中國石油工程設(shè)計大賽方案設(shè)計類作品比賽類別方案設(shè)計類鉆完井工程單項組完成日期2015年4月13日中國石油工程設(shè)計大賽組織委員會制本作品鉆完井工程設(shè)計以已鉆5口井的地質(zhì)資料為依據(jù)，以解決探井所顯示的復(fù)雜情況為導(dǎo)向，以安全、高效、經(jīng)濟鉆進為原則，形了機械鉆速。同時，對鉆井液體系進行了優(yōu)化，選出了具有強抑制性的防塌防漏油基鉆井液體系，為安全、優(yōu)質(zhì)鉆井提供了保障。在固井設(shè)計中根據(jù)頁巖氣水平段大型多段壓裂對水泥石的要求，采用了適合I第1章鉆完井工程設(shè)計概述 11.1方案設(shè)計要點 11.2方案設(shè)計思路 1 2第2章地質(zhì)概況 42.1區(qū)塊自然地理概況 42.2區(qū)域地質(zhì)概況 5 5 52.1.3巖性特征 62.1.4地化特征 82.1.5儲集特征 82.1.6含氣性特征 92.1.7地應(yīng)力分布 92.2氣藏儲層特征 92.2.1儲層巖性及礦物組成 92.2.2儲層物性分析 2.2.3儲層敏感性分析 2.2.4儲層巖石力學(xué)特性分析 2.2.5儲層流體特性分析 2.3氣藏溫度及壓力系統(tǒng) 2.3.1氣藏壓力系統(tǒng) 2.3.2氣藏溫度 2.4鉆井揭示地層特點及鉆井難點 2.5鉆完井方案總體規(guī)劃 2.5.1鉆完井方案總體設(shè)計原則 2.5.2鉆完井工程質(zhì)量要求 第3章井身結(jié)構(gòu)設(shè)計 3.1井身結(jié)構(gòu)設(shè)計依據(jù) 3.2井身結(jié)構(gòu)確定方法 3.3井身結(jié)構(gòu)設(shè)計 3.3.1井身結(jié)構(gòu)設(shè)計 3.3.2井身結(jié)構(gòu)設(shè)計說明 第4章鉆井方式設(shè)計 4.1淺層直井段快速鉆井技術(shù) 4.1.2復(fù)合鉆井效果比較 4.2二開定向井段泡沫鉆井技術(shù) 4.2.1泡沫定向可行性分析 4.2.2泡沫鉆井效果 4.3三開井段油基鉆井液技術(shù) 第5章井眼軌道設(shè)計與控制 5.1井眼軌道剖面設(shè)計 5.1.1剖面設(shè)計原則 5.1.2井眼軌道參數(shù)優(yōu)選 5.1.3井眼軌道設(shè)計數(shù)據(jù) 5.2井眼軌跡控制技術(shù) 5.2.1二開大井眼長穩(wěn)斜段控制 5.2.3三開長水平段控制 第6章鉆柱組合及強度設(shè)計 6.1鉆具組合設(shè)計 6.1.1直井段鉆具組合設(shè)計 6.1.2定向鉆具組合設(shè)計 6.2鉆柱組合強度校核 第7章鉆井參數(shù)與鉆井液設(shè)計 7.1.1鉆頭選型依據(jù) 7.1.2鉆頭選型結(jié)果 7.2機械參數(shù)和水力參數(shù)設(shè)計 7.2.1機械參數(shù)設(shè)計 7.2.2水力參數(shù)設(shè)計 7.3鉆井液設(shè)計 7.3.1鉆井液設(shè)計依據(jù)與原則 7.3.2鉆井液設(shè)計重點提示 7.3.3鉆井液體系的選擇 7.3.4鉆井液密度的確定 7.3.5鉆井液性能設(shè)計 7.3.6分段鉆井液配制、維護及處理程序 第8章鉆機選擇及鉆前安裝工程 8.1鉆機選擇 8.1.1設(shè)備選擇要求 第9章固井工程設(shè)計 9.1基礎(chǔ)數(shù)據(jù) 9.2套管串設(shè)計 9.3套管柱強度設(shè)計 9.3.1套管柱設(shè)計及強度校核 9.3.2套管柱設(shè)計說明 9.3.3各層套管固井質(zhì)量要求 9.4.1注水泥設(shè)計 9.4.2水泥漿配方及性能 9.4.3前置液配方及性能 9.5套管試壓要求 9.5固井施工及重點技術(shù)要求 9.5.1主要技術(shù)難點及對策 9.5.2固井前準備工作 9.5.3下套管技術(shù)要求 9.5.4注水泥準備及作業(yè)要求 9.5.5固井質(zhì)量檢測 第10章油氣井壓力控制 10.1井控裝置的選擇 10.1.1井控裝置選擇的依據(jù) 10.1.2井控裝置與試壓要求 10.1.3鉆井井口裝置及節(jié)流壓井管匯示意圖 10.2井控要求 10.2.1一級井控重點要求 10.2.2二級井控重點要求 10.2.3井控設(shè)備安裝要求 10.2.4鉆桿內(nèi)防噴工具要求 10.2.5井控其他要求 第11章完井設(shè)計與儲層保護 11.2.3完井井口裝置規(guī)格 第12章各次開鉆施工重點要求及注意事項 12.2.2定向造斜井段鉆井 12.3三開鉆進重點要求及注意事項 12.3.1大斜度井段 12.3.2水平段 第13章鉆井復(fù)雜情況及事故預(yù)防與處理措施 13.1卡鉆的預(yù)防與處理 13.2井塌的預(yù)防與處理 13.2.1防塌技術(shù)措施 13.2.2井塌處理措施 13.3井漏的預(yù)防與處理 13.3.2堵漏技術(shù)措施 13.4井涌、井噴的預(yù)防與處理 13.5井場防火技術(shù)措施 第14章HSE管理 14.1基本要求 V14.2健康、安全與環(huán)境管理體系要求 14.2.1健康管理要求 14.2.2安全管理要求 14.2.3環(huán)境管理要求 第15章鉆井周期與成本計劃 15.1機械鉆速預(yù)測 15.2鉆井進度計劃 15.3主要消耗材料計劃 15.4鉆井成本計劃 附錄 參考文獻 第1章鉆完井工程設(shè)計概述1第1章鉆完井工程設(shè)計概述鉆井與完井工程是一個多學(xué)科交叉、多工種配合的大系統(tǒng)工程。一個合格的鉆完井工程設(shè)計必須與設(shè)計區(qū)塊的地質(zhì)特征、油藏條件及后期采油和地面工程有機結(jié)合起來。鉆完井工程設(shè)計是以現(xiàn)代鉆井工藝理論為依據(jù)，以石油天然氣行業(yè)標(biāo)準規(guī)范為準則，結(jié)合油氣藏實際儲層特征，采用現(xiàn)代計算技術(shù)與最優(yōu)化科學(xué)理論去規(guī)劃和設(shè)計鉆完井工程中的工藝技術(shù)及實施措施。鉆完井工程設(shè)計是完成地質(zhì)鉆探目的、開發(fā)油氣層，保證鉆井與完井工程質(zhì)量、保護油氣資源、保護環(huán)境，實現(xiàn)安全、優(yōu)質(zhì)、高速和經(jīng)濟鉆井的重要程序，是鉆井與完井工程現(xiàn)場施工的指南和重要技術(shù)依據(jù)。1.1方案設(shè)計要點通過對設(shè)計區(qū)塊(I區(qū)塊)地面條件、氣藏特征及工程因素等方面的綜合分析與仔細論證，確定了本鉆完井方案的設(shè)計要點如下：(1)由于頁巖氣開采的特殊性，本設(shè)計井采用水平井方式進行鉆采(2)該區(qū)塊上部地層可能存在含有淺層氣和含H?S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H?S氣層的鉆探提供安全條件(3)由于上部地層存在水層，故在鉆遇時要快速鉆井，防止地層的塌陷和漏(4)在造斜段由于水平井摩阻比較大，鉆速較低，選擇泡沫鉆井可以加快鉆速，實現(xiàn)安全鉆井。(6)在水平段應(yīng)當(dāng)選擇合適的油基鉆井液(5)重視鉆井、固井及完井施工過程中的安全作業(yè)，針對各個環(huán)節(jié)制定健全本方案擬采用的設(shè)計思路如圖1.1所示。第1章鉆完井工程設(shè)計概述2鉆完井工程設(shè)計地質(zhì)數(shù)據(jù)、油藏設(shè)計及工程要求鉆完井方案總體規(guī)劃井場規(guī)劃與軌道模擬鉆井設(shè)備選擇鉆完井工程質(zhì)量要求井身結(jié)構(gòu)設(shè)計井壁穩(wěn)定分析鉆井液研究及選擇鉆具組合及鉆井參儲層保護技術(shù)鉆頭選型T固井工程設(shè)計井控技術(shù)優(yōu)快鉆井配套技完井工程設(shè)計回注井設(shè)計建井周期預(yù)測及成本預(yù)鉆井過程中健康、安全與環(huán)保要圖1.1方案設(shè)計擬采用思路本鉆完井方案設(shè)計引用的標(biāo)準規(guī)范如下：3.《定向井軌道設(shè)計與軌跡計算》SY/T54355.《定向井下部鉆具組合設(shè)計方法》SY/T5619-2009;6.《水平井鉆井工藝及井身質(zhì)量要求》SY/T6333-1997;第1章鉆完井工程設(shè)計概述314.《鉆井井控裝置組合配套、安裝調(diào)試與維護》SY/T5964-2003;18.《石油天然氣鉆井健康、安全與環(huán)境管理體系指南》(SY/T6283)19.《石油天然氣鉆井健康、安全與環(huán)境管理體系指南》SY/T6283-1997。20.《天然氣井工程安全技術(shù)規(guī)范》Q/SHS0003.1;21.《非常規(guī)油氣井鉆前工程技術(shù)要求》Q/SH0437-2011;22.《非常規(guī)油氣井鉆機選型與配套》Q/SH0438-2011;23.《非常規(guī)油氣井鉆井井身質(zhì)量要求》Q/SH0439-2011;24.《非常規(guī)油氣水平井固井技術(shù)要求》Q/SH0440-2011;25.《中國石化石油與天然氣井井控管理規(guī)定》中國石化安(2011)907號第2章地質(zhì)概況4第2章地質(zhì)概況2.1區(qū)塊自然地理概況本次設(shè)計方案研究目標(biāo)區(qū)塊為頁巖I區(qū)塊，地形圖如圖2.1。該區(qū)塊總體為我國南方丘陵山地，受到來自北西方向擠壓應(yīng)力作用，以正向構(gòu)造為主，各背斜帶之間以寬緩向斜帶為界。海拔最高675m,最低250m,多在400～600m之間。目標(biāo)區(qū)塊在圖中以紅色區(qū)域標(biāo)出，其拐點坐標(biāo)如表2.1。區(qū)塊邊界河流管線接口井位圖2.1區(qū)段地形圖表2.1區(qū)塊拐點坐標(biāo)拐點橫坐標(biāo)縱坐標(biāo)12345該地區(qū)交通較為便利，區(qū)內(nèi)各場鎮(zhèn)間均有公路相通。該地區(qū)屬亞熱帶季風(fēng)性濕潤氣候，常年平均氣溫15~17℃。其總的特點是：四季分明，熱量充足，降水豐沛，年降水量超過1000mm,水系發(fā)育，季風(fēng)影響突出。四季特點為：春早，第2章地質(zhì)概況5常有“倒春寒”和局部的風(fēng)雹災(zāi)害；夏長，炎熱，旱澇交錯；秋短，涼爽而多綿雨；冬遲，無嚴寒，雨雪少，常有冬干。在降水多的季節(jié)，需預(yù)防山洪暴發(fā)所引起的泥石流、塌方、滑坡，河道漲水所引發(fā)的洪水等自然地質(zhì)災(zāi)害。該區(qū)塊位于我國南方丘陵山地，西側(cè)以華墓山深大斷裂為界與川中構(gòu)造區(qū)相接，東側(cè)以齊西深大斷裂為界，北側(cè)與秦嶺褶皺帶相接。從南至北，構(gòu)造為北東一南西走向，形成最具特征的弧形褶皺帶。受到來自北西方向擠壓應(yīng)力作用，以正向構(gòu)造為主，各背斜帶之間以寬緩向斜帶為界。地表出露下三疊統(tǒng)嘉陵江組(T;),地層產(chǎn)狀小于10°,構(gòu)造變形弱，邊緣被斷層夾持，頁巖氣保存條件良好。從地形圖2.1可以看出，該區(qū)塊地面形態(tài)比較平緩，背斜形態(tài)呈現(xiàn)為東寬西窄，南陡北緩的不對稱特征。據(jù)頁巖I區(qū)塊鉆井揭示，背斜從地表至目的層，地層層序依次為：三疊系嘉陵江組、飛仙關(guān)組，二疊系長興組、龍?zhí)督M、茅口組、棲霞組、梁山組，石炭系黃龍組，志留系韓家店組、小河壩組、龍馬溪組，奧陶系五峰組。根據(jù)目前勘探開發(fā)情況，將下志留統(tǒng)龍馬溪組下部—上奧陶統(tǒng)五峰組約86m層段含氣泥頁巖段作為本區(qū)主要的目的層。三疊系飛仙關(guān)組與二疊系長興組，龍?zhí)督M與茅口組，梁山組與石炭系黃龍組，黃龍組與志留系韓家店組均呈不整合接觸，表2.2為I區(qū)塊地層分層數(shù)據(jù)。表2.2地質(zhì)分層與風(fēng)險情況地層故障提示系統(tǒng)組代號三疊系下統(tǒng)嘉陵江組防漏防塌防H2S飛仙關(guān)組二疊系上統(tǒng)長興組P2ch龍?zhí)督M下統(tǒng)茅口組棲霞組梁山組石炭系中統(tǒng)黃龍組第2章地質(zhì)概況6地層故障提示系統(tǒng)組代號志留系中統(tǒng)韓家店組防漏、防塌下統(tǒng)小河壩組龍馬溪組防漏、防塌、防噴、防H?S奧陶系上統(tǒng)五峰組W1)奧陶系(1)上統(tǒng)五峰組本組巖性為分為上下兩部分，下段為黑色碳質(zhì)頁巖、粉砂質(zhì)頁巖，厚度為3~7m,上段為鈣質(zhì)云巖或粉砂質(zhì)頁巖，曾名“觀音橋段”,厚度很小，一般小于1m。2)志留系(1)下統(tǒng)龍馬溪組本組巖性為上部為灰、深灰色泥巖、含粉砂質(zhì)泥巖，下部為深灰色、灰黑色泥巖、炭質(zhì)泥巖。與下伏五峰組地層呈整合接觸關(guān)系，厚度約300m。(2)下統(tǒng)小河壩組本組地層上部及中部巖性以灰、綠灰、灰綠色泥巖、砂質(zhì)泥巖為主，夾綠灰、灰綠色粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖；下部巖性為灰、綠灰色泥巖、砂質(zhì)泥巖與綠灰色粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖呈不等厚互層。與下伏龍馬溪組地層呈整合接觸關(guān)系，厚度約(3)中統(tǒng)韓家店組本組巖性為上部以灰色泥巖為主，夾灰綠色粉砂巖；中、下部巖性為灰色泥巖、砂質(zhì)泥巖與灰綠色粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖呈不等厚互層。與下伏小河壩組地層呈整合接觸關(guān)系，厚度約為500m。3)石炭系(1)中統(tǒng)黃龍組本組巖性為綠灰、深灰色云巖、針孔狀云巖、角礫狀云巖。與下伏韓家店組地層呈假整合接觸關(guān)系，厚度約25m。4)二疊系(1)下統(tǒng)梁山組本組巖性為灰、深灰色泥巖為主，頂部為灰黑色炭質(zhì)泥巖。與下伏黃龍組地層呈假整合接觸關(guān)系，厚度約25m。第2章地質(zhì)概況7(2)下統(tǒng)棲霞組本組巖性為上部為淺灰色含生屑灰?guī)r，灰、深灰色灰?guī)r；下部為灰、淺灰、深灰色灰?guī)r、含泥灰?guī)r，厚度約150m。(3)下統(tǒng)茅口組本組巖性為上部為灰、淺灰、深灰、灰白色灰?guī)r及灰黑色炭質(zhì)頁巖，中部及下部為淺灰、灰、深灰色灰?guī)r，中下部夾薄層灰色灰質(zhì)泥巖。與下伏棲霞組地層呈整合接觸關(guān)系，厚度約300m。(4)上統(tǒng)龍?zhí)督M本組巖性為中部巖性為灰、淺灰色灰?guī)r、含泥灰?guī)r，上、下部巖性為灰黑色炭質(zhì)頁巖、炭質(zhì)泥巖。與下伏茅口組地層呈假整合接觸關(guān)系，厚度約50~60m。(5)上統(tǒng)長興組本組巖性為上部灰、淺灰、深灰色灰?guī)r、含泥灰?guī)r、泥質(zhì)灰?guī)r、生屑灰?guī)r，中部為灰、淺灰、深灰色生屑灰?guī)r、灰?guī)r，下部為灰、深灰色灰?guī)r、含泥灰?guī)r、含生屑灰?guī)r。與下伏龍?zhí)督M地層呈整合接觸關(guān)系，厚度約190~200m。5)三疊系(1)下統(tǒng)飛仙關(guān)組本組巖性為頂部棕紫色泥質(zhì)白云巖、灰色泥質(zhì)白云巖，中部為灰色、淺灰色灰?guī)r、鱗?；?guī)r，下部為淺灰色灰?guī)r、含泥灰?guī)r、泥質(zhì)灰?guī)r，底部見一層深灰色泥灰?guī)r。與下伏長興組地層呈假整合接觸關(guān)系，厚度約430~480m。(2)下統(tǒng)嘉陵江組本組巖性為上部為灰、淺灰、深灰色灰?guī)r、含云灰?guī)r、白云巖、灰質(zhì)白云巖、含泥白云巖、膏質(zhì)白云巖與灰白色石膏巖、云質(zhì)石膏巖呈不等厚互層；中部及下部為淺灰色灰?guī)r，含泥灰?guī)r。與下伏飛仙關(guān)組地層呈整合接觸關(guān)系，厚度約表2.3區(qū)域地層特征表地層名稱地層厚度主要巖石名稱系組三疊嘉陵江灰、淺灰、深灰色灰?guī)r，含泥白云巖、膏質(zhì)白云巖，灰白色石膏巖、云質(zhì)石膏巖飛仙關(guān)430~480棕紫色、灰色泥質(zhì)白云巖，灰色、淺灰色灰?guī)r、鱗粒灰?guī)r，含泥灰?guī)r、泥質(zhì)灰?guī)r二疊長興灰、淺灰、深灰色灰?guī)r、含泥灰?guī)r、泥質(zhì)灰?guī)r、生屑灰?guī)r龍?zhí)痘?、淺灰色灰?guī)r、含泥灰?guī)r，灰黑色炭質(zhì)頁巖、炭質(zhì)泥巖茅口灰、淺灰、深灰、灰白色灰?guī)r，灰黑色炭質(zhì)頁巖，灰色灰第2章地質(zhì)概況8地層名稱地層厚度主要巖石名稱系組質(zhì)泥巖棲霞淺灰色含生屑灰?guī)r，灰、深灰色灰?guī)r，含泥灰?guī)r梁山灰、深灰色泥巖為主，灰黑色炭質(zhì)泥巖石炭黃龍綠灰、深灰色云巖、針孔狀云巖、角礫狀云巖志留韓家店灰色泥巖為主，夾灰綠色粉砂巖，砂質(zhì)泥巖與灰綠色粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖呈不等厚互層小河壩灰、綠灰、灰綠色泥巖、砂質(zhì)泥巖為主，夾綠灰、灰綠色粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖龍馬溪灰、深灰色泥巖、含粉砂質(zhì)泥巖，灰黑色泥巖、炭質(zhì)泥巖奧陶五峰黑色碳質(zhì)頁巖、粉砂質(zhì)頁巖，鈣質(zhì)云巖或粉砂質(zhì)頁巖根據(jù)巖芯資料，有機碳含量最小為0.55%,最大為5.89%,平均為2.55%/173塊，且具有自上而下有機碳含量逐漸增加趨勢?？v向上五峰組—龍馬溪組一段一亞段處于深水陸棚亞相，有機碳含量主要介于3%～5.5%之間；一段二亞段一三亞段下部有機碳含量降低，主要介于1.5%～3%之間；三亞段上部由于水體明顯變淺，有機碳含量普遍較低。該區(qū)塊下志留統(tǒng)龍馬溪組和上奧陶統(tǒng)五峰組有機質(zhì)類型指數(shù)為92.84和100,均為I型干酪根，鏡質(zhì)體反射率分別為2.42%和2.8%,五峰—龍馬溪組頁巖儲層段發(fā)育孔隙類型包括無機孔隙、有機質(zhì)孔隙、微裂縫、構(gòu)造縫4種儲集空間類型，其中無機孔隙主要包括粘土礦物晶間孔、粒間孔以及粒內(nèi)孔；有機孔隙屬于有機質(zhì)在后期熱演化過程形成的孔隙，頁理縫則主要發(fā)育于紋層發(fā)育段，在剛性礦物與塑性礦物間易于形成頁理縫，根據(jù)巖芯觀察結(jié)果表明，構(gòu)造縫多為直劈縫和高角度構(gòu)造剪切縫，整體欠發(fā)育。頁巖氣層泥頁巖孔隙度分布在1.17%～8.61%之間，平均4.87%。穩(wěn)態(tài)法測定水平滲透率主要介于0.001～355mD。其中基質(zhì)滲透率普遍低于1mD,最小值為0.0015mD,最大值為5.71mD,平均值為0.25mD,而層間縫發(fā)育的樣品穩(wěn)態(tài)法測定滲透率顯著增高，普遍高于1mD,最高可達355.2mD,具較好儲集性能。第2章地質(zhì)概況9根據(jù)氣層解釋結(jié)果，儲層含氣量隨著深度增加含氣豐度逐漸增加。從單井含氣量實測結(jié)果來看目的層總含氣量介于0.44～5.19m3/t,平均值為1.97m3/t,主要以損失氣與解吸氣為主，殘余氣含量低。損失氣含量0.7介于0.11～3.9m3/t,平均值為1.14m3/t;解吸氣含量介于0.31～1.4m3/t,平均值為9m3/t;殘余氣含量介于0.01～0.07m3/t,平均值為0.04m3/t。含水飽和度測試結(jié)果表明該地區(qū)五峰—龍馬溪組含氣頁巖段束縛水飽和度介于28.2～40%,平均為34.1%。根據(jù)實鉆Y1、Y2、Y3、Y4、Y5井井眼軌跡數(shù)據(jù)分析可知，地應(yīng)力方向大概為NE50°~140°,最小水平主應(yīng)力方位195.85°壓裂裂縫延伸方位為NE69.8°~目的層最小水平主應(yīng)力為52.39MPa,最大水平主應(yīng)力為61.50MPa。I區(qū)塊含頁巖氣儲層主要為深水陸棚相沉積，呈北東向展布，向北西方向逐漸過渡為淺水陸棚亞相一濱岸相，沉積水體從下到上逐漸變淺，發(fā)育富含有機質(zhì)頁巖層，地層厚度橫向展布穩(wěn)定，分布在下志留統(tǒng)龍馬溪組下部—上奧陶統(tǒng)五峰組層段，厚度在約86m,主要為上部深灰色、灰黑色頁巖，下部灰黑色碳質(zhì)泥巖中間有灰黑色粉砂質(zhì)泥粉砂巖。根據(jù)粘土X-衍射分析數(shù)據(jù)可以看出：粘土礦物質(zhì)量分數(shù)為16.6～62.8%,平均40.0%,以伊一蒙混層為主，伊蒙混層次之，高嶺石基本上沒有(圖2.2),這都與區(qū)域上儲集層處于晚成巖階段有關(guān)；脆性礦物質(zhì)量分數(shù)為34.0%～80.0%,平均56.0%,儲層中壓性好，以長石、石英為主，碳酸鹽巖次之，其含量隨井深的增加而增高，這是由于在晚成巖階段，長石礦物向鈉長石(斜長石)轉(zhuǎn)化，伊蒙混層減少或流失，代表性粘土礦物為伊利石和綠泥石，自生礦物白云石和方解石增加，同時孔隙度不發(fā)育，次生孔隙和微細裂縫增加，有利于壓裂改造過程中形成復(fù)雜壓裂縫系統(tǒng)。頁巖氣層脆性礦物含量與脆性指數(shù)高，適用于水平井多級分段壓裂改造，并能形成較好的放射狀裂縫網(wǎng)絡(luò)，具有一定勘探開發(fā)潛力?！鲆?蒙■伊利石■綠泥石■高嶺石圖2.2龍馬溪組礦物組成分布圖根據(jù)該區(qū)塊已鉆井鉆至目的層的巖心物性分析資料(圖2.2—圖2.6)可以得出：整個儲層巖石密度主要分布在2.44~2.63之間，巖石致密；孔隙度主要分布在1.17%~8.61%之間，平均4.87%,滲透率主要分布在0.001~355mD,總體小于0.05mD,說明儲層物性差，總體表現(xiàn)為低孔低滲。從孔滲關(guān)系圖(圖2.7)可以看出，龍馬溪組和五峰組層段孔滲相關(guān)性較差，儲層滲透率受裂縫控制明顯，有裂縫發(fā)育時，滲透率值可提高2~3個數(shù)量級，表明在整體致密的背景下，裂縫發(fā)育時，滲流條件大大改善。圖2.3Y1井孔隙度、滲透率、密度變化關(guān)系圖第2章地質(zhì)概況第2章地質(zhì)概況圖2.7Y5井孔隙度、滲透率、密度變化關(guān)系圖孔隙度(%)圖2.8儲層孔滲關(guān)系關(guān)系圖本區(qū)塊因粘土含量較多，使得儲層的孔隙度和滲透率均較低。儲層與外界流體接觸后，由于條件改變而發(fā)生物理、化學(xué)反應(yīng)，影響儲層孔隙結(jié)構(gòu)，使儲層滲透性變差，從而不同程度地損害儲層，導(dǎo)致產(chǎn)能下降。根據(jù)多口井的巖芯敏感性和應(yīng)力敏感性分析結(jié)果表明：本區(qū)儲層流速不敏感；水敏指數(shù)0.66～0.75,中偏強—強水敏；臨界鹽度2×104PPM;酸敏指數(shù)0.67～0.75,中—強酸敏；中等偏強應(yīng)力敏。由于該儲層中偏強—強水敏，這要求在鉆井過程中要選擇油基或者氣基鉆井液。同時該儲層又呈現(xiàn)中等偏強應(yīng)力敏，可以在后期增產(chǎn)改造時采用壓裂工藝來提高地層滲透率，達到增產(chǎn)目的。五峰組—龍馬溪組泥頁巖巖性巖石力學(xué)分析得出的巖石力學(xué)參數(shù)見表2.4,與Barnett頁巖較為相似，有利于壓裂改造。表2.4巖心巖石力學(xué)參數(shù)層位深度(m)楊氏模量泊松比體積模量剪切模量龍馬溪組-五峰組河壩構(gòu)造產(chǎn)出流體主要為天然氣和地層水，天然氣中甲烷含量95%以上，屬于優(yōu)質(zhì)的干氣。其中目的層氣體組分分析如圖2.9所示，硫化氫含量大約在1.15%~1.193%。故在后期頁巖氣開采過程中要注意除硫。儲層中地層水與天然氣的組成分布如圖2.10所示，吸附氣和游離氣豐度隨含水飽和度升高而降低，故在氣藏開采可以采油注水開發(fā)。圖2.9產(chǎn)出氣組成含水飽和度(%)圖2.9儲層含水飽和度和氣藏豐度關(guān)系圖第2章地質(zhì)概況2.3氣藏溫度及壓力系統(tǒng)頁巖氣層之上的地層壓實比較均勻，地層壓力系數(shù)比較正常。頁巖氣層段海相地層主要巖性為炭質(zhì)頁巖，深水陸棚相沉積環(huán)境優(yōu)越，總有機碳質(zhì)量分數(shù)高，微孔隙相對發(fā)育，含氣頁巖厚度大，存在由烴生成與聚集所引起的異常高壓，地層壓力梯度為1.41～1.55MPa/100m,儲層封閉性較好，異常壓力過渡帶為龍馬溪組中部的濁積砂層段至氣層頂部井段為直接接觸高壓過渡帶，厚約12m,地層可鉆性增強，鉆時降低，電阻率、巖性密度減小，聲波時差增大，地層孔隙度異常增大。該區(qū)塊的孔隙壓力曲線如表2.5所示。表2.5地層分層壓力及預(yù)計油氣水顯示地層地層壓力系數(shù)預(yù)測油氣水層系統(tǒng)組代號三疊下嘉陵江Tlj水層飛仙關(guān)T1f二疊上長興P2ch微含氣層龍?zhí)禤21下茅口P1m微含氣層棲霞P1q微含氣層梁山P11石炭中黃龍志留中韓家店下小河壩龍馬溪1.21~1.40(非目的層)1.41~1.55(目的層)頁巖氣層奧陶上五峰根據(jù)該地區(qū)的五口生產(chǎn)井的數(shù)據(jù)可得，溫度梯度如圖2.10所示，溫度梯度變化大致分為兩段，從井口到200m,主要受地表溫度的影響；從200m到1400m,溫度梯度在0.0214-0.0397℃/m,主要受地溫梯度影響，溫度逐漸升高。第2章地質(zhì)概況圖2.10區(qū)塊溫度隨井深變化曲線由以上分析可知，該區(qū)塊地層壓力在上部井段變化幅度較大，屬異常高壓，下部地層壓力系統(tǒng)正常，油藏溫度較低。2.4鉆井揭示地層特點及鉆井難點該區(qū)塊地層主要鉆井完井難點有：(1)鉆前工程難度大，費用高。該地區(qū)為山地丘陵地形，地表出露地層為嘉陵江組灰色、深灰色灰?guī)r，在地下水和地表水的巖溶作用下，喀斯特地貌發(fā)育，(2)地質(zhì)條件復(fù)雜，鉆井安全控制難度大。淺表層溶洞、暗河發(fā)育，呈不規(guī)則分布，鉆探過程中漏失嚴重，環(huán)保壓力大；三疊系地層存在水層，二疊系長興組、茅口組和棲霞組在局部地區(qū)存在淺層氣，水層和淺氣層(或含硫氣層)均屬于低壓地層，使氣體鉆井技術(shù)應(yīng)用受限，嚴重影響了鉆井速度；志留系地層的坍塌壓力與漏失壓力差值較小，井壁易失穩(wěn)；目的層龍馬溪組底部頁巖氣層，油氣顯示活躍、地層壓力異常，氣層壓力系數(shù)為1.41～1.45。(3)機械鉆速低。定向井段和水平段進尺占全井總進尺的70%以上，上部砂巖地層石英含量高，且膠結(jié)致密、硬度大、研磨性強，可鉆性差，影響機械鉆速。機械鉆速低會影響下部頁巖層井壁穩(wěn)定，頁巖層存在坍塌周期，鉆速慢會增加水平段頁巖層垮塌的風(fēng)險，因此需要優(yōu)選高性能鉆頭。(4)摩阻扭矩大，水平段套管和完井管柱的安全下人對水平段井眼軌跡要求高。設(shè)計井水平段長，超過1000m,隨著井深和水平位移的延伸，重力效應(yīng)突出，鉆具與井壁的軸向摩擦和徑向摩擦加大了起下鉆阻力和扭矩，加之泥頁巖層易坍塌掉塊，更加劇了鉆具與井壁的摩擦，套管下入難度大，因此對井眼軌跡提出了更第2章地質(zhì)概況(5)水平段的軌跡控制難度大。由于三維井井口與A、B靶點方位連線跨度長，并且要穿越2個不同層位，造成穩(wěn)斜段長、大井斜扭方位工作量大，軌跡控制難度增加，幾何導(dǎo)向技術(shù)控制井眼軌跡難度大。(6)水平段的固井施工難度大，質(zhì)量難以保證。一方面水平段長度大，井身質(zhì)量難以保證，下套管摩阻大，難以下到預(yù)定深度套管偏心嚴重，影響套管柱的居中度；另一方面，水平段使用油基鉆井液，在井壁上形成了油膜層，造成井壁及套管清洗困難，影響膠結(jié)質(zhì)量和頂替效果；同時頁巖氣儲層的多級分段壓裂改造對水泥環(huán)的抗沖擊能力和彈性柔韌性韌性。(7)井眼清潔、攜砂困難，巖屑上返井段長，造成巖屑沉積，易形成巖屑床。2.5鉆完井方案總體規(guī)劃通過對I區(qū)塊已鉆井情況的分析，結(jié)合地質(zhì)靜態(tài)資料、實驗室資料、生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)及對國內(nèi)外相關(guān)頁巖氣藏開發(fā)所應(yīng)用的先進鉆井工藝及配套工具的調(diào)研，形成了I區(qū)塊總體開發(fā)方案的鉆完井工程方案。(1)總體開發(fā)方案以水平井布井，氣藏富集區(qū)主要部署水平井；(2)井場布置盡可能利用老井場，減少鉆前工作量；(3)鉆井總進尺盡可能少，減少鉆井投資；(4)考慮地層產(chǎn)狀，盡可能利用地層自然造斜規(guī)律布井；(5)鉆井液體系滿足封堵、防塌、防漏及保護氣層的要求；(6)固井方式考慮防漏失，保證固井質(zhì)量；(7)滿足氣田開發(fā)的安全要求。本設(shè)計井為水平井，靶點參數(shù)見表2.6,要求嚴格控制靶點井斜方位，水平段井眼軌跡垂直方向中靶半徑控制在5m以內(nèi)，水平方向中靶半徑控制在10m以內(nèi)。表2.6設(shè)計單井靶點參數(shù)井名井口坐標(biāo)靶點坐標(biāo)XYXY垂深X垂深第2章地質(zhì)概況(1)使用低摩阻、攜砂能力強、抗泥頁巖膨脹、熱穩(wěn)定性與脫氣性能好的抑制能力強、防塌、防漏、保護氣層油基鉆井液體系。選用低固相聚避免因鉆井液密度過大而引起漏失。(2)鉆進油氣層井段，根據(jù)地質(zhì)提供的資料綜合考慮考慮井壁穩(wěn)定、井漏、井噴等地層因素，保證井下安全的情況下，鉆井液密度以裸眼井段的最高地層孔隙壓力當(dāng)量鉆井液密度值為基準，增加一個密度附加值：氣井為0.07～0.15g/cm3或控制井底壓差4.0～5.0MPa,盡可能實現(xiàn)近平衡壓力鉆進，盡量減少壓差對氣層的損害。(3)儲層為低孔、低滲、低壓及低產(chǎn)氣藏，鉆井過程中必須注意對儲層的保護，具體氣層保護要求按行業(yè)標(biāo)準執(zhí)行。(4)儲集層盡量使用可酸化解堵的防漏、堵漏劑，水平段可選擇雙膜承壓劑。(5)提高目的層的鉆井速度等，縮短鉆井完井液對氣層的浸泡時間，減少鉆井完井液對目的層的污染。(1)固井施工按《固井技術(shù)規(guī)范》要求，做出詳細的固井施工設(shè)計及提高目的層段固井質(zhì)量的具體措施。(2)下套管按API標(biāo)準設(shè)計安裝套管扶正器，以保證套管順利入井和在井(3)鉆井隊按固井施工設(shè)計的要求做好固井施工前后的各項工作。(4)必須嚴格按固井施工設(shè)計下入管串附件。(5)下套管時使用標(biāo)準螺紋密封脂，生產(chǎn)套管必須使用專用螺紋密封脂，且嚴格按使用說明使用。(6)固井施工連續(xù)性好，水泥漿密度要均勻，其差值控制在0.03kg/l。(7)為提高生產(chǎn)套管的固井質(zhì)量，應(yīng)優(yōu)選與該地區(qū)相適應(yīng)的水泥漿體系及其配方，優(yōu)選高質(zhì)量的處理添加劑，同時為提高水泥環(huán)的膠結(jié)強度，在水泥漿中加入一定量的硅粉。(8)井徑較規(guī)則時要求最佳流態(tài)為紊流頂替，否則可采用塞流頂替。(9)水泥漿流變性能要求：n>0.6、K<0.5Pa.sn。(10)流變性能計算與設(shè)計方法按照規(guī)范SY/T5480-92。(11)頂替排量設(shè)計以不壓漏地層為宜。(12)套管柱在固井候凝結(jié)束后在井口一律用清水試壓。第3章井身結(jié)構(gòu)設(shè)計第3章井身結(jié)構(gòu)設(shè)計前期鉆探實踐證明小河壩組(埋深2085m)之上地層比較穩(wěn)定，2085~2290m井段的坍塌壓力系數(shù)為1.10～1.47,漏失壓力系數(shù)為1.39～1.61,容易出現(xiàn)塌、漏同層的情況；而且隨著鉆井液浸泡時間的增長，坍塌壓力有進一步升高的趨勢，斜井段需要的鉆井液密度高于直井段，這些因素也會帶來井下復(fù)雜情況。根據(jù)對該地區(qū)鉆井工程地質(zhì)環(huán)境因素的精細描述，地區(qū)的地層必封點主要有：淺表裂縫、溶洞、暗河；三疊系的水層、漏失層與二疊系的淺層氣；龍馬溪組頁巖氣層頂部“濁積砂巖”之上的易漏、易垮塌地層。3.2井身結(jié)構(gòu)確定方法(1)龍馬溪組頁巖氣采用水平井開發(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。(2)上部地層可能存在含有淺層氣和含H?S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H?S氣層的鉆探提供安全條件。(3)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。(4)產(chǎn)層為頁巖氣層，完井方式采用套管射孔(分段壓裂)完井。由于浸泡的裸眼段時間過長，在鉆井過程中出現(xiàn)垮塌等事故。同時在大斜度段和水平段巖屑上返困難，出現(xiàn)巖屑床，嚴重影響機械鉆速和鉆進效率。根據(jù)實際鉆井情況，分析井身結(jié)構(gòu)可以得出以下結(jié)論：(1)表層套管下入深度過淺，地表復(fù)雜地層沒有封住，對后續(xù)的鉆進有很大影響；(2)裸眼段的長度設(shè)計不是很合理，沒有考慮實際可能的平均機械鉆速，裸眼段過長，小河壩組和龍馬溪組的頁巖浸泡時間長。根據(jù)地層必封點分析，形成了“導(dǎo)管+三個開次”的井身結(jié)構(gòu)方案：1)導(dǎo)管：采用φ609.6mm鉆頭，下φ473.1mm套管，套管下深60m左右，封隔淺表層溶洞，建立井口。2)表層套管：一開采用φ406.4mm鉆頭，下φ339.7mm表層套管至飛仙關(guān)第3章井身結(jié)構(gòu)設(shè)計組，封隔三疊系的水層、漏層，為揭開二疊系的淺氣層創(chuàng)造條件，采用內(nèi)插法固井工藝，水泥漿返至地面。3)技術(shù)套管：二開采用φ311.1mm鉆頭，鉆至龍馬溪組頁巖氣層頂部，下φ244.5mm套管下入到小河壩組，這樣可以大大減少裸眼段的長度，同時也可以封住黃龍組和韓家店組等易垮塌、易漏層位，以便鉆入龍馬溪組頁巖氣層頂部的標(biāo)志性砂層——濁積砂巖為中完原則，水泥漿返至地面。4)生產(chǎn)套管：三開采用φ215.9mm鉆頭，完成大斜度井段和水平段鉆井作業(yè)，下入φ139.7mm套管，水泥漿返至地面，射孔完井。水平井井身結(jié)構(gòu)設(shè)計數(shù)據(jù)見表3.1。表3.1水平井井身結(jié)構(gòu)設(shè)計表開鉆程序鉆頭程序套管程序鉆頭尺寸完鉆深度尺寸下入深度下入層位導(dǎo)管嘉陵江組一開飛仙關(guān)組二開龍馬溪組三開五峰組水平井井身結(jié)構(gòu)示意圖如圖3.2所示。圖3.2水平井井身結(jié)構(gòu)示意圖第3章井身結(jié)構(gòu)設(shè)計3.3.2井身結(jié)構(gòu)設(shè)計說明(1)導(dǎo)管：導(dǎo)管段用φ609.6mm鉆頭，下φ473.1mm套管60m左右，建立井口。(2)表層套管一開用φ406.4mm鉆頭，采用清水鉆進(嚴禁使用污水),下φ339.7mm表層套管中完，以封嘉陵江組及以上地層為原則確定中完深度，表層套管設(shè)計下深680m左右，應(yīng)保證固井質(zhì)量，水泥返至地面。(3)技術(shù)套管二開用φ311.2mm鉆頭，正常情況下，清水鉆井鉆至造斜點前或茅口組轉(zhuǎn)化為水基鉆井液鉆井，進入龍馬溪組下部標(biāo)志層“濁積砂”3-5m下φ244.5mm套管固井，封龍馬溪組頁巖氣層之上的易漏、易垮塌地層。水泥返至地面。(4)生產(chǎn)套管及完井方式三開使用φ215.9mm鉆頭、油基鉆井液，完成大斜度井段和水平段鉆井作業(yè)，第3章井身結(jié)構(gòu)設(shè)計第4章鉆井方式設(shè)計深、地層壓力等差異，出水量差異較大。針對這種難題，通過探索研究形成清水介質(zhì)鉆井液為基礎(chǔ)的“清水+PDC鉆頭十螺桿鉆具”復(fù)合鉆井技術(shù)，遇嚴重二開上部井段平均鉆速為5.75m/h,與該技術(shù)應(yīng)用前同井段平均機械鉆速4.50m/h結(jié)果(表4.1)可知，使用該技術(shù)后平均機械鉆速達到21.13m/h,與2014年上半年一開井段平均機械鉆速12.68m/h相比，提高了69.31%。目前該技術(shù)已經(jīng)成為韓家店組以上井段(導(dǎo)眼、一開和二開上部井段)的主要鉆井提速技術(shù)。表4.1涪陵頁巖氣田應(yīng)用復(fù)合鉆井技術(shù)在一開井段的提速效果井號井眼直徑/mm井段/m進尺/m機械鉆速/(m/h)焦頁2-2HF焦頁32-4HF焦頁30-1HF焦頁30-2HF焦頁30-3HF焦頁30-4HF焦頁2-3HF第3章井身結(jié)構(gòu)設(shè)計4.2二開定向井段泡沫鉆井技術(shù)該地區(qū)定向段地層(韓家店組及小河壩組)裂縫發(fā)育，巖石抗壓強度高、可鉆性差(5級以上)、機械鉆速低、地層易發(fā)生漏失，嚴重影響到頁巖氣開發(fā)速度，開發(fā)成本居高不下。1)地質(zhì)可行性分析(1)巖性方面：定向段鉆遇地層為小河壩組及龍馬溪組地層，茅口組到黃龍組主要為灰?guī)r及含灰泥質(zhì)地層，韓家店組、小河壩組及龍馬溪組雖然為泥巖、粉砂質(zhì)泥巖地層，但為海相地層，巖石中粘土礦物含量少，粘土礦物主要為伊利石，水化膨脹發(fā)生的可能性比陸相地層小。(2)地層出水方面：根據(jù)已鉆的資料信息，長興組至小河壩組層段沒有出現(xiàn)地層出水情況。(3)井壁穩(wěn)定性方面：泡沫中含水量較少，同時能夠有效隔斷或避免泡沫液體與地層接觸。其泡沫基液中的抑制劑及防塌劑，抑制了泥頁巖地層的水化膨脹，阻隔了泡沫中極少的水份對井壁的影響，進一步增強巖石的結(jié)構(gòu)強度，一定程度(4)攜巖方面：泡沫的粘彈特性，使得可以攜帶出巖屑，表現(xiàn)出良好的泡沫穩(wěn)定性和攜砂能力。2)儀器可行性分析泡沫鉆井過程中用于測量的電磁波隨鉆測量儀器(EMWD)具有信號傳輸不受介質(zhì)影響、傳輸速度快、可靠度高、使用及維護成本低的優(yōu)點。EMWD測量原理與常規(guī)MWD相同，信號傳輸方式不同。3)工具可行性分析(1)空氣螺桿空氣螺桿與泥漿螺桿的工作原理相同，空氣壓縮機輸出的高壓氣體進入空氣螺桿馬達，在馬達進出口處形成一定的壓差推動馬達的轉(zhuǎn)子旋轉(zhuǎn)，并將扭矩和轉(zhuǎn)速通過萬向軸和傳動軸傳遞給鉆頭。與泥漿螺桿的結(jié)構(gòu)相比：空氣螺桿無旁通閥，替代接頭取代旁通閥；馬達頭數(shù)采用最高頭數(shù)9頭，以獲得較大扭矩；轉(zhuǎn)子和定子曲面采用較小定子齒頂曲率半徑的線型。螺桿使用應(yīng)注意以下幾點：①鉆頭應(yīng)裝噴嘴。②空氣螺桿的冷卻和潤滑完全依靠所加入的潤滑劑③鉆進時應(yīng)緩慢施加鉆壓，鉆頭提離井底時應(yīng)非常緩慢地減小鉆壓，并且鉆頭提離井底之前將排量減小50%,避免螺桿馬達“飛車”造成鉆具損壞。④空氣螺桿不使用旁通閥，因此必須在空氣管路中設(shè)有壓力釋放閥和單向閥，防止管路的壓力過高和防止空氣返第3章井身結(jié)構(gòu)設(shè)計流。目前國產(chǎn)空氣螺桿主要由天津立林和北京石油機械廠生產(chǎn)。表4.2為K9LZ216表4.2K9LZ216×7.0—2.5螺桿(天津立林)技術(shù)參數(shù)空氣排量)輸出扭矩最大扭矩最大輸出功率工作壓力降最大壓力降轉(zhuǎn)速(2)水力振蕩器：在二開定向鉆井中，采用水力振蕩器配合PDC鉆井，水力振蕩器能夠降低鉆進時的摩阻和扭矩，使得鉆壓更容易傳遞，工具面更加容易控制，從而提高鉆進時的機械效率。泡沫鉆井的主要設(shè)備與循環(huán)流程如圖4.1所示(泥漿泵)泡沫基液井口增壓機設(shè)備泄壓巖樣取樣器空氣空壓機圖4.1泡沫鉆井流程在國內(nèi)外油田應(yīng)用泡沫鉆井，河嘉203H井在三開316mm井眼中采用泡沫鉆井成功鉆進至1822m,施工壓力達5-7MPa;肯尼亞地?zé)峋?15.9mm井跟中泡沫鉆井成功鉆達3000m,施工壓力達8MPa,施工過程中均表現(xiàn)出良好的泡沫穩(wěn)定性和攜砂能力，同時取得了良好的提速效果4.3三開井段油基鉆井液技術(shù)三開井段本著水平段防塌，潤滑防卡及保護氣層的原則，油基鉆井液具有強抑制性，有利于井壁穩(wěn)定，防止坍塌掉塊，保證了井身質(zhì)量。同時對產(chǎn)氣層損害小，能最大限度地保護氣層，特別是水敏性地層。另外，其抗污染能力強，潤滑性好，壓差卡鉆的概率小，而且性能穩(wěn)定，易于維護，熱穩(wěn)定性好。選用高性能第3章井身結(jié)構(gòu)設(shè)計無土相反轉(zhuǎn)乳化油基鉆井液體系。進入A靶點后，密度控制在1.68～1.72g/cm3之間，油氣顯示后密度維持在1.71～1.72g/cm3,并根據(jù)工程設(shè)計和巖屑返出情況適時調(diào)整鉆井液性能。油包水型油基鉆井液是一種熱力學(xué)不穩(wěn)定體系，影響其穩(wěn)定性的關(guān)鍵因素是乳化劑。與國外乳化劑相比，國內(nèi)乳化劑雖然也可以獲得較好的乳化穩(wěn)定性，但具有處理劑加量大、體系穩(wěn)定性差、調(diào)配到滿足作業(yè)要求的性能較為困難、整體性能指標(biāo)較低和綜合經(jīng)濟成本較高等缺點。第5章井眼軌道設(shè)計與控制5.1井眼軌道剖面設(shè)計(1)在不超過鉆柱扭矩極限的情形下，盡量增大水平延伸距離，保證井眼軌跡平滑，降低全井摩阻扭矩，使得鉆柱和測量工具能夠順利運動，保證井下鉆具(2)能適應(yīng)鉆進過程中目的層深度發(fā)生變化時調(diào)整方案，而不至于使井眼軌跡控制處于被動地位；(3)剖面設(shè)計中預(yù)留相應(yīng)的調(diào)整段進尺，通過調(diào)整段來補償工具造斜率誤差所造成的軌道偏差，使井眼軌跡最終準確中靶。(1)造斜點。由于造斜率受到鉆頭和地層的影響，為了方便造斜與方位控制，造斜點一般選在地層較穩(wěn)定的井段。對水平段垂直于最大水平主應(yīng)力的二維水平井，造斜點選在志留系韓家店組地層；對斜交最大水平主應(yīng)力的三維水平井，造斜點選在二疊系梁山組地層。(2)造斜率?？紤]頁巖氣層分段壓裂改造時泵送橋塞工藝的要求，選擇盡可能小的造斜率，一般設(shè)計為(15°~17°)/100m,最大不超過25°/100m。為了保證可以在不用更換大度數(shù)螺桿的前提下對靶點調(diào)整，采用“低-高-低”的變曲率剖面。前期定向時采用低造斜率來減小側(cè)向力；中期定向(70°以前)采用略高于設(shè)計的造斜率；后期定向采用低于設(shè)計的造斜率。(3)穩(wěn)斜段井斜角。二維水平井穩(wěn)斜段井斜角控制在40°以內(nèi)，三維水平井穩(wěn)斜段井斜角控制在35°以內(nèi)。(4)剖面模式。優(yōu)選采用雙弧剖面設(shè)計，即“直-增-穩(wěn)-增-水平段”剖面，在兩段增斜段之間設(shè)計了一段較長的穩(wěn)斜調(diào)整段，有利于井眼軌跡的實時調(diào)整。基本數(shù)據(jù)(深度是以鉆盤面按補心海拔高346m為基準計算的):第3章井身結(jié)構(gòu)設(shè)計表5.1單井井口和靶點坐標(biāo)設(shè)計坐標(biāo)橫坐標(biāo)(m)縱坐標(biāo)(m)設(shè)計垂深設(shè)計位移設(shè)計方位井口水平靶點A水平靶點B表5.2設(shè)計參數(shù)設(shè)計垂深造斜點深度(m)第一造斜點(°/100m)設(shè)計方位第二造斜點(°/100m)水平段方位(°)靶前位移設(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)，井眼軌道為20m×10m×1100.02m的矩形空間中穿行。表5.3井身剖面分段參數(shù)描述井斜方位閉合方位垂深閉合位移N+/S-E+/W-造斜率垂直段0000000造斜段2-85.81穩(wěn)斜段28-740.870造斜段2797.88~28100-859.70水平段2818.24~4110-859.700綜上所述，設(shè)計造斜點1502m,地層為梁山組，設(shè)計井眼剖面：直一增一穩(wěn)一增一水平段(五段制剖面),造斜率18°/100m。二維水平井設(shè)計井眼剖面如表5.3所示，軌道設(shè)計水平投影和垂直投影示意圖見5.1、5.2。第3章井身結(jié)構(gòu)設(shè)計表5.1井眼軌道水平投影示意圖垂直投影圖表5.2井眼軌道垂直投影示意圖第3章井身結(jié)構(gòu)設(shè)計到600～1400m,穩(wěn)斜段非常長，鉆具組合的選擇和調(diào)整非常關(guān)鍵。如果鉆具選φ311.1mmPDC鉆頭+φ216mm×1.25°單彎螺桿+φ203.2mm短鉆鋌+φ285mm扶正器+浮閥+①203.2mm無磁鉆挺+LWD組件+φ127mm加重鉆桿鉆具的調(diào)整把握一個原則，即復(fù)合鉆增斜宜小不宜大，要盡量避免因復(fù)合鉆增斜過快而不斷地進行定向降斜，這樣會造成井眼軌跡的不平滑，造成井下的摩φ215.9mmPDC鉆頭+φ72mm×0.75°單彎螺桿+φ213mm扶正器+浮閥十φ127mm無磁承壓鉆桿+LWD組件+φ127mm加重鉆桿×9根+φ127mm鉆桿(倒裝)+φ127mm加重鉆桿×21根糾斜能力。同時，螺桿本體扶正塊尺寸定做為φ211~211mm,上端欠尺寸扶正器采用φ213mm,形成下小上大，能起到很好的穩(wěn)斜效果，并可通過調(diào)整鉆壓來達第3章井身結(jié)構(gòu)設(shè)計到輔助穩(wěn)斜的效果。另外，采用不完全倒裝鉆具，在下部保留一定數(shù)量的加重鉆桿，以加強下部鉆具的剛性，減弱鉆具的增斜效果。由于每口井的地質(zhì)情況不同，穩(wěn)斜效果肯定也有所變化。實鉆過程中，可以通過每口井水平段的穩(wěn)斜效果進行鉆具組合的微調(diào)，通過改變欠尺寸扶正器尺寸、使用短螺桿、改變螺桿扶正器尺寸等方法進一步優(yōu)化鉆具組合，以達到高質(zhì)量、高速度的鉆進效果。長水平段穿行時采取以復(fù)合鉆進為主、滑動鉆進為輔、堅持“勤調(diào)微調(diào)”的原則，合理調(diào)整滑動鉆進與復(fù)合鉆進的比例，以控制或減緩井斜的變化趨勢，這樣既能夠起到很好的穩(wěn)斜效果，又能避免水平段軌跡大幅度的起伏，有效地保證了井眼軌跡質(zhì)量，確保井眼軌跡平滑。同時，還可利用調(diào)整鉆壓、增加劃眼次數(shù)的方式來達到控制井斜的目的。另外，在水平段控制中，必須要考慮井眼慣性的影響。在鉆進過程中需要調(diào)整工具的造斜率，但調(diào)整的結(jié)果并不能夠馬上實現(xiàn)按調(diào)整后的造斜率鉆進，會沿原井眼前進趨勢繼續(xù)鉆進一段后，才能實現(xiàn)按調(diào)整后的造斜率鉆進，這種調(diào)整的滯后現(xiàn)象被稱之為“井眼慣性”,也是指從一種井眼曲率變化到另一種井眼曲率時需一定長度的過渡井段。第6章鉆柱組合及強度設(shè)計第6章鉆柱組合及強度設(shè)計(1)導(dǎo)眼井段(0~60m)鉆具組合設(shè)計見表6.1。表6.1導(dǎo)眼井段推薦鐘擺鉆具組合鉆具名稱鉆桿鉆鋌穩(wěn)定器無磁鉆鋌減震器鉆頭外徑/mm228.6228.6609.6數(shù)量/21111(2)直井鉆井一開井段(60~680m)鉆具組合設(shè)計見表6.2。表6.2一開直井段推薦鐘擺鉆具組合鉆具名稱鉆桿鉆鋌鉆鋌穩(wěn)定器鉆鋌無磁鉆鋌鉆具止回閥減震器鉆頭數(shù)量/31111(3)直井鉆井二開井段(680~1500m)鉆具組合見表6.3。表6.3二開直井井段推薦鐘擺鉆具組合鉆具名稱加重鉆桿鉆鋌鉆鋌螺扶鉆鋌螺扶鉆具止回閥鉆鋌鉆頭數(shù)量3111121(1)二開定向增斜井段鉆具組合設(shè)計見表6-4。表6-4定向井增斜井段推薦鉆具組合鉆具名稱加重鉆桿鉆鋌鉆鋌無磁鉆鋌定向短節(jié)浮閥空氣單彎彎螺桿(1.25°)鉆頭數(shù)量3311(2)二開穩(wěn)斜井段推薦鉆具組合見表6.5第6章鉆柱組合及強度設(shè)計表6.5二開穩(wěn)斜井段推薦鉆具組合鉆具名稱加重鉆桿鉆鋌鉆鋌定向短節(jié)無磁鉆鋌浮閥穩(wěn)定器空氣單彎彎螺桿鉆頭外徑mm數(shù)量31111111(4)三開水平段鉆具組合設(shè)計見表6-4。表6-4水平井水平段推薦鉆具組合鉆具名稱加重鉆桿加重鉆桿(倒裝)加重鉆桿浮閥短節(jié)無磁鉆桿扶正器單彎螺桿鉆頭外徑數(shù)量391111116.2鉆柱組合強度校核對設(shè)計的鉆柱組合進行強度校核，鉆柱組合強度校核如表6.6所示。由表6.6可知，0127mm鉆桿的安全系數(shù)達到了鉆進要求，鉆鋌亦滿足鉆進的強度要求。表6.6強度校核表開鉆次序井段鉆井液密度鉆桿鉆鋌尺寸單位重力最小抗拉力安全系數(shù)尺寸mm單位重力N/m長度m1E2E3E第7章鉆井參數(shù)與鉆井液設(shè)計第7章鉆井參數(shù)與鉆井液設(shè)計(1)鄰井實鉆鉆頭統(tǒng)計資料。(2)根據(jù)地層情況，可選擇不同鉆井方式以提高機械鉆速。(3)可能進行堵漏作業(yè)時，鉆具中不能帶有井下動力裝置，鉆頭水眼應(yīng)盡量根據(jù)已鉆井實鉆資料提示，參考鉆頭廠家推薦的參數(shù)進行鉆頭選型設(shè)計。鉆頭選型設(shè)計見表7.1。表7.1鉆頭選型設(shè)計數(shù)據(jù)序號鉆頭尺寸/mm井段/m層位進尺/m鉆頭類型1嘉陵江2飛仙關(guān)MD95513梁山4韓家店5小河壩6小河壩7龍馬溪PDC(T1655B)7.2機械參數(shù)和水力參數(shù)設(shè)計以所選鉆頭類型、地層可鉆性等因素為考慮對象進行鉆井參數(shù)的設(shè)計。上部地層為軟地層，對轉(zhuǎn)速較為敏感，因此對上部地層要提高轉(zhuǎn)速；下部地層屬中硬級，對鉆壓較為敏感，要適當(dāng)提高鉆壓。水力參數(shù)選擇采用最大水功率工作方式，上部地層以提高鉆頭水功率為主，下部地層以保證井下攜巖為主。第7章鉆井參數(shù)與鉆井液設(shè)計鉆井參數(shù)設(shè)計見表7.2表7.2鉆井參數(shù)設(shè)計序號鉆頭尺寸井段/m機械參數(shù)鉆頭類型鉆壓/kN轉(zhuǎn)速1234567表7.3水力參數(shù)設(shè)計序號井段/m鉆頭鉆井液密度水力參數(shù)鉆頭尺寸噴嘴面積泵壓排量鉆頭壓降循環(huán)壓耗比水功沖擊力1231)鉆井液設(shè)計依據(jù)主要包括：(1)有關(guān)石油鉆井行業(yè)、企業(yè)標(biāo)準及規(guī)范；(2)已完鉆5口井地質(zhì)、鉆井技術(shù)資料；(3)巖性剖面、井身結(jié)構(gòu)、鉆井方式對鉆井液的要求；第7章鉆井參數(shù)與鉆井液設(shè)計(4)鉆井液的使用應(yīng)有利于發(fā)現(xiàn)和保護氣層、有利于安全、快速鉆井、有利于地質(zhì)資料的錄取、有利于環(huán)境保護。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)資料錄取；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。(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，要求鉆井液具有較強的抑制性能和防塌性能及保護氣層能力，做好設(shè)備、人員防護、環(huán)境保護工作。(3)油基鉆井液破乳電壓≥400V,以確保鉆井液性能穩(wěn)定。二開定向之前用水基鉆井液鉆進；之后采用泡沫基鉆井液鉆進；三開大斜度井段和水平段，要穿過目的層頁巖層段，頁巖地層因其特殊的裂隙和層理發(fā)育結(jié)構(gòu)，采用水基鉆井液會導(dǎo)致頁巖層失穩(wěn)，影響水平井的施工安全，且水平段的摩阻、扭矩大，對鉆井液的潤滑性能要求高，故選用PMC油基鉆井液。在氣層段實施近平衡壓力鉆井，確保氣層污染降至最低限度。表7.4分段鉆井液體系設(shè)計開次井徑/mm井段/m鉆井液類型導(dǎo)管膨潤土漿一開表層水基鉆井液二開直井段水基鉆井液造斜段、穩(wěn)斜段泡沫基鉆井液三開增斜段、水平段油基鉆井液鉆井液密度按照預(yù)探井提供的地層壓力系數(shù)，綜合考慮安全、快速鉆進等多種因素，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防漏工作，加強重鉆井液儲備，做好高壓氣藏的溢流井噴防范和井漏處置工作。一開井段采用膨潤土漿鉆進，二開井段鉆井液安全密度第7章鉆井參數(shù)與鉆井液設(shè)計圖7.5分段鉆井液密度確定開鉆序號井段/m層位預(yù)測地層壓力系數(shù)設(shè)計密度導(dǎo)管嘉陵江一開飛仙關(guān)二開682~1502長興~梁山黃龍~韓家店2046.52~2797.88小河壩三開2797.88~2818.242818.24~4118.67龍馬溪表7.6鉆井液性能設(shè)計鉆井液體系膨潤土漿水基鉆井液泡沫基鉆井液油基鉆井液井段/m鉆頭尺寸/mm常規(guī)性能流變性能PV/mPa.s固相含量第7章鉆井參數(shù)與鉆井液設(shè)計7.3.6分段鉆井液配制、維護及處理程序1)鉆井液體系：膨潤土漿(0～60m)(1)基本數(shù)據(jù)(表7.7)表7.7基本數(shù)據(jù)井段(m)鉆頭尺寸鉆井液體系膨潤土漿鉆遇地層嘉陵江巖性灰?guī)r故障提示防塌、防漏地面循環(huán)量泥漿補充量鉆井液處理總量(2)鉆井液配方設(shè)計0~60m井段鉆井液推薦配方設(shè)計(表7.8)表7.8鉆井液推薦配方設(shè)計序號泥漿處理劑配方(kg/m3)1膨潤土2純堿(3)鉆井液維護處理措施①開鉆前檢查固控設(shè)備是否安裝好，并確保處于良好運行狀態(tài)。②膨潤土5%+純堿0.2%配不少于60m3鉆井液。要求先配制好土漿，讓其充分循環(huán)、水化好，漏斗粘度性能達到40~50s后方可鉆導(dǎo)管。③本井段井眼較大，保證鉆井液應(yīng)具有良好的攜帶懸浮及封堵能力。2)鉆井液體系：水基鉆井液(60～1502m)(1)基本數(shù)據(jù)(表7.9)表7.9鉆井液推薦配方設(shè)計60～1502鉆頭尺寸406.4、311.2鉆井液體系水基鉆井液鉆遇地層飛仙關(guān)、長興~梁山巖性灰?guī)r、白云巖、泥巖故障提示防塌、防漏、防H2S地面循環(huán)量泥漿補充量鉆井液處理總量(2)鉆井液配方設(shè)計60～1502m井段鉆井液推薦配方：清水+抑制劑+降濾失劑+防塌劑第7章鉆井參數(shù)與鉆井液設(shè)計3)鉆井液體系：泡沫基鉆井液(1502~2797.88m)(1)基本數(shù)據(jù)(表7.10)表7.10鉆井液推薦配方設(shè)計井段(m)鉆頭尺寸鉆井液體系泡沫基鉆井液鉆遇地層黃龍~韓家店、小河壩巖性灰?guī)r、泥巖、頁巖故障提示防噴、防塌、防漏、防H2S地面循環(huán)量泥漿補充量鉆井液處理總量(2)鉆井液配方設(shè)計1502~2797.88m井段鉆井液推薦配方：清水+起泡劑+穩(wěn)泡劑+CMC+燒堿+防塌抑制劑性能要求是：發(fā)泡量大于400ml(3)鉆井液維護處理措施①根據(jù)鉆井液中般土含量情況，經(jīng)常補充水化好的般土漿以維持鉆井液般土含量在35~50g/L。②用HV-CMC、LV-CMC、PAM等調(diào)整維護鉆井液粘度，滿足攜砂要求，K-PAM、PAM調(diào)節(jié)鉆井液流變性能，QS-2改善泥餅質(zhì)量。③鄰井在韓家店組、小河壩組、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泥漿中加入FT-388、QS-2、復(fù)合堵漏劑，提高鉆井液的封堵能力，嚴格執(zhí)行防漏堵漏措施。4)鉆井液體系：油基鉆井液(2797.88~4118.67m)(1)基本數(shù)據(jù)(表7.10)表7.11鉆井液推薦配方設(shè)計鉆頭尺寸鉆井液體系油基鉆井液鉆遇地層小河壩、龍馬溪巖性灰?guī)r、泥巖、頁巖故障提示防噴、防塌、防漏、防H?S地面循環(huán)量泥漿補充量十鉆井液處理總量(m3)(2)鉆井液配方設(shè)計第7章鉆井參數(shù)與鉆井液設(shè)計+1.5HICOAT(輔乳)+2.0%CaO+1.5%MOGEL(有機土)+2.0HIFLO(高溫降濾失劑)+重晶石粉。(油基鉆井液的油水比為80:20)表7.12油基鉆井液推薦配方序號泥漿處理劑功能配方(kg/m3)1柴油基油2HIEMUL主乳化劑3HICOAT輔助乳化劑4HIFLO降濾失劑5HIWET潤濕劑6MOGEL增粘劑7石灰調(diào)節(jié)酸堿度8HISEAL封堵劑9CaCl2鹽水調(diào)節(jié)水相活度26%水溶液重晶石粉加重劑按需要(3)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)油基泥漿的油水比。③通過調(diào)節(jié)水相中的CaCl?濃度，調(diào)節(jié)油基泥漿的活度。④鉆進中如果發(fā)現(xiàn)泥漿濾失量大幅增大，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,提高鉆井液的乳化穩(wěn)定性和攜巖能力。⑥鉆進中如果發(fā)現(xiàn)泥漿破乳電壓指標(biāo)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。⑧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。⑨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。第8章鉆機選擇及鉆前安裝工程第8章鉆機選擇及鉆前安裝工程本設(shè)計井為非常規(guī)油氣水平井，最大設(shè)計鉆深4005m,不考慮摩阻，工程施工的最大負荷為202t,依據(jù)關(guān)于鉆機選擇的原則，應(yīng)選擇ZJ50及更大型鉆機其鉆機設(shè)備負荷能力及配置應(yīng)滿足5000m井深鉆井的需要。鉆機底座高度必須滿足安裝井控設(shè)備的要求。推薦采用帶滑軌的電動鉆機并配置頂驅(qū)，要求鉆井設(shè)備工況良好，設(shè)備防護與安全設(shè)施齊全，動力與傳動系統(tǒng)效率高，循環(huán)與鉆井液凈化、維護處理系統(tǒng)能夠滿足油基鉆井液性能維護與鉆井液儲備的要求。表8.1鉆機與主要設(shè)備配置參數(shù)表序號設(shè)備名稱規(guī)格型號參數(shù)數(shù)量1鉆機12井架3底座DZ170/6-K4絞車5天車6游車7大鉤8水龍頭9轉(zhuǎn)盤柴油機G12V190PZLG-32發(fā)電機組PZ8V190D-2/300KW2鉆井泵2加重泵振動篩除砂器數(shù)碼防碰天車第8章鉆機選擇及鉆前安裝工程序號設(shè)備名稱規(guī)格型號參數(shù)數(shù)量壓風(fēng)機自浮式測斜儀灌裝裝置消防房及消防工具按標(biāo)準配置循環(huán)罐5儲備罐6自動點火裝置1加重裝置31)井場選取應(yīng)綜合考慮以下因素：(1)鉆井、壓裂作業(yè)和試氣投產(chǎn)設(shè)備擺放；(2)地表條件、水源或供水能力；(3)實際鉆井過程叢式井組平臺布局方式；(4)返排液的排放和處理條件；(5)雨季防洪。2)井位選址應(yīng)綜合考慮周邊人口和永久性設(shè)施、水源性質(zhì)、地理地質(zhì)特點、季風(fēng)方向等，確保安全距離滿足應(yīng)急需要。若在礦區(qū)選址，應(yīng)對礦井坑道分布、走向、長度和深度等進行勘察。3)井場應(yīng)避開滑坡、泥石流等不良地質(zhì)地段。應(yīng)避開地下線纜、管線等埋設(shè)4)井口距離高壓線及其它永久性設(shè)施不小于75m,距民宅不小于100m,距鐵路、高速公路不小于200m,距學(xué)校、醫(yī)院和大型油庫等人口密集性、高危性場所不小于500m,距堤壩、水庫的距離不小于1200m。5)有下列情況之一，經(jīng)專業(yè)勘查和評估存在嚴重地質(zhì)災(zāi)害風(fēng)險，且現(xiàn)有技術(shù)條件和能力無法治理的區(qū)域，不應(yīng)選為井場和營地。(1)泥石流的形成、沖擊、沉積區(qū)域；(2)50年一遇行洪的河床、河灘、溝谷；(3)山溝、溪流、河流交匯口下游100m以內(nèi)高危險區(qū)域；(4)存在明顯滑坡風(fēng)險的地段。6)若所選井位位于地質(zhì)災(zāi)害高風(fēng)險區(qū)或存在其他不利條件，應(yīng)按照第8章鉆機選擇及鉆前安裝工程SY/T6629-2005中4.2所規(guī)定的內(nèi)容，對井場進行評估和治理后方可進行井場建7)井場施工前應(yīng)進行地勘調(diào)查，確保井場承載區(qū)域避開溶洞(暗河)。(1)鉆前施工考慮井場位置的特殊性，道路和井場基礎(chǔ)的質(zhì)量符合規(guī)范。(2)井架基礎(chǔ)、機泵基礎(chǔ)和罐式循環(huán)系統(tǒng)基礎(chǔ)全坐在硬土上。其基礎(chǔ)的混凝土所用水泥、砂、石子比例用1:3:6(體積比),攪拌混合均勻，搞好養(yǎng)護，確保底部施工質(zhì)量優(yōu)質(zhì)，基礎(chǔ)平面水平高差小于3mm。(3)開鉆前召集全隊職工認真學(xué)習(xí)貫徹地質(zhì)、工程設(shè)計，切實做好一切準備工作，做到思想明確、準備充分、措施落實。(4)設(shè)備安裝要嚴格安裝質(zhì)量，按要求做到平、正、穩(wěn)、全、牢、靈、通。校正天車、轉(zhuǎn)盤、井口在同一鉛垂線上，偏差小于10mm。(5)電路安裝按《鉆井井控技術(shù)規(guī)程》(SY/T6426-2005)其鉆臺燈、井架燈、機房燈、泵房燈、探照燈、值班房燈、宿舍燈、動力線路、警報電鈴必須九路分輸，集中控制于值班房內(nèi)。(6)所有電器設(shè)備及附件必須安全防爆、性能良好、不漏電、不跳火花，發(fā)電房必須有避雷裝置。錄井房、監(jiān)測儀主機等未防爆的設(shè)備必須安裝在防爆區(qū)以(7)井場、儲備罐、池的探照燈數(shù)量足夠，滿足井場施工的照明要求。(8)供水設(shè)備能力能夠滿足施工需要，水池或水罐容積大于300m3。(9)鉆臺、泵房下部地表及大、小鼠洞周圍必須涂抹水泥，以防滲水浸泡基礎(chǔ)，影響基礎(chǔ)安全。放噴管線必須建防火墻、積污池與隔離帶。(10)鉆臺、機房、泵房下部地表高于周圍地面，并有明溝排水。井場周圍有深排水溝，井場排水溝不許匯入污水池。(11)井場平整，所有鉆具要平穩(wěn)地擺放在管排架上，嚴禁亂擺亂放，以免造成地面損壞而導(dǎo)致鉆具事故。(12)開鉆前所有動力、機械設(shè)備，須經(jīng)2h滿負荷試運轉(zhuǎn)正常，油水氣管線必須保證密封好，閘門開關(guān)靈活，無跑、冒、滴、漏現(xiàn)象，經(jīng)驗收合格后方可開第9章固井工程設(shè)計第9章固井工程設(shè)計規(guī)程》(Q/CY097-2005)和固井技術(shù)管理規(guī)定(試行2006年6月)作好固井各項鉆頭尺寸固井井深套管尺寸管鞋井深古井前鉆井液密度固井方法609.6473.1406.4普通2818.242816.24普通4118.67//表9.2套管串設(shè)計數(shù)據(jù)表套管程序套管串結(jié)松備注導(dǎo)管473.1mm引鞋+473.1mm套管+插管座+473.1mm套管+聯(lián)頂節(jié)表層導(dǎo)管339.7mm引鞋+339.7mm套管+插管座+339.7mm套管+聯(lián)頂節(jié)技術(shù)套管244.5mm引鞋+244.5mm套管鞋+244.5mm套管+244.5mm浮箍+244.5mm套管1根(母扣內(nèi)放阻流環(huán))+244.5mm套管+聯(lián)頂節(jié)生產(chǎn)套管139.7mm引鞋+139.7mm套管+139.7mm回壓閥+139.7mm套管第9章固井工程設(shè)計套管程序井段m尺寸mm扣型段長鋼級壁厚mm單位重量段重t累重t安全系數(shù)抗擠抗內(nèi)壓抗拉導(dǎo)管34371J-555表層套管0~682337BTC9868.88技術(shù)套管0~2797.244244P110541生產(chǎn)套管0~2687.37TP-8P110362~4118.67137TP-TP156注：1)技術(shù)套管抗擠按75%掏空計算，生產(chǎn)套管抗擠按全掏空計算；2)水平段抗拉按附加50t摩阻計算；3)生產(chǎn)套管井口按最高92MPa施工壓力計算內(nèi)壓力(見表9.4)2)固井相關(guān)工具和附件的扣型要與套管扣型相匹配，強度不得小于所在井段第9章固井工程設(shè)計套管強度。3)如套管貨源有問題，可選用其它滿足強度及防腐要求的套管。4)本表為理論計算數(shù)據(jù)，套管送井時應(yīng)根據(jù)實際重新校核。5)各種情況下可能使用的轉(zhuǎn)換接頭、附件及下套管工具應(yīng)相應(yīng)尺寸準備提前6)所有套管強度校核均未考慮地層溫度影響。表9.4生產(chǎn)套管套管性能數(shù)據(jù)表外徑鋼級壁厚扣型每米重量kg/m接箍外徑抗拉強度抗擠強度抗內(nèi)壓強度7)扶正器安放一般原則(1)套管上的扶正器種類及數(shù)量根據(jù)現(xiàn)場情況由施工設(shè)計確定；(2)全角變化率較大或井眼不規(guī)則井段，按SY/T5334-1996《套管扶正器安裝間距計算方法》計算套管扶正器安裝間距；(3)具體安放位置必須視鉆進具體情況和固井施工設(shè)計進行合理調(diào)整。表9.5扶正器數(shù)量與安放要求套管程序套管尺寸鉆頭尺寸井段扶正器型號扶正器間口扶正器數(shù)量導(dǎo)管表層套管彈性技術(shù)套管彈性剛性生產(chǎn)套管剛性剛性~水平段彈性(1)套管強度計算模型采用三軸應(yīng)力模型(2)抗擠計算方法：管外液柱壓力按地層壓力計算，管內(nèi)按全掏空考慮；(3)軸向拉伸載荷：抗拉未考慮鉆井液浮力；(4)抗內(nèi)壓計算方法：管內(nèi)壓力按下開最大關(guān)井壓力全掏空計算，未考慮管第9章固井工程設(shè)計本井設(shè)計要求各層套管水泥漿均要返至地面，施工中要采取有效措施保證水泥漿返至地面，保證固井質(zhì)量，具體要求如下：(1)各套管固井后進行聲幅測井和全井筒套管柱試壓。(2)φ339.7mm套管固井后應(yīng)檢查固井質(zhì)量，不松動，環(huán)空無間隙，水泥塞高度、強度合適(下鉆檢查)。其余各層套管水泥環(huán)質(zhì)量必須符合有關(guān)規(guī)定。(3)各層套管應(yīng)下至預(yù)定井深，上扣扭矩符合標(biāo)準。(4)各層套管固井水泥漿應(yīng)返至地表，未返出要采取補救措施。根據(jù)頁巖氣水平段大型多段壓裂對水泥石的要求，需要在水泥漿中加入優(yōu)選的彈性、增韌性材料，大大提高水泥石的彈性和變形能力，有效改善水泥石的抗沖擊性能和耐久性，形成了適合頁巖氣水平井固井的ElastiSlurry水泥漿體系。針對水平段使用油基鉆井液的特點，優(yōu)選VersaClean高效沖洗隔離液，可以清洗環(huán)空中不同黏度和密度的油基鉆井液，7min的沖洗效率即可達到100%,大大提高了油基鉆井液條件下的水泥環(huán)膠結(jié)質(zhì)量。分析了帶扶正器條件下的套管下入能力，在引鞋之上接短套管安放一只整體式扶正器，保證套管頂部在水平段處于“抬頭”狀態(tài)，減小下入摩阻，利于套管下入。為了確保每層套管一次固井成功和水泥環(huán)膠結(jié)質(zhì)量，根據(jù)每層套管的下深、套管尺寸等特性，因此水泥采用ElastiSl表9.6所示。表9.6注水泥設(shè)計表開鉆序號套管外徑mm鉆井液密度水泥返深m水泥漿密度水泥型號注水泥量t固井方式導(dǎo)管473.1地面G常規(guī)一開地面G內(nèi)擦二開地面G+漂珠雙凝雙密度~2200G三開地面G雙凝注：1)水泥用量及上返深度為理論數(shù)據(jù)，施工中應(yīng)根據(jù)實測井徑進行修2)一開固井水泥漿添加劑可加入早凝劑。第9章固井工程設(shè)計3)為防止氣竄，使用成熟的固井技術(shù)。4)封固油氣層段的水泥降失水控制在50ml/7MPa30min以下。5)水泥漿48小時抗壓強度≥14MPa。1)水泥漿配方見表表9.7水泥漿配方及性能見表套管程序?qū)Ч鼙韺犹坠芗夹g(shù)套管生產(chǎn)套管水泥漿體系常規(guī)水泥漿常規(guī)水泥漿低密度水泥漿常規(guī)水泥漿韌性膠乳防氣竄水泥漿推薦配方+44%淡水劑+0.1%消泡劑+62%淡水+1%分散劑+0.1%消泡劑+0.6%早強+20%微桂+25%漂珠+62%淡水+1%分散劑+0.5%消泡劑+0.35%緩凝劑+0.5%降濾失劑+44%淡水+1%分散劑+0.1%消泡劑+0.35%緩凝劑+0.5%降濾失劑G水泥+27%淡水+0.2%DISP-S分散劑+0.9%DESIL消泡劑+0.2~0.1%RET-M緩凝劑+1.0%FLO-S降濾失劑+12%LATEX膠乳+6%MX孔隙支撐劑+1%BOND-1膨脹劑+0.15%FIB纖維試驗條件℃/MPa密度g/cm3API濾失量初始稠度過度稠化時間min自由水ml/250ml0n值k值抗壓強度MPa/24h2)固井添加劑見表第9章固井工程設(shè)計表9.8外加劑用量材料數(shù)量t合計G33S分散劑導(dǎo)管表層套管技術(shù)套管生產(chǎn)套管DISP-S分散劑FRY消泡劑DESIL消泡劑USZ降失水劑FLO-S降失水劑33GH-6緩凝劑RET-M緩凝劑33LATEX膠乳BOND-1膨脹劑22MX孔隙支撐劑FIB纖維44沖洗液FLUSHER清洗液55WEZGHT1200加重劑漂珠水平井的固井一直是一大難題，選用適應(yīng)水平段油基鉆井液的固井前置液，以有效清洗和沖刷井壁和套管壁的油膜，將親油性的井壁反轉(zhuǎn)為親水性的井壁，提高一、二界面的膠結(jié)質(zhì)量。VERSACLEAR清洗液對油基鉆井液的乳化效率高，在一定排量下能油基鉆井液及其泥餅在清洗液中得到增溶，使鉆井液被清除，泥餅被沖蝕進而被潤濕，為后續(xù)沖洗液進一步頂替鉆井液提供保障。FLUSHER沖洗液經(jīng)過高速攪拌后均勻分散，有將清洗液清洗的油基鉆井液和泥餅頂替干凈，從而提高水泥漿的封固質(zhì)量。前置液配方及性能見表第9章固井工程設(shè)計表9.9前置液配方及性能套管程序?qū)Ч?、表層套管技術(shù)套管生產(chǎn)套管清洗液沖洗液推薦配方淡水淡水+1%分散劑消泡劑緩凝劑降濾失劑淡水超細鐵礦粉淡水超細鐵礦粉密度g/cm3n值k值試壓參數(shù)見表表9.10試壓參數(shù)套管程序套管尺寸介質(zhì)試壓壓力試壓時間允許壓降導(dǎo)管清水6一開清水二開清水三開清水(1)為滿足頁巖氣井儲層大規(guī)模多級壓裂改造要求，生產(chǎn)套管井口試驗壓力高達90MPa。試壓由鉆井與試氣作業(yè)單位共同完成。(2)生產(chǎn)套管試壓必須穩(wěn)妥、保障井筒及地面安全，不得因試壓影響井筒質(zhì)(3)試壓應(yīng)由具有資質(zhì)的專業(yè)試壓服務(wù)單位承擔(dān)，有試壓過程的打壓、穩(wěn)壓自動記錄曲線可追溯。鉆井隊、試氣隊、試壓服務(wù)單位及甲方人員見證、簽認試第9章固井工程設(shè)計9.5固井施工及重點技術(shù)要求固井過程中因井漏影響固井質(zhì)量、套管下入難度大以及保證優(yōu)質(zhì)的注水泥頂替效率是本設(shè)計固井的技術(shù)難點。針對固井井漏問題，在固井前應(yīng)做好堵漏工作，并在水泥漿設(shè)計過程中，注意保證堵漏纖維的加量，防止固井過程中的井漏問題。淺層水平井的固井最大難題是套管的下入，套管居中度低，因此本設(shè)計方案中，在下套管時，應(yīng)備用吊卡輔助加重塊等加壓方式，該加壓方式較為簡單，便于現(xiàn)場操作。另外在固井管串設(shè)計時適量合理地安裝扶正器以提高套管居中度。鉆探公司應(yīng)嚴格執(zhí)行鉆井設(shè)計，確保井身質(zhì)量，為下套管作業(yè)提供良好的井眼條件；鉆井隊負責(zé)按固井施工設(shè)計和現(xiàn)場辦公會要求，進行通井或模擬通井、調(diào)整鉆井液性能、認真作好地層承壓試驗，確保井內(nèi)穩(wěn)定、井眼通暢、井底無沉砂；準備足量的先導(dǎo)漿、頂替液，并做好鉆井液的回收準備工作。(1)、電測期間鉆井施工隊伍應(yīng)認真進行所有設(shè)備的安全檢查和保養(yǎng)，發(fā)現(xiàn)問題立即整改；確保動力系統(tǒng)、提升系統(tǒng)、剎車系統(tǒng)、循環(huán)系統(tǒng)、供水供電系統(tǒng)的正常運行。鉆井泵、鉆井液罐必須按相關(guān)標(biāo)準檢查好，保證循環(huán)罐間不發(fā)生竄漏，若無法解決竄漏，則必須分別作好替入量和返出量的記錄的準備。(2)、保證井壁穩(wěn)定，防止垮塌；若井漏，必須堵漏，以提高地層的承壓能力；按要求儲備鉆井液；固井水罐應(yīng)清洗干凈，不能刺漏和互竄，應(yīng)有防雨設(shè)施；固井用水的水質(zhì)和數(shù)量應(yīng)符合固井施工設(shè)計要求。(3)、按《固井技術(shù)管理規(guī)定》中第14條規(guī)定的鉆具組合分步認真通井，努力消除嚴重狗腿，使井眼軌跡平滑；通井使用的穩(wěn)定器必須符合《固井技術(shù)管理規(guī)定》14.5條要求；最后一次通井到底循環(huán)帶干凈井內(nèi)巖屑后，應(yīng)調(diào)整好鉆井液性能，通井起鉆時按規(guī)定堅持灌滿井筒鉆井液，保證井壁穩(wěn)定。(4)、下套管之前應(yīng)按《固井技術(shù)管理規(guī)定》中第7.2.3條規(guī)定將半封心子更換為與所下套管外徑相同的半封心子。為安全下套管、固井施工作好準備；套管頭兩側(cè)的閘閥應(yīng)轉(zhuǎn)換為21/2"或3"平式油管母扣。以便連接鉆井液回收管線。(5)、防磨套取出后，應(yīng)將套管頭內(nèi)沖洗干凈，以保證套管懸掛頭坐放到位。(6)、定向井最后一趟通井時在斜井段應(yīng)進行分段循環(huán)，把砂子帶干凈。并視摩阻情況在斜井段加入一定數(shù)量的固體潤滑劑，確保套管能下到設(shè)計位置。(7)、現(xiàn)場施工負責(zé)人和鉆井隊技術(shù)人員，應(yīng)按固井施工設(shè)計和現(xiàn)場辦公會第9章固井工程設(shè)計要求，對送井套管、附件、工具、器材等進行認真檢查驗收。鉆井隊負責(zé)按入井順序排列套管、外觀檢查、丈量長度、通內(nèi)徑、清洗絲扣等，確保入井套管完好無損；鉆井技術(shù)負責(zé)人對