四川盆地川西坳陷中江构造油气开发井钻井设计.doc

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1、四川盆地川西坳陷中江构造井号： 江沙33-9HF 井别：开发井油气开发井钻井设计中国石化股份有限公司西南油气分公司二一四年四月8、导管加深至260米，封固剑门关地层，防止套管间环空窜气压漏上部松软地层。目 录第一部分 地质部分11 基本数据12 地理交通情况13 钻井目的与部署依据14 设计井钻遇地层、油气水、流体成分及温度预测25 地层压力预测36 取资料要求57 附图5第二部分 完井方案11第三部分 工程部分121 地层压力及邻井复杂情况122 井眼轨迹设计123 井身结构设计144 钻机选型155 钻井液设计156 固井方案设计157 钻井施工进度预测198 甲供物资准备19第四部分 井

2、控部分201 各开次完钻地层压力预测202 各次开钻井口装置示意图203 试压要求224 地层漏失试验22第五部分 健康、安全与环保要求231 职业健康要求232 安全要求233 环保要求234 预计排放总量245 节能减排24第六部分 设计附则251 工程设计人员提示252 井眼轨迹设计详细数据253 井眼轨迹防碰详细数据274 设计发放要求31第一部分 地质部分1 基本数据表1-1 江沙33-9HF基本数据表井 号 江沙33-9HF井井 别开发井井 型水平井地理位置四川省德阳市中江县南华镇天心堰村6组构造位置四川盆地川西坳陷中江鼻状构造测线位置A靶点：Inline：1579 Crossli

3、ne：1806B靶点：Inline：1595 Crossline：1829井口坐标(复测)纵（X）3439227.442 横（Y）18468007.473地面海拔: 443.95m靶点坐标A靶点：纵(X) 3439460 横(Y) 18468328B靶点：纵(X) 3440071 横(Y) 18468990靶点垂深（m）A靶点： 2563B靶点： 2575井身质量要求着陆点（A靶点）水平靶靶区半径不大于65m，水平段纵偏移不大于2m，横偏移不大于15m设计垂/斜深（m）2575/ 3630主要目的层JS33-2完钻层位沙溪庙组完钻原则钻完水平段完钻2 地理交通情况 江沙33-9HF位于四川省德

4、阳市中江县南华镇天心堰村6组，与中江18H、江沙105HF井在同一井场，经过对井场周边环境、人口分布调查显示，以井口为中心，500m 范围内居住人口较多，在400 人以上。其中井口东150m 处沿乡村路分布民居7 户，常住人口约30 人，东南170m民居8 户，约35 人；井口北西角85m 有移动信号站。井场及其周围的具体情况见附图。3 钻井目的与部署依据3.1 钻井目的（1）开发建产，提高单井产能，动用JS33-2气层储量。（2）建立钻遇地层的岩性、电性、物性、含油气水性及地层压力剖面。（3）进一步验证地震异常的地质属性，完善储层预测模式。（4）力争建成一口工业气井。3.2 主要部署依据（1

5、）设计井处于中江构造南东翼，有利于油气聚集成藏。（2）设计井目的层JS33-2砂组表现为“低频、强振幅”地震特征，含气响应特征明显。（3）本井位于有利沉积微相区，储层砂体发育。邻井川江566井JS33-2砂组厚18m.。（4）邻井测试获工业气流：江沙33-1HF井对JS33-2进行加砂压裂测试，测试无阻流量5.3104 m3/d。表1-2 邻井主产层生产数据表（截至2014年4月3日）井号生产层位目前油压(MPa)目前套压(MPa)目前产气(104m3/d)累计产气量(104m3)江沙33-1HFJS33-221.6322.773.3030185.88104 设计井钻遇地层、油气水、流体成分及

6、温度预测4.1 钻遇地层预测表1-3 设计井钻遇地层与邻井对比表（单位：m）井号川江566江沙33-1HF江沙33-9HF（设计）中江18H地面海拔（m）450450443.95441层位垂深(m)垂厚(m)垂深(m)垂厚(m)垂深(m)垂厚(m)井深（m）钻厚（m）Q2121212121212121K1j219.00198.0220199.0231210231210J3p41380.011611382.31162.21332110113321101J3p3J3p2J3p1J3sn1635.5255.51636.2253.916523201652320J2s2481.5846.02479.28

7、43.022906382289.89637.89J2x257593.52547.21(未穿)68.01(未穿 )A:25632732323.42（未穿）33.53B:2575(未穿)285备注同井场邻井中江18H井资料来源于现场录井分层数据。表1-4 设计井钻遇地层预测及故障提示表地层垂深(m)垂厚(m)岩 性 简 述故障提示系统组段代号第四系Q2121褐黄色种植土及黄色粘土层。与下伏地层角度不整合接触。防地表水污染白垩系下统剑门关组K1j231210灰、褐灰色砾岩，含砾中粗砂岩、细砂岩、棕褐色粉砂岩与棕红色泥岩不等厚互层。与下伏地层呈平行不整合接触。防塌防漏侏罗系上统蓬莱镇组四段J3p413

8、321101上部棕色泥岩与浅绿灰色含钙粉砂岩，细砂岩，粉砂质泥岩不等厚互层；中下部棕色泥岩、粉砂质泥岩与灰色泥质粉砂岩互层，夹绿灰色细砂岩。防塌防喷防漏三段J3p3褐灰色粉砂岩、泥质粉砂岩与棕色泥岩、粉砂质泥岩不等厚互层。顶部为黑色页岩及厚层细砂岩。二段J3p2暗棕色泥岩、粉砂质泥岩与棕灰色泥质粉砂岩、粉砂岩等厚互层。底部为细砂岩。一段J3p1棕色泥岩、粉砂岩泥岩与棕褐色粉砂岩、泥质粉砂岩不等厚互层。遂宁组J3sn1652320上部红棕、棕色泥岩、粉砂质泥岩夹褐灰粉砂岩；下部棕色泥岩、粉砂质泥岩与褐灰色含钙粉砂岩略等厚互层。防塌防漏中统上沙溪庙组J2s2290638暗棕、棕、棕紫色泥岩、粉砂质

9、泥岩与灰褐色粉砂岩、泥质粉砂岩及绿灰色细中砂岩略等厚不等厚互层。防塌防漏防喷下沙溪庙组J2xA:2563273紫褐、灰绿色泥岩、含粉砂质泥岩与灰绿色粉砂岩、浅灰色细粒岩屑砂岩、长石岩屑砂岩略等厚。上部夹厚层-块状浅灰色中-粗粒岩屑长石、长石岩屑砂岩。与下伏地层呈整合接触。B:2575(未穿)285备注与中江18H、江沙105HF井同井场，注意防碰及井间干扰4.2 油气水预测表1-5 设计井油气水显示预测表（单位：m）地层川江566江沙33-1HF江沙33-9HF（预测）井深(m)级别垂深(m)级别垂深(m)级别K1j可能钻遇气显示层J3p262.5-271.0含气层382.5-389.0微含气

10、层421.5-428.0微含气层482.0-486.0微含气层550.0-560.0含气层570.0-582.0微含气层1285.5-1287.0裂缝型含气层574-582微含气层 1286-1287微含气层可能钻遇多层气显示层J2sJS211952-1961砂体1795.4-1799.3含气层2014.5-2017.1含气层2192.3-2195.7含气层2285.0-2288.1含气层2393.0-2395.9含气层2415.5-2418.5含气层2449.6-2452.2含气水层可能会钻遇气显示2138.5-2146.0微含气层可能会钻遇气显示JS242280-2290含气层(JS24-

11、2)可能会钻遇气显示J2xJS322504.4-2510.5含气层 2513.9-2516.8含气层可能会钻遇气显示JS332557-2573 气层2557-2567气层A：2554-2572气层(JS33-2)B：2566-2584气层( JS33-2)4.3 地层温度及流体成分预测表1-6 设计井目的层温度及流体成分预测层位温度预测（）流体成分预测CH4(%)CO2（%）地层水总矿化度（g/l）水型JS33-290-9590.8594.10.53/5 地层压力预测表1-7 邻井地层压力、破裂压力统计表井号层位井深（m）中部垂深(m)地层压力(MPa)地压梯度（MPa/100m）破裂压力(M

12、Pa)破压梯度（MPa/100m）川泉181J2s2048-20682058/57.52.794 2294-23282307.534.491.50(实测地压)/2473-25082490.539.081.57(密度推算)川泉183K1j453/1.03(试破密度)/4.35知新31JS232337.86-2347.862340.334.9951.50(实测地压)44.51.90回龙3J1z42731.6-2755272038.7161.42(实测地压)/2765.5-2782.5/中江10J2s2423-2451、2463-24672487-2495229126.831.17(试井分析)69.

13、23.04中江11J2s2174.5-21952122.13534.31.62(密度推算)81.33.831 2457-24772387.2539.771.67(密度推算)88.873.723 中江12J2s1985.8-2002.4199432.661.64(密度推算)77.73.896 中江13J2s2275.0-2307.62215.935.831.62(密度推算)944.242 中江15J2s2567-25802574/58.722.28江沙2J2s1771.5-1178.71775.132.0311.80(关井外推)/江沙3J2s2217.18-2233.682225.4338.61

14、.73(关井外推)92.24.143江沙5J1z4-12698-27392718.5431.58(密度推算)79.92.939 江沙7J2s1954-19771965.6533.531.71(关井外推)/2343-23742358.3542.551.80(关井外推)672.80江沙8-HJ3sn1593-15951598.528.671.79(密度推算)68.94.311602-1604J2s2006.8-2011.52009.1540.172.00(密度推算)103.15.102 2027.0-2037.52032.2540.632.00(密度推算)2492.48-30012331.4142

15、.271.81(密度推算)/江沙9J3p600-6046087.401.22(密度推算)22.43.687 610-616J2s2290-22972293.534.421.50(密度推算)46.52.027 江沙3-1HJS24-12476.97-3659.992216.5638.021.72(密度推算)64.22.90江沙10-1HJS212221.01-3476.982006.5534.531.72(实测地压)603.00江沙10-2HFJS212213.3-31512007.6/59.12.94江沙21-1HFJ2s2200-32852000/52.32.62中江19HJS33-2286

16、2.5-36772657/70.5-81.52.65-3.07川江566J3p817.58817.58密度2.0g/cm3未破1.96江沙33-1HFJS33-22547.212.61-2.99中江18HJS31-22323.1641.661.79（密度推算）79.53.42表1-8 邻井目的层含气特征对比表井号川江566江沙33-1HF砂组Js33（2557-2573）Js33-2（2557-2567）密度(g/cm3)2.042.001.951.91粘度（s）48434855全烃变化（）31.0820.0270.042752.9921槽面（井口）显示槽面气泡20%针尖状气泡20%录井解释气

17、层气层表1-9 邻井钻井液密度统计表（g/cm3）层位川江566井江沙33-1HFQ1.051.05K1j1.05-1.211.05-1.22J3p41.19-1.361.20-1.50J3p3J3p2J3p1J3sn1.36-1.511.50-1.65J2s1.51-1.801.65-1.85J2x1.80-2.031.85-1.97表1-10 设计井地层压力梯度、破裂压力梯度预测表地层地层压力梯度（MPa/100m）破裂压力梯度（MPa/100m）Q1.00/K1j1.00-1.10/J3p1.05-1.402.59J3sn1.20-1.503.20J2s+x1.50-1.802.30-3

18、.926 取资料要求6.1录井项目表1-11 录井项目设计表类别项 目井 段录井要求常规录井岩屑录井井口井底0-300m井段不录井，只捞防碰观察样；3001400m每4m捞一个样；1400m至井底每2m捞一个样。钻遇地层分界和油气显示井段（含预测井段）加密至1m1包迟到时间井口井底一开井段理论计算，二开至井底每50-80m实测一次钻井液性能录井井口井底每16m实测一次，气显示井段加密至1-2m氯离子含量测定井口井底每16m测一次，气、水显示井段加密至1-2m 地质循环观察井口井底系统进行观察采送样品薄片样储层段储层小于5m采1个，大于5m每5m采1个，气显示井段加密至3m采1个，水平段40m采

19、1个，气显示井段加密至20m1个。综合录井钻时井口井底连续测量、每1m记录1点、气显示层段加密气测录井全烃井口井底连续测量、每整米记录1点,气显示层段加密烃组分井口井底连续测量、每整米记录1点钻井液参数出入口密度井口井底连续测量出入口温度井口井底连续测量出入口电导率井口井底连续测量出口流量井口井底连续测量池体积及差量井口井底连续测量工程参数立管压力井口井底连续测量转盘转数井口井底连续测量扭矩井口井底连续测量泵冲井口井底连续测量套管压力井口井底连续测量钻压井口井底连续测量悬重井口井底连续测量随钻地层压力监测井口井底连续测量6.2测井项目表1-12 江沙33-9HF测井项目设计表开次测井系列测量井

20、段（m）测井项目二开工程测井0-2100自然伽马、声幅三开标准测井2102-3630自然电位、自然伽马（测至井口）、补偿声波、双侧向、双井径、井斜、方位综合测井补偿中子、补偿密度工程测井1900-3628自然伽马、声幅7 附图附图1 江沙33-9HF井场地理位置图附图2 江沙33-9HF井场环境示意图附图3 江沙33-9HF井位部署图附图4 江沙33-9HF地震剖面图附图5 江沙33-9HF波阻抗剖面图附图1 江沙33-9HF井场地理位置图附图2 江沙33-9HF井场环境示意图附图3 江沙33-9HF井井位部署图附图4 江沙33-9HF地震剖面图附图5 江沙33-9HF波阻抗剖面图第二部分 完

21、井方案项目设计方案完井方式本井采用射孔完井完井管柱选用普通材质油管；73mm 5.51mm P110+73mm 5.51mm N80油管完井油层套管采用244.5mm10.03mm-P110油层套管悬挂139.7mm7.72mm-P110井口装置采用105MPa和70MPa组合井口，70MPa套管头；井口装置温度级别选择为U级、材料类别选用DD级，规范级别PSL3。水平井钻机配合投产工序1、油管通井：通井规外径应小于套管内径68mm，长度不小于入井压裂工具长度（单套），通至人工井底，循环调整泥浆。若中途遇阻，悬重下降控制不超过20kN30kN，并平稳活动管柱，循环冲洗。2、射孔组下射孔管柱：按

22、设计要求装枪和组下射孔管柱。定位：管柱深度允许误差为0.1m。射孔管柱下到位后，坐入锥管挂（上好顶丝），不拆防喷器，连接好循环、压井管线，并试压合格。点火射孔。提枪验枪：充分循环压井液脱气，观察后效，若无后效则提出井内射孔管柱。3、刮管：根据套管内径选择刮管器。4、组下加砂压裂管柱：按压裂设计要求组下加砂压裂管柱。5、拆防喷器、安装采气树，并按要求试压合格。6、替浆：采用清水反循环替浆、洗井至进出口机械杂质少于0.2%。7、关井待压裂。备注：根据要求，修整井筒、全井筒试压和安装油管头等作业划入钻井作业范围。作业周期：7天第三部分 工程部分1 地层压力及邻井复杂情况根据钻井地质设计提供的地层压力

23、系数以及参考相邻井的实钻资料。以及Q/SHS0003.1-2004天然气井工程安全技术规范第1部分：钻井与井下作业等相关钻井标准，具体设计依据详见川西中浅层油气开发井钻井设计通用技术规定。表3-1 地层压力预测表层位垂深（m）地压梯度（MPa/100m）最高地层压力(MPa)破裂压力梯度（MPa/100m）钻井液安全密度附加值g/cm3钻井液密度g/cm3故障提示Q211.000.21/0.070.101.071.10防地表(下)水污染K1j2311.00-1.102.54/1.071.20防漏防塌J3p13321.05-1.4018.652.591.121.50防漏防卡防喷防塌J3sn165

24、21.20-1.5024.783.201.271.60J2s22901.50-1.8041.222.30-3.921.571.90J2xA:256346.130.151.651.95B:2575(未穿)46.352 井眼轨迹设计2.1 轨迹设计表3-2 井眼轨迹分段数据井深（m）井斜（）方位（）垂深（m）南北（m）东西（m）水平位移（m）造斜率（/100m）备注0.000.000.000.000.000.000.000.001000.000.000.001000.000.000.000.000.00扭方位1200.005.0065.001199.753.697.908.402.502200.0

25、05.0065.002195.9440.5286.8992.320.002231.5811.3061.372227.1942.5990.8696.6820.002337.7111.3061.372331.2652.55109.11117.020.002729.1289.2447.292563.00232.56320.53394.6820.00A3630.0789.2447.292575.00843.56982.531294.970.00B方位修正角：-2.01，磁偏角：-2.187，磁倾角：48.089，磁场强度：50.730T（2014年8月25日数据）备注：相关井口及靶点数据详见地质部分表

26、1-1；该井在直井段700-1500m与江沙105HF存在空间相交（最近距离1.71m），因此提前在井深1000m扭方位造斜。 图3-1 井眼轨迹垂直剖面图 图3-2 井眼轨迹水平投影图2.2 防碰设计表3-3 主要邻井井口坐标及井口间距邻井井口坐标井口间距（m）备注中江18HX=3439234.550 Y=18468001.6729.17与设计井江沙33-9HF江沙105HFX=3439231.248 Y=18468008.2163.88与设计井江沙33-9HF表3-4 防碰扫描最近距离简表江沙33-9HF中江18H最近中心距离（m）井深（m）井深（m）401.07401.098.13江沙3

27、3-9HF江沙105HFH最近中心距离（m）井深（m）井深（m）776.14776.173.41图3-3 井眼轨迹防碰水平投影图3 井身结构设计3.1 设计数据表3-5 井身结构设计数据表开钻程序钻头程序套管程序备注井眼尺寸（mm）完钻井深（m）尺寸（mm）下入井段（m）1444.5260339.7258表层套管2311.22102244.52100油层套管 3215.93630139.71900-3628生产尾管3.2 井身结构设计图图3-4 井身结构设计示意图 4 钻机选型表3-6 选用钻机型号开次井眼尺寸（mm）井深（m）选用钻井型号3215.93630ZJ505 钻井液设计表3-7 分

28、段钻井液性能设计井 段(m)一开二开三开026026013321332210227293630层位第四系蓬莱镇组蓬莱镇组遂宁组沙溪庙组沙溪庙组沙溪庙组钻井液类型高坂含钻井液聚合物钻井液钾石灰聚磺钻井液钻井液性能密度(g/cm3)1.071.101.101.501.501.901.601.901.652.00漏斗粘度(s)滴流1004565456545605070API失水(ml)6644泥饼(mm)10.50.50.5pH值910910910910含砂(%)0.50.30.30.2粘附系数Kf0.140.11静切力(Pa)初切25364859终切49414716920动切力(Pa)512515

29、9171120塑性粘度(mPa.s)1222122818372541固含(%)24343436坂含(g/L)5020302030153015Ca2+( mg/l)200200200200K+( mg/l)25000250002500025000注：根据地质设计提供的地层压力梯度及Q/SHS0003.1-2004标准要求，钻井液密度安全附加值取0.070.15g/cm3。但考虑邻井实钻情况、井身结构的限制和实际调整的难度，现场控制钻井液密度主要参考上表执行，并根据井下实际情况适时调整钻井液性能。表3-8 钻井液材料用量计划开钻次序一开二开三开钻头尺寸（mm）444.5311.2215.9井段（m

30、）0260260210221023630井筒容积（m3）48190152钻井液用量（m3）224456385钻井液材料用量（t）合计（t）种类西南物供分类膨润土15-1-1112215纯碱10.50.52烧碱10.50.52生物聚合物增粘剂15-40.50.30.21水解聚丙烯腈钾抑制剂9-20.51.524水解丙烯酸类聚合物降滤剂4-1-10.51.524两性离子类包被剂5-20.521.54聚合物类降粘剂14-10.521.54磺化褐煤降粘剂14-361521磺化降滤失剂4-261521磺化单宁降粘剂14-23811改性沥青类抑制剂9-4-761824氯化钾102030生石灰246抗温抗盐

31、油基类润滑剂7-13-22626乳化剂11-2-122聚合醇9-51212固体类润滑剂7-177玻璃微珠7-1-144重晶石16-1350300650备注：钻井液材料不包括井漏消耗材料。禁止使用高毒害钻井液处理剂。表3-9 储备加重钻井液及材料用量计划开钻次序二开三开钻头尺寸（mm）311.2215.9储备钻井液密度（g/cm3）2.252.25有效体积（m3）7676储备重晶石密度（g/cm3）4.24.2重量（t）5050储备防漏堵漏材料随钻堵漏剂（t）11复合堵漏剂（t）11酸溶性堵漏剂（t）1钻井液材料用量（t）合计（t）种类西南物供分类无机粘土类配浆剂15-1-122纯碱0.10.1

32、烧碱0.10.1两性离子类包被剂5-20.20.2磺化褐煤降粘剂14-322重晶石16-1121121备注：加重钻井液储备参照西南石油局西南油气分公司井控技术实施细则（局工单安环201215号）第4.5.2执行；钻井液服务方做好加重剂的储备，确保物资、人员需要时能及时到位；储备材料的种类及数量应考虑运距、道路情况、天气条件等因素，在确保材料需要时及时到井，不影响钻井安全又避免浪费的前提下，可根据现场条件适度调整，但应在施工设计中体现，并报甲方备案。表3-10 钻井液固控措施层位井深（m）固相指标振动筛除砂除泥运转率（%）离心机运转率（%）密度（g/cm3）含砂（%）固相（%）目数运转率（%）第

33、四系蓬莱镇组013321.071.500.52460801008570遂宁组沙溪庙组133236301.501.950.30.23510015010085根据需要6 固井方案设计表3-11 套管选型套管程序外径（mm）通径（mm）钢级壁厚（mm）推荐扣型每米重量（kg/m）接箍外径（mm）抗内压强度（MPa）抗外挤强度（MPa）抗拉强度（kN）表层套管339.7316.5J559.65短圆81.10365.118.87.82287油层套管244.5220.4P11010.03长圆59.58269.954.4623.925605218.411.9970.0165.136.55396尾管139.7

34、121.1P1107.72长圆25.32153.773.451.61979表3-12 套管强度校核外径（mm）套管下深（m）钢级壁厚（mm）每米重量（kg/m）安全系数抗内压抗挤抗拉339.70258J559.6581.10/244.501600P11010.0359.581.481.114.4516001900P11011.9970.011.911.051019002100P11010.0359.582.890.7810139.719003628P1107.7225.326.211.014.48表3-13 套管串设计套管程序套管下深（m）套管串结构一开0258339.7mm浮鞋+339.7m

35、m套管1根+浮箍+339.7mm套管串+联顶节二开02100244.5mm浮鞋+244.5mm套管2根+浮箍+244.5mm套管串+联顶节三开19003628139.7mm浮鞋+1根短套管+1根139.7mm套管+139.7mm浮箍+1根139.7mm套管+139.7mm浮箍+1根套管139.7mm+球座+139.7套管串+悬挂器+送放钻具表3-14 套管扶正器套管程序套管下深（m）井段扶正器类型安放间距（m）数量（只）备注一开02580258单弓弹扶506二开02580258刚性扶正器5060210002100单弓弹扶5037三开1900362819001930双弓弹扶10319302100

36、双弓弹扶40421002200双弓弹扶30322003628旋流钢扶或整体式弹性扶正器2072甲供表3-15 前置液设计用量表套管程序套管尺寸（mm）前置液/保护液类型前置液密度（g/cm3）设计长度(m)设计用量（m3）二开244.5乳化冲洗液1.0530015加重隔离液1.9520010三开139.7乳化冲洗液1.051504.5加重隔离液2.1040013冲洗液1.051504.5表3-16 注水泥设计用量表井眼尺寸（mm）套管外径（mm）套管下深（m）水泥浆上返深度（m）水泥浆密度（g/cm3）水泥型号干水泥量（m3）固井方式444.5339.7025801.85G级38单级311.2244.50210002.00G级116单级215.9139.71900362819002.10G级48尾管说明：水泥浆性能和材料用量可依据现场情况调整。表3-17 固井添加剂及部分附件材料表材 料 名 称用 量（t）一开二开三开总计干水泥量50 160 70 280.00 外掺料钛铁矿粉48.00 24.50 72.50 减轻剂微 硅