延1001钻井工程设计(3).docx

目 录
1. 设计依据 1
1.1 构造名称：鄂尔多斯盆地伊陕斜坡 1
1.2 地理及环境资料 1
1.3 地质要求 1
1.4 地质分层及油气水层 1
2. 技术指标及质量要求 5
2.1井身质量要求 5
2.2 钻头、套管程序及固井质量要求 5
2.3 钻井取心质量要求 5
3．工程设计 7
3.1井身结构 7
3.2 钻机选型及钻井主要设备 8
3.3 钻具组合 10
3.4 钻井液设计及气层保护要求 11
3.5 钻头及钻井参数设计 14
3.6 油气井压力控制 16
3.7 取心设计 18
3.8 中途测试安全措施 20
3.9 固井设计 20
3.10 各次开钻或分井段施工重点要求 25
3.11 完井设计 29
3.12 弃井要求 30
3.13 钻井进度计划 30
4. 健康、安全与环境管理 32
4.1 基本要求 32
4.2 健康、安全与环境管理体系要求 32
4.3 关键岗位配置要求 33
4.4 健康管理要求 33
4.5 安全管理要求 35
4.6 环境管理要求 38
5. 完井提交资料 40
5.1 完井提交资料 40
6. 附 则 41
6.1 钻井施工设计要求 41
6.2 特殊施工作业要求 41

1. 设计依据
钻井工程设计依据：延1001井钻井地质设计；有关技术规范及技术法规。
1.1 构造名称：鄂尔多斯盆地伊陕斜坡
1.2 地理及环境资料
1.2.1井口坐标：纵：4127306.3 (m)， 横：19340286.53 (m)
1.2.2地面海拔：1481.46 (m)
1.2.3构造位置：鄂尔多斯盆地伊陕斜坡
1.2.4地理位置：陕西省延安市安塞县王家湾乡王茂湾北东约1Km处
1.2.5气象资料（在预计施工期内，本地区的风向、风力、气温和大风雪、汛期等情况）：
井区属大陆性季风半干旱气候，春季干旱多大风，夏季高温多雷雨，秋季凉爽而短促，冬季漫长且干旱。日照充足，雨热同季。年平均气温8℃，年平均降雨量445mm,无霜期146d。本区第四系含水性较强，潜水位较浅。
春秋季多西北风、多沙尘暴天气；夏秋季节易发山洪、山体滑坡等灾害性地质现象。
1.2.6地形地貌及交通情况：
工区地处黄土高原腹地，地表侵蚀切割强烈，沟壑梁峁发育，地形起伏较大。地表为第四系未固结成岩的松散黄色粘土。该井距主干公路较远，交通不太方便，通讯条件基本上能满足要求。
1.3 地质要求
1.3.1 井别：预探井 井型：直井
1.3.2 设计井深：3623 (m)
1.3.3 目的层位：石千峰组，石盒子组，山西组，太原组，本溪组，马家沟组兼探延长组。
1.3.4 钻探目的：了解古生界二迭系石千峰组、石盒子组、山西组、太原组、石炭系本溪组和奥陶系马家沟组储层发育及含油气情况；兼探中生界侏罗系延安组和三叠系延长组油层。
1.3.5 完钻原则：进入马家沟组马5520m无油气显示完钻
1.3.6 完井方法：全套管射孔完井
1.4 地质分层及油气水层
1.4.1 设计地层、预测气层位置
延1001井地层分层数据表 表1-1
地 层
设计地层(m)
岩 性
显示类别
显示层段(m)
取心层段(m)
故障
提示
界
系
统
组
底界深度
厚度
顶底深度
心长
新
生
界
第四
系

240
240
松散黄土

防漏

侏罗系
中统
安定组
338
98
棕红色泥岩上部夹灰杂色泥岩下部夹粉、细砂岩

防漏
直罗组
563
225
灰绿、紫红色泥岩与浅灰色砂岩互层

防卡
下统
延安组
733
170
细砂岩夹泥岩、砂质泥岩，底部为粗砂岩
油

防喷防漏
富县组
813
80
灰色泥岩夹灰白色中细粒、含砾粗砂岩

三叠系
上统
延长组
1793
980
深灰色泥岩夹浅灰色细砂岩、泥质砂岩
油

防喷防卡
中统
纸坊组
2320
527
紫红色泥岩夹浅红色砂岩

防卡
下统
和尚沟组
2474
154
紫红色泥岩夹紫灰色砂岩

防卡
刘家沟组
2759
285
浅紫色砂岩夹棕红色泥岩

防漏
古
生
界
二叠系
上统
石千峰组
3036
277
棕红泥岩与棕色细砂岩互层
气
2867-2875
2944-2960
2997-3005
3010-3013
3034-3036

防漏防塌 防喷
中统
石盒子组
3308
272
上部巨厚状泥、下部浅灰色中粗粒石英砂岩
气
3066-3079
3097-3103
3125-3128
3142-3158
3172-3190
3239-3254
3267-3274
3277-3282
3285-3289
3301-3305
3239-3254
3267-3274
3277-3285
3285-3289
3301-3305
38
防漏防塌 防喷
下统
山西组
3431
123
上部泥岩夹砂岩、下部灰黑色泥岩夹砂岩及煤
气
3324-3329
3355-3367
3418-3427
3324-3329
3355-3367
3418-3427
26
防塌 防喷
太原组
3461
30
灰岩夹泥岩及煤

防塌 防喷
石炭系
上统
本溪组
3513
52
上部厚煤层、中下部为灰黑色泥岩夹薄层浅灰色细砂岩

3472-3481
3499-3508
3472-3481
3499-3508
18
防塌防喷
奥陶系
下统
马家沟组
3623
110
灰岩、白云岩夹凝灰质灰岩、膏盐岩
气
3513-3523
3513-3523
10
防塌 防喷
防H2S
累计取心
92m
1.4.2浅气层及其它矿物岩层提示
目前局部地区发现浅层天然气藏。本溪组底部可能出现的铁铝土质泥岩（赤铁矿、铝土矿）。马家沟组有可能出现膏盐岩。
1.4.3邻井试气层中部实测压力
本区试油气层中部实测压力 表1-2
井号
层位
气层井段
（m）
地层压力
（MPa）
地层压力系数
延505
本2
3384.0-3387.0
3391.0-3396.0
23.14
0.683
本井周边可能存在注水区域，要注意出水, 特别是在本井周围500m范围以内若有注水井或油井，要引起注意；邻井延600井在表层曾发生井漏，本井应特别注意做好表层钻进的防漏堵漏措施；刘家沟组漏失严重，注意防漏、堵漏。古生界地层压力系数一般为0.683左右，钻井施工过程中应注意控制钻井液密度，保护好气层。邻井在三迭系以上地层一般使用钻井液密度小于1.03 g/cm3，石千峰组～奥陶系的钻井液密度一般在1.06～1.07 g/cm3。钻井过程注意防喷，做好中生界油气层的防喷工作, 特别是在甘泉、富县、黄龙等南部区域要注意浅层气，做好井控工作。进入气层后，尤其是本溪组属局部高压层，要特别注意做好防喷工作。
1.4.4 本井H2S含量预测
周边探井在钻井过程中无H2S显示，但是要求在施工过程中加强对H2S气体的录井检测及防范，一旦发现有H2S气体，现场安全监督及技术人员应严格按照含H2S气井井控规定和钻井安全操作规范果断处理，确保人身及钻井设备的安全。
1.4.5 邻井完钻钻井液使用情况
邻井钻井液使用情况统计表 表1-3
井号
层位
井 段（m）
钻井液类型
密 度(g/cm3)
漏斗粘度（s）
延600井
延安组-石千峰组
578.0～2700.0
清水聚合物
1.03~1.07
31~39
石千峰组-马家沟组
2700.0~3516.0
聚磺体系
1.07~1.10
36~50
延357井
延安组-石千峰组
510.0～2692.0
清水聚合物
1.02～1.06
28～32
石千峰组-马家沟组
2692.0～3436.0
聚磺体系
1.06～1.10
32～39
1.4.6 本井钻井液类型:水基钻井液
1.4.7 全井钻井液体系要求
开钻进入石千峰20—30m，必须下光钻杆进行工艺堵漏，要求承压≥5MPa，稳压10min，压降≤0.5MPa，钻井液体系采用清水聚合物钻井液。工艺堵漏后至完钻采用优质聚磺防塌钻井液体系，尽量控制钻井液密度。要做好保证井壁稳定、井控安全和固井质量的防塌、防喷、防漏工作。
1.4.8 设计井全井钻井液性能使用要求
延1001井钻井液基本性能要求表 表1-4
井 段 (m)
密 度 (g/cm3)
漏斗粘度
(s)
失水
(ml)
备 注
0～540
1.03
30～35

清水聚合物
540～2809
1.03～1.04
30～35
5～8
清水聚合物
2809～3623
≤1.07
30～50
≤5
聚磺体系
1.4.8目的层钻井液性能及特殊情况处理要求:
如果出现井涌、发生井喷等特殊异常情况，严禁使用重晶石进行压井，应采用石灰石粉进行压井。压井钻井液密度不受设计泥浆密度限制，直至井下恢复正常为止。要求现场储备足够的石灰石粉（50t）和加重钻井液（加重钻井液液量60m3，相对密度1.40g/cm3以上）。
1.4.9防碰要求
本井周边可能存在注水区域、丛式井井区、油气管道，在钻井作业施工过程中，作业队伍应严格执行安全操作规范，做好防碰工作。在开钻前，做好防碰设计，制定防碰措施。

2. 技术指标及质量要求
2.1井身质量要求
延1001井井身质量要求表 表2-1
井 深
(m)
井 斜
( °)
全角变化率
(°/25m)
水平位移
(m)
井径扩大率
(%)
井斜测量间距
(m)
0～1000
＜2°
≤1°
≤30
≤15
25
1000～2000
＜3°
≤1°15′
≤50
≤15
25
2000～3000
＜5°
≤2°
≤80
≤15
25
3000～3623
＜7°
≤2°30′
≤120
≤15
25
注：（1）封固段井径扩大率≤15%，易垮段最大井径扩大率≤20%；
（2）全井无键槽和狗腿子，井底无落物；
（3）表层最大井斜不超过2°。
（4）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。
2.2 钻头、套管程序及固井质量要求
延1001井钻头、套管程序及固井质量表 表2-2
钻头程序
（钻头尺寸×井深）
套管程序
（套管尺寸×井深）
固井水泥段
（m）
固井质量要求
311.1mm×540m
244.5mm×540m
0~540
固井质量采用声波测井和变密度测井综合评价，要求声幅≤30%；变密度测井反应弱套管波，强地层波。
215.9 mm×3623m
139.7mm×3618m
0~3623
2.3 钻井取心质量要求
2.3.1钻井取心目的及要求
为了取得准确的储集层物性资料，及时判断油、气、水层，为储量计算和地质研究提供所需岩心，主要目的层一般为石盒子组盒8段、山西组山2段、本溪、马家沟组马五1+2层必须卡层取心；其它井段见气测异常及含气显示要取心。具体取芯段以地质设计为准。
2.3.2 钻井取心要求
全井设计取心92.00m。油气显示良好，不受设计取心限制，非目的层发现良好油气显示，现场地质负责人可决定停钻取心；钻遇特殊岩层或地层不清，可请示取心。所有取心必须按照预探井钻井取心的准备、取心钻进注意事项、岩心出筒、岩心丈量、岩心整理与保管、岩心描述等要求进行工作。
2.3.3 取心技术要求
2.3.3.1取心要求用配套取心工具，岩心直径105mm。
2.3.3.2取心前、后必须正确丈量方入，保证井深准确。取心过程中要记录好小钻时，避免磨心。
2.3.3.3岩心筒出井口后，要立即筒心整理。半小时内必须及时采样，确保含水饱和度分析准确。
2.3.3.4应及时对岩心进行岩性特征及含气、水情况的观察和描述，对储层段岩心要进行1～2小时的密闭试验，观察其含水性。
2.3.3.5上古生界卡层取心必须在发现储层基础上进行。
2.3.3.6岩心保存。岩心在分割选样前要编好号，进行全岩心照相。岩心选样必须根据每块岩心保留一半送入岩心库的原则进行。
未尽事宜按中石油行业标准执行

3．工程设计
3.1井身结构
φ311.1mm钻头×540m

φ244.5mm套管×540m

2000
3000
1000
3.1.1井身结构示意图0
图3-1
φ215.9mm钻头×3623m

φ139.7mm套管×3618m

4000
井身结构设计数据表 表3-1
开钻次序
井 深
m
钻头尺寸
mm
套管尺寸
mm
套管下入
地层层位
套管下
入深度
m
环空水泥
浆返深
m
一开
540
Φ311.1
Φ244.5
直罗组
540
井口
二开
3623
Φ215.9
Φ139.7
马家沟组
3618
井口
3.1.2井身结构设计说明
本井井身结构设计是依据《延1001井钻井地质设计》做出的。

3.2 钻机选型及钻井主要设备 表3-2
序号
系统
名称
型号
规格(级别)
数量
1
提 升 系 统
绞车
JC-50
2500W
1
2
井架
自立
41.5M
1
3
底座
DZ315
6.1M
1
4
天车
TC350
350T
1
5
游动滑车
YC350
350T
1
6
水龙头
SL450
450T
1
7
循 环 系 统
钻井泵
F1300
1300
2
8
钻井液罐
40m3

5
9
电动混合漏斗
HQ200
75KW
1
10
加重配浆射流漏斗

1
11
加重钻井液储备罐
40-60m3

1-2
12
泥浆搅拌器
WNJ-7.5
7.5KW
9
13
动力 传动 系统
转盘
ZP275
Ø700mm
1
14
钻杆动力钳
ZQ203-100

1
15
柴油机
PZ12V190B
860KW
3
16
发电机
12V135B
300KW
2
17
配电房

1
18
钻机 控制 系统
自动压风机
2V6.5/12
6.5M3
1
19
电动压风机
2V5.5/12
5.5M3
1
20
刹车系统
带刹+气刹

1
21
辅助刹车
DS-50

1
22
固 控 系 统
振动筛
DKZ-2
单筛处理量40-50L/s
2
23
除砂器
LCS250*2
处理量227m3/h
1
24
除泥器
LCN100*10
处理量227m3/h
1
25
除气器
ZCQ240
处理量240m3/h
1
26
离心机

处理量60m3/h，主电机功率45kW,副电机功率5.5 kW
1
27
沉砂罐

1
28
井 控 系 统
环形防喷器
FH28-35
35MPa
1
29
双闸板防喷器
2FZ28-35
35MPa
1
30
四通
FSP28-35
35MPa
1
31
控制装置
FKQ3204B
液压控制
1
32
节流管汇
JG35
35MPa
1
33
压井管汇
YG35
35MPa
1
34
钻具内防喷工具
35MPa单流阀
35MPa
1
35
液气分离器
处理泥浆量>120m3/h，并带电子自动点火装置及两种手动点火方式
36
井控坐岗房

1
37
仪 器 仪 表
指重表
ZW350
350T
1
38
测斜仪(套)
FK

1
39
测斜绞车
CZ-4500
4500m
1
40
数据处理计算机
三星
奔腾4
1
41
液压检测仪
自浮式

1
42
钻头规

Φ100-500mm
1
43
通径规
Φ118mm×50cm
2
44
钻井液 仪器
常温常压失水仪

1
45
密度仪

1
46
粘度仪

1
47
旋转粘度仪
ZNN-DC3
FI
1
48
中压失水仪

1
49
含砂仪

1
50
秒表

2
51
PH试纸

52
值班房
值班房

1栋
53
水罐
水罐

80m3
2
54

汽车过道

55

线盒子

56

跑道

57

基础

58

钻杆支架

59

联动机

60
消 防 器 材
干粉灭火器
50kg

2
61
35kg

3
62
8kg

10
63
二氧化碳灭火器
5kg

2
64
3kg

5
65
消防锹

8
66
消防斧

2
67
消防毛毡

10
68
消防泵

1
69
消防桶

8
70
消防水龙带

75m
71
19mm高压水枪

2
72
有毒有害气体防护设备
固定式硫化氢检测仪

2台
73
便携式硫化氢检测仪

5个
74
四合一气体（CH4、CO、CO2、H2S等）检测仪

2个
75
防毒面罩

12套
76
空气压缩机

1台
77
空气呼吸器瓶

5支
78
正压呼吸器

15套
79
井场电路
防爆电路　

1套　
80
钻 具
钻铤
8"

6根
81
钻铤
7"

11根
82
钻铤
61/2"

23根
83
钻杆
5"
Q-105
4000m
84
无磁钻铤
8"

1根
85
7"

1根
86
61/2"

1根
87
取芯工具
取芯筒
川74

1根

3.3 钻具组合
3.3.1钻具组合 表3-3
开钻次序
井眼尺寸
mm
钻进井段
m
钻具组合
一 开
311.1
0-540
Φ311.1mmbit +Φ203mm无磁钻铤1根+Φ203mmDc6根+Φ177.8mmDc8根+Φ165mmDc6根+Φ127mmDp+方钻杆
二 开
215.9
540-2809
Φ215.9mmbit+Φ177.8mm无磁钻铤1根+投入式止回阀+Φ177.8mmDc11根+Φ165mmDc11根+Φ127mmDp+旋塞阀+方钻杆
2809-3623
Φ215.9mmbit +Φ165mm无磁钻铤1根+投入式止回阀+Φ165mmDc23根+Φ127mmDp+旋塞阀+方钻杆

取心井段
取心钻头+取心工具+Φ165mm投入式回压阀+Φ165mmDc12根+Φ127mmDp+旋塞阀+方钻杆
3.3.2钻具组合强度校核 表3-4
井眼
尺寸
mm
井段
m
钻井液
密度
g/cm3
钻 具 参 数
累计
重量
kN
安 全 系 数
钻具
名称
钢级
外径
mm
内径
mm
长度
m
线重
Kg/m
重量
kN
抗拉
抗挤
抗拉余量kN
215.9
540-3623
≤1.07
钻杆
G105
127
108.6
3407
29.08
971.93
1259.26
1.95
2.29
1206.53

≤1.07
钻铤

165
71.44
216
135.6
287.33
287.33

注：考虑到本井是区域探井,为防止钻具因H2S腐蚀损坏,建议进入目的层后使用抗硫钻杆或在钻井液中加缓蚀剂。
3.4 钻井液设计及气层保护要求
3.4.1钻井液完井液设计
表3-5
开钻
次序
井段

（m）
常规性能
流变参数
固含

（％）
膨润土
含量

（g/L）
密度

（g/cm3）
漏斗
粘度
（S）
API
失水
（ml）
泥饼

（mm）
pH值
含砂

（％）
HTHP
失水
（ml）
摩阻
系数
静切力（Pa）
塑性
粘度
（MPa·s）
动切力

（Pa）
n值
K值
初切
终切
一开
0
～
540
1.03
25
～
35

7
～
8

类型
配方
处理方法与维护
聚合物
无固相
钻井液
淡水
0.1～0.2％KPAM
0.1～0.2％FA367

①开钻前配制密度为1.06g/cm3的预水化膨润土浆60m3，浓度为1％的KPAM溶液、1％FA367溶液40m3。
②采用聚合物无固相钻井液钻进，维持井内钻井液含0.1～0.2％的KPAM、0.1～0.2％的FA367钻进。
③强化固控措施，钻进中保证振动筛及其它固控设备连续使用。维护井内钻井液性能时，将聚合物处理剂配成稀溶液，再均匀加入井内。
④井场应储备足够量的堵漏剂，以便及时堵漏。
⑤若表层使用无固相钻井液，砂塌和渗漏严重时，换入预水化膨润土浆钻进。
⑥停泵作业和下套管前用稠浆循环携砂、垫底。(稠浆其推荐配方为：5～7%膨润土浆+0.2～0.4%CMC-HV)固井候凝时清洗锥型罐、沉淀罐。
开钻
次序
井段

（m）
常规性能
流变参数
固含

（％）

膨润土
含量

（g/L）

密度

（g/cm3）
漏斗
粘度
（S）
API
失水
（ml）
泥饼

（mm）
pH值
含砂

（％）
HTHP
失水
（ml）
摩阻
系数
静切力（Pa）
塑性
粘度
（MPa·s）
动切力

（Pa）
n值
K值
初切
终切
二开
540
～
2809
1.03
～
1.04
28
～
40
5~8
1
7
～
8
≤0.2

0
～
0
0
～
0.5
1
～
2
0
～
0.5

类型
配方
处理方法与维护
聚合物
无固相
钻井液
井浆
0.1～0.3％KPAM
0.1～0.3％FA367
①出244.5mm套管前，严禁使用清水钻开地层，必须使用加有足够量的抑制剂和包被剂性能的聚合物钻井液，以防止地层早期出现水化膨胀造成地层不稳定。
②钻塞后筛除水泥块加50kg的Na2CO3除钙。继续采用聚合物无固相钻井液钻进维持井内钻井液含0.1～0.3％的KPAM、0.1～0.3％的FA367钻进。
③该井段裸眼段长、携砂防垮塌是关键；停泵作业前，应用稠浆携砂、垫底。预计消耗60m3左右高稠聚合物稠浆其推荐配方为：0.2％的KPAM＋0.2％FA367+0.2～0.4%CMC-HV。
④用好无固相钻井液的关键是搞好固控工作，机械除砂(保证钻进中振动筛、除砂器、除泥器稳定运转。)与人工除砂相结合，采用筛、掏的方法最大限度地降低无用固相含量，控制好钻井液密度。(采用井口－固控设备－大土池－离心机－上水罐的方式大循环，尽量沉降钻屑)
⑤进入和尚沟组后，采用小循环适量加入特种泥浆性能调节剂（SD-21）0.1—0.2%、乙烯基单体多元共聚物（MAN104）用量0.2—0.3%使钻井液API滤失量控制在8ml以内，进入刘家沟组后失水控制在5ml以内，必要时加入适量膨润土浆或高粘羧甲基纤维素（HV-CMC）。
⑥维护井内钻井液性能时，将聚合物处理剂配成稀溶液，再均匀加入井内。
⑦如果出现水侵应根据井下实际情况，适当调高井浆密度控制出水；同时调整钻井液性能以满足顺利钻井的要求。若调高钻井液密度时，发生井漏现象,应及时封堵水层，堵漏作业时应充分考虑地层水对堵漏作业的影响，堵漏作业时应尽量隔离地层水，以提高堵漏成功率。
⑧如果井下出现井塌现象或携砂不良，应立即将井浆转化为聚合物钻井液钻进，聚合物钻井液推荐配方为：井浆+30～50%密度为1.06g/cm3的原浆+0.05～0.15％KPAM+0.05～0.15％FA-367+0.8～1.5％LS-2(或DR-2)+2～3％FRH(或1～2％RLC101)。
⑨井场应储备足够量的酸溶性堵漏剂，以便及时堵漏；进入刘家沟组后采取井漏预防措施；井漏漏速小，向井浆中加入2～3％SDL；漏速大5m3采用综合堵漏法。井漏严重时应请示钻井工程部，确定下步堵漏措施。

开钻
次序
井段
（m）
常规性能
流变参数
固含

（％）

膨润土
含量

（g/L）

密度

（g/cm3）
漏斗
粘度
（S）
API
失水
（ml）
泥饼

（mm）
pH值
含砂

（％）
HTHP
失水
（ml）
摩阻
系数
静切力（Pa）
塑性
粘度
（MPa·s）
动切力

（Pa）
n值
K值
初切
终切
二开
2809
～
3623
≤1.07
35-55
≤5
≤0.5
9.5
～
11
＜0.3
＜15

2
～
4
3
～
6
10
～
35
5
～
10
0.40
～
0.85
0.10
～
0.40
3
～
8

类型
配方
处理方法与维护
聚磺防塌
钻井液
配方：膨润土（2-4%）+纯碱（0.3-0.5%）+磺化酚醛树脂（0.8-1.2%）+阳离子褐煤（0.5-0.8%）+无荧光防塌降滤失量（或磺化沥青）（0.8-1.2%）+高粘羧甲基纤维素（0.2-0.4%）+特种泥浆性能调节剂（0.1-0.2%）+超细碳酸钙（2-3%）。

A、该段的处理应以控制石盒子层井径扩大为主，应注意钻井液的抑制性、低滤失性及泥饼　质量。般土含量达到40-50g/L注意防塌剂的储量，并配合MAN104.101、SD-17W、SD－21、KH-931（或FT-1）等改善钻井液的流变性能，失水降至5ml，并使泥饼薄而坚韧。
B、为石盒子和山西组煤层的坍塌，适当提高密度，使其维持在1.04-1.07g/cm3，即可有助于防止石盒子和山西煤层的坍塌、掉块、净化井筒，减少电测遇阻问题。
C、上古气层段钻井液处理时还应考虑保护层。即在满足压住上部水层及防塌所需的最低密度的前提下。尽是保持低密度、低失水。
D、在进入石千峰20-30m起钻，下光钻杆（为保证堵漏效果和井下安全，不许带钻头）进行加压堵漏防水作业，堵漏压力必须不小于5.0MPa，稳压10mim以上。具体配方如下：井浆＋2～3%提粘剂＋6～7%桥堵剂＋4～5%FD＋2～3%石灰石粉。
为了保证双级固井质量和提高钻井液加重后地层的承压能力，在进入石千峰组后50m一次性转化为具有气层保护特点的钻井液体系，转化完钻井液钻井24小时，井壁形成致密泥饼。
E、如果起下钻（接单根）有遇阻现象应及时配稠浆进行清洗井眼，将井眼内的沉砂或掉块清洗干净后，再重新下钻和钻进，以防阻卡。
F、在井浆基础上加入酸溶屏蔽暂堵剂，如QS-2，QS-3等，加量2～3%，同时加入强抑制剂0.2-0.3%MAN104等。
G、在气层钻井过程中及固井前均要维护好该保护层的性能。
H、气层段钻完后钻进口袋时应适当提高粘度和切力，充分循环清洗井眼，然后起钻电测，确保电测顺利。
在该段起钻时，勤灌泥浆和平稳操作，在井场准备好50吨左右的石灰石粉，以防井喷压井用。
注：如遇井涌、井喷、H2S含量高等异常情况，现场可根据实测地层压力按井控规定调整钻井液密度。
3.4.2 气层保护要求
1、严格执行钻井设计，如遇井涌、井喷、H2S含量高等异常情况，现场工程技术人员可根据实际情况适当加大钻井液的密度，确保钻井安全顺利。
2、采用以高压喷射为主的优选参数钻井技术，提高钻井速度，减少钻井液对气层的浸泡时间。
3、管好用好固控设备，要求打开气层时如无异常情况，钻井液的固相含量和密度不超过钻井液设计要求。
4、气层段禁止使用不能酸溶和影响岩屑录井质量的处理剂。
5、抓好组织工作，完钻电测后，及时下Φ139.7mm生产套管，尽量减少钻井液对气层的浸泡时间。
6、屏蔽暂堵完井液技术可减少钻井液对产层的伤害深度。在条件许可时采用该完井液体系。
7、气层段使用的完井液处理剂，井队必须要有产品检验单和合格证，进行小型试验，保证完井液性能达到设计要求，有效的保护气层。
8、严禁用清水聚合物打开气层和在气层段加压堵漏，以防污染气层。
9、积极推广应用新技术，保护好气层，但必须经过甲方同意。
3.5 钻头及钻井参数设计
3.5.1钻头设计
表3-6
序号
尺寸
（mm）
型号
钻进井段
（m）
进尺
（m）
纯钻时间
（h）
机械钻速
（m/h）
1
311.1
XHP2
540
540
72
7.5
2-4
215.9
SKH447G
--2759
2219
185
12
5-6
215.9
HJ517G
--3431
672
150
4.5
7
215.9
HJ537G
--3623
192
48
4
8-10
215.9
取心钻头
见取心井段表
92
39
2.4

3.5.2钻井参数设计
表3-7
开钻次序
钻头序号
井段
m
喷咀 组合
mm
钻 井 液 性 能
钻 进 参 数
水 力 参 数
密度
g/cm3
粘度
s
动切力
Pa
钻压
kN
转速
r/min
排量
l/s
立管
压力
MPa
钻头
压降
MPa
环空
压耗
MPa
上返
速度
m/s
一
开
1
0-540
16+16
1.03-1.04
25-35
2
10-140
50-70
32--40
1-5

0.5-0.63
二
开
2-4
540-2759
12+12+10
1.03-1.05
28-40
2-3
140-160
50-70
30-35
5-12
5.2
6.56
1.25-1.46
5-6
2759-3431
12+12+16
≤1.07
35-50
4
160-181
40-60
30-35
7-11
2.7
8.86
1.25-1.46
7
3431-3623
14+14+16
≤1.07
35-55
5
181-200
40-60
30-35
7-11
1.9
9.24
1.25-1.46
8-10
取心

≤1.07
35-55
5
50-80
50-60
25-28
9

建议：二开延长组钻完采用复合钻井工艺
层位： 纸坊组-----刘家沟中部
钻具组合：Φ215.9mmbit （EM1905S）+螺杆(7LZ172*7.0-ⅧSF) +Φ177.8mm无磁钻铤1根+Φ177.8mmDc11根+ +Φ165mmDc12根+Φ127mmDp（加厚钻杆30根）+Φ127mmDp +旋塞阀+方钻杆
钻井参数：喷咀组合（mm）：14+15+16+14+15 钻压（KN）: 60--120 转数（rpm）:20+螺杆
泵压(MPa):8---10 排量（L/S）: 32---34
3.6油气井压力控制
严格执行《中国石油天然气总公司石油与天然气钻井井控规定》，中华人民共和国石油天然气行业标准《含硫化氢的油气井安全钻井推荐作法》（SY/T 5087-2005）；《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护》（SY/T 5964-2003）； 石油钻井专业标准委员会文件《油标钻专字（2004）8》并特强调以下几点：
3.6.1 地层孔隙压力监测
表3-8
监测井段m
监测方法
监 测 要 求
二开至完钻
dc
指数法
要求地质录井单位根据工