塔木察格盆地塔19101井钻井设计书.docx
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塔木察格盆地塔19101井钻井设计书
塔木察格盆地塔19-101井钻井设计书
1.1设计依据
1.1.1塔19-101井钻井地质设计；
1.1.2塔19-39、塔21-33、塔19-64井等邻井实钻资料；
1.1.3SY/T6426-2005《钻井井控技术规程》等有关标准及法规。
1.2构造名称
塔木察格盆地南贝尔凹陷西次凹南洼槽。
1.3地理及环境资料
1.3.1井口坐标：
纵（X）：
5265607m，横（Y）：
20456078m。
1.3.2地面海拔：
地面海拔638m。
1.3.3构造位置：
位于塔木察格盆地南贝尔凹陷西次凹南洼槽北端。
1.3.4地理位置：
蒙古国塔木察格盆地19合同区块塔19-39井东北约11.3km
1.4地质要求
1.4.1钻探目的：
落实南贝尔凹陷西次凹南洼槽北段烃源岩发育状况和含油气情况。
1.4.2设计井深：
3340m。
1.4.3井别与井型：
井别为预探井；井型为直井。
1.4.4目的层位：
南屯组、铜钵庙组，兼探大磨拐河组。
1.4.5完钻层位及完钻原则：
完钻层位：
铜钵庙组。
完钻原则：
钻至设计井深后，距井底50m无油气显示完钻。
1.4.6完井方法：
完钻后依据录井显示及测井解释结果确定。
1.5地质分层
地质分层见表1
表1地质分层情况表
地层
地震
反射层
设计地层
地层产状
底界深度
m
厚度
m
倾向（°
倾角
（°
故障
提示
第四系
第三系
贝尔
湖群
80
75
白垩系
扎赉诺尔群
侏罗系
青元岗组
伊敏组
大磨拐河组
南屯组
铜钵庙组
兴安岭群
布达特群（基底）
断层
三段
二段
二段
T2
T2-2
T3
T5
480
1202
2208
3284
400
缺失
缺失
722
1006
1076
56
175
125
110
80
5.4
3.2
18.3
13.0
防卡
防塌
防斜
防掉
钻头
备注：
井点深度由塔19-39井的时深关系读取，所附井位设计图件为北京奥创达科技发展有限公司最新解释的t0图中间成果；地层产状由塔木察格项目组提供。
2技术指标及质量要求
2.1井身质量要求
各井段井身质量要求见表2。
表2井身质量要求
井深
m~m
井斜
（°
全角变化率（°
水平位移
m
井径扩大率
%
井斜测量间距
m
0~501
V1.0
<1.00
<15.0
<20
25
501~1000
<3.0
<30.0
<15
1000~1500
<1.25
<40.0
<10
1500~2000
<4.5
<50.0
2000~2500
<5.0
<2.17
<65.0
2500~3000
<80.0
3000~3340
V5.7
<2.50
<93.6
2.2固井质量要求
固井质量要求见表3
表3固井质量要求
开钻次数
钻头尺寸
mm
井深
m
套管尺寸
mm
套管下深
m
水泥封固井段
m~m
阻流环位置
m
测井项目
固井质量要求
一开
374.7
501
273.1
500
地面~501
/
/
合格
二开
215.9
P3340
139.7
3337
2058~3340
3315
CBL&VDL
合格
注：
若大磨拐河组油层发育，水泥封固井段为1052m~3340m。
2.3钻井取心要求
钻井取心层位、取心井段设计见表4。
表4钻井取心设计表
层位
设计井段
m
取心进尺
m
对比井
收获率
%
取心原则
大磨拐河组
2085~2090
5
>90
见暗色泥岩取心
南屯组二段
2325~2335
10
塔19-39井
2070m~2080m
南屯组见油气显示取心
南屯组一段
2530~2540
10
塔19-39井
2260m~2270m
铜钵庙组
3315~3325
10
铜钵庙组见显示取心
机动
10
1700m以下设计取心段外见好生油岩或好油气显示机动取心
合计
45
2.4资料录取要求
资料录取要求详见《塔19-101井钻井地质设计》
3工程设计
3.1井下复杂情况提示
据塔木察格盆地地层和现有钻井情况，钻井施工队伍应在钻井施工中注意以下事项：
a）第四系地层疏松，在钻井施工中要注意防漏、防塌。
b）伊敏组大段泥岩段地层要防止井壁坍塌、井漏。
c）伊敏组及以下地层倾角较大，南屯组地层倾角18.3°，铜钵庙组地层倾角13.0°
在施工中要注意防斜、防卡、防掉钻头和钻具。
d）本井钻井液密度设计为1.15g/cm3，在施工中要做好井控工作，防止井喷的发生。
e）在钻井施工中应密切观察钻井液的返出量，防止钻井过程和固井时发生井漏，以及井漏后发生井喷。
3.2地层压力预测和地层温度
3.2.1邻井实测压力成果。
本井地层压力由南贝尔凹陷塔19-39井地层压力梯度0.88MPa/100m换算得出。
预测南屯组地层压力19.43MPa，铜钵庙组地层压力28.90MPa。
见表5。
表5邻井实测地层压力成果表
序号
井号
层位
井深
m
地层压力
MPa
地层压力系数
1
塔19-39
铜钵庙组
2492.89
21.86（最高压力）
0.89
2
塔21-7
铜钵庙组
1947.63
18.40
0.96
1900.31
18.14
0.97
3
塔21-18
铜钵庙组
1496.38
13.70
0.93
4
塔21-9
铜钵庙组
2402.79
25.48
1.08
南屯组
2116.72
20.55
0.99
322塔19-101井地层压力预测图见图1
0.50.60.70.80.9
0
11.11.21.31.41.5
500
J■a■
（II
j
1000
大磨拐河组
1500
■
2000
-
南屯组
2500
3000
-
铜钵庙组
3500
井
深
压力系数
图1塔19-101井地层压力预测图
3.2.3
邻井地层破裂压力
统计该地区2口生产井经压裂所得的破裂压力数据表明，南屯组破裂压力梯度为
2.19MPa/100m（由塔19-39井测得），铜钵庙组破裂压力梯度为1.81MPa/100m（由塔
21-18井测得）。
详见表6。
表6邻井实测破裂压力成果表
序号
井号
层位
射孔顶界
m
射孔底界
m
破裂压力
MPa
破裂压力梯度
MPa/100m
1
塔19-39
南屯组
2498.0
2510.0
55.2
2.19
2
塔21-18
铜钵庙组
1550.4
1552.6
33.2
2.14
1462.8
1479.0
26.6
1.81
324邻井测温情况
本井地层温度根据南贝尔凹陷塔19-39井地温梯度3.28C/100m计算，预测本井井底3340m处最高地层温度109.55C。
邻井测温成果见表7。
表7邻井测温成果表
井号
深度
m
温度
地温梯度
C/100m
塔21-18
1547.90
57.00
3.68
1462.18
53.00
3.62
塔21-9
2402.79
89.00
3.70
2388.26
87.10
3.65
2116.72
78.20
3.69
塔19-39
2492.89
81.75
3.28
3.3井身结构设计
3.3.1井身结构设计数据
根据地层压力和区块情况，本井设计套管程序为二层，设计情况见表8
表8井身结构设计数据表
开钻次序
井深
m
钻头尺寸
mm
套管尺寸
mm
套管下入地层层位
套管下入深度
m
环空水泥浆返深
m
备注
一开
501
374.7
273.1
伊敏组
500
地面
插入式固井
二开
3340
215.9
139.7
铜钵庙组
3337
2058
备注：
若大磨拐河组油层发育，水泥返深至
1052m。
332井身结构示意图
图2给出了各层次套管下深、钻头尺寸和水泥浆封固井段等。
深度
第四系
第三系
白垩系
侏罗系
井身结构
贝尔湖群
扎赉诺尔群
80
480
冃兀
岗组
伊敏组
大磨拐河组
南屯组
三段
二段
二段
铜钵庙组
兴安岭群
布达特群（基底）
1202
2208
3284
0374.7mm钻头x501m
水泥浆返至2058m;如果大磨拐河
I组油层发育，水泥浆返至1052m
0215.9mm钻头x3340m
图2井身结构示意图
3.4钻机选型及钻井主要设备
表9给出了ZJ40钻机和主要设备性能参数，如没有相同型号的钻机和设备，可选用能满足钻井施工要求的其它型号的钻机和设备。
表9钻机选型及钻井主要设备性能表
序号
名称
型号
载荷
t
功率
kW
备注
1
钻机
ZJ-40D
2
井架
JJ225/43-K1
225
3
提升系统
天车
TC-225
225
游动滑车
YC-225
225
大钩
DG-225
225
水龙头
SL-225
225
绞车
JC-40DB1
735
4
转盘
ZP-275
441
5
循环系统
钻井泵1#
SL3NB—1300A
956
钻井泵2#
SL3NB—1300A
956
钻井液罐
6
动力系统
柴油机1#
PZ12V190B
882
柴油机2#
PZ12V190B
882
发电机1#
12V135
200
发电机2#
12V135
200
7
钻机控制系统
自动压风机
5.5/12V
5.5
电动压风机
5.5/12V
5.5
8
固控设备
振动筛
2YNS—D
2台
除砂器
ZQJ-250X2
1台
除泥器
NQJ-100X8
1台
离心机
LW450—842N
1台
9
液压大钳
YQ—100
100kN?
m
3.5钻具组合设计
3.5.1钻具组合
各次开钻钻具组合见表10
表10各次开钻钻具组合
开钻次序
井眼尺寸
mm
钻具组合名称
钻具组合
一开
374.7
塔式钻具
①374.7mm钻头+①177.8mm钻铤X54.0m+①158.7mm
X54.0m+①127.0mm钻杆
钻铤
复合钻进钻具
①215.9mm钻头+①172.0mm0.75。
螺杆X8.85m+O177.8mm铤X9.4m+①177.8mm钻铤>27.0m+①158.7mm
X72.0m+①127.0mm钻杆
无磁钻钻铤
二开
215.9
塔式钻具
①215.9mm钻头+①177.8mm减震器X5.2m+O177.8mm无磁钻铤X9.4m+①177.8mm钻铤X108.0m+①158.7mm钻铤
X72.0m+①127.0mm钻杆
取心
钻具
①215.9mm取心钻头+①177.8mm取心筒X0.0m+①177.8mm钻铤
X36.0m+①158.7mm钻铤X72.0m+①127.0mm钻杆
3.5.2钻柱设计数据
表11给出了各次开钻钻具组合的钻柱设计数据
表11钻柱设计数据
开钻顺序
井段
m
钻头尺寸
mm
钻铤
钻杆
外径
mm
内径
mm
长度
m
重量
kN
钢级
外径
mm
内径
mm
长度
m
重量
kN
开
0~501
374.7
177.8
71.4
54.0
86.37
G105
127.0
108.6
393
113.97
158.7
71.4
54.0
65.57
开
501~3340
215.9
177.8
71.4
122.6
196.08
G105
127.0
108.6
3145.4
912.17
158.7
71.4
72.0
87.21
3.5.3钻具校核
经过对无旋转起钻时的满眼钻具进行了轴向拉力校核，钻具结构能够满足要求，钻具
结构校核图见图3。
轴向投力CKN）
D
气仃口
rri
1nnn
PUUU
■
■^-1
1500
!
!
2000
2500
3000
i
it
i
-1
-■
3500
03000BOOO9000120001500018000
轴向拉尢允许拉力
图3钻具轴向拉力校核图
3.5.4常用打捞工具
钻井队应配备表12给出的常用打捞工具。
表12常用打捞工具数据表
名称
规格型号
数量
公锥
GZ/NC38
2
公锥
GZ/NC50
2
母锥
MZ/NC50
1
平底磨鞋
MP210
2
强磁打捞器
CL175ZG
2
卡瓦打捞矛
LM/T73
1
卡瓦打捞矛
LM/T89
1
卡瓦打捞筒
LT/T168
1
卡瓦打捞筒
LT/T200
1
安全接头
AJ-159
1
3.6钻井液设计
3.6.1钻井液性能设计、配方及处理方法
一开设计为膨润土混浆钻井液，其性能、配方及处理方法见表13。
二开设计为两性复合离子钻井液，其性能、配方及处
理方法见表14o
表13一开钻井液完井液设计
开钻次序
井段
m~m
常规性能
流变参数
固相含量
%
膨润土含量
g/L
密度
g/cm3
漏斗粘度
s
API失水mL
泥饼
mm
PH值
含砂
%
摩阻系数
静切力
塑性粘度
mPa.s
动切力
Pa
n值
K值
初切
Pa
终切
Pa
开
0~501
1.05~1.20
45~70
/
/
/
/
/
/
/
/
/
/
/
/
/
类型
配方
处理方法及维护
膨润土混浆
膨润土
4.0%~5.0%
1.一开前仔细检查钻井液循环系统、固控设备、储备系统，使之能够满足各钻井阶段的实际要求。
2.检查钻井液储备材料储备，现场应备足二天以上所需材料。
3.配膨润土浆60m3，预水化24h后，按配方加入携砂剂和KOH，方可开钻。
4.钻进中用清水和少量携砂剂调节粘度。
5.要求排量不低于40L/S，完钻后充分循环洗井，以保证下套管和固井作业顺利进行。
纯碱
0.2%~0.4%
KOH
0.04%~0.06%
携砂剂
0.1%~0.2%
表14二开钻井液完井液设计
开钻次序
井段
m〜m
常规性能
流变参数
固相含量
%
膨润土含量
g/L
密度
g/cm
漏斗粘度
s
API失水
mL
泥饼
mm
PH
值
含砂
%
摩阻系数
静切力
塑性粘度mPa.s
动切力
Pa
n值
K值
初切
Pa
终切
Pa
开
501〜1172
1.05〜1.15
50~70
<6
<0.5
9~11
/
/
0.5~3.0
2.0~5.0
12~22
5~10
0.45~0.75
0.20~0.60
<12
40~80
1172〜3340
1.10〜1.15
50~70
<4
<0.5
9~11
<0.4
<0.2
1.0~3.0
4.0~12.0
12~24
6~18
0.45~0.75
0.20~0.60
<12
40~80
固井前
1.15~1.20
50~55
<4
<0.5
9~11
<0.4
/
1.0~2.0
4.0~8.0
5~20
<5
/
/
/
类型
配方
处理方法及维护
两性复合离子钻井液体系
膨润土
4.0%〜5.0%
1.二开前，充分循环洗井，加入纯碱，防止水泥侵。
2.钻进过程中，用4.0%〜6.0%的有机硅腐钾水溶液进行维护处理，PH值低时用
0.04%~0.06%的KOH水溶液进行调整，粘度高时用XY28水溶液处理；在补充新浆时，提高有机硅腐钾、高效封堵降滤失剂、SPNH、NPAN的加量，以利于防塌、防卡和储
层保护。
3.每钻进300m~400m进行一次大处理，加足NPAN、SPNH、有机硅腐钾、FA368等处理剂，维护并保持钻井液性能稳定。
4.钻进至1172m，加入SPNH、有机硅腐钾、XY28、高效封堵降滤失剂、QS-2等处
理剂，调整钻井液性能达到设计。
进入油层后，不断补充NPAN、SPNH、有机硅腐钾，
严格控制失水，降低储层伤害。
5.钻进至易塌井段，为保证井壁稳定，现场可以适当调整钻井液密度。
6.全井根据钻井液性能情况，调整钻井液性能。
7.下套管后，加入XY28降粘剂等处理剂，调整钻井液性能达到设计要求后，方可固井。
纯碱
0.2%〜0.4%
NPAN
0.8%~1.0%
FA368
0.25%~0.35%
XY28
0.2%~0.3%
咼效封堵降滤失剂
1.2%~1.5%
QS-2
2.0%~3.0%
SPNH
1.0%~2.0%
有机硅腐钾
1.0%~1.5%
KOH
0.04%~0.06%
注：
若1.15g/cm3〜1.20g/cm3钻井液密度不能满足固井压稳要求，根据现场实际情况下钻通井时进行适当调整，直到满足要求为止。
362钻井液材料用量设计
钻井液材料在开钻前，按设计用量（见表15）提前备好，并且是质检合格的产品
表15钻井液材料用量设计数据表
开钻次序
一开
二开
钻头尺寸mm
374.7
215.9
井段m~m
0~501
501~3340
井筒容积m3
73
150
地面循环量m3
40
60
钻井液消耗量m3
10
67
钻井液总量m3
123
277
材料名称
材料用量
t
材料用量
t
膨润土
6.1
13.8
纯碱
0.4
1.1
NPAN
/
2.8
XY28
/
0.9
有机硅腐钾
/
4.2
FA368
/
1.0
SPNH
/
5.5
KOH
0.1
0.2
咼效封堵降滤失剂
/
4.2
QS-2
/
3.0
携砂剂
0.2
/
重晶石粉（备用）
50
3.6.3钻井液储放和处理设备配置要求
3.6.3.1除锥形罐外，应配备至少4个40m3带搅拌器的钻井液罐。
363.2配备1个2m3~4m3带搅拌器的加药池。
363.3按要求配齐固控设备，振动筛筛布要求80目~120目，使用时间占总循环时间100%，除砂器使用时间占总循环时间80%，除泥器和离心机等固控设备的使用视钻井液密度和固相含量等情况而定。
3.6.4钻井液性能测量要求
3.641—开开钻至一开完钻501m，每间隔1h测量一次钻井液密度、粘度。
3.642二开开钻至大磨拐河组油层顶以上30m（1172m），每间隔1h测量一次钻井液密度、粘度，每8h测量一次钻井液全套性能。
3.6.4.3大磨拐河组油层顶以上30m（1172m）至完钻3340m，每间隔0.5h测量一次钻
井液密度、粘度，每8h测量一次钻井液全套性能，每24h测量一次泥饼摩阻系数；固井前测量钻井液密度、粘度、切力、失水。
3.6.4.4循环过程中每隔0.5h观察一次钻井液池液面高度、钻井液性能变化，以及是否含有气泡等异常情况，如有异常情况加密测量钻井液密度、粘度，并进行相应处理。
3.7钻头及钻井参数设计
3.7.1钻头设计
表16给出了各井段钻头设计情况。
表16各次开钻钻头设计数量表
序号
尺寸
mm
型号X数量
钻进井段
m~m
进尺
m
纯钻时间
h
机械钻速
m/h
1
374.7
PDC
0~501
501
16.70
30.00
2
215.9
R235HX1
501~2085
1584
75.43
21.00
3
215.9
SC279X1
2085~2090
5
10.00
0.50
4
215.9
HJ517GX2
2090~2325
235
23.50
10.00
5
215.9
SC279X1
2325~2335
10
22.22
0.45
6
215.9
HJ537GX1
2335~2530
195
39.00
5.00
7
215.9
SC279X1
2530~2540
10
25.00
0.40
8
215.9
HJ617GX5
2540~3315
775
221.43
3.50
9
215.9
SC279X1
3315~3325
10
33.33
0.30
10
215.9
HJ637GX1
3325~3340
15
7.50
2.00
注1:
表中是推荐钻头使用型号，钻井队也可选用冋类型的其它型号钻头；注2:
见到好的油气显示机动取心10m，钻头使用SC279—个。
3.7.2钻井参数设计
各次开钻钻井参数设计见表17
表17各次开钻钻井参数设计数据表
开钻次序
井段
m〜m
喷嘴组合
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