1、237339123m，延长组大吉4-9向22374120m，延长组大吉6（设计）气侵2154m，本溪组1.2工程设计重点提示 （1）刘家沟组底部为区域漏失层（一般为渗漏层）。预计大吉 4-5 井可能漏失段在 15051555m，大吉 4-5 向 1 井可能漏失段在 15091559m，大吉 4-5 向 2 井可能漏失段在 14971547m，大吉 4-5向 4 井可能漏失段在 15021552m，注意在钻开该层之后进行工艺堵漏。 （2）大吉 1 井在井深 1535m1867m 为漏失层段，从邻井钻井情况观察，初步判断为局部漏失层，漏失层位是整个石千峰组和石盒子组顶部 80m 段。其中，井段 1
2、8041806m，漏失钻井液 90m3；井段 18111839m，漏失钻井液 80m3；井段 1839m1850m，漏失钻井液 50.0m3；井段 1850.001863m，漏失钻井液 20m3；井段 18651867m，漏失量 15m3。因此，大吉 4-5 井台在钻开该层时，需注意观察工况，进行工艺堵漏。 （3）大吉 6 井在钻至本溪组砂岩 2145m 时发生气侵，气层中部 2145m 处测得地层压力为28.09Mpa，地层压力系数 1.31，说明大吉 6 井区本溪组砂岩气藏为超压气藏。大吉 4-5 井台在钻至该层时，需密切注意观察工况，加强地质录井，做好井控管理、防喷措施及预案。同时，本溪
3、组、太原组、山西组煤层发育，单层厚 110m，易坍塌，注意在钻开该层之后防塌。 （4）奥陶系顶部裂缝、孔洞发育，易漏失，注意在钻开该层之后进行工艺堵漏。1.3施工思路 根据区块调研情况，本井施工思路为：（1）大吉4-5井是一口直井，重点防斜打直，保证井身质量。 （2）优选PDC钻头，应用“转盘+螺杆”复合钻进技术，提高机械钻速，缩短钻井周期。 （3）提前做好堵漏施工的技术措施、物资储备以及设备检查等工作。 （4）加强井控管理，认真贯彻落实中国石油天然气集团公司石油与天然气钻井井控规定、长庆油田石油与天然气钻井井控实施细则（2014）、中国石油长庆油田分公司井控安全管理办法、含硫化氢油气井安全钻
4、井推荐作法，杜绝井控事故的发生。（5）加强设备、人员、技术管理，杜绝地面及井下事故的发生。1.1基本数据表1 基本数据 勘探项目鄂尔多斯盆地伊陕斜坡古生界含油气开发井 号井 别井 型大地坐标（井口）纵 （X）大地坐标（井口）横 （Y）备注大吉4-5 开发井直井 19461411.474047425.547 地理位置 山西省永和县交口乡泊洋村南部荒地内构造位置鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东 经北 纬地面海拔1064.548m 磁 偏 角 （ o ）方位角大门方位中靶半径设计井深（垂深）（m）2430 完钻层位奥陶系马家沟组 目的层盒 8 砂组、山 23 砂组 钻井目的（1）落实山西组山 2 段、石盒子组
5、盒 8 段砂层产能。（2）兼探山西组山 1 段、本溪组及其它层系砂岩储层发育及含气情况。完钻原则（1）本溪组无油气显示，留足 60m 口袋完钻；（2）本溪组有明显油气显示，则钻穿本溪组留足 60m 口袋完钻；（3）若全井段无油气显示，加深至马五段。完井方法 5-1/2套管固井完井1.2地质分层 表2 井地层分层数据表 地 层设 计 分 层故障提示界系统组底界深度（m）厚度岩 性新生界第四系60灰黄色亚粘土夹黄褐色、浅棕色砂质粘土及砾石层。防漏防斜中生界三叠上统延长组645585上部为深灰、灰黑色泥岩夹浅灰色粉细砂岩及煤线，中部浅灰绿色中厚层块状砂岩夹灰色、深灰色泥岩、灰黑色碳质页岩，下部为灰绿
6、色、肉红色块状沸石质中粒长石砂岩夹暗灰绿色或紫红色泥岩。中统纸坊组1085440上部灰绿、棕紫色泥质岩夹灰绿色、灰紫色中厚层细砂岩，下部为灰绿色砂岩、砂砾岩。防卡下统和尚沟组1205120棕红、紫红色泥岩为主夹同色砂岩及含砾砂岩，砂岩自上而下逐渐变粗，局部含细砾岩。刘家沟组1555350灰紫色、灰绿色、暗紫红色细粗砂岩夹紫红色、棕红色砂质泥岩、泥岩，含灰质结核，底部含细砾岩。古生界二石千峰组1795240上部以棕红色含钙质结核泥岩为主，夹中厚层肉红色砂岩。下部为肉红色块状砂岩夹棕红色泥岩、砂质泥岩。防塌石盒子组2165370上部以紫红、黄绿、灰色泥岩为主，夹绿灰、浅灰色细中粒砂岩，下部以浅灰色
7、、灰白色、灰绿色含砾砂岩为主，夹棕灰色、深灰色泥质砂岩。防喷山西组2285深灰色、灰黑色砂质泥岩与灰白色中厚层砂岩互层，夹煤层及煤线。太原组232035深灰色生物碎屑灰岩夹煤层、灰黑色泥岩及浅灰色砂岩。石炭本溪组237050煤层、灰黑色泥岩、灰白色、灰色砂质泥岩夹薄层灰岩，底部为深灰色砂岩、铁铝质泥岩。奥陶系马家沟组2430褐灰色白云岩、泥质白云岩及灰岩，夹膏云岩、盐岩。2.1井身结构设计说明2.1.1导管使用444.5mm钻头钻至30m左右，下入426.0mm导管并注水泥，封固地表松散易垮塌地层和 浅表水道，保护水源并为一开建立稳固井口2.1.2一开使用311.15mm钻头钻至500m，表层
8、套管下深：表套层套管应封堵上部易塌、易漏的疏松地层，满足井控安全和保护水源的要求，即下入深度应同时满足以下条件：表套下深500m；进入稳定地层30m以上；2.1.2二开使用215.9mm钻头开钻，井深、气层套管下深由项目组根据录井情况而定，原则是套管下深以层位为准，距井底35m，应达到下套管的地质和工程目的。2.1.3由于大吉6井本溪组出现过气侵，如果本井钻遇塌漏或高压的复杂层段无法钻进，在常规措施解决无效的情况下考虑备用方案，即下入177.8mm套管二开固井完井，三开采用152.4mm钻头，挂127mm尾管完井。 表3 大吉4-5井身结构设计数据表 开钻次序钻头尺寸mm井段m套管尺寸套管下入
9、地层层位套管下入井段水泥封固井段人工井底深度导管444.503040630地面一开311.20550244.505003-5二开215.95502430139.702430全井段距最后一个气层底界以下30m。备注：设计井深为地质设计要求，实钻中按照实际补心高注意校核。2.1.4井身结构示意图图1 井身结构示意图2.2井身质量要求表2-1 直井井身质量要求井 深井 斜（）全角变化率）/30m水平位移井径扩大率井斜测量间距要求11.5015一开段:50m测一次；二开:每30m测一点；50010002301000150032.004015002000502000井底52.5060注：（1）全井最大全
10、角变化率2.5/30m，全井无键槽和狗腿子； （2）井底水平位移60 m； （3）井底无落物； （4）封固段井径扩大率15% （5）井身质量根据单井情况待定，未尽事宜按照国家相关行业规范执行。2.3固井质量要求表2-2 固井质量要求次数套管尺寸下深水泥封固井段人工井底深度m 测井项目固井质量要求550全井段封固，水泥返至井口无合格2427全井段封固。纯水泥返至气层顶界300m以上，低密度水泥返出井口测三样三、各井段钻具组合及钻头选型根据大吉区块地层地质特征及实钻完成井资料，推荐使用下列钻具结构。3.1一开钻具结构（0-550米）（1）311.15mm牙轮钻头+203mm直螺杆+203mmDC无
11、磁钻铤1根+308mm扶正器+203mmDC3根+177.8mmDC6根+159mm DC9根+127mmDP。 （2）311.15mmPDC钻头+203mm直螺杆+203mmDC无磁钻铤1根+308mm稳定器+177.8mmDC3根+159mmDC 9根+127mmDP钻井参数：前100米钻压40-60kN，之后可逐步加大至80-100KN，排量30-50L/S，转速65r/min。钻头选型:PDC钻头青岛石大BTM115，牙轮钻头HJ517G。3.2二开（550m-完钻）（1） PDC钻头： 215.9mm钻头+7 LZ 172直螺杆+159mm无磁钻铤1根+213mm扶正器+159mm钻
12、铤8根+127mm加重钻杆15根+127mm钻杆 215.9mm钻头+159mm无磁钻铤1根+159mm钻铤7根+127mm加重钻杆15根127mm钻杆（2）牙轮钻头：215.9mm钻头+159mm无磁钻铤16根+127mm加重钻杆钻头型号： 二开首先选用青岛石大青岛石大BTM116E61，石千峰组以后地层选用BTM115E6，牙轮钻头HJ517G，本溪组、马家沟组地层使用HJ537GPDC钻头钻压40-120KN，牙轮钻头钻压180-200kN，排量30L/s，转数60-65r/min，钻头喷嘴压降不低于2.5MPa。四、井控措施及要求 该区块本溪气层活跃。 井控是井下安全的重中之重，必须高
13、度重视，认真贯彻落实中国石油天然气集团公司石油与天然气钻井井控规定、长庆油田石油与天然气钻井井控实施细则（2014）、中国石油长庆油田分公司井控安全管理办法、含硫化氢油气井安全钻井推荐作法，杜绝井控事故的发生。4.1根据设计要求，二开前安装2FZ35-35+FH35-35型防喷器组，按设计安装好井口，要求位置正确，固定牢靠，远控房电路必须专线专用，按规定要求试压合格4.2防喷器操作手柄及其它闸门应挂牌编号，注明所处状态，内防喷工具配备齐全，放在指定位置，定期活动加强保养，确保灵活好用。4.3二开及进入目的层前100m，每个生产班组必须进行一次四种工况下的防喷演习，要求操作熟练，快速准确，确保井
14、控设备完好。4.4进入刘家沟组安排专人坐岗，以防井漏。石千峰专人坐岗观察，钻井中发现钻时突然加快，放空、井漏。气测显示异常时等情况，应立即停钻观察。快钻时要求不超过1米必须循环观察，待无异常后再恢复钻进。4.5气层井段及气层以上300米起钻必须用I档低速，起钻速度不得超过0.5m/s,每起3柱罐满一次泥浆，并记录泥浆罐入量。下钻时控制下放速度，并观察好泥浆返出是否正常。4.6进入油气层前100-150m开始，用正常钻进的1/3至1/2的排量进行低泵速试验，井深每加深200m，钻井液密度调整及更换缸套后都要进行一次。起钻前及每次下钻到底要进行油气上窜速度测定，气层上窜速度10米/小时。4.7井场
15、储备1.35 g/cm3重泥浆60方，石灰石粉60t。4.8油气段加强干部值班，落实井控岗位责任制，增强全员井控意识，充分做好防喷的各项准备。五、钻具管理要求5.1清洗干净钻具丝扣，认真检查公、母扣及台肩有无损伤或裂纹，入井前用气管线吹干净丝扣及台肩的沙粒，再涂均匀密封脂。密封脂存放应密封，保持干净，防止沙尘污染。5.2按标准扭矩上扣，旧钻具上扣扭矩选用低限值。61/4钻铤上扣扭矩为30-33KN.m，5加重钻杆上扣扭矩为30 KN.m，5G 105新钻杆上扣扭矩为34.9 KN.m ,接头外径155mm上扣扭矩为29.7 KN.m5.3每口井开钻对所用钻铤、接头、加重钻杆、扶正器进行探伤检查
16、，钻进至2800m之前再探伤检查一次。5.4合理调整转盘转速。有统计资料显示，转盘转速在65r/min左右可预防钻具先期失效，90r/min以上钻具失效频率大大增加。5.5定期倒换钻具和错扣检查钻具，每起下一趟钻倒换一次钻铤、钻杆的入井顺序，改变其受力状况。扶正器有利于钻具工作状态的稳定，尽可能增加扶正器的使用井段。5.6 PDC钻头钻进时，应不定时调整钻压值，不能固定不变，防止钻具中和点疲劳失效。5.7钻具失效要做到早发现、早处理，发现泵压下降应立即查明原因，及时起钻，严防钻具落井。若查不出原因，应将钻铤、加重钻杆逐根卸开，清洗干净，并检查公、母扣及接箍。5.8根据钻具使用情况及时补焊耐磨带
17、，钻具装卸、上下钻台应严防剧烈碰撞。六、堵漏施工措施6.1常规堵漏措施6.1.1.表层井漏的处理 在钻进至表层比较浅的位置就出现井漏的情况下，使用坂土浆或清水抢钻，然后下入导管，下入深度要最少大于漏层井深2-3m，导管底部缠易膨胀的棉花被等其他东西，并固定牢固，当导管下入后把导管和井壁的空间加入水泥浆将导管封固，候凝12h方可开钻。导管以下如果出现井漏，根据井下漏失的严重程度，分别采用随钻堵漏或复合静止堵漏；井漏速度小于3m3h，可以加入5%的随钻堵漏材料边钻边堵，在循环压力的作用下，随着堵漏材料和坂土颗粒进入漏失后膨胀作用，并伴着泥饼的逐步形成漏失量会越来越小或不漏；如果漏失量大并且水源不足
18、或井漏只进不出，可以采用复合静止堵漏。具体配方：清水+坂土8-10%+ Na2CO3 （坂土加量的5%）+随钻堵漏材料10%+复合堵漏材料10%+混合堵漏材料5%,堵漏浆打入后静止24h6.1.2二开井漏的预防及处理6.1.2.1根据预告的地层压力，设计合理的钻井液密度，并结合实钻情况，及时合理地调控维持钻井液密度，实现近平衡钻井，从而尽可能地降低钻井液液柱压力；在满足钻井施工的前提下，控制钻井液密度在低限，如需调整钻井液密度时，控制钻井液密度每循环周改变值在0.02g/cm3以内，预防钻井液密度突升而压漏地层；优化钻井液流变性能。在保证井眼良好净化的前提下，应尽可能调低钻井液的粘度切力，特别
19、是静切力，从而最大限度地降低环空循环当量密度和减轻压力激动，防止诱发性井漏；针对地层承压能力低，在下部井段钻井时，上部井段易发生井漏的情况，钻井液方面可采用承压堵漏施工，以提高地层的承压能力。具体采用以颗粒尺寸在2mm以内细颗粒为主的堵漏材料，使用高承压、间歇关挤堵，以有效提高地层承压能力，消除隐患6.1.2.2 工程方面;钻井操作平稳，避免过高的压力激动。选用合理的排量，避免过高的环空返速，控制起下钻速度，平稳操作，下钻到底后应先转动钻具5-15min破坏钻井液结构后再缓慢地开泵。井径不规则、垮塌严重的井段,严禁开泵过猛,在单泵循环正常后再开双泵,以免压漏地层。在钻井液触变性较大、静止时间较
20、长的情况下,下钻要分段循环钻井液,防止触漏地层。下钻时控制速度,防止压力激动过大而蹩漏地层。要有专人观察钻井液返出情况和钻井液液面,遇漏失时要详细记录其漏失量、漏失速度、漏失位置和漏失时钻井液性能6.1.2.3发生微漏时，可使用静止堵漏方法，发生漏失后将钻具提到安全的位置，让井内钻井液静止23h，再开泵观察井内情况。静止堵漏方法无效后可采用高浓度桥接堵漏材料堵漏6.1.2.4若桥堵无效，则使用DTR复合堵漏剂和桥接剂配制堵漏浆；如抗压达不到压力控制要求，可在堵漏浆基础上挤水泥浆，提高堵漏层的抗压强度；如发生大型漏失，可考虑使用特种凝胶复合水泥浆堵漏、水泥浆堵漏6.1.2.5 DTR高失水堵漏剂
21、是由具有良好渗滤性的材料、纤维状材料及聚凝剂等复合而成的粉剂，既具有高失水堵漏性能，又能部分酸溶，便于酸溶解堵，有利于保护油气层如果DTR堵漏无效可以考虑注水泥堵漏6.1.2.6桥堵、DTR复合堵漏剂和桥接剂配制堵漏浆堵漏时，下光钻杆至漏层顶部，如井下正常，井眼畅通可下至漏层已下20m左右，堵漏剂出钻头时要上下活动，活动距离超过10m，观察泵压、悬重、转盘扭矩变化情况，有异常及时处理。6.2水泥浆堵漏（包括水泥填井）6.2.1基本要求6.2.1.1温度计算：实验温度打水泥塞井深地温梯度（/100m）0.86.2.1.2.施工时间确定：施工总时间打水泥时间替浆时间起钻时间（钻具从水水泥塞底部起至
22、水泥塞顶部以上）循环时间（钻具底部到井口的迟到时间）附加时间（1：00-1：30）6.2.1.3水泥浆密度要求： 在无特殊要求情况下水泥浆密度按常规标准执行。即：G级水泥取1.90g/cm3；D级水泥取1.97g/cm36.2.1.4.稠化时间确定：依据计算温度、水泥浆密度、施工总时间确定水泥浆稠化时间。在实验温度、水泥浆密度达到上述要求后，最终稠化时间不得小于施工总时间。6.2.1.5水泥量确定：6.2.1.5.1有井径数据的井，按井径数据计算水泥封固段井筒总容积，在计算取得的总容积基础上附加30-50%为送井水泥量。6.2.1.5.2无井径数据的井，一般215.9mm井眼：按1.5-1.8
23、d/m计算送井水泥量；311.1mm井眼：按2.5d/m计算送井水泥量。6.2.1.5.3若遇井壁掉块较多或垮塌井段，215.9mm井眼：按2.0d/m计算送井水泥量；按3.0d/m计算送井水泥量。6. 2.2施工步骤6.2.2.1一般情况下光钻杆（若有加重钻杆入井，加重钻杆的位置应尽量辟开水泥封固井段）距要求水泥塞底部30-50m（或漏层以下不超过10m），开泵循环泥浆，井内泥浆密度均匀即可6.2.2.2注前隔离液（配浆水）：数量4.0-6.0m3（折合井眼环空高度100-150m）。井壁掉块多或有垮塌的井眼隔离液最好使用CMC胶液（粘度60-80s）6.2.2.3注水泥浆：按实验的泥浆密度
24、（0.03）向井内注入送井的全部水泥量。6.2.2.4注后隔离液（配浆水）：注入量尽可能使钻具内后隔离液高度与环形空间前隔离液高度相等。6.2.2.5替泥浆：替入钻具内的总量（泥浆量后隔离液量）折合钻具内液面高度小于水泥塞顶部井深100-150m。6.2.2.6上起钻具到水泥塞面顶部以上30-50m6.2.2.7开泵循环出井内多余的水泥浆（如井漏无法循环直接起出全部钻具），循环时间不少于2个循环周，循环结束起出井内全部钻具侯凝36：00-48：00。进行扫塞及下步施工6.2.3水泥浆堵漏施工水泥浆堵漏施工与打水泥塞施工基本相同。区别点有以下几点：6.2.3.1光钻杆下至漏失层以下。6.2.3.
25、2隔离液注入量控制在2.0m3以内。6.2.3.3打完堵漏水泥浆再打入0.5-1.0m3后隔离液，替够设计的泥浆量直接上起井内钻具到安全井段或全部起出井内钻具。6.2.3.4起钻过程中视井眼状况向井内灌入适当泥浆量。6.2.3.5堵漏水泥浆稠化时间与打水泥塞相比相对短一点，具体少一个循环时间（迟到时间）6.2.3.6送井水泥量视井眼状况具体确定6.2.4注意事项6.2.4.1参与施工设备必须运转正常，吊卡等工具灵活好用6.2.4.2注入井内的水泥浆密度尽量走上限6.2.4.3替浆计量必须准确，否则影响水泥塞质量6.2.4.4从打水泥到循环泥浆整个过程中要勤活动钻具，一般以转动转盘为主，可间断大
26、幅度活动钻具6.2.4.5打水泥浆中途设备发生意外，在短时间内不能修复应立即开泵将注入井内水泥浆循环出来七、加强生产组织与协调管理 1、甲方验收、电测、固井等配合多，要超前计划组织，加强各工序之间的衔接，杜绝因组织不到位而造成停工。 2、充分发挥地面设备的保障作用，加强设备的维护、检查、保养，每趟钻利用起下钻时间对设备全面检修，确保钻进期间设备运转正常。 3、加强与定向队（甲方指定队伍）的沟通、配合，督促定向队提前做好准备工作，仪器入井前认真调试、检查，确保井下工作正常。 4、加强与工区甲方的交流沟通，与住井监督、地质录井人员搞好关系，泥浆气泡较多时，使用消泡剂消泡，尽量不要使用柴油，以免地质录井告状。 5、对使用中存在质量问题的钻头、螺杆及其它材料要及时反馈项目组，并附使用情况、出厂合格证等原始资料，争取厂家索赔，减少损失。每根螺杆要充分利用，使用到家，每口井螺杆控制在3根以内。八、分段施工重点措施及要求8.1导管 导管采用444.5mm钻头开眼，井深30m，下入426mm导管，目的封闭易塌、易漏黄土层，建立井口。施工措施：（1）提前配坂土浆100m3，钻头旋转开眼，防止井斜。（2）下入导管后，要
