《表1 固井时最大当量密度计算结果》
四川盆地地质构造复杂,储层埋藏深,压力层系多。以川西典型区块为例,储层埋深超过7000m,上部沙溪庙、须家河浅层气压力系数1.40左右,中部雷口坡、嘉陵江可能存在高压盐水层和石膏层,飞仙关、长兴组高压气层显示较活跃,压力系数1.95~2.05,下部下二叠系孔隙较发育,漏失压力系数2.0~2.10,泥盆系产层压力系数1.30左右,钻进过程中常出现压力敏感性漏失。多压力层系超深探井井身结构设计,必然无法实现一层套管封固一个压力系统,导致φ177.8 mm尾管需要同时封固中部高压层和下部易漏失层,封固段长达3500~4000 m,喷漏同存,安全密度窗口仅有0.05~0.08 g/cm3。以3口典型川西φ177.8 mm尾管固井为例,安全密度窗口0.06 g/cm3左右,采用常规固井工艺施工,最大动当量密度远超地层漏失压力当量密度,见表1,出现严重井漏,固井质量不合格。由此可见,φ177.8mm尾管固井难题主要集中在窄密度窗口防漏,需要精准控制薄弱层当量密度。因此,借鉴精细控压钻井,开展控压固井工艺研究。
图表编号 | XD00180337400 严禁用于非法目的 |
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绘制时间 | 2020.03.30 |
作者 | 刘洋、陈敏、吴朗、鲜明、杨向宇 |
绘制单位 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司井下作业公司、中国石油集团川庆钻探工程有限公司工程技术处、中国石油集团川庆钻探工程有限公司井下作业公司、中国石油集团川庆钻探工程有限公司井下作业公司、中国石油集团川庆钻探工程有限公司井下作业公司 |
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