XX井钻井工程设计1 - 图文

川东高陡褶皱带包鸾-焦石坝背斜带焦石坝构造

井号：XX井 井别：开发井 井型：水平井

钻井设计

1、钻井地质设计

1.1 基本数据

井号：XX井

井别：开发井 井型：水平井

地面海拔 592.47m，补心高 9.0m，补心海拔 601m 计算 地理位置：重庆市涪陵区江东街道办凉水村 5 组

构造位置：川东南地区川东高陡褶皱带包鸾－焦石坝背斜带焦石坝构造

目的层: 上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组下部优质页岩气层段（对应焦页 87-3

井 3610.6-3649.2m/38.6m）

设计井深：A靶点垂深：2799m， C靶点垂深：2777m， B靶点垂深：2821m； AB 段长：2074.10m； 完钻井深：5160m； 完钻层位：下志留统龙马溪组下部页岩段 完钻原则：钻至 B 靶点留口袋完钻 完井方式：套管完井 1.2 钻探依据

设计井区上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组为深水陆棚相沉积，邻井焦页

87-3HF(导眼井)发育厚达 89.6m 灰黑色富有机质泥页岩，TOC平均为 2.44%，优质页

岩段（①-⑤小层）平均 TOC 为 2.85%；有机质类型为Ⅰ型，热演化程度（Ro）为

2.42-3.13%，有利于天然气的大量生成。

邻井焦页 87-3HF(导眼井)目的层以灰黑色粉砂质、炭质泥页岩夹放射虫炭质泥页 岩为主，物性分析表明优质页岩段（①-⑤小层）孔隙度为 3.81-5.21%，平均孔隙度达 4.48%，具较好储集性能。

邻井 焦页 87-3HF(导眼 井)上奥 陶统 五峰组- 下志留 统龙 马溪组含 气量

1.45-6.62m3 /t，平均为 3.49m3/t，其中，优质页岩段（①-⑤小层）含气量 3.69-6.62m3 /t， 平均为 5.16m3 /t，具有较好的含气性。

邻井焦页87-3 HF(导眼井)优质页岩段硅质含量一般为14.6-80.4%，平均为52.84%，

碳酸盐岩含量为 1.7-52.5%，平均为 9.95%；焦页 87-3HF(导眼井)测井解释杨氏模量

3.66-4.33×104 MPa，平均为 3.73×104 MPa，泊松比为 0.17-0.2，最大主应力为55.52MPa，

最小主应力为 48.63MPa，水平地应力差异系数为 11%，有利于压裂改造。

邻井焦页 87-3HF 井水平段长 1645m，分 27 段采用大型水力压裂，测试产量

15.37×104 m3 /d。

邻井焦页 69-2 HF 井下压力计进行温度和静压测试，实测目的层温度 103.65℃， 计算地温梯度为 2.45℃/100m；计算地层压力 52.62MPa，压力系数为 1.49（压后）,

邻井焦页 87-3HF 天然气组分以甲烷为主，含少量二氧化碳（0.594%）和氮气，不含 硫化氢。

1.3 设计依据及钻探目的 1.3.1 设计依据：

《涪陵页岩气田江东区块焦页X 号平台井位报告书》。 1.3.2 钻探目的：

（1）动用江东区块上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组页岩气资源； （2）新建江东区块上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组页岩气产能。 1.3.3 预计效果：

预计本井组 4 口井控制资源量 32.42×108 m3 ；获取水平井钻完井及气层改造的工

程工艺技术参数。

1.4 设计地层剖面及预计气水层位置

1.4.1 地层分层及油、气、水层预测（见表 1-2、表 1-3）

表 1-2 地质分层设计数据及预计油气水显示预测简表 地层 组 嘉陵江组 飞仙关组 长兴组 龙潭组 茅口组 栖霞组 梁山组 黄龙组 韩家店组 小河坝组 龙马溪组 XX井 底深(m) 465 917 1101 1200 1546 1666 1674 1677 2551 2675 A 靶 2799 B 靶 2821 预测 油气水层 水层 微含气层 含气含硫 微含气层 微含气层 微含气层 含气层 故障提示 防漏 防塌 防H2S、防喷 防漏、防塌 系 三叠系 统 下统 上统 二叠系 下统 代号 T1j T1f P2ch P2l P1m P1q P1l C2h S2h S1x S1l 石炭系 中统 中统 志留系 下统 页岩气层 防漏、防塌、防喷 1.4.2 邻井钻探情况

（1）基本情况

焦页87-3HF 井（导眼井）于2015 年 4 月8 日采用Φ660.4mm3A钻头钻导眼钻进

至井深 65.7m，下入 Φ473.1mm导管至 65.6m；5 月 16 日钻至井深3535m，5 月 18 日换

成 215.9mm 取心钻头，到 5 月 27 日取心至 3653.06m，共取心 8 次，总进尺 118.06m。 5 月 28 日再换 215.9mmPDC钻头钻进至 3683m 完钻，完钻层位奥陶系中统十字铺组。

2015年 6 月 13 日填井并裸眼完井。2015 年 6 月 19日采用 Φ311.2mmPDC钻头开窗侧

钻成功，侧钻点井深：2074.0m，层位：龙潭组。7 月28 日钻至井深 3711.0m二开中完，

下入Φ244.5mm技术套管至井深 3708.15m，固井水钻井液返至地面。

（2）油气显示

焦页 87-3HF 井（导眼井）段龙马溪组-五峰组 3576.0-3651.0m 井段见含气显示， 地质录井共解释页岩含气层、页岩气层 75.0m/2 层。其中，龙马溪组下段-五峰组井段 3610.0-3651.0m（50.0m/1 层）为页岩气层，对应小层为①～⑤小层（主力气层），气测 全烃 1.74↗14.08%，甲烷 1.38↗9.88%。

焦页 87-3HF 井（侧钻井）龙马溪组-五峰组 3721.0-5585.0m 井段见含气显示，地 质录井共解释页岩气层 1749.0m/9 层。气测全烃 1.30 ↗24.95%，甲烷 0.37↗18 .61%。

表 1-3 地质设计分层岩性简述表

系 三叠系 统 下统 上统 二叠系 下统 石炭系 中统 地层层序 组 嘉陵江组 飞仙关组 长兴组 龙潭组 茅口组 栖霞组 梁山组 黄龙组 韩家店组 小河坝组 下统 龙马溪组 备注：具体分层数据见附表1 段 龙三 龙二 龙一 代号 T1j T1f P2ch P2l P1m P1q P1l C2h S2h S1x S1l3 S1l2 S1l1 岩性描述 灰色灰岩，与下伏飞仙关组顶部紫红色泥岩岩性区分明显，整合接触。 上部紫红色泥岩、云质灰岩与鲕粒灰岩，中部灰色灰岩，下部生屑灰岩。 上部灰色生屑灰岩，中部及下部为灰色灰岩与泥质灰岩互层。 顶部为灰黑色泥岩，中部灰色灰岩，下部为灰黑色碳质泥岩。 灰色灰岩与灰色含泥灰岩不等厚互层。 灰色灰岩。 浅灰色泥岩。 灰色灰岩。 上部绿灰色泥 岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩互层，下 部为灰色粉砂质泥岩和泥岩互层。 上部灰色泥岩 为主，夹灰色粉砂质泥岩薄层；下 部深灰色泥岩为主，夹深灰色粉砂质泥岩薄层及灰色粉砂质泥岩薄层。 深灰色泥岩、碳质泥岩为主夹灰色粉砂质泥岩、泥质粉砂岩薄层。 深灰色泥岩、碳质泥岩。 灰黑色碳质泥岩及碳质页岩。 志留系 （3）溢流、井漏情况

焦页 87-3HF 井（导眼井）共有井漏 11 次，其中雷口坡组和小河坝组各 1 次，嘉陵江组 9 次，共漏失钻井液 18086.0m3 ，为裂缝性漏失。焦页 87-3HF 井（侧钻井）钻进过程中未发生井漏。本井全井段钻探过程中无溢流发生。

（4）硫化氢显示

焦页 87-3HF 井页岩气层段试气不含硫化氢。焦页 1 井钻井过程中共检测到硫化 氢显示 4 次，发生在长兴组。硫化氢显示的层段主要在二叠系，区块的局部位置在长兴组、龙潭组和栖霞组气测检测到有硫化氢显示（见表 1- 4）。

表 1-4 焦石坝已钻井硫化氢显示统计表

井号 层位 长兴组 长兴组 栖霞组 井深(m) 720.54-743.97 753.59-755.0 760.0-761.30 764.89-772.78 738.38-1041.53 1489.42 硫化氢浓度(ppm) 5.0-10.0 6.0 19.0 2.0-52.0 2.0-100 5.0-100 备注 室内传感器 室内传感器 室内传感器 室内传感器 室内传感器 室内传感器 焦页1 焦页1-3HF 焦页6-2HF 1.5 地层孔隙压力预测与钻井 液性能要求 1.5.1 邻井试气测试情况（见表 1-5）

表 1- 5 焦页 69-2HF 井试气测试数据表

1.5.2 邻井钻井液使用情况（见表 1-6）

井段（m） 0-2010.0 2010.0-3683.0 2074.0-3711.0 3711.0-5585.0 表 1-6 焦页 87-3HF 井钻井液性能情况表

钻井液类型 清水钻井液 氯化钾聚合物 氯化钾聚合物 油基钻井液 相对密度 （g/cm3） 1.01-1.05 1.12-1.37 1.29-1.31 1.36-1.49 粘度 （s） 31-38 35-51 40-62 65-82 失水 （ml） 9-10 2.8-4 2.8-4.6 2-2.4 泥饼 （mm） 0.2-0.4 0.2-0.5 0.4 0.4 碱度 pH 8-8 7-9 9-10 2.5 备注 导眼井 导眼井 侧钻井 侧钻井

1.5.3 地层压力预测（见表 1-7）

压力预测主要依据地震资料和邻井实钻中的钻井液密度资料及焦页 1HF井、焦页

1-3HF、焦页 5HF井、焦页 8HF井大型压裂后实测井底压力进行综合预测。由于受到地震

预测精度的限制及泥页岩经大型压裂改造后测得的压力与未改造的泥页岩压力存在一

定的差异，本井压力综合预测结果可能存在一定误差，要求本井钻井过程中要加强随钻压 力监测工作，根据实钻情况及时调整钻井液性能，并做好井控工作。

表 1-7 地层压力预测表

地 层 系 三叠系 二叠系 石炭系 志留系 统 下统 上统 下统 中统 中统 下统 组代号 T1j-T1f P2ch-P2l P1m P1q-P1l C2h S2h S1x S1l 预测压力系数（压裂前） 综合预测 0.85-0.95 1.10～1.20 1.10～1.25 1.10～1.30 1.25～1.35 嘉陵江组 飞仙关组 长兴组 龙潭组 茅口组 栖霞组 梁山组黄龙组 韩家店组 小河坝组 龙马溪组 1.5.4 钻井液类型、性能及使用原则要求

（1）使用的钻井液应保证地质录井、测井顺利进行，保证取全取准地质、工程 等各项资料，最终选用钻井液体系以钻井工程设计为准。

（2）应选用低摩阻、携砂能力强、抗泥页岩膨胀、热稳定性与脱气性能好的钻 井液体系。

①根据预测压力系数，可适当考虑钻井液密度附加值为 0.07～0.15g/cm3 ，尽可能 实现近平衡压力钻进，减轻对气层的伤害。

② 应注意防止目的层段泥页岩遇水膨胀、垮塌。

③ 现场应储备高于钻进时最高密度 0.2g/cm3 以上的高密度钻井液和加重材料。

④ 鉴于邻区邻井实钻曾发生多次漏失，本井在可能漏失段应储备同性能的钻井 液及堵漏材料，钻井液储备量应是井筒容积的 1 倍，堵漏材料应储备一次用量以上。

储备钻井液应按规定循环、维护。

1.6 技术说明及故障提示

（1）钻井过程中应注意防垮塌、防卡、防漏、防溢流、防喷，韩家店以上地层 防 H2S。根据焦页 69-2HF 井、焦页 81-2HF 井等导眼及水平井钻探情况，由于裂缝等 原因，地层存在漏失情况。钻探过程中应特别注意。

（2）加强应急管理，做好应急预案

本井 5km范围内人口较多，要切实做好居民、学校的安全宣传、教育工作，加强

应急管理，施工方列出危险源清单，并制定相应的控制措施；井队应制定井喷失控后 的应急预案，并与当地居民进行疏散演练。本井所在区域的已钻邻井资料显示，该区 域在长兴组、飞仙关组存在一定浓度的硫化氢，长兴组可能存在浅层流体，长兴组、 飞仙关组、韩家店组、小河坝组、龙马溪组可能存在易漏地层，因此在钻井施工过程 中应做好飞仙关组、长兴组浅层流体及硫化氢有毒气体及井漏等相应的应急预案。

（3）实钻表明，江东区块处于斜坡带速度横向变化较大，局部存在井震矛盾，

地层设计与实钻可能存在差异。本井浊积砂地震反射特征较明显，但存在变薄趋势，

钻井跟踪过程中中应特别注意，钻探中应特别注意。水平井施工进入小河坝组中下部 采用LWD跟踪井眼轨迹，现场应结合随钻资料做好地层对比分析，卡准中完井深， 预测A靶点井深，确保着陆成功。

（4）邻井焦页87-3HF井钻探中在雷口坡组、小河坝组发生井漏，为地层裂缝性 漏失，本井钻探过程中应予注意。

2、钻井工程设计依据

?《涪陵页岩气田江东区块 85 号平台井位报告书》、《中国石化涪陵页岩气田四

化建设标准化设计方案》。

?《中华人民共和国安全生产法》、《中华人民共和国消防法》、《特种设备安 全监察条例》、《建设工程安全生产管理条例》、《非煤矿矿山建设项目安全设施设 计审查与竣工验收办法》、《石油天然气安全规程》(AQ2012)。

?《钻井井控技术规程》（SY/T6426）、《石油天然气工业健康、安全与环境 管理体系》(SY/T6276)、《钻井井控装置组合、配套、安装、调试与维护》(SY/T5964)、 《丛式井平台布置及井眼防碰技术要求》（SY/T 6396-2014）、《涪陵页岩气田钻井

井控安全技术要求》（Q/SH1035 1043-2014）、《涪陵页岩气田浅层气钻井安全推荐 做法》（Q/SH1035 1044-2014）。

?《非常规油气井钻前工程技术要求》（Q/SH 0437-2011）、《非常规油气井钻 机选型与配套》（Q/SH 0438-2011）、《非常规油气井钻井井身质量要求》（Q/SH

0439-2011）、《非常规油气水平井固井技术要求》（Q/SH 0440-2011）、《中国石化 井控管理规定》（中国石化油〔2015〕374 号）。

?其它石油行业有关标准。 ?本构造及相邻构造钻井资料。

3、井身结构设计

根据涪陵地区龙马溪组页岩气地层特点、压力预测及目前钻井工艺技术现状，参 考相邻构造已钻井实钻井身结构，依据有利于安全、优质、高效钻井和油气层保护的 原则进行设计。 3.1 井身结构确定方法

?涪陵页岩气田江东区块焦页 85 号平台采用丛式井组水平井开发，因此，井身 结构的设计应充分考虑到地层和长水平段生产工艺的要求，各套管程序的选择为各开 次钻进安全相对留有余地，以保证完成钻探目的。

?上部地层可能存在含有浅层气和含 H2S气层，表层套管应封隔上部水层，建立

井口，安装防喷器，为浅层气和含 H2S气层的钻探提供安全条件。

?韩家店组地层存在多套漏层，龙马溪组上部存在大套泥岩地层，在揭开龙马溪 组页岩层之前，应下入技术套管，封隔上部易漏、易垮塌地层。

?产层为页岩气层，完井方式采用套管射孔（分段压裂）完井。

3.2 井身结构设计

开次 导管 一开 二开 三开

钻头尺寸(mm) 609.6 406.4 311.2 215.9 表 3-1 XX 井井身结构设计数据

井段 (m) ～60 ～602 ～2752 ～5160 套管外径套管下深(mm) (m) 473.1 339.7 244.5 139.7 60 600 封嘉陵江组地层 封龙马溪组页岩气层之上的易漏、易垮塌地 2750 层 5150 备注

表3-2 XX井地层与井身结构设计综合表

XX 井身结构设计示意图

导管

直径:24″(609.6mm) 所钻深度:60m

套管外径: 18 5/8″(473.1mm) 套管下深:60m 水泥返高:地面 一开：

钻头直径:16″(406.4mm) 所钻深度:602m

套管外径:13-3/8″(339.7mm) 套管下深:600m 水泥返高:地面

二开：

钻头直径:12-1/4″(311.2mm) 所钻深度:2752m

套管外径: 9-5/8″(244.5mm) 套管下深:2750m 水泥返高:地面

三开：

钻头直径:8-1/2″(215.9mm) 所钻深度:5160m

套管外径:5-1/2″(139.7mm) 套管下深:5150m 水泥返高:地面

图3-1 XX井身结构示意图

4、钻井方式

导管、一开、二开至茅口组底采用清水钻井，之后转换为水基钻井液钻井；三开 采用油基钻井液钻井。

5、工程质量指标

5.1 井身质量 5.1.1 直井段

对应井段的水平位移和连续三个测点的全角变化率不大于表 5-1 的规定值。

井深（m） ≤1000 1000～造斜点（水平井） 表5-1 直井段井身质量控制指标

水平位移（m） ≤20 ≤30 全角变化率（°/30m） 1.00 1.25 5.1.2 造斜和扭方位井段

（1）φ311.2mm井段，连续三个测点的全角变化率不大于 6.6°/30m.。

（2）φ215.9mm 井段，连续三个测点的全角变化率不大于 7.5°/30m.。 5.1.3 水平段

（1）轨迹控制在设计靶区内，连续三个测点的全角变化率不大于 3°/30m.。 （2）平均井径扩大率不大于 15%。

8、剖面设计

（1） 基本数据（深度是以转盘面按补心海拔高 601m为基准计算的）：

设计坐标 井口 A靶点 纵坐标（X） （米） 3292380.0 3292794 3293320 3294470 横坐标（Y） （米） 18741661.1 18741920 18742303 18743140 设计垂深 （米） 2799 2777 2821 设计位移 （米） 488.29 1138.26 2560.32 设计方位 （度） 32.02 34.33 35.28 C靶点 B靶点 方位修正角： -3.87° 磁倾角：46.26° 磁场强度：49940nT （2）设计剖面类型：直井段—造斜段—稳斜段—造斜段—水平段。 （3）设计参数： 设计垂深 （m） A点 2799 2777 2821 32.02 34.33 水平段 AC 造斜点深度(m) 造斜率(°／100m) 靶前位移（m） 方位(°) 36.06 2300.00 15.00 488.29 段长(m) 651.08 C点 B点 设计方位 （°） A点 C点 设计靶区 B点 35.28 CB 36.05 1423.03 水平方向中靶半径控制在10m以内，垂直方向中靶半径控制在5m以内， 井眼轨道在AC段为20m×10m×651.08m、CB段为20m×10m×1423.03m的 矩形空间中穿行。 （ 4） 井身剖面分段参数

井深 m 井斜 方位 闭合方位 垂深 ° ° ° m 闭合位移 南北坐标 东西坐标 造斜率 m m(N+/S-) m(E+/W-) °/100m 备注 造斜点 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 24.85 27.76 32.02 32.04 34.25 34.33 35.28 35.29 0.00 1000.00 1499.99 2299.92 2507.03 2629.45 2799.00 2798.94 0.00 0.00 2.18 12.65 76.02 157.99 488.29 490.07 0.00 0.00 2.18 12.65 68.98 139.80 414.00 415.44 901.09 940.00 2090.00 2114.31 0.00 0.00 0.00 0.00 31.95 73.59 258.90 259.95 613.57 641.90 1478.90 1496.59 0.00 0.00 0.10 0.06 1000.00 0.00 0.00 1500.00 0.50 0.00 2300.00 1.00 0.00 2520.02 33.86 30.45 2667.46 33.86 30.45 3055.82 91.94 36.06 3057.60 92.08 36.06 3658.75 92.08 36.06 3706.89 88.23 36.05 5129.92 88.23 36.05 5160.00 88.23 36.05 15.00 0.00 15.00 8.00 0.00 8.00 0.00 0.00 C靶 A靶 2777.13 1090.15 2777.00 1138.26 2821.00 2560.32 2821.93 2590.38 B靶 口袋 （5）井眼轨道设计分段数据表 井深 井斜 方位 闭合方位 序号 米 度 度 度 垂深 米 位移 米 南北坐标 米(N+/S-) 东西坐标 米(E+/W-) 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 A 18 19 20 21 22 23 C 25 26 27 0.00 1000.00 1500.00 2300.00 2340.00 2400.00 2460.00 2520.02 2550.00 2610.00 2667.46 2700.00 2760.00 2820.00 2880.00 2940.00 3000.00 3055.82 3057.60 3150.00 3300.00 3450.00 3600.00 3658.75 3706.89 3750.00 3900.00 4050.00 0.00 0.00 0.50 1.00 6.87 15.86 24.86 33.86 33.86 33.86 33.86 38.71 47.67 56.65 65.62 74.60 83.58 91.94 92.08 92.08 92.08 92.08 92.08 92.08 88.23 88.23 88.23 88.23 0.00 0.00 0.00 0.00 26.92 29.40 30.10 30.45 30.45 30.45 30.45 31.35 32.59 33.52 34.27 34.92 35.52 36.06 36.06 36.06 36.06 36.06 36.06 36.06 36.05 36.05 36.05 36.05 0.00 0.00 0.00 0.00 4.08 14.82 21.44 24.85 25.86 27.08 27.76 28.10 28.84 29.60 30.31 30.95 31.53 32.02 32.04 32.67 33.37 33.82 34.15 34.25 34.33 34.39 34.58 34.73 0.00 1000.00 1499.99 2299.92 2339.81 2398.57 2454.77 2507.03 2531.92 2581.74 2629.45 2655.68 2699.38 2736.15 2765.08 2785.47 2796.82 2799.00 2798.94 2795.59 2790.14 0.00 0.00 2.18 12.65 15.18 26.39 46.84 76.02 92.66 126.01 157.99 177.21 218.16 265.39 317.76 373.98 432.70 488.29 490.07 582.21 731.91 0.00 0.00 2.18 12.65 15.14 25.51 43.60 68.98 83.38 112.20 139.80 156.32 191.10 230.77 274.33 320.72 368.80 414.00 415.44 490.09 611.27 732.45 853.63 901.09 940.00 974.84 1096.06 1217.28 0.00 0.00 0.00 0.00 1.08 6.75 17.12 31.95 40.42 57.36 73.59 83.48 105.23 131.07 160.35 192.36 226.31 258.90 259.95 314.30 402.54 490.78 579.01 613.57 641.90 667.26 755.48 843.71 2784.70 881.67 2779.26 1031.47 2777.13 1090.15 2777.00 1138.26 2778.33 1181.33 2782.97 1331.20 2787.61 1481.09 28 29 30 31 32 33 34 B 36 4200.00 4350.00 4500.00 4650.00 4800.00 4950.00 5100.00 5129.92 5160.00 88.23 88.23 88.23 88.23 88.23 88.23 88.23 88.23 88.23 36.05 36.05 36.05 36.05 36.05 36.05 36.05 36.05 36.05 34.85 34.95 35.03 35.11 35.17 35.23 35.27 35.28 35.29 2792.25 1630.98 2796.88 1780.88 2801.52 1930.78 2806.16 2080.68 2810.80 2230.60 2815.44 2380.51 2820.07 2530.42 2821.00 2560.32 2821.93 2590.38 1338.50 1459.72 1580.94 1702.16 1823.38 1944.60 2065.82 2090.00 2114.31 931.94 1020.17 1108.39 1196.62 1284.85 1373.08 1461.30 1478.90 1496.59

9、钻井液设计

9.1 钻井液设计依据

(1)有关石油钻井行业、企业标准及规范。

(2)《涪陵页岩气田江东区块 85 平台钻井地质设计》所提供的地层层序、岩性剖 面、地层压力预测、对钻井液的要求等资料。

(3)《涪陵页岩气田江东区块 85 平台钻井工程设计》的井身结构、钻井方式等数 据。

(4)邻井地质、钻井技术资料。 9.2 钻井液设计原则

(1)钻井液的选择有利于快速钻进和安全钻井；有利于环境保护；有利于发现和保 护气层；有利于地质资料录取；有利于复杂情况的预防和处理。

(2)钻井液体系要具有良好的防塌、防漏、防硫、保护气层等能力。 9.3 钻井液设计重点提示

(1) 根据地质预告，长兴组地层可能含有硫化氢，注意预防。浅层易漏，转换钻井 液时应提前添加防漏材料，减少钻井液漏失。

(2) 该井龙马溪组页岩易垮塌，水平井井底水平位移大，选用油基钻井液加强水平 井段防塌、润滑防卡及保护气层能力，做好设备、人员防护、环境保护工作。

(3) 油基钻井液破乳电压≥400V，以确保钻井液性能稳定。

(4) 所有橡胶件必须耐油和耐腐蚀；振动筛上冲岩屑必须用柴油；循环罐上搭防雨棚；严禁雨水或污水进入油基钻井液。 9.4 钻井液体系选择和密度设计 9.4.1 钻井液体系选择(见表 9-1)

本井组导管、一开、二开茅口组地层用清水钻进，以下地层采用水基钻井液钻进； 三开采用油基钻井液钻进。

表 9-1 XX井分段钻井液体系设计 次 导管 一开 二开 三开

井段（m） 0-60 60-602 602-2752 2792-5160 推荐钻井液体系 清水 清水 KCl聚合物润滑钻井液 油基钻井液 钻井液密度按照《涪陵焦页岩气田江东区块X 号台井组钻井地质设计》提供的 预测压力，参照邻井实钻密度，考虑到水平井井控风险增大因素，结合井口控制能力 进行设计。重在发现、保护气层，做到近平衡钻井，同时钻井中切实注意防喷工作， 加强钻井液储备，做好浅层气及高压气藏的防范

表 9-2 XX井分段钻井液密度设计

预测地层压力系数 邻井密度（g/cm3） 1.05-1.15 0.85-1.0 空气/泡沫 1.10-1.29 1.40-1.48 设计密度 （g/cm3） 1.05-1.15 清水 1.0-1.05 1.17-1.32 1.35-1.45 开次 导管 一开 二开 三开

井段（m） 0-60 60-602 602-1500 1500-2752 2752-5160 层位 嘉陵江组 嘉陵江-茅口组 茅口-龙马溪组 龙马溪组 1.10-1.25 1.25-1.30 9.5 85 号台井组分段钻井液性能参数设计(见表 9-3)

表 9-3 XX井分段钻井液性能参数设计 钻头尺寸（mm） 井段（m） 钻井液类型 密度（g/cm3） 漏斗粘度（s） API失水（ml） pH 碱度（Pom）（ml） Φ6 Φ3 静切力（Pa） 含砂量（%） 塑性粘度（mPa·s） 动切力（Pa） 固相含量（%） HTHP失水（ml） Φ609.6 0-60 清水 Φ406.4/Φ311.2 60-1500 清水 Φ311.2 1500-2752 KCl聚合物润滑钻井液 1.17-1.32 35-60 ≤8 8-10 1-3/3-6 ≤0.5 12-25 5-10 6-10 Φ215.9 2752-5160 油基钻井液 1.35-1.45 50-90 ≤2 1-2.5 9-20 7-15 4-6/10-12 ≤0.5 20-35 10-25 12-18 ≤3

MBT（g/l） Kf 破乳点压（V） 未溶石灰（kg/m3） CaCl2 水相中的质量百分数(万ppm) 30-40 ＜0.2 10-20 ＜0.1 ＞400 8-17 20-30 70-80/30-20 O/W 9.6 分段钻井液配制、维护及处理程序 9.6.1 2752～5160m井段

9.6.1.1 钻井液体系：油基钻井液 9.6.1.2 基本数据(见表 9-4)

表9-4 XX 井基本数据

井段（m） 钻遇地层 钻头尺寸（mm） 地面循环量（m3） 2752-5160 龙马溪组 215.9 120 地层岩性 上层套管容积（m3） 钻井液补充量（m3） 钻井液体系 灰岩、泥岩、页岩 110 60 油基钻井液 故障提示 裸眼容积+8%井眼扩大率（m3） 钻井液总处理量（m3） 防喷、防塌 100 400 9.6.1.3 钻井液配方设计(见表 9-5)

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 柴油 HIEMUL HICOAT HIFLO HIWET MOGEL 石灰 HISEAL CaCl2盐水 表 9-5 油基钻井液推荐配方设计

钻井液处理剂名称 功能 基油 主乳化剂 辅助乳化剂 降滤失剂 润湿剂 增粘剂 调节碱度 封堵剂 调节水相的活度 加重剂 25~30 15~20 25~30 10~15 15~20 25~30 15~20 26%水溶液 根据需要 配方(kg/m3) 重晶石粉

9.6.1.4 钻井液配制和维护处理措施 9.6.1.4.1 油基钻井液配制步骤

(1)盐水配制：按以下步骤在 1# 钻井液罐中配制 CaCl2； ①加入一定量钻井用水；

②加入所需 CaCl2 (26%-重量体积比)。 (2)油基钻井液基浆配制

按以下步骤在2 #钻井液罐中配制油基钻井液基浆

①在罐中注中所需用量的柴油； 盐水：

②加入主(HIEMUL)、辅乳化剂(HICOAT)，充分搅拌 40-60 分钟；

③加入润湿剂(HIWET)，充分搅拌 15-30 分钟； ④加入石灰(CaO)，充分搅拌 15-20 分钟； ⑤加入有机土(MOGEL)，充分搅拌 15-20 分钟； ⑥加入降滤失剂(HIFLO)，充分搅拌 15-20 分钟；

⑦按油水比 80:20 的比例缓慢将 1# 盐水罐中的盐水转移至 2# 钻井液罐油基钻井 液基液中(20-30 分钟)，并持续搅拌，搅拌时间尽可能长，使用剪切泵高速剪切； ⑧停止剪切，然后用配料漏斗循环；

⑨根据需要加入封堵剂(HISEAL)用以加强封堵，剪切 15-20 分钟；

⑩根据试承压情况，如无异常加入重晶石，将钻井液密度提高到至所需密度。 ?按规定测定其流变参数、滤失量、油水体积比、抗温稳定性和水相化学活度

等性能。根据测出的性能和设计值之间的偏差，进行室内试验，确定调整处理方案。 保证配制的油基钻井液性能指标是否达到设计的需求。

?按照上述步骤配制好一罐油基钻井液后，转移至储备罐中，搅拌维持其性能稳

定；再在 1# 和 2# 罐中再次配制，直至配好设计量的油基钻井液。

?将全部配制好的油基钻井液混合均匀，再次检测其各项性能，确保其达到要求。 9.6.1.4.2 油基钻井液维护处理措施

(1)按规定测定其流变参数、滤失量、油水体积比、抗温稳定性和水相化学活度等 性能。根据测出的性能和设计值之间的偏差，进行室内试验确定处理方案。

(2)通过加入经乳化剂和其他处理剂处理的 MOGEL 在油中的溶液或 CaCl2盐水，

调节油基钻井液的油水比。

(3)通过调节水相中的 CaCl2浓度，调节油基钻井液的活度。

(4)钻进中如果发现钻井液滤失量大幅增大，及时补充降滤失剂、MOGEL 含量。 (5)钻进中如果出现携带岩屑困难的现象，适当补充乳化剂、润湿剂和 MOGEL， 提高钻井液的乳化稳定性和携岩能力。

(6) 钻进中如果发现钻井液破乳电压指标呈现下降趋势或滤液中含有水相，需及时 补充乳化剂的加量。

(7)加强坐岗观察，提高全员井控意识，按照井控管理规定搞好井控工作。 (8)工程要保证足够的排量，并采取中途短起下等措施，满足井下需要。 (9)井场按设计要求储备除硫剂、堵漏材料和加重材料 (参见 12.13.1 井场储备钻

井液和储备料要求)。

(10) 邻井龙马溪组地层钻进时，发生严重井漏，因此本井段钻进时要在钻井液中 按设计要求加入酸溶性暂堵剂、刚性堵漏剂、油基成膜剂，提高钻井液的封堵能力，严 格执行防漏堵漏措施。

(11)钻井过程中，严密观察循环罐液面，定时测量钻井液性能，注意钻井液性能

变化，根据实际及时进行调整，确保安全钻进。如果发生油气侵和井漏等现象，要立 即采取措施。若钻井液密度不能平衡坍塌压力，可适当调高钻井液密度，保持井眼稳 定。钻井液的密度，不仅要平衡地层压力，还要平衡地层坍塌应力。

(12)在开泵和起下钻中，要平稳操作，以防止引起井漏、井壁坍塌、卡钻等井下

复杂情况。

(13)充分利用固控设备，清除钻井液中的有害固相，维持钻井液的低密度和低固

相，确保有效和快速钻进。

(14)钻到本井段设计井深，起钻前充分循环泥浆并使钻井液维持较高粘度，确保

井眼清洁和测井下套管顺利。

9.6.1.4.3 三开前水基钻井液替换为油基钻井液步骤

(1)准备 10 m3 高粘度(漏斗粘度＞80s)顶替隔离液，与入井的油基钻井液相同，其配 方如下：油基钻井液基浆+3%MOGEL + 2.5%主乳化剂(HIEMUL)+ 1.5%降滤失剂

(HIFLO)。

(2)先泵入10 m3 高粘度顶替隔离液，然后再泵入油基钻井液。顶替时，排量尽可能 开大些，顶替过程中不要停泵，确保顶替效率。

(3)注意观察返浆，隔离液返回到分离池，直至未受污染的油基钻井液返出，才使油 基钻井液返回到循环罐，顶替作业结束。

(4)转换过程中需注意两个问题：

①顶替过程中，钻井液从振动筛的旁通阀通过(不过筛)，不进沉沙池，以尽量减少

水污染的影响。

②用于顶替的第一池油基钻井液多加10kg/m3 的乳化剂预处理，减少水污染影响。

3 (5)油基钻井液转换完后，开泵循环，大排量充分循环 2～3 个循环周至油基钻井液

性能稳定。

(6)油基钻井液循环均匀后，测定全套性能，符合设计要求后开始定向施工作业。

9.6.1.4.4 水平井段钻进的井眼净化措施

(1)合理的环空返速是净化井眼的关键，推荐水平井段环空返速 0.8～1.10m/s。 (2)选用合理流型与钻井液流变参数。尽可能提高钻井液的动切比，钻进一段距离 后需大排量循环并不停地转动钻具协助清砂，以防止环空岩屑浓度过高和岩屑床的形 成，必要时利用稠塞悬浮和清除岩屑。

(3)注意测定钻井液旋转粘度计的 6 转和 3 转的读数，保持一定低剪切速率下钻井

液的粘度，以提高岩屑携带和悬浮能力，防止停泵时形成岩屑床。

(4)严格控制钻井液的初、终切差值，尽量避免钻井液触变性过大而带来的各种不 利影响，避免起下钻过程中产生过高的抽吸和激动压力。

(5)每钻进一个立柱需上下活动和转动钻具协助清砂，以防止环空岩屑浓度过高和 岩屑床的形成。除滑动钻进和接立柱外，不允许钻具在井内静止。

(6)起钻前大排量充分循环，至少要循环井内 2 个循环周，确保岩屑被携带出来。

9.7防漏、堵漏措施

(1)井场储备水化好的般土浆和桥塞堵漏材料。有油气显示时，进行漏失封堵之前 必须征得甲方的同意。

(2)根据地质预报或邻井资料，在钻遇漏层位前，加入堵漏材料单封 1～2%、QS-2 2%，调整钻井液性能，提高其携带性能，使其具有良好的流动性。起下钻、开泵等 工程操作，要认真执行操作规程，减少压力激动，防止蹩漏地层。

(3)钻至漏层时，采用小排量、低泵压、低返速钻井，并适当提高钻井液粘度，降 低钻井液结构，在钻井液中加入单封 1～2%、QS-2 2%，快速钻过漏层(排量返速调整 至岩屑能返出的最低环空返速)。

(4)发生漏失，根据漏失性质采取以下堵漏措施：

①漏速小于5m3/h 时，用 QS-2、般土等配稠浆，打入井内静止堵漏，静止时间

18-24h。

②漏速 5～10m3 /h，合理选择桥塞堵漏剂(加量 10~20%)，泵入井内静止堵漏，静 止时间 20～24 h。

3

③漏速大于10 m3/h 时或只进不出，基浆加入 2%的单封，2～3%狄塞尔、2～3%

云母片、2～3%蛭石粉、2～3%核桃壳及适量的棉壳粉堵漏或用水泥封堵(甲方现场监 督同意后)。

(5)在整个钻井过程中，坚持“预防为主，防堵结合”的原则。

(6)严格工程操作，下钻、划眼的速度控制、中途和井底开泵以及加重速度(每循 环周密度上升 0.03～0.05g/cm3)都要执行安全技术措施，严格将密度控制在设计范围

内，防止人为造成井漏。

(7)因地层裂缝引起的突发性漏失，应小排量尽可能抢钻，使漏层尽可能暴露，若 钻头水眼小，不能使用桥塞堵漏剂，可先配制 20 m3 稠浆注入漏层，起钻后下光钻杆 进行堵漏作业。

(8)堵漏材料的选用及加量应根据漏失性质和漏速大小而定。漏速小于 10m3 /h 加 量 10～12%，漏速 10～30m3 /h 加量 10～15%，漏速大于 30m 3/h 加量 15～20%。 (9)堵漏浆的量以漏速为依据，漏速大或不返钻井液，配堵漏浆 40 m3 一次性打入

井内，漏速在 20 m3 /h 以内可配 20 m3 。

(10)全井严格执行坐岗观察制度，发现漏失及时处理。 9.8 井涌、井喷的预防处理

(1)全井坐岗观察循环罐液面，及时发现井涌、井喷并汇报。

(2)根据地质预报或邻井资料，在进入预计高压油气层前，应对地面设备、循环系 统、钻井液枪、混合漏斗、搅拌器等进行全面检查，保证运转正常。

(3)二开至完井施工期间，井场常备加重材料，数量见应急钻井液、处理剂储备。

(4)确定压井时，根据关井压力确定压井液密度，用石灰石粉、重晶石粉压井，要 防止压漏。开启除气器、搅拌器、钻井液枪排气。同时调整处理钻井液，使性能达到设 计要求。达到停泵后井口不外溢，起钻灌好钻井液，下钻进行分段循环，观察油气上 窜速度。 9.9 防塌措施

(1)二开钻井液中加入足够的钾基聚合物和不同类型的填充暂堵剂，保持钻井液

的 K+ 含量，强化滤饼的致密性，抑制泥、页岩的水化。

(2)严格按照设计要求控制 API 滤失量,并提高钻井液的携砂能力。

(3)钻井液处理以补充维护为主，避免大幅度处理，保持性能均匀、稳定、优质。

(4)开泵、起下钻不能过猛，减少压力激动和钻头、钻具对井壁的激烈撞击，起钻 时灌好钻井液。 9.10 储层保护

(1)选择与储层相配伍的钻井液体系，它不仅要与储层岩石相配伍，而且还要与储 层流体相配伍。

(2)进入目的层前，改造钻井液为完井液，调整好钻井液性能，HTHP 滤液≤3ml。 (3)依据地层压力系数和实钻情况，及时调整钻井液密度，实行近平衡钻井。 (4) 开泵和起下钻过程中，要平稳操作，以免引起压力激动，防止井漏、井塌、

井喷、卡钻等井下事故对储层的损害。

(5)储层钻进过程中，加强净化设备使用，钻井液以维护为主，严禁大处理造成性 能大幅度波动，保证井眼畅通、安全、快速钻完储层，减少储层浸泡时间。

9.11 井队钻井液测试仪器配套要求

按科学打井规定，现场应配备发表 12-10 为基础的测试设备，以利于及时检测钻 井液性能和现场维护处理试验的开展。测试仪器要经常校准，以保证所测数据准确性。

名称 钻井液密度计(0.8~2.0) 马氏漏斗粘度计 六速旋转粘度计 API中压失水仪 表9-6 钻井液测试仪器最低配套

数量 2 2 1 1 1 2 1 1 2 名称 MBT测量仪装置 秒表 闹钟 电动搅拌机 电炉 定时钟 1000ml浆杯 数量 1 2 1 2 2 1 2 1 1 固相含量测定仪 pH计(或纸) 高温高压失水仪 泥饼摩阻仪 含砂量测定仪 滚子加热炉 电稳定性测定仪

9.12 设备要求

(1)对于钻井液储备系统，应该包括储备 80 方钻井液量并带有搅拌器的储备罐和 带有大功率的配制泵(必须配备电动加重泵)、混合漏斗的配浆罐，其储备罐管线应该

与钻井液泵上水管线相连，并灵活好用，即储备罐也可随时作为循环罐和配制罐使用。

(2)净化设备必须配备振动筛两套，除砂清洁器一台，离心机(LW355)一台等固控 设备，配套齐全，其中旋流固控设备和离心机的上水泵、上水管线以及各种闸门必须 灵活好用。

(3)钻井液循环罐必须安装充足的搅拌器和保证它们灵活好用，对钻井液槽和各种连 接管线、闸门等要做到灵活好用，做到不跑不漏钻井液。

(4)使用好固控设备，振动筛筛布目数不低于 40，发现筛布破损及时更换，使用

率 100%；除砂器使用率大于 90%；离心机按需要合理使用。 9.13 钻井液处理剂及钻井液储备

9.13.1 井场储备钻井液和储备料要求见表 9-7

表 9-7 储备钻井液和加重材料要求

开钻序号 一开 二开 井筒 (m3 ) 100 240 210 轻泥浆 密度 (g/cm3) 清水 清水 加重材料 堵漏 除硫剂 (吨) 材料 (碱式碳酸锌) 数量 密度 数量 石灰 重晶 数量(t) 数量(t) (m3) (g/cm3) (m3) 石粉 石粉 600 10 压井液 600 1.30 80 60 60 10 10 3 三开

注：(1)根据《涪陵页岩气田钻井井控安全技术要求》，开发井采用集中和现场储

备相结合的方式，具体要求如下：a) 采用清水钻井期间，井场储备不少于 600m3 的

清水，或具备向井场供水流量大于 60m3 /h 的供水能力；b)采用钻井液钻井期间，井场储

备密度 1.30g/cm3 的水基钻井液不少于 80m3，油基钻井液集中储备；c)采用气体钻井期

间，按设计钻井液性能和井筒容积 2 倍数量储备钻井液。井筒容积以设计结束气体钻 井时的井深为计算依据；d)井场常备不少于 60t的加重材料；e)工区储备库(站)集中储

备加重材料不少于 500t，密度 1.50g/cm3 的加重浆不少于 500m3 。

(2)储备浆必须在历次开钻前按量配制，沉降稳定性≤0.03g/cm3 。储备的压井液要定 期搅拌维护，以维持其良好沉降稳定性。储备加重料和储备堵漏材料消耗后及时补充 充足。

(3)油基钻井液价格昂贵，加强对油基钻井液的管理，防止跑、冒、滴、漏现象的发生，

完井时将油基钻井液完全回收。 9.13.2 钻井液材料的使用管理

(1)送井的处理剂必须附有产品质量检验合格证。

(2)常用处理剂根据施工进展情况，井场保持足够的用料库存。

(3)井场所有处理剂须按要求妥善存放、管理，分类摆放，下垫上盖，做好防雨、防 潮、防晒工作，杜绝散失浪费。 9.13.3 钻井液材料用量计划

表 9-8 钻井液材料设计用量计划表 开钻次序 井段（m） 材料名称 膨润土 纯碱 FT-388 K-HPAN LV-CMC PAM HV-CMC NaOH QS-2 K-PAM KCl 聚合醇 多功能固体润滑剂 RH-3 单封 复合堵漏剂 导管 0-60 5 0.5 一开 60-602 5 0.5 二开 602-2752 用量（t） 12 1 9 7 4 2 3 3 10 2 10 10 10 10 15 10 三开 2752-5160 合计 22 2 9 7 4 2 3 3 10 2 10 10 10 10 15 10 石灰石粉 重晶石粉 柴油 HIEMUL HICOAT HIFLO HIWET MOGEL HISEAL 石灰 CaCl2 碱式碳酸锌 合计 5.5 5.5 200 3 321 250 225 10 8 9 8 9 8 12 12 551 200 250 225 10 8 9 8 9 8 12 12 3 883 10、保护油气层要求

?选用油基钻井液。

?钻进油气层井段，在考虑井壁稳定、井漏、井喷等地层因素，保证井下安全的 情况下，钻井液密度尽量靠低限，开展近平衡压力钻井，尽量减少压差对气层的损害。 密度附加值：气层0.07～0.15g/cm3。

?在油气层井段坚持以预防为主，防堵结合的原则，发生井漏应及时处理。 ?钻开目的层后起下钻和开泵操作要平稳，减少压力激动，避免井漏及井喷事故 的发生。

?预测目的层位有可能出现差别，现场技术人员应密切与地质录井配合，根据地 质实际预测提前做好保护油气层工作。

?储集层尽量使用可酸化解堵的防漏、堵漏剂，水平段可选择双膜承压剂。 ?提高目的层的钻井速度等，缩短钻井完井液对气层的浸泡时间，减少钻井完井 液对目的层的污染。

?生产套管固井实施近平衡压力固井技术，控制水钻井液的失水，防止水钻井液漏失或水钻井液失重引起环空窜槽等而损害油气层。

11、固井方案设计

表 11-1 XX井设计套管强度校核数据表

套管井段 程序 m 技术 套管 0-2750 生产 0-2650 套管 2650-5150 尺寸 mm 244.5 扣型 钢级 壁厚 每米重量 抗拉安全抗挤安全抗内压安全系数 mm 系数 系数 kg/m LTC P110 11.05 64.74 3.34 1.24 2.02 139.7 139.7 TP-CQ TP-CQ P110 12.34 38.76 38.76 1.81 3.03 3.00 3.11 1.22 1.16 TP110T 12.34

12、复杂情况的预防措施与应急预案

12.1 浅层气安全钻井要求

?井控装置处于良好的工作状态，钻井作业期间，钻具组合必须接上内防喷工具， 要求在钻头上部接钻具止回阀，方钻杆上、下带旋塞；钻台上备有抢接工具，工具与 钻具止回阀处于抢接状态。

?从一次开钻到完井，要始终坚持有专人进行坐岗观察、记录，发现溢流，立即

3 3 3

按关井程序控制井口，控制井眼溢流量不超过 2m，做到 1m 报警、2m 关井。

?加强钻井液的维护处理，确保其性能满足井下安全施工需要，避免出现钻头泥 包造成拔活塞的现象出现。

?严格控制钻井液密度，其密度附加值以设计的地层压力系数为依据进行附加， 钻探过程中根据井下实钻地层压力情况合理调整。

?起钻前必须进行短起下钻测后效，油气上窜速度应低于 10m／h 才能起钻，否 则要调整钻井液密度。

?起钻过程中要坚持连续灌钻井液，做到每起一个立柱灌满一次钻井液。起钻的灌浆

罐要用专用的小型计量灌浆罐，确保起钻灌钻井液的计量准确。

?起下钻操作要平稳，严格控制起下钻速度，杜绝因抽汲导致溢流井喷。 ?二开必须做地层承压试验，确定井口的最大允许关井套压，发生溢流关井时的 关井套压不能超过井口的最大允许关井套压，否则要按照放压程序进行分流放压。

?施工单位应配备可燃气体、有害气体的监测仪器，制定可燃气体、有害气体的 监测、防护和处置的应急预案。

12.2 故障及复杂情况预防 12.2.1 预防卡钻的技术措施

?加强活动钻具，井内钻具静止不超过 3min。上下活动范围应在两个单根以上。 ?使用强抑制的钻井液体系，并配合使用好润滑剂和降滤失剂，以改善钻井液及 滤饼之润滑性和降低钻井液滤失量，保证形成的滤饼薄而致密。保持良好的钻井液性 能，加强钻井液净化，降低固相含量，做好近平衡地层压力钻井工作，是防止压差卡 钻的根本途径。

?减小钻具与井壁上滤饼的接触面积和尽量缩短钻具在井下静止时间。 ?最大限度地降低钻井液中的无用固相含量，改善钻井液固相颗粒级配。维持 钻井液具有好的流变性，提高井壁的承压能力。

?所有下井钻具必须按规定认真进行检查，不合格的钻具禁止下井使用。 ?选择合理的钻具结构，优选参数钻进，力求打直打快，防止键槽的产生，减少 卡钻的机会。

?起钻前处理好钻井液，大排量循环洗井，循环 2 个循环周以上方可起钻。下钻 不应一次到底，应分段开泵循环正常后再下。

?钻进中发现泵压升高、悬重下降、钻井液返出减少、接单根打倒车等现象，应 停止钻进或接单根，采取就地循环并配合上下活动、旋转钻具的措施，待井况恢复正 常后才继续作业。必要时，可先降低排量循环，然后逐渐提到钻进排量，直至使井眼 恢复正常。

?短起下钻井段应超过所钻井段长度，防缩径卡钻。

?钻进中发现泵压下降，必须停钻找出原因。如果在地面上找不出问题，地层内 流体被压稳的前提下可起钻检查钻具。

⑴钻进中发现钻时变慢、蹩钻，同时泵压升高、上提下放钻具阻卡，应立即停钻， 处理钻井液改善性能。同时，上下长距离活动钻具，并高速旋转甩动，加大循环排量， 以消除钻头或稳定器泥包。

⑵在井口上作业，必须预防工具、螺栓、钳牙等物品落入井内。空井时，应用钻 头盒盖住井口。

⑶防止键槽卡钻的技术措施：

①保持钻杆全部是斜台阶钻杆。

②记录好遇阻，遇卡位置，结合测斜资料判断键槽所在井深，提前破坏处理。 ③必要时在井眼曲率大的井段，定期破坏键槽。

④当可能产生键槽时，钻柱中加入两个震击器，一个校对到较低拉力，放在钻铤 上部，一个校对到标准拉力放在大直径钻铤处。

⑤严格控制起下钻速度，特别是钻具组合刚性变大时更要引起重视，下钻遇阻时 不得硬压硬砸，起钻时钻具变径大的部位通过可能存在键槽井段时，应低速上提，遇 卡时不硬拉硬拔，应开泵循环，进行冲通、倒划；严防钻具被挤入缩径的小井眼井段。

⑷如发生卡钻，首先要大排量循环冲洗，裸眼中有油气层、水层时不能降低钻

井液密度，要尽力活动钻具。测准卡点，先浸泡解卡液，如未见效，则进行爆炸松扣 和套铣。

12.2.2 井塌的预防与处理技术措施

12.2.2.1 井塌预防

主要应从三个方面，物理的、化学的和机械的因素方面进行预防。

?确保在井壁周围形成足够的支持力，这就要求控制一个适当的钻井液密度，以 维持井壁的力学平衡。

?加足防塌抑制剂、封堵类材料，改变钻井液滤液性质，减少钻井液侵入量，满 足对泥岩的有效抑制和封堵。

?尽力缩短流体对易坍塌地层的浸泡时间，进一步改善钻井液的动态滤失性和滤 饼质量，加药均匀，保持钻井液性能稳定，尤其是密度和粘切要相对稳定。

?尽力减轻钻具对井壁的碰撞和减轻压力激动及抽吸。同时，还应尽量减轻流体 对井壁的冲刷。 12.2.2.2 井塌处理

?首先是要控制住井塌，其次将坍塌物从井眼中带出，如采取提高钻井液的携 砂能力，配制足够量的高粘切钻井液作为清扫液进行洗井。

?提高钻井液的防塌能力，提高井壁的稳定性，如降低钻井液 HTHP 失水和改

善滤饼质量，提高钻井液对地层的抑制能力和有效封堵能力，在地质许可条件下，适 当增加钻井液密度，以提高对井壁周围的支持力。 12.2.3 防漏技术措施及应急预案

?根据设计和地层预告，钻遇漏层井段前，做好预防和处理井漏时的思想、组织、

物资准备，备有足够的钻井液（密度与井浆同）、水、堵漏、配浆材料、处理剂，及相 应配、供浆设施，保证防爆、灵活好用、功能齐全、使用可靠（包括灌浆管线，配浆

泵等），供水设施日供水量应不小于 600m 。

?在钻进过程中，调整好钻井液性能，采用近平衡压力钻井技术，以防止或减少 井漏的发生。

?钻遇漏失井段前，要提前准备好堵漏材料，按设计要求处理好钻井液性能，如

有必要可提前加入堵漏材料。

?在能满足井眼净化的前提下，尽可能采用小排量钻进，以降低环空循环压耗， 减少或减轻井漏。目的层段发生井漏必须封堵时，必须征得甲方同意。

?下钻要控制速度，每下一柱不能少于 30s，防止下钻速度快产生激动压力过大 压漏地层。下钻过程中要分段循环钻井液，切不可一次下钻到底再开泵循环。开泵要

缓慢，长时间静止后注意分段循环，在套管鞋以下每下 10 立柱钻具应开泵循环钻井液 10～15min。开泵循环钻井液时，应采用“先转动后开泵”的操作程序，以避免因瞬时激 动压力过大而引起井漏。

?坐岗观察及时发现井漏并能准确提供漏失情况和漏失量大小。

?钻进过程中发生井漏，有条件时可起钻下入光钻杆堵漏；起钻、下钻、注水泥 后皆应反灌钻井液，平衡地层压力，防止井喷。

?在钻井液中提前加入随钻堵漏剂，有利于预防裂缝漏失及保护油气层。 ?井漏的推荐（常规）处理方法参见钻井液设计部分。 ?加强岗位分工，各司其职，协调控制。 ⑴确定明确的井漏报警信号。 12.2.4 井涌、井喷预防措施

?加强地质分析，及时提出可靠的地层预报，打开气层前 100m，做好设备工具、 人员思想、技术安全措施、井口装置、队伍组织和器材设施的配套检查落实。 ?全井坐岗观 察循环罐液面，及时发现溢流并汇报。迅速控制井口，确保在钻井全过程中不发生井喷。

?钻井液密度在地层压力的基础上按标准附加。

?配置、安装、试压、使用、维护、保养好井控装备。根据地质预报或邻井资料，

在进入预计油气层前，对地面设备、循环系统、钻井液枪、混合漏斗、搅拌器等进行 全面检查，保证运转正常。

?落实井队班组井控岗位分工，明确职责。

?井场必须按设计储备重钻井液和加重材料，重浆储备罐上安装搅拌器、钻井液枪， 并挂牌明示重浆数量、性能，定期搅拌，做好性能测定与记录，保证性能稳定。

?根据地层承压能力实验，确定允许最大关井压力及当量钻井液密度。确定压井 时，根据关井压力确定压井钻井液密度，要防止压漏。开启除气器、搅拌机、钻井液 枪排气。达到停泵后井口不外溢，起钻灌好钻井液，下钻进行分段循环，观察油气上 窜速度(油气上窜速度不大于 10m3/h)。

?经钻井施工单位验收合格后报业主验收，接到钻开通知书后方可钻开主要气层。 三开前，必须更换胶心及易老化的密封件，对防喷器试压合格，严格执行油气层“五不

打开”原则（上部地层承压能力不足不能打开，压井液密度与数量、储备加重剂未满足

设计要求不得打开，井口装置不执行设计、试压不合格不得打开，井控制度不落实、 防毒防爆措施不到位不得打开，钻开气层前检查验收未整改合格不得打开）。

?钻开气层期间，坚持 24h 必须有井队干部值班，定岗、定人认真观察钻进、起 下钻和其它作业时的钻井液出口及钻井液池液面的变化情况，取全取准资料，发现异

常情况立即报告司钻和值班干部并立即采取必要的处理措施。

?气层钻井作业中，应采取低速起钻，下钻时下放速度不宜过快，以减少抽吸和 压力激动，每起 1 柱钻杆，必须灌满钻井液一次，钻井液工做好记录，及时校对，保证 灌满井眼，下钻时，应认真记录返出量，发现异常，立即报告司钻和值班干部并采取 正确的处理措施。

⑴如需要检修设备，应将钻具下钻到套管鞋后再进行，并在钻柱下部装钻具回压 阀。

⑵电测前井下情况必须正常、稳定，电测时应准备 1 柱带钻具回压阀的钻杆，以 备井内异常时强行下入控制井口。

⑶在气层中钻进时 ，坚持使用液面报警器，钻井液工、副司钻、场地工三岗联座 观察液面，每 15min 记录钻井液池液面一次，若遇特殊情况应加密到 3～5min 观察一 次出口钻井液池液面变化，对溢流的发现和应急处理做到 1m3 报警、2m3 关井，关井

后观察立管和套管压力，及时报告司钻、值班干部、队长和钻井技术员，采取正确方

法压井，待井内恢复正常后，才可恢复钻进。

⑷钻开气层前，坚持每只钻头、每天做低泵速试验，记录井深、钻井液密度、泵

压、排量。边界条件发生变化后也要做低泵速试验。

⑸钻开产层后每次起钻之前均应短程起下钻，以 10～15 立柱为宜；如气侵严重， 可调整钻井液密度平衡地层压力。

⑹气水层钻进中，应用大水眼钻头并使用旁通阀，不可使用井下动力钻具，以利

于加重钻井液、压井和堵漏等工艺的实施。

⑺任何时候发现溢流应按关井程序控制井口，根据关井压力确定压井液密度，尽 快按压井程序压井。严禁循环观察、钻进观察、静止观察等违章现象发生。

⑻避免长时间关井，在等候加重或在加重过程中，要间断注高密度钻井液，同时，

用节流管汇控制回压，保持井底压力略大于地层压力状态下排放钻井液。若等候时间 长，则应及时实施司钻法第一步，排除污染，防止井口压力过高。井口压力过高时应 特别注意这项工作。

⑼钻井作业中应密切注意 15 种显示。做到及时发现，迅速关井。

⑽控制住井口后，应对井控装置主体及节流压井管汇、远程控制台等部位详细检 查，如井口压力接近或达到井口装置额定工作压力、套管抗内压强度的 80%和薄弱地 层破裂压力，应放喷泄压，同时补充钻井液，任何时候放喷的天然气均须烧掉。

(21)确定明确的井喷报警和紧急疏散信号。

(22)地层未压稳不得继续钻进，加重压井作业不得在钻进过程中实施。 (23)起钻前必须采取措施证实井已压稳、有安全的起下钻时间。

(24)在排气口、放喷口设置自动和手动点火装置，先点火、后放气，在可能放气

期间在排气口应设置长明火；钻开油气层前，应进行点火演练。

(25)除气器排气管线必须接出井场，出口置于安全区域。

(26)施工单位应进行充分的准备，对可能出现超出设计预计之外的异常情况，建

立应付各种复杂情况的应急预案并落实，负责进行控制和处理。

13、钻井工期预算

本文来源：https://www.bwwdw.com/article/mwyp.html