专利名称：确定钻井液密度的方法及控制钻井液密度的设备的制作方法
技术领域：
本发明涉及钻井技术，特别涉及钻井液密度的确定方法和控制设备。
钻井液的一个重要技术指标是其密度。钻井液密度太小，可以致使钻井过程中发生井喷，引起重大机械及人身事故，钻井液密度太大，又可造成地层的油层污染，能使高产油井变为低产油井，甚至滴油不出。
确定钻井液密度的重要参数是地层孔隙压力确定。一般来说，地层孔隙压力确定值高，则钻井液密度值就偏高，反之亦然。由于长期以来，进行地层孔隙压力确定是属于地质工作者的职责，而确定钻井液密度是属于钻井工作者的职责，同属于石油部门两个大的专业门类，很少有人从这两个专业门类的“结合部”考察钻井液密度的确定问题。
2000年2月，在美国New Orleans，Louisiana(路易斯安娜州，新奥尔良市)召开2000年世界石油钻井SPE/I ADC(石油工程师及国际石油承包商)年会，本发明的发明人在会上发表了英文论文“SPE59263Improvementon the Procedure in Exploration Well By Unbalanced DrillingA Case Historyin BS7 Well in People’s Republic of China”(以欠平衡的方法改进勘探井的钻井过程及在中国板深7井的应用)，并独立提出了一个新的井涌过程微分方程。
本发明还提供了一种确定钻井液密度的方法，该方法包括以下步骤(1) 测量钻井各段的地层孔隙压力系数；(2) 测量裸眼井段的长度；(3) 测量各井段的起始位置、终止位置和各井段的长度；(4) 确定钻井的地层孔隙压力系数；(5) 确定钻井液密度。
1998年，本发明在板深7井的设计和施工中，首次从钻井工程与钻井地质的结合中重新考虑钻井液密度的确定问题，利用本发明确定地层孔隙压力系数，形成一套新的钻井液密度确定方法。此井钻井结束时，已达到日产原油(折合)1000吨的水平。
具体实施例方式
目前，无论是石油钻井的大学教科书或相关工具书，都讲述这样的原理，即钻井设计所遵循的地层孔隙压力确定方法是，依据某一裸眼段的最高孔隙压力设计钻井液的密度。本发明的地层孔隙压力系数确定方法是，考虑目前钻井设备中的井控装置，各种先进的录井监测装置，以及各种业已成熟的录井计算机确定算法等，可以忽略所占比例不大的少数高孔隙压力井段来作地层孔隙压力梯度确定。可以举一例子来说明两种方法的不同之处。
例对某油田A井进行钻井设计时，有1000m井段需要下13 3/8”套管(17 1/2”裸眼井段)，根据地质资料，其中80m的地层孔隙压力系数为1.32，而其余部分的压力系数为1.22。可以有两种不同的确定方法，从而得出不同的结果。
第一，按照传统确定方法，这一井段的地层压力系数应定为1.32。这样，在此井段钻进使用的钻井液密度至少应为1.32(平衡钻井)，或是1.34(常规钻井)。依照通常做法，若这一井段使用低于1.32的钻井液，例如将地层压力确定为1.22，使用1.22或1.24的钻井液进行钻进时，就有可能在高压层(地层压力系数为1.34)时造成井喷，发生大事故。
第二，按照本发明的方法，这一井段的地层压力系数应定为1.22。这样，此井段钻井液密度为1.22(平衡钻井)，或是1.24(常规钻井)。(当平衡钻井时，钻井液密度与所确定的地层孔隙压力系数相等；当常规钻井时，钻井液密度要比所确定的地层孔隙压力系数高0.02-0.03。)同样，在这一井段钻井时也会遇到局部高压层，然而，有3个原因使设计时对此高压力层可以忽略不计。
第一个原因是由于现代钻井较完善的井控技术，可以提前预报并临时采取应急措施，比如加重钻井液密度、启动各种井控装置等，完全不必要因为较短井段的局部高压层，就在整个井段使用高密度的钻井液，从而造成油层污染。
第二个原因是由对钻井中井喷前的井涌过程机理的新认识。在钻井中，从有井喷迹象，到井喷实际发生，其“酝酿”时间要比人们通常想象长得多。具体在大港地区，这一时间大约是人们通常认为的3倍左右。这一时间足够使井场工程师采取各种必要措施来防止井喷的发生，不必对某些占比例很小的异常高压层很在意。
第三个原因是基于重新认识井涌过程机理后，专门应用于地层压力确定所提出的本发明的方法。
这一例子参见表1。
表1 某油田A井的地层孔隙压力确定序 使用确定地层孔隙压 确定地层孔隙 设计常规 设计平号 力系数方法 压力系数 钻井钻井 衡钻井液密度 钻井液密度1用原有确定方法 1.32 1.34 1.322用概略确定方法 1.22 1.24 1.223本发明确定方法 1.228 1.25 1.234本发明的修正的确定 1.2217 1.24 1.22方法(查表法)5 本发明的修正的确定 1.2254 1.24 1.23方法(计算法)从表1中可以看出，用修正后的地层孔隙压力确定方法来进行钻井设计，可以较大幅度地降低钻井液的密度。其好处一是可以减少油层污染，提高勘探成效及原油产量；二是可以加快钻井速度，节省钻井成本。一般来说，钻井液密度若无缘无故地增加0.2，就有可能“枪毙”一个好油层；而钻井液密度若能降低0.2，就可以使钻头的机械钻速提高3％。修正后的确定方法对钻井工程，确实有“多快好省”的功效。
表1中的第3至5结果是依据本发明提出的方法得出。对于井涌过程的描述使用一定密度的钻井液参与钻进过程，其重要目的之一是平衡地层压力，防止钻井中的井喷事故发生。井喷之前钻井液的缓慢喷发过程称井涌，这也称为井喷事故发生前的“前奏”。对于井涌的过程机理人们研究已有近百年历史。现在多数人认为，在钻进中井涌的过程就是由地层向井眼内缓慢地“注气”的过程，即井眼内钻井液里的气体成份不断增加，使井眼内单位体积的“液气混合物”密度不断减小。当这种密度的减少不足以平衡井内地层的压力时，就产生了井口的溢流，直到井喷。
在本发明中，对井涌物理过程作如下的描述。
假设某一钻井深度下井内发生井涌。此时井眼内能够容纳钻井液及气体的总容积为n，其中液体体积为s，气体体积为i。显然，从井涌开始直到井喷，s与i都是时间t的函数用数学公式表示n＝i(t)+s(t) (1)1线性描述第一种描述。多年来人们普遍认为井涌时井眼内气体的增加是时间的线性函数，即从地层开始向井筒内注气开始，井眼内的气体是随着时间的增加而增加的。用数学公式表示，即为下列微分式di(t)dt=K----(2)]]>将(2)式解出，就得到i(t)＝Kt+c (2)’c，K为一任意常数，其值将由条件初值而定。
显然，上式认为井眼内气体量的变化与时间呈线性一次函数；时间越长，气体量增加越多。并且认为，从开始井涌，到后来井喷的发生，其单位时间的气体增加量都是一样的。这种描述解释不了这样一井场现象，即井涌开始时的“先兆”很难捕捉(井眼内进气量非常少)，而井喷开始后井眼内的气量瞬间急剧增加。2非线性描述针对前一描述的不足，本发明提出一新的描述，不少现场工程师运用不同形式也有近似的表述，这就是第二种描述。现场人员普遍认识到井涌过程中井眼内气体体积增加的速率，并不是一个常数；然而究竟是怎样的非线性，很多人提出不同的见解。本发明则直接提出，此时气体增加的速率与当时气体的体积成正比。
用微分式将这一过程表示di(t)dt=Ki(t)----(3)]]>用相应的微分方程解法解出上式，就得i(t)＝ekt+c (3)’从上式看出，井眼内气量的变化与时间之间是自然指数函数的关系。此式较好地描述了这样一个井场现象即当井涌刚开始时，地层进入井眼中的气量很小，但随着时间增加，进气量成指数地增长，从理论上说，几乎可以发展为无穷大。这一公式较好地解释了现场中并涌开始的“平静”，以及井喷发生时的巨大能量。3一种特殊的非线性描述第三种描述，是一种特殊非线性描述。这种描述认为气体涌入井眼的速率，即井筒内气体的瞬时增加量，不仅与当时气体总体积有关，而且还与当时井筒内的实际液量有关。即为di(t)dt=Ki(t)s(t)----(4)]]>构造(4)式的基本思想是，井眼内注入气体的速率并不是与气体量成正比，而是与此时气体量与液量的乘积成正比。也就是说，当气体量很少或液量很少时，其气体注入速率都不很大。只有当气体量与液量乘积为最大时，其气体注入速率才为最大。
求解(4)式微分方程需要较多的技巧，注意要考虑(1)式。最后结果为i(t)=n1+(ni0-1)e-knt----(5)]]>(5)式的i0为由初始条件决定的常数。(5)式的曲线图见图2。从曲线上看，当井涌过程开始或即将结束，即井喷突然暴发时，井眼内单位时间里注入的气量都非常小。这里分2点讨论第一是井涌过程开始时，此时注气量小的原因同前面第2种数学模型。具体说来，此时井眼中气体很少，液体相对来说较为“致密”，使气体无缝隙可“钻”；然而随着气体的慢慢侵入，液体内气泡增多，不仅为气体继续侵入增大了空间，也客观上减小了单位液体的密度，为气体侵入井筒内提供了条件。
第二是井涌过程结束时，即井喷即将暴发前，此时向井眼内的单位注气量仍趋于逐渐减少。这其中原因有二(1)从物理学理论上说，井筒不是简单的容器，而是一条趋于“无限长”的狭长管状容器，此外还有复杂的液体与容器壁面的交接边界；在井喷开始前，由于钻井液与井壁之间、钻井液分子之间的初切力、动切力等因素影响，加之钻井液本身的液柱压力，使地层的高压气体承受一个“反压力”(由气体及液体压力传递的各方向等同性)，迫使地层向井筒内注气量减少。可以假定这一高压状态存在对一钻井过程来说是“罕见”的，否则不能想象整个钻井过程会时时处在即将井喷的情况下进行。
(2)实验室井涌模拟试验可以证明这点。用一可变排量泵模拟地层向试验用井筒加入高压气体或高压水；井筒内放入钻井液。当井筒内压力增高时，泵为了平衡并筒内压力，其排量明显减少。以往不少实验室做同类试验时得不出此结果，是由于这些实验室多采用高压柱塞泵模拟地层向井筒加压，显然，这种固定排量泵与地层向井筒注气的原理是不同的。
(3)井场上实际井喷过程与大自然火山喷发时的原理大致相同。国外对火山喷发过程的数学模拟显示，其喷发前有个缓慢的能量骤集过程。而对井涌过程的第一种或第二种描述，都不能解释这一能量的缓慢骤集及突然喷发，而第三种描述则可以解释。4特殊的非线性描述的讨论关于(4)式数学公式有以下特点。
第一，井涌过程中井筒内液体随时间变化的情况。
(4)式微分方程的另一种解的形式如下，注意在求解中要考虑代入i0的关系s(t)=n(1-11+(ni0-1)e-knt)----(6)]]>上式表示了井筒内液体容积s(t)随时间的变化情况。显然由于(1)式，(6)式的曲线图形正好与(5)式互为补充。
第二，井涌过程中地层向井筒内注气的最大速率点。
研究井场的井涌过程，自然注意到何时地层向井筒注气量最大，即求得注气的最大速率点。将(5)式对时间t求导数，得下式didt=kn2(ni0-1)e-knt[1+(ni0-1)e-knt]2----(7)]]>当下式成立时d2id2tt=0=0----(7)′]]>图3描述了(7)式的大致形状。从图中看出，当上式达到最高峰值，即t0时刻，地层向井筒内注气速率达到最高值。由微分极值原理不难得出t0=ln(ni0-1)kn----(8)]]>5三种井涌解释的图形曲线比较根据(2)式，(3)式及(4)式，均代入同一地质区块、同一地层的地质及气体的初值条件，解出常数i0和k，就可绘出图2。从图中可看出，以同一口井为研究对象，用3种不同解释，其由开始井涌(即有井喷迹象)，到发生井喷的时间长度，第一种解释时间间隔最短，第二种解释时间间隔次之，第三种解释时间间隔最长。
本发明在某个井钻探前，曾代入该井的地质条件参数试算过，所得的结果见表2。
表2 3种解释的结果序 使用确定方法 微分方程 数学公式 从井涌开始到发生井喷时间(小号 时)1 线性解释 (2)式(2)’式 约3小时2 非线性解释 (3)式(3)’式 约4小时3 特殊的非线性解释 (4)式(5)式不少于6小时实际上以前在上述井所在地区，钻井工程师及泥浆工程师的经验数据，是发现井涌到实际井喷的时间约为2小时。
第3种解释的提出及应用有2层意义一是为改进地层压力系数确定提供了理论根据，即地层井涌是一个较“漫长”的过程，不象原来人们所设想的那么“短暂”，当然可以有足够时间去处理控制井喷。
二是也为录井、井控等工作提出了更高的要求。上述井开钻之前，本发明提出，由于此地区井喷迹象的出现到实际井喷的时间不少于6个小时，录井队应力争在井喷6个小时之前作出预报，凡是因为没有及时预报而造成的井喷事故，应由录并队负责。这为现场钻井队在新的地层压力确定方法下，使用低密度钻井液钻进，分解井喷事故责任，减轻井队操作人员的思想负担；同时也为录井工作，提出了新的工作目标及要求。本发明的确定地层压力的方法对于前面提到的例子1可以提出2个问题，一是当地层的某高压层长度占所钻进的裸眼井段比例为多少时，可以忽略此高压层的存在？二是此时高压层与低压层比率为多少时，即使高压层比例不大也不能忽略？三是在忽略少数高压层后如何定出新的确定值，并在确定值中考虑到此高压层的影响？1原有方法的确定模型设所确定的某一裸眼井段的地层孔隙压力系数值为P，这一裸眼井段的长度为L，则以往确定方法，用数学表示即为P＝ξmax(9)其中ξmax＝Max(ξ1，ξ2，ξ3......ξi......ξn)，ξi为这一裸眼段第i地层的地层孔隙压力系数，n为此裸眼段中地层总数。2本发明的确定方法与原有方法的关系本发明的确定方法的压力系数表达式为P=∫l1l2ξdlL----(10)]]>其中l1与l2为此裸眼段的起始与始止位置，有L＝l2-l1(11)将(10)式作一代换ξ＝ξmax(12)所得结果即为(9)，即关于地层压力系数确定的原有方法。所以按照本方法，油田原来延用的地层压力系数确定方法，不过是(10)式的一种特例而已。3非连续条件下的确定方法若考虑到(10)在积分区间常常是分段不连续函数，则(10)式可改写为P=Σi=1nξiliL=Σi=1nliLξi=Σi=1nβiξi----(13)]]>其中βI＝li/L；容易看出，βi实际是第i层的地层压力系数对最后确定值P的加权因子，或者称贡献系数。
4对确定方法的第一种修正(查表法)本发明提供一种查表方法，来对确定结果进行修正。查表法与后面介绍的计算法，都是对各种来源获得的地层压力确定原始数据进行评价。地质工程人员在进行压力系数确定时，通常都要依据各种技术手段得来的基础数据，如对将要钻井地区的二维或三维地震勘探资料数据，所钻井邻近地区已完成井的实钻采集数据等。这些数据的可靠性，或都说准确性，对确定结果有很大的影响。
将(13)式稍作变形成为下式P=Σi=1nβiλiωiξi----(14)]]>式中的λi为第i地层压力数据资料来源准确率的概率系数，ωi为第i层的断块状况系数。λi的取得见表3。ωi的取得见表4。
表3 资料来源系数λi取值表序使用确定方法 获取地层压力数据资料方式 λi取值号1 ξi＜＝Ω 12 ξI＞Ω 同区块邻井0.983 ξI＞Ω 三维地震资料 0.954 ξI＞Ω 二维地震资料 0.93在选择λi值、ξI＞Ω时，如果可以同时获得上述2种或3种数据的话，则可以从表3中选取一个最大值，作为λi值。
表4 断层状况系数ωi取值表序 使用确定方法 钻井所在地区断块情况ωi取值号1 ξi＜＝Ω 12 ξI＞Ω断块不多，油田较完整0.993 ξI＞Ω断块油田0.96在选择ωi值、ξI＞Ω时，如果可以同时获得上述1种或2种数据的话，则可以从表4中选取一个最大值，作为ωi值。表3与表4中的Ω值为Ω=Σi=1nliLξi----(15)]]>5对确定方法的第二种修正(计算法)本发明提供另外一种方法，以直接计算方法来修正确定结果。查表法的优点，主要为了方便现场使用，但缺点是忽略了使用条件之间的差异。本发明的计算法可利用各油田各类数据的实际可靠性概率来进行确定，显然具有更好的合理性。
第一，数据处理目的。一般来说，使用各种技术手段得到的数据，例如利用二维或三维地震获得了地层孔隙压力确定数据，利用所设计井周围已完成的邻井数据，都可以得出其准确性或可靠性的概率值。
第二，数据样本来源。以某一数据采集单位及某型号设备几年内的数据资料为样本，例如计算三维地震资料确定地层异常压力数据的可靠性，就以某地震勘探公司及其某型号三维地震仪所采集的数据作为数据样本。通过已钻井的实际资料对比，确定其原有勘探数据的准确性。简单说，只作“符合”与“不符合”的验证。本发明认为这是“独立事件”概率。ηi=mn----(16)]]>其中ηi是这种数据采集的可靠性概率，n为数据子样总数，m是确定准确或较准确子样数。一般来说，数据子样总数n不应少于200个。当所确定地层压力的井有多个数据来源时，就以可靠性最高的那种数据来源作为可靠性概率。
第三，数据处理。在本发明中，求出数据来源可靠性概率的目的，只是为了估计确定压力系数中，那些高于加权平均值以上的系数值的可靠性，或称可信度，故有下列公式Ω=Σi=1nβiξi----(17)]]>P=Σi=1nβiτi----(18)]]>其中 τi＝ξi当ξi≤Ω时τi＝Ω+(ξi-Ω)*ηi当ξi＞Ω时以上就是本发明的第2种修正方法(计算法)。
条件同实施例2。补充条件为对确定基础数据来源进行样本可靠性分析，按照(16)式，取200个子样，经实际钻井验证可靠性概率为65％。将已知条件代入(17)式与(18)式，得表1中的第5个结果。
Ω＝1.228P=9201000×1.22+801000×[1.228+(1.32-1.228)×0.65]=1.2254----(21)]]>对上述结果进行讨论。
第一，上述例子与实施例1的计算结果比较。运用(13)式的计算结果与表1中的第2个结果，即概略计算值相差不多(用概略法确定值为1.22)，误差小于0.7％；不严格地说，若考虑压力确定系数大都在1.0以上，则两个结果的相对误差也不超过4％，说明从工程使用上说，两种方法所得结果基本相同。
第二，实施例2与实施例1及上述例子计算结果的比较。运用(14)式的计算方法，所得结果为表2中的第4种结果，则与概略方法的结果相差无几。
下面，对照图4说明本发明控制钻井液密度设备的框图。
如图4所示，本发明的控制钻井液密度的设备包括以下装置基本钻井参数输入装置1，其用于输入裸眼井段的长度L；钻井参数自动检测装置2，其用于测量各井段的起始位置l1、终止位置l2和各井段的长度li，以及钻井各段的地层孔隙压力系数ξi；钻井专用工业控制机3，其输入端与所述基本钻井参数输入装置1和所述钻井参数自动测量装置2相连，用于确定钻井的地层孔隙压力系数P和钻井液密度，并输出钻井液控制信号；控制器6和自动改变钻井液密度装置8，控制器6和自动改变钻井液密度装置8的组合构成了钻井液密度控制装置，用于根据所述钻井液控制信号控制钻井液密度。
此外，本发明的控制钻井液密度的设备还包括第1存贮器和第2存贮器，第1存贮器存贮钻井专用工业控制机3可以执行的控制程序，以便控制钻井参数的自动检测、基本钻井参数的输入。当然，钻井专用工业控制机3也可以同第1存贮器设计在一起，构成专用的控制钻井参数的自动检测、基本钻井参数的输入的装置。这种设计对于本领域技术人员来说是一种常识，在此不在对其作详细的描述。
第2存贮器用于存贮各种不同的确定钻井的地层孔隙压力系数P的程序，以及产生和输出钻井液控制信号的程序。同样，专用工业控制机3也可以同第2存贮器设计在一起，构成一种专用的确定钻井的地层孔隙压力系数P、产生和输出钻井液控制信号的装置。
基本钻井参数输入装置1可以采用常规的装置，如键盘、光信号、无线信号等，以便输入裸眼井段的长度L。钻井参数的自动检测装置2也可以采用常规的检测装置，如长度测量传感器，压力系数测量传感器，以便测量各井段的起始位置l1、终止位置l2和各井段的长度li，以及钻井各段的地层孔隙压力系数ξI。
在确定钻井的地层孔隙压力系数P的第1种程序或者装置中，根据下式P=∫l1l2ξdlL]]>确定钻井的地层孔隙压力系数P。
在确定钻井的地层孔隙压力系数P的第2种程序或者装置中，根据下式P=Σi=1nξiliL=Σi=1nliLξi=Σi=1nβiξi]]>确定钻井的地层孔隙压力系数P。
在确定钻井的地层孔隙压力系数P的第3种程序或者装置中，根据下式P=Σi=1nβiλiωiξi]]>βI＝li/L确定钻井的地层孔隙压力系数P，其中在上式中，ωi的取值根据下式确定Ω=Σi=1nliLξi]]>当ξi＜＝Ω时，ωi＝1；当ξI＞Ω时， ωi＝0.99；或者当ξI＞Ω时， ωi＝0.96；λi的取值根据以下方式而定当ξi＜＝Ω时，λi＝1；当ξI＞Ω时， λi＝0.98；或者当ξI＞Ω时， λi＝0.95；或者当ξI＞Ω时， λi＝0.93。
在确定钻井的地层孔隙压力系数P的第4种程序或者装置中，根据下式P=Σi=1nβiτi]]>Ω=Σi=1nβiξi]]>βI＝li/Lηi=mn]]>确定钻井的地层孔隙压力系数P，其中 τi＝ξi当ξi≤Ω时；τi＝Ω+(ξi-Ω)*ηi当ξi＞Ω时；n是数据子样总数，m是确定的准确或较准确子样数。
此外，所述第2存贮器中还存贮确定钻井液密度的程序，钻井专用工业控制机3执行该确定钻井液密度的程序，使得当平衡钻井时，钻井液密度确定为与所确定的钻井的地层孔隙压力系数相等；当常规钻井时，钻井液密度确定为比所确定的钻井的地层孔隙压力系数高0.02-0.03。另外，第2存贮器还可以同钻井专用工业控制机3设计为一体，形成专用的确定钻井液密度的装置。
钻井专用控制机3根据已经确定出的钻井液密度，输出相应的钻井液控制信号，通过控制器6控制自动改变钻井液密度装置8。自动改变钻井液密度装置8通过改变钻井液的成分，或者改变搬土加入量，改变钻井液密度。这种自动改变钻井液密度装置8也是现有技术的装置，在此亦不作详细描述。
此外，本发明的控制钻井液密度的设备还包括输出报告与曲线图装置，用于输出所确定的钻井的地层孔隙压力系数P和钻井液密度，以及相应的曲线图。本发明在板深7井的应用1998年4月，本发明在板深7井钻井设计时，曾运用修正后的地层孔隙压力确定方法来进行该井的地质设计及工程设计。现简要介绍如下。
在钻井工程设计前，有关部门已经做好了该井的地质设计，其中地层孔隙压力系数确定图如
图1。图中的虚线，标出了利用原有地层孔隙压力系数确定方法绘制的曲线图。从中看出，原有的地层孔隙压力系数的确定值较高，这会使未来钻井中所用钻井液的密度偏高。本发明的发明人重新调阅了该井周围完钻井的资料，相关井情况见表5。
从表中看出，在A的邻井——B5-1井地层中，有2个异常高压层，即表5的第5号层和第7号层。其中一个位于井深3369m到3380m井段，另一个是位于3729m到3745m井段。这2个地层分别厚约11m及16m，地层压力系数为1.33及1.31。纵观板深7井整个地质情况，若不考虑这2个层位，其地层压力系数都在1.25以下，其平均值约为1.09。按照以前通常的地层压力系数确定方法，则必须考虑这2个层位，或者说一定要用这2个层的压力系数作为整个裸眼段(2900m到3900m)的压力系数值，这样此井段的孔隙压力确定值即为1.31。显然，在这种确定结果下，钻井中钻井液的密度至少在1.31。
用本发明的确定方法重新修改的地质设计。图1中的实线即为修改后的地层压力系数曲线。由修正的确定方法，表5中的5号地层与7号地层可以忽略不计，其理由如前所述。结果此井段的地层压力系数确定值就降至1.25，自然后来实际钻井中的钻井液密度也大幅度降下来了。
1998年的板深7井的钻井实践证明，在地层孔隙压确定值的大幅度降低，带来了钻井液密度的大比例降低，从而大大减少了钻井过程中钻井液对油层的污染程度。此井从1750m开始，直到5000m完钻，在相当部分井段都找到了油气。其中较为典型的1750m和3700m，以及4000m以下地层。
使用本发明的确定方法和设备，从根本上为降低钻井液密度提供了可能，也就为改善新区和老区油田勘探与开发效果增加了新的方法。
(1)本发明的方法和设备在石油勘探及开发井的钻井实践中都是行之有效的；这一方法对于从根本上降低钻井液密度，减轻钻井过程对油层的污染程度，以及加快钻井速度，降低钻井成本，都有明显的效果；在大范围推广后伴随巨大的经济效益；(2)本发明的方法和设备提高了地层孔隙压力梯度确定精度，为常规钻井、准平衡钻井、平衡钻井、欠平衡钻井的实施提供必要的界定数据；也为各种类型的钻井形式，提供了关键性的基础数据；(3)本发明的使用简单易行；可以在不增加一分钱投资条件，较大程度地提高钻探效果或采油产量。
表5 板深7井邻井地层压力情况序号 井号 井段位置(m) 地层孔隙压力系数1 板深5井2596-2627 m 0.932 板深5井2451-2460 m 1.133板深5-1井 3923-3936 m1.224板深5-1井 3800-3829 m1.205板深5-1井 3729-3745 m1.316板深5-1井 3698-3745 m1.257板深5-1井 3369-3380 m1.338板851井 2582-2596 m0.949板851井 3703-3721 m1.0510 板855井 2765-2776 m1.0111 板深25井3851-3870 m1.2312 板深26井3602-3633 m1.1权利要求
1.一种控制钻井液密度的设备，其特征在于包括以下装置基本钻井参数输入装置(1)，用于输入裸眼井段的长度(L)；钻井参数自动检测装置(2)，用于测量各井段的起始位置(l1)、终止位置(l2)和各井段的长度(li)，以及钻井各段的地层孔隙压力系数(ξi)；钻井控制机(3)，其输入端与所述基本钻井参数输入装置(1)和所述钻井参数自动测量装置(2)相连，用于确定钻井的地层孔隙压力系数(P)和钻井液密度，并输出钻井液控制信号；钻井液密度控制装置(6，8)，用于根据所述钻井液控制信号控制钻井液密度。
2.根据权利要求1所述的设备，其特征在于，所述钻井控制机(3)包括地层孔隙压力系数确定装置，用于确定钻井的地层孔隙压力系数(P)。
3.根据权利要求2所述的设备，其特征在于，所述地层孔隙压力系数确定装置包括根据下式P=∫l1l2ξdlL]]>确定钻井的地层孔隙压力系数的装置。
4.根据权利要求2所述的设备，其特征在于，所述地层孔隙压力系数确定装置包括根据下式P=Σi=1nξiliL=Σi=1nliLξi=Σi=1nβiξi]]>确定钻井的地层孔隙压力系数的装置。
5.根据权利要求2所述的设备，其特征在于，所述地层孔隙压力系数确定装置包括根据下式P=Σi=1nβiλiωiξi]]>βI＝li/L确定钻井的地层孔隙压力系数的装置，其中在上式中，ωi的取值根据下式确定Ω=Σi=1nliLξi]]>当ξi＜＝Ω时， ωi＝1；当ξI＞Ω时，ωi＝0.99；或者当ξI＞Ω时，ωi＝0.96；λi的取值根据以下方式而定当ξi＜＝Ω时， λi＝1；当ξI＞Ω时，λi＝0.98；或者当ξI＞Ω时，λi＝0.95；或者当ξI＞Ω时，λi＝0.93。
6.根据权利要求2所述的设备，其特征在于，所述地层孔隙压力系数确定装置包括根据下式P=Σi=1nβiτi]]>Ω=Σi=1nβiξi]]>ηi=mn]]>βI＝li/L确定钻井的地层孔隙压力系数的装置，其中 τi＝ξi当ξi≤Ω时；τi＝Ω+(ξi-Ω)*ηi当ξi＞Ω时；n是数据子样总数，m是确定的准确或较准确子样数。
7.根据权利要求1-6中之1项所述的设备，其特征在于，所述钻井控制机(3)进一步包括确定钻井液密度的装置，当平衡钻井时，钻井液密度确定为与所确定的钻井的地层孔隙压力系数相等；当常规钻井时，钻井液密度确定为比所确定的钻井的地层孔隙压力系数高0.02-0.03。
8.一种确定钻井液密度的方法，其特征在于包括以下步骤(1)测量钻井各段的地层孔隙压力系数(ξi)；(2)测量裸眼井段的长度(L)；(3)测量各井段的起始位置(l1)、终止位置(l2)和各井段的长度(li)；(4)确定钻井的地层孔隙压力系数(P)；(5)确定钻井液密度。
9.根据权利要求8的方法，其特征在于，所述确定钻井的地层孔隙压力系数的步骤包括根据下式P=∫l1l2ξdlL]]>确定钻井的地层孔隙压力系数的步骤。
10.根据权利要求8的方法，其特征在于，所述确定钻井的地层孔隙压力系数的步骤包括根据下式P=Σi=1nξiliL=Σi=1nliLξi=Σi=1nβiξi]]>确定钻井的地层孔隙压力系数的步骤。
11.根据权利要求8的方法，其特征在于，所述确定钻井的地层孔隙压力系数的步骤包括根据下式P=Σi=1nβiλiωiξi]]>βI＝li/L确定钻井的地层孔隙压力系数的步骤，其中在上式中，ωi的取值根据下式确定Ω=Σi=1nliLξi]]>当ξi＜＝Ω时， ωi＝1；当ξI＞Ω时，ωi＝0.99；或者当ξI＞Ω时，ωi＝0.96；λi的取值根据以下方式而定当ξi＜＝Ω时， λi＝1；当ξI＞Ω时，λi＝0.98；或者当ξI＞Ω时，λi＝0.95；或者当ξI＞Ω时，λi＝0.93。
12.根据权利要求8的方法，其特征在于，所述确定钻井的地层孔隙压力系数的步骤包括根据下式P=Σi=1nβiτi]]>Ω=Σi=1nβiξi]]>ηi=mn]]>βI＝li/L确定钻井的地层孔隙压力系数的步骤，其中τi＝ξi当ξi≤Ω时；τi＝Ω+(ξi-Ω)*ηi当ξi＞Ω时；n是数据子样总数，m是确定的准确或较准确子样数。
13.根据权利要求8-12中之1项所述的方法，其特征在于，所述确定钻井液密度的步骤进一步包括以下步骤当平衡钻井时，钻井液密度确定为与所确定的钻井的地层孔隙压力系数相等；当常规钻井时，钻井液密度确定为比所确定的钻井的地层孔隙压力系数高0.02-0.03。
全文摘要
本发明提供了一种控制钻井液密度的设备，其包括以下装置基本钻井参数输入装置(1)，钻井参数自动测量装置(2)，钻井控制机(3)，钻井液密度控制装置(6，8)。本发明还提供了一种确定钻井液密度的方法，该方法包括以下步骤测量钻井各段的地层孔隙压力系数(ξ
文档编号E21B21/08GK1403680SQ01131019
公开日2003年3月19日 申请日期2001年8月31日 优先权日2001年8月31日
发明者郭永峰, 金晓剑 申请人:中海油田服务有限公司