钻井液施工设计书总结文档格式.docx
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主要研究目标区SD潜山以一构造浅鞍与塘沽潜山分隔,宏观形态为一背斜形态,被四条主要次级断层分割成五个断块。
塘沽潜山背斜构造,被北东向断层切割成断鼻构造,大神堂断层从背斜南翼切过,在其上盘形成的塘沽东潜山呈断鼻形态。
塘沽东潜山—SD潜山整体构造面积为138km2,形态完整,规模大,是SD地区潜山风险勘探的首选构造。
1.2.1.2构造的闭合度、构造展布等情况
SD潜山为一个古生界潜山,构造高部位沙三段直接覆盖在石炭系之上。
平面形态为一个长轴背斜形态,长轴方向与大神堂断层走向一致,宏观圈闭规模约88km2,西侧以一构造鞍部与塘沽潜山分隔。
主体部位被四条断层分割成五个断块构造,奥陶系顶界有利圈闭面积49.3km2,高点埋深5200m,闭合幅度700m。
兼探层系沙三段是海河断层上升盘的一个大型鼻状圈闭,圈闭面积34km2,高点埋深5100m,闭合幅度500m。
沙一中段和东营组是海河断层下降盘具有逆牵引性质的鼻状构造,其中沙一中段整体圈闭面积48km2,被一条北东东向断层分割成两个断块,设计井所在断块圈闭面积11km2,高点埋深3800m,闭合幅度300m。
东营组圈闭面积27km2,高点埋深2850m,闭合幅度175m。
1.2.1.3构造圈闭要素
表1-1SD潜山奥陶系圈闭要素表
圈闭名称
层位
高点埋深
(m)
闭合幅度
圈闭面积
(km2)
SD潜山
奥陶系底界
5600
1400
95
奥陶系顶界
5200
700
49.3
1.2.2地层概况
1.2.2.1地层序列及岩性简述
第四系平原组:
黄色粘土及散砂。
上第三系明化镇组:
明上段为灰黄、棕红色泥岩与浅灰色细砂岩呈不等厚互层;
明下段为灰黄、灰绿、棕红色泥岩夹灰色细砂岩、粉砂岩。
上第三系馆陶组:
浅灰色细砂岩、含砾不等粒砂岩夹灰绿色、棕红色泥岩、灰黑色玄武岩,底部为杂色砾岩。
下第三系东营组:
灰色泥岩,灰色细砂岩不等厚互层,夹灰黑色玄武岩。
下第三系沙一段:
浅灰色细砂岩,灰色含砾不等粒砂岩,深灰色泥岩,灰黑色玄武岩。
下第三系沙三段:
上部:
为浅灰色细砂岩、粉砂岩,灰色含砾不等粒砂岩与深灰色泥岩互层。
下部:
深灰色泥岩,粉砂质泥岩,浅灰色细砂岩,泥质粉砂岩及灰褐色细砂岩,局部夹浅灰色灰质砂岩。
石炭系:
上部为深灰色泥岩、灰色细砂岩夹灰黑色碳质泥岩,中部灰黑色泥岩、深灰色泥岩与黑色煤层互层,下部主要为深灰色泥岩夹灰黑色泥岩、灰黑色碳质泥岩、灰色含砾不等粒砂岩,局部灰色石灰岩、灰色泥灰岩,底部见灰色铝土岩。
奥陶系:
深灰色石灰岩,褐灰色灰质白云岩、白云质灰岩,夹灰色含泥石灰岩。
1.2.2.2标准层
馆陶组底部块状杂色砾岩是本地区标准层。
1.2.2.3本地区的其它特殊情况
无。
1.2.3生、储层分析及封(堵)盖条件
1.2.3.1生油层
从SD潜山的基本成藏条件分析,其油藏类型应为新生古储型油气藏,主要的烃类供给应来自南侧海河断层下降盘的SD凹陷主体区。
SD凹陷为HH坳陷新生代的沉积、沉降中心,沉积厚度大,其古近系厚度在5000~6000m以上,发育了沙三段、沙二段、沙一段、东营组四套生油层系。
从沙三段成熟生油岩厚值中心分布滨海断鼻构造以东的区域,最大厚度可达2000m。
沙二段生油岩厚度在300m,沙一段生油岩最大厚度为500m,中心位于驴驹河—海2井,而东营组的生油岩最大厚度为600m。
SD凹陷古近系以湖相沉积为主,生物发育,有机质丰富。
其烃类热演化模式,具热演化系列完整、各阶段产物全、生油门限较浅、成油主带转化率高、地温梯度高、热成熟快、母质类型好的特点。
根据热模拟实验、TTI法以及生排烃量与深度关系等资料,确定其生油门限深度为2600m,成熟深度主要为2600~3500m,油窗下限4600m,成气主带为4600~6000m。
实测有机碳含量一般大于1%,平均为1.43%;
氯仿沥青“A”含量大于0.06%,平均为1.5%;
干酪根类型以Ⅱ型为主。
有机地球化学特征展现了SD凹陷生油岩高有机质丰度、高转化能力、高生烃强度和高产烃量的特点。
生烃强度大于30×
106t/km2,生烃潜量为8-15kg/t,有效生油岩体积1373.34km3,总的生油量为178.99×
108t,石油资源量16.11×
108m3,天然气资源量6099×
108m3。
1.2.3.2储油层
HH坳陷奥陶系的沉积环境属华北地台陆表海台地沉积,地层分布较稳定,
自下而上发育有下奥陶系冶里组、亮甲山组、中奥陶统马家沟、中奥陶统峰峰组。
自下而上水体能量由强到弱,泥质含量由少到多,以峰峰组泥质含量最重。
根据岩性、物性、孔隙结构和毛细管压力曲线等特征,碳酸盐岩储集层可划分为四类。
本区以Ⅱ、Ⅲ类储层为主,区域上较好的储集层主要发育在峰峰组的白云岩及岩溶段内。
据TS1井测井评价图上看,峰峰组主要发育Ⅱ类储层,部分Ⅲ类储层,而上马家沟组多为致密层,储集物性差。
据TS1井峰峰组3805~3840m泥晶白云岩、粉晶白云岩、砂屑白云岩和泥晶灰岩的薄片鉴定结果,白云岩晶间孔、晶间溶孔面孔率达1~5%,岩石裂缝发育,缝宽0.01~0.75mm,但多数被方解石充填,属Ⅱ类储层。
扫描电镜分析,TS1井峰峰组3837m白云岩样品中白云岩晶体自形好—中等,晶体胶结紧密,晶间孔隙较发育,晶体表面见少量微溶孔。
SD地区峰峰组残留厚度推测大约为140m左右,是此次风险钻探的主要层系。
从SD地区奥陶系顶界曲率分析图和均方根振幅图分析,SD潜山奥陶系顶面具有曲率值大、振幅值低的特点,且SD奥陶系潜山内部次级断层较多,因此推测推测奥陶系顶面裂缝较为发育。
古近系沙河街组在本区发育水下扇、重力流沉积体系,东营组发育三角洲沉积体系,储集层发育,但储集物性变化较大。
沙河街组储层埋深大,储集性能较差。
据GH3-1井分析,该井沙三段孔隙度1.1~13.3%,平均孔隙度10.1%,渗透率0.44~7.22×
10-3μm2,平均渗透率2.48×
10-3μm2。
沙一段孔隙度6.4~14.1%,平均孔隙度12.7%,渗透率0.01~9.11×
10-3μm2,平均渗透率5.34×
东营组平均孔隙度14~26%,平均渗透率40~71×
10-3μm2;
GH2-1井东三段孔隙度16~22%,平均孔隙度18%,渗透率0.76~324×
10-3μm2,平均渗透率71×
说明沙三段至东营组仍具备较好物性的储层。
1.2.3.3生储盖组合分析
SD潜山圈闭构造形成早,与油气运移期配置关系好,构造发育定型于油气生成与运移之前,圈源匹配关系好。
SD潜山圈闭形成时间早,其古生界圈闭在沙三段沉积中后期就已基本定型。
沙三段整体为断鼻圈闭;
沙一段和东营组圈闭受控于海河断层,具有逆牵引圈闭形态,鉴于海河新近系活动微弱,因此其圈闭形成期最晚为东营期。
烃源区SD凹陷的主要排烃期是东营期和明上段沉积时期,所以,SD潜山的主要钻探圈闭形成期早于排烃期,兼探圈闭形成期早于二次排烃期,圈源配置关系好。
SD潜山奥陶系圈闭上覆200~400m石炭—二叠系,盖层条件好,油气不至于穿过盖层向上散失。
潜山主体及周边的断裂,除海河断层和大神堂断层之外,活动期都很短,沙三段沉积后期都已经不活动,不是油气散失的通道。
SD地区及周边钻探的井中,目前尚未发现新近系油气的可靠显示,说明油气被封盖在馆陶组之下的地层中,潜山及古近系内形成的油气藏保存条件好。
1.2.4油气藏分析及储量估算
SD潜山SD15-1井钻探目的层为奥陶系,预测天然气地质储量493×
108m3表4。
本次研究主要参照千米桥奥陶系碳酸盐岩潜山圈闭的储量计算参数进行预测。
表1-2油气藏储量估算
构造幅度
预测含气面积
油层厚度
天然气资源量
(×
108m3)
O顶
50
493
总资源量
1.2.5邻井钻探成果
1.2.5.1邻井录井、测井成果
TS1井部署在塘沽潜山奥陶系背斜圈闭高部位,完钻层位奥陶系上马家沟组,完钻井深4056.00m。
钻探过程中,在石炭—二叠系见荧光显示32m/8层、油迹23m/2层;
奥陶系见荧光22m/11层。
奥陶系气测异常不明显,全烃最高2.008%。
奥陶系测井解释Ⅱ级储层39.1m/10层,Ⅲ级储层37.8m/8层。
SD3井完钻层位蓟县系。
钻探过程中在奥陶系录井见油迹显示9m/2层,测井解释为可疑层11m/1层,本井地质报废。
GH3-1井:
该井完钻井深4197m,完钻层位沙三段。
东营组录井未见油气显示,测井解释为可能油气层3.7m/1层;
沙一+二段录井见油斑显示3.5m/1层、荧光43.5m/15层,测井解释油层3.5m/1层、油水同层19m/5层;
沙三段录井见富含油显示4.5m/1层、荧光显示39.5m/10层,测井解释油水同层18.5m/5层、气层5m/1层、油层21.5m/4层。
3.5.2邻井试油成果
TS1井:
奥陶系上马家沟组3919.5~3945.0m,平均液面2516m,折日产水1.2m3,累产水2.2m3;
奥陶系峰峰组3799.2~3839.5m,平均液面858m,折日产水135m3,累产水271m3。
沙三段,4158.3~4193.5m,测液面2133米,折日产油6.83t,日产气260m3。
沙三段,3959.5~3970.0m,测液面1899.5米,折日产油12.9t。
沙一段,3585.0~3588.6m,测液面1899.5米,折日产油9.06t,日产气微量。
东营组,3164.1~3167.8m,测液面1427.5米,折日产油1.28t。
1.2.6地质风险分析
1)古生界储层非均质性强,物性变化大,钻井产液性、产液量变化受靶点区缝洞发育程度影响大。
2)SD地区普遍存在火成岩,对成图速度影响很大,地质分层与实钻分层会有一定误差。
1.3钻遇地层层系及岩性
表1-3钻遇地层层系及岩性
地层
设计分层
地层产状
故障
提示
界
系
统
组
段
岩性
底界
深度
m
厚度
倾向
(º
)
倾角
新
生
第
四
/
平
原
黄色粘土及散沙
260
防塌
上
三
明
化镇组
1810
1550
防卡
防气侵
馆陶组
浅灰色细砂岩、含砾不等粒砂岩夹灰绿色、棕红色泥岩、杂色砂砾岩,底部为黑色玄武岩。
2235
425
防漏
防卡掉
下第三系
东营组
灰色泥岩,灰色细砂岩不等厚互层,夹灰色荧光细砂岩,局部灰黑色玄武岩。
3155
920
沙河街组
沙一段
浅灰色细砂岩,灰色含砾不等粒砂岩,深灰色泥岩,灰黑色玄武岩,夹灰色荧光细砂岩。
4612
1457
防喷漏
沙三段
深灰色泥岩,粉砂质泥岩,浅灰色细砂岩,泥质粉砂岩及灰色荧光细砂岩,局部夹浅灰色灰质砂岩。
5143
531
上古生界
石炭系
上部为深灰色泥岩、灰色细砂岩夹灰黑色碳质泥岩;
中部灰黑色泥岩、深灰色泥岩与黑色煤层互层,下部主要为深灰色泥岩夹灰黑色泥岩、灰黑色碳质泥岩、灰色含砾不等粒砂岩,局部灰色石灰岩、灰色泥灰岩,底部灰色铝土岩。
5520
377
下古生界
奥陶系
深灰色石灰岩,褐灰色荧光灰质白云岩、白云质灰岩,夹灰色含泥石灰岩。
5670
▽
150
防喷漏防气侵
防H2S
2井身结构
表2-1井身结构
开钻次序
井深
钻头尺寸
mm
套管尺寸
套管下入
地层层位
套管下
入深度
环空水泥
浆返深
导管
80
660.4+914
762
平原组
地面
一开
1502
660.4
508.0
明化镇组
1500
二开
3354
444.5
339.7
3350
三开
5824
311.1
244.5
3150-5820
3150
三开回接
2000
四开
5985
215.9
139.7
5300-5975
5300
四开回接
177.8
3300
3钻井液体系设计原则
3.1油层位置
预计油气水层位置、厚度
东营组:
2240-3155m,预计钻遇厚度约10m油气层;
沙河街组:
3155-5140m,预计钻遇厚度约20m油气层;
5520-5670m,预计钻遇厚度约50m油气层。
浅层气分布情况
钻探过程中需注意浅层气的井段为垂深800~2235m,属于明化镇组和馆陶组。
油层性质:
沙三段孔隙度1.1~13.3%,平均孔隙度10.1%,渗透率0.44~7.22×
3.2井型:
表3-1剖面设计表
井段
测深
井斜角
方位角
垂深
全角
变化率
/30m
井斜
方位
视平移
造斜始点
2300.00
0.00
151.84
0.000
造斜终点
2606.93
24.55
2597.62
2.400
64.77
靶点A
5819.86
5520.00
1399.92
井底点
5984.78
5670.00
1468.45
3.3地层特点以及工程要求
1、地层特点
平原组:
黄色粘土及散沙为主
明华镇组:
馆陶组:
沙一段:
沙三段:
2、工程要求
导管段处于平原组,故需要进行防塌处理。
一开段处于平原组和明华镇组,但并未钻穿明华镇组。
本井在800-2235m处存在浅层气,注意防气侵,井漏和溢流。
本段平原组岩性主要是粘土和散砂,成岩性差,地层泥质含量高,钻头易泥包,注意防垮和防卡。
二开钻穿东营组以及馆陶组。
灰色泥岩,灰色细砂岩不等厚互层,夹灰色荧光细砂岩、含砾不等粒砂岩夹灰绿色、棕红色泥岩、杂色砂砾岩,底部为黑色玄武岩。
预测馆陶组底2194~2235m钻遇厚度约40m玄武岩,注意防漏;
预测东营组2235~2800m钻遇厚度约150m玄武岩,注意防漏;
预测东营组2240-3155m,预计钻遇厚度约10m油气层,注意油层保护;
三开钻穿沙河街组和石炭系。
沙河街组3155-5140m,预计钻遇厚度约20m油气层;
预测沙一段3305~3916m钻遇厚度约50m玄武岩,注意防漏,防卡;
断层位置:
沙一段底4612m,沙三段底5143m,注意防漏、防井壁坍塌。
石炭系以及沙河街组有可能出现气侵,注意防气侵,防喷。
石炭系泥质成分较多,注意防卡。
四开钻遇奥陶系地层。
5520-5670m,预计钻遇厚度约50m油气层,注意油层保护。
预测奥陶系5520~5670m钻遇石灰岩、白云岩,注意防漏。
该层位有可能有H2S气体产生,注意防气侵、防喷以及腐蚀。
4钻井液性能参数设计
密度;
流变性(漏斗粘度、切力等);
滤失量;
pH值
表4-1钻井液性能参数设计
常规性能
流变参数
密度
(g/cm3)
粘度(S)
静切力(Pa)
塑性粘度(mPa·
S)
动切力(Pa)
一开
1.08
35.75~40
8
1~2
24~30.5
7~12
二开
1.2
37.5~48.5
8.5
1.5~2.5
28.5~34.5
9~14
三开
1.35
55~65
8~9
1~3
15~25
5~12
四开
1.03
60~80
9~11
3.5~4.5
35~45
6.5~7.5
5分井段钻井液配方设计
5.1一开钻井液设计
1.1%膨润土+0.4%NaOH+0.3%XCD+2%碳酸钙+5%KCl+3%聚合醇+3%石墨粉+1%~2%TYFC-1堵漏防气窜剂+0.3%~0.5%SEI-1氨基抑+0.2%JT888+0.5%~1磺化沥青
5.2二开钻井液设计
1.1%膨润土+0.4%KOH+0.3%CGW+2%碳酸钙+5%KCl+3%聚合醇+3%石墨粉+1%玻璃微珠+1%~2%TYFC-1堵漏防气窜剂+0.3%~0.5%SEI-1+0.2%JT888+0.1%~0.2%PAC-HV+0.5%SDZ-1+2.5%SZ-1
5.3三开钻井液设计
(2~3)%膨润土+0.2%NaOH+1.0%Na2CO3+(1.0~1.5)%DSP-2+(2.0~3.0)%HY-227+(2.0~3.0)%RS-1+(0.8~1.2)%PF-PLUS-L+(4~5)%乳化沥青+(2.5~3.5)%石墨+(3-5)%KCL+(2.5~3.5)%极压润滑剂+重晶石+5%TYFC-1。
5.4四开钻井液设计
水包油钻井液:
34%~64%清水+3.5~4.5%膨润土(水量)+4~6%乳化剂LHRⅡ+64%~34%柴油+0.5%NW-1+1.0%NaSO3+0.2%PAC-141+0.03%KOH+2.5%SZ-l+1.5%CFK-1
6各井段钻井液维护
6.1一开钻井液维护要点
1)一开在钻至800-2235m处存在浅层气,维护重点之一是在钻进中要控制好起下钻速度,力求平稳,防止抽吸或压力激动,避免发生井漏和溢流,起下钻时要有专人观察井口。
2)一开采用低固相聚合物钻井液体系:
5%-6%膨润土+0.4%-0.5%纯碱+0.3%-0.4%聚合物+0.2%-0.3%CMC+0.05%-0.1%LT。
该井段钻井液维护处理的关键是控制钻井液的流变性。
配制密度1.03kg/L、粘度325mPa.S的膨润土浆180m3、2.0%PAM一ST一598(1:
2)胶液40m3,并将胶液以“细水长流”的方式补充到井浆中。
通过控制聚合物、膨润土和流型调节剂的质量分数,解决大井眼井段携砂困难的问题
3)本段平原组岩性主要是粘土和散砂,成岩性差,地层泥质含量高,钻头易泥包,也要注意控制起下钻速度,避免抽吸压力过大造成井塌,要调整好钻井液性能,防垮防卡。
4)此外,在钻进中要保证井眼规则和垂直,严禁水力开眼。
并且一开采用膨润土浆,在钻进过程中直接用清水控制钻井液粘切。
钻完一开进尺后,大排量充分洗井,起钻前替入50-60s的稠浆,将FA-367两性离子包被剂与XY-27两性离子降粘剂复配成的30m胶液与50m3膨润土浆均匀混合,进行钻大小鼠洞,导管井钻进及一开钻进,起钻前加入膨润土"
/*配制稠钻井液、封闭裸眼,以保证电测和下套管顺利。
候凝,安装井口,确保井口水平牢固。
6.2二开钻井液维护要点
预处理:
二开前,将沉砂罐清理干净,并对一开钻井液进行二开前的预处理;
全部采用罐式循环,严禁采用清水钻进,防止清水长期浸泡地层引起井壁垮塌、埋钻等恶性事故发生。
二开开钻前,井场应储备好加重剂和堵漏剂等材料,按要求配置足量的钻井液和重钻井液。
二开井口装液压双闸板防喷器,要按标准安装好防喷管线,试压合格后方可开钻(试压值见井口试压要求),要严格执行井控措施,防止井口失控。
1)钻水泥塞时,降低钻井液中的碳酸钙含量,防止钙离子污染水泥;
2)按现场实际要求调整好钻井液密度和各项性能参数,防止浅层气引起的井喷、井塌和井漏。
垂深800~2235m可能存在浅层气,要做好防气侵的工作;
3)明化镇组地层成岩性差,地层泥质含量高,钻头易泥包,注意控制起下钻速度,避免抽吸压力过大造成井塌,而且要注意防垮防卡。
同时,明化镇组地层疏松,钻进速度快,要确保井身质量优良;
4)为保持钻井液液柱压力,起钻时每起三柱钻杆或一柱钻铤时要灌满钻井液一次;
及时记录、校核钻井液灌入量,及时发现异常情况;
5)必须合理控制钻井液的粘度、切力和其他流变性能。
对于明化镇上部地层,必须采用低
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