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三、塔中722井液面监测控压钻井实施情况2007年3月,塔里木油田在塔中722井实施了应用井下液面监测仪的控压钻井技术,该井获得高产油气流,取得了意想不到的效果
1、基本情况2007年3月23日,塔中722井采用密度I.IOg/cn的钻井液钻进至井深
5359.20m时进行地漏试验,当量密度
1.20g/cm3未漏2007年3月29H采用密度
1.14g/cm3的钻井液钻至井深
5561.08m发生溢流,关井立压
4.0MPa、套压
4.3MPa折算地层压力系数
1.20开泵节流循环井漏根据邻井塔中721井情况,很难继续进行常规钻进,决定下部采用控压钻井
2、控压值的确定设计使用钻井液密度为
1.14g/cm3井深5750m地层压力系数为
1.20环空压耗
2.5MPa设计动控压值(不考虑气侵户地层压力-
0.0098X钻井液密度x垂深-环空压耗=
1.20x5750x
0.0098-
1.14x5750x
0.0098-
2.5=
0.88MPa(ffl于控压钻井的第一个循环周)设计静控压值=地层压力-
0.0098X钻井液密度x垂深=
1.20x5750x
0.0098-
1.14x5750x
0.0098=
3.38MPa当油气进入井筒后,要考虑环空钻井液油气侵问题根据经验环空平均钻井液密度降低
0.04g/cm3即环空静液柱压力降低
2.25MPa(
0.0098x
0.04x5750)也就是说,环空静控压值=
3.38+
2.25=
5.63MPa环空动控压值=
3.38+
2.25-
2.5=
3.13MPao即控压钻进过程中,通过控制节流阀的开启度来控制环空动控压值为
3.13MPa接单根关节流阀时环空静控压值为
5.63MPa由于本井裂缝发育,安全钻井液密度窗口小,采用控压钻进主要解决井下漏失问题,原则为井底不发生漏失设计使用钻井液密度为
1.08g/cm3再根据钻进中井下实际情况适当调整钻井液密度,井口套压动控压值不能超过8MPa关井套压(环空钻井液油气侵后)即静控压值不能超过15MPa控压钻井液1)保证正常参与循环的地面钻井液为200m3密度
1.14g/cm3o表8・27钻具运动时井下液面声纳测深试验误差分析钻具运动中的测试作为此次试验验证重点表8-27误差分析表明整体误差较小(最大误差不超过3%)仪器在此工况下仍然具有较高精度;超声波速度法的误差比平均长度法误差更小,表明超声波速度法具有更高的精度在钻杆运动过程中对超声波的监点(确定液面所在接箍位置)判断时,借助工程人员的经验能提高测试精度总的来说,两种方法(平均长度法和超声波速度法)计算的差别误差不大,显示仪器在这样的工况下仍然运作良好钻具转动(转速60r/min)时井下液面声纳测深试验误差分析结果见表8-28o表8・28钻具转动时井下液面声纳测深试验误差分析由表8-28误差分析可见,在钻柱转动的工况下,噪音的影响使测试结果误差升高(近5%)o为克服噪音的影响,将压力提高到1200psi后,精度提高到2%左右总的来看,超声波速度法相比平均长度法精度更高3)结论
①在各种工况(起钻、转动、循环)下试验表明,LLT-2井下声纳测深系统用于井下环空液面深度的在线实时监测是可行的,监测结果误差水平完全满足工程施工要求
②本次在各种工况下进行了现场试验测试,试验结果表明,即使是在大的噪音条件下只要作些相对调整(实时温度设定、提高气枪压力),其结果仍然具有较高精度,表明仪器完全能满足现场各种工况下使用
3、利用井下液面计优化吊灌钻井液措施在控压钻井作业过程中,为确保在井漏情况下(测斜、中测、电测、完井等)安全实施起下钻作业,可借助利用井下液面计采用“吊灌”法起下钻技术具体为使用旋转控制头带压将钻具起至套管鞋内,压井结束后,起钻进行“吊灌”,灌入量为起出钻具容积的
1.5〜2倍(轮古2井起下一趟钻,漏失50-60m3)下钻不灌钻井液;电测期间可适当灌入少量钻井液(每次3〜5n),使井筒内的钻井液始终处于微漏状态,以防液柱下降而造成井涌、井喷使用井下液面监测仪监测井下液面动态变化,确保井控安全和校核吊灌钻井液量吊灌钻井液过程注集平衡关系见图8-15o吊灌钻井液应当满足如下要求1)维持一定的液柱以平衡漏层压力;2)灌浆太多会造成钻井液浪费,灌浆少了会出现外溢且无法支撑井壁甚至引起溢流具体灌浆量只要满足图8・15中h・h1形成的液柱压力大于起钻时的抽汲压力并保持微漏即可图8-15吊灌钻井液过程注集平衡关系
4、TZ722井控压钻井液面监测工程应用情况1)基本情况TZ722井7〃套管下深
5356.7m2007年3月29日用6〃钻头钻进至井深
5561.08m时发生溢流,溢流量
1.6m3关井立压4MPa套压
4.3MPa3月29日11:00〜11:30压井,立压
7.5MPa套压
4.3MPa压井过程中发生井漏,漏失速度
8.4m3/ho现场反挤
1.14g/cm3钻井液70m3反挤
1.8g/cm3钻井液30m3正挤
1.8g/cm3钻井液12m3起钻至井深5321m关井立套压均为OMPa至3月31日12:00止,现场一直关井观察,立套压均为零为了顺利完成产层段的钻井和完井工作,决定采用控压钻井技术来进行产层段的钻井作业该井于4月2日安装旋转防喷器,用
1.15g/cm3的钻井液控压钻进(经计算地层压力为72MPa)o4月10日钻至完钻井深5750m完钻(期间起钻换钻头一次)4月13日压井吊灌起钻完开始电测其中常规测井下井两次(新疆测井公司),均遇阻未电测成功后采用传输测井成功(新疆测井和斯伦贝谢各一次)2)LLT-2声纳测深系统进行井下液面监控情况由于地层压力敏感,井漏与溢流同时并存,给起下钻作业和测井作业带来了井控安全问题鉴于LLT-2声纳测深系统在本井95/8〃套管和7〃套管的模拟试验中已显示出很好的效果故决定采用LLT-2声纳测深系统进行井下液面监控从3月29日发生溢流后,每次起下钻作业和测井作业均采用了液面监测及优化灌浆技术现场作业人员可以根据井下液面的变化调整灌浆量,非常容易地控制井筒内的液柱压力防止地层流体进入井筒,既保证了井控安全,又节约了大量的钻井液,为安全起下钻、测井、取全取准地层资料提供了有力的保障经过近一个月的使用,LLT-2声纳测深系统表现出优良的性能用LLT-2监测起下钻与测井期间的液面,从而及时采取相应的处理措施,不但保证了起下钻过程中井控安全,而且也解决了测井作业的井控问题,现场作业人员给与了高度评价TZ722井应用LLT-2声纳测深系统监测液面控制溢流发生实例见表8-29o表8-29TZ722井应用LLT-2声纳测深系统监测液面控制溢流发生实例3)监测数据对比为了进一步说明LLT-2声纳测深系统监测数据的准确性,除了利用理论计算液面深度与监测数据进行对比外,还在4/15日电测后,利用钻井液电阻率校深测井曲线与监测数据进行了对比,结果见表8-30o表8-30塔中722井液面监测数据对比情况对比结果说明,LLT-2声纳测深系统监测数据的准确性是很好的,完全能够满足工程施工作业的需要与同类井相比,节约了大量的钻井液
5、推广应用实施效果LLT-2声纳测深系统在TZ722井现场试验成功后,目前已在塔里木油田得到了广泛的推广应用详细工作量如表8-31o表8-31液面监测工作量统计表LLT-2井下液面监测技术通过8井次共73d的推广应用,现场电测、井队、甲方人员均对此技术给予了高度评价,表明该仪器在电测、起下钻、欠平衡钻井、钻井液帽、固井、堵漏、倒换井口、试油修井等特殊作业中都具有很好的应用前景LLT-2井下液面监测技术推广应用在以下方面使用中获得了成功
(1)在线实时监控井筒液面;
(2)能在地层流体刚进入井筒时就发现溢流;
(3)提供了优化的吊灌钻井液方案,节约了大量钻井液;
(4)为三口井四井次起下钻、电测、试油下油管期间的井控安全提供了保障LLT-2井下液面监测技术在推广应用中证明,该测技术能通过及时、准确地发现井筒内液面变化而提前、准确监测到井漏或溢流,尤其对井漏时准确、及时地对溢流监测报警功能为压力敏感性地层提供了有力的安全保障该技术共对18次起下钻、13次电测(其中传输电测3次)进行了监测,所有监测过程中均能及时、准确地发现井筒内液面变化,发现液面变化11次,其中,溢流9次,溢流发现准确率为100%具体情况见表8-32o表8-32LLT-2液面监测发现液面变化次数统计表LLT-2井下液面监测技术对井漏时溢流的准确、及时报警,使钻井工程人员可以根据液面变化规律不断调整灌浆时间、灌浆密度、灌浆数量以合理、安全、经济的方式进行灌浆,能够在保证井控安全的前提下大大节约吊灌钻井液用量在推广应用该技术过程中,TZ
722、LG100・
7、LN
633、LN
635、LG34等井的实际总灌浆量同比邻井(或常规吊灌钻井液)节约近3700m3钻井液,节约钻井液用量均达到40%以上具体情况见表8-33o表8-33LLT-2液面监测节约钻井液统计表
二、NDS技术
1、NDS技术原理NDS降低风险优化钻井是通过钻前风险预测、制定计划和钻进过程中实时监测,在满足钻井设计要求的前提下,最大限度地减少非作业时间和降低作业成本,由传统经验钻井转变为科学化钻井的一种优化钻井方法NDS降低风险优化钻井技术由斯伦贝谢钻井服务部门提出应用斯伦贝谢随钻测量和测井设备,通过采集地面、地下工程参数,及时分析解释井下情况,提出有效技术措施或建议,从而优化钻井措施,减少井下事故,提高钻井效率它包含了钻井工程的各个方面,如:实时数据测量和监测、现场风险预测及决策、钻井设计优化,地质力学模型的建立及实时更新NDS优化钻井服务的主要目标是通过在钻进过程中对地层和井下钻井参数的监测,提前发现异常现象和井下复杂情况,从而避免钻井风险和降低非作业时间斯伦贝谢的随钻测量和随钻测井仪器可以提供井下钻井参数的监测NDS工程师的主要任务就是利用钻井时井下仪器采集到地下工程数据、钻井液录井和钻井观测收集到的所有相关数据通过对这些数据进行分析和提炼,进行钻井风险和复杂情况预测NDS整个工作流程(见图8-16)oNDS工作流程具体来说,NDS工作流程包括钻前设计、钻进实施和钻后评价三个阶段,详细内容如下1)钻前设计阶段在钻前设计阶段,通过与油田的沟通交流,明确钻井中存在的风险和难点然后收集该地块邻井的所有相关资料,包括地质资料、测井数据、录井数据、钻井日报及钻头使用信息,然后对数据资料进行处理、审查,对其中可信度比较差的数据进行筛选在此基础上建立邻井钻井风险数据库、钻井指导图及地质力学模型地质力学模型(MechanicalEarthModelMEM)是一个油田(区块)所有地质力学特征数据模型的集合通过对岩层地质力学性质的分析,它能够有效地为钻井优化、压裂设计、定向井设计、套管设计、防砂完井等提供支持和帮助2)钻进实施阶段在钻进过程中,通过对地面和井下钻井参数进行监测,例如地面及井底钻压的变化、地面及井底扭矩的变化、环空压力和钻井液当量循环密度的变化、蹩钻滑钻指数及井底振动的监测来判断井下钻具和钻头的工作状况,提前发现异常现象和井下复杂情况,从而避免钻井风险和降低非作业时间3)钻后评价阶段钻后评价阶段主要是对钻井过程中出现的问题作进一步对比分析,同时借鉴斯伦贝谢和油田专家的丰富经验,找出合理有效的解决方法同时把这些经验教训在钻井风险记录和综合钻井指导图中进行更新,为以后该地区或具有相似地质情况的区域提供宝贵的经验,从而可以少走弯路斯伦贝谢公司使用的地质力学模型(MechanicalEarthModelMEM)是某个区域的地层应力与岩石力学特性相关信息的逻辑汇编组合,提供了一种能够快速更新这些信息的手段,并利用这些信息指导钻井作业和油藏管理在目前许多复杂的钻井、完井和开采作业中都需要进行岩石力学分析来降低昂贵的风险井眼稳定、井位优化、定向射孔、防砂预测与完井、压裂改造、油藏模拟等设计都需要建立在岩石力学基础数据(如地质构造、力学层序、岩石力学参数、孔隙压力、地应力等)的研究分析之上如果岩石力学有关的数据保存在不同的数据体中,比如邻井的信息保存在一个数据体中,地震解释结果又放在另外一个数据体中,而随钻测量的压力又被放入另外一个数据体中,它们所用的模型可能不相干甚至不一致,那么将很难对一个区域的情况进行深入的了解并形成统一的认识并且当新的数据不断从井场或平台传来的时候,如何去更新已有的数据都存在很多问题为此,斯伦贝谢公司开发了一套建立地质力学模型MEM的程序(见图8-17)它使得建立、管理并实时更新这套庞大的岩石力学知识体系成为可能图8-17NDS地质力学模型图8-18是典型的地质力学模型建立流程图篇T地址虾咿J毒IIliiilSSlillillli■OHvI定枷v图8-18NDS地质力学模型建立流程图
(1)上覆压力上覆压力通过对地层密度进行积分计算得到典型的地层密度通过电缆测井得到,也可以利用岩心的密度在没有密度测井或测井质量差的层段利用指数曲线外推
(2)水平应力给定深度处的最小水平主应力Qh可以通过扩展的漏失试验(XLOT)、微压裂或利用MDT工具直接测量得到S也可以通过测井资料计算得到,但需要其中一种直接的方法进行刻度最大水平主应力h不能直接测量,利用测井资料计算出最小水平主应力、岩石强度和孔隙压力后,可以利用井眼图象和岩石破坏模型来大致刻度(Jh的大小对于井壁崩落可以利用剪切破坏模型对于水力裂缝可以利用拉张破坏模型
(3)地层压力地层压力是地质力学模型的核心参数之一地层压力评价的目的是为了确定地下超压地层的深度及压力大小对于已钻过的井,可用RFT(重复地层测试仪)或MDT(模块式地层动态测试仪)等工具测量岩体内的孔隙压力,也可通过试油获得地层压力如果钻井时发生溢流,还可以参考溢流时的当量钻井液密度来评价地层压力这种方法得到的数据直接、可靠,但通常数据点很少,不能得到连续的剖面在砂泥岩剖面中,可利用测井资料,根据压实理论建立岩石物理力学性质和孔隙压力的关系,通过计算得到连续的孔隙压力剖面大量数据证明,在正常的压力梯度下,泥岩里的声波时差由于压实的作用会随着深度增加而降低在由于欠压实而造成超压的地层里,泥岩的声波时差将随着深度变大而增加或保持不变电阻率与孔隙压力也有类似的相关性,但实际计算中需要考虑矿物组分和盐度对电阻率的影响
(4)岩石强度岩石的单轴抗压强度(UCS)是决定井壁是否稳定的重要条件UCS可以根据测井曲线计算得到,但需要用岩心单轴抗压强度测试的结果进行标定要根据测井曲线计算UCS需要先得到岩石弹性参数,如弹性模量和泊松比等从测井资料直接计算得到的弹性参数是动态的然而,在进行井眼变形与破坏分析时需要静态参数因此,需要利用专有的公式对动静态杨氏模量进行了转换,计算得到岩石强度对于动静态泊松比,由于没有很好的相关关系,所以对于动静态泊松比没有进行转换
(5)地应力方向地应力方向研兖是岩石力学分析的重要组成部分确定地应力方向的方法包括井眼崩落方向、自然裂缝和水力裂缝方向、横波各向异性和三分量VSP等
(6)钻井液密度安全窗口地质力学模型一旦建立,可以在此基础上进行井壁稳定性分析,给出安全钻井所需的钻井液密度窗口要求钻井液密度要足够高,以避免溢流和井壁坍塌发生,但同时钻井液密度又不能太高,以免发生钻井液漏失和压裂破坏在钻进中、起下钻、处理事故等各种作业中,环空内的压力梯度应该始终保持在钻井液安全窗口范围内井涌压力梯度(Kick)一钻井液密度低于此线会发生井涌井壁崩落(或称坍塌)压力梯度(Breakout)-…钻井液密度低于此线会发生井壁崩落漏失压力梯度(MudLoss)■一对于存在天然裂缝或已经被压开的地层,钻井液密度大2)储备240m3重钻井液,密度130g/cm3以上,性能达到正常钻进时的钻井液性能,不能发生沉淀等现象,加重材料200to3)储备密度
1.50g/cm3以上的重钻井液80m3便于起钻时吊灌和采用重泥浆帽压井法时使用
3、控压钻井参数及钻具组合设计1)钻头选型6〃M1365或M0864o2)钻井参数钻压3〜6t排量10〜151/s转速60〜80r7min3)钻具组合6〃M1365钻头+330x310+43/4z钻铤18根+3%〃钻杆+311x410+5〃(18斜坡)钻杆1柱+5〃旋塞+5〃(18斜坡)钻杆x1根+5〃浮阀+5〃(18斜坡)钻杆+5Z〃六方钻杆(带上下旋塞)下钻至7〃套管鞋处接浮阀,钻进接单根前放回水,观察浮阀是否失灵作业时内防喷工具(5〃旋塞、5〃浮阀)的作用是5〃浮阀接单根和起钻至套管鞋时防止管内外溢5〃旋塞钻进中,当5〃浮阀失灵而无法进行接单根时,往钻具里打重钻井液,压稳水眼,用旋转控制头起钻至套管鞋内,关闭5〃旋塞,更换5〃浮阀
4、塔中722井液面监测控压钻井技术措施1)井口套压动控压值不能超过8MPa关井套压(油气侵后)即静控压值不能超过15MPa否则需加重钻井液密度或停止钻进同时为防止井控装备冲蚀而出现复杂局面,钻进中要根据井下情况,调整好钻井液密度,使产层尽量少出气2)控压钻井作业期间,派专人负责泥浆气体分离器排气管口的点火作业,确保井内排出气体被燃烧3)加强硫化氢的监测和防护工作,如果井内出硫化氢,则停止控压钻进,实施压井作业同时提高pH值到11钻井液中加足除硫剂,避免发生断钻具事故4)在控压钻进时,按井控要求储备重钻井液保证正常参与循环的地面钻井液为200m3密度设计为
1.14g/cm3并根据实际情况不断补充5)储备足够的钻井液处理剂、堵漏剂和加重材料,要求井场随时储备200t加重料6)保证所有施工设备正常,安全可靠地面高压管汇按规定试压,闸门开关灵活交接班要进行防喷器及防爆检查7)节流阀需专人控制,旁人不得乱动8)由于缝洞发育良好,钻速快,伴随井漏,有部分岩屑随钻井液漏入地层,环空返速于此线会发生钻井液漏失破裂压力梯度(Breakdown)・..■对于完整的地层,钻井液密度大于此线会发生压裂破坏
2、迪那204井钻前地质力学模型(MEM)的建立迪那204井是迪那2区块的一口开发评价井,该井钻探对迪那2区块下一步开发意义重大在迪那2区块已完钻的井中,都或多或少存在着钻井液当量密度稍高即漏,稍低即溢的现象这给迪那204井的钻探工作带来了巨大的挑战为了保证给迪那204井的安全钻探提供有效的技术支持,必须合理确定安全稳定的钻井液密度窗口在分析总结迪那2区块已完钻井的地质力学信息的基础上,建立了迪那204井的钻前地质力学模型由于存在不确定因素,本模型仅仅是对迪那2区块已钻井地质力学信息的总结和高度概括,虽然对待钻井未知风险有一定的预见性,但还不能对待钻井的所有未知风险进行预测分析因此,在钻井过程中还需要根据新采集到的资料对其不断进行修正和完善迪那204井钻前地质力学模型的建立主要选择邻井迪那201井(距迪那204井东北约
5.5km)和DN2-3(距迪那204井南约
2.4km)的已钻井地质力学信息从地震剖面上对比分析,迪那204井与迪那201井及DN2-3井都有很好的层位对应关系,在井位之间没有大的构造和断层分布考虑到DN2-3井在吉迪克组底砾岩段完井,没有深部储层的有关信息和数据,因此本模型的建立主要基于迪那201井的地质力学信息和有关数据钻前地质力学模型的建立包括以下步骤
(1)确定层位对应关系;
(2)将邻井(迪那201井)各个层位岩石性质映射到新钻井;
(3)估算上覆岩层压力和孔隙压力;
(4)采用邻井中计算水平应力的公式和参数计算新钻井的水平应力;
(5)建立新钻井的安全钻井液密度窗口
3、迪那204井钻井指导图(DrillMap)的绘制钻前地质力学模型的最主要成果就是目标井的钻井液密度窗口,通常绘制在钻井优化及风险管理综合成果图(DrillMap)中(见图8・19)迪那204井DrillMap钻井指导图(钻前)图8-19迪那204井DRILLMAP钻井指导图钻井优化及风险管理综合成果图(DrillMap)通常包括如下几个部分
(1)常规钻井参数,如井位、设计井深、钻头、钻杆参数等;
(2)地质力学模型钻井液密度窗口;
(3)钻井优化及风险管理根据该综合成果图,提出了迪那204井避免漏失的以下建议和对策
(1)结合NDS随钻测井数据(GR电阻率),做好地质预报,卡准地层迪那地区储层钻井是否发生漏失,在很大程度上取决于天然裂缝的发育情况,因此要求做好跟已钻邻井的对比工作
(2)监测ECD变化,并与根据邻井电测建立的漏失压力和破裂压力剖面相比较,防止漏失的发生
(3)根据随钻GR和电阻率以及地表观测到的数据(如单根气、钻井液池液面变化等)实时更新孔隙压力剖面,确保钻井液密度始终高于地层孔隙压力;
(4)实时分析环空当量循环钻井液密度(ECD)、当量静态钻井液密度(ESD)和钻井液密度的关系,及时发现井底气侵和溢流的情况
(5)吉迪克组底砾岩段为高压气层,孔隙压力高,天然裂缝及断层发育,岩石物性好应控制好钻井液密度,使其略高于孔隙压力,同时调整钻井液性能,以保证形成好的泥饼防止天然裂缝渗透性漏失;
(6)在吉迪克组底砾岩段,为了防止井喷和避免井漏,建议钻井液密度控制在
2.15-
2.23g/cm3ECD控制在
2.20-
2.30g/cm3o在钻穿吉迪克组底砾岩段后,在确保不发生井涌的情况下,可适当降低钻井液密度
(7)下第三系地应力水平高,应力不平衡性强,地层破裂压力低,井壁很容易产生钻井诱导缝如果钻井诱导缝跟天然裂缝连通,就很容易发生漏失建议钻进中钻井液密度控制在
2.10-
2.23g/cm3ECD控制在
2.20-
2.30g/cm3进入E6层位前可根据气测情况适当降低钻井液密度
(8)每次起钻前测后效、计算油气上窜速度如果油气上窜速度过高,可注入一定量的重钻井液,以保证起下钻安全
4、迪那204井钻前地质力学模型(MEM)在钻进中的更新和应用钻前地质力学模型(MEM)是基于邻井的资料建立的,与本井的实际情况肯定存在一定的差异由于本井存在窄钻井液窗口的钻井难题,所以很有必要在钻进中实时地对模型进行更新实钻中,根据NDS随钻测井(LWD)和随钻测量(MWD)提供的数据以及取心、录井等资料,实时地更新模型中的岩性剖面和地层孔隙压力剖面由于没有随钻声波,不能够据此实时计算坍塌压力、漏失压力和破裂压力剖面,只能根据邻井201的测井资料和最新的地层界面信息估算本井的这几个压力剖面钻进中通过对返出钻屑进行分析,有助于判断井壁稳定状态钻屑中可能会出现角状、板状或碎片状掉块这些掉块可以指示井壁的稳定情况角状掉块是由于井壁剪切破坏形成的多面状的岩石碎块崩落,主要是由于钻井液密度低于井壁崩落梯度造成的板状掉块是由于地层存在天然裂缝或其他弱胶结面而造成的岩石碎块脱落掉入井底,与钻井液密度关系较小,主要受钻井液性能和钻井操作的影响而碎片状掉块(细长形)是由于井壁的张性破坏形成的,是钻进低渗漏率的泥岩时钻速太快或欠平衡引起的孔隙弹性反应在迪那204井四开井段的钻进过程中,为更新模型,收集和整理了大量的数据,这些数据包括:
(1)随钻测井(LWD)和随钻测量(MWD)数据,包括自然伽马(GR)、电阻率(RES)、当量循环钻井液密度(ECD)、当量静态钻井液密度(ESD)、井底温度、井底钻压、井底扭矩等;
(2)取心、岩屑和录井资料;
(3)压裂试验数据;
(4)钻井事件(drillingevents)、钻井日报、钻井液报告等钻进中通过压力窗口的监测,可以把当量循环钻井液密度控制在合理的范围内,为钻井液密度的调整提出合理化建议图8-20分析了钻进过程中漏失、ECD和安全密度窗口之间的关系,说明了降低钻井液密度的必要性和合理性该井自井深5146m开始降低钻井液密图8-20迪那204井钻进时地质力学模型与漏失具有很好的对应关系综上所述,NDS服务中的地质力学模型不是一个静止的模型,而是一个动态的不断更新的模型在一口井开钻前,由于对地层情况的了解有限,钻井过程中存在着大量的不确定因素,地质力学模型综合了该区块所有已知的地质力学现象和数据,为它提供了一个初步的理论基础随着一口井的钻进,更多的数据被采集起来,如随钻测井参数、录井资料、钻井报告等,这些数据可用来校正和补充最初的地质力学模型,使之更加完善,进一步减少钻井中的不确定因素,为安全钻进提供指导和帮助图8-21是完钻时根据随钻测井计算的地质力学模型钻进使用的钻井液密度为
2.10〜
2.20g/cm3当量钻井液密度(ECD)最大值为
2.25g/cm3在当前情况下,这一钻井液密度能够保证顺利钻进井段4996~5380m储层段地质力学模型显示
(1)储层段孔隙压力异常,孔隙压力系数在
1.80-
2.15;
(2)储层段最大水平应力〉上覆岩层压力>最小水平应力,应力水平高;
(3)储层段应力不平衡性高,最大最小水平应力之比在
1.14-
1.2之间,随着深度增加逐渐增大;
(4)储层段坍塌压力系数与孔隙压力系数相当,约为
1.80〜
2.15;
(5)储层段破裂压裂梯度分布受裂隙分布、岩石强度等众多因素影响,完整岩石破裂压力系数最低值约为
2.30在某些岩石强度较低的层位破裂压力系数还有可能更低;结合本井的地层特点,综合分析井壁稳定(指没有严重的井壁崩落和压裂破坏)和水力安全(指不发生溢流和漏失)的要求,在钻进中、起下钻、处理事故和其他各种作业中,储层段环空压力当量循环钻井液密度ECD始终保持在
2.10-
2.30g/cm3可保证安全钻井的要求实钻中,井段4996~5380m所发生的岩石力学问题分为漏失和井壁崩落两种,没有出现溢流问题本井段共发生5次井漏,漏失原因为钻井液密度和粘度变化剧烈,引起了环空压力的波动井底环空压力的最大值超过了裸眼段最小的漏失梯度而引起漏失井壁崩落主要发生在E5段,该段岩石强度变化大,井壁坍塌压力系数最高为
2.19(见图8-22)易发生井壁崩落因此在钻井措施上,要求钻进时钻井液密度应尽量保持在不低于
2.14g/cm3防止发生进一步的井壁崩落造成角状掉块避免倒划眼、过高的转速和钻柱震动,平稳操作,防止发生更多的板状掉块;此段要尤其注意保持井眼清洗良好,并尽量降低液体渗失系数由于井壁崩落发生的程度轻微,对钻井和将来的测井、固井影响较小,钻井液密度还有进一步降低的可能性,但应保持在
2.10g/cm3以上1:1000MuMeightg/cm3BreMdownMwpfcm3ROP5mh2002LLDo»wnm20017GRgAPI20002▲40HTLohmmOBmwOBg/cm3MDm-49804990500050105020503050405050506050705080509051005110512051305140515051605170518051905200521052205230524052505260527052805290530053105320533053405350536053705380随钻实测电阻率计算的地=钻迸小漏井壁:邻推■畛御而■■■■IIIARCGRRTgAPI20002A40HJJNCRTohmm
2001.7PPmwA40HEARTgfcm3玉%井密度律的上覆图8-21迪那204完钻时的地质力学模型图8・22迪那204井5300〜5380m地质力学模型
5、迪那204井地质力学模型(MEM)钻后评价1)钻后MEM模型完钻后迪那204井电缆测井测量了常规测井资料、DSI声波测井资料和FMI电阻率成像资料利用声波纵波资料计算的地层孔隙压力更为可靠(利用电阻率资料计算地层孔隙压力易受矿化度和温度的影响),应用纵波和横波资料计算本井的地应力,从而计算井壁稳定窗口FMI的成像资料显示的井壁崩落和钻井诱导缝,为模型的进一步精细刻度创造了条件成像显示的天然裂缝使我们更清楚地了解地层,有利于进一步研究漏失机理综合钻后测井资料后,形成了钻后的地质力学模型,见图8-23o图8・23迪那204井钻后地质力学模型2)漏失层位的确定判断和确定漏失层的位置及深度,对分析漏失机理和制定防漏、堵漏施工对策有着至关重要的作用找漏一般可通过成像测井、井温测量、放射性示踪测量、热电阻测量、传感器测量、转子流量计测量等方法确定,也可通过观察机械钻速、岩心、漏失量及深度结合地质力学模型来推测根据本井的实际情况,最终采取了实时观察井漏、地质力学建模、井眼成像测井相结合的手段来推测地层的漏失层位曾尝试对比随钻测量的深、中、浅电阻率,也曾尝试对比随钻测量的电阻率和钻后电缆测量的电阻率,结果没有发现较好的漏层指征钻后MEM显示,5061~5082m和5100~5120m这两个井段的破裂压力和漏失压力较低,钻进时当时的ECD值均都超过了这两个井段的破裂压力和漏失压力从FMI图像上也显示这两个层段存在明显的天然裂缝和钻井诱导缝(见图8-24)说明这两个层位为可能漏失层而钻至井深5146m处发生的小漏,由于此处的漏失压力和破裂压力均较高,分析有可能是把上部的这两个薄弱层又压开了而发生的漏失tjKJkJXUUIK/]、/wl/wv/,/]、wuv图8-24井段5061〜5082m可疑漏失层位3)迪那204井岩石力学问题及NDS施工效果
(1)迪那204井四开井段(4996~5380m)岩石力学问题迪那204井四开井段环空压力当量钻井液密度保持在
2.10-
2.30g/cm3之间时可保证井壁稳定和水力安全要求钻进、起下钻、处理事故和其他各种作业中,根据钻井液的性能、工况,平稳地调整钻井液密度,保证环空压力始终保持在此安全窗口范围内四开井段的岩石力学问题主要为钻井液漏失(共漏失8651m3).井壁崩落(主要发生在井段5033〜5036m5354〜5362m)和井壁压裂破坏(钻井诱导缝普遍存在)井壁崩落较轻微,对钻进工程没有造成大的影响下第三系下部地层钻井诱导缝很普遍且很明显,因此实钻中把工作的重点放在了防止钻井液漏失上四开井段之所以没有引发大的井漏,得益于把当量钻井液密度精确地控制在了钻井液漏失压力梯度之下迪那204四开钻井液漏失统计见表8-34o从表8・34可以看出,自2006年9月6日降低钻井液密度后,直至钻至完钻井深仅漏失钻井液
0.8m3o表8・34迪那204四开钻井液漏失统计表
(2)迪那204井四开井段NDS施工效果迪那204井四开井段钻井液漏失量只有
86.51m3而邻井漏失量均为几百方到几千方因此,迪那204井四开井段NDS作业大幅度地节约了钻井时间和处理事故的费用,保证了井眼的平滑和良好的井身质量具体对比情况如下迪那201井全井卡钻2次,损失
9.44d;井漏2次漏失钻井液
414.1m3损失
5.17d另外还有钻具落井事故2次,堵水眼事故1次迪那202井全井卡钻2次,损失
34.71d;井漏15次,漏失钻井液
1180.04m3损失
24.1d另外还有井下溢流8次,损失
81.5do迪那22井全井卡钻1次,损失
0.5d;井漏15次,漏失钻井液
1360.8m3o另外还有井下断钻具和溢流事故各1次,损失
2.4doDN2-3井全井卡钻4次,损失时间
20.44d;井漏6次,漏失钻井液
1162.6m3损失时间
93.6do另外还有井下断钻具和井下落物事故各1次,损失
2.35d.迪那204井8%〃井眼应用所建立的地质模型和使用NDS服务,发生井漏5次,漏失钻井液
86.51m3损失时间约3d迪那204与邻井复杂情况对比情况见表8-35o低,加之钻井液密度低,携岩能力差,因此控制钻进速度不超8m/ho9)钻进中若发生井口不返钻井液,应调整节流压力;如节流阀全开仍不返钻井液时,应立即报告钻井监督10)优选钻头,力争一只钻头完成控压钻进井段的施工,尽可能减少起下钻次数11)起钻前要适当提高钻井液密度,确保压稳后再起钻12)若起钻吊灌,吊灌量为每起3柱钻杆、1柱钻铤吊灌In如起钻速度慢,中途停止起钻作业,每隔15min吊灌
0.5m3o13)若起钻前采用推回法压井,推完应立即起钻要求认真坐岗,连续灌浆,每3柱钻杆、1柱钻铤核对一次灌入量当发现灌入量少于起出钻具体积时,应就地关井反挤一定量的钻井液后再起钻待起到距井口1000m时再关井反推一个井筒容积,继续起钻14)起钻的同时务必做好下钻的准备工作,尽最大努力缩短空井时间15)下钻时每下1柱钻铤、3柱钻杆核对一次返出量,当发现返出量多于下入钻具体积时,应就地关井反挤一定量的钻井液后再下钻16)必须压稳油气层后再进行起下钻,保证安全作业时间若在套管里起下钻发生溢流,用压回法压井后再进行起下钻作业17)在控压钻井作业过程中,为确保在井漏情况下(测斜、中测、电测、完井等)安全实施起下钻作业,可借助井下液面计采用“吊灌法起下钻技术利用井下液面监测仪监测井下液面动态变化,确保井控安全和校核吊灌钻井液量
5、控压钻井压井方案在目前的控压钻井作业中,一般有三种方法,即压回法、正循环法压井法和重泥浆帽压井法各种方法均存在不同的优缺点,现场可根据实际情况采用对地层损害最小的方法1)压回法关井,用重钻井液将环空和钻具内的轻钻井液同时推入漏层该方法压井速度快,但钻井液损耗量较大2)正循环法压井法重钻井液通过钻具注入井内,从环空返出轻钻井液该方法压井速度慢(比压回法慢1倍),但钻井液损耗量较小(是压回法的1/3〜1/2其中轮古2井压井一次漏失lOOn左右)应该注意的是,井漏情况下的正循环法压井与常规工程师法和司钻法压井不同,压井初始泵压不应该等于低泵冲泵压加关井立压,应该适当控制节流阀开度,当加重钻井液到达钻头以后,可适度关小节流阀防止溢流采用此方法可以减少钻井液漏失量3)重泥浆帽压井法关井,用
1.50g/cm3的重钻井液将环空和钻具内的部分轻钻井液推入漏层,使井筒内的压力处于平衡状态该方法压井速度最快,钻井液损耗量最小,下钻完替出重钻井液,对油气藏的损害明显降低,有利于达到保护油气层的目的
6、塔中722井控压钻井技术取得的效果钻井期间减少了大量的钻井液漏失塔中722井由于采用了控压钻井技术,比塔中72井少漏失钻井液1700m[2:、减少了处理复杂的时间,节约了钻井成本塔中722井由于采用了控压钻井技术比塔中
72、塔中721井分别减少复杂时间48d和121d见表8・23塔中721井由于钻遇奥陶系裂缝、溶洞发育地层,在8%〃和6〃井眼钻进中,溢流或井漏复杂情况一直存在,钻井期间多次面临井喷威胁,各类压井10余次,5支井队长时间停钻专门为该井供应钻井液该井在钻至井深5505m时,由于井下复杂而被迫完钻全井因处理复杂事故损失了大量的时间]72井少漏失钻井液1700m以上,比塔中721井少漏失钻井液近5000m3见表8・23[3:、减少了处理复杂的时间,节约了钻井成本塔中722井由于采用了控压钻井技术比塔中
72、塔中721井分别减少复杂时间48d和121d见表8・23塔中721井由于钻遇奥陶系裂缝、溶洞发育地层,在8%〃和6〃井眼钻进中,溢流或井漏复杂情况一直存在,钻井期间多次面临井喷威胁,各类压井10余次,5支井队长时间停钻专门为该井供应钻井液该井在钻至井深5505m时,由于井下复杂而被迫完钻全井因处理复杂事故损失了大量的时间][4:、塔中722井由于采用了控压钻井技术,圆满完成地质钻探目的而未采用控压钻井技术的塔中
72、塔中721井,均因严重漏失而没有钻达设计井深见表8-23o][5:、减轻或免除油气藏受到伤害,提高了油气井产能
7、液面监测控压钻井技术推广应用情况由于控压钻井技术具有能够减轻或免除油气藏受到伤害,提高油气井产能;有利于提高钻井速度,解决钻井过程中又喷又漏的技术难题,降低钻井成本;有利于及时识别产层和发现地质异常情况等优点,目前己在塔中地区、轮古地区的碳酸盐岩地层全面推广使用推广应用情况如下塔中9口井塔中62-
27、塔中
722、塔中
723、塔中
724、中古
2、中古
17、中古
5、]表8-23塔中72井区控压与常规钻井效果对比表中古
4、中古19轮南4口井轮南
633、轮南
635、轮古
34、轮古35山前构造5口井大北
3、迪那
3、阿克
3、阳北
1、大北103控压钻井技术在塔里木油田的推广应用取得了显著效果(部分井控压钻井技术实施情况见表8-24)o2007年在塔中
722、轮南
633、轮古34等井实施控压钻井技术,钻井期间均有良好油气显示(图8-12)完井试油均获得高产油气流图8-12轮古34井实施控压钻井获得高产油气流表8・24控压钻井技术推广应用
四、TZ62-11H井精细控压钻井实施情况尽管塔里木油田注气控压钻井和液面监测控压钻井技术取得了显著的效果,并己在塔中地区、轮古地区的碳酸盐岩地层推广使用但是,由于相关技术和装备配套还不够完善还无法实施精细控压钻井2009年塔里木油田与国际石油服务公司合作,引进了适合塔中地区碳酸岩盐储层特点的精细控压钻井技术,计划在塔中TZ62-11H水平井上实施,以期实现以下目的有效解决又喷又漏问题,减少非生产时间,缩短钻井周期;减少钻井液漏失,降低对储层的污染;减少漏喷复杂事故的发生,延长水平段的钻进能力,从而达到最大限度地裸露油气层,提高单井高产稳产的目的精细控压钻井是通过井底随钻测压设备、自动节流管汇、回压补偿循环系统等手段减少井底压力波动,保持井底压力更平稳与常规钻井相比,压力波动范围控制更精确,见图8-13o精细控压钻井与常规钻井压力波动范围对比图8・13精细控压钻井与常规钻井压力波动范围对比2009年2月10日,TZ62-11H井从井深4869m开始实施精细控压钻井作业,2月25日钻达设计井深5452m历时15d进尺583m水平段长484m钻井期间未发生溢流和井漏,进展顺利之后继续加深钻进,于2009年3月12日钻达井深5843m完钻精细控压钻进进尺974m水平段长875m水平位移
1171.79m共历时30d该井精细控压钻井井段均未发生井漏和溢流,而邻近三口井相应井段平均漏失量为2962m3o第四节井下监测技术
一、井下液面探测系统为了解决含有H2s的压力敏感地层的钻井、测井的井控安全难题,以及更好地开展控压钻井工作,2007年初塔里木油田引进了LLT(LiquidLevelTechnique)井下液面探测系统,目前己得到广泛应用
1、LLT井下液面探测系统组成与原理LLT井下液面探测系统是北京德美高科公司研发的高科技产品,广泛地应用于石油、矿山、水文、救护等行业,在国内外同类产品中具有明显的技术优势LLT井下液面探测系统分为LLT-1(溢流和井漏监测报警系统)和LLT-2(井下液面声纳测深系统)二种型号根据石油钻井的特点,采用LLT-2井下液面声纳测深系统用于井下液面探测1)井下液面探测系统原理LLT-2井下声纳测深系统技术原理如图8-14所示图8-14井下声纳测深系统原理仪器采用远传非接触监测方式,将仪器连接在井口与油套环空相通,利用氮气瓶里的氮气做动力,计算机每隔1〜2min定时控制仪器发出声纳脉冲波,脉冲波通过环空传至井下液面,遇钻杆接箍或液体后返回,计算机接收从钻杆上返回脉冲由于脉冲波在钻杆接头和液面上传播时振幅发生变化,通过对各种井下噪声信号进行过滤,计算接头数就得到了液面深度,并在计算机上记录深度变化曲线所得数据是在线的、实时的2)液面深度计算方法
(1)接头法H=LPxJN式中H——井下液面深度,m;LP一一平均钻杆长度;JN——接头个数(可以是小数,代表意义为不足一根钻杆的长度)
(2)声纳时差法H=VxT/2式中H——井下液面深度,m;V——声纳速度,m/s;它是环境温度、压力、传播介质的函数;(V=f(tpr)该值由系统自动实测三个变量后自动积分获得)T——声纳时差,So3)井下声纳测深安装位置
(1)安装在套管头上的阀门外
(2)安装在封井器盲板处
(3)安装在钻杆(油管)上(带电缆不影响)4)井下声纳测深系统设备组成
(1)供气部分(氮气)
(2)专用高屏蔽信号电缆
(3)声纳发生器
(4)声纳接纳器
(5)信号放大器处理器
(6)声纳噪声过滤芯片
(7)专用软件(系统控制软件,信号分析软件,专用数据接口软件,数据采集和回放输出软件)
(8)工程车及相关配套设备
2、LLT-2井下液面声纳测深系统现场试验1)95/8〃套管井段模拟井漏试验塔中722井9%〃套管下于井深3450mo固井后,于2007年1月12日下钻钻水泥塞留5m口袋,准备起钻测固井质量利用该井正常起钻的机会,进行了井下液面监测的现场试验即起出钻柱不灌钻井液,将实测液面与计算液面对比,分析误差情况试验结果见表8-25o从表中可见除第一个点由于安装误差较大外,其余误差均较小表8-25塔中722井LLT-2井下液面声纳测深试验误差分析2)7〃套管井段模拟井漏试验塔中7-22井7〃套管下于
5256.70m固井后凝于2007年3月18日下钻钻水泥塞,留5m口袋,准备起钻测固井质量利用该井正常起钻的机会,再次进行了井下环空液面监测现场试验试验结果见表8-26o表8-26塔中7-22井LLT-2井下液面声纳测深试验误差分析在这种工况下,由所测得的4个点误差分析表明,其测试结果具有很高的精度(误差值远远小于1%);二种计算方法(平均长度法和超声波速度法)的误差差别不大,显示仪器工作状态正常钻具运动时井下液面声纳测深试验误差分析结果见表8-27o序号起钻柱数起钻长度m理论液面深度m实测液面深度(平均长度法)m误差%实测液面深度(超声波速度法)m误差%
128828.
25100.
9498.
142.
773925101.40-
0.
455716233953.
39118.
76121.90-
2.
643988119.90-
0.
9599193611761.
23217.
19214.
201.
376675216.
780.
1887754802310.
51279.
00283.6-
1.
648746281.4-
0.
8602155832387.
62284.
91286.01-
0.
386087285.56-
0.
22814226932668.
11305.
67309.02-
1.
095953308.78-
1.
01743771143295.
21352.
70356.20-
0.
989481354.92-
0.635101序号理论液面深度m实测液面深度(平均长度法)m误差%实测液面深度(超声波速度法)m误差%
1401155.
10142.
45135.
544.
850825147.56-
3.
5872242401155.
10142.
45142.94-
0.
343980145.46-
2.
11302231404048.
55407.
82398.
962.
172527415.23-
1.
81697841404048.
55407.
82400.
791.
723780413.26-
1.
33392251404048.
55407.
82413.57-
1.
409936415.23-
1.816978序号日期时间液面(m)采取措施结果112日15:
2050.2发现溢流,立即报告监督,监督立即关井组织压井有效控制溢流213日11:34274立即上报给钻井监督,监督立即组织灌密度
1.3g/cm3钻井液2m3观察液面逐渐回落,有效控制溢流的发生317日10:55340液面上升,判断为3%〃钻杆起到重钻井液,上报监督,监督指示继续观察液面回落,恢复正常417日12:28386液面上升,判断为钻铤起到重钻井液,上报监督,监督指示继续观察结果液面回落,证明判断正确518日22:07860立即上报给钻井监督,监督立即组织灌密度
1.3g/cm3钻井液2m3观察液面逐渐回落,有效控制溢流的发生618日23:36838立即上报给钻井监督,监督立即组织液面逐渐回落,有效灌密度
1.3gW钻井液1n观察控制溢流的发生719日0:18828立即上报给钻井监督,监督立即组织灌密度
1.3g/cm3钻井液2n观察液面逐渐回落,有效控制溢流的发生822日13:15597立即上报给钻井监督,监督立即组织灌密度
1.3g/cm3钻井液2m3观察液面逐渐回落,有效控制溢流的发生时间作业内容计算液面深度m实测液面深度m备注3月29日压井后关井观察350351〜3534月15日通井后压井完起钻1501524月17日通井后压井完起钻1751724月15日电测钻井液电阻率510502井名工作内容监测方式测试目的使用单位工作天数d累计天数dTZ7229%〃套管内做试验环空检测仪器效果勘探钻井1TZ7227〃套管内做试验环空检测仪器效果勘探钻井1LG100-7推广应用环空起下钻安全开发钻井11TZ722推广应用环空起下钻安全勘探钻井2728LN633推广应用环空起下钻安全勘探钻井1341TZ722推广应用油管内起下钻安全勘探试油445LN635推广应用环空起下钻安全勘探钻井2166迪那3推广应用环空起下钻安全勘探钻井369大北103推广应用环空堵漏作业勘探钻井170ZG17推广应用油管内测油管内掏空深度,起钻安全勘探试油373井名LG100-7TZ722LN633LN635ZG17提前发现溢流次数62发现无效灌浆次数111井名开始时间结束时间总灌泥浆量m3节约泥浆量m3节约%计算依据LG100-72007-3-112007-3-11210090原来一天灌钻井液500m35h应灌钻井液105m3共监测5h灌浆
1.86m3TZ7222007-3-292007-4-242400260052与邻井TZ722井相比LN6332007-4-252007-5-746432041与正常吊灌钻井液量相比TZ7222007-5-82007-5-110200100整个下钻过程中没有灌钻井液LN6352007-5-242007-6-1352137042与正常吊灌钻井液量相比ZG172007-7-242007-7-2627028051与正常吊灌钻井液量相比
1.7PPmwDTCOEAg/cm
32.
71.7PPmwLLDEAgfcm
32.
71.7Mudtoss_Mwflfcfn
32.
71.7ECDARCRTgXcm
32.
71.7BreakoutMwgXcm
32.7井深当日漏失量泥浆密度井眼当时作业日期mmg/cm51078/〃
152.26钻进
8.1751318/〃
82.25NDS钻进
8.1851478/〃
182.25NDS钻进
8.1951478/〃
33.
72.24NDS钻进
8.2052888/〃
112.2下钻
9.652968/〃
0.
82.18NDS钻进
9.7塔中722塔中72塔中721钻井周期d127131240设计井深m575058005800完钻井深m
57505235.655505钻井方式控压钻井常规钻井常规钻井处理复杂时间d48121钻井期间钻井液漏失量n
190.
831824.665000试油产量m3/d油265气51202油
29.5气9560油
126.48气720352井号塔中722轮南633轮古34大北3中古2开钻时间2006-12-42007-1-42006-12-232005-12-222006-12-27完钻时间2007-4-112007-5-42007-6-142007-8-62007-4-22控压井段(m)5546〜57505843〜61006694〜67406284〜70735871〜6310实施目的防漏防漏防漏防漏防漏密度g/m3设计
1.05-
1.
201.05-
1.
101.05-
1.
101.8*
2.
41.05-
1.20实际
1.08-
1.
151.
051.
171.85-
2.
151.05-
1.15压井
1.
31.
171.
31.28控压期间油气显示情况连续点火,焰高
0.5~12m连续点火,焰高8〜22m间断点火,焰长5〜15m间断点火,焰高
0.5~3m井下液面监测监测监测监测监测完井试油日产量m3/d8mm油嘴油压
20.7MPa油265m3气51202m38mm油嘴,油压
43.72MPa油
36.20m3气389640m38mm油嘴,油压
38.88MPa油
29.36m3气202105m36mm油嘴,油压63MPa气416862m35mm油嘴,油压
20.4MPa油
5.04m3气51873m3o序号总计起钻柱数起钻长度m理论液面深度m实测液面深度(平均长度法)m误差%实测液面深度(超声波速度法)m误差%
15144.
9917.
8816.
57.
71812116.
76.
599553210289.
6235.
7235.
31.
17581235.
70.
055991315434.
4153.
5752.
81.
43737253.
50.
13067420579.
2571.
4372.1-
0.9379873-
2.
19796525724.
2589.
3190.3-
1.
108592.3-
3.34789序号起钻柱数起钻长度m理论液面深度m实测液面深度(平均长度法)m误差%实测液面深度(超声波速度法)m误差%
120578.
5171.
3471.40-
0.
08410472.10-
1.
0653212401155.
10141.
45141.
420.
021209141.70-
0.
1767413601732.
24213.
62213.96-
0.
159161214.70-
0.
50557141404048.
55407.
82405.
230.
635084405.
980.451179。