钻井工程设计

1、中国石油南堡1-80井钻井工程设计钻井工程设计中国石油冀东油田公司2008年12月 17日井号:南堡1- 80设计单位：渤海钻探工程技术研究院设计单位审核人:（签字）日期：设计单位负责人:（签字）日期：钻采工艺研究院初审人:（签字）日期：钻采工艺研究院复审人:（签字） 日期：一.设计人：日期：2008年12月17日南堡油田勘探开发公司地质审核人： （签字）日期：南堡油田勘探开发公司负责人： （签字）日期：工程技术部门审核人： （签字）日期：安全环保部门审核人： （签字）日期：油田批准人： （签字）日期：目 录1. 设计依据 11.1构造名称 11.2地理及环境资料 11.3地质要求 11.4地

2、质分层、油气水层及储层简要描述 21.5邻井注入井压力情况 21.6邻井产液气情况 22. 技术指标及质量要求 22.1井身质量要求 22.2固井质量要求 32.3钻井取心质量要求 33. 工程设计 33.1井下复杂情况提示及地层压力预测 33.2地层可钻性分级 73.3井身结构 73.4钻机选型及钻井主要设备 113.5钻具组合 123.6钻井液 133.7钻头及钻井参数设计 203.8井控设计 233.9取心设计 363.10地层孔隙压力监测 363.11地层漏失试验 373.13固井设计 383.14新工艺、新技术应用设计 443.15各次开钻或分井段施工重点要求 443.16完井设计

3、534健康、安全与环境管理 554.1 基本要求 564.2健康、安全与环境管理要求 564.3健康管理要求 574.4安全管理要求 584.5环境管理要求 595生产信息及完井提交资料 605.1生产信息类 605.2完井提交资料 606附 则 616.1钻井施工设计要求 616.2特殊施工作业要求 617附 件 62冀东油田公司2007年7月24日中国石油南堡1-80井钻井工程设计第20页1. 设计依据钻井工程设计依据：南堡1-80井钻井地质设计、邻区邻井实钻资料；石油工业标准SY/T50872005含硫化氢油气井安全钻井推荐做法、中油冀安（2006） 222号中国 石油冀东油田公司石油与

4、天然气钻井井控实施细则。1.1 构造名称：南堡凹陷南堡1号潜山南断块构造1.2地理及环境资料1.2.1 设计井口坐标：纵：（X） 4315345 m，横（Y） 20608745 m北纬：38° 57' 50.803 ；东经:118° 15' 16.767平台就位后以复测坐标为准，请建设单位及井队及时复测井口坐标，核对井位坐标， 确保就位准确。1.2.2 磁偏角：-6.30（ ° ）1.2.3 水深：10m1.2.4 构造位置：黄骅坳陷南堡凹陷南堡 1号潜山南断块构造较高部位1.2.5 海 域：渤海海域西部 10m水深海域1.2.6 地理位置：河北省

5、唐山市南堡开发区冀东油田南堡1-3号人工岛南偏西约2.1km1.3地质要求1.3.1钻井目的：预探南堡1号构造南堡1-5区奥陶系潜山含油气情况：评价东一段油井 产能；落实东二段、东三段油层分布状况。1.3.2设计井深：-3880m （海拔）1.3.3井别：预探井井型：定向井1.3.4靶点坐标（可按复测井口坐标相应调整靶点极坐标）地层分层靶点方位O位移m靶点设计层位设计 井深 （海拔）m靶心坐标（m）靶心半径（m）XYEd1-2604A232.7396431510520608430< 50O顶-3575B232.7396431510520608430< 50-3575m以下为直井段1

6、35目的层位：东营组、奥陶系136完钻层位及原则：奥陶系、钻至设计层位及深度后，井底无油气显示留足口袋完钻。1.3.7 完井方法：先期套管完成，奥陶系裸眼完井。1.4地质分层、油气水层及储层简要描述(见地质设计)1.5邻井注入井压力情况(见地质设计)1.6邻井产液气情况(见地质设计)2. 技术指标及质量要求2.1井身质量要求井段(m)测斜间距(m)井身轨道质量的要求上直段0100(单多点)靶一靶二井底垂深(m)262435953900造斜段025 ( MWD方位(° )232.7232.7降斜段位移(m)396396稳斜段0 50( MWD靶半径(m)< 50< 50下直

7、段0 100 ( MWD1、上直段井斜不大于1.5°，造斜点井斜< 1O潜山段高温多点2、最大全角变化率v 4°/25m3、 全角变化率连续三点不大于3° /25m4、 实际井斜角与设计井斜角一般不超过土3。、最大不得超过土 5°5、 方位角的摆动与设计值一般不超过土10°、最大不得超过土 20°6、 钻井上垂深指转盘面离各靶点的垂深。按下列方法求得：设计A靶点垂深=转盘离平均海平面高度-海拔=20+2604=2624米。请井队 就位后校对实际转盘面离平均海平面咼度，并对井眼轨迹进行修正。误差较大务必与设计单位联系。7、各井段严

8、格按上述要求进行单点测斜，必须搞好上直段的打直 工作。&定向前对上直段测一套多点。各井段严格按上述要求进行测斜，严格执行设计轨迹及曲率，分析邻井方位漂移规律，二开井段使用MW搞好轨迹控制工作，确保中靶，三开、四开简化钻具组合，完 钻后用多点校核。9、施工前请监督部门和定向井服务单位认真做好防碰复核工作以 及防碰计算工作，确保钻井施工顺利。10、井径扩大率小于 15%11、平台就位后，请南堡油田勘探开发公司和施工单位对上述垂深、 位移、方位进行校正。2.2固井质量要求开钻 次数井眼尺寸mm井段m套管 尺寸mm套管 下深m水泥封 固井段m测井 项目固井质 量要求隔水导管914.40-838

9、5080泥面-80见地质 设计/一开444.50-503339.7500泥面-500合格二开311.1503-2608244.52605泥面-2605合格二开215.92608-3667177.8尾管（回接）36660-24502450-3666合格四开152.43667-3970裸眼/注：1.考虑到奥陶系产层可能产气量大，并且地质提示邻井在试采过程中发现H2S 177.8mm套管回接段固井水泥返至泥面，可采用单级双封或双级注水泥固井。具体固井方式根据现场实际情况确定及完井 讨论结果确定。2.经与勘探部、钻采工程部、南堡油田勘探开发公司、勘探开发研究院等各部门及相关领导充分结合 后，决定本井采

10、用裸眼完井，但实际完井方式和固井方式可根据现场实际情况确定及完井讨论结果最 终确定。2.3钻井取心质量要求收获率90%2.4对邻井停注降压的要求/3、工程设计3.1井下复杂情况提示及地层压力预测3.1.1井下复杂情况提示地质分层底界海拔m复杂情况提示备注平原组-299/明化镇-1804防卡、防H2S馆陶组-2505防卡、防漏、防H2S东一段-2773防卡、防漏、防喷、防H2S/东二段-3050防卡、防漏、防喷、防H2S东三段-3575防卡、防漏、防喷、防H2S奥陶系-3880 （未穿）防漏、防喷、防HS3.1.2地层压力预测3.121地层压力预测数据深度m孔隙压力g/cm3坍塌压力g/cm3破

11、裂压力g/cm314901.001.081.5915201.001.111.6515501.001.071.5915801.011.141.6616101.001.131.6316400.981.111.6116700.981.061.6917000.971.081.6617300.960.971.7217600.961.041.6517900.981.081.6018200.990.981.7218500.960.931.6918800.980.921.7319101.011.111.6919401.021.121.6819701.000.961.7320001.011.051.752030

12、0.981.071.7420601.011.001.7320901.021.151.7721201.020.981.7321500.981.181.7521800.971.081.6822100.971.071.7422400.971.241.7022700.991.111.8923001.001.151.7523301.001.151.8923601.021.111.8023901.021.131.8224201.011.201.8024501.011.071.9424800.961.091.8325100.960.981.9225400.951.091.8625700.981.131.83

13、26001.021.181.7326301.031.181.8326601.050.991.93深度m孔隙压力g/cm3坍塌压力g/cm3破裂压力g/cm326901.041.121.8927201.061.191.7727501.051.191.8227801.031.161.8028101.031.151.8228400.990.891.9728700.991.001.8529001.000.981.9329301.020.991.9529601.011.021.9429901.011.121.8630201.021.191.8130501.041.091.8230801.000.872.

14、0331101.040.991.9131401.050.961.9231701.060.981.9432001.081.111.9632301.071.151.9832601.101.141.9732901.101.161.9433201.111.231.9033501.111.221.9533801.101.112.0034101.111.172.0034401.101.182.0134701.121.251.9635001.111.261.8835301.111.151.9635601.081.032.0535901.101.211.9536201.071.081.9436501.081.

15、012.0636801.071.101.9737101.091.222.0237401.121.181.9937701.131.172.0638001.141.301.9738301.141.182.0938601.081.132.13深度m孔隙压力g/cm3坍塌压力g/cm3破裂压力g/cm338901.101.112.1639201.141.302.0539501.091.172.2639800.980.912.253.1.2.1地层压力预测说明深度m孔隙压力g/cm3坍塌压力g/cm3破裂压力g/cm340100.930.912.2340400.910.882.2340700.910.8

16、82.2541000.900.902.21孔隙压力：从附图可以看出，本井馆陶组以上地层的孔隙压力为正常压力，从东一段孔隙压 力开始升高至1.05g/cm3 （当量钻井液密度，下同），东二段最高为1.05g/cm 3,东三段 达到全井最高值1.13g/cm 3,奥陶系为0.98g/cm 3。坍塌压力：预测本井坍塌压力为：明化镇最高为1.15g/cm 3,馆陶组玄武岩最高为1.28g/cm 3，东一段最高为1.23g/cm 3,东二段最高为1.20g/cm 3,东三段最高为1.30g/cm 3，奥陶系3为 0.92 g/cm。（3）破裂压力：本井预测井段破裂压力：明化镇最低为1.58g/cm 3，

17、馆陶组最低为1.64g/cm 3，东一段最低为1.71g/cm 3,东二段最低为1.77g/cm 3，东三段最低为1.87g/cm 3，奥陶系最 低为 2.20 g/cm注：1、附图中标注的地层深度为底界深度，来自南堡1-80井地质设计；2 、由于参考井（NP1-5）距设计井距离较远，地层深度差异较大，预测结果仅供参考。冀东油田公司2008年12月17日3.123地层压力预测结果图:4051012038tt56403120:d3-3575m001120 B*.J6400.00 謝ZOO ODOItNP1-5-站脇齟 HP1-8040 JOOrft KPI-5DUOHPi-mr<2.50

18、(100 cmOjOOPf HPl-HP1-©Pp悬挂器X 2450m巾 244.5mm套管 x 2605m 巾 311.1mm钻头 x 2608m850mn隔水导管x 80m 914.4mm井眼 x 83m巾 152.4mm钻头x 3970m3.2地层可钻性分级地层底界海拔m主要岩性可钻性级别备注明化镇-1804细砂岩与泥岩不等厚互层、砂岩、 泥岩、细砂岩1.67 ± 0.48/馆陶组-2505砂岩、砂砾岩与泥岩不等厚互层、细砂岩、 砂砾岩、火成岩2.92 ± 1.00/东营组-3575细砂岩、砂砾岩与泥岩不等厚互层、泥岩、 粉砂质泥岩与细砂岩、粉砂岩不等厚互层

19、、 细砂岩、砂砾岩不等厚互层、玄武岩3.70 ± 0.30/奥陶系-3880灰岩/3.3井身结构3.3.1井身结构示意图巾 339.7mm套管 x 500m巾444.5mm钻头x 503m丄悬挂 巾 177.8mm尾管x (2450-3666m) 巾 215.9mm钻头 x 3667m332井身结构设计数据表序号套管层次套管尺寸套管下深井眼尺寸井深套管下入(mmm（mr）m地层层位1:隔水导管85080914.483/2表层套管339.7500444.5503明化镇3技术套管244.52605311.12608东营组4: 生产套管（尾管回接）177.83666215.93667奥陶系

20、顶5裸眼/152.4P 3970奥陶系3.3.3井身结构设计说明开钻次序套管尺寸mm设计说明导管850隔水导管，建立井口循环。一 开339.7封隔平原组及部分明化镇组地层，为下部安全钻进建立井口。二开244.5封固馆陶组地层，为下部施工创造条件。三开177.8套管下入风化壳1-2m，满足四开低密度专打要求，悬挂177.8m m尾管为四开复合钻进创造条件。后回接至井口四开/裸眼完井其他说明：三开要卡好潜山面，钻头进入潜山23m即可3.3.4井身剖面设计数据测深m井斜角O方位角O垂深m南北坐标m东西坐标m水平位移m造斜率° /30m0.000.00232.700.000.000.000.

21、000.00800.000.00232.70800.000.000.000.000.00810.000.70232.70810.00-0.04-0.050.062.10840.002.80232.70839.98-0.59-0.780.982.10870.004.90232.70869.91-1.81-2.382.992.10900.007.00232.70899.75-3.70-4.856.102.10930.009.10232.70929.45-6.24-8.1910.302.10960.0011.20232.70958.98-9.45-12.4015.592.10990.0013.302

22、32.70988.30-13.30-17.4621.952.101020.0015.40232.701017.36-17.81-23.3829.392.101050.0017.50232.701046.13-22.96-30.1337.882.101080.0019.60232.701074.57-28.74-37.7247.432.101110.0021.70232.701102.64-35.15-46.1458.012.101142.8624.00232.701132.92-42.89-56.2970.762.101170.0024.00232.701157.71-49.58-65.078

23、1.800.001200.0024.00232.701185.12-56.97-74.7894.010.001230.0024.00232.701212.53-64.37-84.48106.210.00测深m井斜角O方位角O垂深m南北坐标m东西坐标m水平位移m造斜率° /30m1260.0024.00232.701239.93-71.76-94.19118.410.001290.0024.00232.701267.34-79.16-103.89130.610.001320.0024.00232.701294.75-86.55-113.60142.810.001350.0024.002

24、32.701322.15-93.95-123.31155.020.001380.0024.00232.701349.56-101.34-133.01167.220.001410.0024.00232.701376.97-108.74-142.72179.420.001440.0024.00232.701404.37-116.13-152.42191.620.001470.0024.00232.701431.78-123.53-162.13203.820.001500.0024.00232.701459.18-130.92-171.83216.030.001530.0024.00232.7014

25、86.59-138.32-181.54228.230.001560.0024.00232.701514.00-145.71-191.25240.430.001590.0024.00232.701541.40-153.11-200.95252.630.001620.0024.00232.701568.81-160.50-210.66264.840.001638.0424.00232.701585.29-164.95-216.50272.170.001650.0023.52232.701596.24-167.87-220.33276.99-1.201680.0022.32232.701623.87

26、-174.95-229.62288.68-1.201710.0021.12232.701651.74-181.68-238.45299.78-1.201740.0019.92232.701679.83-188.05-246.82310.30-1.201770.0018.72232.701708.14-194.07-254.71320.22-1.201800.0017.52232.701736.65-199.72-262.14329.55-1.201830.0016.32232.701765.35-205.01-269.08338.28-1.201860.0015.12232.701794.23

27、-209.94-275.55346.41-1.201890.0013.92232.701823.27-214.50-281.53353.94-1.201920.0012.72232.701852.46-218.69-287.03360.85-1.201950.0011.52232.701881.79-222.51-292.04367.15-1.201980.0010.32232.701911.25-225.95-296.56372.83-1.202010.009.12232.701940.82-229.02-300.59377.90-1.202040.007.92232.701970.49-2

28、31.72-304.13382.34-1.202070.006.72232.702000.24-234.03-307.17386.17-1.202100.005.52232.702030.07-235.97-309.71389.36-1.202130.004.32232.702059.96-237.53-311.76391.94-1.202160.003.12232.702089.90-238.71-313.31393.89-1.202190.001.92232.702119.87-239.51-314.36395.21-1.202220.000.72232.702149.86-239.93-

29、314.91395.90-1.202238.040.00232.702167.90-240.00-315.00396.01-1.202694.140.00232.702624.00-240.00-315.00396.010.003665.140.00232.703595.00-240.00-315.00396.010.003970.000.00232.703900.00-240.00-315.00396.010.00335井身轨迹垂直及水平投影图垂直剖面图水平投影图3.3.6邻井防碰邻井距离设计井的最近距离均大于100m3.4钻机选型及钻井主要设备序号名称型号规格备注1钻井平台中油海5号2井架

30、JJ300/43-TH3000KN3天车TC-4504500KN4游动滑车YC-3503500KN5大钩DG-3503500kN6水龙头SL-4504500kN7转盘ZP-3754500kN8绞车JC-45D4500m/1104KW9钻井泵SL3NB-16001600HP2台10动力机1号CAT3516DITA1084kW2号CAT3516DITA1084kW3号CAT3516DITA1084kW4号CAT3516DITA1084kW11压风机电动1EP10010mi/mi n电动2EP10010mi/min12发电机1号SR4B1500KVA2号SR4B1500KVA3号SR4B1500KV

31、A4号SR4B1500KVA13防喷器环形FH35-3535MPa双闸板2FZ35-7070MPa剪切闸板FZ35-7070MPa四通70MPa14防喷器控制系统FYQK-620615钻井液气体分离器1台16振动筛1号GJZS-140-50L/S2号GJZS-140-50L/S17除砂器CS-390L/S1台18除泥器CN-1659L/S1台19除气器1台20离心机LW600< 945N-A60m/h1台21液气大钳Q10Y-M100KNm1台22加重装置加重漏斗电动加重泵无3.5钻具组合隔水导管© 660.4mm钻头 +914.4mm扩眼器 + © 203mnt占铤

32、X3 根 + © 127mm加重钻杆X3 根 + © 127mni占 杆444.5mm井眼钻具组合0 503© 444.5m m钻头+浮阀+ © 203mm无磁XI根+ © 203mm占占铤X2根+ © 127mm加重钻杆X 9根 + © 127mm!占杆311.1mm井眼钻具组合2608311.1mmi占头+浮阀+203.2mm无磁钻铤X 1根+203.2mm钻铤X 2根+310mr螺旋扶 正器+203.2mmf占铤X 1根+310mr螺旋扶正器+178mni占铤X 3根+158.8mmi占铤X 6根+© 127

33、mn加重钻杆X 15根 +197mmi击器+ © 127mm加重钻杆X 6根+127mn!占杆311.1mm钻头+245mnX 1.25 导向马达+欠尺寸扶正器 +浮阀+203.2mm无磁XI 根+MWD+ 203.2mm钻铤X 3根+178mm占占铤X 3根+158.8mm钻铤X 6根+127mm加 重钻杆XI 5根+197mm随钻震击器+127mm加重钻杆X6根+127mm占占杆215.9mm井眼钻具组合3667© 215.9mmPDC钻头+ © 165mriX螺杆（1 °） +欠尺寸扶正器+浮阀+ © 165无磁钻铤XI 根+MWD +&

34、#169; 158.8mm钻铤X 12 根+© 127加重钻杆X 9根+© 158.8mm随钻震击器 + © 127mm加重钻杆X6 根+ © 127mm!占杆© 215.9mm钻头+浮阀+ © 165mm无磁钻铤X2 根+ © 214mm稳疋器+ © 158.8mm钻铤XI根 + © 214mm稳定器+© 158.8mm钻铤X 12根+ © 127加重钻杆X 9根+© 158.8mm随钻震击 器+ © 127mm加重钻杆X6根+ © 127mm占占杆15

35、2.4m m井眼钻具组合3970152.4mm钻头+止回阀+120.7mm无磁钻铤X 1根+120.7mm钻铤X 7根+88.9mm 加重钻杆X 15根+88.9mm钻杆X 1500m+127mmf占杆152.4mm钻头+高温螺杆+止回阀+120.7mm无磁钻铤X 1根+120.7mm钻铤X 7根 +88.9mm加重钻杆X 15根+88.9mm钻杆X 1500m+ 127mm占占杆注：各次开钻钻具组合必须安装钻杆内止回阀、方钻杆（顶驱）下旋塞。内防喷工具必须经检验试压并有出厂合格证。1、选用的钻杆为S135高强度钻杆。2、钻具组合可以根据现场施工的需要进行调整，保证井身质量，以达到优质、快速、

36、 安全钻井为目的。3、所有入井工具必须绘制草图和进行探伤，合格后才可入井。4、四开后所有入井工具必须满足高温要求，否则严禁下井。5、为满足防斜打快，建议三开直井段应采用螺杆 +MW进行复合钻进。6在各开次完钻起钻前，采用电子多点连续测斜。7、各开次阶段，平台上准备好防喷单根。8、为保护好上层套管，本井三开、四开钻具中使用减摩减扭接箍。9、预计钻至潜山前100m更换牙轮钻头，简化钻具，尽量不使用扶正器。10、为减少井下事故的发生，© 215.9mm井眼建议采用变径稳定器。3.6钻井液3.6.1分井段钻井液配制、维护及处理3.6.1.1 0-83m井段钻井液施工步骤开钻前配稠浆100m3

37、,依次从混合漏斗加入纯碱0.4t,抗盐土 8 t,充分循环并预水化 24小时后，加入高粘CMC调整粘度至80-100S待用。开钻前循环罐打满海水，直接用海水钻进。钻完进尺起钻前用稠浆清扫井眼，再打入 配好的稠浆。3.6.1.2 第一次开钻时(0-503m)钻井液施工步骤本井段重点是清洁井眼和抑制地层造浆。钻井液类型：海水聚合物钻井液配方：海水+6%抗盐土 +0.2-0.3%抗盐聚合物+0.8-1%抗盐降滤失剂+纯碱+烧碱(1) 基浆的配制：海水150m3，依次从混合漏斗加入纯碱 0.5t，抗盐土 13t，预水化24小 时开钻。(2) 加入抗盐降滤失剂调节泥浆流变性，控制失水，确保井壁稳定。 另

38、配制基浆80m3加入大分子材料，并搅拌均匀备用。(4) 钻水泥塞时，视情况加入适量纯碱，清除钙离子的污染。(5) 钻完进尺起钻前，环空替入预配的稠浆同时加入塑料小球，确保下套管顺利。3.6.1.3 第二次开钻时(503-2608m)钻井液施工步骤本井段重点是：清洁井眼、防塌、防卡、防漏、防硫化氢。钻井液类型：正电聚醇钻井液配方：海水+6%抗盐土 +0.3-0.5%抗盐聚合物+1-1.5%正电聚醇+1-2%抗盐降滤失剂+2% 低荧光磺化沥青+2%海水用超低渗透处理剂+1-2%无荧光润滑剂+甲酸盐+纯碱+烧碱+加重 剂(1) 回收上一井段泥浆，补充至二次开钻所需泥浆量，并进行预处理，加入抗盐聚合

39、物0.75t,抗盐降滤失剂1.5t,调整钻井液性能达到设计要求。(2) 钻水泥塞时，视情况加入适量纯碱，清除钙离子的污染。(3) 维护与处理 用抗盐聚合物：抗盐降滤失剂=1:2-3比例,1/20-1/40 浓度配成胶液，以细水常 流方式均匀维护。 在钻进过程中，按时补充抗盐聚合物，充分保证体系的抑制性，控制地层造浆，用 清水、液体降粘剂和抗盐聚合物等调整钻井液粘切和流变参数。 自造斜开始逐渐增加润滑剂加量，保持体系中较低的摩阻系数。钻进过程中发现摩阻系数升高或活动钻具拉力异常时，及时增加润滑剂加量。 地质预测有硫化氢气体，在钻进过程中钻井液体系中加入碱式碳酸锌，并提高 PH 值大于9.5以上。

40、 地质提示邻井在该井段曾发生井漏，现场要卡好层位，钻至相应层位时提前加入随钻堵漏剂，同时加入超低渗处理剂提高地层承压能力，做好防漏的准备工作。 井眼净化：保持适当钻井液粘度、初终切力，使钻井液具有良好的触变性。动塑比 在0.40.6之间，通过调整钻井液性能和增加排量，达到清洁井眼的目的。 井壁稳定：在进入馆陶组前加入2%低荧光磺化沥青和2%海水用超低渗透处理剂提高地层承压能力和井壁稳定性，以防塌、防漏和保护油气层。每钻进100150m，补充处理剂加量，维护钻井液性能，同时保持井壁稳定，发现震动筛返出的钻屑异常或发现掉块， 则增大防塌剂用量。在化学防塌的同时，适时调整钻井液密度，满足力学防塌要求

41、，以预防井塌。 加入抗盐降滤失剂，控制 API滤失量小于等于5ml。 测井起钻前，在裸眼井段替入封闭浆，确保测井下套管顺利。封闭浆特殊要求：在原井浆中加入1.5%塑料小球、2%5墨。本井段约需封闭浆160用， 约需加入2.4t塑料小球、3.2t石墨。以最后1-2个循环罐作为加料罐(也可根据现场情 况适当处理)，按比例分别加入塑料小球和石墨，逐步替入井内，封闭裸眼井段后，方可 起钻。3.6.1.4 第三次开钻时(2608-3667m)钻井液施工步骤本井段重点是：防喷、防卡、防漏、防硫化氢、保护油气层。三开必须加强钻井液性 能维护、处理与钻井液材料质量，以最大程度减少钻井液对油层的伤害。钻井液类型

42、：正电聚醇钻井液配方：海水+6%抗盐土 +0.3-0.5%抗盐聚合物+1-1.5%正电聚醇+1-2%抗盐抗高温降滤失 剂+2%氐荧光磺化沥青+2-3%海水用超低渗透处理剂+无荧光润滑剂+甲酸盐+纯碱+烧碱+加 重剂(1) 采用上一井段泥浆体系，补充至三次开钻所需泥浆量，调整钻井液性能达到设计 要求。用固控设备对钻井液进行充分处理，彻底清除泥浆中的有害固相，调整钻井液性能 参数达到设计要求后开钻。(2) 钻水泥塞时，视情况加入适量纯碱，清除钙离子的污染。(3) 维护与处理 钻进中以细水常流方式均匀维护为主。用抗盐聚合物：抗盐降滤失剂=1:2-3比例，1/20-1/40浓度配成胶液。 在钻进过程中

43、，按时补充抗盐聚合物，充分保证体系的抑制性，控制地层造浆，用 清水、液体降粘剂和抗盐聚合物等调整钻井液粘切和流变参数。 保持体系中较低的摩阻系数。钻进过程中发现摩阻系数升高或活动钻具拉力异常 时，及时增加润滑剂加量。 地质预测有硫化氢气体，在钻进过程中钻井液体系中加入碱式碳酸锌，并提高PH值大于9.5以上。 井眼净化：保持适当钻井液粘度、初终切力，使钻井液具有良好的触变性。动塑比 在0.40.6之间，通过调整钻井液性能和增加排量，达到清洁井眼的目的。 井壁稳定：加入2%低荧光磺化沥青和2%海水用超低渗透处理剂提高地层承压能力和井壁稳定性，以防塌、防漏和保护油气层。每钻进100150 m,补充处

44、理剂加量，维护钻井液性能，同时保持井壁稳定，发现震动筛返出的钻屑异常或发现掉块，则增大防塌剂 用量。在化学防塌的同时，适时调整钻井液密度，满足力学防塌要求，以预防井塌。 本井在Ec3对应30503575m深度为高压异常，钻至相应层位时钻井液密度尽量走 高限，并密切关注泥浆槽面变化，如遇异常情况现场可及时适当调整钻井液密度，搞好一 次井控工作，坚决杜绝井喷事故的发生。 提高体系的抗温性。加入抗盐抗高温降滤失剂，控制API滤失量小于等于4ml，高温高压滤失量小于等于12ml。 钻至潜山面前，钻井液应及时加入随钻堵漏剂，预防井漏事故的发生。3.6.1.5 第四次开钻时(3667-3970m)钻井液施

45、工步骤本井段重点是：防喷、防漏、防硫化氢、保护油气层。四开必须加强钻井液性能维护、 处理与钻井液材料质量，以最大程度减少钻井液对油层的伤害。钻井液类型：海水聚合物钻井液配方：海水+6%抗盐土 +0.3-0.5%抗盐聚合物+1-2%抗盐抗高温降滤失剂+2%氐荧光磺化沥青+纯碱+烧碱(1) 采用上一井段泥浆体系，补充至四次开钻所需泥浆量，调整钻井液性能达到设计 要求。用固控设备对钻井液进行充分处理，彻底清除泥浆中的有害固相，调整钻井液性能 参数达到设计要求后开钻。(2) 钻水泥塞时，视情况加入适量纯碱，清除钙离子的污染。(3) 四开的维护与处理 定期补充抗盐聚合物、抗盐抗高温降滤失剂等处理剂。 定

46、期补充低荧光磺化沥青，提高钻井液防塌能力。 地质预测有硫化氢气体，在钻进过程中钻井液体系中加入碱式碳酸锌，并提高PH值大于9.5以上。 地质提示奥陶系地层顶面为地层不整合面，风化剥蚀、岩溶作用强烈，缝洞发育，连通性好，在钻井过程中易发生放空漏失现象。南堡1-5井下尾管在3952m (奥陶系顶风化壳)遇阻，在循环观察中多次出现蹩泵现象，并发生井漏，累计漏失钻井液71.71m3。钻至相应层位时提前加入随钻堵漏剂，做好防漏的准备工作。 本井在0分别对应深度3575m3880m为高气油比油层，钻至相应层位时钻井液 密度尽量走高限，并密切关注泥浆槽面变化，如遇异常情况现场可及时适当调整钻井液密 度，搞好

47、一次井控工作，坚决杜绝井喷事故的发生。 提高体系的抗温性。加入抗盐抗高温降滤失剂，控制API滤失量小于等于4ml，高温高压滤失量小于等于12ml。加入油层保护材料，提高油层保护效果。362防漏堵漏：3.6.2.1馆陶组含有砾岩，易发生渗漏，在进入馆陶组前加入低荧光磺化沥青、超低渗处 理剂、随钻堵漏剂，以防塌和防漏。奥陶系地层顶面为地层不整合面，风化剥蚀、岩溶作 用强烈，缝洞发育，连通性好，在钻井过程中易发生放空漏失现象。 且邻井多次发生井漏， 现场要储备足量的防漏、堵漏材料，做好防漏的准备工作。3.6.2.2 堵漏：发现有5m3/h以下的漏失量时，可以通过加入随钻堵漏剂，适当降低钻井液密度，提

48、 高钻井液粘度、切力，并适当降低钻井液泵排量予以解决；发现漏失大于5m3/h时，应立即停止钻进，视具体情况配堵漏钻井液堵漏。有进无出漏失：应立即停止循环，分别视具体情况采取相应的堵漏措施。3.6.3油气层保护要求及措施363.1加重采用石灰石粉；密度大于1.25g/cm3后，方可以采用重晶石粉加重。363.2钻开油气层前，降低钻井液滤失量和固相含量，调整好钻井液性能。按地层实际 压力，调整好钻井液密度，保证性能稳定并采用近平衡钻井。3.6.3.3降低钻井液滤失量和固相含量，控制好API滤失量w 4ml，高温高压滤失量w 12ml。363.4油气层井段发生漏失时，不能使用永久性堵漏材料进行堵漏。

49、3.6.3.5进入目的层前，要调整好钻井液性能，并加入超低渗透处理剂，保护好储层。3.6.4固相控制技术3.6.4.1固控设备的配备：（见设备配套要求）3.6.4.2固控设备的使用：（1）振动筛：振动筛宜选用正方形筛孔的双层筛网，当钻井液覆盖了筛网面积的75%左右时，筛网的选择是合适的。钻井过程中应根据实际情况尽量选择细目筛布。振动筛的开动 率必须达到100%。筛网在使用过程中要及时冲洗，解除筛网堵塞。 旋流器：每口井开钻前，除砂器、除泥器（清洁器）必须进行试运转，试压要达到 0.3 0.4MPa，试压不合格不准开钻。旋流器的正常工作状态是底流成伞形雾状喷出，底流密度1.6g/cm3以上。当底流成串状排出时，应调大底流口，并进行检查。正常钻进