石油工程设计大赛作品

团队编号：

全国石油工程设计大赛

方案设计类作品

比赛类别：方案设计类单项组（钻完井工程）

完成日期 2013 年 4 月 7 日

全国石油工程设计大赛组织委员会制

目录

第1章地质概况 (1)

1.1自然地理情况 (1)

1.1.1 油田地理位置 (1)

1.1.2 区域地质情况 (1)

1.2构造特征 (1)

1.2.1 构造地质特征 (1)

1.2.2 地层特征 (2)

1.3储层地质特征 (2)

1.3.1产层描述 (2)

1.3.2物性分析 (4)

1.3.3储层流体物性分析 (4)

1.4地层分布对比分析 (4)

1.5D1井压力预测 (5)

1.6D1井试油试采分析 (7)

1.7钻井数据 (7)

1.7.1井号 (7)

1.7.2坐标 (7)

第2章井身结构设计 (9)

2.1井身结构设计依据 (9)

2.2设计原则 (9)

2.3设计步骤 (9)

2.3.1压力预测分析 (9)

2.3.2设计系数及取值范围 (10)

2.3.4 井身结构设计 (11)

2.3.5 井身结构设计图 (11)

2.3.6井身结构设计说明 (12)

第3章水平井设计 (13)

3.1P1井轨道设计 (13)

3.1.1设计依据 (13)

3.1.2设计原则 (13)

3.1.3 具体设计步骤 (13)

3.1.4 基础数据 (13)

3.1.5井身剖面设计参数 (14)

3.1.6 井眼轨迹控制 (16)

3.1.7 井眼轨迹控制主要措施 (17)

第4章固井工程设计 (20)

4.1基础数据 (20)

4.2套管柱设计 (20)

4.2.1 设计原则 (20)

4.2.2 设计方法 (20)

4.2.3 设计结果 (21)

4.3套管柱强度校核步骤 (22)

4.4水泥及注水泥浆设计 (22)

4.4.1注水泥工艺 (22)

4.4.3水泥浆设计 (23)

第5章钻柱设计 (27)

5.1钻具组合设计的原则和依据 (27)

5.2钻柱设计 (27)

5.2.1一开组合 (28)

5.2.2二开组合（直井段） (28)

5.2.3二开组合（增斜段） (29)

5.3钻柱组合强度设计 (30)

第6章钻机选择 (32)

6.1钻井设备选取依据 (32)

6.2钻井设备选取原则 (32)

第7章机械破碎参数设计 (35)

7.1钻头选型 (35)

7.1.1 钻头选型依据 (35)

7.1.2 钻头选型设计 (36)

7.2钻压、钻速的优选 (37)

7.2.1 钻压、转速确定的一般原则 (37)

7.2.2 采用最优关系方程确定钻压、转速 (37)

第8章钻井液设计 (39)

8.1钻井中对钻井液设计重点提示 (39)

8.1.1钻井液对钻井工程的要求 (39)

8.2设计原则 (39)

8.3钻井液体系选择和密度设计 (39)

8.4钻井液性能要求 (40)

8.5钻井液基本配方 (41)

8.6固控设备及使用要求 (42)

8.7钻井液资料录取要求 (42)

8.8钻井液测试仪器配套要求 (43)

8.9钻井液地面管理要求 (43)

第9章水力参数设计 (45)

9.1钻头水力参数设计原则 (45)

第10章油气井压力控制 (46)

10.1油气井控制的原则和依据 (46)

10.2各次开钻井口装置 (46)

10.2.1 一开井口装置 (46)

10.2.2 二开井口装置 (47)

10.3井控管汇 (47)

10.4试压要求 (48)

10.4.1井控装置试压 (48)

10.4.2套管试压 (49)

10.5井控要求 (49)

10.5.1井控设备安装要求： (49)

10.5.2井控其它要求： (49)

10.5.3中途测试与测井井控要求 (50)

10.6油气井控制的主要措施 (51)

第11章钻井复杂情况及事故预防与处理措施 (52)

11.1卡钻的预防与处理 (52)

11.1.1 防卡技术措施 (52)

11.2井塌 (53)

11.2.1 防塌技术措施 (53)

11.2.2 井塌处理措施 (53)

11.3井漏 (53)

11.3.1 防漏技术措施 (54)

11.3.2 堵漏技术措施 (55)

11.4井涌、井喷的预防与处理 (55)

11.4.1 防井涌、井喷技术措施 (55)

11.5井场防火技术措施 (57)

第12章完井设计 (58)

12.1完井方式的优选 (58)

12.2割缝衬管完井适用的地质条件 (58)

12.3割缝衬管缝眼的功能 (59)

12.4割缝衬管的技术参数 (59)

12.4.1缝眼的形状 (59)

12.4.2缝口的宽度 (59)

12.4.3缝眼的排列形式 (60)

12.4.4 割缝衬管的尺寸 (60)

12.4.5缝眼的长度 (61)

12.4.6缝眼的数量 (61)

12.5完井井口装置与储层保护技术 (61)

12.5．1完井井口装置 (61)

第13章钻前工程和HSE管理 (63)

13.1钻前及安装工程 (63)

13.2HSE管理 (63)

13.2.1 健康管理要求 (64)

13.2.2 安全管理要求 (64)

13.2.2.1安全标志牌的要求(位置、标识等) (64)

13.2.2.2易燃易爆物品的使用和管理 (64)

13.2.2.3井场灭火器材和防火安全要求 (64)

13.2.2.4井场动火安全要求 (64)

13.2.2.5井喷预防和应急措施 (64)

13.2.3 环境管理要求 (65)

13.2.3.1认真贯彻环境保护“三同时”原则 (65)

13.2.3.2钻前环境管理要求 (65)

13.2.3.3钻井作业期间环境管理要求 (65)

13.2.3.4钻井作业完成后环境管理要求 (65)

第14章钻井周期计划 (66)

14.1机械钻速预测 (66)

14.2钻井进度计划 (66)

第15章钻井成本计划 (67)

15.1钻井成本计划 (67)

第16章钻井技术经济指标 (68)

附表 (69)

附表1井身结构具体设计步骤 (69)

附表2水平井具体设计步骤 (71)

附表3套管柱强度校核步骤 (74)

附表4水力参数设计 (77)

参考文献 (79)

第1章地质概况

1.1 自然地理情况

1.1.1 油田地理位置

A 区块位于隶属新疆维吾尔自治区M 县，工区地表为草原戈壁，地面较平坦，植被稀少，地面海拔 70m～270m；工区 15公里外有发电厂，25 公里范围内有一个中型凝析气藏投入开发。

1.1.2 区域地质情况

区块内地下水埋藏较深，浅层无地下水分布。工区温差悬殊，夏季干热，最高气温可达40℃以上；冬季寒冷，最低气温可达-40℃以下，年平均气温12.4℃。区内年平均降水量小于200mm，属大陆性干旱气候。

1.2 构造特征

1.2.1 构造地质特征

A 区块俯瞰呈三角形，两边为断层边界，一边存在边水，储层向东南方向下倾，倾角5.8o，层内存在夹层。区块顶部构造图如图 1.1 所示，剖面图如图 1.2所示。

图1.1 A断块顶面构造图

图1.2 A 断块油藏剖面图

从图1.1和图1.2可以看出，A区块含油面积约为2.8km2，储层物性较好，为砂泥岩储层，D1、D2、D3井的含油层位分别大约在1387m、1386m、1300m处，该区块油层厚度变化较小，大约为30m左右，D3井附近有底水，在开发过程中，注意防止底水锥进。

1.2.2 地层特征

XX油田钻井揭示的地层自上而下依次为：上三系（N），下三系（E），侏罗系的头屯河组（J2t）、西山窑组（J2x）、三工河组（J1s）、八道湾组（J1b），三叠系的嘉陵江组（T1j），二叠系的梧桐组（P3wt1）。

J1b层层段岩性为：深灰色、绿灰色泥岩、泥质砂岩、砂质泥岩、细砂岩，黑灰色煤层及煤夹层，是侏罗系的主要产油层段。

T1j层层段岩性为：黑灰色、绿灰色、深灰色白云质泥岩、泥岩、泥质白云岩、泥质粉砂岩，是三叠系的主要产油层段。

1.3 储层地质特征

1.3.1 产层描述

储层以岩屑、长石质岩屑砂岩为主，成分成熟度和结构成熟度均较低。储集空

间类型以剩余粒间孔为主（39.8%），其次粒内溶孔（18.1％），粒间溶孔（12.8%），含少量高岭石晶间溶孔、方解石晶间溶孔等。储层P1层岩性为岩屑砂岩、长石质岩屑砂岩以及少量的岩屑质长石砂岩，储层P2层的岩性主要为岩屑砂岩。根据取心井不同岩性的含油特征统计结果，P1 层含油岩性为砾岩、砂砾岩、中砂岩、细砂岩，最好的是砂砾岩和中砂岩，其次是砾岩和细砂岩，钙质砂岩和泥岩为非储集层。P2 层含油岩性为砾岩、砂砾岩、中砂岩和细砂岩，最好的是砾砂岩和细砂岩，钙质砂岩和泥岩为非储集层。见表1.1、表1.2。

表 1.1 P1 层油藏岩性与含油性关系统计表

表 1.2 P2 层油藏岩性与含油性关系统计表

根据全岩定量分析报告（D3井），储层矿物主要由粘土、石英、钾长石、斜长石组成，其中石英（58.484%）为最主要成分，其次为斜长石（20.696%），钾长石（11.472%），粘土（9.348%）。

粘土含量统计表明，粘土矿物主要为伊蒙混层I/S（47.1%），其次是高岭石K （31.4%），再次为绿泥石C（15.5%），最少的是伊利石I（6.0%）。

1.3.2 物性分析

根据三口探井的测井解释结果，该区块孔隙度平均为21.6%；渗透率分布在400.8～1570.3×10-3μm 3之间，平均值为966.3×10-3μm 3；含油饱和度分布在53.2%～73.2%之间，平均值达到了63.7%。储层物性较好，具体结果见表1.3。

表1.3 A 断块部分测井解释结果

1.3.3

储层流体物性分析

地层条件下，原油体积系数为1.055 m3/m3，溶解气油比20.3 m3/m3，原油密度为0.9016g/cm3，液相相对体积99.33%，原油体积收缩率为5.41%，气体平均溶解系数为3.19 m3/m3/Mpa ，地层原油粘度155.99mPa.s 。储层水型为NaHCO3型。表1.4为油藏天然气具体分析结果。

表1.4 油藏天然气分析结果数据表

从上表可以看出，油藏天然气含量中，C1<95%，C2+>5%，天然气为湿气。 1.4 地层分布对比分析

表1.5为D1井地层分层数据表。

表1.5 D1井地层分层数据表

1.5 D1井压力预测

由D1井地层压力预测结果可知，本井P3wt1组P1油层压力约为15.23Pa，地层孔隙压力当量钻井液密度为1.18g/cm3。P3wt1组P2油层压力约为15.46Pa，地层孔隙压力当量钻井液密度为1.18g/cm3。

图1.3为D1井压力预测结果图

图1.3 D1井压力预测结果图

1387~1410.5m孔隙压力梯度为1.021g/cm3~1.147g/cm3，1413~1423.9m为

1.011g/cm3 ~1.149g/cm3。1387~1410.5m破裂压力梯度为

2.194g/cm3 ~2.257 g/cm3，1413~142

3.9m为2.217g/cm3 ~2.240g/cm3。

表1.6为测井预测的压力预测数据

表1.6 D1井地层压力预测

特殊情况提示：

（1）J1s段泥岩含量较多，钻井过程中容易出现卡钻，通过井史看出，钻井过程中容易发生井漏；

（2）J1b段泥岩含量多，且含有煤夹层，容易发生漏失和卡钻；

（3）T1j段容易发生憋漏。

（4）H2S含量预测及安全预防措施。

经查阅D1井天然气组份分析报告，天然气组份中均不含H2S气体。在施工过程中任然要求特别注意加强对H2S气体的录井检测及防范。旦发现H2S气体，立即书面通知钻井队长及甲方监督，现场人员严格按照上级有关规定和钻井安全操作规范果断处理，确保人身及钻井设备的安全[24]。

1.6 D1井试油试采分析

D1井试气射开P1层位，井段1387~1410.5m，采用自喷或直接泵抽采油，日产油15t，不产水，累积产油300t，工业油流井。2010年8月12日试采，初期日产油3t，2010年8月22日采用机抽，日产油上升到15t左右。

D2井试气射开P2层位，井段1386.9~1396.9m，采用自喷或直接泵抽采油，日产油3t，日产水3t，累积产油33t，累计产水35t。2011年6月试采，初期日产油0.5t，日产水1t，2010年7月2日采用机抽，日产油上升到3t左右。产油量上升的同时，产水量也在增加，此时采用螺杆泵抽水。

1.7 钻井数据

1.7.1 井号

按照地质设计，此次设计选取的井号为：P1

1.7.2 坐标

坐标以大地坐标为依据，井口及靶点坐标见表1.7

表1.7井口及靶点坐标

第2章井身结构设计

2.1 井身结构设计依据

（1）根据《井身结构设计方法》（SY/T5431-1996）[11]。

（2）依据已钻井实钻资料。

2.2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。

2.3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。

2.3.1压力预测分析

综合分析本构造已钻井测井资料（D1井），预测出地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度，由实钻资料可以看出，该构造属正常压力地层，且安全窗口非常大。预测的压力剖面如图2.1所示。

图2.1 压力剖面图

2.3.2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，30.024~0.048g/cm b S =。 （2）激动压力梯度一般有井下实测得，30.024~0.048g/cm g S =。 （3）地层破裂安全增值由地区统计资料得到，30.03~0.06g/cm f S =。 （4）井涌条件允许值由地区统计资料得到，30.05~0.08g/cm k S =。 （5）最大回压由工艺条件决定，2~4wh a P MP =。 （6）正常压力地层压差卡钻临界值，a 15~20a P MP ?=。

（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，

a a

b MP P 23~21=?。

2.3.4 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非常大，故可快速而安全地钻穿地层直到储层，为了简化套管层次、缩短钻井周期和节约钻井成本采用了三开的井身结构设计。根据实钻资料显示，N 地层的泥岩较多，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320m ，技术套管下至目的层上部1465m ，三开采用割缝衬管的完井方式，衬管下深1467～1794m 。

表2.1 P1井井深结构数据表

2.3.5 井身结构设计图

该井的井身结构设计图见图2.1。

图2.1 P1井井身结构设计图

2.3.6井身结构设计说明

（1）一开采用Φ311.2mm的钻头钻穿N层至322m，封隔N地层（该地层主要是以泥岩为主），下入Φ244.5mm表层套管封堵该泥岩地层，防止由于水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Φ215.9mm钻头钻穿T1j层至P3wt1层上部，下入Φ177.8mm 技术套管封堵易漏、安装井口装置。

（3）三开采用Φ152.4mm钻头在目的层钻进至靶点2，下入割缝衬管完井。

第3章水平井设计

3.1 P1井轨道设计

3.1.1设计依据

以地质设计给定的入靶点、终止点垂深及大地测量坐标为依据。

3.1.2设计原则

（1）轨道设计应根据油藏特性及地质要求、区域地质资料和工程资料，结合造斜工具的造斜能力、井眼轨迹控制技术水平以及地面、地下条件，选择造斜率、靶前位移、造斜点深度，调整井段长度及位置，并应经过多次循环调整，优选上述参数。

（2）在地层岩性及造斜工具的造斜能力都确定时，增斜段应选择单增斜轨道。在地层岩性及造斜工具的造斜能力都较稳定时，应选择靶前位移较小、造斜率较高和增斜段较少的轨道。反之，在确定造斜率、靶前位移和增斜段的数量时要留有充分的控制余地。

（3）造斜点应选可钻性较好，无坍塌、无缩径的地层。

（4）调整井段的位置应放在最后一个增斜段之前。

（5）对确定的井眼轨道，应进行典型钻具组合的摩擦阻力和扭矩计算，并以此为根据进行钻机选型和钻具强度校核。

3.1.3 具体设计步骤

见附表2

3.1.4 基础数据

表3.1 井口及靶点坐标