您所在位置： &
&nbsp&&nbsp&nbsp&&nbsp
加强油气层保护和提高固井质量的途径.doc 40页
本文档一共被下载：
次 ,您可全文免费在线阅读后下载本文档。
下载提示
1.本站不保证该用户上传的文档完整性，不预览、不比对内容而直接下载产生的反悔问题本站不予受理。
2.该文档所得收入(下载+内容+预览三)归上传者、原创者。
3.登录后可充值，立即自动返金币，充值渠道很便利
需要金币：150 &&
你可能关注的文档：
··········
··········
加强油气层保护和
提高固井质量的途径
中原石油勘探局钻井处
二○○二年十二月
加强油气层保护的途径·····························353
屏蔽暂堵技术································353
聚合醇钻井液技术····························362
正电胶钻井完井液技术························362
保护油气层射孔液技术························364
钻井液检测技术······························366
（六） 地层压力检测技术和近平衡压力钻井技术·········366
中原油田保护油气层下一步工作方向·················367
中原油田提高固井质量的途径·······················369
中原油田地质特点····························369
中原油田固井简介····························371
固井工艺技术措施····························371
进一步提高固井质量的方向和建议···················385
存在问题····································385
努力方向····································386
建议········································387
为了提高中原油田勘探开发的效率，确保油田的原油上产，近几年来，钻井系统在有效地保护油气层和提高固井质量方面进行了不断的探索，并取得了一定的成效。
一、加强油气层保护的途径
屏蔽暂堵技术
目前，对钻井液保护油气层的方法有多种，其中施工最简单、最经济的方法就是屏蔽暂堵技术。屏蔽暂堵保护油气层技术在江汉、华北、胜利、新疆等油田进行了大面积推广应用，并取得了显著的效果。1997年屏蔽暂堵保护油气层技术由钻井工程技术研究院在局科技处立项，经过四年室内研究和现场初步应用，深入地研究了钻井液污染储层的机理，在科学地筛选油气层保护剂和分析试验数据的基础上，建立了适合中原油田几个主要区块储层特征的屏蔽暂堵方案，初步解决了当前中原油田钻井液屏蔽暂堵保护油气层技术存在的难题。
室内研究和现场应用效果表明，针对不同的产层、不同的区块，通过对钻井液进行屏蔽暂堵技术的改进，地层伤害率&15%，岩心渗透率恢复值&85%，并能保证钻井施工顺利进行。
屏蔽暂堵技术是用钻井液中已有固相粒子对油气层的堵塞规律，分析钻井液中固相粒子分布，根据需要人为地加入一些粒径合理的架桥粒子、填充粒子和变形粒子，钻井过程中利用钻井液液柱压力与地层孔隙压力差（为正压差，一般不小于3Mpa），在很短的时间内在井壁附近形成一个致密的屏蔽堵塞环，阻止有害的固相和液体进入产层内部，防止钻井液完井液对地层造成深度伤害。最后采用射孔或利用地层压力击穿屏蔽环，使地层的渗透率得到恢复，从而达到保护油气层的目的。
该技术是根据各区块储层不同的物理化学性质、喉道半径、孔隙度和渗透率及地层原生水成分的差异，采用不同的钻井液体系进行钻井施工。如果不考虑地层的特性，盲目使用暂堵剂，不但起不到暂堵保护作用，反而会增大钻井液固相的负作用或加剧对油气层的损害，故暂堵剂的粒度是否与储层喉道直径相匹配以及药品的硬度和解堵的可能性是屏蔽暂堵技术成功的关键之处。只有分区块的对储层特征进行分析，综合评价，选择出不同粒度、不同软化点的、既可酸溶又可油溶的油气层保护剂对钻井液和完井液进行改造，才能够取得良好的油气层保护效果，避免工作中的盲目性和经验性，把油气层保护工作推到更高更新的水平。
屏蔽暂堵保护油气层的技术特点
1)针对储层的孔喉直径分布与钻井液固相粒子级配之间的关系进行研究，与钻井液类型、储层的其他特性无关；
2)压差的影响有利于屏蔽暂堵技术的形成，在一定程度下，压差越大，效果越好；
3)软化粒子的软化温度与储层温度相吻合，相差越小，效果越好；
4)屏蔽暂堵后的井壁几乎不受钻井液浸泡时间的影响；
5)屏蔽暂堵后可以免除或减轻固井施工中的水泥浆对储层的损害；
6)屏蔽暂堵技术对改善泥浆的性能，疏松井壁的稳定，保持井径的规则，防止小量的渗漏都有好处；
7)在多个产层的条件下，屏蔽暂堵技术可解决不同物性及分布范围广而能有效屏蔽的问题。
屏蔽暂堵保护油气层室内及现场应用
每进行一口井的钻井液屏蔽暂堵施工，都要针对储层的物性进行配方实验，避免施工的盲目性，实验中的岩芯均采用邻井同层位的岩
正在加载中，请稍后...和“火成岩储层”相关的论文
火成岩储层
按照成岩方式—化学成分—结构＋矿物等岩性三级分类原则,识别出5大类23种岩性;根据火成岩的结构、构造和特征岩性,将岩相划分为6相16亚相;按成因将火成岩储集空间分为7种类型9种亚类。通过研究认为岩性、岩相是影响火成岩储层储集性能乃至含油气性的主要因素。火成岩油气成藏的主控因素为烃源岩、储层、构造运动;成藏模式有构造成藏模式、岩性成藏模式、构造—岩性成藏模式3种。通过对火成岩岩性、岩相、储层、成藏的研究,为辽河盆地东部凹陷今后的勘探部署奠定了良好的基础。
1虚拟岩石物理研究进展-朱伟,单蕊/石油地球物理勘探,）2北大港潜山带翼部成藏特点及勘探前景-朱梓强,卢刚臣,李玉海等/石油地球物理勘探,）3地震反演技术回顾与展望-撒利明,杨午阳,姚逢昌等/石油地球物理勘探,）4火成岩储层勘探现状、基本特征及预测技术综述-李军,张军华,韩双等/石油地球物理勘探,）5国外致密油勘探开发新进展及借鉴意义-张君峰,毕海滨,许浩等/石油学报,）
辽河东部凹陷火成岩油气藏具有地下地质条件复杂、岩性和岩相变化快、储层物性变化大及地震反射特征复杂等特点.对辽河东部凹陷火成岩储层构造特征系统研究后认为,火成岩主要受控于中部驾掌寺—界西走滑断裂系,并沿大断裂形成南北对称分布,主要发育多旋回喷出型火成岩和层状侵入型火成岩.针对这些特点,充分应用火成岩地震反射特征识别、波阻抗反演以及时间切片等技术发现和落实了红星喷出型和于楼侵入型等多个火成岩体,并采用火成岩旋回划分、波形聚类属性以及优势储层地震反演等技术对火成岩体相带和有利储层分布进行了划分和预测,形成了一套火成岩识别评价技术系列.该技术系列指导了辽河东部凹陷及外围陆家堡凹陷火成岩的勘探,并可为其他油区火成岩油气藏勘探提供借鉴.
《世界典型火成岩油气藏储层》一书系南中国石油勘探开发研究院西北分院组织编写，由石油工业出版社于近期出版印刷。本书系地震储层学系列丛书之一，南卫平生、潘建国、谭开俊、张虎权、曲永强等编著。本书对世界上已发现的典型火成岩油气藏储层进行了分析，提出了火成岩储层双成㈥分类方案，并总结了不同类型的火成岩储层基本特征、储层分布及影响因素：
《世界典型火成岩油气藏储层》一书系由中国石油勘探开发研究院西北分院组织编写,由石油工业出版社于近期出版印刷。本书系地震储层学系列丛书之一,由卫平生、潘建国、谭开俊、张虎权、曲永强等编著。本书对世界上已发现的典型火成岩油气藏储层进行了分析,提出了火成岩储层双成因分类方案,并总结了不同类型的火成岩储层基本特征、储层分布及影响因素。
在岩心描述、薄片鉴定及地球化学分析等手段的基础之上,对研究区中、基性火成岩的岩性及岩相特征进行了分析研究,研究表明,研究区营城组发育有熔岩、火山碎屑岩和次火成岩3类火成岩.熔岩可分为基性熔岩、中基性熔岩及中性熔岩三类,火山碎屑岩根据中性、基性进一步划分为6种岩石类型,次火成岩主要发育基性次火成岩,可分为次辉绿玢岩和次辉绿岩两类.区内火成岩主要分为火山通道相、侵出相、爆发相、喷溢相和火山沉积相5种岩相.对研究区营城组火成岩剖面相、平面相进行了研究,为下一步火成岩储层的研究提供了依据.
依据辽河盆地东部凹陷40口代表性探井的物性测试、含油产状及试油结果等资料，综合运用经验系数法、最小含油喉道半径法、含油产状法和试油法确定研究区有效储层物性下限，并对适用于研究区火成岩的储层分类标准进行研究。结果表明：当孔隙度小于3％或者渗透率小于0．03×10^-3μm^2时，通常不会形成工业或低产油气层，据此将这两个物性数值定为火成岩有效储层的孔隙度和渗透率下限；根据孔隙度、渗透率、含油产状和试油结果等参数将火成岩储层标准划分为4类，分别为高孔高渗（I类）、较高孔较高渗（Ⅱ类）、中孔中渗（Ⅲ类）和低孔低渗（Ⅳ类）；所确定的储层物性下限和分类指标能够客观反映火成岩储集层的特征，有利于研究区的油气勘探和资源评价。
为了解决各向异性下的流体识别问题,将纵波各向异性裂缝预测以及Russell的流体因子融合到直角坐标系中,提出了一种能够同时检测裂缝发育情况以及流体性质的新的裂缝流体因子（Factor of Fluid-filled Fracture,FFF）,并通过一组岩性参数检验了裂缝流体因子在裂缝预测及流体识别中的有效性.在理论研究的基础上,选取松辽盆地某地区的火成岩裂缝及流体识别研究为应用实例.通过与测井流体及裂缝信息的对比验证,裂缝流体因子能够较为准确地预测研究区裂缝和流体的分布情况,且裂缝流体因子在单井上的计算结果与单井含气饱和度吻合度较高.此外,根据实际应用效果,指出裂缝流体因子在应用中的局限性：裂缝流体因子在平面成图时受地层厚度影响较大,且无法预测裂缝方向.
长岭断陷深层天然气资源主要存在于营城组火成岩储层中，但由于长岭断陷的火成岩岩性复杂，计算储层渗透率尚无定量计算方法，本文结合岩心实验分析数据、采用了斯通滤波流动指数、核磁测井计算储层的渗透率。实际资料处理结果表明，在井径扩径的情况下利用斯通滤波测井资料计算储层渗透率具有一定的优越性，从而为储层物性渗透性分析提供重要的基础数据。
基于41口钻井3555m辉绿岩井段测录井、岩心岩屑和560km。三维地震资料，通过86件岩石薄片鉴定，建立地质属性～测井／地震响应关系，研究辽河盆地东部凹陷辉绿岩的岩性、岩相和测井识别特征，实现钻井约束一地震填图，探索辉绿岩的空间分布与成藏规律。辉绿岩具全晶质似斑状结构，斑晶为斜长石和单斜辉石，有效储集空间以次生溶蚀孔缝为主。辉绿岩可分为中心和边缘两类亚相，其中有利储层主要发育在边缘亚相。测井特征呈现高阻、低声波时差的平滑或微齿化曲线，地震反射特征为强振幅、中一低频、同相轴连续性较好。纵向上辉绿岩主要分布在沙河街组三段（沙三段）和沙河街组一段（沙一段），岩体存在顺层和穿层两种原始侵入产状，以及碟状与断块两种后期改造形式。辉绿岩的分布受主干走滑断裂（驾掌寺和驾东断裂）控制，有单侧和双侧两种侵入方式，侵入距离为m（平均为2572m），岩体厚度为49—165m（平均为112m）。通常辉绿岩体积越大，其上覆地层厚度越大。辉绿岩侵入时代为东营组晚期，是火山一热液作用的产物，流体一围岩相互作用形成的次生溶蚀孔隙是辉绿岩油气成藏的关键因素，“顶面成藏”是辉绿岩的主要成藏规律。
金月芽期刊网 2017[转载]英买41井完井总结
一、工程、地质简况
英买41井是塔北隆起轮台凸起西部英买32潜山构造带英买41号潜山圈闭的一口预探井,位于新疆维吾尔自治区阿克苏地区新和县境内,北西西方向距英买11井1.27公里,北西方向距英买34井4.74公里。英买41井由塔里木第三勘探公司7014钻井队承担钻井施工;
塔里木第三勘探公司泥浆分公司承担泥浆技术服务;巴州中油阳光天然气科技有限公司录井4分队
提供地质录井工作。英买41井于日0:00开钻,至日23:45
完钻井深5550米,钻井周期113天23小时45分.。日13:30完成了全部钻井工程任务,完井周期130天8小时30分。
英买41井于日0:00采用171/2"GA114钻头，坂土-聚合物钻井液体系预制水化后一开钻进，钻至井深126.56m以后改用16"钻头，采用钟摆钻具组合，于6月29日3:30钻至一开设计井深1799.0m进入一开中完阶段。在中完期间，顺利完成/8"套管的下入和固井施工作业，按设计对井控设备和133/8"套管的试压作业，以及钻水泥塞和133/8"套管附件的施工，于7月4日21:00一开中完结束。本井一开钻进用时12.15天，中完用时5.72天，合计：17.87天。设计一开8天，中完5天，合计13天，超设计4.87天。
二开于7月4日21:00采用121/4"PDC钻头＋脉冲接头+直螺杆钟摆钻具组合开钻，钻进至井深1820.0m做地破试验，井浆密度1.30g/cm3，力压18Mpa，求得当量密度2.25g/cm3。自井深2800.0m开始调整钻井液性能，相对密度提至1.72g/cm3，至井深3000.0m将钻井液体系转换为聚磺体系，顺利钻穿康村组高压盐水层。7月19日18:30钻至井深3623.0m起钻将直螺杆甩掉，在钻至井深3930.0m时起钻至套管鞋，对下部裸眼井段进行承压试验（钻井液相对密度1.72g/cm3，井口立压7Mpa，当量钻井液密度1.90g/cm3）。承压成功后边钻边转换钻井液体系，至井深4005.0m将钻井液体系转换为欠饱和聚磺盐水体系。至8月21日19:00钻达井深4868.0m二开钻进完。期间，发生井漏3次（后有详述）。在8月21日19:00至9月12日12:45中完期间，顺利完成3/4"+95/8")套管的下入。在准备一级固井施工前循环钻井液时，发生井漏（后有详述），采取堵漏措施后，经勘探事业部同意一级强行固井，二级固井施工正常。按设计对井控设备和(103/4"+95/8")套管的试压作业，以及钻水泥塞和(103/4"+95/8")套管附件的施工，于9月12日12:45二开中完结束。本井二开钻进用时47.92天，中完用时21.74天，合计：69.66天。设计二开80天，中完12天，合计92天，比设计提前22.34天。
三开前将钻井液密度降至设计范围内后于9月12日12:45采用81/2"PDC钻头钟摆钻具组合开钻，钻进至井深4873.91m做地破试验，井浆密度1.25g/cm3，力压20Mpa，求得当量密度1.66g/cm3。收获率71.2%。至10月8日23:45依据勘探事业部通知钻达井深5550.0m三开钻进结束，至此该井完钻。期间，发生井漏2次（后有详述）。
在10月11日18:05当MDT测井测至井深5284.38m时，上提电缆42-45KN多次无效，发生电缆吸附卡死，经过穿心打捞于10月13日15:00解卡，恢复MDT测井作业。10月17日3:15电测完等下步措施，于10月29日13:30打塞结束完井。本井三开钻进用时26.46天，中完用时20.57天（包括101:00中测时间），用时合计47.03天。设计三开35天，中完15天，合计50天，比设计提前2.97天。
二、钻井液使用情况
2．1分段钻井液体系及配方
2.1.1一开井段（0～1799m）膨润土钻井液――聚合物钻井液
基本配方：淡水+8～10％膨润土+0.3％Na2CO3
2.1.2二开井段（.00m）聚合物钻井液-－聚磺――KCL-欠饱和盐水钻井液
基本配方：
一开基浆+0.1～0.2%NaOH+0.3～1.2%MC-2
+0.3～0.8%K-PAM+0.8～3.2%JYP
2.1.3三开井段（55.00m）聚磺钻井液
基本配方：5%膨润土+0.1～0.3%Na2CO3+0.5～1.2%JYP+0.5～0.8%K-PAM+0.5～0.8%
MC-2+2～3%SHC-1+2～4%smp-1+1.5～3%SPNH+1.5～3.5%DJ-1+0.5～1.0%HLP-1;进入目的层前100m，补充加入2～3%QS-2、0.75～1%FB-2、1％DF-1转化为聚磺屏蔽暂堵钻井液。
2.2分段钻井液维护处理要点
2.2.1一开井段（0～1799m）
a开钻前仔细检查钻井液循环系统、加重系统、固控系统、钻井液储备系统，保证满足钻井需要。
b该井井眼较大，钻遇地层为第四系，主要为粘土、砂砾岩，钻井液主要以携带岩屑、防漏、稳定井壁、确保安全钻进为目标。
c开钻前配备膨润土浆150m3，淡水+8～10％膨润土+0.3％Na2CO3预水化24h备用。
d钻进中以配方0.1％NaOH+0.5～1.0%CMC-HV胶液进行维护处理。
e一开井段钻完后适当将粘切提高，保证了表层套管顺利的下到井底。
A本段易发生的复杂情况
a在井深1400m库车组有盐水层存在，井深1600m有浅气层。
b在井深1600m前由于粉砂岩和砂质粘土的存在，地层疏松、
渗透性强易形成厚泥饼从而导致短起下钻阻卡严重的情况。
a在井深1300m必须将泥浆密度提至1.25g/cm3以上。
b井段300-1600m井段，保证钻井液具有良好抑制包被能力和流动性,控制失水量在5-8ml。并根据泥浆量消耗和起下钻阻卡情况在降低失水的同时适当加入封堵材料。
c钻完1800m进尺进行长距离起钻后，在振动筛返砂减少后用循环法对井底至1000m井段打封闭，封闭浆要求具有良好的润滑性、悬浮稳定性、低失水及强封堵能力，以保证下套管作业的安全顺利进行。
2.2.2二开井段（m）
a将一开钻井液用配方0.1％NaOH+0.8%JYP+0.3%MC-2+0.3%KPAM复配胶液进行调整，把性能调整到二开设计要求。
b钻进中按循环周补充K-PAM与FT-I复配胶液，增加钻井液的携带悬浮能力和抑制性。在开泵和起下钻中，要平稳操作，防止井漏、井壁坍塌、卡钻等复杂情况。
c3000m后增大FT-1、K-PAM用量，进一步提高钻井液的抑制能力。4004米转化KCL-浅饱和盐聚磺体系,把泥浆密度提至1.80g/cm3.
d钻进中全部启动四级固控设备。使振动筛、除砂器、除泥器等与钻井泵同步运转，及时清除钻屑和有害固相，严格控制钻井液中的劣质固相含量，防止井壁形成厚泥饼。
e完钻后适当提高粘切，保证了技术套管顺利地下到井底。
A本段易发生的复杂情况
a井段m聚合物泥浆和聚磺泥浆，泥包钻头问题。
b井深3000m转化为聚磺体系后，泥浆流变性和粘、切，失水难以控制。康村组高压盐水层。
c井深4100m后钻遇褐色泥岩、膏质泥岩、白色石膏岩层，中硬褐色泥岩跨塌、导致蹩钻问题。膏质泥岩、白色石膏岩、盐岩层蠕变缩径引起的卡钻问题。
d井深m钻至古近系底部细砂岩段易发生渗透性漏失问题。
a井段m采用低密度聚合物泥浆体系期间，防泥包措施主要以加强固控设备的管理使用和合理调整大、中、小分子聚合物的使用，加强大分子聚合物的抑制包被能力，控制良好的流变性能来实现。其中离心机使用达到80%以上，振动筛筛布使用80-150目。井段m泥浆已开始加重和转化为聚磺钻井液体系，此时用控制流变性和大分子聚合物防止钻头泥包已不现实，应配合使用清洁剂、润滑剂和沥青类防塌剂及其他封堵材料。
b井深3000m泥浆转化为聚磺体系后，流变性、粘切，失水的控制。泥浆处理主要以抗高温降失水剂SMP-1、SMP-2、SPNH、SHC-1、SPC碱性胶液为主，必须适当配合大分子聚合物，必要时加入LV-CMC，控制泥浆PH值在9-10之间。井深3000m将密度提高到1.65
g/cm3以上,就可以压住康村组高压盐水层。
c对于井深4100m后钻遇褐色泥岩、膏质泥岩、白色石膏岩层，中硬褐色泥岩跨塌、导致蹩钻问题的解决可以通过降低失水、加入沥青类及其它封堵材料和提高泥浆密度来解决。但是在有些情况下以上工作都做了仍解决不了跨塌，其原因可能是地层中的石膏、盐溶解后中硬褐色泥岩失去支撑而跨塌。在这种情况下只好使泥浆具有一定的粘、切来将跨塌物悬浮和及时带出为宜，漏斗粘度大于50秒、静切力2-5/7-10Pa。
d井深m钻至古近系底部细砂岩段易发生渗透性漏失问题的防止和解决。只要井下正常就不要再提高密度，从而达到防止井漏的目地。井漏一旦发生后，发现漏失立即停泵起钻至套管鞋,起钻时准备配制堵漏泥浆，堵漏泥浆配制中加入随钻堵漏剂SQD-98细、SQD-98中粗、DF-1、XY-1、XY-2、LR-999其总浓度为25-35%。下钻到底后注入25-30方堵漏泥浆，并送入井底起钻至套鞋，然后按本井需要的最高当量密度要求进行关井承压试验，半小时压降小于0.5MPa为合格。
2.2.3三开井段（m）
a将二开钻井液用胶液进行处理，按配方提示加入各种处理剂，调整至设计性能。钻进中及时补充聚合物胶液，均匀地维护钻井液，保持了钻井液的抑制性和失水造壁性。
b在渗透好的层段钻进中加入QS-2进行封堵，并加入降低失水剂，保持API中压失水小于5.0ml，使钻井液性能符合设计各井段要求。
c大中小分子量聚合物复配使用，提高泥饼质量，进一步稳固井壁。
d钻进过程中，注意观察井口返浆情况、振动筛上的岩屑返出、岩屑的形状变化，在工程设计范围内尽量及时提高钻井液的密度，最大限度地保持井壁稳定。
e正常维护及处理钻井液时，处理剂按比例配成胶液加入，防止了钻井液性能大幅度波动。
f进入目的层前100m，加入超细碳酸钙QS-2、DF-1等油层保护材料，钻井液密度走设计下限。
g起钻灌好钻井液，防止抽吸井喷或其它复杂情况发生。
h完钻前，适当提高其粘切，并加入润滑材料，保证钻井液有足够的携带悬浮能力和良好的润滑性，为电测顺利创造了良好的条件，完井电测一次成功。
三、井下复杂事故发生经过、处理措施及原因分析
3.1卡钻事故：
事故发生经过：日17:30钻进至井深1323.0m，发现相对密度由1.27↓1.23
g/cm3，粘度由43↑73s，氯根由538↑17000mg/l。21日0:10循环加重处理钻井液，至7:30钻进至井深:00循环-10:30短起至井深1286.5m遇卡，上提悬重1100KN,下放悬重至200KN（原悬重880KN），多次活动钻具无效，钻具卡死。
钻具组合：16"MS1953SS+730×NC610+9"DC×2根＋16"螺扶＋9"DC×1根＋16"螺扶+NC560×NC611+8"DC×14根＋8"随钻震击器＋8"DC×3根+NC561×410+5"加重钻杆15根+5"DP。钻头位置：1286.5m
处理过程：
泡解卡剂：6月21日13:30配解卡剂20m3－14:00注入解卡剂13.5m3，相对密度1.30
g/cm3，粘度100s，替钻井液11m3，排量19l/s，泵压4MPa－22日1:30浸泡活动钻具，活动范围（KN），每30min顶替钻井液0.5m3，泡解卡剂无效。
地面震击：6月22日2:00接地面震击器震击，震击器工作8次后失效，工作吨位为80t－3:30接第2根地面震击器震击，试工作1次，工作吨位为70t。
-3:45开始排解卡剂，5:00排完，－8:00循环处理钻井液，-11:45循环处理钻井液，配解卡剂30
g/cm3，-12:20注入解卡剂23.2g/cm3（相对密度1.26g/cm3，粘度53s），泵压3.5
MPa，-3:00泡解卡剂（井段6.51m），同时用地面震击器震击，震击吨位70t，共震击55次，无效。
爆炸松扣：6月23日12:00爆炸松扣准备-12:30下爆炸索-13:10上提悬重至1000KN，施加反扭矩3.5圈未倒开，-13:40起爆炸索（雷管未起爆）-14:10爆炸松扣准备-14:40下爆炸索-14:50上提悬重至1000KN，施加反扭矩3.5圈，爆炸松扣成功，松扣井深:1246.0m，悬重750KN-15:10起爆炸索-20:00起钻，落鱼总长40.21m。落鱼结构：16"MS1953SS×0.56m+730×NC610×0.60m+9"DC×2根×17.31m+16"螺扶×2.05m+9"DC×1根*8.81m+16"螺扶×1.95m+NC560×NC611×0.46m+8"DC×1根×8.47m，鱼顶深度1246.29m。
套铣：6月23日22:30下钻通井至井深1110.0m遇阻（下入16"GA114三牙轮钻头，新度100%），24日4:20划眼至井深1246.29m，-10:30循环处理钻井液，-15:10起钻（起出16"GA114三牙轮钻头，新度80%），-19:00组合133/8"套铣管柱（下入133/8"铣鞋），-22:00下钻至井深1246.29m，-22:30套铣（井段:5.89m），25日1:20循环处理钻井液，-4:20起钻，起出133/8"铣鞋。
震击器震击：6月25日8:00组合震击管柱（下入对扣接头、超级震击器加加速器），9:40下钻至井深1246.29m，-9:50对扣，转盘正转上扣5圈，回转5圈，上提悬重至1500KN，悬重未降，对扣成功，-10:10上提悬重至1700KN（原悬重800KN），超级震击器震击9次，悬重由KN解卡，事故解除，时间损失95:40。
原因分析：由于防止盐水侵和浅气层，将钻井液密度提到1.30g/cm3，压差增大，井壁泥饼增厚，加之钻井液净化差，未除净的细砂子大量粘附在井壁上，导致井眼缩径，起钻中挂卡上下活动钻具时，上击器起动震击，将钻具卡死。通过这次事故，大家认识到：在下步的工作中，要加强钻井液的净化，维护好钻井液的性能，精心操作，防止事故的发生，做到安全生产。
3.2井漏复杂：&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&
3.2.1第一次井漏
基本数据:层位：N1j;井深：4548.90m;钻时：8.0m钻时分别为29、28、21min/m，4548.90m钻时为17min/m;岩性：7.0m岩性为褐色泥岩，8.90m为褐色含膏泥岩;钻井液性能：相对密度1.79g/cm3，粘度62s;工程参数：立管压力19.60↓18.34Mpa，排量31.2
发生经过：日21:38钻进至井深4548.90m，立压由19.6↓18.34Mpa，井口失返，至21:43上提钻具、停泵，共计漏失钻井液3.50m3，漏速42.0m3/h。
处理过程：日21:43至8月8日0:00吊灌起钻至井深3700.0m时，井口返浆，漏失钻井液23.75m3，累计漏失27.25m3。8月8日0:00-2:00循环观察，立管压力15.35-19.46Mpa，排量33.14-33.75
l/s，钻井液漏失4.90m3，漏速2.45m3/h，累计漏失32.15m3。2:00-5:00下钻至井底，钻井液漏失0.52m3，漏速0.17m3/h，累计漏失32.67m3。5:00-5:10钻至井深4548.91m，井口失返，立管压力19.45-19.78Mpa，排量30.88-31.2
l/s，至5:15停泵，上提钻具，钻井液漏失2.32m3，漏速27.90m3/h，累计漏失34.99m3。5:15-16:30吊灌起出钻台面，漏失钻井液15.89m3,
漏速1.41m3/h，累计漏失50.88m3。8月8日16:30至8月9日2:30换钻头（下入311.1mmHJ517G三牙轮钻头）甩掉扶正器，下钻至井深4540.0m，漏失钻井液2.15m3，漏速0.22m3/h，累计漏失53.03m3。8月9日2:30-15:45循环钻井液，配制堵漏钻井液60m3。15:45-16:30泵入堵漏钻井液42m3，堵漏成功，恢复钻进。
堵漏钻井液的配方：55m3钻井液+4%
SLD-1(2.2t)+6%SQD-98(中粗)3.3t＋4%SQD-98(细)2.2t
+2%云母1.1t+3%核桃壳（细）1.65t+
5%核桃壳（中粗）2.75t+2%锯末1.1t，配制的浓度为26%。井内钻井液的性能为：相对密度:1.79g/cm3，FV:62s，PV:38mPa.s，YP:6.5Pa，切力:2.5/11.5Pa，API
FL/CAKE: 4.8ml/0.5mm，搬土含量:34.5g/l，PH:9，Kf:0.047，固相含量:
28％，HTHP失水/泥饼:10/1.0，含砂量:0.2%，Cl:80000mg/l。此次处理井下复杂情况由日21:38发生井漏，至8月9日16:30恢复钻进，共计用时42:52，累计漏失钻井液53.03m3。
井漏原因分析：本井根据地质设计在4590.0m有一条逆断层，由于本井康村组设计的底界深度为3845.0m，实钻为3802.0m(录井数据)，比设计提前43.0m，所以本井逆断层可能提前，故此次井漏原因为钻遇逆断层所致。&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&
3.2.2第二次井漏&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&
基本数据：层位：N1j;井深：4635.70m;钻时：5.0m钻时分别为74、60、43min/m，4635.70m钻时为19min/m;岩性：5.0m岩性为褐色泥岩，5.70m为褐灰色泥质粉砂岩
钻井液性能：相对密度1.78g/cm3，粘度61s;工程参数：立管压力19.60Mpa，排量31.8
发生经过：日2:24钻进至井深4635.70m，立压19.6↓18.8Mpa，井口失返,&&
-2:28上提钻具，停泵，漏失钻井液4.8m3，漏速72m3/h。
处理过程：日2:24-4:15吊灌起钻至井深4017.0m时，井口返浆，漏失钻井液68.5m3，累计73.3m3，-5:00循环观察，立管压力3.32-18.49Mpa，排量7.63-30.25l/s，漏失钻井液1.5
m3，漏速2.0m3/h，累计漏失74.8m3，-6:30下钻完,漏失钻井液4.5
m3，累计79.3 m3，恢复钻进。
此次处理井下复杂情况由日2:24发生井漏，于6:30恢复钻进,井下无漏失情况，解除井漏，共计用时4:08。
井漏原因分析：可能钻遇裂缝导致井漏(裂缝可能因本井逆断层造成)。
3.2.3第三次井漏
基本数据:层位：E;井深：4868.0m;钻井液性能：相对密度1.85g/cm3，粘度61s;工程参数：立管压力19.5MPa，排量29.9
发生经过：日4:43划眼至井深4849.0m时发现井漏（立压由19.5↓15.3MPa，井口失返）至4:46上提钻具，停泵，漏失钻井液2.1m3，漏速42m3/h。
处理过程：日4:46-12:00吊灌起钻至井深1730.0m，灌入钻井液97.65m3，井口未返，-18:00静止观察，灌入钻井液19.5m3，井口未返，累计漏失119.25m3。-23:00起钻完，灌入钻井液10.4m3，井口未返，累计漏失129.65m3。8月24日2:00下光钻杆至井深1500.0m，井口未返，漏失钻井液6.0m3，累计漏失135.65m3。-12:00静止观察，灌入钻井液13.0m3，井口未返，累计漏失148.65m3。-16:30下光钻杆至井深4000.0m井口返浆，漏失钻井液10.5m3，累计漏失钻井液159.15m3。-19:00下光钻杆至井深4855.0m，漏失钻井液1.2m3，累计漏失160.35m3。-20:15泵入浓度32％相对密度1.85g/cm3的堵漏浆37.5m3。堵漏浆配方：50m3钻井液+4％SLD-1(2t)+6%SQD-98(中粗)3t+4%SQD-98(细)2t+2%云母1t+3%核桃壳(细)1.5t+5%核桃壳(中粗)2.5t+4%锯未2t+6%QS-2(3t)。-22:00泵入相对密度1.83g/cm3的钻井液40.0m3，8月25日1:00起钻至井深3980.0m，-5:30循环钻井液，调整钻井液性能（相对密度1.83g/cm3，粘度60s），-10:00起钻至井深1732.0m，-12:30承压堵漏（共计泵入钻井液4.5m3，钻井液相对密度1.85g/cm3，立压6MPa,稳压30min，压降0.3Mpa,当量钻井液密度1.97g/cm3），堵漏成功。此次处理复杂时间55:47，共计漏失160.35m3。
井漏原因分析：本井在吉迪克组井深4548.90m、4635.70m两处发生井漏，划眼时钻井液相对密度由1.80提至1.85g/cm3，判断为相对密度提高导致井漏。
3.2.4第四次井漏
基本数据：层位：E;井深：4868.00m;钻井液性能：相对密度1.85g/cm3，粘度62s;工程参数：立管压力8.2MPa，排量26
发生经过：日1:30下入273.05mm套管至井深4865.92m处，开始循环钻井液，至9:30立管压力由7.0Mpa↑8.2
Mpa，排量21 l/s↑26 l/s，9:30立管压力突降至6.0
Mpa，井口失返。&&&&&&&&&
处理过程：日9:30至9:35小排量灌钻井液，注入钻井液4m3，未返，共漏失钻井液4m3，漏速48m3/h。因套管已就位，决定配制堵漏钻井液，注入井眼后进行固井作业。9月5日9:35至14:10配制堵漏钻井液50m3，浓度30%.堵漏浆配方：50m3钻井液+SQD-98(粗)
3t +SQD-98(细) 3t）+云母2t +锯未2t+
QS-2(3t)，14:10泵入堵漏钻井液30.0
m3，未返，共计漏失钻井液34
m3。14:10-21:45静止观察，21:45开始固井作业，固井作业中漏失钻井液82
m3。此次处理井下复杂情况自日9:30发生井漏，至9月5日21:45开始固井作业，共计用时12:15，共计漏失钻井液116m3。
井漏原因分析：本井在吉迪克组井深4548.90m、4635.70m两处发生井漏，可能因套管下入时对井壁损伤较大，同时井眼环空间隙较小，大排量循环时环空压力较大导致井漏。
3.2.5第五次井
漏基本数据：层位：奥陶系(O)&
井段：86.0m;钻井液性能：相对密度1.17g/cm3，粘度45s，氯根16000mg/l.
发生经过：日1:37钻进至井深5482.53m，发现池体积异常(4日1:33-1:39池体积由140.9m3↓139.9m3，漏失1.0m3，漏速10.0m3/h)，钻时加快（5482.0m钻时61.0m/min，5483.0m钻时50.0m/min），其它参数无变化。
处理过程：加入随钻堵漏剂：SLD-1(2t)，胶液中加入LR999(0.5t)，将排量由27
l/s，泵压由15降至13Mpa，至2:20钻进井深5483.13m循环观察，至2:50恢复钻进。此次处理井下复杂情况自日2:20发生井漏，至10月4日2:50恢复钻进，共计用时30min,，累计漏失钻井液28.1m3。
井漏原因分析：地层岩性为浅灰色灰岩，井深5483.0m的砂样中方解石含量较高，说明此处缝洞较发育，分析为缝洞漏失。
3.2.6第六次井漏
基本数据：层位：奥陶系(O);井段：9.01m;钻井液性能：相对密度1.16g/cm3，粘度44s，氯根15000mg/l.
发生经过：日22:30钻进至井深5530.30m，发现池体积异常(22:30至23:00池体积由136.70m3↓135.20m3，漏失1.5
m3，漏速3m3/h)，钻时加快（0.0m钻时67.0↓48.0m/min），其它参数无变化。至23:00循环,配制堵漏浆40m3,至00:30泵入堵漏浆10m3，至01:10循环,随钻堵漏,漏失18m3漏速6.75m3/h，(22:30~10:00累计漏失钻井液49.42m3漏速4.29m3/h)
处理过程：日22:30发现井漏，至23:00循环,配堵漏剂40m3，加入5%细核桃壳2t+4%粗SQD-98(1.6t)+6.5%细SQD-98(2.6t)+2.5%云海1t+2.5%锯末1t，至10月7日1:10循环,随钻堵漏，漏失18m3，漏速6.75m3/h。7日10:00随钻堵漏，累计漏失钻井液49.42m3，平均漏速4.29m3/h。
井漏原因分析：地层岩性为浅灰色灰岩，分析为裂缝漏失。
全井累计漏失钻井液486.2
m3，处理井漏损失时间合计115:30。
3.3卡电缆事故
基本数据：位置：5284.38m层位：白垩系，卡普沙良组;发生时间：日2:00;解除时间：日15:00;损失时间：37:00。
发生经过：日10:00-
18:05在井深5283.41m和5284.38m两点MDT测井测压时，上拉电缆吨位4.2-4.5t多次无效，决定在5284.38m进行流体光学监测。12日2:00流体光学监测完，进行穿心打捞。
处理过程：12日2:00准备下穿心打捞钻具，至13日15:00下打捞管柱至井深5100.0m电缆解卡，穿心打捞成功。
原因分析：其一在裸眼井段测压，静止时间长，钻井液中的自由水进入井壁以及在井底压差的作用，造成电缆吸附在井壁上；其二在井段6.0m为大段砂岩，形成的泥饼虚厚，质量差，产生摩阻大，易形成键槽。
四、固控设备使用情况
4.1使用情况
4.1.1循环罐罐容大于150
m3；配备3个60m3带搅拌机的配浆罐：般土浆罐1个，胶液罐2个；重浆储备罐100
m3有效容积。
4.1.2配备四级高效的固控设备，保证固控设备按要求运转：
a高处理量振动筛3台；备足40-160目筛布。
b除砂器１台&&
使用率90%以上
c除泥器1台&& 使用率90%以上
d离心器2台（一台在用，一台备用）。
4.1.3钻进中要保证各钻井液罐中的搅拌机连续运转。
4.1.4钻井液加重和配浆系统能单独完成循环加重和配制钻井液等工作
五、油气层保护措施
5.1充分借鉴已有的地层孔隙压力系数数据，并做好压力监测工作，在不严重影响钻井施工和压住高压水层的前提条件下，尽量采用较低的钻井液密度，使钻井液的液柱压力接近储层的孔隙压力，即采用近平衡钻进。
5.2三开奥陶系灰岩最大限度降低固相对储层的损害。
5.3调整好钻井液性能，保证井下安全，坚持快速钻进的原则，减少油气层段的浸泡时间。5.4严格控制钻井液的高温高压失水，高温高压失水控制在10ml以内，尽可能降低液相对储层的损害。
5.5控制起下钻速度，避免井下压力激动过大，减小油气层内部粘土颗粒运移，避免储层孔喉堵塞。
5.6油气层段发生漏失，要认真分析井漏原因，首先考虑降低钻井液密度，其次再考虑堵漏。堵漏要配合采用可油溶或可酸化解堵的堵漏材料，禁止使用永久性堵漏材料。
5.7进入目的层前,加入1-2%YX-1,1-2%YX-2,1-2%FB-2保护油气层。
5.8本井段加重全部采用石灰石粉。
六、处理剂消耗及成本分析
一开井段在钻进至1405.86米短起时卡钻,处理卡钻事故消耗泥浆材料元。本井段泥浆总费用是,卡钻事故期间消耗的泥浆总费用占本段泥浆总费用的60.2%,故卡钻是造成本段泥浆费用过高的主要原因.
二开井段共发生4次井漏,漏失钻井液408.68方,消耗泥浆材料元;占泥浆总费用的31.5%,所以4次井漏造成了本井段费用增加的主要原因.二开加深66米,消耗泥浆材料元;加测中子密度,消耗泥浆材料58534.80元;加之二开井段最长(3069米);泥浆消耗量大,所以消耗泥浆材料居全井最高
三开井段总共消耗泥浆费用为元,其中电测加测一次,消耗泥浆材料34137.50元;中测消耗泥浆材料元;电测加测一次MDT,共消耗泥浆材料95400.90元;发生井漏两次,消耗泥浆材料元;三开井段由于改变设计,少下一层技术套管,在同一井段出现两个不同的压力级别,
增加了泥浆材料的消耗量;由于以上原因,造成三开井段每米成本最高 。
本井共计发生6次井漏,堵漏剂和加重剂消耗量较大,堵漏成功后,恢复泥浆性能,同时又增加了其它材料的消耗量。
七、新处理剂、新技术使用情况及效果
八、认识、经验、教训及建议
8.1.1上部井段：第四系上部其成岩性差，可钻行好，钻井液的漏失量大，极易形成厚、虚泥饼，造成起下钻困难，电测，下套管遇阻，甚至发生卡套管事故。目前在英买力区块一开发生卡钻，卡套管时有发生。英买41井发生卡钻事故，英买341井发生卡钻，卡套管事故。
8.1.2英买力地区在库车组1600米钻探有浅气层。在英买34、39、341井都有气测显示，英买7－1井发生气侵溢流。
8.1.3在英买41井1300米库车组，钻出盐水层，盐水的氯根在mg/l。在康村组米，有高压盐水层，其氯根在1mg/l。英买32井在二开钻进至3326m时地层出盐水，当时钻井液密度1.25g/cm3，后将钻井液密度提至1.67g/cm3压住。
8.1.4吉迪克泥岩、粉砂质泥岩、含膏泥岩，膏质泥岩互层，有岩盐层，夹有软泥岩，极易造成井眼复杂。进入该段还要转化钻井液体系，把聚磺转化成欠饱和盐水。
8.1.5下新近系（E）褐色泥岩、膏质泥岩夹薄层灰白色泥膏岩、膏质细砂岩。易形成缩径，短起下钻困难。
8.1.6钻头的泥包也是英买力区块的一个难点，其泥包的原因主要是岩性以胶质泥岩为主，地层硬度中性，地层塑性和粘性较大。再加上由于钻井液的密度较高，泵的排量不足，钻屑大量粘附井壁，导致下钻过程中，发生水眼堵塞。水眼一旦堵塞，高粘度泥岩岩屑无法被及时清理，在钻头底部形成垫层，致使钻头无法有效的吃入地层。地面就会出现扭矩减小、机械钻速低的现象。另外PDC钻头在下钻和划眼过程中，将井壁上的泥饼刮下，刮下的泥饼附着在钻头底部和流道上，若开泵后清理不干净，加上高粘度泥岩岩屑越积越多，形成钻头泥包。
8.2.1英买力区块一开井段一般在1800米左右，针对第四系井段使用用高浓度般土浆加高粘CMC，粘度提至50～60秒，般土含量在60～80g/L左右，保护井壁、防止冲刷，钻进期间可用PAM+KPAN(NP-2)胶液维护。
8.2.2进入库车组后，以抑制，包被，机械清除结合，有效的控制钻井液的固相含量，遏制钻屑污染。加大大分子聚合物的浓度，强化处理剂的配方，配合工程的短起下，可以较好的满足井眼的需要。该段之所以平凡出现严重的阻卡，主要是钻时较快，固控设备的强化不足，以及处理剂的加量不足所造成的。
8.2.3上部井眼漏失量较大，是一个较明显的问题，在库车组的800－1200m井段有一段细砂岩，其漏失量较高，平均每天每班次补充胶液量在60－80方不等。相对处理剂的用量较高。只要保持钻井液的低粘切，适中的失水，一般失水保持6－9ml，其短起下钻顺利。最好使用QS-2或FT-1进行封堵效果更好。
8.2.4英买41井由于在1300米出现盐水侵，造成在1286.5m发生卡钻。把密度保持在1.26-1.28，完全可以压住它。这是在该层遭遇盐水层出水的唯一一口井。因此在该区块钻进时，进入库车组，最好使用设计的密度上限，以保证井下安全。
8.2.5在固控设备方面，强化“四级”固控，振动筛布的目数，在地质允许的情况下，最好使用100目的筛布，英买41井开始使用100目筛布，钻到砂岩，由于堵筛，地质捞砂困难，被迫在2号筛子上使用一张20目筛布，以满足地质捞砂的要求，大部分钻井液过1号，3号100目的筛子，后面离心机24小时运行。始终保持钻井液的低固相。其上部在出盐水之前短起下钻顺利。
8.2.6以大中小分子聚合物搭配配置胶液维护补充泥浆，聚合物胶液提前配置充分溶解、防止〝鱼眼〞堵塞筛网，大分子聚合物可用两种复配，胶液及配方可参照：0.6%PAM+0.4%FQB-1+0.3%HLP-1+0.5%HmP-21(或KPAN)。高聚物的浓度必须在1%以上，12
1/4〞大井眼每米消耗3公斤左右。对于润滑剂以早使用早受益的原则。可以较好的改善泥饼质量。
8.2.7根据英买41井的实钻情况，康村组的盐水，其含盐量在1mg/l。对于钻井液的影响远远小于塔河地区上部井段的盐水的影响。只要提前把密度提到1.70-1.72可以完全把它压死，在该段钻进，短起下钻影响不大，为了抗盐水污染，提前转聚磺体系提高了钻井液成本。使用聚合物体系可以直接钻到4000m，象塔河盐下井一样，直接由聚合物体系转欠饱和盐水钻井液体系。这样可以保证在3500m以下不会出现泥包钻头的现象,
以影响进度。
8.2.8针对3500米以下褐红色泥岩的泥包现象，钻井液方面的措施是：
a坚持使用聚合物不分散泥浆，高分子聚合物加量在0.8%～1.0%，两种高分子聚合物复配使用，以发挥互补增效的作用，保持泥浆的强抑制性，降低泥岩的水化分散程度；
b用中小分子聚合物复配控制API失水在5mL以内。中分子聚合物降失水剂可用HLP-1、FKJ-2、XPM等，加量0.3%～0.5%；小分子聚合物降失水剂可用双聚铵盐或聚丙烯腈钾盐（KPAN），加量在0.5%～0.8%；
c坚持以强包被、低固相、控制低膨润土含量作为指导思想，达到或实现低粘切的目的，控制漏斗粘度在38s～45s、初终切在0～1/3～4Pa，在大排量条件下有利于冲洗钻头、冲刷井壁；
d加强固控设备的使用，除砂器、除泥器、离心机要保持高效运转，振动筛尽量使用高目数（100目以上），要勤放锥形罐；英买41井目前使用140－150目的筛布，在比重为1.72-1.74的情况下，每班次开一个循环周（3小时/周）离心机，减少固相污染。
e加强润滑性，添加1%～2%左右的润滑剂，使其在金属表面形成一层油膜，防止泥岩粘附在钻头或扶正器上；
e加入0.3%～0.5%防泥包清洁剂RH-4，改善泥浆的表面活性；
f由于聚合物泥浆形成泥饼的机理和聚磺泥浆的机理不一样，其泥饼质量也比聚磺泥浆的泥饼质量较差，因此可加入一些填充材料如不同粒径的钢性粒子1%～1.5%QS-2及变形粒子1%～2%的沥青类产品，以改善泥饼质量；
8.2.9钻井液的体系转化不会影响钻进进度，英买41井在正常钻进的过程中，用2天时间把钻井液成功转化成欠饱和盐水甲基钻井液。转换的步骤严格按照试验的步骤实施，一边加入胶液，一边加重，保证钻井液的密度在1.70g/cm3以上，然后再加入盐和KCL，工程方面进行控时钻进，保证钻时在15－20min/m，防止机械钻速太快，发生泥包。
以上网友发言只代表其个人观点，不代表新浪网的观点或立场。