XX井鉆井工程設(shè)計1課件

1、川東高陡褶皺帶包鸞-焦石壩背斜帶焦石壩構(gòu)造 井號：XX井 井別：開發(fā)井 井型：水平井鉆井設(shè)計1、鉆井地質(zhì)設(shè)計 1.1 基本數(shù)據(jù) 井號：XX 井井別：開發(fā)井 井型：水平井 地面海拔 592.47m，補心高 9.0m，補心海拔 601m 計算 地理位置：重慶市涪陵區(qū)江東街道辦涼水村 5 組 構(gòu)造位置：川東南地區(qū)川東高陡褶皺帶包鸞焦石壩背斜帶焦石壩構(gòu)造 目的層: 上奧陶統(tǒng)五峰組-下志留統(tǒng)龍馬溪組下部優(yōu)質(zhì)頁巖氣層段（對應(yīng)焦頁 87-3井 3610.6-3649.2m/38.6m） 設(shè)計井深：A靶點垂深：2799m， C靶點垂深：2777m， B靶點垂深：2821m； AB 段長：2074.10m； 完

2、鉆井深：5160m； 完鉆層位：下志留統(tǒng)龍馬溪組下部頁巖段 完鉆原則：鉆至 B 靶點留口袋完鉆 完井方式：套管完井 1.2 鉆探依據(jù) 設(shè) 計 井 區(qū) 上 奧 陶 統(tǒng) 五峰 組 - 下 志 留 統(tǒng) 龍 馬 溪 組 為 深 水 陸 棚 相 沉 積， 鄰 井 焦 頁87-3HF(導(dǎo)眼井)發(fā)育厚達 89.6m 灰黑色富有機質(zhì)泥頁巖，TOC 平均為 2.44%，優(yōu)質(zhì)頁巖段（- 小層）平均 TOC 為 2.85%；有機質(zhì)類型為型，熱演化程度（Ro）為2.42-3.13%，有利于天然氣的大量生成。 鄰井焦頁 87-3HF(導(dǎo)眼井)目的層以灰黑色粉砂質(zhì)、炭質(zhì)泥頁巖夾放射蟲炭質(zhì)泥頁巖為主，物性分析表明優(yōu)質(zhì)頁巖段

3、（-小層）孔隙度為 3.81-5.21%，平均孔隙度達4.48%，具較好儲集性能。 鄰 井 焦 頁 87-3HF( 導(dǎo) 眼 井 ) 上 奧 陶 統(tǒng) 五 峰 組 - 下 志 留 統(tǒng) 龍 馬 溪 組 含 氣 量1.45-6.62m3 /t，平均為 3.49m3/t，其中，優(yōu)質(zhì)頁巖段（-小層）含氣量 3.69-6.62m3 /t，平均為 5.16m3 /t，具有較好的含氣性。 鄰井焦頁 87-3 HF(導(dǎo)眼井)優(yōu)質(zhì)頁巖段硅質(zhì)含量一般為 14.6-80.4%，平均為 52.84%，碳酸鹽巖含量為 1.7-52.5%，平均為 9.95%； 焦頁 87-3HF(導(dǎo)眼井)測井解釋楊氏模量3.66-4.33&

4、#215;104 MPa，平均為 3.73×104 MPa，泊松比為 0.17-0.2，最大主應(yīng)力為 55.52MPa，最小主應(yīng)力為 48.63MPa，水平地應(yīng)力差異系數(shù)為 11%，有利于壓裂改造。 鄰井焦 頁 87-3HF 井 水平段長 1645m，分 27 段采用大型 水力壓裂， 測試產(chǎn)量15.37×104 m3 /d。 鄰井焦頁 69-2 HF 井下壓力計進行溫度和靜壓測試，實測目的層溫度 103.65，計算地溫梯度為 2.45/100m；計算地層壓力 52.62MPa，壓力系數(shù)為 1.49（壓后）,鄰井焦頁 87-3HF 天然氣組分以甲烷為主，含少量二氧化碳（0.5

5、94%）和氮氣，不含硫化氫。 1.3 設(shè)計依據(jù)及鉆探目的 1.3.1 設(shè)計依據(jù)： 涪陵頁巖氣田江東區(qū)塊焦頁X 號平臺井位報告書。 1.3.2 鉆探目的： （1）動用江東區(qū)塊上奧陶統(tǒng)五峰組-下志留統(tǒng)龍馬溪組頁巖氣資源； （2）新建江東區(qū)塊上奧陶統(tǒng)五峰組-下志留統(tǒng)龍馬溪組頁巖氣產(chǎn)能。 1.3.3 預(yù)計效果： 預(yù)計本井組 4 口井控制資源量 32.42×108 m3 ；獲取水平井鉆完井及氣層改造的工程工藝技術(shù)參數(shù)。 1.4 設(shè)計地層剖面及預(yù)計氣水 層位置 1.4.1 地層分層及油、氣、水層預(yù)測（見表 1-2、表 1-3） 表 1-2 地質(zhì)分層設(shè)計數(shù)據(jù)及預(yù)計油氣水顯示預(yù)測簡表地層XX井預(yù)測故

6、障提示系統(tǒng)組代號底深(m)油氣水層三疊系下統(tǒng)嘉陵江組T1j465水層飛仙關(guān)組T1f917微含氣層上統(tǒng)長興組P2ch1101含氣含硫防漏龍?zhí)督MP2l1200微含氣層防塌二疊系茅口組P1m1546微含氣層防H2S、防噴下統(tǒng)棲霞組P1q1666微含氣層梁山組P1l1674石炭系中統(tǒng)黃龍組C2h1677中統(tǒng)韓家店組S2h2551防漏、防塌志留系小河壩組S1x2675含氣層下統(tǒng)龍馬溪組S1lA 靶 2799B 靶 2821頁巖氣層防漏、防塌、防噴 1.4.2 鄰井鉆探情況 （1）基本情況 焦頁 87-3HF 井（導(dǎo)眼井）于 2015 年 4 月 8 日采用 660.4mm3A 鉆頭鉆導(dǎo)眼鉆進至井深 65

7、.7m，下入 473.1mm 導(dǎo)管至 65.6m；5 月 16 日鉆至井深 3535m，5 月 18 日換成 215.9mm 取心鉆頭，到 5 月 27 日取心至 3653.06m，共取心 8 次，總進尺 118.06m。5 月 28 日再換 215.9mmPDC 鉆頭鉆進至 3683m 完鉆，完鉆層位奧陶系中統(tǒng)十字鋪組。2015 年 6 月 13 日填井并裸眼完井。2015 年 6 月 19 日采用 311.2mmPDC 鉆頭開窗側(cè)鉆成功，側(cè)鉆點井深：2074.0m，層位：龍?zhí)督M。7 月 28 日鉆至井深 3711.0m 二開中完，下入 244.5mm 技術(shù)套管至井深 3708.15m，固井

8、水鉆井液返至地面。 （2）油氣顯示 焦頁 87-3HF 井（導(dǎo)眼井）段龍馬溪組-五峰組 3576.0-3651.0m 井段見含氣顯示，地質(zhì)錄井共解釋頁巖含氣層、頁巖氣層 75.0m/2 層。其中，龍馬溪組下段-五峰組井段3610.0-3651.0m（50.0m/1 層）為頁巖氣層，對應(yīng)小層為小層（主力氣層），氣測全烴 1.7414.08%，甲烷 1.389.88%。 焦頁 87-3HF 井（側(cè)鉆井）龍馬溪組-五峰組 3721.0-5585.0m 井段見含氣顯示，地質(zhì)錄井共解釋頁巖氣層 1749.0m/9 層。氣測全烴 1.30 24.95%，甲烷 0.3718 .61%。 表 1-3 地質(zhì)設(shè)計

9、分層巖性簡述表 地層層序巖性描述系統(tǒng)組段代號三疊系下統(tǒng)嘉陵江組T1j灰色灰?guī)r，與下伏飛仙關(guān)組頂部紫紅色泥巖巖性區(qū)分明顯，整合接觸。飛仙關(guān)組T1f上部紫紅色泥巖、云質(zhì)灰?guī)r與鮞?；?guī)r，中部灰色灰?guī)r，下部生屑灰?guī)r。二疊系上統(tǒng)長興組P2ch上部灰色生屑灰?guī)r，中部及下部為灰色灰?guī)r與泥質(zhì)灰?guī)r互層。龍?zhí)督MP2l頂部為灰黑色泥巖，中部灰色灰?guī)r，下部為灰黑色碳質(zhì)泥巖。下統(tǒng)茅口組P1m灰色灰?guī)r與灰色含泥灰?guī)r不等厚互層。棲霞組P1q灰色灰?guī)r。梁山組P1l淺灰色泥巖。石炭系黃龍組C2h灰色灰?guī)r。志留系中統(tǒng)韓家店組S2h上部綠灰色泥 巖、泥質(zhì)粉砂巖、粉砂質(zhì)泥巖互層，下 部為灰色粉砂質(zhì)泥巖和泥巖互層。下統(tǒng)小河壩組S1x上

10、部灰色泥巖 為主，夾灰色粉砂質(zhì)泥巖薄層；下 部深灰色泥巖為主，夾深灰色粉砂質(zhì)泥巖薄層及灰色粉砂質(zhì)泥巖薄層。 龍馬溪組龍三S1l3深灰色泥巖、碳質(zhì)泥巖為主夾灰色粉砂質(zhì)泥巖、泥質(zhì)粉砂巖薄層。龍二S1l2深灰色泥巖、碳質(zhì)泥巖。龍一S1l1灰黑色碳質(zhì)泥巖及碳質(zhì)頁巖。備注：具體分層數(shù)據(jù)見附表1（3）溢流、井漏情況焦頁 87-3HF 井（導(dǎo)眼井）共有井漏 11 次，其中雷口坡組和小河壩組各 1 次，嘉陵江組 9 次，共漏失鉆井液 18086.0m3 ，為裂縫性漏失。焦頁 87-3HF 井（側(cè)鉆井）鉆進過程中未發(fā)生井漏。本井全井段鉆探過程中無溢流發(fā)生。 （4）硫化氫顯示 焦頁 87-3HF 井頁巖氣層段試氣

11、不含硫化氫。焦頁 1 井鉆井過程中共檢測到硫化氫顯示 4 次，發(fā)生在長興組。硫化氫顯示的層段主要在二疊系，區(qū)塊的局部位置在長興組、龍?zhí)督M和棲霞組氣測檢測到有硫化氫顯示（見表 1- 4）。井號層位井深(m)硫化氫濃度(ppm)備注720.54-743.975.0-10.0室內(nèi)傳感器焦頁1長興組753.59-755.06.0室內(nèi)傳感器760.0-761.3019.0室內(nèi)傳感器764.89-772.782.0-52.0室內(nèi)傳感器焦頁 1-3HF長興組738.38-1041.532.0-100室內(nèi)傳感器焦頁 6-2HF棲霞組1489.425.0-100室內(nèi)傳感器表 1-4 焦石壩已鉆井硫化氫顯示統(tǒng)計表

12、1.5 地層孔隙壓力預(yù)測與鉆井 液性能要求 1.5.1 鄰井試氣測試情況（見表 1-5） 表 1- 5 焦頁 69-2HF 井試氣測試數(shù)據(jù)表 1.5.2 鄰井鉆井液使用情況（見表 1-6） 表 1-6 焦頁 87-3HF 井鉆井液性能情況表井段（m）鉆井液類型相對密度（g/cm3）粘度（s）失水（ml）泥餅（mm）堿度pH備注0-2010.0清水鉆井液1.01-1.0531-389-100.2-0.48-8導(dǎo)眼井2010.0-3683.0氯化鉀聚合物1.12-1.3735-512.8-40.2-0.57-9導(dǎo)眼井2074.0-3711.0氯化鉀聚合物1.29-1.3140-622.8-4.60

13、.49-10側(cè)鉆井3711.0-5585.0油基鉆井液1.36-1.4965-822-2.40.42.5側(cè)鉆井1.5.3 地層壓力預(yù)測（見表 1-7） 壓力預(yù)測主要依據(jù)地震資料和鄰井實鉆中的鉆井液密度資料及焦頁 1HF 井、焦頁1-3HF、焦頁 5HF 井、焦頁 8HF 井大型壓裂后實測井底壓力進行綜合預(yù)測。由于受到地震預(yù) 測精度 的限制 及泥頁巖 經(jīng)大型壓 裂改造 后測得 的壓力與 未改造 的泥頁 巖壓力存在一定的差異，本井壓力綜合預(yù)測結(jié)果可能存在一定誤差，要求本井鉆井過程中要加強隨鉆壓力監(jiān)測工作，根據(jù)實鉆情況及時調(diào)整鉆井液性能，并做好井控工作。 地 層預(yù)測壓力系數(shù)（壓裂前）系統(tǒng)組代號綜合預(yù)

14、測三疊系下統(tǒng)嘉陵江組T1j-T1f飛仙關(guān)組上統(tǒng)長興組P2ch-P2l0.85-0.95龍?zhí)督M二疊系茅口組P1m下統(tǒng)棲霞組P1q-P1l梁山組1.101.20石炭系中統(tǒng)黃龍組C2h中統(tǒng)韓家店組S2h1.101.25志留系下統(tǒng)小河壩組S1x1.101.30龍馬溪組S1l1.251.35表 1-7 地層壓力預(yù)測表 1.5.4 鉆井液類型、性能及使用原則要求 （1）使用的鉆井液應(yīng)保證地質(zhì)錄井、測井順利進行，保證取全取準地質(zhì)、工程等各項資料，最終選用鉆井液體系以鉆井工程設(shè)計為準。 （2）應(yīng)選用低摩阻、攜砂能力強、抗泥頁巖膨脹、熱穩(wěn)定性與脫氣性能好的鉆井液體系。 根據(jù)預(yù)測壓力系數(shù)，可適當(dāng)考慮鉆井液密度附加

15、值為 0.070.15g/cm3 ，盡可能實現(xiàn)近平衡壓力鉆進，減輕對氣層的傷害。 應(yīng)注意防止目的層段泥頁巖遇水膨脹、垮塌。 現(xiàn)場應(yīng)儲備高于鉆進時最高密度 0.2g/cm3 以上的高密度鉆井液和加重材料。 鑒于鄰區(qū)鄰井實鉆曾發(fā)生多次漏失，本井在可能漏失段應(yīng)儲備同性能的鉆井液及堵漏材料，鉆井液儲備量應(yīng)是井筒容積的 1 倍，堵漏材料應(yīng)儲備一次用量以上。儲備鉆井液應(yīng)按規(guī)定循環(huán)、維護。 1.6 技術(shù)說明及故障提示（1）鉆井過程中應(yīng)注意防垮塌、防卡、防漏、防溢流、防噴，韓家店以上地層防 H2S。根據(jù)焦頁 69-2HF 井、焦頁 81-2HF 井等導(dǎo)眼及水平井鉆探情況，由于裂縫等原因，地層存在漏失情況。鉆探

16、過程中應(yīng)特別注意。（2）加強應(yīng)急管理，做好應(yīng)急預(yù)案 本井 5km 范圍內(nèi)人口較多，要切實做好居民、學(xué)校的安全宣傳、教育工作，加強應(yīng)急管理，施工方列出危險源清單，并制定相應(yīng)的控制措施；井隊?wèi)?yīng)制定井噴失控后的應(yīng)急預(yù)案，并與當(dāng)?shù)鼐用襁M行疏散演練。本井所在區(qū)域的已鉆鄰井資料顯示，該區(qū)域在長興組、飛仙關(guān)組存在一定濃度的硫化氫，長興組可能存在淺層流體，長興組、飛仙關(guān)組、韓家店組、小河壩組、龍馬溪組可能存在易漏地層，因此在鉆井施工過程中應(yīng)做好飛仙關(guān)組、長興組淺層流體及硫化氫有毒氣體及井漏等相應(yīng)的應(yīng)急預(yù)案。（3）實鉆表明，江東區(qū)塊處于斜坡帶 速度橫向變化較大，局部存在井震矛盾，地層設(shè)計與實鉆可能存在差異。本井

17、濁積 砂地震反射特征較明顯，但存在變薄趨勢，鉆井跟蹤過程中中應(yīng)特別注意，鉆探中應(yīng)特別注意。水平井施工進入小河壩組中下部采用LWD跟蹤井眼軌跡，現(xiàn)場應(yīng)結(jié)合隨鉆資料做好地層對比分析，卡準中完井深，預(yù)測A靶點井深，確保著陸成功。（4）鄰井焦頁87-3HF井鉆探中在雷口坡組、小河壩組發(fā)生井漏，為地層裂縫性漏失，本井鉆探過程中應(yīng)予注意。2、鉆井工程設(shè)計依據(jù) 涪陵頁巖氣田江東區(qū)塊 85 號平臺井位報告書、中國石化涪陵頁巖氣田四化建設(shè)標準化設(shè)計方案。 中華人民共和國安全生產(chǎn)法、中華人民共和國消防法、特種設(shè)備安全監(jiān)察條例、建設(shè)工程安全生產(chǎn)管理條例、非煤礦礦山建設(shè)項目安全設(shè)施設(shè)計審查與竣工驗收辦法、石油天然氣安

18、全規(guī)程(AQ2012)。 鉆井井控技術(shù)規(guī)程（SY/T6426）、石油天然氣工業(yè)健康、安全與環(huán)境管理體系(SY/T6276)、鉆井井控裝置組合、配套、安裝、調(diào)試與維護(SY/T5964)、叢式井平臺布置及井眼防碰技術(shù)要求（SY/T 6396-2014）、涪陵頁巖氣田鉆井井控安全技術(shù)要求（Q/SH1035 1043-2014）、涪陵頁巖氣田淺層氣鉆井安全推薦做法（Q/SH1035 1044-2014）。 非常規(guī)油氣井鉆前工程技術(shù)要求（Q/SH 0437-2011）、非常規(guī)油氣井鉆機選型 與配套（ Q/SH 0438-2011）、 非常規(guī)油 氣井鉆井井身 質(zhì)量要求 （Q/SH 0439-2011）、

19、非常規(guī)油氣水平井固井技術(shù)要求（Q/SH 0440-2011）、中國石化井控管理規(guī)定（中國石化油2015374 號）。 其它石油行業(yè)有關(guān)標準。 本構(gòu)造及相鄰構(gòu)造鉆井資料。 3、井身結(jié)構(gòu)設(shè)計 根據(jù)涪陵地區(qū)龍馬溪組頁巖氣地層特點、壓力預(yù)測及目前鉆井工藝技術(shù)現(xiàn)狀，參考相鄰構(gòu)造已鉆井實鉆井身結(jié)構(gòu)，依據(jù)有利于安全、優(yōu)質(zhì)、高效鉆井和油氣層保護的原則進行設(shè)計。 3.1 井身結(jié)構(gòu)確定方法 涪陵頁巖氣田江東區(qū)塊焦頁 85 號平臺采用叢式井組水平井開發(fā)，因此，井身結(jié)構(gòu)的設(shè)計應(yīng)充分考慮到地層和長水平段生產(chǎn)工藝的要求，各套管程序的選擇為各開次鉆進安全相對留有余地，以保證完成鉆探目的。 上部地層可能存在含有淺層氣和含 H

20、2S 氣層，表層套管應(yīng)封隔上部水層，建立井口，安裝防噴器，為淺層氣和含 H2S 氣層的鉆探提供安全條件。 韓家店組地層存在多套漏層，龍馬溪組上部存在大套泥巖地層，在揭開龍馬溪組頁巖層之前，應(yīng)下入技術(shù)套管，封隔上部易漏、易垮塌地層。 產(chǎn)層為頁巖氣層，完井方式采用套管射孔（分段壓裂）完井。 3.2 井身結(jié)構(gòu)設(shè)計 表 3-1 XX 井井身結(jié)構(gòu)設(shè)計數(shù)據(jù) 開次鉆頭尺寸(mm)井段(m)套管外徑(mm)套管下深(m)備注導(dǎo)管609.660473.160一開406.4602339.7600封嘉陵江組地層二開311.22752244.52750封龍馬溪組頁巖氣層之上的易漏、易垮塌地層三開215.9516013

21、9.75150 表3-2 XX井地層與井身結(jié)構(gòu)設(shè)計綜合表XX 井身結(jié)構(gòu)設(shè)計示意圖導(dǎo)管直徑:24(609.6mm)所鉆深度:60m套管外徑: 18 5/8(473.1mm)套管下深:60m水泥返高:地面一開：鉆頭直徑:16(406.4mm)所鉆深度:602m套管外徑:13-3/8(339.7mm)套管下深:600m水泥返高:地面二開：鉆頭直徑:12-1/4(311.2mm)所鉆深度:2752m套管外徑: 9-5/8(244.5mm)套管下深:2750m水泥返高:地面三開：鉆頭直徑:8-1/2(215.9mm)所鉆深度:5160m套管外徑:5-1/2(139.7mm)套管下深:5150m水泥返高:

22、地面圖 3-1 XX 井身結(jié)構(gòu)示意圖 4、鉆井方式 導(dǎo)管、一開、二開至茅口組底采用清水鉆井，之后轉(zhuǎn)換為水基鉆井液鉆井；三開采用油基鉆井液鉆井。 5、工程質(zhì)量指標 5.1 井身質(zhì)量 5.1.1 直井段 對應(yīng)井段的水平位移和連續(xù)三個測點的全角變化率不大于表 5-1 的規(guī)定值。 表5-1 直井段井身質(zhì)量控制指標 井深（m）水平位移（m）全角變化率（°/30m）1000201.001000造斜點（水平井）301.255.1.2 造斜和扭方位井段 （1）311.2mm 井段，連續(xù)三個測點的全角變化率不大于 6.6°/30m.。 （2）215.9mm 井段，連續(xù)三個測點的全角變化率不大

23、于 7.5°/30m.。 5.1.3 水平段 （1）軌跡控制在設(shè)計靶區(qū)內(nèi)，連續(xù)三個測點的全角變化率不大于 3°/30m.。 （2）平均井徑擴大率不大于 15%。8、剖面設(shè)計 （1） 基本數(shù)據(jù)（深度是以轉(zhuǎn)盤面按補心海拔高 601m 為基準計算的）： 設(shè)計坐標縱坐標（X）（米）橫坐標（Y）（米）設(shè)計垂深（米）設(shè)計位移（米）設(shè)計方位（度）井口3292380.018741661.1A 靶點3292794187419202799488.2932.02C 靶點32933201874230327771138.2634.33B 靶點32944701874314028212560.3235.

24、28方位修正角： -3.87° 磁傾角：46.26° 磁場強度：49940nT （2）設(shè)計剖面類型：直井段造斜段穩(wěn)斜段造斜段水平段。 （3）設(shè)計參數(shù)： 設(shè)計垂深（m）A 點2799造斜點深度(m)2300.00C 點2777造斜率(°100m)15.00B 點2821靶前位移（m）488.29設(shè)計方位（°）A 點32.02水平段方位(°)段長(m)C 點34.33AC36.06651.08B 點35.28CB36.051423.03設(shè)計靶區(qū)水平方向中靶半徑控制在 10m 以內(nèi)，垂直方向中靶半徑控制在 5m 以內(nèi)，井眼軌道在 AC 段為 20m&

25、#215;10m×651.08m、CB 段為 20m×10m×1423.03m 的矩形空間中穿行。（4） 井身剖面分段參數(shù) 井深m井斜°方位°閉合方位°垂深m閉合位移m南北坐標m(N+/S-)東西坐標m(E+/W-)造斜率°/100m備注0.000.000.000.000.000.000.000.000.001000.000.000.000.001000.000.000.000.000.001500.000.500.000.001499.992.182.180.000.10造斜點2300.001.000.000.002299

26、.9212.6512.650.000.062520.0233.8630.4524.852507.0376.0268.9831.9515.002667.4633.8630.4527.762629.45157.99139.8073.590.003055.8291.9436.0632.022799.00488.29414.00258.9015.00A 靶3057.6092.0836.0632.042798.94490.07415.44259.958.003658.7592.0836.0634.252777.131090.15901.09613.570.003706.8988.2336.0534.33

27、2777.001138.26940.00641.908.00C 靶5129.9288.2336.0535.282821.002560.322090.001478.900.00B 靶5160.0088.2336.0535.292821.932590.382114.311496.590.00口袋（5）井眼軌道設(shè)計分段數(shù)據(jù)表 序號井深米井斜度方位度閉合方位度垂深米位移米南北坐標米(N+/S-)東西坐標米(E+/W-)00.000.000.000.000.000.000.000.0011000.000.000.000.001000.000.000.000.0021500.000.500.000.001

28、499.992.182.180.0032300.001.000.000.002299.9212.6512.650.0042340.006.8726.924.082339.8115.1815.141.0852400.0015.8629.4014.822398.5726.3925.516.7562460.0024.8630.1021.442454.7746.8443.6017.1272520.0233.8630.4524.852507.0376.0268.9831.9582550.0033.8630.4525.862531.9292.6683.3840.4292610.0033.8630.4527

29、.082581.74126.01112.2057.36102667.4633.8630.4527.762629.45157.99139.8073.59112700.0038.7131.3528.102655.68177.21156.3283.48122760.0047.6732.5928.842699.38218.16191.10105.23132820.0056.6533.5229.602736.15265.39230.77131.07142880.0065.6234.2730.312765.08317.76274.33160.35152940.0074.6034.9230.952785.4

30、7373.98320.72192.36163000.0083.5835.5231.532796.82432.70368.80226.31A3055.8291.9436.0632.022799.00488.29414.00258.90183057.6092.0836.0632.042798.94490.07415.44259.95193150.0092.0836.0632.672795.59582.21490.09314.30203300.0092.0836.0633.372790.14731.91611.27402.54213450.0092.0836.0633.822784.70881.67

31、732.45490.78223600.0092.0836.0634.152779.261031.47853.63579.01233658.7592.0836.0634.252777.131090.15901.09613.57C3706.8988.2336.0534.332777.001138.26940.00641.90253750.0088.2336.0534.392778.331181.33974.84667.26263900.0088.2336.0534.582782.971331.201096.06755.48274050.0088.2336.0534.732787.611481.09

32、1217.28843.71284200.0088.2336.0534.852792.251630.981338.50931.94294350.0088.2336.0534.952796.881780.881459.721020.17304500.0088.2336.0535.032801.521930.781580.941108.39314650.0088.2336.0535.112806.162080.681702.161196.62324800.0088.2336.0535.172810.802230.601823.381284.85334950.0088.2336.0535.232815

33、.442380.511944.601373.08345100.0088.2336.0535.272820.072530.422065.821461.30B5129.9288.2336.0535.282821.002560.322090.001478.90365160.0088.2336.0535.292821.932590.382114.311496.599、鉆井液設(shè)計 9.1 鉆井液設(shè)計依據(jù) (1)有關(guān)石油鉆井行業(yè)、企業(yè)標準及規(guī)范。 (2)涪陵頁巖氣田江東區(qū)塊 85 平臺鉆井地質(zhì)設(shè)計所提供的地層層序、巖性剖面、地層壓力預(yù)測、對鉆井液的要求等資料。 (3)涪陵頁巖氣田江東區(qū)塊 85 平臺鉆井工

34、程設(shè)計的井身結(jié)構(gòu)、鉆井方式等數(shù)據(jù)。 (4)鄰井地質(zhì)、鉆井技術(shù)資料。 9.2 鉆井液設(shè)計原則 (1)鉆井液的選擇有利于快速鉆進和安全鉆井；有利于環(huán)境保護；有利于發(fā)現(xiàn)和保護氣層；有利于地質(zhì)資料錄??；有利于復(fù)雜情況的預(yù)防和處理。 (2)鉆井液體系要具有良好的防塌、防漏、防硫、保護氣層等能力。 9.3 鉆井液設(shè)計重點提示 (1) 根據(jù)地質(zhì)預(yù)告，長興組地層可能含有硫化氫，注意預(yù)防。淺層易漏，轉(zhuǎn)換鉆井液時應(yīng)提前添加防漏材料，減少鉆井液漏失。(2) 該井龍馬溪組頁巖易垮塌，水平井井底水平位移大，選用油基鉆井液加強水平井段防塌、潤滑防卡及保護氣層能力，做好設(shè)備、人員防護、環(huán)境保護工作。(3) 油基鉆井液破乳電

35、壓400V，以確保鉆井液性能穩(wěn)定。(4) 所有橡膠件必須耐油和耐腐蝕；振動篩上沖巖屑必須用柴油；循環(huán)罐上搭防雨棚；嚴禁雨水或污水進入油基鉆井液。9.4 鉆井液體系選擇和密度設(shè)計 9.4.1 鉆井液體系選擇(見表 9-1) 本井組導(dǎo)管、一開、二開茅口組地層用清水鉆進，以下地層采用水基鉆井液鉆進；三開采用油基鉆井液鉆進。表 9-1 XX井分段鉆井液體系設(shè)計次井段（m）推薦鉆井液體系導(dǎo)管0-60清水一開60-602清水二開602-2752KCl聚合物潤滑鉆井液三開2792-5160油基鉆井液鉆井液密度按照涪陵焦頁巖氣田江東區(qū)塊X 號臺井組鉆井地質(zhì)設(shè)計提供的預(yù)測壓力，參照鄰井實鉆密度，考慮到水平井井控

36、風(fēng)險增大因素，結(jié)合井口控制能力進行設(shè)計。重在發(fā)現(xiàn)、保護氣層，做到近平衡鉆井，同時鉆井中切實注意防噴工作，加強鉆井液儲備，做好淺層氣及高壓氣藏的防范表 9-2 XX井分段鉆井液密度設(shè)計開次井段（m）層位預(yù)測地層壓力系數(shù)鄰井密度（g/cm3）設(shè)計密度（g/cm3）導(dǎo)管0-60嘉陵江組0.85-1.01.05-1.151.05-1.15一開60-602嘉陵江-茅口組空氣/泡沫1.10-1.29清水1.0-1.05二開602-15001500-2752茅口-龍馬溪組1.10-1.251.17-1.32三開2752-5160龍馬溪組1.25-1.301.40-1.481.35-1.459.5 85 號臺

37、井組分段鉆井液性能參數(shù)設(shè)計(見表 9-3) 表 9-3 XX井分段鉆井液性能參數(shù)設(shè)計鉆頭尺寸（mm）609.6406.4/311.2311.2215.9井段（m）0-6060-15001500-27522752-5160鉆井液類型清水清水KCl聚合物潤滑鉆井液油基鉆井液密度（g/cm3）1.17-1.321.35-1.45漏斗粘度（s）35-6050-90API失水（ml）82pH8-10堿度（Pom）（ml）1-2.569-2037-15靜切力（Pa）1-3/3-64-6/10-12含砂量（%）0.50.5塑性粘度（mPa·s）12-2520-35動切力（Pa）5-1010-25固

38、相含量（%）6-1012-18HTHP失水（ml）3MBT（g/l）30-4010-20Kf0.20.1破乳點壓（V）400未溶石灰（kg/m3）8-17CaCl2 水相中的質(zhì)量百分數(shù)(萬ppm) 20-30O/W70-80/30-209.6 分段鉆井液配制、維護及處理程序 9.6.1 27525160m 井段 9.6.1.1 鉆井液體系：油基鉆井液 9.6.1.2 基本數(shù)據(jù)(見表 9-4) 表9-4 XX 井基本數(shù)據(jù)井段（m）2752-5160鉆井液體系油基鉆井液鉆遇地層龍馬溪組地層巖性灰?guī)r、泥巖、頁巖故障提示防噴、防塌鉆頭尺寸（mm）215.9上層套管容積（m3）110裸眼容積+8%井眼擴

39、大率（m3）100地面循環(huán)量（m3）120鉆井液補充量（m3）60鉆井液總處理量（m3）4009.6.1.3 鉆井液配方設(shè)計(見表 9-5)表 9-5 油基鉆井液推薦配方設(shè)計序號鉆井液處理劑名稱功能配方(kg/m3)1柴油基油2HIEMUL主乳化劑25303HICOAT輔助乳化劑15204HIFLO降濾失劑25305HIWET潤濕劑10156MOGEL增粘劑15207石灰調(diào)節(jié)堿度25308HISEAL封堵劑15209CaCl2 鹽水調(diào)節(jié)水相的活度26%水溶液10重晶石粉加重劑根據(jù)需要 9.6.1.4 鉆井液配制和維護處理措施 9.6.1.4.1 油基鉆井液配制步驟 (1)鹽水配制：按以下步驟在

40、 1# 鉆井液罐中配制 CaCl2；加入一定量鉆井用水； 加入所需 CaCl2 (26%-重量體積比)。 (2)油基鉆井液基漿配制 按以下步驟在2 #鉆井液罐中配制油基鉆井液基漿 在罐中注中所需用量的柴油； 鹽水： 加入主(HIEMUL)、 輔乳化劑(HICOAT)， 充分攪拌 40-60 分鐘； 加入潤濕劑(HIWET)，充分攪拌 15-30 分鐘； 加入石灰(CaO)，充分攪拌 15-20 分鐘； 加入有機土(MOGEL)，充分攪拌 15-20 分鐘； 加入降濾失劑(HIFLO)，充分攪拌 15-20 分鐘； 按油水比 80:20 的比例緩慢將 1# 鹽水罐中的鹽水轉(zhuǎn)移至 2# 鉆井液罐油

41、基鉆井液基液中(20-30 分鐘)，并持續(xù)攪拌，攪拌時間盡可能長，使用剪切泵高速剪切； 停止剪切，然后用配料漏斗循環(huán)； 根據(jù)需要加入封堵劑(HISEAL)用以加強封堵 ，剪切 15-20 分鐘； 根據(jù)試承壓情況，如無異常加入重晶石，將鉆井液密度提高到至所需密度。 按規(guī)定測定其流變參 數(shù)、濾失量、油水體積比、抗溫穩(wěn)定性和水相化學(xué)活度等性能。根據(jù)測出的性能和設(shè)計值之間的偏差，進行室內(nèi)試驗，確定調(diào)整處理方案。保證配制的油基鉆井液性能指標是否達到設(shè)計的需求。 按照上述步驟配制好 一罐油基鉆井液后，轉(zhuǎn)移至儲備罐中，攪拌維持其性能穩(wěn)定；再在 1# 和 2# 罐中再次配制，直至配好設(shè)計量的油基鉆井液。 將全

42、部配制好的油基鉆井液混合均勻，再次檢測其各項性能，確保其達到要求。 9.6.1.4.2 油基鉆井液維護處理措施 (1)按規(guī)定測定其流變參數(shù)、濾失量、油水體積比、抗溫穩(wěn)定性和水相化學(xué)活度等性能。根據(jù)測出的性能和設(shè)計值之間的偏差，進行室內(nèi)試驗確定處理方案。 (2)通過加入經(jīng)乳化劑和其他處理劑處理的 MOGEL 在油中的溶液或 CaCl2 鹽水，調(diào)節(jié)油基鉆井液的油水比。 (3)通過調(diào)節(jié)水相中的 CaCl2 濃度，調(diào)節(jié)油基鉆井液的活度。 (4)鉆進中如果發(fā)現(xiàn)鉆井液濾失量大幅增大，及時補充降濾失劑、MOGEL 含量。 (5)鉆進中如果出現(xiàn)攜帶巖屑困難的現(xiàn)象，適當(dāng)補充乳化劑、潤濕劑和 MOGEL，提高鉆井

43、液的乳化穩(wěn)定性和攜巖能力。 (6) 鉆進中如果發(fā)現(xiàn)鉆井液破乳電壓指標呈現(xiàn)下降趨勢或濾液中含有水相，需及時補充乳化劑的加量。 (7)加強坐崗觀察，提高全員井控意識，按照井控管理規(guī)定搞好井控工作。 (8)工程要保證足夠的排量，并采取中途短起下等措施，滿足井下需要。 (9)井場按設(shè)計要求儲備除硫劑、堵漏材料和加重材料 (參見 12.13.1 井場儲備鉆井液和儲備料要求)。 (10) 鄰井龍馬溪組地層鉆進時，發(fā)生嚴重井漏，因此本井段鉆進時要在鉆井液中按設(shè)計要求加入酸溶性暫堵劑、剛性堵漏劑、油基成膜劑，提高鉆井液的封堵能力，嚴格執(zhí)行防漏堵漏措施。 (11) 鉆井過程中，嚴密觀察循環(huán)罐液面，定時測量鉆井液

44、性 能，注意鉆井液性能變化，根據(jù)實際及時進行調(diào)整，確保安全鉆進。如果發(fā)生油氣侵和井漏等現(xiàn)象，要立即采取措施。若鉆井液密度不能平衡坍塌壓力，可適當(dāng)調(diào)高鉆井液密度，保持井眼穩(wěn)定。鉆井液的密度，不僅要平衡地層壓力，還要平衡地層坍塌應(yīng)力。 (12)在開泵和起下鉆中，要平穩(wěn)操作，以防止 引起井漏、井壁坍塌、卡鉆等井下3復(fù)雜情況。 (13)充分利用固控設(shè)備，清除鉆井液中的有害 固相，維持鉆井液的低密度和低固相，確保有效和快速鉆進。 (14)鉆到本井段設(shè)計井深，起鉆前充分循環(huán)泥 漿并使鉆井液維持較高粘度，確保井眼清潔和測井下套管順利。 9.6.1.4.3 三開前水基鉆井液替換為油基鉆井液步驟 (1)準備 1

45、0 m3 高粘度(漏斗粘度80s)頂替隔離液，與入井的油基鉆井液相同，其配方如下：油基鉆井液基漿+3%MOGEL + 2.5% 主乳化劑(HIEMUL)+ 1.5% 降濾失劑(HIFLO)。 (2)先泵入10 m3 高粘度頂替隔離液，然后再泵入油基鉆井液。頂替時，排量盡可能開大些，頂替過程中不要停泵，確保頂替效率。 (3)注意觀察返漿，隔離液返回到分離池，直至未受污染的油基鉆井液返出，才使油基鉆井液返回到循環(huán)罐，頂替作業(yè)結(jié)束。 (4)轉(zhuǎn)換過程中需注意兩個問題： 頂替過程中，鉆井液從振動篩的旁通閥通過 (不過篩)，不進沉沙池，以盡量減少水污染的影響。 用于頂替的第一池油基鉆井液多加 10kg/m

46、3 的乳化劑預(yù)處理，減少水污染影響。 (5)油基鉆井液轉(zhuǎn)換完后，開泵循環(huán)，大排量充分循環(huán) 23 個循環(huán)周至油基鉆井液性能穩(wěn)定。 (6)油基鉆井液循環(huán)均勻后，測定全套性能，符合設(shè)計要求后開始定向施工 作業(yè)。 9.6.1.4.4 水平井段鉆進的井眼凈化措施 (1)合理的環(huán)空返速是凈化井眼的關(guān)鍵，推薦水平井段環(huán)空返速 0.81.10m/s。 (2)選用合理流型與鉆井液流變參數(shù)。盡可能提高鉆井液的動切比，鉆進一段距離后需大排量循環(huán)并不停地轉(zhuǎn)動鉆具協(xié)助清砂，以防止環(huán)空巖屑濃度過高和巖屑床的形成，必要時利用稠塞懸浮和清除巖屑。 (3)注意測定鉆井液旋轉(zhuǎn)粘度計的 6 轉(zhuǎn)和 3 轉(zhuǎn)的讀數(shù)，保持一定低剪切速率下

47、鉆井液的粘度，以提高巖屑攜帶和懸浮能力，防止停泵時形成巖屑床。 (4)嚴格控制鉆井液的初、終切差值，盡量避免鉆井液觸變性過大而帶來的各種不利影響，避免起下鉆過程中產(chǎn)生過高的抽吸和激動壓力。3(5)每鉆進一個立柱需上下活動和轉(zhuǎn)動鉆具協(xié)助清砂，以防止環(huán)空巖屑濃度過高和巖屑床的形成。除滑動鉆進和接立柱外，不允許鉆具在井內(nèi)靜止。 (6)起鉆前大排量充分循環(huán)，至少要循環(huán)井內(nèi) 2 個循環(huán)周，確保巖屑被攜帶 出來。 9.7防漏、堵漏措施 (1)井場儲備水化好的般土漿和橋塞堵漏材料。有油氣顯示時，進行漏失封堵之前必須征得甲方的同意。 (2)根據(jù)地質(zhì)預(yù)報或鄰井資料，在鉆遇漏層位前，加入堵漏材料單封 12%、QS

48、-2 2%，調(diào)整鉆井液性能，提高其攜帶性能，使其具有良好的流動性。起下鉆、開泵等工程操作，要認真執(zhí)行操作規(guī)程，減少壓力激動，防止蹩漏地層。 (3)鉆至漏層時，采用小排量、低泵壓、低返速鉆井，并適當(dāng)提高鉆井液粘度，降低鉆井液結(jié)構(gòu)，在鉆井液中加入單封 12%、QS-2 2%，快速鉆過漏層(排量返速調(diào)整至巖屑能返出的最低環(huán)空返速)。 (4)發(fā)生漏失，根據(jù)漏失性質(zhì)采取以下堵漏措施： 漏速小于 5m3 /h 時，用 QS-2、般土等配稠漿，打入井內(nèi)靜止堵漏，靜止時間18-24h。 漏速 510m3 /h，合理選擇橋塞堵漏劑(加量 1020%)，泵入井內(nèi)靜止堵漏，靜止時間 2024 h。 漏速大于10 m

49、3 /h 時或只進不出，基漿加入 2%的單封，23%狄塞爾、23%云母片、23%蛭石粉、23%核桃殼及適量的棉殼粉堵漏或用水泥封堵(甲方現(xiàn)場監(jiān)督同意后)。 (5)在整個鉆井過程中，堅持“預(yù)防為主，防堵結(jié)合”的原則。 (6)嚴格工程操作，下鉆、劃眼的速度控制、中途和井底開泵以及加重速度(每循環(huán)周密度上升 0.030.05g/cm3 )都要執(zhí)行安全技術(shù)措施， 嚴格將密度控制在設(shè)計范圍內(nèi)，防止人為造成井漏。 (7)因地層裂縫引起的突發(fā)性漏失，應(yīng)小排量盡可能搶鉆，使漏層盡可能暴露，若鉆頭水眼小，不能使用橋塞堵漏劑，可先配制 20 m3 稠漿注入漏層，起鉆后下光鉆桿進行堵漏作業(yè)。 (8)堵漏材料的選用及加量應(yīng)根據(jù)漏失性質(zhì)和漏速大小而定。漏速小于 10m3 /h 加量 1012%，漏速 1030m3 /h 加量