1、第1章 鉆井工程方案1.1 鉆井工程地質概況1.1.1 區塊地質概況1.1.1.1 區塊構造及地理環境特征本設計方案研究目標區塊為頁巖區塊，該區塊總體為我國南方丘陵山地，受到來自北西方向擠壓應力作用，以正向構造為主，各背斜帶之間以寬緩向斜帶為界。海拔最高675m，最低250m，多在400600m之間。該地區交通較為便利，區內各場鎮間均有公路相通。該地區屬亞熱帶季風性濕潤氣候，常年平均氣溫1517。其總的特點是：四季分明，熱量充足，降水豐沛，年降水量超過1000mm，水系發育，季風影響突出。四季特點為：春早，常有“倒春寒”和局部的風雹災害；夏長，炎熱，旱澇交錯；秋短，涼爽而多綿雨；冬遲，無嚴寒，

2、雨雪少，常有冬干。在降水多的季節，需預防山洪暴發所引起的泥石流、塌方、滑坡，河道漲水所引發的洪水等自然地質災害。1.1.1.2 區塊地層分布頁巖區塊古生界奧陶系中生界三疊系自下而上主要發育：十字鋪組、寶塔組、澗草溝組、五峰組、龍馬溪組、小河壩組、韓家店組、黃龍組、梁山組、棲霞組、茅口組、龍潭組、長興組、飛仙關組、嘉陵江組。根據目前勘探開發情況，將下志留統龍馬溪組下部上奧陶統五峰組約86m層段含氣泥頁巖段作為本區主要的目的層。按照從老到新的順序，由五峰組至嘉陵江組具體地層巖性及地層厚度見表3.1。1.1.1.3 儲層分布該地區五峰組龍馬溪組總體上分布穩定，尤其是目的含氣層段在地震剖面和連井對比剖

3、面上都有很好的響應。氣層總厚度在8390m，縱向上連續，中間無隔層。據現有鉆井測井、錄井以及巖芯特征，該地區目的含氣頁巖段從下到上可劃分出三段、五個亞段，其中第1段（分11亞段和12亞段）為碳質硅質泥頁巖，厚度分別約為33m和18m；第2段為含炭質粉砂質泥巖，厚度約17m；31亞段為含炭質灰云質泥頁巖，厚度約13m；32亞段為含炭質粉砂質泥頁巖，厚度約6m，通過現有資料發現，各亞段在全區分布基本穩定。表3.1 區塊地層巖性及厚度系統組代號巖性描述奧陶系上統五峰組O3w上段：鈣質云巖或粉砂質頁巖，厚度很小，一般小于1m；下段：黑色碳質頁巖、粉砂質頁巖，厚度為37m。志留系下統龍馬溪組S1l上部：

4、為灰、深灰色泥巖、含粉砂質泥巖；下部：深灰色、灰黑色泥巖、炭質泥巖。與下伏五峰組地層呈整合接觸關系，厚度約300m。小河壩組S1x上部及中部：巖性以灰、綠灰、灰綠色泥巖、砂質泥巖為主，夾綠灰、灰綠色粉砂巖、泥質粉砂巖；下部：巖性為灰、綠灰色泥巖、砂質泥巖與綠灰色粉砂巖、泥質粉砂巖呈不等厚互層。與下伏龍馬溪組地層呈整合接觸關系，厚度約230m。中統韓家店組S2h上部：以灰色泥巖為主，夾灰綠色粉砂巖；中、下部：巖性為灰色泥巖、砂質泥巖與灰綠色粉砂巖、泥質粉砂巖呈不等厚互層。與下伏小河壩組地層呈整合接觸關系，厚度約為500m。石炭系中統黃龍組C2h巖性為綠灰、深灰色云巖、針孔狀云巖、角礫狀云巖。與下

5、伏韓家店組地層呈假整合接觸關系，厚度約25m。二疊系下統梁山組P1l灰、深灰色泥巖為主，頂部為灰黑色炭質泥巖。與下伏黃龍組地層呈假整合接觸關系，厚度約 25m棲霞組P1q上部：淺灰色含生屑灰巖，灰、深灰色灰巖；下部：灰、淺灰、深灰色灰巖、含泥灰巖，厚度約 150m茅口組P1m上部：灰、淺灰、深灰、灰白色灰巖及灰黑色炭質頁巖；中部及下部：淺灰、灰、深灰色灰巖，中下部夾薄層灰色灰質泥巖。與下伏棲霞組地層呈整合接觸關系，厚度約 300m。上統龍潭組P2l中部：巖性為灰、淺灰色灰巖、含泥灰巖；上、下部：巖性為灰黑色炭質頁巖、炭質泥巖。與下伏茅口組地層呈假整合接觸關系，厚度約5060m。長興組P2ch上

6、部：為為灰、淺灰、深灰色灰巖、含泥灰巖、泥質灰巖、生屑灰巖；中部：為灰、淺灰、深灰色生屑灰巖、灰巖；下部：為灰、深灰色灰巖、含泥灰巖、含生屑灰巖。與下伏龍潭組地層呈整合接觸關系，厚度約 190200m。三疊系下統飛仙關組T1f頂部：為棕紫色泥質白云巖、灰色泥質白云巖，中部為灰色、淺灰色灰巖、鮞粒灰巖；下部：為淺灰色灰巖、含泥灰巖、泥質灰巖，底部見一層深灰色泥灰巖。與下伏長興組地層呈假整合接觸關系，厚度約430480m。嘉陵江組T1j上部：為灰、淺灰、深灰色灰巖、含云灰巖、白云巖、灰質白云巖、含泥白云巖、膏質白云巖與灰白色石膏巖、云質石膏巖呈不等厚互層；中部及下部：為淺灰色灰巖，含泥灰巖。與下伏

7、飛仙關組地層呈整合接觸關系，厚度約250320m。1.1.1.4 區塊地應力及儲層巖石力學特征通過對目的層巖石力學參數測試，得出楊氏模量2337GPa，泊松比0.110.29，體積模量為1418GPa，剪切模量1014GPa，實測最大主應力為61.50MPa，最小主應力為52.39MPa，根據應力剖面圖可以得到上下隔層應力差約8MPa。根據相關資料調研，得出垂向應力為56.35MPa，地應力狀態為走滑地應力狀態。由于區塊收到來自北西方向的擠壓應力作用，分析最小水平主應力方向大致為225°。1.1.2 氣藏儲層特征1.1.2.1 儲層巖性特性儲層儲集層脆性礦物介于33.9%80.3%，

8、平均為56.5%。在縱向上，五峰組龍馬溪組一段一亞段脆性礦物含量高，多大于50%；一段二亞段三亞段下部脆性礦物含量降低，主要介于40%65%；三亞段上部脆性礦物含量普遍較低。儲層段發育孔隙類型包括無機孔隙、有機質孔隙、微裂縫、構造縫4種儲集空間類型，其中無機孔隙主要包括粘土礦物晶間孔、粒間孔以及粒內孔；有機孔隙屬于有機質在后期熱演化過程形成的孔隙，頁理縫則主要發育于紋層發育段，在剛性礦物與塑性礦物間易于形成頁理縫，根據巖芯觀察結果表明，構造縫多為直劈縫和高角度構造剪切縫，整體欠發育。1.1.2.2 儲層物性分析通過巖心測定數據可得：本區塊頁巖氣層孔隙度分布在1.17%8.61%之間，平均4.8

9、7%。穩態法測定水平滲透率主要介于0.001355mD。其中基質滲透率普遍低于1mD，最小值為0.0015mD，最大值為5.71mD，平均值為0.25mD，而層間縫發育的樣品穩態法測定滲透率顯著增高，普遍高于1mD，最高可達355.2mD。1.1.2.3 儲層敏感性分析根據區塊含氣頁巖段粘土X衍射分析，本區塊巖石粘土礦物組成為：伊蒙混成（55%）、伊利石（38.5%）、綠泥石（5.7%）。巖芯敏感性和應力敏感性分析結果表明：流速不敏感；水敏指數0.660.75，中偏強強水敏；臨界鹽度2×104ppm；酸敏指數0.670.75，中強酸敏；中等偏強應力敏。1.1.2.4 儲層流體性質儲層

10、天然氣組分以甲烷為主，組成比例為：C1為97%，C2C6為0.4%，H2S為1.17%，N2為0.85%， CO2為0.46%， H2為0.026%，He為0.023%，屬于含硫化氫型干氣氣藏。1.1.2.5 儲層壓力與溫度目的層龍馬溪組底部頁巖氣層，油氣顯示活躍、地層壓力異常，氣層壓力系數為1.411.55。根據已鉆井資料地溫梯度為2.84/100m，預測儲層溫度在85左右。1.1.3 鉆井難點分析根據區塊地層特征及相關資料調研分析，本區塊鉆完井難點主要有：（1）地質條件復雜，鉆井井下故障時有發生，影響鉆井安全與速度。該區地層出露老、巖石硬度大、可鉆性較差；淺表有溶洞、暗河發育，呈不規則分布

11、；三疊系地層存在水層，二疊系長興組、茅口組、棲霞組在局部地區存在淺層氣，水層和淺氣層均屬于低壓地層；志留系地層的坍塌壓力與漏失壓力之間的區間較小，目的層龍馬溪組底部頁巖氣層，油氣顯示活躍、地層壓力異常，氣層壓力系數為1.411.55。（2）泥頁巖地層井壁穩定性差。鉆井過程中，在井底壓差、鉆井液與地層流體活度差等作用下，頁巖地層井壁圍巖的強度和應力發生變化，誘發頁巖微裂縫擴展延伸，從而影響井壁的穩定性。全井段易垮易漏，儲層含有硫化氫。（3）叢式井鉆井井眼軌道復雜，具有大偏移距、大靶前位移、長水平段等特點，在工具面擺放與控制上面較為困難。叢式井井距小，防碰困難大。（4）三維長水平段鉆完井過程中，鉆

12、桿、套管、及完井管柱下入摩阻大，并且頁巖氣儲層的多級分段壓裂改造對套管強度要求高。（5）長水平段的固井施工難度大，質量難以保證。一方面水平段長度大，套管偏心嚴重，影響套管柱的居中度；另一方面，水平段使用油基鉆井液，在井壁上形成了油膜層，對油膜的清洗效果直接影響到水泥膠結質量；同時，頁巖氣儲層的多級分段壓裂改造對水泥環的抗沖擊能力和柔韌性要求也較高。1.2 鉆完井方案總體規劃通過對頁巖I區塊已鉆井情況分析，結合地質靜態資料、生產動態數據及對國內外頁巖氣藏開發所應用的先進鉆井工藝及配套的調研，制定頁巖I區塊開發方案的鉆完井工程方案。1.2.1 鉆完井方案總體設計原則（1）總體開發方案以叢式井組布井

13、，井型采用長水平段水平井（水平段長1500m左右）；（2）每個井常鉆6口水平井，采用雙排鉆井，每排3口井。同排井距5m，排距40m；（3）鉆井總進尺盡可能少，減少鉆井投資；（4）鉆井液體系滿足封堵、防漏、防垮及保護油氣層的要求；（5）鉆具組合滿足直井段安全快速，斜井段及水平段定向準確、鉆壓傳遞效率高、摩阻扭矩低；（6）固井考慮防氣竄、防漏失、油基泥漿固井、壓裂工況下水泥環及套管強度問題，保證固井質量，保障后期壓裂增產；（7）滿足安全及環保要求。1.2.2 設計依照標準及規范本鉆完井方案設計引用的標準規范如下：（1）鉆井井場、設備、作業安全 SY/T 5974-2007；（2）叢式井井場布置原則

14、及要求 SY/T 6241-1996；（3）叢式井平臺布置 SY/T 5505-2006；（4）叢式井井眼防碰技術要求 SY/T 6396-1999；（5）鉆井井身質量控制規范 SY/T 5088-2008；（6）定向井軌道設計與軌跡計算 SY/T 5435-2003；（7）定向井軌跡控制技術要求 SY/T 6467-2000；（8）定向井下部鉆具組合設計方法 SY/T 5619-2009；（9）水平井鉆井工藝及井身質量要求 SY/T 6333-1997；（10）井身結構設計方法 SY/T 5431-2008；（11）石油鉆井液固相控制設備規范 SY/T 5612-2007；（12）套管柱試壓

15、規范 SY/T 5467-2007；（13）固井設計規范 SY/T 5480-2007；（14）固井質量評價方法 SY/T6592-2004；（15）套管柱結構與強度設計 SY/T 5724-2008；（16）套管柱井口懸掛載荷計算方法 SY/T 5731-1995；（17）石油天然氣工業油氣井套管或油管用鋼管 SYT 6194-2003；（18）鉆井井控裝置組合配套、安裝調試與維護 SY/T 5964-2003；（19）鉆井井控技術規程 SY/T 6426-2005；（20）含硫化氫油氣井安全鉆井推薦作法 SY5087-2005；（21）含硫油氣井鉆井井控配套、安裝和使用規范 SY/T661

16、6-2005；（22）鉆井完井交接驗收規則 SY/T 5678-2003；（23）油氣儲層評價方法 SY/T 6285-2011；（24）石油天然氣鉆井健康、安全與環境管理體系指南 SY/T 6283-1997。1.2.3 鉆完井工程質量要求1.2.3.1 井身質量要求本鉆井方案采用叢式井“工廠化”模式鉆井，每個井場布井6口水平井，井口采用雙排排列，同排井井口間距5m，為防碰要求，必須保證井身質量。（1）A靶點靶框高度5m，寬度20m；B靶點靶框高度5m，寬度50m。（2）全角變化率要求：直井段全角變化率小于3º/30m，造斜和扭方位井段按軌跡設計要求進行控制。（3）斜井段和水平段要

17、求：斜井段實鉆井眼軌跡要求平滑，水平段井眼軌跡位于地質設計要求靶框內。（4）直井段和斜井段平均井徑擴大率小于12%，水平段井徑擴大率不大于10%。（5）同井場井應做防碰掃描圖，找出井與井之間的最近距離及位置。（6）井底無落物。1.2.3.2 鉆井液與儲層保護要求（1）使用抑制性強、防垮、防漏、保護氣層的鉆井液體系。（2）根據地質資料，分段設計適合地層特性的鉆井液類型和近平衡壓力鉆井所需合理的鉆井液密度。密度確定在考慮地應力和地層破裂壓力的情況下，以裸眼井段的最高地層孔隙壓力當量鉆井液密度值為基準，加一個附加值對于氣井為0.070.15 g/cm3，因為儲層中含有硫化氫（含量為1.17%），在儲

18、層段應附加0.15 g/cm3的壓力值。（3）針對頁巖層位井壁易失穩的問題，需采用油基鉆井液體系，需要優化選取油基鉆井液體系，在性能達標情況下，盡可能降低鉆井液成本。（4）優選高性能封堵材料，提高油基鉆井液的封堵性能和防漏堵漏效果，完善地面回收處理設施建設，提高油基鉆井液的回收利用率及降低對儲層的破壞。1.2.3.3 固井質量要求在滿足固井質量評價方法（SY/T6592-2004）標準的基礎上，考慮后期大型壓裂改造對固井質量的要求，進行套管強度、水泥漿體系及施工工藝的優化。（1）采用完井壓裂施工過程中的最高施工壓力作為套管強度設計實際有效載荷，使得頁巖氣水平井套管抗內壓強度大于或等于完井壓裂施

19、工過程中最高壓力的1.25倍。（2）按照API標準設計安放套管扶正器，保證套管居中度。（3）優選生產套管前置液體系，消除油基鉆井液對井壁及套管壁的污染，保證固井膠結質量。（4）采用柔性水泥漿體系，保證后期完井壓裂施工過程中水泥環強度。1.2.4 鉆井井場規劃及施工設計本設計井場叢式井布局如圖3.1所示，雙排6口井，井距5m，排距40m。施工設計采用批量施工，即采用“三同步、三統一”工作方式：同步進場、同步安裝、同步開鉆，統一組織管理、統一作業模式、統一技術規范批量施工。使用兩部ZJ50鉆機，以不同鉆井液體系為批鉆分界面：清水鉆進：批量完成單井的表層、一開，然后平移至下一個井位；KCl聚合物潤滑

20、鉆井液鉆進：批量二開；油基鉆進：批量三開（定向、造斜、水平段）。Y1Y2Y3Y4Y5Y6表層+一開表層+一開二開二開三開（油基）1#鉆機2#鉆機三開（油基）圖3. 1 井場布局1.3 井壁穩定性分析井壁不穩定分為兩種情況：一是井壁坍塌，從力學的角度來說，造成井壁坍塌的原由主要由于井內液柱壓力較低，使得井壁周圍巖石所受應力超過巖石本身的強度而產生剪切破壞所造成。此時，對于脆性地層會產生坍塌掉塊，井徑擴大，而對塑性地層，則向井眼內產生塑性變形，造成縮徑；二是地層破裂，從力學上說，地層破裂是由于井內泥漿密度過大使巖石所受的周向應力超過巖石的抗拉強度而造成20, 21。本節通過井壁穩定性數學模型，對井

21、壁穩定性的影響因素進行分析，得出適合本區塊鉆井的最佳井斜方位。表3.2為計算所需數據，部分數據是賽題提供，賽題之外數據通過相關文獻資料計算得出。表3. 2 井壁穩定計算參數井深（m）2450地層壓力（MPa）36水平最大主應力（MPa）61.5水平最小主應力（MPa）52.39上覆巖石壓力（MPa）56.35有效應力系數0.72泊松比0.2地層孔隙度（%）4.87巖石內摩擦角（°）40巖石內聚力（MPa）18注：部分數據來自含氣頁巖組分構成與巖石力學特性一文。1.3.1 井斜角對坍塌壓力的影響采用斜井井壁破壞力學模型，利用所給數據，得出不同井斜角和井眼方位（與最大水平主應力之間夾角）

22、下頁巖氣水平井的井壁最大當量坍塌密度，及同一方位角下不同井周角及井斜角下井壁最大當量坍塌密度。見圖3.2。圖3.2坍塌壓力隨井斜角變化規律從圖3.2中可以看出，方位角一定時，隨著井斜角的不斷增加，最大當量坍塌密度不斷降低，即坍塌壓力不斷降低，井壁穩定性越好。當井斜角為90°時，坍塌壓力最低，井眼最穩定，因此鉆水平井或大斜度井比鉆直井的井壁穩定性要好。圖3. 3不同方位、井斜下當量坍塌密度同井周角變化規律從圖3.3中可以看出在方位角一定時，隨著井斜角的增加，當量坍塌密度隨著井周角變化越小，也就表明井眼越規則，90°條件下最好。當井斜角為90°條件下，不同方位下當量坍

23、塌密度變化范圍為：30°時：0.920.922g/cm3；60°時：0.8881.017g/cm3；75°時：0.8761.047g/cm3；90°時：0.8711.057 g/cm3。從圖3.1和圖3.2中可以得出：該區塊鉆水平井或大斜度井井壁穩定性較直井要好。1.3.2 方位角對坍塌壓力的影響當井斜角為90°時，通過井壁破壞力學模型計算，得出不同方位下井壁最大當量坍塌密度。得出當方位角與最大水平主應力之間夾角為30°時，最大當量坍塌密度最小，見圖3.4。圖3.5為不同方位角下，當量坍塌密度隨井周角變化情況。從圖中可以得出當方位角與

24、最大水平主應力成30°角時，當量坍塌密度變化范圍最小，井周各處幾乎一致。圖3. 4 最大當量坍塌密度隨方位角變化規律圖3. 5 不同方位下當量坍塌密度隨井周角變化規律從圖3.4和圖3.5中可以得出：當井眼方位角與最大水平主應力成30°角時，當量坍塌密度大小及變化范圍最小，也就是井壁越穩定。1.3.3 增產措施對鉆井方位選取的影響由于頁巖氣大部分是以游離狀態存在于頁巖儲層的天然裂縫中，為了提高后期壓裂增產的效果，應使壓裂時產生的裂縫與井筒垂直或交錯，而壓裂時所產生的誘導縫的延伸方向都是與最大主應力方向一致，因此對于壓裂增產來說，鉆井方位沿最小水平主應力方向最有利于壓裂。通過對

25、儲層井壁穩定性影響因素分析，得出井斜角為90°左右時，井壁當量坍塌密度量及變化范圍最小。另外，當井斜角為90°條件下，不同方位下當量坍塌密度變化范圍為：30°時：0.920.922g/cm3；60°時：0.8881.017g/cm3；75°時：0.8761.047g/cm3；90°時：0.8711.057 g/cm3，可以得出當方位角與最大水平主應力成30°角時，井壁當量坍塌密度量及變化范圍最小。然而，考慮到后期增產效果時，應使水平段井眼延伸方向與最小主應力方向保持一致，以得到與井筒垂直的壓裂縫使更多的天然裂縫彼此連通。從不

26、同方位下當量坍塌密度變化情況及大小可以看出，其差別并不是特別大。因此，綜合考慮鉆井井壁穩定及后期壓裂增產效果，選擇水平段延伸方向與最小水平主應力方向保持一致。1.4 井眼軌跡設計1.4.1 井眼軌跡設計依據根據區塊地質情況及開發需求，本區塊采用叢式井開發，每個鉆井井場鉆6口水平井。針對叢式井開發防碰及井眼軌跡控制要求，按照國家標準規定，建立以下設計依據：（1）造斜點選擇在比較穩定、可鉆性較好的地層；（2）井組中相鄰兩井的造斜點錯開50m以上；（3）井組中，鄰井之間的直井段盡可能短；（4）斜井短軌道空間最小距離要求：垂深2000m以內不小于30m，大于2000m不小于40m。（5）同排井口距一般

27、取2.55m，井排距不小于30m。1.4.2 井眼軌跡設計基礎數據本設計的叢式井組井型為水平井，目的層為志留系下統龍馬溪組頁巖氣儲層，地面海拔650m，井口及靶點坐標見表3.3。表3. 3 井眼軌跡設計基礎數據井名井口坐標靶點坐標ABXYXY垂深（m）XY垂深（m）Y118752685329222518751970329236924891875105132914502288Y218752685329222018752394329193925431875147532910202379Y318752685329221518752819329151025861875190032905912447Y4

28、18752725329222518752551329293125491875347032938502433Y518752725329222018752976329250225691875389532934212444Y6187527253292215187533193292072257618754238329299124651.4.3 井眼軌跡設計1.4.3.1 井眼剖面設計井眼剖面類型選擇主要考慮兩方面因素：（1）能適應實鉆中目的層深度發生變化時調整方案，而不至于使井眼軌跡控制處于被動地位；（2）能夠通過調整段來補償工具造斜率誤差所造成的軌道偏差，使井眼軌跡在最終著陸時中靶更準確、更順利。為

29、此，本設計優選采用雙弧剖面設計，即“直-增-穩-增-水平段”剖面，該剖面類型在兩段增斜段之間設計了一段的穩斜調整段，有利于井眼軌跡的實時調整。本叢式井組同排井口間距為5m，根據已完鉆井軌跡分析，02000m井段井斜角在1.1°左右，閉合距025m，相鄰井之間碰撞風險很高，因此需要提前進行繞障作業。為了降低井眼碰撞風險，主要有兩種解決方法：一種是在500m左右進行造斜，采用“直-增-穩-增-水平段”剖面進行井眼軌道設計；另一種是在100m左右進行小造斜率造斜，增加相鄰井之間距離，然后采用直井鉆井，在1900m左右處進行造斜。其中第一種方案的不足之處在于：一方面根據已完鉆井軌跡分析，05

30、00m井段閉合距在10m左右，鄰井之間碰撞風險高；另一方面是如果在500m處造斜，會形成長1700m左右的穩斜段，嚴重影響鉆井效率。因此推薦采用第二種繞障方法進行叢式井防碰繞障。頁巖氣叢式井“井工廠”模式具有降低鉆井成本、縮短鉆井周期、優化資源利用、減少地面占用面積等優點12, 14, 16, 22。然而采用水平井“工廠化”作業開采頁巖氣時，向兩個相反方向鉆水平井往往會導致兩口相反方向水平井的水平井段之間存在一定的空白帶（稱為“死油區”），針對這種情況，本設計采用類似“勺”型的井眼軌跡（見圖3.6）23，減少靶前距，從而使得兩排井之間的儲層得以較大化的開采利用。圖3. 6 “勺”型水平井垂直投

31、影圖1.4.3.2 井眼軌跡設計數據對Y1Y6井進行了井眼軌跡設計，設計結果見表3.4表3.9，圖3.73.20。（1）Y1井井眼軌跡數據表3. 4 Y1井井眼軌跡描述測深（m）井斜（°）網格方位（°）垂深（m）北坐標（m）東坐標（m）狗腿度（°/30m）閉合距（m）閉合方位（m）00315000000KOP19003159000000增斜134.224.42315134.181.21-1.2131.71315穩斜456.834.42315455.8218.79-18.79026.58315降斜501.050334.0550020-20328.28315KOP21

32、951.050334.05195020-20028.28315增斜2183.3350.33334.052153.55105.99-61.846.5122.71329.74穩斜2444.1550.33334.052320.05286.5-149.690323.25332.41增斜扭方位2995.3398.792252519.57283.76-575.246641.42296.26穩斜3195.3398.792252489144-7150729.36281.39完鉆點4510.4498.792252288-775-163401808.47244.63圖3. 7 Y1井垂直投影圖（投影方位225&#

33、176;）圖3. 8 Y1井水平投影圖（投影方位225°）（2）Y2井井眼軌跡數據表3. 5 Y2井井眼軌跡描述測深（m）井斜（°）網格方位（°）垂深（m）北坐標（m）東坐標（m）狗腿度（°/30m）閉合距（m）閉合方位（m）00237.74000000KOP22000237.74220000000增斜2220.684.83237.742220.66-0.46-0.7470.87237.74穩斜2315.264.83237.742314.9-4.71-7.4608.83237.74增斜2742.1197.192252555.52-210.85-220.8

34、56.5305.33226.33穩斜2842.1197.192252543-281-2910404.53226完鉆4152.0897.192252379.04-1200-121001704.15225.24圖3. 9 Y2井垂直投影圖（投影方位225°）圖3. 10 Y2井水平投影圖（投影方位225°）（3）Y3井井眼軌跡數據表3. 6 Y3井井眼軌跡描述測深（m）井斜（°）網格方位（°）垂深（m）北坐標（m）東坐標（m）狗腿度（°/30m）閉合距（m）閉合方位（m）00225000000KOP19002259000000增斜134.224.4

35、2225134.18-1.21-1.2131.71225穩斜456.834.42225455.82-18.79-18.79026.58225降斜501.050114.17500-20-20328.28225KOP21951.050114.171950-20-20028.28225增斜2169.6847.37114.172144.56-54.9557.866.579.79133.52穩斜2511.8147.37114.172376.27-158.01287.510328.07118.79增斜扭方位3058.896.12252607.27-564.38274.626627.65154.05穩斜32

36、58.896.12252586-7051340717.62169.24完鉆點4565.8896.12252447-1624-78501803.77205.8圖3. 11 Y3井垂直投影圖（投影方位225°）圖3. 12 Y3井水平投影圖（投影方位225°）（4）Y4井井眼軌跡數據表3. 7 Y4井井眼軌跡描述測深（m）井斜（°）網格方位（°）垂深（m）北坐標（m）東坐標（m）狗腿度（°/30m）閉合距（m）閉合方位（m）0045000000KOP1850458500000增斜128.554.3545128.51.171.1731.6545穩斜4

37、57.494.3545456.518.8318.83026.6345降斜501.030288.635002020328.2845KOP21801.030288.6318002020028.2845增斜2045.1152.88288.632010.8753.51-79.376.595.72303.99穩斜2328.1752.88288.632181.68125.63-293.250319.03293.19增斜扭方位2934.6990.71452451.46564.59-315.415.5646.72330.81穩斜3134.6990.71452449706-1740727.13346.15完鉆點

38、4434.4590.71452433162574501787.6424.63圖3. 13 Y4井垂直投影圖（投影方位45°）圖3. 14 Y4井水平投影圖（投影方位45°）（5）Y5井井眼軌跡數據表3. 8 Y5井井眼軌跡描述測深（m）井斜（°）網格方位（°）垂深（m）北坐標（m）東坐標（m）狗腿度（°/30m）閉合距（m）閉合方位（m）00346.58000000KOP20500346.58205000000增斜2064.583.4346.582064.570.42-0.170.43346.58穩斜2227.33.4346.5822279.8

39、1-2.34010.09346.58增斜2641.7991.59452482.77211.32180.326.5277.7940.47穩斜2741.7991.594524802822510377.5241.67完鉆4042.1491.59452443.921201.131170.1301676.8844.25圖3. 15 Y5井垂直投影圖（投影方位45°）圖3. 16 Y5井水平投影圖（投影方位45°）（6）Y6井井眼軌跡數據表3. 9 Y6井井眼軌跡描述測深（m）井斜（°）網格方位（°）垂深（m）北坐標（m）東坐標（m）狗腿度（°/30m）閉

40、合距（m）閉合方位（m）00135000000KOP19001359000000增斜134.224.42135134.18-1.211.2131.71135穩斜456.834.42135455.82-18.7918.79026.58135降斜501.050165.06500-2020328.28135KOP21701.050165.061700-2020028.28135增斜1875.1537.72165.061861.8-73.4134.256.581154.99穩斜2311.0637.72165.062206.59-331.11030346.75162.72增斜扭方位2857.9791.8

41、5452513.46-284.35452.656534.55122.14穩斜3057.9791.85452507-1435940610.97103.54完鉆點4358.3191.85452465776151301700.462.85圖3. 17 Y6井垂直投影圖圖3. 18 Y6井水平投影圖（7）六口井水平投影與三維投影圖3. 19 叢式井組水平投影圖3. 20 叢式井組三維投影1.4.4 定向井軌跡控制技術1.4.4.1 直井段軌跡控制（1）開鉆前必須對設備進行全面檢查；循環系統試壓合格；天車、轉盤，井口三者的中心線在一條垂直線上，偏差不大于10mm；鉆井儀表靈敏、準確、記錄清晰、可靠。（2

42、）開鉆前，必須用平衡錘對方鉆桿校直，保證方鉆桿中心對準轉盤的中心。（3）為降低井眼相碰風險，本設計中Y1、Y3、Y4、Y6井在406.4mm井眼進行第一次定向，井斜角在4°左右，然后在500m處下套管固井，增加相鄰井井眼之間距離。（4）加強井眼軌跡監測，鉆井液每鉆進50100m單點測斜一次，根據實測數據加強防碰分析，若有危險及時調整鉆井措施。（4）穩定器出套管之前都不宜采用高轉速鉆進；若發現井漏、垮塌等復雜情況，應及時倒出穩定器，待處理完恢復正常鉆進后再加入穩定器；每次起鉆必須檢查穩定器磨損情況，并按穩定器磨損限制標準進行更換；每次更換穩定器或調整下部鉆具組合后，下鉆要特別注意遇阻卡

43、，遇阻后不能硬壓，要劃眼通過。與穩定器連接的鉆鋌必須堅持每只鉆頭更換一次，預防斷鉆鋌事故發生。（5）直井段鉆進時應堅持劃眼，以利于修整井壁和滿足帶砂保證井下安全。1.4.4.2 定向段軌跡控制定向段采用彎螺桿鉆具組合無線定向增斜鉆進，過程中由現場技術人員根據實際情況，適時換用LWD地質導向鉆進，確保準確鉆達目的層位。（1）對定向造斜井段的井眼軌跡測量要求1）采用MWD定向增斜鉆進，具體測量方式由現場定向井工程師根據現場實鉆情況合理選擇使用。2）增斜段測量間距不超過30m，必要時應加密測斜。及時調整造斜工具面，獲得好的造斜效果并確保井眼軌跡光滑。（2）定向鉆井施工準備1）全面檢查一次設備，確保設

44、備運轉良好，同時調整鉆井液性能到設計要求，并對全部入井鉆具進行一次徹底的檢查，避免鉆具事故的發生。2）定向造斜前，采用多點測一次井斜、方位，根據直井段所測井斜數據及實際井口坐標、補心高度、鉆井地質設計要求的靶區對原設計井眼軌跡作合理調整。定向井服務公司對井隊進行詳細技術交底。3）定向鉆進前，根據上部井眼的實際情況確定是否對上部直井段進行通井劃眼作業，必須保證造斜工具入井前井內平穩，井壁穩定,井眼暢通，井底清潔無沉砂無金屬物。（3）定向鉆井施工重點措施：1）嚴格按現場定向井工程師要求施工。根據上部井段的實際井斜、方位和地質靶區要求，計算實際造斜率的大小，根據實際情況及時調整鉆井參數或更換彎殼體螺

45、桿馬達，以達到所需增斜的最佳效果。2）實鉆地層分層和設計的地層分層可能有出入，鉆進中要卡好層位。3）定向造斜前，帶井底動力鉆具下鉆，下鉆速度要慢，不得猛剎猛放，若遇阻不得猛放，應上提鉆具轉動不同方向下放；下鉆過程中盡可能不開泵，若非開泵不可，則必須上下滑動鉆具。4）遇井下不正常時，應將井筒內鉆具起過復雜井段直至套管鞋內。5）若井下情況復雜，需要進行通井和劃眼時，原則上采用上一趟鉆具結構，如因實際情況必須改變鉆具結構時，該鉆具的剛性必須小于上趟鉆具的剛性，且有正、倒劃眼能力。6）鉆具在裸眼井段靜置時間不能太長，每隔3min上下大幅度活動一次鉆具。不允許長時間定點連續轉動鉆具。7）鉆進時應保持均勻

46、送鉆，防止溜鉆、頓鉆，密切注意泵壓變化，當發現泵壓突然上升時，應及時將鉆具提離井底，分析原因，決定是否起鉆檢查。8）應加強鉆井液的凈化工作，嚴格控制固相含量，鉆桿上必須安放鉆桿濾清器；優選排量并保持相對穩定。9）彎殼體螺桿馬達鉆具組合下井，嚴禁劃眼和懸空處理鉆井液，遇阻應起鉆通井，避免劃出新眼。10）定向鉆井過程中，應實測摩阻，除去摩阻外，下鉆遇阻不能超過50kN，起鉆遇卡不能超過100kN。11）用MWD監測井斜、方位，嚴格控制井身軌跡，發現井斜方位變化幅度異常或鉆穿地層交界面及復雜地層時，應加密測點，及時采取措施。1.4.4.3 水平段軌跡控制（1）定向造斜施工結束后，應分別用單、雙穩定器

47、組合對定向造斜段進行通井劃眼作業，以保證井眼通暢，入井穩定器必須選用定向井專用穩定器。（2）實鉆中精心組織施工，找準A點后穩斜鉆至出靶點完成水平段，根據LWD地質導向實測數據跟蹤儲層，滿足地質要求。（3）為避免地層厚度及地質儲層變化時造成被動局面，應根據實際情況進行靈活調整控制，達到地質要求及保證儲層穿越質量。（4）在大斜度井段及水平段鉆進中，防止沉砂卡鉆是重點，應堅持使用大排量攜砂（排量盡可能大于12L/s），一旦發現摩阻扭矩增大，有沉淀床存在，要及時進行短起下鉆和進行分段循環，減少巖屑床，確保安全鉆進。（5）用LWD隨鉆監測井眼軌跡，施工中應根據實鉆井眼軌跡需要，合理調配鉆具組合。（6）使

48、用LWD隨鉆監測井眼軌跡時，必須保證鉆井泵上水良好，防止泵壓不穩影響LWD工作。（7）在水平井段鉆進必須搞好鉆井液性能的維護處理，加強固控措施，減少鉆井液無用固相含量，含砂量控制在0.2以內；嚴格控制鉆井液HTHP失水和摩擦系數(Kf0.10)。（8）為準確控制井眼軌跡，應加強井斜、方位監測，及時對井眼軌跡做出預測，并根據實際情況調整鉆具組合和鉆井參數，確保在目標靶體內鉆進。（9）鉆至出靶點后應根據實際地質情況及鉆井情況，確定具體的完鉆深度及水平段穿越長度。1.4.4.4 定向井專用工具及儀器表3. 10 定向井專用工具及儀器名稱規格型號備注彎螺桿鉆具165.1/2444.5定向接頭165.1

49、無磁鉆鋌165.1/228.6無磁承鉆桿127單點照相測量儀1 3/4in無線隨鉆測斜儀MWD地質導向LWD1.4.5 叢式井防碰設計1.4.5.1 防碰計算分析叢式井防碰計算分析方法主要有水平面掃描、法平面掃描和3D最短距離掃描等方法，由于本設計采用的是三維井眼，推薦采用3D最短距離掃描放，對設計井進行防碰掃描分析，分析結果如下：（1）以Y1井為參考井進行防碰分析考慮井眼位置的不確定性，計算分析結果如下：表3. 11 Y1井為參考井防碰分析井號橢球間距（m）中心距（m）分離系數風險Y222323.11低風險Y340504.81低風險Y414252.23低風險Y555656.31通過Y6859

50、410.33通過圖3. 21 Y1井分離系數圖（2）以Y2井為參考井進行防碰分析考慮井眼位置的不確定性，計算結果如下：表3. 12 Y2井為參考井防碰分析井號橢球間距（m）中心距（m）分離系數風險Y122323.11低風險Y320312.93低風險Y432434.06低風險Y527393.4低風險Y656657.12通過圖3. 22 Y2井分離系數圖（3）以Y3井為參考井進行防碰分析考慮井眼位置的不確定性，計算結果如下：表3. 13 Y3井為參考井防碰分析井號橢球間距（m）中心距（m）分離系數風險Y140504.81低風險Y220312.93低風險Y463746.73通過Y538494.38低

51、風險Y641613.13低風險圖3. 23 Y3井分離系數圖（4）以Y4井為參考井進行防碰分析考慮井眼位置的不確定性，計算結果如下：表3. 14 Y4井為參考井防碰分析井號橢球間距（m）中心距（m）分離系數風險Y112242.07低風險Y233444.1低風險Y362736.73通過Y520303.04低風險Y641505.42通過圖3. 24 Y4井分離系數圖（5）以Y5井為參考井進行防碰分析表3. 15 Y5井為參考井防碰分析井號橢球間距（m）中心距（m）分離系數風險Y155656.3通過Y227403.4低風險Y338504.4低風險Y421303.04低風險Y623323.6低風險圖3. 25 Y5井分離系數圖（6）以Y6井為參考井進行防碰分析表3. 16 Y6井為參考井防碰分析井號橢球間距（m）中心距（m）分離系數風險Y1859510.33通過Y256657.2通過Y34568