第五届石油工程设计大赛钻井单项组(共99页).doc

精选优质文档-倾情为你奉上团队编号： 中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钻完井工程单项组 完成日期 2015年 4月 13日中国石油工程设计大赛组织委员会制专心-专注-专业作品简介本作品钻完井工程设计以已钻5口井的地质资料为依据，以解决探井所显示的复杂情况为导向，以安全、高效、经济钻进为原则，形成了以直井+水平井为主要开发井型的钻井设计。其中钻进方式按照经济、高效、安全的要求进行设计，选择了“浅层直井段快速钻井技术+二开造斜段泡沫钻井技术+水平段油基钻井液技术”的钻进方式，提高了机械钻速。同时，对钻井液体系进行了优化，选出了具有强抑制性的防塌防漏油基钻井液体系，为安全、优质钻井提供了保障。在固井设计中根据页岩气水平段大型多段压裂对水泥石的要求，采用了适合页岩气水平井固井的ElastiSlurry水泥浆体系。针对水平段使用油基钻井液的特点，优选VersaClean高效冲洗隔离液，可以清洗环空中不同黏度和密度的油基钻井液。目 录第1章 钻完井工程设计概述钻井与完井工程是一个多学科交叉、多工种配合的大系统工程。一个合格的钻完井工程设计必须与设计区块的地质特征、油藏条件及后期采油和地面工程有机结合起来。钻完井工程设计是以现代钻井工艺理论为依据，以石油天然气行业标准规范为准则，结合油气藏实际储层特征，采用现代计算技术与最优化科学理论去规划和设计钻完井工程中的工艺技术及实施措施。钻完井工程设计是完成地质钻探目的、开发油气层，保证钻井与完井工程质量、保护油气资源、保护环境，实现安全、优质、高速和经济钻井的重要程序，是钻井与完井工程现场施工的指南和重要技术依据。1.1 方案设计要点通过对设计区块（I区块）地面条件、气藏特征及工程因素等方面的综合分析与仔细论证，确定了本钻完井方案的设计要点如下：（1）由于页岩气开采的特殊性，本设计井采用水平井方式进行钻采。（2）该区块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（3）由于上部地层存在水层，故在钻遇时要快速钻井，防止地层的塌陷和漏失.（4）在造斜段由于水平井摩阻比较大，钻速较低，选择泡沫钻井可以加快钻速，实现安全钻井。（6）在水平段应当选择合适的油基钻井液（5）重视钻井、固井及完井施工过程中的安全作业，针对各个环节制定健全的应急预案。1.2 方案设计思路本方案拟采用的设计思路如图1.1所示。固井工程设计钻完井工程设计井场规划与轨道模拟钻井设备选择地质数据、油藏设计及工程要求建井周期预测及成本预算钻完井方案总体规划储层保护技术井身结构设计钻井液研究及选择钻完井工程质量要求钻井过程中健康、安全与环保要求完井工程设计回注井设计优快钻井配套技术井壁稳定分析钻头选型井控技术钻具组合及钻井参数图1.1 方案设计拟采用思路1.3 引用标准及规范本钻完井方案设计引用的标准规范如下：1. 钻井井场、设备、作业安全 SY/T 5974-2007；2. 钻井井身质量控制规范 SY/T 5088-2008；3. 定向井轨道设计与轨迹计算 SY/T 5435-2003；4. 定向井轨迹控制技术要求 SY/T 6467-2000；5. 定向井下部钻具组合设计方法 SY/T 5619-2009；6. 水平井钻井工艺及井身质量要求 SY/T 6333-1997；7. 井身结构设计方法 SY/T 5431-2008；8. 石油钻井液固相控制设备规范 SY/T 5612-2007；9. 欠平衡钻井安全技术规程 SY/T 6551-2003；10. 套管柱试压规范 SY/T 5467-2007；11. 固井设计规范 SY/T 5480-2007；12. 套管柱结构与强度设计 SY/T 5724-2008；13. 套管柱井口悬挂载荷计算方法 SY/T 5731-1995；14. 钻井井控装置组合配套、安装调试与维护 SY/T 5964-2003；15. 钻井井控技术规程 SY/T 6426-2005；16. 钻井完井交接验收规则 SY/T 5678-2003；17. 油气储层评价方法 SY/T 6285-2011；18. 石油天然气钻井健康、安全与环境管理体系指南(SY/T6283)19. 石油天然气钻井健康、安全与环境管理体系指南 SY/T 6283-1997。20. 天然气井工程安全技术规范 Q/SHS0003.1；21. 非常规油气井钻前工程技术要求 Q/SH 0437-2011；22. 非常规油气井钻机选型与配套 Q/SH 0438-2011；23. 非常规油气井钻井井身质量要求 Q/SH 0439-2011；24. 非常规油气水平井固井技术要求 Q/SH 0440-2011；25. 中国石化石油与天然气井井控管理规定 中国石化安（2011)907号第2章 地质概况2.1 区块自然地理概况本次设计方案研究目标区块为页岩区块，地形图如图 2.1。该区块总体为我国南方丘陵山地，受到来自北西方向挤压应力作用，以正向构造为主，各背斜带之间以宽缓向斜带为界。海拔最高675m，最低250m，多在400600m之间。目标区块在图中以红色区域标出，其拐点坐标如表2.1。图2.1 区段地形图表2.1 区块拐点坐标拐点横坐标纵坐标12345该地区交通较为便利，区内各场镇间均有公路相通。该地区属亚热带季风性湿润气候，常年平均气温1517。其总的特点是：四季分明，热量充足，降水丰沛，年降水量超过1000mm，水系发育，季风影响突出。四季特点为：春早，常有“倒春寒”和局部的风雹灾害；夏长，炎热，旱涝交错；秋短，凉爽而多绵雨；冬迟，无严寒，雨雪少，常有冬干。在降水多的季节，需预防山洪暴发所引起的泥石流、塌方、滑坡，河道涨水所引发的洪水等自然地质灾害。2.2 区域地质概况2.2.1 区块构造特征该区块位于我国南方丘陵山地，西侧以华蓥山深大断裂为界与川中构造区相接，东侧以齐西深大断裂为界，北侧与秦岭褶皱带相接。从南至北，构造为北东一南西走向，形成最具特征的弧形褶皱带。受到来自北西方向挤压应力作用，以正向构造为主，各背斜带之间以宽缓向斜带为界。地表出露下三叠统嘉陵江组（Tj），地层产状小于10°，构造变形弱，边缘被断层夹持，页岩气保存条件良好。从地形图2.1可以看出，该区块地面形态比较平缓，背斜形态呈现为东宽西窄，南陡北缓的不对称特征。2.2.2 地层特征据页岩I区块钻井揭示，背斜从地表至目的层，地层层序依次为：三叠系嘉陵江组、飞仙关组，二叠系长兴组、龙潭组、茅口组、栖霞组、梁山组，石炭系黄龙组，志留系韩家店组、小河坝组、龙马溪组，奥陶系五峰组。根据目前勘探开发情况，将下志留统龙马溪组下部上奥陶统五峰组约86m层段含气泥页岩段作为本区主要的目的层。三叠系飞仙关组与二叠系长兴组，龙潭组与茅口组，梁山组与石炭系黄龙组，黄龙组与志留系韩家店组均呈不整合接触，表2.2为I区块地层分层数据。表2.2 地质分层与风险情况地层故障提示系统组代号三叠系下统嘉陵江组T1j防漏防塌防H2S飞仙关组T1f二叠系上统长兴组P2ch龙潭组P2l下统茅口组P1m栖霞组P1q梁山组P1l石炭系中统黄龙组C2h志留系中统韩家店组S2h防漏、防塌下统小河坝组S1x龙马溪组S1l防漏、防塌、防喷、防H2S奥陶系上统五峰组O3w2.1.3 岩性特征1）奥陶系（1）上统五峰组本组岩性为分为上下两部分，下段为黑色碳质页岩、粉砂质页岩，厚度为37m，上段为钙质云岩或粉砂质页岩，曾名“观音桥段”，厚度很小，一般小于1m。2）志留系（1）下统龙马溪组本组岩性为上部为灰、深灰色泥岩、含粉砂质泥岩，下部为深灰色、灰黑色泥岩、炭质泥岩。与下伏五峰组地层呈整合接触关系，厚度约 300m。（2）下统小河坝组本组地层上部及中部岩性以灰、绿灰、灰绿色泥岩、砂质泥岩为主，夹绿灰、灰绿色粉砂岩、泥质粉砂岩；下部岩性为灰、绿灰色泥岩、砂质泥岩与绿灰色粉砂岩、泥质粉砂岩呈不等厚互层。与下伏龙马溪组地层呈整合接触关系，厚度约230m。（3）中统韩家店组本组岩性为上部以灰色泥岩为主，夹灰绿色粉砂岩；中、下部岩性为灰色泥岩、砂质泥岩与灰绿色粉砂岩、泥质粉砂岩呈不等厚互层。与下伏小河坝组地层呈整合接触关系，厚度约为500m。3）石炭系（1）中统黄龙组本组岩性为绿灰、深灰色云岩、针孔状云岩、角砾状云岩。与下伏韩家店组地层呈假整合接触关系，厚度约25m。4）二叠系（1）下统梁山组本组岩性为灰、深灰色泥岩为主，顶部为灰黑色炭质泥岩。与下伏黄龙组地层呈假整合接触关系，厚度约25m。（2）下统栖霞组本组岩性为上部为浅灰色含生屑灰岩，灰、深灰色灰岩；下部为灰、浅灰、深灰色灰岩、含泥灰岩，厚度约150m。（3）下统茅口组本组岩性为上部为灰、浅灰、深灰、灰白色灰岩及灰黑色炭质页岩，中部及下部为浅灰、灰、深灰色灰岩，中下部夹薄层灰色灰质泥岩。与下伏栖霞组地层呈整合接触关系，厚度约300m。（4）上统龙潭组本组岩性为中部岩性为灰、浅灰色灰岩、含泥灰岩，上、下部岩性为灰黑色炭质页岩、炭质泥岩。与下伏茅口组地层呈假整合接触关系，厚度约5060m。（5）上统长兴组本组岩性为上部灰、浅灰、深灰色灰岩、含泥灰岩、泥质灰岩、生屑灰岩，中部为灰、浅灰、深灰色生屑灰岩、灰岩，下部为灰、 深灰色灰岩、含泥灰岩、含生屑灰岩。与下伏龙潭组地层呈整合接触关系，厚度约 190200m。5）三叠系（1）下统飞仙关组本组岩性为顶部棕紫色泥质白云岩、灰色泥质白云岩，中部为灰色、浅灰色灰岩、鲕粒灰岩，下部为浅灰色灰岩、含泥灰岩、泥质灰岩，底部见一层深灰色泥灰岩。与下伏长兴组地层呈假整合接触关系，厚度约430480m。（2）下统嘉陵江组本组岩性为上部为灰、浅灰、深灰色灰岩、含云灰岩、白云岩、灰质白云岩、含泥白云岩、膏质白云岩与灰白色石膏岩、云质石膏岩呈不等厚互层；中部及下部为浅灰色灰岩，含泥灰岩。与下伏飞仙关组地层呈整合接触关系，厚度约250320m。表2.3 区域地层特征表地层名称地层厚度（m）主要岩石名称系组三叠嘉陵江250320灰、浅灰、深灰色灰岩，含泥白云岩、膏质白云岩，灰白色石膏岩、云质石膏岩飞仙关430480棕紫色、灰色泥质白云岩，灰色、浅灰色灰岩、鲕粒灰岩，含泥灰岩、泥质灰岩 二叠长兴190200灰、浅灰、深灰色灰岩、含泥灰岩、泥质灰岩、生屑灰岩 龙潭5060灰、浅灰色灰岩、含泥灰岩，灰黑色炭质页岩、炭质泥岩茅口300灰、浅灰、深灰、灰白色灰岩，灰黑色炭质页岩，灰色灰质泥岩栖霞150浅灰色含生屑灰岩，灰、深灰色灰岩，含泥灰岩梁山25灰、深灰色泥岩为主，灰黑色炭质泥岩石炭黄龙25绿灰、深灰色云岩、针孔状云岩、角砾状云岩志留韩家店500灰色泥岩为主，夹灰绿色粉砂岩，砂质泥岩与灰绿色粉砂岩、泥质粉砂岩呈不等厚互层小河坝230灰、绿灰、灰绿色泥岩、砂质泥岩为主，夹绿灰、灰绿色粉砂岩、泥质粉砂岩 龙马溪300灰、深灰色泥岩、含粉砂质泥岩，灰黑色泥岩、炭质泥岩奥陶五峰37黑色碳质页岩、粉砂质页岩，钙质云岩或粉砂质页岩2.1.4 地化特征根据岩芯资料，有机碳含量最小为0.55%，最大为5.89%，平均为2.55%/173块，且具有自上而下有机碳含量逐渐增加趋势。纵向上五峰组龙马溪组一段一 亚段处于深水陆棚亚相，有机碳含量主要介于3%5.5%之间；一段二亚段三亚段下部有机碳含量降低，主要介于1.5%3%之间；三亚段上部由于水体明显变浅，有机碳含量普遍较低。该区块下志留统龙马溪组和上奥陶统五峰组有机质 类型指数为92.84和100，均为型干酪根，镜质体反射率分别为2.42%和2.8%，以生成干气为主。2.1.5 储集特征五峰龙马溪组页岩储层段发育孔隙类型包括无机孔隙、有机质孔隙、微裂缝、构造缝4种储集空间类型，其中无机孔隙主要包括粘土矿物晶间孔、粒间孔以及粒内孔；有机孔隙属于有机质在后期热演化过程形成的孔隙，页理缝则主要发育于纹层发育段，在刚性矿物与塑性矿物间易于形成页理缝，根据岩芯观察结果表明，构造缝多为直劈缝和高角度构造剪切缝，整体欠发育。页岩气层泥页岩孔隙度分布在1.17%8.61%之间，平均4.87%。稳态法测定水平渗透率主要介于0.001355mD。其中基质渗透率普遍低于1mD，最小值为0.0015mD，最大值为5.71mD，平均值为0.25mD，而层间缝发育的样品稳态法测定渗透率显著增高，普遍高于1mD，最高可达355.2mD，具较好储集性能。2.1.6 含气性特征根据气层解释结果，储层含气量随着深度增加含气丰度逐渐增加。 从单井含气量实测结果来看目的层总含气量介于0.445.19m3/t，平均值为1.97m3/t，主要以损失气与解吸气为主，残余气含量低。损失气含量0.7介于0.11 3.9m3/t，平均值为1.14m3/t；解吸气含量介于 0.311.4m3/t，平均值为9m3/t；残余气含量介于0.010.07m3/t，平均值为0.04m3/t。含水饱和度测试结果表明该地区五峰龙马溪组含气页岩段束缚水饱和度介于28.240%，平均为34.1%。2.1.7 地应力分布根据实钻Y1、Y2、Y3、Y4、Y5井井眼轨迹数据分析可知，地应力方向大概为NE50°140°，最小水平主应力方位195.85°压裂裂缝延伸方位为NE69.8°81.3°，与砂体走向近似垂直。目的层最小水平主应力为52.39MPa，最大水平主应力为61.50 MPa。2.2 气藏储层特征2.2.1 储层岩性及矿物组成I区块含页岩气储层主要为深水陆棚相沉积，呈北东向展布，向北西方向逐渐过渡为浅水陆棚亚相一滨岸相，沉积水体从下到上逐渐变浅，发育富含有机质页岩层，地层厚度横向展布稳定，分布在下志留统龙马溪组下部上奥陶统五峰组层段，厚度在约86m，主要为上部深灰色、灰黑色页岩，下部灰黑色碳质泥岩，中间有灰黑色粉砂质泥粉砂岩。根据粘土X-衍射分析数据可以看出：粘土矿物质量分数为16.662.8%，平均40.0%，以伊一蒙混层为主，伊蒙混层次之，高岭石基本上没有（图2.2），这都与区域上储集层处于晚成岩阶段有关；脆性矿物质量分数为34.0%80.0%，平均56.0%，储层中压性好，以长石、石英为主，碳酸盐岩次之，其含量随井深的增加而增高，这是由于在晚成岩阶段，长石矿物向钠长石(斜长石)转化，伊蒙混层减少或流失，代表性粘土矿物为伊利石和绿泥石，自生矿物白云石和方解石增加，同时孔隙度不发育，次生孔隙和微细裂缝增加，有利于压裂改造过程中形成复杂压裂缝系统。页岩气层脆性矿物含量与脆性指数高，适用于水平井多级分段压裂改造，并能形成较好的放射状裂缝网络，具有一定勘探开发潜力 。图2.2 龙马溪组矿物组成分布图2.2.2 储层物性分析根据该区块已钻井钻至目的层的岩心物性分析资料（图2.2图2.6）可以得出：整个储层岩石密度主要分布在2.442.63之间，岩石致密；孔隙度主要分布在1.17%8.61%之间，平均4.87%，渗透率主要分布在0.001355mD，总体小于0.05mD，说明储层物性差，总体表现为低孔低渗。从孔渗关系图（图2.7）可以看出，龙马溪组和五峰组层段孔渗相关性较差，储层渗透率受裂缝控制明显，有裂缝发育时，渗透率值可提高23个数量级，表明在整体致密的背景下，裂缝发育时，渗流条件大大改善。图2.3 Y1井孔隙度、渗透率、密度变化关系图图2.4 Y2井孔隙度、渗透率、密度变化关系图图2.5 Y3井孔隙度、渗透率、密度变化关系图图2.6 Y4井孔隙度、渗透率、密度变化关系图图2.7 Y5井孔隙度、渗透率、密度变化关系图图2.8 储层孔渗关系关系图2.2.3 储层敏感性分析本区块因粘土含量较多，使得储层的孔隙度和渗透率均较低。储层与外界流体接触后，由于条件改变而发生物理、化学反应，影响储层孔隙结构，使储层渗透性变差，从而不同程度地损害储层，导致产能下降。根据多口井的岩芯敏感性和应力敏感性分析结果表明：本区储层流速不敏感；水敏指数0.660.75，中偏强强水敏；临界盐度2×104PPM；酸敏指数0.670.75，中强酸敏；中等偏强应力敏。由于该储层中偏强强水敏，这要求在钻井过程中要选择油基或者气基钻井液。同时该储层又呈现中等偏强应力敏，可以在后期增产改造时采用压裂工艺来提高地层渗透率，达到增产目的。2.2.4 储层岩石力学特性分析五峰组龙马溪组泥页岩岩性岩石力学分析得出的岩石力学参数见表2.4，与Barnett页岩较为相似，有利于压裂改造。表2.4 岩心岩石力学参数层位深度（m）杨氏模量（GPa）泊松比体积模量（GPa）剪切模量（GPa）龙马溪组-五峰组2425263423370.110.29141810142.2.5 储层流体特性分析河坝构造产出流体主要为天然气和地层水，天然气中甲烷含量95%以上，属于优质的干气。其中目的层气体组分分析如图2.9所示，硫化氢含量大约在1.15%1.193%。故在后期页岩气开采过程中要注意除硫。储层中地层水与天然气的组成分布如图2.10所示，吸附气和游离气丰度随含水饱和度升高而降低，故在气藏开采可以采油注水开发。图2.9 产出气组成图2.9 储层含水饱和度和气藏丰度关系图2.3 气藏温度及压力系统2.3.1 气藏压力系统页岩气层之上的地层压实比较均匀，地层压力系数比较正常。页岩气层段海相地层主要岩性为炭质页岩，深水陆棚相沉积环境优越，总有机碳质量分数高，微孔隙相对发育，含气页岩厚度大，存在由烃生成与聚集所引起的异常高压，地层压力梯度为1.411.55MPa100m，储层封闭性较好，异常压力过渡带为龙马溪组中部的浊积砂层段至气层顶部井段为直接接触高压过渡带，厚约12m，地层可钻性增强，钻时降低，电阻率、岩性密度减小，声波时差增大，地层孔隙度异常增大。该区块的孔隙压力曲线如表2.5所示。表2.5 地层分层压力及预计油气水显示地层地层压力系数预测油气水层系统组代号三叠下嘉陵江T1j1.001.12水层飞仙关T1f二叠上长兴P2ch1.101.16微含气层龙潭P2l下茅口P1m1.101.20微含气层栖霞P1q微含气层梁山P1l石炭中黄龙C2h1.101.20志留中韩家店S2h1.101.25下小河坝S1x1.101.30龙马溪S1l1.211.40（非目的层）1.411.55（目的层）页岩气层奥陶上五峰O3w2.3.2 气藏温度根据该地区的五口生产井的数据可得，温度梯度如图2.10所示，温度梯度变化大致分为两段，从井口到200m，主要受地表温度的影响；从200m到1400m，温度梯度在0.0214-0.0397/m，主要受地温梯度影响，温度逐渐升高。图2.10 区块温度随井深变化曲线由以上分析可知，该区块地层压力在上部井段变化幅度较大，属异常高压，下部地层压力系统正常，油藏温度较低。2.4 钻井揭示地层特点及钻井难点该区块地层主要钻井完井难点有：（1）钻前工程难度大，费用高。该地区为山地丘陵地形，地表出露地层为嘉陵江组灰色、深灰色灰岩，在地下水和地表水的岩溶作用下，喀斯特地貌发育，山体沟壑较多。（2）地质条件复杂，钻井安全控制难度大。浅表层溶洞、暗河发育，呈不规则分布，钻探过程中漏失严重，环保压力大；三叠系地层存在水层，二叠系长兴组、茅口组和栖霞组在局部地区存在浅层气，水层和浅气层（或含硫气层）均属于低压地层，使气体钻井技术应用受限，严重影响了钻井速度；志留系地层的坍塌压力与漏失压力差值较小，井壁易失稳；目的层龙马溪组底部页岩气层，油气显示活跃、地层压力异常，气层压力系数为1.411.45。（3）机械钻速低。定向井段和水平段进尺占全井总进尺的70%以上，上部砂岩地层石英含量高，且胶结致密、硬度大、研磨性强，可钻性差，影响机械钻速。机械钻速低会影响下部页岩层井壁稳定，页岩层存在坍塌周期，钻速慢会增加水平段页岩层垮塌的风险，因此需要优选高性能钻头。（4）摩阻扭矩大，水平段套管和完井管柱的安全下人对水平段井眼轨迹要求高。设计井水平段长，超过1000m，随着井深和水平位移的延伸，重力效应突出，钻具与井壁的轴向摩擦和径向摩擦加大了起下钻阻力和扭矩，加之泥页岩层易坍塌掉块，更加剧了钻具与井壁的摩擦，套管下入难度大，因此对井眼轨迹提出了更高要求。（5）水平段的轨迹控制难度大。由于三维井井口与A、B靶点方位连线跨度长，并且要穿越2个不同层位，造成稳斜段长、大井斜扭方位工作量大，轨迹控制难度增加，几何导向技术控制井眼轨迹难度大。（6）水平段的固井施工难度大，质量难以保证。一方面水平段长度大，井身质量难以保证，下套管摩阻大，难以下到预定深度套管偏心严重，影响套管柱的居中度；另一方面，水平段使用油基钻井液，在井壁上形成了油膜层，造成井壁及套管清洗困难，影响胶结质量和顶替效果；同时页岩气储层的多级分段压裂改造对水泥环的抗冲击能力和弹性柔韧性韧性。（7）井眼清洁、携砂困难，岩屑上返井段长，造成岩屑沉积，易形成岩屑床。2.5 钻完井方案总体规划通过对I区块已钻井情况的分析，结合地质静态资料、实验室资料、生产动态数据及对国内外相关页岩气藏开发所应用的先进钻井工艺及配套工具的调研，形成了I区块总体开发方案的钻完井工程方案。2.5.1 钻完井方案总体设计原则（1）总体开发方案以水平井布井，气藏富集区主要部署水平井；（2）井场布置尽可能利用老井场，减少钻前工作量；（3）钻井总进尺尽可能少，减少钻井投资；（4）考虑地层产状，尽可能利用地层自然造斜规律布井；（5）钻井液体系满足封堵、防塌、防漏及保护气层的要求；（6）固井方式考虑防漏失，保证固井质量；（7）满足气田开发的安全要求。2.5.2 钻完井工程质量要求2.5.2.1 井身质量要求本设计井为水平井，靶点参数见表2.6，要求严格控制靶点井斜方位，水平段井眼轨迹垂直方向中靶半径控制在5m以内，水平方向中靶半径控制在10m以内。表2.6 设计单井靶点参数井名井口坐标靶点坐标ABXYXY垂深XY垂深YY11241824502.5.2.2 钻井液与储层保护要求（1）使用低摩阻、携砂能力强、抗泥页岩膨胀、热稳定性与脱气性能好的抑制能力强、防塌、防漏、保护气层油基钻井液体系。选用低固相聚避免因钻井液密度过大而引起漏失。（2）钻进油气层井段，根据地质提供的资料综合考虑考虑井壁稳定、井漏、井喷等地层因素，保证井下安全的情况下，钻井液密度以裸眼井段的最高地层孔隙压力当量钻井液密度值为基准，增加一个密度附加值：气井为0.070.15g/cm3或控制井底压差4.05.0MPa，尽可能实现近平衡压力钻进，尽量减少压差对气层的损害。（3）储层为低孔、低渗、低压及低产气藏，钻井过程中必须注意对储层的保护，具体气层保护要求按行业标准执行。（4）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。（5）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。2.5.2.3 固井质量要求（1）固井施工按固井技术规范要求，做出详细的固井施工设计及提高目的层段固井质量的具体措施。（2）下套管按API标准设计安装套管扶正器，以保证套管顺利入井和在井内居中。（3）钻井队按固井施工设计的要求做好固井施工前后的各项工作。（4）必须严格按固井施工设计下入管串附件。（5）下套管时使用标准螺纹密封脂，生产套管必须使用专用螺纹密封脂，且严格按使用说明使用。（6）固井施工连续性好，水泥浆密度要均匀，其差值控制在0.03kg/l。（7）为提高生产套管的固井质量，应优选与该地区相适应的水泥浆体系及其配方，优选高质量的处理添加剂，同时为提高水泥环的胶结强度，在水泥浆中加入一定量的硅粉。（8）井径较规则时要求最佳流态为紊流顶替，否则可采用塞流顶替。（9）水泥浆流变性能要求：n0.6、K0.5Pa.sn。（10）流变性能计算与设计方法按照规范SY/T5480-92。（11）顶替排量设计以不压漏地层为宜。（12）套管柱在固井候凝结束后在井口一律用清水试压。第3章 井身结构设计3.1 井身结构设计依据前期钻探实践证明小河坝组（埋深2085m）之上地层比较稳定，20852290m井段的坍塌压力系数为1.101.47，漏失压力系数为1.391.61，容易出现塌、漏同层的情况；而且随着钻井液浸泡时间的增长，坍塌压力有进一步升高的趋势，斜井段需要的钻井液密度高于直井段，这些因素也会带来井下复杂情况。根据对该地区钻井工程地质环境因素的精细描述，地区的地层必封点主要有：浅表裂缝、溶洞、暗河；三叠系的水层、漏失层与二叠系的浅层气；龙马溪组页岩气层顶部“浊积砂岩”之上的易漏、易垮塌地层。3.2 井身结构确定方法（1）龙马溪组页岩气采用水平井开发，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。（2）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。（3）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。（4）产层为页岩气层，完井方式采用套管射孔（分段压裂）完井。3.3 井身结构设计3.3.1井身结构设计由于浸泡的裸眼段时间过长，在钻井过程中出现垮塌等事故。同时在大斜度段和水平段岩屑上返困难，出现岩屑床，严重影响机械钻速和钻进效率。根据实际钻井情况，分析井身结构可以得出以下结论：（1）表层套管下入深度过浅，地表复杂地层没有封住，对后续的钻进有很大影响；（2）裸眼段的长度设计不是很合理，没有考虑实际可能的平均机械钻速，裸眼段过长，小河坝组和龙马溪组的页岩浸泡时间长。根据地层必封点分析，形成了“导管+三个开次”的井身结构方案：1）导管：采用609.6mm钻头，下473.1mm套管，套管下深60m左右，封隔浅表层溶洞，建立井口。2）表层套管：一开采用406.4mm钻头，下339.7mm表层套管至飞仙关组，封隔三叠系的水层、漏层，为揭开二叠系的浅气层创造条件，采用内插法固井工艺，水泥浆返至地面。3）技术套管：二开采用311.1mm钻头，钻至龙马溪组页岩气层顶部，下244.5mm套管下入到小河坝组，这样可以大大减少裸眼段的长度，同时也可以封住黄龙组和韩家店组等易垮塌、易漏层位，以便钻入龙马溪组页岩气层顶部的标志性砂层浊积砂岩为中完原则，水泥浆返至地面。4）生产套管：三开采用215.9mm钻头，完成大斜度井段和水平段钻井作业，下入139.7mm套管，水泥浆返至地面，射孔完井。3.3.1.1井身结构设计表水平井井身结构设计数据见表3.1。表3.1 水平井井身结构设计表开钻程序钻头程序套管程序钻头尺寸(mm)完钻深度(m)尺寸(mm)下入深度(m)下入层位导管609.660473.160嘉陵江组一开406.4682339.7680飞仙关组二开311.12202244.52200龙马溪组三开215.94005139.74003五峰组3.3.1.2井身结构设计图水平井井身结构示意图如图3.2所示。图3.2 水平井井身结构示意图3.3.2井身结构设计说明（1）导管：导管段用609.6mm钻头，下473.1mm套管60m左右，建立井口。（2）表层套管一开用406.4mm钻头，采用清水钻进（严禁使用污水），下339.7mm表层套管中完，以封嘉陵江组及以上地层为原则确定中完深度，表层套管设计下深680m左右，应保证固井质量，水泥返至地面。（3）技术套管二开用311.2mm钻头，正常情况下，清水钻井钻至造斜点前或茅口组转化为水基钻井液钻井，进入龙马溪组下部标志层“浊积砂”3-5m下244.5mm套管固井，封龙马溪组页岩气层之上的易漏、易垮塌地层。水泥返至地面。（4）生产套管及完井方式三开使用215.9mm钻头、油基钻井液，完成大斜度井段和水平段钻井作业，下入139.7mm套管完井。第4章 钻井方式设计一开、二开至造斜点之前或茅口组采用水基钻井液钻井，之后转换为泡沫基钻井液钻井；三开采用油基钻井液钻井。4.1 浅层直井段快速钻井技术4.1.1 “清水PDC钻头螺杆钻具”复合钻井理论依据前期钻井实践表明，该地区不但地表裂缝、溶洞和暗河发育，在导眼段及一开井段钻进时经常发生失返性漏失；而且嘉陵江组中下部存在区域性水层，因埋深、地层压力等差异，出水量差异较大。针对这种难题，通过探索研究形成了以清水介质钻井液为基础的“清水PDC钻头螺杆钻具”复合钻井技术，遇严重漏失井时采用清水强钻。4.1.2 复合钻井效果比较复合钻井技术的应用，不但避免了钻井液严重漏失对浅部地层产生的污染，而且缩短了因频繁堵漏而损失的时间，而且在导眼、一开和二开上部井段“一趟钻”便能完成钻进作业，极大地提高了钻井作业效率。目前完钻井导眼、一开和二开上部井段平均钻速为5.75m/h，与该技术应用前同井段平均机械钻速4.50m/h相比，平均机械钻速提高了27.78%。尤其在一开井段，基本实现了“一趟钻”钻至设计井深。借鉴涪陵页岩气田采用该复合钻井技术在一开井段的提速效果统计结果（表4.1）可知，使用该技术后平均机械钻速达到21.13m/h，与2014年上半年一开井段平均机械钻速12.68m/h相比，提高了69.31%。目前该技术已经成为韩家店组以上井段（导眼、一开和二开上部井段）的主要钻井提速技术。表4.1 涪陵页岩气田应用复合钻井技术在一开井段的提速效果井号井眼直径/mm井段/m进尺/m机械钻速/（m/h）焦页2-2HF406.450.32549.00498.6826.96焦页32-4HF406.450.10506.00455.9025.33焦页30-1HF406.456.00523.00465.0022.14焦页30-2HF406.450.00507.00457.0021.76焦页30-3HF406.432.00422.73390.7320.30焦页30-4HF406.456.00530.00474.0017.56焦页2-3HF406.480.00534.55454.5517.154.2 二开定向井段泡沫钻井技术4.2.1 泡沫定向可行性分析该地区定向段地层（韩家店组及小河坝组）裂缝发育，岩石抗压强度高、可钻性差（5级以上）、机械钻速低、地层易发生漏失，严重影响到页岩气开发速度，开发成本居高不下。1）地质可行性分析（1）岩性方面：定向段钻遇地层为小河坝组及龙马溪组地层，茅口组到黄龙组主要为灰岩及含灰泥质地层，韩家店组、小河坝组及龙马溪组虽然为泥岩、粉砂质泥岩地层，但为海相地层，岩石中粘土矿物含量少，粘土矿物主要为伊利石，水化膨胀发生的可能性比陆相地层小。（2）地层出水方面：根据已钻的资料信息，长兴组至小河坝组层段没有出现地层出水情况。（3）井壁稳定性方面：泡沫中含水量较少，同时能够有效隔断或避免泡沫液体与地层接触。其泡沫基液中的抑制剂及防塌剂，抑制了泥页岩地层的水化膨胀，阻隔了泡沫中极少的水份对井壁的影响，进一步增强岩石的结构强度，一定程度上起到防塌作用。（4）携岩方面：泡沫的粘弹特性，使得可以携带出岩屑，表现出良好的泡沫稳定性和携砂能力。2）仪器可行性分析泡沫钻井过程中用于测量的电磁波随钻测量仪器(EMWD)具有信号传输不受介质影响、传输速度快、可靠度高、使用及维护成本低的优点。EMWD测量原理与常规MWD相同，信号传输方式不同。3）工具可行性分析（1）空气螺杆空气螺杆与泥浆螺杆的工作原理相同，空气压缩机输出的高压气体进入空气螺杆马达，在马达进出口处形成一定的压差推动马达的转子旋转，并将扭矩和转速通过万向轴和传动轴传递给钻头。与泥浆螺杆的结构相比：空气螺杆无旁通阀，替代接头取代旁通阀；马达头数采用最高头数9头，以获得较大扭矩；转子和定子曲面采用较小定子齿顶曲率半径的线型。螺杆使用应注意以下几点：钻头应装喷嘴。空气螺杆的冷却和润滑完全依靠所加入的润滑剂钻进时应缓慢施加钻压，钻头提离井底时应非常缓慢地减小钻压，并且钻头提离井底之前将排量减小50%，避免螺杆马达“飞车”造成钻具损坏。空气螺杆不使用旁通阀，因此必须在空气管路中设有压力释放阀和单向阀，防止管路的压力过高和防止空气返流。目前国产空气螺杆主要由天津立林和北京石油机械厂生产。表4.2为K9LZ216×7.0-2.5螺杆(天津立林)技术参数。表4.2 K9LZ216×7.02.