ICS 75.020 NB E 13 中华人民共和国能源行业标准 NB/T 10252—2019 页岩气水平井钻井作业技术规范 Technical specification for drilling in shale gas horizontal wells 2020-05-01实施 2019-11-04发布 国家能源局 发布 NB/T10252—2019 目 次 前言 III 1 范围 规范性引用文件 2 3 井眼轨迹控制 3.1 井眼轨迹设计 3.2 数据测量及计算方法 3.3 钻具组合及钻进参数 3.4分段井眼轨迹控制 防碰作业 4.1 防碰扫描计算 4.2 防碰绕障作业 5水平段安全钻井 工程质量 6 7井控要求 7.1井场布局 7.2井控设备和配套 7.3钻开油气层前的准备和检查及验收 8健康、安全和环境管理（HSE）要求 NB/T10252—2019 前言 本标准按GB/T1.1一2009《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》给出的规则起草。 本标准由能源行业页岩气标准化委员会（NEA/TC26）提出并归口。 本标准起草单位：中国石油集团川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院、中石化江汉石油 工程有限公司、中国石油集团西南油气田分公司工程技术研究院、中国石油集团西南油气田分公司页 岩气研究院、陕西延长石油（集团）有限责任公司、中国石油集团川庆钻探工程有限公司川东钻探公 司、中国石油集团川庆钻探工程有限公司川西钻探公司。 本标准主要起草人：白璟、张德军、张斌、杨海平、杨兆亮、钟成旭、王涛、黄兵、胡军、 李伟、万夫磊、杨瑞帆、汪洋、曾敏、余鹏。 III NB/T10252—2019 页岩气水平井钻井作业技术规范 1范围 本标准规定了页岩气水平井丛式井组井眼轨迹控制，防碰作业，水平段安全钻井，工程质量，井 控要求，健康、安全和环境管理（HSE）要求。 本标准适用于页岩气水平井丛式井组的钻井作业。 2规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文 件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。 GB/T31033石油天然气钻井井控技术规范 NB/T14004.3 页岩气固井工程第3部分：质量监督及验收要求和方法 NB/T14010 页岩气丛式井组水平井安全钻井及井眼质量控制推荐做法 NB/T 14019 页岩气水平井钻井工程设计推荐作法 SY/T5087 硫化氢环境钻井场所作业安全规范 SY/T 5088 钻井井身质量控制规范 SY/T5225 石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程 SY/T5416 （所有部分）定向井测量仪器测量及检验 SY/T5619 定向井下部钻具组合设计方法 SY/T6276 石油天然气工业健康、安全与环境管理体系 SY/T 6332 定向井轨迹控制 SY/T6396 丛式井平台布置及井眼防碰技术要求 3井眼轨迹控制 3.1井眼轨迹设计 3.1.1水平段井眼轨迹方向设计应考虑地层最小主应力方向。 3.1.2每口井人窗点与井口在水平投影图上的连线不宜交叉。 3.1.3钻井设计时应收集已钻邻井井口坐标、井眼轨迹数据，核算各井深对应的防碰分离系数和井眼 中心距。 3.2数据测量及计算方法 3.2.1测斜仪器的选择应符合SY/T5416的规定，磁性测量仪器应通过标准无磁环境检验。 3.2.2应采用（随钻测量仪器）MWD或电子多点数据进行轨迹计算和防碰分析，邻井若无测斜数 据，应补测电子多点或陀螺。 3.2.3并眼轨迹计算应采用最小曲率法。 1 NB/T10252—2019 3.3钻具组合及钻进参数 3.3.1 钻具组合形式： 钻具的选用应符合SY/T5619的规定，推荐钻具组合形式如下： a）常规钻具组合：钻头+动力钻具+定向接头+无磁钻链（MWD）+扶正器+钻链+钻杆。 b）防碰绕障钻具组合：钻头+弯壳体动力钻具+定向接头+无磁钻链（MWD）+钻链+钻杆。 c）增斜或调整方位钻具组合： 1）钻头+弯壳体动力钻具+定向接头+无磁钻链[MWD/（MWD+GR)】+钻链+加重钻杆+ 震击器+钻杆； 2）钻头+旋转导向工具+无磁钻链[MWD/（MWD+GR)】+钻+加重钻杆+随钻震击器+ 钻杆。 d）水平段钻具组合： 1）钻头+弯壳体动力钻具+定向接头+无磁钻链（MWD+GR）+加重钻杆+随钻震击器+ 钻杆； 2）钻头+旋转导向工具+无磁钻（MWD+GR）+加重钻杆+随钻震击器+钻杆。 3.3.2 页岩地层弯壳体动力钻具复合钻进推荐转盘转速： a）弯壳体动力钻具弯度α>1.75°时，不宜复合钻进。 b）弯壳体动力钻具弯度1.5°<a≤1.75°时，复合钻进推荐转盘转速不大于40r/min。 c）弯壳体动力钻具弯度a≤1.5°时，复合钻进推荐转盘转速不大于80r/min。 3.4分段井眼轨迹控制 3.4.1直井段 3.4.1.1直井段井眼轨迹控制要求按SY/T6332执行。 3.4.1.2单钻机作业时同平台第2口井开始应采用MWD进行井眼轨迹随钻测量，双钻机作业时每口 井都应采用MWD进行井眼轨迹随钻测量，采集数据间隔不大于30m，防碰井段应加密。 3.4.1.3直井段结束时应具有井斜方位数据，数据采集间隔不大于100m。 3.4.2斜井段 3.4.2.1造斜钻进前对已钻井段投测电子多点获取井眼轨迹数据，采集数据间隔不大于30m。 3.4.2.2造斜段开始应采用自然伽马（GR）进行随钻测量。 3.4.2.3按已钻井段实钻井眼轨迹数据修正下部井眼轨迹。 3.4.2.4根据设计造斜率、地层造斜能力选择弯壳体动力钻具或旋转导向工具。 3.4.3水平井段 3.4.3.1 水平段应采用自然伽马（GR）进行地质导向钻进。 3.4.3.2根据自然伽马（GR）测井数据、地质录井资料进行分析，及时修正地质导向模型。 4防碰作业 4.1防碰扫描计算 4.1.1 各井井深应修正到统一基准面上，使用网格方位角进行防碰扫描计算。 4.1.2买 采用最近空间距离扫描法搜索最近空间距离。 2 NB/T10252—2019 4.2防碰绕障作业 4.2.1达到防碰绕障作业条件的井间距或分离系数按照NB/T14010执行。 4.2.2防碰绕障作业期间钻具组合中无磁钻具、测量仪器的使用要求按照SY/T5619执行。 4.2.3防碰井段施工技术要求按照SY/T6396执行。 4.2.4应采用牙轮钻头进行防碰绕障作业，记录监测钻井参数及扭矩、钻时的变化情况。 4.2.5磁场强度变化值超过当地标准值的土5%时，应停钻分析原因；若判断有磁干扰时，应采用陀 螺仪或重力高边进行防碰绕障作业。 4.2.6防碰期间应根据测量数据预测200m待钻并段与邻并的趋势。 5水平段安全钻井 5.14 钻进过程中上提下放钻具时，全程保持钻进排量循环，有条件时保持钻具转动，每钻完一立柱 宜循环并拉划井眼一次以上。 5.2根据井下摩阻和钻时变化每钻进300m～500m短程起下钻一次。 5.3钻进过程中遇不明原因的钻速明显变化、扭矩增大、上提下放摩阻增加、振动筛出口有垮塌物 等异常情况时，停止钻进并循环观察。 5.4循环时应活动钻具，禁止定点循环。 5.5水平段钻进应观察与判断岩屑返出情况。 5.6水平段钻进期间，离心机运行时间宜大于纯钻时间的80%，除砂器、除泥器、振动筛使用时间 应为100%，应选择不小于200目的振动筛筛布。 5.7Φ215.9mm井眼钻进排量30L/s～35L/s，复合钻进时转盘转速60r/min～120r/min，钻压100kN～ 160kN。 5.8钻遇以下异常情况时应立即停止钻进，保持钻进参数循环一周半以上，调整钻井液性能，在返 出岩屑较少后进行一次短程起下钻。 a）不明原因的钻速明显变慢。 b）扭矩、摩阻明显增加。 c）返砂量异常。 d）掉块增多。 5.9水平段钻遇破碎带、漏层等复杂地层时，应控时钻进，每钻进3m～5m划眼检验井眼是否通畅。 5.10出现阻卡严重等明显卡钻风险，或井漏严重、井漏频繁等需进行堵漏时，不应使用旋转导向工具。 6工程质量 并身质量除按NB/T14010、SY/T5088要求执行外，还应满足下列要求： a）完钻电测连续测斜距离读值不超过25m，特殊情况加密测斜。 b）固井质量满足NB/T14004.3的要求。 c）全井泥页岩取心收获率不少于80%，目的层取心率不少于90%（不含破碎带）。泥页岩岩心直 径应不小于60mm。 3 NB/T10252—2019 7并控要求 7.1井场布局 7.1.1丛式井组井口间距宜不小于5m，双排丛式井单钻机作业排间距宜不小于9m，双排丛式井双钻 机同时作业排间距宜不小于30m，井场受限排间距不小于28m。 7.1.2应有放喷管线接出通道，可只接出一条放喷管线。 7.1.3在主放喷口修建燃烧池，燃烧池长×宽×高为7m×4m×3m，正对燃烧筒的墙厚0.5m，其 余墙厚0.25m，内层采用防火砖修建。 7.1.4燃烧池附近修建一个集液池，如残液能自流至集液池，集液池为容积10m²，否则为20m。 7.1.5内防喷管线可采用不低于防喷器压力等级的高压耐火软管。 7.1.6丛式井平台布置其他要求应满足SY/T6396的要求。 7.2天 井控设备和配套 7.2.1井口设备压力等级应考虑压裂施工作业。 7.2.2钻井井口防喷器宜采用“环形防喷器+双闸板防喷器+钻井单四通”的组合，单四通可按上四 通位置安装。 7.2.3钻具内防喷工具、液面监测报警装置及其他井控监测仪器仪表、钻井液处理装置和灌注装置的 配备应满足GB/T31033的要求