井眼轨迹与井身结构设计
钻井工程设计样本井身结构及钻机
3.3.4.2
序号
井深
m
井斜角
(°)
方位角
(°)
垂深
m
水平位移
m
N坐标
E坐标
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
…
要求按每30m一点列出从造斜点开始的剖面数据。
3.3.5定向井、水平井井眼轨迹垂直投影示意图
3.3.6定向井、水平井井眼轨迹水平投影示意图
3.3.7定向井、水平井防碰计算表
序号
垂深
m
设计井
参考邻井
水平
3.3井身结构
3.3.1井身结构示意图
3.3.2井身结构设计数据表
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
导管
22
660
508
20
地面-22
一开
635
444.5
339.7
633
地面-633
二开
3305
311.2
244.5
3302
2500-3302
530-1330
882
柴油机2#
PZ12V190B—1
882
柴油机3#
PZ12V190B—1
882
柴油机4#
柴油机5#
八
发
电
机
组
发电机1#
Z8V190MD/300GF
300
发电机2#
Z8V190MD/300GF
300
发电机3#
高平1井井眼轨道与井身结构设计
Ｓｈａ ｎｄｏ ｇ， ５ ０１ Ｃｈｉ ｎ ２ ７ ７， ｎａ）
Ａｂ ｔ ａ ｔ Ｗ ｅ ｌＧ ａ ｓｒ ｃ ： ｌ ｏｐｉ ｉ ｎ ＥＲＤ ｏｒｚ ｎｔ ｌｗ ｅ ｌ ｆ Ｓ ｎｇ ｉＯ ｉｆｅｄ．Ｉ ｓ ｕｓ ｄ ｔ ｖｅｏｐ ｓ ｖｅ ａ ｎｇ １ ｓ ａ ｈ ｉｏ ａ ｌ ｏ ｈｅ ｌ ｌｉ ｌ ｔ ｉ ｅ ｏ ｄｅ ｌ ｅ ｒ ｌ
＿＿． ＿
Ｉ —
Ｃｊ
同
平 １井 井 眼 轨 道 与 井 身 结 构 设 计
冯 光 通 。 马 凤 清 。 曹 向峰。 高 凯。
（ ．中 国石 油 大 学 （ 东 ）石 油 工 程 学 院 ， 东 东 营 １ 华 山
２ ７ ６ ； ．中 国石 化 胜 利 石 油 管 理 局 钻 井 工 艺 研 究 院 ， ５０ １２ 山东 东 营
中 图分 类 号 ： ＴＥ２ ２ 文 献标 识 码 ： Ａ 文章 编 号 ：０ 卜０ ９ （ ０ ０ ０ － ０ ３ ０ １ ０ ８０ ２ １ ） ６０ ３ —４
Ｔ ｅＴ ａ ｔｒ ｎ ａ ｉ ｇＰ ｏ ｒ ｍ ｅ ｉｎ ｏ ｅｌ ｏ ｉ ｇ １ ｈ ｒ ｊ ｃｏ ｙａ ｄ Ｃ ｓ ｒ ｇ ａ Ｄ ｓｇ ｆＷ ｌ Ｇａ ｐ ｎ ｅ ｎ
ｔ ｒ ｔ ｏｃ ｔ ｄ ｗｉｈｉ ａ ｇｅ ｓ ｌ ａ ｅ ｔ ｎ ３ ｋｍ ． ｔ Ｉ ｓＴＶＤ ｓ ｓ ｌ ｂｕｔｈｏ ｉｏ ａ ｅ ｔｏ ｓ ｌ ｒ ｅ ｉ ｍａ ｌ ｒｚ ｎｔ ｌｓ ｃ ｉ ｎ ｉ ａ ｇ ．Ｔｈｅ ｋ ｙ ｔ ｃ ｅ ｅ ｈｎｏ ｏ ｅ ｆｔ ｓ ｌ ｇｉｓ ｏ ｈｉ
２７１） ５ ０ ７
摘 要 ： 高平 １井 是胜 利 油 田部 署 的 一 口大位 移 水 平 井探 井 ， 主要 目的是 利 用水 平 井技 术钻 探 平 面 ３ｋ 范 围 内 ｍ
第五届中国石油工程设计大赛综合组一等奖钻井工程设计详解
第1章钻井工程方案1.1钻井工程地质概况1.1.1 区块地质概况1.1.1.1区块构造及地理环境特征本设计方案研究目标区块为页岩I区块，该区块总体为我国南方丘陵山地，受到来自北西方向挤压应力作用，以正向构造为主，各背斜带之间以宽缓向斜带为界。
海拔最高675m,最低250m,多在400〜600m之间。
该地区交通较为便利，区内各场镇间均有公路相通。
该地区属亚热带季风性湿润气候，常年平均气温15~17C。
其总的特点是：四季分明，热量充足，降水丰沛，年降水量超过1000mm，水系发育，季风影响突出。
四季特点为：春早，常有倒春寒”和局部的风雹灾害；夏长，炎热，旱涝交错；秋短，凉爽而多绵雨；冬迟，无严寒，雨雪少，常有冬干。
在降水多的季节，需预防山洪暴发所引起的泥石流、塌方、滑坡，河道涨水所引发的洪水等自然地质灾害。
1.1.1.2区块地层分布页岩I区块古生界奥陶系一中生界三叠系自下而上主要发育：十字铺组、宝塔组、涧草沟组、五峰组、龙马溪组、小河坝组、韩家店组、黄龙组、梁山组、栖霞组、茅口组、龙潭组、长兴组、飞仙关组、嘉陵江组。
根据目前勘探开发情况，将下志留统龙马溪组下部一上奥陶统五峰组约86m层段含气泥页岩段作为本区主要的目的层。
按照从老到新的顺序，由五峰组至嘉陵江组具体地层岩性及地层厚度见表3.1。
1.1.1.3储层分布该地区五峰组一龙马溪组总体上分布稳定，尤其是目的含气层段在地震剖面和连井对比剖面上都有很好的响应。
气层总厚度在83〜90m，纵向上连续，中间无隔层。
据现有钻井测井、录井以及岩芯特征，该地区目的含气页岩段从下到上可划分出三段、五个亚段，其中第1段（分11亚段和12亚段）为碳质硅质泥页岩，厚度分别约为33m和18m；第2段为含炭质粉砂质泥岩，厚度约17m；31亚段为含炭质灰云质泥页岩，厚度约13m；32亚段为含炭质粉砂质泥页岩，厚度约6m,通过现有资料发现，各亚段在全区分布基本稳定。
第3章钻井工程方案1.1.1.4区块地应力及储层岩石力学特征通过对目的层岩石力学参数测试，得出杨氏模量23〜37GPa,泊松比0.11〜0.29,体积模量为14〜18GPa,剪切模量10〜14GPa,实测最大主应力为61.50MPa, 最小主应力为52.39MPa,根据应力剖面图可以得到上下隔层应力差约8MPa。
【钻井工程】井身结构设计
井
深 ，
表 套
m
破裂压力
技 套
设计 井深
地层压力
1.0 1.3 1.6
油套
1.8 当量密度，g/cm3
1. 自下而上的设计法
2）设计特点
（1）每层套管下入的深度最浅，套管费用最低。适合已探明 地区开发井的井身结构设计；
（2）上部套管下入深度的合理性取决于对下部地层特性了解 的准确程度和充分程度；
（3）应用于已探明地区的开发井的井身结构设计比较合理； （4）在保证钻井施工顺利的前提下，自下而上的设计方法可 使井身结构的套管层次最少，每层套管下入的深度最浅，从而达 到成本最优的目的。
（3） 0.00981 (dmax pmin ) Dpmin P
（4）
d max S f
Sk
Dpmax Dc1
fc1
防井涌 防井漏 防压差卡钻 防关井井漏
第三节 井身结构设计依据与原理
五、地层必封点
（1）钻进过程中钻遇易坍塌页岩层、塑性泥岩层、盐岩层、岩膏 层、煤层等，易造成井壁坍塌和缩径。 （2）裂缝溶洞型、破裂带地层、不整合交界面地层。 （3）含H2S等有毒气体的油气层。 （4）低压油气层的防污染问题。 （5）井眼轨迹控制等施工方面的特殊要求。SY/T 6396－2009 中第4.6条的规定：“井身结构除按SY/T5431的规定执行外，丛 式井组各井的表层下深宜交替错开10m以上。” （6）在采用欠平衡压力钻井时，为了维持上部井眼的稳定性，通 常将技术套管下至产层顶部。 （7）表层套管的下入深度应满足环境保护的要求。
油气井工程设计与应用
第一部分 井身结构设计
第一部分 井身结构设计
第一节 地层—井眼压力系统 第二节 井身结构设计的内容及套管层次 第三节 井身结构设计依据与原理 第四节 井身结构设计方法 第五节 套管与井眼尺寸的选择 第六节 设计举例
井身结构设计
井身结构设计是钻井方案的核心，直接成本占钻井总成本的20％以上，同时与 周期有关的钻井成本亦即确定。
19% 41%
23% 5% 6% 2% 4%
服务费用 套管及附件 钻具 水泥及添加剂 钻井液 钻前工程费用 钻机费用
7%
服务费用
21%
套管及附件
钻具
52%
水泥及添加剂
钻井液
6%
最大套铣钻具 （mm）
177.80
177.80
198.76 207.01
10.16 10.80ຫໍສະໝຸດ 244.48 250.83
177.80 200.00
224.41
10.04
266.7
215.90
220.5 252.73 247.9
11.99 10.16 12.58
266.7 298.45 298.45
212.73 244.48 238.13
•主要特征:借助相关领域的发展,井 身结构设计采用了数量化方法。
• 提出了以满足防止套管鞋处地层压 裂和避免压差卡钻为主要依据,满足 工程必封点为约束条件的设计思想;
• 确定了以四条压力剖面为根据,从 下而上确定下入深度,再由约束条件 进行调节的设计方法,用图解或解析 的数量化方法,实现了井身结构设计 方法实质性的飞跃;
ρm≥ρpmax+ Sb +△ρ (ρmax-ρpmin)×Hpmin×0.0098≤△P ρemax+ Sg + Sf ≤ρfmin ρemax+ Sf + Sk ×Hpmax/ Hc1≤ρfc1
防井涌 防卡钻 防漏 防关井井漏
钻井工程设计方法－井身结构
依据压力剖面，以保证钻进套管 以下的井段时的最大井内压力梯 度不压裂最薄弱的裸露地层（一 般为套管鞋处）为原则，从全井 最大地层压力梯度处开始，由下 向上确定套管的层次（技术套管 和表层套管）和各层套管的下入 深度。
井深结构设计
数
出。中原油田将Sk值定为0.06～0.14。
据
裸眼中，泥浆液柱压力与地层孔隙压力的差值过大， 除使机械钻速降低外，而且也是造成压差卡钻的直接
原因，这会使下套管过程中，发生卡套管事故，使已
压差允值（△PN与△Pa）
钻成的井眼无法进行固井和完井工作。压差允值的确 定，各油田可以从卡钻资料中（卡点深度，当时泥浆
当△Prn＞△P时，则可能发生压差卡钻，这时，该层套管下 深Hn应浅于初选点Hni。Hn的计算如下：
令△Prn=△P，则允许的最大地层孔隙压力ρpper为：
pper
P 9.8103
Hmm
p min
Sb
由地层孔隙压力梯度曲面图上查ρ 所在井深即该层套管下入 pper
深度Hn。
3）、当中间套管下入深度浅于初选点Hn＜Hni时，则需要下尾管
第一节 井身结构设计
一、套管柱类型及作用
图3-8-1-1 套管类型 （a）正常压力井；（b）异常压力井
二、井眼中的压力体系
在裸眼井段中存在着地层孔隙压力、泥浆液柱压力、地层破裂压
力。
三个压力体系必须同时满足于以下情况：
Pf≥Pm≥Pp
（1）
式中 Pf——地层的破裂压力，MPa；
Pm——钻井液的液柱压力，MPa；
作用下， 上部裸露地层不被压裂所应有的地层破
裂压力梯度，g/cm3； ρpmax——第n层套管以下井段预计最大地层孔隙压力等效
密度，g/cm3。
发生井涌情况时，由（4）、（7）（8）式，有：
fnk
pm ax
Sb
Sg
H pmax H ni
Sk
(10)
式中 ρfnk——第n层套管以下井段发生井涌时，在井内最大压力 梯度作用下，上部地层不被压裂所应有的地层破裂
水平井优化设计
1、单增剖面：（直-增-稳） 、单增剖面：（直 增 稳 ：（ 就是从造斜点开始， 就是从造斜点开始，用一个固定 的造斜率， 的造斜率，将井斜角增至水平段设计 井斜角。该剖面的造斜点、 井斜角。该剖面的造斜点、造斜率是 一个相对固定的值， 一个相对固定的值，都取决于井口到 窗口的水平位移的长度。 窗口的水平位移的长度。
小井眼侧钻水平井井眼轨道设计 1、侧钻点的选择 必须通过多方面综合考虑，从中选择较合适的侧钻 点。 ①、侧钻点应避开混浆带，尽量选在固井质量好的井段。 ②、选择砂岩层侧钻，有利于提高实钻初始造斜率，使 钻头尽快离开老井眼。 ③、尽量避免形成扭方位过大的局面，给钻井施工和井 眼轨迹控制带来较大的难度。 ④、造斜点深度的选择应有利于实现地质目标，为进入 目标层形成优良的侧钻、造斜、探油层井段，为钻水平 井段提供优质的井眼剖面。 ⑤、如果有水层，初始定向造斜井段应尽量避开水层。
复杂剖面的使用：用于具有井口的限制， 防碰的限制，油藏特点的限制的水平钻 井中。 所表现的特点是：井眼控制难度大，施 工中容易出现复杂事故。
大位移水平井剖面设计原则 ①、选择中等造斜率进行剖面设计。由于浅层水 平井钻经地层胶结差，岩性松散，易随钻扩径， 因此，应选择现有工具的中等造斜率进行设计， 以免造成施工被动。 ②、为了减小井眼曲率的影响，对于高造斜率的 中半径水平井剖面，特别是靶窗纵向允许误差较 小时，应采用低造斜率入靶，以减小上部井段高 造斜率的曲率效应，有利于水平段的井斜控制。 ③、设计造斜率应保证较大尺寸的完井套管或筛 管能顺利下入。
由于造斜率的增大，一般弯接头和单 点定向仪器已经无法完成造斜和定向要 求，必须采用导向马达和无线随钻定向 仪器完成井眼的定向造斜。可钻出长度 为1000m左右的水平段。可以裸眼完井、 下割缝衬管完井、下衬管完井、下衬管 和套管外部封隔器完井，或用水泥固井 射孔完井。该井型能有效地获得增产。
井深结构设计
井身结构包括套管层次和下入深度以及井眼尺寸（钻头尺寸）与套管尺寸的配合。
井身结构设计是钻井工程设计的基础。
一、套管柱类型（1） 表层套管；（2） 中间套管（技术套管）（3） 生产套管（油层套管）（4） 尾管。
二、井眼中压力体系在裸眼井段中存在着地层孔隙压力、泥浆液柱压力、地层破裂压力。
三个压力体系必须同时满足于以下情况：p m f p p p ≥≥ （1－1） 式中 f p －地层的破裂压力，MPa ；m p －钻井液的液柱压力，MPa ；p p －地层孔隙压力，MPa 。
即泥浆液柱压力应稍大于孔隙压力以防止井涌，但必须小于破裂压力以防止压裂地层发生井漏。
由于在非密闭的洗井液压力体系中（即不关封井器憋回压时），压力随井深是呈线性变化的，所以使用压力梯度概念是较方便的。
式（1－1）可写成：p m t G G G ≥≥ （1－2）式中 t G －破裂压力梯度，MPa/m ；m G －液柱压力梯度，MPa/m ；p G －孔隙压力梯度，MPa/m 。
一、井身结设计所需基础资料（一） 地质资料（1） 岩性剖面及事故提示（2） 地层压力数据（3） 地层破裂压力数据（二） 工程资料（1） 抽吸压力与激动压允许值（g b S S 与）各油田应根据各自的情况来确定。
（2） 地层压裂安全增值（f S ）。
该值是为了避免将上层套管鞋处地层压裂的安全增值，它与预测破裂压力值的精度有关，可以根据该地区的统计数据来确定。
以等效密度表示g/cm 3。
美国现场将f S 取值为0.024，中原油田取值为0.03。
（3） 井涌条件允许值（k S ）。
此值是衡量井涌的大小，用泥浆等效密度差表示（用于压井计算，另一种计量方法是以进入井眼的流体的总体积来表示，多用于报警）。
美国现场取值为0.06。
该值可由各油田根据出现井涌的数据统计和分析后得出。
中源油田将k S 值定为0.06~0.14。
（4） 压差允值（a N P P ∆∆与）。
裸眼中，泥浆液柱压力与地层孔隙压力的差值过大，除使机械钻速降低外，而且也是造成压差钻的直接原因，这会使下套管过程中，发生卡套管事故，使已钻成的井眼无法进行地固井和完井工作。
井眼轨道设计与轨迹控制
井眼轨道设计与轨迹控制
重点： 1、井眼轨迹的概念； 2、井斜角和井斜方位角的概念； 3、井眼轨迹的表示方法； 4、井眼轨迹的参数计算； 5、常用的防斜与纠斜钻具组合； 6、定向井轨道设计方法； 7、装置角、装置方位角与反扭角的概念； 8、井眼轨迹控制方法。 难点： 1、装置角的概念； 2、定向井轨道设计方法； 3、井眼轨迹控制计算 。
02
井眼方向线：
过井眼轴线上某测点作 井眼轴线的切线，该切线向 井眼前进方向延伸的部分称 为井眼方向线。
03
井斜角增量( Δα )：
下测点井斜角与上测点 井斜角之差。 Δα＝αB－αA
2.井斜角(α)：
指井眼方向线与重力线之间的夹角。单位为度(°)。
01
3. 井斜方位角φ（井眼方位角、方位角）： 在水平投影图上，以正 北方位线为始边，顺时针方 向旋转到井眼方位线上所转 过的角度。 井眼方位线（井斜方位线）： 某测点处的井眼方向线 在水平面上的投影。 井斜方位角增量Δφ ： 上下测点的井斜方位角之差。 Δφ ＝φB－φA 井斜方位角的变化范围：0～360° 。
地面环境条件限制
地下地质条件要求
处理井下事故
第一节 井眼轨迹的基本概念
轨迹的基本参数 测量方法：非连续测量，间断测量；“测段”，“测点”。 轨迹的三个基本参数：井深、井斜角和井斜方位角 井深（或称为斜深、测深） 井口(通常以转盘面为基准)至测点的井眼长度。以字母Dm表示，单位为米(m)。 井深增量（井段）：下测点井深与上测点井深之差。 以ΔDm表示。
将三角函数用幂级数表示： 在曲率半径法的基础上，进行三角变换：ຫໍສະໝຸດ 取 0102
01
关于校正平均角法的推导：
将以上几式代入曲率半径法公式，即可得到校正平均角法的计算表达式：
井身结构设计流程指导
井身结构设计流程指导1、 通过定向井轨道设计，获得设计井具体打井时应遵循的井眼轨道2、 在上图的椭圆部分，可以获得设计井的井深，或完钻井深，这一井深是开展井身结构设计的重要依据。
本井的设计结果是4696.40米。
3、 单击如下 “井身结构设计” 菜单项程序将弹出“井身结构设计程序窗口”如下图：在进行井身结构设计之前，应当给定“地层剖面”与“压力剖面”建议选择5”套管此井深为前面的定向井轨道设计结果4、单击“地质分层”，程序将弹出以下窗口该窗口的数据，应当是在昨天以下窗口输入的地质分层数据的直接调用注意在这里应当是将原来的设计垂深转变成为设计井深，也就是将底界垂深转变为设计井深，最后的井深应当是大于等于实际井深（本井为4696.40米），转变完成后，将数据保存入库5、单击步骤3井身剖面设计窗口中的“压力管理”按钮，弹出如下窗口。
在此窗口中，应当输入本井的地层压力和地层破裂压力数据。
为方便起见，可以单击窗口右上角的下拉选择框，如上图选择“实验井”选项后，在单击“复制”，程序会自动复制、调用相关的压力数据，得到下图的结果。
上图中的最终井深为2390.00米。
需要按照本井的设计井深4696.40米，进行相应的转换，即在井深一栏的数值都乘上系数“4696.60/2390.00 = 1.965”，由此得到如下结果。
将数据更新入库后，返回到“井身剖面设计窗口”。
6、单击“井身结构设计窗口”中的设计按钮，程序将弹出如下窗口，并同时完成该井的井身结构设计。
如果在上面的设计结果窗口的椭圆位置的数据表中缺少密度和套管下深数据，就需要根据右边图形设计结果，来手工录入相应的数据。
设计完成后，单击“返回”按钮，程序将退回到“井身结构设计界面”。
建议将上述井身结构设计结果图形，即上面的红色方框部分截图后，粘贴到“钻井工程设计书”中去。
7、。
水平井培训系列课程-07塔里木油田水平井设计
生产压差(MPa)
8 7 6 5 4 3 2 1 0
0
100
200
300
400
500
600
水平段长度(m)
中东石油智库
80
在相同条件下,不同水
平段长度采出程度与含水率的
70
关系见右图，随着水平段长度
60
增加,无水生产期逐渐延长,含
50
100m
含水率(%)
水率上升变缓, 400m左右为水
40
200m
中东石油智库
针对水平井的四种设计部署方式：水平段平行于构造走向 部署，水平井段平行/交错；垂直于构造走向部署，水平井段平 行/交错，我们进行了采、注井网部署的研究，设计了五套注采 井网。
结果表明，水平段垂直于构造走向的方案二部署，开发效 果明显优于其他方案，开发十年后的剩余油分布面积明显少于 其他方案，油藏天然边水作用相对而言西南部位强、东部弱； 北部弱、南部强（如下图所示）。
因此在设计水平井距边底水界面距离时，我们综合考虑包括 ：油层厚度、油藏类型、储层物性、储层韵律性、渗透率各向异 性、夹层类型、夹层大小、夹层物性、夹层分布规律、边底水和 气顶能量及活跃程度等地质因素。
最后我们采用了水平段垂向位置（或距边底水距离）的设计 原则：位于油层中上部、物性较好、夹层（如果存在夹层）以上
井身结构设计
5、井身结构设计方法及步骤 图解法：
依据两个压力剖面， 以保证钻进时井内最大压
力不压裂最薄弱的裸露地
层为原则，从全井最大地
层压力梯度开始，由下向
上确定套管的层次和各层 套管的下深，同时考虑地 质必封点。
28
5、井身结构设计方法及步骤 图解法：
① 各层套管（油层套管除外）下入深度初选点Dn的确定
② 校核各层套管下到初选点深度Dni时是否发生压差卡钻
③ 当中间套管下入深度浅于初选点（Dn<Dni）时，
则需要下尾管并要确定尾管下入深度Dn+1
④ 必封点的确定
29
5、井身结构设计方法及步骤
1、求中间套管下入深度初选点D21 最大钻井液密度ρmmax→由起钻时的压力平衡条件确定
依据：起钻时，井内压力要大于地层压力。
m Sb p
取临界状态
•三个剖面：
孔隙压力剖面(坍塌压力剖面) 破裂压力剖面(漏失压力剖面) 地层岩性剖面及其故障提示
19
4、井身结构设计中所需要的基础数据 2）工程类数据
•六个设计系数：
抽吸压力系数Ｓｂ：上提钻柱时，由于抽吸作用使井内液 体 压力降低的值，用当量密度表示， （0.024~0.048 g/cm3） 激动压力系数Ｓｇ：下放钻柱时，由于钻柱向下运动产生 的激动压力使井内液柱压力的增加值，用当量密度表示， （0.024~0.048g/cm3）
从地区大量的抽吸和激动压力数据统计而来： --由该地区所有井每趟起下钻所产生的抽吸和激动压力，折 合成当量密度，然后进行统计分析来确定取值范围； 建立抽吸和激动压力计算模型。 20
4、井身结构设计中所需要的基础数据
压裂安全系数Ｓｆ：为避免上部套管鞋处裸露地层被压 裂的地层破裂压力安全增值，用当量密度表示；
井深结构设计
井身结构包括套管层次和下入深度以及井眼尺寸（钻头尺寸）与套管尺寸的配合。
井身结构设计是钻井工程设计的基础。
一、套管柱类型（1） 表层套管；（2） 中间套管（技术套管）（3） 生产套管（油层套管）（4） 尾管。
二、井眼中压力体系在裸眼井段中存在着地层孔隙压力、泥浆液柱压力、地层破裂压力。
三个压力体系必须同时满足于以下情况：p m f p p p ≥≥ （1－1） 式中 f p －地层的破裂压力，MPa ；m p －钻井液的液柱压力，MPa ；p p －地层孔隙压力，MPa 。
即泥浆液柱压力应稍大于孔隙压力以防止井涌，但必须小于破裂压力以防止压裂地层发生井漏。
由于在非密闭的洗井液压力体系中（即不关封井器憋回压时），压力随井深是呈线性变化的，所以使用压力梯度概念是较方便的。
式（1－1）可写成：p m t G G G ≥≥ （1－2）式中 t G －破裂压力梯度，MPa/m ；m G －液柱压力梯度，MPa/m ；p G －孔隙压力梯度，MPa/m 。
一、井身结设计所需基础资料（一） 地质资料（1） 岩性剖面及事故提示（2） 地层压力数据（3） 地层破裂压力数据（二） 工程资料（1） 抽吸压力与激动压允许值（g b S S 与）各油田应根据各自的情况来确定。
（2） 地层压裂安全增值（f S ）。
该值是为了避免将上层套管鞋处地层压裂的安全增值，它与预测破裂压力值的精度有关，可以根据该地区的统计数据来确定。
以等效密度表示g/cm 3。
美国现场将f S 取值为0.024，中原油田取值为0.03。
（3） 井涌条件允许值（k S ）。
此值是衡量井涌的大小，用泥浆等效密度差表示（用于压井计算，另一种计量方法是以进入井眼的流体的总体积来表示，多用于报警）。
美国现场取值为0.06。
该值可由各油田根据出现井涌的数据统计和分析后得出。
中源油田将k S 值定为0.06~0.14。
（4） 压差允值（a N P P ∆∆与）。
裸眼中，泥浆液柱压力与地层孔隙压力的差值过大，除使机械钻速降低外，而且也是造成压差钻的直接原因，这会使下套管过程中，发生卡套管事故，使已钻成的井眼无法进行地固井和完井工作。
井身结构设计
一、井身结构设计
一、井身结构 设计的任务
套管下入层次 每层套管的下入深度 各层套管相应的井眼尺寸（钻头尺寸） 各层套管外的水泥返深
➢ 确定井身结构的主要依据 钻井地质设计（地层压力、地层
破裂压力、地层坍塌压力、完井方 式）、复杂地层深度、地表水源情 况、钻井技术水平和采、试油、气 的技术要求等。。
✓ 井身结构设计的原则 （1）有效地保护油气层； （2）有效地避免漏、喷、塌、卡等井下复杂事故，保证安全、 快速钻井； （3）当发生井涌时，具有压井处理溢流的能力； （4）钻下部高压地层时，井内液柱压力不会压漏上层套管鞋处 的裸露地层。 （5）下套管过程中，不产生压差卡套管现象。 （6）对于压力不清楚或复杂深探井，套管设计应留有余量。 （7）同一裸眼井段，尽量不存在两个压力体系。 （8）地质预告有浅气层的井，应用套管封住。
➢ 裸眼井段应满足的力学平衡条件
在裸眼井段中存在着地层孔隙压力、钻井液液柱压力、地层破裂压力。
（1）防井涌
ρdmax≥ρpmax+ Sb （抽汲压力系数）
（2）防压差卡钻 0.00981 Dpmin (ρdmax-ρpmin) ≤ △P（△PN、△PA）
（3）防井漏 ρdmax+ Sg（激动压力系数）+ Sf（压裂安全系数）≤ρfmin
Dpmin — 最小地层孔隙压力所处的井深，m；
ρfmin — 裸眼井段最小地层破裂压力的当量钻液密度，g/cm3
Dc1 — 套管下入深度，m；
ρfc1 — 套管鞋处地层破裂压力的当量钻井液密度， g/cm3；
四、井身结构设计方法及步骤
下→上，内→外 五、设计举例
某井设计井深为4400m，地层压力梯度和地
西南石油大学历年复试题
08年填空，名词解释，简答题钻井：1、井身结构设计的内容a)确定套管的层数b)确定各层套管的下深c）确定套管尺寸与井眼尺寸的配合2、合理完井的要求①油、气层和井筒之间应保持最佳的连通条件，油、气层所受的损害最小；②油、气层和井筒之间应具有尽可能大的渗流面积，油、气入井的阻力最小；③应能有效地封隔油、气、水层，防止气窜或水窜，防止层间的相互干扰；④应能有效地控制油层出砂，防止井壁垮塌，确保油井长期生产；3、司钻法压井（定义）第一步（第一循环周）：在平衡地层压力的情况下循环排出受污染的钻井液。
第二步：加重钻井液，然后用加重后的钻井液循环压井（第二循环周）4、钻柱设计三种方法由方钻杆、钻杆、钻铤等基本钻具组成，并用配合接头连接起来的入井管串称为钻柱。
①确定钻铤长度Ｌc②从（钻铤）开始，由下而上确定钻杆可下长度③由管材规范、钢级计算Pw④计算允许的最大静拉负荷Pa⑤计算每段钻杆的许下深度，并决定实际的下入长度⑥下部钻柱进行抗外挤强度校核。
5、司钻性（名词解释）6、水力参数设计原理7、水力参数设计步骤（P165 ）(1)根据理论计算法或实测法，求得循环压耗系数m和n；(2)根据工程实际情况，选定最小排量。
8、钻井液流变参数在外力作用下，钻井液流动和变形的特性。
如钻井液的塑性粘度、动切力、表观粘度、有效粘度、静切力和触变性等性能都属流变性参数。
采油：1、采收率定义及影响因素采收率：可采储量与地质储量的比值。
2、压裂液分（前置液）（携砂液）（顶替液）3、水力压裂和酸压的增产机理压裂酸化:在高于岩石破裂压力下将酸注入地层，在地层内形成裂缝，通过酸液对裂缝壁面物质的不均匀溶蚀形成高导流能力的裂缝。
水力压裂:裂缝内的支撑剂阻止停泵后裂缝闭合，酸压一般不使用支撑剂，而是依靠酸液对裂缝壁面的不均匀刻蚀产生一定的导流能力。
4、5、水处理措施：水源不同，水质不同，水处理的工衣也就不同。
现场上常用的水质处理措施有以下几种。
（1）沉淀（2）过滤（3）杀菌（4）脱气（5）除油（6）曝晒。
石油工程油井钻井工程设计书
石油工程油井钻井工程设计书第一章一、基本数据1、井位：(1) 井口地理位置：(2) 构造位置(3) 井位坐标：井口O 纵X： 4 127 560.03m 横Y： 20 630 236.82m靶点A 纵X： 4 127 325.00m 横Y： 20 630 350.00m靶点B 纵X： 4 127 225.00m 横Y： 20 630 398.16m2、井别：生产井 (油藏评价斜井)3、设计垂深： 2370.00m，A靶垂深2125.00m，B靶垂深2265.00m，A～B靶间水平距离111.99m。
4、完钻层位：沙三上。
5、钻探目的：6、完钻原则：钻7、下套管原则：表层套管：(1)直径273.1mm 钢级J55 壁厚9.65mm 表层套管，预计下入深度300m，具体要求执行钻井工程设计。
(2)水泥返高：返至地面。
油层套管：(1)直径139.7mm 钢级N80 壁厚9.17mm 油层套管，阻流环下过相当于官2-斜2井2433.60～2480.50m上油层下含油水层以下20m，具体下入深度测井后由现河采油厂地质所确定。
(2)短套管：预计下入短套管2根，具体下入深度测井后确定。
(3)水泥返高：返至最上一层油气层、油水同层、含油水层顶界以上200m。
二、设计地质剖面1、设计井及依据井地层分层：地层名称设计井号依据井号界系统组段官2-斜22 官7-斜49 官2-斜2底垂深(m)厚度(m)底深(m)含油井段(m)底深(m)含油井段(m)新生界第四系更新统平原组275.00 275.00 未测274.00新近系上新统明化镇组960.00 685.00 972.00 962.00中新统馆组1395.0435.001387.01398.0古近渐新东营组1760.0365.001836.01794.00 沙河街组沙一段1990.0230.002052.02006.0沙二段2165.0175.002190.02170.0沙三上2370.0(未穿)205.002440.02352.0～2382.02481.02283.4～2480.5 沙三中2596.02522.6～2525.32511.0沙三下2742.02625.0～2630.8沙四上纯上亚段2833.0纯下亚段2922.0沙四下3008.0系统代表整合代表不整合代表假整合断层2、邻井测井及钻探成果：官7-斜49井井口位于设计井井口方位：149°距离：529m。
长北区块双分支井井身结构设计及井眼轨迹控制研究
二 、长 北 双 分 支 井 眼轨 迹 控 制
由于 该区块 地层 疏松 ，成岩 性差 ，井 壁稳定 性差 ，增斜 、稳 斜 困 难 ，井眼轨迹 控制难 度大 ，易漏 等特点 ， 所 以为保 证安全 、高效 施工 ， 井 身剖面 设计 为直 一增 一稳三 段制 中 曲率半径 水平 井 ，其 剖面 数据 见 表 ３。 表 ３ 长北 Ｃ Ｘ双 分支水平井井 身剖面 设计数据
１ ． 长北双 分支井直井 段轨迹控制 长 北区块 第一 口井 ，一开 １ ６ ” 钻 头用 的是钢 齿 ，效果 不 理想 ，跳 钻严 重 ，后来 逐步 改成镶 齿钻 头 。长 北 Ｃ Ｘ双分 支井 直井 段 一开 采用 ｌ ６” 镶 齿钻 头 钻至 井 深 ６ ８ ０ ． ０ ４ ｍ； 二开 为 ？ １ ２ — １ ／ ４” 井 眼 ，直 井段 长１ ６ ９ ３ ． ４ ， ６ ｍ，采 用大 排 量携 砂且 低钻 压 （ ６ — １ ０ ｔ ） 复 合钻 进 ，采用 Ｐ Ｄ Ｃ钻头仅 两趟钻 就钻至造 斜 点 ，大大地 提高 了机械 转速 ，平 均机械 钻 速为 １ ２ ． ３ ｍ ／ ｈ 。在双 分支水 平井 的钻探过 程 中，最重要 的就是 二开 钻 进 ，对整 个钻 井 周期 、成本 等多方 面具 有重 大的意 义 。二开钻 具组
作 业过程 中可 能 出现 的复 杂情 况 ，在尽 可能 的情况 下 ，应尽 量设 计钻 较 大尺寸 的分支井 眼。 因此 ，长 北区块 某井井身 结构采用 了 １ ６” 牙 轮钻头 ×１ ３ — ３ ／ ８” 表 层套管 ＋ １ ２ — １ ／ ￣” 组合 ，具体情 况如表 ｌ 所示 。 表 ｌ 长北 Ｃ Ｘ双分 支水平井 主要技术 指标
合 见表 ４ 。
Hale Waihona Puke 表 ４ 二开钻 具组合 套 管尺 寸的 确定 一般 由 内向外依 次进 行 ，首先 确定 中间套 管 的尺 寸 ，依 次 类推 ，知道 表 层套 管 的井 眼 尺寸 ，最 后 确 定导 管 的 尺寸 嘲。 间 隙值 最小 一般 在 ９ ． ５ — １ ２ ． ７ ａｍ 范 围 内 ，最 好为 １ ｒ ９ ｍ ｍ。Ｐ Ｄ Ｃ钻头 × ９ － ５ １ ８” 技 术套 管 ＋ Ｂ ８ － １ ／ ２” 牙 轮钻 头 Ｘ １ ｝ ７ ” 尾 管 ，其他 参数 见
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方位角：测点处正北方向至井眼方向 线在水平面投影线间夹角，度。
Ｎ fA
Ａ Ｏ
fB Ｂ
Ｅ
第 18 页
第一节 基本概念
一、轨迹的基本参数
方位变化率：方位角对பைடு நூலகம்深的变化率，即钻进单位井段，方
位角的变化，度/30米walk rate Ｎ
fB fA
Ｂ
K
Ｌ
B
A
Ｌ
B
A
Ａ Ｅ
Ｏ
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第一节 基本概念
第一节 基本概念
二、轨迹的计算参数
基本参数：测斜仪器在每个测点上测得参数（井深、井斜角和井斜方位角）。 计算参数：根据基本参数计算出来的参数。
(1)垂直深度，简称垂深； (2)水平投影长度，简称水平长度或平长； (3)水平位移，简称平移； (4)平移方位角； (5) N坐标和E坐标； (6)视平移，亦称投影位移； (7)井眼曲率，狗腿严重度、全角变化率。
第 21 页
第一节 基本概念
一、轨迹的基本参数
井斜方位角还可用“象限角”表 示。 “象限角”指井斜方位线与正 北方位线或正南方位线之间的夹角。 象限角在0～90度之间变化。
N67.5ºW读作由北向西偏了67.5º。
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第一节 基本概念
一、轨迹的基本参数
第 25 页
A Ｂ
Δα 表 示 。 AB 井 段 井 斜 角 增 量 为
Δα＝αB - αA 。
Ｂ
第 16 页
第一节 基本概念
一、轨迹的基本参数
井斜变化率 ：井斜角对井深的变化率，即钻过单位井深井斜角的
变化。度/30米(build rate,drop rate)
Ｏ
K
B
Ｌ
A
Ｌ
B
A
A
A
Ｂ
Ｂ 第 17 页
第 10 页
第一节 基本概念
一、轨迹的基本参数
所谓井眼轨迹，实指井眼轴线。 轨迹测量就是“测斜”。
目前常用的测斜方法并不是连 续测斜，而是每隔一定长度的 井段测一个点。这些井段被称 为“测段”，这些点被称 为“测点”。
Ａ点垂直井深 HA
Ｏ
Ａ点测量井深： D＝ＯＡ
A
Ａ点井斜角 A
第 11 页
第一节 基本概念
第一节 基本概念
一、轨迹的基本参数
(3)井斜方位角（Φ）：
某测点处的井眼方向线投影到水 平面上，称为井眼方位线，或井斜 方位线。以正北方位线为始边，顺 时针方向旋转到井眼方位线上所转 过的角度，即井眼方位角。注意， 正北方位线是指地理子午线沿正北 方向延伸的线段。所以正北方位线 和井眼方位线也都是有向线段，都 可以用矢量表示。井斜方位角的增 量是下测点的井斜方位角减去上测 点的井斜方位角：ΔΦ＝ΦB - ΦA
第五章 井眼轨道与井身轨迹设计
井眼轨道：是指在一口井钻进之前人们预想的该井井眼轴线形状。 井眼轨迹：是指一口已钻成的井的实际井眼轴线形状。
19世纪末 打直井 20世纪20年代末 直井防斜技术 20世纪30年代初 打定向井
定向井：是使井眼沿某一轨迹钻达预定目标的过程。 井斜控制：是使井眼按规定的限制条件钻进的过程，
第2页
第五章 井眼轨道与井身轨迹设计
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第五章 井眼轨道与井身轨迹设计
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第五章 井眼轨道与井身轨迹设计
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第五章 井眼轨道与井身轨迹设计
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第五章 井眼轨道与井身轨迹设计
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第五章 井眼轨道与井身轨迹设计
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第五章 井眼轨道与井身轨迹设计
第9页
第五章 井眼轨道与井身轨迹设计 第一节 基本概念
Ａ点垂直井深
表示，单位为米(m)。井深的增量称 为井段，以ΔDm表示。二测点之间
HA
的井段称为测段。一个测段的两个
Ａ点测量井深：
D＝ＯＡ A
测点中，井深小的称为上测点，井
深大的称为下测点。井深的增量总
是下测点井深减去上测点井深。
Ａ点井斜角 A
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第一节 基本概念
一、轨迹的基本参数
(2)井斜角（Inclination,Inc.）
一、轨迹的基本参数
井眼曲线的表示方法：
垂直平面（井斜平面） 与水平平面
N
OO
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第一节 基本概念
一、轨迹的基本参数
垂直平面上：
每一点的井深与空间井眼的井 深一样,每一点的井斜角与与空间 井眼对应的井斜角一致。（不是直 接投影）
O Δα
αA αB
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第一节 基本概念
一、轨迹的基本参数
而这些限制条件与井斜角＼偏离垂直方 向的水平距离或二者有关
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第五章 井眼轨道与井身轨迹设计
定向井的应用 (1)地面环境条件的限制：地面上的高山，湖泊，沼泽，河流， 沟壑，海洋，农田或重要的建筑物等； (2)地下地质条件的要求：增加油层穿越面积，提高产量和采收 率（水平井）；适应井下地质条件，节省钻井时间。对于 断层遮挡油藏，薄油层，侧钻井，多底井，分支井，大位 移井，侧钻水平井，径向水平井是定向井的新种类； (3)处理井下事故的特殊手段（救援井、侧钻井）。 (4)减小地面井场占用面积，节省投资（丛式井、多底井）。
水平面上：
为空间井眼的水平投影
S
N A A B B
E O
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第一节 基本概念
一、轨迹的基本参数
(1)井深（Dm），又称斜深：
测深 ：井口至测点处的井眼实长，米。
井深指井口(通常以转盘面为基
准)至测点的井眼长度，也有人称之
Ｏ
为斜深，国外称为测量井深
(Measure Depth)，井深常以字母Dm
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第一节 基本概念
一、轨迹的基本参数 需要注意的是，目前广泛使用的磁性测斜仪是以地球磁北方位为
基准的。磁北方位与正北方位并不重合而是有个夹角，称为磁偏角。 磁偏角又分为东磁偏角和西磁偏角。东磁偏角指磁北方位线在正北方 位线的东面，西磁偏角指磁北方位线在正北方位线的西面。用磁性测 斜仪测得的井斜方位角称为磁方位角。
一、轨迹的基本参数 注意“方向”与“方位”的区别。 方位线是水平面上的矢量，而方向线则是空间的矢量。只要 讲到方位、方位线、方位角，都是在某个水平面上；而方向和方 向线则是在三维空间内（当然也可能在水平面上）。井眼方向线 是指井眼轴线上某一点处井眼前进的方向线。该点的井眼方位线 则是该点井眼方向线在水平面上的投影。
井斜角 ：测点处井眼方向线（切线，
指前）与重力线间的夹角，度。
井斜角（α），单位为度：过井
Ｏ
眼轴线上某测点作井眼轴线的切线，
该切线向井眼前进方向延伸的部分
称为井眼方向线。井眼方向线与重
力线之间的夹角就是井斜角。显然，
A
井眼方向线与重力线都是有向线段。
井斜角表示了井眼轨迹在该测点处 倾斜的大小。井斜角的增量：以