钻井课程设计报告-勘探项目A4井钻井工程设计书毕业设计论文.doc

中国地质大学（北京）10021011班

XX省XX区块勘探项目
A4井钻井工程设计书

中国地质大学（北京）10021011班
2014年03月

XX省XX区块勘探项目
A4井钻井工程设计书

编写人：段云星

学 号：1002101111
编写单位：中国地质大学10021011班
项目单位：中国地质大学10021011班
2014年03月

目录
1 地质设计摘要 2
1.1 A4井基础数据 2
1.2 地质分层 2
2 井身结构设计 2
2.1 压力预测分析 2
2.2 井身结构设计依据 2
2.3 两开井身结构设计 2
2.4 井身结构设计说明 2
2.5 井身结构示意图 2
3 固井工程设计 2
3.1 套管柱强度设计 2
3.1.1 计算 2
3.1.2 套管柱设计说明 2
3.1.3 各层套管固井质量要求 2
3.2 套管柱管串结构 2
3.3 水泥及水泥浆设计 2
3.4 注水泥准备及作业要求 2
4 钻柱设计 2
4.1 钻柱组合设计 2
4.2 钻柱组合强度设计 2
4.3 钻具组合设计 2
4.4 复合钻井防斜打快机理 2
4.5 直螺杆钻具组合防斜机理 2
4.6 钻具组合设计 2
5 钻井设备选择 2
6 钻井液设计 2
6.1 钻井液体系选择 2
6.2 钻井液密度确定 2
7 钻进参数设计 2
7.1 钻头选型设计 2
7.2 机械破岩参数设计 2
7.2.1 钻压、转速确定的一般原则 2
7.2.2 采用最优关系方程确定W，n 2
7.3 水力参数设计 2
8 油气井压力控制 2
8.1 一开井口装置 2
8.2 二开井口装置 2
8.3 井控管汇 2
8.4 井控装置和套管试压 2
8.5 井控设备的安装要求 2
8.6 中途测试井控要求 2
8.7 测井井控要求 2
8.8 油气井控制的主要措施 2
9 各次开钻或分井段施工重点要求及注意事项 2
9.1 一开钻进重点要求及注意事项 2
9.2 二开钻进重点要求及注意事项 2
10 地层压力监测要求 2
11 地层漏失试验 2
11.1 地漏试验要求 2
11.2 地漏试验程序 2
12 油气层保护 2
12.1 钻井中损害油气层的工程因素 2
12.2 保护油气层的钻井液技术 2
12.3 保护油气层的钻井工艺技术 2
12.4 保护油气层的固井技术 2
13 完井井口装置要求 2
14 健康、安全与环境管理 2
14.1 基本要求 2
14.2 健康、安全与环境管理体系要求 2
14.3 关键岗位配置要求 2
14.4 健康管理要求 2
14.5 安全管理要求 2
14.6 环境管理要求 2
15 钻井进度计划 2
15.1 机械钻速预测 2
15.2 钻井进度计划 2
16 成本预算 2
16.1 主要消耗材料计划 2
16.2 钻井成本计划 2
16.3 钻井技术经济指标 2

1 地质设计摘要
1.1 A4井基础数据
井 名
：
A4
井 别
：
探井
井口坐标
：
地面海拔m 70
纵（）m 4275165
横（）m 20416485
测线位置
：
504和45地震测线交点
地理位置
：
XX省XX市东500m
构造位置
：
XX凹陷
井 型
：
直井
设计井深
：
3750m
目的层位
：
QJ
完钻层位
：
QJ （进入 QJ 250m完钻未穿）
钻探目的
：
了解XX构造含油气情况，扩大勘探区域，增加后备油气源
完钻原则
：
进入 QJ 250m完钻
完井方法
：
先期裸眼
注：以上井深以转盘面作为深度零点，转盘面高度5m。
1.2 地质分层
层位代号
底界深度，m
分层厚度，m
主要岩性描述
故障提示
A
180

砾岩层夹砂土,未胶结
渗漏
B
600
420
上部砾岩,砂质砾岩,中下部含砾砂岩
渗漏
C
1000
400
中上部砺砂岩、夹泥岩和粉砂质泥岩；
下部砺状砂岩，砺砂岩、泥岩、粉砂质泥岩不等厚互层
防塌
D
1600
600
泥岩、砂质泥岩、砺状砂岩、含砺砂岩不等厚互层，泥质粉砂岩
防漏
防斜
E
1900
300
砂质泥岩、泥质粉砂岩、夹砺状砂岩、含砺砂岩
防斜
防漏
F3
2650
750
泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩
防斜
F2J
2900
250
泥岩夹钙质砂岩，夹碳质条带煤线，中部泥岩夹煤层、下部泥岩、粉砂岩、泥质粉砂岩
防斜、塌、卡
F2K
3150
250
泥岩为主，泥质粉砂岩，中粗砂岩，砂砾岩间互

F1
3500
350
泥岩、泥质砂岩、下部灰褐色泥岩
防漏喷卡
QJ
3750
(未穿)
250
深灰，浅灰色灰岩为主，间夹褐，砖红色泥岩
防漏、喷、卡
2 井身结构设计

2.1 压力预测分析
（此部分数据在设计题目中未给出，为从其他地质设计中借鉴以便于设计计算）

综合分析本构造已钻井实钻资料和开发资料，预测出地层孔隙压力、地层破裂压力的压力梯度情况，由实钻资料和开发资料可以看出，该构造属正常压力地层，且安全窗口较大。预测地层压力数据表如表2.1所示，预测的压力剖面如图2.1所示。钻进过程中应加强随钻测量，以实钻监测为准。

表2.1 设计井地层压力预测数据表图 2.1 压力预测结果图

井深
m
Gp当量钻井液密度
g/cm3
Gf当量钻井液密度
g/cm3
0
0.950
1.280
500
0.950
1.420
1000
0.950
1.530
1500
0.950
1.600
2000
0.950
1.680
2500
0.950
1.750
3000
0.950
1.830
3200
0.910
1.860
3400
0.904
1.900
3500
0.905
1.920
3600
0.898
1.950
3700
0.905
1.970
3800
0.905
1.990

2.2 井身结构设计依据
井身结构设计要求先遵循钻井设计的基本原则，依据已知的基础数据和资料，设计套管的下入深度和层次，结合后续完井工艺的要求，确定出井身结构。
1) 设计主要依据为：
（1）根据《井身结构设计方法》（SY/T5431-1996）。
（2）依据该断块钻井地质设计提示的钻遇地层、气水显示、地压梯度预测、故障提示。
（3）A4邻井钻井井史资料分析。
2) 井身结构设计原则
（1）安全第一的原则
探井钻进，对于压力预测把握不足的地层采取保守的技术措施和方案；
保证同一井段地层压力系统平衡，避免出现喷漏在同一裸眼中；
为保证安全钻进，用套管封住复杂井段地层，如易漏、易垮塌、易缩径和易卡钻地层；井内钻井液液柱压力和地层压力之间的压差不宜过大，以免发生压差卡钻；
（2）保护油气层、取全取准地质资料的原则
有效的保护油气层，使不同压力梯度的油气层尽可能少受泥浆污染损害。
（3）低成本的原则
设计合理的各开完钻深度，表层套管下深要求进入基岩不少于20m，满足钻具组合长度的要求，并考虑一定的余量。避免漏、喷、涌、卡等复杂情况产生，为全井顺利钻进创造条件。
3）套管下入深度
由于该区块的安全窗口大，故可快速而安全地钻穿地层直到储层，为了简化套管层次、缩短钻井周期和节约钻井成本采用了两开的井身结构设计。由于A地层为砾岩层夹砂土且未胶结，为防止地表水受污染及在钻表层井眼时将钻井液从地表水引导到钻井装置平面上来，将导管长度设计为50m。根据地质资料显示，C、D地层的夹层较多，且斜层理发育，故将表层套管的下入深度设计为650m，油层套管下入深度为3750m。
表层套管和油层套管下入深度验证：
本设计所使用的工程数据为：

井身结构设计有关系数
名称
（抽吸压力系数）
g/cm3
（激动压力系数）
g/cm3
（破裂压力系数）
g/cm3
（井涌量）
g/cm3
（正常压差）
MPa
（异常压差）
MPa
数值
0.05
0.05
0.03
0.05
15
20
来源
理论计算
理论计算
区域资料
区域资料
区域资料
区域资料

由图2-1得钻遇最大地层压力当量密度为pmax=0.950 g/cm3且从井口到井深3000m均为此值。则设计地层破裂压力当量密度由下式确定。

由上式可知，无论油层套管下入深度H1为何值，在H1深度处的设计地层破裂压力密度都为0.958 g/cm3且都小于该区块的预测地层破裂压力。故油层导管可考虑3750为油层套管下入深度的初选点。
现验证油层套管下入深度初选点3750m是否有卡套管危险。
在井深3750处地层压力梯度为0.905 g/cm3，以及3000m以上属正常地层压力，该井段内的最小地层压力梯度当量密度为0.950 g/cm3，则
=

（注：由于该区块是异常低压地层）。所以油层套管下入井深3750m无卡套管危险。
再由油层套管下入深度3750m处地层压力梯度，给定0.05 g/cm3的溢流条件，井深650m处的预测地层破裂压力梯度为1.453 g/cm3，验证当表层套管下入深度为650m时有无卡套管危险。由下式确定：
故无卡套管危险。
综上所述，本井的井身结构设计为：两开的井身结构，设计井深为3750m，导管下深50m，表层套管下深650m，油层套管下深3750m。
2.3 两开井身结构设计
根据计算结果，采用两开的套管程序：用Ф444.5mm钻头钻A地层至55m处停钻并下入Ф339.7mm的导管50m。一开用Ф311.1mm钻头钻穿B地层至C地层655m处下入Ф244.5mm表层套管至650m；二开用Ф215.9mm钻头钻至QJ地层至设计井深3750m，穿过储层，下入Ф177.8mm油层套管至3750m。
两开井身结构设计表
开钻
程序
钻头程序
套管程序
水泥浆返深
井眼尺寸(mm)
完钻深度(m)
尺寸(mm)
下入井段(m)
导管
444.5
55
339.7
50
地面
一开
311.1
655
244.5
650
地面
二开
215.9
3750
177.8
3750
地面

2.4 井身结构设计说明
（1）用Φ444.5mm钻头钻开A地层上部的疏松地层55m，下入Φ339.7mm导管50m支撑地表疏松井壁和保护地表水。
（2）一开采用Φ311.1mm的钻头钻至655m，封隔A和B地层，进入C地层，下入Φ244.5mm表层套管封堵易漏、易塌地层，安装井口装置，为二开钻进提供井控支撑。
（3）二开采用Φ215.9mm钻头钻穿E至F1地层，，进入QJ层钻至井深3750m完钻，下入Φ177.8mm油层套管封堵易漏、易塌地层，安装井口装置。
2.5 井身结构示意图
180
D
A
一开
φ311.1mm钻头×655m
φ244.5mm表管×650m
二开
φ215.9mm钻头×3750m
φ177.8mm油管×3750m
0
地层深度m
地层分层
井身结构示意图
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
2200
2400
2600
2800
3000
3200
3400
3600
F2J
F2K
底界深度m
3800
3150
3750
Φ444.5 mm钻头×55m
Φ339.7mm导管×50m
F3
600
3500
E
B
2650
1900
1000
C
1600
2900
F1
QJ

A4井钻井工程设计 22
3 固井工程设计

固井施工以前应根据现场的实际情况做出详细的固井工程设计，并且严格按《钻井技术操作规程》（Q/CY097-2005）和固井技术管理规定（试行2006年6月）做好固井的各项工作，施工中严格按相关标准和规定执行。固井质量评价按《固井质量评价方法》（SY/T6592-2004）标准执行。根据《套管柱强度设计推荐方法》（SY/T5322-2000）规定选择套管柱设计安全系数，抗外挤安全系数Sc=1.0~1.125，抗拉安全系数ST=1.80，抗内压安全系数Si=1.05~1.125。

3.1 套管柱强度设计
3.1.1 计算
导管下深50m，选用J-55，壁厚9.65mm套管；表层套管下深650m，选用J-55，壁厚8.94mm套管，不必进行强度设计；油层套管（177.8mm）。
下入深度3750m，钻井液密度1.00g/cm3，（一般情况，钻井液的密度按油田规定的附加值进行设计，即m=p+规定附加值。此处取附加值0.05g/cm3），抗外挤安全系数Sc=1.10，抗拉安全系数St=1.80，抗内压安全系数Si=1.10。
设计方法：等安全系数法。
计算井口最大内压力Psi

设计内压力

因此，所使用的油层套管的抗内压强度必须大于30.57MPa。
确定下部第一段套管，设计抗挤强度为

查API套管最小特性表得N-80，壁厚10.36mm套管：
，,
，
， 长圆螺纹，

第二段选用N-80，壁厚9.19mm套管。
，
，
，长圆螺纹。
许可下入深度：

第一段套管下入长度

校核第一段套管抗拉强度

第三段选用N-80，壁厚8.05mm的套管。
，
，
，长圆螺纹。
许可下入深度：

第二段下入长度

校核第二段套管抗拉强度

对第三段套管底端进行双轴应力校核。

查外挤压力系数（）表，

第三段不满足要求，故第二段套管向上延伸400m，即。

查表得

因此，第二段套管下入长度，

计算第三段套管许可下入长度：

所以不合格，第三段套管抗拉强度不够，无法使用。因此将第二段套管延伸到地面。即。
对第二段套管底部进行双轴应力校核。

查表得

第二段不满足要求，故第一段套管向上延伸400m，即。
对第二段套管底部进行双轴应力校核。

查表得

因此，第一段套管下入长度，

校核第二段套管强度。

套管柱设计的主要参数见表
套管柱设计及强度校核数据表
套管
程序
井段
m
尺寸
mm
扣型
钢级
壁厚
mm
重量
抗外挤
抗内压
抗拉
段重
kN
累重
kN
安全
系数
强度
MPa
安全
系数
强度
MPa
安全
系数
强度
kN
表层套管
0～650
244.5
长圆
J-55
8.94
341.5
341.5
2.18
13.93
--
24.27
5.90
2015
油层套管
0～3056
177.8
长圆
N-80
9.19
1011.7
1011.7
1.18
37.30
1.80
49.92
1.82
2308.5
3056～3750
177.8
长圆
N-80
10.36
256.3
1268.0
1.32
48.40
2.02
56.26
10.40
2655.6
注：1）套管的外挤压力按全掏空计算。
2）固井相关工具和附件的扣型要与套管扣型相匹配，强度不得小于所在井段套管强度。
3）如套管货源有问题，可选用其它满足强度及防腐要求的套管。
4） 本表为理论计算数据，套管送井时应根据实际重新校核。
5）各种情况下可能使用的转换接头、附件及下套管工具应相应尺寸准备提前准备。
6）所有套管强度校核均未考虑地层温度影响。
3.1.2 套管柱设计说明
（1）套管强度计算模型采用三轴应力模型。
（2）轴向拉伸载荷：考虑钻井液浮力。
（3）抗挤计算方法：管外液柱压力按地层压力计算，管内按全掏空处理。
（4）抗内压计算方法：管内压力按最大关井压力全掏空计算，并将天然气考虑为纯甲烷，未考虑管外载荷。
3.1.3 各层套管固井质量要求
由于本井为勘探油气井，设计要求各层套管水泥浆均要返至地面，保证对地层封固良好。施工中要采取有效措施保证水泥浆返至地面，保证固井质量，具体要求如下：
（1）各套管固井后进行声幅测井和全井筒套管柱试压；
（2）各层套管固井后应检查固井质量，不松动，环空无间隙，水泥塞高度、强度合适（下钻检查），并且套管水泥环质量必须符合有关规定；
（3）各层套管应下至预定井深，上扣扭矩符合标准；
（4）各层套管固井水泥浆应返至地表，未返出要采取补救措施。
3.2 套管柱管串结构
套管串设计主要参数见表
套管串设计数据表
套管程序
套管串结构
备注
导管
Φ339.7mm套管鞋+Φ339.7mm套管

表层套管
Φ244.5mm引鞋+Φ244.5mm套管鞋+Φ244.5mm套管1根+Φ244.5mm浮箍+Φ244.5mm套管+联顶节

油层套管
Φ177.8mm引鞋+Φ177.8mm套管鞋+Φ177.8mm套管1根+Φ177.8mm浮箍+Φ177.8mm套管1根（母扣内放阻流环）+Φ177.8mm套管+双公短节+悬挂头+联顶节

3.3 水泥及水泥浆设计
为了确保每层套管一次固井成功和水泥环胶结质量，根据每层套管的下深、套管尺寸等特性，设计数据如下：
(1)表层套管：
设计数据：下入深度：，水泥塞高度5m，水泥浆返深：地面。
钻井液性能：，，
水泥浆性能：，，。水泥浆附加量70%。钻井液系数KP=1.03。计算井径按钻头直径：311.1mm。设计结果见表3.4。
(2)油层套管：
设计数据：下入深度：，水泥塞高度5m，水泥浆返深：地面。
钻井液性能：，，
水泥浆性能：，，。水泥浆附加量40%。钻井液系数KP=1.03。计算井径按钻头直径：215.9mm。设计结果见表3.4。

水泥用量N：

。
附加量40%，

水泥浆密度时，每袋水泥配水泥浆0.04015m3/袋（40.15L/袋），则：

用水量VW(水灰比：m=0.5)：

替钻井液量Vm：

替钻井液终碰压PE：

由下式计算环空临界流速Vk：

计算管内流速Vi：

计算管内Rei：

计算管外水泥浆段Reos：

计算管外钻井液段Reom：

管内摩阻系数：

管外摩阻系数：

替钻井液终泵压：

碰压泵压：

计算注水泥施工总时间：
选用AC-400B型水泥车4台，每台平均每分钟注水泥20袋，则：

替钻井液：

其它（倒阀，开档销，压胶塞，碰压）：

总施工时间：

选用E级水泥。
固井过程注水泥设计如表

注水泥设计表
套管程序
固井钻井液密度
g/cm3
水泥上返井深
m
水泥塞长度
m
水泥浆密度
g/cm3
水泥品种
水泥量
t
干水泥量
（袋）
用水量
m3
替钻井液
m3
替钻井液终泵压
MPa
表层套管
1.00
0
5
1.85
G
40.4
808
20.2
27.00
9.53
油层套管
1.00
0
5
1.85
E
77.15
1543
38.6
76.26
44.65
注：1）水泥用量及上返深度为理论数据，施工中应根据实测井径进行修正。
2）一开固井水泥浆添加剂可加入早凝剂。
3）为防止气窜，使用成熟的固井技术。
4）封固油气层段的水泥降失水控制在50 ml/7MPa30min以下。
5）水泥浆48小时抗压强度≥14MPa。

3.4 注水泥准备及作业要求
现场施工负责人负责进行注水泥施工技术交底，组织分工，明确施工步骤、各岗位职责及注意事项。
（1）井下作业公司负责注水泥施工作业供水，钻井队给予协助；注水泥施工作业中，做好正反计量工作，人工计量由钻井队负责，仪表计量由井下作业公司负责。
（2）井下作业公司严格按照注水泥施工设计参数、要求、工序连续作业，确保施工质量。
（3）在替浆过程中，若施工压力高，泥浆泵顶替困难时，由水泥车完成顶替作业；供浆管线由钻井队负责联接至水泥车附近并固定，井下作业公司负责联接至水泥车上并固定。
（4）按照《固井设备操作规程》检查和确认固井作业所用设备和其油、气、水、灰管线及固井高压管线和阀门等是否符合施工要求；检查和确认下灰系统、混浆系统、供气系统、供水系统和混合液混拌系统等是否符合施工要求。
（5）水泥必须小批量按比例混装，所装灰罐现场必须标明种类和数量，采用三参数仪表实时监测，同时井队进行人工计量。
（6）注水泥必须按照固井施工设计进行，确保连续施工。水泥浆和前置液注入量、注替排量、水泥浆密度和性能必须达到设计要求（水泥浆24:00强度应达14MPa以上），尽可能实现紊流顶替。水泥浆密度应控制在设计要求的±0.03g/cm3范围内。
（7）注水泥期间，派专人专岗观察井口钻井液返出量，分析判断井下情况。
（8）注水泥施工结束后，由现场施工负责人对下步工作进行安排，重点落实水泥浆候凝时间、探塞、测井、试压、钻塞及相关安全技术措施和注意事项等。
4 钻柱设计
4.1 钻柱组合设计
钻柱组合：
下导管井段（0～55m）
Φ444.5mm三牙轮钻头+Φ228.6mm钻铤+Φ127mm钻杆+133mm方钻杆
第一次开钻（55～655m）
Φ311.1mm三牙轮钻头+Φ203.0mm钻铤+Φ127mm钻杆+133mm方钻杆
第二次开钻（655～3750m）
Φ215.9mmPDC钻头+Φ158.8mm钻铤+Φ114.3mm钻杆+Φ127mm钻杆+133mm方钻杆
各次开钻由预估（设计）钻头的最大钻压计算钻铤长度L0。
Φ444.5mm三牙轮钻头，WM=300kN；
Φ311.1mm三牙轮钻头，WM=250kN；
Φ215.9mmPDC钻头，WM=120kN；
一开：（203.0mm钻铤，内径71.44mm，q0=2194.32N/m，Kf=1-1.0/7.85=0.8726）

二开：（158.8mm钻铤，内径71.44mm，q0=1210.89N/m，Kf=0.8726）

钻柱组合设计如表
钻柱组合表
开钻次序
钻头尺寸mm
井段m
钻柱组合
备注
导管
444.5
0～55
Φ444.5mm三牙轮钻头+Φ228.6mm钻铤+Φ127mm钻杆+133mm方钻杆

一开
311.1
0～655
Φ311.1mm三牙轮钻头+Φ203.0mm钻铤+Φ127mm钻杆+133mm方钻杆

二开
215.9
0～3750
Φ215.9mmPDC钻头+Φ158.8mm钻铤+Φ114.3mm钻杆+Φ127mm钻杆+133mm方钻杆

4.2 钻柱组合强度设计
一次开钻所钻井段较浅，采用Φ127mm，284.78 N/m，E级钻杆绝对安全，故省略计算过程。
二次开钻：
井深H=3755m，m=1.0g/cm3，Φ158.8mm钻铤， q0=1210.89N/m，L0=134m，Kf=0.8726，钻铤上接Φ114.3mm，242.30 N/m ，E级钻杆，拉力余量=450kN，设计系数Kd=1.30[17]；按设计系数计算最大允许静负荷Pad

校核是否满足卡瓦挤毁，查表得，则：

计算拉力余量=450kN时的

所以第一段Φ114.3mm钻杆的可下入长度由确定，即

Φ114.3mm钻杆上接Φ127mm，284.78 N/m ，E级钻杆，Py=1760.31Kn，则

则，满足要求。
计算拉力余量=450kN时的

所以Φ127mm钻杆的可下入长度由确定，即
3750

因为
153
3750
所以设计计算合格。
且Φ127mm钻杆长度。

钻柱组合强度设计如表
钻柱强度设计数据
开钻次序
井段
m
钻井液密度g/cm3
钻杆
钻铤
尺寸
mm
钢级
单位重力
KN/m
最小抗拉力
KN
长度
m
尺寸
mm
单位重力
N/m
长度
m
1
0～55
1.0
127
E
284.78
1760.31
46
228.6
2803
9
2
0～655
1.0
127
E
284.78
1760.31
501
203.0
2194.32
154
3
0～3750
1.0
127
E
284.78
1760.31
153
158.8
1210.89
134
114.3
E
242.30
1470.90
3463
4.3 钻具组合设计
钻具组合直接影响整个钻井过程的井斜和机械钻速，因此钻具的设计要兼具防斜和提高机械钻速，以缩短整个钻井周期和降低钻井成本。影响井斜的因素主要有地质条件、钻具组合等。地质因素的影响是不可控制的，而钻具组合则是可以控制的。因此钻具组合应用得好，能够起到较好的防斜和纠斜作用。常规的防斜组合主要有钟摆钻具、偏心钻具、满眼钻具、柔性钻具等。其中，钟摆钻具既有较好的防斜能力，也具有一定的纠斜能力，成为应用得最为广泛的防斜钻具组合之一。进入90年代以来，随着螺杆钻具性能和使用寿命的提高，在直井的防斜打快中得到越来越广泛的应用。
因此在本井的设计中，一开采用MWD+钟摆钻具组合钻井，二开则采用MWD+钟摆钻具+动力钻具组合进行复合钻井，以达到提高机械钻速和防斜、缩短建井周期的目的。
MWD测量出井底各项钻井参数，仅需几分钟就能够传输到地面，能够及时地反映井下异常情况，使工作人员能够及时地采取措施，保证钻井安全；MWD能够有效地控制定向井、大位移井和水平井井身轨迹，保证钻进过程按钻井设计进行，提高油气层的钻遇率；对于新的油气区块的探井，MWD所测各种参数为重要的原始地层资料，因此反映精确地地层本来面目，对地层评价以及随后的开发极为重要。
4.4 复合钻井防斜打快机理
在复合钻井过程中，转盘和螺杆钻具联合驱动钻头钻进。在这种工况下，既有转盘旋转钻柱以带动螺杆定子(外壳)的旋转，又有螺杆钻具自身的旋转。两种旋转的联合作用使得钻头的绝对转速等于螺杆钻具转速与转盘转速之和。因此，采用螺杆钻具配合高速PDC钻头的复合钻井方式能够大大提高机械钻速，其主要原理就在于提高PDC钻头的转速，从而提高钻头破岩的机械能量，充分发挥了PDC钻头高速破岩能力来提高机械钻速。
4.5 直螺杆钻具组合防斜机理
直螺杆钻具组合的防斜实质仍然是钟摆钻具防斜，不同之处在于钻头转速提高了数倍，利用螺杆的高转速，在防斜的同时提高了机械钻速。在直井钻井作业中，直螺杆钻具比弯螺杆钻具所受的载荷要小，因此其使用寿命会更长，但由于其本身不具备降斜能力，因此要利用直螺杆钻具与稳定器的复合钟摆组合，从而达到防斜、纠斜的目的。
4.6 钻具组合设计
结合所钻地层的实际情况和防斜打快的要求，所设计的钻具组合为：
下导管井段：Φ444.5mm三牙轮钻头×0.42m +Φ228.6mm钻铤。
一开：Φ311.1mm三牙轮钻头×0.35m+Φ203.0mm钻铤×9.15m+Φ203mmMWD×8.39m+Φ310稳定器×1.8m+Φ203.0mm钻铤。
二开：Φ215.9mmPDC钻头×0.33m+Φ172mm马达×9.58m+Φ171mmLWD×6.35m+Φ171mmMWD×7.88m+Φ158.8mm钻铤×9.15m+Φ215稳定器×1.45m+Φ158.8mm钻铤。
钻具组合设计如表
钻具组合表
开钻次序
钻头尺寸mm
井段m
钻具组合
备注
导管
444.5
0～55
Φ444.5mm三牙轮钻头×0.42m +Φ228.6mm钻铤

一开
311.1
0～655
Φ311.1mm三牙轮钻头×0.35m+Φ203.0mm钻铤×9.15m+Φ203mmMWD×8.39m+Φ310稳定器×1.8m+Φ203.0mm钻铤

二开
215.9
0～3755
Φ215.9mmPDC钻头×0.33m+Φ172mm马达×9.58m+Φ171mmLWD×6.35m+Φ171mmMWD×7.88m+Φ158.8mm钻铤×9.15m+Φ215稳定器×1.45m+Φ158.8mm钻铤

5 钻井设备选择
国内外油田选择钻机一般以钻机公称钻深或者最大钩载作为选择钻机的主要参数。所选择的钻机最大钩载能完成下套管和解除卡钻的任务，并保证有一定的超深能力。
根据前面套管设计，本井最大的套管累重为1268.0kN，因此所选钻机的最大钩载Qhamx必须大于1268.0 kN。
钻柱在空气中的最大重量为QL，即

因此所选钻机的最大钻柱载荷Qsamx必须大于1046.34 kN。
本井设计钻深3750m，依据钻机选择原则，钻机设备负荷能力、钻达深度及配置应能够满足3755m钻井的需要，同时为了易于处理井下复杂情况和提高钻速等。若能够接通交流电，建议选择宝鸡石油机械有限公司的ZJ40/2250DB型交流变频电驱动钻机，其参数见表；若无法接通，建议选择宝鸡石油机械有限公司的ZJ40L/40J型机械驱动钻机，其参数见表。

ZJ40/2250DB型交流变频电驱动钻机基本参数

钻机型号
ZJ40/2250DB
名义钻井深度，m
114.3mm钻杆
2500～4000
水龙头
型号
SL225
中心管直径，mm
75

127mm钻杆
2000～3200
最大钩载，kN
2250
转盘
开口直径mm
698.5
档数
2档，无级变速
驱动方式
独立电驱动或复合驱动

大钩速度，m/s
0～1.48
提升系统绳数
10
钻井钢丝绳直径，mm
32
井架
型号
K
有效高度，m
44
额定载荷，kN
2250

最大快绳拉力，kN
280
绞车
型号
JC40DB
额定功率，KW
800
底座
型号
双升
钻台高度，m
7.5
净空高度，m
6

档数
6档，无级调速
刹车
液压盘刹+电磁涡流辅刹或EATON辅刹
天车型号
TC225
钻井泵
型号×台数
F-1300×2
驱动方式
交流变频电驱动

游车型号
YC225
提升系统轮径，mm
1120
电控方式
AC-DC-A一对一控制
大钩型号
DG225
总装机功率，KW
3×1050
ZJ40L/40J型机械驱动钻机基本参数
钻机型号
ZJ40/2250DB
名义钻井深度m
114.3mm钻杆
2500～4000
转盘
开口直径，mm
698.5
127mm钻杆
2000～3200
档数
6（4）正2倒
最大钩载，kN
2250
井架
型号
K
大钩速度，m/s
0.154～1.75
有效高度，m
43
提升系统绳数
10
额定载荷，kN
2250
钻井钢丝绳直径，mm
32
底座
型号
箱式，叠箱式
最大快绳拉力，kN
280
钻台高度，m
6/7.5
绞车
型号
JC40B
净空高度，m
4.8/6.3
额定功率，KW
735
钻井泵
型号×台数
F-1300×2
档数
6（4）正2倒
驱动方式
柴油机驱动
主刹车
液压盘刹或带刹
中心管直径，mm
75
辅助刹车
电磁涡流刹车
柴油机功率，KW
3×810或2×460+2×810
天车型号
TC225
提升系统轮径，mm
1120
游车型号
YC225
大钩型号
DG225

中国地质大学（北京）10021011班

6 钻井液设计
6.1 钻井液体系选择
根据该区块地层特点，钻井液要保持低密度、低固相、强抑制、较低的滤失量、薄而韧的泥饼、优良的造壁性和润滑性、良好的流变性和抗温性，以及减小漏失和保护油气层，从而保证安全、快速、高效钻进。
根据预测地层情况，一开井段钻井液类型选择低固相聚合物钻井液，二开井段钻井液类型选择双保天然高分子钻井液，见表。
设计钻井液类型
开钻序号
井径（mm ）
井段（m）
钻井液类型
一开
Φ311.1
55-655
低固相聚合物钻井液
二开
Φ215.9
655-3750
双保天然高分子钻井液
6.2 钻井液密度确定
综合考虑快速、安全钻进和及时发现油气层以及保护油气层等多种因素，因此一开井段钻井液安全密度附加值取0.05g/cm3；二开井段钻井液安全密度附加值取0.05~0.1g/cm3，钻井液密度确定见表所示。
设计钻井液密度数据
井深
m
地层压力预测系数
设计钻井液密度
g/cm3
0
0.950
1.0
500
0.950
1.0
1000
0.950
1.0
1500
0.950
1.0
2000
0.950
1.0
2500
0.950
1.0
3000
0.950
1.0
3200
0.910
1.0
3400
0.904
1.0
3500
0.905
1.0
3600
0.898
1.0
3700
0.905
1.0
3800
0.905
1.0

7 钻进参数设计

7.1 钻头选型设计
1.地层条件：从地质部门提供的地层柱状剖面图上找出设计所钻各地层的沉积年代，岩性描述，地层液体等作为钻头选型的主要依据。地层条件包括地层类型、硬度、岩性和层位厚度。另外岩石力学部门对所钻岩石机械性能室内测定给出的硬度、塑性、研磨性和可钻性等数据确定钻头类型。
2.必须对各种类型钻头结构、工作原理、适应性有充分的了解，这是合理选择钻头的重要环节。
3.对已使用的钻头进行详细的分析、评价，作为钻头选型的比较标准，这是合理选择和使用好钻头的重要步骤。
由于缺乏钻头选型所需的岩石力学等资料，因此邻井地层岩性是最重要的钻头选型资料，参照《钻井工程设计》表2-8-12～2-8-16-1钻头选型与地层岩性特性的对应关系，再结合相似区块的已钻井钻头使用资料评选出该井的钻头。
下导管井段（0～55m）：FJT417×1（井段：0～55m）。
一开（55～655m）：FJT51