3.1 设计依据及基础资料 3.1.1 设计依据
钻井设计引用标准包括：
（1）SYT+10011-2006 《油田总体开发方案编制指南》 （2）SY/T 5333-1996 《钻井工程设计格式》 （3）SY/T 5431-2008 《井身结构设计方法》
（4）SY/T 5623-1997 《地层孔隙压力预测检测方法》
（5）SY/T 5415-2003 《钻头使用基本规则和磨损评定方法》
（6）SY/T 5964-2003 《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护》
（7）SY/T 6283-1997 《石油天然气钻井健康、安全与环境管理体系指南》 （8）SY/T 6426-2005 《钻井井控技术规程》 （9）ISO 11960-2004 《API套管和油管规范》 （10）SY/T 5480-92 《注水泥流变性能设计》
（11）SY/T 5546-92 《油井水泥应用性能试验方法》 （12）SY/T 5412-1996 《下套管作业规程》 （13）SY/T 5730-1995 《常规注水泥作业规程》 （14）SY/T 5724-1995 《套管串结构设计》 （15）SY/T 5724-2008 《套管柱结构与强度设计》
（16）SY/T 5724-2005 《尾管悬挂器及回接装置》
（17）SY/T 6449-2000 《固井质量检测仪器刻度及评价方法》 （18）SY/T 5557-92 《石油固井成套设备型号及基本参数》 （19）DSB 9301 《固井技术规范》
（20）SY/T 5955-2004 《定向井井身轨迹质量》
3.1.2 基础资料
基础资料包括：（1）地面概况资料；（2）地质静态资料；（3）实验室资料；
（4）生产动态资料。 3.1.2.1 地面概况资料 （1）地理位置； （2）自然地理概况； 3.1.2.2 地质静态资料 （1）区域地质情况； （2）A断块顶面构造图； （3）D1-D2-D3油藏剖面图； （4）A断块部分测井解释结果；
（5）D1井详细测井资料； （2）油藏温度及压力系统； 3.1.2.3 实验室资料 （1）D3井物性检测报告； （2）D3井全岩定量分析； （3）储层粘土矿物组成； （4）储层岩石矿物组成； （5）储层岩性-含油性； （6）驱油效率与相对渗透率； （7）储层敏感性资料 （8）油藏原油及天然气性质； （9）地层水分析结果；
（10）岩石及流体导热系数测定结果； （11）岩石及流体比热系数测定结果； 3.1.2.4 生产动态资料 （1）D1井P1层试油曲线； （2）D2井P2层试油曲线； 3.2 地质概况 3.2.1 钻井性质
钻井性质：开发准备井（D4） 3.2.2 D4井基本数据
图3-1 D4井在A区块中的位置（在图中把D4井的位置标出来）
表3-1 D4井基本数据
井号 构造位置 地理位置 钻探目的 完钻井深 补心 完井方式 D4井 A区块 新疆维吾尔自治区M县 提高天然气产量 1440m 4.5m 完钻层位 海拔 P3wt1 264.5m 井型 直井 井别 开发准备井 套管砾石充填完井（射孔+筛管砾石充填完井） 3.2.3 地层孔隙压力预测
图3-2 D1井测井数据绘图
图3-3 D1井压力剖面预测
A区块油组为中孔、高渗储层。本储层平均孔隙度在21%~23%之间，几何平均渗透率为700~1600mD之间。根据该油组高压物性分析，饱和压力为7.7Mpa，地层压力为15.35Mpa。 3.2.4 地温梯度预测
从温度梯度看，温度梯度变化大致分为两段，从井口到200m，主要受地表温度的影响；从200m到1400m，温度梯度在0.0214-0.0397℃/m，主要受温度梯度影响，温度逐渐升高，如下表所示：
表3-2 温度、温度梯度与井深的关系
深度 m 0 温度 ℃ -3.843 温度梯度 ℃/m 200 400 600 800 1000 1200 1400 3.2.5 地层倾角预测
14.743 19.379 23.657 28.293 34.478 41.377 49.326 0.0929 0.0232 0.0214 0.0232 0.0309 0.0345 0.0397 A区块储层向东南方向下倾，倾角5.8o。 3.2.6 地理及环境资料 3.2.6.1 气象资料
工区温差悬殊，夏季干热，最高气温可达40℃以上；冬季寒冷，最低气温可达-40℃以下。区内年平均降水量小于200mm，属大陆性干旱气候。 3.2.6.2 地形地物
A区块位于隶属新疆维吾尔自治区M县，工区地表为草原戈壁，地面较平坦，植被稀少，地面海拔70m～270m；区块内地下水埋藏较深，浅层无地下水分布。工区15公里外有发电厂，25公里范围内有一个中型凝析气藏投入开发。 3.2.6.3 D1井钻遇地层简表
表3-3 D1井地层预测简表
地层 N E J2t J2x J1s J1b T1j P3wt1 岩性描述 棕黄色、灰黄色砂质泥岩、泥岩 棕褐色、棕黄色、桔红色泥岩、泥质砂岩，底部为深灰色小砾岩 底界厚深度 度 m m 312 312 487 175 深灰色、绿灰色、黑灰色泥岩、泥质砂岩、砂质泥岩夹薄层砂砾岩、不等粒砂岩 667 180 黑灰色、灰黑色泥质砂岩、粉砂质泥岩、泥岩 黑灰色、深灰色泥岩、泥质砂岩，绿灰色细砂岩、含砺不等粒砂岩 深灰色、绿灰色泥岩、泥质砂岩、砂质泥岩、细砂岩，黑灰色煤层及煤夹层 黑灰色、绿灰色、深灰色白云质泥岩、泥岩、泥质白云岩、泥质粉砂岩 细砂岩，底部为棕褐色砂砾岩，含砂砾岩 751 84 923 172 1154 231 1384 230 1440 56 3.3 钻井工程设计 3.3.1 钻前准备 1、井场：
（1）井场大小必须保持相应的规格大小。井场有效面积必须能保证井队正常施工；
（2）井场须保持平整，场地要压实、夯实，场地边填方必须用压路机反复多次压实以保证后续施工的安全；
（3）井场应避开断层、高压线、住房（50m范围外）和其他可能影响施工及安全的地方； 2、自修路：
（1）路面可行宽度为6m,若地形等客观条件限制也必须保持在5m以上； （2）所修道路应考虑温差，避免因温度差导致道路损坏影响后期施工； （3）道路遵守弯大坡小的原则以保障施工车辆的通行； （4）道路通过河流及小溪、水沟必须铺设管道；
（5）自修路必须用压路机进行压实处理，要能保障30吨重的大型车辆通行； 3、供水：因本地区属于大陆性干旱气候，区内年平均降水量较小，因此应采取一定的供水措施，保证钻井施工和后期开采的正常进行； 4、供电：供电由工区15公里外的发电厂引线至钻场；
5、防冻保暖：本地区冬季寒冷，最低气温可达-40℃以下，因此应增加防寒保暖措施，一方面对设备进行保温，防止在输运过程中稠油结蜡凝固以及管线冻裂，另一方面，保障施工人员正常生活；
6、防暑降温：本地区夏季干热，最高气温可达40℃以上，应采取一定的防暑降温措施，以保证设备的正常运转和施工人员的正常工作。例如：安装空调等方式； 7、通讯：钻场必须安装专用电话一部，电话必须悬挂在钻场内，并保持信号畅通；
8、钻机要求：
（1）各部位螺丝、水龙头丝紧固、机身平稳、机械移动刹车装置楔合； （2）将各操纵档位放在不同位置，油压调到最大限度检查油路系统是否正常，并按规定对各部位加注润滑油脂；
（3）各操作手把、离合器、刹车是否灵活可靠； （4）传动机构正常、转向正确、防护设施备牢固； （5）动力系统正常，线路绝缘良好； （6）清除机身、机旁异物，运转无阻；
（7）卡盘在松开状态，机上钻杆能滑动自然，有异常进行修理； （8）钻机安装好后，天车、转盘、井口三者三点一线； 3.3.2 钻井工程设计中用到的系数
设计系数取以下值：抽汲压力当量密度Sb=0.025g/cm3；系数Sg=0.020g/cm3；地层破裂压力当量密度安全允许值Sf=0.030g/cm3；溢流允许值Sk=0.070g/cm3；正常压力地层压差卡钻临界值△Pn=12MPa；所采用的最小钻井液密度ρ
dmin=1.05g/cm
3
。
3.3.3 井身结构 3.3.3.1 井身结构方案
（一）井身结构确定的原则和依据
1、能有效的保护油层，使不同压力梯度的油气层不受泥浆污染损害。 2、应避免漏、喷、塌、卡等复杂情况产生，为全井顺利钻进创造条件，使钻井周期最短。
3、钻下部高压地层是所用的较高密度泥浆产生的液柱压力，不致压裂上一层套管鞋处薄弱的裸露地层。
4、下套管过程中，井内泥浆液柱压力和地层压力之间的压差，不致产生压差卡套管事故。 （二）井眼中压力体系
泥浆液柱压力应稍大于孔隙压力以防止井涌，但必须小于破裂压力以防止压裂地层发生井漏。即压力梯度写成：GfGmGp式中：Gf——破裂压力梯度，MPa/m；
。
Gm——液柱压力梯度，MPa/m； Gp——孔隙压力梯度，MPa/m；
考虑到井壁的稳定，还需要补充另一个与时间关系有关的不等式，即：
Gm(t)Gs(t)。
式中Gs(t)——某截面岩石的坍塌压力梯度，MPa/m，即岩层不发生坍塌，缩径等情况的最小井内压力梯度。
*衡压力钻井中钻井液密度的确定，以地层孔隙压力当量钻井液密度为基
准，再增加一个安全附加值。安全附加值可由下列两种方法之一确定：
1、油水井为0.05-0.10g/cm3，气井为0.07-0.15g/cm3； 2、油水井为1.5-3.5MPa，气井为3.0-5.0MPa。
井深≤500米的井及气油比≥300的油井，执行气井附加值。
具体选择附加值时还应考虑地层孔隙压力预测精度、油气水层的埋藏深度、地层油气中硫化氢含量、地应力、地层破裂压力和井控装备配套情况等因素。 （三）根据预测的地层压力剖面计算井身套管下入层次
1、表层套管应封固易垮塌层、水层及漏层，确保水层被完全封住。 2、求中间套管下入深度假定点
（1）按照发生井涌条件下的计算公式求中间套管下深假定点；
DPmaxsk （3-1） D21fpmaxsbsf用试算法计算出D21值即为中间套管下深初选点。 （2）校核是否发生压差卡钻 有裸眼井段应满足的力学平衡条件
∆𝑝=（𝜌𝑑𝑚𝑖𝑛−𝜌𝑝𝑚𝑖𝑛）×𝐷𝑝𝑚𝑖𝑛×0.00981≤∆𝑝𝑁(∆𝑝𝐴) （3-2） 若∆p < ∆𝑝𝑁（或∆𝑝𝐴），则确定D21为中间套管的下入深度D2。
若∆p > ∆𝑝𝑁（或∆𝑝𝐴），则中间套管深度应小于初选点深度。需根据压差卡钻条件确定中间套管下深。
3、根据以上分析，设计井身结构。 （四）井身结构设计结果
1、井身结构示意图
图3-4 井身结构示意图
2、井身结构参数
表3-4 井身结构参数
钻井 井段 一开 二开 三开 井眼尺寸 井径 （mm） 444.5 311.15 215.9 井深 (m) 350 1387 1440 垂 深 (m) 350 1387 1440 井斜角 (°) 0.00 0.00 0.00 管径 (mm) 339.73 244.48 139.7 套管 下 深 (m) 345 1380 1430 水泥 返高 地面 300 500 3.3.3.2 套管设计
（一）套管柱结构设计原则：
（1）满足钻井作业和油气层开采等后期作业的工艺要求；
（2）满足大斜度定向井、水平井以及特殊地层条件井（如有盐盐层、泥岩膨胀、地层蠕动、腐蚀性产层、高压气层和热采井）条件下的工作要求； （3）满足固井施工和有利于提高固井质量； 在套管设计中，关于安全系数的规定为：
抗外挤安全系数（Sc）=1.0； 抗内压安全系数（Si）=1.1；
套管抗拉力强度（抗滑扣）安全系数（St）=1.8。 （二）套管强度设计 1、各层套管的作用
表层套管的作用有：①隔离上部含水层，不使地面水和表层地下水渗入井筒；②保护井口，加固表土层井段的井壁；③对于继续钻下去会遇到高压油气层的，在表层套管上安装防喷器预防井喷。表层套管与井壁之间的间隙全部要用水泥封堵，即固井注水泥时，水泥浆需返出井口，才能起到隔离地层和保护井壁的作用。
技术套管是分隔难以控制的复杂地层，以便能顺利地钻达目的层； 生产套管是油气到地面的通道，把油气与全部地层隔绝，保证油气压力不泄漏。
尾管的作用是封隔漏失层、高压层，或封隔键槽井段。 2、套管强度设计结果
表3-5 套管柱设计结果 规 范 套管 井 段 程序 (m) 表层 套管 技术 套管 生产 套管 直径 (mm) 339.73 壁 厚 (mm) 9.65 10.03 9.17 螺纹 类型 STC LTC LTC 钢 级 每米重 (N/m） 安 全 系 数 抗拉 6.69 3.22 3.57 抗挤 1.76 1.13 4.24 抗内 压强度 抗内压 （MPa） 4.25 2.11 4.84 18.80 39.6 87.2 0-350 J55 N80 P110 794.88 583.39 291.65 0-1387 244.48 0-1440 139.7 3、管串结构 （1）表层套管
339.73可钻式引鞋 + 339.73mm J55钢级、壁厚9.65mm套管 + 联顶节； （2）技术套管
Φ244.48mm浮鞋 + Φ244.48mm N80套管 + Φ244.48mm浮箍 + Φ244.48mm N80套管串+联顶节； （3）生产套管
139.7浮鞋 + 139.7mm P110钢级套管 + 139.7强制复位浮箍 + 139.7mm P110钢级套管 + 139.7强制复位浮箍 + 带扶正器139.7mm P110钢级、壁厚
9.17mm套管串 + 联顶节； 3.3.4 钻头及钻具 3.3.4.1 钻头尺寸及类型
PDC钻头在砂泥岩地层机械钻速高、钻头工作寿命长、耐高温能力强于牙轮钻头，因此，选用PDC钻头。钻头尺寸参考D1井。钻头尺寸及类型见表3-6。
表3-6 钻头尺寸及类型
开数 一开 二开 三开 井深（m） 350 1387 1440 钻头尺寸（mm） （mm） 444.5 311.15 215.9 (in) 17 1/2 12 1/4 8 1/2 钻头类型 PDC PDC PDC 3.3.4.2 钻铤尺寸及类型
根据常用钻头尺寸和钻柱尺寸配合来选择钻铤尺寸。钻铤尺寸及类型见表3-7。
表3-7 钻铤尺寸及类型。
开数 一开 二开 三开 井深（m） 350 1387 1440 钻头尺寸（mm） （mm） 444.5 311.15 215.9 (in) 17 1/2 12 1/4 8 1/2 钻铤尺寸 （mm） 228.6 203 158.8 (in) 8 7 7 钻铤钢级 G-105 G-105 G-105 3.3.4.3 钻杆尺寸及钢级 根据常用钻头尺寸和钻柱尺寸配合来选择钻杆尺寸。钻杆尺寸及钢级见表3-8。
表3-8 钻杆尺寸及钢级
开数 一开 二开 三开 井深（m） 350 1387 1440 钻头尺寸（mm） （mm） 444.5 311.15 215.9 (in) 17 1/2 12 1/4 8 1/2 钻杆尺寸 （mm） 223.3 203 171 (in) 5 1/2 5 5 钻杆钢级 E、S-135 E、S-135 E、S-135 3.3.4.4 其他钻具
螺杆：Φ244.5mm螺杆、Φ165mm螺杆；
无磁钻铤：Ф228.6mm（9in）无磁钻铤、Ф203mm（8in）无磁钻铤、Ф158.8mm（6 1/4in）无磁钻铤；
扶正器：Φ443扶正器、Φ310扶正器、Φ215扶正器；
其它：Φ244.5mm水力加压器、Φ165mm水力加压器、Φ223.3mm加重钻杆、Φ203mm加重钻杆、Φ171mm加重钻杆； 3.3.4.5 防斜钻具组合
在本井的设计中，采用新型钟摆钻具组合防斜打快技术，以达到提高机械钻速和防斜、缩短建井周期的目的。 （一）钻井防斜打快原理
在适合的地层使用螺杆钻具配合PDC钻头钻进可显著提高机械钻速，缩短钻井周期，降低钻井成本。国外已将这项成熟技术广泛应用于各种类型的井，包括直井，并且取得了很好的经济效益。国内主要将这种技术应用于定向井、水平井、侧钻井等，还较少用于直井。
直螺杆配合PDC钻头在直井钻进时如何来防斜和降斜。钟摆钻具既具有较好的防斜能力，也具有一定的降斜能力，是应用得最为广泛的防斜和降斜组合之一，采用钟摆钻具组合是一个实用和可行的选择。
对于带直螺杆和PDC钻头的钟摆钻具组合来说，其内在的钟摆钻具特性没有改变，但钻头转速和破岩能力得到显著提高，故在单位进尺下，其防斜和降斜能力可达到常规钟摆钻具的2倍以上。而且，PDC钻头适合于在高转速、低钻压条件下作业，这与钟摆钻具要求低钻压的条件一致。因此，这种“复合”钟摆钻具组合技术是直井防斜打快的一种有效手段。 （四）钻具组合设计
结合所钻地层的实际情况和防斜打快的要求，所设计的钻具组合为： 一开：Φ444.5mmPDC钻头×0.42m+Φ244.5mm螺杆+Φ244.5mm水力加压器+Φ228.6mm钻铤×9.15m+Φ443扶正器×1.8m+Φ228.6mm钻铤+Φ223.3mm加重钻杆+Φ223.3mm钻杆。
二开：Φ311.15mmPDC钻头×0.35m+Φ244.5mm螺杆+Φ244.5mm水力加压器+Φ203mm钻铤×9.15m+Φ310扶正器×1.8m+Φ203mm钻铤+Φ203mm加重钻杆+Φ203mm钻杆。
三开：Φ215.9mmPDC钻头×0.33m+Φ165mm螺杆+Φ165mm水力加压器+Φ158.8mm钻铤×9.15m+Φ215扶正器×1.45m+Φ158.8mm钻铤+Φ171mm加重钻杆+Φ171mm钻杆。
钻具组合设计如表3-9所示。
表3-9 钻具组合表
开钻次序 钻头尺寸mm 井段m 钻具组合 Φ444.5mmPDC钻头×0.42m+Φ244.5mm螺一开 444.5 0～350 杆+Φ244.5mm水力加压器+Φ228.6mm钻铤×9.15m+Φ443扶正器×1.8m+Φ228.6mm钻铤+Φ223.3mm加重钻杆+Φ223.3mm钻杆 Φ311.15mmPDC钻头×0.35m+Φ244.5mm螺二开 311.15 350～1387 杆+Φ244.5mm水力加压器+Φ203mm钻铤×9.15m+Φ310扶正器×1.8m+Φ203mm钻铤+Φ203mm加重钻杆+Φ203mm钻杆 Φ215.9mmPDC钻头×0.33m+Φ165mm螺杆+三开 215.9 1387～1440 Φ165mm水力加压器+Φ158.8mm钻铤×9.15m+Φ215扶正器×1.45m+Φ158.8mm钻铤+Φ171mm加重钻杆+Φ171mm钻杆 3.3.5 钻机 3.3.5.1 钻机类型
钻井主要设备要满足钻井施工要求，满足环境保护要求。钻井主要设备见表3-10。
表3-10 钻井主要设备
分类设备号 分类 序号 1 2 3 4 5 6 一 钻机 7 8 9 10 11 12 13 14 部件名称 钻机 井架 底座 底座高度 底座净高 绞车 天车 游车 大钩 水龙头 柴油发电机 辅助发电机 钻井泵 循环罐 规格型号 ZJ70/4500D39(4500-7000) JJ450/48-K DZ450/10.5-K JC70D TC7-450 YC-450 DG-450 SL-450-5 CAT3512B/SR4B CAT3406 F1600 ZJ70D 主参数 48 10.5 10.5 9 1470 4500 4500 4500 4500 1310 400 1193 350 数量 1 1 1 1 1 1 1 1 4 1 3 8 分类设备号 分类 序号 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 部件名称 固井罐 振动筛 除砂器 除砂器 除气器 离心机 离心机 加重泵、混合漏斗 螺杆压风机 救生及消防 消防工具房及工具 二层台逃生装置 钻台紧急滑道 可燃气体检测仪 氧气浓度检测仪 规格型号 GJSG60-4 S250-2x3 LCS250*2/1.5*0.6 XQJS-300*2-WG ZCQ2/6 LW600-945NA LW600-945NA PWA8*6-14 LS12-50HH RG10D DZ000017-00 PGM-1600 PGM-1600 主参数 60 7.5 75 75 6 60 60 75 5.6 130 数量 2 3 1 1 1 1 1 3 1 2 1 2 1 救生二 及消防 26 27 28 29 3.3.5.2 钻井井口及井控设备 （一）井口装置
依据《钻井井控技术规程》SY/T6426-2005，钻井井口装置、井控管汇的配套与安装应符合行业标准《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护》SY/T5964-2006的规定要求。
液动节流阀 J1 回收管线到钻井液罐 J5 J2a 液(手)动平板阀 J2b J6a J6b 排放管线 J9 J3a J3b J4 回收管线到钻井液罐 J7 J10 液（手）动节流阀 图3-5 节流管汇示意图
图3-6 井控管汇安装示意图
1、一开井口装置
图3-7 一开井口装置示意图
2、二开井口装备
图3-8 二开井口装置示意图
3、三开井口装备
图3-9 三开井口装置示意图
（二）井控系统 1、防喷系统检验
防喷系统包括防喷器、四通、压井节流防喷管汇，控制系统及液、气管线等。管具公司负责逐渐检验，在站内按试压要求进行试压。合格后，填写合格证及检验试压记录送井，并与井队办理交接验收手续。管口要堵好，丝扣要包扎，固定牢靠，保证运输途中安全。 2、防喷器系统安装 安装井口部分：
（1）安装四通：四通两侧孔应对着井架大门两侧。
（2）安装闸板防喷器，手动锁紧置的手轮及操纵杆应位于大门的两侧；本体旁法兰出口对着井架大门方向。根据使用钻具尺寸，装相应尺寸的管子闸板，并在司钻台和远程上挂牌标明所装闸板型号尺寸，以防井喷时关错。手动锁紧置要装全、连接好，并在手轮处挂牌标明开关圈数。
（3）放喷管汇井架两侧各装一套，节流管汇应安于井架右方（钻井液出口管一边），压井管汇装于井架左方。放喷节流管汇要畅通，打上水泥基础并固定牢靠，出口距井口不小于50m。
（4）安装好防喷器装置后，要校正天车、转盘机防喷器组，三者中心成一线，其三点中心累积偏移不大于10mm。校正后，将防喷装置用钢丝绳绷紧于井底座上。
安装控制系统：
（1）远程控制台（即储能器装置）应放于距井口30m左右的地方，一般在井架对角线位。远程控制台应装带有拖撬的活动房内。最低限度应盖简易保护，周围应有排水沟，不允许在附近堆放氧气瓶及易燃物品。
（2）司钻控制台（即主控制盘）安装在钻台上司钻工作位置附近，便于司钻操作。
（3）管线的安装：液压和气管线在安装前，都要用压缩空气逐根吹扫干净。按规定“对号入座”连接。接入气管线时，应将气泵的空气关闭阀和空气旁通阀关闭，要用时再打开。要防止所有管线被压、折、烤，禁止用控制管线作电焊搭铁。所有管线要防止排列整齐，并加以固定。
（4）接电源线：接线时必须再次检查力参数是否正确，电源应接到井场总电闸的前端，并单独用开关控制，以便井喷发生切断井场电源而不影响控制系统的使用。电台线、远距离探照灯线也要接到井场总电闸的前端。 （三）防喷系统试运转
控制系统试运转：
（1）试运转前，对所有管线连接部位全面检查一次，看是否“对号入座”； （2）分别进行空负荷运转及带负荷运转，检查各连接部位是否泄漏及各种阀件、管线的工作情况，发现问题卸压后及时处理。
试开关防喷器和防喷阀：试开关防喷器和防喷阀，每个部位开关各两次，检查开关是否灵活好用。 （四）防喷系统注意事项
（1）正确使用防喷系统，严禁误操作；
（2）在使用过程中，做好防喷器及控制系统的维护保养工作，确保其工作性能良好；
（3）防喷系统在现场应指定专人负责，订入岗位责任制，落实到人。 3.3.5.3 试压要求 （一）井控装置试压
表3-11 井控装置试压
开钻 井控装置名称 次序 环形防喷器 双闸板防喷器 单闸板防喷器 二开 钻井四通 变径法兰 节流管汇 压井管汇 放喷管线 环形防喷器 三开 双闸板防喷器 单闸板防喷器 变径变压法兰 试压要求 型号 FH35-35/70 2FZ35-70 FZ35-70 FS35-70 35-70×28-70 JG-70 英古-70 FGX88-21 FH35-35/70 2FZ35-70 FZ35-70 35-70×28-105 介质 清水 清水 清水 清水 清水 清水 清水 清水 清水 清水 清水 清水 压力 MPa 24.5 70 70 70 70 70 70 10 24.5 70 70 70 时间 min 30 30 30 30 30 30 30 10 30 30 30 30 最大允许压降 MPa 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 无渗漏 0.7 0.7 0.7 0.7 开钻 井控装置名称 次序 多功能四通 节流管汇 压井管汇 放喷管线 备注 试压要求 型号 28-105×28-70 JG-70 英古-70 FGX88-21 介质 清水 清水 清水 清水 压力 MPa 70 70 70 10 时间 min 30 30 30 10 最大允许压降 MPa 0.7 0.7 0.7 无渗漏 冬季试压介质使用防冻液体。 （二）其它试压要求
反循环压井管线试压25MPa，稳压10分钟。 有下列情况之一，全套井控设备应进行试压检查： （1）从车间运往现场前。 （2）现场安装后。
（3）每次固井安装套管头后。
（4）钻开油气层（目的层）前，试压间隔已经超过30天。 （5）其它时间试压间隔已经超过100天。
无论车间和现场，井控装备凡密封部位拆装后（检修或更换零部件），应对所拆开的部位重新进行密封试压检验。
旋转控制头现场试静压24.5MPa，稳压30min，压降小于0.7MPa；试动压12.0MPa，在转速100rpm内，向环空打压，运转10分钟无渗漏为合格。 （三）套管柱试压要求
表层套管在固井结束24h后试压，技术套管和生产套管试压应在测声幅后进行。试压要求见下表：
表3-12 套管柱试压要求
套管外径 （mm） 244.48 139.7 试压介质 清水 清水 试压值 （MPa） 20 20 稳压时间 （min） 30 30 30min允许压降 （MPa） ≤0.5 ≤0.5 注：执行SY/T5467-2007套管柱试压规范 3.3.5.4 油气井防喷的主要措施
（1）节流防喷管汇严格按规定要求安装； （2）井口高压部分不准开口焊接其它管汇；
（3）必须对井队干部、大班人员及正副司钻进行井控培训。进入预计油气层前，根据实际情况制定较详细的防喷措施并对全队人员进行技术交底和防喷火岗位练兵；
（4）钻开油气层前，专用浆储备罐应提配好密度高于井眼钻井液密度0.20~0.30g/cm3的优质钻井液并定期循环，保证性能良好。 （5）井口节流放喷管汇，开钻前按要求试压。
（6）钻遇异常地层时，最多不超过1m应停钻观察（勤活动应停钻具）。循环一周以上，如无显示再恢复钻进，循环时钻头不要停在一个位置上，避免冲大井眼。 （7）钻进停观察及下钻时间，应有专人观察井口及钻井液罐液面升降情况，以便及时发现溢流便于处理。
（8）做好地层压力监测工作，根据地层压力监测结果及邻井综合资料，核定钻开油层的钻井液密度。
（9）钻开预计油气层时应及时在方钻杆下部接上旋塞。 （10）打开油气层
① 第一趟起钻应测循环周。要求钻井液性能稳定。
② 打开油气层后，第一次起钻可将钻具起至套管内，停止循环，静候若干小时（其时间长短等于该趟起下钻时间加上井口准备停留时间）。观察井口显示后，再将钻头下至井底循环，测定油气上窜速度，修正钻井液密度。
③ 打开油气后，应尽量缩短起下钻间隔时间，避免发生空井井喷。起完钻短时间检修时，应有专人观察井口否外溢现象。
④ 循环钻井液，测定油气上窜速度。注意正确区分后效与井涌、喷，顶钻井液或循环点应避开油气层、漏层、疏松及缩径井段。 3.3.6 钻井液 3.3.6.1 总体要求
1、钻井液工程师上井后必须认真研读钻井液、钻井和地质设计，掌握井身结构，地层孔隙压力系数，地层岩性，所采用的钻井液体系等重要数据和设计中的技术要点，做到心中有数，使钻井液配方合理，处理工艺简单得当。
2、良好的流变性能和泥饼质量是快速钻井的重要保证，尤其是上部大井眼井段，在上返速度低的情况下，钻屑悬浮、携带主要靠钻井液流变性能来满足。
3、钻井液固相控制。劣质固相含量高，会使钻井液性能难以控制，并影响钻井速度。因此，要充分利用四级固控设备，尤其是利用好离心机，并配合化学絮凝法和清罐的方式，最大限度地除去有害固相。钻井液加重后，定期使用好离心机，定期清淘沉砂罐。
4、开钻前，必须对循环罐、储备罐、配浆罐、加重系统和四级固控设备进行检查和试运转。时刻保证加重和配浆装置正常使用。保证阀门开关灵活，关闭严密，杜绝窜、漏、跑、冒现象。固控设备不能正常运转，不允许开钻。
5、钻井液转换体系和大型处理之前，必须进行室内配方和处理剂优选小型实验，避免钻井液重复处理。室内实验必须结合、模拟井下条件进行，特别是高温高压滤失量和流变性实验。
6、下套管前最后一只钻头要求调整好钻井液性能，达到下套管和固井要求。原则上下套管前不再大幅度处理钻井液，以免造成井下复杂，使下套管遇阻或憋泵。 7、对于敏感地区的井，严禁加入有害环境的处理剂，如果井下情况特殊，需要加入相关处理剂，必须请示有关单位批准方可。 3.3.6.2 分析化验资料 （一）D3井物性检测报告
表3-13 D3井常规物性分析报告
常规物性分析报告（D3井） 样品深度m 渗透率10-3μm2 层位 岩性描述 孔隙度% 水平 垂直 油 水 饱和度% 1291.96 1292.58 1293.26 1294.28 1295.46 1296.35 1297.51 1299.28 1302.44 1303.54 1304.63 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 褐灰色油斑细砂岩 褐灰色油斑细砂岩 褐灰色油斑细砂岩 褐灰色油斑细砂岩 褐灰色油斑细砂岩 灰褐色油浸细砂岩 灰褐色油浸细砂岩 灰褐色油浸细砂岩 灰褐色油浸细砂岩 灰褐色油浸细砂岩 灰褐色油浸细砂岩 22.3 24.3 27.3 27.5 26.9 25.4 26.5 27.1 29.5 30.5 27.8 883.5 1281.9 996.3 1187.8 1410.0 646.0 273.1 667.3 1597.0 1761.8 950.2 / 387.0 / / 358.1 / / 180.6 / / 259.9 17.1 24.3 42.5 42.2 50.6 35.9 36.7 45.6 50.2 58.8 25.9 72.0 64.4 45.7 47.4 39.1 51.0 52.4 43.9 40.3 31.8 63.3 1305.31 1306.74 1309.95 1310.68 1311.01 1311.32 1311.64 1314.55 1314.88 1315.63 1316.55 1318.66 1319 1322.27 1314.55 P1 P1 灰褐色油浸细砂岩 28.1 30.8 12.9 14.6 13.8 13.4 13.7 28.2 24.2 25.9 26.0 27.2 27.6 24.1 28.2 416.5 1511.8 155.0 2.0 2.6 3.8 43.9 475.9 148.7 360.6 461.1 875.0 1426.5 958.7 475.9 / / 26.1 / / 1.0 / 169.0 / / 130.4 / / 212.4 169.0 19.0 44.2 10.0 20.4 2.2 16.1 3.4 43.4 49.3 51.8 36.1 53.0 48.7 33.1 43.4 70.4 46.4 80.7 69.1 86.7 73.6 86.2 48.0 41.3 38.3 53.6 36.5 39.8 56.2 48.0 灰褐色油浸细砂岩 隔层 褐灰色油斑泥质粉砂岩 隔层 褐灰色油斑泥质粉砂岩 隔层 褐灰色油斑泥质粉砂岩 隔层 褐灰色油斑泥质粉砂岩 隔层 褐灰色油斑泥质粉砂岩 P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2 灰褐色油浸细砂岩 灰褐色油浸细砂岩 灰褐色油浸细砂岩 灰褐色油浸细砂岩 灰褐色油浸细砂岩 灰褐色油浸细砂岩 灰褐色油浸细砂岩 灰褐色油浸细砂岩 （二）D3井全岩定量分析
表3-14 D3井X-衍射全岩定量分析报告 X-衍射全岩定量分析报告（D3井） 样品号 10-4 10-16 10-25 10-31 10-34 10-37 10-40 10-43 10-46 10-49 10-52 10-55 10-58 10-61 10-64 10-67 10-70 10-73 10-82 井深 m 1291.96 1292.58 1293.26 1294.28 1295.46 1296.35 1297.51 1299.28 1302.44 1303.54 1304.63 1305.31 1306.74 1309.95 1310.68 1311.01 1311.32 1311.64 1314.55 粘土含量 13.9 11.9 7.5 8.1 7.6 9.8 10.7 7.6 石英 64.7 55.5 51.2 61.0 62.4 56.5 52.3 66.5 矿物含量% 钾长石 5.2 13.3 21.3 12.4 10.3 13.6 12.4 8.7 斜长石 16.2 19.3 20.0 18.5 19.7 20.1 24.6 17.2 8.4 11.7 9.5 11.3 7.7 6.5 8.3 11.2 8.0 6.4 11.2 55.6 56.5 55.9 53.5 53.5 49.7 59.2 60.3 57.2 62.0 66.6 14.5 12.5 10.6 9.3 10.4 5.8 8.8 6.1 16.5 11.5 9.7 21.5 19.3 24.0 25.9 28.4 38.0 23.7 22.4 18.3 20.1 12.5 10-85 10-88 10-91 10-94 10-97 10-101 1314.88 1315.63 1316.55 1318.66 1319 1322.27 13.7 6.5 7.3 8.2 11.1 9.6 58.8 64.8 61.0 58.1 60.4 58.9 10.7 10.0 12.5 13.7 12.7 14.3 16.8 18.7 19.2 20.0 15.8 17.2 （三）储层粘土矿物组成
通过对A断块储层各小层样品分析，得出各层粘土矿物含量如下表：
表3-15 粘土矿物含量统计表
粘土矿物含量 % 层位 伊与蒙混层I/S 范围 P1 平均值 范围 P2 平均值 范围 合计 平均值 47.1 6.0 31.4 15.5 （四）储层岩石矿物组成
储层以岩屑、长石质岩屑砂岩为主，成分成熟度和结构成熟度均较低。储层空间类型以剩余粒间孔为主（39.8%），其次粒内溶孔（18.1%），粒间溶孔（12.8%），含少量高岭石晶间溶孔、方解石晶间溶孔等。 （五）敏感性评价结果
D3井P1层位盐敏程度极强，P2层位盐敏程度强；
D3井P1层位换向流动实验表明存在微粒运移，该岩样存在速敏性，但其临界流速和速敏损害值不确定；
D3井P2层速敏评价结果为无速敏。 D3井P1层水敏性程度评价结果为强水敏。 D3井P2层水敏性程度为中等偏强。 3.3.6.3 选择钻井液类型及性能要求。
12-65 43.4 21-76 48.2 12-76 伊利石I 1-28 7.2 2-27 5.7 1-28 高岭石K 8-66 32.7 13-64 31.0 8-66 绿泥石C 6-47 16.6 5-37 15.2 5-47 74 56 18 个数 样品（一）钻井方式的选择
根据A区块钻井过程中所遇到的问题，本设计采用欠平衡钻井的钻井方式，因为其具有以下优点：
（1）减少对油气层的伤害，有效保护油气层，提高油气井的产量； （2）实时发现地址异常情况，及时评价低压低渗油气层；
（3）有效控制漏失，减少压差卡钻等井下复杂情况的发生，减少作业费用； （4）提高机械钻速，延长钻头使用寿命，缩短钻井周期，降低钻井成本； （5）能满足特殊情况下的钻井工艺要求。 （二）分段钻完井液设计
根据储层岩石及流体分析化验结果，设计钻完井液类型及性能如下： 1、一开钻井液设计
体系：坂土-CMC钻井液；
配方：15%坂土+0.4%Na2CO3+0.3%NaOH+0.4%CMC-MV+重晶石+堵漏剂； 钻井液配制及维护：按设计要求配制坂土浆，充分预水化24h，加入0.1%CMC-MV搅拌均匀，将钻井液粘度调整到80s以上开钻；表层钻进只能够保持钻井液的高坂含量和高粘切，提高钻井液的携砂能力，防止表层的流砂散塌、窜槽，保证井眼的清洁。正常钻进中钻井液的维护以水化好的坂土浆和CMC胶液为主，并以细水长流的方式加入到井浆中。钻完表层进尺后，适当提高钻井液粘切，配制4%堵漏浆封固裸眼井段，确保了下套管不发生漏失。 2、二开钻井液设计
体系：钾钙基聚磺屏蔽暂堵钻井完井液体系；
配方：4%坂土 + 0.2% Na2CO3 + 0.2%KOH + 0.7%JT888 + 0.6%PMHA-II + 0.7%NH4HPAN + 2%SMP-I（粉）+ 2%SPNH + 3%阳离子乳化沥青 + 1%低荧光润滑剂 + 5%KCl + 2%QCX-I + 1%WC-I + 0.2%ABSN + 重晶石； 二开钻井液设计性能见表3-16。
表3-16 二开钻井液设计性能
密度（g/cm3） 粘度（s） PV（mPa.s） 失水/泥饼（mL/mm） YP（Pa） 静切力（Pa） 1.01～1.07 45~85 12~30 ≤5.0/1.0 5～15 1~5/3~12 PH 含砂量（%） 固相含量（%） 膨润土含量（%） Kf HTHP失水/泥饼（mL/mm） 8.5~10 ≤0.5 ≤18 35~45 ≤0.1 ≤15/2.0 钻井液配制及维护：本井段一是保证固控设备的完好，充分利用固控设备清除钻井液的有害固相。二是根据提下钻情况及振动筛返出岩屑情况，及时调整钻井液密度，保证井下安全。加足沥青和磺化类处理剂，提高钻井液抗温防塌能力，适当控制钻井液的滤失量，严格控制钻井液的高温高压滤失量。 3、三开钻井液设计
体系：低密度白油基钻井液体系；
配方：90:10（白油：20%CaCl2水溶液）+2~2.5%主乳化剂+1.0~1.5%辅乳化剂+1%润湿剂+3~3.5%有机土+2.5%降滤失剂+1.5%CaO+1.3%HSV4+2%天然沥青；
三开钻井液设计性能见表3-17
表3-17 三开钻井液设计性能
密度（g/cm3） 粘度（s） PV（mPa.s） 滤失量（mL） YP（Pa） 静切力（Pa） 滤饼（mm） 破乳电压/V HTHP失水（mL） 0.88~0.90 45~65 5~25 ≤2 3～8 1~5/3~8 ≤0.5 ≥700 ≤5 钻井液配制与维护：为了获得稳定的油包水乳化钻井液，必须采用正确的加料顺序和强烈的机械剪切，在较强的机械剪切下，将水相盐水以适当的速度加入到油相中，应尽可能避免空气被乳化进入乳状液中，最好在配制水相时，氯化钙溶液发热未冷却之前就加入到油相中乳化，这可以避免冷的油相引起水相析出氯化钙结晶而降低乳液的稳定性。当乳状液达到稳定后，取样进行全性能测定。在钻井过程中，应每隔一段时间进行测定其性能，注意其变化趋势，在必要时进行一些小调整，以防发生大的不稳定。
由于油基钻井液水分会蒸发损失，造成活度下降，因此，体系有可能需要补充一些水，为了不至于产生太低的活度，甚至引起氯化钙析出结晶而使体系不稳定，设计和配制油基体系水相时，不应使氯化钙浓度超过38%。现场要降低油基体系的活度时，可用粉状氯化钙直接加入体系中，如果用块状的氯化钙，应先溶解于水，然后加入到体系中，在这样做时，必须进行分析测试和计算。 3.3.6.4 钻进参数设计
根据地层压力和地层破裂压力剖面预测结果，采用过平衡钻进，但结合油气层保护的技术要求考虑，过平衡压差不宜太大。设计钻井液密度及水力参数如下。
表3-18 钻进参数设计
钻头 井段 直径 mm 一开 二开 三开 类型 PDC PDC PDC 喷嘴 组合 14+14+16+16+18 12+12+ 14+14+16 12+12+ 14+14+16 钻井液密度g/cm3 1.03 1.01~1.07 0.88~0.90 钻压 KN 60~70 70～80 60～80 钻进参数 转速 rpm 75~90 70～90 65～90 排量 l/s 50~55 50~55 50~55 泵压 MPa 12~14 12~15 12~15 444.5 311.15 215.9 3.3.6.5 油气层保护措施
（1）钻井施工中采用欠平衡压力钻井，并做到起钻全过程井内有效液柱压力小于地层压力，有效的保护了油气层。
（2）保持钻井液流变性能的稳定，避免大幅度波动，保证钻开油气层过程中各项性能均能始终符合保护油气层及稳定井壁的要求。
（3）控制起下钻速度，避免引起压力激动，以减小油气层内部粘土颗粒运移，导致堵塞。
（4）钻开油气层时，尽可能保持较小压差。
（5）钻遇异常高压地层或油气层时，应严格控制钻进参数，防止井喷事故的发生。
3.3.6.6 井下复杂情况预测及处理 （一）井塌
常用的防止井塌的措施如下：
（1）坚持搞好随起钻随灌浆工作，钻具起完井筒内必需灌满钻井液； （2）控制钻井液密度、性能变化幅度，控制好失水，仔细观察岩屑返出情况； （3）进入垮塌井段，要注意观察井下情况，保持钻井液性能的相对稳定，提高钻井液的抑制性与护壁减阻性，避免井眼出现掉块；
（4）禁止在易塌井段高速起下钻，以免抽吸压力过大而导致井塌； （5）停钻时不能在同一井深长时间大排量循环泥浆，以防冲垮井壁。 （二）缩径和起下钻遇阻
（1）排量要大，冲蚀掉疏松的假泥饼；
（2）按要求搞好短程起下钻，及时了解掌握井壁稳定情况； （3）遇阻井段划眼要仔细，修整好井壁；
（4）起钻前要充分循环钻井液，起下钻遇阻应上提下放活动钻具，必要时采取循环或倒划眼等有效措施。 （三）降低摩阻措施
（1）钻进时增加钻井液的润滑性，进行下部钻具刚度与井眼相容性计算，摩阻计算和钻柱屈服及疲劳应力分析，选择合理钻具组合和钻井参数，减少摩阻和扭矩；
（2）控制井眼曲率的变化，确保井眼的圆滑，避免出现井眼曲率的突变。 （四）防键槽卡钻措施
（1）尽量减少起下钻次数，以降低钻柱拉磨井壁的程度； （2）避免井眼曲率变化过大；
（3）认真记录每次起下钻阻卡位置，结合测斜资料综合分析形成键槽的可能性，及时制定出针对性措施，提前处理；
（4）尽量减少钻具组合的变换次数及钻柱的刚性；
（5）若发生键槽卡钻，应向下活动钻具，使随钻震击器向下震击，以震击解卡； （6）倒划眼上提钻具解卡。 （五）钻具事故
（1）定期进行钻具探伤，防止有伤钻具入井； （2）做好钻柱的摩阻、扭矩计算及强度校核； （3）定期倒换钻具位置（改变钻具的受力）； （4）严格遵守操作规程，作到不溜钻、不顿钻；
（5）钻进中注意泵压变化，发现泵压下降地面查不出原因，立即起钻检查钻具。 （六）井眼净化
（1）根据实际情况，定期进行短程提下钻、钻具旋转洗井和分段洗井等作业,改善钻井液性能，钻井液应保持良好悬浮性和携岩能力；
（2）进入大斜度段后，视井眼净化状况，必要时打入一定量的泥浆稠塞，清除井底岩屑；
（3）钻井液排量满足设计要求；
（4）如发生沉砂卡钻，应尽量建立循环，先小排量循环，然后逐步增大排量，同时调整泥浆性能，活动钻具解卡。
（七）井场防火技术措施
（1）井场严禁使用明火、不准吸烟。必须动火或使用电气焊时，严格执行动火申请制度，应远离井口、钻井液循环罐，在有可靠的防火措施下实施动火。 （2）井场必须按照消防规定配备消防灭火器具，岗位人员要会操作、维护保养。消防工具房钥匙交由发电工交接班。
（3）井场区的室内外照明一律装防爆灯，电线一律不得使用裸线，使用防爆开关，夜间必须有足够专线控制的探照灯。
（4）柴油机排气管不破不漏，并有冷却灭火装置，其出口与井口相距15m以上，出口方向背离井口。
（5）经常清除钻台上下、机泵房的油泥和杂物，保持清洁。
（6）液气分离器、放喷管线出口按规定接出井场，燃烧筒出口处设置有手动、遥控点火装置，并有防火墙或隔离带。
（7）二开前联系与井场最近且有相应救火消防能力的地方消防队查看井场路线，发生险情时及时联系。
（8）井队成立火灾应急领导小组，当班值班干部是应急领导小组成员，一旦发生险情，执行应急程序。 （9）确定明确的火警信号。 3.3.7 固井设计
按照AQ2012-2007《石油天然气安全规程》、SY/T5480-2007《固井设计规范》、SY/T5724-2008《套管柱结构与强度设计》和中石化企业标准Q/SHS0003.1-2004《天然气井工程安全技术规范》相关规定执行。 3.3.7.1 各层套管固井设计 （一）表层套管固井设计
采用低温高强水泥浆体系有效封固表层，防止套管脚漏失，保护地下水源，确保二开正常钻进，水泥浆必须反至地面。
表3-19 表层套管水泥浆体系及性能指标 常规密度水泥浆体系：G级（HSR）+3% GQA 水泥 G（HSR） 水灰比 0.44 密 度 （g/cm3） 1.85 析水率（%） ＜0.2 抗压强度 (MPa/30Cº/24h) ≥15 稠 化 时 间（30°C/10MPa） 60-90 min （二）技术套管固井设计
水泥浆试验要求
（1）严格控制自由水含量为≤1.4%，失水量≤100mL/6.9MPa，30min，流变性 n＞0.60 K<0.30。
（2）水泥浆模拟井下温度、压力情况做稠化试验，稠化时间≥固井作业时间（含注水泥、替泥浆等）＋1h。
（3）钻井液、水泥浆和前置液做相溶配伍性试验。
（4）水泥石应满足强度要求，即水泥石应满足最小支撑抗挤强度24h≥3.5MPa，射孔要求抗挤强度48h≥13.8MPa。
注水泥设计
（1）前置液配制，其特性必须对钻井液及水泥浆具有良好的相溶性，并能控制滤失量，不腐蚀套管，不影响水泥环的胶结强度；使用量：在不造成油气侵及垮塌的原则下，反至300m处。
（2）压塞液用量：2m3。
（3）注水泥要求：领浆密度1.35～1.45g/cm3；尾浆密度1.85～1.90g/cm3，注入的水泥浆返至地面。
（4）候凝时间：48h。 （三）生产套管固井设计
生产套管固井是本井的核心及重点，主要技术要求：
1、采用两凝水泥浆体系一次上返固井，纯水泥浆返至技套鞋以上200m，低密度水泥返至500m处。
2、优选水泥浆体系，优化水泥浆性能，严格控制失水、析水，确保大斜度井段及水平段的固井质量；
3、水泥浆流变性好，体系稳定，稠化时间合理，满足现场施工要求； 4、提高顶替效率，减小“U”型管效应，确保胶结质量； 5、平衡压力固井，注水泥浆连续，密度均匀。 前置液的组成：清水+5%CXY；
性能：ρ≥1.10g/cm3； PV：3.3 mPa.s； YP：0.79 Pa 前置液的性能要求：
① 与钻井液、水泥浆有良好的相容性及配伍性； ② 流变性好，有效清除岩屑和紊流顶替钻井液； ③ 隔离泥浆、水泥浆，防止相互污染；
④ 清洗套管外壁及井壁的油膜，提高表面水润性。
表3-20 套管固井水泥浆体系及性能指标
1、常规密度防窜水泥浆体系：G级（HSR）+2%G409-GSJ（防窜降失水剂）+0.2%USZ(分散剂) 水水泥 灰比 G（HSR） 0.44 抗压强密度析水失水(ml) 度 º/24h) 流变性 n K 稠 化 时 间（65°C/35MPa） 初稠 时间 90-120min （g/cm3） 率（%） (30min7Mpa) (MPa/65℃1.88 0 ≤50 ≥20 0.8-0.9 0.2-0.3 <20Bc 2、低密度水泥浆体系：G级（HSR）70%+G403-GJQ（固井减轻剂）30%+ 1.8 %G409-GSJ(防窜降失水剂) +2%G401-GQD（低密度早强稳定剂） 水水泥 灰比 G（HSR） 0.65 抗压强密度析水失水(ml) 度 /24h) 1.35 0.1 ≤100 ≥3.5 （g/cm3） 率（%） (30min7Mpa) (MPa/30℃流变性 n K 稠 化 时 间（65°C/35MPa） 初稠 时间 0.7-0.8 0.3-0.4 <25Bc 120-180min 3.3.7.2 固井重点技术措施
（1）固井前，必须先提高地层承压能力，以合理的钻井液密度，压稳地层流体，并有足够宽的压力窗口，确保下套管及固井过程中不发生井漏等复杂情况。 （2）对于存在漏失的井段，下套管前应进行堵漏，使地层有足够承压能力保证固井施工时不发生漏失。如果堵漏不能达到预期的效果，则应改变水泥浆性能、体系、浆柱结构以保证固井质量。
（3）电测完通井，对遇阻井段进行划眼，采用优质钻井液大排量洗井，确保井
壁稳定，井眼干净，摩阻小，无漏失现象，保证油气上窜速度小于10m/h。 （4）根据井眼质量、井眼轨迹及井下情况，科学合理加放扶正器（滚轮、弹性），保证套管居中度≥67%，同时进行下套管摩阻计算，确保套管顺利下入及封固质量。
（5）注水泥作业前必须对现场施工水样、水泥及外加剂样品进行大小样试验，达到施工和质量要求后方可进行。
（6）注水泥施工前，由固井施工指挥召集有关人员召开施工准备会，明确施工程序，贯彻固井措施，进行岗位分工，交代安全事项和异常情况下的应急措施，并明确联系信号，保证施工协调一致。
（7）全面认真检查各套管附件，确保其质量。套管附件应具备长期耐冲蚀的能力。
（8）下完套管后至注水泥前，在没有特殊情况下，钻井液循环达到固井施工设计要求。循环时要特别注意后效情况，并连续测量钻井液性能，确保钻井液性能稳定，并达到固井要求。
（9）专人监测水泥浆密度，确保入井水泥浆密度达到设计要求。
（10）在注替水泥浆过程中注意泵压变化和钻井液返出情况，要有专人负责观察井口钻井液返出情况，并随时观察施工泵压变化，发现异常，立即报告施工指挥，采取相应措施。要特别注意防止水泥浆蹩泵造成低返事故的发生。
（11）采用大泵紊流顶替钻井液，排量不低于钻进排量。达不到紊流时，应注入足量的前导低密度水泥浆，尽量降低领浆密度，以降低漏失风险。
（12）如有漏失情况发生，应掌握易漏失层位、性质、漏失速度，先堵漏后固井。钻井液性能、洗井排量、替浆排量、施工压力在协作会上具体确定。固井前储备充足的钻井液，以备固井过程发生漏失时补充。
（13）碰压后，稳压2～3min后泄压，如回压阀密封好，则敞压候凝；否则，需关井蹩压候凝，管内外静液柱压差2～3MPa，并派专人按要求放压。
（14）如果固井水泥浆没有返出井口，必须从井口向环空反挤水泥浆进行补救，并试压检验，确保井口段补灌水泥环的封固质量。
（15）候凝结束后,，通井到底进行固井质量检测及试压，测声幅前不应进行套管试压。
（16）其它特殊要求和措施根据现场实际情况确定。 （17）固井施工质量须符合甲方要求和钻井地质设计要求。
（18）仔细计算固井完成后的浮力，如果浮力大于管串重量应采取措施防止套管漂浮。碰压、蹩压均须在满足套管、附件、井口强度允许的范围内进行。 3.3.8 钻井进度要求 3.3.8.1 钻井进度安排表 钻井进度安排表见表3-21。
表3-21 D4井钻井进度安排表
作业内容 1 Ф444.5mm钻头钻进350m，下套管、固井、侯凝、装井口、试压 2 Ф311.15mm钻头钻进350~1387m，下套管，固井，侯凝、装井口等 3 Ф215.9mm钻头钻进1387~1440m，下套管，固井，侯凝、装井口等 4 复杂情况 合计 3.3.8.2 保障钻井进度的措施 （一）设备管理要点
1、在安装前对现有的设备进行全面的检查与保养、不符合规定的设备和部件要进行更换。
2、按API标准和《钻机主要设备登记表》对现有的设备进行登记造册，以便设备的保养。
3、井队对钻机进行定期检查。按API《周安全检查表》和《API-IADC井架及底座及现场检查报告》进行逐个对照检查，发现事故苗头立即进行整改。 4、严格执行有关设备维修保养的规定，按时加油、加水、注黄油，作好设备运转记录，保证设备完好率在90%以上。 （二）安全技术管理的规定
机械钻速(m/h) 20 纯钻时率(%) / 纯钻时间(h) 17.5 作业天数(d) 6 累计作业时间(d) 6 8 45 130 12 18 3 / / / / / 17 / 164.5 6 4 28 24 28 28 （1）井队操作工人要经过有关部门的技术培训方可上岗；
（2）精心操作，严格遵守钻井操作规程，要求工人具有熟练的操作技能，确保安全生产。施工全过程，人人都要严格遵守HSE现场管理规定；
（3）严格执行钻井三大纪律，钻具在井内静止不得超过3分钟；起下钻遇阻不超过100KN，禁止强拉猛顿；起钻及起完后及时给井眼灌满泥浆；
（4）正常钻进作业时钻台人员不少于2人，深井起钻前3小时由泥浆技术员或大班泥浆工指导处理泥浆；
（5）井下情况复杂、钻头后期、天气不好、下钻最后一排钻具和起下钻铤时，必须司钻操作；
（6）钻头后期、下钻最后一排、起钻第一排、钻具错扣、倒换钻头、井下复杂、井内事故处理、下打捞工具时钻井技术员必须到现场；
（7）井下复杂、井内事故、设备危及井下、恶劣天气起下钻，下打捞工具时井队长必须到现场；
（8）上钻台必须头戴安全帽，身穿劳保服，脚穿防护鞋。井架上操作人员必须系安全带，工具应系牢尾绳，熟练安全降落器的使用。上钻台工作人员要会自我保护、同时要防止伤及他人。严防高空坠落及伤害事故；
（9）现场应配备常用打捞工作，如卡瓦捞筒、上击器、下击器等，由大班司钻负责检查、保养和指导使用；
（10）现场必须按规定标准配齐消防器材、工具，确保药品有效、开关灵活，不得移作他用。由分管安全的井队领导和各班安全负责检查、交接。确保当班人员会正确使用。严格遵守防火、动火制度； 3.4 完井工程设计 3.4.1 完井方法 3.4.1.1 完井方式 （一）射孔完井方式
射孔完井是国内外最为广泛和最主要使用的一种完井方式。其中包括套管射孔完井和尾管射孔完井。
1、套管射孔完井
套管射孔完井是钻穿油层直至设计井深，然后下面层套管至油层底部注水泥固井，最后射孔，射孔弹射穿油层套管、水泥环并穿透油层某一深度，建立起油
流的通道。
套管射孔完井既可选择性地射开不同压力、不同物性的油层，以避免层间干扰，还可避开夹层水、底水、气顶和夹层的坍塌，具备实施分层注采和选择性压裂或酸化等分层作业的条件。
2、尾管射孔完井
尾管射孔完井是在钻头钻至油层顶界后，下技术套管注水泥固井，而后用小一级的钻头钻穿油层至设计井深，用钻具将尾管送下并悬挂在技术套管上，尾管和技术套管的重合段一般不小于50m，再对尾管注水泥固井，最后射孔。
图3-10 套管射孔完井示意图 图3-11 尾管射孔完井示意图 尾管射孔完井由于在钻开油层以前上部地层已被技术套管封固，因此，可以采用与油层相配伍的钻井液以平衡压力、低平衡压力的方法钻开油层，有利于保护油层。此外，这种完井方式可以减少套管重量和油井水泥的用量，从而降低完井成本，目前较深的油、气井大多采用此方法完井。 （二）裸眼完井方式
裸眼完井方式有两种完井工序：
一是钻头钻至油层顶界附近后，下技术套管注水泥固井。水泥浆上返至预定的设计高度后，再从技术套管中下入直径较小的钻头，钻穿水泥塞，钻开油层至设计井深完井。
图3-12 先期裸眼完井示意图 图3-13 复合型完井方式示意图 有的厚油层适合于裸眼完成，但上部有气顶或顶界邻近又有水层时，也可以将技术套管下过油气界面，使其封隔油层的上部分然后裸眼完井。必要时再射开其中的含油段，国外称为复合型完井方式。
裸眼完井的另一种工序是不更换钻头，直接钻穿油层至设计井深，然后下技术套管至油层顶界附近，注水泥固井。固井时，为防止水泥浆损害套管鞋以下的油层，通常在油层段垫砂或者替入低失水、高粘度的钻井液，以防水泥浆下沉。或者在套管下部安装套管外封隔器和注水接头，以承托环空的水泥浆防止其下沉，这种完井工序一般情况下不采用。
裸眼完井的最主要特点是油层完全裸露，因而油层具有最大的渗流面积。这种井称为水动力学完善井，其产能较高。裸眼完井虽然完善程度高，但使用局限很大。砂岩油、气层，中、低渗透层大多需要压裂改造，裸眼完成即无法进行。同时，砂岩中大都有泥页岩夹层，遇水多易坍塌而堵塞井筒。碳酸盐岩油气层，包括裂缝性油、气层，如70年代中东的不少油田，我国华北任丘油田古潜山油藏，四川气田等大多使用裸眼完井。后因裸眼完井难以进行增产措施和控制底水锥进和堵水，以及射孔技术的进步，现多转变为套管射孔完成。水平井开展初期，80年代初美国奥斯汀的白垩系碳酸盐岩垂直裂缝地层的水平井大多为裸眼完井，其他国家的一些水平井也有用裸眼完井，但80年代后期大多为割缝衬管或带管外封隔器的割缝衬管所代替。特别是当前水平井段加长或钻分枝水平井，用裸眼完井就更少了。因为裸眼完井有许多技术问题难以解决。
（三）割缝衬管完井方式
割缝衬管完井方式也有两种完井工序。一是用同一尺寸钻头钻穿油层后，套管柱下端连接衬管下入油层部位，通过套管外封隔器和注水泥接头固井封隔油层顶界以上的环形空间。
由于此种完井方式井下衬管损坏后无法修理或更换，因此一般都采用另一种完井工序，即钻头钻至油层顶界后，先下技术套管注水泥固井，再从技术套管中下入直径小一级的钻头钻穿油层至设计井深。最后在油层部位下入预先割缝的衬管，依靠衬管顶部的衬管悬挂器（卡瓦封隔器），将衬管悬挂在技术套管上，并密封衬管和套管之间的环形空间，使油气通过衬管的割缝流入井筒。
这种完井工序油层不会遭受固井水泥浆的损害，可以采用与油层相配伍的钻井液或其它保护油层的钻井技术钻开油层，当割缝衬管发生磨损或失效时也可以起出修理或更换。
割缝衬管的技术要求：
割缝衬管的防砂机理是允许一定大小的，能被原油携带至地面的细小砂粒通过，而把较大的砂料阻挡在衬管外面，大砂粒在衬管外形成“砂桥”，达到防砂的目的。
（四）砾石充填完井方式
对于胶结疏松砂严重的地层,一般应采用砾石充填完井方式。它是先将绕丝筛管下入井内油层部位，然后用充填液将在地面上预先选好的砾石泵送至绕丝筛管与井眼或绕丝筛管与套管之间的环形空间内构成一个砾石充填层，以阻挡油层砂
流入井筒，达到保护井壁、防砂入井之目的。砾石充填完井一般都使用不锈钢绕筛管而不用割缝衬管。其原因如下：
1）割缝衬管的缝口宽度由于受加工割刀强度的限制，最小为0.5mm.因此，割缝衬管只适用于中、粗砂粒油层。而绕丝筛管的缝隙宽度最小可达0.12mm，故其适用范围要大得多。
2）绕丝筛管是由绕丝形成一种连续缝隙，流体通过筛管时几乎没有压力降。绕丝筛管的断面为梯形，外窄内宽，具有一定的“自洁”作用，轻微的堵塞可被产出流体疏通，它的流通面积要比割缝衬管大得多。
3）绕丝筛管以不锈钢丝为原料，其耐腐蚀性强，使用寿命长，综合经济效益高。 为了适应不同油层特性的需要，裸眼完井和射孔完井都可以充填砾石，分别称为裸眼砾石充填和套管砾石充填。 1、裸眼砾石充填完井方式
在地质条件允许使用裸眼而又需要防砂时，就应该采用裸眼砾石充填完井方式。其工序是钻头钻达油层顶界以上约3m后，下技术套管注水泥固井，再用小一级的钻头钻穿水泥塞，钻开油层至设计井深，然后更换扩张式钻头将油层部位的井径扩大到技术套管外径的1.5至2倍，以确保充填砾石时有较大的环形空间，增加防砂层的厚度，提高防砂效果。一般砾石层的厚度不小于50mm，裸眼扩径的尺寸匹配如表3-22。
表3-22 裸眼砾石充填扩径尺寸匹配表
套管尺寸 （in） 51/2 65/8～7 75/8～85/8 95/8 103/4 （mm） 139.7 168.3～177.8 193.7～219.1 244.5 273.1 小井眼尺寸 （in） 43/4 57/8～61/8 61/2～77/8 83/4 91/2 120.6 149.2～155.5 165.1～200 222.2 241.3 扩眼尺寸 （mm） 305 305～407 355.6～457.2 407～508 457.2～508 12 12～16 14～18 16～20 18～20 筛管外径 (in) 27/8 4～5 51/2 65/8 7 (mm) 87 117～142 155 184 194 （mm） （in）
图3-14 裸眼砾石充填完井示意图 图3-15 套管砾石充填完井
2、套管砾石充填完井方式
套管砾石充填的完井工序是：钻头钻穿油层至设计井深后，下油层套管于油层底部，注水泥固井，然后对油层部位射孔。要求采用高孔密（30孔/m左右），大孔径（20mm左右）射孔，以增大充填流通面积，有时还把套管外的油层砂冲掉，以便于向孔眼外的周围油层填入砾石，避免砾石和地层砂混和增大渗流阻力。由于高密度充填（高粘充填液）紧实，充填效率高，防砂效果好，有效期长，故当前大多采用高密度充填。
表3-23 套管砾石充填筛管匹配表
套管规格 （mm） 139.7 168.3 177.8 193.7 219.1 244.5 273.1 （in） 51/2 65/8 7 75/8 85/8 95/8 103/4 （mm） 74 87 87 104 117 130 142 筛管外径 （in） 23/8 27/8 27/8 31/2 4 41/2 5 虽然有裸眼砾石充填和套管砾石充填之分，但二者的防砂机理是完全相同的。 充填在井底的砾石层起着滤砂器的作用，它只允许流体通过，而不允许地层砂粒通
过。其防砂的关键是必须选择与出砂粒径匹配的绕丝筛管及与油层岩石颗粒组成相匹配的砾石尺寸。选择原则是既要能阻挡油层出砂，又要使砾石充填层具有较高的渗透性能。因此，绕丝筛管、砾石尺寸、砾石的质量、充填液的性能，高砂比充填[要求砂液体积比达到（0.8～1）：1]及施工质量是砾石充填完井防砂成功的技术关键。 3、砾石质量要求
充填砾石的质量直接影响防砂效果及完井产能。因此，砾石的质量控制十分重要。砾
石质量包括：砾石粒径的选择、砾石尺寸合格程度、砾石的球度和圆度、砾石的酸溶度、砾石的强度等。
1）砾石粒径的选择国内推荐的砾石粒径是油层砂粒度中值D50的5～6倍 2）砾石尺寸合格程度：API砾石尺寸合格程度的标准是大于要求尺寸的砾石重量不得超过砂样的0.1%，小于要求尺寸的砾石重量不得超过砂样的2%.
3）砾石的强度：API砾石强度的标准是抗破碎试验所测出的破碎砂重量含量不得超过下表所示的数值。
表3-24 砾石抗破碎推荐标准
充填砂粒度（目） 8～16 12～20 16～30 20～40 30～50 40～60 破碎砂重量百分含量（%） 8 4 2 2 2 2 4）砾石的球度和圆度：API砾石圆球度的标准是砾石的平均球度应大于0.6，平均圆度也应大于0.6。
5）砾石的酸溶度：API砾石酸溶度的标准是：在标准土酸（3%HF+12%HCI）中砾石的溶解重量百分数不得超过1%.
6）砾石的结团：API的标准是：砾石应由单个石英砂粒所组成，如果砂样中含有1%或更多个砂粒结团，该砂样不能使用。 4、绕丝筛管缝隙尺寸的选择
绕丝筛管应能保证砾石充填层的完整。故其缝隙应小于砾石充填层中最小的砾石尺寸，一般取为最小砾石尺寸的1/2～2/3.例如根据油层砂粒度中值，确定砾
石粒径为16～30目，其砾石尺寸的范围是0.58～1.19mm.所选的绕丝缝隙应为0.3～0.38mm.所选的绕丝缝隙应为0.3～0.38mm.
表3-25 砾石与筛管配合尺寸推荐表
砾石尺寸 标准筛目 40～60 20～40 16～30 10～20 10～16 8～12 （mm） 0.419～0.249 0.834～0.419 1.190～0.584 2.010～0.834 2.010～1.190 2.390～1.680 筛管缝隙尺寸 (mm) 0.15 0.30 0.35 0.50 0.50 0.75 (in) 0.006 0.012 0.014 0.020 0.020 0.030 3.4.1.2 完井设计要求
(1).最大限度保护储集层，防止对储层伤害； (2).减小油气流入井筒内的流动阻力； (3).有效封隔油气水层，防止各层间干扰； (4).克服井塌或出砂，保障长期稳产，延长寿命； (5).可以实施注水、压裂、酸化等增产措施； (6).工艺简单、成本低；
图3-16 完井方法选择基本思路
本设计采用套管砾石充填完井方式完井。完井管柱示意图见图3-17。 射孔采用射孔枪进行分层射孔；选用外径为74mm的筛管进行砾石充填；选用缝隙尺寸为0.30mm的筛管；砾石尺寸选用20～40目进行充填。
图3-17 完井管柱示意图
3.4.2 射孔工艺
3.4.2.1 射孔枪弹及射孔参数设计
射孔枪分为无枪身射孔枪和有枪身射孔枪，按耐压级别分为B级、C级、D级三种，按外径尺寸分为43mm、51mm、54mm、60mm、63mm、68mm、73mm、80mm、86mm、89mm、102mm、114mm、127mm、140mm、159mm、178mm等16个型号。
射孔弹主要技术规格见表3-26。
表3-26 射孔弹主要技术规格和性能参数
型 号 YD127-2 SCYD-127 DQ50YD-2S YD—89 DQ54YD-1D DQ61YD-1D 适用套管外径 (mm) 178 140 140 140 140 140 枪外径 (mm) 127 102 102 89 102 102 孔密 (孔/m) 12 13 16 16 16 12 弹长 (mm) 67 55 54 48 60 56 弹外径 (mm) 58 49 50 40 54 61 YD-102 DQ50YD-1D DQ54YD-1D DQ38YD-1S YD102 HY114 HY102 YD89—1C 140 140 140 140 140 140 178 140 102 102 102 89 102 102 115 102 20 16 16 20 20 30 20 20 55 48 60 42 55 52 67 48 45 50 54 38 45 50 50 40 选用射孔枪弹与套管尺寸、单边间隙的关系见表3-24。 表3-27 射孔枪弹与套管尺寸、单边间隙的关系
射孔枪外径(mm) 73 89 102 127 140 159 178 射孔参数优化结果见表3-28。 表3-28 射孔参数优化结果
射孔弹 SYD-127 SYD-102 YD-102 YD89-1C SYD-73 产率比 相位角 孔密(孔/m) 孔深(mm) 孔径(mm) 套管降低系数 1.189315 1.15706 1.113136 0.980764 0.943125 120 120 120 120 120 120 120 16 16 16 16 16 16 16 531 360 330 252 246 240 190 11 11.9 11.5 13.3 9.3 8.7 11.5 1.565939 1.838651 1.714701 2.306968 1.111507 0.970054 1.714701 最小适用套管尺寸(in) 5 5 5 1/2 7 7 5/8 7 5/8 9 5/8 单边间隙(mm) 17 9 8.8 15.4 16.8 10.3 22.2 DQ50YD-2S 1.185486 DQ38YD-1S 0.947774 根据设计结果，考虑此区块为稠油中孔高渗油藏，确定设计井完井过程中射孔参数为：选择SYD-127系列深穿透射孔弹，其相位角为120度，孔密为16孔
/m，孔深为531mm，孔径为11mm。射孔方式为负压射孔。 3.4.2.2 射孔工艺施工要点
（1）射孔施工必须有射孔通知单，审批完整。
（2）射孔通知单数据填写齐全。包括井号、枪型、弹型、孔密、总孔数、射孔井段、射孔厚度、渗透率等。
（3）通井至射孔层位底界10米，保证射孔设备在井内畅通无阻。 （4）负压值及掏空深度检查。
（5）射孔枪、射孔弹、总孔数与设计相符。 （6）射孔枪绝对不许重复使用。
（7）现场装、卸枪：在现场将连好弹的弹架抽出，认真检查，将分体枪身组合，绑好雷管，装好枪头、枪尾。要求是带有盲孔的枪身插装连好弹架是一定要将弹发射方向对准盲孔。
（8）射孔深度定位：一般采用跟踪短套定位方法。该方法是首先下至离短套2-3米处测出短套及标准接箍见的各个接箍，确定标准接箍。点火时以该标准接箍进行深度定位。测的长度误差小于10cm。 （9）发射率=实际发射弹数/实际装弹数。
（10）发射率大于80%为合格，低于80%重新补孔。 3.4.3 完井管柱
完井管柱则包括油管、套管和按一定功用组合而成的 完井管柱则包括油管、套管和按一定功用组合而成的井下工具。
1、自喷井完井管柱
图3-18 全井合采管柱 图3-19 分层开采管柱
2、有杆泵井完井管柱
图3-20 有杆泵井完井管柱
井底结构则是连接在完井管柱最下端的与完井方法相匹配的工具和管柱的有机组合体。
3.4.4 完井井口装置与储层保护技术 3.4.4.1 完井井口装置
KQ65/35井口装置技术规范： （1）公称直径：65mm； （2）最大工作压力：35 MPa； （3）水压密封试验：35 MPa； （4）水压强度试验：70 MPa； （5）针型阀最大节流通径：45mm； （6）工作介质：含硫化氢天然气、石油； （7）连接套管：127mm～177.8mm。
图3-21 KQ65/35采气井口装置
3.4.4.2 完井过程的储层保护技术
（1）钻开储层之前，选用保护储层完井液进行完井作业。
（2） 严格控制好保护储层完井液密度，避免压差过大对储层造成严重损害。 （3）为保护好油层，进入储层前按设计加入足量产层保护剂；产层出现井漏后，应采用暂堵性堵漏材料堵漏。
（4）严格控制钻井液失水，尽可能缩短油气层浸泡时间，减少油气层污染时间。
（5）射孔完井必须优化射孔参数，已达到最好的完井效果。
参考文献
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