傳統井身結構設計方法有哪些

㈠ 煤層氣鑽井技術規范

1.總則

根據鑽探目的不同，煤層氣井分為探井、開發井兩種類型。煤層氣探井以發現和獲得儲量為目的；煤層氣開發井以面積降壓和煤層氣最大產出為目的，保證煤層氣田高效開發。

2.煤層氣井鑽井設計

2.1 煤層氣探井鑽井設計

2.1.1 煤層氣探井鑽井工程設計內容應包括：區域地質簡介、設計依據及鑽探目的、設計地層剖面及預計煤層和特殊層位置、技術指標和質量要求、井下復雜情況提示、地層岩石可鑽性分級、地層壓力預測、井身結構設計、鑽機選型及鑽井設備優選、鑽具組合設計、鑽井液設計、鑽頭及鑽井參數設計、井控設計、取心設計、煤層保護設計、固井設計、新工藝與新技術應用設計、各次開鑽施工重點要求、完井設計、健康安全環境管理、完井提交資料、特殊施工作業要求、鄰區與鄰井資料分析、鑽井進度計劃以及單井鑽井工程投資預算等。

2.1.2 煤層氣探井鑽井設計應以保證實現鑽探目的為前提，充分考慮錄井、取心、測井、完井、壓裂試氣等方面的需要。

2.1.3 煤層氣探井鑽井工程設計應體現「安全第一」的原則。目的煤層段設計應有利於取資料和保護煤層；非目的層段設計應主要考慮滿足鑽井工程施工作業、提高鑽井速度和降低成本的需要。

2.1.4 煤層氣探井鑽井工程設計應採用國內成熟適用的先進技術，確保煤層氣鑽探目的的實現。

2.2 煤層氣開發井鑽井設計

2.2.1 煤層氣開發井鑽井工程設計內容應包括：區域地質、交通和氣候概況、設計依據、技術指標及質量要求、井下復雜情況提示、地層岩石可鑽性分級及地層壓力預測、井身結構設計、鑽機選型及鑽井主要設備優選、鑽具組合設計、鑽井液設計、鑽頭及鑽井參數設計、欠平衡設計、井控設計、煤層保護設計、固井設計、新工藝與新技術應用設計、各次開鑽或分井段施工重點要求、完井設計、健康安全與環境管理、生產信息及完井提交資料、鑽井施工設計要求、特殊工藝施工要求、鑽井施工進度計劃和單井鑽井工程投資預算等。

2.2.2 同一區塊井身結構相似的一批開發井，在區塊鑽井設計的前提下，單井鑽井設計可以簡化。

2.2.3 開發井鑽井設計應結合煤層氣低產特徵，優先考慮水平井、多分支井、空氣鑽井等鑽井方式，保證鑽井質量，提高煤層氣井產量，滿足煤層氣高效開發的要求。

3.煤層氣井井身結構

按照《SY/T 5431 井身結構設計方法》，井身結構設計應當充分考慮煤層氣井地質設計要求、地質目的、地層結構及其特徵、地層孔隙壓力、地層破裂壓力、地層坍塌壓力、地層水文條件、完井方式、增產措施、生產抽排方式及生產工具等。

3.1 所設計的井身結構應簡單合理，滿足鑽井完井生產、獲取資料、壓裂和排採的需要。

3.2 採用鑽井工藝技術應有利於保護煤層。

3.3 充分考慮到地層出現漏、涌、塌、卡等復雜情況的處理作業需要，以實現安全、優質、快速鑽井。

3.4 生產套管一般應採用鋼級為J55 或N80 的φ139.7mm 套管，確因產水量大或地層復雜，可採用更大直徑的生產套管，目的煤層以下留60m口袋。

3.5 一般情況下，採用二開井身結構：

表層套管：φ311.1mm鑽頭×φ244.5mm套管；

生產套管：φ215.9mm鑽頭×φ139.7mm套管。

3.6 多分支水平井和裸眼洞穴完井，採用三開井身結構：

一開：φ311.1mm鑽頭×φ244.5mm套管；

二開：φ215.9mm鑽頭×φ177.8mm套管；

三開：φ152.4mm鑽頭×裸眼完井。

3.7 地層條件較復雜的探井，可採用三開井身結構：

表層套管：φ444.5mm鑽頭×φ339.7mm套管；

技術套管：φ311.1mm鑽頭×φ244.5mm套管；

生產套管：φ215.9mm鑽頭×φ139.7mm套管。

4.煤層氣井鑽井技術

4.1 根據設計鑽探深度和《SY/T 5375 旋轉鑽井設備選用方法》的標准，合理選擇鑽機設備，設計鑽機最大負荷不得超過鑽機額定負荷能力的80%。

4.2 鑽井循環介質選擇和煤層保護要求：煤層以上井段應選用防塌性能好、有利於提高機械鑽速的鑽井液；煤層段推薦使用清水鑽井，對異常高壓或大段復雜煤層使用無固相鑽井液；開發井應盡量採用空氣等欠平衡鑽井，減少煤儲層的傷害。

4.3 參照《SY/T 6426 鑽井井控技術規程》制定煤層氣井井控技術要求。開發井原則上應安裝防噴器。在煤田地質詳查區、地質資料證實無常規天然氣層，且不含硫化氫等有毒氣體的低產煤層氣開發井可不安裝防噴器，但應有詳細的防井涌、井噴技術措施和應急預案，確保一次井控。

5.煤層氣井完井技術

5.1 完井方式（包括套管射孔完井、裸眼完井或裸眼洞穴完井）的選擇應結合實鑽煤層特徵和煤岩力學特性，考慮增產方式、氣藏工程和排采要求確定。一般情況，完井井口應安裝簡易套管頭。

5.2 固井施工前，鑽井監督應要求固井技術服務公司依據鑽井設計和實鑽地質錄井資料，結合鑽井施工現場情況編制相應的固井施工設計，並報項目部備案。

5.3 下套管作業前，鑽井監督應要求承包商進行套管及附件檢查，固井施工前，對水泥漿性能進行檢測，水泥漿性能達到設計要求後方能施工，固井作業過程中應加強水泥漿的採集分析，施工參數應達到固井施工設計要求。

5.4 固井施工結束後，根據設計要求，在規定的時間（一般間隔48 小時）內進行固井水泥膠結測井，並按要求進行試壓。

6.煤層氣井鑽井質量

6.1 鑽井施工應加強質量管理，井身質量合格率應達到100%，固井質量合格率不低於99%，取心收獲率達到設計要求。

6.2 定向井、水平井、多分支水平井等特殊工藝井的井身質量應執行相應的標准，定向井中靶率應達到100%，進入煤層後鑽遇率不低於85%。

6.3 煤層氣鑽井取心採用繩索式取心，井深1000m 以淺的井，岩心出井時間不超過25 分鍾，岩心直徑應大於φ65mm，取心收獲率非煤層段不低於90%；一般煤層不低於80%；粉煤不低於50%。

7.煤層氣井井身質量

7.1 鑽井深度：鑽達設計井深或完鑽要求井深，以轉盤面至井底，校核鑽具實際長度為準的鑽井深度。

7.2 井斜角：α_max≤3°（井深≤1000m）；α_max≤4°（井深1000～1500m）。

7.3 最大全形變化率：K_max≤1°/25m（井深≤1000m）；K_max≤1.3°/25m（井深1000～1500m）。

7.4 井底水平位移：s≤20m（井深≤1000m）；s≤30m（井深1000～1500m）。

7.5 平均井徑擴大率：非煤層段C_max≤15%；固井完井的煤層段C_max≤25%。

7.6 鑽井過程中以單點測斜監測為准，完井以完鑽電測連續測斜資料為准，最後一測點距離完鑽井底不大於10m。

8.煤層氣井固井質量

8.1 套管下深應達到設計要求：表層套管口袋≤1m；技術套管口袋1～1.5m；生產套管口袋1.5～2m，完井人工井底至套管鞋距離≥10m。

8.2 水泥返高要求：表層套管水泥返到地面；技術套管滿足工程需要；生產套管水泥返到最上一層煤層頂界200m以上，人工井底至目的煤層底界長度≥40m。

8.3 套管柱試壓符合《SY/T 5467 套管柱試壓規范》的要求。

8.4 按設計裝好井口，並試壓達到要求；完井井口裝置必須符合設計要求，裝好套管頭，井口套管接箍頂部應保持水平，生產套管接箍頂部與地面距離小於0.25m；試壓完立即用絲堵或盲板法蘭將井口封牢，並電焊井號標記。

㈡ 沉井施工工藝流程有哪些

沉井是井筒狀的結構物，它是以井內挖土，依靠自身重力克服井壁摩阻力後下沉到設計標高，然後經過混凝土封底並填塞井孔，使其成為橋梁墩台或其它結構物的基礎。一般在施工大型橋墩的基坑，污水泵站，大型設備基礎，人防掩蔽所，盾構拼裝井，地下車道與車站水工基礎施工圍護裝置時使用。現在由東莞市樅樹林次建材的告訴大家它的具體施工流程：

（一）施工程序1．製作程序：場地整平→放線→挖土3～4m深→夯實基底，抄平放線驗線→鋪砂墊層→墊木或挖刃腳上模→安設刃腳鐵件、綁鋼筋→支刃腳、井身模板→澆築混凝土→養護、拆模→外圍圍槽灌砂→抽出墊木或拆磚座。

2．下沉程序：下沉准備工作→設置垂直運輸機械、排水泵，挖排水溝、集水井→挖土下沉→觀測→糾偏→沉至設計標高、核對標高→降水→設集水井、鋪設封底墊層→底板防水→綁底板鋼筋、隱檢→底板澆築混凝土→施工內隔牆、梁、板、頂板、上部建築及輔助設施→回填土。

（二）沉井製作1．在軟弱地基上製作沉井，應採用砂、砂礫或碎石墊層，用打夯機夯實使之密實，厚度根據計算確定。

2．當地基土質較好，宜分節一次製作完成，然後下沉；對於較高（≥12m）的沉井應先挖下3～4m土方，在基坑中一次製作下沉，或分節製作，分節下沉，以減少沉井自由高度，增加穩定，防止傾斜。

3．沉井製作宜採取在刃腳下設置木墊架或磚墊座的方法，其大、小和間距應根據荷重計算確定。安設鋼刃腳時，要確保外側與地面垂直，以使其起切土導向作用。

4．沉井刃腳及筒身混凝土的澆築應分段、對稱均勻、連續進行，防止發生傾斜、裂縫。第一節混凝土強度等級達到70％，始可澆築第二節。

5．澆築的筒身混凝土應密實，外表面平整、光滑。有防水要求時，支設模板穿牆螺栓應在其中間加焊止水環；筒身在水平施工縫處應設凸縫或設鋼板止水帶，突出筒壁面部分應在拆模後鏟平，以利防水和下沉。

㈢ 管井的結構設計

一個已選定的地下水水源地，能否實現預期的設計出水量，除了與水井的合理布局有關外，還與水井的結構密切相關。

生產用管井的結構與勘探階段抽水試驗鑽孔結構相似，井身的基本結構和各部分的功用相同，即都是由井壁管、濾水管（過濾器）和沉澱管三部分構成。但兩者主要的差別是，抽水試驗孔主要是為了滿足取得含水層的某些水文地質計算參數或取得水位降深與鑽孔出水量的資料，故其井徑無須太大，且試驗結束後需起拔井管，而供水管井則主要是為了取得足夠的水量，故一般口徑較大，同時要求能長期安全運轉。這些特點就是供水管井設計時必須考慮的因素。

1.井身的結構

當供水管井的深度不大時，為了使整個井身保持較大的直徑，以增加進水量，便於下入水泵和為了節省管材，以及施工方便，設計時應盡量簡化井身結構。對孔深小於100m的淺供水井，一般採用同徑到底的井身結構；對於100m以上較深的水井，為了在維修時易於起拔井管，或受鑿井設備能力的限制和為了節省管材，可考慮採用變徑的井身結構。

2.井徑（鑽孔直徑）

井徑的大小主要決定於管井的設計取水量，鑿井設備的能力，所用井管、濾水管的口徑和人工填礫的厚度。據供水管井設計規范的要求，井徑應比所選用的過濾器外徑大50mm（填礫較厚時，應大150～200mm）。如為基岩裸井，則要求井徑比抽水設備標定的井管內徑大50mm。此外，在確定鬆散含水層中的管井井徑時，還須用允許入井滲透流速（V允）復核。這是為了減少水流經過過濾器的摩阻損失，為此，必須降低水流進井的速度。如果該流速過大，不僅會大大增加水頭損失（因為水頭損失與流速的平方成正比），而且將帶動井外的細砂等逐漸聚集、堵塞在過濾器外表。隨著井的開采抽水，堵塞會逐漸嚴重，使井的出水量顯著減少；嚴重時可使井出水量減少到20%以下。因此，水井的直徑應滿足下式要求：

表11-5 不同含水層中井的口徑、過濾器的適宜規格類型及出水量

（據《供水管井設計施工指南》，中國建築工業出版社，1984）

㈣ 巨厚鹽膏層鑽井技術

根據鹽膏層化學成分，可將鹽膏層分為兩類：第一類為較純的鹽膏層，主要成分NaCl達90%以上，鹽膏層之間大多為不易水化膨脹的地層；第二類為化學成分較復雜的鹽膏層，除晶態NaCl外，還有芒硝、石膏、方解石、碳酸鹽岩等。

在巨厚鹽膏層鑽井技術方面，通過對鹽膏層三維蠕變壓力變化規律、鹽膏層溶解速率、套管所受非均勻載荷的研究，在合理地確定鑽井液體系和密度，准確地進行套管強度設計及綜合配套技術措施方面有了新認識和突破，在安全高效鑽穿鹽膏層方面取得顯著進展。

3.3.5.1 鹽膏層蠕變規律

（1）鹽岩的蠕變特性

典型的鹽岩蠕變曲線（圖3-120）中，蠕變分三個階段。「A」是第一階段為瞬態蠕變期，在到達下一階段前，該階段鹽岩蠕變應變率逐漸降低，表現為非線性；「B」是第二階段為穩態蠕變期，該階段蠕變應變率保持恆定，表現為線性；「C」是第三階段為加速蠕變期，該階段應變率增加直到試樣破壞，為非線性。

圖3-123 井徑擴大率與[C1^-]關系回歸曲線

3.3.5.3 鹽膏層鑽井配套技術

（1）井身結構設計方案

針對深井超深鹽膏層井，有效防止鹽膏層蠕變對套管造成的擠毀損害，從而確保成井的安全，是井身結構設計考慮的重點。目前深井鹽膏層常用的井身結構有兩種（以塔河油田為例）。

圖3-124 非均勻外載下的套管強度設計圖版

1）專封專打方案。以Φ244.5mm套管下至鹽頂或5000m左右，用Φ206.3mm套管封鹽層；鹽下井段採用Φ139.7mm尾管固井。實踐證明，該套方案對鹽層分布清楚或鹽下壓力系統較一致的井是可行的，但是對於井況特殊、具有多項鑽井地質目的、下部井眼仍需多層套管封隔的井，限制了井徑的選擇與井眼的延深。目前通常採用在套管程序上加大一級的方法。該方案比較適合各種情況都比較了解的生產井。

2）長裸眼揭示鹽膏層方案。為保證鑽井地質任務的實現，優化設計了長裸眼揭示鹽膏層方案，即大尺寸開孔、鹽膏層與上覆低承壓地層同井眼揭示、大壁厚高抗擠套管封固鹽膏層的長裸眼鑽井方案，使用Φ244.5mm或Φ273.0mm+Φ244.5mm組合套管懸掛而後回接封固鹽膏層；鹽下井段使用Φ177.8mm尾管，尾管重疊過鹽頂100m；使用密度為1.65g/cm³左右的欠飽和鹽水鑽井液，結合驗漏、堵漏提高地層承壓能力的技術揭示鹽膏層；採用隨鑽擴孔或液力擴孔技術保證鹽膏層鑽井安全等。

長裸眼鑽鹽層與鹽層專封專打相比風險較大，在鑽井工藝技術方面一般按兩步走，即鹽前鑽井技術和鹽層鑽井技術。鹽前鑽井技術的重點是鑽遇鹽層後立即停止鑽井，重做地層破裂壓力試驗，以確定裸眼井段的承壓能力。對低壓力點裸眼井段採取一次性封堵措施，如果地層具備（或經過堵漏以後具備）承受鹽膏層鑽進時的高密度的能力，則轉換適合鹽膏層鑽進的鑽井液體系後進行鹽膏層鑽進。如果進行堵漏後地層仍不能承受鹽層鑽進時的高密度，應調整方案，轉化為鹽膏層專封專打方案。

該方案優點是首先封隔了多套壓力體系，其次是通過尾管的重疊避免了鹽層段套管變形現象，第三是簡化了井身結構，使完井井眼較大，比專封專打方案多出了一層備用套管空間。該方案比較適合探井。

（2）套管強度設計

鹽膏層套管設計的關鍵是抗外擠強度計算。以前，鹽膏層套管設計一般採用鹽膏層最大蠕變壓力，即上覆地層壓力，套管受均勻載荷作用，管內按40%掏空和安全系數1.125或根據經驗採用更大的安全系數進行計算，但是採用這種方法，在實際應用中經常發生套管變形事故，因此，對鹽膏層套管設計一定要考慮非均勻外載。

1）套管強度設計圖版及其應用。根據套管強度設計圖版可進行非均勻外載下的套管強度設計。如果已知套管將受到的橢圓形分布載荷值及其軸比，可判斷出套管是否安全或者需要哪一種套管才能抗住這種載荷，例如：已知K=0.4，載荷所圍面積5=1690.0MPa²，則P_c=23.2MPa，若選用壁厚為9.19mm（D/t=19.3）的P110套管，則P_c/σ_s=0.03，它大於D/t=19.3的套管所能承受的最大極限載荷（P_c/σ_s=0.01），套管是不安全的；若改用壁厚12.65mm的V150套管，此時P_c/σ_s=0.022，而該種套管（D/t=14.1）所能承受的極限載荷P_c/σ_s=0.025，所以套管是比較安全的。為便於應用，將等效破壞載荷P_c與套管材料屈服極限的比值P_c/σ_s和套管徑厚比D/t間的關系繪成曲線，即套管強度設計圖版（圖3-124）。圖中還繪出了套管受對徑載荷及均勻外載作用時的套管強度曲線。對徑載荷的等效載荷定義為單位直徑長度上所受的集中力。根據套管強度設計圖版，可對鹽層套管進行設計。

2）鹽膏層套管強度設計步驟。

A.根據鹽層流變性、鹽層中的地應力及固井時的井內靜液柱壓力，利用黏彈性有限元計算程序，計算出鹽層套管所受鹽層蠕變外載隨時間的變化規律及分布規律，並得出套管外載的最終穩定值，該穩定值的大小及非均勻性用卡西尼橢圓函數的短、長軸b，a來表示。

B.根據b、a值，計算套管所受載荷的面積S及軸比K，求出套管實際所受等效破壞載荷：。

C.根據K，P_r由圖3-124可進行套管強度設計或檢驗套管強度。

a.根據K，P_r及套管鋼級（即σ_s），選擇套管壁厚：先求出P_r/σ_s，再根據K、P_r/σ_s值可由圖中查得套管的臨界徑厚比（D/t），即可計算出所需套管的最小壁厚值。

b.根據K，P_r及套管壁厚，選擇套管鋼級：先由K，D/t值由圖中查得P_c/σ_s（P_c為套管所能承受的最大有效載荷），再用實際載荷P_r去除P_c/σ_s，得到套管管材所需的最小屈服極限σ_s，由σ_s值選定套管鋼級。

c.若已知所用套管鋼級（已知σ_s）、壁厚（可計算徑厚比D/t），檢驗套管的安全性：先求出P_r/σ_s，再根據K，D/t值由圖查得套管產生破壞時的P_c/σ_s，若P_c/σ_s＜P_r/σ_s，則套管強度不夠，將導致套管的非正常損壞；若P_c/σ_s＞P_r/σ_s，則套管是安全的。

d.套管強度設計時，假設套管內壓為零即按全部掏空計算，若套管內壓不為零，則其抗均勻外壓的強度要大大提高。但當套管外壓為非均勻分布時，增加內壓套管強度增加不明顯。

（3）擴孔技術

1）隨鑽擴孔與鑽後擴孔相結合的方案。鹽膏層上部地層採用Φ311.15mm鑽頭鑽進，自鹽膏層頂界以上60m處開始採用領眼鑽頭為Φ241.3mm的偏心擴孔工具隨鑽擴孔，擴孔尺寸Φ374.65mm。

2）鑽後液力擴孔方案。先使用Φ311.15mm鑽頭鑽進，鑽過鹽膏層後，使用液力擴孔器專門對鹽層擴孔，要求平均井徑擴大至Φ349.25mm。

㈤ 鑽井工程優化設計技術

隨著我國石油勘探開發的深入，鑽井工程越來越多地面臨井深、高溫高壓等地質條件復雜的情況，使鑽井工程風險更加突出。針對這些問題，石油鑽井技術的研究與應用也在不斷深化。針對復雜地質條件下深井超深井技術發展，國內外都開展了鑽井地質環境因素描述技術研究，並在此基礎上進行鑽井工程的優化設計與施工。鑽井地質環境因素是鑽井工程的基礎數據，主要包括岩石力學參數、地應力參數、地層壓力參數及岩石可鑽性參數等。准確掌握這些基礎數據對鑽井工程設計及施工具有重要意義。

對於岩石力學參數的求取，通常採用實驗室對岩心試驗，以及利用地球物理測井資料解釋岩石力學特性參數。地層壓力檢測與預測研究主要是針對碎屑岩層系，對於海相碳酸鹽岩地層壓力預測，尚未取得成熟有效的方法，碳酸鹽岩剖面中地層壓力的准確預測難度較大。

3.3.2.1 鑽井地質環境因素描述技術

鑽井地質環境因素是鑽井工程所面對的需要盡力去認識與掌握的客觀影響力，主要包括地質構造因素、地層力學特徵、地層可鑽性以及鑽井工具與地層相互作用耦合規律等。對鑽井地質環境因素的研究與准確描述，可以提高鑽井效率，降低鑽井風險，對進行科學化鑽井具有重要意義。

（1）岩石力學參數求取

岩石力學參數是反映岩石綜合性質的基礎數據，包括彈性參數和力學強度參數。岩石的彈性參數分為靜態彈性參數和動態彈性參數。靜態彈性參數一般通過室內對岩心進行直接載入測試換算求取，動態彈性參數則是通過測定聲波在岩樣中波速轉換得到。岩石靜態彈性參數可在室內應用三軸應力測試裝置實測應力、應變曲線，並應用下列公式計算得出：

中國海相油氣勘探理論技術與實踐

式中：μ_s為靜態泊松比，無因次；Δε_θ為徑向應變，mm；ΔL為軸向應變，mm；E_s為動態楊氏模量，MPa；Δσ為應力，N/mm；Δε為應變，mm。

根據岩石彈性參數之間的關系，可導出計算岩石動態彈性參數的公式：

中國海相油氣勘探理論技術與實踐

靜態彈性參數和動態彈性參數之間存在明顯的差別。一般情況下，動態彈性參數大於靜態彈性參數（E_d＞E_s，μ_d＞μ_s）。為了從測井資料中獲得靜態彈性參數，需要把動態彈性參數轉換成靜態彈性參數，國內外在動靜彈性參數轉換方面提出了多個的轉換模式。

岩石力學強度參數包括：岩石硬度H_d、單軸抗壓強度S_c、初始剪切強度C和內摩擦角Φ、抗拉強度S_t和三軸抗壓強度S_p，均可在實驗室通過實際岩心測試求出，也可以利用測井資料進行計算，岩石強度的方法和有關模式：

中國海相油氣勘探理論技術與實踐

內聚力和內摩擦角是表徵岩石是否破壞的兩個主要參數，也是井壁穩定計算中的重要參數。

岩石剪切破壞與否主要受岩石所受到的最大、最小主應力控制，σ₃與σ₁的差值越大，井壁越易坍塌，從井壁岩石受力狀態分析中，可以發現岩石的最大、最小主應力分別為周向應力和徑向應力，這說明導致井壁失穩的關鍵是井壁岩石所受的周向應力σ_θ和徑向應力σ_r的差值，即σ_θ-σ_r的大小。差值越大，井壁越易坍塌。通常水平地應力是非均勻的，即σ_H≠σ_h，所以井壁上的周向應力是隨井周角而變化的（井周角為井壁上點的矢徑與最大地應力方向的夾角）。井周角在θ=90°和θ=270°處，σ_θ值最大。因此，該兩處的差應力值達到最大（因為r在井壁各處為常數，與θ無關），是井壁發生失穩坍塌的位置。

採用庫侖-摩爾強度准則進行分析，可求得保持井壁穩定所需的鑽井液密度計算公式為：

中國海相油氣勘探理論技術與實踐

式中：H為井深，m；ρ_m為當量鑽井液密度，g/cm³；C為岩石的黏聚力，MPa；η為應力非線性修正系數；σ_H，σ_h分別為最大、最小水平地應力，MPa。

㈥ 井身結構、套管程序與鑽進施工程序方案

3.2.1 制定井身結構、套管程序方案的基本原則

井身結構和套管程序，是鑽探技術設計中必須首先確定的技術環節，它對鑽探技術設計的其他環節，如鑽探設備方案設計、取心或擴孔鑽進用鑽頭方案設計、孔內鑽具系統方案設計等，都有至關重要的影響作用。此外，對鑽探施工的經濟性也有重要的影響作用。

確定鑽井的井身結構和套管程序，應遵循以下基本原則：

1）套管程序留有餘地，以滿足鑽遇復雜地層時增加套管層次的需求。套管層次多對施工安全更加有利，並且鑽達目標的把握性更大。但是套管層次多，將帶來施工成本的上升和施工難度加大。因此，須綜合考慮施工安全性、鑽達目標的把握性和施工成本等因素後予以確定。參照已實施的類似鑽井項目的經驗，該井除導管之外，考慮7層套管，留1級儲備，即最多可有8層套管。

2）套管與井壁之間有足夠的間隙，以保證下套管、固井施工的順利進行。同時，還要考慮下一級鑽頭能夠順利地在本級套管內通過。在同時滿足這兩個條件的基礎上，應該將套管之間的間隔盡量設計得小一些，也即在有限的空間范圍內使套管層數盡量多一些，這樣可減小鑽井直徑，提高鑽進效率和降低鑽進成本。

3）採用標准尺寸套管，盡量採用普通的連接方式，但特殊條件下，考慮採用小接箍套管或無接箍套管，以減小鑽井直徑。

4）盡可能採用尾管固井，以節省鑽井成本。

3.2.2 13000m科學超深井的套管程序和鑽進施工程序

目前13000m科學超深井鑽進的地點和地層情況全為未知，按鑽井設計要求，不能夠進行鑽井的井身結構和套管程序設計。但如果不進行井身結構和套管程序設計，後續的其他設計將受此影響，對13000m科學超深井鑽探施工可行性的評價便無法開展。因此，在此設計中，參考類似項目的經驗，對13000m科學超深井的套管層次、套管規格和套管下入深度，提出建議方案。

本設計對13000m超深井考慮兩種套管程序和鑽進施工程序，即「超前孔裸眼鑽進方法」和「等井徑鑽進方法」。

（1）採用「超前孔裸眼鑽進方法」時的套管程序和鑽進施工程序

上部採用「超前孔裸眼鑽進方法」施工。該方法是科學深鑽施工中常用的方法，在前蘇聯科拉超深井、德國KTB先導孔、中國大陸科學鑽探科鑽一井、汶川地震科學鑽探項目的鑽井中都得到過應用。該方法的優點是，適合在地層條件未知的情況下使用，有利於解決大直徑井段的取心問題、垂孔鑽進問題和測井問題。該方法的基本原理如下：全井以一種較小的直徑取心鑽進，施工效率高、成本低，容易實現。小直徑取心鑽進時，上部的大環空間隙會給鑽探施工帶來多種不利：泥漿上返流速太低，岩粉攜帶和排除效果差；鑽桿柱受力惡劣，容易發生斷鑽桿事故；孔底鑽具工作不平穩，導致鑽頭壽命低、取心效果差。為了解決這些問題，取心鑽進前，先下一層與取心鑽頭直徑接近的可回收套管（活動套管），遇到復雜情況必須下套管護孔時，將活動套管拔出，擴孔鑽進穿過不穩定層，並下套管和固井，然後繼續往下鑽。根據套管直徑和鑽孔深度情況決定，下部鑽進時是否再下活動套管。採用該方法施工有以下好處：

1）解決大直徑井段的取心問題。13000m科學超深井上部鑽孔直徑在400～800mm之間。在這么大直徑的鑽井中取心鑽進，從理論上說是可行的，但是技術難度大、鑽進成本很高，並且對於不同的口徑需要不同的取心鑽具，鑽具研製的成本也很高。而採用該方法施工，只採用一種鑽具，而且是小直徑（216mm）鑽具程序，施工成本低、可靠性高。

2）解決上部井段的垂孔鑽進問題。為了實現鑽達13000m的目標，鑽井的上部7000～8000m必須保持鉛直。根據德國KTB主孔的施工經驗，採用自動垂直孔鑽進系統可實現此目標。在本超深井的小直徑的超前孔鑽進階段，可實施自動垂直孔鑽進方案。其優點與取心鑽進的類似，即只採用一種小直徑自動垂鑽系統，使用成本很低、可靠性很高。

3）採用先鑽小直徑超前孔、再擴孔的施工方法。有利於上部井段採用非標準的鑽頭尺寸，最終可在相同套管層次的條件下使井眼直徑變小，鑽井效率提高，鑽井成本降低。

4）全部採用標准尺寸套管。上部擴孔井段採用非標准鑽頭尺寸，以便能在有限的空間內盡可能多下套管，可減小鑽進直徑和套管直徑，降低鑽井成本。

5）從245mm套管開始，套管柱設計成尾管，以節省鑽井成本。尾管固井工藝使用的限制是，要保證足夠的環空上返泥漿流速，以保證好的攜帶岩屑效果和鑽進施工正常進行。

為此，13000m超深井「超前孔裸眼鑽進方法」井身結構和套管程序設計方案見表3.1、表3.2、圖3.1。

表3.1 13000m超深井井身結構和套管程序-1（「超前孔裸眼鑽進方法」）

表3.2 13000m超深井井身結構和套管程序-2（「超前孔裸眼鑽進方法」）

圖3.1 13000m超深井套管程序圖（「超前孔裸眼鑽進方法」）

（2）採用「等井徑鑽進方法」時的套管程序和鑽進施工程序

等井徑鑽井技術是石油天然氣領域的一個重大突破。該技術利用可膨脹管的技術特性，用可膨脹管代替套管，在井眼內下入多級同一尺寸的膨脹管並固井。採用該技術形成的井身結構與傳統井身結構相比，具有如下顯著的優點：

1）有助於地面設備的標准化。在深井鑽井作業中，大量的時間花費在鑽台上，如更換底部鑽具組合、從鑽台上甩鑽桿和吊鑽桿、防噴器組的尺寸受所設計的入井套管柱的限制等。採用等井徑鑽井技術可以將不同尺寸的地面設備標准化，可以使用一種尺寸的鑽柱和鑽頭，縮小防噴器組的尺寸，從而大大降低一口井的鑽井、完井費用。

2）有利於環保並減少總建井投資成本。因為不需要下入多層大尺寸套管，用小型鑽機鑽井即可，因而等井徑系統能明顯地降低環境影響，同時減少對材料的消耗。據報道，採用等井徑鑽井技術平均每口井可節省44%的鑽井液用量，降低42%的套管質量，節約42%的固井水泥，節省59%的岩屑處理費用。

3）有利於鑽井作業安全。常規作業中，在設備處理過程中經常會造成人身傷害，等井徑鑽井技術雖不能取消這些作業，但可明顯減小處理設備的尺寸，獲得更安全的工作環境。

為此，13000m超深井「等井徑鑽進方法」井身結構和套管程序設計方案見表3.3、表3.4、圖3.2。

表3.3 13000m超深井井身結構和套管程序-3（「等井徑鑽進方法」）

表3.4 13000m超深井井身結構和套管程序-4（「等井徑鑽進方法」）

圖3.2 13000m超深井套管程序圖（「等井徑鑽進方法」）

㈦ 定向井施工技術

地熱資源開發利用需要「回灌開發」模式。回灌開發是在同一施工地點開鑿兩眼或兩眼以上地熱井,一眼作為開采井,另一眼作為回灌井。受城市用地面積的限制以及運行管理的需要,多以「對井」的方式成井。對井井口直線距離在2.5～10m之間,為防止開采、回灌地熱流體短時間內相互干擾,井底距離一般保持在800m以上,這就需要有定向井施工技術的支持。

(一)定向井設計

定向井設計原則是為實現鑽井目的,合理選擇目標點的層位、確定靶區半徑,盡可能選擇簡單的井身剖面類型;設計的基本數據包括地面井位坐標、井底坐標、方位角、井底水平位移、造斜點位置、最大井斜角。定向井設計前要了解設計井區的地質條件,如地層、岩性、壓力、傾角、傾向、斷層等。還要了解地層造斜特性(以便利用地層的方位漂移規律),分析井區已有定向井資料等,從設計上避免井下復雜情況發生。

地熱井不同於石油開采井。首先,地熱井要有泵室,泵室為直井段;其次,以扶盆地熱儲層在一定范圍內目的層可近似看作水平無限延伸(斷裂型地熱井除外),因此,定向井目標靶區半徑可適當放大,這些都為定向井設計提供了方便。

1)井身剖面設計:定向井井身剖面類型多種多樣,常見的有三段制(多目標、較淺井)和五段制(小位移、較深井),選用的原則是保證達到鑽井目的;盡可能簡單,利於安全、快速地進行作業以降低鑽井成本。地熱定向井多用五段制,即直井段、增斜段、穩斜段、降斜段、直井段。

2)造斜點設計:造斜點的選擇是定向井成功的關鍵因素之一。一方面定向井施工要求造斜點岩石結構比較穩定、可鑽性比較均勻,避免岩石破碎段、流砂層或易坍塌等復雜地層,同時岩石的硬度應能起到對造斜鑽具的支撐作用。另一方面造斜點的深度應根據設計井的垂直井深、水平位移大小和選用的井身剖面類型而決定。實際工作中往往把造斜點選擇在盡可能淺的地層中,以利於用盡量小的井斜達到理想的成井水平位移。

3)最大井斜角設計:井斜角是鑽具行跡與垂直方向的夾角,主要依據鑽井設備定向能力、垂直井深與目標水平位移確定。大量的鑽井實踐證明,井斜角小於15°,方位不穩定,容易漂移。井斜角大於45°,施工難度較大,井壁易失穩,所以,最大井斜角最好控制在15°～45°之間。

(二)定向井施工安全措施

由於定向井井眼形狀復雜,水平位移較大,易發生井下復雜情況和產生井下事故。

1)壓差卡鑽。在定向井施工中,斜靠在井壁上的鑽具與井壁的接觸面積大,作用在井壁上的正壓力也增大,易發生壓差卡鑽。預防措施主要是採用潤滑性能優良的鑽井液:①加入潤滑劑使泥餅摩擦系數小於0.2;②採用混油泥漿、混油量8%～15%;③下套管及電測井之前加1.5%～2%的固體潤滑劑,保證順利施工。

2)鍵槽卡鑽。定向井鑽進和起下鑽過程中,鑽具長時間拉、摩、碰井壁,容易形成鍵槽。預防措施有:①在曲率較大的井段,定期下入鍵槽破壞器,破壞鍵槽;②認真記錄起下鑽遇阻遇卡位置,結合測斜資料分析,提前破壞處理。

3)其他防卡措施:鑽井液應具有良好的凈化系統,至少配備三級凈化裝置,保證鑽井液含砂量不大於0.5%;控制鑽井液,使其屈服值不小於6Pa,提高攜帶岩屑能力,保證井眼乾凈。

(三)定向井施工實例

目前,天津地區地熱定向井有90對之多,積累了在中低溫沉積盆地地熱定向井的施工經驗,下面以SR19D,SR20D基岩地熱定向「對井」為例,對地熱定向井施工工藝進行探討。

1.地層及岩性

該「對井」鑽遇地層為第四系平原組,新近系明化鎮組、館陶組,古生界寒武系,新元古界青白口系景兒峪組、龍山組,中元古界薊縣系霧迷山組(目的層),見表4-3。

2.定向井工藝

(1)定向工具的選擇

該「對井」定向井段為Φ311mm(

″)井眼,選用8″無磁鑽鋌、

″納維鑽具、2.5°彎接頭、高壓循環頭等定向工具,測量儀器定向井段採用有線隨鑽測斜儀,增斜和穩斜井段採用自浮式電子測斜儀。

表4-3 設計對井鑽遇地層及岩性

(2)定向井設計

1)井身結構設計。根據鑽井所在區域地質情況和地熱鑽井技術特點,設計為四開井,井身結構及套管程序為:一開鑽頭直徑Φ444.5mm,套管直徑Φ339.7mm,下深400m;二開鑽頭直徑Φ311mm,套管直徑Φ244.5mm,進入基岩2m左右封閉鬆散軟地層;三開鑽頭直徑Φ215.9mm,套管直徑Φ177.8mm,進入取水目的層霧迷山組白雲岩2m左右下管;所有套管必須符合美國石油協會指定的API標准。四開鑽頭直徑為Φ152.4mm,裸眼成井,井身結構見表4-4。

表4-4 定向井井身結構表

2)井身剖面的設計。根據施工井地層特點和井身結構設計定向井為五段制井身剖面,即直井段、增斜段、穩斜段、自然降斜段和直井段。

3)造斜點的確定。根據施工設計和實際鑽進地層分析,SR19D造斜點定在820m,SR20D造斜點定在765m的新近系膠結較好的泥岩中。

4)設計方位角、水平位移、造斜率和最大井斜角。根據地層產狀、鑽井深度和構造情況,設計SR19D井方位角為135°,水平位移為400m,SR20D井方位角為315°,水平位移為400m,井眼曲率為12°/100m以內,最大井斜角21°。

(3)定向井施工工藝措施和注意事項

1)直井段採用塔式鑽具結構,嚴格按規定參數鑽進,井斜角控制在1°以內。

2)定向造斜井段選在新近繫上部的泥岩井段,採用有線隨鑽定向速度較快,但造斜率一般應控制在12°/100m以內,採用2.5°彎接頭一般50～70m可達到8°井斜,完成定向工作,在定向造斜時還考慮了轉盤增斜作用,使用的牙輪鑽頭鑽進時方位多向順時針方向漂移即右手漂移規律,因此該井在定向造斜過程中比設計方位提前6°～10°,目的是利用右手漂移規律在鑽達目的層時中靶精度更高。

3)轉盤鑽增斜井段,每鑽進30m要測斜一次,根據軌跡測量情況調節鑽壓和轉速,以控制增斜速度和方位,井眼軌跡圓滑,鑽至最大井斜角21°可以進行穩斜鑽進。

4)斜井段700～1300m為Φ311mm大井眼,鑽進過程中岩屑較多,要求泥漿泵排量要大,並根據井內情況和岩屑返出情況,每鑽進100～200m進行一次短提下鑽,以清理下井壁的「岩屑床」,起鑽時要觀察井口,防止出現「抽吸」,必要時接方鑽桿循環。

5)穩斜段,按照設計要求採用3隻扶正器穩斜鑽具結構,就可滿足新近系Φ311mm井段穩斜要求,每鑽進50m要測斜一次,根據軌跡測量情況調節鑽壓和轉速,控制增斜速度和方位,可以達到按所需軌跡施工的目的。而基岩地層Φ215.9mm井段穩斜時,情況相對較復雜,由於地層塑性小,剛性較大,因此鑽井過程中受岩層傾角和走向影響,非常容易出現降斜和「跑方位」情況,施工中採用4隻扶正器的穩斜鑽具結構,並根據測量井斜和方位情況及時調整鑽具結構,如採用微增結構或增斜結構進行穩斜, SR19D井遇到穩斜穩不住情況,利用增斜鑽具穩斜較理想。

6)四開Φ152.4mm井段為工作的目的層,主要岩性是白雲岩,裂隙發育、漏失嚴重,採用自然降斜鑽具結構。

3.鑽井液調配

一開井段:鑽遇地層為第四系。岩性:粘土、砂層、砂質粘土。鑽井液用搬土漿。

二開井段:鑽遇地層為新近系。岩性:砂岩、泥岩、砂泥岩。井眼尺寸:Φ311mm,鑽井液類型:聚合物防塌鑽井液。本井段難點:穩定井壁、大井眼攜砂、潤滑防卡。

1)鑽井液性能為:密度1.05～1.08g/cm³,黏度35～38s,API失水≤8mL,塑性黏度7～10mPa·s,動切力3～6Pa,10s切力0.5～1.0Pa,10min切力1.0～3.0Pa,pH8.5～9。

2)二開鑽水泥塞時,加入適量的純鹼,避免水泥對鑽井液的污染。定向鑽進前,加入極壓潤滑劑、潤滑防塌劑、胺鹽等鑽井液材料,保證鑽井液性能穩定。上部地層機械鑽速較快,及時排放沉砂,降低劣質固相對鑽井液的污染。

3)完鑽前50m調整好鑽井液各項性能,保證電測和下套管施工的順利進行。

三開井段:鑽遇地層主要為古生界寒武系和新元古界。岩性:泥質灰岩、泥頁岩、泥岩、灰岩。井眼尺寸:215.9mm。鑽井液類型:抑制性防塌鑽井液。本井段難點:泥岩防縮徑、井眼凈化、潤滑防卡、防漏。

1)鑽井液性能:密度1.10～1.15g/cm³,黏度38～48s,API失水≤12mL,塑性黏度8～15mPa·s,動切力5～8Pa,10s切力1.0～2.0Pa,10min切力2.0～4.0Pa,pH8.5～9.0。

2)鑽水泥塞時,加入適量的純鹼,避免水泥對鑽井液的污染。鑽進過程中,補充極壓潤滑劑、防塌護壁劑、高溫降濾失劑等鑽井液材料,保證鑽井液性能穩定。

四開井段:清水鑽進。

4.根據地層情況採取的堵漏措施

SR19D,SR20D兩井相距很近,但在施工中發現兩井鑽遇地層相差較大。尤以古生界寒武系最為突出。SR19D井寒武系厚度為164m,其中昌平組缺失,井底沒有出現異常。SR20D井的寒武系厚度355m,其中昌平組厚78m。當鑽進至1526m時進尺開始加快至3m/min,當鑽進至1534m時出現大漏基本不返漿,上返的少量岩屑中含有大量的風化的灰岩,滴酸起泡劇烈,為防止井下重大事故發生,果斷甩掉3個扶正器,繼續鑽進。1558m再次出現大漏不返漿,提鑽,實施靜止堵漏。3天的堵漏過程中,多次出現井下危險,但由於採取措施及時、方法得當,保證了生產的安全進行。

㈧ 石油鑽井方法有哪些

目前,世界上廣泛採用鑽井方法來取得地下的石油和天然氣。隨著石油工業的不斷發展，鑽井深度不斷增加，油氣井的建設速度也隨之加快，促使鑽井方法、技術和工藝得到很大改進。從已鑽成的千百萬口油氣井的資科中可以看到變化過程：頓鑽逐漸被旋轉鑽代替，井身結構從復雜到簡單，井眼直徑日趨縮小等等。

一、鑽井工藝發展概況和趨勢石油鑽井是油田勘探和開發的重要手段。一個國家石油工業的發展速度，常與它的鑽井工作量及科學技術水平緊密相關。近20年來，世界石油產量和儲量劇增，鑽井工作量相應地大幅度增加，鑽井科學技術水平也得到了飛速發展。在此期間鑽井技術發展的特點是從經驗鑽井進展到科學化鑽井。鑽井深度、斜度、區域和地區也有長足的發展。從鑽淺井、中深井發展到鑽深井和超深井；從鑽直井和一般斜井發展到鑽大斜度井和叢式井；從陸上鑽井發展到近海和深海鑽井；從地面條件好的地區鑽井發展到條件惡劣的地區(如沙漠、沼澤和寒冷地區)鑽井。在鑽井技術發展的同時，設備、工具和測量儀表也得到了相應的發展。

美國鑽井工作者曾將旋轉鑽井技術的發展進程分為四個時期：

(1)概念時期(1900—1920年)。這個時期開始把鑽井和洗井兩個過程結合在一起，開始使用牙輪鑽頭並用水泥封固套管。

(2)發展時期(1920—1948年)。這個時期牙輪鑽頭有所改進，提高了進尺和使用壽命。固井工藝和鑽井液有了進一步的發展，同時出現了大功率的鑽機。

(3)科學化鑽井時期(1948—1968年)。這個時期大力開展鑽井科學研究工作，鑽井技術飛速發展。該時期的主要技術成就有：發展和推廣了噴射鑽井技術；發展了鑲齒、滑動、密封軸承鑽頭；應用低固相、無固相不分散體系鑽井液；發展了地層壓力檢測技術、井控技術和固控技術，提出了平衡鑽井的理論及方法。

(4)自動化鑽井時期(1968年至今)。這個時期發展了自動化鑽機和井口自動化工具。鑽井參數自動測量和計算機在鑽井工程中得到廣泛應用，最優化鑽井和全盤計劃鑽井也初具規模。

目前,鑽井人員一般把鑽井技術發展的前兩個時期稱為經驗鑽井階段，把後兩個時期稱為科學化鑽井階段。時期的劃分直觀地描述了鑽井技術發展的過程，揭示了其發展規律。

任何一門科學和技術都有其自身的發展規律和要達到的主要目標。鑽井工作是為油田勘探和開發服務的重要手段。鑽井技術的發展首先要保證鑽井質量，即所鑽油氣井要滿足油氣田勘探和開發的要求,要在此基礎上來提高鑽井速度、縮短鑽井周期、降低鑽井成本。

近20年來的實踐證明，現代鑽井工藝技術將圍繞以下三個方面發展：

(1)提高鑽井速度，降低生產成本；(2)保護生產層，減少油氣層的污染和損害；(3)改善固井、完井技術，適應採油要求，延長油氣井壽命。

新中國成立以來，我國鑽井技術發展較快。特別是1978年推廣噴射鑽井、低固相優質鑽井液、四合一牙輪鑽頭等新技術後，我國的鑽井技術水平又有顯著提高，進入了科學化的鑽井階段,但與國外先進水平相比，還存在一定的差距。為了使我國的鑽井水平能滿足勘探開發的需要，努力趕上世界先進水平，必須要向鑽井技術進步要速度、要質量、要經濟效益,為加速勘探開發步伐、不斷增加油氣產量作出貢獻。

二、沖擊鑽井方法沖擊鑽井是一種古老的鑽井方法，也是旋轉鑽井方法出現以前唯一的鑽油氣井的方法。它是將破碎岩石的工具(鋼質尖頭鑽頭)提至一定高度，借鑽頭本身的重力沖向井底，擊碎岩石。然後撈取被擊碎的岩屑，以便繼續鑽進。因此，沖擊鑽井方法又被稱為頓鑽。

由於沖擊鑽井時，破碎岩屑與清除岩屑必須間斷地進行，因此鑽井速度很慢，不能滿足石油生產發展的需要。沖擊鑽井現在已基本上被旋轉鑽井所代替，僅在一些埋藏淺、壓力低的油田還能見到。

三、旋轉鑽井方法提高鑽速的根本途徑是改變鑽井方法，這正是旋轉鑽井法產生的原因。旋轉鑽井法的實質是：鑽頭在壓力作用下吃入岩石，同時在轉動力矩的作用下連續不斷地破碎岩石；被破碎的岩屑由地面輸入的鑽井液(泥漿、水、空氣等)及時帶走，鑽井液可以連續不斷地清除岩屑。這樣，一隻鑽頭可以在井底連續鑽進十幾米、幾十米甚至數百米後才起至地面進行更換。由於使用了鑽井液，可長時間穩定井眼、控制復雜地層。旋轉鑽井的鑽井速度高，能適應多種復雜情況，目前世界上大多使用這種方法鑽油氣井。旋轉鑽井通常也稱為轉盤鑽。

利用鑽桿和鑽鋌(厚壁鋼管)的重力對鑽頭加壓，鑽壓要使鑽頭能夠吃入岩石。破碎岩石所需的能量是從地面通過沉重的鋼性鑽柱傳給鑽頭的。起、下鑽的過程比較繁瑣，必須將鑽柱拆卸成許多立柱，才能起出鑽頭；而下鑽時又必須逐根接上。為了連續洗井，鑽井液從轉動的空心鑽柱里流向井底，再帶著岩屑從鑽柱外部與井壁形成的環形空間返回地面。鑽頭鑽進、清洗井底以及起、下鑽所需的動力全部由安裝在地面上的相應設備提供，這些機器設備總稱為鑽機。

現代旋轉鑽井的工藝過程表現為四個環節，即鑽進、獲取地質資料、完井和安裝。

鑽進環節由一系列按嚴格的順序重復的工序組成：把鑽柱下入井裡；旋轉和送進鑽頭使其在井底破碎岩石，同時循環鑽井液；隨著井筒的加深而接長鑽柱；起、下鑽柱以更換被磨損的鑽頭；洗井，凈化或配製鑽井液，處理復雜情況和事故等輔助作業。

為了獲得全面准確的地質資料，鑽井過程中不僅需要進行岩屑、鑽時、鑽井液錄井工作，而且還要進行鑽取岩心、測井等工作。通過各種地球物理測井方法，可以獲得井徑、井斜、方位、岩性等基本數據，掌握和了解井眼質量以及地層和油氣層的某些特性。

在鑽穿油氣層以後，需要下入油層套管，並注入水泥以隔離油氣層與其他地層，使油氣順利地流到地面上來。根據油氣井生產的要求做好井底完成工作是很重要的一道工序。

從確定井位開始，就需要平整井場、挖基礎坑、泥漿池、圓井等土方工程；為運輸機器設備而修築公路；鋪設油、水、氣管線，架設電線，以輸送油、水、氣和電力;打好地基以安裝設備、井架等。基礎工作完成後，要進行大量的井架、設備等搬運和安裝工作，還需做好開鑽前的一切准備工作，如檢查機器設備、試車、固定導管、鑽鼠洞、調配鑽井液、接好鑽具等。

旋轉鑽井過程中，驅動鑽柱旋轉、克服鑽柱與井壁的摩擦消耗了部分能量。為了減少這些無益的能量損失，1940年前後出現了井下動力鑽井方法。井下動力鑽井所用設備與旋轉鑽井基本相同，只是鑽頭不再由轉盤帶動旋轉，而是由井下動力鑽具直接驅動。典型的井下動力鑽具是渦輪鑽具，因此井下動力鑽井又常稱為渦輪鑽井。目前，井下動力鑽井在定向鑽井技術中得到了廣泛的應用。

近年來，一些工業發達國家還競相開展了熱力鑽井、高壓沖蝕鑽井、等離子射流鑽井和激光鑽井等新型鑽井方法的研究。隨著科學技術的進步，新的鑽井方法還將不斷涌現，鑽井工程也必將進入一個全新的科學化時期。

四、井身結構井身結構是油氣井全部基本數據的總稱。它包括以下數據：從開鑽到完鑽所用的鑽頭、鑽柱尺寸和鑽柱長度;套管的層次、直徑;各層套管的下入深度、鋼級和壁厚;各層套管注水泥的數據。由此可見，井身結構是全部鑽井過程計劃和施工的重要依據。圖5-1為井身結構的示意圖。

圖5-1井身結構

首先下入長度約4～6m的短套管，也稱導管，用於加固地表以免被鑽井液沖毀，保護井口完整。同時將循環的鑽井液導入泥漿凈化系統內。

第二次下入的套管叫表層套管，用於封隔地表不穩定的疏鬆地層或水層、安裝井口防噴器。一般深度為40～60m，有時可達500～600m。

當裸眼(未被套管隔離的井眼)長度超過2000～3000m或者地層剖面中存在高、低壓油層、氣層、水層和極不穩定的地層時，鑽進過程中為避免發生工程事故需要下入中間套管，又叫技術套管。目的是封隔復雜地層，防止噴、漏、卡、塌等惡性事故發生，保證安全鑽井。技術套管的層次和下入的深度根據地質和鑽井條件確定。

最後下入的套管叫油層套管，用於採油、采氣或者向生產層注水、注氣，封隔油層、氣層和水層，保證油氣井正常生產。油層套管的下入深度取決於井底的完成方法。油層套管一般從井口下到生產層底部或者只從生產層頂部下到底部。實際工作中對部分下入的油層套管，根據作用取不同的名稱，如尾管、篩管、濾管以及襯管等。

井身結構是由鑽井方法、鑽井目的、地質條件與鑽井技術水平決定的。周密考慮各種影響因素，制定合理的井身結構，是保證高速度鑽井與油氣井投產後正常產出的關鍵。

綜上所述，現代石油鑽井工程是一項復雜的系統工程。由多工序、多工種聯合作業，需要各種先進的科學技術和生產組織管理水平。

㈨ 一口井的設計

(一)井身結構確定的原則
1.能有效的保護油氣層，使不同壓力梯度的油氣層不受泥漿污染損害。
2.應避免漏、噴、塌卡等情況發生，為全井順利鑽進創造條件，使鑽井周期最短。
3.鑽下部高壓地層時所用的較高密度泥漿產生的液柱壓力，不致壓裂上一層管鞋處薄弱的露地層。
4.下套管過程中，井內泥漿液柱壓力之間的壓差，不致產生壓差卡套管事故。
(二)井身結構設計步驟
1.根據地區特點和井的自身條件，確定在保證工程需要的條件下應下幾層套管，做出井身結構設計圖。
2.確定套管尺及相應鑽頭尺寸。
3.確定各層套管的下入深度。
(三)套管下入深度的確定方法
1.確定各套管下入深度初選點Hni
2.校核各層套管下入深度初選點Hni是否壓差粘卡套管
3.在中間套管下入深度淺於初選點的情況下，確定尾管的下入深度
(四)實例
某井井深H=4480m，地層壓力梯度和地層破裂壓力梯度隨井深變化如圖2-1
由圖2-1查得：最大地層壓力梯度位於4250m。
1.確定中間套管下入深度
(1) 初選點
試取,查得
由
因為：
且相近，則確定中間套管下入深度初選點。
(2) 校核
在3400m處：
地層壓力梯度
因為： 所以令 則：
對應於H2=3200m
2．確定尾管下入深度H3
(1) 選初選點H3i=3900m
在3200處 Gf2=2.150g/cm3
所以 H3i=3900m
(2) 校核 H3i=3900
所以 H3=H3i=3900m
3．確定表層套管下入深度H1
取 H1=850m 則
所以 H1=850m 滿足要求。
則該井設計的套管程序為：

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希望下面一幅圖能給予你靈感!!