靖H钻井工程方案.docx
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靖H钻井工程方案
气水平井2013065
二级风险井
构造：
伊陕斜坡
井别：
开发井井型：
丛式水平井
靖55-27H2钻井工程设计
中国石油天然气股份有限公司
长庆油田分公司
1.设计依据
1.1钻井工程设计依据
《2013年长庆油田钻采工程方案》、《靖55-27H2水平井钻井地质设计》、《长庆油田石油与天然气钻井井控实施细则》及相关的行业标准、法律法规等。
濫驂膽閉驟羥闈詔寢賻。
1.2钻井工程设计的基本数据:
构造名称
伊陕斜坡
地理位置
内蒙古鄂尔多斯市乌审旗苏力德镇塔来乌素村
井口
坐标
纵（X）：
4245412.00m
地面海拔
1210.5m
横（Y）：
19319385.00m
补心距
6.0m
钻井目的
通过水平井开发，提高其单井产量和经济效益。
井别
开发井
井型
水平井
目的层位
盒8下1
完钻井深
4812m
靶前距
500m
水平段长度
1500m
设计方位
185°
磁偏角
-2.57°
完井方式
4½″套管不固井完井
注：
1）井口坐标、地面海拔根据现场实测情况作修正。
2）该井为丛式水平井，钻机就位后，应复测地面海拔及井口坐标，并根据大门方向，确定合理的施工顺序，根据拖距，计算实际井口坐标，修正好剖面后方可施工。
銚銻縵哜鳗鸿锓謎諏涼。
1.3地理简况
靖55-27H2井位于内蒙古鄂尔多斯市乌审旗苏力德镇塔来乌素村，靖55-27H2设计井口横坐标Y（m）19319385.00m，纵坐标X（m）4245412.00m；设计地面海拔为1210.5m，补心高6.0m（参考值），构造位置为鄂尔多斯盆地伊陕斜坡。
挤貼綬电麥结鈺贖哓类。
靖55-27H2井位于苏里格气田苏东南区，去往井场的交通十分便利，通讯较畅通。
靖55-27H2井位于陕179井区，盒8下段有利含气范围内，有效砂体呈近南北向展布，东西向延伸存在一定的范围。
赔荊紳谘侖驟辽輩袜錈。
1.4水平井靶点数据：
坐标
横坐标Y（m）
纵坐标X（m）
海拔（m）
备注
井口坐标（A）
19319385
4245412
1216.50
补心海拔
入靶位置（B）
19319341
4244914
-1815.6
水平段300m处（C）
19319315
4244615
-1819.4
水平段600m处（D）
19319289
4244316
-1823.2
水平段900m处（E）
19319263
4244017
-1827.0
水平段1200m处（F）
19319237
4243718
-1830.8
水平段1500m处（G）
19319211
4243420
-1834.6
1.5地质分层与压力预告
1.5.1地质分层数据（预测垂深）：
靖55-27H2地层设计数据表
地层时代
设计地层（m）
风险提示
界
系
统
组
底界深度
底界海拔
地层厚度
新生界
第四系
59.1
1157.4
53.1
未固结松散黄土、沙土
防坍塌
中生界
白垩系
志丹统
洛河组
309.1
907.4
250.0
防斜、卡、区域水层
侏罗系
中
统
安定组
389.1
827.4
80.0
防卡、底部为区域水层
直罗组
636.5
580.0
247.4
防卡、底部为区域水层
下统
延安组
870.4
346.1
233.9
防卡、防地层出水
三叠系
上统
延长组
1861.5
-645.0
991.1
防地层出水
中统
纸坊组
2150.7
-934.2
289.2
泥岩段防坍塌
下统
和尚沟组
2245.2
-1028.7
94.5
防坍塌、防漏
刘家沟组
2509.7
-1293.2
264.5
底部防漏
古生界
二叠系
上统
石千峰组
2768.9
-1552.4
259.2
中上部井段防坍塌
中统
石盒子组
3046.5
-1830.0
277.6
防坍塌
下统
山西组
3154.0
-1937.5
111.5
防坍塌
1.5.2油藏特性及压力、有毒有害气体预告：
陕179区块盒8气藏气层原始地层压力一般介于25～29MPa，预测井点目的层原始地层压力约28MPa，但不排除局部异常高压的可能；区块内H2S含量一般为0～73.74mg/m3，但也不排除在该井区出现H2S且异常偏高的可能。
钻井过程中，加强安全，注意防止井喷与中毒事件发生。
塤礙籟馐决穩賽釙冊庫。
靖55-27H2、H2水平井所在的陕179区块地层三压力剖面可参考召36井地层三压力剖面。
召36井地层三压力剖面图
若钻遇漏失层要进行承压堵漏和试压，否则不能继续钻进；钻井队配备不少于3台便携式“四合一”（可检测硫化氢、一氧化碳、可燃气体和氧气）检测仪，并定期进行校验。
裊樣祕廬廂颤谚鍘羋蔺。
在施工过程中特别注意加强对H2S、CO等有毒有害气体的录井检测及防范，落实各项井控措施，按要求检测H2S、CO气体，若H2S含量大于75mg/g3（10ppm）,应严格执行SY/T5087～2005《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》，做好相应的安全应急措施，防止意外事故发生。
现场人员严格按照公司井控有关规定和钻井安全操作规范果断处理，并书面通知钻井队长及甲方监督，确保人身安全。
仓嫗盤紲嘱珑詁鍬齊驁。
1.6本井设计井控风险级别：
二级风险井
1.7地质技术要求
1.7.1斜井段资料录取要求
1.7.1.1钻时、气测、岩屑录井从石千峰组底界以上20m开始至井底，要求钻时、气测每0.5m一个点，岩屑录井每1m一个点；绽萬璉轆娛閬蛏鬮绾瀧。
1.7.1.2泥浆性能要求：
采用低固相、低失水，防坍塌，防污染的优质泥浆。
在钻开气层过程中，加强气层保护；骁顾燁鶚巯瀆蕪領鲡赙。
1.7.1.3石千峰底界20M以上开始测随钻自然伽玛。
1.7.1.4测井：
采用5700测井系列
①标准测井（1：
500）
双侧向、自然伽玛、自然电位、数字声波、井径、井斜。
②综合测井（1：
200）
双侧向、数字声波、自然伽马、自然电位、井径。
③固井质量检查测井
声幅（CBL）、变密度（VDL）、自然伽马、磁定位。
1.7.2水平段资料录取要求
1.7.2.1从入靶点开始要求钻时、气测每0.5m一个点，岩屑录井每1m一个点；
1.7.2.2钻井液性能要求：
采用低伤害、低固相、低失水，防坍塌的优质泥浆。
在钻开气层过程中，加强气层保护；瑣钋濺暧惲锟缟馭篩凉。
1.7.2.3水平段测随钻伽玛。
2.技术指标及质量要求
2.1井身质量及技术要求
井段（m）
全角变化率（º/30m）
井斜角（º）
表层
≤2
--1000
≤2.1
≤2
--2000
≤2.7
≤3
---造斜点
≤2.0
≤2
2.2固井质量要求
2.2.1表层套管应封固上部易垮塌层、水层及漏层。
表层固井水泥浆返至地面，管内留10-20m水泥塞，固完表层井口必须回填，校正固定好井口。
鎦诗涇艳损楼紲鯗餳類。
2.2.2技术套管固井：
双级固井，全井段封固，水泥返至井口。
2.2.3正确安放套管扶正器，确保套管居中。
2.2.4固井质量一次合格。
2.3钻井工艺技术要求
2.3.1靖55-27H2井直井段预计钻至上石盒子组合适深度（以实际钻井工程设计为准）直接开窗造斜，入靶后对斜井段进行电测，根据电测解释校正水平段轨迹。
栉缏歐锄棗鈕种鵑瑶锬。
2.3.2造斜段及水平段在钻至盒8段地层时，加强地层对比，卡准气层顶界，水平段钻井过程中加强随钻测量及分析，及时调整轨迹。
辔烨棟剛殓攬瑤丽阄应。
2.3.3水平段靶点纵向漂移误差控制在±1.0m，入靶点及水平段平面上摆动幅度控制在±20m以内。
2.3.4钻井过程中应加强气层保护，要取全取准各项资料。
2.3.5随时参考附近新井的资料，以指导该井的钻探。
2.4防腐要求
按照2013年长庆油田钻采方案要求，执行工程组防腐设计。
3.工程设计
3.1井身结构设计
3.1.1井身结构设计示意图
215.9mm钻头×3312m
177.8mm技套×3310m
峴扬斕滾澗辐滠兴渙藺。
3.1.2井身结构设计数据：
钻井
井段
井眼尺寸
套管
水泥
返高
井径（mm）
井深
（m）
垂深
（m）
井斜角（°）
管径
（mm）
下深
（m）
一开
346.0
0-500
500.00
0.00
273.0
500
地面
二开
241.3
500-2550
2550.00
0.00
--
--
--
215.9
2550-3312
3032.10
89.27
177.8
3310
水泥返至井口
三开
152.4
3312-4812
3051.10
89.27
114.3
2820-4807
--
注：
表层套管应封固上部易垮塌层、水层及漏层，进入稳定地层30m以上。
且表层套管下深不小于500m。
3.2钻机选型及钻井主要设备
推荐使用ZJ50以上钻机,具体设备参数如下表所示。
序号
名称
型号
数量
备注
一
钻机
ZJ50
1
二
井架
JJ315/45-K
1
底座高6m
三
提升
系统
绞车
JC-50DB
1
天车
TC1-315
1
游动滑车
YC-315
1
大钩
DG-315
1
水龙头
SL-450-5
1
顶驱
四
转盘
ZP-205
1
五
循环系统配置
钻井泵
F-1600
2
钻井液罐
10.5X3.0X3.1
6
不含储备罐
六
钻机
动力
柴油机
PZ12V190B
3
七
发电机
8V190
2
八
钻机控制系统
自动压风机
2V-6.5-12
1
电动压风机
2V-6.5-12
1
刹车系统
PSZ75液压盘刹车系统
1
辅助刹车
SDF50L电磁刹车
1
九
固控
系统
震动筛
CQ-2
3
除砂器
ZQJ250X2
1
除泥器
ZQJ100X10
1
可调离心机
1
除气器
ZCQ1/4
1
十
加重
设备
加重漏斗
1
电动加重泵
1
旋转射流漏斗
1
十一
井控
系统
环形防喷器
FH28-35
1
双闸板防喷器
2FZ28-35
1
四通
FS28-35
1
控制装置
FKQ3204B
1
节流管汇
JG-35
1
压井管汇
YG-35
1
内防喷工具
方钻杆、上下旋塞、回压阀尔、防喷单根
2
十二
仪器
仪表
钻井参数仪表
1
测斜仪器
1
十三
液压大钳
1
注：
上述设备为推荐设备，施工单位可根据情况进行调整，并取得甲方同意。
3.3钻具组合
开钻
次序
井段
m
钻具组合
一开
0-500
Φ346.0mmBit+Φ203.2mm螺杆+Φ203.2mmNMDC×1根+Φ203.2mmDC×2根+631×410SUB+Φ177.8mmDC×3根+411×4A10SUB+Φ165.1mmDC×12根+4A11×410SUB+Φ127mmHWDP×30根+Φ127mmDP
二开
500-2550
Φ241.3mmBit+Φ197mm螺杆＋631×410SUB+MWD-SUB+Φ177.8mmNMDC×1根+Φ238.0mm扶正器+Φ177.8mmDC×3根++411×4A10SUB+Φ165.1mmDC×12根+4A11×410SUB+Φ127mmHWDP×30根+Φ127mmDP
2550-3312
Φ215.9mmBit+Φ172.0mm单弯螺杆+431×4A10SUB+MWD-SUB+Φ172mmNMDC×1根+Φ165.1mmDC×5根+Φ127mmHWDP×45根+Φ127mmDP（定向段）
Φ215.9mmBit+Φ172mm单弯螺杆+431×4A10SUB+Φ（208-210）mm扶正器+MWD-SUB+Φ172mmNMDC×1根+4A11×410SUB+Φ127mmHWDP×45根+Φ127mmDP（微增段）
Φ215.9mmBit+Φ172mm单弯螺杆+431×4A10SUB+MWD-SUB+Φ172mmNMDC×1根+4A11×410SUB+回压阀+Φ127mmHWDP×45根+Φ127mmDP（入窗段）
三开
3312-4812
Φ152.4mmBit+Φ127mm单弯螺杆+331×310SUB+Φ120mm回压阀+Φ148mm扶正器+MWD-SUB+Φ120mmNMDC×1根+311×HLST39（母）SUB+Φ101.6mmHWDp×15根+Φ101.6mmDp×（45-150）根+Φ101.6mmHWDp×45根+Φ101.6mmDp
注：
1）、表中所列钻杆均为18°斜台肩钻杆和斜台阶加重钻杆、Φ127mm钻杆的通径≥75mm；Φ101.6mm钻杆的通径≥58mm。
詩叁撻訥烬忧毀厉鋨骜。
2）、钻具组合仅供参考，可根据现场实际情况进行调整。
3.4钻井液设计
3.4.1一开钻井液设计
钻井液体系：
低固相环保钻井液体系。
钻井液性能
性能
指标
ρ
1.02～1.10g/cm3
FV
30～60sec
APIFL
不控～＜30ml/30min
PH
7～8
YP
1.0～5.0Pa
PV
8～10mPa.s
此井段主要做好黄土层、流砂层防漏防塌工作。
3.4.2二开钻井液设计
二开直井段（定向之前）
钻井液体系：
强抑制无固相聚合物体系。
主要组成有高分子聚合物、防塌剂、降滤失剂、提粘剂。
以防塌、防漏、安全快速钻进为目的。
则鯤愜韋瘓賈晖园栋泷。
钻井液性能
性能
指标
ρ
1.00～1.05g/cm3
FV
30～45sec
APIFL
不控～＜30ml/30min
PH
7～8
YP
1～3Pa
PV
5～20mPa.s
该井段钻进地层为直罗组（防塌、防卡）、延安组（防卡、防地层出水）、延长组（防地层出水、防缩径）、纸坊组（泥岩段防塌）、和尚沟组（防塌、防漏）、刘家沟组（防漏），至石千峰中上部。
该井段适当控制失水，加强抑制性，增强井壁稳定。
胀鏝彈奥秘孫戶孪钇賻。
钻井液配制与维护：
①二开前在地面循环系统用300-400m3清水，按配方加入各种聚合物处理剂,并在地面循环系统循环、水化，使性能达到要求后方可开钻钻进。
鳃躋峽祷紉诵帮废掃減。
②采用地面大土池循环，快速沉淀钻屑，有效控制密度、含砂量，保持最低密度。
工程上必须坚持好无固相钻井液钻井的强化措施，以保证井下安全。
稟虛嬪赈维哜妝扩踴粜。
③进入直罗组以及延长组下部泥岩层钻进，加大高分子聚合物处理剂和抑制防塌剂的用量，进一步稳定井壁，克服阻卡，提高钻速。
陽簍埡鲑罷規呜旧岿錟。
④纸坊组易坍塌发生井径扩大，且造浆性强，维持钻井液体系有足够的抑制和絮凝能力。
同时，刘家沟组易发生井漏，钻遇该层以防漏为主，适当提高钻井液粘度，要保持足够的钻井液量，进刘家沟组前做好防漏工作，以防止刘家沟组发生井漏。
一旦发生漏失，可采用常规堵漏方法堵漏或打水泥堵漏。
沩氣嘮戇苌鑿鑿槠谔應。
⑤起钻前使用“清扫液”清扫井眼，以保证起下钻无阻。
造斜至斜井段完钻（造斜至入窗井段）
技术难点：
双石层预防PDC钻头泥包，及斜井段双石层泥岩坍塌。
钻井液体系采用聚合物防塌（可加盐）钻井液体系:
聚合物防塌（可加盐）钻井液体系性能
性能
指标
ρ
1.04—1.30g/cm3
FV
40～90Sec
APIFL
≤6ml
PH
8～9
YP
6～20Pa
PV
14～30mPa.s
YP/pv
0.4～0.9
静切力
2～6/5～12Pa
SC
≤0.3%
Kf
≤0.06（滑块式摩阻仪）
注：
不同区块密度选择，可根据刘家沟承压能力及井下情况进行适当调整。
1“双石层”防塌措施
提高密度，提高抑制性。
在井斜45度后将密度提高到1.20-1.23g/cm3,若井下掉块较多，可逐渐提高到1.25-1.30g/cm3，粘度保持在60-90S。
钡嵐縣緱虜荣产涛團蔺。
②预防PDC钻头泥包
斜井段开始定向前，彻底转化钻井液体系，调整性能稳定。
在PDC钻头钻进期间，保持钻井液性能相对稳定，调整性能尽量以胶液形式补充。
懨俠劑鈍触乐鹇烬觶騮。
确保体系中有足够的抑制剂的含量，控制失水小于4ml。
保持适当高的泵排量，环空返速度达到1.00m/S以上，有利于对钻头的冲刷。
謾饱兗争詣繚鮐癞别瀘。
③斜井段的防卡润滑措施
通过调整钻井液中的组分形成薄、致密、光滑的泥饼，同时加入原油或润滑剂来实现低摩阻和扭矩。
强化四级固控的使用,严格控制有害固相，含砂量小于0.3%，在固控设备不能满足的情况下，采用清罐或替换部分钻井液来降低有害固相。
钻井队应保证振动筛运转正常。
呙铉們欤谦鸪饺竞荡赚。
3.4.3三开水平段钻井液设计
技术要点：
润滑减阻、泥岩防塌
低伤害防塌（可加盐）钻井液体系
性能
指标
ρ
1.04-1.30g/cm3
FV
40-90S
APIFL
≤5ml
PH
8-9
YP
5-20Pa
PV
10-20mPa.s
静切力
2-3/3-8Pa
含砂
≤0.3%
Kf
＜0.06
水平段钻井液性能维护：
①润滑防卡性能维护
加入润滑剂应综合考虑井眼轨迹情况、泥饼摩阻系数、接单根摩阻和钻进过程中的扭矩等。
随着水平段井深的增加，钻具与井壁的接触面积也会逐渐增加，摩阻，扭矩就会有所上升。
控制钻井液泥饼摩阻系数<0.06，润滑剂的使用以原油或液体润滑剂为主。
莹谐龌蕲賞组靄绉嚴减。
②体系维护
随着水平段进尺的增加，携砂相对困难。
应及时调整钻井液的流变参数，控制动塑比，加强钻具活动，保证井眼清洁,减小岩屑床的形成。
麸肃鹏镟轿騍镣缚縟糶。
③泥岩段防塌性能
钻遇泥岩地层后，提高钻井液密度到1.20-1.30g/cm3，提高体系的抑制性，控制失水,并适当提高钻井液粘、切性能。
納畴鳗吶鄖禎銣腻鰲锬。
④工程措施
水平段钻进过程中，必要时可采取短程起下钻避免井下复杂。
滑动钻进井段应进行划眼作业，滑动钻进如长时间没有进尺，应上提活动钻具，防止粘卡。
風撵鲔貓铁频钙蓟纠庙。
⑤斜井段、水平段携砂措施
保证足够大的排量，力争环空返速度达到1.0m/s以上。
应提高泥浆的携砂能力，减小岩屑床的形成的机率。
确保钻井液具有良好的流动性。
⑥电测、下套管前的准备工作
电测前钻井液处理：
短起下钻或通井，循环钻井液2-3周，井底循环干净，在电测井段（斜井段或水平段）打入润滑性好的封闭浆。
灭嗳骇諗鋅猎輛觏馊藹。
下套管前钻井液处理：
下套管前必须通井，并且打入润滑好的泥浆封住斜井段或水平段。
水平段长度超过1000M，在润滑浆中可同时加入液体润滑剂和固体润滑剂（石墨粉），根据情况加入塑料小球保证套管下入顺利。
铹鸝饷飾镡閌赀诨癱骝。
3.5钻头及钻井参数设计
3.5.1钻头型号
序号
尺寸
类型
选用钻头
型号
厂家
数量
备注
1
Ф346.0
牙轮钻头
SKH517G
江钻
1
表层
2
Ф241.3
PDC钻头
TDM1925SEU
亿斯达
2
直井段
牙轮钻头
HJ517GL
江钻
1
3
Ф215.9
牙轮钻头
MD537HX
江钻
4
斜井段
PDC钻头
EDM1616EL
亿斯达
1
PDC钻头
P5365MJ
胜利
3
4
Ф152.4
牙轮钻头（钻塞）
HA617
江钻
1
水平段
牙轮钻头
XR50Y
史密斯
2
PDC钻头
EDM1616
亿斯达
5
备注：
钻头设计仅供参考，可根据现场施工情况进行调整。
3.5.2钻井参数设计
开钻
次序
井段
地层
钻头
尺寸
喷嘴
组合mm
钻压KN
转速rpm
排量
l/s
泵压
MPa
一开
0-500
第四系-
直罗组
Φ346.0
14+12+14
20-180
60-80
50-60
8-10
二开
500-
2550
直罗组-
石千峰组
Φ241.3
3×12+2×13
120-180
60-90
32-34
12-18
2550-
3312
石千峰组-
石盒子组
Φ215.9
22+23+24
100-160
0（滑动）
28-32
18-20
80-140
40（复合）
三开
3312-
4812
石盒子组
Φ152.4
12+2×14
80-120
0（滑动）
14-18
18-23
60-80
30（复合）
备注：
钻井参数设计仅供参考，可根据现场施工情况进行调整。
3.6油气井压力控制
3.6.1技术要求
3.6.1.1认真贯彻执行《长庆油田石油与天然气钻井井控实施细则》（长油字[2008]385号）；《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护》（SY/T5964-2006）。
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3.6.1.2做好井控工作，要求：
①开钻前，施工单位应调查该井500m范围内的永久设施、民宅、公路、人口密集及高危场所等，做好各项应急预案。
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②二开前，井口安装防喷器；钻柱内防喷工具为钻具回压凡尔和方钻杆上、下旋塞；配双翼节流管汇和压井管汇，防喷管线。
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③立足一次井控，有专用灌浆管线，每起3-5个钻杆立柱灌一次钻井液，起钻挺、重点井起钻时必需连续灌钻井液。
根据《长庆油田石油与天然气钻井井控实施细则》（长油字[2008]385号）要求，储备足够的加重材料；相关设备、仪器运转正常，并具有防爆功能。
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③进入目的层后,相邻井不得进行压裂作业,确保井控安全。
3.6.1.3定期进行井控培训、安全教育，做到持证上岗，按要求进行井控及各种应急预案的演习。
3.6.2井口装置图
3.6.2.1一开井口装置示意图
3.6.2.2二、三开井口装置示意图
FH28-35
备注：
防喷器闸板安装5″（二开钻进）和4″（三开钻进、三开下套管）钻杆闸板芯子；以及7″（二开下套管固井作业）套管闸板芯子。
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3.6.3节流管汇及压井管汇示意图
J4
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3.6.4井口装置试压要求：
全套井控装置应在井控车间用清水按规定试压合格后方能送往井场；井控装置在拆开检修或重新更换零部件后、以及进行特殊
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