钻、测录排8-c2井钻井工程报告

1、准噶尔盆地西部隆起车排子凸起车浅 5沙湾组一号岩性体圈闭排 8-C2 井钻井工程完井中国胜利油田勘探开发中心二六年十月十三日准噶尔盆地西部隆起车排子凸起车浅 5沙湾组一号岩性体圈闭排 8-C2 井钻井工程完井编写：中原石油勘探局钻井一公司项目部经理：编写 人：人：中原油田钻井一公司 30519ZY 钻井队二六年十月十三日项委目托名单称：排 8-C2 井钻井工程完井位：中国胜利油田勘探开发中心承协担作 行政技术目 告 究究单单位：中原油田钻井一公司 30519ZY 钻井队位：胜利录井 SL245 队：责：写：员：间：2006 年 9 月 16 日2006 年 9 月 17 日项报研研负编人时中原

2、油田钻井一公司 30519ZY 钻井队2006 年 10 月 13 日目录一、钻井工程部分11 施工概况12 基础数据12.1 钻井基础数据12.2 地质基础数据33 各次开钻施工总结43.1 一开（0107.00m）43.2 二开43.2.1 直井段（107.001240.00m）43.2.2 侧钻段（750.001284.00m）54 钻井工程质量情况84.1 井身质量84.2 固井质量85 钻井复杂情况及事故分析86 钻头使用情况分析86.1 钻头使用统计表86.2 钻头使用情况分析87 钻井时效分析97.1 全井时效分析表97.2 生产进度分析98 地层压力检测及破裂压力试验情况109

3、 井控工作总结109.1 井控装备109.2 现场管理1110 油气层保护情况1111 主要经验及存在. 1211.1 主要取得的经验1211.2 存在问题1212 钻井潜力分析、认识及建议12二、钻部分131工程概况132钻技术重点及难点133油气层保护要点144分段钻体系和配方145各井段钻处理重点156日耗浆量统计177分段钻性能控制188分段钻材料消耗209井眼状况2010 认识与建议21附件 1：排 8-C2 井井身轨迹数据表22附件 2：排 8-C2 井井径数据表24一、钻井工程部分1 施工概况排 8-C2 井是准噶尔盆地西部隆起车排子凸起车浅 5沙湾组1 号岩性体圈闭的一口评价井

4、，设计1282.50m，实钻1284.00m。该井于 2006 年 8 月 29 日 5:30 一开，2006年 9 月 11 日 13:30 完钻，完钻层位：沙湾组（未穿），2006 年 9 月 15 日 15:30 完井。平均井径扩大率:7.03 %,全井最大井斜 28.90，方位 341.01，在1005.50m 处，目的层斜深 1231.78m，垂深 1188.20m，水平位移 182.36，靶心距 4.41m，井底水平位移 205.72m。最大全角变化率为 29.90/100m，所在井段 860.40870.05m，井身质量合格，固井质量合格。按设计要求配合录井队与泥浆服务队顺利完成

5、了本井的钻探任务，为本区块油气藏的钻探开发做出了一定的积极贡献。基础数据钻井基础数据（1）（2）（3）搬迁日期：2006 年 08 月 27 日 9:00安装日期：2006 年 08 月 28 日 9:00第一次开钻日期：2006 年 08 月 29 日 5:30第一次完钻日期：2006 年 08 月 29 日 8:00第二次开钻日期：2006 年 08 月 30 日 14:00第二次完钻日期：2006 年 09 月 02 日 10:00侧钻时间：2006 年 09 月 07 日 20:30完钻时间：2006 年 09 月 11 日 13:30完井时间：2006 年 09 月 15 日 15:

6、30钻井周期：13d-8h建井周期：17d-10h（4）（5）（6）（7）（8）完钻: 1284.00 米（9）钻机月：0.58 台月（10）钻机月速：3058.62 米/台月平均机械钻速：24.05m/h井身质量：合格固井质量：合格事故次数: 0（15）完井井口装置示意图图 1 完井井口装置示意图（16）井身结构与套管程序：表 1 井身结构与套管程序序号井眼尺寸（mm）（m）（设计/实际）套管规格（mm） 下深（m）（设计/实际）水泥返高（m）（设计/实际）1311.1101/311.1107.00244.5100/244.5106.46地面/地面2215.91276.30/215.9128

7、4.00139.71273.00/139.71281.41850.00/800.00（17）井身结构示意图：一开：井眼直径（mm）：311.1所钻（m）：107.00套管外径（mm）：244.5套管下深（m）：106.46水泥返高（m）：地面二开：井眼直径（mm）：215.9所钻（m）：1240.00注水泥井段（mm）：650.00-850.00侧钻段：井眼直径（mm）：215.9所钻（m）：1284.00套管外径（mm）：139.7套管下深（m）：1281.41水泥返高（m）：800.00人工井底：（m ）1264.00图 2 井身结构示意图2.2 地质基础数据（1）（2）（3）（4）构造名

8、称: 准噶尔盆地西部隆起车排子凸起车浅 5井型：直井（侧钻）井别：评价井沙湾组 1 号岩性体圈闭井口坐标：X：4976481.60；Y：15314247.51地理位置：车排子油田排 8 井井口方位 137距离 440m构造位置：准噶尔盆地西部隆起车排子凸起车浅 5沙湾组 1 号岩性体圈闭（5）（6）（7）补心高：6.20m海拔：300.45m油层套管联顶节下入深度（联入）5.95 m钻井目的：了解排 8 砂体沙湾组低部位含油气情况表 2地质分层及地层岩性描述3 各次开钻施工总结3.1 一开（0107.00m）一开主要是打正打直，为二开提供良好的井眼条件。本井于 2006 年 8 月 29 日

9、5:30 用311.1mmMP1 三牙轮钻头一开，钻至107.00m。一开地层主要特点：浅灰色泥质粉砂岩、褐黄色砾状砂岩与灰色泥岩呈不等厚互层，地层可钻性高。一开钻具采用塔式钻具组合：311.1mm(MP1)Bit177.8mmDC2 根158.8mmDC6 根127mmDP 优选钻井参数：钻压 40KN，转盘转速 80rpm，排量 45L/s，泵压 4MPa。钻进时要求在上部井段，适当降低排量，防止冲出大井眼，对地面导管进行加固。定点循，井壁环，防止冲出不规则井眼，以利于套管下入。由于井眼尺寸大，钻携带岩屑稳定性差。钻方面，在一开 24h 前配好膨润土浆，使其充分水化，并做好固控工作，保证钻

10、进时的井下安全和便于下套管施工。一开完钻后顺利下入244.5mm 表层套管 9 根，总长 100.26m，下深 106.46m。固井采用常规固井，注入天山 G 级水泥 12t。水泥浆密度：最大 1.87 g/cm3、最小 1.85g/cm3、平均 1.86g/cm3，水泥浆返至地面。下套管和固井工作顺利。3.2 二开3.2.1 直井段（107.001240.00m）二开主要工作是保证井身质量，顺利钻达目的层及防返水、防塌、防卡、防漏和防喷。2006 年 8 月 30 日 14:00 下入215.9mmHAT127 钻头二开，二开地层主要岩性是：棕红色地层地层代号设计分层实际分层岩性综述界系统组

11、(群)底界 m厚度 m底界 m厚度 m新生界第四系新近系更新统上新统西域组独山子组Q1x400.00400.00400.00400.00上部以灰黄色泥岩为主夹灰色粉砂岩、泥质粉砂岩；下部以棕红色泥岩为主夹棕红色粉砂岩、泥质粉砂岩；底部为棕红色含砾细砂岩。N2d N1tN1s550.00150.00550.00150.00中新统河组1150.00600.001150.00600.00沙湾组1240.0090.001284.00134.00上部为棕红色泥岩；下部为灰色泥岩与灰色中砂岩、细砂岩不等厚互层。（油顶： 1232.50m， 砂底： 1237.00 m）泥岩为主夹棕红色粉砂岩、泥质粉砂岩；底

12、部为棕红色含砾细砂岩，灰色泥岩与灰色中砂岩、细砂岩不等厚互层。二开井段可钻性好，在二开采用钻具组合为：215.9mm(HAT127)Bit 177.8mmDC2 根214.0mmSTB158.8mmDC10 根127mmDP，钻井参数：钻压120KN，转盘转速 80rpm，排量 30L/s，泵压 11MPa。钻完1240.00m 完钻。二开采用非渗透性钻，为保护油气层创造有利条件。针对地层特点及时调整泥浆性能，加强三级固控设备的使用，加强日常，从而保证了钻进的安全。3.2.2 侧钻段（750.001284.00m）从靶心设计方面来看，本井设计中靶半径 10m，且不能向设计位置的南边移动。要避免

13、靶点发生南移，且保证全角变化率不超出设计，根据现场实际情况结合设计，采用合理的动力钻具， 保证造斜井段的造斜率。自 750.00m 至 1284.00m 井段采用钻具组合： 215.9mm(HAT127)Bit1.5单弯单扶螺杆177.8mm 无磁 DCMWD 悬挂短节无磁承压钻杆158.8mmDC6 根127mmDP，主要目的造斜，稳斜。钻至1284.00m 完钻。 井底井斜：27，方位 340.90，垂深：1234.90m，水平位移：205.72m，闭合方位 341.06。2006 年 9 月 13 日下入产139.7mm、钢级 J55、壁厚 7.72mm 套管,段长 1275.46m。联

14、入 5.95m，套管下深 1281.41m，阻位：1270.76m。下套管施工顺利。二开采用常规固井，注入伊犁 G 级水泥 20t，水泥浆密度最大 1.93g/cm3，最小 1.68 g/cm3，平均 1.87g/cm3，替入钻15m3，碰压 15MPa。水泥返深 800.00m。固井施工顺利。表 3 定向井基本数据表设计方位()341.14设计造斜率(/100m)20方位修正角()5.51设计轨道数据直井段定向段稳斜段井段(m)756.2885.831282.5段长(m)756.2129.63396.67垂深(m)756.2881.451238.2平移(m)028.83202.26井斜()0

15、25.9325.93中靶情况内容斜 深(m)垂 深(m)水平位移(m)闭合方位()靶区半径(m)靶心距(m)靶点 1设计1226.91188.20177.95341.14104.41实际1231.781188.2182.36341.14靶点 2设计实际井底设计1282.51238.2202.26341.14实际12841234.9205.72341.06（1）垂直投影图图 3 垂直投影图（2）水平投影图图 4 水平投影图钻井工程质量情况井身质量一开采用塔式钻具组合，二开采用钟摆防斜钻具组合，保证直井段打直。直井段最大井斜 0.86，在367.30m 处，最大全角变化率 1.68/25m。无连续

16、三点超设计要求。造斜段采用 1.5单弯单扶螺杆，MWD 仪器随钻造斜，造斜点：750.00m，井斜 0.3，方位163.40，目的层斜深 1231.78m，垂深 1188.20m，水平位移 182.36，靶心距 4.41m，全井最大井斜 28.90，方位 340.20，井身质量合格。4.2 固井质量套管入井前经过严格的丈量、通径、丝扣和外观检查。下套管过，有专人负责套管丝扣密封脂涂抹，由专业现场服务，按标准扭矩套管紧扣，严把质量关,保证了套管顺利下入。固井前召开协作会，制定严密的技术措施，在施工过项技术措施。,分工明确,严格执行各244.5mm 表层套管固井:注液2m3，注天山G 级水泥12t

17、，水泥浆密度最大1.87 g/cm3，最小 1.85g/cm3，平均 1.86g/cm3，替浆 3.4m3。水泥浆返出地面。139.7mm 油层套管固井: 注伊犁 G 级水泥 20t,水泥浆密度最大 1.93g/cm3, 最小1.68g/cm3,平均 1.87g/cm3，替浆 15m3。2006 年 9 月 15 日电测水泥返深:800.00m，固井质量合格。5 钻井复杂情况及事故分析本井无复杂情况及事故钻头使用情况分析钻头使用统计表表 4钻头使用统计表6.2 钻头使用情况分析一开设计用 MP1 钻头 1 只，机械钻速 20.00m/h，实际用 311.1mm MP1 钻头 1 只，机械钻速

18、71.33m/h。一开井段地层松软,可钻性好, MP1 钻头比较适应该地层钻进。二开直井段设计HAT127 钻头2 只，侧钻段设计HAT127 钻头2 只，平均机械钻速13.20m/h；实际使用215.9mmHAT127 牙轮钻头 2 只，平均机械钻速 23.07m/h，二开钻头选型适应该地入井钻头尺寸钻头型号井段m进尺m纯钻时间 h机械钻钻压转速rpm排量L/s泵压MPa入井新度速 m/1311.1MP10107.00107.001.5071.3340804541002215.9HAT127107.001240.001133.0032.5034.86120803011100%3215.9HA

19、T127750.001284.00534.0039.7513.4350803010100%层，提高了机械钻速，加快了施工进度，取得了较好的综合效益。钻井时效分析全井时效分析表表 5 全井时效分析表从时效统计来看，生产时效为 82.42%，为 344.5h；非生产时间为 73.5h。7.2 生产进度分析表 6 钻井周期表序号井段（m）施工作业项目计划天数（d-h）实际天数（d-h）累计天数（d）计划实际计划实际101010107一开钻进下套管、固井、2-121-7.52-121-7.521011276.301071284二开钻进、电测9-36-411-157-11.5侧钻、电测、下套管固井、候凝

20、8-129-22.520-317-10纯钻进起下钻接单根扩划眼换钻头循环洗井进尺工作时间73:4537:3016:457:00135:0017.648.974.011.6832.30测井下套管固井试压辅助生产时间小计22:006:0070:00101:302:008:00344:305.261.4416.7524.280.481.9182.42事故机修组停自然停工复杂其它中途测试VSP 测井73:3017.58非生产时间小计73:30合计418:0017.581008-C2 井施工进度图图 3施工进度图8 地层压力检测及破裂压力试验情况本井未做地破实验井控工作总结井控装备排 8-C2 井设计井

21、控装置压力级别为 21MPa,实际为 35MPa 该井施工中严格执行井控设计，装备配备齐全见下表表 7 井控装备一览表名称型号数量双闸板防喷器2FZ35-351 台钻井四通35MPa1 台节流压井管汇JG-35/YG-351 台远控台FKQ32041 台上旋塞70MPa2 只下旋塞70MPa2 只箭型回压70MPa2 只投入式止回阀70MPa1 只9.2 现场管理为了安全顺利的完成排 8-C2 井的钻探施工任务,狠抓了以“井控工作”为中心的安全生产,始终坚持“安全第一、预防为主”的指导原则。细致的井控管理工作。主要围绕着以下几方面进行严格(1)严格井控装备的安装、调试和试压工作，严格按照钻井工

22、程井控设备安装和检查等要求，由专业井控认真填写试压发现问题及时指导，按照标准安装。由专业试压队伍按照设计进行试压，试压合格并与卡片。每次开钻前和打开油气层前防喷器都要按标准进行严格的试压，使设备始终处于待命工况。认真作好各岗位操作技能以及井控技术培训工作，要求各岗位标准化操作。认真加强坐岗观察制度：各生产班组定人、定时观察井口以及泥浆液面变化情况，并。保证及时发现井漏或溢流，如发现溢流及时关井。搞好防喷演习工作，每月每班组都必须进行不同工况下的防喷演习，演习结束认真讲做好评，以提高班组各自为战的能力。(5)严格执行井控装备的检查保养制度，做到井控设备专人负责，班班有检查，发现问题及时，并作好。

23、(6)方钻杆上、下旋塞、投入式回压阀、箭形回压阀等内防喷工具以及泥浆液气分离器和泥浆液面装置，保证灵活好用。每只钻头下钻到底必须作好低泵速试验，为实施压井提供数据。加重系统要求：保证加重泵上水良好，加重漏斗灵活好用，畅通无阻，钻罐、搅拌器、泥浆枪一定要齐全好用，装好钻回收管线并固定牢靠。(9)钻密度和其他性能符合设计要求，并按设计要求储备足量的加重钻及加重材料，二开前井场储备青石粉 30t。(10)钻开油气层后，每次起下钻要对闸板防喷器及管汇闸阀开关活动一次，检查钻杆内防喷工具，保证灵活好用。(11)钻进中发生溢流，应立即关井，尽快压井，重新建立井内压力平衡。(12)配备有防毒面罩 16 套，

24、正压呼吸器 4 套，H2S 探头检测仪 2 台，便携式H2S 检测仪4 只。全队职工人人会使用，并制定出相应的措施及应急预案。10 油气层保护情况由于该井为生产井,现场施工时,密切与地质录井和泥浆服务公司配合,根据地质实际预测,及实钻垂深提前做好油气层保护工作：(1)进入油气层前,做好油气层保护材料的准备工作。进入二开加入非渗透性钻油层段钻进中严格控制钻，利用暂堵保护油气层。的滤失量 API 小于 3ml ,防止其堵塞油层的孔隙通道,减少对油层的损害。(4)加强固控设备的和使用,控制无用固相和含砂量,含砂量不超过 0.3%。(5)提高目的层的钻井速度,缩短钻对油层的侵泡时间,减少对目的层的污染

25、。主要经验及存在主要取得的经验井身质量控制，一开使用塔式钻具组合。二开采用小钟摆防斜钻具组合，并采用较大钻压，二开机械钻速达 23.07m/h，既保证了井身质量又取得了较高的机械钻速。井下安全方面，针对不同地层和井下不同工况，采取不同的技术措施。在泥岩易缩径井段，接单根前坚持上提下放活动钻具 23 次，接单根坚持“早开泵，晚停泵”，在钻进过为了保证井下安全和起下钻顺利，及时进行短起业。保证了井下安全。(3)在生产管理方面，严格执行井队各项管理制度，抓好安全生产，使 HSE 贯穿整个钻井作业的始终。各种设备能正常运行。严格执行设计和甲方生产指令，及时向甲方反映和汇报生产中的难题，为甲方决策提供依

26、据。11.2 存在问题无12 钻井潜力分析、认识及建议本井施工中，甲乙方组织配合密切，大大提高了生产时效，同时缩短了建井周期，本井施工生产时效为 82.42%。建井周期为：17 天 10 小时。二、钻部分1 工程概况排 8-C2 井是在排 8 井的基础上布置的一口评价井，进一步了解排 8 砂体沙湾组低部位含油气情况，地理位置：车排子油田排 8 井井口方位137， 距离 440m。本井钻井施工由中原石油勘探局钻井一公司 30519 钻井队承担，钻施工由胜利钻井院承担。本井于 2006 年 8 月 29 日 5:30 使用311.2mm 三牙轮钻头一开，钻至107.00m 一开完钻，29 日 12

27、：00 下入244.5mm 表层套管，下深 106.46m。8 月 30 日 15:00 使用215.9mm三牙轮钻头二开钻进，至 9 月 1 日 17:30 钻至1240m，9 月 2 日 10：00 二开直井段完钻。9 月 3 日 7：00 电测解释无油，9 月 5 日 20：30 注水泥填井，9 月 9 日 6：00 侧钻，侧钻点750m。9 月 11 日 13：30 完钻，完钻1284.00m。9 月 13 日 11：00 侧钻井段电测结束。9 月 113 日 21：00 下入139.7mm 油层套管 1281.41m。9 月 13 日 23：30 固井结束。2 钻技术重点及难点2.1

28、 钻技术难点2.1.1 第四系和上第三系地层岩性以灰色砂岩、泥质砂岩和泥岩互层为主，底部为一套灰色砂砾岩。地层胶结松散，可钻性好，钻携带岩屑、保持井壁稳定的难度较大。2.1.2 钻遇井段易水化分散、缩径，应加强固相控制，提高钻的抑制能力和防塌能力。2.1.3 根据邻井的实钻资料，要钻遇水层，相应井段注意观察，根据实际调整钻到近平衡压力钻井和保护油气层的要求。密度，达2.1.4 侧钻井段最大井斜 28.9 度，钻的润滑性是非常重要，同时钻进中钻固相含量，含砂量的控制也是非常关键的，这些问题控制不好都会对井下安全造成危害。2.1.5 侧钻井段正好钻遇下部膏层，造成钻难度也较大。的粘切升高，所以侧钻

29、井段钻流型的控制2.2 钻技术重点2.2.1 由于二开地层存在巨厚的泥岩层夹少量砂岩，局部还存在较发育的石膏层。因此，二开钻必须保证具有较强的抑制性，同时由于地层可钻性好，钻还必须具备较强的携岩能力和较低的失水，防止坍塌卡钻。2.2.2 第四系地层岩性以灰色砂岩、泥质砂岩，泥岩互层为主。河组膏质岩；新近系沙湾组上部层状棕红色泥岩、棕红色粉砂质泥岩夹薄层棕红色泥质粉砂岩，下部为厚层状浅灰色砾状砂岩、砂砾岩、泥质粉砂岩、含砾细砂岩夹薄层灰色粉砂质泥岩、泥岩。钻必须控制好流变性和水力参数，防止井径扩大。2.2.3 选用非渗透钻体系，以携带岩屑、稳定井壁、保护油气层，确保安全钻进。根据预计的油气层位置

30、，提前做好钻性能控制，使之达到设计要求，满足油气层保护的需要。2.2.4 本井钻密度设计基于保护油气层的地质需要，在施工过确度在设计范围内，尽量达到设计密度下限，充分解放和保护油气层，同时应该注意井下安全。2.2.5 侧钻井段最大井斜 28.9 度，钻进过要降低钻的摩擦系数，提高钻的润滑性，同时也要严格控制钻中固相含量和含砂量。2.2.6 侧钻过，定向比较慢，岩屑磨的比较细，要全过程开启固控设备，保证钻的清洁，保证正常钻进。3 油气层保护要点现场施工时，密切与地质录井配合，根据地质实际，提前做好保护油气层工作。进入油层前，按设计分批次加入油层保护材料 YHS-1,保证非渗透材料在钻中的有效含量

31、，保护好油层。2006 年 9 月 1 日 10：00 钻至1100m，加入 YHS-1 1000kg；9 月 1 日 13：循环量为 90m3，非渗透材料 YHS-1 有效含00 钻至1150m 加入 YHS-1 500kg；本井钻量达到 1.5%以上，符合设计要求。本井 9 月 3 日 7：00 电测解释无油，9 月 5 日 20：30 注水泥填井，9 月 9 日 6：00 侧钻，侧钻750m。9 月 10 日 18：001100m 补充加入 YHS-1500kg；9 月 13 日 23：30 固井结束。本井在钻进期间在油气层保护方面做到了以下几点：本井使用的钻油层段钻进过对油层的损害。材

32、料完全符合地质录井要求，保证了地质录井取全取准各项地质资料。严格控制钻的滤失量API3ml，减少进入地层的滤液量，减少了3.3钻进至油气层井段，在保证井下安全的情况下，尽量降低钻井，减少液柱压差对油气层的损害。二开钻进时钻密度，实施近平衡压力钻最高1.16g/cm3 ，平时保持在1.15g/cm3，符合设计要求。完钻时将钻补重到1.16g/cm3，加重剂为青石粉。3.4 加强固控设备的使用和，提高聚合物的含量，有效抑制泥岩地层的造浆，同时开启离心机及除砂器及时清除有害固相和降低亚微米颗粒含量，使固相含量9%，含砂量不超过0.2%，减少钻中的固相对储层带来的损害。4 分段钻体系和配方4.1 一开

33、井段（0107.00m）膨润土浆基本配方：8膨润土+0.30.5HV-CMC+0.30.5抗盐抗胺钾盐+0.30.5烧碱、纯碱+3%青石粉失水剂+0.5%聚丙烯酰4.2 二开井段（107.00950.00m）聚合物防塌钻基本配方：35%膨润土+0.30.5HV-CMC+23无荧光防塌降失水剂+0.51%抗盐抗失水剂+0.40.6聚丙烯酸钾+0.30.5烧碱添加剂：烧碱、降粘剂、封堵防塌剂、青石粉4.3 二开井段（950.001240.00m）非渗透钻基本配方：0.30.5%膨润土+0.51NPAN+23无荧光防塌降失水剂+0.51%抗盐抗失水剂+0.30.5烧碱+1超低渗透封闭剂添加剂：聚丙烯

34、酰胺钾盐、烧碱、降粘剂、封堵防塌剂、青石粉4.4 侧钻井段（750.001284.00m）非渗透润滑钻基本配方：0.30.5%膨润土+0.51NPAN+23无荧光防塌降失水剂+0.51%抗盐抗失水剂+0.30.5烧碱+1超低渗透封闭剂+1%液体润滑剂+1%固体润滑剂添加剂：聚丙烯酰胺钾盐、烧碱、降粘剂、封堵防塌剂、青石粉5 各井段钻处理重点5.1 一开井段（0107.00m）一开井段所钻遇地层主要为泥岩，局部存在粉砂岩。地层胶结松散，可钻性好，成岩性差，易造浆。钻主要以携带岩屑、稳定井壁，确保安全钻进为目的。钻中必须加足聚合物的用量，抑制地层的造浆。充分利用现有的四级固控设备，除去钻中的无用劣

35、质固相。5.1.1 开钻前配备膨润土浆 70m3，预水化 24h 后开钻。5.1.2 开钻前仔细检查钻循环系统、加重系统、固控系统、钻储备系统，必须满足钻井需要。5.1.3 本井 8 月 29 日 8:00 一开完钻，完钻107.00m，加入 HV-CMC 300kg、SJ-1 200kg，将粘度提到 52s，保证表层套管和固井作业的施工顺利。5.2 二开井段（107.00950.00m）本井段地层以泥岩为主，夹砾状砂岩与粉砂岩，含膏质砂岩，不同层系地层之间，以不整合面接触，钻进时砂岩渗透性极强，钻消耗量较大，易形成厚泥饼，造成缩径阻卡，粉砂岩极易使振动筛眼糊死造成跑浆现象。根据以往施工经验，

36、该井段适合采用聚合物防塌钻体系，结合现有的施工设备以达到安全钻井的目的。该井段钻的处理措施主要有：5.2.1 开钻前仔细检查现有的钻井设备，与施工方结合，制定施工期间设备如何合理使用及出现问题后的解决办法，着重解决如处理剂特别是聚合物的配制及适时跟入钻的方法、出现振动筛跑浆后维持正常循环的办法（勤刷筛面、胶液补充、废浆坑钻调入循环钻井液中）。5.2.2 钻进期间，钻处理以聚合物为主保证钻中聚合物含量达 0.5%以上，聚合物胶液细水长流加入（胶液配制：75kgKPAM/5m3 水），配合现有的固控设备严格控制钻中劣质固相含量。5.2.3 钻至500m，全效开启四级固控设备，尽量清除钻中劣质固相，

37、严格钻井保持在 1.13g/cm3 左右；同时根据钻液中有效膨润土含量，控制钻自然性能情况，补充增粘降失水剂 HV-CMC 400kg，保证钻具有适当的失水及悬浮能力，采用青石粉至 1.15g/cm3，保证钻顺利穿越水层。提高钻5.2.4钻进至 650m 时，为提高钻抑制性稳定井壁，对钻进行第一次大处理，一次加入 3t PA-1、1.5t SJ-1，将钻失水降至 5ml,粘度 46s。5.2.5采用铵盐、SJ-1、HV-CMC、LV-CMC 等处理剂维持钻粘度在 48s 左右，适当控制失水，保持钻具有优良的流变性能，配合工程短起下措施，保证所钻井眼的稳定。5.2.6 950m，开始加入纯碱，并

38、提高 PH 值，预防并处理钙侵。5.3 二开井段（950.001240.00m）本井段地层主要以砂岩和砂砾岩为主，局部含膏质砂岩，下部为厚层状浅灰色砾状砂岩、砂砾岩、泥质粉砂岩、含砾细砂岩夹薄层灰色粉砂质泥岩，本井段使用超低渗透聚合物防塌钻体系。5.3.1本井段钻在上部井段钻基础上，根据现场情况适时进行钻体系的转化，钻至980m 左右，开始按循环周加入各种防塌降失水材料，利用烧碱调整钻PH 值在8-9 的范围以内，将钻各项性能达到预想范围（漏斗粘度 46s 左右、失水 46ml、密度1.16g/cm3 以下）；1100m 左右，以“少量多次”的方式加入非渗透处理剂，逐步把钻体系转换为非渗透钻体

39、系；最后，施工期间保持钻中各种处理剂的有效含量，维持钻的性能稳定。5.3.2 二开井段岩性主要以砂岩和砂砾岩为主。不同层系地层之间，以不整合面接触，钻进时砂岩渗透性极强，钻消耗量较大，易形成虚厚泥饼，因此必须保证钻的失水量在设计范围内。钻进至1000m，加入 NPAN 1t、PA-11.5t、SJ1 1t，改善钻流型，提高泥饼质量。5.3.3 钻进中根据现场实际情况，在保证钻化学抑制与絮凝作用的同时，利用现有的固控设备，及时清除钻屑和有害固相，严格控制钻中的劣质固相含量，保证顺利施工。5.3.4钻至1180m 左右，对钻进行油层前的大处理，加入 PA-1 1t，SJ-1 0.8t，NPAN 1

40、.5t 钻失水降至 3ml。5.3.5 钻进过膏侵后，密切关注钻性能变化，及时加入纯碱清除钙质，保持钻性能的稳定。5.3.6 进入预计油气层井段，提前处理并调整好钻进液性能，使钻的失水和在设计范围内，减少钻对油气层的损害。保持钻性能稳定，最大限度地减少固相和滤液对油气层的污染。5.3.7 完钻后，搞好短起下工作，充分井壁，划修井眼，保证完井作业的顺利。5.4 侧钻井段（750.001284.00m）本井段地层主要以砂岩和砂砾岩为主，局部石膏较发育，下部为厚层状浅灰色砾状砂岩、砂砾岩、泥质粉砂岩、含砾细砂岩夹薄层灰色粉砂质泥岩，本井段使用超低渗透聚合物防塌钻体系。5.4.1 本井段从 750.0

41、0m 开始侧钻，最大井斜为 28.9 度。造斜井段为 120m 左右，钻时比较慢，返砂较少，岩屑磨的比较细，必须全程开启固控设备将其清除。5.4.2 由于是侧钻井，必须提高钻的润滑性，保证较低的摩擦系数，本井在钻进中根据设计加入各类润滑剂，将磨阻系数降至 0.1 以下，降低钻具磨阻，防止定向过出现脱压现象。5.4.3 在进入膏质岩层前，将钻的 PH 值提到 10 左右，同时慢慢跟加纯碱，必要可以用稀释剂调整粘度，使钻保持一个良好的流态。5.4.4 在钻进过100 米左右搞一次短起下，滑修一下井壁，保持一个良好的、较规则的井径。5.4.5 进入油层前补充足超低渗透封闭剂的含量，保护好油层，稳定井

42、壁。5.4.6 完钻后，搞好短起下工作，充分井壁，划修井眼，保证完井作业的顺利。6 日耗浆量统计本井钻进中发生井下漏失。二开钻日耗浆量及钻滤失总量统计见表 1：表 1排 8-C2 井日耗浆量及钻耗浆总量统计7 分段钻性能控制7.1 一开井段（0107m）一开所钻地层为灰黄色泥岩和粗粉砂岩，由于井眼较大，钻携带岩屑，井壁稳-聚合物防塌钻体系，配 70m3定性差，针对地层特点采用预水化 24 小时，在钻进过粘度一直在 4060s，同时坚持固控设备使用率 100%，保证了钻有足够的悬浮携砂能力，完钻后加入 HV-CMC 和 SJ-1，适当提高钻粘度。表 2排 8-C2 井一开钻性能Hm日期日耗浆量/

43、m3日补充量/m38 月 29 日4128 月 31 日7359 月 1 日5209 月 2 日5109 月 10 日5月日月日22合计31109表 3排 8-C2钻性能Hm表 4排 8-C2 井侧钻井段钻性能H M10 认识与建议10.1 含膏地层钻进时，加入适量纯碱，不宜过多，PH 值达到 9.5-10.5 ,既可以有效消除钙侵污染，又可防止土相过渡分散，造成钻后期处理。10.2 坚持使用好四级固控设备，保持尽量低的固相含量，加入适量稀释性材料，确保含膏地层钻进时保持较好的流变性，以获得较低的钻密度和泥饼厚度，减少油气层的。10.3 该区块河和沙湾组不整合面接触，应加足防塌剂和降失水剂（2

44、.5%以上），并及时补充聚合物胶液，增强钻的抑制性，有助于防止坍塌掉块，减小井径扩大率，防止复杂情况发生。10.4 侧钻井段根据井下实际情况按设计加入各类型润滑剂降低钻的摩擦系数，减少钻具摩阻，满足定向安全钻进。10.5 侧钻井段钻进过，尽量 100m 左右短起下一次，滑修井壁，携带岩屑，保持井眼的清洁。10.6 该井在二开井段使用非渗透钻区块现场施工需要。，在钻进过返砂正常，起下钻顺利，能够满足该附件 1：排 8-C2 井井身轨迹数据表排 8-C2 井井身轨迹数据序号m段长m井斜方位南北坐标m东西坐标m投影位移m水平位移m闭合方位垂深m全角变化率/25m1115.75115.750.2612

45、7.07-0.160.21-0.220.26127.07115.750.222135.0819.330.24136.11-0.210.27-0.290.35128.12135.080.233154.3719.290.10158.11-0.260.31-0.340.40130.12154.370.794173.6819.310.26164.22-0.320.33-0.400.45134.23173.680.835193.0419.360.14167.32-0.380.34-0.470.51138.13193.040.626212.4419.400.21115.16-0.420.38-0.520.

46、57137.89212.440.867231.8419.400.52114.18-0.470.49-0.600.68133.76231.841.608251.2019.360.7694.37-0.520.70-0.720.87126.44251.201.679270.5619.360.5694.67-0.530.92-0.801.07120.08270.561.0310289.8819.320.56102.87-0.561.11-0.891.24116.93289.880.4111309.2719.390.54126.09-0.641.27-1.021.43116.59309.261.1512

47、328.4919.220.69107.77-0.731.46-1.161.63116.49328.481.2813347.8919.400.7797.07-0.781.70-1.291.87114.62347.880.8114367.3019.410.8692.99-0.801.97-1.402.13112.12367.290.5515386.6319.330.7499.35-0.832.24-1.512.39110.32386.620.7716405.9619.330.66107.59-0.882.47-1.642.62109.68405.950.6617425.2619.300.79111

48、.87-0.972.70-1.792.87109.70425.240.7318444.6019.340.76111.10-1.062.94-1.963.13109.85444.580.1619463.9619.360.48126.82-1.163.13-2.113.34110.31463.941.6820483.3419.380.54138.92-1.283.25-2.263.49111.40483.320.6321502.7219.380.35150.60-1.403.34-2.403.62112.66502.701.0822522.0219.300.49131.95-1.503.43-2.

49、533.75113.63522.001.0023541.4219.400.49142.65-1.623.55-2.683.90114.61541.400.4724560.7719.350.34136.82-1.733.63-2.814.03115.47560.750.8025580.0619.290.52147.59-1.853.72-2.954.15116.40580.041.0226599.3919.330.51164.63-2.003.79-3.124.29117.86599.370.7927618.7619.370.61158.85-2.183.85-3.314.43119.55618

50、.740.5928638.0719.310.62160.17-2.383.92-3.524.59121.21638.050.0929657.3619.290.69164.32-2.593.99-3.744.76122.96657.330.4430676.7619.400.64169.94-2.814.04-3.964.92124.78676.730.4231696.1319.370.61160.91-3.014.09-4.175.08126.33696.100.5332715.5019.370.69152.29-3.214.18-4.395.27127.53715.470.6533734.80

51、19.300.62162.77-3.414.27-4.615.46128.67734.770.7234744.399.590.60160.50-3.514.30-4.715.55129.24744.360.3335754.009.610.30163.40-3.584.32-4.795.61129.65753.973.1336763.709.700.60318.00-3.574.30-4.775.58129.72763.679.08排 8-C2 井井身轨迹数据序号m段长m井斜方位南北坐标m东西坐标m投影位移m水平位移m闭合方位垂深m全角变化率/25m37773.339.632.00319.50-

52、3.404.15-4.565.37129.34773.3014.5438783.039.703.70324.20-3.023.86-4.114.90128.05782.9817.6839792.749.715.60330.40-2.353.44-3.344.17124.38792.6620.2140802.349.607.60334.00-1.382.93-2.253.24115.15802.2021.2641812.019.679.80334.00-0.062.29-0.802.2991.56811.7522.7542821.679.6611.90331.101.551.451.002.12

53、43.10821.2422.4543831.359.6814.20330.903.460.393.153.486.42830.6723.7644841.049.6916.60331.905.72-0.845.685.78351.64840.0124.9245850.699.6519.20333.908.36-2.198.628.64345.33849.1927.6846860.409.7121.70336.7011.44-3.6011.9912.00342.53858.2927.6447870.059.6524.40339.3014.95-5.0115.7715.77341.47867.172

54、9.9048879.759.7026.30341.3018.86-6.4119.9219.92341.23875.9421.4849889.449.6927.00341.4022.98-7.8024.2624.26341.25884.607.2450899.149.7027.30341.6027.17-9.2028.6928.69341.29893.233.2351918.3619.2227.60341.6035.58-12.0037.5537.55341.36910.281.5652937.7519.3927.80340.7044.11-14.9146.5646.56341.32927.45

55、2.3953957.1519.4027.90340.7052.66-17.9155.6355.63341.22944.610.5254976.4819.3328.10340.7061.23-20.9164.7064.70341.15961.671.0355995.8019.3228.60340.2069.87-23.9873.8773.87341.06978.682.86561005.509.7028.90340.2074.26-25.5678.5478.54341.01987.183.09571024.7319.2327.80341.6082.89-28.5587.6787.67341.001004.106.685