眼井段的长度。
在这裸眼井段中，应使钻进过程中及井涌压井时不会压裂地层而发生井漏，并在钻进和下套管时不发生压差卡钻事故。
设计前必须有所设计地区的地层压力剖面和破裂压力剖面图，图中纵坐标表示深度，横坐标表示地层孔隙压力和破裂压力梯度，皆以等效密度表示。
川东北水平井钻井技术方案
定向井、水平井钻井技术前言定向井、水平井钻井技术在国内经过多年的研究、发展，目前已经相对成熟。
但是，就应用地域而言，川东北地区应用定向井、水平井技术相对较晚，由于地质条件复杂，钻井施工期间出现的问题较多，有必要对前期定向井施工中的成功经验和负面教训进行总结、分析，为提高今后钻井队伍对该地区定向井、水平井施工的认知程度，推动川东北地区定向井钻井技术的成熟，形成较为完善的川东北水平井钻井技术方案奠定基础。
一、国内外定向井、水平井钻井技术现状（一）定向井钻井技术简而言之，定向井是指按照预先设计的井斜方位和井眼的轴线形状进行钻进的井。
沿着预先设计的井眼轴线钻达目的层位的钻井方法，称为定向钻井。
定向井技术可以增加油藏泄油面积，提高油气产量，还能够克服地表障碍设定井场、节约用地、降低开发成本、提高经济效益。
定向井通常采用的轨道剖面是“直—增—稳”和“直—增—稳—降—稳”或与之相近的剖面结构,在数量上以“直—增—稳”三段制结构占绝大多数。
对于这种剖面，早期的定向井钻井在造斜点以下井段是分三步施工的,即弯接头+直螺杆定向造斜、转盘钻进增斜和转盘钻进稳斜。
该施工步骤相对而言较为复杂，且由于定向井井眼轨迹的井斜变化和方位漂移量受地层岩性、钻具结构、钻进参数等诸多因素影响,如果没有对相应区块的钻井施工经验，判断和量化分析井斜、方位变化规律的存在一定的难度。
随着弯壳体泥浆马达、高效PDC钻头的研制成功和无线随钻测量技术的发展，导向钻井系统逐步发展，并成为定向井技术发展的最重大的成果。
最初是弯壳体动力钻具与MWD组成的滑动导向钻井系统,近年来又出现了旋转导向钻井系统。
导向钻井系统的最大优点是一套工具下入井内后,可以增斜、降斜和稳斜,可以根据需要钻出不同曲率的井眼,从而大大提高了井眼轨迹控制能力。
如英国BP公司1999年7月在英国WytchFarm油田完成的M16SPZ井，完钻井深11278m，垂深1637m，水平位移达10728.4m。
川东北超深高酸性环境钻井防腐技术
１＋ ０
１ ０
ｓ 分压 （ ） 肿ａ
普 光 气 田Ｈ ｓ 量 范 围 为 １ ． ２ ～ ｌ ． ５ ， 含 ２ １ ４ ％ ０ ％ ７
平均 含量 ｌ ． ８ ，最高分压９ ６ Ｍ ａ ４ ２％ ． ５ Ｐ ；Ｃ 量 ０含 ２
图 １ 管材选 用分 区图
７ ７％ ４ ２ ％ ： ７ ～１ ． ５ ，最高分压６ ５ Ｐ ；Ｃ 一 ． Ｍ ａ １含量 １０ ０ ｇ ５０ｍ ／
１ ．表层套管 的选 材 ：根据 表层套 管工况条件 ，
选用碳钢材质 。
２ ．技术套 管的选材 ：在 储层流体 硫化氢分 压 ＞ ０ ３ ｋ ａ ，对 于可能暴露 于硫 化氢流体 中的技 术套 ．４Ｐ 时 管，使用具有相应抗硫性能 的高抗挤材质 ，并采用特
殊金属气密封扣型。
腐蚀 ，只有 当Ｈｓ ： 溶解 于水 并变成弱 酸后才会腐 蚀金
产层改造等工艺的要求 。对于生产套管 ，不仅要考虑
不锈钢
９，Ｃ 、１ ０
趣缓
１
锈
钢
２５ 、Ｃ ７ ５０ ２６
Ｓ ｍ ５５ ３
Ｓ ００ ５
Ｓ ００ ６
Ｊ５ ５ Ｎｏ ８
Ｐ ｌ ｌＯ
抗 硫 材髓 。 Ｌ ∞
Ｃ９ ｏ
高抗 硫材 鹰 ：
Ｓ ＣｌＯ ｌ ，
一
、
概 述
近 几十 年来 ，含 酸性 腐蚀 介质 的油 气 田相继 出
川东北地区高陡构造井壁失稳原因及对策
[收稿日期]2009208216 [作者简介]于玲玲(19762),女,2000年大学毕业,硕士,工程师,现主要从事钻井设计及岩石力学研究工作。
川东北地区高陡构造井壁失稳原因及对策 于玲玲,孙连环,鲍洪志 (中国石化石油工程技术研究院,北京100101)[摘要]川东北地区是中国石化的重点区域,由于高陡构造带地层岩石破碎、地层倾角大、地层各向异性强,井身质量差和机械钻速低是该地区钻井工程突出的问题;从理论上探讨了高陡构造井壁失稳、井下复杂的机理,针对川东北地区高陡构造的地质特征,分析研究了防止井壁失稳的各种措施,对该地区井身质量和钻井机械效率的提高具有一定的指导作用。
[关键词]井壁稳定;大倾角;高陡构造;川东北[中图分类号]TE242[文献标识码]A [文章编号]100029752(2010)0120281203川东北地区油气勘探潜力巨大,目前中石化已在该区的普光、毛坝、河坝、双庙、清溪等构造钻探了30余口井。
该地区上部陆相地层以砂泥岩互层为主,钻井过程中井壁坍塌严重。
地质研究表明,川东北地区地质构造经历了强烈挤压造山运动,形成了现今高陡构造带[1～3]。
该区的褶皱断裂带强烈,地质情况十分复杂,地应力强烈,地层岩石破碎,地层倾角大,局部小褶皱多。
在川东北地区,陆相地层的高陡构造钻井井壁稳定性问题是突出,表现为井下复杂、机械钻速低,井身质量差,起下钻阻卡严重,憋钻现象时有发生。
这些问题一直是制约勘探开发的“瓶颈”问题,而如何采取有效措施进行井身质量控制是直接影响钻井质量、钻井效率的关键所在。
为此,笔者开展高陡构造井壁失稳的机理及对策研究。
1 高陡构造井壁失稳的机理产生井眼失稳的根本原因在于井眼形成过程中周围的应力场发生了改变,引起井壁应力集中,井内钻井液未能与地层中应力建立新的平衡。
当井内钻井液液柱压力低于坍塌压力时,井壁岩石将产生剪切破坏,脆性岩石将会产生坍塌掉块造成井径扩大,塑性岩石将向井内产生塑性流动而产生缩径;当井内钻井液液柱压力高于破裂压力时,井壁岩石则会发生拉伸破裂而造成井漏。
井身结构设计
井身结构设计摘要：井深结构设计是钻井工程的基础设计。
它的主要任务是确定导管的下入层次，下入深度，水泥浆返深，水泥环厚度及钻头尺寸。
基础设计的质量是关系到油气井能否安全、优质、高速和经济钻达目的层及保护储层防止损害的重要措施。
由于地区及钻井目的层的不同，钻井工艺技术水平的高低，不同地区井身结构设计变化较大。
选择井身结构的客观依据是底层岩性特征、底层压力、地层破裂压力。
正确的井身结构设计决定整个油田的开采。
本文基于课本所学的基本内容，对井身结构做一个大致的程序设计。
井身结构设计的内容：1、确定套管的下入层次2、下入深度3、水泥浆返深4、水泥环厚度5、钻头尺寸井身结构设计的基础参数包括地质方面的数据和工程等数据1．地质方面数据（1）岩性剖面及故障提示；（2）地层压力梯度剖面；（3）地层破裂压力梯度剖面。
2．工程数据，以当量钻井液密度表示；单位g/cm3：如美国墨西（1）抽汲压力系数Sw=0.06。
我国中原油田Sw=0.015~0.049。
湾地区采用Sw，以当量钻井液密度表示，单位g/cm3。
（2）激动压力系数Sg由计算的激动压力用（2-58）进行计算，美国墨西湾地区取Sg=0.06， Sg我国中原油田Sg=0.015~0.049。
（3）地层压裂安全增值S，以当量钻井液密度表示，单位g/cm3。
fSf是考虑地层破裂压力检测误差而附加的，此值与地层破裂压力检测精度有关，可由地区统计资料确定。
美国油田Sf取值0.024，我国中原油田取值为0.02~0.03。
4）溢流条件Sk以当量钻井液密度表示，单位g/cm3。
由于地层压力检测误差，溢流压井时，限定地层压力增加值Sk。
此值由地区压力检测精度和统计数据确定。
美国油田一般取Sk=0.06。
我国中原油田取值为0.05~0.10。
（5）压差允值PN （Pa）裸眼中，钻井液柱压力与地层孔隙压力的差值过大，除使机械钻速降低外，而且也是造成压差卡钻的直接原因，这会使下套管过程中，发生卡套管事故，使已钻成的井眼无法进行固井和完井工作。