腰南1井钻井工程技术完井总结.doc

松辽盆地长岭断陷腰南构造腰南1井钻井工程完井报告中国石化勘探北方分公司二七年七月一日松辽盆地长岭断陷腰南构造腰南1井钻井工程完井报告钻井工程师：李 亚 飞泥浆工程师：任 庆 久编 写 人：李 亚 飞审 核 人：廖 扬 强负 责 人：羽 保 林中国石化集团中原石油勘探局钻井三公司二七年七月一日腰南1井钻井工程项目评审验收意见书2007年7月11日由勘探北方分公司组织有关专家，在听取井队全面汇报的基础上，对中原石油勘探局油田钻井三公司50737钻井队承钻的腰南1井的原始和成果资料进行了验收，验收组认为：1、该队能够认真执行设计和甲方指令，积极配合与第三方的工作，周密组织，精心施工，圆满完成了该井的钻井工程任务。2、井身质量、固井质量、泥浆质量、取心质量等工程质量指标达到了设计和合同规定的要求。3、目的层油层段采用屏蔽暂堵剂、聚合醇防塌剂，非渗透油气层保护剂等油气层保护剂，控制失水小于5ml，满足了油气层保护的需要。4、原始资料上交齐全，井史记录、钻井日报、钻井液日报、钻具记录等数据真实准确。验收组认为，该队在施工中高标准管理队伍，严格执行技术措施，各项工程质量指标达到了设计和合同要求，圆满地完成了该井的钻井工程任务，综合评定为优质工程。建议施工单位对欠平衡钻井井段的井身质量控制和深井钻井技术进行分析总结，为今后在该区的钻井设计和施工提供参考依据。 评委会主任：张玉明2007年7月11日腰南1井钻井工程项目竣工验收审查组名单评委姓名单位职务/职称签名组长张玉明勘探北方分公司副总地质师/教授张玉明副组长刘彦学工程技术处处长/高工刘彦学成员周荔青勘探北方分公司经理/教授周荔青谢晓安勘探北方分公司副经理/教授谢晓安张淮勘探北方分公司处长/高工张淮王德喜勘探处处长/高工王德喜李玉忠生产环保处副处长/高工李玉忠徐宏节科技信息处副处长/高工徐宏节刘厚裕工程监理处副处长/高工刘厚裕张学恒计划财务处高工张学恒董泽军工程技术处高工董泽军目 录一、施工概况1二、基础数据2三、各次开钻施工总结5四、钻井工程质量13五、井下复杂情况及事故分析14六、钻头使用情况分析16七、钻井时效分析22八、地层压力监测及破裂压力实验情况24九、油气层保护26十、井控工作28十一、固井情况33十二、生产管理与QHSE管理工作36十三、主要经验及存在的问题41十四、钻井潜力分析、认识及建议43附件一：腰南1井钻井液技术总结45附件二：腰南1井单点井斜数据58附件三：腰南1井电测井斜数据59附件四：腰南1井低泵速试验数据表64附件五：腰南1井表套固井统一数据表65附件六：腰南1井技套第一级固井统一数据表67附件七：腰南1井技套第二级固井统一数据表69附件八：腰南1井分段井径数据71附件九：腰南1井入井套管及附件登记一览表75附件十：腰南1井事故报告89附件十一：腰南1井钻井资料上交清单90一、 施工概况腰南1井位于吉林省前郭县查干花乡达尔罕东北西约3Km处，是中国石化勘探北方分公司部署的一口预探井，设计井深4800m，主要目的层：营城组，次要目的层：青山口组、登娄库组。该井由中原石油勘探局钻井三公司50737ZY钻井队承钻，2006年9月21日开始搬迁，2006年9月27日15:00开钻，2007年5月7日14:30完钻，完钻井深4790m，2007年6月2日12:00完井。完井方式：裸眼完井。全井钻井周期177.65d，建井周期209.83d。腰南1井，最大井斜19.86/4009m，井底水平位移169.77m，最大全角变化率3.85/4735m；二开井段扩大率14.46%；三开井径扩大率1.7%；固井质量合格；取心收获率93.59%，工程质量指标达到了设计和合同要求。施工中工程积极配合地质、综合录井、中途测试、电测等单位，进行了地质常规录井和完井电测等工作，取全取准了各项资料，达到了本井的钻探目的，出色地完成了本井的钻探施工任务。中原石油勘探局钻井三公司以其强有力的装备实力、技术力量、后勤保障和良好的市场形象中标该井。中标后我们一方面组织经验丰富的技术人员进行广泛的调研，编写了钻井工程施工方案，并通过了甲方组织的审批；另一方面，积极组织设备的调运、安装，于2006年9月27日按照甲方要求顺利开钻。开钻以后，在中国石化勘探北方分公司各级领导的关怀下，在现场监督的指导下，在公司的直接领导下，我们严格执行地质、工程、钻井液三大设计，认真贯彻“质量为本，信誉至上，创建世界名牌钻井公司”的公司质量方针，按设计和甲方要求认真组织，精心施工。针对地层不熟悉、井下情况多变等特点，根据实钻情况及时分析、及时总结，采取相应的措施，克服了上部地层起钻困难、掉块多、跳钻严重、钻头选型困难等钻井中出现的难题，高标准、高质量完成了该井的施工。二、 基础数据(一) 设计基础数据1. 井号：腰南1井2. 井别：预探井3. 井位坐标：纵(X) 4932959 横(Y) 215795844. 地理位置：吉林省前郭县查干花乡达尔罕东北西约3Km处5. 构造位置：长岭断陷达尔罕断凸带腰南深层构造高点6. 钻探目的：探索腰南深层构造营城组、登娄库组、泉头组的含油气性，力争获得油气突破。了解腰南深层构造断陷层火成岩发育、岩性、岩相特征及储层的变化规律。获取钻遇地层的地质参数及相关的油、气、水资料。为腰南断陷层天然气储量计算提供参数。7. 完钻层位：营城组8. 完钻原则：钻达设计井深及层位，完成地质设计任务完钻；在营城组钻遇良好油气显示，中途测试天然气日产量大于105m3可提前完钻;未达到设计井深，但已确认进入盆地基底，可提前完钻；未按设计井深完钻，须甲方批准确定。(二) 钻井基本数据1. 搬迁时间：2006年9月21日8:002. 一开时间：2006年9月27日15:003. 二开时间：2006年10月3日22:204. 冬休时间：2007年1月17日23:002007年3月4日7:005. 三开时间：2007年3月7日5:006. 欠平衡时间：2007年03月21日15:007. 完钻时间：2007年5月7日14:308. 完井时间：2007年6月2日12:009. 钻井周期：177.65d10. 建井周期：209.83d(不包括冬休时间)11. 中途测试：5.33d12. 设计井深：4800m13. 完钻井深：4790m14. 完钻层位：营城组15. 钻 机 月：6.78台月16. 钻机月速：706.49m/台月17. 平均机械钻速：1.95m/h18. 取心进尺：10.9 m19. 岩心长度：10.2 m20. 平均取心收获率：93.59 %21. 井身质量：合格22. 固井质量：合格23. 完井方法：裸眼完井91(三) 实钻地质分层表1 实钻地质分层地层设计分层实际分层岩性特征描述系组代号底界(m)厚度(m)底界(m)厚度(m)第四系Q10780岩性为棕黄色表土层、细砂层、砂砾层第三系太康组Nt283266265185岩性以灰白色砂砾岩、灰色细砂岩为主夹绿灰色泥岩。白垩系明水组K2m889603868603岩性以绿灰色、棕红色泥岩与灰色粉砂岩略等厚不等厚互层。四方台组K2s12673781300432岩性为红灰泥岩间互与砂岩略等厚互层。砂岩主要为灰色粉砂岩、泥质粉砂岩，中部见一厚层灰白色含砾砂岩。嫩江组K2n18786111888588岩性上、中部主要为灰色泥岩夹灰色粉砂岩，下部主要为灰黑色泥岩与灰黑色油页岩。姚家组K2y20271492010122岩性为浅灰色砂岩与红色泥岩略等厚不等厚互层。砂岩主要为浅灰色灰质、白云质、泥质粉砂岩。青山口组K2qn27627352673663岩性上、中部为红色泥岩与灰色砂岩略等厚不等厚互层；下部主要为灰色、灰黑色泥岩与砂岩等厚互层。砂岩主要为浅灰色粉砂岩、泥质粉砂岩、灰质粉砂岩、细砂岩。泉头组K1q429531912786113岩性以灰色细砂岩为主夹紫红色泥岩。K1q332452923102316岩性为紫红色泥岩、砂质泥岩与浅灰色细砂岩略等厚互层。K1q234932483365263岩性主要为灰色细砂岩、泥质粉砂岩与紫红色泥岩略等厚不等厚互层。以泥岩为主，砂岩欠发育。K1q137672743626261岩性主要为灰色细砂岩、粉砂岩与紫红色泥岩略等厚互层。顶部是一套泥岩段，中下部砂岩较多、较发育。登娄库组K1d39972303788162岩性主要为灰色细砂岩、泥质粉砂岩与褐色泥岩略等厚-不等厚互层。营城组K1yc4800未穿8034790未穿1002岩性主要为紫灰色、灰色凝灰岩、流纹岩。三、 各次开钻施工总结(一) 井身结构表2井身结构数据表井身结构套管下深钻头尺寸 (mm)设 计(m)实 际(m)套管尺寸(mm)设 计(m)实 际(m)一开444.5500500.5339.7498500.39二开311.1540073800244.540053799.11三开215.948004790图1 井身结构示意图(二) 第一次开钻施工情况FF本井一开于2007年9月27日17:00用444.5mm三牙轮钻头开眼。采用了塔式钻具组合：444.5mm钻头+228mmDC1根+203mmDC12根+178mmDC1根+127mmDP，前四个单根，先用单泵开钻，排量30L/s，转速60r/min，钻压3050kN缓慢吊打，然后开双泵加大排量，小钻压、高转速钻至井深500.5m。钻井液密度为1.24g/cm3，粘度60s，下入国产339.7mm套管47根，钢级J55，壁厚9.65mm，下深500.39m，阻位488.9m，联入8.85m，采用常规法固井，共注入嘉华G级水泥86t，水泥浆密度平均为1.83g/cm3，替清水29m3。水泥浆返至地面。一开钻进井段7.50500.5m，进尺493m，平均机械钻速15m/h。根据电测结果：表层井段最大井斜1.13300m ,井底水平位移1.20m，平均井径扩大率7.70%，井身质量符合设计要求。一次开钻的主要技术措施：（1）采用大尺寸塔式钻具配合合理的钻井参数达到防斜目的，为确保上部井段打直，采用小钻压领眼,轻压吊打，均匀送钻；分别在井深276m、416m、490m测单点，最大井斜0.9，井身质量符合设计要求。（2）防浅层气措施：用密度为1.24g/cm的泥浆开钻；一开就开始综合录井和进行坐岗观查；储备有足够的加重材料。（3）防塌防卡措施：保正泥浆性能符合要求；尽量开双泵循环；井深280m时短起下钻一次；起下钻遇阻卡井段耐心划眼。(三) 第二次开钻施工情况二开整改期间，高标准、高质量安装井控装备，并在甲方监督的严格监督下分别对套管及井控装备进行了试压，试压合格。试压情况：套管试压15MPa，环形防喷器试压24MPa，半封闸板试压70MPa，全封闸板试压70MPa，节流管汇、压井管汇试压70MPa，稳压时间10分钟，压力下降为零，试压合格。2006年10月3日由中国石化东北新区项目管理部和现场工程、泥浆、地质监督组成的检查验收小组进行二开前的全面验收。10月3日12:00磨阻流环，阻流环位置在488.9m，实探水泥面深度为464m。10月3日22:20二开钻进，钻头尺寸为311.15mm，钻进井段500.93800m，二开主要工作是钻进、中完电测、下技术套管和固井施工。本井二开井段长，防斜打直和井下安全是关健。在保证井身质量和井下安全的前提下，针对井下的实际情况，我们采取了两种钻具结构：1. (500.5699m)井段，本段主要是采用钢齿牙轮钻头钻穿阻流环和水泥塞。采用了防斜效果较好的钟摆钻具：311.15mmH127钻头+203mmDC2根+311mmLF+203mmDC10根+178mmDC1根+127mmDP，钻压：30kN，转速55r/min，泵压14.95MPa。地层：明水。钻进进尺198.67m，纯钻20.47h，机械钻速9.70m/h。2. (6992433m)井段，采用PDC钻头+钟摆钻具组合：311.15mmPDC钻头+228mmDC1根+311mmLF+203mmDC7根+127mmHWDP5根+127mmDP，钻压：3050kN，转速110r/min，泵压1316MPa。地层：明水、四方台、嫩江、姚家、青山口。进入青山口组后，PDC钻头的钻时明显变慢，因此起钻换牙轮钻头。钻进进尺1734m，纯钻239.75h，机械钻速7.23m/h。3. (24333800m)井段，地层主要为青山口组，采用牙轮钻头+塔式钻具组合：311.15mm钻头+228mm减震器+228mmDC1根+203mmDC17根+178mmDC1根+127mmHWDP2根+127mmDP，钻压220240kN，转速6070r/min，泵压1620MPa。共用钻头14只，进尺1367m，纯钻时间1447.56h，机械钻速0.94m/h。4. 打电测口袋钻具组合(井段38003830m)：215.9mmHJT617GH钻头158mm减震器+158.8mmDC14根+127mmHWDP6根+127mm钻杆2007年1月4日9:00钻至井深3800.00m（进营城组12m），进尺3299.5m，纯钻时间1701.39h，平均机械钻速1.94m/h。再用215.9mm钻头钻测井口袋至3830.00m起钻进行二开中完作业，二开完钻时间：2007年1月7日12：30。2007年1月7日进行中完电测，电测一次成功，井底井斜2.34，水平位移28.36m，闭合方位122.14，最大全角变化率0.69/3800m，二开井段最大井斜2.34/3800m。二开井段平均井径扩大率4.2%。二开下入国产244.5mm钢级(P100/TP110)/壁厚11.99mm技术套管，套管下深3799.11m，阻位3754.26m，分级箍位置2073.22m，联入8.25m。采用双级固井，注入嘉华G级水泥127.66t，水泥浆返至地面，固井质量：合格。二开钻进井段500.503830m，进尺3329.50m。从二开到完钻共用95.65d；测井、通井、下套管、固井、候凝、钻水泥塞及套管附件和测声幅时间（至2007年1月17日23:00）合计10.44d；二开共用106.09d。二开使用钻头17只，型号分别为HJT617G1只，HAT1271只，HJT537G13只； PDC钻头2只，215.9mmHJT617GH钻头1只(打小井眼)。二开钻进施工的主要难点：1.钻进施工中蹩跳钻严重，极易出现钻具事故；2.上部地层软泥岩地层造浆性强，钻井液粘度升高快；明水组地层成岩性差，泥岩较软、塑性软弹性强，钻屑集结成球团状，泥糊堵塞环空影响钻效，起下钻具难度大；姚家组地层水化剥落，地层胶结性差，泥岩易崩散，掉块严重，给井下安全造成了一定的隐患。3.裸眼井段长，对钻井液性能的维护难度加大；4.二开井段长，环空损耗大，施工后期无法双泵打钻，排量小，井底钻屑无法及时带出，给井下安全带来了很大隐患。(四) 第三次开钻施工情况2007年3月7日5:00，经过紧张有序的中完作业、设备整改及井控装置按标准安装、试压等，顺利通过了三开设备安装质量验收，开始第三次钻井施工。1. 取心钻进(3830.33839m)：依据设计在进入火成岩顶部控制取心一筒，钻具组合：取心钻头+川8-3取心筒+158mmDC*8根+127mmHWDP*7根+127mm DP，钻压2040kN，转速50r/min，泵压1516MPa，取心进尺8.7m，心长8m，取心收获率92%，机械钻速0.26m/h。2. 取心钻进(39984000.2m)：三开钻至井深3998米，由于钻头磨损严重、使用时间短，为了验证地层岩性，为钻头的优选提供依据，按照甲方要求取心一桶。钻具组合：钻头+川8-3取心筒+158mmDC*8根+127mmHWDP*7根+127mm DP，钻压2040kN，转速50r/min，泵压1516MPa，取心进尺8.7m，心长8m，取心收获率92%，机械钻速0.26m/h。3. 欠平衡钻进本井为了更好地发现油气层，保护油气层，依据设计三开井段实施欠平衡钻井。欠平衡钻井是在钻井过程中允许地层流体进入井内，并将其循环到地面加以有效控制的一种钻井技术。与常规钻井相比，有其明显的优越性，优点有：降低地层损害，克服复杂井及井漏又井涌的难题，克服水敏性泥页岩水化作用，克服压差卡钻，有利于老油田改造，易动用难拿储量，有利于提高机械钻速，可及时发现油气层。3月21日15:00开始三开欠平衡井段钻进施工，采用低密度聚合醇钻井液体系，钻井液密度1.041.10g/cm3。井段38394790m，钻具组合：215.9mm钻头+158mm减震器+箭形回压凡尔158mmDC1根+箭形回压凡尔+158mmDC1根+旁通阀投入式止回阀+178mmDC16根+127mmHWDP8根+127mmDP，钻压160180kN，转速5565r/min，泵压1517.5MPa。施工井段为38394790m，营城组，进尺951m，纯钻进638.33h，平均机械钻速1.49m/h，其中地质控制工程取心一筒。使用215.9mm牙轮钻头18只，取心钻头3只。欠平衡井口装置采用70MPa一类井口和美国Williams公司7100型旋转防喷器以及地面处理装置、气体燃烧系统等辅助设备进行循环和钻进。2007年5月6日23:30钻至井深4790m完钻，5月9日8:30完井电测结束，电测一次成功。电测显示三开井段最大井斜19.86/4009m井底井斜6.6，水平位移169.77m，闭合方位170.88，全井最大全角变化率3.85/4735m。三开井段最大井径258.83mm，最小井径209.55mm，平均井径219.64mm，井径扩大率1.7%三开钻进井段38304790m，进尺960m。从三开到完钻共用65.31d；完井作业25.8d；三开共用91.11d。(五) 技术保障措施1. 大井眼(311.15mm井眼)钻井技术大井眼井段，在深探井钻井中，是一个集控制井身质量、安全和速度为一体的关键钻进井段。在控制好井身质量的前提下，抓好安全速度关。大井眼钻井，最常遇到的问题就是起下钻的阻卡问题。主要原因：一是井眼大、井眼稳定性差；二是上部地层欠压实、疏松，地层中粘土矿物遇水易水化膨胀产生缩径，同时钻屑上返过程中易分散成细颗粒粘贴在井壁上形成假泥饼引起井径缩小。因此，为解决大井眼的安全钻井问题应注意以下几个问题：(1). 坚持实施短起下钻工艺。不管使用PDC或牙轮钻头都应坚持短起下钻工艺，即每钻进200m左右进行一次短起下，通过短起下及时清除假泥饼和巩固井壁。(2). 钻井参数的强化实施。特别是排量的选择最为重要，在钻速较快的条件下，排量的选择应宁大勿小，以便达到最优的净化井眼的效果。(3). 调整好钻井液性能，控制滤失量，形成优质泥饼，巩固井壁。2. 强化操作规程和技术措施遵守操作规程和制定正确的工程技术措施也是深井安全防卡的重要环节，为此，主要做了以下几方面的工作：(1). 加强活动钻具，井内钻具静止不能超过3min。上下活动钻具范围应大于6m以上。(2). 最大限度地减小钻井液液柱压力，减小钻具与井壁上滤饼的接触面积和尽量缩短钻具在井下静止时间，一定要保证不停地活动钻具。(3). 最大限度地降低钻井液中的无用固相含量，改善钻井液固相颗粒级配。维持钻井液具有好的流变性，提高井壁的承压能力。(4). 所有下井钻具必须按规定认真进行检查，凡不合格的钻具禁止下井使用。(5). 选择合理的钻具结构，优选参数钻进，力求打直打快，避免“糖葫芦”、“狗腿子”井眼，防止键槽的产生，减少卡钻的机会。(6). 起钻前处理好钻井液，大排量循环洗井，循环两周以上方可起钻。下钻不应一次到底，应分段开泵循环正常后再下钻。(7). 短起下钻井段应超过所钻井段长度，防缩径卡钻。(8). 钻进中发现泵压下降，必须停钻找出原因。如果在地面上找不出问题，应起钻检查钻具。(9). 钻进中发现钻时变慢、蹩钻、泵压升高、上提钻具阻卡，应立即停钻，处理钻井液改善性能。同时，上下长距离活动钻具，并高速旋转甩动，加大循环排量，以消除钻头或稳定器泥包。(10). 在井口上作业，必须预防工具、螺栓、钳牙等物品落入井内。空井时，要用钻头盒盖住井口。3. 防斜打直措施(1). 设备安装按规定要求达到平、正、稳、固、牢。校正天车中心、转盘中心及井口中心三者处于同一铅垂线上，最大允许偏差不超过10mm。(2). 指重表、记录仪、泵压表必须灵敏、准确、好用。(3). 采用有效的井斜监测措施；坚持测斜，井斜变化严重时加密测量，做好井身质量预测。(4). 优选钻具组合，并根据不同情况及时调整钻进参数；根据实际情况选用防斜、纠斜钻具，加强防斜效果。(5). 根据钻时的快慢及时调整钻压；地层交界面、软硬交错地层至少吊打钻进3050m。(6). 钻遇裂缝地层时如有跳钻等现象，降低钻压，并对裂缝井段反复划眼，消除可能出现的狗腿或台阶。(7). 绘制地层、井斜及各井段的钻进参数曲线图，通过分析，优选出有利于防斜的最优钻进参数，并及时调整。4. 欠平衡技术措施(1). 制定了详细周密的试压标准。按欠平衡钻井工艺的要求，进行井口及地面设备的配套安装及试压。(2). 按设计配制合适密度和性能的欠平衡钻井液，储备足量的重泥浆及加重材料。(3). 明确常规钻井和欠平衡循环流程及其间的转换方法。进入目的层，注意观察溢流征兆，下钻到底循环测油气后效时，如果后效严重，钻井液喷涌较大，经欠平衡循环流程节流循环，保证井口安全。(4). 制定了关井校核地层压力的方法和措施。发生溢流，关井求压，校核地层压力，确定是否调整钻井液密度。(5). 制定了起下钻技术措施。严格按设计组配钻具结构，下入2只箭形止回阀、1只旁通阀和1只投入式止回阀。下钻时，每500m灌浆一次，以保护下部箭形止回阀，下钻到技术套管鞋处，安装旋转控制头轴承总成再下钻；起钻前充分循环，用旋转控制头过胶芯带压起钻至技术套管内，再起出旋转控制头轴承总成。(6). 制定了欠平衡钻井安全措施及防H2S应急预案。欠平衡钻井期间，加强井控安全措施，严格坐岗制度，加强液面观察，加密测量钻井液性能的次数，地质录井注意观察油气显示情况，发现快钻时控制钻压，不抢进尺，司钻注意观察泵压、悬重变化，密切观察井口，及早发现井涌、井喷现象。5. 油气井控制的技术措施(1). 井控装备送井前试压并检验合格，配齐配件，送井后由钻井工程师检查验收。(2). 配齐井口工具：上旋塞、下旋塞、投入式回压阀、箭形回压阀、泥浆气体分离器和泥浆液面报警装置。(3). 二开钻水泥塞前必须按部颁井控实施细则规定对全套井控设备进行试压，合格后方能钻开水泥塞。(4). 井架工以上岗位人员必须持有效的井控操作合格证才能上岗。(5). 井控装备每周试压一次，保持全功能正常运转，标准化安装、试压。(6). 严格执行装备的检查保养制度，做到设备专人负责，班班有检查，发现问题及时整改，按规定要求定期活动，确保井控装备随时处于最佳工作状态。(7). 操作人员能及时发现溢流，正确实施关井程序，及时关井。(8). 钻开油气层前，必须作好充分思想、组织、技术、设备、物资准备。(9). 钻井液密度和其它性能符合设计要求，并按设计要求储备加重钻井液、加重剂和处理剂。(10). 各种井控设备及其专用工具、消防器材、防爆电器系统配备齐全，运转正常。(11). 落实溢流监测岗位、关井操作岗位、干部24小时值班制度。(12). 全队及分班组进行防喷演习并达到规定要求。(13). 执行钻开油气层前的申报制度，经甲方、项目组检查验收并批准后才能钻开油气层6. 井身质量保证措施(1). 优选钻具组合和钻井参数，钻头选型不仅要考虑地层可钻性，还要考虑预防井斜的问题。根据实钻情况，并对下部所钻地层预测，进行钻头选型，保证井下安全，提高机械钻速。(2). 上部井段要严格控制井斜，为下部井段的钻进争取主动。(3). 地层交界面、软硬交错地层至少吊打钻进30m，要认真卡准地层位置。(4). 加强井眼轨迹跟踪监督，按施工设计进行单、多点测斜，及时分析井斜及位移变化情况，以便采取措施。每次测斜必须成功，无井斜数据不得盲目钻进，井斜变化严重时加密测量，并利用微机处理数据进行井身质量预测。(5). 工程技术员负责确保指重表和自动记录仪灵敏好用，记录仪卡片齐全完整。保证钻井参数符合设计与技术指令。四、 钻井工程质量(一) 井身质量在腰南1井施工中，主要采用钟摆钻具和塔式钻具两种钻具组合，施工中严格按要求进行测斜。当出现井斜有上升趋势，及时改变钻井参数，不盲目要求速度，从而确保了全井井身质量符合设计要求。本井在钻进过程中，采用单点监控，共测斜22次，监控井段03800m，欠平衡井段由于施工的特殊性，无法进行单点监控。完钻电测数据处理情况：井底井斜6.6，水平位移169.77m，闭合方位170.88，全井最大全角变化率3.85/4735m，二开井段最大井斜2.34/3800m，三开井段最大井斜19.86/4009m。井身质量数据见表3：表3 井身质量数据井 段(m)设 计实 际水平位移(m)全角变化率(/30m)井径扩大率(%)水平位移(m)全角变化率(/30m)井径扩大率(%)0.002000.00401.6155.650.1214.462000.004800.002003.915169.773.851.7(二) 井径本井二开井段最大井径443.41mm，最小井径292.66mm，平均井径361.24mm，井径扩大率14.46%；三开井段最大井径258.83mm，最小井径209.55mm，平均井径219.64mm，井径扩大率1.7%。全井段井径扩大率完全达到设计要求。表4 井径情况数据工况井眼尺寸(mm)最大井径/井段(mm/m)最小井径/井段 (mm/m)平均井径(mm)井径扩大率(%)设计实际二开311.15443.41/750292.66/3800361.241514.46三开215.9258.83/4681209.55/4421219.64151.7(三) 固井质量本井固井施工由中原油田固井工程处承揽完成，表套、技套固井质量合格，未下油套，无油套固井。(四) 取心质量腰南1井在营城组取心2筒，进尺10.9m，心长10.2m，取心收获率93.58%。取心情况见表5：表5 取心情况统计表编号钻头直径(mm)层位井 段(m)进尺(m)心长(m)取心收获率(%)纯钻时间(h)机械钻速(m/h)1215.9营城组3830.338398.7891.9533:000.262215.9营城组39984000.22.22.21009:500.22五、 井下复杂情况及事故分析本井施工过程中的复杂和事故情况主要有以下几方面：(一) 起钻遇卡该井钻至井深1591米循环短起过程中，在10601290m多处遇卡。分析原因：上部软泥岩地层水敏性强，井眼环空有大量钻屑积存，不能及时返出井外。这些残留在井内的钻屑在旋转钻具的扰动敲击下，被挤压在井壁上，在井眼内造成假塑性泥饼吸附在井壁上，使井眼缩径。上提钻具刮削致使泥饼脱落，造成环空堵塞。钻进至明水、四方台、嫩江组地层时，均有不同程度的软泥岩造浆形成的泥饼糊在井壁上，起钻刮拉井壁产生抽吸，严重可发生井塌。处理：遇卡不可多提，以上下活动钻具为主，接方钻杆开泵上提带出钻具为辅，防止钻具卡死；上部地层适当控制钻速，打完单根后起出一个单根，把井壁拉一遍后接单根；加长划眼排砂时间，加大泵排量，适时调整流变参数和适当的粘度、切力，细水长流补入抑制性胶液和优质坂土浆。(二) CO2的处理钻至4466米时， CO2含量急遽上升。最高为18%。泥浆性能也发生了很大的变化，比重由1.05g/cm3下降到1.03 g/cm3 粘度由60秒上升到97秒，失水有3.8 ml上升5ml， PH值由9降到7。为了井下的安全施工，现场采取了停钻循化观察和处理钻井液，待钻井液性能有所好转时继续恢复钻进。在下部井段的施工中，CO2 不断溶入泥浆中，造成钻井液断受到污染 。处理：1. 正常钻进时，由于CO2的不断侵入，钻井液性能极其不稳定，为了稳定钻井液性能，保持其低失水和良好的抗高温及润滑性。只有不断用生石灰消除污染，接着用降失水剂和润滑剂调整性能，并用高粘度胶液进行维护。2. 起下钻工序中，首先用降失水剂和润滑剂，配置高浓度钻井液打入井底，封闭裸眼井段，安全起钻。在起钻的同时低压循环罐内钻井液，加入生石灰，钻头起至套管鞋内接方钻杆用处理过的钻井液将井内钻井液置换出来，然后边起钻边低压循环处理地面罐内钻井液。(三) 断减震器综述2007年4月23日4:02钻至井深4438.00m时，立压出现异常，由正常钻进时的17.5Mpa升高至19.9 Mpa，扭矩由13.5KN.m升高至19.54 KN.m。其它工程参数无变化，钻具上提、下放正常。钻具离开井底时，泵压恢复正常，一放至井底，立压旋即升高，反复多次均是如此，分析认为井下异常，遂决定起钻查明情况。16:30起出后，发现钻具断落，断裂处为减震器上部0.72m处，即减震器轴芯（脖子）上部的台阶处断了。井下落鱼钻具结构： 158.8mm减震器+216mm钻头。落鱼长度为3.89m，鱼顶位置为：4434.11m。2007年4月24日下入200mm卡瓦捞筒打捞井下落鱼。下钻到底实探鱼顶4434.11m，开泵循环冲洗鱼顶后进行打捞，打捞一次成功。造成此次事故原因是：1、该段地层较硬，且呈不均质性，交变应力集中，致使该处产生疲劳损伤。2、减震器质量不过关，该减震器为贵州高峰产，使用时间为62小时。断裂部位六、 钻头使用情况分析(一) 钻头使用分析钻井施工中，通过调研邻井资料，根据地层和实钻情况优选钻头，选择使用时间长、适应地层、机械钻速高的钻头，以减少起下钻时间，缩短钻井周期。二开主要以牙轮钻头为主，期间不同井段采用PDC钻头，根据实钻情况及时对所起出的钻头进行分析、总结，对下部钻头进行优选。通过钻头的选型和使用可看出在明水组、四方台组、嫩江组、姚家组PDC钻头的进尺多(1734m)，纯钻时间长(239.75h)，机械钻速为7.23m/h，从而减少了起下钻趟数，加快了施工进度；进入青山口组后，PDC的机械钻速下降，钻头损坏严重，因此起钻换牙轮钻头；换牙轮钻头后，机械钻速为0.94m/h，单只牙轮钻头平均进尺97.64m。三开采用欠平衡钻进，井段长，地层岩性变化频繁，地层为营城组，岩性为火成岩（紫灰色凝灰岩），主要成份为火山灰，含有石英、长石斑晶或晶屑，具凝灰结构块状构造，硅质胶结，坚硬致密，可钻性差，研磨性强，地层跳钻严重。在井段38394154m，单只钻头平均进尺26.25m，纯钻时间23.42h，机械钻速1.12m/h。起出钻头均报废。邻井达2井、腰深1井采用的钻头型号在本井都无法满足施工的需要，现场试验了多种钻头型号，并将取心分析结果及钻头使用情况反馈给江汉钻头厂，由他们为本井提供钻头型号和参数优选，经过现场多种钻头的使用，最终选择了价格昂贵的带金刚石保径的钻头，基本能满足井下施工的需要.钻头用量大，磨损严重，共使用钻头24只，其中牙轮钻头21只，取心钻头3只，牙轮钻头的型号经历了HJT617GH、HJT637G,HJT637GL、HJT637GH、HJT637GHL、HJT737GH等型号钻头，单只牙轮钻头平均进尺46.62m，纯钻时间33.26h，机械钻速1.40m/h。(二) 钻头使用情况统计表6钻头使用情况统计表序号型号钻头尺寸mm水眼层位井 段m进尺m纯钻时间h机械钻速m/h钻井参数备注钻压(KN)转速r/min排量L/S1SKW121444.5403泰康组明水组7.50 416.75 409.25 29.67 13.79 4065552SKW121444.5243明水组416.75 500.50 83.75 5.17 16.20 4075553HAT127311.1518+18+17明水组500.50 699.00 198.50 14.08 14.10 3060704AG526311.15144+122明水嫩江姚家699.00 2068.83 1369.83 117.92 11.62 6085655WHDB361P-7311.15244+105姚家青山口2068.83 2433.00 364.17 121.83 2.99 6085656HJT537GK311.15333青山口2433.00 2617.00 184.00 95.47 1.93 24075387HJT537GK311.15333青山口2617.00 2702.40 85.40 56.75 1.50 24075388HJT537GK311.15333泉头组2702.40 2791.70 89.30 69.92 1.28 24075389HJT537GK311.15333泉头组2791.70 2794.10 2.40 8.58 0.28 240753810HJT537GK311.15333泉头组2794.10 2951.87 157.77 138.50 1.14 240753811HJT537GK311.15333泉头组32951.87 3085.59 133.72 122.00 1.10 240653812HJT537GK311.15333泉头组323085.59 3200.20 114.61 123.33 0.93 240653813HJT537GK311.15333泉头组23200.20 3304.37 104.17 106.75 0.98 240653814HJT537GK311.15333泉头组23304.37 3395.00 90.63 128.17 0.71 240653815HJT617G311.15333泉头组3395.00 3469.64 74.64 119.67 0.62 240653816HJT537GK311.15333泉头组13469.64 3564.22 94.58 133.00 0.71 240653817HJT537GK311.15333泉头组13564.22 3648.30 84.08 145.00 0.58 240653818HJT537GK311.15333泉头组1 登娄库3648.30 3740.7892.48 126.67 0.73 240653819HJT537GK311.15333登娄库 ,营城组3740.78 3800.00 59.22 73.75 0.80 240653820HJT617GH215.9333营城组3800.00 3830.00 30.00 35.25 0.85 1406538序号型号钻头尺寸mm水眼层位井 段m进尺m纯钻时间h机械钻速m/h钻井参数备注钻压(KN)转速r/min排量L/S21HJT637GL215.9333营城组3830.00 3830.00 0.00 22GA114215.9333营城组3830.00 3830.20 0.20 1.50 0.13 305534238441RQ302215.9营城组3830.20 3830.30 0.10 6.91 0.01 205534248441RQ502215.9营城组3830.30 3839.00 8.70 33.00 0.26 30553425HJT637GL215.9203营城组3839.00 3876.18 37.18 28.17 1.32 160553426HJT637GL215.9203营城组3876.18 3907.00 30.82 25.75 1.20 160553427HJT637GHL215.9203营城组3907.00 3920.47 13.47 17.75 0.76 160553428HJT637GHL215.9203营城组3920.47 3958.75 38.28 40.00 0.96 160553429HJT637GHL215.9203营城组3958.75 3980.00 21.25 22.83 0.93 160553430HJT637GHL215.9203营城组3980.00 3998.00 18.00 17.67 1.02 1605534318441R