钻井工程标准

1、采油工程（钻井、井下作业分册）钻井、井下作业分册共标准72个，钻井标准26个，修订2个；井下作业共有46项，其中2000年标准40项，新增加标准 6项Q/SYTH0068-2000钻井时效评定方法Q/SYTH0099-2000钻井工程常用参数及计算单位Q/SYTH0076-2000钻井地质设计编写规范Q/SYTH0073-2000开发井钻井工程设计规定Q/SYTH0074-2000井身结构设计规范与方法Q/SYTH0075-2000水平井剖面设计Q/SYTH0050-2000丛式井设计规程Q/SYTH0051-2000定向井剖面设计Q/SYTH0054-2000侧钻设计及作业方法Q/SYTH0

2、055-2000固井设计Q/SYTH0077-2000完井质量Q/SYTH0078-2000钻井井身质量Q/SYTH0052-2000定向井井身质量Q/SYTH0056-2000固井质量验收评审方法Q/SYTH0049-2000完成井井口安装质量规定Q/SYTH0057-2000表层、技术套管封固质量要求Q/SYTH0082-2000井控技术规7EQ/SYTH0059-2000井控设备现场安装及验收规程Q/SYTH0058-2000井喷的预防及处理工艺规程Q/SYTH0080-2000井喷压井操作规程Q/SYTH0081-2000高压油气井钻井过程井控作业规程Q/SYTH0053-2000定向

3、井完井作业规程Q/SYTH0079-2000钻井完井现场交接Q/SYTH0070-2000钻井工程资料填写验收规程Q/SYTH0072-2000钻井工程资料验收规程Q/SYTH0071-2000钻井报废条件中国石油天然气股份有限公司企业标准Q/SY TH0068-2000钻井时效评定方法1范围本评定方法规定了石油钻井时效分析的具体要求。本方法适用于吐哈盆地油气勘探开发各类井钻井时效的评定。2引用标准下列标准所包含的条文， 通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可 能性。中油计字628号文关于印发石

4、油工业生产勘探建设统计指标解释的通知，第一部分 第十项“石油钻井”。3钻井工作时间的分类钻井工作时间：生产时间 +非生产时间。生产时间：是指正常的钻井工艺所需占用的时间，时间构成关系式如下：生产时间二进尺工彳时间+测井工作时间+固井工作时间+辅助工作时间。非生产时间：是指在钻井过程中影响钻井工作正常进行的时间。包括设备修理时间，钻井事故时间，组织停工时间，处理复杂情况时间和其它停工时间。不影响钻井生产的修理时间，事故时间，不列入非生产时间。以上分项时间概念均以（89）中油计字628号文之规定为准。4钻井时效的分析及计算钻井时效分析是在钻井工作时间加以分类的基础上，计算不同时间所占钻井工作时间的

5、 比重，并以此反映钻井工作时间构成及其利用状况。钻进时效的计算公式：各项钻井工作时间（h）各项钻井工作时间所占比重 （尸X100%钻井工作总时间（h）钻井工作总时间为一口井开钻时间起到本口井完成时间止的全部时间。2-各项钻井工作时间之和应等于钻井工作总时间。5钻井时效的评定钻井时效的评定要严格依照各井实际工作内容的时间先分类进行统计。实际工作内容的时间要与自动记录仪卡片记录的时间相吻合。钻井实际工作内容的时间分类统计的项目要按“钻井工程（班）日报表”的填报要求，按时准确地记入日报表中，工作内容时间与填报时间须相吻合。按日统计的钻井时间分月，分井进行汇总整理。整理后的钻井时间，按照“ 4.2”之

6、规定进行时效分析。对分项分析后的时效进行评定，评定方法分：确定时效评定的标准。对照已确定的标准，评各项时效是否已达到规定的要求。对评定后的时效给予分析说明，找出高、低的原因。依照下达的指标对评定后的钻井时效进行考核。6钻井时效的考核钻井时效主要考核：钻井生产时效和纯钻进时效二项。探井钻井生产时效A 80%,纯钻进时效R 35%。开发井钻井生产时效A 85%,纯钻进时效R 40%。3-中国石油天然气股份有限公司企业标准Q/SY TH0069-2000钻井工程常用参数及计量单位1范围本标准规定了钻井工程常用的参数及其计量单位。本标准适用于吐哈油田分公司钻井系统，也用于勘探、开发等有关系统。2引用标

7、准下列标准所包含的条文， 通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准 最新技版本的 可能性。（常语）。SYH5313 93 钻井工程术语钻井手册（甲方）。3钻井工程常用参数是指钻进过程中可控制的参数，它包括：机械参数、水力参数、钻井液性能和流变参数。机械参数机械参数包括钻压和转速。钻压钻进时施加于钻头上的力，称为钻压。计量单位名称：千牛，单位代号KN。转速是指钻头旋转的速度。计量单位名称：转每分，单位代号：r/min。水力参数水力参数包括立管泵压、排量和喷嘴组合。立管泵压是指消耗在钻头水眼、钻具内和环空的压力的

8、总和，即钻台立管上压力表的数值。计量单位名称：兆帕，单位代号，MPa。排量是指钻井液循环系统的流量，通常以钻井泵的排量代替。计量单位名称：升每秒，单位代号：l/s。喷嘴4 是指在钻头体部，造成钻井液流动通道的部件。在喷射钻井中，钻井液通过喷嘴将压能转 变成射流的动能。所以实际上喷嘴是一个能量转换器。3.2.4 喷嘴直径是指喷嘴出口端面的内径。计量单位名称：毫米，单位代号： mm。3.3 钻井液性能和流变参数。包括钻井液密度、粘度、切片、失水、泥饼、固相含量、酸碱度，n值、K值等。钻井液密度。钻井液密度。是指钻井液流动的内阻力的大小。包括漏斗粘度、表观粘度和塑性粘度。 漏斗粘度计量单位名称：秒，

9、单位代号：so表观粘度和塑性粘度的计量单位名称：毫帕秒，单位代号：mpa so钻井液切力是指钻井液结构强度的大小。计量单位名称：帕，单位代号：Pa钻井液的失水和泥饼。钻井液的失水是指在一定的压差下，通过45.8cm 2+0.6cm 2过滤面积的滤纸，经历 30分钟时滤液的数量。计量单位名称：毫米，单位代号：mm。API失水又叫中压失水，是指在686Pa , 常温下测定的数值。高温高压失水是指在1034.25Pa及150 c下测定的数值。固相含量是指钻井液中水不容物的全部含量及可溶性盐类，常以重量或体积百分数表示，单位代号：。钻井液酸碱度是指钻井液中含碱量的多少或者它对酸中和能力的大小。常用PH

10、值的高低来衡量钻井液的酸碱值的大小。5-中国石油天然气股份有限公司企业标准Q/SY TH0073-2000开发井钻井工程设计规定1范围本标准规定了石油及天然气开发井钻井施工设计的基本项目。内容和要求，规定了审批制度和发放范围。本标准适用于吐哈地区油气开发井钻井工程设计。2引用标准下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可 能性。SY5333 -1996钻井工程设计格式。3设计审批程序钻井施工必须有设计、并按程序审批后施工，无设计或未按程序审批者不准施工。钻井施工具备工程设计资质

11、的单位进行工程设计，由油田公司主管领导审批。4钻井工程设计钻井工程设计必须以地质设计为依据，工程设计要有利于取全、取准各项地质、工程资料，要有利于发现油气层、保护油气层；充分发挥每个产层的生产能力，要保证油气井井眼轨迹符合长期开采的需要，要充分采用本油田和国内外的各项先进工艺技术和工具保证安全、优质、高效、快速钻井，实现最佳的技术经济效益。工程设计应根据地质设计的钻探要求，工程施工的最大负荷及工程施工的难易程度，合理选择钻机装备，选用的钻机负荷不得超过钻机最大额定负荷能力的80 %。钻井设计应按地质设计提供的地层孔隙压力梯度曲线、地层破裂压力梯度曲线和邻井的实钻资料，确定合理的钻井液密度、 水

12、泥浆密度和套管程序。 设计的钻井液密度附加值： 油井 为 1.5MPa3.5MPa ,或 0.05g/cm3-0.10g /cm3,气井为 3.0MPa5.0MPa ,或 0.07g/ cm3-0.15g /cm 3。钻井要按设计的施工进度计划施工。钻井设计必须包括钻井井场环境、地表水的保护要求和装备。钻井工程设计的内容钻井地质设计摘要。钻井主要设备情况。井身结构。定向井井眼轨迹。井身质量要求。钻具组合。钻井液设计。钻井参数与钻头选型设计。油气层保护要求与措施。油气井控制。固井设计。各项开钻或分井段施工重点要求。地层孔隙压力监测。完井井口装置与要求。环保要求。施工进度计划。材料成本预算。5钻井

13、工程设计钻前十天下发到施工有关单位，并分送油田公司有关领导和处宣。6设计经批准后，任何人不得随意更改。执行过程中，根据实际情况需改时，必须以书面形 式按设计审批程序履行手续，经批准后方可实施。中国石油天然气股份有限公司企业标准Q/SY TH0074-2000井身结构设计规范与方法1范围本标准规定了石油与天然气钻井工程井身结构设计原则、设计依据、设计步骤、设计方法、井眼及套管的尺寸选择和水泥返深。本标准适用于吐哈油田钻井工程中常规直井井身结构设计。2引用标准下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用

14、下列标准最新版本的可 能性。SY5431 -1996井身结构设计方法 o3设计原则有利于发现、认识和保护油气田，保证钻井工程满足地质设计要求。满足近平衡压力钻井工艺的要求，有效地控制异常地层压力，保证井控作业顺利进行。避免漏、喷、塌卡等复杂情况的产生，缩短建井周期，实现安全快速钻井，使全井成本 最低。防止发生压差卡钻和井漏关井时压破地层。4设计依据井身结构设计的主要依据是地层孔隙压力梯度曲线和地层破裂压力梯度曲线（地层孔隙压力梯度曲线可根据声波测井或RFT测井资料获得，地层破裂压力梯度曲线可用计算法或套管鞋试漏法求得）。在井身结构设计中除计算作用在井内的液柱压力外，还必须确定以下设计数据：a.

15、抽汲压力梯度 Sb和激动压力梯度 Sg。在有条件的地区应由井下实测法求得，也可用 数学模式计算。一般：Sb 取 0.0005MPa /m0.0008MPa /m, Sg 取 0.0007MPa /m 0.0010MPa /m;b.地层破裂安全增值 Sfo这个值由地区统计资料得到，一般Sf值取0.003MPa /m;c.井涌条件允许值Sko这个值由地区统计资料得到，一般Sk值取0.0006MPa / m0.0010MPa /m;d.最大回压Pwh。由工艺条件决定，一般 Pwh曲值取得2MPa4MPa ;e.正常压力地层压差卡钻临界值A Pn和异常地层压力地层压差卡钻临界值APb。由地区历年来压差

16、卡钻资料统计得到，一般APn值取12MPa15MPa , APb值取15MPa20MPa 。为了保护油气层，实现近平衡压力钻井，应尽可能使用最低钻井液密度 （在地层压力基础上油井附加1.5MPa3.5MPa ;气井附加3.5MPa5MPa）。但同时存在盐膏层时， 应取钻盐膏 层的钻井液密度。在同一井段中，有两个以上不同的地层压力系数时，应尽可能用套管封住异常低压层。对含硫化氢地层、严重坍塌地层、塑性盐膏层和暂不能建立压力曲线图的裂缝性油气田， 均必须根据实际情况确定各层套管的必封点深度。一般情况下应根据井身结构设计要求，计算各层套管柱的最大可下深度，最后选用钻机 类型。但当套管的机械抗拉强度不

17、够或注水泥量过大以及为了节约套管时，需设计下入钻井尾管，尾管是否回接由完井设计确定。5设计步骤首先根据要钻井地层压力和破裂压力数据建立以井深（m）为纵坐标，以压力梯度（MPa/m）为横坐标的压力曲线图，见图 1。确定设计数据。根据地质设计和油气层的位置确定套管的下入深度。利用压力曲线图中最大地层压力和所应有的破裂压力初选中间套管下人深度，经自下而 上的压差卡钻校核确定中间套管下人深度。根据中间套管鞋处地层压力并考虑井涌压力条件确定表层套管下人深度。利用压力曲线图中中间套管鞋处地层的破裂压力和最大允许的地层压力初选尾管下人深度，经自下而上的压差卡钻校核与破裂压力校核确定尾管最大可下深度。在特殊情

18、况下，若无法利用压力曲线图确定各层套管下入深度时，应根据实际情况确定 各层套管的必封点深度，并经自下而上的压差卡钻校核和破裂压力校核确定各层套管的下入深 度。确定各层套管尺寸和管外水泥返深。6设计方法中间套管设计根据压力曲线图中的最大地层压力梯度计算破裂压力梯度：102Pf/D=102P mdx/D-(S b+S g+S f)利用压力曲线图中最大地层压力，初选中间套管下入深度。自横坐标上找出设计的破裂压力梯度102Pt/D,上引垂线与破裂压力线相交，即为初选中间套管下人深度D,或尾管最浅下入深度。验证初选中间套管下入深度有无压差卡钻的危险。 TOC o 1-5 h z AP=( pm- pfw

19、)XDn/10(2)若AP APn则初选深度即为中间套管下人深度D2。若APDn)/Dn(3)6.1.4 在压力曲线图上找出最大允许地层压力(pmn Sb)值，引垂线与地层压力曲线相交，即为中间套管下人深度 D2。表层套管设计。考虑井涌压井条件或探井设计时，用下述方法确定表层套管下人深度。根据中间套管下人深度处的地层压力梯度在给定Sk井涌条件下，用试算法计算表层套管下入深度Dio首先初选一个表层套管下入深度，再用下式计算井涌关井时，表层套管鞋处承受压力的当量钻井液密度p eD值。peD=(102 AP2/D2+Sb)+SkXD2/D1(4)若计算结果p eD值大于该深度处地层破裂压力梯度与破裂

20、压力安全增值之和时则满足设计要求，该深度即为表层套管下人深度。否则应加深表层套管深度再进行试算。设计表层套管下深时一般不进行压差校核。尾管设计根据中间套管下入深度D2处的地层破裂压力梯度计算尾管最大下人深度D5处地层压力梯度。102P 5/D5=102P 2/D2 (Sb+Sg+Sf)(5)在压力曲线图横坐标上找出102P 2/D2值：引垂线与地层压力线相交，此交点对应井深即为尾管最大下入深度D5。校核尾管在此下入深度是否有被卡的危险校核方法与中间套管相同，当尾管最大下入深度D5处的压差值A P小于该井段的压差卡I；力梯度Ml j/mMM图】Q010 a 012 OlOLIMM图】Q010 a

21、 012 OlOLI 0,016 0.0180.0300.022 口 期压Jj曲线图AS力常度端钻临界值A Pb时，则尾管不会被卡。Sk压井时，中间套管鞋处的地层是否有被Sk压井时，中间套管鞋处的地层是否有被校核方法同表层套管，当peD校核方法同表层套管，当p和时，则满足设计要求。生产套管下入深度应符合地质设计要求。7套管尺寸与井眼尺寸选择选择原则-11 生产套管尺寸必须满足油田开发的需要，根据生产层的产能、油管尺寸、增产措施和井下作业的要求来确定。中间套管和尾管尺寸的选择要考虑钻井周期、工艺水平和完井方法的要求。探井设计要留有余地，考虑加深和增下中间套管。考虑库存钻头和管材规格。套管和井眼尺

22、寸的配合首先确定生产套管的尺寸和钻头尺寸，再确定中间套管的尺寸和钻头尺寸，最后确定表层套管、导管的尺寸和钻头尺寸。 TOC o 1-5 h z 套管与井眼的间隙应设计合理，间隙值最好为 19mm。套管和井眼尺寸亦可按图2来选择。8水泥返深规定管外水泥返深至少超过油层顶部200m。管外水泥返深至少超过气层顶部300m。表层套管外水泥返至地面。9井身结构设计结果井身结构设计表，见表 1。-12-套管、尾管钻头套管、尾管钻头管M头食管i占头食管单位：mm图2套管和井眼尺寸选择图表1井身结构设计表套管层次下入深度m套管尺寸mm井眼尺寸mm表层套管中间套管尾 管生产尾管-13-9.2 井身结构设计图，见

23、图 3。压力梯度MPa/n)附表：井身结构设计计算用代号序号代号名称单位1Sb抽吸压力梯度MPa/m2Sg激动压力梯度MPa/m3Sf地层破裂安全增值MPa/m4Sk井涌条件允许值MPa/m5P wh最大回压MPa6APn正常压力地层差卡钻临界值MPa7APb异常压力地层差卡钻临界值MPa8P max压力曲线图中最大地层压力MPa9D井深M10AP设计的破裂压力MPa11AP压力差MPa12pm钻至衩选中间套管鞋处所用钻井液密度g/cm 313Dn压力曲线图中正常压力地层最大深度m14ptw正常地层水密度g/cm 315peD井涌关井时表层套管鞋处承受压力的当量钻井液密度g/cm 316P2中

24、间套管鞋处的地层压力MPa17D3初选中间套管下入深度m18D2中间套管下入深度m19D1表层套管F入深度m20D5尾管鞋处的地层压力MPa21D5尾管最大可卜深度m22pmn正常压力地层的最大深度允许采用的钻井液密度g/cm 3 15 中国石油天然气股份有限公司企业标准Q/SY TH0075-2000水平井剖面设计1范围本标准规定了水平井剖面类型选择原则和设计计算方法。本标准适用于吐哈油田水平井钻井工程设计。2 内容与要求剖面设计原则能实现钻水平井的地质勘探开发目的。有利于采油工艺要求。有利于安全、优质、快速钻井，取得较高的经济效益。选择合适的井眼剖面类型。选择合格的井眼曲率。选择合格的井身

25、长度。选择合适的造斜点深度。确定合理的井身结构。剖面设计条件设计条件：目的层进入点的垂深、水平位移、方位；水平段在产层中的位置和走向；水平段的长度。附加条件矩形靶区尺寸（水平段起始点A点和水平段终点 B点的靶半径、靶半径宽、前后摆动范围）、上垂直段井眼长度要求、最大井斜角要求、油层段井斜角要求、全井井眼曲率限制。水平井分类（按曲率半径划分）长曲率半径水平井：造斜率 6 /30m,曲率半径 304m-914m 。中曲率半径水平井：造斜率6 -20 40m,曲率半径 291m-87m 。短曲率半径水平井：造斜率 150 -300 40m,曲率半径12m-6m。剖面分类-一增一增一增一稳（平）的J”

26、型剖面图1）。-一增一稳一增一稳（平）的“五段制”剖面图2）。一 16 一水平井类型选择原则短曲率半径水平井钻井 难大、工艺复杂，要求采用非常规井下工具和完井方法，要求图1 J”型剖面示意图图2双增五段制剖面示意图使用顶部驱动系统和动力水龙头，井眼尺寸受限制，穿透油层段短，一般只适用于开窗侧钻、浅油层水平井，以及中、长曲率半径水平井受地面条件限制等特殊情况。长曲率半径水平井适合用于穿透油层段较长且水平位移较大的水平井。由于这种上水平井类型井眼轨迹控制段长，钻井费用高，钻具在井下摩阻和扭矩大，钻井难度较中曲率径水 17 平井大等缺点，一般在水平井设计时也尽量不采用。中曲率半径水平井既不象短曲率半

27、径水平井那样对钻井技术和设备工具有特殊的要求，也克服了长曲率半径水平井斜井段长、井下摩阻大、扭矩大和费用高等缺点，在水平井设计中被广泛采用。剖面类型选择原则依据具体的地面和地下条件选择水平井垂直剖面类型。当水平井在钻人产层有较小的位移时，适合采用“J”型剖面；当水平进顺钻入产层位移较大时，适合采用“五段制”剖面。-一增一稳一增一稳（平）的“五段制”剖面两次增斜之间的稳斜段可作为调整井段，及时调整下部井段的井斜、方位，确保准确钻入水平段窗口， 因此，在轨迹控制技术掌握不够好的 情况下，应考虑选用这种剖面类型。井身剖面设计步骤选择水平井曲率半径类型。选择水平井垂剖面类型。确定造斜点（KOP）。确定

28、造斜率（K1、K2）。计算各井段井斜角、方位角、垂深、水平位移，斜井深等参数。绘制垂直剖面图和水平投影图。常规剖面设计计算方法（剖面见图2）。计算第一次增斜终了井斜角”。arctgHoarcsinarctgHoarcsinRo(Ao Ho)RoHo H H1 R2；AoSoRi；式中：Ro、Ho、Ao 中间变量，无意义；a 一第一次增斜终了井斜角，（m）;H一水平段 A点垂深，（m）;Hi 一直井段垂深，（m）；Ri第一次增斜曲率半径，（m）;R2第二次增斜曲率半径，（m）;一 18 一So A点水平位移，（m）。计算第一次增斜段井眼参数2.8.32.8.3计算第二次增斜段井眼参数L2 R18

29、0L2 R180H2 RsinaS2 R1(1 cosa)L4R2L4R2(90a)180H4R2(1sin a)S3 R2 cosa计算稳斜段井眼参数L3 （AO2 HO 2 RO2）1/2H 3 L3 cosaS3 L3sin a计算总井眼长度L H1 L2 L3 L4 Sz式中：L一总井深，（m）;L2一第一增斜段井身长度，（m）;L3稳斜段井身长度，（m）;L4一第二增斜段井身长度，（m）;Sz 水平延伸段井身长度，（m）;Hi一直井段垂直深度，（m）;H2一第一增斜段垂直深度，（m）;H 3稳斜段垂直深度，（m）;H4一第二增斜段垂宜深度，（m）;S2一第一增斜段水平位移，（m）;S

30、3稳斜段水平位移，（m）;S4一第二增斜段水平位移，（m）。制定技术措施对各井段分别设计不同的钻具组合，满足直井段、增斜井段、稳斜井段、水平井段施 19 工要求。2.9.2 依据剖面设计和所采用的钻具组合给出钻井参数。20 中国石油天然气股份有限公司企业标准Q/SY TH0050-2000丛式并设计规程1范围本标准规定了丛式井设计原则及地质设计、总体设计、封面设计、丛式井井身质量的内容和要求。本标准适用于吐哈地区丛式井钻井工程设计。2引用标准下列标准包括的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文，本标准出版时，所 示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版

31、本的 可能性。SY5313钻井工程常用名词术语ZB/TE13002定向井下部钻具组合设计作法QJ/TH03.001（开发井钻井工程设计标准 ）3钻井设计的基本内容包括地质设计、工程设计、施工进度计划及成本预算四个部分，钻井工程设计应在QJ/TH03.001开发井钻井工程标准规定的十五项内容基础上增加丛式井总体设计、剖面设计 两项内容。4地质设计应包括QJ/TH03.001开发井钻井工程设计标准规定的八项内容明确提供油田的含油、气面积、准确的油气层位置，构造特征，开发井网布局、井数、目的层垂直深度，地面条件及油田开发对钻井质量的要求。明确提供地质分层、岩性、地层压力，地层破裂压力、地层倾角、倾向

32、、断层、裂缝等 地质情况，提出井漏，井斜以及其他复杂情况井段及对应层位。5丛式并设计原则满足油田整体开发布置要求，确保实现钻井目的。有利于提高油、气产量和采收率。有利于钻井、采油和修井作业。-21 有利于加速钻井、试油、采油、集输等工程的建设速度。有利于节约油田地面建设的总费用。有利于提高油田开发的综合经济效益和加快投资回收速度。6总体设计优选平台个数。根据油田的含油面积，构造特征，开发井网的布局，井数、目的层垂直深，油田开采对钻井工作的工艺技术要求和建井过程中每个阶段各项工程费用成本构成进行综合性经济技术论证。测算出每个平台能够控制的含油面积和每一个丛式井平台的井数。按照优化原则对所有目标点

33、优化组合，经反复修改和设计计算，达到理想的分组效果，确定需要建造的平台数。优选平台位置根据每个平台上各井底位置地面条件及上平台个数时考虑的有关因素，优选平台位置。优选平台位置可按照平台中心位置的优选原则进行优选，通过改变平台中心位置和优选条件反复进行计算，直到选出最佳平台位置，相邻两平台之距不少于5m。优选地面井口的排列方式根据每一个丛式井平台上井数的多少选择平台内地面井口的排列方式。根据平台内各井目标点与平台位置的关系确定各井目标的布局，丛式井地面井口排列方式应有利于各井组的钻机互相支持，使达到总体完井组的时间最短。优选井组内各井口与目标间的井眼轨迹形状丛式井井身剖面设计中应着重注意造斜点的

34、选择，每两口相邻丛式井的造斜点，深度相互错开，错开的距离就不小于30m o钻井顺序先钻水平井位移大，造斜点位置浅的井，后钻水平位移小造斜总深的井，防止在定向造斜时， 磁性测斜仪器因邻井套管影响发生磁干扰，不利于定向井造斜施工和井眼轨迹控制。7井身剖面设计剖面类型选择温吉桑、丘陵地区井深小于3500m的井可选择“直一增一稳”三段制剖面。其他区域或井深大小 3500m以上的井也可根据实际情况选择其他类型剖面进行设计。丛式井采用解格法进行三维定向井剖面设计。造斜点选择-22-造斜点应选在比较稳定的地层，避免在岩石破碎带、漏失地层、流砂层或容易坍塌等 复杂地层定向造斜，以免出现下复杂情况，影响定向施工

35、。造斜点选在 可钻性优均匀 的地层，避免在硬夹层定向造斜。造斜点的深度应根据设计井的主深、水平位移和选用的剖面类型确定，并要考虑剖面防碰和挠障要求，造斜点深度尽可能大于1000m。在井眼位移漂移严重的地层，造斜点位移尽可能使斜井段避开方位自然漂移大的地层 或利用井眼方位漂移的规律钻达目标点。最大井斜角尽可能控制在1045范围内。井眼曲率一般取516/100m范围。井下动力钻具造斜井段的造斜率取5 16/l00m。井下马达定向造斜及扭方法井段的井眼曲率km应满足下式：_2“0.78( Db Pf) fKm 2 45.84L2t式中：km一井眼曲率1/100m ;Db一钻头直径，mm;Dt 一井下

36、马达处径，mm ;f间隙值，软地层取 f=0 ,硬地层取f=3 6mmLT一井下马达第度，m。下井套管允许的最大井眼曲率km应满足下式：5.56 10 6acKm C1.C2.Dc式中：Km一井眼曲率，。/l00m;ac一套管服极限，Pa;C1 安全系数，般取 1.2 1.25 ;C2 一丝扣应力集中系数，一般取 1.72.5;Dc 套管外径，cm。转盘钻增斜井段的增斜率取4-8 /00m ;转盘钻降斜段利用钟摆钻具式光钻铤的降斜率取62。/00m ;7.6 丛式井下部钻具组合设计参照ZB/TEB002定向井下部钻具组合设计作法。8井身质量标准靶区半径要符合下列标准(见表1)23 表1垂直井深

37、(m)靶区半径(m)1000301500402000苞025006530008035001004000244.5mm1.8 -2.04.1.2 抗挤计算，正常情况按地层孔隙压力值0.0115MPa /m或已知产层压力梯度以及完钻33 的钻井液压力梯度。特殊情况套管抗挤强度计算上覆地层压力梯度值。套管柱强度设计应考虑井型和地层情况，使用 SY5322 -88套管柱强度设计推荐作 法。应在设计中规定套管扶正器加量、加法、套管紧扣扭矩。有关压裂、酸化、注水、采油方面的特殊技术要求应视工程可能由采油、地质部门在 区块开发方案中提出，作为设计依据。注水泥设计水泥量计算以电测井径为依据，附加系数根据地区经

38、验而定。水泥试验按 API油井水泥及其试验方法进行。试验内容包括：稠化时间、自由水抗压 强度、失水量测定、流变性能测定、相容性试验。深井、重点井及特殊工艺井应在施工前现场取样进行复查。水泥石抗压强度，24h必须大于3.5MPa ,其养护压力和温度依施工井深条件而定。水泥浆失水量控制。技术套管或油层套管注水泥失水量应控制在100ml-200ml。尾管注水泥及挤水泥失水量应控制在50ml-l00ml。为能有效控制气体窜动，初失水量亦控制在30ml-50ml（6.9MPa 压差30min）。注水泥循环温度经验计算公式：T（度尸套管鞋深度（m）/168+钻井液循环出口温度水泥浆、冲洗液及隔离液设计。在

39、注水泥施工中，可同时或单独使用冲洗或隔离液，其性能和使用标准应符合基本要 求。在注水泥设计中，设计环空液柱压力（静液压力流动阻力）应小于最薄弱地层破裂压力，并在水泥浆失重条件下不发生油气窜。注液顺序。钻井液+冲洗液+隔离液+先导水泥浆（低比重水泥）+尾随水泥浆。钻井液+冲洗液+隔离液+尾随水泥浆。冲洗液+隔离液+尾随水泥浆。施工最高压力控制。设计上要控制顶替的最大管内外静液柱压力差值，理想情况下不超过5MPa-6MPa 。极限情况不超过10MPa。凡因泵压过高而影响注替排量，设计中应有改善水泥浆流变性能的措施，正常情况下34 采用紊流顶替。井口装定。固井施工完（碰压结束）12h后装定井口，24

40、h-48h以后测声幅，装定时套管应在拉力状况下。井口受拉力=自由段套管在泥浆中的重量X1.1。35 中国石油天然气股份有限公司企业标准Q/SY TH0077-2000完 井 质 量1范围本标准规定了完井质量的要求和规定。本标准适用于吐哈油田。2完井质量完井质量的基本要求达到地质、工程设计要求，套管下人深度，磁性定位标志，水泥返高，人工井底符合要求。封固段油气水层不窜不漏，套管试压合格，并能经受合理的射孔、酸化、压裂等考验， 满足正常条件下的注水、采油、采气的需要。水泥返高表层套管固井水泥返至井口。技术套管水泥上返高度，在作油层套管用时应返至油顶以上300m返至井口，否则返至套管长度的2/3以上

41、。油层套管注水井水泥返至油顶以上300m以上。油井水泥返至油顶以上150m以上。尾管固井，水泥必须返至喇叭口。水泥塞长度和人工井底规定。为了保证套管鞋封固质量，油层套管阻流环距套管鞋长度不少于20m ,技术套管不少于30m ,管鞋位置尽量靠近井底。油气层底界距人工井底（管内水泥面）不少于15m。水泥环质量评价水泥环质量鉴定应以声幅 （CBL）为准，正常声幅测井时间应在注水泥24h-48h内进行,特殊井（尾管固井、分级箍固井、缓凝水泥等）声幅测井时依具体情况而定。油层套管固井，水泥声幅质量鉴定主要针对封固油层段部分。声幅测井要求测至水泥面以上5个稳定的接箍讯号，讯号明显，控制自由套管声幅值一36

42、 一 在8cm-12cm(横向比例每厘米 50mv即400mv-6000mv),而在百分之百套管与水泥胶结井段声幅值接近零线、曲线平直，不能出现2mm负值，测量前后幅度误差不超过土 10%,水泥浆返至地面的井和尾管井，测声幅前在同尺寸套管内确定钻井声幅值。声幅相对值在15%以内为优质，30%为合格，超过 30%为不合格，对低密度水泥， 声幅值暂定40 %为合格。经声幅测井其质量不能明确鉴定时，可用变密度 (VDC)等其它方法鉴定。声幅曲线必须测至最低油气层底界以下10m o固井质量不合格，经采取补救措施，达到上述条件或达到地质、工程要求者，亦算固 井质量合格。3套管试压套管规范(mm)试压标准

43、(MPa)允许压降MPa/30min油井注水井气井273339.78 108 108 100.5219.1244.51012150.5127193.71515 20定00.54井口装置井口装置严防自由段套管弯曲，套管必须受拉力，拉力应进行计算。井口装置，技术套管和油层套管严禁电气焊作业，必须采用套管头，必要时安装高压泄 压管线，闸门及压力表。最后一层套管接箍端面距地面0-0.4m。井口必须平、正、牢固。37 中国石油天然气股份有限公司企业标准Q/SY TH0078-2000钻井井身质量1范围本标准规定了考核评定井身质量的项目和计算方法。本标准适用吐哈油田和三塘湖盆地各类油气井。2引用标准下列标

44、准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可 能性。SY/T 5088 -93评定井身质量的项目和计算方法石油工业部（84）油钻字第103号文件关于在部分钻井队执行“钻井井身标准（试行）”的通知。3评定钻井井身质量的项目评定直井井身质量白项目，列于表 1。表1序号项目名称代 号单 位1最大井斜全角变化率Gm()/25m2井底水平位移Szm3最大井斜角am()井径扩大C4平均井径扩大系数cp最大井径扩大系数Cm评定定向井井身质量的项目，列于表 2。38 表2序号项目名称代 号单 位1最大

45、井斜全角变化率Gm()/25m2靶区半径Rm井径扩大C3平均井径扩大系数cp最大井径扩大系数Cm钻井设计中，表1中的第1、3、4项及表2中的第1、3项应分井段做出具体规定。在设计、钻井井史、工程班报表中均要按表1、表2所列项目，代号和单位填写。4评定井身质量项目的计算方法井斜全角变化率（简称全角变化率）井斜全角变化率按下式计算（平均角法）。2522. 2zaa ab、Gab . （aa ab） ab sin （）Lab I2式中：Gab测量点a和b间井段的井斜全角变化率，（）/25m ;ALab 测量点a和b之间的井段长度，m ;aa测量点a处的井斜角，（）;“b测量点b处的井斜角，（）;ab

46、测量点a和b间的方位变化量，（）。直井井底水平位移直井井底水平位移应根据 井度和井口座 标值计算。根据井斜测量数据，井底座标值按下述公式计算。a.平均角法a.平均角法Nn.ai ai 1 _ _ _ i i 1NnLi sinCOS(2)En式中：Nn实际井底的En 一实际井底的Li各测量点的井深，m；ai各测量点的井斜角，（。）； i各测量点的方位角，（）;39 i0, 1 , 2 nb.圆柱螺旋线法Nni 1Li (COSai 1 COSai)(sin i sin i 1)(i i 1)(ai ai 1)32400 ;2nEn i 1(COSai 1 COSai )(cos i cos i

47、 1)Li (i i 1)(ai ai 1)32400式中符号同公式(2)4.2.3 直井井底水平位移计算公式S2.(No Nn)2 (Eo En)2式中：S2一直井井底水平位移，m;No 井口 N座标，m ;Eo井口 E座标，m；Nn、En同公式(2)定向井靶心距的计算公式R .(Ns Nn)2 (Es En)2式中：Ns 设计井底的N座标，m ;Es设计井底的E座标，m；Nn 实际井底的N座标，m ;En 一实际井底的E座标，m；Nn、En的计算同4.2.2中的公式(2)、公式(3)。井径扩大系数(5)平均井径扩大系数：某井段的实际平均井径与所用钻头的名义直径的比值，实际平均井径平均井径扩

48、大系数：(6)钻头名义直径最大井径扩大系数：某井段的最大实际井径与所用钻头的名义直径的比值，计算公式如下:计算公式如下:实际最大井径最大井径扩大系数： (7)钻头名义直径4.4.3实际井径均以电测资料测算。40 5井斜测量的规定测斜方式直井均采用电测数据作为计算井身质量的依据。定向井在不受磁干扰影响的井段测斜，均采用多点（随钻）磁性测斜仪测量的数据并校正磁偏角作为井眼轨迹计算和绘图依据；在有磁干扰的井段测斜，均采用多点陀螺测斜数据作为井眼轨迹计算和绘图依据。测斜点间距。直井在设计中，对测斜点的间距应分段作出具体要求，一般取 25m,特殊情况例外。定向井测斜间距，直井段测点间距不大于50m,斜井

49、段两测点的井段长度不大于30m o测斜数据要求连续、齐全、准确。6考核标准各类直井井斜角、井斜全角变化率、井底水平位移等考核标准列于表3。定向井考核标准列于表 4。直井、定向井的井斜全角变化率连续三点超过规定为不合格。直井在考核时，井斜角和全角变化率两项中其中任一项合格则视该井井身质量合格。表3目一 (m)-.参数井、预探井评价井、开发井井斜角（0）全角变化率（）/25m井底水平位移m井径扩大系数井斜角（0）全角变化率（）/25m井底水平位移m井径扩大系数0-20005115604115502001-300072101006210703001-400092 30 12072301004001-

50、5000112 301000V01。201001-2000与0115402001-3000q0145603001-4000毋02157041 表4项目井深(m)靶区半径井斜全角变化率井径扩大系数1501-200050按设计要求，以下同按设计要求，以下同2001-2500652501-3000803001-35004003501-40004204500以上44042 中国石油天然气股份有限公司企业标准Q/SY TH0052-2000定向井井身质量1范围本标准规定了考核评定定向井井身质量的项目和计算方法。2引用标准下列标准包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文

51、。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订， 使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。3评定内容定向井井身质量的项目评定定向井井身质量的项目列于表1。定向井井身质量评定项目表1项目项目名称代号单位1最大井斜全角变化率Gm()/25m2实际井底与设计笄底的偏差Sm3平均井径扩大系数Cp在钻井工程设af中，表中 1、3项应分段作出具体规定。对于一般定向井，表中第2项只需要实际井底与设计井底的水平偏差距，如在需要，也可同时规定垂直偏差距，对于特殊定向井（如救险井），则只需规定实际井底与设计井底的空间距离。4计算方法井斜全角变化率。井斜全角变化率按下式计算：Gab 25 ;（an

52、 ab）22ab sin2- （1）Lab2式中：Gab测量点a和b之间井段的井斜全角变化率，（）/25m;ALab 测量点a和b间的井段长度，（m）;43 她一测量点a处的井斜角（）;的一测量点b处的井斜角（）;A（j）ab 一测量点a和b间的方位变化量（）。4.1.2 钻井队工程师（或技术员）在填写井史时，必须将全井段（每25m 一个点）井斜角、方位角及井斜全角变化率变化值、井底水平位移值填写齐全。定向井实际井底与设计井底的偏差。水平井偏差距 TOC o 1-5 h z 定向井实际井底与设计井底的水平偏差距，应根据实际井底与设计井底的坐标值计算。根据井斜测量数据计算井底坐标时， 应采用圆柱

53、螺旋线法或平均角法计算， 计算公式见附录 A（标 准的附录）。垂直偏差距定向井实际井底与设计井底的垂直偏差距，等于实际垂直井深与设计垂直井深之差值。实际的垂直井深应采用圆柱螺旋线法或平均角法计算，计算公式见附录A（标准的附录）。空间距离定向井实际井底与设计井底的空间距离按下式计算R . H2 S4（2）式中：4H 实际井底与设计井底的垂直偏差距（m）Ss 一实际井底与设计井底的水平偏差距（m）;井径扩大系数平均井径扩大率某井段的平均井径扩大率等于该井段的实际平均井径和所用钻头的名义直径的比值，即： 实际平均井径平均井径扩大率（1m -1） 100%（3）钻头名义直径实际井径均以电测数据为准直井

54、段平均井径扩大率不大于20%,造斜点以下井距扩大率不大于15%。5井斜测量的规定在钻井设计中，对测斜点的间距应分段作出具体规定，一般应取25m,特殊情况例外。井身轨迹计算使用多点照相仪、陀螺测量仪和CSU地层倾角仪测量的井斜，不使用目前的常规电测数据。井斜角测量的单位是度，不足1的量以0.25为基本测读单元，即取0.25 、0.50 和0.75 方位角测量的单位是度。44 6考核标准靶区半径靶区半径即实际井底与设计井底水平偏差距。 常规定向井、丛式井的靶区半径按设计目标点的不同垂直深度，耍符合表2的要求。定向井靶心半径标准表2垂直井深(m)靶区半径(m)垂直井深(m)靶区半径(m)0-1000

55、202501-3000与01001-1500303001-3500侬1501-2000403501-4000602001-2500454500以上70根据不同用途的定向井、丛式井、对靶区半径的特殊要求，应在设计中有明确的要求。最大井斜全角变化率党规定向井、丛式井的最大井斜全角变化率应不超过4 /25m。如果连续三个测点的井斜全角变化率超过4 /25m为不合格。井身质量要求对于大斜度井、水平井、丛式井、特殊用途的定向井的井身质量要求，应在设计中有明确的要求。注：1、用圆柱螺旋线法计算A Ni和AEi时，如果a i和“i-1中有一个为0时，此时=2、用圆柱螺旋线法计算A Hi、ANi和AEi；当(

56、oi-冰1)为0时：AHi= ALcosai(sin i sin i1) 180Ni Li sin ai(i i 1 )(cos i 1 cos i) 180EiLi sin ai:(i i 1)当i-i-1 =0时(cos i 1 sin i) 180Ni Li cosai(i i 1)(cos i 1 cos i) 180EiLi sin ai(i i 1)45 附录A(标准的附录)定向井实际井底与设计井底的水平和垂直偏差距的计算公式表计算依据和计算项目计 算 方 法平均角法园柱螺旋线法各测量点的井深Li(m)i-1,2,n各测量点的井斜角a i(。)i=1,2,n各测量点的方位角 M)A

57、i-1,2,n设计垂直井深H(m)H井口坐标值 No,Eo(m)Nq Eq设计井底坐标Nd,EdNd,Edi井段的段长 Li(m)ALi-L i-1i井段的垂直井增加量 Hi(m)HiLi cqs-i2,.sin i sin i 1180H i Liii 1ni井段的N坐标增加量 Ni(m)Ni Li sin iLJ-cosi-22Ni Li(cqs i 1 cqs i )(sin i sin i 1) 32400 (ii 1)( ii 1)2i井段的E坐标增加量 Ei(m)iiii 1Ei Li sinsin22EiLi(cqs i 1 cqs i )(cqs i n in cqs。 324

58、00 (ii 1)( ii 1)2实际井底N坐标Nn(m)nNnNii 1实际井底E坐标Nn(m)nEnEii 1实际垂直井深Hn(m)nHnHii 1实际井底水平位移Sz(m)Sz J(Nq Nn)2 (Eq En)2定向井井底的水平偏差距Ss(m)Ss 3(Nd Nn)2 (Ed En)2定向井井底的垂直偏差距 H(m)H H Hn当(负-质-1)与(f)i 61均为时ANi = ALiSin a 6AEl = ALi aiCQS(j)i一46 一中国石油天然气股份有限公司企业标准Q/SY TH0056-2000固井质量验收评审方法1范围本标准规定了固井质量评审验收方法、要求及评审标准。本标准适用于吐哈油田油层套管固井质量评审及封固油层的技术套管固井质量验收评审。2引用标准下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所 示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可 能性。固井技术规定(1999.5)3评审验收形式探井由勘探事业部组织评审，开发井由开发事业部组织评审。4被评审井有关要求：资料要求：参加评审的井应有标准的固井质量声幅图、固井设计、现场施