1、 中 7-47K 井侧钻井施工技术方案编码：一钻-2011-06（侧）编 制 人：梁 毅承钻单位：C15623 钻井队2011 年 6 月 28 日审核意见：审核人：年 月 日审批意见：审批人：年 月 日 - 3 -中 7-47K 井侧钻井施工技术方案一、基本数据中 7-47K 井为一口设计井深 2378m 的 139.7mm 套管内开窗侧钻井，设计井身结构为 139.7mm 套管内悬挂 95.25mm 套管（1513-2374m）1井眼轨迹：开窗侧钻点 1583.00m，造斜终点 1716.49m，靶点 2261.16m（垂深 2250m），设计井深 2378m，最大井斜角 11.11 度，
2、方位 246.46 度，造斜率 2.4 度/30m。2地质分层及复杂提示地质分层 垂深 m 斜深 m 复杂情况提示 压力系数馆四油组 1890 1894.29 防气侵、防喷漏 底部砾岩 0.94东营段 2100 2108.30 防气侵、防喷漏 0.94板四油组 2330 2342.69 防气侵、防喷漏 1.0滨一油组 2364.65 2378 防气侵、防喷漏 1.063、工程目标：（1）钻井周期：26.83 天（2）建井周期：37.63 天（3）钻头数量：8 只二、难点及风险分析1、该井为高危地区的重点井，井控风险定级为井控一级风险井，严格按照大港油田钻井井控实施细则要求配备齐全井控设备，并按
3、照标准进行安装。2、在施工过程中要充分落实好防喷、防漏等相关措施，钻进过程中认真做好井控坐岗工作，确保井控安全，严格按 2010 年 5 月下发的大港油田钻井井控实施细则要求执行。3、该井侧钻在馆陶组、东营组、沙河街组地层钻进，施工过程中应注意控制- 4 -好钻井液性能，打开目的油气层前加入钻井液封堵剂、细目碳酸钙等油保及防漏材料，施工过程中加强坐岗观察及录井提示工作，及时监测油气显示及钻井液性能变化，做好防漏、防喷措施；严格按要求进行短起下作业，及时清除井壁岩屑，防止卡钻、井漏等事故的发生。4、侧钻稳斜过程中要严加强轨迹控制，及时进行测斜，防止井斜角和方位角急剧变化，确保轨迹达到设计要求，顺
4、利中靶。5、地质提示：预计本井在井段 2175-2227.8m 含 CO2为 0.41-0.65。侧钻施工中要加强坐岗及气测录井监测及提示工作，以便发现异常及时采取有效措施，做好安全防护工作。落实好防喷、防漏措施，严格执行井控坐岗制度，进入油气层后，起钻前必须进行油气上窜速度监测，根据显示及时调整好钻井液密度，确保施工安全。6、本井目的油气层井段斜深为 2210.21-2342.69m（垂深为 2200-2330m），在油气层井段施工，要注意防气侵、防喷漏，施工中要加强坐岗及气测录井监测及提示工作，以便发现异常及时采取有效措施。7、预计本井在 1880-1910m 钻至馆陶底砾岩，施工过程中控
5、制好入井时间及纯钻时间，防止钻头磨损导致钻具事故及时效损失；起钻后对每只钻头使用情况进行评价，并根据起出钻头情况合理选择下只钻头型号。三、施工整体思路1、钻头排序：开窗后马达增斜钻进用 2 只 120.65mmGYD517 钻进至馆陶底砾岩顶部，更换常规钻具使用 3 只 120.65mmGYD537 或 120.65mmGYD617 单牙轮钻头钻穿馆陶底砾岩，马达增斜钻进用和稳斜钻进使用 3 只 120.65mmGYD537 单牙轮钻头钻进至完钻井深 2378m。2、马达跟踪井段：1583m-2200m。四、各井段施工措施- 5 -1、井眼准备重点工作：对井筒刮削干净，便于导斜器顺利坐挂；井筒
6、、钻杆试压合格。（1）通井：下 73mm 正扣钻杆81mm 加重钻杆14 根120mm0.5m通井规通井至 1587m, 通井中途遇阻加压30KN，起出后详细进行描述。（2）修整灰面：通井时如在 1587m 以上遇阻，则下入 73mm 正扣钻杆81mm 加重钻杆14 根120.65mm 单牙轮钻头，修整灰面至 1587m。（2）刮削、替钻井液、试压：下 73mm 正扣钻杆81mm 加重钻杆4 根中间球座GX-T140 刮削器刮削至井深 1587m,并对 1500-1587m 井段反复刮削三次以上，清水反循环洗井干净并对套管试压 12MPa，30min0.5MPa 合格，用符合设计要求的钻井液替
7、出井内压井液并循环彻底，投球，钻井液对钻杆正试压30MPa，10min 压降0.5MPa 为合格。2、下导斜器重点工作：导斜器坐挂方位准确，避免开窗后扭方位造成的时效损失。（1）下锚定导斜器：锚定导斜器下入前，地面测定向键与导斜面角差，下锚定导斜器钻具组合：114mm 锚定导斜器定向接头73mm 正扣钻杆。（2）反洗井：锚定导斜器下到设计深度后，用钻井液反循环洗井至进出口性能一致。（3）陀螺定向：采用陀螺仪测定向键方位并换算出导斜器斜面方位，根据定向井公司技术人员要求调整斜面至合适方位（侧钻目标方位 246.46），反复上提下放钻柱 4-9m 破除扭矩，重新测定方位吻合后，锁死转盘。（4）导斜
8、器座挂：钻杆正憋压 10MPa、20MPa、30MPa,分别稳压 4-5min 座挂导斜器。（5）丢开锚定导斜器：钻杆放压至 0MPa，下放钻具有座挂显示后继续缓慢下放加压 60-80KN，证实锚定导斜器座挂后，上提钻具超原负荷 5KN，累计正转钻柱20 圈倒出送斜杆，起出。- 6 -3、开窗、修窗(1583-1586m)重点工作：控制好开修窗施工参数，顺利开窗及修窗，使窗口规则、平滑，做到上提下放无挂无阻，满足后期作业要求。（1）钻具组合：120.65mm 开窗铣锥81mm 加重钻杆14 根73mm 钻杆（2）钻进参数阶段 进尺m钻压KN转速r/min排量l/s开窗 1 0.5 10 40-
9、50 10-12开窗 2 0.5 10-20 40-60 10-12开窗 3 1.5-2.0 10-30 50-80 10-12修窗 0-3.0 5-10 50-90 10-12（3）铣锥初磨铣套管时，要轻压低转速，避免扭矩突然增大而损坏钻具。井口返出铁屑后逐步放开钻压和转速。（4）开窗后要轻压高转反复修整窗口，做到上提下放无挂无阻，确保下步施工工具顺利下入。（5）开窗后大排量充分循环，带出井内铁屑，钻井液出口放一块强磁铁吸附铁屑，并及时清理铁屑。（6）控制好各阶段的施工参数，确保窗口规则、平滑，防止开窗速度过快造成的窗口过短现象；钻具过窗口处遇阻加压30KN，否则应起出钻具后采用新铣锥进行修
10、窗作业。（7）开窗修窗必须要确保窗口规则、平滑，满足后期作业要求，若开修窗过程中若出现铣锥无进尺或蹩跳钻现象，则立即起钻检查铣锥磨损情况。4、试钻（1586.0-1606.0m）重点工作：加足钻压确保有效脱离原井眼钻进。（1）修窗结束后，用修窗钻具试钻裸眼 3-5m 后起钻换单牙轮钻头试钻裸眼10-15m。- 7 -（2）钻具组合：120.65mm 单牙轮钻头止回阀118mm 螺旋稳定器81mm 加重钻杆14 根73mm 正扣钻杆（该钻具组合可根据定向井服务人员要求进行调整）（3）钻进参数：钻压 50-60KN，转速 50-60r/min，排量 10-12L/s。（4）试钻过程中应注意控制好钻
11、压，足压钻进，严禁轻压吊打，防止开窗后无法脱离原井眼沿原井眼钻进，造成开窗钻进失败。5、螺杆钻具钻进井段(1606-2200m)重点工作：打开油气层做好井控工作；使用 MWD 无线随钻监测井眼轨迹，注意井眼轨迹不超标；使用好固控设备降低含砂。（1）增斜、马达稳斜钻具组合：120.65mm 单牙轮钻头+95mm 单弯螺杆钻具+止回阀+MWD 短节88.9mm 无磁钻铤1 根（内带 MWD 仪器）+81mm 加重钻杆14 根+73mm 正扣钻杆（该钻具组合可根据现场实际情况进行适当调整）馆陶底砾岩钻进钻具组合：120.65mm 单牙轮钻头+止回阀+118mm 螺旋稳定器+81mm 加重钻杆14 根
12、73mm 正扣钻杆（该钻具组合可根据现场实际情况进行适当调整）（2）钻进参数：钻压 20-40KN，排量 10-12L/s，转速：马达转盘 。（3）钻具下井前逐根检查钻具水眼通径、丝扣的磨损情况、台阶的密封性以及接头的偏磨程度，严格按照推荐上扣扭矩紧扣，保证钻具在使用中的可靠性。（4）螺杆钻具和仪器下井前要检查和试运转，防止下井后不工作。（5）下钻遇阻时，应以上下活动钻具、冲通措施为主，不能动转盘旋转钻具或启动井下马达，如钻具遇阻而不能通过时，应更换稳斜钻具通井，通至无阻卡现象为止。（6）该段在馆陶组、东营组、沙河街组地层钻进，在钻进过程中应注意控制好钻井液滤失量，提高钻井液防漏防塌性能，严格
13、按要求进行短起下作业，及时清除井壁岩屑，防止卡钻等事故的发生。- 8 -（7）钻井施工中，每钻进 100-150m 或纯钻时间达到 24h 必须进行一次短起下钻作业；（8）在定向过程中如进尺缓慢，要注意大幅度勤活动钻具，防止因钻具长时间小范围滑动发生卡钻。如遇托钻压现象要及时加入润滑剂，并搞短起下，疏通井眼，增加井壁润滑性；（9）加强与定向井沟通，定向至稳斜井段要测井眼轨迹与井眼趋势，尽可能实现少定多导，以提高机械钻速。（10）起下钻进入窗口附近，切实观察好悬重变化，技术员要标明进入窗口时钻具编号。（11）预计本井在 1880-1910m 钻至馆陶底砾岩，施工过程中控制好入井时间及纯钻时间，防
14、止钻头磨损导致钻具事故及时效损失；起钻后对每只钻头使用情况进行评价，并根据起出钻头情况合理选择下只钻头型号。6、常规钻具钻进井段（2200-2378m）重点工作：加强测斜，防止井眼轨迹超标；（1）钻具组合：120.65mm 单牙轮钻头+118mm 螺旋稳定器+104.8mm 短钻铤+118mm 螺旋稳定器+止回阀+88.9mm 无磁钻铤1 根+118mm 螺旋稳定器+81mm 加重钻杆14 根73mm 正扣钻杆（该钻具组合可根据现场实际情况进行适当调整）（2）钻进参数：钻压 40-60KN，排量 10-12L/s，转速 60-80r/min（3）加强测斜，每钻进 100-150m 进行单点测斜
15、，以便及时掌握井眼轨迹变化趋势，防止井斜角和方位角急剧变化，如发现有脱靶迹象，应及时采取有效措施，确保中靶。（4）每钻进 100-150mm 或纯钻时间达到 24h 必须进行一次短起下钻作业，以清除井壁岩屑。（8）预计在垂深 2200m（斜深 2210.21m）钻进油气层，进入油气层前调整好- 9 -钻井液性能，按要求加入 1%钻井液封堵剂及 2%细目碳酸钙，做好油层保护及防喷、防漏等工作。起钻前必须进行油气上窜速度监测，结合气测录井监测钻井液性能，根据显示及时调整好钻井液密度，确保施工安全。（5）起至窗口前，切实观察好悬重变化，技术员要标明进入窗口前的钻具编号。（6）钻进进尺较慢时应定期活动
16、钻具，并在钻井液中混入原油、SAS 等润滑防卡材料防止粘附卡钻，防止出现井喷、井漏、卡钻、气侵等复杂事故。五、完井阶段1、钻完设计井深后，调整循环泥浆 2 周，起钻前进行短起下钻并测量油气上窜速度，确保压稳地层，满足后续施工作业要求。2、为保证完井电测的顺利，完钻后充分洗井，调整好钻井液的性能，加大润滑材料的投放。3、电测完通井进行多点测斜。4、因井眼小，钻具与井壁的摩阻较大，下套管前加强泥浆的润滑，缩短套管在井内的静止时间，防止压差造成复杂情况。5、组织召开好下套管前和固井前的技术措施交底会。6、下套管前，要认真检查到井的套管，对套管进行通径、清洗、检查、长度丈量（与录井分别丈量）、编号，并
17、好坏分开。六、中 7-47K 井钻头顺序排列钻 井 水 力 参 数序号 钻头类型 数量 井段 进尺 钻压KN转速r/min排量l/s备注1 120mmGYD517 2 1583-1860 277 20-40马达马达+（1520) 10-12 增斜2 120mmGYD617 3 1860-1910 50 40-60 60-80 10-12 稳斜3 120mmGYD537 2 1910-2200 290 20-40马达马达 10-12增斜、稳- 10 -七、中 7-47K 井生产运行计划+（1520) 斜4 120mmGYD537 1 2200-2378 178 40-60 60-80 10-12
18、 稳斜工序 工作内容 井段（米） 计划工期 (h) 钻机月速 m/台月 机械钻速 m/h1 侧钻队搬家 0 122 修井机搬安 0 153 开工准备 0 484 通井 0-1586 10.945 修整灰面 0-1586 126 刮削、替钻井液、管柱试压 0-1586 14.837 井筒试压 0-1586 1.88 下导斜器、测陀螺 1583 14.989 开窗、修窗 1583-1586 26.5311 裸眼钻进 1586-2378 738.412 裸眼通井 2378 15.5713 裸眼电测 1583-2378 9.914 裸眼通井 2378 15.5715 下套管固井 2378 50.821
19、6 套管通井及替泥浆 2378 19.6217 声放磁测井 17.518 井筒试压 1.819 侧钻收尾 43.2合计 钻井周期（d） 31.87合计 建井周期（d） 44.52639 1.30- 11 -八、中 7-47K 井邻井实钻情况井号 井型 完钻日期 完钻井深 （米）机械钻速（米/小时） 钻井周期 （天） 完井时钻井液密度 施工情况中7-47 直井 1983 2378 8.90 37.08 1.31 全井顺利中8-42-1 定向井 2003 2618 11.29 24.1 1.20 全井顺利中8-43-1 定向井 1993 2310 10.42 40.25 1.27 全井顺利滨80x
20、1 定向井 2008 3732 11.93 49.63 1.1-1.48 全井顺利九、中 7-47K 井提速运行计划工序 工作内容井段（米） 阶段运行计划 时间 （h）计划工期(天)钻机月速m/台月机械钻速m/h1 搬迁、安装 设备 0 搬迁、安装设备 72 31 配钻具，下单根通井 72 通井 0-15862 起钻 30.42配钻具，下钻 4修整灰面 2洗井 23 修整灰面 0-1586起钻0.51 配钻具，下钻刮削 42洗井，试压，替钻井液，投球试压、洗球 63 刮削 0-15863 起钻 30.541 配钻具，下钻 42 洗井 13 测陀螺 34 坐挂导斜器 14 下导斜器 0-1583
21、5 起钻 30.51 配钻具，下钻 45 开窗、修窗 1583-15912 开窗 101614 1.08- 12 -3 修窗 24 试钻 35 循环钻井液 26 起钻 31 配钻具，下钻 42 试钻 63 循环钻井液 16 试钻 1591-16064 起钻 30.581 配钻具，下钻 52 1606-2200m 钻进 4703 循环钻井液、短起下、测后效 84 起钻 65 配钻具，下钻 66 2200-2378m 钻进 907 循环钻井液、短起下、测后效 147 裸眼钻井 1606-23788 起钻 725.251 裸眼电测 92 配钻具，下钻 83循环钻井液、短起下、测后效、投多点 98 电测、通井 1583-23784 起钻 71.381 配套管附件，下套管 92 下钻 33 循环 24 固井 45 候凝 246 探悬挂器，起钻 37 通井，替泥浆 108 起钻 69 测声幅，试压 79 固井 1513-237410 安装完井井口 43.0侧钻收尾 侧钻收尾 35 1.46合计钻井周期（天） 26.83建井周期（天） 37.63
