复杂钻井施工工艺技术

复杂钻井工艺技术第一章复杂钻井技术石油钻井工作者的目标在地下，工作对象是地层岩石、流体和构造。它们在形成、发育过程中，由于受多种因素和条件的影响，使得地下的地质情况发生不同的变异，出现不同的复杂的地质情况。比如出现可钻性极差的研磨性地层，能产生塑性移动的石膏盐岩地层，异常低压的漏失层，异常高压的高压、高产、含硫油气藏，破碎的垮塌地层，地层倾角很大的高陡构造等等，这些都给钻井工作带来极大的麻烦。石油钻井工程即使在一般地区，它也是一个高风险、高投入、技术密集、资金密集的系统工程。在复杂地质情况下的钻井工程更是一个具有更大风险的隐蔽工程。为了提高在复杂地质条件下钻井的钻井速度，避免和减少可能发生的钻井复杂情况和事故，提高钻井技术和经济指标，完成钻探目的，有必要特别对复杂钻井施工工艺技术进行讨论和研究。高压油气藏钻井技术地层压力是指地层岩石孔隙中的流体所具有的压力，也称地层孔隙压力。没有孔隙或没有流体也就不会有地层压力。在钻井中，常常会遇到实际的地层压力大于或小于正常地层压力的现象。这里谈的主要是异常高压这种情况，并着重研究我们感兴趣的高压油气藏和高压油气藏的钻井技术。一、高压油气藏的地质特点1、高压油气藏的定义1）地层压力系数原始地层压力系数定义为：实际测量获得的原始地层压力值与同深度静水压力值的比值。地层压力系数是无量值单位。石油行业现场上习惯用密度为1.0g/cm2）异常高压当地层压力低于或超过静水压力则可称为异常地层压力。高于静水压力即为异常高压。也有将压力系数大于1.2的地层压力称为异常高压。异常高压与石油钻井行业一般意义上高压有完全不同的含义。3）地层压力等级的习惯划分目前对地层压力等级的划分尚未有统一的明确的标准。应用我国石油工业的习惯用语，一般将地层压力分为四个级别。（1）正常地层压力压力系数在0.90-1.20范围内，称为正常地层压力。（2）中等地层压力压力系数在1.20-1.40范围内，称为中等地层压力。（3）高压地层压力压力系数在1.40-1.80范围内，称为高压地层压力。（4）超高压地层压力压力系数大于1.80，称为超高压地层压力。4）高压油气藏的定义（1）习惯上的称谓习惯上，一般将最高原始地层压力系数将近、达到和超过1.80的油气井称为高压油气藏。将最高原始地层压力压力系数将近、达到和超过2.00的油气藏称为超高压油气藏。（2）按油气层地层的绝对值划分有一些油田和地区根据油气井最高地层压力的绝对值来划分油气井的压力等级。一般将设计的或实际的井口最高关井压力达到、超过或接近35MPa压力的油气井称为高压油气井。将设计的或实际的井口最高关井压力达到、超过或接近70MPa压力的油气井称为超高压油气井。而将有这类井的油气藏称为高压油气藏或超高压油气藏。5）高压油气藏的典型例子（1）准噶尔盆地新疆准噶尔盆地腹部井深5000m左右的井，使用的钻井液密度一般都在2.10g/cm3。在盆地南缘山前带的独1井完钻井深3135m，在安集海组使用的钻井液密度最高达2.53g/cm（2）四川盆地四川盆地西北部三叠系须家河组的井，井深为4000m左右，钻井中使用的钻井液密度一般为1.85-2.00g/cm3。完钻井口关井压力许多井都超过70MPa，文4井关井井口压力达76MPa。1985年完钻的龙4井井深6026m，完井试油测试完关井，压力很快升至103.95MPa，压力还在继续上升，因超过卡麦隆15000psi井口允许关井压力103.42MPa，被迫放喷，预计井口最高关井压力为108.64MPa。1976年完钻的关基井井深7175m，在井深7158m（3）塔里木盆地塔里木盆地北缘山前带下部为多套高压含气盐水层及高压气层，气层压力最高达132MPa。2、高压油气藏的成因异常高压的形成是多种因素综合作用的结果，这些因素与地质作用构造作用和沉积速度等有关。一般可分为沉积型异常高压和构造型异常高压。1）沉积型异常高压（1）正常地层压力的形成在正常的沉积环境下，随着地层上的沉积物的不断增加，下边的岩层逐渐被压实，岩石孔隙度减少，孔隙中过剩的流体被挤出。如果是开放的地质环境，通道比较畅通，地层就保持正常的静水柱压力，地层压力表现为正常的地层压力。（2）异常高压地层压力的形成如果出现快速沉降，上边沉积负荷增加太快，下边岩层孔隙内流体排流不畅，同时，岩层没有得到很好的压实，承受上覆岩层的能力有限。这样，孔隙中的流体将代替岩石骨架，部分地支撑本来应由岩石颗粒所支撑的那部分上覆压力，从而导致孔隙间流体压力增加，并产生异常高的流体压力。（3）不同形式的沉积型异常高压按照异常高压形成的地质环境，以及高压层系的岩性特征，沉积型异常高压又可分为以下两种沉积型高压异常：①快速沉积、并以砂泥岩为主的异常高压。②快速成岩、并以碳酸盐层系为主的异常高压。（4）异常高压带当异常高压不是作为一种偶然现象，而是在沉积盆地深部呈现为区城性的分布，横向上可以连绵数十到几百Km，纵向上贯穿几百到几Km深地层，在平面上和空间上都表现出一定的规律性，这就称为异常高压带。我国沿海第三系盆地各主要三角洲系统沉积层、准噶尔盆地腹地的高压地层、四川盆地腹部侏罗系地层，都属于砂泥岩沉积型异常高压地层。四川盆地部分地区三叠系、二叠系的高压层则属于快速成岩的碳酸盐岩沉积型异常高压地层。（5）巨厚砂岩沉积的异常高压显示在同一个连通好的砂岩层段，其地层压力应是基本一致的。由于液柱和被压缩了的气柱的存在，油气显示段顶部的压力和底部的压力是不一样的，其差值即为在压缩状态下的油气显示段段长液柱压力和气柱压力。因此，我们常说的油气层压力都是特指油气层中部的地层压力。在薄的砂岩显示段，这个差值可以忽略不计。但在巨厚砂岩显示层，顶部的压力值和底部的压力值差异是很大的。在巨厚砂岩层顶部往往就出现异常高压。在山东东营凹陷渐新统沙河街组砂岩体生油层可达1900m，其连续厚度可达500-10002）构造型异常高压（1）构造运动使应力积累由于地壳运动引起的断层、褶皱、斜向滑动与断块下落等构造运动的作用，储集空间被挤压，应力被积累，从而在深层形成异常高压。（2）油气带压上移应力通过深断裂从受力较大的盆地边缘向盆地内传递，从深层向浅层发展，从面在盆地内部和浅层形成异常高压。四川盆地东部和东北部（以下简称川东地区）以北东向断褶构造为主，并有北西向和南北向隐伏的基底断裂穿插其间，隐伏断层在平面上互相交切，形成互相分隔的独立的应力积累区和应力释放区。出现常压区、中压区、高压区及超高压区。在纵向上不同含气层系地层压力出现异常压力错综复杂的局面。从侏罗系重庆统到石炭系可以分出4个压力差异很大的压力带，即从重庆统到须家河的浅层近静水柱的漏失带；从中上部雷口坡组到嘉陵江组的压力系数为1.00-1.30的过渡带；在中下部三、二叠系气藏均属异常（压力系数1.40-1.80）到超高压（压力系数>1.80）；而底部下覆的中石炭系气藏的压力系数则接近正常到中等压力（压力系数1.00-1.40）。3）碳酸盐岩型异常高压有学者以四川盆地为例，在一般的异常高压分类“沉积型”异常高压和“构造型”异常高压之外，提出一个“碳酸盐岩型”异常高压。认为，四川盆地在侏罗系沉积末期，二叠系阳新统生物灰岩中所富含的有机质已从成油进而裂解为天然气，由液态变为气态，体积发生巨大变化。由于当时储集空间有很，而形成的气量又极为巨大，故生成的气体处于较高的压力状态。造山运动使地层强列褶皱，在受力较强的部位产生裂缝，高压天然气不断向“缝洞体”运移富集。由于受力差异，裂缝发育程度不同，就出现两种不同的产出状况。（1）构造受力强，裂缝发育，压力不很高的大产量、大储量的高产区。（2）构造受力较弱，裂缝不太发育，但地层压力较高的过渡带环境。碳酸盐岩型异常高压受裂缝影响很大，规律性较差。四川盆地常出现在大气井附近出现干井，在小气井旁边出大气的情况。川南鹿角场构造高部位钻探的鹿1井为干井，但相距仅9000m的鹿3井（在断层附近）初喷气量竞达915×104m3/d。川西北新851井产量279.29×104m3/d，该井因油套管问题暂闭后，距其3、高压油气藏的特点1）沉积型高压油气藏异常高压分布有一定规律性快速沉积型异常高压带常呈现为区域性展布。横向上可连绵数十到几百Km，纵向上贯穿几百到几Km地层，在平面上和纵向上都表现出一定的规律性。毗邻大陆（古地理）边缘的中新生代快速细粒碎屑沉积盆地内，异常高压带的起始深度一般为4000m，也有浅到30002）构造型高压油气藏异常高压分布规律性差（1）横向上同一层段地层压力差异大在不同的构造区、不同的局部构造的储层内流体原始地层压力差异极大。压力系数变化最高可达1倍以上。以四川盆地二叠系阳新统气藏为例。据四川盆地阳新统测试所获290井的原始地层压力统计，阳新统气藏原始地层压力系数小于1.40的占54.14%，1.40-1.80者占24.83%，大于1.80者占21.03%。川西北地区阳新统气藏地层压力系数大都在2.00以上。川南地区东部的合江构造，在所钻8口井阳新统气藏的原始地层压力均接近2.00。然而在川南地区西部和广大川西南地区阳新统气藏原始地层压力均大致保持为正常静水柱压力系数1.00左右。值得注意的是，即使在同一地区乃至同一局部构造，原始地层压力也可以有很大差异。例如川东地区阳新统气藏的压力系数可以从1.05变化到2.36。川南纳溪构造阳新统气藏压力系数由西端纳34井的1.00变化到东端的纳60井的1.80，两井深度仅差450m四川盆地三叠系各气藏原始地层压力同样出现复杂的变化。川南黄瓜山构造嘉陵江一段气藏5口井各具不同的压力系数，黄1井压力系数为2.31，黄18井则为1.31。沈公山构造西端的沈9井嘉二气藏压力系数为1.02，毗邻的沈1井嘉一气藏压力系数为1.82。（2）纵向上地层压力变化剧烈构造型异常高压油气藏，由于它的形成机理决定了它纵向上原始地层压力系统不会是随深度而增加，很难用一个固定的地层压力纵向分布模式，去描述它们在不同区域、不同层系、不同局部构造、不同构造部位的变化规律。已知区域的规律很难确定用于未知区；一个气藏的压力系统分布特点，不一定适用于其它气藏。这口井压力系数的纵向分布很可能在附近井就是另一种模样。四川盆地含油气层的重要特征就是纵向上多产层、多压力系统，产出状况差异很大。此种现象在川东高陡构造上表现尤为突出。二、高压油气藏钻井技术高压油气藏的形成决定了高压油气藏的地质特点。了解了高压油气藏的地质特点，自然也就会联想到高压油气藏钻井的难点。只有知道了高压油气藏钻井的难点，我们便可想法采取一些特殊的钻井技术措施，以使我们在高压油气藏的钻井工作更主动一些。1、高压油气藏钻井的主要难点1）钻井工艺较复杂，施工难度大（1）井身结构复杂，开钻次数多由于高压油气藏多具产层多、压力高、多压力系统、地层压力规律性差等特点，故在井身结构设计上考虑的套管层次就比较多。套管层次多，开钻次数也就必然多，开钻次数一多，又引起固井、电测次数的增多，以及井口装置、钻头、钻具、钻井液体系的频繁倒换。使得正常的钻井工作无法正常持久的进行，一些钻井新工艺、新技术无法正常地开展。一些井在钻进中，在同一个裸眼井段中，常常会遇到预料之外的压力梯度很大的多个显示层，在采用常规的处理方法无效时，又不得不提前下入套管进行封隔，这又给下步钻井带来麻烦。（2）钻井液配制维护处理难高压油气藏钻井与高密度钻井液是紧密相关的，为了平衡地层压力常常不得不使用密度非常高的钻井液。由于使用了高密度钻井液，由此又引发了对钻井液的粘度、失水、泥饼、PH值、含砂、摩阻系数、静切力、固体含量、膨润土含量等性能的严格要求。为了保证在高密度钻井液条件下的安全钻进，就必须要始终保持钻井液的优良性能，而要做到这一点难度是相当大的。同低密度钻井液不同的是，高密度钻井液性能的相互依存性和相互干扰性比较大，某一个性能的改变，都会引起其它性能的改变。因此，高密度钻井液的处理事先要经过处理方案的研究、筛选，选定后要做室内试验，成功后，选择合理的处理时间（比如新钻头入井开始正常钻进后），用较长的循环周进行处理，处理后还要进行性能监测和处理效果观察等。这一切都是很费心费时费力的。有人说，处理低密度钻井液再复杂、工作量再大都大不到那里去；处理高密度钻井液再简单都不简单，都是个大事，就是这个道理。（3）井控标准高危险大①井控装置标准高要求严钻高压油气井对井控装置的压力等级要求高，配置齐全，对以防喷器为主的井口防喷装置、以钻杆回压阀和旋塞阀为主的内防喷器装置、以节流管汇为主的防喷放喷装置、以液面报警器为主的油气监测装置等都有严格的要求和标准。川西北龙16井、龙17井安装使用TF508×339.7×244.5×177.8—105MPa套管头，FS28—105四通，2FZ28—105双闸板防喷器，ZC28—105剪切闸板，FZ28—105单闸板防喷器，FH28—35/70环行防喷器，JG—Y1—S1—105节流管汇和YG—105压井管汇等。完井安装型号为KQ65—104MPa的采油树。②平衡压力钻井难以开展井控技术实际上就是平衡压力钻井技术。高压油气藏的井一般都比较深，使用高密度钻井液钻进的井段都比较长，高低压力系数常常同时存在。有的区块产层横向和纵向压力梯度差异都很大。川东卧88井和卧111井是同一井场同一产层所钻的两口井，一口井的压力可为另一口井的1.8倍。而两井底位移仅相差10m平衡压力钻井是井控工作的基础。当一个裸眼井段内出现压力梯度相差甚大的显示段时，平衡压力钻井就很难进行。川东黄龙4井在钻开嘉二段发生井涌，因此时裸眼段有4个不同压力系统（相邻两层最高压差达27MPa）的层位同存，反复堵漏中几次卡钻。川西北中深1井（5913.66m）、龙4井（6026m）都使用高密度钻井液(2.25g/cm3)在气层中钻进，都因井下有数个压力梯度各不相同的显示层，在钻进中就出现这样的情况：正常钻进循环后准备起钻，停泵后即外溢，只好将密度提高后才起钻。下钻完开泵循环即井漏，只好又将密度调下来再钻进。分析原因为：起钻时停止循环后，施加于地层的压力减少了一个循环压力（约3-3.5MPa），地层稍高一些的显示层失去平衡，故发生溢流，加重后弥补了压力损失，刚好能平衡该地层压力。而下钻完③发生溢流或井喷后处理的难度大在高压油气层中钻进，溢流显示来得快、烈度大。据四川一百多井次资料统计，从发现溢流到井喷的间隔时间，小于三十分钟的占三分之二，其中一半在十分钟以内，且来势凶猛，容易失控。许多井发现溢流后关井，压力升得很快，关井压力很高，给压井工作带来很大困难，很难重建井内压力平衡。有的井关井压力达到或超过最高允许关井套压值，只好卸压，卸压又带来更高的套压，最后只好放喷。龙4井于1983年6月27日钻至井深6006m进入目的层茅口组17m，见气侵，准备起钻电测，下Φ177.8mm套管。起钻前将密度由2.12g/cm3提至2.15g/cm3，起钻时发现钻井液外溢，起至井深4804m发生强烈井喷。关井套压上升至36MPa，立压30MPa，立即开二条管线放喷。6月29日井口钻杆氢脆断成3截掉井。压井、倒扣、侧铣处理至1984年4月15日无进展，鱼顶井深4527.98m，鱼长306.45（4）钻井速度慢在低密度的情况下，机械钻速会随钻井液密度（主要是固相含量的影响）的升高而急剧降低。在高密度的情况下，钻井液密度对机械钻速的影响虽然不象低密度时那样的明显，但其影响仍然是十分明显的。在高压油气藏钻井，钻井液安全压力附加值选用的都是高限。由于在使用高密度钻井液的情况下，选用的又是高附加值，对井底地层产生比较大的压持效应，以及井底清洁状况变差，影响钻头的破岩效率，造成钻头机械钻速大幅度降低，钻头使用寿命缩短，钻井速度减慢。1985年完成的龙4井，使用低固相～1.31g/cm3的钻井液钻至3050m，钻井井段占全井进尺的50%，使用的钻井时间占全井的11%。以后出现异常压力，使用1.67-1.90g/cm3的钻井液从3050m钻至4806m，进尺占全井进尺的29%，使用的钻井时间占全部钻井总时间的26%。固井后，使用2.20-2.36g/cm3的钻井液钻至完钻井深6026（5）钻井复杂情况和事故多①容易发生溢流和井喷高压油气井由于压力高，能量大，容易发生溢流，如不能及时控制或控制不当，很容易酿成井喷事故。这方面的例子太多，比较典型，影响面最大的要数川东罗家16H井。该井2003年12月23日钻至井深4049.68m，起钻至井深m未发现溢流，3分钟后发生井喷，抢接回压阀无效，后演变为井喷失控，H2S含量151g/cm3，造成65000多人紧急疏散，2142人中毒住院，243人死亡，9.3万多人受灾，震惊中外②容易发生井漏钻高压油气井一般采用的安全压力附加值的高限，井内又常常存在不同压力梯度的众多显示层，因此常常会发生井漏。龙4井在嘉陵江、飞仙关、长兴、茅口共发生漏失164次，共计漏失1.80g/cm3以上的高密度钻井液4787m3。本井耗用泥浆材料多，仅重晶石就达13014t，其中漏失掉的占其中之大部分。有的井为了安全钻开下部高压油气层，就对上部地层作承压试验，不能承受相当于打开下部高压油气层使用的最高钻井液密度值的就进行堵截漏，为此常常会花费大量的时间和材料。川西北龙17井为了有效对付深部的高压盐水层（当量钻井液密度2.15g/cm3）,在揭开盐水层之前按设计对上部地层作承压实验和提高上部地层承压能力的工作,先后使用桥浆堵次,打水泥堵漏次,共耗用堵漏材料t,水泥t,耗时天。有的井因井漏处理不好，还会造成井喷的发生。川东天东5井在3570.72m飞仙关气层接连两次发生井喷，都是先井漏后演变为井喷的。第二次井喷时，将井内15t重的Φ158.8mm钻铤全部从井内冲出，断成9节，落点最远处距井口91.4m③摩阻大容易发生粘卡使用高密度钻井液钻进，由于钻井液密度高，粘度高，固相含量高，摩阻大，起下钻附加摩擦力很大。1977年完钻的关基井，Φ244.47mm技术套管下至井深4230m，用2.25g/cm3的钻井液，使用Φ127mm钻杆钻至井深7058m，虽然井身质量很好，即使在井下正常情况下，起钻时上提悬重也常达220-230t，附加摩擦阻力达30-40t。稍遇不顺，则上提在使用高密度钻井液的情况下，由于液柱压差大、粘度高、切力大，泥饼的粘附能力强，加之钻具与井壁之间很容易形成面接触，并且这种接触面会很快发展，因此很容易发生粘附和压差卡钻。有些则先是因其它原因发生阻卡，很快转化为压差卡钻。在众多的卡钻事故中，压差卡钻是比较难以处理的。在使用高密度钻井液钻井发生压差卡钻是屡见不鲜的，也是人们在使用高密度钻井钻井时最担心会发生的事。关基井在使用密度为2.20g/cm3的钻井液钻至井深6406m发生掉块卡钻，后转化为压差卡钻，经泡油解除。龙4井在使用密度为2.15g/cm3侧钻至井深5400④高压油气井固井难a、套管选材难高压油气井特别是含硫高压气井的套管选材除了应满足抗拉、抗外挤、抗内压等强度外，还要考虑气密性、抗H2S、CO2腐蚀能力。b、高密度水泥浆配注困难川西北龙16井、龙17井Φ177.8mm（7″）油层套管就选用了高抗挤和气密封的VM110SS、VM140HCKO—140V套管。高密度特别是超高密度水泥浆配制难，加入大量外掺剂，水泥强度难以保证，体系流变性差，水泥浆注入、顶替困难，顶替效率差，容易窜槽，固井质量难以保证。c、容易出现复杂情况在高密度情况下固井，容易发生套管下不到位、砂堵、井漏、气窜、井喷等复杂情况。1989年完成的川西北丰谷1井4547m的Φ177.8mm油层套管固井水泥浆密度高达2.45g/cm3，配制这样高的水泥浆密度这在当时的条件下是很难的。龙4井4370mΦ244.5mm技术套管一级固井水泥浆因井漏未返至分级箍。固井后当用清水钻水泥塞至位于井深3170.79-3172.66m的分级箍时，下部未被水泥浆封固的须二气层的气，带着原始压力上移的气将分级箍关闭套挤毁，以100.8×104m3/d的流量从分级箍处喷出，发生井喷，处理难度很大。因该井地处深山，又正遇1978年2、高压油气藏主要钻井技术措施在我们了解了高压油气藏的特点和难点之后，就可根据这些特点和难点，又重点有针对性地采取一些工艺技术措施，变被动为主动，使我们永远处于不败之地。1）努力寻找高压油气藏异常高压的分布规律前面已经谈到，沉积型的油气压力分布规律比较容易掌握。挤压型高压油气藏油气压力分布，尽管受控于多种地质与构造因素，并且在多种因素叠加效应作用下使得其变得难以捉摸，但仍然可以通过理论和钻探实践的研究，从中找到一些规律性的东西。比如上面谈到的通过对四川盆地高压油气藏成因的研究和大量的钻探实践的研究，就可以知道异常高压虽然在内部存在着复杂的分割性和差异性，但在平面分布上均具有明显的分区性，或称区域性分布。如川西北异常高压带、川东高压异常等。在纵向上，川西北异常高压带地层压力的变化总体上是渐高式增高，内部有一些小的变化。川东一些构造的地层压力变化则有低--中--高--超高--中低的变化规律。了解认识这些规律对指导钻井设计和钻井作业是非常必要和有益的。2）认真搞好井身结构设计建立正确的地层压力剖面根据对区域特别是本构造或邻构造（如探井）地层压力状况的认识，通过对邻井或邻构造的实钻资料的收集、研究，建立设计井的地层压力剖面和地层破裂压力剖面。一个在对大量祥实资料经过认真精细研究后作出的可性度高的地层压力剖面，一个在这样地层压力剖面基础上作出的井身结构设计，对高压油气井的钻井施工是非常重要的。（2）高低压层须下技术套管封隔①套管是对付不同地层压力地层的有效技术手段井身结构的内容包括：套管层数、套管尺寸、套管下深、下套管方式（如悬挂、回接）、水泥浆返高等。井身结构设计的主要依据是地层压力和地层破裂压力。技术套管的作用主要是封隔不同地层压力层系和易塌易漏等复杂地层。表层套管和油层套管（或称生产套管）之间的中间套管之所以又称为技术套管，是因为它是作为对付复杂层段的一种技术措施和技术手段而下入的，而非油气生产所必需。②地层压力悬殊的地层必须使用套管进行封隔在同一个裸眼井段出现地层压力相差甚大的显示层时，靠用堵漏的办法去解决并不一定就是经济的。而且在许多时候用堵漏的办法是行不通的，比如出现“上吐下泄”这种情况。在堵漏不能解决问题或不能继续进行下去时，就不得不提前下入套管，但那样就会使我们的工作陷入被动，给下步工作带来麻烦。因此，在高压油气藏地区所钻的井，当预计井下有地层压力相差很大的显示层段时，应区别不同情况，抓住主要矛盾，尽可能地采用套管进行封隔，特别是下部为低压漏失层，上部为高压油气层那种情况，就必须考虑下套管封隔。3）高压油气藏钻井井控工作的重点必须重视井控装置的配套安装和使用①高压油气井原则上都要安装使用压力等级不低于本次开钻最高地层压力的35MPa或70MPa或105MPa套管头、双四通、双闸板防喷器，以及与以上装置配套使用的司钻控制台和远程控制台。②对于探井、高压（35MPa以上）高产（产量10×104m3/d以上）高含硫（③在油气层中钻进必须安装使用钻具回压阀、投入式止回阀、循环阀、方钻杆上下旋塞和防喷单根、内防喷装置等。④防喷和防喷管汇要求安装使用同井口装置压力等级一致的节流管汇、压井管汇、液气分离器、四条大通径放喷管汇、燃烧筒、放喷管线出口自动点火装置等，有些还需砌燃烧池、防火墙。⑤油气监测方面则要配置泥浆罐液面自动报警器（仪）、可燃气体监测仪、硫化氢气体监测仪，以及必要的安全消防器材。⑥必须配备主要目的层井筒容积二倍以上容积的泥浆储备储器。大于最大井筒容积的循环罐、自动灌泥浆装置、泥浆罐搅拌器、加重装置、净化装置和泥浆材料、处理剂的堆放处理场地。⑦井控装置必须按规定安装、试压、使用管理和维护。（2）高压油气藏井控工艺的操作要点井控有一、二、三次井控之说。一次井控就是实行平衡压力钻井；二次井控就是在井内压力失去平衡后，进行压井，重建井内压力平衡；三次井控就是发生井喷后，特别是井喷失控后，采用技术手段，重新恢复对井的控制，并重建井内压力平衡。井控工作的实质就是在钻井工作中努力实现、建立、维护或重建井内压力平衡。井控工作的重点简言之就是：立足于一次井控，重点做好二次井控，重视三次井控，减少和杜绝溢流、井喷的发生。①立足一次井控在高压油气藏的油气层中钻井，必须立足于一次井控，即立足于进行平衡压力钻井。所谓平衡压力钻井，即选择合适的钻井液密度，控制适当的安全附加压力值，在保持井底压力（包括循环和起下钻时）与地层压力基本平衡的情况下进行钻井作业，这是减少和防止发生溢流最有效的手段。只要认真搞好了平衡压力钻井的工作，即使由于各种原因发生了溢流，也会很快得到控制和重建井内压力平衡。一次井控的操作要点：a、严格按工程设计使用钻井液类型和密度值。b、坚持按要求作好低泵冲试验。c、及时、正确地对气浸钻井液进行处理。坚持用短程起下钻方法检查油气浸和溢流。d、钻进中实行坐岗制，加强溢流预兆及溢流显示的观察，重点做好循环罐液面的监测。e、严格执行起下钻中防止溢流、井喷的技术措施，重点做好核对起出（下入）钻具体积和灌入（流出）钻井液体积。②重点搞好二次井控a、搞好二次井控是防止井喷的关键钻高压油气井很容易发生溢流，并且溢流来得快，很容易演变为井喷。因此，钻高压油气井要重点搞好二次井控，即及时发现溢流、及时关井，尽快调整钻井液密度或压井，尽快重建井内压力平衡。搞好二次井控是防止发生井喷的关键。b、高压油气藏的井容易发生溢流的原因○探井、特别是预探井，地层压力预测不准；或构造形态、产状、地层压力在局部地层井段发生变化；或设计的钻井液密度值偏低；○钻进中容容易发生井漏引起液柱压力降低；○产层显示好，钻速快，大量受高压的“岩屑气”或称“井筒气”上行中，特别是接近地面时迅速膨胀；○操作不当，起钻产生大的抽汲或起钻泥浆灌入量不够；○不按钻井设计规定的钻井液密度或不规范的欠平衡钻井作业。c、二次井控的操作要点○溢流应在1m3内发现并报警。并立即按“四·七”动作迅速关井，关井时溢流不超过2m○起下钻中发现溢流，只要条件允许，控制溢流是在一定范围内，应尽可能多下钻具，然后关井。○任何情况下关井，其最大允许关井套压不得超过井口装置额定工作压力、套管抗内压强度的80%和薄弱地层破裂压力的允许关井套压三者中的最小值。除不能满足上述关井条件或发生其它意外情况需要降压外，一般情况下严禁放喷。○根据求得的关井立管压力、套压和溢流量等，计算确定压井参数，结合本井现场具体条件，选用适宜的压井方法尽快实施压井，重建井内压力平衡。○所有常规压井方法都应遵循在压井作业中始终控制井底液柱压力略大于地层压力的原则。即在整个施工过程中，不给地层中新的流体进入井筒的机会。③重视三次井控井喷就是事故，井喷失控更是灾难性事故。井喷失控常会造成设备的损坏，人员的伤亡，油气资源的破坏，正常的生产和生活秩序被打乱，造成人、才、物的重大损失和严重的不良社会影响。因此要十分重视三次井控，即在井喷失控后，应迅速采取适当措施，避免事态恶化，根据失控的具体情况，使用适当的技术与设备恢复对井的控制。三次井控的操作要点：a、在钻开油气层之前，应根据本井的具体情况，制定好井喷及井喷失控应急处理预案，井喷失控后立即启动执行。b、工作重点是保护井口装置，防止着火或使事故继续恶化。具体措施按有关操作规程和应急处理执行。c、通过检查确认井口装置和井控管汇完好，并具备压井条件时，应适时采取相应的特殊压井方法压井。d、在采用正常关井程序处理井喷中，当环型防喷器和半闭防喷器或钻具内防喷工具失控而导致井喷失控，特别是在有硫化氢喷出的情况下，可以按规定的指挥权限和关井操作程序，使用剪切闸板防喷器剪断井内钻杆，控制井口，创造放喷点火的条件和压井的条件。4）高密度钻井液的使用与维护高压油气藏钻井是与高密度钻井液密切相关的。高密度钻井液在高压油气藏钻井中常常表现出两面性，一方面为了平衡地层的异常高压，必须使用高密度钻井液。另一方面使用高密度钻井液后又常给高压油气藏的钻井工作带来许多麻烦。为了比较好地解决这一矛盾，必须认真搞好高密度钻井液的设计、使用与维护。（1）对高密度钻井液性能的基本要求①要有很好的流变性流变性是高密度钻井液的一个非常重要的特征。高密度钻井液对钻速的影响，除了高密度钻井液对井底产生压持效应影响钻头的破岩效率，高密度钻井液引起的高泵压、钻头喷嘴（水眼）所产生的低射流，使井底水力净化能力受到影响外，高密度钻井液的流变性，特别是它的剪切稀释特征和不同流速下显示不同粘度的稠度特性，对钻速影响也很大。高密度钻井液的流变性还对钻井液的其它性能及对钻井的安全性产生很大影响。②良好的造壁性使用高密度钻井液时，由于高的固相含量和高的压差，渗液很容易向岩层深入并在井壁上形成封堵性很差的厚泥饼。因此，与低密度钻井液的造壁性的不同之处在于，高密度钻井液必须十分重视调整、改善近井壁地带高渗地层的渗透性质，即通常所说的改善内泥饼性质。这样，在钻开新地层之初，在近井壁地带高渗岩石内形成能较大幅度减小其渗透率的内泥饼，阻止固体颗粒在岩石表面上桥塞并逐级填充，从而形成薄而致密的外泥饼。③抗高温和热稳定性有资料显示，高压油气藏除了有异常高压的显示特征外，还有异常高温的显示特征。加之高压油气藏的目的层埋藏一般都比较深，因此，高压油气藏目的层的温度一般都比较高。室内试验和现场钻井实践都证明，温度对高密度钻井液的流变性的影响很大。因此高密度钻井液必须满足抗高温和热稳定性的要求。④有很好的抗污染能力地层中的盐类和钻井中的钻屑以及垮塌物这些外来的污染物，会对本身固相含量很高的高密度钻井液流变性和造壁性的稳定维护变得十分困难，影响钻井工作的正常进行。高密度钻井液的抗污染能力主要表现在两个方面，即阻止地层中盐类（电解质）的浸入和抑制钻屑的分散。⑤良好的润滑性和较低的摩阻使用高密度钻井液钻井的难点之一，是由于体系中固相含量太高，以及高压差形成的粗厚泥饼，使得钻进时扭矩大，起下钻时附加摩擦阻力大，处理复杂情况时容易演变为粘附压差卡钻。为此，要求高密度钻井液要有良好的润滑性和较低的摩阻。（2）高密度钻井液的使用与维护①高密度钻井液体系的选择高压油气藏有共同的特点，但由于地区的不同，其对钻井液性能和要求也有所不同。高密度钻井液有许多共性，但是由于体系的不同，又体现出各自的不同个性。另外，随着科学技术的发展，钻井液体系和处理剂也在不断地更新。因此，应根据本地区所钻井的情况，对高密度钻井液和处理剂进行优选。目前，被广泛采用的高密度钻井液主要有下述几种类型，它们有各自的特点和独特的作用。a、聚磺高密度钻井液c、乙烯基磺酸聚合物高密度钻井液体系中使用的乙烯基磺酸聚合物通过疏水缔合机理，在钻屑或粘土和井壁表面形成致密的憎水膜，降低泥页岩的水化活性，阻止其水化乙烯基磺酸聚合物钻井液不但具有较强的抑制性，而且有良好的抗污染、抗高温（抗温达180℃）能力。乙烯基磺酸聚合物钻井液的特点：○能有效地防止高温分散和高温增稠，适应在深井高温、高压地区使用。○温度越高钻井液的抑制和防塌能力越强，越有利于高温高压失水控制，有明显的高温增效作用。○乙烯基磺酸聚合物对钻井液进行处理后，使粘土颗粒处于钝化状态，钻井液具有很强的抗盐钙污染能力。○与常用处理剂配伍性好，用量小且使用方便。在钻井液中加入少量乙烯磺酸聚合物，就能使钻井液体系中其他处理剂的作用效果明显提高，使体系的整体性能达到改善。中原油田广泛使用乙烯基磺酸聚合物钻井液体系，据55口井统计数据表明，使用该体系钻井液起下钻畅通，粘切容易控制，维护简单，减少了处理剂种类和用量。d、甲酸盐高密度钻井液普通的钾盐高密度聚合物钻井液体系虽然有很高的抑制性，但其流变性的稳定能力较差，泥浆滤失量控制困难，同时还会引起腐蚀和环保上的一些问题。甲酸盐高密度聚合物钻井液可以发挥普通钾盐高密度钻井液的长处，而克服其不足。甲酸盐高密度聚合物钻井液的特点：○甲酸盐高密度钻井液主要由碱金属（钾、钠、钙）的甲酸盐、膨润土、聚合物增粘剂、降滤失剂、加重剂等组成。○甲酸盐不仅提供抑制性泥页岩水化膨胀和抑制钻屑分散的金属阳离子，同时为钻井液提供了适当的密度。○甲酸盐抑制粘土水化膨胀的效果优于相同量的氯化钾。○在不加任何固体加重剂的情况下，通过改变使用的碱金属甲酸盐类型和重量，可使甲酸盐钻井液体系的密度达到1.0-2.3g/cm3。○在实际使用中，由于高浓度甲酸盐对钻屑的强抑制作用，钻屑根本不造浆。○粘度和切力并不随密度的升高而升高，可以方便地调节高密度体系的流变性。○可适用于各种特殊的、复杂的钻井作业。新疆准噶尔盆地南缘安集海地层存在异常高压带，平衡地层压力钻井液当量密度达到2.40-2.60g/cm3，泥页岩钻屑造浆性很强。使用甲酸盐高密度钻井液比较好地解决了这一个钻井上的难题。②高密度钻井液的现场使用与维护a、高密度钻井液的配制现场按钻井液设计配制高密度钻井液之前，应先在室内按钻井液设计开展配方实验，按设计的性能指标要求，优选出最佳配方，然后才进行实际的配制。配制完成后，要对新配制的钻井液的性能进行复核，完全达到性能指标要求后，才能正式入井使用。如果是由低密度钻井液或其它体系钻井液转化而来的，也要按上述步骤进行处理。b、高密度钻井液的日常维护由于受井下及地面各种因素的影响，维护一种高密度钻井液性能的稳定，往往比配成这种钻井液体系更加困难。维护处理严重受到各种污染的高密度钻井液性能的费用，有时并不比重新配置同样密度钻井液的费用低。使用高密度钻井液要加强对钻井液性能实时监测，避免性能发生大的波动而进行大剂量的处理，维护处理时要做到“少吃多餐、细水长流”。钻进中，每日白班或新钻头入井都要进行全套性能测定，发现有超标现象或超标趋势，就应及时进行处理。做到勤测定、勤维护、勤处理。这样，处理的工作量小，钻井液性能不会产生大的波动。钻井液性能能保持稳定，就能保证井下工作正常，井下正常了，钻井液的维护工作也就简单了。c、高密度钻井液的处理由于某种原因设计的钻井液不能完全适应该井的钻井实际情况，或者是井下出现异常情况，需要对钻井液性能进行调整、处理时，要事先拟出处理方案，进行室内实验，然后才进行现场实际处理。高密度钻井液的处理一般都工作量较大，处理周期较长。因此，处理时最好应选择在白天和新钻头开始钻进时进行，以便进行观察处理后的实际效果。处理时应至少按用一到两个循环周处理完的处理速度进行。d、高密度钻井液的净化钻井队所配的振动筛、除砂器、除泥器、离心机等都只能各自负责清除钻井液中不同粒度范围内的固相含量，基本上不能互相代替。为达到有效的固相控制，高密度钻井液同低密度钻井液一样，必须配套使用固控设备，其清除固相的流程仍然应按振动筛、除砂器、除泥器、离心机的顺序进行。如果只使用其中的部分设备，则达不到好的固相控制效果，同时还会影响下一个程序的固控设备的正常运转。不少人在使用高密度钻井液时，只使用振动筛和除砂器，而不使用除泥器和离心机，因为担心使用离心机会把高密度钻井液中的加重材料分离出去。实际上，钻井液中有些细小粒度的固相颗粒，甚至比大颗粒的钻屑对钻井液的危害还要大。离心机分离出的大多数是钻井液中的有害颗粒。即使是密度的降低与加重料的分离有一定的关系，重新加重来弥补这部分损失，也比由于钻井液中的固相含量太高引起井下复杂情况要好得多。e、使用高密度钻井液防卡钻措施使用高密度钻井液很容易在地层压力相对较低的高渗透地层发生压差卡钻。压差卡钻是指部分钻柱嵌入泥饼中，并被钻井液液柱压力与地层压力的压差紧密地压持在泥饼内而不能活动的现象。此时，这部分被卡钻柱所受的侧向推力为压差值与被卡钻柱同泥饼接触面积之乘积，其值是相当大的，有时达数百甚至上千KN。所以一旦发生压差卡钻，就很难用上下活动钻具的办法解卡。影响压差卡钻的因素主要有：○地层岩石的渗透性；○地层压力；○钻井液密度；○固相含量；○泥饼质量；○钻杆与泥饼的接触面积；○钻柱在井内的运动状态等。在对上述压差卡钻的因素分析之后，我们可以看出，防止压差卡钻的途径应该是：○从提高泥饼质量着手。提高泥饼质量的方法，除了控制钻井液中固相颗粒以及提高泥饼润滑性外，还要重视调整改善近井壁地带高渗地层的渗透性质，使在井壁上形成薄而韧的光滑的泥饼，高质量的泥饼会对减少压差卡钻的发生起到良好的作用。○除了用改善钻井液性能的办法来防止压差卡钻外，在钻井操作技术上还可采取使用螺旋钻铤和小一级尺寸的钻铤，尽量避免和缩短钻具在井内静止时间，活动钻具时加大活动（转动及上提下放）的幅度和速度等。5）高压油气井的固井施工技术这里所谈的固井施工主要是指使用高密度钻井液钻井阶段的固井，即主要是油层套管固井施工。（1）高压油气井固井施工的难点①套管的强度设计与一般的井不同，高压油气藏的井一般都比较深，使用的钻井液密度比较高，完井后关井也较高，特别是高压气井，因此，对套管的抗拉力、抗外挤、抗内压强度及气密性、抗腐蚀等都要求特别严格。a、套管的抗拉强度在下套管过程中，套管所受的轴向拉力包括套管本身自重产生的轴向拉力、套管弯曲引起的附加应力、套管内注水泥引起的套管柱附加应力等。在套管强度计算中，一般不用套管的浮重，而将由于浮力引起的套管轴向拉力的减少来弥补下套管过程中动载所产生的附加力。套管柱受轴向拉力一般为井口最大。破坏形式一种是套管本体被拉断，另一种是螺纹拉滑扣。我国规定套管抗拉力强度（抗滑扣）安全系数，对直径≤244.5mm的套管抗拉安全系数≥1.80；对直径＞244.5mm的套管抗拉安全系数≥1.60。b、套管的抗挤强度套管所受的外挤压力，主要来自管外液柱压力、地层中流体的压力，高塑性岩石的侧向挤压力等。在常规套管设计中，外挤力按最危险的情况考虑，即按套管全掏空（套管内无液体和气体），套管承受固井前钻井时所使用的钻井液液柱压力（视为注水泥全井段窜槽）这两种极端情况来计算其最大外挤压力。套管柱底部所受的外挤力最大。破坏形式主要是失圆、挤扁。破坏处不一定就在管柱底部。我国规定的抗外挤安全系数油井≥1.10，气井≥1.10，c、套管的抗内压强度套管柱所受内压力主要来自地层流体进入套管产生的压力及压裂酸化特殊作业时的外来压力。套管受内压力时的破坏形式主要是爆裂和螺纹连接处密封失效。我国规定的抗内压安全系数为油井≥1.10，气井≥1.125。②套管管材的选择高压油气井，特别是高压气井固井，应当十分重视气密封问题。目前国内普遍使用的圆扣套管，其丝扣并不具有高压密封性。故在地层压力较高时，应考虑采用高抗挤的金属密封的特殊扣套管。③高温高压对注水泥施工安全的影响注入井内的水泥浆在高温高压的作用下，水泥浆的流动度、稠化时间、凝固时间等都与常温高压下有极大的不同。特别是温度对水泥浆性能的影响最大。在高温高压条件下，水泥浆流动性能变差，流动阻力增加，稠化时间变短，凝固时间变短。顶替泵压较高，安全作业时间变短，增加施工的难度。④高密度钻井液和高密度水泥浆对固井质量的影响a、顶替效率不好容易窜槽由于高密度的水泥浆与高密度的钻井液密度差较小，高密度水泥浆流动性相对较差，泵压高、顶替困难以及套管居中不好和井眼不规则等原因，使注水泥浆时顶替效率较差，容易出现窜槽。b、井眼状况差，水泥胶结不好在使用高密度钻井液钻进时，在井壁上形成的泥饼相对较厚，这些泥饼和在井壁岩石套管附着的钻井液不容易被彻底清除，使水泥环与套管和水泥环与井壁岩石之间的连接变差。⑤高压油气井固井油气上窜问题a、水泥浆失重引起水泥浆在凝结过程中油气上窜最主要的原因是水泥浆失重。水泥浆失重现象是任何井在固井时都会发生的，只是高压油气井固井在失水泥浆失重时可能产生的效果特别严重。因为无论在水泥浆失重之前，水泥浆密度不管有多高、油气层压得有多稳，但在水泥浆失重时，其对地层所产生的液柱压力都只能按清水液柱压力来计算。由此可知，在水泥浆失重时，如不采取其它防范措施，高压油气层就很容易突破凝固之前胶结强度还不强的两个胶结面而上窜，甚至发生井喷。关基井、文6井等井在使用高密度水泥浆固油层套管水泥浆失重曾发生过井喷。因为在70年代固井时，装备技术比较落后，固井注水泥施工都要拖到下午才能完成，水泥浆失重时一般都在晚上，故把这种气窜、井喷又戏称为“半夜鸡叫”。b、桥堵引起的失重有研究认为,在注水泥施工中由于某些原因会在环间形成桥堵,桥堵阻止了水泥浆液柱压力的下传,使作用于桥堵点以下地层的静液柱压力下降,地层中的流体会窜入桥堵点以下的环空,并突破桥堵点上窜。这种现象在高压油层固井更容易发生。c、水泥浆凝固时体积收缩水泥浆凝固时体积的收缩,在两个交接面上都可能出现隙缝,有可能产生油气通道,对高压油气层来讲,这个通道是很危险的。d、套管内放压使套管收缩如果注水泥施工在碰压后没有及时卸掉管内压力,或者是没有碰压、套管回压阀关闭不好而不能卸掉管内压力候凝，套管处于膨胀状态下候凝完毕，才放掉套管内压力，会使套管收缩，也会造成油气上窜通道。（2）高压油气固井施工应采取的几个主要技术措施①套管强度设计应进行双轴应力和三轴应力强度计算在高温高压深井条件下固井,套管的受力是很复杂的。在各种应力的共同作用下,套管的抗拉、抗挤和抗内压的各单项应力强度都会受到影响。所以对高压油气井的套管设计来说，孤立地用三个单项应力强度来进行套管设计是不够的。为了确保安全，还应同时进行双轴应力和三轴应力强度计算。②认真做好固井施工设计a、在临近固井施工前，设计人员应到现场收集有关资料。根据钻井设计和现场实际情况，做出固井施工设计。b、在固井施工设计中要特别注意做好水泥实验。水泥实验应按施工设计的水泥浆性能、施工参数，模拟井下水泥浆温度、压力的动态变化，优选出最合适水泥外加剂的配方和配注方式。c、按水泥实验，在现场完成水泥及施工用水配制后，在正式注水泥施工前，还应在现场取样进行现场复核实验。d、固井施工设计还应做出复杂情况处理预案，并做好相应的准备工作，以便在固井施工出现复杂情况时从容应对。③实行平衡压力固井a、高压油气井必须实行平衡压力固井，即必须保证从套管开始，一直到水泥浆凝固并形成一定的强度前，整个施工阶段井下液柱压力与地层压力保持平衡。水泥浆密度一般应大于井浆，推荐水泥浆密度与钻井液密度的差值为0.15-0.24g/cm3。b、对于又喷又漏的井，在固井前应认真堵漏，设法使之变成常规固井。如在下套管过程中或下套管完循环时发生井漏，并有发生溢流、井喷的迹象时，应以防止井喷为前提，确定主漏层位，可采取正注反打的注水泥工艺进行处理。④提高水泥浆的顶替效率窜槽是高压油气井固井质量不好最常见的现象之一。引起窜槽最主要的原因就是高密度的水泥浆顶替高密度的钻井液顶替效率差所造成的。很显然，防窜槽的主要措施就是提高水泥浆的顶替效率。利用套管扶正器，注水泥过程中活动套管，加大水泥浆与钻井液密度差等常规的提高水泥浆顶替效率的措施，在高压油气井固井中都有一定的局限性。在这种情况下，可以采取以下措施。a、使用水泥外加剂调节水泥浆性能○防止水泥浆早期稠化，水泥浆在高温高压条件下的稠化时间应能满足注水泥作业安全施工的需要。注替施工总时间必须保证在水泥浆稠化时间的75%以内，或者说，水泥浆稠化时间的确定应在注替时间（尾管固井时还包括水泥浆排出井口时间）的基础上再附加1~2小时。○要尽量减少水泥浆在高温高压下的滤失量，防止高密度水泥浆在大段裸眼运行过程中因滤失量过大而流动困难。○防止水泥浆早期稠化，改善其流动性的措施，就是在水泥或水泥浆中加入降滤失剂、缓凝剂、高温减阻剂等油井水泥添加剂。b、采用优良冲洗液和隔离液优良的冲洗液可以稀释和分散高密度钻井液，有效冲洗井壁和套管，有利于提高固井质量。冲洗液的用量应不超过在环空中占250m的高度。高密度水泥浆和高密度钻井液相遇时污染，使流动性变差，顶替困难，甚至失去流动。采用优良隔离液，它和两种液体都能很好相容，并起到很好的隔离作用。c、选用合适的流态○紊流注替。改善水泥浆的流变性，争取采用大排量进行顶替，使水泥浆在环空中达到紊流。这时的水泥浆在各断面上有相同的推进速度，顶替效果较好。○塞流注替。如果井下设备条件不允许，如可能会压漏地层等，此时应小排量顶替，使水泥浆形成塞流，这时的水泥浆也会产生平面推进，产生较好的顶替效率。这是高密度条件下固井常常采用的办法。○层流注替。要尽量避免不用紊流与塞流之间的流态—层流进行顶替。这时水泥浆在环空钻井液中呈射流状运行，顶替效率最差。由于认识上的原因或技术上的原因，在高密度条件下固井最容易犯这样的错误。⑤防油气窜的措施a、采用不同的固井方法和注水泥技术针对水泥浆的凝结特点和“失重”机理，区别不同井的情况，采用双级、悬挂回接、尾管悬挂和采用套管外封隔器、套管阻泥器，以及双凝、多凝等不同的固井方法和技术。采用双级注水泥时，须将分级箍置于油气层以上150m左右的井径较规则、岩性较致密的井段。使用两凝水泥固井时，两凝水泥的界面应在油气层以上200—300m处。缓凝水泥的稠化时间要大于促候凝水泥的稠化时间120分钟以上。b、提高水泥石自身的抗油气窜的能力和强度使用膨胀剂和防气窜剂，提高失重段水泥浆（石）内部压力。使用膨胀水泥，防止水泥石收缩。尽量缩短水泥浆在凝结过程中的过渡时间，产生的所谓的“直角稠化”，提高水泥浆（石）的早期强度等，都是防气窜的有力措施。c、防油气窜的施工操作技术下套管时必须涂好套管专用螺纹密封脂，使用下套管专用液压大钳，并严格按规定的扭矩上扣。顶替注水泥应尽量实现碰压措施，碰压后及时将套管内压力卸掉。环空憋压候凝是高压油气井固井常用的工艺技术。计算反憋压时，环空反憋压力与环空液柱压力之和应不低于地层压力。计算时，快凝段水泥浆液柱压力按清水柱计。反憋压力一般控制在2—5MPa，憋入量限于2m3左右，反憋压时间宜在快凝水泥初第三节高陡构造地层钻井技术一、高陡构造地层地质特点1、高陡构造的定义高陡构造本来有它的特定含义，因此类构造两翼地层倾角较大，有人就常把地层倾角较大构造也都称为高陡构造，这是不准确的。有些构造的部分井段地层倾角可以很大，但它并不是真正的高陡构造。1）关于地层易斜程度的分级对地层易斜程度的划分，目前并没有一个明确的标准。过去有人根据钻井时井斜发生的难易程度，将地层易斜程度分为五级。（1）地层倾角<5°。为不易井斜地层；（2）地层倾角5°~15°，为轻度易斜地层；（3）地层倾角15°~30°，为中度易斜地层；（4）地层倾角30°~45°，为重度易斜地层；（5）地层倾角>45°,为严重易斜地层。2）高陡构造的定义由于地壳运动，使地层发生变形、褶皱、断裂。衡量断褶构造的发育程度的要素，有背斜高度、长度、宽度及两翼的陡缓程度和主断层长度、落差和断层的组合形式等。高陡构造就是发育程度高的断翼构造。高陡构造尚没有一个准确的量的概念。从构造形态上讲，高陡构造就是由褶皱形成的高陡背斜，一般长轴很长，短轴较窄，隆起幅度较高，两翼地层倾角较大（超过45°）。川东部褶皱带上的构造大部分为高陡构造。这些构造的褶皱系数普遍大于0.35，断距>1000m，断层长度>50km，闭合背斜褶皱强烈，两翼陡峻，甚至直立倒转，一般有一陡翼，一缓翼。大天池构造带是典型的高陡构造之一。该构造地表构造东翼陡而西翼缓，全长约140km，宽约12km。以嘉三5底作图，长轴90.9km3）高陡构造称谓的引伸在石油钻井上，常常有人将凡是地层倾角较大的构造都称为高陡构造，并且也没有量的概念，这是不准确的。但对钻井工程来说，狭义的高陡构造定义的范围确实又太窄，如严格按高陡构造的定义来划分，现在大家所称的许多所谓的高陡构造，实际上只能说构造中有高倾角地层。无论是高陡构造上的高倾角地层，还是别的什么构造上高倾角地层，对钻井工作所面临的井斜问题并没有什么不同。为了方便，将狭义的高陡构造的定义适当引伸是必要的。根据许多文章的文字表达出来的概念，可以考虑将地层中有较长井段地层倾角大于45°的构造视为高陡构造。2、高陡构造的形成地壳运动使岩层弯曲沉积岩在最初堆积时是一层一层地平铺着的。由于地壳上升、下降，挤压褶皱以及水平位移等变动，使岩石发生了变形，形成不同形态的褶皱、断裂和构造。在构造的翼部就产生地层倾角，如果地层倾角较大，就形成高陡构造。在四川盆地东部和东北部宽约200~300km之间，展布着北东向近于平行的推覆与滑覆使岩层扭曲以四川盆地西部的龙门山推覆构造带为例。由于西部的青藏高原隆升及其向东挤压过程中，地壳表层产生的侧向推挤和深部的扬子地台向西俯冲，引起表层相对剪切，在盆地的西北部形成延绵数百Km的龙门山山前推覆体构造带。有些构造由于受力剧烈，造成地层陡峭、扭曲、拖拉倒转，使地层界线呈“S”形，形成变化无常的高陡构造。川西北的矿山梁构造天井山构造都是典型推覆体构造，推覆体岩层深1200—1600m。3、高陡构造的地质特点高陡构造呈区域性特征由于高陡构造是由于地壳运动造成的，此运动往往会波及一个较大的范围。因此，高陡构造构造常呈区域性分布的特征。如川东的大巴山褶皱带和川西北部的龙门山山前带，塔里木盆地北缘和西南缘的褶皱带，准葛尔盆地南缘褶皱带等，都可连绵数百Km，分部面积达上千Km2。高陡构造上的高陡地层与部位和深度有关（1）与构造部位有关高陡构造的地层并不都是大倾角。在高陡构造的轴部和构造的高点上的井，它所钻遇的地层倾角不一定就大。同样是构造翼部的井，有些部位地层倾角大，有些则并不大。如川东呈南北向的高陡构造，两翼一般都是西缓东陡，在这些构造的东翼上的井就面临着高陡地层。（2）与深度有关由于地壳运动的剧烈程度随地壳的深度的增加而减弱，因而由地壳运动形成的高陡构造的地层倾角常随地层的深度增加而减弱。如川西北龙门山山前带北段有些构造地层倾角50°—80°，深度3km变为20°—40°，深度5km变为12°—20°。有些推（3）深部潜伏构造也会出现高陡地层潜伏构造深埋于地下。有的上部为平缓的地层，下部才有构造形态出现，在这些潜伏构造上会出现高陡地层。有的上部为陡地层，中间变缓，下部隐伏的局部断块构造上出现高陡地层。古潜山潜伏构造在古潜山地层有可能有高陡地层存在。二、高陡构造地层钻井技术高陡构造地层钻井技术并不是独立的钻井技术，只是由于在高陡构造地层有一些特点，钻井上根据这些地质特点可能会给钻井带来的难点，在常规钻井技术基础上采取一些特殊的工艺技术措施。1、高陡构造地层钻井的主要难点1）井身质量控制难度大高陡构造上的井，特别遇到地层各向异性强、地层比较硬的井，常须采用综合性的防斜措施。在一般的防斜措施收不到好的防斜效果时，必须采用更为先进的防斜措施，技术难度大，花费的时间、人力和费用也大。有些井由于受各种因素的影响，尽管采用多种防斜打直的措施，井斜仍难以控制，井身质量难以保证。1979年2月22日开钻的川西北中坝构造西斜坡上的中15井，地表地层倾角35°，在950m取芯，地层倾角50°30ˊ。为了防斜，在ф311.2mm（121/4"）井段，先后采用满眼、吊打、钟摆等防斜打直措施。从井深948.91m开始的ф215、9mm（81/2"）井段，采用当时正在大力推广使用的刚性满眼钻具组合，扶正器最多加至5个，直至同年的2）钻井速度慢高陡构造上的井，由于受下面几个因素的影响，钻井速度都比较慢。（1）高陡构造上的井，为了保证井身质量，不得不采用各种防斜措施，许多时候还必须控制钻压钻进，即进行吊打。由于受直井井身质量标准的约束，一般直接把井下地质目标位置作为直井的地面井位，控制过小的井斜必然严重影响钻井速度。（2）高陡构造上的井，由于受地应力的影响，垮塌都比较严重。为了防止垮塌，不得不采用高密度的钻井液来平衡地应力，维持井壁的相对稳定。川东天东30井为了平衡大倾角地层应力，钻井液密度曾高达2.48g/cm川东地区高陡构造上部地层倾角大（30°—65°，最高达85°）的井，在2000年以前，由于受各种因素的影响，井身质量与提高钻井速度的矛盾一直是非常突出，各项经济技术指标处于一个较低的水平。该类构造上部地层机械钻速普遍低于1.0m/h，钻井周期相当长，同时井斜超标现象一直很严重。以3）钻井复杂情况和事故多（1）高陡构造一般地层倾角大，断层多，地应力强,容易发生垮塌卡钻。（2）由于井身质量难难以控制，井斜和全角变化变大，使用的钻井液密度高，钻井周期又比较长，容易发生垮塌卡钻、压差卡钻和键糟卡钻等复杂情况和事故。（3）钻进中容易磨损钻具，容易磨损套管。（4）起下钻操作难度大。（5）固井时套管下入困难，固井质量难以保证。4）高陡构造中靶难许多高陡构造由于地层倾角大，井斜不易控制，常造成不能准确中靶，甚至脱靶。位于川西北中坝构造北翼的1979年4月6日开钻的中深1井，设计井深6970m，因在嘉陵江组出现两次地层反转，导致地层加厚，预计须钻至7400m大天池沙坪场构造带是川东典型大倾角高陡构造。上部地层倾角大，目的层靶区范围小（最小靶区半径小于50m），方位要求严格（很多井限制在一个象限内，有的甚至限制在一个45°角的范围内），其井斜角、井身轨迹控制和准确中靶都有很大难度，往往必须采取扭方位等工艺技术措施才能实现中靶。2、高陡构造主要钻井技术高陡构造的防塌技术(1)从预防泥页岩垮塌做起①高陡构造的泥页岩垮塌比一般的井更容易发生，造成的后果更为严重。因此，高陡构造的防塌问题应从防泥页岩的垮塌做起。进入易垮塌的泥页岩井段前应采用防塌性能好的钻井液体系。②泥页岩垮塌主要是由于泥页岩地层中粘土矿物易吸收水膨胀和分散引起井壁失稳。泥页岩的垮塌实质上就是泥页岩水化引起的问题。防止泥页岩垮塌就要从预防和降低泥页岩水化做起。③防止泥页岩水化首先要降低钻井液的滤失量，其次要提高滤液的抑制性。为此可以采取以下措施：a、在钻井液中加入K+等无机阳离子。K+（钾离子）对稳定地层粘土，防止井壁坍塌有很大作用。b、在钻井液中加入高聚合物。高聚合物可以在井壁上形成多点吸附，巩固井壁。同时还有护胶和堵孔的的作用，使滤饼渗透性降低，滤失量减少，从而防止井壁粘土水化膨胀。c、利用沥青类物质在井壁上起封堵作用。沥青类物质亲水性弱，可在井壁上形成一层油膜。由于井壁是憎水性的，可以防止滤液向地层渗透。另外沥青类物质可以堵塞微裂缝，防止钻井液和滤液从裂缝渗透。d、为了达到满意的防塌效果，常常将上述的无机盐抑制剂，高聚合物和封堵裂缝类物质同时配合使用到钻井液中，其抑制泥页岩水化的作用会更好。如在川东地区采用的防塌泥浆体系：预水化搬土浆+长链大分子聚合物+封堵剂+K+、Ca2+抑制剂+降滤失剂防塌泥浆体系，取得了较好的防塌效果。2）高陡构造应力垮塌的预防措施由于地层倾角的存在，使井壁周围岩石内部的各应力分量增加了一个附加量，从而使井眼周围岩石的应力状态发生了变化。经过多年的钻井实践认为，钾、钙沥青聚合物等钻井液体系对抑制化学所引起的井壁垮塌比较有效，但不能解决地层应力垮塌问题。解决应力垮塌通常的作法是，进入易垮塌井段前，提前将钻井液密度提高到足以平衡地层应力的密度值，这是抑制井下应力垮塌十分有效的办法。为了确定高陡构造防塌钻井液的合理密度，川东地区的井开展了“川东地区高陡构造地层力学不稳定性研究”，主要研究了地层倾角大于30°以上的井壁失稳问题，重点从建立分析井眼稳定的力学模型，地层倾角、钻井液浸泡时间对井眼稳定的影响，防止井眼失稳的合理防塌钻井液密度的计算等方面进行了研究，得出了满足高陡构造合理的防塌钻井液的设计方法。经用这套计算方法对已钻井的资料进行核实，符合率较高，对正钻井进行指导，获得很好的效果。3）高陡构造的垮塌应进行综合治理①区别不同情况分别对待在高陡构造上钻井，引起井眼不稳定的因素比较复杂。这些井并不都是全井段都大倾角和全井段都是泥页岩。钻进中应区别不同情况，有时以预防泥页岩水化为主，有时以预防应力垮塌为主，有时则需同时采取措施预防两类垮塌的措施。②预防措施要超前进行地层对钻井液的性能有一个适应过程。同时，井眼的稳定与井眼尺寸和形状有较大关系。在进入易垮塌井段之前，应提前采取措施，调整钻井液性能，避免垮塌的出现。否则一旦发生垮塌，泥饼受到破坏，井眼变大，这时无论采用何种措施，垮塌都不可能立即制止。要恢复井眼的稳定，需要比维护正常井眼稳定花费更长的时间和更多的精力与费用。③避免中途划眼、循环划眼时从钻头水眼喷射出来射流与在井底时的状况不同，它有一个侧向冲刷力，该冲刷力将会冲掉井壁上的泥饼，刺垮井壁。因此，一般情况下，不要轻易中途划眼和循环，即使必须划眼和循环时，也要控制排量和避免在一固定位置循环及转动。还要注意防止钻具短路循环刺垮井壁等。④提高钻速以快制胜井眼发生垮塌的时间和严重程度与时间有一定关系。应努力提高钻井速度，减少钻井液的浸泡时间，争取在未发生垮塌或未发生严重垮塌之前，就顺利穿过易垮塌层。⑤必要时用水泥补壁或下套管封隔如果井下垮塌严重，无法正常钻进，应考虑用水泥进行补壁。如果水泥补壁效果不好，可考虑提前下入套管封隔垮塌层段。钻井设计在设计高陡构造井身结构时，应认真考虑套管的下深和封隔层位，并给这类井井身结构的改变留有一定的余地。3、高陡构造地层防斜打快技术1）井斜原因的分析（1）地层倾角影响井斜的一般规律根据多年的钻井实践，得出地层倾角影响井斜的一般规律：①地层倾斜角小于45°时，井眼轴线有向地层上倾方向偏斜的趋势，,即朝向构造高点偏斜，钻头好似有“爬坡”的倾向。②地层倾角大于60°时，井眼轴线有向地层下倾方向偏斜的趋势，即朝向构造翼部偏斜，钻头如似有顺着坡在往下溜的倾向。③地层倾角在45°~60°，井眼轴线摇摆不动，容易被左右。（2）井斜的影响因素影响井斜的原因是多方面的，概括起来可分为地质因素和与钻柱有关的因素。地层特性是影响井斜的最主要的原因。=1\*GB3①地质因素a﹑地层可钻性的各向异性对井斜的影响沉积岩由于层理的影响，在不同的方向上强度不同，地层的可钻性在不同的方向上也就不同。垂直层面方向的强度小、可钻性高；平行层面方向的可钻性低。钻头总是有向着容易钻进的方向前进的趋势。b、地层可钻性的纵向变化引起井斜地层在沉积过程中由于沉积环境的不同，必然会出现不同的岩性变化，形成沿垂直于地层层面方向可钻性变化。在地层倾斜的情况，就会出现沿钻头轴线方向遇到这种“软硬交错”。由于地层倾斜，钻头底面上遇到“软”地层的一侧容易钻，而另一侧遇到“硬”地层则钻速慢，于是井眼就偏向垂直于地层层面的方向，发生井斜。c、地层可钻性的横向变化引起井斜地层可钻性在平行于地层层面方向也有变化。在地层倾斜的情况下，钻头一侧下面遇溶洞或较疏松的地层，而另一侧可能遇较密的地层，于是钻头就向硬的一方偏斜。=2\*GB3②与钻柱有关的因素a、下部钻具的倾斜和弯曲。在钻进时，当钻压较小时，下部钻柱保持直线和稳定状态。当钻压增至某一临界钻压时，则下部钻柱丧失稳定而发生弯曲。钻具的倾斜和弯曲首先会引起钻头的倾斜。钻头倾斜后，在井底形成不对称切削，新钻的井眼将不断地偏离原井眼方向。同时，使钻头受到侧向力的作用，迫使钻头进行侧向切削，这样也将使新钻的井眼将不断地偏离原井眼方向，从而导致井斜的发生。b、钻具直径小于井眼直径，钻具和井眼之间有一定的间隙，钻具在井眼内活动的余地较大。c、由于钻压的作用，下部钻具受压后靠向井壁一侧倾斜。当压力超过一定值后，钻柱将发生弯曲。弯曲钻柱将使靠近钻头的钻具倾斜更大。d、井眼扩大。井眼扩大后，钻头可以井眼内移动，靠向一侧，也可使受弯曲的钻柱扰度加大，导致井斜。③其它因素a、设备安装时，没有进行认真校正。b、开眼措施不当。c、采取的防斜打直措施，不能完全适合该井的具体情况，或者是实际操作不当，没有严格执行防斜打直技术措施。2）防斜打快的主要技术措施在影响井斜的因素中，地层因素是人为不可改变的，我们只能适应或利用地层因素来控制井身轨迹。能被我们用来主动进行控制的是钻具组合的类型与结构，钻井技术措施。其中最主要也是最重要的是钻具组合类型与结构。（1）高陡构造防斜打快的常规钻井技术①从开钻抓起我们说一口井井身质量不合格，有多种衡量指标，其中钻井工程上最看重的是最大井斜角和井斜全角变化率（或称狗腿严重度）是否超标。井斜控制的难度与当时井已经具有井斜值有很大的关系。②井斜全角变化率只与上下两个测点井斜、方位角的大小有关。而最大井斜角则是从开钻开始到目前井深的一个叠加值。如果从一开始就加强井斜控制，井斜的基值不大，井斜控制技术相对就要简单一些。因此高陡构造的井井斜控制应从开钻抓起，从零做起。③从基础工作做起a、井架底座基础水平误差应不大于3mm。b、天车、转盘、井口三者的中心线必须在一条铅垂线上，最大偏差应小于10mm。c、转盘以旋转面为准，水平度误差不大于2mm。d、第一次开钻开眼要直。开眼前为了使方钻杆保持垂直，要有平衡砣平衡水龙带的重量，用长水平尺量方钻杆四个方向是否垂直，并相应调整平衡砣的方向和平衡重量，确认方钻杆垂直然后开眼，开眼钻压要小。随着方钻杆的下行，平衡会发生变化，故以后每钻2~3m须重新用水平尺检查一次方钻杆的垂直情况e、认真执行防斜打直的技术措施。送钻要均匀，遇软硬交错地层要及时调整钻压，遇到由软到硬要适当减压，让钻头三个牙轮全部接触到硬地层以后才恢复正常钻压钻进。遇到由硬到软的交界面时则仍按原有钻压不变继续钻进。钻过软硬交接面要进行划眼。正如过去所总结的防斜措施：“软不增，硬要减，软硬交错勤划眼”。f、加强测斜工作。每钻50~100m要进行测斜一次。根据井斜变化情况适当调整钻具组合和钻井参数。3）利用地层自然造斜规律自动中靶钻井技术a、将斜就斜自动中靶在一些高陡构造采用常规的防斜打直措施井斜很难控制，采用特殊的防斜钻井方法又费时费力，而且还常常也会出现井斜严重超标的现象。于是人们就想到在高陡构造翼部打井时井斜都朝向高点这一现象，通过对构造模式、地质形态、地层要素和实钻井井斜资料、地层自然造斜规律的研究，针对设计的井下井位，预先将地面井位向构造的翼部移动，钻井过程中就可适当放开井斜角的控制，控制全角变化率，基本用全钻压钻进，这样就把复杂的防斜打直工作变得相对简单一些。利用地层的自然造斜，实现自动中靶，同时达到解放钻压、提高机械钻速的目的。川东地区完成的利用地层自然造斜规律钻进的完成中靶井，平均机械钻速比一般防斜打直井提高39.49%。b、自动中靶技术的关键是合理确定地面井位○先用计算法、造斜能力做估算法和图解法，单独和互相复算，计算出理论井位移动量。○再根据井位移动量设计井身剖面，然后从地质靶心沿设计井眼规迹移动到地面，此点即地面理论井位。○地面理论井位确定之后，根据该点的地貌、地物，对地面建设工程进行综合评价，最后确定地面井位。四川地区高陡构造的地质中靶井，地面移动井位距离一般为400-600m，移动最多的川东门3井在井下井位170度方向移动900m，中靶后获气118.64×104mc、自动中靶技术应注意的问题○移动地面井位必须建立在对各地质要素了解比较准确的基础上，若把握不大，则地面井位移动应定在一个稳妥的范围内。○移动地面井位既要考虑技术性，又要考虑经济性。井位移动量太大，不但要增加钻井进尺和套管费用，而且技术上也有一定难度。井位移动量过少，体现不出该技术的优点。故应选择在一个适中的范围内。○使用该技术时，表层要打直，以便安装、使用、保护井口装置及上部套管。全压钻进应从二开所加全部钻铤出套管鞋后才逐渐展开，以减少对套管的磨损。○利用地层自然造斜规律钻中靶井，目前还没有科学可靠的能真正定量计算模式的可供选用。由于不确定因素和影响因素太多，设计出的地面井位移动数据，不可能都完全符合井下实际情况和实现完全自由中靶。因此，钻进中应加强跟踪监测，必要时要调整钻井参数，或辅之于其它技术手段实现中靶。如前面谈到的门3井，就进行过钟摆钻井和扭方位的工作，但总的工作量不大。（2）不同钻具组合形式的防斜打直技术①塔式钻具组合防斜技术a、适用范围在一些不太容易井斜，只需稳斜或允许有轻微增斜的井或井段，可以考虑采用塔式钻具组合。b、塔式钻具组合特点塔式钻具组合的关键是钻柱下部尽量采用大钻铤，钻铤的重心要低于全部钻铤的三分之一长度，即下部三分之一长度的钻铤重量应占全部钻铤重量的一半。光钻挺钻具是最简单的塔式钻具。普通的塔式钻具一样也可以产生钟摆力。钻具的尺寸大，重量大，刚度大，重心低，与井眼的间隙小。一方面能产生较大的钟摆力来防止井斜。另一方面大尺寸钻铤与井壁的间隙不，稳定性好，不容易弯曲，一、二次的临界钻压大，有利于稳定工作。c、施加钻压要求在特殊情况下，需要采用吊打措施，则施加的钻压应不能使钻具产生第一次弯曲，此钻压称为第一次临界钻压。即钻压要小于一次临界钻压的数据。正常钻进时，钻压应该大于使钻具产生第二次弯曲的二次临界钻压。施加的