郑科平1井钻井完井技术总结Word文档格式.docx

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中部油层物性最好，孔隙度多在36～40%，渗透率值多大于10000×

10-3um2，油层可分为两个小层，横向延伸稳定。

在剖面上油藏大都呈透镜状，表现出岩性油藏的谈顶特点。

6）控制储量测算

控制储量：

预测本井区沙三段地层岩性圈闭高点埋深1320m，圈闭面积约4.2km3，闭合幅度50m，含油面积4.2km3，油层平均厚度15m，按单储系数23.8*104t/km2×

m计算，石油地质储量1500×

104t。

3钻井地质设计

1）井位坐标及垂深

井口坐标：

纵X4163118.52m横Y20608628.75m

A靶坐标：

纵X4163380.00m横Y20608658.00m垂深1357.40m

B靶坐标：

纵X4163940.00m横Y20608718.00m垂深1352.40m

纵X4163903.20m横Y20608674.90m垂深1352.40m（侧钻B靶点）

2）地层结构概况

郑家—王庄地区位于山东省东营市利津县境内，构造上处于东营凹陷北部陡坡带西段，北部紧靠陈家庄凸起；

是凹陷向凸起的过度部位，易形成大中型地层超覆圈闭，是第三系油藏和潜山藏的有利聚集区。

构造面貌较为简单，地层整体由东北向西南逐渐变低，局部遭受剥蚀。

从南北向测线上看在设计井A靶点南侧发育了一条规模较大的近东西向南倾正断层，断距较大，视断距50—100m，横贯本区。

预测设计井在馆陶组下部钻过断层，其余断层断距较小，延伸不远。

3）邻井测井及钻探成果

郑418井井口位于设计井井口方位：

9º

距离335m

位于设计井A靶方位：

20º

距离74m

测井解释：

沙三段1330.90—1402.80m油层29.80m/3层

油水同层11.80m/2层

含油水层20.10m/3层

郑411井井口位于设计井井口方位：

5º

距离787m

4º

距离524m

沙三段1326.80—1355.90m油层29.10m/1层

4）地层岩性描述

平原组：

土黄色、棕黄色粘土及松散砂层。

明化镇组：

土黄色、棕黄色、紫红色泥岩为主，夹浅灰色、棕黄色粉砂岩及。

馆陶组：

上部以棕红色、紫红色泥岩为主，夹有泥质砂岩与浅灰色、棕黄色粉砂岩及灰白色含砾砂岩；

下部棕红色、紫红色、灰色及砂质泥岩与浅灰色、灰白色粉砂岩及含砾砂岩互层。

沙一段：

浅灰色泥岩、砂质泥岩与浅灰色生物灰岩互层。

夹有浅灰色粉砂岩、灰质砂岩及少量棕褐色油页岩。

沙三段：

浅灰色厚层含砾砂岩、砂岩为主，夹灰色泥岩、砂质泥岩。

4钻井工程设计

1）井身结构（见表1）

表1

开数

井眼尺寸×

井深

套管尺寸×

下深

水泥返高

导管

Ф914.4mm×

20m

Ф762mm×

地面

一开

Ф660.4mm×

301m

Ф508mm×

300m

二开

Ф346.1mm×

1498.89m+

Ф311.2mm×

2097.12m

Ф273.1mm×

Ф244.5mm×

2097m

固井设计

2）剖面设计（见表2）

表2

项目

m

井斜deg

方位deg

垂深

水平位移m

南北坐标m

东西坐标m

造斜率deg/m

造斜点

1100.90

0.00

6.40

A靶点

1498.89

90.51

6.12

1357.40

263.11

261.48

29.25

0.30

B靶点

2062.12

6.11

1352.40

826.31

821.48

89.25

井底

2097.12

1352.23

861.31

856.28

92.98

靶半高：

上1m下0.50m

靶半宽：

5.00m

方位修正角：

-6.57º

磁倾角：

55.45º

磁场强度：

52.80（uT）

5钻井液设计

5.1钻井液体系及配方：

1）表层Ф660.4mm×

301m井眼

钻井液体系：

淡水高动切力般土浆钻井液。

钻井液配方：

淡水+般土50-70kg/m3+纯碱2-3kg/m3+烧碱1-2kg/m3+MMH3-5kg/m3+HV-CMC2-3kg/m3

2）二开直井段Ф346.1mm300-1100米井眼为聚合物防塌润滑钻井液；

二开斜井段Ф346.1mm1100-1469米井眼为聚合物防塌润滑钻井液；

二开水平段Ф311.2mm1469-2094米井眼为醇基抑制性润滑钻井液。

原浆+纯碱1-2kg/m3+烧碱1-3kg/m3+PAM4-6kg/m3+MMH10-20kg/m3+NJ-2降滤失剂15-30kg/m3+NH4-HPAN10-20kg/m3+GXW-1---10-15kg/m3+复合防塌抑制剂40-60kg/m3+聚合醇防塌润滑剂40-60kg/m3+SMP-1--20-30kg/m3+原油80-120kg/m3+XC（根据需要）+固体润滑剂（根据需要）

3）推荐钻井液性能（见表3）

表3

性能

D（g/cm3）

1.01-1.05

300-1100

1100-1300

1300-1496

1496-2094

1.05-1.10

1.05-1.15

1.10-1.15

FV（s）

50-80

30-45

40-80

70-100

80-120

PV（mPa.s）

10-20

8-15

15-25

20-30

YP（Pa）

3-8

6-12

10-15

12-20

G（Pa/Pa）

3-5/5-10

2-3/5-10

3-6/8-15

4-8/10-20

5-10/15-20

PH

8-9

7.5-8.5

CS（%）

≤0.5

≤0.3

APIFL（ml）

20-5

≤6

≤5

≤4

MBL（g/l）

50-70

40-60

6采油方式

通过郑科平1井与郑411、418两口直井的结合，预计可实现四种采油方式：

第一种，水平井能顺利注入蒸汽，且与两口直井直接建立了热连通，则水平井注汽，直井采油，实现蒸汽驱和SAGD；

第二种，水平井注汽较难，且与两口直井建立不了热连通，则三口井分别各自进行蒸汽吞吐，等建立热连通厚，转为第一种方式；

第三种，直井、水平井均无法注入高干度蒸汽，则对直井进行大型压裂改造，然后直井注汽，水平井采油，实现SAGD；

第四种，水平井进行蒸汽循环，给油层加热，直井进行蒸汽吞吐。

依据本区的油层条件，及以往的试油经验，我们目前准备采用第二种方式。

7施工技术难点

1）采油工艺要求井身轨迹中靶精度要求高，上靶1.00m，下靶0.50m，左右各5.00m。

2）二开Ф346.1mm井眼造斜段地层较松软，设计造斜率30º

/100m较高，增斜困难。

3）Ф210mm中空螺杆中空水眼较小，导致排量小、泵压高。

4）排量小（仅为48l/s）导致泥浆环空返速小，携带岩屑困难。

5）排量小导致MWD仪器信号不稳定，影响数据测量。

6）采油工艺要求井身轨迹光滑，平均造斜率，局部造斜率≤3º

/10m，10m造斜率误差≤±

0.3º

7）油层增斜段较长，增斜率难以达到设计要求。

8）复合井眼通井困难，防止大扶正器在过渡井段附近将地层蹩漏。

9）下套管前的通井钻具的选择比较困难，通井钻具刚性弱则不能保证套管顺利下入，通井钻具刚性强则容易造成井下事故。

10）复合套管刚性大，由于注蒸汽热采的需要，水平段每一根套管必须带一个扶正器，下套管比较困难。

8现场井身轨迹控制

8.1直井段控制

1）为了确保直井段打直，二开采用塔式钻具组合（钻具组合1），控制钻压在50KN以内，排量在55l/s以上。

2）每钻进200m单点吊测一次井斜数据，一旦发现井斜超标立即采取措施。

3）直井段控制比较理想，井斜角控制在0.5º

左右，具体测量数据为：

测深1071.27m，井斜角0.52º

。

方位角322.61º

4）钻具组合1：

φ346.1mm钻头*0.30m+（630×

730）接头*0.45m+φ228.6mm无磁钻铤*8.71m+φ228.6mm钻铤*18.23m+（731×

630）接头*0.48m+φ203.2mm钻铤*54.61m+（631×

410）接头*0.5m+φ177.8mm钻铤*80.73m+φ127mm钻杆…+方保

8.2定向增斜井段控制

1）由于第一增斜段造斜率（为30º

/100m）比较高，为了防止因实际造斜率偏低而偏离设计轨道，造斜点提前13.88m，既从设计造斜点井深1100.90m提前到1087.02m。

2）选用1.75º

中空单弯螺杆钻具，增加循环排量，具体钻具组合见钻具组合2。

3）定向开始选定好方位角，全力增斜钻进，开始钻进的前70m实钻造斜率小于30º

/100m，由于提前定向故实际井身轨迹与设计轨道基本相符合。

4）钻进70m以后实钻造斜率开始接近或大于30º

/100m，于是采用复合钻进与滑动钻进相结合的方式，控制实钻造斜率小于或接近30º

/100m。

5）当钻进到井斜角46º

时，为了满足设计轨道的要求和减少起下钻作业次数，仍使用钻具组合2钻进，在每一单根内采用复合钻进与滑动钻进相结合的方式，实现了实钻轨迹基本稳斜的要求。

6）在增斜和稳斜钻进过程中，为了防止出现岩屑床而导致井下事故，采用每钻进60--80m进行一次短程起下钻，大排量充分循环，确保井眼内干净、畅通。

7）增斜钻进到井深1395m，垂深1331.60m进入油层，与设计相符合。

8）油层厚度较大，地层岩性非均质，严重影响造斜率，造斜率不均匀，难以预测钻头位置轨迹数据，进入A靶点前的轨迹控制比较困难。

9）油层井段钻时小，进尺快，造斜率低，故采取先增斜，后在复合钻进的方式，力争正确预测井底数据，顺利钻至A靶点。

10）钻具组合2：

φ346.1mm钻头*0.30m+φ210mm1.75º

单弯8.27m+630*630回压凡尔*0.67m+φ203mm无磁钻铤*8.25m+φ203mmMWD短节*1.95m+φ197mm无磁钻铤*9.04m+（631×

410）接头*0.50m+φ177.8mm钻铤8.23m+φ127mm斜坡钻杆300m+φ127mm加重钻杆413m+φ127mm斜坡钻杆…+方保

8.3水平井段控制

1）整个水平井段为1498.34m—2095.92m，由于第一次在φ311.2mm井眼内进行水平段施工，很难估计不同读数的单弯螺杆钻具在水平段的造斜率情况，为了防止实钻时造斜率偏低而偏离设计轨道，故采用φ210mm1.5º

单弯螺杆钻具，具体钻具组合见钻具组合3。

2）φ346.1mm井眼进入A靶点钻进时预测钻头位置井斜角在90.5º

左右，在下入钻具组合3后实测井斜角为89.5º

，故采取了先全力增斜，后复合钻进的方式，在水平段内逐渐摸索出此套钻具组合滑动钻进和复合钻进两种工况下的造斜率情况。

3）钻具组合3在全力增斜钻进时增斜率为10º

—15º

/100m；

在复合钻进时降井斜增方位，在钻压80—100KN的情况下，降斜率为3º

--5º

/100m，增方位率为3º

4）采用1.5º

单弯螺杆在水平段内进行复合钻进时一般情况下结果是增井斜的，钻具组合3在该井水平段出现的结果是少见的。

导致3）结果的原因可能是钻进时钻压小或油层砂岩十分松软。

5）在水平段钻进440m后改变了钻具组合，采用了钻具组合4结果比较理想。

6）钻具组合4在复合钻进时呈现出稳斜稳方位的趋势，故采用钻具组合4复合钻进顺利钻过B靶点到达井底。

7）在水平段钻进过程中，为了防止出现岩屑床而导致井下事故，每钻完一个单根转盘划眼2—3遍，并采取每钻进60--80m进行一次短程起下钻，大排量充分循环，确保井眼内干净、畅通。

8）钻具组合3：

φ311.2mm钻头*0.30m+φ210mm单弯1.5度6.92m+531*630接头*0.39m+630*630回压凡尔*0.67m+φ197mm无磁钻铤*8.26m+φ203mmMWD短节*1.95m+（631×

410）接头*0.50m+φ127mm斜坡钻杆20柱…+方保

9）钻具组合4：

φ311.2mm钻头*0.30m+φ210mm单弯1度8.33m+630*630回压凡尔*0.67m+φ197mm无磁钻铤*8.26m+φ203mmMWD短节*1.95m+（631×

8.4通井与卡钻

1）油层电测完毕后，通井准备下套管；

设计通井钻具为钻具组合5，项目处考虑到复合套管刚性强，故采用钻具组合6通井。

2）通井钻具组合6下钻进入水平段240m遇阻，接方钻杆采取冲、通、划的方式下钻到井底。

3）大排量循环二周后起钻到1879.40m，上提遇卡，上提下放均困难，接方钻杆循环，经活动震击，钻头位置从1879.40m上提到1863.40m卡死（钻头距离井底232.52m），其中φ310m扶正器位置1854.23m，341m扶正器位置1269.83m。

4）两次浸泡解卡剂共45m3，浸泡时间共64小时未解卡。

5）使用切割弹将钻具割开，鱼顶1790.45m，鱼长70.26m。

6）钻具组合5：

φ311.1mm钻头＋φ210mm×

1°

单弯＋定向接头＋φ203.2mm无磁钻铤1根+631×

410接头＋φ127mm无磁承压钻杆＋φ127mm斜坡钻杆+411×

630接头＋φ341mm稳定器+631×

410接头+φ127mm加重钻杆+φ127mm斜坡钻杆+φ127mm钻杆。

7）钻具组合6：

φ311.2mm钻头*0.30m+630*730*0.60m+φ228.6mm无磁钻铤8.71m+731*630*0.47m+φ310m扶正器1.90m+631*730*0.48m+φ228.6mm钻铤18.23m+731*630*0.47m+上击器5.11m+631*410*0.47m+φ127mm斜坡钻杆556.24m+411*630*0.49m+φ341m扶正器*1.85m+631*410*0.47m+φ127mm斜坡钻杆450.85m+φ127mm加重钻杆413.97m+φ127mm斜坡钻杆623.51m+方保

8.5水平段填井与侧钻钻进

1）水平段出现事故后通常采用的方式是悬空侧钻，但考虑到φ311.2mm井眼尺寸过大，悬空侧钻后不能保证后期施工的安全性，故采用了填水泥侧钻的方式。

2）水平段填水泥施工难度比较大，该井水平段稳斜角90.51°

，井眼轨迹向上倾斜，水泥浆比泥浆相对密度大，可能会出现水泥浆向A靶点回流影响水泥塞质量，为防止这种现象采取了使用重稠泥浆作前置液。

3）下入钻具组合7进行填水泥作业，下钻至井深1780m，注入相对密度为1.85g/cm3的水泥浆20m3，起钻候凝。

4）使用钻具组合8通井探水泥塞，水泥塞位置1514.30m，为了防止提前出现新井眼，水泥塞钻至1518m起钻。

5）使用钻具组合3按照老井眼轨迹钻进，钻进到井深1665.46m出现新井眼，按照新设计稳斜降方位钻进。

6）水平段钻进方式和措施参照8.3水平井段控制，顺利钻达新设计的B靶点。

7）钻具组合7：

φ127mm斜坡钻杆556.24m+φ127mm加重钻杆413.97m+φ127mm斜坡钻杆+方保

8）钻具组合8：

φ311.2mm钻头*0.30m+φ309mm扶正器2.12m+（631×

410）接头*0.50m+φ127mm斜坡钻杆556.24m+φ127mm加重钻杆413.97m+φ127mm斜坡钻杆+方保

8.6轨迹中靶情况（见表4）

表4

井深m

井斜°

方位°

垂深m

闭合方位°

横距m

纵距m

设计

1498.34

6.38

5.00

上1m下0.5m

实际

1495.38

88.05

6.32

1356.93

6.94

2.56

-0.47m

6.20

2058.70

89.10

6.83

1352.61

6.44

3.56

+0.21m

侧钻B靶点

2020.67

90.44

357.10

786.08

3.37

2020.13

91.16

359.91

1352.08

786.04

3.45

1.99

-0.32

9通井与完井作业

1）油层电测解释油层段1395.00—2095.92m，下套管前下入钻具组合5顺利通井。

2）套管串结构（由下至上）：

引鞋+旋流套管1根+浮箍+φ244.5mm套管（壁厚11.99mm，钢级TP110）+φ244.5mm*φ273.1mm变径接头+φ273.1mm套管（壁厚11.43mm，钢级TP110）

3）为了确保固井质量，使用双弓扶正器，主力油层封固段每根套管加1只扶正器，其它封固井段每2根套管加1只扶正器；

井斜大于45°

封固井段使用刚性扶正器，井斜小于45°

封固井段使用双弓扶正器。

4）为了满足管内注气要求上部井段0—1000m采用高强低密度飘珠水泥固井，相对密度小避免漏失，强度高；

下部井段1000---2095.92m采用塑性水泥固井，避免水泥环射孔破裂、提高注汽效果。

5）低密度高强水泥浆配方：

G级水泥100+35%硅粉+15%飘珠+35%PZW—A+92%水+5%G60S（分散开型）+3%CA903S+1%CF40S+0.1%消泡剂。

6）完井方式：

套管射孔完井，射孔要求为下相位180°

射孔，4排布孔。

10钻井测量技术

10.1直井段

1）直井段监测单点,每200m测量一次。

2）多点测量时,连续多点数据间距不超过30m。

3）监测控制时,如发现井斜或水平位移有超标趋势,采取吊打或动力钻具调整。

4）由井队工程师提高准确的井深及测量深度,在井下条件安全的前提下投测“YSS”多点。

5）根据电子多点测量数据修正设计剖面。

10.2斜井段与水平段

斜井段采用Sperry-sun生产的1200MWD无线随钻测斜仪,测量问距不超过10m。

10.3MWD仪器使用的技术措施

l）泥浆含砂量要小于0.3%,若井内有堵漏剂或玻璃、塑料微珠等颗粒比较大的固体,则很难使用该仪器。

2）泵压不得小于15OOpsi（10.3MPa）。

泥浆泵空气包压力应为立管压力的30%～40%,若使用双泵,空气包压力应一致。

3）钻杆内必须清洁无异物,并使用泥浆滤网,以防大颗粒或其他物质卡住仪器,造成仪器不能工作及损坏。

4）提供连续的220V,50Hz电源。

5）定向钻进方式时,MWD所允许的最大造斜率不能超过0.8度/米,转盘钻进方式时,所允许的最大曲率不能超过0.46度/米（14度/30米）。

6）在MWD下面使用浮阀。

7）现场司钻应根据现场测量工程师的要求操作,以免损坏仪器,耽误作业时间。

8）根据大小井眼和排量的不同及时调整定、转子的配合，以获得稳定的信号。

11钻井液技术

11．1表层段钻井液

1）本段施工主要钻过平原组和部分明化镇组，岩性为胶结疏松的流沙层和粘土层；

该井段井岩直径大，岩屑携带困难，地层松软磨阻大，施工难度大，故使用高动切力般土浆，以保证获得规则的经验和顺利的钻井施工。

2）使用淡水配浆开钻。

3）检测钻井水中的总硬度，加定量的纯碱和烧碱进行处理，使总硬度低于120mg/l。

4）按50-70kg/m3的加量加入般土粉，并连续搅拌水化8小时。

5）以1-2kg/m3的加量加入烧碱水，把PH值调整至8-9。

6）按2-3kg/m3的加量加入H