PL19-3-C30ST02井爆炸松扣作业情况及经验总结

第一篇：PL19-3-C30ST02井爆炸松扣作业情况及经验总结

基本信息：

4月5日，PL19-3-C30ST02井钻井起下钻过程中发生卡钻情况，动员塘沽作业公司爆炸松扣作业。

遇卡钻具组合（由下至上）：川克CKS606PLR, 6-3/4“马达, 6-3/4”F/V, 7-3/4“Stabilizer, 6-3/4” PM Collar, 6-3/4“ADR, 6-3/4”PWD, 6-3/4“ HOC, Downhole Screen Sub, 9joints5”HWDP, 6-3/4“ Drilling Jar, 7”PLB旁通短节, 21joints 5“HWDP, 5”DP。

遇卡时钻具正循环通道堵死，钻头深度1353米，钻井震击器正常工作，7“PLB旁通短节内已投球（工具无法通过），井内泥浆密度1.38g/cc环空液面稳定。

井筒信息：842米9-5/8”套管开窗侧钻井，由钻台至开窗点为9-5/8”套管，由开窗点至井底为8-1/2”裸眼。开窗点以下稳斜52-55°，井眼方位基本无变化。第一次爆炸松扣： 4月6日

9：00测井小队到达现场，进行第一次爆炸松扣作业准备。松扣位置：7”PLB旁通短节以上第一根5“HWDP上接箍位置（5”HWDP是此趟下井时由单根组合连接）。井队提供中和点悬重：52.3t。爆炸杆装药量：12股导爆索。

12：55上提钻具，确认震击器正常工作。

13：15钻具施加正扭矩紧扣并上提下放钻具传递扭矩。13：35拆顶驱，连接爆炸松扣工具。

15：20下爆炸松扣工具至1226m遇阻（7“PLB旁通短节）。钻具施加反扭矩34kN.m，在悬重15.9t至77.2t之间上下重复活动钻具，传递反扭矩。

15：44顶驱反扭矩倒扣，重新正转打进钻具。

16：10钻具重新施加反扭矩，活动10分钟传递扭矩，井口钻杆反转3.5圈。

16：20上提悬重56.8t（中和点以上4.5t），爆炸杆中部于1215.55m接箍处点火。点火瞬间反扭矩减小，但未降至零，判断可能松开。上提电缆50米后对钻具施加反扭矩34kN.m上下活动钻具，悬重突然降低，反扭矩自动释放，钻具从237m（根据悬重预估深度）倒开。18：40起出爆炸松扣工具，钻具对扣并紧扣，上提测试震击器正常工作。

第二次爆炸松扣： 4月6日

19：30连接第二趟爆炸松扣工具。松扣位置与第一次相同。井队提供中和点悬重：52.3t。爆炸杆装药量：14股导爆索。

20：55松扣工具下放至1226m。钻具施加反扭矩上下活动。21：22顶驱倒扣释放反扭矩，重新正转打进钻具。

21：36钻具施加反扭矩34kN.m，在悬重52.3t至77.3t之间上下反复活动传递反扭矩。井口钻杆反转4圈。

说明：分析第一次钻具倒扣的原因，初步认为是悬重降低到上部钻具处于中和点时受反扭矩倒扣。考虑上部钻具可承受的反扭矩可能低于下部钻具，为避免钻具再次在上部倒开，此次爆炸松扣前传递反扭矩的悬重活动范围设置偏高。

22：00钻具上提至59.0t处（中和点以上6.8t），爆炸杆中部于1215.55m接箍处点火。钻台感觉到震动，但扭矩及悬重无变化，判断未松扣。施加反扭矩在36.3t和68.2t之间上下活动钻具，悬重突然降低，反扭矩自动释放，钻具从208m（根据悬重预估深度）处倒开。起出爆炸松扣工具，钻具对扣并对钻具逐级施加正扭矩紧扣。第三次爆炸松扣： 4月7日

0：30组装爆炸松扣工具。松扣位置与第一次相同。井队提供中和点悬重：52.3t。爆炸杆装药量：14股导爆索。

1：30爆炸松扣工具到达1226m。对钻具施加反扭矩29.8kN.m，在悬重36.4t至68.17t之间上下重复活动钻具传递扭矩5分钟；将反扭矩增加至31.2kN.m，在悬重36.4t至68.2t之间上下重复活动钻具传递扭矩5分钟；将反扭矩增加至32.5kN.m，在悬重36.4t至68.17t之间上下重复活动钻具传递扭矩5分钟；将反扭矩增加至33.9kN.m，在悬重36.4t至68.17t之间上下重复活动钻具传递扭矩10分钟。井口钻具共反转4.5圈。

2：00钻具上提至54.5t处（中和点以上2.3t），爆炸杆中部于1215.55m接箍处点火。钻台感觉到震动，但扭矩及悬重无变化，判断未松扣。对钻具施加反扭矩在悬重36.3t和68.2t之间上下活动钻具，悬重和扭矩均未变。起出爆炸松扣工具。第四次爆炸松扣： 4月7日

4：00连接爆炸松扣工具入井。

松扣位置：7”PLB旁通短节以上第一柱5“HWDP上接箍位置。井队提供中和点悬重：51t。爆炸杆装药量：14股导爆索。

6：00爆炸松扣工具到达1226m。对钻具施加反扭矩29.8kN.m，在悬重36.4t至68.17t之间上下重复活动钻具传递扭矩5分钟；将反扭矩增加至31.2kN.m，在悬重36.4t至68.17t之间上下重复活动钻具传递扭矩5分钟；将反扭矩增加至32.5kN.m，在悬重36.4t至68.17t之间上下重复活动钻具传递扭矩5分钟；将反扭矩增加至33.9kN.m，在悬重36.4t至68.17t之间上下重复活动钻具传递扭矩5分钟；将反扭矩增加至35.2kN.m，在悬重36.4t至68.17t之间上下重复活动钻具传递扭矩10分钟。井口钻具共反转3.5圈。

7：00钻具上提至56.8t处（中和点以上5.8t），爆炸杆中部于1196m接箍处点火。钻台感觉到震动，但扭矩及悬重无变化，判断未松扣。对钻具施加反扭矩上下活动钻具，悬重突然降底，钻具从604m（根据悬重预估深度）处倒开。第五次爆炸松扣： 依照如上程序进行。4月7日

22：00连接爆炸松扣工具。

松扣位置：7”PLB旁通短节以上第一根5“HWDP上接箍位置。依据震击器活动悬重计算中和点悬重：78t。爆炸杆装药量：14股导爆索。4月8日

0：00活动钻具传递反扭矩。反扭矩由26.7 kN.m开始，每次增加2.7 kN.m，悬重在68t至90t之间活动传递反扭矩，最大反扭矩35.2 kN.m。连续上下活动钻具至井口钻具没有转动迹象后，上提至悬重90t，缓慢下放至悬重68t，停留30s后上提至83t（中和点以上5t）。井口钻具共反转3.5圈。

施加反扭矩过程录井信息如下图：

0：25于1215接箍处点火，钻具悬重减小6t，井口钻具反转0.5圈。维持反扭矩上下活动钻具，钻具由400米左右倒开。0：55钻具对扣，起出电缆。第六次爆炸松扣： 4月8日

松扣位置：7”PLB旁通短节以上第二根5"HWDP上接箍位置。重新计算中和点悬重：55t。爆炸杆装药量：14股导爆索。

15：00连接爆炸松扣工具，将钻具悬重提至中和点55t校深，将爆炸杆中部定位于1206米接箍处。

16：15对钻具施加反扭矩。上提钻具至中和点悬重55t，对钻具施加32.5kN.m，悬停3分钟；维持反扭矩不变，将上提悬重降至50t，悬停3分钟；维持反扭矩不变，将上提悬重降至45t，悬停3分钟；维持反扭矩不变，将上提悬重降至40t，悬停3分钟；维持反扭矩不变，将上提悬重提至65t，悬停3分钟；维持反扭矩不变，将上提悬重降至60t，悬停3分钟；维持反扭矩不变，将上提悬重降至55t，悬停3分钟；维持反扭矩不变，将上提悬重降至50t，悬停3分钟；维持反扭矩不变，将上提悬重降至45t，悬停3分钟；维持反扭矩不变，将上提悬重降至40t，悬停3分钟；维持反扭矩不变，将钻具悬重上提至57t（中和点以上2t），锁止顶驱主轴。井口钻具共反转4.75圈。施加反扭矩过程录井信息如下图：

16：53点火松扣，钻具悬重缓慢降低。将电缆上提100米后解锁顶驱主轴，反扭矩降低至16kN.m左右，控制反扭矩不超过16kN.m，悬重在中和点上下小幅度活动，钻具成功倒开。倒开后钻具悬重为55t左右，与选取值基本一致。

经验总结：

对比第六次成功松扣与前五次松扣不成功，主要区别在于以下两点： 1.反扭矩的传递过程。前五次施加反扭矩后连续上下活动钻具，第六次施加反扭矩时在每个悬重下均悬停3分钟。分析第六次传递反扭矩的过程，钻具在悬停期间维持反扭矩时发生转动，说明反扭矩有向下传递的情况。

2.点火后活动钻具的情况。前五次点火后一直维持反扭矩不变，一旦反扭矩减小，顶驱自动补充反扭矩，使反扭矩一直维持在最大值。第六次点火时锁止了顶驱的主轴，钻具反扭矩释放后不增加反扭矩。本井作业特殊情况：

1.本井是侧钻井，套管开窗点是一个近似纺锤形开口，不利于扭矩通过，在传递扭矩时活动钻具的悬重活动范围需包括开窗点的中和点悬重。

2.点火松扣后应降低反扭矩活动钻具，因扭矩通过套管开窗点难度大，使用较高的反扭矩活动钻具易使套管内的钻具倒开（第一、二、四、五次点火后均在套管内倒开钻具）。

3.点火应在锁定顶驱主轴的状态下进行，如果松扣成功则扭矩降低。而在维持反扭矩的情况下爆炸松扣，反扭矩释放一部分后顶驱自动补偿反扭矩，使反扭矩一直保持。点火时钻具上提松扣位置中和点的悬重值，使套管开窗点处于过提状态，扭矩难以通过开窗点传递到下面。点火时扭矩瞬时减小，但又被顶驱自动补偿上，井口钻具只发生轻微反转，反扭矩未得到明显释放，造成松扣结果误判（第一、二、三、五次点火时均有扭矩的瞬时减小，但被顶驱自动补偿，造成松扣失败的假象，而且后续活动钻具程序不合理又造成钻具上部倒开）。4.本井裸眼段井斜稳定，从套管开窗点到松扣位置裸眼段长400米。这400米的钻具上部200米是5”普通钻具，下部200米是5”加重钻具，上下活动钻具无法使400米裸眼段的钻具脱离井眼底边，扭矩传递困难，传统的连续活动钻具的方式传递扭矩效果差，需在不同悬重下静置一段时间传递扭矩。

第二篇：大庆油田作业井

大庆油田作业井、输油管道遍布黑龙江省杜尔伯特县。“得天独厚”的地理位置，让不法分子铤而走险，当地刑事犯罪近半数涉案人员涉油

俗话说“靠山吃山，靠水吃水”，在黑龙江省杜尔伯特县周边，不少人信奉的则是“靠油吃油”。近几年来，涉油犯罪在当地十分猖獗，给国家造成大量损失，每年都在百万元以上。

“靠油吃油”何其猖獗

大庆油田是中国最大的陆上油田和重要的石油化工基地，采油九厂敖古拉、葡西、龙虎泡三个作业区的作业井，以及输油管道遍布于杜尔伯特县境内。2011年，该县检察院共审查起诉刑事案件144件218人，其中涉油类刑事案件50件105人，分别占全年案件的数量和涉案人数的34.7%、48.2%。2012年上半年，该县检察院共办理刑事案件87件113人，其中涉油类刑事案件24件41人，与2011年同期基本持平。

据统计，2011年该院共审查起诉掩饰、隐瞒犯罪所得罪案件34件63人，其中涉油的为32件61人;盗窃案件26件49人，其中涉油的为12件33人;破坏易燃、易爆设备案件4件8人，全部为涉油案件;职务侵占案件3件6人，其中涉油的为2件3人。这四类案件占涉油类刑事案件的比重分别是64%、24%、8%、4%，以掩饰、隐瞒犯罪所得罪最为突出。

“涉油案件在杜尔伯特县检察院提起公诉案件中所占比重最大、涉案人员最广、涉案金额最多、社会影响最大。”办案人员指出，从2008年至今，每年涉案金额都在百万元以上。

对于这一现象，办案人员分析说，“根本原因是利益的诱惑，驱使涉案人员铤而走险，把手伸向了油田。”在经济快速发展的今天，一些人找到了致富门路，过上了小康生活，但在经济不发达的一些农村，有的农民由于没有技术、缺乏本钱，温饱问题虽然解决了，但生活并不富裕。面对涉油暴利，一些人便产生了“靠油吃油”的想法，将目光盯在了田间地头的井架，脚下的输油管道上。

2012年2月20日，张某指派肖某、王某驾车盗窃原油，由王某将原油用水龙带放到井边事先铺有塑料布的土坑内盗窃，后被抓获。经查，他们先后十余次盗窃原油。

犯罪方式:从“小打小闹”向集团化方向发展

办案人员介绍，大量涉油案件呈现出以下几个特点:

跨乡镇、跨地区团伙作案多。近年来，越来越多的涉案人员不再满足于单独作案、零敲碎打，而是向集团化的共同犯罪方向发展。2008年，在33件涉油案件中有15件为三人以上共同犯罪，到了2011年有18件为三人以上共同犯罪，而且出现了11人的团伙作案。在这些案件中，无业人员与农民占到涉案人员90%以上，跨乡镇、跨区县团伙作案占到案件数量的40%。

犯罪链条紧密，成员分工明确，呈现出一定的组织性、团伙性。涉油犯罪大都人数众多，团伙内部分工明确，有踩点、打眼、放油、销赃等具体实施犯罪的行为犯，有提供工具、望风的帮助犯，各司其职、相互配合，整个犯罪过程“紧张有序”。从盗油到卖油、收油、炼油，紧密联系，环环相扣，使得涉案原油在各个环节的停留时间大大缩短，侦查机关难以收集犯罪证据，给案件侦破带来难度和挑战。在共同犯罪中，团伙中积极参加、起主要作用的成员相对固定，呈现出一定的组织性、团伙性。

作案范围由田间地头扩展到油区腹地。近年来，犯罪分子不再满足于在自己田边地头“小打小闹”偷盗油品，而是将作案地点扩展到输油管线、井口等油田物资密集的地区。“从案件数据上可以看出，近几年涉油案件犯罪地点以输油管线、井口等地作为犯罪地点的，占到全部涉油犯罪案件的69.6%。”

作案工具机械化，作案手段智能化，反抓捕能力增强。据办案人员介绍，目前的犯罪手法已由原来的手捧、勺舀逐步趋向于破坏输油管线、井口，利用抽油泵、专业打孔栽阀工具盗放原油。作案工具也从小推车、丝袋子转为油罐车、奶罐车，更有甚者使用专业厢式货车增加隐蔽性，“在近两年的涉油案件中有95.1%的盗油案件都采用这一手段”。为了规避被抓获，犯罪分子使用手机、对讲机等通讯工具互相联系，并出动多辆机动车在重要路口望风，犯罪手段智能化程度不断提高。随着对涉油犯罪打击力度的增强，犯罪分子越来越狡猾，甚至采取声东击西的办法谎报军情，反抓捕能力进一步增强。2010年3月，大庆油田分局接到报警电话，称有人在采油九厂葡西作业区盗窃原油，但民警赶到现场却扑了个空。实际上，犯罪分子在采油九厂敖古拉作业区盗窃。

输油管线装阀门，盗油像放自来水

办案人员介绍，在杜尔伯特县，涉油犯罪有其独特原因，地域特点是该县涉油犯罪占较大比例的重要原因。该县境内的大庆采油九厂，有的井架就在农民的田间地头，为附近村民实施涉油犯罪提供了便利，由于井架靠近村庄，也有利于犯罪隐蔽。在近两年的涉油犯罪案件中，犯罪得逞后有71.4%的案件把原油销赃到了外地，销赃到外地的原油重量占到被盗原油重量的80%。赃物销路而且还延伸到了外省市，销往了辽宁、河北等地，且购销渠道畅通。随着油价攀升、原油货源短缺，非法收油窝点“只收原油，不问来路”，无形中也为犯罪分子大开方便之门。

一边是盗油，一边是赃物收购，转而加工成“成品”进入市场，形成了“偷产销”服务。在如今的农村，农业现代化程度不断提高，很多农户都有了拖拉机、农用四轮车，这些车本应用0#国标柴油，但这些柴油有时要到距离村庄较远的乡镇乃至县城加油站才能加上，而经过非法炼制的柴油“小烧”则能被送货上门，甚至可以赊账，费用比加油站便宜一半，使得偷盗的油品有了“出路”。

据办案人员介绍，涉油案件中大多数作案工具为扳手、丝袋子，复杂一点的是卡子、手摇钻、阀门等工具，先栽阀门隐蔽好，事后放油。2010年4月，李某等五人窜至输油管线地段，由同伙杨某在附近望风，李某等四人用铁锹将输油管线挖出后，梁某用钳子将包在输油管线上的黄色保温层撕掉，李某将卡子卡在输油管线上，之后又伙同梁某用手摇钻将管线钻漏，安装好阀门后放出原油，待偷盗完后再将阀门关上，然后将管线埋好撤离，整个过程仅3个小时。“作案工具容易取得，作案方法简单，技术含量低，为犯罪分子偷盗提供了便利。”

区别对待，打击涉油犯罪嚣张气焰

针对涉油犯罪团伙作案、流动分散、重复作案、案发后逃窜等特点，该县检察院创新工作方式加大涉油犯罪打击力度。2011年，该院建立了涉油犯罪人员、在逃人员信息库，将2008年以来所有涉油案件信息录入系统，建立犯罪人员、在逃人员数据档案。在以后受理案件时，办案人员首先将受理的嫌疑人基本情况在信息库中进行检索、查询，便于掌握嫌疑人是否有前科，如果属于在逃人员可及时予以追诉，确保第一时间发现漏罪、漏犯。

对于新受理的涉油案件，该院也及时录入信息库，使信息库数据不断充实更新。2012年1月22日，该院审查公安机关移送的1件4人涉嫌盗窃案时发现，嫌疑人邰某、王某嫌疑人信息中没有犯罪前科，但在涉油犯罪人员、在逃人员信息库中有犯罪记录，针对这一情况，办案人员第一时间通知公安机关补查重报，及时有效地对移送审查起诉前的侦查行为进行监督，保证了案件质量。

办案人员介绍，在严厉打击涉油犯罪中，该院紧紧把握重点打击、宽严相济、法理结合的原则，认真开展涉油刑事案件量刑建议工作。对性质恶劣以及涉油案件的主犯，在量刑建议中按照法定刑上限或接近上限从重处理，坚决杜绝“以罚代刑”;对于没有法定或酌定从轻、减轻的犯罪分子，尤其是主犯，建议从严从重量刑，坚决打击遏制涉油犯罪的嚣张气焰。同时，该院还建议正确适用并发挥缓刑、管制刑种的作用，把初犯和参与、分赃较少者与多次盗窃、积极参加、谋取巨额利润者区别开，针对前者的社会危害性较小的特点，大胆适用缓刑和管制，防止他们因长期羁押而与其他犯罪分子交叉感染，沾染不良习惯或交流犯罪技巧，避免犯罪分子因长期羁押造成的再社会化困难。

第三篇：修井作业合同

修井作业合同

甲方：甘泉森源井下作业队 乙方：修井班 车主负责人

为了满足采油厂生产需要，保证正常生产进度，根据采油厂的有关规定，本着互利双赢的原则，现就乙方修井车为采油厂通井作业事宜，经双方充分协商达成一致，特签订本合同，以更共同遵守。

一、作业概况

1、作业地点：下寺湾采油厂所属的各生产区域（以甲方派工单指定的作业区域为准）

2、作业内容：

（1）配合油井压裂，洗井的油管和油杆起、下作业；（2）配合新井投产的油管和油杆起、下作业；（3）配合采油井技改作业的油管和油杆起、下作业；（4）负责油井检修各项作业；（a抽油泵检修、b油井小修（光杆、井口大小三通及强抽等）c换断杆）

3、作业范围：下寺湾采油厂所属油区部分生产井。

二、质量要求

1、严格按照《延长油田服务有限公司修井作业标准【试 行】 》执行。

2、同时严格按照本合同 作《操作规程》和《修井作业质量管理》执行。

详见附件

一、附件二。

三、合同期限 本合同自 起至 止。

四、合同价款及结算付款方式：

1、合同价款：修井作业价格为4000元/井次，换光杆1000元/井次，此价格为含税价，含6%的管理费。

2、结算付款方式：需油采油大队，生产运行科，开发科和安全环保质检科共同签字认可后，由被修井采油队按照财务结算程序进行结算为准。当月费用进行当月挂账，甲方根据采油厂的付款到位后统筹付款。

3、乙方应向甲方交纳5万元风险抵押保证金。

五、作业数量

甲方根据生产实际情况给乙方适当安排修井作业任务，结算最终以采油厂验收合格的作业井次为准。

六、双方的权利与义务：

（一）甲方

1、甲方有权对乙方作业过程进行监督和检查；

2、甲方有权对乙方因违反合同约定的行为进行处罚；

3、施工作业前，甲方应向乙方提供派工单；

4、甲方应积极配合乙方施工作业，确保作业顺利完成；

5、乙方若不能完成所承担采油队油井检修任务，甲方有权调拨其他车辆上井作业；

6、乙方在作业期间造成的人身伤害与油井损坏由乙方自行负责，甲方概不负责。

（二）、乙方

1、乙方作业人员和设备必须各种证件齐全，符合行业规范相关安全环保要求，车况良好，保证能够随时进行作业，并且乙方负有长期看管保护自身设备的义务和责任。并要求乙方有人身保险与车辆保险。

2、乙方必须严格按照施工设计要求，相关操作规程及合同约定要求进行作业，如需变更，必须经采油队技术 员 认可后方可继续进行作业。

3、乙方必须积极配合采油厂与甲方进行现场作业的监督检查，遵守采油厂与甲方的相关制度，保质保量按时完成作来。

4、乙方领用采油厂作业材料，必须按照要求规范妥善保管，拉运和使用，作业完成后所剩材料必须及时交回采油厂。

5、作业完成后，乙方必须向甲方提供规范符合标准的完井作业报告，派工单，修井交接书，监督表等相关资料以便结账。

6、作业完成后必须立即撤离井场，不得在井场内停留，不可抗拒因素除外。

7、按月及时办理质量合格的全部作业油井的劳务结算手续，过期责任自负。

8、根据采油厂生产运行需要，乙方必须服从甲方调派，否则甲方有权停止或解除作业资格。

9、乙方当天未完成修井任务，在施工井场停留过夜应负责看管车辆设备和财物的义务。

七、安全环保：安全第一预防为主，如有风险、乙方自行承担，环保自造自治理、自负的原则。

八、质量保修

1、大修井保修一个月，小修以采油厂验收方可结算为准。

2、返工不计费用，直至返好为止；如乙方不返则不予安 排新作业。

九、违约责任：

甲、乙双方在合同履行过程中，任何一方不履行合同约定，均应承担相应的违约责任，其他违约责任按照《合同法》有关条款执行。

十、合同的解除

1、乙方在接到甲方施工通知后累计三次不能按时进行施工作业或累计三次施工作业不合格或作业过程中造成事故的，甲方有权单方解除合同。

2、如遇政策等不可抗力致使本合同不能完全履行时，本合同自行终止。

十一、争议的解决方法

在合同履行过程中发生争议，由双方协商解决；协商不成，双方一致同意向合同签订地人民法院起诉。

十二、本合同一式两份。双方各执一份，均具有同等法律效力。

附件

一、操作规程

附件

二、修井作业质量管理

甲方： 2011年 月 日

乙方： 2011年 月 日

第四篇：录井作业流程

录井作业流程

一、录井全过程

接井位坐标——井位初、复测——设计——队伍、设备、材料及资料准备——设计交底、录井条件检查——各项录井——完井讨论——完井作业——完井资料整理上交、验收评级——打印装订归档。

1．接井位坐标：发坐标单位有：采油厂、地院等。2．井位初复测：测量队完成。

井位复测应在开钻前完成，甲方规定：未招标或未安排的井不得进行井位踏勘和初测。3．设计：（1）、编制过程：接通知单——收集邻井资料——设计——送审——打印装订——发放。（2）、设计内容： 探井：①、基本数据 ②、区域地质简介

③、设计依据及钻探目的

④、设计地层剖面及预计油气水层位置

⑤、地层孔隙压力预测和钻井液性能使用要求 ⑥、取资料要求 ⑦、选送样品要求

⑧、井身质量要求、中途测试要求 ⑨、技术说明及要求

⑩、附图及附表（井位构造图、过井剖面图、地震图、剖面柱状图、压力预测图、样品分析项目要求等）

开发井：①、基础数据表 ②、钻井目的及设计依据 ③、设计分层及邻井分层数据 ④、邻井资料

⑤、对钻井液使用原则要求 ⑥、取资料要求

⑦、固井水泥返高要求 ⑧、对工程提示及要求 ⑨、附图及附表

4、上井准备：（1）、队伍：综合录井队一般6—7人，地质队3人（2）、设备：探井依甲方要求上仪器（3）、材料物资：砂样盒、样品袋、标签、分析药品及报表等（4）、资料：邻井录井图、测井图、区块有关地质资料 5．设计交底（地质交底）：二开前或录井前完成（1）、开发井：由小队负责（2）、滚动井和探井：甲方组织、录井人员参加（3）、录井人员交底内容：

①、本井设计基础数据、区块及邻井地质资料 ②、录井任务要求③、工程提示④、录井条件要求（4）、录井条件检查：在录井前及录井过程中完成，开发井由大队负责，生产管理中心抽查；滚动井和探井由“中心”或甲方人员组织检查。录井条件检查内容：录井队队伍人员数量和素质，录井设备安装调试，材料准备，洗样用水，捞样环境，供电条件和文件资料准备情况等。6．录井：内容有：（1）、钻时录井（2）、岩屑录井（3）、荧光录井（4）、气测录井及综合录井（含色谱、工程参数及全脱样采集）（5）、岩心录井（钻井取心、井壁取心）（6）、钻井液录井（密度、粘度、失水、氯根含量）（7）、地化录井及定量荧光录井（8）、特殊作业资料录取（测井、中途测试、下套管、固井及试压等）

7．完井讨论：时间一般由测井公司通知，甲方组织、录井测井地院人员参加。（1）、录井人员应提供的资料：

①、设计及开完钻基础数据、井斜及中靶情况、钻井液使用和工程复杂事故情况等 ②、录井分层及分段油气显示层统计，钻进中显示及后效显示情况 ③、地化、气测、定量荧光及综合解释成果 ④、录井地层对比及钻探认识（2）、完井讨论数据确定：

内容：油顶、油底、阻位、短节、水泥返高及注意事项

一般阻位在油底以下30米处，短节在油顶以上30米或主力油气层段以上30米处，返高要求：油顶以上100—150米，气顶以上200—300米。下发完井讨论数据由甲方通知录井单位，录井单位下发到小队、钻井单位和工程监督中心。

8．完井作业：——从完钻到完井之间的过程。包括：（1）、完井电测：录井单位依据设计要求填写测井通知单，探井由甲方审批，通知单在测井施工24小时前下发到测井单位。测井内容：标准、组合、井斜、特殊项目 测井系列：普Ⅰ、普Ⅱ、国产数控、CSU（2）、下油层套管：按完井讨论数据及要求下油套，重点对下深和阻流环及短节位置进行把关。

套管下深==联入+套管串总长+套管鞋长（3）、油套固井：主要收集工序内容及时效，包括： 固井时间、注水泥量（t）、水泥浆密度（最大、最小、平均值）、替钻井液量及性能、碰压。（4）、固井质量测井（测声幅、变密度等）：注意返高、短节、人工井底是否符合实际及标准要求。（5）、完井试压：必须用水泥车试压，不准用井队的泥浆泵试压！油套试压加25MPa,经30分钟，压降小于0.5MPa为合格。

完井时间：最后一道工序的资料收集完毕时间。

9．完井资料整理上交验收评级（探井还需处内审和甲方评审）10．打印装订上交归档

录井作业流程图

第五篇：录井大作业--录井报告

录井报告

题目类型：浅谈页岩气录井技术学生姓名：学号: 2012 系列： 专业班级：勘查技术与工程指导老师：时 间：

石油资源系

2015年

浅谈页岩气录井技术

摘 要

页岩气的开发最早始于美国,是目前国内非常规气藏的勘探重点和热点。简介了国内外页岩气勘探开发现状,页岩气工业化开采因具有产量低的特点,需要采用相应的钻井新技术,以便缩短钻井周期,降低成本。为了卡准层位、发现储集层、准确预报工程异常和油气显示,录井主要应用了微钻时、岩石可钻性、气测、岩石热解、岩屑显微图像、随钻伽马等技术对页岩气储集层进行评价,取得了较好的效果。

关键词 页岩气 录井技术 地质卡层 工程预报 压力检测 储集层 岩气基本概念和发展历程

页岩气(Shale Gas)是指以热成熟作用或连续的生物作用为主以及两者相互作用在富含有机质的页岩中生成并富集在其中的非常规天然气。页岩气一部分以游离态存在于孔隙和裂缝中,一部分吸附于有机质和黏土矿物表面。页岩气主要分布在盆地 内厚度较大、分布广的页岩烃源岩地层中。与常规气藏不同,页岩既是天然气生成的源岩,也是聚集和保存天然气的储集层和盖层。因此,有机质含量高的黑色页岩、高炭泥岩等常是最好的页岩气源岩。页岩气具有产量低、开采周期长的特点,低成本的开采技术是页岩气能够规模化生产的必要条件。世界上的页岩气资源研究和勘探开发最早始于美国,目前美国和加拿大是页岩气大规模开发的两家,其开发技术比较成熟。2009年美国天然气产量首次超过了俄罗斯,成为世界第一产气大国,其中常规天然气产量占了一半,页岩气功不可没。在开采技术方面,经过多年攻关,美国探索出了一套先进的、低成本的页岩气开采技术,主要有水平井+多段连续压裂改造技术、清水压裂技术、同步压裂技术等。这些先进实用技术的成功应用,大幅度地提高页岩气单井产量。中国页岩气勘探现状

随着国民经济的快速发展和融入全球化进程的加快,对以天然气为主的清洁能源的需求量日益增大。预计到2020年,中国天然气缺口量将突破1350亿立方米。因此

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加大开发常规气藏之外,积极有效地开发非常规天然气资源将是满足天然气需求量的重要途径。页岩气是一个崭新的能源勘探领域。21世纪初,我国引进页岩气引起了泛关注,随之迅速地开展了页岩气资源预测、有利区块评价及其聚集条件等研究。页岩气储集于致密岩层,具有低孔、低渗、气流阻力大等特点,其开采具有相当大的难度。页岩气开发不仅需要先进的勘探钻井技术,如大斜度井、水平井、环形水平井等技术,还需要在页岩储集层压裂方面有重大突破。目前,页岩气先进的开采技术主要集中在国外的壳牌公司、雪佛龙公司、哈利伯顿公司等国际能源企业。美国页岩气开采技术十分保密,甚至连专利都不申请,完全垄断在少数几家公司手中。在国内技术尚未成熟前提下,国内石油企业采取与国外石油企业合作开发的策略,以资源换技术。我国南方地区具有页岩气储存的地质条件,从震旦纪到中三叠世,发育了广泛的海相沉积,分布面积约200×104km2。其中,下寒武统、上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组、下二叠统、上二叠统4套地层是南方地区页岩气发育最有利的层位,四川盆地及上扬子地区是平面上分布的有利区。研究表明,仅四川蜀南区块,页岩气远景资源量在10万亿立方米以上,勘探前景非常好。目前,国家规划将川渝黔鄂页岩气资源战略调 查先导试验区作为近期重要的建产基地,力争到2015年,页岩气可采储量达1000亿立方米,产能达到30～50亿立方米,发展潜力十分广阔,中国页岩气的发展正处于一个快速起步阶段。页岩气录井技术要点

四川页岩气主要分布在蜀南勘探区块,目前西南油气田分公司和壳牌公司正在该区域进行勘探。针对四川页岩气井,缩短钻井周期是降低成本的主要方法。为此,在固244.5 mm技术套管前,主要用了气体钻井技术。之后至目的层采用常规钻井液 +PDC钻头钻井技术。钻井新技术的应用,在地质卡层、储集层发现、工程预报、压力检测方面带来了技术难题,录井将微钻时、岩石可钻性、气体钻井录井、岩石热解、岩屑荧光显微图像等技术配套应用在解决上述问题方面取得了较好的效果[2-3]。四川地区页岩气地表出露地层为沙溪庙组或嘉陵江组,完钻井深2800～3600 m。钻井阶段使用了不同的钻井液,威远、长宁构造的井主要使用气体钻井、低度聚合物钻井液钻井。在须一段以前,岩性为砂泥岩,在须一段至震旦系岩性为碳酸盐岩。在钻井工 艺上,表层套管固井后,采用气体钻井,直至茅口组顶界,茅口组至井底采用常规钻井液钻井

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3.1 技术难点

页岩气录井技术的难点:一是关键层位的卡准。在气体钻井条件下卡准茅口组顶界和在常规钻井液+PDC钻头钻井技术条件下卡准志留系下统龙马溪组和寒武系的筇竹寺组是技术难题;二是页岩气储集层的发现和评价。评价储集层需要检测页岩有 质中的吸附气,吸附气含量的高低可以评价页岩储集层的好坏。因此,如何检测吸附气是录井过程中首先要考虑的问题;三是地层压力和工程异常检测。页岩气钻井使用气体钻井和常规钻井液组合钻井,录井过程中检测地层压力是发现有机碳储集层的重要手段,也是技术难点。在气体钻井阶段,工程参数判断异常的机理发生了变化,异常检测是技术难点。

3.2 应用技术

3.2.1微钻时技术

将现场采集的以时间记录的数据库,通过连续转换处理,形成深度记录步长为0.1m或间距更小的连续的能正确反映储集层特征的技术。志留系石牛栏组和龙马溪组的分层界限仅靠岩屑录井难以区别,往往进入龙马溪组很多米后都不能正确分层。但是,利用微钻时技术,可在1 m内快速判断层位变化,从而分辨出龙马溪组层位。石牛栏组底界微钻时一般为50 min/m左右,而进入龙溪组后,降为25 min/m左右。

岩石可钻性指数岩石可钻性指数是机械钻速的校正参数,无量纲。在录井过程中对岩石可钻性指数进行计算,能够准确地判断石牛栏组和龙马溪组的分界。一般情况下,影响钻速的因素分为两类:一类是不可改变的地层岩性、物性等地质因素;另一类是钻头类型、钻井参数和钻井液性能等可调参数及钻头磨损。通过对可调参数的处理,得到反映地层的可钻性的指数。在已钻的5口页岩气井的应用中较好,准确地分出龙马溪组的层位。图1是N201井利用岩石可钻性指数进行分层的成功应用。石牛栏组的岩石可钻性指数为100～160,进入龙马溪组后,岩石可钻性指数降为20～30,分界十分明显。显微图像、气测、岩石热解技术气体钻井和PDC钻井是页岩气钻井的主要技术,优点是机械钻速快,但是岩屑细小或为粉末状,岩屑识别难,岩性剖面质量不高。应用岩屑显微图像技术,可以观察岩屑细小结构,辅助识别岩性,提高剖面质量,从而能够确卡层。页岩气主要以游离气和吸附气两种形式存在于页岩中。在钻井过程中,游离气随着钻头破碎岩石而进入钻井液,经循环带到地表,利用综合录井

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气测可以检测地层的含气性。气测含量的高低可以定性地反映页岩储集层中含气的多少,从而能够快速地评价页岩气储集层的好坏,因此气体检测是一个不可缺少的项目。在W 201井1492～1531 m井段气测显示明显,全烃值由0.1%上升到40%,是龙马溪组页岩储集层中游离气发育的主要井段。岩石热解用于页岩气,主要是测量页岩气储集层的含气量,含气量分析是评价页岩气储集层的一项关键技术。通过岩石热解录井,分析储集层的有机碳含量,并对蒸馏出来的天然气进行测定,建立有机碳和地层含气量的关系图。在录井过程中,分析出页岩储集层有机碳的含量,根据这个关系图判断页岩储集层的含气量。据资料统计,页岩气中游离气和吸附气的存在比例取决于多种因素,主要是页岩中的有机质含量,不含有机质的页岩吸附能力较差。页岩岩屑由于受到取样条件和岩屑中油气散失等不利因素影响,虽不能准确反映页岩吸附气含量,但通过对岩屑(心)热解,可以检测页岩中未完全散发的吸附气。当页岩中含有吸附气时,录井中所测气态峰S0含量(90℃下检测的单位质量岩石中的吸附烃量)将有一定的增加。通过岩石热解录井获得的有机碳参数,来推测评价地层含气量是否有开采价值。W 201井岩心含气量与有机碳含量关系图,当有机碳含量为2.5%～4%时,页岩储集层中天然气的含量为2.5～3 m3/t,是具有开采价值的良好储集层。现场可以利用图板进行评价

3.2.2 压力检测技术

录井技术中用于检测地层压力的方法主要有:dc指数法、Sigma法、泥(页)岩密度法、地热梯度法、C2/C3比值法等。页岩气录井主要使用dc指数法、泥(页)岩密度法。从W 201井龙马溪组的dc指数的趋势来看,为正常压实地层,1530～1545 m是有机碳含量高的井段,dc指数明显偏离趋势线。泥页岩密度在该井段上部趋于正常,而在该井段出现了偏离趋势线的现象,分析认为该井段有机碳含量增加和吸附气增多而导致密度值下降。因此,1530～1545 m井段既是异常压力段也是页岩储集层。3.23 储集层综合评价

由于页岩气储集层的特殊性,录井利用钻时、微钻时、岩屑、气测、岩石热解、自然伽马等对页岩气储集层作出评价。如W 201井龙马溪组,储集层主要分布在1492～1541 m井段,其中上部层段1492～1530 m以游离气为主,自然伽马呈中值,下部层段1531～1541 m以吸附气为主,自然伽马呈高值。整个井段页岩有机碳含量高、第5页（共六页）

地层含气量高、气测高,具有很好的对应关系,是志留系龙马溪组最好的岩储集层002E。借鉴与改进

①要重视录井人才队伍。录井队的核心技术人员是地质师和仪器工程师,2人带一台综合录井仪到异地作业是未来发展的趋势。

②加快与国际录井接轨的步伐。国内录井公司应该着手建立国际录井作业标准体系,适应全球化作业趋势。

③推广随钻伽马技术。随钻伽马是一项成熟技术,录井公司应抓住机遇在直井中推广应用,将地质师从靠单一的岩屑录井建立剖面进行地层对比、分层与卡层中解脱出来,进一步提高剖面的符合率和分层与卡层的准确性。

④录井管理重点要突出技术,尽量减少与技术无关的工作,安全管理属地化,不要自成体系 结束语

目前,页岩气的开发在国内是个热点,也是非常规气藏勘探的重点。从目前的工作来看,已获得了初步的成果,前景较好。录井技术是根据页岩气地质特点和钻井技术的应用而决定的,微钻时、岩石可钻性、气测、岩石热解、气体钻井录井、岩屑显微图 像、随钻伽马等技术的配套应用,很好地解决了分层及卡层、发现和评价储集层、预报工程异常和油气显示等问题,值得推广和应用。

参 考 文 献

[1] 张金川,徐波,聂海宽,等.中国页岩气资源勘探潜力 [J].天然气工业,2008,28(6):136-140.[2] 韩永刚,刘德伦,李平,等.四川地区气体钻井配套录 井技术[J].天然气工业,2009,29(增刊):8-10.[3] 唐家琼,郑永,熊驰愿,等.气体钻井的录井监测方法 [J].天然气工业,2009,29(增刊):1-4.第6页（共六页）