F米泉1钻井设计

1、精选优质文档-倾情为你奉上精选优质文档-倾情为你奉上专心-专注-专业专心-专注-专业精选优质文档-倾情为你奉上专心-专注-专业密级：商密准噶尔盆地南缘博格达山前构造带七道弯背斜 井别：区域探井 井号：米泉1井钻井工程设计中国石化西部新区勘探指挥部二四年十二月三十日准噶尔盆地南缘博格达山前构造带七道弯背斜米泉1井钻井工程设计编写单位：中石化石油勘探开发研究院德州石油钻井研究所编 写 人：陈天成 徐国强审 核 人：主管领导：中国石化西部新区勘探指挥部二四年十二月三十日米泉1井钻井工程设计审批表勘探公司审核意见：负责人签字：日期： 年 月 日工程技术处审核意见：负责人签字：日期： 年 月 日指挥部审

2、核意见：负责人签字： 日期： 年 月 日指挥部批准意见：负责人签字： 日期： 年 月 日米泉1井钻井工程设计评审会评委名单评 审 成 员单 位签 名评委主任评委重点提示1、本井难点（1）米泉1井位于准噶尔盆地南缘博格达山前构造带内，是一口区域探井。准噶尔盆地南缘自晚古生代以来，经历了复杂的裂陷、洋盆发育、板块对接、拆离、俯冲、碰撞和基底楔冲作用，地质情况十分复杂，属于典型的山前高陡构造。（2）地质预测全井钻遇地层倾角40，因此，在钻近过程中如何有地效防斜、纠斜，提高易斜地层的机械钻速，是该井钻井施工的重点和难点。（3）侏罗系八道湾组与下伏的三叠系郝家沟组地层、二叠系泉子街组与红雁池组呈不整合接

3、触，八道湾组将钻遇煤层、碳质泥岩等不稳定地层，可能造成井眼坍塌和地层漏失等复杂情况；因此防塌是全井钻井液控制的重点。（4）由于邻区、邻井地层层序和地质构造与本井差异大，不确定因素多，预测的本井地层压力的可信度偏低，可能存高压地层，增加了井身结构、钻头选型、钻具结构及钻井参数优选的难度，也使井控安全面临较大风险。（5）地质设计中存在H2S，而凹陷内其它井钻井过程中出现钻井液滴流现象，柴窝堡地区存在CO2，因此施工过程中应及时检测H2S和CO2侵等复杂现象。2、山前构造带防斜打快工艺技术措施（1）在406.4mm井眼井段采用瑞德高效牙轮钻头，为了提高井斜控制效率和及时掌握井斜变化，406.4mm井

4、眼直接使用单弯动力钻具+MWD钻进，迅速摸清八道湾地层的井斜变化规律；在钻至井深1620m八道湾组底部后，为了防止断层发生井漏对MWD仪器的影响，起出MWD仪器，改变井眼轨迹控制方法。（2）在311.2mm井眼段，建议先采用偏轴防斜钻具组合防斜；否则采用螺杆钻具配合高效PDC钻头钻具组合防斜，建议使用MWD监控井眼轨迹的变化，提高易斜地层钻井速度。（3）如果使用常规防斜钻具组合效果不明显，四开215.9mm井眼可直接采用井下动力钻具+MWD随钻监控井眼轨迹的变化。3、特别要求（1）甲方监理必须按照设计及施工设计要求，做好对设计中特殊材料的储备检查。（2）二开必须根据施工设计在施工前制定防斜作业

5、指导书并由监督主持在现场进行技术交底。（3）要求施工单位做好随钻地层压力检测，及时了解地层压力的变化；技术套管的固井方式与钻井液密度的调整必须以实钻检测为依据。（4）加强对钻井液性能的检测，及时发现地层流体对钻井液性能的污染。目 录 TOC o 1-1 h z 1 井位及地质概况1.1井号：米泉1井1.2井别：区域探井1.3井型：直 井1.4井位：井口坐标：纵 (X)：.00 横 （Y）： .00(2)地面海拔：870m(3)地理位置：新疆维吾尔自治区米泉市白杨河乡(4)构造位置：准噶尔盆地南缘博格达山前构造带七道弯背斜(5)测线位置：测线Z04N-MQ X005的100.55桩号1.5设计井

6、深：3600m1.6目的层：侏罗系八道湾组、三叠系克拉玛依组、上仓房沟群、二叠系梧桐沟组1.7完钻层位及原则(1)完钻层位：二叠系红雁池组(2)完钻原则：进入二叠系红雁池组50米无油气显示完钻 1.8钻探目的了解区块的地层格架和地层展布，明确区块的构造样式；探八道湾组、三叠系和上二叠统的含油气性；(3) 获取本区地球物理参数。 1.9钻遇地层预测该井自上而下钻遇侏罗系(J)、三叠系（T）、二叠系（P），各层设计见钻遇地层预测表1-1。表1-1 米泉1井钻遇地层预测表地 层 系 统设计地层地层产状故障提示系统群组代号底深m厚度m倾向倾角侏罗系J下统J1八道湾组J1b1620(-750)1620南

7、倾400全井防斜、防塌；目的层防火，防喷,防漏, 防H2S。三叠系T上统T3小泉沟群T2-3xq郝家沟组T3h1820 (-950)200黄山街组T3hs2000 (-1130)180中统T2克拉玛依T2k2450( -1580)450下统T1上苍房沟群T1sc烧房沟组T1s2630 (-1760)180韭菜园子组T1j2900 (-2030)270二叠系P上统P2下苍房沟群P2xc锅底坑组P2g3050 (-2180)150梧桐沟组P2wt3330 (-2460)280泉子街组P2q3550 (-2680)220红雁池组P2h3600 (-2730)501.10预计油、气、水层位置预计油气层

8、位置在：下侏罗统八道湾组13001620m井段；中下三叠统克拉玛依组和烧房沟组23002500m井段；上二叠统梧桐沟组和泉子街组30503550m井段。1.11邻井地层分层对比表表1-2 米泉1井邻井地层分层对比表井号台49井台22井牧7井小3井达1井地 质 层 位系群、组代号底深(m)厚度(m)底深(m)厚度(m)底深(m)厚度(m)底深(m)厚度(m)底深(m)厚度(m)第四系Q445108第三系上第三系N16001160715 下第三系E18512511364204 白垩系吐谷鲁群K1928771485121 488 侏罗系喀拉扎组J3k1120 632 齐古组J3q2453525196

9、6481 1649 529 头屯河组J2t28343812350384 4166 2517 西山窑组J2x31042702592242 4585 419 三工河组J1s14692 107 J1s24804 112 J1s331676327151235126 322 371371八道湾组J1b3490323276348 5325 199 1350979三叠系小泉沟群T2x郝家沟组T3h37202301500150黄山街组T3hs1695195289181 克拉玛依T2k40082882368673884595 上苍房沟群T1sc烧房沟组T1s427927127593911066182 韭菜园子组

10、T1j3099340二叠系下苍房沟群P2xc锅底坑组P2g321611721571091 梧桐沟组P2wt泉子街组P2q红雁池组P2h2879722 芦草沟组P2l3529650 井井子沟组P2j358859 1.12地理位置示意图米泉1井地理位置图1.13邻井位置示意图2 钻井工程设计依据2.1钻井地质设计（见米泉1井钻井地质设计）2.2有关技术标准及规定本设计遵循如下技术标准及规定：西指200366号文：中国石化西部新区勘探指挥部固井质量评价暂行规定、中国石化西部新区勘探指挥部井控装置及套管试压规定、中国石化西部新区勘探指挥部西部新区钻井井控实施细则（试行）及其它有关石油行业标准。2.3邻

11、区、邻井钻井技术资料（见附件E） 主要有牧7井、台49井、达1井等邻井资料，见附件E。3 井身结构设计3.1井身结构设计依据（1）米泉1井地质设计（2）根据本井的地层特点、地层压力情况及目前钻井工艺技术状况、参考邻井实钻情况和井身结构，依据有利于安全、优质、高效钻井和保护油气层的原则进行设计。3.2设计思路3.2.1邻井资料简述米泉1井井身结构设计主要参考台49井、达1井、小3井和牧7井的实钻资料，其中台49井位于博格达山前构造带内，钻遇层位相对较全，但距离较远（距本井61Km）。牧7井虽然地层层位与本井相差较大，距离较近（15.6Km）。达1井位于柴窝堡区块，地质构造与博格达山前构造相差大，

12、但地层层位与本井预测层位相近。牧7井在29273578m（地层：J2t）井段发生6次井漏；26303440m(地层：J2t)井段3次起下钻遇阻，4164m5002m(地层：J2t,J2x)井段起下钻发生3次卡钻事故，均通过上下活动钻具解除，分析造成起下钻遇阻和卡钻的主要原因是部分井段缩径比较严重。牧7井地层倾角约40o-60o，但该井井斜控制较好，最大井斜角6o，一般在2o-4o之间。台49井在井深3177m(地层：J1s)发生粘卡，损失53h；井深4275m(地层：T1j)井眼垮蹋造成卡钻，处理近3个月被迫事故完钻。达1井由于井壁失稳掉块原因，在20802148m井段（地层：P2wt）起钻遇

13、卡一次，下钻遇阻一次；钻至井深3568m发生漏失，漏速7.9m3/h。3.2.2 井身结构设计方案参照邻井井身结构，综合考虑邻井钻遇的复杂问题、米泉区块山前构造复杂地质情况及安全钻井需要，本井拟采用四级套管程序，基本思路是：一开表层套管设计下深150m，封固侏罗系八道弯组上部可能存在的不稳定地层，建立二开井口，为安全钻穿八道弯组油气层提供条件。二开技术套管原则上下深1820m，封隔1300m1620m的油气层和八道弯组与下伏地层（三叠系郝家沟组）的不整合接触面。三开技术套管下深2900m, 封隔2300m2500m油气层，同时考虑该区地层变化大，技术套管的下深留有一定余地。四开油层套管下到完钻

14、井深。3.2地层压力和破裂压力预测由于相邻最近的博格达山前构造带内的古牧地构造和甘河油田内的探井钻探层位较浅且没有这些地区的实测地层压力资料。而柴窝堡区块有实测压力资料的达1井位于凹陷内，其实测压力均位于红雁池组和芦草沟组，且这两层的岩性以砂岩为主，是柴窝堡区块的主要油气目的层，与处于博格达山前构造带的米泉区块相差较大；达1井红雁池组和芦草沟组的实测压力系数仅为0.70.89，其无法代表博格达山前构造带的地层压力情况。因此本次压力预测以位于紧邻七道湾背斜的北小渠子背斜上的小3井和位于博格达山前构造带内的三台油田内的台49井这两口井为预测参数井，其中小3井钻遇地层与米泉1井的设计地层近似且与米泉

15、1井距离较近；而台49井与米泉1井同样位于博格达山前构造带且钻探层位相对较全。本井压力预测主要以小3井为依据，而以台49井为参考。以这两口井的声波时差资料和钻井夜密度为参数，将钻井液密度近似为地层压力系数。根据对邻井钻井施工和钻井液使用情况分析，预测的地层压力系数明显偏高，因此，地质要求的钻井液密度如下表3-1：表3-1中数据是进行井身结构设计、水力参数设计、钻井液设计、固井设计的参考依据；钻井过程中必须以实钻检测压力为依据进行调整，如果没有高压地层，按钻井液性能设计中的钻井液密度低限施工；如果有高压地层，按实钻检测值执行。表3-1 米泉1井钻井液性能要求一览表深度 m层位钻井液密度g/cm3

16、粘度 S备注0550J1b1.061.1148全井要求近平衡钻进；具体的钻井液性能应根据实钻情况及时调整。表中钻井液性能数据仅供参考。5501620J1b1.111.275010016202000T3h、T3hs 1.251.365010020002450T2k1.341.436012024502900T1s、T1j1.411.576012029003600P2xc、P2h1.521.85601203.3井身结构设计系数抽吸压力系数Sb：0.05 激动压力系数Sg：0.05井涌条件系数Sk：0.050.07 破裂压力安全系数Sf：0.07正常压力段压差允许值：1113MPa 异常压差允许值：1

17、315MPa固井井口回压Pt：0（压差允许值应根据地层岩性与压力检测结果在施工中及时调整）3.4井身结构和套管程序表3-2 井身结构和套管程序地层分层设计分层开钻次数钻头直径mm钻深（m）套管直径mm下深（m）水泥返深（m）井身结构示意图界系组底深(m)厚度(m)中生界侏罗系八道弯组16201620123660.4150406.41820311.229002163600508149339.71818244.52898139.7（27503598）地面地面地面 2750古生界三叠系郝家沟组1820200黄山街组2000180克拉玛依组2450450烧房沟组2630180韭菜园子组2900270二

18、叠系锅底坑组3050150梧桐沟组3330280泉子街组3550220红雁池组360050(未穿)3.5井身结构设计示意图一开井眼直径(mm)：660.4所钻深度(m)：150套管外径(mm)：508套管下深(m)：149水泥返深(m)：地面二开井眼直径(mm)：406.4所钻深度(m)：1820套管外径(mm)：339.7套管下深(m)：1818水泥返深(m)：地面三开井眼直径(mm)：311.2所钻深度(m)：2900套管外径(mm)：244.5套管下深(m)：2898水泥返深(m)：地面四开井眼直径(mm)：216所钻深度(m)：3600尾管外径(mm)：139.7尾管下深（m）：275

19、03598水泥返深（m）：2750 图3-1 井身结构图 3.6井身结构设计说明 表3-3 井身结构说明开钻次序套管外径（mm）设计说明一开508表层套管设计下深150m，封固上部可能存在的不稳定地层，建立二开井口，为安全钻穿八道弯组油气层提供条件。二开339.7二开技术套管原则上下深1820m，封隔13001620m的油气层，如在二开施工中钻遇油气层或其它复杂情况无法保证安全钻井，该层套管可提前下入，以确保后续施工顺利进行。三开244.5考虑到该区地层变化大以及尽可能缩短四开裸眼长度，该层套管设计下深2900m，原则上封隔23002500m的油气层。 四开139.7油层套管下至完钻井深。其它

20、说明：各层套管的下深按设计原则，以实钻地层深度加以修正。现场油层套管的尺寸及下深（包括完井方式）根据该井的实际情况最后确定。4 钻井主要设备、工具及钻井施工队伍要求4.1钻机选择原则(1) 本井设计井深3600m，钻井过程中可能出现的最大作业负荷1740kN（空气中），要求所选钻机的施工深度4500m，起升重量3000kN。(2) 钻机底座高度应满足井控设备安装要求。(3) 要求设备运转良好，安全与防护设施齐全。(4) 钻井循环、净化及维护处理系统能够满足全井的钻进要求。(5) 在冬季高寒时期施工，应配置相应的防冻设施。4.2钻机与主要设备配置(1) 钻机类型选择4500m以上的钻机。(2)

21、配置功率956W以上泥浆泵不少于2台。(3) 配置四级净化系统和液气分离装置。(4) 防喷器选择: 2FZ54-14、2FZ35-70、FH35-35。(5) 配置井控监测仪器、仪表，如泥浆液面监测与报警装置等。(6) 配置人员安全与保护设备、设施。(7) 本井为区域探井，要求井队配备处理量300m3/h液气分离器。4.3钻井工具及打捞工具配套要求本井要求配备的钻井工具及打捞工具见表4-1。 表4-1 要求配备的钻井工具及打捞工具名称规格数量适用范围（打捞直径）高强度公锥127.0mm2127.0mm钻杆114.3mm2177.8mm、158.8mm钻铤卡瓦打捞筒298.4mm1228.6mm

22、钻铤200.0mm1158.8mm钻铤、139.7mm钻杆母锥127.0mm1127.0mm钻杆卡瓦打捞矛219.0mm1244.5mm套管127.0mm1139.7mm套管磨鞋280.0mm2311.2mm井眼200.0mm2215.9mm井眼随钻打捞杯245.0mm1311.2mm井眼168.0mm1215.9mm井眼反循环打捞篮292.1mm1311.2mm井眼200.0mm1215.9mm井眼4.4钻井施工队伍要求必须具有承担探井钻井施工的资质。5 钻井工程质量要求5.1井身质量要求表5-1 井身质量要求井 段m水平位移(m)全角变化率(/25m) 010003010010002000

23、501152000300080230003600100215说明： = 1 * GB2 原则上以电测数据为依据,若井队测斜数据与电测数据有较大差距时，以电子多点测斜数据为准。 = 2 * GB2 全角变化率每25m计算一点，目的层水平位移或全井任一井段连续三个测点全角变化率超过上述标准为不合格。5.2固井质量要求执行西指200366号文中国石化西部勘探新区指挥部固井质量评价暂行规定的有关要求。5.3取心质量要求要求钻井取心收获率90%。6 钻具组合设计与强度校核6.1钻具组合设计米泉区块属典型的山前高陡构造，根据地质设计和邻井钻井施工情况，米泉1井全井段钻遇地层可能存在40的地层倾角，因此，提

24、高易斜地层的机械钻速及保障井身质量是本井钻具组合设计的重点。除采用单钟摆、双钟摆防斜组合外，推荐采用PDC钻头+井下动力钻具组合。同时考虑山前构造地质复杂，为防止井眼垮蹋、缩径及钻头蹩跳等复杂情况，二开以下井段设计使用随钻震击器和减震器，具体钻具组合设计见表6-1：6.2 钻具组合使用要求及说明(1)施工单位在实钻中可根据实际情况依据地层特性在确保井下安全和井身质量、提高钻井速度的原则下选用或自行确定钻具组合。(2)根据钻遇地层情况，二开以下井段使用钟摆、偏轴和井下动力等钻具组合防斜打直。(3)根据所用钻头类型和尺寸，配备相应的井口工具。(4)二开井段使用高效牙轮钻头提高406.4mm井眼的机

25、械钻速。(5)四开159mm钻铤建议采用螺旋钻挺。(6)406.4mm井眼直接使用单弯动力钻具+MWD随钻检测时,由于井眼尺寸比较大,地层倾角大，钻铤刚度比大,定向反扣纠斜效果受地层倾角的影响较大，根据井段长度和国产动力钻具的性能，推荐选用单弯螺杆钻具的数量与弯角如下：241（或244）mm1.0单弯螺杆钻具1根241（或244）mm 1.5单弯螺杆钻具1根241（或244）mm 1.25单弯螺杆钻具1根具体使用单弯螺杆钻具的角度由技术服务方最终确定和根据实钻结果调整。表6-1 钻具组合设计开次井段（m）钻具名称钻具组合一开0150单扶钟摆钻具组合660.4mm钻头+228.6mm钻铤3根+扶

26、正器+203.2mm钻铤6根+127mm加重钻杆+127mm钻杆二开1501820复合钻进钻具组合406.4mm钻头+241mm弯壳体螺杆（或涡轮） +228.6mm钻铤6根+203.2mm钻铤6根+203.2mm随钻震击器+203.2mm钻铤2根+127.0mm加重钻杆15根+127mm钻杆双扶种摆钻具组合406.4mm钻头+减震器+228.6mm钻铤2根+扶正器+228.2mm钻铤1根+扶正器+228.6mm钻铤3根+203.2mm钻铤6根+203.2mm随钻震击器+203.2mm钻铤2根+127mm加重钻杆15根+127mm钻杆偏轴防斜钻具组合406.4mm钻头+228.6mm钻铤1根+

27、偏轴接头+228.6mm钻铤2根+扶正器+228.6mm钻铤3根+203.2mm钻铤6根+203.2mm随钻震击器+203.2mm钻铤2根+127.0mm加重钻杆15根+127mm钻杆三开18202900双扶钟摆钻具组合311.15mm钻头+减震器+228.6mm钻铤2根+扶正器+228.6mm钻铤1根+扶正器+228.6mm钻铤3根+203.2mm钻铤6根+203.2mm随钻震击器+203.2mm钻铤2根+127.0mm加重钻杆15根+127mm钻杆复合钻进钻具组合311.15mm钻头+241mm弯壳体螺杆（或涡轮） +228.6mm钻铤6根+203.2mm钻铤6根+203.2mm随钻震击器

28、+203.2mm钻铤2根+127.0mm加重钻杆15根+127mm钻杆偏轴防斜钻具组合311.15mm钻头+228.6mm钻铤1根+偏轴接头+228.6mm钻铤2根+扶正器+228.6mm钻铤3根+203.2mm钻铤6根+203.2mm随钻震击器+203.2mm钻铤2根+127.0mm加重钻杆15根+127mm钻杆四开29003600常规钻具组合215.9mm钻头+158.8mm钻铤18根+158.8mm随钻震击器+158.8mm钻铤2根+127.0mm钻杆加重钻杆15根+127mm钻杆复合钻进钻具组合215.9mm钻头+158.8mm螺杆+158.8mm钻铤18根+158.8mm随钻震击器+

29、158.8mm钻铤2根+127.0mm钻杆加重钻杆+127mm钻杆取心钻具组合215.9mm取心钻头+岩心筒+158.8mm钻铤12根+127.0mm钻杆完井钻水泥塞钻具118mm钻头+88.9mm钻铤9根+73mm钻杆6.3防斜方案(1)一开660.4mm：由于一开井眼浅，井眼尺寸较大，加之地表无第四系深度预测，建议迅速打完下508mm套管。(2)二开406.4mm井眼：二开井深1820m，裸眼长1670m，设计给出三套钻具组合，地质提示地层倾角大于40，加之八道湾地层岩性比较复杂，为了提高钻井的安全性，直接使用单弯动力钻具+MWD随钻检测。但是根据邻井牧7井、台49井和达1井井斜并不很严重

30、，因此从经济性考虑建议：首先单弯动力钻具+MWD随钻检测其次采用双扶钟摆钻具组合，使用自浮式单点测斜仪及时监测。建议使用偏轴防斜钻具组合。偏轴钻具组合实质上是一个稳斜钻具组合，它是利用高速旋转产生的涡动效应防斜，偏轴钻具组合应严格按照其结构参数操作。牧7井在960.8m2340m（311.2mm井眼）井段使用偏轴钻具组合，效果较好。在出现井漏的情况下，使用井下动力钻具配合有线随钻测斜仪监控。由于大尺寸井眼排量大，对仪器的冲蚀较为严重，使用有线随钻可以降低成本，在井不斜的情况下，完全可以按照常规钻井方法钻进，对钻井液也没有特殊要求。(3)三开311.2mm井眼：在二开防斜经验的基础上确定三开31

31、1.2mm井眼防斜方案，若二开井斜控制在要求范围内，三开建议采用钟摆钻具组合或偏轴钻具组合；如果井斜较严重可采用井下动力钻具+MWD随钻监测，控制井斜。(4)四开215.9mm井眼：具体防斜方案以311.2mm井眼的实际井斜情况确定。若使用光钻铤钟摆钻具控制井斜效果不明显，则直接采用井下动力+MWD随钻监控井斜。6.4钻具使用要求(1)要求使用一级钻杆或新钻杆。(2)所有运到井场的钻具需经探伤检查和有探伤分级报告，使用过程中必须按规范定期进行探伤，防止出现钻具事故。(3)根据其它地区的使用经验，使用国产螺旋钻铤时，必须严格检查丝扣，防止出现钻具事故。(4)定期倒换钻具，防止钻具疲劳损坏。(5)

32、使用前对钻具的台肩、丝扣、外观必须严格检查，钻具上下钻台时必须带护丝。(6)必须使用符合API标准的钻具丝扣油，所用的丝扣油不允许稀释后使用。(7)钻杆上、卸扣必须使用液压大钳，按规定的扭矩上卸扣。(8)定期更换方钻杆保护接头，经常检查钻具的磨损情况，入井钻具应认真清洗，不用的钻具必须进行保养。6.4 钻柱强度校核表6-2 钻具强度校核井眼尺寸(mm)井段(m)钻具参数累计重量(KN)安全系数钻具名称钢级外径(mm)内径(mm)长度(m)重量(KN)抗拉校核抗扭校核拉力余量(KN)设计实际设计实际设计实际406.41501820钻铤228.671.445415477203.271.448117

33、7331加重钻杆12776139101432钻杆G105127108.6115824518831.82.841.554.54001629311.218202900钻铤228.671.445415477203.271.4481177331加重钻杆12776139101432钻杆G105127108.61259974111731.82.141.55.534001339215. 929003600钻铤158.7571.44189227283加重钻杆12776139101384钻杆G105127108.61327293313171.81.911.53.114001195 注：G105钻杆的扭力屈服强度

34、：127mm钻杆81.2kNm，屈服最小拉力2512kN。7 钻头选型及钻井参数设计根据预测的地层岩性，同时考虑邻井钻井施工及钻头使用情况，结合钻头厂家推荐的使用参数进行设计。7.1钻头设计表7-1 钻头选型及钻井机械参数设计井段（m）钻头尺寸（mm）钻头型号钻头数量钻井参数钻头指标钻压(kN)转速(r/min)排量(L/s)泵压(MPa)进尺(m)纯钻时间(h)钻速(m/h)0150660.4MP2G110160508050601013150305.01820406.4EMS441 按瑞德钻头施工方案设计的参数执行15002506.0EMS511HJ517280220609040601720

35、170762.22900311.2HJT51731402207090304018203001202.5PDC1308070120354018208801964.53600215.9HJT517212018070100253018202001002.0 PDC1306070120253018205001673.0注:(1)全井设计使用钻头12只（不包括取心钻头、完井钻水泥塞钻头）(2)钻头类型选择仅供参考，施工单位可以根据实际情况调整。7.2钻井参数设计 表7-2 钻井参数设计 井段(m)钻头尺寸(mm)喷嘴面积(mm2)钻进参数水力参数钻井液密度(g/cm3)钻压(kN)转速(r/min)排量

36、(L/s)立管压力(MPa)钻头压降(MPa)压耗(MPa)冲击力(kN)喷射速度(m/s)比水功率(W/mm2）环空返速(m/s)0150660.45001018050806013.89.14.78.21191.90.181.101.111820406.4该段钻井参数见贝克休斯-克里斯坦森钻头施工方案设计1.111.302400311.243030220701205019.28.111.17.11034.20.731.301.322900311.248030220701203518.96.812.16.5843.70.731.321.573200215.9220301807012025198

37、.710.34.51184.81.041.523600215.9230301807012025208.311.74.11104.41.041.521.85注：表中数据为理论计算数据，钻井过程中，可根据现场实际情况进行调整。8 分井段钻井重点技术要求8.1钻井工程设计重点提示(1)该区块为典型的山前构造，地质构造复杂，地层倾角大，全井施工作业必须始终贯彻落实好防斜打快技术措施，优选防斜钻具组合，根据地层和钻进情况合理调整钻井参数，加强定点测斜，及时监控井斜情况等。(2)米泉1井在J1b与T3h界面呈不整合接触并存在断层，可能发生井漏，钻进中应随时注意观察泥浆液面变化，做好防漏堵漏准备工作。(3)

38、高陡构造钻井时易发生井斜、井漏、缩径、坍塌和卡钻等井下复杂情况，应根据岩性的变化，及时调整钻井液，提高钻井液的携岩、护壁、防漏和防蹋性能，确保井壁稳定。(4)部分井段含砾岩易跳钻，要及时调整钻井参数，避免出现大幅度跳钻现象，保证钻头和钻具安全。(5)在易掉块、易垮塌地层，禁止定点循环，起下钻作业时，在这些地层严格控制起下速度，减少激动压力对地层的冲击和破坏，保护井壁。(6)加强四级固控，加强钻井液处理和日常维护，保证井下安全。(7)本井预测压力高，建议使用的参考钻井液密度底，钻井风险大，需储备足够的加重材料，努力做好井控工作。(8)为取全取准测井资料再钻小井眼时，应在上部大井眼内加一只扶正器，

39、防止小井眼偏斜。(9)本井地质提示含H2S，应做好H2S的监测和预防工作，做好碱式碳酸锌的储备；柴窝堡地区含CO2，因此在钻井过程中应做好对CO2侵的监测工作及钻井液预处理的储备。8.2分井段钻井重点技术要求8.2.1开钻前要求(1) 设备安装质量，达到平、稳、正、全、牢。校正天车、转盘及井口三者中心处于一铅垂线上，最大允许偏差不超过10mm。(2) 开钻前进行设备动负荷试运转2h，并对高压管汇进行1h的25MPa流动试验，经验收合格后方可开钻。(3) 开钻前要求进行地质、工程、钻井液技术交底，贯彻重点技术措施和施工要求。8.2.2一开钻进660.4mm井眼，井段0150m。(1) 配浆开钻，

40、应保证膨润土预水化时间大于24h，使其充分进行预水化。(2) 一开工作重点是保证井眼开直，钻压应由小到大，轻压吊打。方钻杆接钻头，钻压510kN，接上钻铤后不超过3050kN。(3) 导管鞋附近钻进时采用低转速、低钻压、小排量，以防导管鞋处发生垮塌、漏失。一开期间严禁在导管鞋处划眼或洗井。(4)由于井眼尺寸大，环空返速较低，必须保证排量,满足井眼清洗和携岩要求，确保井内清洁。(5)表层地层倾角大，在钻进时要控制好钻压，每钻进30m左右要测斜一次，防止井斜过大。如果发现井斜大于1o要及时采取措施纠斜，每钻完一个单根上下划眼一次，划眼时应控制速度，均匀下放，每次划眼时间不少于5min。(6)严格按

41、照设计要求处理钻井液，保证钻井液清岩和悬浮特性，确保将钻屑携带出地面，防止沉砂卡钻，保证井壁稳定。(7)固井后应对井口进一步固定，以防流砂层胶结不好出现问题。8.2.3二开钻进406.4mm井眼，井段1501820m。(1)扫水泥塞出套管鞋进入第一个砂层做破裂压力试验；同时因上部地层容易垮塌，不允许在套管鞋处冲孔，防止刺坏井壁,影响表层套管鞋的稳定。(2) 坚持划眼与短起下钻措施，每钻完一个单根要进行划眼，每钻完一个立柱要短提3柱，每钻完3柱要短起10柱，确保井眼畅通。(3)高陡构造和断层附近钻进时易发生井斜、井漏和卡钻等井下复杂情况，应加强钻井液的携岩、护壁、防漏和防塌性能，确保井壁稳定。发

42、现井漏时要及时进行堵漏，井场必须储备足够的堵漏材料。(4)必须控制起下钻速度，防止压力激动造成井下复杂情况，同时必须严格按设计要求和井下情况处理钻井液，保证钻井液清岩、悬浮特性，防止沉砂，同时保证井壁稳定。(5)单根钻进时间较长时，中途应活动钻具，钻达设计井深后，起钻拉井壁，如有阻卡情况，应及时进行处理，而后再次下至井底后，充分循环钻井液，以保证井内岩屑清洗干净。(6)防出现大的狗腿形成键槽,保证井身质量。钻遇地层交界面应减少钻压缓慢通过。随时监测井斜变化情况，要求每钻进50100m使用自浮式单点测斜仪监测井斜变化情况，发现井斜增大应及时采取适当的措施进行纠斜。如果本井使用单弯螺杆钻具+MWD

43、随钻监控方式控制井斜，则以MWD数据为准。(7)二开下部井段可能钻遇含砾地层，应采取相应措施控制钻头蹩、跳钻，如调整钻井参数、使用减震器等。(8)如频繁出现井漏、井壁掉块等异常，应减少扶正器的数量，使用单扶正器钻具组合，如果仍不能适应井下安全需要，则可下入欠尺寸的扶正器。 (9)钻至下技术套管的深度后，用311.2mm钻头打领眼15m。测井后，不要对该井段划眼、扩眼，让岩屑等固相沉降重填该井段，以提高固井质量。(10)钻完二开进尺后, 应认真调整钻井液性能后进行划眼作业，划眼时应控制转速，防止发生钻具事故，通井划眼到底后充分洗井，确保井眼畅通后方可下套管。8.2.4 三开钻进311.2mm井眼

44、，井段18202900m。(1)出管鞋进入第一个砂层35处做破裂压力试验。(2)待下部钻具组合出套管鞋进入新井眼后，再加压钻进，控制好钻井参数，保证井眼打直。为掌握钻井过程中井斜变化，每趟钻都应投测井斜。(3) 坚持划眼与短提制度，每钻完一个单根要进行划眼。发现遇阻要求缓慢上下反复活动钻具，直到井眼畅通方可起下钻。每钻完一个立柱要短提3柱，每钻完3柱要短提10柱。(4)使用好四级固控设备，减少钻井液中的有害固相，努力控制固相含量在允许值范围内，防止粘附卡钻。(5)在录井允许的情况下加入防塌剂和润滑剂。控制钻井液性能，降低失水，改善泥饼质量，减少因井壁失稳造成的卡钻事故。(6)控制起下钻作业速度

45、，防止压力激动造成井壁不稳定或因抽吸引起井眼坍塌。(7)为防止大段砂泥岩地层掉块、垮塌，应严格按照设计要求处理钻井液，保证井壁稳定，保证钻井液清岩、悬浮特性，防止沉砂。(8)做好防漏技术准备，按设计要求对钻井液进行维护与处理，井场应备有一定的随钻堵漏材料。(9)应落实防斜打直技术措施，优选钻具组合。根据地层情况调整好钻井参数，钻井操作时严禁定点循环，保证井眼规则，加强定点测斜，及时监控井斜情况等。为提高易斜地层的机械钻速，建议采用PDC+井下动力钻具（弯壳体）组合。(10)根据地层情况，优选钻头类型及钻井参数，提高机械钻速。(11)钻进过程中应加强钻具管理，保证钻具使用安全；入井钻具必须认真检

46、查，坚持按规范定期进行钻具探伤、倒换和错扣检查，防止钻具事故发生。(12) 应特别重视地层压力随钻监测，根据监测结果及钻井液性能变化进行综合分析判断，及时调整钻井液性能，开展近平衡压力钻井，达到既安全钻井又能保护油气层的目的。目的层dc指数压力检测的滞后时间不长于一个循环周，根据压力检测结果，在现场监理人员的同意下及时调整钻井液密度。(13)做好井眼稳定性防护及监视工作，避免出现恶性井眼事故。严禁钻井液性能的大幅变化，以免出现井眼稳定问题。(14)揭开油气层前，必须对所有设备进行一次全面检查，认真做好防喷演习。同时工程、地质等有关技术人员应对全队进行钻开油气层的技术交底，落实井控管理九项制度。

47、（15）钻至下技术套管的深度后，根据地质要求确定用215.9mm钻头打领眼15m，以满足测井需要。测井后，不要对该井段划眼、扩眼，让岩屑等固相沉降重填该井段，以提高固井质量。(16)测井和下套管前应认真调整钻井液性能，对遇阻井段进行处理。下套管作业前必须认真通井，降低钻井液粘切，调整好钻井液密度，证实无阻卡、钻井液性能满足要求后才能开始下套管，以保证下套管作业顺利，保证顺利开泵，顺利固井。8.2.5 四开钻进215.9mm井眼，井段29003600m。(1)该井段应重点预防井漏和井涌、井喷，钻进过程中应提高钻井液的封堵、抑制、包被性能，保证井壁稳定。严格控制起下钻速度，以防抽吸或激动压力对井壁

48、造成破坏。(2)优选钻头类型和钻井参数，提高钻井速度，减少裸眼受钻井液浸泡时间。(3)认真做好防喷演习，达到当班能有效控制井口的能力，同时地质、工程技术人员必须在揭开油气层前进行技术交底和自检验收，落实西部新区钻井井控实施细则（试行）的要求。(4)发生井涌关井后应立即组织压井作业，井场备足够堵漏材料和加重料、以及重泥浆。如果钻达目的层后发生井漏应立即进行堵漏，同时将备用重泥浆及时补充到井内，防止井内液面下降。如果漏速较大，则应在环空补灌重泥浆，同时抢提钻具到安全井段，再立即进行堵漏。 (5)为保护井口套管头和套管的安全可靠，套管头的防磨套必须定期进行检查，发现磨损要立即更换。(6)确保井身质量

49、，防止出现大的狗腿形成键槽。随时监测井斜变化情况，四开每钻进100200m必须使用自浮式单点测斜仪监测井斜变化情况，发现井斜增大应及时采取措施纠斜。(7)加强钻具管理，保证钻具使用安全。入井钻具必须认真检查，坚持按规范定期进行钻具探伤、倒换和错扣检查，防止钻具事故发生。(8)目的层重点做好油气层保护和防喷、防漏工作。8.3冬季施工安全措施必须严格执行西指冬季安全钻井有关规程。8.3.1设备的防寒、防冻保温要求(1)必须安装保温防沙篷，保温防沙篷安装要标准正规。(2)使用蒸气锅炉对整个设备进行供暖。锅炉的安装、检测和使用必须符合国家的有关规范。(3)油气水路管线得有供暖管线与之并排紧靠安装，以防

50、油气水路管线结冰堵塞，造成机械或井下事故。(4)在钻台面、循环系统、机房、柴油罐、刹车机构、阻流管汇、压井管汇和钻井泵等关键部位必须安装足够散热片，以保持这些部位的温度。(5)严防立管、水龙带等由于停泵时间过长而冻结，必须定期进行地面循环，必要时排空立管、水龙带的液体。8.3.2防火防爆要求(1)司炉工必须持有符合国家规定的上岗证。锅炉离井口的距离必须大于50m。(2)必须对职工进行防火、防冻、防煤气中毒的“三防”教育。8.3.3人员的防冻要求职工必须按有关规定配齐冬季劳保用品。8.4 防H2S要求 根据地质提示，该井可能钻遇含H2S地层，因此必须重视H2S气体的防护措施。具体要求见SY508

51、7-2003含硫油气井安全钻井推荐作法及西指2004发西部新区钻井井控实施细则(试行)的有关规定。9 钻井液设计9.1钻井液设计依据9.1.1钻井地质设计对钻井液的要求表9-1 米泉1井钻井液性能要求一览表深度 m层位钻井液密度g/cm3粘度 S备注0550J1b1.061.11481、要求近平衡钻进；2、具体的钻井液性能应根据实钻情况及时调整。3、表中钻井液性能数据仅供参考。5501620J1b1.111.275010016202000T3h、T3hs 1.251.365010020002450T2k1.341.436012024502900T1s、T1j1.411.576012029003

52、600P2xc、P2h1.521.85601209.1.2有关技术、规定(1) 中国石油天然气集团公司颁发的钻井泥浆技术管理规定，以及其它有关石油钻井行业标准。(2) 依据米泉1井钻井地质设计所提供的地层层序、岩性剖面、地层压力预测等资料和要求。(3) 依据米泉1井钻井工程设计所提供井身结构设计。(4) 依据保护油气层钻井完井技术所提供的储层保护技术和要求。(5) 依据钻井手册(甲方)及所提供的钻井液术语。(6) 依据中华人民共和国国家标准水基钻井液现场测试程序(GB/T 16783-1997)所规定的钻井液常规性能和滤液分析测试程序。(7) 依据达1井、台49井和牧7井施工中所遇到的复杂情况

53、的处理措施。9.1.3邻井钻井技术资料（见附录E）9.2 钻井液设计重点提示(1)一开井段钻遇侏罗系八道湾组上部地层，井眼尺寸大，地层胶结疏松、成岩性差，还可能钻遇灰黑色碳质泥岩或煤层，应注意携砂和防窜漏。（2）二开井眼尺寸也较大，上部钻遇地层为侏罗系八道湾组，地层含有泥岩，含砾砂岩，并夹杂煤层或碳质泥岩，易缩径、坍塌掉块，钻遇断层易漏；下部井段为三叠系郝家沟组，地层含页岩，粉砂岩，应注意防缩径。(3)三开井段钻穿三叠系黄山街组、克拉玛依、烧房沟组及韭菜园子组，以泥岩为主，防缩径和钻头泥包是关键。(4) 四开井段钻遇二叠系锅底坑组、梧桐沟组、泉子街组及红雁池组，泥岩、砾和煤层都可能钻遇，333

54、0m处为不整合面，属最难钻进的井段，塌、漏、卡、喷等都必须予以重视。(6) 根据地质提示，该井可能钻迂H2S，要做好H2S的预防保护措施(6) 钻井液不要盲目加重，防止压漏地层和污染油气层。(7) 本井为探井，使用的处理剂荧光级别符合探井要求，特殊情况需勘探公司和指挥部批准。9.3 防CO2侵的现场处理在水基钻井液中必须有一定的OH-碱度，才能使反絮凝剂及其它处理剂有效地发挥作用，当CO2侵入钻井液中会产生下列反应：CO2+H2O=HCO3-+H+HCO3-=H+CO32-由此钻井液中可能没有或很少有OH-，而有高浓度的CO32-或HCO3-离子，此时仍然表现出一定PH值，当钻井液中的HCO3

55、-及CO32-达到一定浓度时（2400mg/l），钻井液中的处理剂不能有效地发挥作用，会使钻井液粘度、动切力及静切力大大提高，使其不稳定，并难于维护处理。目前处理CO2污染钻井液行之有效的方法仍然是采用添加石灰的办法除去HCO3-和CO32-，并配合KOH或NaOH调节PH值到11.311.7，其机理是：HCO3-+OH-=H2O+CO32-Ca(OH)2=Ca2+2OH-Ca2+CO32-=CaCO39.4 分段钻井液体系、主要配方、性能要求及维护处理措施9.4.1 一开钻井液体系、主要配方、性能要求(表9-2)表9-2 一开钻井液体系、主要配方、性能要求及维护处理措施分 层井段（m）密度g

56、/cm3漏斗粘度s失水ml泥饼厚度mm静切力PapH值含砂量%固含%泥饼摩阻系数动切力Pa塑性粘度mPa.s动塑比膨润土含量g/lAPIHTHP初切/终切八道湾组1501.101.11601006080钻井液类型钻井液配方钻井液维护处理措施正电胶膨润土浆淡水+68%膨润土+0.30.5%纯碱+35%MMH（胶液）+0.20.4%MV-CMC+0.10.3%包被抑制剂(1)开钻前应仔细检查钻井液循环系统、加重系统、固控系统、钻井液储备系统，必须满足钻井需要。(2)该段井眼尺寸较大，钻遇地层为侏罗系八道湾组上部地层，岩性以褐红色泥岩为主，夹灰黑色碳质泥岩或煤层，地层胶结疏松、成岩性差。钻井液应以携

57、带岩屑、防缩径、防窜漏，确保安全钻进为主要目标。(3)配制膨润土浆浆200m3，充分预水化24h，按设计加入正电胶胶液MMH、MV-CMC等调整钻井液粘度在6080秒之间，保持钻井液有一定的悬浮性、封堵性和抑制性。(4)一开完钻后，适当提高钻井液的粘度、切力，进一步提高其悬浮能力，确保下套管及固井作业顺利进行。9.4.2 二开钻井液体系、主要配方、性能要求(见表9-3)表9-3 二开钻井液体系、主要配方、性能要求及维护处理措施分 层井段（m）密度g/cm3漏斗粘度s失水ml泥饼厚度mm静切力PapH值含砂量%固含%泥饼摩阻系数动切力Pa塑性粘度mPa.s动塑比膨润土含量g/lAPIHTHP初切

58、/终切八道湾组16201.111.25508050.527/51510110.5120.161510250.40.64050郝家沟组18201.251.30508050.528/51510110.5150.161510250.40.64050钻井液类型钻井液配方钻井液维护处理措施钾钙基聚磺体系45%膨润土+0.2%Na2CO3+0.3%KOH+0.2%两性离子包被剂FA367+0.20.3%两性离子降粘剂XY-27+35%抗盐抗钙降失水剂SMP-2+35%白沥青防塌剂WBF-1+12%固体润滑剂WGR-1+0.20.5%屏蔽暂堵剂PB-1+0.20.5%CaO+35% KCl其它添加剂：降粘剂

59、、褐煤树脂SPNH、重晶石粉。 (1)该段井眼尺寸也较大，钻遇地层为八道湾组及郝家沟组。岩性为褐红色泥岩、灰色含砾砂岩、灰黑色碳质泥岩和煤层，胶结性差。钻井液应以携带岩屑、防漏、防塌，确保安全钻进为主要目标。(2)二开钻井液配制：将一开老浆稀释至设计钻井液膨润土含量，按照设计配方加入各种处理剂将其转化为钾钙基聚磺体系，并配制一定数量补充入井。(3)钻井液维护措施：钻进中按配方及时补充各种处理剂，使其达到设计要求。正常钻进中钻井液的维护应以预水化好的膨润土浆和聚合物胶液为主，并以细水长流的方式加入。补充胶液时应附加0.20.3%大分子包被剂和屏蔽暂堵剂，保持钻井液的抑制性和封堵性，防止井壁坍塌和

60、漏失。(4)采用CaO补充Ca2+，KCl补充K+。K+含量不小于5000mg/L，Ca2+含量为400800mg/L。Ca2+含量控制特别重要，必须及时补充，以确保体系性能稳定。Ca2+含量不足，粘度和切力上升很快；Ca2+含量过高，泥浆粘度高且不易提高。(5)在开泵和起下钻中，要平稳操作，禁止定点循环，防止引起井漏、井壁坍塌、卡钻等复杂情况。(6)下套管前，在钻井液中加入12%固体润滑剂，使Kf0.1，保证下套管顺利。 9.4.3 三开钻井液主要维护处理措施(见表9-4)表9-4 三开钻井液体系、主要配方、性能要求分 层井段（m）密度g/cm3漏斗 粘度s失水ml泥饼厚度mm静切力PapH