钻完井工程设计方案.docx
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钻完井工程设计方案
作品简介
本次钻完井设计研究目标为以直井W10为基础钻一孔侧向水平井，且要求穿过靶点1和靶点2，难点在于靶点1、靶点2与直井W10不在一个平面内。
本设计在完成设计要求的前提下提出了一套有效、安全、经济的设计方案。
（1）井眼轨道设计
侧井采用两段式井眼剖面轨道，绘制了井眼剖面图。
（2）井身结构设计
设计了满足压力约束条件的井身结构，绘制了井身结构示意图
（3）钻井液设计
选择了各井段钻井液体系，确定了各井段钻井液配置，针对储层性质，提出了完井液的储保护措施
（4）钻柱设计
钻具组合必须满足剖面设计要求，以充分提高钻井速度。
（5）机械破碎参数设计
适应地层特点，提高效率。
（6）固井与完井设计
得到各层套管固井设计结果，确定了各层套管固井施工程序。
（7）HSE要求
确定了HSE管理体系中有关健康、安全、环保的有关要求。
钻完井工程设计
第1章地质概况
1.1自然地理概况
现有XXX油田某区块，W1-W8为8口生产井，已经投入生产多年，目前开发面临着诸多问题。
W9、W10为评价井。
W1-W8中，仅W7曾经进行过强化注水。
10口井井位大地坐标见表1-1，井位分布见图1-1。
该区域地势比较平坦，主要地貌为波状起伏的低平原，海拔高度在131.77m-141.93m。
境内无山岭、丘陵和河流，而多自然泡泊，排水不畅。
夏季雨热同期，冬季寒冷漫长，气温变化急剧且多风沙。
年平均气温3.4℃，一月份平均气温-19.1℃，七月份平均气温22.9℃，最高气温37.4℃，最低气温-36.2℃。
年降雨量445mm左右，降水主要集中在夏季，属于北温带大陆性季风气候。
该区周围有居民点，附近有铁路穿过，交通便利。
移动、联通网络均覆盖该地区，通讯发达。
该区域生产井集输管网拓扑结构如图1-2所示
表1-1W1-W10井位大地坐标
井号
Y（m）
X（m）
W1
11023520
1007920
W2
11023419
1008309
W3
11023332
1008646
W4
11023227
1009067
W5
11023277
1007249
W6
11023080
1008020
W7
11022880
1008798
W8
11022825
1009439
W9
11022826
1010300
W10
11023257
1010200
图1-1XXX油田某区块井位分布图
图1-2W1-W8集输管网拓扑结构示意图
1.2区域地质概况
1.2.1地层分层
本区钻遇地层自上而下划分为第四系和白垩系，缺失第三系地层。
白垩系地层从上到下还可分为A、B、C、D、E、F六个地层详细的地层厚度及岩性岩相描述如下（自上而下）：
（1）第四系地层：
厚度55-90m，主要岩性为粉砂与杂色砂砾层，河流相；
（2）白垩系A1层：
厚度78-196m，主要岩性为灰绿、紫红色泥岩、粉砂质泥岩，滨湖相；
（3）白垩系A2层：
厚度97-165m，主要岩性为灰绿色泥岩、粉砂质泥岩与灰色泥质粉砂岩，半深-浅湖相；
（4）白垩系B层：
厚度90-170m，主要岩性为灰绿色泥岩、紫红色泥岩、粉砂岩与紫灰色泥质粉砂岩，河流相；
（5）白垩系C1层：
厚度92-160m，主要岩性为紫红、灰绿色泥岩、灰色泥质粉砂岩和粉砂岩，河流-滨湖相；
（6）白垩系C2层：
厚度100-170m，主要岩性为灰黑色泥岩，夹紫红色泥岩及灰色粉砂岩、泥质粉砂岩，滨湖-浅湖相；
（7）白垩系C3层：
厚度72-150m，主要岩性为黑灰色泥岩、泥质粉砂岩与棕灰、灰色粉砂岩和细砂岩，半深-深湖相；
（8）白垩系C4层：
厚度94-121m，主要岩性为灰黑泥岩和含油页岩，半深-深湖相；
（9），；
（10）白垩系D1层：
厚度79-120m，主要岩性为黑灰色泥岩、泥质粉砂岩，滨浅湖相；
（11）白垩系D2层：
厚度95-130m，主要岩性为绿灰色泥岩与棕色粉砂质泥岩，三角洲相；
（12）白垩系E1层：
厚度199-358m，主要岩性为灰黑、深灰色泥岩、泥质粉砂岩，滨浅湖相；
（13）白垩系E2层：
厚度52-80m，主要岩性为黑色泥岩，半深-深湖相；
（14）白垩系F1层：
厚度70-100m，主要岩性为灰色泥岩、灰色泥质粉砂岩，河流-滨浅湖相；
（15）白垩系F2层：
厚度至少370m，主要岩性为粉砂质泥岩与灰色泥质粉砂岩，河流-滨浅湖相。
1.2.2构造特征
本区块主要构造类型为背斜。
构造的西翼地层倾角约为5°，东翼地层倾角约为3°。
区域内主要发育正断层。
断裂活动主要分为两期，主要从以下方面做出阐述：
（1）断裂走向
区块断裂走向自下而上总体趋势有些类似，主要以北西向为主，倾向以北东向为主，少部分断层倾向为北西向。
（2）断裂密度
区块断裂密度自上而下是逐渐增大的。
第一期断裂活动断裂密度较大，一般在0.2条/km2-0.9条/km2；第二期断裂活动断裂密度较小，一般在0.11条/km2左右。
（3）断裂规模
第一期断裂的断距一般为40m以下，延伸长度普遍小于3km；第二期断裂的断距同为40m以下，但其延伸长度可达4km。
（4）断裂构造带特征
区块断裂的展布虽然总体上是北西走向，但是同一方位的断裂一方面成带分布，一方面带的展布特征也存在明显的不同。
区块共发育三组走向的断裂构造条带，其一是北北西走向断裂构造带共7条，条带断续延伸范围较大，组成构造带的断裂呈现右阶斜列特征，断续的带与带之间也为右阶排列，反映左旋变形；其二是北西西-近东西向断裂构造带共11条，条带延伸较短，组成带大断裂呈现左阶排列特征，反映右旋变形，该走向的断裂构造带一般限制了北北西向断裂构造，使北北西向断裂构造带断续延伸；其三是近南北向断裂构造带5条，主要发育在靠近次级背斜的转折端，转折端部位在晚期反转变形中主要发生背形弯曲。
第2章钻孔资料及钻进要求
以W10为基础钻一口侧钻井，要求穿过两个靶点，W10基础信息和靶点位置见下表，请给出合理的钻井工程设计。
表2-1W10基础信息和靶点位置
井号
W10
靶点1
坐标
X
1009832
靶点2
坐标
X
1009635
Y
11023227
Y
11023126
垂深（m）
1090m
垂深（m）
1100m
地层倾角（°）
2.04
地面海拔m
136.00
预计补心距m
5.00
W10井身结构如下表：
表2-2W10井身结构
开钻次序
井深m
钻头尺寸mm
套管尺寸mm
套管下入深度m
环空水泥浆返深m
一开
101
374.4
273.1
100
地面
二开
1320
215.9
139.7
1317
981
地层重要情况提示见下表：
表2-3地层重要情况提示
地层
复杂情况提示
第四系
防漏防塌
A
A1
A2
防漏防塌
B
B
防漏防塌
C
C1
防塌防斜
C2
C3
C4
防塌防斜
C5
D
D1
防油水侵
D2
防油水侵+可能的防塌
E
E1
防油水侵+防塌
E2
F
F1
防油水侵+防塌
F2
第3章井眼轨道设计
3.1轨道设计遵循原则
根据井口坐标和给出的靶点坐标设计井眼轨迹。
应遵循以下原则：
满足地质和生产的需要；满足钻完井管柱和工具的要求；考虑地质因素影响的前提下，选择剖面简单、易于施工的井眼轨迹。
3.2侧钻井轨道设计应注意的要点
（1）平台位置优选
平台位置优选除考虑总井深和总水平位移最小的一般性原则外，还应考虑单
井的工程风险及其他限制条件，相关考虑因素如下：
1）现有设备能力和工艺技术必须满足丛式井作业要求。
2）考虑潜力区并兼顾周边油田开发。
3）考虑依托周边已有工程设施，如海管及附近可利用的生产设施。
4）尽量避开古河道、埋积谷等易发生复杂地质灾害的区域。
5）单井最大水平位移和井深在可接受范围内，尽量减少三维井和高水垂比井。
6）考虑复杂地层，如浅层气和断层的因素影响。
7）尽可能避免绕障作业。
（2）造斜点和造斜率
造斜点应尽量选在稳定、均质、可钻性较高的地层，造斜点深度的选择应考
虑如下几点：
1）推荐相邻井的造斜点深度错开30m以上，防止井眼间窜通和磁干扰。
2）位移小的井，选择深造斜点；位移较大的井，选择浅造斜点。
3）如最大井斜角超过采油工艺或常规测井的限制或要求，应尝试提高造斜点
或增加设计造斜率。
4）通常各井的设计造斜率范围为（2.1°~4.8°）/30m。
5）尽量使稳斜角不小于15°。
根据区块地质情况及开发需求，本区块采用侧向水平定向井，钻孔轴线轨迹组合方式为直线—曲线—直线型。
3.3井身剖面设计依据
（1）应能实现钻定向井的目的。
对于薄油层以及裂缝性油层，为了增大泄油面积，扩大开发效果，提高产量，往往设计成多底井或水平井。
由于本区老井孔W10与靶点1和靶点2不在同一平面内，采用两次造斜曲线。
（2）应尽可能利用地层的造斜规律。
利用地层的造斜规律，可减少人工造斜的困难，进而降低工作量。
随着地层造斜面的上倾，井斜的自然变化大多有逐步增加的趋势。
（3）应有利于采油工艺的要求。
考虑到采油工艺的工具在井下较小，因此要求井眼曲率也不宜过大，进入油层时的井眼曲率也应尽可能的小，最好为铅垂进入，从而改善抽油杆在地层中的工作条件，利于封隔器在套管内坐封以及进行其他增产措施。
（4）应有利于安全、优质、快速钻井。
为了确保安全、优质、快速钻进，应考虑的问题有以下几点：
①选择合适的井眼曲率。
首先井眼曲率不宜太大或太小。
过小时以造成造斜段钻进时间长，导致稳斜段短，会造成方位调整回旋余地小的问题。
而过大则会造成钻具偏磨严重，起下钻困难的问题；同时因容易磨出键槽而导致卡钻；并且会给其它井下作业造成困难。
为了钻井顺利进行，应该将最大井眼曲率数值限制为：
（）
井眼弯曲会使套管产生附加弯曲应力
。
为了保证套管安全，必须限制井眼曲率。
这个限制的值取决于允许的附加弯曲应力【
】的大小，且应满足下式
由于允许的附加弯曲应力【
】取决于套管的实际受力状态，因此无法预先给定允许附加弯曲应力【
】。
可以先根据给定的最大井眼曲率
，计算出附加的弯曲应力
：
在进行套管柱强度设计时，将附加弯曲应力
考虑在内。
②选择易钻的井眼形状。
在满足工艺以及设计要求的前提下，尽可能缩短井眼长度，因为井身短则可能钻井时间短。
但也要注意井身短往往施工难度较大。
③选择恰当的造斜点。
造斜点应选在比较稳定的地层，岩石硬度不太高，不能有易坍塌、易膨胀的地层，也不能有其它复杂地层。
在丛式钻井中，相邻井不要在同一深度处造斜，造斜点应上下错开，以免井眼相交。
3.4井眼轨迹设计基础数据
本设计的侧向水平定向井，目的层为白垩系D1层：
厚度79-120m，主要岩性为黑灰色泥岩、泥质粉砂岩，滨浅湖相，其上地层为白垩系C5层：
厚度93-165m，主要岩性为灰黑色泥质和含油页岩，半深-深湖相，此地层适合造斜。
所以选取造斜点为老井W10垂直深度为Dkop=950m。
表3-1井口及靶点坐标资料
X
Y
Z（深度）
井口坐标
1010200
11023257
1421
靶点1
1009832
1009832
1090
靶点2
1009635
11023126
1100
井眼轨道剖面如下图：
侧井
直井W10
靶点2
靶点1
造斜点
井口
靶点2坐标投影
井口坐标投影
靶点1坐标投影
图3-1井眼轨道剖面图
第4章侧井井身结构设计
4.1井身结构设计依据
（1）根据《井身结构设计方法》（SY/T5431-1996）。
（2）依据已钻井实钻资料。
4.2设计原则
（1）能有效地保护油气层，使不同地层压力的油气层免受钻井液损害；
（2）能避免漏、喷、塌、卡等井下复杂情况的产生，为全井安全、顺利地钻进创造条件，以获得最短的建井周期；
（3）钻下部地层采用重钻井液时，产生的压力不致压裂上部最薄弱的裸露地层；
（4）下套管过程中，井内钻井液柱的压力和地层压力之间的压力差，不致产生压差卡套管现象；
（5）当实际地层压力超过预测值使井出现溢流时，在一定范围内，允许进行压井施工。
（6）应充分满足钻井、完井生产需要以及获取参数的需要。
（7）所采用的所有钻井工艺技术应有利于保护煤储层。
（8）充分考虑到出现漏、涌、卡、塌等复杂情况的处理需要（一般应留有余地），以实现安全、优质、快速、低成本钻井。
（9）应尽可能的简化井身结构，以降低成本和避免工程失误。
井身结构的设计在满足勘探开发要求的前提下，还应遵循安全作业和经济性的原则：
1）满足勘探和开发要求
①对于探井，井身结构设计应满足地质取资料要求（如：
取心、测井、测试和加深等），考虑探井作业的不确定性，应尽量预留一层技术套管。
②对于开发井，井身结构应满足完井、采油及增产作业的要求；为有效的保护油气层，可考虑必要时增加一层技术套管。
2）压力平衡原则
压力平衡是井身结构设计的基本原则，在各井段均应满足压力平衡。
套管下深确定原则是：
保证下部井段钻进、起下钻及压井作业中不压裂套管鞋处裸露地层。
3）安全作业原则
①满足相关法律、法规、标准和技术规范要求。
②尽量避免同一裸眼井段存在两套压力体系和漏、喷、塌、卡等复杂情况并存。
③井身结构设计应满足井控作业要求，包括安装分流器、防喷器及井控压井作业等。
④井内钻井液液柱压力和地层压力之间的压差，不致产生压差卡钻和卡套管等事故。
⑤如钻遇浅层气，井身结构设计应满足浅层气钻井要求。
⑥保证钻井作业期间的井眼稳定，应考虑易漏地层对井壁稳定的影响；当钻遇不稳定地层时，井身结构设计应考虑该井段作业时间尽量小于井眼的失稳周期；应考虑盐岩层和塑性泥岩层等特殊地层的影响。
水井身结构设计应充分考虑地层压力窗口和潜在的钻井地质风险，应特别关注浅层地质灾害，如浅层流和浅层气等问题，制定相应的应急措施和备用套管。
同时，必须考虑深水水下井口系统，深水水下井口系统设计和选择的关注点在于井口的工作压力、套管层次、轴向的承载能力、抗弯能力、可靠性和针对浅层地质灾害的特殊设计。
4.3设计步骤
（1）绘制待钻井的压力梯度曲线图；
（2）确定井身结构的设计系数；
（3）确定各层套管的尺寸；
（3）确定各层套管的下入深度。
4.3.1压力预测分析
对D1、D2层的油藏温度、压力测试结果见下表：
表4-1D1、D2层地层资料
海拔深度（m）
D1地层温度（℃）
D2地层温度
D1地层压力（MPa）
D1地层破裂压力（MPa）
D2地层压力（MPa）
D2地层破裂压力（MPa）
-803.00
42.10
10.32
-826.00
45.39
10.77
-844.00
44.00
10.86
-892.00
46.57
11.41
-915.00
46.76
11.76
-967.00
48.14
50.36
11.99
-981.00
49.94
51.89
12.16
-1010.00
50.87
53.21
12.53
26.10
-1026.00
52.29
54.37
12.69
27.20
10.36
-1032.00
52.42
54.39
12.72
23.50
10.51
-1063.00
53.18
55.88
13.01
24.10
11.63
-1088.00
54.55
56.93
27.60
12.47
-1094.00
54.61
57.43
23.00
12.79
-1105.00
55.11
58.26
29.00
13.67
26.70
-1125.00
59.01
25.00
13.95
28.10
-1136.00
59.48
14.56
27.80
-1174.00
60.87
15.82
27.10
-1183.00
61.79
27.50
-1194.00
62.32
26.50
-1200.00
62.82
30.00
-1232.00
63.98
25.30
-1245.00
64.95
28.40
-1249.00
65.02
28.60
图4-1D1、D2地层地层破裂压力、地层压力图
由上图可知可知D1，D2层压力、破裂压力判断D1，D2层为正常压力层，且安全窗口非常大。
4.3.2设计系数及取值范围
在井身结构设计中除计算作用在井内的液柱压力外，还应确定设计系数取值范围。
（1）抽汲压力梯度一般有井下实测得，
=0.024~0.048g/cm。
（2）激动压力梯度一般有井下实测得，
=0.024~0.048g/cm。
（3）地层破裂安全增值由地区统计资料得到，
=0.03~0.06g/cm。
（4）井涌条件允许值由地区统计资料得到，
=0.05~0.08g/cm。
（5）最大回压由工艺条件决定，
=2~4
。
（6）正常压力地层压差卡钻临界值，
=a15~20
。
（7）异常压力地层压差卡钻临界值由地区压差卡钻资料统计得到，
=21~23
。
4.3.4井身结构设计
本次钻完井设计为侧井钻完井设计，所以以下设计仅为侧井井身结构设计。
按照井身结构的设计原则，根据实钻井测井数据提示，设计了一种井身结构方案。
具体的设计数据如下所述。
由于该区块的安全窗口较大，故可快速而安全地钻穿地层直到靶点1和靶点2，为了简化套管层次、缩短钻井周期和节约钻井成本采用了二开的井身结构设计。
根据实际地层资料显示，白垩系C5层：
厚度93-165m，主要岩性为灰黑色泥质和含油页岩，半深-深湖相，该地层主要为泥页岩且含有石油资源，易发生水化膨胀，将会导致井壁失稳，所以将表层套管的下入深度设计为300m，技术套管下至目的层上部1090m，三开采用割缝衬管的完井方式，衬管下深1090～1100m。
表4-2开钻次序表
开钻次序
钻头尺寸
mm
井深
M
垂深
M
套管程序
水泥返深
套管尺寸
mm
套管下入
地层层位
套管下入井段
M
一开
215.90
280
950
244.50
C5
950~1230
地面
二开
152.4
750
1090
D1
1230~1620
4.3.5侧井井身结构设计说明
（1）一开采用Φ215.90mm的钻头钻穿C5层至1230m，封隔C5地层（该地层主
要是以泥页岩为主），下入Φ244.5mm表层套管封堵该泥岩地层，防止由于油化作用
产生井壁失稳的复杂情况，安装井口装置，为二开钻进提供井控支撑。
（2）二开采用Φ152.4mm钻头在目的层钻进由靶点1至靶点2，下入割缝衬管完井。
4.4井壁稳定性分析
井壁不稳定分为两种情况：
一是井壁坍塌，从力学的角度来说，造成井壁坍塌的原由主要由于井内液柱压力较低，使得井壁周围岩石所受应力超过岩石本身的强度而产生剪切破坏所造成。
此时，对于脆性地层会产生坍塌掉块，井径扩大，而对塑性地层，则向井眼内产生塑性变形，造成缩径；二是地层破裂，从力学上说，地层破裂是由于井内泥浆密度过大使岩石所受的周向应力超过岩石的抗拉强度而造成。
结合本次赛题资料分析，此侧钻井影响井壁稳定性的主要为油水入侵，因此在钻进时应重点考虑防治油水入侵钻孔。
5章钻柱设计
5.1钻具组合设计的原则和依据
（1）钻具组合必须满足剖面设计要求；
（2）设计的钻具组合应使摩阻达到最佳；
（3）充分发挥复合钻井技术的作用，即采用单弯螺杆定向钻进和转盘钻进。
因此,当实际造斜高于剖面设计造斜率时，可开动转盘稳斜钻进一段后再定向造斜，以充分发挥钻头和工具的能力，提高钻井速度；
（4）改变钻具组合时应考虑钻具刚性的影响；
（5）设计与使用的钻具组合必须满足强度与施工要求。
5.2钻柱设计
（一）、一开斜井段（950～1230m）
井斜角：
0～87.2°
造斜率：
19.24o/30m
推荐钻具组合：
定向钻具组合：
φ215.9m钻头+φ172mm单弯动力钻具+φ178mmMWD无磁循环短节0.89m+φ179mm无磁钻铤9m+φ179mm无磁转换接头+φ127mm无磁承压钻杆9m+φ127mm加重钻杆+φ127mm斜台阶钻杆+φ127mm钻杆。
钻进参数：
定向钻进：
泵压18～21MPa；压差1～1.5Mpa；排量28-30L/S。
表5-1钻柱选择表
开钻次序
一开
井段（m）
950～1230m
密度（g/cm3）
1.10～1.19
钻具组合
钻具名称×规格型号
外径
mm
内径
mm
长度
M
累计
长度
M
累计
重量
kN
抗拉
抗挤
抗拉
余量
kN
斜坡钻杆×S135
127
108.6
510
1230
456
2.8
3
1420
加重钻杆×S135
127
76.2
9.5×30
326.7
273
无磁钻铤
177.8
71.4
9.1
37.3
62.7
无磁转换接头
177.8
无磁钻铤
177.8
71.44
9.1
18.2
47.2
MWD无磁循环短接
178
0.89
止回阀
172
0.5
9.1
单弯动力钻具
172
8.1
8.6
16.1
三牙轮钻头
215.9
0.5
0.5
单弯动力钻具
型号：
5LZ197×7Y，钻具重：
1610Kg
无磁钻铤
钻铤重：
1554Kg
（二）、二开水平段：
（1230～1620m）
推荐钻具组合：
φ152.4mm钻头+φ120mm1.0o单弯动力钻具+φ120mm无磁钻铤9m+LWD（自然伽玛）+φ88.9mm无磁承压钻杆9m+φ88.9mm斜台阶钻杆+φ88.9mm加重钻杆+φ88.9mm钻杆
钻进参数：
钻压60～80kN；螺杆+30r/min；排量16-18L/S。
第6章钻机选择
6.1钻井设备选取依据
钻井设备的选择应符合SY/T5375中的规定。
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