稠油热采井完井设计
屈服强度 （MPa）
844 855 858 742 716 751
703
延伸率 （%） 23.4
22 23.2 27.8 25.2 24.0
19.0
h
13
冲击试验结果
套 管 试 样 规 格 TP100H 7.5× 10× 55× 2V
N80
5× 10× 55× 2V
试 验 温 度 0℃ 0℃
纵 向
形式直接相关的。
h
20
套管柱上主要的强度危险区
（1）封隔器以下高温区的管段（含直管段 和弯管段），这里的热胀轴向压力最大， 热胀弯矩也可能很大，同时还有固井时 留下的初始应力（含预拉应力及弯管段 的弯曲应力）。
（2）封隔器附近接箍邻区的管段，这里的 热胀轴向压力并非最大，但热胀引起的 局部围压能使管壁产生相当大的局部弯 曲应力。
• 洼38块到目前为止套管损坏率巳达 40%
• 特油公司有N80套管井299口，已损 坏112口，损坏率已达到37%。
h
3
造成稠油热采井套管损坏的原因
•热采井高温及温度剧烈变化是套管 损坏的主要原因
•油井出砂也是套管损坏的重要原因
•API圆螺纹接头和偏梯形螺纹接头 不适合热采井要求
•水泥封固质量不好与水泥环空段套 管易变形
97.0 101.0 92.5 84.0 82.0 84.5
h
14
硬度试验结果
套 管 TP100H
N80
硬 度 值 （ HRC） 30.0 30.0 29.8 22.3 23.0 22.7
h
15
套管的变形分析
从保持载荷恒定时的位移变化曲线
可以看出两种套管变形情况，尤其是 N80 套 管 的 2 # 试 样 在 高 温 及 载 荷 为 2447KN的条件下，15分种的压缩保载 时 其 位 移 最 大 伸 长 了 0 . 6 6 mm， 而 TP100H 套 管 1 1 # 试 样 在 高 温 及 载 荷 为 3559KN的条件下，15分种的压缩保载 时 其 位 移 最 大 仅 伸 长 0 . 3 8 mm， 可 见 TP100H套管抗高温变形能力要远好于 N80套管。
• 抗拉强度 266吨• 抗挤强度 26.9 M来自a• 工作温度 ≤350℃
• 工作压力 ≤20 MPa
• 伸缩量
150-500mm
• 最大外径
220mm
• 可在350℃和15MPa压力条件下工作500次以上。
h
27
热采稠油井预应力完井
为了减少套管上的热应力，国内外广泛应 用了套管提拉预应力技术。在套管提拉预应力 上有多种方法，辽河油田最开始搞的是双凝水 泥提拉预应力技术和两次注水泥提拉应力技术。 由于施工技术复杂，辽河油田先后研究成功了 多种地锚简化提拉预应力工作。现在广泛使用 的是用辽河油田自己研制的WA-Ⅱ型空心式套 管地锚。采用该项技术有效地解决了提拉预应 力工艺复杂的技术问题。
h
21
稠油热采井套管设计强度条件
a高温区管段初始应力应该满足的强度 条件
b高温区管段热应力（残余拉伸应力） 应该满足的强度条件
c封隔器附近管段热应力（残余拉伸应 力）应该满足的强度条件
h
22
套管柱设计
如果热采井设计使用的蒸汽温度过 高，又缺乏高强度的管材，这种情况下 要满足套管柱强度设计的安全条件，可 能发生困难。解决这种困难的有效措施 在于设法吸收部分热胀变形，降低套管 柱上高应力部位的应力值。为了解决这 一困难辽河油田研究成功了热应力补偿 器。
稠油热采井完井设计
h
1
设计内容提纲
• 稠油热采井套管损坏原因分析 • 稠油热采井套管选择 • 稠油热采井套管设计计算内容 • 稠油热采井套管管柱设计 • 稠油热采井套管固井技术 • 稠油热采井防砂技术
h
2
辽河油田稠油及超稠油套管损坏状况
• 通过五个地区的稠油区块调查的 3860口热采井，发生套管损坏的有 489口，占12.64%
b. 热应力补偿器的内径与配合使用的套管内径一 致；外径与钻井井径相适应，保证有足够的固 井所需的环空间隙，以确保固井质量；
c. 具有良好的气密性，保证热注、热采和固井过 程中不发生泄漏；
d. 具有热化学稳定性和耐腐蚀性，以保证油井的
使用寿命。
h
25
辽河油田所用热应力补偿器结构示意图
h
26
热应力补偿器的主要技术 性能指标
h
23
热应力补偿器的作用
根据调查及理论研究成果，套管损坏
的一大原因是套管受热后受压，冷却后 受拉导致丝扣破坏或套管变形。为此， 构想在套管柱恰当位置装上1~2只允许套 管具有一定轴向伸缩变形量的热应力补 偿器，将套管内应力值控制在屈服极限 范围之内。
h
24
热应力补偿器的技术性能
a. 热应力补偿器作为完井套管柱的一部分，具有 与所选套管一致的强度性能；
h
16
研究结果
在载荷相同的条件下，TP100H 套管拉伸、压缩位移量明显较N80 套管小；位移量相同的条件下， TP100H 套 管 能 承 受 的 载 荷 值 明 显 高于N80套管，这说明两种套管抵 抗热应力变形存在一定的差异， TP100H套管明显优于N80套管。
h
17
h
18
h
19
套管强度计算
大量现场实况调查及理论研究结果
表明，注蒸汽热采井套管柱发生强度破
坏的主要部位是在封隔器以下的油层段
及封隔器附近的井段。主要破坏形式为
拉断。因此，计算注蒸汽热采井套管柱
的强度，只关注最大热载荷及其相应的
热应力是不够的，应该进一步关注吐液
降温之后的残余拉伸应力。因为这种残
余拉伸应力才是和热采井套管主要破坏
•隔热管和隔热措施不利影响很大
h
4
套管柱全h长温度曲线
5
套管柱热胀h应力分布曲线
6
套管柱热胀位h 移分布曲线
7
井筒剖面热胀时的变形状态
h
8
蒸 汽吞吐轴h向应力变化
9
计算采用的井h 筒温度升高值 10
试样安装h 示意图
11
套管试样
• A 种 ： φ177.8×9.19mm TP100H BCSG 2 根（试验编号为11#，12#）
• B种：φ177.8×8.05mm N80 BCSG 2根(试 验编号为2#，4#)进口N80套管
h
12
拉伸试验结果
试验项目
试验结果 （室温）
TP100H N80
抗拉强度 （MPa）
958 955 961 789 800 801
试验结果** （350℃）
TP100H
811
注*：拉伸试样为 19.05×50mm 板状试样； 注**：为天津钢管公司提供；
辽河油田热采井钻完井技术
适应于筛管完井的稠油水平井 特性：良好的携岩性、井壁稳定性和优良的
保护油层性能
油层伤害试验
无固相盐水乳化钻井液静态损害试验
F3分支 完钻井深2066m，开窗位 置1562m，裸眼段长504m
海14-20CF井 原井
F2 F1 F3
高３-４-１７分支井井眼轨迹三维视图
采油生产情况
投产日期： 2005年2
月9日 生产方式：
井筒掺稀 油降粘 初期产油：
9.8吨/ 日 平均产量：
19.3吨/ 日，相当于直井 的6倍以上 累计产量：
多分支井的基本概念
分支井对井眼主井眼形态没有要求，体现分支井技 术水平高低的是完井方式而不是井眼轨迹。
5分支的多分支井
F5F4F3F1 NhomakorabeaF2
主井眼可以 为：直井、 定向斜水平 井;分支井眼 可为:定向斜 井、水平井 等.
多支井完井管柱示意图
侧钻三分支井
F1分支 完钻井深1945m，开窗位置 1600m，裸眼段长345m F2分支 完钻井深2045m，开窗位置 1582.72m，裸眼段长463m
3349.8 吨
杜84－兴平238鱼刺分支井现场试验
鱼刺分支井井位部署
钻探目的： 提高水平井 主井筒注汽 效果，最终 达到提高采 收率的目的
井位部署
井身结构数据表
开钻次序 一开
井深 (m) 300
辽河稠油钻完井工艺技术
稠油油藏井身结构优化设计技术 稠油油藏钻井泥浆技术 稠油热采井套管损坏预防技术 稠油热采井固井技术 稠油热采井完井技术 老井侧钻技术 稠油水平井钻完井技术 稠油分支井钻完井技术
采油工程第9章完井方案设计与试油
◆ 无法进行选择性酸化或压裂等。
8
(二)射孔完井方式
套管射孔完井方式
优点：可选择性地射开油层，避
免层间干扰；具备实施分层注采 和选择性压裂或酸化等分层作业 的条件。
缺点：出油面积小、完善程度较
差，对井深和射孔深度要求严格， 固井质量要求高，水泥浆可能损害 油气层。
9
(二)射孔完井方式
特点：有利于保护油层，可以 减少套管重量和固井水泥的用 量，从而降低完井成本。
藏水 油 层
层层裂高 间间缝陡 渗压性角 透力地地 率差层 层 差异 异
分增人防调腐定水
层产工
整蚀向平
注措举砂井流井井
水施升
体
13
第二节 射孔方案设计
一、射孔参数设计
主要考虑的问题： 参数组合的产能比、套管损害情况和孔眼的力学稳定性
1.资料准备
① 收集射孔枪、弹的基本数据 ② 进行射孔弹穿深、孔径校正 ③ 计算钻井损害参数
⑦ 计算和比较各种可能参数配合下的产能比、产量、表皮系 数和套管抗挤毁能力降低系数，优选出最佳的射孔参数配合。
15
影响油井射孔产能的因素分析
孔深、孔密、孔径、相位角、伤害程度、伤害深度、压实程度、 压实厚度及非均质性等
相油位井孔孔角射深径和孔、各与压向孔油实异密井性程与产与度油能油与井比井产产关产能能系能比比曲比关关关线系系系曲曲线线线
第九章 完井方案设计与试油
主要内容
● 完井方式 ● 射孔方案设计 ● 油气层保护 ● 试油
1
第九章 完井方案设计与试油
完井工程：
衔接钻井和采油工程而又相对独立的工程，是从钻开油层 到固井、完井、下生产管柱、排液、诱导油流，直至投产的 工艺过程组成的系统工程。
浅层稠油油藏水平井完井技术
图 ２ 二 开 贯 眼 完 井 井 身 结构
别见 图 １ 图 ２ 和 。第 一 种 沿用 ７口试 验 井 应 用 较 为
３３ 二开贯眼完井井身结构试验井在完井管柱 １ 下入 过 程 中均 出现 了较 严 重 的阻 卡 ，如 Ｂ ５ 水 平 ０２
图 １ 三 开 尾 管 悬 挂 完井 井 身 结 构
１ 完井方式优 选
浅 层稠 油油 藏 的特 点是 埋藏 深 度浅 ，油 藏温 度
较 低 ，原油 黏度较 高 ，开采 极其 困难 。 目前 稠油普 遍采 用蒸 汽吞 吐稠 油热 采来 增加 原油 自然 流动 的能
力 ，并 对 井身 结 构 提 出 以下要 求 ：① 采 用 下套 管 完井方 式 建立具 有较 强力 学 支撑 的井筒 ，为高 压蒸 汽热 采提供 安全 的井 眼条 件 ；②水 平段 完井 管 柱使
旦 出现 完井 管柱 中途 卡死 ，将 无 法封 隔油层 上部 地 柱 时现 场须按 设计 要求 调整 好泥 浆性 能 ，改 善其润 层 ，以致 无法 进行 注蒸 汽开采 ，后果 十分严 重 。 滑性 能 ，在直 井段 及井 斜较 小 的井段尽 可能采 用加 考虑 二 开贯 眼完井 井身结 构在 完井 作业 中的 风 重钻 杆 和钻铤 作 为送入 钻具 ，以增 大管柱 下人 的驱 险 ，最终 选择 了较 为稳 妥 的三开尾 管悬 挂完井 井身 动力 。
砂 冲缝 筛 管 完 井 。第 二 种 为 二 开 贯 眼完 井 井 身 结 主 要是 造 斜 井段 存 在 夹 层 和不 同岩性 层 间 过 渡带 ；
构 ，Ｂ 油 田公 司在 百重 ７ 区部署 了 ３口二开 贯 眼 其 次 由于稠 油油藏 埋 深浅 ，井段 短 ，应 用 常规直 井 Ｚ 井 完 层稠 油水 平井 要求 造斜 率 高 ，而且地 层 疏
稠油热采井完井设计PPT文档共39页
6、纪律是自由的第一条件。——黑格 尔 7、纪律是集体的面貌，集体的声音， 集体的 动作， 集体的 表情， 集体的 信念。 ——马 卡连柯
8、我们现在必须完全保持党的纪律， 否则一 切都会 陷入污 泥中。 ——马 克思 9、学校没有纪律便如磨坊没有水。— —夸美 纽斯
10、一个人应该：活泼而守纪律，天 真而不 幼稚， 勇敢而 鲁莽， 倔强而 有原则 ，热情 而不冲 动，乐 观而不 盲目。 —华盛顿 17、一个人即使已登上顶峰，也仍要自强不息。——罗素·贝克 18、最大的挑战和突破在于用人，而用人最大的突破在于信任人。——马云 19、自己活着，就是为了使别人过得更美好。——雷锋 20、要掌握书，莫被书掌握；要为生而读，莫为读而生。——布尔沃
END
完井原则及完井方式的选择
2
完井方法选择
裸眼完井适应的地质条件 1）岩石坚硬致密，井壁稳定不坍塌的储层； 2）不要求层段分隔的储层； 3）天然裂缝性碳酸盐岩或硬质砂岩； 4）短或极短曲率半径的水平井。
3
完井方法选择
割缝衬管完井适应的地质条件 1）井壁不稳定，有可能发生井眼坍塌的储层； 2）不要求层段分隔的储层； 3）天然裂缝性碳酸盐岩或硬质砂岩储层。
1
完井方式
3.1 裸眼砾石充填完井 钻开产层之前下套管固井
，钻开产层并在产层段扩眼 ，下筛管，井眼与筛管间环 空充填砾石。
砾石和筛管对地层的出砂 起阻挡作用。
2
完井方式
3.2 套管砾石充填完井
在套管射孔完井的出砂井 段下筛管，筛管和油层套 管之间环空中充填砾石。
砾石直径：6～8倍砂粒中径
砾层厚度： ≥8倍砾石直径
4完Biblioteka 方式2、裸眼完井 不下套管柱支撑井壁，油气直接从地层经过
井壁流入井内。 裸眼完井方式有两种完井工序： 先期裸眼完井
后期裸眼完井
5
完井方式
(1)先期：钻头钻至油层顶 界附近后，下套管注水 泥固井。水泥浆上返至 预定的设计高度后，再 从套管中下入直径较小 的钻头，钻穿水泥塞， 钻开油层至设计井深完 井。如图。
裸眼砾石充填砾层厚≥30mm 套管砾石充填砾层厚≥15mm
3
完井方式
3.3 人工井壁完井： 渗透性可凝固材料注入出砂层，人工井壁阻挡沙砾 。 渗透性固井射孔完井法： 渗透性良好材料注入套管和地层之间，小功率射孔 弹射开套管但不破坏注入的渗透层。 渗透性衬管完井法： 在衬管与裸眼之间注入渗透性材料 渗透性人工井壁完井法： 裸眼井段注入渗透性材料形成人工井壁。
6
完井方式
248-257辽河油田稠油热采井钻完井技术
辽河油田稠油热采井钻完井技术辽河石油勘探局工程技术研究院摘要：稠油热采井钻完井是稠油开采技术中的一个重要问题，钻井所面临的主要问题是低压钻井问题。
而热采井中最大的问题是完井中的套管先期损坏问题，通过对套管损坏井的调查与分析，提出了稠油热采井套管损坏的主要原因，并对此进行了系统研究。
提出了热采井套管设计技术、套管选择技术和降低套管热应力技术、提高固井质量技术、油井开采防砂技术等稠油热采井延长寿命的系列完井技术，通过这些技术的应用保证了稠油藏的顺利开发。
关键词：稠油井热采、套管损坏、热采井完井、热采井套管选择、套管设计、防砂、降低热应力。
1．辽河油田稠油开发概述辽河油田是一个以稠油为主的油田，稠油的总产量占油田原油总产量的70%，稠油开采以热力采油为主，因此辽河油田的发展史可以说是一部稠油发展史。
到目前为止辽河油田共探明稠油油藏面积200.5km2,共探明地质储量10.2237×108t，动用探明油藏面积128.4 km2,动用地质储量7.6208×108t，共生产稠油1.0371×108t。
辽河油田探明稠油分布图如下图所示4272343515 15999深层900－1300m, 占41.79% 特深层1300－1700m, 占42.56%中深层600～900m15.65%248辽河油田稠油油藏具有以下特点：探明地质储量102237×104t中的油藏深度情况如下：动用地质储量7.6208×108t中的油藏深度情况如下：辽河油田探明地质储量中的油品性质如下所示：辽河油田于1978年发现了高升稠油藏，这是辽河油田发现稠油油油田的开始，以后随着勘探工作的不断进展又发现了大量的稠油油藏。
辽河油田于1982年首次在高升油田进行了稠油热采实验并取得了巨大的成功。
辽河油田从此走上了稠油热采的快车道，稠油开发得到了高速发展。
由于稠油油田进行热力开采的特殊性也为辽河油田的稠生产带来了全新的技术观念和技术进步。
海洋石油稠油热采井下管柱应用与设计
海洋石油稠油热采井下管柱应用与设计摘要：热采技术为海洋石油稠油油田的开发提供了新技术并在NB35-2-B 油田取得了显著的成效，随着热采技术在海洋稠油油田应用和推广，井下管柱设计及优化对控制作业风险和作业成本发挥着至关重要的作用。
本文对海洋石油稠油热采技术目前应用的井下管柱进行全面的分析和总结，对未来热采技术所需的井下管柱作出设计。
关键词：热采技术注采两趟管柱注采Y管管柱注采双管管柱同井同时注采管柱1 引言随着中国经济的快速发展，石油消耗量与日俱增，而目前国内石油产量已远远不足，稠油油田的深入开发是解决石油产量问题的一个方法。
热采技术在海洋石油的成功应用为海洋石油的稠油开发提供了新技术，取得了良好的效果。
结合海上石油的生产作业的特点，如何控制热采技术的作业风险和作业成本显得尤为突出。
热采管柱的设计与优化充分的解决了这个问题，为以后热采作业的发展提供了很好的参考。
2 热采技术图1是南堡35-2-B平台稠油热采技术的流程图，该项技术以油管注入多元热流体，油套环空注入氮气，通过对地层稠油进行热降粘，补充地层能量的手段，实现后期自喷和下泵开采，达到最大化开发稠油的目的。
下面注采两趟管柱已在南堡35-2-B平台成功应用，现介绍如下：3 注采两趟管柱注采两趟管柱介绍及评价（图2 图3）作业步骤：1、钻完井作业结束后，下入下部注热管柱，管柱组合（由下至上）：2-7/8”EU油管死堵+2-7/8”EU带孔倒角油管+2-7/8”EU倒角油管+底阀+桥塞；2、下入上部注热管柱，管柱组合（由下至上）：2-78”EU反扣通具+2-78”EU 倒角油管+变扣（4-1/2”B*2-7/8”P）+4-1/2”隔热油管+伸缩管+4-1/2”隔热油管+油管挂；3、安装采油树并进行水密、气密试验；3、按照工艺设计要求进行油管内注热、环空注氮作业；4、注入作业结束后进行焖井、放喷作业；5、放喷作业结束后，拆采油树，起出注入、放喷管柱，下入生产管柱（见图3）生产管柱（由下至上）：2-78”EU反扣通具+2-78”EU倒角油管+机组+3-1/2”EU油管+泄油阀+3-1/2”EU油管+油管挂；6、安装采油树，进行机采生产。
热油田井油藏地质开采设计书
热油田井油藏地质开采设计书一、钻井目的及设计依据钻井目的：热采井陈29-57井在1235.73米处套套破，目前已工程报废，注灰封井。
损失地质储量5.3×104t。
为了完善蒸汽驱注采井网，提高储量控制和动用程度，建议钻更新油井陈29-斜更57，从而提高油藏最终采收率。
目的层为Ng下22层，兼顾Ng下23层，Ng下22相当于：陈29-57井1268.8-1275m井段油层；Ng下23相当于：陈29-57井1275-1279.2m井段油层。
设计依据：依据二、水平井区油藏地质特征1、构造特征本区馆陶组地层产状受基岩古地形的影响，馆下段地层顶面构造形态总体为由南东向北西倾没的单斜构造，构造较为平缓。
地层倾角小于2°，各砂层组顶面构造形态纵向上自下而上具有较好的继承性。
Ngx22层：该层总体上表现为南东-北西向单斜构造，油藏顶面埋深-1270—1315m。
局部发育多个正、负向微起伏。
陈28-斜56井区发育小的局部高点；陈372井区发育小的局部低点。
Ngx23层：该层总体上表现为南东-北西向单斜构造，油藏顶面埋深-1280—1320m。
局部发育多个正、负向微起伏。
陈28-斜56井区发育小的局部高点；陈372-陈27-斜59发育一局部沟槽；陈23-斜59井区为一正向微起伏。
陈29-斜更57井，位于陈373块Ng下22、23层陈28-斜56砂体构造中高部位（附图2）。
2、储层特征本区目的层为河道沉积，各小层砂体呈长条状分布，由于河道侧向迁移，使得两个相邻小层部分叠合，因而各小层之间隔层不论厚度或平面展布变化都比较大，厚度变化范围0.6～15m，局部具有连通区。
Ngx22层：该层发育1个含油砂体，河道主体部位陈371-6井区较厚，边部较薄，平均厚度4.0m，砂体厚度在0.8-7.4m。
Ngx23层：该层发育1个含油砂体，砂体厚度在1.4-8.7m，平均厚度3.7m(附图2-8)。
调整区有效厚度 2.0-7.0米，平均有效厚度 3.0米。
浅析稠油热采水平井有效完井方式
浅析稠油热采水平井有效完井方式陈捷【摘要】针对浅层块状底水特超稠油、薄层边底水及深层边水特稠油等不同类型稠油油藏特点,重点从水平井完井结构、完井成本、防砂效果、满足产能要求等方面进行了系统的分析,提出了适合不同类型稠油热采水平井完井方式,并对其在辽河油田现场适应性做了对比、分析和评价.【期刊名称】《石油工业技术监督》【年(卷),期】2013(029)004【总页数】4页(P54-57)【关键词】稠油热采;水平井;产能;完井方式【作者】陈捷【作者单位】中国石油辽河油田分公司多种经营处,辽宁盘锦124010【正文语种】中文截至2012年9月底，中国石油辽河油田累计完钻水平井1170口，累积建成产能411×104t，投产1129口，开井755口，日产油7210t，占辽河油田总产量的23.2%，水平井开采技术已成为辽河油田开发建设和增储上产的重要手段，特别是稠油油藏开展了新区高效开发、老区井间挖潜、SAGD方式转换以及二次开发工作，为辽河油田千万吨稳产提供了强有力的支持[1-3]。
由于辽河油田稠油油藏埋藏较浅，上覆岩石的压实作用弱，油砂松散，采用水平井开发时，水平井完井方式适应与否直接影响到一口井的产量和寿命,理想的完井应使油流能最有效地流到地面，同时使建井成本和操作费用降到最低[4-6]。
针对稠油油藏地质开发特点及稠油热采水平井开发中出现的问题，从水平井完井结构、完井成本、防砂效果、满足产能要求等方面进行了系统的分析、评价，提出了适合不同类型稠油热采的水平井完井方式。
1 稠油热采水平井有效完井方式1.1 浅层块状底水特超稠油油藏水平井完井曙一区构造位于辽河盆地西部凹陷西斜坡中段。
曙一区杜84块位于杜84-杜813断块区的北部，其中馆陶、兴隆台油层为目前开发的主力油层，整体构造形态为一向南东方向倾斜的单斜构造，地层倾角2～4°。
馆陶油层为一特殊的边顶底水油藏，兴隆台油层为边底水油藏，2套储层均为高孔-高渗型储层，属于超稠油油藏（表1）。
钻完井工程设计汇报
防塌
J2t
487
667
深灰色、绿灰色、黑灰色泥岩、泥质砂岩、砂质泥岩夹薄层砂砾岩、不等粒 砂岩
防塌
J2x 667 751 J1s 751 923
黑灰色、灰黑色泥质砂岩、粉砂质泥岩、泥岩 黑灰色、深灰色泥岩、泥质砂岩，绿灰色细砂岩、含砺不等粒砂岩
防塌
防塌、 防漏
J1b
923
1154
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
汇报提纲
1. 概述 2. 钻机选型 3. 井壁稳定性分析 4. 井身结构设计 5. 钻柱组合设计与强度校核 6. 钻头选型及钻井参数设计 7. 钻井液设计 8. 固井方案设计 9. 井控设计 10. 完井方案设计 11. 钻井提速方案 12. 钻井周期预测 13. HSE作业指导
1.1 区域地质情况
<14
2~4 7~15 15~25 15~20 30~60
7.2 钻井液维护、处理和储层保护措施
钻井液维护与处理
▪ 一开井段(0~325m)： 防止疏松表层坍塌
▪ 二开井段(325~1539m)： 泥煤互层段注意封堵煤层 裂隙，抑制泥岩水化。
▪ 三开井段(1539~1839m)： 防塌、润滑防卡，做好储 层保护措施
剪切强度：28.98MPa
剪切强度：28.94MPa
井深1094m处的井筒剪应力分布云图
井深1097m处的井筒剪应力分布云图
只考虑力学作用的前提下，采用密度1.22g/cm3的钻井液可以成功穿越煤层段。
4.1 井身结构设计
钻井性质：开发井(水平井)； 目的层位：P1层(1387m～1411m) P2层(1414m～1424m)； 设计井深：地面海拔264m，补 心高4m，设计井深1839.49m，设计 垂深1434m； 完钻原则：水平段钻达实际靶 点，目的层水平段长300m；