构 造：松辽盆地中央坳陷区三肇凹陷 井
别：开发首钻井 井 型：直井
芳扶
井钻井工程设计
中国石油天然气股份有限公司
大庆油田有限责任公司
124-53
设计名称：芳扶124-53井钻井工程设计 设计单位：采油工程研究院钻井设计研究室
工程设计：
日期：
工程设计审核： 日期：
工程设计审批： 日期：
设计单位盖章
油藏评价部审核人： 日期：
油藏评价部审批人：油田公司批准人： 日期：
目 录
1 设计依据................................................................................................... 1
1.1 设计依据 ............................................................................................................................ 1 1.2 构造位置 ............................................................................................................................ 1 1.3 地理及环境资料 ................................................................................................................ 1 1.4 地质要求 ............................................................................................................................ 2 1.5 储层简要描述 .................................................................................................................... 2 1.6 地质分层及油气水层 ........................................................................................................ 3
2 技术指标及质量要求 . ............................................................................... 4
2.1 井身质量要求 .................................................................................................................... 4 2.2 固井质量要求 .................................................................................................................... 4 2.3 资料录取要求 .................................................................................................................... 4 2.4 地球物理测井 .................................................................................................................... 4
3 工程设计................................................................................................... 5
3.1 井下复杂情况提示 ............................................................................................................ 5 3.2 地层压力预测和地层温度 ................................................................................................ 5 3.3 井身结构 ............................................................................................................................ 7 3.4 钻机选型及钻井主要设备 ................................................................................................ 9 3.5 钻具组合 ..........................................................................................................................10 3.6 钻井液 .............................................................................................................................. 11 3.7 钻头及钻井参数设计 ......................................................................................................13 3.8 油气井压力控制 ..............................................................................................................15 3.9 油气层保护要求 ..............................................................................................................19 3.10 固井设计 . .......................................................................................................................20 3.11 各次开钻或分井段施工重点要求 . ...............................................................................25 3.12 完井设计 . .......................................................................................................................27
3.14 弃井要求 . .......................................................................................................................28 3.15 钻井进度计划 . ...............................................................................................................28
4 健康、安全与环境管理 . ...........................................................................28
4.1 基本要求 ..........................................................................................................................28 4.2 健康、安全与环境管理体系要求 . .................................................................................29 4.3 关键岗位配置要求 ..........................................................................................................29 4.4 健康管理要求 ..................................................................................................................29 4.5 安全管理要求 ..................................................................................................................32 4.6 环境管理要求 ..................................................................................................................34 4.7 健康安全环保应急反应计划 . .........................................................................................35
5 生产信息及完井提交资料 ........................................................................35
5.1 生产信息类 ......................................................................................................................35 5.2 完井提交资料 ..................................................................................................................36
1 设计依据
1.1 设计依据
1.1.1 《芳扶124-53井钻井地质设计》；
1.1.2 芳1、芳38、芳33、芳805、芳806、肇11、肇14井等邻井实钻资料； 1.1.3 《钻井设计编制规范》、《大庆油田钻井井控实施细则》、《³³³井钻井工程设计格式》样本等有关技术规范和标准。
1.2 构造位置
松辽盆地中央坳陷区三肇凹陷。
1.3 地理及环境资料
1.3.1 井口坐标
纵(X)：5092313.8m ，横(Y)：21657719.8m 。 1.3.2 地面海拔：
地面海拔143m 。 1.3.3 井场地理状况
本井位于大庆第八采油厂开发区的老油田滚动扩边区，是2008年部署在肇11区区块上的一口开发首钻井，区内地势比较平坦，地表主要分布有农田、盐碱地、水泡子等，距井口187m 左右有村屯内，井场地理状况如图1。
图1 井场地理状况图
1.3.4 气象、水文、海况
本区属中温带大陆性季风气候，春秋两季多大风，年平均气温3.6℃，最高月平均气温23℃，最低月平均气温-19℃，年降水量440mm ，无霜期139天。 1.3.5 灾害性地理地质现象
早春季节有扬沙、沙尘暴现象。 1.3.6 交通、通讯
北部有滨州铁路及哈大公路，区内还有安达-升平-大同、大同-肇州公路穿过，交通便利。移动、联通网络均覆盖该地区，通讯发达。
1.4 地质要求
1.4.1 钻探目的：
落实扶余油层含油边界。 1.4.2 设计井深
设计井深：2060 m。 1.4.3 目的层位
扶余油层。
1.4.4 完钻层位及完钻原则
完钻层位：泉三段。
完钻原则：钻至设计井深完钻。如测井后井底有目的层发育则需加深，并留足30m 口袋完钻。 1.4.5 完井方法
完钻后依据测井解释结果确定。
1.5 储层简要描述
表1对芳扶124-53井的储层情况进行了简要的描述
1.6 地质分层及油气水层
表2给出了芳扶124-53井地层分层以及油气水层情况。
2 技术指标及质量要求
2.1 井身质量要求
井身质量要求见表3。
2.2 固井质量要求
固井质量要求见表4。
2.3 资料录取要求
现场监督人员视本井油层发育情况根据储层研究的需要，提出井壁取心设计，经甲方同意后实施。对取心样品做热解、气相色谱、荧光图像等分析，从而对油层的含油饱和度、孔隙度和渗透率等进行评价，并增加适当MDT 手段分析疑难油水层。
2.4 地球物理测井
按油田公司要求采用DLS-Ⅱ测井系列，加测感应测井。为研究该区扶杨油层地应力和裂缝发育状况，现场跟井人员提出是否加测交互式多极子阵列声波（XMAC ）和微电阻率扫描成像（FMI ）测井项目。
3 工程设计
3.1 井下复杂情况提示
3.1.1 上部地层胶结疏松，成岩性差，易井漏、井塌。 3.1.2 嫩江组注意防斜防卡。
3.1.3 嫩江组一段、二段、青山口组有大段泥岩段地层，要求钻井液性能稳定，防止泥岩剥落、垮塌和吸水膨胀后缩径卡钻及掉钻具等复杂事故。 3.1.4 在油层部位钻进时防油气水侵、防井喷。
3.2 地层压力预测和地层温度
3.2.1 邻井实测压力成果
扶余油层压力变化范围是16.60MPa~18.80MPa，压力梯度0.90Pa/100m~1.00 MPa/100m，压力系数变化范围是0.92~1.03，平均压力系数为0.99，属于正常压力系统。
邻井产层实测压力见表5。
邻井破裂压力见表6
根据本区扶余油层压力系数平均值0.99，预计本井扶余油层压力为17.424MPa ~19.99Mpa；根据本区扶余油层破裂压力系数平均值1.6，预计本井扶余油层破裂压力为28.7 MPa ~33.0MPa。 3.2.2 邻井测温情况
扶余油层地层温度83.0℃~92.0℃，地温梯度在46.1℃/100m~4.79℃/100m之间，平均地温梯度4.73℃/100m，属于正常温度系统。
邻井测温成果见表7。
3.3 井身结构设计
3.3.1 井身结构设计数据
井身结构设计数据见表8。
3.3.2 井身结构设计说明
井身结构设计说明，见表9。
3.3.3 井身结构设计示意图见图2。
图2 井身结构示意图
3.4 钻机选型及钻井主要设备
表10给出了所选择钻机和主要设备的型号和规格等。
3.5 钻具组合
3.5.1 钻具组合设计 3.5.1.1 一开钻具组合设计
Φ311.2mm 钻头+Φ177.8mm 钻铤³（17~18）m +Φ210mm 稳定器+Φ177.8mm 钻铤³（8.5~9）m+Φ210mm 稳定器+Φ177.8mm 钻铤³（8.5~9）m +Φ158.8mm 钻铤³（34~36）m +Φ127mm 钻杆。 3.5.1.2 二开钻具组合设计
Φ215.9mm PDC钻头+Φ177.8mm 钻铤³（17~18）m +Φ210mm 稳定器+Φ177.8mm 钻铤³（8.5~9）m+Φ210mm 稳定器+Φ177.8mm 钻铤³（8.5~9）m +Φ158.8mm 钻铤³（121~126）m+Φ127.0mm 钻杆。 3.5.2 钻具上扣扭矩
3.5.2.1 钻铤上扣扭矩见表11。
3.5.2.2 钻杆上扣扭矩见表12。
中国石油 芳扶124-53井钻井工程设计 第 11 页 共38页
3.6 钻井液
3.6.1 钻井液性能设计、配方及处理方法
各次开钻钻井液性能设计、配方及处理方法见表13。
大庆油田有限责任公司 2008年04月21日
3.6.2 钻井液材料用量设计见表14。
3.6.3 钻井液储放和处理设备配置要求
3.6.3.1 钻井液采用密封罐循环，配备至少3个30m 3带搅拌器的钻井液循环罐。 3.6.3.2 配备1个2m 3~4m3带搅拌器的加药池。 3.6.4 固控设备配置和使用要求
3.6.4.1 振动筛2台，使用时间占总循环时间100%。 3.6.4.2 除砂器1台，使用时间占总循环时间80%。
3.6.4.3 离心机1台，使用情况视钻井液密度和固相含量而定。 3.6.5 钻井液性能测量要求
3.6.5.1 开钻至一开完钻81m ，每间隔1h 测量一次钻井液密度、粘度。二次开钻至葡萄花油层顶以上30m （1412m ），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。葡萄花油层顶以上30m （1412m ）至完钻2060m ，每间隔0.5h 测量一次钻井液密度、粘度，每4h 测量一次钻井液电阻率，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，并做好记录。
3.6.5.2 循环观察：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，以及是否有油气侵等异常情况，如有异常情况加密测量钻井液密度、粘度。
3.7 钻头及钻井参数设计
3.7.1 钻头设计
各钻进井段钻头设计见表15。
中国石油 芳扶124-53井钻井工程设计 第 14 页 共38页
3.7.2 钻井参数设计
各井段钻井参数设计见表16。
大庆油田有限责任公司 2008年04月21日
3.8 油气井压力控制
3.8.1 井控风险级别评估
本井是第八采油厂2008年部署在肇11区块上的一口开发首钻井。根据《芳扶124-53井钻井地质设计》提示，本区扶余油层平均地层压力系数为0.99，同时结合以往该区钻井实际情况和《大庆油田钻井井控实施细则》相关规定，该井为井控三类风险级别。 3.8.2 油气井井口控制装置设计 3.8.2.1 二次开钻井口装置示意图
二次开钻井口装置示意图见图3。
图3 二次开钻井口装置示意图
3.8.2.2 二次开钻井控装置试压要求
3.8.2.2.1 井控装置在现场安装完毕后，按表17要求进行试压。
3.8.2.2.2 钻开油气层前及更换井控装置部件后，应采用堵塞器或试压塞按表17要求进行试压。
3.8.2.2.3 防喷器控制系统用21MPa 的油压作一次可靠性试压。
3.8.3 井控要求
3.8.3.1 井控设备安装要求 3.8.3.1.1 井口装置安装要求
3.8.3.1.1.1 防喷器安装完毕后，应校正井口、转盘、天车中心，其偏差不大于10mm ；防喷器用Φ16mm钢丝绳和正反花蓝螺栓固定，钢丝绳不能防碍其它操作。
3.8.3.1.1.2 防喷器应装齐闸板手动操作杆，靠手轮端应支撑牢固，其中心与锁紧轴之间的夹角不大于30°，挂牌标明开关方向和到底的圈数及闸扳的类型。
3.8.3.1.1.3 四通旁侧出口应位于地面之上，并保证放喷和压井管线平直引出井架底座外，且高度合适，固定牢靠。 3.8.3.1.2 防喷器远程控制台安装要求
3.8.3.1.2.1 安装在面对井架大门左侧、距井口不少于5m 的专用活动房内，距放喷管线或压井管线应有一定距离，周围不允许堆放易燃、易爆、腐蚀物品。
3.8.3.1.2.2 管排架与放喷管线和压井管线要保持一定距离，车辆跨越处应装过桥盖板；不允许在管排架上堆放杂物和进行焊割作业。
3.8.3.1.2.3 电源应从配电盘总开关处直接引出，并用单独的开关控制。 3.8.3.1.2.4 储能器要始终处于工作压力状态（17.5MPa~21.0MPa）。 3.8.3.1.3 放喷管线安装要求
3.8.3.1.3.1 放喷管线采用外径不小于73mm 的油管，长度不小于27m ，并采用卡箍方式连接。
3.8.3.1.3.2 管线要平直引出，每隔7m~10m和出口处用水泥基墩加地脚螺栓固定，悬空处要支撑牢固。
3.8.3.1.3.3 水泥墩基坑长×宽×深为0.8m×0.8m×1.0m 。遇地表松软时，基坑体积应大于1.2m 3
3.8.3.1.3.4 管线布局要考虑当地季节风向，应在季节风的下风头，出口端不能正对居住区、道路以及油田建设设施等。
3.8.3.1.3.5 预埋地脚螺栓直径不小于20mm ，埋入深度大于0.5m 。 3.8.3.1.3.6 防喷器四通两翼各装一个平板阀并处于常关状态。 3.8.3.1.4 钻具内防喷工具安装要求
3.8.3.1.4.1 钻具内防喷工具的最大工作压力不低于防喷器额定工作压力。
3.8.3.1.4.2 钻台上配备与使用钻具尺寸相符的钻具旋塞阀、钻具止回阀和钻具专用转换接头，所有内防喷工具均涂上红色标志。
3.8.3.1.4.3 从二次开钻开始，在钻杆支架上准备一根防喷钻杆（起下钻时放在大门坡道上）。 3.8.3.1.5 监测仪器安装要求
应配备钻井液液面计量标尺。 3.8.3.2 井控培训要求
从事钻井生产和技术管理的钻井队干部应经过培训、考核取得井控操作合格证。钻井队经过培训、考核取得井控操作合格证的的人员有：
书记、正副队长、工程师、技术员、地质员、HSE 监督员、钻井技师、大班司钻、大班钻井液工、正副司钻、井架工和钻井液工。 3.8.3.3 井控防喷演习要求
3.8.3.3.1 防喷演习以班组为单位由司钻组织进行。一个月内每个钻井作业班至少进行一次不同钻井工况下的防喷演习，演习时要求在井场内施工的相关方按《大庆油田钻井井控实施细则》要求进行联合演习，发现问题立即整改。
3.8.3.3.2 钻井队在二次开钻、打开油气层前及特殊作业前都应进行防喷演习，达到要求后方可继续作业，同时填好防喷演习记录。
3.8.3.3.3 钻进作业和空井状态应在3min 内控制住井口，起下钻作业状态应在5min 内控制住井口。
3.8.3.4 井控坐岗要求
3.8.3.4.1 由钻井液工（无钻井液工由副司钻）担任坐岗，坐岗人员应认真观察钻井液池
面变化，分析原因，及时记录，发现溢流、井漏及油气显示等异常情况，应立即报告司钻，并实施关压井措施。
3.8.3.4.2 从钻开油气层前100m 开始坐岗，钻开油气层前每1h 记录一次，钻开油层后每30min 记录一次，起下钻时，每起下3柱钻杆或1柱钻铤记录1次；异常情况下加密。 3.8.3.4.3 司钻应时刻注意钻时及泵压等钻井参数变化，发现异常立即实施关压井措施。 3.8.3.4.4 录井队应保证本井的工程数据录取及时准确，发现异常应及时向录井队长和钻井队当班司钻报告，当班司钻根据情况实施关压井措施。 3.8.3.5 加重钻井液储备和加重材料要求 按钻井液设计要求进行。 3.8.3.6 井控主要措施
3.8.3.6.1 施工井队要保证井控装备安装质量，做到试压合格。
3.8.3.6.2 施工井队在钻台要配备与使用钻具尺寸相符的钻具旋塞阀、钻具止回阀和钻具专用转换接头，所有内防喷工具均涂上红色标志。
3.8.3.6.3 钻井施工期间要保证钻井液泵排量和上水良好，不抽空气。
3.8.3.6.4 钻进中遇到钻速突然加快、放空、井漏和油气水侵等异常显示情况时，应立即停钻观察。
3.8.3.6.5 钻开油气层后尽量减少起下钻作业，防止钻头泥包产生抽吸造成井喷事故。 3.8.3.6.6 每次起钻前要进行短程起下钻并循环观察，油气层部位起钻速度不大于30m/min，起钻时钻井液密度达到设计要求，每起3柱钻杆或1柱钻铤灌满一次钻井液，如井口灌不进钻井液，应接方钻杆灌钻井液，并设专人观察并记录钻井液灌注情况。 3.8.3.6.7 每次下钻时，钻具下放不能过快，制动不能过猛；每下5柱检查一次钻井液返出量，若返出量不正常时，应停止下钻，接方钻杆小排量循环，同时检查有无溢流或漏失；钻井泵开泵前要将钻具内灌满钻井液，平缓起动，避免因压力激动产生井漏导致井喷。 3.8.3.6.8 发生油气侵后，需加重时要停钻加重，严禁边加重边钻进。要保证入井钻井液性能符合钻井液设计要求。
3.8.3.6.9 下套管每次循环前灌满钻井液，严禁用方钻杆灌钻井液。固井期间要保证环空液柱压力，防止“碰压”后水泥浆候凝期间因水泥浆“失重”环空液柱压力下降产生井喷。 3.8.3.6.10 井场的电气设备、照明设备及输电线路应符合SY 5116-1155中规定的要求，
灭火器和其它消防工具按SY 5876-93中3.1条款要求配齐。
3.8.3.6.11 井场内有明显的防火标志，井场内严禁吸烟和动用明火，必须动用明火时，应按照SY/T 6283-1997的要求进行申请并采取防火措施。
3.8.3.6.12 施工井队应配置钻井液自动灌注系统，并确保其能满足钻井施工作业要求。 3.8.3.6.13 发生卡钻需泡油、混油或因其它原因需适当调整钻井液密度时，井筒液柱压力要保持平衡。
3.8.3.6.14 起钻完要及时下钻，空井作业时间（如电测等）不能超过规定时间，否则必须下钻通井，严禁空井情况下进行设备检修。
3.8.3.6.15 通讯设备保持完好，有异常情况及时与上级联系。
3.8.3.6.16 施工期间井队干部要24h 在作业现场跟班作业，督促岗位工人按井控岗位要求定期对钻井井控设备进行维护保养，保证井控设备性能良好，确保钻井施工安全。 3.8.3.6.17 钻井施工过程中严格执行坐岗制度，落实专人观察井口和循环罐液面变化情况，如发现异常加密监测并记录，同时报告司钻并实施关压井作业。
3.8.3.6.18 在每次开钻、起钻和特殊施工作业前，应组织施工班组进行该工况的防喷演习，人员和设备等均达到演习要求后方可继续下步施工作业。达不到要求的立即停止整改。
3.9 油气层保护要求
该区扶余油层为低孔、低渗储层，其常规岩心分析孔隙度为7.5%～12.9%，平均为9.54%，渗透率为0.0667×10-3μm2～1.47×10-3μm2，平均为0.486×10-3μm2 ；压汞分析测得孔隙度为8.3%～13.9%，平均为11.24%，渗透率为0.112×10-3μm2～7.96×10-3μm2，平均为0.954×10-3μm2。扶余油层地层水分析资料，地层水氯离子（CL -）含量平均为3067.58mg/L，总矿化度平均为7157.00mg/L，水型为NaHCO 3。钻井过程中注意执行下列油气层保护措施：
3.9.1 振动筛使用占钻井液循环时间的100%，振动筛筛布不低于40目，应使用好固控设备，控制无用固相和含砂量，保证钻井液密度和含砂量不超过设计要求。
3.9.2 钻开油气层前应调整好钻井液性能，降低钻井液滤失量，使钻井液的滤失量不大于4mL 。加入油层保护剂3.0t ，保护储层。
3.9.3 钻开油气层后，在油气层部位起下钻速度不大于30m/min，操作要平稳，减少激动压力和抽吸压力。
3.9.4 钻井液密度要严格执行设计，正常钻进情况下（无油气侵等复杂情况）钻井液密度宜接近设计下限。
3.9.5 钻井施工中应加强管理和生产组织协调，维护好设备，认真做好井漏、井喷、井塌及卡钻的预防工作，避免在钻开油气层后组织停工，确保钻井完井施工顺利进行，以减少固相对油气层的堵塞和滤液对油气层的浸泡时间。
3.9.6 进入目的层后，若发生井漏，应首先考虑降低钻井液密度，然后选择不伤害主要储层的堵漏措施，主要目的层应选用可酸化或可解堵的材料，严禁使用惰性材料堵漏。 3.9.7 完钻前要充分循环洗井，清除井内钻屑和井壁的假泥饼，提高电测一次成功率，减少储层浸泡时间。
3.10 固井设计
3.10.1 Φ244.5mm 表层套管固井主要工艺要求
3.10.1.1 套管串结构：Φ244.5mm 可钻插入式浮鞋+Φ244.5mm 套管至地面。
3.10.1.2 套管螺纹清洗干净、长度丈量准确、用Φ224.7mm 标准通径规进行通径、按入井顺序编号。 3.10.1.3 浮鞋、套管串下部3根套管及井口2根套管螺纹联接采用螺纹锁固脂粘接，其余套管螺纹均匀涂抹套管螺纹密封脂。
3.10.1.4 套管螺纹联接用套管钳按规定扭矩上紧。上扣扭矩范围： H40壁厚7.92mm 套管为2.59 kN·m ~4.13kN·m 。
3.10.1.5 下套管遇阻时，需接方钻杆循环接头循环正常后再继续下入套管。
3.10.1.6 套管下到井底后循环洗井，振动筛处无明显岩屑返出方可进行注水泥作业。 3.10.1.7 套管注水泥施工前，使套管与转盘居中。 3.10.1.8 按插入式固井作业有关规定进行固井作业。 3.10.2 Φ139.7mm 生产套管固井主要工艺要求
3.10.2.1 电测时，应将设备和仪表检修保养好，保证完井施工的需要。
3.10.2.2 套管丝扣要清洗干净，排放整齐，逐根编号，并用相应尺寸的内径规（壁厚6.20mm 套管采用Φ124mm 内径规、壁厚7.72mm 套管采用Φ121mm 内径规）通径。套管丈量要准确，要严格执行“两丈量、一对口”的措施。
3.10.2.3 电测后，应在井径小于钻头直径连续3m 以上的井段、电测和起下钻遇阻的井段划眼，划眼速度不大于30m/h。划眼结束后，调整好钻井液性能，并用28L/s ~35L/s的排量洗井两周以上，振动筛上无明显砂子再起钻下套管。
3.10.2.4 每下30~35根套管灌一次钻井液，下至800m 、1500m 时，循环一周钻井液。 3.10.2.5 套管上钻台带公扣护丝，二次通径。套管母扣均匀涂抹螺纹密封脂，套管螺纹联接用套管钳按规定扭矩上紧。上扣扭矩范围： J55壁厚6.20mm 套管为1.75 kN·m ~2.92 kN·m ；J55壁厚7.72mm 套管为2.51 kN·m ~4.19 kN·m ；N80壁厚7.72mm 套管为3.54 kN·m ~5.90 kN·m 。
3.10.2.6 下完套管至固井期间，活动套管，活动距离2m~3m。
3.10.2.7 下完套管后，用28L/s ~35 L/s的排量洗井两周以上，钻井液性能符合要求方可停泵固井。
3.10.2.8 隔离液使用清水，隔离高度150m 。
3.10.2.9 固井使用G 级水泥。水泥返深1342m （葡萄花油层顶面以上100m ），水泥浆密度控制在1.88g/cm3~1.92g/cm3，平均密度宜控制在1.90g/cm3。
3.10.2.10 固井施工要连续作业，操作平稳，注速(管内) 大于等于1.2m/s，替速大于等于1.5m/s。
3.10.2.11 碰压后，套管试压15MPa ，5min 不降为合格。试压后，敞压候凝，敞不住压时，关井候凝，关井压力比环空平衡压力大1MPa 。 3.10.3 固井质量检测
固井碰压后24h~48h，采用CBL&VDL进行固井质量检测。
3.10.4 套管柱设计
3.10.4.1 套管柱设计条件见表18。
3.10.4.2 各层次套管柱规范和强度校核见表19。
大庆油田有限责任公司 2008年04月21日
3.10.5 各层次套管串结构数据表见表20。
3.10.6 套管扶正器安放要求
各层次套管扶正器型号和安放间距要求见表21。
大庆油田有限责任公司 2008年04月21日
3.10.7 水泥浆配方及性能
注水泥浆配方及性能要求见表22。
3.10.8 前置液配方及性能
注水泥前置液配方及性能见表23。
3.10.9 水泥用量
固井水泥用量见表24。
3.11 各次开钻或分井段施工重点要求
3.11.1 钻前施工要求
3.11.1.1 开钻前对方钻杆、钻铤、稳定器、接头、钻杆进行全面检查，不符合SY/T 5369-94标准中有关规定的必须更换，否则不许下井。钻铤、稳定器及各种接头必须探伤检查合格。认真丈量钻具（包括长度、内径、外径），并做好记录，所有钻具按下井顺序编号。 3.11.1.2 开钻前必须校正天车、转盘和井口，以保证三者中心偏差不大于10mm 。 3.11.1.3 安装齐各种仪表，并保证钻井施工中运行准确、灵敏。
3.11.1.4 开钻前要对设备进行全面检查、维护、保养，然后空负荷运转2h~3h，正常后，进行高压循环系统试压，试验压力25.0MPa ，3min 不刺不漏为合格。 3.11.2 第一次开钻技术要求
3.11.2.1 一开用Φ311.2mm 钻头钻进，每钻进一个单根，快速划眼2~3遍。当开始钻进钻压不够时，钻压加到钻铤总重量的70%。钻进中保证井眼规则打直，小排量、低钻压转盘开钻，严禁用水力冲眼，注意保护好井壁和基础。
3.11.2.2 为防止井漏、井塌发生，可适当提高钻井液粘度，并控制钻速与排量，防止冲垮和憋漏地层。接单根时，应晚停泵、早开泵。
3.11.2.3 完钻后保证井筒清洁，井眼内替满高粘度的钻井液。当钻头起出后，再用 Φ311.2mm 的牙轮钻头划眼通井一次，然后下套管。
3.11.2.4 表层固完后候凝24h 可洗井进行二次开钻（加入早强剂后可候凝12h 后钻水泥塞洗井）。
3.11.3 第二次开钻技术要求
3.11.3.1 安装好井控装置，并按要求试压。
3.11.3.2 下井钻具严格执行钻具组合设计，钻进中严格执行设计规定的钻进参数，送钻要均匀，不许加压启动转盘，如有蹩跳，应减压钻进。
3.11.3.3 正确判断井下钻头使用状况，把握好起钻换钻头时间，以杜绝钻头事故的发生。 3.11.3.4 如果井底有落物时，应打捞干净后，才能下入新钻头。
3.11.3.5 溜钻、顿钻、无进尺、转盘负荷增大、泵压高或低时，应认真检查原因并采取相应的措施进行处理，以防恶性事故的发生。
3.11.3.6 换钻头时，必须先量好起出钻头外径，如起出钻头外径小于要下入钻头的外径，
必须先划眼后，再下入规定的钻头，以避免钻头下入小井眼中，造成卡钻或其它事故。 3.11.3.7 钻头上卸扣时，应使用相应尺寸的钻头盒子，防止损坏钻头和碰坏复合片。 3.11.3.8 下钻中途有遇阻显示时，要循环钻井液。当钻头接触井底前10m 左右要开泵循环，慢慢下放钻具清洗井底。
3.11.3.9 下钻时，一律使用带扭矩表的液压大钳，按规定扭矩上紧螺纹。 3.11.3.10 起下钻要严格遵守操作规程。
3.11.3.12 全井段起钻遇卡不得超过原悬重100kN ，下钻遇阻不得低于原悬重50kN ~100kN，否则应及时采取措施。 3.11.4 防塌措施
3.11.4.1 坚持每起3柱钻杆灌一次钻井液。
3.11.4.2 严格控制钻井液失水，随时观察岩屑返出情况，及时发现井塌的预兆。 3.11.4.3 钻进中加强钻井液性能管理，保持钻井液性能的相对稳定。 3.11.4.4 禁止长时间定点大排量循环。
3.11.4.5 一旦发生井塌，可适当提高钻井液粘度、排量，及时将大块岩屑带出地面。 3.11.5 防卡措施
3.11.5.1 加强钻井液管理，严格控制钻井液失水。使用好固控设备，清除钻井液中的无用固相含量，保持井筒清洁畅通。
3.11.5.2 确保钻井液性能符合设计要求，保持井壁稳定，防止钻铤、钻头与稳定器泥包。 3.11.5.3 钻进期间副司钻要密切注视泵压的变化，如有异常应停钻检查。
3.11.5.4 钻进期间司钻要认真观察立管压力表、指重表，结合转盘负荷和机械钻速综合判断井下情况。如有异常，应立即起钻检查。 3.11.5.5 遇阻遇卡井段仔细划眼，修整井壁。
3.11.5.6 起钻前充分循环钻井液，起下钻遇阻应上提下放活动钻具，控制上提大钩拉力，避免将钻具卡死，必要时应循环或倒划眼。
3.11.5.7 钻开油气层后钻具在油气层井段内静止时间不应超过5min ，活动钻具时每次活动距离不小于5m 。
3.11.5.8 钻开油气层后因意外需要更换设备时，应将钻具起到油气层顶以上。 3.11.5.9 井口操作要谨慎，严防井口工具等落井。 3.11.6 防斜措施
3.11.6.1 天车、转盘、井口中心偏差不大于10mm 。
3.11.6.2 钻具结构应符合设计要求，稳定器安放位置符合要求，外径要符合标准，在钻铤和方接头数量不够时不应开钻。
3.11.6.3 一开打方钻杆时，用40r/min~50r/min转速，轻压钻进，每钻进3m~5m用水平尺校正方钻杆，确保井口开直。打完方钻杆后，在钻铤未加足以前，按井内实际钻铤重量的70%加钻压，等钻铤打完后，再按设计参数钻进。 3.11.6.4 钻进过程中要操作平稳，送钻均匀，不应超压钻进。
3.11.6.5 每钻进200m~250m要进行单点测斜，当井斜角接近不同井深所允许的最大井斜角时要加密测斜，如继续增斜应采取相应的降斜措施。 3.11.7 防漏措施
3.11.7.1 钻进时，若钻时突然加快应立即停钻上提方钻杆，直到钻杆接头提出转盘面为止，循环观察，看是否有溢流或漏失。若无异常，检查泥浆池液面、钻井液密度及其他显示都正常后恢复钻进。
3.11.7.2 下钻时，每下5柱钻杆检查一次钻井液返出量。若返出量不正常时，应停止下钻，接方钻杆小排量循环，同时检查有无溢流或漏失。
3.11.7.3 从钻开油气层前100m 开始坐岗，钻开油气层前每1h 记录一次，钻开油层后每30min 记录一次循环罐钻井液变化情况。如发生井漏应详细记录漏失量、漏失速度、漏失位置和当时钻井液性能。
3.11.7.4 在钻井液静止时间过长和钻具下到一定深度的情况下，下钻要分段循环，防止憋漏地层。
3.11.7.5 井径不规则、垮塌严重的井段，防止开泵过猛，应低泵压小排量循环正常后再恢复正常排量钻进。
3.11.7.6 严格控制起、下钻速度。
3.11.7.7 一旦发生井漏，应立即采取措施，防止井漏后井喷。
3.12 完井设计
3.12.1 完井井口要求
井口使用Φ244.5mm ³Φ139.7mm 简易套管头。 3.12.2 井口校正要求
井口偏斜度小于0.2°，Φ139.7mm套管两侧高差小于0.5mm 。井口套管端面高出
地面（0.20±0.05）m 。 3.12.3 戴井口帽子要求
测完声变后，套管内掏空3m ，井口戴上标有“芳扶124-53”井号的防盗井口帽子，并将丝扣涂黄油上紧。
3.13 弃井要求
初步确定下套管原则为葡萄花油层单层有效厚度大于0.5m ，累计有效厚度大于等于1.0m ；扶余油层单层有效厚度不小于2.0m 或全井有效厚度大于4.0m 。经商定如不下油层套管，则按如下方法处理：
a) 井下处理：钻具下至最上部储层顶打水泥塞100m 。再将钻具起至表层套管鞋以下50m 处，往上再打水泥塞100m 。固井时要求施工方设计好水泥稠化时间，保证井下钻具安全。
b) 井口处理：井下打完水泥塞，起出钻具后，在条件允许的情况下，将地下2m 以上的套管头割掉，套管头焊40mm 厚的A3钢盲板。同时，做好地下隐蔽工程资料档案。
3.14 钻井进度计划
钻井进度计划见表25。
4 健康、安全与环境管理
4.1 基本要求
4.1.1 施工单位应遵守国家、黑龙江省有关健康、安全与环境保护法律、法规等相关文件的规定。
4.1.2 施工单位应执行SY/T 6283-1997《石油天然气钻井健康、安全与环境管理体系指
南》及《黑龙江省石油天然气勘探开发环境保护条例》中的规定。
4.2 健康、安全与环境管理体系要求
施工作业队伍所在的公司应通过钻井健康、安全与环境管理体系的认证。
4.3 关键岗位配置要求
施工作业队伍岗位按SY/T 5553-2001钻井工程劳动定额中要求配置，关键岗位配置见表26。
4.4 健康管理要求
4.4.1 人员防护和急救 4.4.1.1 人员的防护
钻井队应按照国家、黑龙江省及大庆市劳动保护法规和标准，为员工配备相应的劳动防护用品。劳动保护用品按GB/T 11651-89有关规定及钻井队所在区域要求发放。 4.4.1.2 钻井队的急救及药品配置
4.4.1.2.1 根据钻井施工地域、季节特点和作业者的要求，配备相应的常用以及急救器材和药品。
钻井队医疗器械和药品配置要求：
a ）急救所用的医疗器械和药品； b ）防蚊蝇用药品；
c ）防病毒和防肠道感染药品； d ）防冻伤及防中暑药品；
e ）根据所在区域环境情况配备相应的防疫药品等。
4.4.1.2.2 作业区员工一旦出现外伤、触电、食物中毒、急性传染病等情况，现场简单急救处理后，应立即送往就近的医院进行救治。 4.4.1.3 有毒、有害药品及化学处理剂的管理
a ）对有毒、有害药品及化学处理剂要有专门地方存放，并有明显标识，防止误用； b ）对有毒、有害药品及化学处理剂要有专人保管、专本记录，存放处均要上锁。在使用时，岗位人员要穿戴防护用品（防毒面具、手套等）；
c ）存放可溶性剧毒废渣的场所，应采取防水、防渗漏、防流失的措施。有毒物品要密封好，防止泄露或散落；
d ）使用有毒药品时，要经单位主管领导或负责人审批签字后，方可办理和使用； e ）在使用有毒药品时，记录本上要记清使用时间、使用人、使用量等； f ）严禁将难以降解的有毒有害物质埋入地下。 4.4.2 医疗药械和保健 4.4.2.1 医疗药械
按HSE 管理委员会和作业者的要求配备所需的医疗设备、器械和药品，同时根据环境调查情况配备相应的防疫药品。 4.4.2.2 保健制度
钻井队应遵循以下卫生保健制度： —员工健康合格证管理制度； —饮食卫生管理制度； —员工的疾病预防制度； —员工健康档案管理制度； —医疗处方和急救制度； —营地卫生管理制度； —消杀剂管理制度。
4.4.3 营地管理 4.4.3.1 饮食管理卫生 4.4.3.1.1 餐饮卫生管理
a ）作业区有干净水洗手洗脸，有专门地方就餐； b ）饮用水应符合GB5749-1985生活饮用水卫生标准； c ）员工饮食要求营养全面，搭配合理，每日有菜谱； d ）厨房、餐厅应定期消毒，保持整洁卫生； e ）烹调用具、餐具应及时清洗干净，并进行消毒； f ）厨房和库房内不准堆放杂物，不准存放腐烂变质的食品； g ）应购买检验、检疫合格食品。 4.4.3.1.2 炊管人员卫生管理
a ）炊管人员应持“健康合格证”上岗，并按规定每年体检一次；
b ）员工若患有痢疾、伤寒、病毒性肝炎等消化道传染病（包括病原携带者），活动性肺结核，化脓性或者渗出性皮肤病以及其它有碍食品卫生疾病的不应上岗，治愈后经体检合格方可上岗；
c ）炊管人员在工作期间应穿戴整洁的工作服和帽子，并要勤洗手； 4.4.3.2 营区、宿舍卫生
a ）营区周围按规定设置垃圾箱，并定期清理桶内垃圾； b ）按所在地规定处理营区垃圾； c ）营地宿舍保持清洁、整齐；
d ）室内卧具每15天换洗一次，保证干净； e ）宿舍内应有防鼠、防蟑螂和防蚊蝇措施； f ）钻井队设有洗澡间，有专门存放工衣处；
g ）营区宿舍、办公室等室内应定期消毒，保证卫生合格； h ）营区就餐处应保持整洁卫生。 4.4.3.3 卫生间和卫生设施
a ）营地应为所有人员提供公共厕所和洗漱设备； b ）公共厕所应定期清扫、消毒处理，保持卫生。 4.4.4 员工身体健康要求：
a ）员工每年至少体检一次，并建立健康档案； b ）员工宿舍应安静，通风或保温良好；
c ）员工应劳逸结合，保证充足睡眠。正常施工过程中，禁止连班。
4.5 安全管理要求
4.5.1 进入钻井作业区人身安全保护规定：
a ）进入钻井作业区人员要穿戴劳动保护用品；
b ）进入钻井作业区人员应遵守作业区安全规定，操作人员要遵守安全操作规程，不能串岗、乱岗；
c ）钻井作业区应配备相应的急救器材和药品（如：止血、烧烫伤、触电、食物中毒、高温中暑、高寒冻伤、昆虫咬伤和有害气体中毒等急需用品）；
d ）钻井作业区内一旦发现重病患者或受伤人员，在及时组织急救的同时，立即送往就近医院进行就诊或抢救。
4.5.2 安全标志牌的要求（位置、标识等）：
井场、钻台、井架、油罐区、机房、危险品仓库、净化系统、电气设备等处应有明显的安全标志牌，例如进入作业区应有：“非施工人员禁止进入井场”、“进入井场要戴安全帽”等警示语和标志牌；油罐区应有：“注意防火”警示语和标志牌；高压电区应有：“高压有电”警示语；井场入口处应有井场布置图、消防器材分布图、危险区域分布图、井场逃生路线图等。
4.5.3 钻井作业操作安全要求：
钻井作业操作安全要求执行SY 5974 -94标准。 4.5.4 设备的安全检查与维护
a ）钻井设备安装技术、正确操作和维护按SY/T 5526-92标准执行； b ）开钻验收项目及要求按SY/T 5954-94标准执行；
c ）钢丝绳的安全要求按SY/T 6228-1996标准中10.6条款执行。 4.5.5 易燃易爆物品的管理要求：
a ）易燃易爆物品要有明显标识，贴有标签，并由专人保管； b ）易燃易爆物品要分类存放，防晒通风和远离火源；
c ）使用易燃易爆物品要远离油罐区、高压电区、井口区等；
d ）在使用气焊时，氧气瓶和乙炔瓶之间距离应符合安全规定； e ）防爆电气装置应符合SY/T 5957-94中第4章的规定。 4.5.6 井场灭火器材和防火安全要求：
a ）井场灭火器材配备标准应符合SY5876-93中3.1条款的规定；
b ）员工会正确使用防火消防器材，并有专人定期对其进行检查、维护和保养； c ）防火消防器材应在指定地点存放，并用标签注明类型、使用方法和有效日期； d ）井场禁止吸烟和动用明火；
e ）井场应有防火消防领导小组，做到分工明确，措施得当； f ）防火安全要求应按SY/T6228-1996中的第8章执行。 4.5.7 井场动火安全要求：
钻开油气层后应避免在井场使用电、气焊，若应使用，应执行SY/T 6283-1997中的防火安全规定，并采取完善安全的防火措施方可动火。 4.5.8 井场用电安全要求：
井场电器设备、照明器具及输电线路的安装，应符合SY 5225-2005的要求。井架、钻台、机泵房的照明线路应各接一组电源，探照灯电路应单独安装。井场电线不得横跨主体设备。井架、钻台、机泵房和净化系统照明应全部采用防爆灯。距井口30m 以内的电器设备应使用防爆开关和防爆马达。 4.5.9 营地安全要求：
a ）营房应设置烟火报警器；
b ）营地应按消防规定配备灭火器具；
c ）营地所有电器设备和用电线路应符合电气安装标准；
d ）每幢营房应装有过载、短路、触电保护装置和小于10Ω接地装置； e ）营地内禁止存放和使用易燃易爆物品和有毒有害物品；
f ）营地应有防火措施、各种紧急情况报警信号、逃生须知及逃生路线图； g ）营地摆放位于井场相对当地季节风的上风或侧上风方向。 4.5.10 井喷预防和应急措施：
a ）井控技术管理措施按《大庆油田钻井井控实施细则》执行；
b ）应急措施：井口一旦发生溢流，按《大庆油田钻井井控实施细则》制定压井措施，迅速组织压井；在井架上、井场盛行风入口处等地设置风向标；划分警戒线，禁止闲杂人
员进入井场；同时，保持与当地政府及上级主管部门的通讯畅通。
4.6 环境管理要求
4.6.1 钻前环境管理要求
井场应按要求挖好沉砂池和污水贮存池，底部和周围用塑料布铺垫，防止渗漏。钻机、泵房、泥浆罐周围应挖好排水沟，以便污水流入污水贮存池。
进入井场应指定车道，不可随意乱压耕地和草原，最大限度地保存原有树木、农作物、草原等。
4.6.2 钻井作业期间环境管理要求 4.6.2.1 废水、废泥浆、钻屑的处理要求：
废钻井液和钻屑的处理要执行《大庆油田有限责任公司废弃钻井液处理验收管理暂行规定》。严禁随意往外排放钻井液和乱扔废弃物，以免污染草原。钻井中往外排放钻井液时，应将钻井液打入事先准备好的储备池内，严禁乱放。
固完井时，井口返出的钻井液应回收到储备罐内或回收，不许排放到沉砂池中。 冲洗钻台和清洗设备的废水已被油品、钻井液污染，不应直接排出井场，应引入污水贮存池，经净化处理后，可再供冲洗钻台或调配钻井液用。
排出井场的废水，应符合国家《污水综合排放标准》的二类标准值。 4.6.2.2 钻井材料和油料的管理要求：
钻井材料存放在爬犁上，不可散放。使用时不可散落地上。如散落地上，应进行处理。 废油料要放入专用罐内，以备回收，不可就地倾倒。 4.6.2.3 保护地下水源的技术措施：
井场周围应与毗邻的农田或草原隔开，绝不让井场内的污油、污水、钻井液等流入田间、草原或进入溪流，以防井场外表层淡水源被污染。 4.6.2.4 发生井喷后地面处理措施及要求：
井喷发生后，溢流过多，泥浆罐放不下时，可把钻井液放入沉砂池，待井喷控制住后，再收回处理。放喷时，放出的天然气要烧掉。
如井喷失控，喷出的钻井液和地下流体，待井喷失控处理完后，再进行地面处理。 4.6.3 钻井作业完成后环境管理要求：
完井后的井场，由原钻井施工单位移交采油厂管理，井场的环境应达到接收单位的要
求。移交前，钻井施工单位应做好下列工作：
a ）清除井场内所有废料、废油和垃圾；
b ）剩余的膨润土、重晶石粉和各种钻井液处理剂要及时回收； c ）拆除井场内所有地上和地下的障碍物；
d ）对钻井液进行回收或进行无害化处理，环保达到国家环保要求； e ）完井后，沉砂池中的钻井液应经固化处理； f ）完井后要平整井场，沉砂池要恢复地貌；
4.7 健康安全环保应急反应计划
为了保证钻井公司在钻井作业中发生各种紧急情况时，能确保员工生命和国家财产的安全，最大限度地降低各种损失和影响，钻井公司应对钻井作业中各类突发事故和可能发生事故险情提出预防处理应急反应计划。例如：
a ）井涌、井喷应急程序； b ）井喷失控应急程序； c ）火灾及爆炸应急程序； d ）人身伤害应急程序；
e ）油料、燃料及其它有害物质泄漏应急程序； f ）恶劣天气应急程序； g ）放射源防护应急程序等。
钻井公司应按照应急计划的要求进行严格的练习和模拟演习，提高员工的应急处理能力。
5 生产信息及完井提交资料
5.1 生产信息类
钻井队应收集填写如下资料：
a ）钻井工程班报表； b ）钻井液班报表； c ）钻井参数仪记录卡片； d ）钻具记录； e ）钻头使用记录；
f ）钻井液处理记录； g ）测斜记录； h ）固井施工记录； i ）井控综合记录。
5.2 完井提交资料
完井后，钻井队应向钻井公司提交如下资料（纸介质），钻井公司再向采油工程研究院提交钻井井史1份（纸介质或磁介质）。
a ）钻井井史； b ）钻井施工设计；
c ）各次固井施工设计及总结； d ）全井钻井技术总结； e ）复杂情况处理记录及总结； f ）事故处理记录及总结； g ）钻井液技术总结； h ）钻井工程班报表； i ）钻井液班报表。
构 造：松辽盆地中央坳陷区三肇凹陷 井
别：开发首钻井 井 型：直井
芳扶
井钻井工程设计
中国石油天然气股份有限公司
大庆油田有限责任公司
124-53
设计名称：芳扶124-53井钻井工程设计 设计单位：采油工程研究院钻井设计研究室
工程设计：
日期：
工程设计审核： 日期：
工程设计审批： 日期：
设计单位盖章
油藏评价部审核人： 日期：
油藏评价部审批人：油田公司批准人： 日期：
目 录
1 设计依据................................................................................................... 1
1.1 设计依据 ............................................................................................................................ 1 1.2 构造位置 ............................................................................................................................ 1 1.3 地理及环境资料 ................................................................................................................ 1 1.4 地质要求 ............................................................................................................................ 2 1.5 储层简要描述 .................................................................................................................... 2 1.6 地质分层及油气水层 ........................................................................................................ 3
2 技术指标及质量要求 . ............................................................................... 4
2.1 井身质量要求 .................................................................................................................... 4 2.2 固井质量要求 .................................................................................................................... 4 2.3 资料录取要求 .................................................................................................................... 4 2.4 地球物理测井 .................................................................................................................... 4
3 工程设计................................................................................................... 5
3.1 井下复杂情况提示 ............................................................................................................ 5 3.2 地层压力预测和地层温度 ................................................................................................ 5 3.3 井身结构 ............................................................................................................................ 7 3.4 钻机选型及钻井主要设备 ................................................................................................ 9 3.5 钻具组合 ..........................................................................................................................10 3.6 钻井液 .............................................................................................................................. 11 3.7 钻头及钻井参数设计 ......................................................................................................13 3.8 油气井压力控制 ..............................................................................................................15 3.9 油气层保护要求 ..............................................................................................................19 3.10 固井设计 . .......................................................................................................................20 3.11 各次开钻或分井段施工重点要求 . ...............................................................................25 3.12 完井设计 . .......................................................................................................................27
3.14 弃井要求 . .......................................................................................................................28 3.15 钻井进度计划 . ...............................................................................................................28
4 健康、安全与环境管理 . ...........................................................................28
4.1 基本要求 ..........................................................................................................................28 4.2 健康、安全与环境管理体系要求 . .................................................................................29 4.3 关键岗位配置要求 ..........................................................................................................29 4.4 健康管理要求 ..................................................................................................................29 4.5 安全管理要求 ..................................................................................................................32 4.6 环境管理要求 ..................................................................................................................34 4.7 健康安全环保应急反应计划 . .........................................................................................35
5 生产信息及完井提交资料 ........................................................................35
5.1 生产信息类 ......................................................................................................................35 5.2 完井提交资料 ..................................................................................................................36
1 设计依据
1.1 设计依据
1.1.1 《芳扶124-53井钻井地质设计》；
1.1.2 芳1、芳38、芳33、芳805、芳806、肇11、肇14井等邻井实钻资料； 1.1.3 《钻井设计编制规范》、《大庆油田钻井井控实施细则》、《³³³井钻井工程设计格式》样本等有关技术规范和标准。
1.2 构造位置
松辽盆地中央坳陷区三肇凹陷。
1.3 地理及环境资料
1.3.1 井口坐标
纵(X)：5092313.8m ，横(Y)：21657719.8m 。 1.3.2 地面海拔：
地面海拔143m 。 1.3.3 井场地理状况
本井位于大庆第八采油厂开发区的老油田滚动扩边区，是2008年部署在肇11区区块上的一口开发首钻井，区内地势比较平坦，地表主要分布有农田、盐碱地、水泡子等，距井口187m 左右有村屯内，井场地理状况如图1。
图1 井场地理状况图
1.3.4 气象、水文、海况
本区属中温带大陆性季风气候，春秋两季多大风，年平均气温3.6℃，最高月平均气温23℃，最低月平均气温-19℃，年降水量440mm ，无霜期139天。 1.3.5 灾害性地理地质现象
早春季节有扬沙、沙尘暴现象。 1.3.6 交通、通讯
北部有滨州铁路及哈大公路，区内还有安达-升平-大同、大同-肇州公路穿过，交通便利。移动、联通网络均覆盖该地区，通讯发达。
1.4 地质要求
1.4.1 钻探目的：
落实扶余油层含油边界。 1.4.2 设计井深
设计井深：2060 m。 1.4.3 目的层位
扶余油层。
1.4.4 完钻层位及完钻原则
完钻层位：泉三段。
完钻原则：钻至设计井深完钻。如测井后井底有目的层发育则需加深，并留足30m 口袋完钻。 1.4.5 完井方法
完钻后依据测井解释结果确定。
1.5 储层简要描述
表1对芳扶124-53井的储层情况进行了简要的描述
1.6 地质分层及油气水层
表2给出了芳扶124-53井地层分层以及油气水层情况。
2 技术指标及质量要求
2.1 井身质量要求
井身质量要求见表3。
2.2 固井质量要求
固井质量要求见表4。
2.3 资料录取要求
现场监督人员视本井油层发育情况根据储层研究的需要，提出井壁取心设计，经甲方同意后实施。对取心样品做热解、气相色谱、荧光图像等分析，从而对油层的含油饱和度、孔隙度和渗透率等进行评价，并增加适当MDT 手段分析疑难油水层。
2.4 地球物理测井
按油田公司要求采用DLS-Ⅱ测井系列，加测感应测井。为研究该区扶杨油层地应力和裂缝发育状况，现场跟井人员提出是否加测交互式多极子阵列声波（XMAC ）和微电阻率扫描成像（FMI ）测井项目。
3 工程设计
3.1 井下复杂情况提示
3.1.1 上部地层胶结疏松，成岩性差，易井漏、井塌。 3.1.2 嫩江组注意防斜防卡。
3.1.3 嫩江组一段、二段、青山口组有大段泥岩段地层，要求钻井液性能稳定，防止泥岩剥落、垮塌和吸水膨胀后缩径卡钻及掉钻具等复杂事故。 3.1.4 在油层部位钻进时防油气水侵、防井喷。
3.2 地层压力预测和地层温度
3.2.1 邻井实测压力成果
扶余油层压力变化范围是16.60MPa~18.80MPa，压力梯度0.90Pa/100m~1.00 MPa/100m，压力系数变化范围是0.92~1.03，平均压力系数为0.99，属于正常压力系统。
邻井产层实测压力见表5。
邻井破裂压力见表6
根据本区扶余油层压力系数平均值0.99，预计本井扶余油层压力为17.424MPa ~19.99Mpa；根据本区扶余油层破裂压力系数平均值1.6，预计本井扶余油层破裂压力为28.7 MPa ~33.0MPa。 3.2.2 邻井测温情况
扶余油层地层温度83.0℃~92.0℃，地温梯度在46.1℃/100m~4.79℃/100m之间，平均地温梯度4.73℃/100m，属于正常温度系统。
邻井测温成果见表7。
3.3 井身结构设计
3.3.1 井身结构设计数据
井身结构设计数据见表8。
3.3.2 井身结构设计说明
井身结构设计说明，见表9。
3.3.3 井身结构设计示意图见图2。
图2 井身结构示意图
3.4 钻机选型及钻井主要设备
表10给出了所选择钻机和主要设备的型号和规格等。
3.5 钻具组合
3.5.1 钻具组合设计 3.5.1.1 一开钻具组合设计
Φ311.2mm 钻头+Φ177.8mm 钻铤³（17~18）m +Φ210mm 稳定器+Φ177.8mm 钻铤³（8.5~9）m+Φ210mm 稳定器+Φ177.8mm 钻铤³（8.5~9）m +Φ158.8mm 钻铤³（34~36）m +Φ127mm 钻杆。 3.5.1.2 二开钻具组合设计
Φ215.9mm PDC钻头+Φ177.8mm 钻铤³（17~18）m +Φ210mm 稳定器+Φ177.8mm 钻铤³（8.5~9）m+Φ210mm 稳定器+Φ177.8mm 钻铤³（8.5~9）m +Φ158.8mm 钻铤³（121~126）m+Φ127.0mm 钻杆。 3.5.2 钻具上扣扭矩
3.5.2.1 钻铤上扣扭矩见表11。
3.5.2.2 钻杆上扣扭矩见表12。
中国石油 芳扶124-53井钻井工程设计 第 11 页 共38页
3.6 钻井液
3.6.1 钻井液性能设计、配方及处理方法
各次开钻钻井液性能设计、配方及处理方法见表13。
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3.6.2 钻井液材料用量设计见表14。
3.6.3 钻井液储放和处理设备配置要求
3.6.3.1 钻井液采用密封罐循环，配备至少3个30m 3带搅拌器的钻井液循环罐。 3.6.3.2 配备1个2m 3~4m3带搅拌器的加药池。 3.6.4 固控设备配置和使用要求
3.6.4.1 振动筛2台，使用时间占总循环时间100%。 3.6.4.2 除砂器1台，使用时间占总循环时间80%。
3.6.4.3 离心机1台，使用情况视钻井液密度和固相含量而定。 3.6.5 钻井液性能测量要求
3.6.5.1 开钻至一开完钻81m ，每间隔1h 测量一次钻井液密度、粘度。二次开钻至葡萄花油层顶以上30m （1412m ），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。葡萄花油层顶以上30m （1412m ）至完钻2060m ，每间隔0.5h 测量一次钻井液密度、粘度，每4h 测量一次钻井液电阻率，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，并做好记录。
3.6.5.2 循环观察：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，以及是否有油气侵等异常情况，如有异常情况加密测量钻井液密度、粘度。
3.7 钻头及钻井参数设计
3.7.1 钻头设计
各钻进井段钻头设计见表15。
中国石油 芳扶124-53井钻井工程设计 第 14 页 共38页
3.7.2 钻井参数设计
各井段钻井参数设计见表16。
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3.8 油气井压力控制
3.8.1 井控风险级别评估
本井是第八采油厂2008年部署在肇11区块上的一口开发首钻井。根据《芳扶124-53井钻井地质设计》提示，本区扶余油层平均地层压力系数为0.99，同时结合以往该区钻井实际情况和《大庆油田钻井井控实施细则》相关规定，该井为井控三类风险级别。 3.8.2 油气井井口控制装置设计 3.8.2.1 二次开钻井口装置示意图
二次开钻井口装置示意图见图3。
图3 二次开钻井口装置示意图
3.8.2.2 二次开钻井控装置试压要求
3.8.2.2.1 井控装置在现场安装完毕后，按表17要求进行试压。
3.8.2.2.2 钻开油气层前及更换井控装置部件后，应采用堵塞器或试压塞按表17要求进行试压。
3.8.2.2.3 防喷器控制系统用21MPa 的油压作一次可靠性试压。
3.8.3 井控要求
3.8.3.1 井控设备安装要求 3.8.3.1.1 井口装置安装要求
3.8.3.1.1.1 防喷器安装完毕后，应校正井口、转盘、天车中心，其偏差不大于10mm ；防喷器用Φ16mm钢丝绳和正反花蓝螺栓固定，钢丝绳不能防碍其它操作。
3.8.3.1.1.2 防喷器应装齐闸板手动操作杆，靠手轮端应支撑牢固，其中心与锁紧轴之间的夹角不大于30°，挂牌标明开关方向和到底的圈数及闸扳的类型。
3.8.3.1.1.3 四通旁侧出口应位于地面之上，并保证放喷和压井管线平直引出井架底座外，且高度合适，固定牢靠。 3.8.3.1.2 防喷器远程控制台安装要求
3.8.3.1.2.1 安装在面对井架大门左侧、距井口不少于5m 的专用活动房内，距放喷管线或压井管线应有一定距离，周围不允许堆放易燃、易爆、腐蚀物品。
3.8.3.1.2.2 管排架与放喷管线和压井管线要保持一定距离，车辆跨越处应装过桥盖板；不允许在管排架上堆放杂物和进行焊割作业。
3.8.3.1.2.3 电源应从配电盘总开关处直接引出，并用单独的开关控制。 3.8.3.1.2.4 储能器要始终处于工作压力状态（17.5MPa~21.0MPa）。 3.8.3.1.3 放喷管线安装要求
3.8.3.1.3.1 放喷管线采用外径不小于73mm 的油管，长度不小于27m ，并采用卡箍方式连接。
3.8.3.1.3.2 管线要平直引出，每隔7m~10m和出口处用水泥基墩加地脚螺栓固定，悬空处要支撑牢固。
3.8.3.1.3.3 水泥墩基坑长×宽×深为0.8m×0.8m×1.0m 。遇地表松软时，基坑体积应大于1.2m 3
3.8.3.1.3.4 管线布局要考虑当地季节风向，应在季节风的下风头，出口端不能正对居住区、道路以及油田建设设施等。
3.8.3.1.3.5 预埋地脚螺栓直径不小于20mm ，埋入深度大于0.5m 。 3.8.3.1.3.6 防喷器四通两翼各装一个平板阀并处于常关状态。 3.8.3.1.4 钻具内防喷工具安装要求
3.8.3.1.4.1 钻具内防喷工具的最大工作压力不低于防喷器额定工作压力。
3.8.3.1.4.2 钻台上配备与使用钻具尺寸相符的钻具旋塞阀、钻具止回阀和钻具专用转换接头，所有内防喷工具均涂上红色标志。
3.8.3.1.4.3 从二次开钻开始，在钻杆支架上准备一根防喷钻杆（起下钻时放在大门坡道上）。 3.8.3.1.5 监测仪器安装要求
应配备钻井液液面计量标尺。 3.8.3.2 井控培训要求
从事钻井生产和技术管理的钻井队干部应经过培训、考核取得井控操作合格证。钻井队经过培训、考核取得井控操作合格证的的人员有：
书记、正副队长、工程师、技术员、地质员、HSE 监督员、钻井技师、大班司钻、大班钻井液工、正副司钻、井架工和钻井液工。 3.8.3.3 井控防喷演习要求
3.8.3.3.1 防喷演习以班组为单位由司钻组织进行。一个月内每个钻井作业班至少进行一次不同钻井工况下的防喷演习，演习时要求在井场内施工的相关方按《大庆油田钻井井控实施细则》要求进行联合演习，发现问题立即整改。
3.8.3.3.2 钻井队在二次开钻、打开油气层前及特殊作业前都应进行防喷演习，达到要求后方可继续作业，同时填好防喷演习记录。
3.8.3.3.3 钻进作业和空井状态应在3min 内控制住井口，起下钻作业状态应在5min 内控制住井口。
3.8.3.4 井控坐岗要求
3.8.3.4.1 由钻井液工（无钻井液工由副司钻）担任坐岗，坐岗人员应认真观察钻井液池
面变化，分析原因，及时记录，发现溢流、井漏及油气显示等异常情况，应立即报告司钻，并实施关压井措施。
3.8.3.4.2 从钻开油气层前100m 开始坐岗，钻开油气层前每1h 记录一次，钻开油层后每30min 记录一次，起下钻时，每起下3柱钻杆或1柱钻铤记录1次；异常情况下加密。 3.8.3.4.3 司钻应时刻注意钻时及泵压等钻井参数变化，发现异常立即实施关压井措施。 3.8.3.4.4 录井队应保证本井的工程数据录取及时准确，发现异常应及时向录井队长和钻井队当班司钻报告，当班司钻根据情况实施关压井措施。 3.8.3.5 加重钻井液储备和加重材料要求 按钻井液设计要求进行。 3.8.3.6 井控主要措施
3.8.3.6.1 施工井队要保证井控装备安装质量，做到试压合格。
3.8.3.6.2 施工井队在钻台要配备与使用钻具尺寸相符的钻具旋塞阀、钻具止回阀和钻具专用转换接头，所有内防喷工具均涂上红色标志。
3.8.3.6.3 钻井施工期间要保证钻井液泵排量和上水良好，不抽空气。
3.8.3.6.4 钻进中遇到钻速突然加快、放空、井漏和油气水侵等异常显示情况时，应立即停钻观察。
3.8.3.6.5 钻开油气层后尽量减少起下钻作业，防止钻头泥包产生抽吸造成井喷事故。 3.8.3.6.6 每次起钻前要进行短程起下钻并循环观察，油气层部位起钻速度不大于30m/min，起钻时钻井液密度达到设计要求，每起3柱钻杆或1柱钻铤灌满一次钻井液，如井口灌不进钻井液，应接方钻杆灌钻井液，并设专人观察并记录钻井液灌注情况。 3.8.3.6.7 每次下钻时，钻具下放不能过快，制动不能过猛；每下5柱检查一次钻井液返出量，若返出量不正常时，应停止下钻，接方钻杆小排量循环，同时检查有无溢流或漏失；钻井泵开泵前要将钻具内灌满钻井液，平缓起动，避免因压力激动产生井漏导致井喷。 3.8.3.6.8 发生油气侵后，需加重时要停钻加重，严禁边加重边钻进。要保证入井钻井液性能符合钻井液设计要求。
3.8.3.6.9 下套管每次循环前灌满钻井液，严禁用方钻杆灌钻井液。固井期间要保证环空液柱压力，防止“碰压”后水泥浆候凝期间因水泥浆“失重”环空液柱压力下降产生井喷。 3.8.3.6.10 井场的电气设备、照明设备及输电线路应符合SY 5116-1155中规定的要求，
灭火器和其它消防工具按SY 5876-93中3.1条款要求配齐。
3.8.3.6.11 井场内有明显的防火标志，井场内严禁吸烟和动用明火，必须动用明火时，应按照SY/T 6283-1997的要求进行申请并采取防火措施。
3.8.3.6.12 施工井队应配置钻井液自动灌注系统，并确保其能满足钻井施工作业要求。 3.8.3.6.13 发生卡钻需泡油、混油或因其它原因需适当调整钻井液密度时，井筒液柱压力要保持平衡。
3.8.3.6.14 起钻完要及时下钻，空井作业时间（如电测等）不能超过规定时间，否则必须下钻通井，严禁空井情况下进行设备检修。
3.8.3.6.15 通讯设备保持完好，有异常情况及时与上级联系。
3.8.3.6.16 施工期间井队干部要24h 在作业现场跟班作业，督促岗位工人按井控岗位要求定期对钻井井控设备进行维护保养，保证井控设备性能良好，确保钻井施工安全。 3.8.3.6.17 钻井施工过程中严格执行坐岗制度，落实专人观察井口和循环罐液面变化情况，如发现异常加密监测并记录，同时报告司钻并实施关压井作业。
3.8.3.6.18 在每次开钻、起钻和特殊施工作业前，应组织施工班组进行该工况的防喷演习，人员和设备等均达到演习要求后方可继续下步施工作业。达不到要求的立即停止整改。
3.9 油气层保护要求
该区扶余油层为低孔、低渗储层，其常规岩心分析孔隙度为7.5%～12.9%，平均为9.54%，渗透率为0.0667×10-3μm2～1.47×10-3μm2，平均为0.486×10-3μm2 ；压汞分析测得孔隙度为8.3%～13.9%，平均为11.24%，渗透率为0.112×10-3μm2～7.96×10-3μm2，平均为0.954×10-3μm2。扶余油层地层水分析资料，地层水氯离子（CL -）含量平均为3067.58mg/L，总矿化度平均为7157.00mg/L，水型为NaHCO 3。钻井过程中注意执行下列油气层保护措施：
3.9.1 振动筛使用占钻井液循环时间的100%，振动筛筛布不低于40目，应使用好固控设备，控制无用固相和含砂量，保证钻井液密度和含砂量不超过设计要求。
3.9.2 钻开油气层前应调整好钻井液性能，降低钻井液滤失量，使钻井液的滤失量不大于4mL 。加入油层保护剂3.0t ，保护储层。
3.9.3 钻开油气层后，在油气层部位起下钻速度不大于30m/min，操作要平稳，减少激动压力和抽吸压力。
3.9.4 钻井液密度要严格执行设计，正常钻进情况下（无油气侵等复杂情况）钻井液密度宜接近设计下限。
3.9.5 钻井施工中应加强管理和生产组织协调，维护好设备，认真做好井漏、井喷、井塌及卡钻的预防工作，避免在钻开油气层后组织停工，确保钻井完井施工顺利进行，以减少固相对油气层的堵塞和滤液对油气层的浸泡时间。
3.9.6 进入目的层后，若发生井漏，应首先考虑降低钻井液密度，然后选择不伤害主要储层的堵漏措施，主要目的层应选用可酸化或可解堵的材料，严禁使用惰性材料堵漏。 3.9.7 完钻前要充分循环洗井，清除井内钻屑和井壁的假泥饼，提高电测一次成功率，减少储层浸泡时间。
3.10 固井设计
3.10.1 Φ244.5mm 表层套管固井主要工艺要求
3.10.1.1 套管串结构：Φ244.5mm 可钻插入式浮鞋+Φ244.5mm 套管至地面。
3.10.1.2 套管螺纹清洗干净、长度丈量准确、用Φ224.7mm 标准通径规进行通径、按入井顺序编号。 3.10.1.3 浮鞋、套管串下部3根套管及井口2根套管螺纹联接采用螺纹锁固脂粘接，其余套管螺纹均匀涂抹套管螺纹密封脂。
3.10.1.4 套管螺纹联接用套管钳按规定扭矩上紧。上扣扭矩范围： H40壁厚7.92mm 套管为2.59 kN·m ~4.13kN·m 。
3.10.1.5 下套管遇阻时，需接方钻杆循环接头循环正常后再继续下入套管。
3.10.1.6 套管下到井底后循环洗井，振动筛处无明显岩屑返出方可进行注水泥作业。 3.10.1.7 套管注水泥施工前，使套管与转盘居中。 3.10.1.8 按插入式固井作业有关规定进行固井作业。 3.10.2 Φ139.7mm 生产套管固井主要工艺要求
3.10.2.1 电测时，应将设备和仪表检修保养好，保证完井施工的需要。
3.10.2.2 套管丝扣要清洗干净，排放整齐，逐根编号，并用相应尺寸的内径规（壁厚6.20mm 套管采用Φ124mm 内径规、壁厚7.72mm 套管采用Φ121mm 内径规）通径。套管丈量要准确，要严格执行“两丈量、一对口”的措施。
3.10.2.3 电测后，应在井径小于钻头直径连续3m 以上的井段、电测和起下钻遇阻的井段划眼，划眼速度不大于30m/h。划眼结束后，调整好钻井液性能，并用28L/s ~35L/s的排量洗井两周以上，振动筛上无明显砂子再起钻下套管。
3.10.2.4 每下30~35根套管灌一次钻井液，下至800m 、1500m 时，循环一周钻井液。 3.10.2.5 套管上钻台带公扣护丝，二次通径。套管母扣均匀涂抹螺纹密封脂，套管螺纹联接用套管钳按规定扭矩上紧。上扣扭矩范围： J55壁厚6.20mm 套管为1.75 kN·m ~2.92 kN·m ；J55壁厚7.72mm 套管为2.51 kN·m ~4.19 kN·m ；N80壁厚7.72mm 套管为3.54 kN·m ~5.90 kN·m 。
3.10.2.6 下完套管至固井期间，活动套管，活动距离2m~3m。
3.10.2.7 下完套管后，用28L/s ~35 L/s的排量洗井两周以上，钻井液性能符合要求方可停泵固井。
3.10.2.8 隔离液使用清水，隔离高度150m 。
3.10.2.9 固井使用G 级水泥。水泥返深1342m （葡萄花油层顶面以上100m ），水泥浆密度控制在1.88g/cm3~1.92g/cm3，平均密度宜控制在1.90g/cm3。
3.10.2.10 固井施工要连续作业，操作平稳，注速(管内) 大于等于1.2m/s，替速大于等于1.5m/s。
3.10.2.11 碰压后，套管试压15MPa ，5min 不降为合格。试压后，敞压候凝，敞不住压时，关井候凝，关井压力比环空平衡压力大1MPa 。 3.10.3 固井质量检测
固井碰压后24h~48h，采用CBL&VDL进行固井质量检测。
3.10.4 套管柱设计
3.10.4.1 套管柱设计条件见表18。
3.10.4.2 各层次套管柱规范和强度校核见表19。
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3.10.5 各层次套管串结构数据表见表20。
3.10.6 套管扶正器安放要求
各层次套管扶正器型号和安放间距要求见表21。
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3.10.7 水泥浆配方及性能
注水泥浆配方及性能要求见表22。
3.10.8 前置液配方及性能
注水泥前置液配方及性能见表23。
3.10.9 水泥用量
固井水泥用量见表24。
3.11 各次开钻或分井段施工重点要求
3.11.1 钻前施工要求
3.11.1.1 开钻前对方钻杆、钻铤、稳定器、接头、钻杆进行全面检查，不符合SY/T 5369-94标准中有关规定的必须更换，否则不许下井。钻铤、稳定器及各种接头必须探伤检查合格。认真丈量钻具（包括长度、内径、外径），并做好记录，所有钻具按下井顺序编号。 3.11.1.2 开钻前必须校正天车、转盘和井口，以保证三者中心偏差不大于10mm 。 3.11.1.3 安装齐各种仪表，并保证钻井施工中运行准确、灵敏。
3.11.1.4 开钻前要对设备进行全面检查、维护、保养，然后空负荷运转2h~3h，正常后，进行高压循环系统试压，试验压力25.0MPa ，3min 不刺不漏为合格。 3.11.2 第一次开钻技术要求
3.11.2.1 一开用Φ311.2mm 钻头钻进，每钻进一个单根，快速划眼2~3遍。当开始钻进钻压不够时，钻压加到钻铤总重量的70%。钻进中保证井眼规则打直，小排量、低钻压转盘开钻，严禁用水力冲眼，注意保护好井壁和基础。
3.11.2.2 为防止井漏、井塌发生，可适当提高钻井液粘度，并控制钻速与排量，防止冲垮和憋漏地层。接单根时，应晚停泵、早开泵。
3.11.2.3 完钻后保证井筒清洁，井眼内替满高粘度的钻井液。当钻头起出后，再用 Φ311.2mm 的牙轮钻头划眼通井一次，然后下套管。
3.11.2.4 表层固完后候凝24h 可洗井进行二次开钻（加入早强剂后可候凝12h 后钻水泥塞洗井）。
3.11.3 第二次开钻技术要求
3.11.3.1 安装好井控装置，并按要求试压。
3.11.3.2 下井钻具严格执行钻具组合设计，钻进中严格执行设计规定的钻进参数，送钻要均匀，不许加压启动转盘，如有蹩跳，应减压钻进。
3.11.3.3 正确判断井下钻头使用状况，把握好起钻换钻头时间，以杜绝钻头事故的发生。 3.11.3.4 如果井底有落物时，应打捞干净后，才能下入新钻头。
3.11.3.5 溜钻、顿钻、无进尺、转盘负荷增大、泵压高或低时，应认真检查原因并采取相应的措施进行处理，以防恶性事故的发生。
3.11.3.6 换钻头时，必须先量好起出钻头外径，如起出钻头外径小于要下入钻头的外径，
必须先划眼后，再下入规定的钻头，以避免钻头下入小井眼中，造成卡钻或其它事故。 3.11.3.7 钻头上卸扣时，应使用相应尺寸的钻头盒子，防止损坏钻头和碰坏复合片。 3.11.3.8 下钻中途有遇阻显示时，要循环钻井液。当钻头接触井底前10m 左右要开泵循环，慢慢下放钻具清洗井底。
3.11.3.9 下钻时，一律使用带扭矩表的液压大钳，按规定扭矩上紧螺纹。 3.11.3.10 起下钻要严格遵守操作规程。
3.11.3.12 全井段起钻遇卡不得超过原悬重100kN ，下钻遇阻不得低于原悬重50kN ~100kN，否则应及时采取措施。 3.11.4 防塌措施
3.11.4.1 坚持每起3柱钻杆灌一次钻井液。
3.11.4.2 严格控制钻井液失水，随时观察岩屑返出情况，及时发现井塌的预兆。 3.11.4.3 钻进中加强钻井液性能管理，保持钻井液性能的相对稳定。 3.11.4.4 禁止长时间定点大排量循环。
3.11.4.5 一旦发生井塌，可适当提高钻井液粘度、排量，及时将大块岩屑带出地面。 3.11.5 防卡措施
3.11.5.1 加强钻井液管理，严格控制钻井液失水。使用好固控设备，清除钻井液中的无用固相含量，保持井筒清洁畅通。
3.11.5.2 确保钻井液性能符合设计要求，保持井壁稳定，防止钻铤、钻头与稳定器泥包。 3.11.5.3 钻进期间副司钻要密切注视泵压的变化，如有异常应停钻检查。
3.11.5.4 钻进期间司钻要认真观察立管压力表、指重表，结合转盘负荷和机械钻速综合判断井下情况。如有异常，应立即起钻检查。 3.11.5.5 遇阻遇卡井段仔细划眼，修整井壁。
3.11.5.6 起钻前充分循环钻井液，起下钻遇阻应上提下放活动钻具，控制上提大钩拉力，避免将钻具卡死，必要时应循环或倒划眼。
3.11.5.7 钻开油气层后钻具在油气层井段内静止时间不应超过5min ，活动钻具时每次活动距离不小于5m 。
3.11.5.8 钻开油气层后因意外需要更换设备时，应将钻具起到油气层顶以上。 3.11.5.9 井口操作要谨慎，严防井口工具等落井。 3.11.6 防斜措施
3.11.6.1 天车、转盘、井口中心偏差不大于10mm 。
3.11.6.2 钻具结构应符合设计要求，稳定器安放位置符合要求，外径要符合标准，在钻铤和方接头数量不够时不应开钻。
3.11.6.3 一开打方钻杆时，用40r/min~50r/min转速，轻压钻进，每钻进3m~5m用水平尺校正方钻杆，确保井口开直。打完方钻杆后，在钻铤未加足以前，按井内实际钻铤重量的70%加钻压，等钻铤打完后，再按设计参数钻进。 3.11.6.4 钻进过程中要操作平稳，送钻均匀，不应超压钻进。
3.11.6.5 每钻进200m~250m要进行单点测斜，当井斜角接近不同井深所允许的最大井斜角时要加密测斜，如继续增斜应采取相应的降斜措施。 3.11.7 防漏措施
3.11.7.1 钻进时，若钻时突然加快应立即停钻上提方钻杆，直到钻杆接头提出转盘面为止，循环观察，看是否有溢流或漏失。若无异常，检查泥浆池液面、钻井液密度及其他显示都正常后恢复钻进。
3.11.7.2 下钻时，每下5柱钻杆检查一次钻井液返出量。若返出量不正常时，应停止下钻，接方钻杆小排量循环，同时检查有无溢流或漏失。
3.11.7.3 从钻开油气层前100m 开始坐岗，钻开油气层前每1h 记录一次，钻开油层后每30min 记录一次循环罐钻井液变化情况。如发生井漏应详细记录漏失量、漏失速度、漏失位置和当时钻井液性能。
3.11.7.4 在钻井液静止时间过长和钻具下到一定深度的情况下，下钻要分段循环，防止憋漏地层。
3.11.7.5 井径不规则、垮塌严重的井段，防止开泵过猛，应低泵压小排量循环正常后再恢复正常排量钻进。
3.11.7.6 严格控制起、下钻速度。
3.11.7.7 一旦发生井漏，应立即采取措施，防止井漏后井喷。
3.12 完井设计
3.12.1 完井井口要求
井口使用Φ244.5mm ³Φ139.7mm 简易套管头。 3.12.2 井口校正要求
井口偏斜度小于0.2°，Φ139.7mm套管两侧高差小于0.5mm 。井口套管端面高出
地面（0.20±0.05）m 。 3.12.3 戴井口帽子要求
测完声变后，套管内掏空3m ，井口戴上标有“芳扶124-53”井号的防盗井口帽子，并将丝扣涂黄油上紧。
3.13 弃井要求
初步确定下套管原则为葡萄花油层单层有效厚度大于0.5m ，累计有效厚度大于等于1.0m ；扶余油层单层有效厚度不小于2.0m 或全井有效厚度大于4.0m 。经商定如不下油层套管，则按如下方法处理：
a) 井下处理：钻具下至最上部储层顶打水泥塞100m 。再将钻具起至表层套管鞋以下50m 处，往上再打水泥塞100m 。固井时要求施工方设计好水泥稠化时间，保证井下钻具安全。
b) 井口处理：井下打完水泥塞，起出钻具后，在条件允许的情况下，将地下2m 以上的套管头割掉，套管头焊40mm 厚的A3钢盲板。同时，做好地下隐蔽工程资料档案。
3.14 钻井进度计划
钻井进度计划见表25。
4 健康、安全与环境管理
4.1 基本要求
4.1.1 施工单位应遵守国家、黑龙江省有关健康、安全与环境保护法律、法规等相关文件的规定。
4.1.2 施工单位应执行SY/T 6283-1997《石油天然气钻井健康、安全与环境管理体系指
南》及《黑龙江省石油天然气勘探开发环境保护条例》中的规定。
4.2 健康、安全与环境管理体系要求
施工作业队伍所在的公司应通过钻井健康、安全与环境管理体系的认证。
4.3 关键岗位配置要求
施工作业队伍岗位按SY/T 5553-2001钻井工程劳动定额中要求配置，关键岗位配置见表26。
4.4 健康管理要求
4.4.1 人员防护和急救 4.4.1.1 人员的防护
钻井队应按照国家、黑龙江省及大庆市劳动保护法规和标准，为员工配备相应的劳动防护用品。劳动保护用品按GB/T 11651-89有关规定及钻井队所在区域要求发放。 4.4.1.2 钻井队的急救及药品配置
4.4.1.2.1 根据钻井施工地域、季节特点和作业者的要求，配备相应的常用以及急救器材和药品。
钻井队医疗器械和药品配置要求：
a ）急救所用的医疗器械和药品； b ）防蚊蝇用药品；
c ）防病毒和防肠道感染药品； d ）防冻伤及防中暑药品；
e ）根据所在区域环境情况配备相应的防疫药品等。
4.4.1.2.2 作业区员工一旦出现外伤、触电、食物中毒、急性传染病等情况，现场简单急救处理后，应立即送往就近的医院进行救治。 4.4.1.3 有毒、有害药品及化学处理剂的管理
a ）对有毒、有害药品及化学处理剂要有专门地方存放，并有明显标识，防止误用； b ）对有毒、有害药品及化学处理剂要有专人保管、专本记录，存放处均要上锁。在使用时，岗位人员要穿戴防护用品（防毒面具、手套等）；
c ）存放可溶性剧毒废渣的场所，应采取防水、防渗漏、防流失的措施。有毒物品要密封好，防止泄露或散落；
d ）使用有毒药品时，要经单位主管领导或负责人审批签字后，方可办理和使用； e ）在使用有毒药品时，记录本上要记清使用时间、使用人、使用量等； f ）严禁将难以降解的有毒有害物质埋入地下。 4.4.2 医疗药械和保健 4.4.2.1 医疗药械
按HSE 管理委员会和作业者的要求配备所需的医疗设备、器械和药品，同时根据环境调查情况配备相应的防疫药品。 4.4.2.2 保健制度
钻井队应遵循以下卫生保健制度： —员工健康合格证管理制度； —饮食卫生管理制度； —员工的疾病预防制度； —员工健康档案管理制度； —医疗处方和急救制度； —营地卫生管理制度； —消杀剂管理制度。
4.4.3 营地管理 4.4.3.1 饮食管理卫生 4.4.3.1.1 餐饮卫生管理
a ）作业区有干净水洗手洗脸，有专门地方就餐； b ）饮用水应符合GB5749-1985生活饮用水卫生标准； c ）员工饮食要求营养全面，搭配合理，每日有菜谱； d ）厨房、餐厅应定期消毒，保持整洁卫生； e ）烹调用具、餐具应及时清洗干净，并进行消毒； f ）厨房和库房内不准堆放杂物，不准存放腐烂变质的食品； g ）应购买检验、检疫合格食品。 4.4.3.1.2 炊管人员卫生管理
a ）炊管人员应持“健康合格证”上岗，并按规定每年体检一次；
b ）员工若患有痢疾、伤寒、病毒性肝炎等消化道传染病（包括病原携带者），活动性肺结核，化脓性或者渗出性皮肤病以及其它有碍食品卫生疾病的不应上岗，治愈后经体检合格方可上岗；
c ）炊管人员在工作期间应穿戴整洁的工作服和帽子，并要勤洗手； 4.4.3.2 营区、宿舍卫生
a ）营区周围按规定设置垃圾箱，并定期清理桶内垃圾； b ）按所在地规定处理营区垃圾； c ）营地宿舍保持清洁、整齐；
d ）室内卧具每15天换洗一次，保证干净； e ）宿舍内应有防鼠、防蟑螂和防蚊蝇措施； f ）钻井队设有洗澡间，有专门存放工衣处；
g ）营区宿舍、办公室等室内应定期消毒，保证卫生合格； h ）营区就餐处应保持整洁卫生。 4.4.3.3 卫生间和卫生设施
a ）营地应为所有人员提供公共厕所和洗漱设备； b ）公共厕所应定期清扫、消毒处理，保持卫生。 4.4.4 员工身体健康要求：
a ）员工每年至少体检一次，并建立健康档案； b ）员工宿舍应安静，通风或保温良好；
c ）员工应劳逸结合，保证充足睡眠。正常施工过程中，禁止连班。
4.5 安全管理要求
4.5.1 进入钻井作业区人身安全保护规定：
a ）进入钻井作业区人员要穿戴劳动保护用品；
b ）进入钻井作业区人员应遵守作业区安全规定，操作人员要遵守安全操作规程，不能串岗、乱岗；
c ）钻井作业区应配备相应的急救器材和药品（如：止血、烧烫伤、触电、食物中毒、高温中暑、高寒冻伤、昆虫咬伤和有害气体中毒等急需用品）；
d ）钻井作业区内一旦发现重病患者或受伤人员，在及时组织急救的同时，立即送往就近医院进行就诊或抢救。
4.5.2 安全标志牌的要求（位置、标识等）：
井场、钻台、井架、油罐区、机房、危险品仓库、净化系统、电气设备等处应有明显的安全标志牌，例如进入作业区应有：“非施工人员禁止进入井场”、“进入井场要戴安全帽”等警示语和标志牌；油罐区应有：“注意防火”警示语和标志牌；高压电区应有：“高压有电”警示语；井场入口处应有井场布置图、消防器材分布图、危险区域分布图、井场逃生路线图等。
4.5.3 钻井作业操作安全要求：
钻井作业操作安全要求执行SY 5974 -94标准。 4.5.4 设备的安全检查与维护
a ）钻井设备安装技术、正确操作和维护按SY/T 5526-92标准执行； b ）开钻验收项目及要求按SY/T 5954-94标准执行；
c ）钢丝绳的安全要求按SY/T 6228-1996标准中10.6条款执行。 4.5.5 易燃易爆物品的管理要求：
a ）易燃易爆物品要有明显标识，贴有标签，并由专人保管； b ）易燃易爆物品要分类存放，防晒通风和远离火源；
c ）使用易燃易爆物品要远离油罐区、高压电区、井口区等；
d ）在使用气焊时，氧气瓶和乙炔瓶之间距离应符合安全规定； e ）防爆电气装置应符合SY/T 5957-94中第4章的规定。 4.5.6 井场灭火器材和防火安全要求：
a ）井场灭火器材配备标准应符合SY5876-93中3.1条款的规定；
b ）员工会正确使用防火消防器材，并有专人定期对其进行检查、维护和保养； c ）防火消防器材应在指定地点存放，并用标签注明类型、使用方法和有效日期； d ）井场禁止吸烟和动用明火；
e ）井场应有防火消防领导小组，做到分工明确，措施得当； f ）防火安全要求应按SY/T6228-1996中的第8章执行。 4.5.7 井场动火安全要求：
钻开油气层后应避免在井场使用电、气焊，若应使用，应执行SY/T 6283-1997中的防火安全规定，并采取完善安全的防火措施方可动火。 4.5.8 井场用电安全要求：
井场电器设备、照明器具及输电线路的安装，应符合SY 5225-2005的要求。井架、钻台、机泵房的照明线路应各接一组电源，探照灯电路应单独安装。井场电线不得横跨主体设备。井架、钻台、机泵房和净化系统照明应全部采用防爆灯。距井口30m 以内的电器设备应使用防爆开关和防爆马达。 4.5.9 营地安全要求：
a ）营房应设置烟火报警器；
b ）营地应按消防规定配备灭火器具；
c ）营地所有电器设备和用电线路应符合电气安装标准；
d ）每幢营房应装有过载、短路、触电保护装置和小于10Ω接地装置； e ）营地内禁止存放和使用易燃易爆物品和有毒有害物品；
f ）营地应有防火措施、各种紧急情况报警信号、逃生须知及逃生路线图； g ）营地摆放位于井场相对当地季节风的上风或侧上风方向。 4.5.10 井喷预防和应急措施：
a ）井控技术管理措施按《大庆油田钻井井控实施细则》执行；
b ）应急措施：井口一旦发生溢流，按《大庆油田钻井井控实施细则》制定压井措施，迅速组织压井；在井架上、井场盛行风入口处等地设置风向标；划分警戒线，禁止闲杂人
员进入井场；同时，保持与当地政府及上级主管部门的通讯畅通。
4.6 环境管理要求
4.6.1 钻前环境管理要求
井场应按要求挖好沉砂池和污水贮存池，底部和周围用塑料布铺垫，防止渗漏。钻机、泵房、泥浆罐周围应挖好排水沟，以便污水流入污水贮存池。
进入井场应指定车道，不可随意乱压耕地和草原，最大限度地保存原有树木、农作物、草原等。
4.6.2 钻井作业期间环境管理要求 4.6.2.1 废水、废泥浆、钻屑的处理要求：
废钻井液和钻屑的处理要执行《大庆油田有限责任公司废弃钻井液处理验收管理暂行规定》。严禁随意往外排放钻井液和乱扔废弃物，以免污染草原。钻井中往外排放钻井液时，应将钻井液打入事先准备好的储备池内，严禁乱放。
固完井时，井口返出的钻井液应回收到储备罐内或回收，不许排放到沉砂池中。 冲洗钻台和清洗设备的废水已被油品、钻井液污染，不应直接排出井场，应引入污水贮存池，经净化处理后，可再供冲洗钻台或调配钻井液用。
排出井场的废水，应符合国家《污水综合排放标准》的二类标准值。 4.6.2.2 钻井材料和油料的管理要求：
钻井材料存放在爬犁上，不可散放。使用时不可散落地上。如散落地上，应进行处理。 废油料要放入专用罐内，以备回收，不可就地倾倒。 4.6.2.3 保护地下水源的技术措施：
井场周围应与毗邻的农田或草原隔开，绝不让井场内的污油、污水、钻井液等流入田间、草原或进入溪流，以防井场外表层淡水源被污染。 4.6.2.4 发生井喷后地面处理措施及要求：
井喷发生后，溢流过多，泥浆罐放不下时，可把钻井液放入沉砂池，待井喷控制住后，再收回处理。放喷时，放出的天然气要烧掉。
如井喷失控，喷出的钻井液和地下流体，待井喷失控处理完后，再进行地面处理。 4.6.3 钻井作业完成后环境管理要求：
完井后的井场，由原钻井施工单位移交采油厂管理，井场的环境应达到接收单位的要
求。移交前，钻井施工单位应做好下列工作：
a ）清除井场内所有废料、废油和垃圾；
b ）剩余的膨润土、重晶石粉和各种钻井液处理剂要及时回收； c ）拆除井场内所有地上和地下的障碍物；
d ）对钻井液进行回收或进行无害化处理，环保达到国家环保要求； e ）完井后，沉砂池中的钻井液应经固化处理； f ）完井后要平整井场，沉砂池要恢复地貌；
4.7 健康安全环保应急反应计划
为了保证钻井公司在钻井作业中发生各种紧急情况时，能确保员工生命和国家财产的安全，最大限度地降低各种损失和影响，钻井公司应对钻井作业中各类突发事故和可能发生事故险情提出预防处理应急反应计划。例如：
a ）井涌、井喷应急程序； b ）井喷失控应急程序； c ）火灾及爆炸应急程序； d ）人身伤害应急程序；
e ）油料、燃料及其它有害物质泄漏应急程序； f ）恶劣天气应急程序； g ）放射源防护应急程序等。
钻井公司应按照应急计划的要求进行严格的练习和模拟演习，提高员工的应急处理能力。
5 生产信息及完井提交资料
5.1 生产信息类
钻井队应收集填写如下资料：
a ）钻井工程班报表； b ）钻井液班报表； c ）钻井参数仪记录卡片； d ）钻具记录； e ）钻头使用记录；
f ）钻井液处理记录； g ）测斜记录； h ）固井施工记录； i ）井控综合记录。
5.2 完井提交资料
完井后，钻井队应向钻井公司提交如下资料（纸介质），钻井公司再向采油工程研究院提交钻井井史1份（纸介质或磁介质）。
a ）钻井井史； b ）钻井施工设计；
c ）各次固井施工设计及总结； d ）全井钻井技术总结； e ）复杂情况处理记录及总结； f ）事故处理记录及总结； g ）钻井液技术总结； h ）钻井工程班报表； i ）钻井液班报表。