摘要：地层压力衰竭气藏在油气压力下降后,岩石特性参数以及地应力会发生改变,如果沿用压力未衰竭时的井身结构设计方案将会导致井身结构设计不合理,易发生井漏、井塌等井下复杂情况。为此,在分析压力衰竭地层大位移水平井钻井难点与对策的基础上,将井筒最大液柱压力与漏失压力平衡作为初步确定套管下深的约束条件,同时考虑循环当量密度的影响,建立了压力衰竭气藏水平井井身结构设计方法,并在莺歌海盆地东方1-1气田进行了现场应用。研究结果表明：（1）井内压力平衡的上限取漏失压力,其值等于水平最小主地应力;（2）水平最小主地应力将随着气藏开采地层流体压力的降低而减小;（3）套管下入极限深度受到钻井液循环当量密度（ECD）的制约,即随着水平段的延伸,环空压耗将增加至压漏临界点深度;（4）东方1-1气田主力储层地层压力衰竭严重,井身结构优化后采用四开井身结构,使得3个不同压力体系的储层不同存于一个裸眼井段,有效地降低了井下复杂情况的发生概率。结论认为,该方法可为压力衰竭气藏的大位移水平井井身结构设计提供理论依据。

关键词：压力衰竭 气藏 大位移 水平井 井身结构 

单位："油气钻井技术"国家工程实验室·长江大学石油工程学院; 湖北武汉430100; 中海石油(中国)有限公司湛江分公司; 广东湛江524057; 中国石油吐哈油田公司吐鲁番采油厂; 新疆838000