第1章 井身结构设计方案
3.1井身结构的确定
根据本区块的地址资料，本区块属超低渗、高压、饱和气藏。目的层的压力范围大约在30——32MPa左右，在钻井施工中，只要控制起下钻速度、防止抽吸，采用合理的钻井液密度、保持一定的液柱压力，就可以稳气顶气。此区块上部施工井段无异常低、高压地层，压力体系单一，无浅气层和易膨胀地层，所以此区块新井采用二开井身结构可以满足钻井施工的需要，无需设计技术套管。 3.1.1直井井身结构
采用三开次井身结构：φ339.73mm表层套管下深约340m，水泥浆返至地面，φ244.48mm技术套管下深约1325m，水泥浆返高320m.φ139.7mm油层套管下深约1390m.
3.2井身结构设计方案
表2.1井身结构设计表
3.3井身结构示意图
2
第4章 钻机选型
4.1钻机类型选择的依据
根据钻井过程中大钩可能遇到的最大载荷来选择钻机。
（1）起钻操作刚启动加速时与下钻操作完了刹车时有较大动载，静动载之和构成起下钻过程中的最大钩载；
（2）处理卡钻事故时拔钻杆的拉力，以钻杆拉断载荷为极限（由钢材最小屈服强度决定）；
（3）下套管时，油层套管柱重量比钻杆柱重量大；（ 139.7mm×9.17mm套管每米重29.79kg/m，177.8mm×9.19mm套管每米重38.69kg/m，127mm钻杆29.08kg/m）
（4）下套管遇阻时，上提下放套管柱以期通过。此时大钩的上提载荷以套管柱断裂载荷的80%为限。
对于本区井的完钻井深，以上4种载荷以第四项载荷为最大，按照API建议按最重套管柱的接箍滑扣载荷的80%来选择相应最大起重量的钻机。而在套管柱设计时井口套管柱的强度是按接箍滑扣载荷Q断来设计的，即： Q断/n=Q套 或 Q
断=
nQ套
式中：n：滑扣安全系数，按API标准n=1.6—2； Q套: 套管柱在空气中的重量；Q套=q套xL套 L套：套管柱长度，米；
q套：套管柱每米重，kg/m；
最大起重量：Qmax=0.8 Q断=0.8n Q套=0.8x1.8 q套xL套
4.2钻机类型的选择
此区直井预计井深1390米左右，244.48mm技术套管，139.7mm油层套管；按公式计算出大钩有可能遇到的最大载荷：
Qmax=0.8×1.8 q套×L套=0.8×1.8×38.69×3680×10-3=205.03(吨) ZJ-45型钻机大钩额定载荷为2943kN，从以上计算结果，这两种类型的井都可以选择ZJ-45型钻机。
第5章 钻具组合设计
5.1直井钻具组合 5.1.1一开
3
Φ346.1mm钻头＋Φ177.8mm 无磁钻铤×1 根＋Φ177.8钻铤×8 根＋Φ127.0mm 钻杆 5.1.2二开
(1)常规钻具：Φ241.3mm钻头＋Φ177.8钻铤×9根＋Φ127.0mm 钻杆；
(2)钟摆钻具：Φ241.3mm钻头＋Φ177.8mm钻铤×2根＋Φ241扶正器＋Φ177.8钻铤×7 根＋Φ127.0mm 钻杆。
三开
第6章 水力参数设计
6.1 直井水力参数设计
表3.1直井水力参数设计表
4
第7章 钻井新工艺新技术应用
7．1钻井新工艺新技术应用
第8章 钻井液方案
8.1钻井液对气层的损害分析
钻井液对气层的损害主要有两个方面：一是钻井液固相的损害；二是钻井液滤液的损害。具体地说：
（1）钻井液固相的损害。钻井液中所含各种悬浮物质（粘土、岩屑、加重材料和堵漏剂等）都有可能对储层造成损害。当它们进入储层时，便可能逐步充填油气藏岩石孔隙。在随后进行生产或注入时，这些物质很可能桥堵在孔隙喉道的进口处，严重地降低井眼附近地带的渗透率。一般情况下，此类损害仅限于井眼周围76cm内，但最终的渗透率降低值却可高达90%。
（2）钻井液滤液的损害。钻井液的最先接触油气层的外来流体。在一定的压差下，钻井液滤液会渗入地层，特别是在滤饼形成之前，滤液的渗入是不可避免的。如果钻井液的滤失量太大，将会携带大量的固相颗粒进入储层，产生堵塞而
5
造成损害：同时，进入储层的滤液若与储层不配伍，则会引起粘土水化膨胀、水锁，形成化学沉淀和胶体乳化等，而导致油气层的损害 8.2钻井液体系选择思路
表4.1 M2井地层压力预测数据
（1）一开井段
该井段为粘土夹砾石层，地层可钻性好、易坍塌。钻井液的主要作用是井壁稳定和大井眼携砂。该井段为预水化膨润土浆。
（2）二开井段
上部地层棕红色泥岩和灰白色砂岩，深灰色泥岩与灰色砂岩，夹煤层不等厚互层，钻井液的主要作用是抑制地层粘土造浆，针对该井段地层特点和满足快速钻进的需要，采用抑制性聚合物防塌钻井液体系。
下部储层岩性主要为长石砂岩夹紫色泥岩，灰黑色碳质泥岩，浅灰色含气中、细砂岩，灰黑色含泥页岩不等厚互层，要求钻井液具有较强的粘土防膨能力和稳定井壁能力
针对该储层岩性特点及常温常压的性质，储层段采用聚合物润滑防塌钻井液。 聚合醇防塌屏蔽剂能够在井底温度下从钻井液中以油性状态分离出来，在井壁形成一层膜，防止有害固相和滤液进入地层而造成油层损害，同时能增强钻井液的润滑防塌效果。选用聚合醇防塌屏蔽剂保护油气层。
6
8.3气层保护对钻井液性能指标的要求
钻井过程中为了减少气层的损害，钻井液要达到以下指标要求：
（1）使用淡水基聚合物（润滑）防塌钻井液体系，聚合醇防塌屏蔽剂保护气层；使用MEG无固相完井液。
（2）含砂量
（3）近平衡压力钻井，附加密度:油层 （0.05～0.10）g/cm3。本井钻井液密度要严格控制在1.20g/cm3以内。
（4）储层API滤失量≤4ml。
（5）提高钻井速度，缩短油层浸泡时间。 （6）有效保护环境，保证资料取全取准。 8.4钻井液体系
表4.2钻井液体系
8.5钻井液性能
表4.3钻井液性能
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注：段的液摩数小0.2。 8.6液维理要
①馆陶组及以上地层疏松，防止坍塌卡钻和井漏；
②钻遇相当于邻井油气层段注意防漏、防喷；
③起钻灌好钻井液，防止抽汲井喷或井下其它复杂情况发生； ④通过不整合面附近、疏松砂岩层，防漏； ⑤沙河街组防坍塌掉块；
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钻井护处点 直井钻井阻系于
⑥钻井液必须保证有很好的润滑性能和携带岩屑能力；
⑦进入气层前50～100m，保持中压失水小于4.0ml，加入20%的聚合醇防塌屏蔽剂，补充保持含量至完井；
⑧钻井过程中，正常加重使用青石粉。同时井场要储备100m3密度为1.40 g/m3的重浆，和足够的重晶石粉，备井控用。 8.7钻井液配方
表4.4钻井液配方
8.8钻井液材料消耗
表4.5 钻井液材料消耗
9
10
第9章 固井方案
9.1固井主要工艺要求 9.1.1井眼准备
(1)电测以前通井、循环，保证电测工具顺利下入。
(2)电测完通井，对起钻遇阻、卡井段、缩径段和井眼曲率变化大的井段反复划眼或进行短起下；下入套管前应在井眼底部打入润滑钻井液，减少下套管摩阻。
(3)井内钻井液性能良好、稳定，符合固井施工要求。在保证井下安全的前提下，尽量降低粘切，降低含砂量。
(4)下套管前通井及注水泥前，均以较大排量洗井，洗井时间不少于两个循环周。洗井循环中，应密切注意观察振动筛返出岩屑量的变化、钻井液池液面变化。同时，应慢速转动钻具防粘卡。 9.1.2设备准备
(1)检查、准备下套管工具：吊卡、大钳、卡瓦、气动卡盘、灌钻井液管线等。 (2)循环系统中用于顶替作业的各钻井液罐（包括储备罐）各闸门应灵活可靠。 (3)从下套管开始，整个固井施工过程中，井口装置应达到既能关闭套管与井眼环空又能关闭钻杆与井眼环空的要求。
(4)认真检查悬吊系统，井口、游车、天车一条线，下套管前应根据大钩负荷更换大绳，确保下套管安全。 9.1.3下套管作业
(1)套管及附件、工具等下井前认真检查外观、通径、丈量、清洗丝扣，不合格套管严禁下入。
(2)按下入次序对套管进行编号、记录。
(3)套管及附件、工具上钻台时要戴好护丝，严禁碰撞。
(4)下入下部附件时，底部6根套管要涂丝扣胶，套管丝扣使用标准套管螺纹密封脂，以提高套管的气密封能力。
(5)按设计要求安装套管扶正器：主力油层封固段每根套管加1只，其他封固段每2根套管加1只。
(6)下套管采用套管钳按API规定的最佳扭矩上扣。 (7)严格控制套管下放速度，一般不超过0.46m/s。
(8)下套管中途禁止停顿，根据情况可以在3～5m范围提放管柱，防止粘卡，并
时刻注意悬重变化。下套管操作平稳，严禁猛刹、猛放。下放套管遇阻时，一般控制下压载荷不超过井下套管浮重的60％。上提时保持最小抗拉安全系数不低于1.5。
(9)下套管过程中，一般是每下入30～40根套灌满一次钻井液，较长时间(超过3min)的灌浆过程应上下活动套管，以防套管粘卡。
(10)下完套管后先灌满钻井液，再小排量开泵循环洗井，开泵循环时要用流量计来校正排量，并根据排量调整循环时的泵冲直至钻井液性能达到施工要求。 9.1.4一开套管固井主要技术措施
(1)钻井液开钻，内插法固井。固井时考虑套管所受浮力，根据计算得知套管串重量大于其所受浮力，因此套管不会上浮。
(2)内插管坐封要平稳，密封要可靠，密封插头下井前要涂抹黄油。坐封后，开泵循环钻井液，如果套管内无钻井液溢出，则说明密封插头处密封良好，即可按设计注入水泥浆。注完水泥后，按钻杆内容积替入当量钻井液量。
(3)坐封压力根据循环最高泵压由固井施工指挥现场计算，为了能在泵压出现异常情况下顺利施工，实际施加的坐封压力应为计算值的2倍以上为宜。
(4)施工结束后，如果井口水泥浆面下沉，必须注水泥浆补充，防井架基础移动及圆井倒塌。
(5)候凝时间：24h。
9.1.5二开套管固井主要技术措施
(1)施工程序：胀封管外封隔器→打开分级箍→循环钻井液→注前置液→注水泥浆→压胶塞→替水泥浆→碰压→候凝
①前置液的配制,其特性必须对钻井液及水泥浆具有良好的相容性，并能控制滤失量，不腐蚀套管，不影响水泥环的胶结强度；使用量：在不造成油气侵及垮塌的原则下,占环空高度100～300m。
②前导浆密度：1.50～1.65g/cm3,注量：6～10m3；领浆密度：1.80～1.87g/cm3,尾浆密度：1.88～1.95g/cm3，注量：必须满足封固到地面。
(2)固井前召开固井协作会，明确施工方案和要求及各方责任。
(3)固井前由井队储备足量的经固井试验合格的固井水泥配浆水，数量不少于理论量的1.5～2.0倍。固井前井队必须储备足够的钻井液以备替水泥浆使用，固井施工设计应按照程序审批。
(4)固井前固井设备和配合固井的有关设备必须试运转正常，确保施工的连续性。
(5)注水泥施工前，由施工指挥召集钻井队和固井队人员开碰头会，明确施工程序，贯彻固井措施，进行岗位分工，交待安全事项和异常情况下的应急措施，并明确联系信号，保证施工协调一致。
(6)电测完通井,采用优质钻井液，大排量洗井，确保井壁稳定，摩阻小，无漏失现象，油气上窜速度小于10m/h。
(7)对送井套管及其固井工具和附件，必须严格检查，确保其质量。浮箍浮鞋的回压凡尔必须可靠，入井套管必须通径；下套管必须逐根紧扣，控制下放速度，减少压力激动；防止套管内落物，并及时灌好泥浆。
(8)采用大泵紊流顶替钻井液，排量不低于钻进排量，达不到紊流时，应注入足量的前导低密度水泥浆，保证紊流接触时间达到7min。
(9)专人负责观察井口钻井液返出情况，发现异常，立即报告施工指挥，采取应急措施。
(10)确定专人监测水泥浆密度，确保入井水泥浆密度达到设计要求。 (11)碰压后，用水泥车清水顶压，稳压2～3min后泄压，如回压阀密封好，则敞压候凝；否则，套管内控制压力候凝，其值为管内外静液柱压差附加2～3MPa。
(12)候凝时间：24～36h。
(13)其他特殊要求和措施根据现场实际情况确定。
(14)固井质量要求：要求按Q/SH1020 0005.3-2003《固井质量》执行。 固井工艺选择
根据油藏的性质和该区块地层特点，直井采用套管注水泥固井，水平井采用常规套管注水泥固井和筛管顶部注水泥固井。其固井方式如下： (1) 一开套管采用内插法固井。
(2) 二开油层采用常规注水泥固井，侧钻井采用尾管固井，注水井要求水泥浆返至地面。
表5.1 固井基本参数表
9.2套管柱设计
9.2.1套管柱设计原则
套管设计是保证在整个寿命期间套管上的最大应力在允许的安全范围内，使油气井得到可靠的保护。设计原则：
(1) 应满足钻井、采油作业及产层改造等工艺的要求。
(2) 套管设计应考虑外挤、内压及开发过程中的应力变化的影响，建立套管强度与套管柱受力之间的平衡，确保安全第一，按套管在井下最危险的工况来考虑。
套管柱强度设计安全系数：抗挤为1.125，抗内压为1.125，抗拉为1.8。 (3) 在满足强度要求的条件下，成本尽量低。
套管柱设计及强度校核
根据该区块的钻井开发方案，所选套管除满足强度要求外，还考虑套管对油井寿命的影响，其套管柱设计如下：
(1) 表层套管：φ273.1mm选用J55×8.89mm套管；φ339.7mm选用J55×9.65mm套管。
油层套管：φ139.7mm选用N80×9.17mm和P110×9.17mm套管，φ
177.8mm选择N80×9.19mm套管。
(2) 固井时所用套管附件和工具应与套管柱强度一致。 (3) 按要求加入套管扶正器保证套管居中。
表5.2 套管柱设计和强度校核表
法(SY/T 5322-2000)》计算，固井施工设计要按实际地层压力数据重新校核。
2) 套管的外挤压力均按全掏空计算。 3) 各层套管均采用高温高压螺纹密封脂。
4) 固井相关工具、过渡接头和附件的扣型要与套管扣型相匹配，强度不得小于所在井段套管强度，性能与套管一致，其它管材附件、下套管工具等均由施工单位准备。 9.2.2套管串结构设计
表5.3 套管串结构设计表
9.2.3扶正器的选择及加法
(1) 二开套管采用刚性与弹性扶正器，造斜点到A点每2根套管加1只弹性扶正器；增斜井段每4根套管加1只刚性扶正器，其他封固段每3～4根套管加1只弹性扶正器。
(2) 下套管按设计安装扶正器，以保证套管顺利入井和在井内居中。 水泥浆性能要求(如表4-19所示)
表5.4 水泥浆性能要求
水泥浆配方(如表5.5所示)
表5.5水泥浆配方
表5.6水泥用量计算表
各层次套管固井主要附件
表5.7 固井主要附件
表5.8 前置液用量
9.4钻井成本预算
表5.11 直井钻井工程预算表
第10章 井下复杂情况预防及处理
10.1井漏
（1）钻至易漏层段前，可提前在钻井液里加综合堵漏剂、屏蔽暂堵剂等材料以防井漏。
（2）在钻井液触变性较大、静止时间较长的情况下，下钻要分段循环钻井液，防止蹩漏地层。
（3）下钻时控制速度，防止压力激动过大而蹩漏地层。要有专人观察钻井液返出情况和钻井液液面，遇漏失时要详细记录其漏失量、漏失速度、漏失位置和漏失时钻井液性能。
（4）施工中控制合理的钻井液密度，防止加重过猛，以免压漏地层。
10.2井塌
（1）坚持搞好随起钻随灌浆工作，钻具起完井筒内必需灌满钻井液。
（2）控制钻井液密度、性能变化幅度，控制好失水，仔细观察岩屑返出情况。
（3）进入垮塌井段，要注意观察井下情况，保持钻井液性能的相对稳定，提高钻井液的抑制性与护壁减阻性，避免井眼出现掉块。
（4）禁止在易塌井段高速起下钻，以免抽吸压力过大而导致井塌。
（5）停钻时不能在同一井深长时间大排量循环泥浆，以防冲垮井壁。
10.3缩径和起下钻遇阻
（1）排量要大，冲蚀掉疏松的假泥饼。
（2）按要求搞好短程起下钻，及时了解掌握井壁稳定情况。
（3）遇阻井段划眼要仔细，修整好井壁。
（4）起钻前要充分循环钻井液，起下钻遇阻应上提下放活动钻具，必要时采取循环或倒划眼等有效措施。
10.4降低摩阻措施
（1）钻进时增加钻井液的润滑性，进行下部钻具刚度与井眼相容性计算，摩阻计算和钻柱屈服及疲劳应力分析，选择合理钻具组合和钻井参数，减少摩阻和扭矩。
（2）控制井眼曲率的变化，确保井眼的圆滑，避免出现井眼曲率的突变
10.5防键槽卡钻措施
（1）尽量减少起下钻次数，以降低钻柱拉磨井壁的程度。
（2）避免井眼曲率变化过大。
（3）认真记录每次起下钻阻卡位置，结合测斜资料综合分析形成键槽的可能性，及时制定出针对性措施，提前处理。
（4）尽量减少钻具组合的变换次数及钻柱的刚性。
（5）若发生键槽卡钻，应向下活动钻具，使随钻震击器向下震击，以震击解卡。
（6）倒划眼上提钻具解卡。
10.6钻具事故
（1）定期进行钻具探伤，防止有伤钻具入井。
（2）做好钻柱的摩阻、扭矩计算及强度校核。
（3）定期倒换钻具位置（改变钻具的受力）。
（4）严格遵守操作规程，作到不溜钻、不顿钻。
（5）钻进中注意泵压变化，发现泵压下降地面查不出原因，立即起钻检查钻具。
10.7井眼净化
（1）根据实际情况，定期进行短程提下钻、钻具旋转洗井和分段洗井等作业, 改善钻井液性能，钻井液应保持良好悬浮性和携岩能力。
（2）进入大斜度段后，视井眼净化状况，必要时打入一定量的泥浆稠塞，清除井底岩屑。
（3）泥浆排量满足设计要求。
（4）如发生沉砂卡钻，应尽量建立循环，先小排量循环，然后逐步增大排量，同时调整泥浆性能，活动钻具解卡。
第1章 井身结构设计方案
3.1井身结构的确定
根据本区块的地址资料，本区块属超低渗、高压、饱和气藏。目的层的压力范围大约在30——32MPa左右，在钻井施工中，只要控制起下钻速度、防止抽吸，采用合理的钻井液密度、保持一定的液柱压力，就可以稳气顶气。此区块上部施工井段无异常低、高压地层，压力体系单一，无浅气层和易膨胀地层，所以此区块新井采用二开井身结构可以满足钻井施工的需要，无需设计技术套管。 3.1.1直井井身结构
采用三开次井身结构：φ339.73mm表层套管下深约340m，水泥浆返至地面，φ244.48mm技术套管下深约1325m，水泥浆返高320m.φ139.7mm油层套管下深约1390m.
3.2井身结构设计方案
表2.1井身结构设计表
3.3井身结构示意图
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第4章 钻机选型
4.1钻机类型选择的依据
根据钻井过程中大钩可能遇到的最大载荷来选择钻机。
（1）起钻操作刚启动加速时与下钻操作完了刹车时有较大动载，静动载之和构成起下钻过程中的最大钩载；
（2）处理卡钻事故时拔钻杆的拉力，以钻杆拉断载荷为极限（由钢材最小屈服强度决定）；
（3）下套管时，油层套管柱重量比钻杆柱重量大；（ 139.7mm×9.17mm套管每米重29.79kg/m，177.8mm×9.19mm套管每米重38.69kg/m，127mm钻杆29.08kg/m）
（4）下套管遇阻时，上提下放套管柱以期通过。此时大钩的上提载荷以套管柱断裂载荷的80%为限。
对于本区井的完钻井深，以上4种载荷以第四项载荷为最大，按照API建议按最重套管柱的接箍滑扣载荷的80%来选择相应最大起重量的钻机。而在套管柱设计时井口套管柱的强度是按接箍滑扣载荷Q断来设计的，即： Q断/n=Q套 或 Q
断=
nQ套
式中：n：滑扣安全系数，按API标准n=1.6—2； Q套: 套管柱在空气中的重量；Q套=q套xL套 L套：套管柱长度，米；
q套：套管柱每米重，kg/m；
最大起重量：Qmax=0.8 Q断=0.8n Q套=0.8x1.8 q套xL套
4.2钻机类型的选择
此区直井预计井深1390米左右，244.48mm技术套管，139.7mm油层套管；按公式计算出大钩有可能遇到的最大载荷：
Qmax=0.8×1.8 q套×L套=0.8×1.8×38.69×3680×10-3=205.03(吨) ZJ-45型钻机大钩额定载荷为2943kN，从以上计算结果，这两种类型的井都可以选择ZJ-45型钻机。
第5章 钻具组合设计
5.1直井钻具组合 5.1.1一开
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Φ346.1mm钻头＋Φ177.8mm 无磁钻铤×1 根＋Φ177.8钻铤×8 根＋Φ127.0mm 钻杆 5.1.2二开
(1)常规钻具：Φ241.3mm钻头＋Φ177.8钻铤×9根＋Φ127.0mm 钻杆；
(2)钟摆钻具：Φ241.3mm钻头＋Φ177.8mm钻铤×2根＋Φ241扶正器＋Φ177.8钻铤×7 根＋Φ127.0mm 钻杆。
三开
第6章 水力参数设计
6.1 直井水力参数设计
表3.1直井水力参数设计表
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第7章 钻井新工艺新技术应用
7．1钻井新工艺新技术应用
第8章 钻井液方案
8.1钻井液对气层的损害分析
钻井液对气层的损害主要有两个方面：一是钻井液固相的损害；二是钻井液滤液的损害。具体地说：
（1）钻井液固相的损害。钻井液中所含各种悬浮物质（粘土、岩屑、加重材料和堵漏剂等）都有可能对储层造成损害。当它们进入储层时，便可能逐步充填油气藏岩石孔隙。在随后进行生产或注入时，这些物质很可能桥堵在孔隙喉道的进口处，严重地降低井眼附近地带的渗透率。一般情况下，此类损害仅限于井眼周围76cm内，但最终的渗透率降低值却可高达90%。
（2）钻井液滤液的损害。钻井液的最先接触油气层的外来流体。在一定的压差下，钻井液滤液会渗入地层，特别是在滤饼形成之前，滤液的渗入是不可避免的。如果钻井液的滤失量太大，将会携带大量的固相颗粒进入储层，产生堵塞而
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造成损害：同时，进入储层的滤液若与储层不配伍，则会引起粘土水化膨胀、水锁，形成化学沉淀和胶体乳化等，而导致油气层的损害 8.2钻井液体系选择思路
表4.1 M2井地层压力预测数据
（1）一开井段
该井段为粘土夹砾石层，地层可钻性好、易坍塌。钻井液的主要作用是井壁稳定和大井眼携砂。该井段为预水化膨润土浆。
（2）二开井段
上部地层棕红色泥岩和灰白色砂岩，深灰色泥岩与灰色砂岩，夹煤层不等厚互层，钻井液的主要作用是抑制地层粘土造浆，针对该井段地层特点和满足快速钻进的需要，采用抑制性聚合物防塌钻井液体系。
下部储层岩性主要为长石砂岩夹紫色泥岩，灰黑色碳质泥岩，浅灰色含气中、细砂岩，灰黑色含泥页岩不等厚互层，要求钻井液具有较强的粘土防膨能力和稳定井壁能力
针对该储层岩性特点及常温常压的性质，储层段采用聚合物润滑防塌钻井液。 聚合醇防塌屏蔽剂能够在井底温度下从钻井液中以油性状态分离出来，在井壁形成一层膜，防止有害固相和滤液进入地层而造成油层损害，同时能增强钻井液的润滑防塌效果。选用聚合醇防塌屏蔽剂保护油气层。
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8.3气层保护对钻井液性能指标的要求
钻井过程中为了减少气层的损害，钻井液要达到以下指标要求：
（1）使用淡水基聚合物（润滑）防塌钻井液体系，聚合醇防塌屏蔽剂保护气层；使用MEG无固相完井液。
（2）含砂量
（3）近平衡压力钻井，附加密度:油层 （0.05～0.10）g/cm3。本井钻井液密度要严格控制在1.20g/cm3以内。
（4）储层API滤失量≤4ml。
（5）提高钻井速度，缩短油层浸泡时间。 （6）有效保护环境，保证资料取全取准。 8.4钻井液体系
表4.2钻井液体系
8.5钻井液性能
表4.3钻井液性能
7
注：段的液摩数小0.2。 8.6液维理要
①馆陶组及以上地层疏松，防止坍塌卡钻和井漏；
②钻遇相当于邻井油气层段注意防漏、防喷；
③起钻灌好钻井液，防止抽汲井喷或井下其它复杂情况发生； ④通过不整合面附近、疏松砂岩层，防漏； ⑤沙河街组防坍塌掉块；
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钻井护处点 直井钻井阻系于
⑥钻井液必须保证有很好的润滑性能和携带岩屑能力；
⑦进入气层前50～100m，保持中压失水小于4.0ml，加入20%的聚合醇防塌屏蔽剂，补充保持含量至完井；
⑧钻井过程中，正常加重使用青石粉。同时井场要储备100m3密度为1.40 g/m3的重浆，和足够的重晶石粉，备井控用。 8.7钻井液配方
表4.4钻井液配方
8.8钻井液材料消耗
表4.5 钻井液材料消耗
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10
第9章 固井方案
9.1固井主要工艺要求 9.1.1井眼准备
(1)电测以前通井、循环，保证电测工具顺利下入。
(2)电测完通井，对起钻遇阻、卡井段、缩径段和井眼曲率变化大的井段反复划眼或进行短起下；下入套管前应在井眼底部打入润滑钻井液，减少下套管摩阻。
(3)井内钻井液性能良好、稳定，符合固井施工要求。在保证井下安全的前提下，尽量降低粘切，降低含砂量。
(4)下套管前通井及注水泥前，均以较大排量洗井，洗井时间不少于两个循环周。洗井循环中，应密切注意观察振动筛返出岩屑量的变化、钻井液池液面变化。同时，应慢速转动钻具防粘卡。 9.1.2设备准备
(1)检查、准备下套管工具：吊卡、大钳、卡瓦、气动卡盘、灌钻井液管线等。 (2)循环系统中用于顶替作业的各钻井液罐（包括储备罐）各闸门应灵活可靠。 (3)从下套管开始，整个固井施工过程中，井口装置应达到既能关闭套管与井眼环空又能关闭钻杆与井眼环空的要求。
(4)认真检查悬吊系统，井口、游车、天车一条线，下套管前应根据大钩负荷更换大绳，确保下套管安全。 9.1.3下套管作业
(1)套管及附件、工具等下井前认真检查外观、通径、丈量、清洗丝扣，不合格套管严禁下入。
(2)按下入次序对套管进行编号、记录。
(3)套管及附件、工具上钻台时要戴好护丝，严禁碰撞。
(4)下入下部附件时，底部6根套管要涂丝扣胶，套管丝扣使用标准套管螺纹密封脂，以提高套管的气密封能力。
(5)按设计要求安装套管扶正器：主力油层封固段每根套管加1只，其他封固段每2根套管加1只。
(6)下套管采用套管钳按API规定的最佳扭矩上扣。 (7)严格控制套管下放速度，一般不超过0.46m/s。
(8)下套管中途禁止停顿，根据情况可以在3～5m范围提放管柱，防止粘卡，并
时刻注意悬重变化。下套管操作平稳，严禁猛刹、猛放。下放套管遇阻时，一般控制下压载荷不超过井下套管浮重的60％。上提时保持最小抗拉安全系数不低于1.5。
(9)下套管过程中，一般是每下入30～40根套灌满一次钻井液，较长时间(超过3min)的灌浆过程应上下活动套管，以防套管粘卡。
(10)下完套管后先灌满钻井液，再小排量开泵循环洗井，开泵循环时要用流量计来校正排量，并根据排量调整循环时的泵冲直至钻井液性能达到施工要求。 9.1.4一开套管固井主要技术措施
(1)钻井液开钻，内插法固井。固井时考虑套管所受浮力，根据计算得知套管串重量大于其所受浮力，因此套管不会上浮。
(2)内插管坐封要平稳，密封要可靠，密封插头下井前要涂抹黄油。坐封后，开泵循环钻井液，如果套管内无钻井液溢出，则说明密封插头处密封良好，即可按设计注入水泥浆。注完水泥后，按钻杆内容积替入当量钻井液量。
(3)坐封压力根据循环最高泵压由固井施工指挥现场计算，为了能在泵压出现异常情况下顺利施工，实际施加的坐封压力应为计算值的2倍以上为宜。
(4)施工结束后，如果井口水泥浆面下沉，必须注水泥浆补充，防井架基础移动及圆井倒塌。
(5)候凝时间：24h。
9.1.5二开套管固井主要技术措施
(1)施工程序：胀封管外封隔器→打开分级箍→循环钻井液→注前置液→注水泥浆→压胶塞→替水泥浆→碰压→候凝
①前置液的配制,其特性必须对钻井液及水泥浆具有良好的相容性，并能控制滤失量，不腐蚀套管，不影响水泥环的胶结强度；使用量：在不造成油气侵及垮塌的原则下,占环空高度100～300m。
②前导浆密度：1.50～1.65g/cm3,注量：6～10m3；领浆密度：1.80～1.87g/cm3,尾浆密度：1.88～1.95g/cm3，注量：必须满足封固到地面。
(2)固井前召开固井协作会，明确施工方案和要求及各方责任。
(3)固井前由井队储备足量的经固井试验合格的固井水泥配浆水，数量不少于理论量的1.5～2.0倍。固井前井队必须储备足够的钻井液以备替水泥浆使用，固井施工设计应按照程序审批。
(4)固井前固井设备和配合固井的有关设备必须试运转正常，确保施工的连续性。
(5)注水泥施工前，由施工指挥召集钻井队和固井队人员开碰头会，明确施工程序，贯彻固井措施，进行岗位分工，交待安全事项和异常情况下的应急措施，并明确联系信号，保证施工协调一致。
(6)电测完通井,采用优质钻井液，大排量洗井，确保井壁稳定，摩阻小，无漏失现象，油气上窜速度小于10m/h。
(7)对送井套管及其固井工具和附件，必须严格检查，确保其质量。浮箍浮鞋的回压凡尔必须可靠，入井套管必须通径；下套管必须逐根紧扣，控制下放速度，减少压力激动；防止套管内落物，并及时灌好泥浆。
(8)采用大泵紊流顶替钻井液，排量不低于钻进排量，达不到紊流时，应注入足量的前导低密度水泥浆，保证紊流接触时间达到7min。
(9)专人负责观察井口钻井液返出情况，发现异常，立即报告施工指挥，采取应急措施。
(10)确定专人监测水泥浆密度，确保入井水泥浆密度达到设计要求。 (11)碰压后，用水泥车清水顶压，稳压2～3min后泄压，如回压阀密封好，则敞压候凝；否则，套管内控制压力候凝，其值为管内外静液柱压差附加2～3MPa。
(12)候凝时间：24～36h。
(13)其他特殊要求和措施根据现场实际情况确定。
(14)固井质量要求：要求按Q/SH1020 0005.3-2003《固井质量》执行。 固井工艺选择
根据油藏的性质和该区块地层特点，直井采用套管注水泥固井，水平井采用常规套管注水泥固井和筛管顶部注水泥固井。其固井方式如下： (1) 一开套管采用内插法固井。
(2) 二开油层采用常规注水泥固井，侧钻井采用尾管固井，注水井要求水泥浆返至地面。
表5.1 固井基本参数表
9.2套管柱设计
9.2.1套管柱设计原则
套管设计是保证在整个寿命期间套管上的最大应力在允许的安全范围内，使油气井得到可靠的保护。设计原则：
(1) 应满足钻井、采油作业及产层改造等工艺的要求。
(2) 套管设计应考虑外挤、内压及开发过程中的应力变化的影响，建立套管强度与套管柱受力之间的平衡，确保安全第一，按套管在井下最危险的工况来考虑。
套管柱强度设计安全系数：抗挤为1.125，抗内压为1.125，抗拉为1.8。 (3) 在满足强度要求的条件下，成本尽量低。
套管柱设计及强度校核
根据该区块的钻井开发方案，所选套管除满足强度要求外，还考虑套管对油井寿命的影响，其套管柱设计如下：
(1) 表层套管：φ273.1mm选用J55×8.89mm套管；φ339.7mm选用J55×9.65mm套管。
油层套管：φ139.7mm选用N80×9.17mm和P110×9.17mm套管，φ
177.8mm选择N80×9.19mm套管。
(2) 固井时所用套管附件和工具应与套管柱强度一致。 (3) 按要求加入套管扶正器保证套管居中。
表5.2 套管柱设计和强度校核表
法(SY/T 5322-2000)》计算，固井施工设计要按实际地层压力数据重新校核。
2) 套管的外挤压力均按全掏空计算。 3) 各层套管均采用高温高压螺纹密封脂。
4) 固井相关工具、过渡接头和附件的扣型要与套管扣型相匹配，强度不得小于所在井段套管强度，性能与套管一致，其它管材附件、下套管工具等均由施工单位准备。 9.2.2套管串结构设计
表5.3 套管串结构设计表
9.2.3扶正器的选择及加法
(1) 二开套管采用刚性与弹性扶正器，造斜点到A点每2根套管加1只弹性扶正器；增斜井段每4根套管加1只刚性扶正器，其他封固段每3～4根套管加1只弹性扶正器。
(2) 下套管按设计安装扶正器，以保证套管顺利入井和在井内居中。 水泥浆性能要求(如表4-19所示)
表5.4 水泥浆性能要求
水泥浆配方(如表5.5所示)
表5.5水泥浆配方
表5.6水泥用量计算表
各层次套管固井主要附件
表5.7 固井主要附件
表5.8 前置液用量
9.4钻井成本预算
表5.11 直井钻井工程预算表
第10章 井下复杂情况预防及处理
10.1井漏
（1）钻至易漏层段前，可提前在钻井液里加综合堵漏剂、屏蔽暂堵剂等材料以防井漏。
（2）在钻井液触变性较大、静止时间较长的情况下，下钻要分段循环钻井液，防止蹩漏地层。
（3）下钻时控制速度，防止压力激动过大而蹩漏地层。要有专人观察钻井液返出情况和钻井液液面，遇漏失时要详细记录其漏失量、漏失速度、漏失位置和漏失时钻井液性能。
（4）施工中控制合理的钻井液密度，防止加重过猛，以免压漏地层。
10.2井塌
（1）坚持搞好随起钻随灌浆工作，钻具起完井筒内必需灌满钻井液。
（2）控制钻井液密度、性能变化幅度，控制好失水，仔细观察岩屑返出情况。
（3）进入垮塌井段，要注意观察井下情况，保持钻井液性能的相对稳定，提高钻井液的抑制性与护壁减阻性，避免井眼出现掉块。
（4）禁止在易塌井段高速起下钻，以免抽吸压力过大而导致井塌。
（5）停钻时不能在同一井深长时间大排量循环泥浆，以防冲垮井壁。
10.3缩径和起下钻遇阻
（1）排量要大，冲蚀掉疏松的假泥饼。
（2）按要求搞好短程起下钻，及时了解掌握井壁稳定情况。
（3）遇阻井段划眼要仔细，修整好井壁。
（4）起钻前要充分循环钻井液，起下钻遇阻应上提下放活动钻具，必要时采取循环或倒划眼等有效措施。
10.4降低摩阻措施
（1）钻进时增加钻井液的润滑性，进行下部钻具刚度与井眼相容性计算，摩阻计算和钻柱屈服及疲劳应力分析，选择合理钻具组合和钻井参数，减少摩阻和扭矩。
（2）控制井眼曲率的变化，确保井眼的圆滑，避免出现井眼曲率的突变
10.5防键槽卡钻措施
（1）尽量减少起下钻次数，以降低钻柱拉磨井壁的程度。
（2）避免井眼曲率变化过大。
（3）认真记录每次起下钻阻卡位置，结合测斜资料综合分析形成键槽的可能性，及时制定出针对性措施，提前处理。
（4）尽量减少钻具组合的变换次数及钻柱的刚性。
（5）若发生键槽卡钻，应向下活动钻具，使随钻震击器向下震击，以震击解卡。
（6）倒划眼上提钻具解卡。
10.6钻具事故
（1）定期进行钻具探伤，防止有伤钻具入井。
（2）做好钻柱的摩阻、扭矩计算及强度校核。
（3）定期倒换钻具位置（改变钻具的受力）。
（4）严格遵守操作规程，作到不溜钻、不顿钻。
（5）钻进中注意泵压变化，发现泵压下降地面查不出原因，立即起钻检查钻具。
10.7井眼净化
（1）根据实际情况，定期进行短程提下钻、钻具旋转洗井和分段洗井等作业, 改善钻井液性能，钻井液应保持良好悬浮性和携岩能力。
（2）进入大斜度段后，视井眼净化状况，必要时打入一定量的泥浆稠塞，清除井底岩屑。
（3）泥浆排量满足设计要求。
（4）如发生沉砂卡钻，应尽量建立循环，先小排量循环，然后逐步增大排量，同时调整泥浆性能，活动钻具解卡。