长芦区块钻井经验与体会

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1、长芦区块钻井经验与体会第三钻井公司50533队许立前言2005年，50533钻井队承担了长芦地区两口井的钻井施工任务。在施工中，我们以保证井下安全为前提，以提高钻井速度为手段，以优质服务为目标，结合该区块的地质特点，积极借鉴同行们的成功经验，摸索出了一些安全、快速的钻井方法。长芦地区施工难点1.地层压力系数高2.裸眼段地层压力系数跨度较大3.平均井深大，稳斜段长，位移大，靶圈小防碰井多，地层原因造成方位漂移严重4.工艺要求高地层压力系数高地层压力系数高（地层压力系数在1.45以上），要求钻井液密度高（钻井液密度设计多在1.50-1.60g/cm3），给井控工作带来严峻挑战。裸眼段地

2、层压力系数跨度较大裸眼段地层压力系数跨度较大，同一层套管存在多个地层压力体系，施工中易发生压差卡钻和完井阶段的复杂。井深位移大，靶圈小防碰井多，方位漂移严重平均井深多在3800~4000米，稳斜段长，位移大，靶圈小（靶圈半径小于30m），防碰井多，地层原因造成方位漂移严重，对于控制井眼轨迹，保证准确中靶都增加了相当大的难度。由于这些原因，中靶前进行扭方位是在所难免的。3000米以后扭方位，对机械钻速以及井下安全影响非常之大。工艺要求高由于工艺要求，需要在3000米以后的深井段，在大井斜的情况下，大幅度的扭方位，最大的幅度达到185.88º。经验与体会1.事故与复杂的预防2.提高钻井

3、速度事故与复杂的预防二开事故复杂的预防井身结构特点：二开裸眼井段长，多在2500-2800m之间，而且在二开井段要完成所有定向施工，由于施工时间长，起下钻频繁，容易形成键槽。二开事故复杂的预防我队承钻的两口井均是二开就完成定向作业，长22-19井920米定向，长22-13井650米定向，这两口井均不同程度的出现键槽显示，出现键槽位置都在造斜终点处。在出现键槽后如不及时处理或处理措施不当就极易发生键槽卡钻。起下钻时，如果司钻麻痹大意，不能够采取正确的措施极有可能发生键槽卡钻。我们的做法是接近中完时不仅要控制起钻速度，还要密切注意悬重变化，尤其是钻具起到造斜终点附近时，提前改用I档低速

4、起钻，遇卡立即下放，采用接方钻杆倒划眼的措施破坏键槽。三开事故复杂的预防1、提高地层承压能力2、简化钻具结构3、做好一次井控提高地层承压能力每次加重前加入单封或细目碳酸钙等泥浆材料来提高地层承压能力，在加重时不会因密度的提高井下压差增大，造成压差卡钻简化钻具结构坚持使用防卡钻具组合，长22-13井及长22-19井钻具均采用无磁钻铤+加重钻杆的钻具组合，使钻具的防卡性能大大提高。但大量的使用加重钻杆，在钻进时所加钻压变化较慢，指重表反应迟钝，在实际钻进时针对这一特性我们强调刹把操作人员加压时少加勤加。做好一次井控做好一次井控，泥浆密度控制是关键问题，钻开油气层前50m左右要将泥浆密度

5、提至1.65g/cm3，第一套气层钻开时要注意控制钻速，钻时突然加快必须停钻循环，只要压住气层，就可以减少以后的关井次数以及加重次数。第二套油层钻开后可继续钻进，完井泥浆密度不能低于1.65g/cm3，每次起下钻到底要循环排气，并及时加重恢复泥浆密度。完井阶段事故复杂的预防完井电测遇卡是该区块易发生的一种复杂情况。完井电测时一般都能顺利下到底，在起电缆的过程中会遇到不同程度的卡电缆情况。完井钻井液密度高，一般都在1.65g/cm3以上，井眼轨迹复杂，是发生电测遇卡的主要原因。解决方法1.三开钻进时有意识地控制泥浆性能，在刚钻开地层的井壁上形成薄而致密的泥饼，并且要有良好的润滑性能。

6、及时调整泥浆，使其具有良好的流变性能，通过频繁的短起下来清除井壁上粘附的岩屑。2.全井钻进过程中加入适量的屏蔽暂堵材料，这样一来即在上部低压井段有降低压差提高承压能力的作用，又在下部油层井段起到保护油气层的作用。3.到完井阶段对泥浆性能在保持原有的良好性能的基础上，在井眼曲率变化大的井段，加入高浓度的润滑剂。4.电测时，及时与测井人员沟通，测井过程中发现张力有遇卡显示，立即停测及时通井。并认真记录遇卡显示井段，在通井下钻时在该井段进行大范围的提拉，光洁井壁消除电缆槽。通过以上措施有效的避免了电测卡电缆的发生。提高钻井速度提高钻井速度提高钻井速度是本区块钻井的重点工作，也是难点工作，

7、本区块自1994年以来打了十多口井，钻井周期最长的108天，最短的67天，钻井速度一直非常低，快速钻进一直是该区块的老大难问题加快二开钻井速度保证设备处于最佳运行状态由于二开井眼大，设备使用效率高（柴油机、泥浆泵、净化设备满负荷运转），保证设备的完好率，提高整体钻机的有效作业时间显得尤为重要。充分利用起下钻的时间对设备进行检修维护，对于在用的老化设备，及时进行维修，保证其处于最佳工作状态，减少地面设备维修时间。长22-19井与长22-13井二开时间对比对比项目长22-