大庆井身结构优化汇报材料wjy

大庆油田有限责任公司大庆石油管理局2008年1月大庆油田井身结构根据中国石油天然气集团公司、股份公司领导关于钻井设计及钻井安全工作的批示精神，大庆油田已对全部设计井均下表层套管和安装防喷器，为了保证钻井生产安全，节省钻井投资，大庆油田对2008年规划钻井工作量进行了井身结构优化。

前言目录

一、井身结构现状二、井身结构优化三、大庆油田钻井井控风险分类及分级管理四、保证措施五、建议一、井身结构现状大庆油田上部地层主要为第四系、第三系和明水组，各区块上部地层岩性各不相同，第四系地表主要为黑灰色腐植土，以下为灰黄色粉砂质粘土，杂色砂砾层、流砂层等；第三系主要为灰色泥岩，中部为灰色粗砂岩等；明水组主要为紫红、绿灰色泥岩与绿灰色粉砂质泥岩、泥质粉砂岩呈不等厚互层等，对部分区块第三系或明水组缺失。

1、上部地层简述一、井身结构现状杏1-3区丙北块上部地层简述一、井身结构现状2、大庆油田上部地层含水层情况已探明可开采含水层系五套：第四系砂砾石含水层第三系泰康组砂砾岩含水层第三系大安组砂砾岩含水层第三系依安组砂砾岩含水层晚白垩系明水组砂岩含水层晚白垩系四方台组砂岩含水层大庆地区水文地质综合柱状图2、大庆油田上部地层含水层情况●大庆长垣北部地区在北部地区以开采白垩系嫩江组砂岩含水层为主，该层埋深一般为70m~255m长垣两侧附近以开采白垩系明水组为主，埋深一般为70m~450m

●大庆油田西部地区西部地区以开采泰康砂砾岩含水层为主，即克东-李家围子-扶余一线以西至山前。在富裕-泰康一带埋深为110m~185m至大安一带埋深达140m~200m让胡路-泰康一带埋深为175m~270m●大庆油田东部地区东起安达、西起龙风、北起明水-林甸一带、南至肇州北部的范围发育有明水组砂岩含水层，埋深一般为60m~500m朝阳沟油田一带，以开采第三系大安组含水层为主，埋深一般为50m~200m昌五油田附近以开采第四系和明水组含水层为主，含水层埋深为90m~340m一、井身结构现状3、大庆油田井身结构现状一、井身结构现状在实施全部井均下表层套管前，井身结构主要有两种形式：φ444.5mm钻头φ139.7mm油层套管φ339.7mm表层套管（J55/壁厚9.65mm）φ215.9mm钻头φ339.7mm导管20mφ215.9mm钻头φ139.7mm油层套管在实施全部井均下表层套管后，井身结构主要采用：φ444.5mm钻头φ139.7mm油层套管φ339.7mm表层套管（J55/壁厚9.65mm）φ215.9mm钻头3、大庆油田井身结构现状Φ374.6mm钻头φ139.7mm油层套管φ215.9mm钻头Φ273.1mm表层套管（J55/壁厚8.89mm）主要次要目录

一、井身结构现状二、井身结构优化三、大庆油田钻井井控风险分类及分级管理四、保证措施五、建议二、井身结构优化大庆油田除了深井、特殊工艺井外，井身结构均设计为两层套管，对于两层套管来说，井身结构优化主要是对表层设计优化。二、井身结构优化（一）表层套管设计原则1、表层下深原则表层下深在设计时主要考虑表层底部下入在稳定的泥岩井段，主要封固：第四系、第三系或明水组，水泥浆返至地面。浅层流砂层砾石层易塌层浅气层浅水层大庆油田对部分区块浅水层较深井没有封固二、井身结构优化（一）表层套管设计原则2、表层套管尺寸设计原则大庆油田套损井主要集中在采油一厂采油二厂采油三厂采油四厂采油五厂采油六厂采油七厂采油十厂这些采油厂：套损层位不同套损程度也不同套损集中在各采油厂的不同区域（1）套损区例1

（一）表层套管设计原则采油一厂共有油水井10200口，套损井数2851口，占总井数27.95％，高于全油田套损率18.51％。套损层位主要分布在标准层:标准层套损井数1024口，占总套损井35.92%，其次是萨0-萨Ⅱ，分别占总套损井6.45％、17.47%、8.87％。套损时间主要发生在1997年之后，共1648口井，占总套损井数的57.8%。采油一厂（一）表层套管设计原则采油一厂例2

“萨尔图油层三次采油（西块）区块”总井数口邻近试验区450m范围套损井数口占总井数%70020128.71注水井套损井数口占总井数%采油井套损井数口占总井数%9647.7610552.23

套损层位从第四系至高一组，主要集中：嫩二段标准层（80口）和萨一组及夹层（64口），分别占套损井总数的39.80%和31.84%，其它各层位最高不超过10.00%

套损类型主要是错断（96口）和变形（74口）（一）表层套管设计原则采油三厂北三区西部大庆油田杏1-3区丙北块钻井与套损井分布特征全部原始钻井全部套损井原始钻井500口，套损井233口例3采油四厂杏1-3区丙北块例4

总井数口邻近试验区450m范围套损井数口占总井数%4608919.3注水井套损井数口占总井数%采油井套损井数口占总井数%5827.93112.2

套损井类型主要为变形（56口）和错断（28口）

套损层位从上部地层至高一组。套损层位主要集中萨二组油层。

注水井套损层位主要集中在萨二组油层（34口），其次萨一、萨二组夹层（4口），萨三组油层（9口）和葡一组油层（3口）

采油井套损层位主要集中在萨二组油层（19口），其次萨一、萨二组夹层（3口）和嫩二段（4口）“行列（东块）三次加密调整区块”（一）表层套管设计原则采油四厂杏六区例5

（一）表层套管设计原则采油五厂杏13区收集采油五厂杏13区套损井、油水井基础数据资料并对其进行分析：杏13区共有油水井962口，套损井数230口，占总井数23.9％，高于全油田套损率18.51％。套损层位主要分布在SⅡ，SⅡ套损井数126口，在总套损井54.8%，全区共有断层11条，断层倾角范围在45-60之间。套损时间主要发生在1998年之后，共134口井，占总套损井数的58.3%。（一）表层套管设计原则采油五厂杏13区历年发生套损井柱状图例6

（一）表层套管设计原则套损区位于51号断层以北，面积2.31km2，共套损176口井，其中注水井76口井，采油井91口井，未射孔新井9口井.采油六厂喇7-30井区例7

“加密井试验区”生产井套损率21.56%，而对葡南区块基本无套损。（一）表层套管设计原则采油七厂葡北一断块根据套损区内设计井在钻井后，可能产生套损，套损后要进行修井，因修井工具尺寸比较大，外径250mm左右，因此在套损区的井，要求下φ339.7mm套管。

结论（一）表层套管设计原则2、表层套管尺寸设计原则（2）井深大于1700m的井和套损区不严重区域的井对于井深大于1700m的井要求下φ273.1mm表层套管，原因是：井深后钻井时间长，钻具会对表层套管有磨损，如直径小，磨损会严重；再是考虑井深后，如出现复杂或事故留有余地。对于套损不集中或不严重区域的井设计φ273.1mm表层套管。（3）其它井对于其它井设计φ244.5mm表层套管。由于现在全部井下表层套管，如表层套管下深按100m计算，按2008年钻井6122口数计算，需表层费用17.99亿元，需防喷器费用0.925亿元。18.92亿元

08年需增加4592口井表层费用，约增加投资13.56亿元，增加防喷器费用0.619亿元。因此：要优化表层设计，降低表层费用。（二）表层套管优化2007年以前现在25%

100%

要求下表层套管井二、井身结构优化14.2亿元1、表层下深优化根据表层下深原则和根据多年钻井经验，以及对大庆油田各钻井区块钻井情况分析，分别对各钻井区块表层下深做了优化设计：只有采油九厂表层下深在200m左右多数井深在100m左右（二）表层套管优化2008年规划钻井工作量及表层尺寸自营区块地区或区块计划口表层深度m表层尺寸mm井深m钻井液密度g/cm3生产井套损率自营区块合计5022(一)喇萨杏油田672一厂南一区西东块三元复合驱295100339.711101.40-1.45约34.6%北一区断西东块二类油层上返352100339.711501.40-1.45高台子注采系统及更新井16100339.711501.40-1.45水平井9100339.7682二厂南三区东部二类聚驱493100244.511201.45-1.50约11.6%南三区高台子一次加密93100244.512531.45-1.50南三区面积二次加密遗留29100244.510501.45-1.50萨西一次及更新井67100244.512531.45-1.50约15.4%279三厂北三西东北块二类油层273100339.712501.55-1.60约24.5%北三西东部过渡带5100339.712501.50-1.55水平井1100339.7448四厂杏六区东部二块三次加密201100273.112501.50-1.55约19.3%杏六区东部二块三元212100273.112201.50-1.55更新井35100339.712201.60-1.65（二）表层套管优化自营区块地区或区块计划口表层深度m表层尺寸mm井深m钻井液密度g/cm3生产井套损率356五厂杏十区纯油区西部三次加密191100339.712001.50-1.55约24.3%杏十三区纯油区东块聚驱补74100339.712001.75-1.55杏南低渗透储层挖潜22100339.718001.55-1.60水平井2100339.72000更新井48口及首钻井15口43100273.1注采系统调整24100244.51.50-1.55330六厂南中东一区聚驱上返319100244.511951.40-1.45约8.66%更新井11100339.712001.55-1.602008年规划钻井工作量及表层尺寸（续）（二）表层套管优化自营区块地区或区块计划口表层深度m表层尺寸mm井深m钻井液密度g/cm3生产井套损率（二）长垣南部109七厂葡北一断块加密井试验28150339.712701.65-1.70约21.56%葡4681150244.51100外扩约3.9%317茂802-80360100273.11850敖南141150244.51400葡南葡333102100273.11750更新井14150273.112701.65-1.70496八厂宋芳屯北部加密31100244.517001.40-1.45徐家围子徐25、徐2786100244.51700太东区块254100244.51700升平油田加密28100244.517001.40-1.45永乐油田加密19100244.517001.40-1.45肇39（百井工程）8100244.51700芳1470100244.517002008年规划钻井工作量及表层尺寸（续）（二）表层套管优化2008年规划钻井工作量及表层尺寸（续）（二）表层套管优化自营区块地区或区块计划口表层深度m表层尺寸mm井深m钻井液密度g/cm3生产井套损率480九厂`古龙北200200273.11965齐加北古708250200273.12240英51区块26200273.12100江544240244.5600423十厂长46加密区块10080244.513501.50-1.55约11.0%朝1-朝气3加密3080244.513001.70-1.75双301外扩7280244.51200五站213区块1880244.51000开发井树3930100273.11800朝98葡萄花53100244.51200约6.7%长1012080244.51200评价井100200244.5评价井70200273.1深层气30300339.7海拉尔230170273.12100合作区块头台榆树林1100120244.51700合计6122727860

2008年调整井区块表层下深为100m深层气井表层下深在300m左右

表层套管下深最浅80m，最深240m，平均118.89m二、井身结构优化1、表层下深优化2、套管外径的优化经过对各区块套损分析、地层压力分析和钻井情况分析，确定了各区块表层套管尺寸。大部分井逐渐过渡到φ273.1mm和φ244.5mm套管由以前全部下φ339.7mm套管表层套管外径（二）表层套管优化（二）表层套管优化

经过统计下φ273.1mm套管1438口占总井口数的23.49%

下φ244.5mm套管3340口占总井口数的54.56%

下φ339.7mm套管1314口占总井口数的21.95%2、套管外径的优化3、套管钢级和壁厚的优化过去表层套管φ339.7mm/J55/9.65mm现在设计钢级为H40套管，见下表从而降低了

同时也降低了

套管钢级

套管壁厚

从而

可以在套管钢级和套管壁厚上节省成本

（二）表层套管优化套管性能表

套管外径mm钢级壁厚mm抗挤强度MPa抗压强度MPa抗拉强度MPa244.5H407.929.4515.71129273.1H407.095.7912.5911339.7H408.385.111.91432（二）表层套管优化三种不同尺寸套管强度校核表套管外径mm井段m段长m壁厚mm钢级螺纹扣型单位重kg/m抗拉抗挤抗内压螺纹强度kN管体强度kN安全系数理论强度MPa实际压力MPa安全系数理论强度MPa实际压力MPa安全系数339.70~1001008.38H40STC71.431432.32406.520.475.101.234.1511.938.831.35273.10~1001007.09H40STC48.74911.91632.519.115.791.234.7112.558.831.42244.50~1001007.92H40STC46.621129.81603.624.219.451.237.6815.658.831.77假设：调整井区块一开钻井液密度设计为1.25g/cm3，二开钻井液密度设计为1.80g/cm3，二开完钻井深按1250m计算，则三种不同尺寸套管校核情况见下表：（三）表层套管强度校核从表中可以看出：三种不同尺寸套管强度校核能满足规定要求套管外径mm井

段m段

长m壁厚mm钢级螺纹扣型单位重kg/m抗

拉抗

挤抗

内

压螺

纹强

度kN管

体强

度kN安全系数理论强度MPa实际压力Mpa安全系数理论强度Mpa实际压力Mpa安全系数273.10~2002007.09H40STC48.74911.91632.57.955.792.832.0512.5510.991.14244.50~2002007.92H40STC47.621129.81623.612.109.452.354.0515.6510.991.42采油九厂所钻井打表层有200m和240m，240m表层井设计完钻井深600m，所以只对200m表层井进行强度校核。设计完钻井深按2100m计算，一开钻井液密度设计为1.15g/cm3，二开钻井液密度设计为1.25g/cm3，则二种不同尺寸套管校核情况见下表：二种不同尺寸套管强度校核表（三）表层套管强度校核从表中可以看出：二种不同尺寸套管强度校核能满足规定要求如果使用国内厂家生产的ERW套管，还可节约5-10%表层优化方案设计表套管外径mm钢级壁厚mm下入总井数口套管总长m总进尺m备注339.7H408.381314132800134114273.1H407.091438215200216638244.5H407.923340370860374200小计6092718860724952注：深层气30口井套管总长9000m，总进尺9030m未计算在内。（四）表层优化方案二、井身结构优化（五）表层套管优化成本分析1、表层套管费用分析（1）全部采用φ339.7mm/J55/9.65mm和全部采用φ339.7mm/H40/8.38mm套管费用对比分析：全部采用φ339.7mm/J55/9.65mm套管，则6092口井约需套管58357.0548t。总费用为：43242.57761万元全部采φ339.7mm/H40/8.38mm套管，6092口井约需套管51348.1698t。总费用为：36146.54413万元二、井身结构优化φ339.7mm/H40/8.38mm套管同全部采用φ339.7mm/J55/9.65mm套管比较：

可节约钢材可节约套管费用7008.885t7096.03348万元

1、表层套管费用分析（2）优化方案与全部采用φ339.7mm/J55/9.65mm套管费用对比分析：如果按优化方案φ339.7mm/H40/8.38mm套管下1314口井（表层进尺132800m）φ273.1mm/H40/7.09套管下1438口井(表层进尺215200m)φ244.5mm/H40/7.92m套管下3340口井(表层进尺370860m)需钢材

37264.2452t

总费用

25289.38023万元1、表层套管费用分析同全部采用φ339.7mm/J55/9.65mm套管比较：可节约钢材：可节约费用：21092.8096t17953.1973.80万元1、表层套管费用分析表层套管附件主要为可钻式浮鞋和联顶节如全部设计井都设计为φ339.7mm可钻式浮鞋、联顶节，则需费用：4768.2084万元如按优化方案，φ339.7mm套管下1314口井，φ273.1mm套管下1438口井，φ244.5mm套管下3340口井，则需费用：4246.4508万元同全部采用φ339.7mm比较可节约费用：521.7576万元

￥（五）表层套管优化成本分析2、表层套管附件费用分析

全部采用φ339.7mm套管水泥费用分析需A级水泥量：246171.9506t需水泥费用：13539.457283万元

需水泥添加剂：492.34t需费用：118.1616万元

优化方案水泥费用分析φ339.7mm套管下1314口井，φ273.1mm套管下1438口井，φ244.5mm套管下3340口井需A级水泥量：160732.994t需水泥费用：8840.31467万元

需水泥添加剂：321.45t需费用：77.148万元

（五）表层套管优化成本分析3、水泥用量分析可节约添加剂费用：优化方案与全部采用φ339.7mm套管水泥费用分析可节约水泥费用：4699.14261万元41.0136万元3、水泥用量分析如设计井全部采用φ444.5mm钻头，则牙轮钻头按5口井使用一只，则需：钻头1219个，需费用976.7847万元如按优化方案，φ339.7mm套管下1314口井，φ273.1mm套管下1438口井，φ244.5mm套管下3340口井，也按5口井使用一只计算，则需：钻头为：φ444.5mm钻头263只，φ374.6mm钻头288只，φ311.2mm钻头668只。需要费用：577.2627万元。（五）表层套管优化成本分析4、表层钻头费用分析同全部用φ444.5mm井眼比较可节约钻头费用：399.5220万元￥5、优化方案同全部采用φ339.7mm/J55/9.65m方案各项费用比较：优化方案同全部采用φ339.7mm/J55/9.65m方案各项费用比较表（五）表层套管优化成本分析方案套管费用万元套管附件费用万元水泥费用万元添加剂万元钻头费用万元其它费用万元合计万元φ339.7mm/J55/9.65m方案43242.57764768.208413539.4573118.1616976.7847117268.8254179914.015优化方案25289.38024246.45088840.314777.148577.2627117268.8254156299.3818节省费用17953.1974521.75764699.142641.0136399.5220023614.6332目录

一、井身结构现状二、井身结构优化三、大庆油田钻井井控风险分类及分级管理四、保证措施五、建议三、大庆油田钻井井控风险分类及分级管理三、大庆油田钻井井控风险分类及分级管理（一）井控风险分类及分级管理根据地层压力分析和有关井控技术规定，按照井控分类分级管理的原则，大庆油田进行了风险评估与分级：

Ⅰ类风险井发生过井喷、环境敏感区块、含超标有毒有害气体的井；以开发气藏为目的的井；探井（松辽盆地北部以勘探油藏为目的的中浅层探井除外）；超深井；采用欠平衡等特殊工艺技术施工的井

Ⅱ类风险井含有浅气层或气顶的井；松辽盆地北部以勘探油藏为目的的中浅层探井；含不超标有毒有害气体的井。

Ⅲ类风险井未发生过井涌区块、无浅气层、不含有毒有害气体的井。对井控实行三级管理：

Ⅰ级管理属于“三高井”范畴的井，由钻井公司负责实施，管理局和油田公司主管部门重点监管。Ⅱ级管理Ⅱ类风险井和Ⅰ类风险井中不属于“三高井”范畴的井，由钻井公司全面负责实施，钻井公司和采油厂进行监管，管理局和油田公司主管部门抽查监管。Ⅲ级管理该类井由钻井公司和采油厂进行监管。（一）井控风险分类及分级管理根据井控风险划分和井控分级管理，对〇八年钻井井控风险级别、井控设备进行了划分和：钻井口数地区区块计划口数风险类别井控装备组合672一厂南一区西东块三元复合驱295一类FZ35-21JG-21YG-21北一区断西东块352三类FZ35-07高台子注采系统及更新井16二类FZ35-21JG-21YG-21水平井9二类FZ35-21JG-21YG-21682二厂南三区东部二类聚驱493一类FZ35-21JG-21YG-21南三区高台子一次加密93一类FZ35-21JG-21YG-21南三区面积二次加密29一类FZ35-21JG-21YG-21萨西一次及更新井67三类FZ35-07279三厂北三西东北块二类油层273二类FZ35-21JG-21YG-21北三西东北块二类油层5二类FZ35-21JG-21YG-21水平井1二类FZ35-21JG-21YG-21448四厂杏六区东部二块三次加密201二类FZ35-21JG-21YG-21杏六区东部二块三元212二类FZ35-21JG-21YG-21更新井35二类FZ35-21JG-21YG-21井控风险分类、井控装置表（一）井控风险分类及分级管理井控风险分类、井控装置表（续）钻井口数地区区块计划口数风险类别井控装备组合356五厂杏十区纯油区西部三次加密191三类FZ35-07杏十三区纯油区东块聚驱补74二类FZ35-21JG-21YG-21杏南低渗透储层挖潜22三类FZ35-07水平井2二类FZ35-21JG-21YG-21更新井及首钻井43二类FZ35-21JG-21YG-21注采系统调整24三类FZ35-07330六厂南中东一区聚驱上返319一类FZ35-21JG-21YG-21更新井11一类FZ35-21JG-21YG-21426七厂葡北一断块加密井试验28一类FZ35-21JG-21YG-21葡4681一类FZ35-21JG-21YG-21茂802-80360三类FZ35-07傲南141一类FZ35-21JG-21YG-21葡南葡333102一类FZ35-21JG-21YG-21更新井14一类FZ35-21JG-21YG-21496八厂宋芳屯北部加密31三类FZ35-07徐家围子徐25、徐2786三类FZ35-07太东区块254三类FZ35-07升平油田加密28三类FZ35-07永乐油田加密19三类FZ35-07肇398三类FZ35-07芳1470三类FZ35-07（一）井控风险分类及分级管理钻井口数地区区块计划口数风险类别井控装备组合480九厂古龙北200一类FZ35-21JG-21YG-21齐家北古708250三类FZ35-07英51区块26三类FZ35-07江544三类FZ35-07423十厂长46加密区块100三类FZ35-07朝1-朝气3加密30二类FZ35-21JG-21YG-21双301外扩72三类FZ35-07五站213区块18二类FZ35-21JG-21YG-21树3930三类FZ35-07朝98葡萄花53三类FZ35-07长10120三类FZ35-07井控风险分类、井控装置表（续）（一）井控风险分类及分级管理区块计划口数风险类别井控装备组合评价井170二类FZ35-21JG-21YG-21海拉尔230二类FZ35-21JG-21YG-21合作区块1100三类FZ35-21JG-21YG-21深层气30一类2FZ35-70+FH35-35井控风险分类、井控装置表（续）（一）井控风险分类及分级管理（二）2008年开发井钻井增加井控费用情况根据2008年规划开发井钻井工作量，结合钻井井控风险分级管理标准，对井控设备增加成本进行以下分析：按照钻井井控风险分级管理标准对开发井进行井控风险分类：一类风险井1836口二类风险井1319口三类风险井（增加井控费用部分）2967口三、大庆油田钻井井控风险分类及分级管理合计6122口按照井控风险分类对安装防喷器组合进行划定：一类、二类风险井安装FZ35-21防喷器+JG-21节流管汇+YG-21压井管汇或更高一级；三类风险井安装FZ35-07防喷器。按照目前井控设备租用标准及付费方式:一类、二类风险井检修费用5.8337万元/次，试压0.2536万元/次，租金93元/天；三类风险井检修费用2.803万元/次，试压0.1500万元/次，租金47元/天。（二）2008年开发井钻井增加井控费用情况费用分析（按每月平均钻井3.5口计算）一、二类风险井每口井费用（不含简易套管头）2.0001万元，总费用：6310.3155万元三类风险井每口井费用：0.9911万元，总费用：2940.5937万元。2008年钻井6122口井总费用：9250.9092万元。如按25%下