关键环节地质录井.ppt

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1、录井关键施工环节示意图,搬家安全，注意吊房子时要灵活，防止被挤压。现场接电前一定注意接好地线。安装的时候注意坠落。钻井期间，尽量远离危险源(高压管线，泵保险销子，钻台下，钻台上)，作业时要加快速度。,生命的安全高于一切,安装调试,落实井位，复测坐标。安装，分工协作，责任到人，保证质量。注意防盗。工程不配合的找井队一把手讲清厉害关系。无安装条件的，要及时汇报，分公司、现场监督。切忌擅作主张。安装调试完，确保所有参数准确后才允许开钻。快速钻进中才可以省心省力。,快速钻进期间的注意事项,快速钻进特点：清水，大循环、大井径，最害怕仪器故障，有情况应及时同现场监督联系。大循环液面不稳定，要保证脱气正常，

2、防止漏测浅层显示（浅层气容易引起井喷）根据钻井参数的变化，经常观察脱气情况，气测无显示按规定注样。,套管及钻具管理,首先检查尺子的零位（金属尺子）小队要专人管理、与工程需共同管理、必须丈量两遍、必须逐根编号、经常复查钻具（起下钻、划眼、倒钻具、快速钻进、取心）,录井过程中的要点,钻进过程中，发现、落实显示始终是第一位。（区分真假显示）第一次迟到时间必须保证成功（难点：井浅、井眼过大、钻井液性能差、导致迟到时间过大。），保证脱气连续，无显示注样（注意注样时机）,前追74min2562m,通过迟到时间实测，可以看出迟到时间全井变化比较大，不是简单随井深增加而变大，有时候可能减小。用电气石测量总体比

3、较稳定，实测结果比玻璃纸略大，这可能由于气体亲润性较好，上返时间较慢及管线滞后造成的。通过实时曲线可以发现，钻开油层的单根气为73min之间，所以气测迟到时间考虑管线滞后应为75min左右，所以油层顶界上推75min，大体应为2561m。通过本井迟到时间多次实测可以证明迟到时间的不稳定性。受浸泡时间，钻井液静止时间，钻井液性能，井眼变化情况，还有泥浆泵的有效排量，甚至钻具组合的影响很大。改进措施：为了确保显示深度准确，要求小队发现油层要及时用电气石或通过单根气来校准迟到时间，保证显示井段的准确性。,结论和改进,录井中出现的问题,孤东286井 存在问题：完钻测井及井壁取心证实油层段为1332.0

4、1338.0米与录井油气显示井段1365.01374.0米，深度误差33米。,原因分析：首先通过实时曲线和电测对比排除了钻具问题。经现场落实发现在该井段实测迟到时间未成功，采用理论计算26.0min分钟进行深度归位。而查看电测资料发现该井上部井眼极不规则，呈大肚子或锯齿状，井径平均接近14.5寸，最大接近16寸，通过理论计算迟到时间最大应接近74分钟，这与从打开1332.01338.0米油层到气测分析数据需83分钟基本吻合，说明了气测出现深度误差33米的原因。在迟到时间实测不成功后采用理论计算但没有据实记录，是造成类似事件的主要原因。处罚情况：对地质技术员刘虎作出300元罚款处理。,下步措施：

5、（1）录井深度较浅时尽量争取实测迟到时间的成功。（2）改进实测迟到时间的办法（如：改用电气石等）。（3）浅层显示要及时通过单根气或实测进行校正。,于井深2993.15m实测气测迟到时间78min 单根气情况说明:于5日00:46见单根气显示,与开泵时间4日23:34相差72min.,王72井2993m实测迟到时间情况,录井中出现的问题,井深3349.47m，投入碳化钙和玻璃纸，实测岩屑迟到时间66min，实测气测迟到时间69min。,王72井3349m实测迟到时间情况,单根气,电石气,录井中出现的问题,井深3571.02m，实测岩屑迟到为64min气测迟到时间69.2min,王72井3571m

6、实测迟到时间情况,录井中的问题,于井深3706.97m，钻头位置2555.59m实测气测迟到时间52min。（轻指示物玻璃纸未见返出）用反比法计算可得泵冲105冲/分钟，排量2100 L/min时，迟到时间应为48分钟，即 1940 L/min*52分钟=2100 L/min*48分钟,王72井完钻后于2555m实测迟到时间情况,录井中出现的问题,注样,显示,注样时机,确定完钻,井底50米落实显示，完钻原则是否满足甲方要求，完钻深度卡准（不准加压完钻）,特殊及复杂情况处理,卡层位，潜山，地层，特殊岩性草古126-129，钻井特征：钻时、钻压的波动、合理的循环措施及坚决的执行力度。,草古126、

7、127、128、129井准确卡准潜山界面,草古126、127、128、129井准确卡准潜山界面,工程事故及预报,地质异常：油气水显示，油浸、井涌、井喷、井漏。工程事故：掉牙轮、刺钻具、掉钻具、卡钻、划眼等。,利67井及时预报，确保工程施工安全,井深4059.00m循环准备起钻时，气测全烃：33.54%100%，总池体积：119.8m3120.3m，出口流量：28.59%57.85%,官130卡钻,高古5井断钻具事故,2009年02月11日22:22钻进至井深3834.86m，立压自14.6MPa缓慢下降至14.0 MPa，值班人员通知司钻，井队司钻确定为泥浆泵活塞刺穿，22:26立压突然下降至

8、11.6MPa，值班人员立即通知司钻，司钻上提钻具，悬重自141.1t下降至128.5t，共下降12.6t。判断为断钻具，井队决定起钻。2009年02月12日07:00起钻后发现自下部2根加重钻杆及以下钻具断落井内。落鱼总长129.57m，鱼顶位置3705.29m，现场决定下入公锥打捞。,立压14.614.0MPa,立压降至11.6MPa,悬重141.1t128.5t,梁122井断钻具事故,2009年03月11日16：17钻至井深2523.85m，值班人员发现立压10.4MPa9.3MPa，立即通知司钻，至16时20分立压持续下降至6.3MPa,悬重由64.8t63.5t,其他参数无明显变化，

9、判断为钻具脱落。工程采纳录井的意见，决定起钻。11日23时起钻至钻铤部分时发现钻具断裂，12根钻铤起出10根，2根钻铤及PDC钻头未起出，落鱼总长17.89m。,立压9.3 6.3MPa,14：10立压由15.30Mpa突然下降至14.50Mpa,14：20立压继续下降至14.0Mpa,14：50立压继续下降至12.7Mpa,莱斜78井（侧）多次成功预测钻具刺穿,油气上窜速度的测定,油气上窜速度测为确定钻井液性能及保证井下安全的重要参数。1、确定好主力油层（风险最大的层）2、要有足够的停泵时间3、污染法或迟到时间法（负值出现的原因）,落实油气显示,假显示的可能原因：1、混油（人为的、自然的）2

10、、泥浆药品荧光区分真假显示的方法：1、气测的细微变化（组分的比例）2、地化，热蒸发烃3、系统分析判断，主观经验4、寻求技术支持,识别真假油气显示,永930井,本井在钻井过程中，在2400m左右向钻井液中加入大量磺化沥青，对钻井液造成了很大污染。在后续钻探中，地层的岩屑样品出现不同级别的荧光显示，应用岩石热解及热蒸发烃色谱分析技术对下部岩屑样品进行了对比分析。泥浆样品热解分析原油轻重比参数PS为0.38，热蒸发分析主峰碳为nC22，nC21-/nC22+为0.7758；3078m样品热解分析原油轻重比参数PS为0.32，热蒸发分析主峰碳为nC23，nC21-/nC22+为0.7173；从分析谱图

11、及分析参数来看，加入磺化沥青后的泥浆和下部地层有显示岩屑有相似性特征，据此判识下部地层岩屑显示为受到泥浆污染后的假显示。,加磺化沥青后钻井液热解及热蒸发分析谱图,3078m岩屑样品热解及热蒸发分析谱图,四、在识别真假油气显示中的应用,樊164井,本井在钻进过程中，自3000m开始先后加入改性沥青降滤失剂和磺化酚醛树脂，对钻井液造成一定污染，对下部地层真假油气显示的识别造成了一定的干扰。为确定下部地层的显示真伪，对受污染的钻井液和下部显示样品进行了分析对比。从分析谱图可以看出，二者谱图形态具有一定差别：泥浆样品分析谱图前部基线抬升，呈尖峰状，轻质组分丰度较高、优势明显；壁心显示样品基线平直，呈规

12、则梳状，中质组分丰度较高、优势明显。从分析参数来看：泥浆样品主峰碳为nC20，nC21-/nC22+为0.9507，Pr/Ph为0.5764；壁心显示样品主峰碳为nC23，nC21-/nC22+为0.7235，Pr/Ph为0.8366。由此可以看出，泥浆样品与壁心显示样品无论是在谱图形态还是在分析参数上都存在较大差异，据此判别壁心显示样品为真实油气显示。,3167m泥浆样品,3187.7m灰色荧光粉砂岩,采、送样的问题,重点可疑的储层要保存好滤纸及岩样备查生产急需样品：井壁取心、关系下步施工决策的岩矿鉴定，想尽一切办法送样，并及时关注结果。,电测期间需要及时了解哪些数据呢？,井深、技术套管下深

13、特殊岩性、标志层、油气显示层对应情况发现问题后应采取的措施：现场解决（监督协调）可疑显示和岩性要及时复查，校正重要的问题要汇报,井壁取心,查看跟踪曲线质量及对应情况有权申请增加取心，如：录井过程中的可疑层位及您认为有必要的取心深度（录井有显示测井无异常、特殊岩性、证实界面等）对于取心后发现岩心与录井有出入的：复查、校正（经甲方允许）、汇报,完井讨论的注意事项,剖面及时校正，对于可疑层位岩样、滤纸应带上，讨论时随时准备展示说明现场复杂情况的文字说明油气发现率或剖面符合率低的原因，客观、主观因素，最好有书面材料（完井报告要论述）,如何调整自我的心态,现场条件比较艰苦，首先我们要乐观开朗、跟同事要团结协作。要有强烈的服务意识，我们是现场施工信息采集、加工中心，通过地质、工程预报获得他人的尊重，体现自身的价值。现场施工要摆正自己的位置，有问题及时沟通，有困难也要让别人了解自己的难处。减轻自己的压力。现场要自强自信、遇事多思考、有困难及时寻求帮助。,