川东高陡褶皱带包鸾-焦石坝背斜带焦石坝构造井号：XX井井别：开发井井型：水平井钻井设计
1、钻井地质设计
1.1基本数据
井号：XX井
井别：开发井
井型：水平井
地面海拔 592.47m，补心高 9.0m，补心海拔 601m 计算
地理位置：重庆市涪陵区江东街道办凉水村 5 组
构造位置：川东南地区川东高陡褶皱带包鸾－焦石坝背斜带焦石坝构造
目的层: 上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组下部优质页岩气层段（对应焦页 87-3 井 3610.6-3649.2m/38.6m）
设计井深：A靶点垂深：2799m， C靶点垂深：2777m， B靶点垂深：2821m；
AB 段长：2074.10m；完钻井深：5160m；
完钻层位：下志留统龙马溪组下部页岩段
完钻原则：钻至 B 靶点留口袋完钻
完井方式：套管完井
1.2钻探依据
设计井区上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组为深水陆棚相沉积，邻井焦页
87-3HF(导眼井)发育厚达89.6m灰黑色富有机质泥页岩，TOC平均为2.44%，优质页
岩段（①-⑤小层）平均TOC为2.85%；有机质类型为Ⅰ型，热演化程度（Ro）为
2.42-
3.13%，有利于天然气的大量生成。
邻井焦页87-3HF(导眼井)目的层以灰黑色粉砂质、炭质泥页岩夹放射虫炭质泥页
岩为主，物性分析表明优质页岩段（①-⑤小层）孔隙度为3.81-5.21%，平均孔隙度达4.48%，具较好储集性能。
邻井焦页87-3HF(导眼井)上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组含气量
1.45-6.62m3/t，平均为3.49m3/t，其中，优质页岩段（①-⑤小层）含气量3.69-6.62m3/t，平均为5.16m3/t，具有较好的含气性。
邻井焦页87-3 HF(导眼井)优质页岩段硅质含量一般为14.6-80.4%，平均为52.84%，碳酸盐岩含量为1.7-52.5%，平均为9.95%；焦页87-3HF(导眼井)测井解释杨氏模量
3.66-
4.33×104MPa，平均为3.73×104MPa，泊松比为0.17-0.2，最大主应力为5
5.52MPa，最小主应力为48.63MPa，水平地应力差异系数为11%，有利于压裂改造。
邻井焦页87-3HF井水平段长1645m，分27段采用大型水力压裂，测试产量
15.37×104m3/d。
邻井焦页69-2 HF井下压力计进行温度和静压测试，实测目的层温度103.65℃，计算地温梯度为 2.45℃/100m；计算地层压力52.62MPa，压力系数为1.49（压后）, 邻井焦页87-3HF天然气组分以甲烷为主，含少量二氧化碳（0.594%）和氮气，不含硫化氢。
1.3 设计依据及钻探目的
1.3.1设计依据：
《涪陵页岩气田江东区块焦页X号平台井位报告书》。
1.3.2 钻探目的：
（1）动用江东区块上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组页岩气资源；
（2）新建江东区块上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组页岩气产能。
1.3.3预计效果：
预计本井组4口井控制资源量32.42×108m3；获取水平井钻完井及气层改造的工程工艺技术参数。
1.4 设计地层剖面及预计气水层位置
1.4.1地层分层及油、气、水层预测（见表1-2、表1-3）
表1-2 地质分层设计数据及预计油气水显示预测简表
1.4.2邻井钻探情况
（1）基本情况
焦页87-3HF井（导眼井）于2015年4月8日采用Φ660.4mm3A钻头钻导眼钻进
至井深65.7m，下入Φ473.1mm导管至65.6m；5月16日钻至井深3535m，5月18日换成215.9mm取心钻头，到5月27日取心至3653.06m，共取心8次，总进尺118.06m。5月28日再换215.9mmPDC钻头钻进至3683m完钻，完钻层位奥陶系中统十字铺组。2015年6月13日填井并裸眼完井。2015年6月19日采用Φ311.2mmPDC钻头开窗侧
钻成功，侧钻点井深：2074.0m，层位：龙潭组。7月28日钻至井深3711.0m二开中完，下入Φ244.5mm技术套管至井深3708.15m，固井水钻井液返至地面。
（2）油气显示
焦页87-3HF 井（导眼井）段龙马溪组-五峰组3576.0-3651.0m 井段见含气显示，地质录井共解释页岩含气层、页岩气层75.0m/2 层。其中，龙马溪组下段-五峰组井段3610.0-3651.0m（50.0m/1 层）为页岩气层，对应小层为①～⑤小层（主力气层），气测全烃1.74↗14.08%，甲烷 1.38↗9.88%。
焦页87-3HF 井（侧钻井）龙马溪组-五峰组3721.0-5585.0m 井段见含气显示，地质录井共解释页岩气层1749.0m/9 层。气测全烃 1.30 ↗24.95%，甲烷0.37↗18 .61%。
表1-3地质设计分层岩性简述表
（3）溢流、井漏情况
焦页87-3HF 井（导眼井）共有井漏11 次，其中雷口坡组和小河坝组各 1 次，嘉陵江组9 次，共漏失钻井液18086.0m3，为裂缝性漏失。焦页87-3HF 井（侧钻井）钻进过程中未发生井漏。本井全井段钻探过程中无溢流发生。
（4）硫化氢显示
焦页87-3HF 井页岩气层段试气不含硫化氢。焦页 1 井钻井过程中共检测到硫化氢显示4 次，发生在长兴组。硫化氢显示的层段主要在二叠系，区块的局部位置在长兴组、龙潭组和栖霞组气测检测到有硫化氢显示（见表1- 4）。
表1-4 焦石坝已钻井硫化氢显示统计表
1.5 地层孔隙压力预测与钻井液性能要求
1.5.1邻井试气测试情况（见表1-5）
表1- 5焦页69-2HF井试气测试数据表
1.5.2 邻井钻井液使用情况（见表1-6）
表1-6 焦页87-3HF 井钻井液性能情况表
1.5.3 地层压力预测（见表1-7）
压力预测主要依据地震资料和邻井实钻中的钻井液密度资料及焦页1HF井、焦页
1-3HF、焦页5HF井、焦页8HF井大型压裂后实测井底压力进行综合预测。由于受到地震预测精度的限制及泥页岩经大型压裂改造后测得的压力与未改造的泥页岩压力存在一定的差异，本井压力综合预测结果可能存在一定误差，要求本井钻井过程中要加强随钻压力监测工作，根据实钻情况及时调整钻井液性能，并做好井控工作。
表1-7地层压力预测表
1.5.4 钻井液类型、性能及使用原则要求
（1）使用的钻井液应保证地质录井、测井顺利进行，保证取全取准地质、工程
等各项资料，最终选用钻井液体系以钻井工程设计为准。
（2）应选用低摩阻、携砂能力强、抗泥页岩膨胀、热稳定性与脱气性能好的钻
井液体系。
①根据预测压力系数，可适当考虑钻井液密度附加值为0.07～0.15g/cm3，尽可能
实现近平衡压力钻进，减轻对气层的伤害。
②应注意防止目的层段泥页岩遇水膨胀、垮塌。
③现场应储备高于钻进时最高密度0.2g/cm3以上的高密度钻井液和加重材料。
④鉴于邻区邻井实钻曾发生多次漏失，本井在可能漏失段应储备同性能的钻井
液及堵漏材料，钻井液储备量应是井筒容积的1倍，堵漏材料应储备一次用量以上。储备钻井液应按规定循环、维护。
1.6 技术说明及故障提示
（1）钻井过程中应注意防垮塌、防卡、防漏、防溢流、防喷，韩家店以上地层
防H2S。根据焦页69-2HF井、焦页81-2HF井等导眼及水平井钻探情况，由于裂缝等原因，地层存在漏失情况。钻探过程中应特别注意。
（2）加强应急管理，做好应急预案
本井5km范围内人口较多，要切实做好居民、学校的安全宣传、教育工作，加强应急管理，施工方列出危险源清单，并制定相应的控制措施；井队应制定井喷失控后
的应急预案，并与当地居民进行疏散演练。本井所在区域的已钻邻井资料显示，该区
域在长兴组、飞仙关组存在一定浓度的硫化氢，长兴组可能存在浅层流体，长兴组、
飞仙关组、韩家店组、小河坝组、龙马溪组可能存在易漏地层，因此在钻井施工过程
中应做好飞仙关组、长兴组浅层流体及硫化氢有毒气体及井漏等相应的应急预案。
（3）实钻表明，江东区块处于斜坡带速度横向变化较大，局部存在井震矛盾，
地层设计与实钻可能存在差异。本井浊积砂地震反射特征较明显，但存在变薄趋势，钻井跟踪过程中中应特别注意，钻探中应特别注意。水平井施工进入小河坝组中下部采用LWD跟踪井眼轨迹，现场应结合随钻资料做好地层对比分析，卡准中完井深，
预测A靶点井深，确保着陆成功。
（4）邻井焦页87-3HF井钻探中在雷口坡组、小河坝组发生井漏，为地层裂缝性漏失，本井钻探过程中应予注意。
2、钻井工程设计依据
?《涪陵页岩气田江东区块85号平台井位报告书》、《中国石化涪陵页岩气田四
化建设标准化设计方案》。
?《中华人民共和国安全生产法》、《中华人民共和国消防法》、《特种设备安
全监察条例》、《建设工程安全生产管理条例》、《非煤矿矿山建设项目安全设施设
计审查与竣工验收办法》、《石油天然气安全规程》(AQ2012)。
?《钻井井控技术规程》（SY/T6426）、《石油天然气工业健康、安全与环境
管理体系》(SY/T6276)、《钻井井控装置组合、配套、安装、调试与维护》(SY/T5964)、《丛式井平台布置及井眼防碰技术要求》（SY/T 6396-2014）、《涪陵页岩气田钻井
井控安全技术要求》（Q/SH1035 1043-2014）、《涪陵页岩气田浅层气钻井安全推荐
做法》（Q/SH1035 1044-2014）。
?《非常规油气井钻前工程技术要求》（Q/SH 0437-2011）、《非常规油气井钻
机选型与配套》（Q/SH 0438-2011）、《非常规油气井钻井井身质量要求》（Q/SH 0439-2011）、《非常规油气水平井固井技术要求》（Q/SH 0440-2011）、《中国石化
井控管理规定》（中国石化油〔2015〕374号）。
?其它石油行业有关标准。
?本构造及相邻构造钻井资料。
3、井身结构设计
根据涪陵地区龙马溪组页岩气地层特点、压力预测及目前钻井工艺技术现状，参考相邻构造已钻井实钻井身结构，依据有利于安全、优质、高效钻井和油气层保护的原则进行设计。
3.1井身结构确定方法
?涪陵页岩气田江东区块焦页85号平台采用丛式井组水平井开发，因此，井身结构的设计应充分考虑到地层和长水平段生产工艺的要求，各套管程序的选择为各开次钻进安全相对留有余地，以保证完成钻探目的。
?上部地层可能存在含有浅层气和含H2S气层，表层套管应封隔上部水层，建立井口，安装防喷器，为浅层气和含H2S气层的钻探提供安全条件。
?韩家店组地层存在多套漏层，龙马溪组上部存在大套泥岩地层，在揭开龙马溪组页岩层之前，应下入技术套管，封隔上部易漏、易垮塌地层。
?产层为页岩气层，完井方式采用套管射孔（分段压裂）完井。
3.2 井身结构设计
表3-1 XX井井身结构设计数据
表3-2 XX井地层与井身结构设计综合表
XX井身结构设计示意图
导管
直径:24″(609.6mm)
所钻深度:60m
套管外径: 18 5/8″(473.1mm)
套管下深:60m
水泥返高:地面
一开：
钻头直径:16″(406.4mm)
所钻深度:602m
套管外径:13-3/8″(339.7mm)
套管下深:600m
水泥返高:地面
二开：
钻头直径:12-1/4″(311.2mm)
所钻深度:2752m
套管外径: 9-5/8″(244.5mm)
套管下深:2750m
水泥返高:地面
三开：
钻头直径:8-1/2″(215.9mm)
所钻深度:5160m
套管外径:5-1/2″(139.7mm)
套管下深:5150m
水泥返高:地面
图3-1 XX井身结构示意图
4、钻井方式
导管、一开、二开至茅口组底采用清水钻井，之后转换为水基钻井液钻井；三开采用油基钻井液钻井。
5、工程质量指标
5.1 井身质量
5.1.1 直井段
对应井段的水平位移和连续三个测点的全角变化率不大于表5-1的规定值。
表5-1直井段井身质量控制指标
5.1.2 造斜和扭方位井段
（1）φ311.2mm井段，连续三个测点的全角变化率不大于6.6°/30m.。
（2）φ215.9mm井段，连续三个测点的全角变化率不大于7.5°/30m.。
5.1.3 水平段
（1）轨迹控制在设计靶区内，连续三个测点的全角变化率不大于3°/30m.。
（2）平均井径扩大率不大于15%。
8、剖面设计
（1）基本数据（深度是以转盘面按补心海拔高601m为基准计算的）：
方位修正角：-3.87°磁倾角：46.26°磁场强度：49940nT
（2）设计剖面类型：直井段—造斜段—稳斜段—造斜段—水平段。
（4）井身剖面分段参数
（5）井眼轨道设计分段数据表
9、钻井液设计
9.1 钻井液设计依据
(1)有关石油钻井行业、企业标准及规范。
(2)《涪陵页岩气田江东区块85平台钻井地质设计》所提供的地层层序、岩性剖面、地层压力预测、对钻井液的要求等资料。
(3)《涪陵页岩气田江东区块85平台钻井工程设计》的井身结构、钻井方式等数据。
(4)邻井地质、钻井技术资料。
9.2钻井液设计原则
(1)钻井液的选择有利于快速钻进和安全钻井；有利于环境保护；有利于发现和保
护气层；有利于地质资料录取；有利于复杂情况的预防和处理。
(2)钻井液体系要具有良好的防塌、防漏、防硫、保护气层等能力。
9.3钻井液设计重点提示
(1)根据地质预告，长兴组地层可能含有硫化氢，注意预防。浅层易漏，转换钻井液时应提前添加防漏材料，减少钻井液漏失。
(2)该井龙马溪组页岩易垮塌，水平井井底水平位移大，选用油基钻井液加强水平井段防塌、润滑防卡及保护气层能力，做好设备、人员防护、环境保护工作。
(3)油基钻井液破乳电压≥400V，以确保钻井液性能稳定。
(4)所有橡胶件必须耐油和耐腐蚀；振动筛上冲岩屑必须用柴油；循环罐上搭防雨
棚；严禁雨水或污水进入油基钻井液。
9.4钻井液体系选择和密度设计
9.4.1钻井液体系选择(见表9-1)
本井组导管、一开、二开茅口组地层用清水钻进，以下地层采用水基钻井液钻进；三开采用油基钻井液钻进。
钻井液密度按照《涪陵焦页岩气田江东区块X号台井组钻井地质设计》提供的预测压力，参照邻井实钻密度，考虑到水平井井控风险增大因素，结合井口控制能力进行设计。重在发现、保护气层，做到近平衡钻井，同时钻井中切实注意防喷工作，加强钻井液储备，做好浅层气及高压气藏的防范
表9-2 XX井分段钻井液密度设计
9.585号台井组分段钻井液性能参数设计(见表9-3)
9.6分段钻井液配制、维护及处理程序
9.6.12752～5160m井段
9.6.1.1钻井液体系：油基钻井液
9.6.1.2基本数据(见表9-4)
表9-4 XX井基本数据
9.6.1.3钻井液配方设计(见表9-5)
表9-5 油基钻井液推荐配方设计
9.6.1.4 钻井液配制和维护处理措施
9.6.1.4.1油基钻井液配制步骤
(1)盐水配制：按以下步骤在1#钻井液罐中配制CaCl2；
①加入一定量钻井用水；
②加入所需CaCl2 (26%-重量体积比)。
(2)油基钻井液基浆配制
按以下步骤在2 #钻井液罐中配制油基钻井液基浆
①在罐中注中所需用量的柴油；盐水：
②加入主(HIEMUL)、辅乳化剂(HICOAT)，充分搅拌40-60分钟；
③加入润湿剂(HIWET)，充分搅拌15-30分钟；
④加入石灰(CaO)，充分搅拌15-20分钟；
⑤加入有机土(MOGEL)，充分搅拌15-20 分钟；
⑥加入降滤失剂(HIFLO)，充分搅拌15-20分钟；
⑦按油水比80:20的比例缓慢将1#盐水罐中的盐水转移至2#钻井液罐油基钻井
液基液中(20-30分钟)，并持续搅拌，搅拌时间尽可能长，使用剪切泵高速剪切；
⑧停止剪切，然后用配料漏斗循环；
⑨根据需要加入封堵剂(HISEAL)用以加强封堵，剪切15-20分钟；
⑩根据试承压情况，如无异常加入重晶石，将钻井液密度提高到至所需密度。
?按规定测定其流变参数、滤失量、油水体积比、抗温稳定性和水相化学活度
等性能。根据测出的性能和设计值之间的偏差，进行室内试验，确定调整处理方案。
保证配制的油基钻井液性能指标是否达到设计的需求。
?按照上述步骤配制好一罐油基钻井液后，转移至储备罐中，搅拌维持其性能稳定；再在1#和2#罐中再次配制，直至配好设计量的油基钻井液。
?将全部配制好的油基钻井液混合均匀，再次检测其各项性能，确保其达到要求。
9.6.1.4.2油基钻井液维护处理措施
(1)按规定测定其流变参数、滤失量、油水体积比、抗温稳定性和水相化学活度等
性能。根据测出的性能和设计值之间的偏差，进行室内试验确定处理方案。
(2)通过加入经乳化剂和其他处理剂处理的MOGEL在油中的溶液或CaCl2盐水，
调节油基钻井液的油水比。
(3)通过调节水相中的CaCl2浓度，调节油基钻井液的活度。
(4)钻进中如果发现钻井液滤失量大幅增大，及时补充降滤失剂、MOGEL含量。
(5)钻进中如果出现携带岩屑困难的现象，适当补充乳化剂、润湿剂和MOGEL，
提高钻井液的乳化稳定性和携岩能力。
(6) 钻进中如果发现钻井液破乳电压指标呈现下降趋势或滤液中含有水相，需及时补充乳化剂的加量。
(7)加强坐岗观察，提高全员井控意识，按照井控管理规定搞好井控工作。
(8)工程要保证足够的排量，并采取中途短起下等措施，满足井下需要。
(9)井场按设计要求储备除硫剂、堵漏材料和加重材料(参见12.13.1井场储备钻
井液和储备料要求)。
(10)邻井龙马溪组地层钻进时，发生严重井漏，因此本井段钻进时要在钻井液中按设计要求加入酸溶性暂堵剂、刚性堵漏剂、油基成膜剂，提高钻井液的封堵能力，严格执行防漏堵漏措施。
(11)钻井过程中，严密观察循环罐液面，定时测量钻井液性能，注意钻井液性能
变化，根据实际及时进行调整，确保安全钻进。如果发生油气侵和井漏等现象，要立即采取措施。若钻井液密度不能平衡坍塌压力，可适当调高钻井液密度，保持井眼稳定。钻井液的密度，不仅要平衡地层压力，还要平衡地层坍塌应力。
(12)在开泵和起下钻中，要平稳操作，以防止引起井漏、井壁坍塌、卡钻等井下
复杂情况。
(13)充分利用固控设备，清除钻井液中的有害固相，维持钻井液的低密度和低固相，确保有效和快速钻进。
(14)钻到本井段设计井深，起钻前充分循环泥浆并使钻井液维持较高粘度，确保
井眼清洁和测井下套管顺利。
9.6.1.4.3 三开前水基钻井液替换为油基钻井液步骤
(1)准备10 m3高粘度(漏斗粘度＞80s)顶替隔离液，与入井的油基钻井液相同，其配方如下：油基钻井液基浆+3%MOGEL + 2.5%主乳化剂(HIEMUL)+ 1.5%降滤失剂(HIFLO)。
(2)先泵入10 m3高粘度顶替隔离液，然后再泵入油基钻井液。顶替时，排量尽可能开大些，顶替过程中不要停泵，确保顶替效率。
(3)注意观察返浆，隔离液返回到分离池，直至未受污染的油基钻井液返出，才使油基钻井液返回到循环罐，顶替作业结束。
(4)转换过程中需注意两个问题：
①顶替过程中，钻井液从振动筛的旁通阀通过(不过筛)，不进沉沙池，以尽量减少水污染的影响。
②用于顶替的第一池油基钻井液多加10kg/m3的乳化剂预处理，减少水污染影响。
(5)油基钻井液转换完后，开泵循环，大排量充分循环2～3个循环周至油基钻井液
3
性能稳定。
(6)油基钻井液循环均匀后，测定全套性能，符合设计要求后开始定向施工作业。
9.6.1.4.4 水平井段钻进的井眼净化措施
(1)合理的环空返速是净化井眼的关键，推荐水平井段环空返速0.8～1.10m/s。
(2)选用合理流型与钻井液流变参数。尽可能提高钻井液的动切比，钻进一段距离后需大排量循环并不停地转动钻具协助清砂，以防止环空岩屑浓度过高和岩屑床的形成，必要时利用稠塞悬浮和清除岩屑。
(3)注意测定钻井液旋转粘度计的6转和3转的读数，保持一定低剪切速率下钻井
液的粘度，以提高岩屑携带和悬浮能力，防止停泵时形成岩屑床。
(4)严格控制钻井液的初、终切差值，尽量避免钻井液触变性过大而带来的各种不利影响，避免起下钻过程中产生过高的抽吸和激动压力。
(5)每钻进一个立柱需上下活动和转动钻具协助清砂，以防止环空岩屑浓度过高和岩屑床的形成。除滑动钻进和接立柱外，不允许钻具在井内静止。
(6)起钻前大排量充分循环，至少要循环井内2个循环周，确保岩屑被携带出来。
9.7防漏、堵漏措施
(1)井场储备水化好的般土浆和桥塞堵漏材料。有油气显示时，进行漏失封堵之前必须征得甲方的同意。
(2)根据地质预报或邻井资料，在钻遇漏层位前，加入堵漏材料单封1～2%、QS-2 2%，调整钻井液性能，提高其携带性能，使其具有良好的流动性。起下钻、开泵等
工程操作，要认真执行操作规程，减少压力激动，防止蹩漏地层。
(3)钻至漏层时，采用小排量、低泵压、低返速钻井，并适当提高钻井液粘度，降低钻井液结构，在钻井液中加入单封1～2%、QS-2 2%，快速钻过漏层(排量返速调整至岩屑能返出的最低环空返速)。
(4)发生漏失，根据漏失性质采取以下堵漏措施：
①漏速小于5m3/h时，用QS-2、般土等配稠浆，打入井内静止堵漏，静止时间18-24h。
②漏速5～10m3/h，合理选择桥塞堵漏剂(加量10~20%)，泵入井内静止堵漏，静止时间20～24 h。
3
③漏速大于10 m3/h时或只进不出，基浆加入2%的单封，2～3%狄塞尔、2～3% 云母片、2～3%蛭石粉、2～3%核桃壳及适量的棉壳粉堵漏或用水泥封堵(甲方现场监督同意后)。
(5)在整个钻井过程中，坚持“预防为主，防堵结合”的原则。
(6)严格工程操作，下钻、划眼的速度控制、中途和井底开泵以及加重速度(每循环周密度上升0.03～0.05g/cm3)都要执行安全技术措施，严格将密度控制在设计范围内，防止人为造成井漏。
(7)因地层裂缝引起的突发性漏失，应小排量尽可能抢钻，使漏层尽可能暴露，若钻头水眼小，不能使用桥塞堵漏剂，可先配制20 m3稠浆注入漏层，起钻后下光钻杆进行堵漏作业。
(8)堵漏材料的选用及加量应根据漏失性质和漏速大小而定。漏速小于10m3/h加量10～12%，漏速10～30m3/h加量10～15%，漏速大于30m3/h加量15～20%。(9)堵漏浆的量以漏速为依据，漏速大或不返钻井液，配堵漏浆40 m3一次性打入
井内，漏速在20 m3/h以内可配20 m3。
(10)全井严格执行坐岗观察制度，发现漏失及时处理。
9.8 井涌、井喷的预防处理
(1)全井坐岗观察循环罐液面，及时发现井涌、井喷并汇报。
(2)根据地质预报或邻井资料，在进入预计高压油气层前，应对地面设备、循环系统、钻井液枪、混合漏斗、搅拌器等进行全面检查，保证运转正常。
(3)二开至完井施工期间，井场常备加重材料，数量见应急钻井液、处理剂储备。
(4)确定压井时，根据关井压力确定压井液密度，用石灰石粉、重晶石粉压井，要防止压漏。开启除气器、搅拌器、钻井液枪排气。同时调整处理钻井液，使性能达到设计要求。达到停泵后井口不外溢，起钻灌好钻井液，下钻进行分段循环，观察油气上窜速度。
9.9 防塌措施
(1)二开钻井液中加入足够的钾基聚合物和不同类型的填充暂堵剂，保持钻井液
的K+含量，强化滤饼的致密性，抑制泥、页岩的水化。
(2)严格按照设计要求控制API滤失量,并提高钻井液的携砂能力。
(3)钻井液处理以补充维护为主，避免大幅度处理，保持性能均匀、稳定、优质。
(4)开泵、起下钻不能过猛，减少压力激动和钻头、钻具对井壁的激烈撞击，起钻时灌好钻井液。
9.10 储层保护
(1)选择与储层相配伍的钻井液体系，它不仅要与储层岩石相配伍，而且还要与储层流体相配伍。
(2)进入目的层前，改造钻井液为完井液，调整好钻井液性能，HTHP滤液≤3ml。
(3)依据地层压力系数和实钻情况，及时调整钻井液密度，实行近平衡钻井。
(4) 开泵和起下钻过程中，要平稳操作，以免引起压力激动，防止井漏、井塌、井喷、卡钻等井下事故对储层的损害。
(5)储层钻进过程中，加强净化设备使用，钻井液以维护为主，严禁大处理造成性能大幅度波动，保证井眼畅通、安全、快速钻完储层，减少储层浸泡时间。
9.11 井队钻井液测试仪器配套要求
按科学打井规定，现场应配备发表12-10为基础的测试设备，以利于及时检测钻
井液性能和现场维护处理试验的开展。测试仪器要经常校准，以保证所测数据准确性。
第一章定向井（水平井）钻井技术概述 第一节定向井、水平井的基本概念 1．定向井丛式井发展简史 定向井钻井被（英）T．A．英格利期定义为：“使井筒按特定方向偏斜，钻遇地下预定目标的一门科学和艺术。”我国学者则定义为，定向井是按照预先设计的井斜角、方位角和井眼轴线形状进行钻进的井。定向井相对与直井而言它具有井斜方位角度而直井是井斜角为零的井，虽然实际所钻的直井它都有一定斜度但它仍然 石油管理局的河50丛式井组，该丛式井组长384米，宽115米，该丛式井平台共有钻定向井42口。 2．定向井的分类 按定向井的用途分类可以分为以下几种类型： 普通定向井 多目标定向井 定向井丛式定向井 救援定向井 水平井 多分枝井（多底井） 国外定向井发展简况
（表一）
10．井眼尺寸不受限制 11．可以测井及取芯 12．从一口直井可以钻多口水平分枝井 13．可实现有选择的完井方案 （4）．短曲率半径水平井的优缺点 优点缺点 1．井眼曲线段最短1．非常规的井下工具 2．侧钻容易２．非常规的完井方法 3．能够准确击中油层目标３．穿透油层段短（120—180米）4．从一口直井可以钻多口水平分枝井４．井眼尺寸受到限制
5．直井段与油层距离最小５．起下钻次数多 6．可用于浅油层６．要求使用顶部驱动系或动力水龙头 7．全井斜深最小７．井眼方位控制受到限制 8．不受地表条件的影响８．目前还不能进行电测 第三节定向井的基本术语解释 1）井深：指井口（转盘面）至测点的井 眼实际长度，人们常称为斜深。国外 称为测量深度（MeasureDepth）。 2）测深：测点的井深，是以测量装置 率是井斜角度（α）对井深（L?）的一阶导数。 dα Kα＝─── dL 井斜变化率的单位常以每100米度表示。 8）井深方位变化率：实际应用中简称方位变化率，?是指井斜方位角随井深变化的快慢程度，常用KΦ表示。计算公式如下： dΦ ＫΦ＝─── dL
鄂尔多斯盆地杭锦旗东胜气田锦58井区JPH-373井钻井工程设计 中国石油化工股份有限公司华北油气分公司 二○一七年八月
鄂尔多斯盆地杭锦旗东胜气田锦58井区JPH-373井钻井工程设计 设计单位：华北油气分公司石油工程技术研究院设计人： 初审人： 审批单位：华北油气分公司 审核人：梁文龙 审批人： 中国石油化工股份有限公司华北油气分公司 二○一七年八月
设计审批意见 原则同意该设计，同时提出以下要求，请一并执行。 1、本井施工斜导眼完后，着陆点深度均要根据地层变化作相关调整。为加快作业 进度对回填部分斜导眼的轨迹符合率在满足中靶前提下不做严格要求；钻穿导眼目的层后，可根据快速钻进需要改变钻井方式和钻具组合。 2、二开下技术套管间隙较小，井队和固定队应根据实钻情况制定完善的通井、下 套管及固井措施；钻井过程中出现漏失的，下套管前通井需堵漏并做不低于3MPa的承压试验，否则不能下套管，确保固井质量符合要求，特别注意下完套管后固井前循环钻井液排量要控制在环空返速在1.2m/s以上。 3、技术套管固井前钻井队充分作好井眼准备工作，通井正常后方可进行下套管作 业，水泥浆性能试验要取现场水质进行检测。 4、本井完井管柱结合实钻情况和投产方式另行通知。 中国石油化工股份有限公司华北油气分公司 2017年8月
目录 1.设计依据 (1) 2.地质概况 (2) 3.井身结构及套管程序 (6) 4.井眼轨道设计 (8) 5.测量方案及轨迹计算方法 (13) 6.钻井设备及管理要点 (14) 7.钻具组合及强度校核 (16) 8.钻井完井液设计 (21) 9.钻头及钻井参数设计 (26) 10.钻开水平段目的层技术措施 (27) 11.井身质量要求 (27) 12.固井设计 (28) 13.油气井压力控制 (33) 14.复杂情况对策 (47) 15.健康、安全与环境管理要点 (49) 16 弃井要求 (52) 17 风险识别及削减措施 (54) 18.施工进度预测 (57) 19.钻井主要材料计划 (57) 20.资料提交 (58) 附录1：工程应急预案 (59)
表A-1 钻井工程课程设计任务书 一、地质概况29： 井别：探井井号：设计井深：3265m 目的层： 当量密度为：g/cm3 表A-2设计系数 石工专业石工（卓越班）1201班学生姓名：木合来提.木哈西
图A-1 地层压力和破裂压力
一．井身结构设计 1.由于该井位为探井，故中间套管下深按可能发生溢流条件确定必封点深度。 由图A-1得，钻遇最大地层压力当量密度ρpmax=1.23g/cm3，则设计地层破裂压力当量密度为：ρfD=1.23+0.024+3245/H1×0.023+0.026. 试取H1=1500m，则ρfD=1.23+0.024+2.16×0.023+0.026=1.33 g/cm3, ρf1400=1.36 g/cm3> ρfD 且相近，所以确定中间套管下入深度初选点为H1=1500m。 验证中间套管下入深度初选点1500m是否有卡钻危险。 从图A-1知在井深1400m处地层压力梯度为1.12 g/cm3以及320m属正常地层压力，该井段内最小地层压力梯度当量密度为1.0 g/cm3。 ΔP N=0.00981×(1.10+0.024-1.0)×320=0.389<11MPa 所以中间套管下入井深1500m无卡套管危险。 水泥返至井深500m。 2.油层套管下入J层13-30m，即H2=3265m。 校核油层套管下至井深3265m是否卡套管。 从图A-1知井深3265m处地层压力梯度为1.23 g/cm3，该井段内的最小地层压力梯度为1.12g/cm3，故该井段的最小地层压力的最大深度为2170m。 Δp a=0.00981×（1.23+0.024-1.12）×2170=2.85Mpa<20 Mpa 所以油层套管下至井深3265m无卡套管危险。 水泥返至井深2265m。 3.表层套管下入深度。 中间套管下入井深1500处，地层压力梯度当量密度为 1.12 g/cm3，给定溢流数值
煤层气水平井钻井工程作业规程 The Operation Regulation of Coalbed Methane Horizontal Drilling 1 范围 本标准作为中联煤层气有限责任公司（以下简称中联公司）企业标准，规范了煤层气水平井钻井工程作业全过程的程序和要求。包括水平井钻井工程设计、钻前准备及验收、水平井井眼轨迹控制作业、水平井测量作业、水平井完井作业、水平井钻井工程质量要求、健康、安全与环境管理（HSE）要求、水平井钻井工程资料汇交要求等六项内容。 本标准适用于煤层气勘探开发过程中水平井钻井工程的设计、施工作业、工程质量要求、资料汇交和验收。 2 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 Q/CUCBM 0301 煤层气钻井作业规程 GB/T 8979 污水排放要求 GB/T 11651 劳动保护用品 SY/T 5172 直井下部钻具组合设计方法 SY/T 5272 常规钻井安全技术规程 SY/T 5313 钻井工程术语 SY/T 5322 套管柱强度设计推荐方法 SY/T 5334 套管扶正器安装间距计算方法 SY/T 5358 砂岩储层敏感性评价实验方法 SY/T 5396 石油套管现场验收方法 SY/T 5411 固井设计格式 SY/T 5412 下套管作业规程 SY/T 5435 定向井轨道设计与轨迹控制 SY/T 5526 钻井设备安装技术、正确操作和维护 SY/T 5547 动力钻具使用、维修和管理 SY/T 5618 套管用浮箍、浮鞋 SY/T 5619 定向井下部钻具组合设计作法 SY/T 5672 钻井井下事故处理基本规则 SY/T 5724 套管串结构设计 SY 5876—93 石油钻井队安全生产检查规定 SY/T 5957—94 井场电器安装技术要求 SY/T 5958 井场布置原则和技术要求 SY/T 5964 钻井井控装置组合配套规范 SY/T 6075 评价入井流体与多层配伍性的基础数据 SY/T 6228—1996 油气井钻井及修井作业职业安全的推荐方法中第八章和第10.5、10.6款 SY/T 6283—1997 石油天然气钻井健康、安全与环境管理体系指南 SY/T 6426 钻井井控技术规程 3水平井钻井工程设计
东北石油大学华瑞学院课程设计 年月日
东北石油大学课程设计任务书 课程 题目 专业学号 主要容、基本要求、主要参考资料等： 1、设计主要容： 根据已有的基础数据，利用所学的专业知识，完成一口井的钻井工程相关参数的计算，最终确定出钻井、完井技术措施。主要包括井身结构、钻具组合、钻井液、钻井参数设计和完井设计。 2、设计要求： 要求学生选择一口井的基础数据，在教师的指导下独立地完成设计任务，最终以设计报告的形式完成专题设计，设计报告的具体容如下： （1）井身结构设计；（2）套管强度设计；（3）钻柱设计；（4）钻井液设计；（5）钻井水力参数设计；（6）注水泥设计；（7）设计结果；（8）参考文献； 设计报告采用统一格式打印，要求图表清晰、语言流畅、书写规、论据充分、说服力强，达到工程设计的基本要求。 3、主要参考资料： 王常斌等，《石油工程设计》，东北石油大学校自编教材 涛平等，《石油工程》，石油工业，2000 《钻井手册（甲方）》编写组，《钻井手册》，石油工程，1990 完成期限
指导教师 专业负责人 年月日
前言 钻井工程设计是石油工程的一个重要部分，是确保油气钻井工程顺利实施和质量控制的重要保证，是钻井施工作业必须遵循的原则，是组织钻井生产和技术协作的基础，是搞好单井预算和决算的唯一依据。钻井设计的科学性、先进性关系到一口井作业的成败和效益。科学钻井水平的提高，在一定程度上依靠钻井设计水平的提高。 设计应在充分分析有关地质和工程资料的基础上，遵循国家及当地政府有关法律、法规和要求，按照安全、快速、优质和高效的原则进行，并且必须以保证实施地质任务为前提。主要目的层段的设计必须体现有利于发现与保护油气层，非目的层段的设计主要考虑满足钻井工程施工作业和降低成本的需要。 本设计的主要容包括：1、井身结构设计及井身质量要求：原则是能有效地保护油气层，使不同地层压力梯度的油气层不受钻井液污染损坏；应避免漏、喷、塌、卡等复杂情况发生，为全井顺利钻进创造条件，使钻井周期最短；钻下部高压地层时所用的较高密度钻井液产生的液柱压力，不致压裂上一层管鞋处薄弱的裸露地层；下套管过程中，井钻井液柱压力之间的压差不致产生压差卡套管等严重事故以及强度的校核。2、套管强度设计；3、钻柱设计：给钻头加压时下部钻柱是否会压弯，选用足够的钻铤以防钻杆受压变形；4、钻井液体系；5、水力参数设计；6，注水泥设计，钻井施工进度计划等几个方面的基本设计容。
远程教育学院石油工程专业 《钻井工程》课程设计 任务书 中国石油大学（北京） 远程教育学院 2012年5月
目录 一、地质设计摘要 二、井身结构设计 三、固井工程设计 四、钻柱设计 五、钻井设备选择 六、钻井液设计 七、钻进参数设计 八、下部钻具组合设计 九、油气井控制 十、各次开钻或分井段施工重点要求 十一、地层压力监测要求 十二、地层漏失试验 十三、油气层保护 十四、完井井口装置 十五、环保要求 十六、钻井进度计划 十七、成本预算
XX油区XX凹陷一口直井生产井的钻井与完井设计。 设计内容：（其中打“√”部分必须设计，其他部分可选做或不做） 一、地质设计摘要（√）； 根据《xx井钻井地质设计》，本井设计井深米，预测压力系数为0.95~0.98，属于正常压力体系。主要目的层为。因此本井设计表套封固第四系、第三系泰康组，一开直接采用高密度钻井液钻进，将可能存在的浅层气压稳；若一开确实钻遇浅层气，则在固井水泥浆中加入防气窜剂，保证固井质量。 二、井身结构设计（√）； 井身结构设计 设计系数 抽吸压力系数：0.04g/cm3 激动压力系数：0.04 g/cm3 地层破裂安全增值：0.03 g/cm3 井涌条件允许值：0.05 g/cm3 正常压力压差卡钻临界值：12~15MPa 异常压力压差卡钻临界值：15~20MPa
一、地质概况 表A-1 井别探井井号A5 设计井深目的层 J Q 井位 坐标 地面海拔m 50 纵（ ）m 4275165 横（y）m 20416485 测线位置504和45地震测线交点 地理位置XX省XX市东500m 构造位置XX凹陷 钻探目的了解XX构造 J Q含油气情况，扩大勘探区域，增加后备油气源 完钻原则进入 J Q150m完钻 完井方法先期裸眼 层位代号底界深度，m 分层厚度，m 主要岩性描述故障提示 A 280 砾岩层夹砂土,未胶结渗漏 B 600 320 上部砾岩,砂质砾岩,中下部含砾砂岩渗漏 C 1050 450 中上部含砺砂岩、夹泥岩和粉砂质泥岩； 下部砺状砂岩，含砺砂岩、泥岩、粉砂质泥 岩不等厚互层 防塌 D 1600 泥岩、砂质泥岩、砺状砂岩、含砺砂岩不等 厚互层，泥质粉砂岩 防漏 防斜 E 1900 300 砂质泥岩、泥质粉砂岩、夹砺状砂岩、含砺 砂岩 防斜 防漏 F3 2650 750 泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩防斜 F2J2900 250 泥岩夹钙质砂岩，夹碳质条带煤线，中部泥 岩夹煤层、下部泥岩、粉砂岩、泥质粉砂岩 防斜、塌、卡 F2K 3150 250 泥岩为主，泥质粉砂岩，中粗砂岩，砂砾岩间互 F1 3500 350 泥岩、泥质砂岩、下部灰褐色泥岩防漏、喷、卡 Q J 3650 (未穿) 150 深灰，浅灰色灰岩为主，间夹褐，砖红色泥 岩 防漏、喷、卡
水平井钻井工程设计及轨迹控制 一、水平井的概述： 八十年代中期以来，水平井技术在世界范围内取得了突飞猛进的进展，为提高勘探效果，提高单井产量和油层采收率，开辟了一条新的途径，给石油工业的发展带来了新的革命，胜利油田从1990年9月开始，以埕科1井为起点，展开了水平井研究与应用，针对各种类型油藏，如整合油藏、不整合油藏、稠油砾石油藏、低渗透块状砾石油藏、砂岩油藏、石炭系砂岩油藏、古潜山漏失型油藏等进行攻关研究。“八五”期间组织了六个油田、五个院校，762名科技人员，在水平井钻井的设计技术、轨迹控制技术、钻井液技术、完井技术及测井射孔技术的五个方面共31个专题进行了四年的攻关，在理论研究、实验技术、软件技术、工具仪器研制和工具方法等方面，取得了重大技术突破，包括了16项重大科技成果在内的30项技术成果，形成了一整套水平井钻井、完井技术，截止1995年7月项目提交国家鉴定时，胜利油田完成各类水平井30口。“八五”攻关计划完成后，水平井技术迅速转化为生产力，很快形成了大规模推广应用的局面。到1996年底我国陆上已完成水平井94口，推广面积达到13个油田，六种类型的油气藏。仅投产的47口科学实验水平井增产原油78吨，新增产值9.52亿元, 获直接经济效益6.46亿元。到98年底全国陆上油田已钻成水平井204口，其中胜利油田所钻井和以技术服务形式在外油田所钻水平井共计119口。更重要的是，“水平井是增加原油产量、提高采收率和开发特殊油藏最有效的手段之一”这一观点，得到了广大勘探开发工作者的共识，从而带动了与水平井有关的地质、油藏、采油工程等相关技术的发展，推动石油的科技进步。 自项目推广应用以来，应用的油藏类型逐步扩大，完成的水平井类型逐步增多。除本油田以外，先后应用到塔里木、长庆、吐哈、青海、中原、江汉、河南、大港、玉门、江苏等油田，以及江苏省洪泽县非石油行业的芒硝矿开采，完成了以水平探井、阶梯水平井、连通式水平井等为代表的12种类型水平井，其经济效益十分显著，所完成的开发井稳定产值为同地区直井的3倍，其投资仅为直井投资的1.8倍左右，1997年《石油水平井钻井成套技术》被列为国家”八2五”国民经济贡献巨大的十大攻关成果。 在油田的整体开发建设中显示出巨大的优越性：
《钻探与钻井工程》课程设计 一、课程安排: 本学期按照课程设计要求完成课程设计作业。一律打印。 二、课程内容与要求 1 掌握钻探与钻井及完井工程设计流程和设计规范、格式； 2 掌握井身结构的设计方法； 3 掌握钻进工具的选用及钻探参数的设计计算； 4掌握固井工程设计方法，包括套管柱强度设计、注水泥设计等； 三、考核方式及成绩评定 课程设计的成绩为百分制，课程考核标准组成： 1．格式、规范10分 评分依据：工程设计规范 评分标准：10＊符合程度％ 2．设计的依据与原则准确性30分 评分依据：工程设计依据与原则 评分标准：30＊符合程度％ 3 . 过程的参数选择的合理性和计算过程的可靠性30分 评分依据：参数符合工程实际;计算过程可靠 评分标准：30＊符合程度％ 4. 结果准确性30分 钻探与钻井工程概述 钻探：以钻孔取样的方式（包括工作有：钻探、取心、测井、维护孔壁、封孔等）。探查地下地质信息（地质资料，水文资料，矿产信息）钻井：以钻孔的方式，开发地下资源（包括油、气、水、地热、煤、各类盐碱），从勘探直到开采出来的整个过程与其中所涉及的设备、工艺和关键技术。具体包括：钻头与钻柱、喷射钻井、优选参数钻进、井斜及控制、定向钻井、地层压力检测与井控技术、固井与完井及钻井新技术等。为将来学生毕业后从事这些领域的工作打下坚实基础
设计大纲（目录） 一、地质设计摘要 二、井身结构设计 三、固井工程设计 1．套管柱强度设计； 2．套管柱管串结构及扶正器安放； 3．水泥及水泥浆设计； 4．注水泥浆及流变学设计； 四、钻柱设计 五、钻井设备选择 六、钻井液设计 七、钻进参数设计 1．机械破岩参数设计（包括钻头选型，所有钻头选用江汉钻头厂牙轮钻头、选取钻压和转速）（√）； 2．钻井液体系及性能设计（仅设计钻井液密度，其它参数不作要求） 3．水力参数设计（√）； 4．钻柱与下部防斜钻具结构（√）； 八、下部钻具组合设计 九、油气井控制 十、各次开钻或分井段施工重点要求 十一、地层压力监测要求 十二、地层漏失试验 十三、油气层保护 十四、完井井口装置 十五、环保要求 十六、钻井进度计划 十七、成本预算
川东高陡褶皱带包鸾-焦石坝背斜带焦石坝构造井号：XX井井别：开发井井型：水平井钻井设计
1、钻井地质设计 1.1基本数据 井号：XX井 井别：开发井 井型：水平井 地面海拔 592.47m，补心高 9.0m，补心海拔 601m 计算 地理位置：重庆市涪陵区江东街道办凉水村 5 组 构造位置：川东南地区川东高陡褶皱带包鸾－焦石坝背斜带焦石坝构造 目的层: 上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组下部优质页岩气层段（对应焦页 87-3 井 3610.6-3649.2m/38.6m） 设计井深：A靶点垂深：2799m， C靶点垂深：2777m， B靶点垂深：2821m； AB 段长：2074.10m；完钻井深：5160m； 完钻层位：下志留统龙马溪组下部页岩段 完钻原则：钻至 B 靶点留口袋完钻 完井方式：套管完井 1.2钻探依据 设计井区上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组为深水陆棚相沉积，邻井焦页 87-3HF(导眼井)发育厚达89.6m灰黑色富有机质泥页岩，TOC平均为2.44%，优质页 岩段（①-⑤小层）平均TOC为2.85%；有机质类型为Ⅰ型，热演化程度（Ro）为 2.42- 3.13%，有利于天然气的大量生成。 邻井焦页87-3HF(导眼井)目的层以灰黑色粉砂质、炭质泥页岩夹放射虫炭质泥页 岩为主，物性分析表明优质页岩段（①-⑤小层）孔隙度为3.81-5.21%，平均孔隙度达4.48%，具较好储集性能。 邻井焦页87-3HF(导眼井)上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组含气量 1.45-6.62m3/t，平均为3.49m3/t，其中，优质页岩段（①-⑤小层）含气量3.69-6.62m3/t，平均为5.16m3/t，具有较好的含气性。
第一章钻井工程设计 第一节钻井设计的内容与方法 钻井是石油、天然气勘探与开发的主要手段。钻井工程质量的优劣和钻井速度的快慢，直接关系到钻井成本的高低、油气田勘探开发的综合经济效益和石油工业的发展速度。 钻井设计是钻井施工作业必须遵循的原则，是组织钻井生产和技术协作的基础，是搞好单井预算和决算的唯一依据。钻井设计的科学性、先进性关系到一口井作业的成败和效益。科学钻井水平的提高，很大程度上依靠钻井设计水平的提高。 搞好钻井设计也是提高技术管理和加强企业管理水平的一项重要措施，是钻井生产实现科学管理的前提。下面依据SY/T 533—1996《钻井工程设计格式》及石油工程专业学生进行钻井设计的具体情况，对钻井设计的内容、原则、方法及需收集的原始数据作一介绍。 一、钻井设计的内容 现场钻井设计的内容包括地质设计和钻井工程设计两大部分,其中 地质设计的基本内容包括： （1）区域地质概况； （2）地理及环境资料； （3）设计依据与钻井目的； （4）设计地层、油气水及岩性矿物、物性； （5）取资料要求； （6）地层孔隙压力、破裂压力预测； （7）技术说明及要求； （8）地质附图。 钻井工程设计的基本内容包括： （1）确定合理的井身结构； （2）选择钻机类型； （3）钻柱组合和强度设计； （4）钻井参数设计； ①机械破岩参数：包括钻头类型、尺寸、数量、钻压、转数、洗井液排量等。 ②钻井液性能； ③水力参数设计； （5）固井工程： ①固井要求； ②套管柱强度设计； ③水泥浆性能参数设计； ④流变学注水泥浆设计； （6）油气井压力检测； （7）环境保护要求 （8）成本及材料预算； （9）技术经济指标及时效分析。 二、钻井设计的基本原则
阶梯水平井钻井技术 冯志明 颉金玲 (大港油田集团公司定向井技术服务公司,天津大港 300280) 摘要 阶梯水平井是在水平井完成第1水平靶区后,通过降斜、稳斜、增斜段的调整,进入并完成第2水平靶区井段的水平井钻井技术。该技术将水平井技术又推上了一个新的高度。使水平井的应用扩展到常规油气层,连续薄油层、断块油层等复杂油气田。文中从施工难点、优化工程设计、井眼轨迹控制3方面论述了阶梯水平井的钻井技术。列举了TZ406井、YX2P1井、LN61-H1井3口阶梯水平井的施工数据。针对TZ406井施工经过、施工要点、施工技术措施,对阶梯水平井的设计、轨道控制技术、施工难点经验、体会和认识,做了全面的论述。现场应用表明:阶梯水平井显著地增加了产量,大幅度地提高勘探开发的综合经济效益,必将成为油气田开发的重要手段之一。 主题词 水平井 导向钻井 井眼轨迹 工程设计 钻具组合 作者简介 冯志明,1966年生。1987年毕业于重庆石油学校钻井工程专业,工程师。 颉金玲,1945年生。毕业于华东石油学院,现任副经理,高级工程师。 阶梯水平井是指在一个井眼中连续完成具有一定高度差的两个或者多个水平井段,形成具有两个或多个台阶的井眼轨迹,用一个井眼开采或者勘探两个或多个层叠状油藏、断块油藏的水平井井型。利用阶梯水平井连续在这两个油层中水平延伸一定长度,节约了重复钻井的投资,增加了单井产量,可取得最佳的开发效果。 一、施工难点 1口成功的阶梯式水平井,能实现取代2口或多口水平井的开发目的,既节约投资,又能获得好的效益。常用于阶梯式水平井开发的区块具有以下特点:(1)层叠式或不整合薄油藏;(2)断块油藏;(3)上部油层断失或尖灭,存在下部可供开采的油藏。 1.目的层油层薄,区块复杂,井眼轨迹拐点多,不平滑,不利于送钻和钻压传递,控制和调整井眼轨道工作量大。着陆、阶梯过渡段控制困难。 2.对钻井装备、钻井液净化设备要求高,井眼的净化和携砂难度大,大斜度井段易形成岩屑床,造成井下复杂情况发生,需要有足够的动力,配套齐全的净化设备。 3.钻具组合、监测仪器等针对性强,技术含量高,钻柱受力复杂。 二、优化工程设计 1.优化井身剖面设计 阶梯水平井的地质设计,通常只给定AB段、CD段两个阶梯水平段的入窗窗口和目标靶区,工程设计则需要满足以下3个方面的条件。(1)满足地质对轨迹控制的要求:即中靶要求。(2)井下专用钻具、工具、仪器装备能满足设计井眼轨迹控制的要求。(3)完井电测、下套管、固井等完井工艺技术水平须满足开放要求。 阶梯式水平井,与普通水平井不同的是怎样依据地质要求,对第1水平段终点到第2水平段终点间的井身剖面进行设计。 2.优化井身结构 根据TZ406井、YX2P1井和LN61-H1井的施工技术,结合国内外其它地区阶梯水平井的施工经验、油层特点和完井方式,一般认为技套必须封固目的层以上的异常高压以及易垮塌、破碎带等不稳定地层,以保证水平井安全、快速地钻井和完井。 三、井眼轨迹控制技术 1.合理的钻具组合设计 分析近年来完成的数十口水平井资料,总结出几套适合于常规水平井和阶梯水平井施工,目前国内工艺技术和装备又能够实现的钻具组合结构。 (1)侧钻钻具组合。钻头+螺杆钻具+定向接头+无磁钻铤+MWD短节+钻铤+钻杆。该钻具组合常用于回填导眼后的侧钻井段和第1造斜井段的施工,平均造斜率达10～12(°)/30m。 (2)钻盘微转增斜钻具组合。钻头+稳定器+无磁钻铤+MWD短节+无磁钻挺+稳定器+钻铤+ 22石油钻采工艺 2000年(第22卷)第5期DOI:10.13639/j.od pt.2000.05.006
目录 1. 设计依据 (1) 1.1 ........................ 构造名称：鄂尔多斯盆地伊陕斜坡1 1.2 ........................................ 地理及环境资料1 1.3 .............................................. 地质要求1 1.4 .................................... 地质分层及油气水层1 2. 技术指标及质量要求 (5) 2.1井身质量要求 (5) 2.2 钻头、套管程序及固井质量要求 (5) 2.3 钻井取心质量要求 (5) 3．工程设计 (7) 3.1井身结构 (7) 3.2 钻机选型及钻井要紧设备 (8) 3.3 钻具组合 (10) 3.4 钻井液设计及气层爱护要求 (11) 3.5 钻头及钻井参数设计 (14) 3.6 油气井压力操纵 (16) 3.7 取心设计 (18) 3.8 中途测试安全措施 (20) 3.9 固井设计 (20) 3.10 各次开钻或分井段施工重点要求 (25) 3.11 完井设计 (29)
3.12 弃井要求 (30) 3.13 钻井进度打算 (30) 4. 健康、安全与环境治理 (32) 4.1 差不多要求 (32) 4.2 健康、安全与环境治理体系要求 (32) 4.3 关键岗位配置要求 (33) 4.4 健康治理要求 (33) 4.5 安全治理要求 (35) 4.6 环境治理要求 (38) 5. 完井提交资料 (40) 5.1 完井提交资料 (40) 6. 附则 (41) 6.1 钻井施工设计要求 (41) 6.2 专门施工作业要求 (41)
《钻井工程》课程设计 一、课程安排: 学期结束时请按照课程设计要求完成课程设计作业。可以手写，也可以打印。 二、课程内容与要求 1 掌握钻井与完井工程设计流程和设计规范、格式； 2 掌握井身结构的设计方法； 3 掌握钻井工具的选用及钻井参数的设计计算； 4掌握固井工程设计方法，包括套管柱强度设计、注水泥设计等； 三、考核方式及成绩评定 课程设计的成绩为百分制，课程考核标准组成： 1．格式、规范10分 评分依据：工程设计规范 评分标准：10＊符合程度％ 2．设计的依据与原则准确性30分 评分依据：工程设计依据与原则 评分标准：30＊符合程度％ 3 . 过程的参数选择的合理性和计算过程的可靠性30分 评分依据：参数符合工程实际;计算过程可靠 评分标准：30＊符合程度％ 4. 结果准确性30分 5. 上交时间：4月1号，过期不收。
《钻井工程》课程设计 绪论 钻井设计包括地质设计和钻井与完井工程设计。《钻井与完井工程设计》主要是指钻井工程师得到地质设计后，如何以地质设计为依据，完成一口井的综合、合理的钻井与完井工程设计。 钻井与完井工程是一个多学科、多工种的大系统工程。钻井与完井工程设计是以现代钻井工艺理论为准则，采用新的研究成果，以现代计算技术用最优化科学理论去设计和规划钻完井工程中的工艺技术及实施措施。 钻井与完井工程设计是完成地质钻探目的、开发油气层、保证钻井与完井工程质量、保护油气资源、保护环境，实现安全、优质、高速和经济钻井的重要程序，是钻井与完井工程施工的指南和技术依据。钻井公司将根据钻井与完井工程设计的内容和要求组织施工和技术协作，并按照设计进行单井预算和决算。钻井队必须遵循钻井与完井工程设计施工，不能随意变动，如因井下情况变化，原设计确需变更时，必须提交公司主管单位重新讨论研究。 钻井与完井工程设计的科学性，先进性关系到一口井钻井工程和完井工程的成败和效益。科学钻井水平的提高依靠钻井与完井工程设计水平的提高。 钻井与完井工程设计的任务和内容 钻井与完井工程设计的任务是根据地质部门提供的地质设计书内容，进行一口井施工工程参数及技术措施设计，并给出钻井进度预测和成本预算。 钻井与完井工程设计内容包括： 一、井身结构设计； 二、固井工程设计： 1．套管柱强度设计； 2．套管柱管串结构及扶正器安放； 3．水泥及水泥浆设计； 4．注水泥浆及流变学设计； 三、钻柱组合和强度设计； 四、钻机选择； 五、钻进参数设计： 1．机械破岩参数； 2．钻井液体系及性能； 3．水力参数； 4．下部防斜钻具结构； 六、油气井压力控制设计； 七、完井工程设计（钻开生产层、完井井底结构、完井井底装置）； 八、钻前工程设计； 九、环境保护要求； 十、各次开钻或分段施工的特殊点要求； 十一、材料及成本预算；
钻完井工程设计西南石油大学袁骐骥
安全：钻完井设计的原则：安全、快速、优质和低成本人员、井和设备快速：指的是机械钻速要快优质：指的是钻井质量要好低成本：经济、节约
钻完井设计的内容u井身结构设计 u固井工程设计 u钻柱设计 u钻机设计 u机械破碎参数设计 u钻井液设计 u水力参数设计 u下部钻具组合设计 u油气井压力控制设计 u钻前工程和环保工程 u完井工程
设计内容： 确定套管的下入层次、下入深度、水泥浆返深、水泥环厚度和钻头尺寸。?首先要确定油层套管的下入深度： 根据产层特性确定采用何种方法完井，详细说明为什么要采用这种方法，理由是什么？进而确定出油层套管的下入深度。?确定技术套管的下入深度： 根据邻近井的地质资料（岩性剖面和故障提示、地层压力梯度剖面以及地层破裂压力梯度剖面），首先确定有无地质必封点，再从工程上确定有无必封点，之后再根据下列计算式来确定技术套管的下入深度。 井身结构设计 )] ([min max f g w f P S S S ++?≤ρρmin max f k x f w P S H H S S ρρ≤?+++
生产套管的尺寸应满足采气要求。根据生产层的产能、增产措施及井下作业等来确定。 水泥返深：对于气井各层次套管的水泥返深原则上均返至井口。
?表层套管下入深度的确定： ?导管下入深度的确定：作用是在钻表层井眼时将钻井液从地表引到钻台上，这层管柱一定要根据地表情况来确定下入深度。如在坚硬地层，只需10~20m，而在非常松软或沼泽地带就有可能上百米。 套管尺寸： 常用：13 3/8”×９5/8”×7”×5 ?” 进而可确定钻头尺寸。
5.5钻井工程设计 5.5.1钻井 5.5.1.1地表及浅层地质安全风险评估 该地区位于位于M市B区C村东北约10公里，沙漠地带附近，井场周围便道较多，多为村级道路，路面松软，不能行驶大型车辆，交通较为不便，施工前应考虑到地面设施的修建；通讯也不便利，提前配置好通讯设施以便灾害发生时及时和上级及外界联系；工程地区春季多风、多发沙尘暴，做好防沙保护措施防止风沙对施工带来的不良影响；夏季多温热，注意防暑及设备的维护工作；秋季多阴雨，施工应注意井场和住地防洪抗灾，避免人身、财产的损失；冬季多干旱且漫长，注意提前安排好施工时间,做好设备的防冻措施及操作人员的冬季劳保用品安排。 平均气压898.1kPa 年平均气温 6.4℃ 极端最高气温40.3℃ 极端最低气温-24.3℃ 平均年降雨量250.0 mm 累年平均最多风向NW 地面平均温度11.1℃ 地面极端最高温度57.5℃ 地面极端最低温度-32.3℃ 无霜期122天左右 5.5.1.2对丛式井组需确定合理的气井井口距离 井口距离部署 该地区位于沙漠地带附近，井场周围便道较多，多为村级道路，路面松软，不能行驶大型车辆，交通较为不便，通讯也不便利 根据消防人员的经验,井喷失控后可能发生的 喷射燃烧(喷射火)的影响范围基本在50 m范围 内,较大的喷射燃烧其伤害范围也在70m范围内 根据试采的最大无阻流量 8.8478（10^4m^3/d）=4.4239（10^4m^3/15min) 无阻流量等级 w W1 W2 W3 W4 >5. 21 3. 13~5. 21 1. 04~3. 13 <1. 04 无阻流量(× 10^4m^3/15min)
钻井工程设计概述(doc 42页)
目录 1.设计依据 (1) 1.1构造名称：鄂尔多斯盆地伊陕斜坡 (1) 1.2地理及环境资料 (1) 1.3地质要求 (1) 1.4地质分层及油气水层 (1) 2.技术指标及质量要求 (5) 2.1井身质量要求 (5) 2.2 钻头、套管程序及固井质量要求 (5) 2.3 钻井取心质量要求 (5) 3．工程设计 (7) 3.1井身结构 (7) 3.2 钻机选型及钻井主要设备 (8) 3.3 钻具组合 (10) 3.4 钻井液设计及气层保护要求 (11) 3.5 钻头及钻井参数设计 (14) 3.6 油气井压力控制 (16) 3.7 取心设计 (18) 3.8 中途测试安全措施 (20) 3.9 固井设计 (20) 3.10 各次开钻或分井段施工重点要求 (25) 3.11 完井设计 (29) 3.12 弃井要求 (30) 3.13 钻井进度计划 (30) 4. 健康、安全与环境管理 (32) 4.1 基本要求 (32) 4.2 健康、安全与环境管理体系要求 (32) 4.3 关键岗位配置要求 (33) 4.4 健康管理要求 (33) 4.5 安全管理要求 (35) 4.6 环境管理要求 (38) 5. 完井提交资料 (40) 5.1 完井提交资料 (40) 6. 附则 (41) 6.1 钻井施工设计要求 (41) 6.2 特殊施工作业要求 (41)
1.设计依据 钻井工程设计依据：延1001井钻井地质设计；有关技术规范及技术法规。 1.1构造名称：鄂尔多斯盆地伊陕斜坡 1.2地理及环境资料 1.2.1井口坐标：纵：4127306.3 (m)，横：19340286.53 (m) 1.2.2地面海拔：1481.46 (m) 1.2.3构造位置：鄂尔多斯盆地伊陕斜坡 1.2.4地理位置：陕西省延安市安塞县王家湾乡王茂湾北东约1Km处 1.2.5气象资料（在预计施工期内，本地区的风向、风力、气温和大风雪、汛期等情况）： 井区属大陆性季风半干旱气候，春季干旱多大风，夏季高温多雷雨，秋季凉爽而短促，冬季漫长且干旱。日照充足，雨热同季。年平均气温8℃，年平均降雨量445mm,无霜期146d。本区第四系含水性较强，潜水位较浅。 春秋季多西北风、多沙尘暴天气；夏秋季节易发山洪、山体滑坡等灾害性地质现象。 1.2.6地形地貌及交通情况： 工区地处黄土高原腹地，地表侵蚀切割强烈，沟壑梁峁发育，地形起伏较大。地表为第四系未固结成岩的松散黄色粘土。该井距主干公路较远，交通不太方便，通讯条件基本上能满足要求。 1.3地质要求 1.3.1 井别：预探井井型：直井 1.3.2 设计井深：3623 (m) 1.3.3 目的层位：石千峰组，石盒子组，山西组，太原组，本溪组，马家沟组兼探延长组。 1.3.4 钻探目的：了解古生界二迭系石千峰组、石盒子组、山西组、太原组、石炭系本溪组和奥陶系马家沟组储层发育及含油气情况；兼探中生界侏罗系延安组和三叠系延长组油层。 1.3.5 完钻原则：进入马家沟组马5520m无油气显示完钻 1.3.6 完井方法：全套管射孔完井
鄂尔多斯盆地大牛地气田 DPS-2井钻井工程设计 中国石油化工股份有限公司华北分公司二○一○年九月 鄂尔多斯盆地大牛地气田 DPS-2井钻井工程设计 设计单位 ： 华北分公司工程技术研究院 设计人 ： 袁立鹤巢贵业 初审人 ： 邓红琳张伯文 审批单位 ： 华北分公司 审核人 ： 靳宝军曹树生 审批人 ：
邢景宝 中国石油化工股份有限公司华北分公司 二○一○年九月 设计审批意见 原则同意该设计，同时提出以下要求，请一并执行。 1、本井设计一次着陆，着陆点深度要根据地层变化适时调整，要求轨迹数据也要及时跟跟踪调整，着陆点深度确定后的轨迹参数调整报主管部门同意后再实施。 2、钻井定向作业和井眼轨迹控制由定向技术服务方负责，钻井队要搞好配合。实钻过程中，钻具组合、钻井参数及钻头类型可根据实际情况进行调整，确保井身质量和井眼轨迹符合设计要求。各主要作业方要根据本设计编制施工计划及方案报主管部门同意 3、由于本井着陆前钻穿多套煤层，煤层视厚度大，要认真进行地层对比，在钻遇煤层前提前进行钻井液性能调整，加强封堵性能，确保顺利钻至着陆点。 4、本井水平段钻井时，注意钻井液性能控制，杜绝二开钻井液继续使用。 5、监督加强对施工（尤其完井作业期间）质量的检查控制和日报、井史、和钻井液性能等资料的日常检查，发现问题及时整改，确保资料完整、准确、详实。完井后一周内按合同要求E-mail地址提交井史电子文档。 6、表层套管常规固井或内插法均可，技术套管固井前钻井队充分作好井眼准备工作，通井正常后方可进行下套管作业，水泥浆性能试验要取现场水质进行检测，并根据本设计作出固井现场施工方案报开发处同意后再进行固井作业。 7、本井完井管柱结合实钻情况和投产方式另行通知。 中国石油化工股份有限公司华北分公司 2010年9月28日 目录 1. 设计依据 1 2. 地质概况 1 3. 钻井主要设备 4 4. 井身结构 5 5. 井眼轨迹 5 6. 专用工具及仪器设备8 7. 钻具组合、钻进参数及主要措施 9 8. 钻头及水力参数设计12 9. 套管强度设计 13 10. 钻柱强度校核13 11. 钻开水平段目的层技术措施13
如不慎侵犯了你的权益，请联系我们告知！ 鄂尔多斯盆地彬长区块 JH2P17井钻井工程设计 中国石油化工股份有限公司华北分公司 二零一四年五月
鄂尔多斯盆地彬长区块 JH2P17井钻井工程设计 设计单位：华北分公司工程技术研究院设计人： 初审人 ： 审批单位：华北分公司 审核人 ： 审批人 ： 中国石油化工股份有限公司华北分公司 二零一四年五月
设计审批意见 原则上同意该单井设计，同时提出以下意见和要求，请一并执行。 1、钻井队要认真地进行设计的技术交底，提前做好邻井资料的收集与对比，根据实钻情况做好各种复杂情况应急预案与处理措施或方案。 2、本井部分层段存在井漏风险，实钻过程中请参考邻井资料，长8层有断层发育，做好防漏、堵漏预案。堵漏要做到早发现早处理，堵漏结束要做承压试验，不留后患。 3、定向作业和井眼轨迹控制由定向技术服务方负责，钻井队要积极搞好配合。实钻过程中，钻具组合、钻井参数及钻头类型的选择可根据实际情况进行适当调整，确保井身质量和井眼轨迹符合设计要求。 4、实钻中要加强钻井液管理，特别是延安组煤层、长7炭质泥岩段的防塌问题。正常钻进期间，要密切注视振动筛岩屑返出情况，同时加强短起下钻清除岩屑床。水平段钻遇泥岩，纯泥岩段超出10m且没有原油溢流情况下，钻井液密度可提高至1.10-1.15g/cm3 。 5、加强钻具管理和探伤，定期倒换钻具，防止钻具事故。 6、强化钻井液失水控制，确保井壁稳定井眼畅通。下技术套管时，下部井段可适当减少套管扶正器数据，保证技术套管顺利下入，技术套管尽量下至井底，原则上口袋不大于2米。 7、技术套管全返固井，管串中短套管位置要同时满足油开处下套管通知和三等分水平段要求，便于完井阶段油层定位。替浆时注意注浆压力控制防止压漏地层。 8、其它要求执行钻井工程总体方案要求。 华北分公司工程技术处 2014年5月8日
目录 1.地质概况------------------------------------------------- 1 1.1地理概况---------------------------------------------------------------------------------------------- 1 1.2地质基本数据---------------------------------------------------------------------------------------- 1 1.3地层层位预测及岩性------------------------------------------------------------------------------- 1 1.4油气水层简述---------------------------------------------------------------------------------------- 2 1.5储层简要描述---------------------------------------------------------------------------------------- 2 2.技术指标及质量要求------------------------------------------- 3 2.1井身质量要求---------------------------------------------------------------------------------------- 3 2.2固井质量要求---------------------------------------------------------------------------------------- 3 2.3取心要求---------------------------------------------------------------------------------------------- 3 2.4录取资料要求---------------------------------------------------------------------------------------- 3 3.工程设计----------------------------------------------------- 5 3.1井下复杂情况提示---------------------------------------------------------------------------------- 5 3.2地层可钻性分级及地层压力预测 --------------------------------------------------------------- 6 3.3井身结构---------------------------------------------------------------------------------------------- 7 3.4钻井主要设备---------------------------------------------------------------------------------------- 8 3.5钻具组合---------------------------------------------------------------------------------------------- 9 3.6钻头及钻井参数设计----------------------------------------------------------------------------- 17 3.7油气井压力控制----------------------------------------------------------------------------------- 17 3.8取心措施及要求----------------------------------------------------------------------------------- 24 3.9地层孔隙压力监测-------------------------------------------------------------------------------- 25 3.10地层漏失试验 ------------------------------------------------------------------------------------ 25 3.11钻井液设计 --------------------------------------------------------------------------------------- 26 3.12固井设计 ------------------------------------------------------------------------------------------ 42 3.13各次开钻或分井段施工重点要求 ------------------------------------------------------------ 53 3.14完井设计 ------------------------------------------------------------------------------------------ 57 3.15主要材料消耗计划 ------------------------------------------------------------------------------ 58 3.16钻井进度计划 ------------------------------------------------------------------------------------ 59 4.健康、安全与环境管理---------------------------------------- 60 4.1基本要求-------------------------------------------------------------------------------------------- 60 4.2健康、安全与环境管理体系要求 ------------------------------------------------------------- 60 4.3关键岗位配置要求-------------------------------------------------------------------------------- 61 4.4健康管理要求-------------------------------------------------------------------------------------- 61 4.5安全管理要求-------------------------------------------------------------------------------------- 62 4.6环境管理要求-------------------------------------------------------------------------------------- 64