固井、录井、测井事故案例

第一篇：固井、录井、测井事故案例

固井同行业事故案例分析

1固井井喷事故 1）基础资料

（1）表层套管：φ339.7mm，下深60.28m。（2）技术套管：φ244.5mm，下深1281.41m。（3）裸眼：φ215.9mm钻头，钻深2264m。

（4）防喷装置：双闸板防喷器一套，只能封钻杆，不能封套管。（5）钻井液性能：密度1.22g/cm3，粘度27s。2）事故发生经过

胜利油田某年某月在GD-10-1井施工作业，完井后，下入φ139.7mm油层管至2252.66m，循环时将钻井液密度由1.22g／cm3降至1.15g/cm3。固井时，依次注入清水3m3，密度1.01g/cm3的平衡液10m3，密度1.25g／cm3的先导浆36m3,密度1.78 g/cm3的尾浆57.5 g/cm3。替钻井液时，排量30L/s，替入18 m3时，井口返出量明显减少，替入21 m3时，井口不返，坚持替完水泥浆碰压。候凝1h10min后，井口涌出钻井液，接弟发生井喷，喷出物为油气，喷高20m多。

3）事故原因分析

（1）本井是因井漏环空液面下降到一定深度，失去压力平衡，再加上水泥失重的影响，诱发井喷。

（2）虽然装有防喷器，但防喷器闸板规范不配套，发生了井喷，依然用不上。所以在下套管以前，一定要把防喷器闸板换装成与所下套管外径规范相匹配的闸板。

（3）忽视了观察进口和向井内灌钻井液的工作。固井碰压后，一般井队都是刀枪入库，马放南山。但在井漏的情况下，绝不可疏忽大意，只要注意向井内灌钻井液，或许会避免此类事故的发生。

（4）固井过程中，发生井漏，有两种情况，一种是因环空堵塞

而发生井漏，泵压一定要升高，环空液面也不会下降，此种情况，不会发生井喷。另一种情况是在水泥浆上返过程中，随着环空液注压力的增高，将低压层压漏，此时泵压不会上升，但井口液面要下降，遇到这种情况，必须观察井口动态，做好灌注钻井液的工作，必要时关井候凝。

4）防止固井后发生井喷事故的预防措施

（1）在高压油气层固井，要用膨胀水泥或在水泥中添加防气窜剂，维持水泥凝结时体积不变，不给油气上窜留下通道。

（2）控制水泥中的自由水，降低水泥浆失水量，不要使水泥浆在凝结时析出过多的水分。因为由于密度差的关系，这些水是要向上流动的，以致互相串通，可以形成水道。

（3）采用分段凝固的办法，即把水泥浆环分为缓凝段、常凝段和催凝段，当下部水泥凝结时，上部水泥浆仍保持液态，可以减轻失重现象，总的液柱压力要始终大于油气层压力，不让油气有活动的余地。设上段的水泥浆液柱压力为pcl，中段的水泥浆液柱压力为pc2，下段的水泥浆液柱压力为pc3，钻井的液柱压力为pm，地层压力为Pp,在水泥浆返至地面的情况下，如水泥浆不返至地面，环空还有一段钻井液，一般要大于地层压力10%，否则便有油气上窜的可能。

（4）采用分级注水泥的方法。其效果与分段凝固的办法相同。（5）采用管外封隔器固井。可以根据不同的情况，采用不同的管外封隔器。“4·21”较大交通事故

某石油管理局固井工程技术处长庆项目部庆阳项目组驾驶员张某驾驶冀J03667水泥车，于2003年4月21日9时30分，在陕西省宁县金村西北3公里处发生翻车，造成2人死亡、车辆严重损坏的较大交通事故。

1）事故经过

固井工程技术处位于河北省任丘市华北石油会战道，成立于2001年10月29日，主营各种油气井的固井工程施工作业。为缓解冀中固井工作任务不足的矛盾，成立了长庆固井项目部。

2003年4月21日凌晨4时，固井工程技术处长庆项目部庆阳项目组三辆作业车一同前往长庆油田宁10井执行表层固井任务，完成固井任务后随即向基地返回，上午9时30分左右，当第一辆由驾驶员张某驾驶的冀J03667水泥车以20Km/h左右的速度行驶至宁县金村西北3公里处（此路段为山涧S弯路），张某发现有三四名小学生正在路面上玩耍，正欲避开小学生时对面有一辆桑塔纳黑色轿车急驰而来，挤占车道，张某驾驶的水泥车被迫制动并驶向路左侧（路宽4.5米），因连日降雨致使道路泥泞湿滑，车轮轧在土路肩上，而路肩下有新埋入的水管，土质松软，致使车辆侧滑失控，掉入公路左侧100米左右的山沟，车上共有驾驶员张某和乘车人卢某（操作工）两人。后面跟随的两辆灰罐车相继开到该路段，两辆车上的工作人员和附近群众立即对张某和卢某进行搜救，上午10时左右将张某从驾驶室内救出并立即送往宁县医院进行抢救，经抢救无效于当日上午死亡；当日20时左右将埋在土里的卢某找到，经现场医生抢救无效死亡。

2）事故原因

根据事发当地公安机关判定：驾驶员张某负次要责任（桑塔纳轿车抢占路面负主要责任）。

（1）直接原因

①长庆地区多山地，沟谷纵横，坡多路窄弯多，地理环境复杂，又加上连日降雨致使道路泥泞湿滑等因素，都增加了行车的危险系数。

②路上有行人，对面来车速度快，侵占路面。（2）间接原因

驾驶员对山险路段行车的危险性没有足够认识，华北石油管理局固井工程技术处针对长庆项目部特殊的地理环境出台了诸多安全管理办法和措施，尤其针对山路等复杂道路车辆的行驶，专门印发了山路驾驶技能学习材料，张某在行驶过程中没有严格按照固井工程技术处制定的山路驾驶规定“在山道坡路上行驶应提前减速、鸣号、做好随时停车的准备”行驶。思想麻痹大意，观察、了望不细致，缺乏山地行车的技术要领和处理突发情况的能力。

（3）管理原因

固井工程技术处对驾驶员的管理不到位，虽然针对特殊地理环境制定了安全管理办法，但是缺乏系统的实施措施，执行力度不够，没有引起驾驶员对危险路段安全行车的足够认识。

3）事故教训及防范措施

（1）要进一步完善夏季和各种特殊路段行车安全措施，并认真抓好落实。结合实际，举一反三，吸取教训，切实把交通安全工作当作一件大事抓紧抓好。

（2）认真学习山路安全行车规范并严格执行。施工前，领导必须组织提前探路，摸清道路状况并制定事故预防措施和应急预案。

（3）单车出车必须进行安全行车交底和教育、检查，规定行车路线和速度，并随时向单位报告行车情况和作业情况。二台车以上出车必须有中队以上干部带队，保证整队出车、整队收车和路途的安全检查。

（4）雨天不准上山、下山，黑夜不准上山、下山。遇雨天或天黑前赶不到施工地点，就地休息。等待天气好转及天亮后再上山、下山。禁止疲劳驾驶，发现驾驶员有疲劳或其它不适应驾驶车辆时，应

立即采取措施，暂时调离驾驶员岗位，待其恢复正常后再驾驶车辆。车辆伤害事故 1）事故经过

1984年11月17日，某油田地调处三大队司机冯某驾驶4103号放线车从开江县接测量组。行至简南路106km处羊角折断，致使左前轮脱落，造成油箱擦地起火，当场烧死3人，轻伤21人，汽车被烧毁，经济损失21万余元。

2）事故原因分析 对车辆检查不周。3）预防措施

严格遵守交通安全管理规定和操作规程，出车前要进行安全检查，发现隐患急时出理，落实车辆保养制度。

测井案例 “3·8” 放射源落井事故

2004年3月8日，某油田放射性测井小队在冀东油田某井进行完井测井施工中，发生放射源落井事故。

1）事故经过

当日，该油田放射性测井小队在冀东油田某井进行完井测井任务。测完电缆输送段后，仪器提至井口准备测量钻杆输送井段。在卸补中仪器放射源时，由于操作人员未将源叉与源头丝扣连接到位，致使放射源取出仪器源室后与源叉脱落，放射源掉入防落井卡盘内；又因卡盘销子没有锁牢，操作人员用手扑抓放射源时，使卡盘底面分开，造成放射源滑入井眼落井。

2）事故原因（1）直接原因

操作人员卸放射源时，没有将卸源工具与源头丝扣上紧，造成放射源与工具脱离，是导致事故的直接原因。

（2）间接原因

①违反了HSE设施使用的规定。井口防止放射源落井的卡盘销子没有锁牢，造成卡盘底面分开，致使放射源滑入井眼落井；

②现场人员职责履行不到位。装卸放射源时，队长和HSE监督员没有对作业过程进行监督检查，未能及时发现事故隐患；

③应急措施不当。当放射源脱落掉入井口卡盘上时，操作人员用手扑抓放射源，将卡盘压翻，致使放射源落井。

（3）管理原因

①安全教育和培训没有落实到位，造成员工因安全意识淡薄，安

全操作技能差而违章作业；

②现场工艺技术管理人员对保证工程安全的技术措施的制定和检查均没有完全落实到位，对工程技术安全重视不够；

③日常紧急情况的应急处理实际演练不到位，造成员工对紧急事件的处置能力差。“3·27”机械伤害事故

2000年3月27日下午15时30分，某公司在板24-4井施工过程中，发生一起1人重伤的机械伤害事故。

1）事故经过

该公司施工人员于2000年3月27日下午15时左右到达板24-4井场进行施工，15时30分，在测斜仪器起至1600m时发现滚筒内钢丝排列不均匀。施工员陈某便使用撬杠进行排布钢丝，由于钢丝与撬杠摩擦力的带动，使撬杠脱落，导致身体失去平衡，右手被旋转的滚筒和承重的钢丝瞬间卷进滚筒内，当同伴发现后，迅速刹车并切断电源，但此时陈某右手食指、中指、和无名指已经被钢丝切断，造成右手终身伤残。

2）事故原因（1）直接原因 绞车排绳器失效。（2）间接原因

①绞车摆放未对正井口；

②施工员安全意识淡薄，违章使用撬杠排钢丝。（3）管理原因 ①安全培训不到位； ②设备维修不及时。3 巴东四井测井事故

1）事故发生经过

1999年5月25日，在钻进至井深6166.72m，进行电测时，当测至6122m时，张力由7000磅上升至7500磅，下放至正常张力，收仪器腿，上提至6120m遇卡，后反复上提（最大9200磅）下放活动电缆无效。

2）事故发生原因

白垩土水化膨胀缩径；仪器较长，摩阻大，遇卡后电缆上提最大9200磅，作用于仪器上的力不足1t，而造成仪器卡；井斜变化率大，5692~5714m狗腿度11.1度/25m，造成摩阻大。

3）事故处理经过

（1）穿心打捞工具：测井队的钢球式专用打捞筒+5”加重钻杆+5 1/2”钻杆，循环下探至6097.69m遇阻10t，打捞未获，后循环打捞多次，下压5~20t上提0~16t，未成功，起钻。

（2）起钻完发现三球有较严重变形和磨损，焊死循环孔，更换钢球，第二次进行穿心打捞，抓住落鱼，上提遇卡，活动钻具无效，决定拉断电缆起钻。

（3）下5 5/8”卡瓦打捞筒（内装3 5/8”蓝状卡瓦），下至井深5682.5m循环处理泥浆，再下钻至鱼顶循环打捞，上提10~48t，下压5~10t反复多次无效，决定倒开卡瓦捞筒起钻。

（4）下钻通井，下7 5/8”套铣筒*38.4m（铣鞋203mm）至5259m循环，再下至5504m遇阻10t，上提220t，循环活动钻具划眼通过5510m，套铣至6124.34m（鱼顶位置6098.56m），其中5906-5914m阻卡严重，下放遇阻10t，上提220t，接着套铣至6133.28m，循环上提挂卡严重，活动无效，倒划眼（6133.28~6103m）后转入正常起钻（6042~6103m挂卡严重200~230t）以后正常。

（5）下5 5/8”加长打捞筒（带3 5/8”蓝状卡瓦）至6087.88m循

环探鱼顶至6132.12m，加压8吨后再加压10t，起钻捞获全部落鱼。损失时间361h。

录井事故案例 中石油西南油气田分公司重庆开县川东北气矿“12.23”特大天然气井喷事故

2003年12月23日21:57，位于重庆市开县高桥镇，由中国石油天然气集团公司（以下简称中石油集团）四川石油管理局川东钻探公司钻井二公司川钻12队承钻的中国石油天然气股份有限公司（以下简称中石油股份）西南油气田分公司川东北气矿罗家16H井发生井喷事故，造成243人死亡（职工2人，当地群众241人），直接经济损失9262.71万元。

1）事故发生及抢救经过

2003年12月23日2时52分，罗家16H井钻至井深4049.68m时，因为需更换钻具，经过35min的泥浆循环后，开始起钻。

当日12时，起钻至井深1948.84m。此时，因顶驱滑轨偏移，致使挂卡困难，于是停止起钻，开始检修顶驱。16时20分检修顶驱完毕，继续起钻。

21时55分，起钻至井深209.31m，录井员发现录井仪显示泥浆密度、电导、出口温度、烃类组分出现异常，泥浆总体积上涨，溢流1.1m3。录井员随即向司钻报告发生了井涌。

司钻接到报告后，立即发出井喷警报，并停止起钻，下放钻具，准备抢接顶驱关旋塞。21时57分，当钻具下放10余米时，大量泥浆强烈喷出井外，将转盘的两块大方瓦冲飞，致使钻具无支撑点而无法对接，故停止下放钻具，抢接顶驱关旋塞未成功。

21时59分，采取关球形和半闭防喷器的措施，但喷势未减，突然一声闷响，顶驱下部起火。作业人员使用灭火器灭火，但由于粉末喷不到着火部位而失败。随后关全闭防喷器，将钻杆压扁，从挤扁的

钻杆内喷出的泥浆将顶驱火熄灭。此后，作业人员试图上提顶驱拦断钻杆，也未成功。于是，开通反循环压井通道，启动泥浆泵，向井筒环空内泵注重泥浆，由于没有关闭与井筒环空连接的放喷管线阀门，重泥浆由放喷管线喷出，内喷仍在继续。

22时4分，井喷完全失控，井场硫化氢气味很浓。

22时30分，井队人员开始撤离现场，疏散井场周边群众，随后拨打110、120、119，并向当地政府通报情况。

23时20分，钻井队派人返回井场，关闭了泥浆泵、柴油机、发电机，随后全部撤离井场，并设立了警戒线。

24日12时30分，执行搜救任务路过井场的川钻12队人员发现井口停喷，气体从放喷管线喷出。14时，经派人核实，确认井口已经停喷，随即由钻井二公司组织点火，15时55分，1#、3#放喷管点火成功，险情得到控制。至此，未燃烧的含硫化氢天然气已持续喷出了约18h。

在国务院工作组指导下，中石油集团研究制定了详细的压井方案。27日9时36分正式开始压井，11时压井成功。从23日21时57分井喷开始，井喷失控过程持续约85h。

事故发生后，重庆和开县两级党委、政府采取强有力措施，组织大量人员、物资投入到转移搜救群众、医治伤病人员、处理遇难者善后、核实赔付财产损失和灾后重建等工作。四川省委、省政府也要求达州市宣汉县协助重庆市安置了部分受灾群众。社会各界捐赠了大量的物资和现金。据统计，事故发生后安全转移并妥善安置受灾群众65632人。截至2004年2月9日，累计门诊治疗26555人（次），住院治疗2142人，治愈出院2056人，仍在住院86人，其中重症病人9人。

2）事故原因

（1）事故直接原因

① 井喷的直接原因：

a.起钻前，泥浆循环时间严重不足；

b.在起钻过程中，没有按规定灌注泥浆，且在长时间检修顶驱后，没有下钻充分循环，排出气侵泥浆，就直接起钻；

c.未能及时发现溢流征兆。

② 井喷失控的直接原因：在钻柱中没有安装回压阀，致使起钻发生井喷时钻杆内无法控制，使井喷演变为井喷失控。

③ 事故扩大的直接原因：井喷失控后，未能及时采取放喷管线点火措施，以致大量含有高浓度硫化氢的天然气喷出扩散，导致人员伤亡扩大。

（2）事故间接原因

① 现场管理不严，违章指挥。有关技术人员违反钻井作业的相关规程和《罗家16H井钻开油气层现场办公要求》，在本趟钻具组合下放时，违章指挥卸掉回压阀，井队负责人和钻井工程监督发现后没有制止、纠正。没有安排专人观察泥浆灌入量和出口变化；录井工严重失职，没有及时发现灌注泥浆量不足的异常情况，且发现后没有通知钻井人员，也不向值班领导汇报；录井队负责人未按规定接班，对连续起钻9柱未灌满泥浆的异常情况不掌握。

②安全责任制不落实，监督检查不到位。四川石油管理局及其下属单位没有针对基层作业单位多且分散的特点，建立有效的安全管理机制；没有依法在井队配备专职安全管理人员；没有及时向井队派出井控技术监督；对川钻12队落实井控责任制等规章制度情况监督检查不力。川东钻探公司没有将其与川东北气矿签订的《安全生产合同》下发钻井二公司、川钻12队贯彻落实。川东北气矿及其派驻罗家16H井的钻井工程监督人员未切实履行安全监督职责。

③事故应急预案不完善，抢险措施不力。罗家16H井开钻前，四川石油管理局及其下属有关单位没有按照法律法规的要求，组织制定有效的包括罗家16H井井场周围居民防硫化氢中毒措施的事故应急预案，井队未按规定进行防喷演习，也未对井场周边群众进行必要的安全知识宣传教育。事故发生后，四川石油管理局没有及时报告中石油集团。有关单位负责人对硫化氢气体弥漫的危害没有引起高度重视，抢险救灾指令不明确；未按规定安排专人在安全防护措施下监视井口喷势，未及时采取放喷管线点火措施。

④ 设计不符合标准要求，审查把关不严。罗家16H井钻井地质设计没有按照《含硫油气田安全钻井法》、《钻井井控技术规程》等有关行业标准的规定，在设计书上标明井场周围2km以内的居民住宅、学校、厂矿等；有关人员在审查、批准钻井地质设计时，把关不严。

⑤ 安全教育和职工安全培训工作抓得不实，要求不严，不到位，职工安全意识淡薄。有关单位对井队职工操作技能差，技术素质低。一些干部职工对井控工作不重视，存在严重麻痹和侥幸心理，对于高含硫、高产天然气水平井存在的风险及可能出现的严重情况，思想认识不足，没有采取针对性的防范措施。

此外，事故发生在夜晚，群众居住分散，交通通信条件差；当地为山区低洼地势，空气流通不畅也是导致大量人员伤亡的客观因素。

3）事故性质

中石油川东钻探公司“12·23”井喷特别重大天然气井喷失控导致硫化氢中毒事故是一起责任事故。

4）事故责任认定

（1）直接责任人：罗万志（川东北气矿驻罗家16H井钻井工程监督），没有纠正和制止拆卸回压阀、泥浆循环时间严重不足、泥浆灌注不符合规定等违章行，工作严重失职，对事故的发生负有直接责

任。此人已在事故中死亡。

（2）直接责任人：王建东（四川石油管理局钻采工艺研究院定向井研究中心工程师，驻罗家16H井现场负责人），擅自决定卸掉回压阀，导致井喷失控，对事故的发生负有直接责任。被判处有期徒刑五年。

（3）直接责任人：宋涛（川钻12队技术员，负责井队技术管理工作），明知有必须安装回压阀的规定，还安排当班工人拆卸回压阀，工作严重失职，对事故的发生负有直接责任。被判处有期徒刑五年。（4）主要责任人：向一明（川钻12队副司钻），2003年12月23日下午当班时，违反每起3柱就应灌泥浆1次的规定，违章操作，造成液柱压力下降，工作严重失职，对事故的发生负有主要责任。被判处有期徒刑三年。

（5）主要责任人：肖先素（川东钻探公司地质服务公司录井四小队录井工），2003年12月23日下午当班时，未及时从录井仪上发现连续起钻9柱未灌注泥浆的异常情况，后来发现了也未立即要求钻井工纠正并向值班领导报告，工作严重失职，对事故的发生负有主要责任。被判处有期徒刑三年，宣告缓刑四年。

（6）主要责任人：吴斌（中共党员，川钻12队队长），明知按规定必须安装回压阀，但在发现违规拆卸回压阀的情况后，没有采取措施纠正；井喷失控后，未按有关规定安排专人监视井口喷势情况、检测井场有害气体浓度，致使无法及时收集井口准确资料和确定点火时间；对起钻过程中未按要求灌注泥浆、长时间修理顶驱后没有下钻充分循环等违规行为监督不力；组织制定的应急预案不完善；对职工安全教育不到位、安全生产责任制不落实等问题监督检查不力，工作严重失职，对事故的发生负有主要责任。被判处有期徒刑六年。

（7）主要责任人：吴华（中共党员，川东钻探公司副经理、总工

程师，分管安全生产工作），井喷失控后，作为现场总指挥，在有关人员请示是否采取点火措施时，没有向上级请示就以天太黑、现场情况不明、不安全为由不同意放喷点火；到达现场后未去井场进行实地勘察，也没有按规定组织人员观察井口情况，以致未能及时掌握井口放喷情况并采取点火措施；对川东钻探公司没有将其与川东北气矿签订的《安全生产合同》下发所属单位执行的情况失察，工作严重失职，对事故危害的扩大负有主要责任。被判处有期徒刑四年。

（8）28名有关人员，被认定对事故发生或事故危害扩大，分别负有主要领导责任（16名）、重要领导责任（7名）、主要责任（4名）和重要责任（1名），追究事故责任并给予行政处分。

（9）鉴于这起事故人员伤亡和损失惨重，造成重大社会影响，国务院决定给予中石油集团分管质量安全工作的副总经理任传俊行政记大过处分，同意接受马富才辞去中石油集团总经理职务的请求。华北油田赵48井井喷中毒事故 1）事故概况及经过

1993年9月28日15时，位于河北省赵县各子乡宋城村北700m，华北石油管理局在冀中坳陷晋县凹陷中部，南古庄背斜上钻探的一口预探井-赵48 井，由华北石油管理局井下作业公司试油三大队作业20队，对该井进行射孔作业后，发生井喷，大量含硫化氢的气体喷出，造成村民6人死亡(在10多万人的紧急疏散过程中，因年老体弱、惊吓、颠簸、中风、交通事故等原因还死亡15人)，24人中等中毒，440余人轻度中毒，轻质油污染庄稼近700亩，中毒死亡大牲畜7头，直接经济损失约60万元的井喷事故。

赵48井是一口预探井，完钻井深3282.8m，人工井底3032m，钻探目的层是新生界孔店组二段。9月28日15时，由华北油田井下作业公司物理站射孔一队用90型射孔枪对该油层进行射孔。15时10

分引爆射孔弹，投射子弹77颗，射发率100％。在开始上提电缆时，井口发生外溢，而且外溢量逐渐增大，溢出的水中有气泡。当电缆全部从井中提出后，作业20队副队长李录立即带领当班的5名作业工人抢装事先备好的总闸门，穿上了总闸门的8条大螺拴并拧紧了对角的4条，关闭了总闸门。在准备关闭套管闸门时，因有硫化氢气体随同压井液、轻质油及天然气一同喷出，强烈的气流使人无法接近套管闸门，当班工人不得不从井口撤离。撤离现场后，副队长李录立即派人电话报告上级，同时通知附近两个砖窑灭火，并到距井场最近的宋城村，广播发生井喷的消息，通知村民转移。

得到赵48井井喷的消息后，华北石油管理局、石家庄市公安局、27军、井陉矿务局及赵县县委、县政府，都组织了抢险人员赶赴现场。

2）事故原因分析

经调查，并对该井地质、钻井、测井、试油、射孔等有关技术资料和原始记录进行反复分析，这次事故的主要原因是：钻井、录井、测井资料都没有发生硫化氢，造成了对该射孔层地下情况缺乏全面准确详尽的认识，把这一层作为新层和油水同层进行常规试油，对所试层段中含硫化氢没有准备。因此，此次事故属于不可预见的性质。

但是，在调查中发现，华北油田井下作业公司20队存在执行制度不严的问题，没有严格按照设计要求组织施工，用总闸门代替防喷阀门等。四川石油管理局温泉4井硫化氢串层中毒事故 1）事故经过

1998年3月22日17时，四川石油管理局温泉4井（气井）钻井至1869m左右时，发生溢流显示，关井后在准备压井泥浆及堵漏过程中，3月23日凌晨5时40分左右，天然气通过煤矿采动裂隙自

然窜入井场附近的四川省开江翰田坝煤矿和乡镇小煤矿，导致在乡镇小煤矿内作业的矿工死亡11人，中毒13人，烧伤1人的特大事故。该井是四川石油管理局川东钻探公司6020队在温泉井构造西段下盘石炭系构造高点上钻的一口探井，设计井深4650m，钻探目的层是石炭系。在香溪～嘉三（609.5～1747m）段用ρml.07～1.14g／cm3的钻进过程中，发生多次井漏，漏速范围在2.5～30m3／h，累计漏失钻井液473.6m3、桥塞钻井液105.8m3。3月18日，用密度l.09g／cm3的泥浆钻至井深1835.9m时，井口微涌，录井参数无明显变化，集气点火不燃，钻时略有波动，将密度由1.09提到1.14g／cm3井漏，漏速2～8m3／h，钻进中见微弱后效显示，岩性为云岩。3月22日17时35分，钻至井深1869.60m时发生井涌，液面上涨5m3，钻井液密度由1.13降到1.11g／cm3，涌势猛烈，17时40分关井。3月23日7时02分关井观察，立压由0～8.5MPa，套压由0↗7.9Mpa；8时40分点火放喷，10时46分～12时15分反注，密度l.45g／cm3的桥塞钻井液30m3；13时压井无效关井。3月24日3时50分点火放喷，喷出物中有硫化氢存在，由于套管下得浅，裸眼长、漏层多，不得不进行间断放喷；至25日3时10分，放喷橘红色火焰高7～15m，做压井准备工作。3月26日8时，水泥车管线试压20MPa，用泥浆泵注清水6m3，泵压由Pd7.9↗16MPa，正循环不通，用泥浆泵注清水间断憋压仍不通，卸方钻杆抢接下旋塞、回压凡尔和憋压三通，用一台700型压裂车向钻具内间断正憋清水3.6m3，泵压由0↗20MPa↘0，在以后憋压的同时开放喷管线放喷，喷势猛，其中17时55分～18时30分出口见较多液体喷出，并听见放喷管线内有岩屑撞击声。因为钻具内不通，决定射开钻具，建立循环通道，为压井创造条件。在井深1693.7～1689.93m段钻具内用41发51型射孔弹射开钻杆。出口喷势忽弱忽强。因泥浆排量和总量不够，压井未成功。

3月29日用3台水泥车向钻具内注清水54m3、用两台泥浆泵和一台986水泥车正注ρml.80g／cm3的泥浆158m3、喷势减弱，关两条放喷管线；注浓度10％ρml.45g／cm3的桥浆55m3、ρm1．80g／cm3的泥浆82m3、喷势继续减弱，但无泥浆返出。用5台水泥车注快干水泥180t，出口喷纯气，火势减弱，用两台986水泥车正替清水14m3，出口已无喷势，关放喷管线。用水泥车反灌桥浆19m3。后经10次反注（灌）浓度桥浆62.22m3堵漏。至4月3日8时关井观察，立压、套压均为零，事故解除。

事故损失时间254小时，在压井处理过程中，含硫天然气（含硫0.379～0.539g／m3）串到附近煤窑内，致使其中采煤的民工11名死亡，1人烧伤，13人中毒。2）事故经验教训

在勘定井位时，应对诸如煤矿等采掘地下资源的工作场所进行详细了解、标定，并制定详细的、可行的防范措施，以避免出现本井事故的连带事故。在对所钻地层特别是碳酸盐岩地层还没有完全认识以前，钻井工程设计充满着不确定性和风险性，在施工中要根据地下情况的变化及时做出相应的设计调整。本井若能在第一次溢流显示后就把Ф244.5mm套管提前下入，可能就不会出现溢流关井后造成地下井喷从而导致地面被迫放喷的复杂局面。本井产层以上大段裸眼至少有三个漏层，在漏层没有得到根治的前提下钻开产层后果当然是严重的。

第二篇：固井复杂问题

固井复杂问题

固井作业不仅关系到油气井能否顺利完成，影响投产后油气井质量的好坏、油气井寿命的长短及油气井产量的高低，而且其成本在整个钻井工程中也占有很大的密度（占20%～30%）。固井技术发展的目标一直围绕如何进一步提高固井质量及减少固井事故等。固井又是一个系统工程，影响因素复杂多样，具有其特殊性。

主要表现在以下几个方面：

（1）固井作业是一个一次性工程，如质量不合格，即使采用挤水泥等补救方法也难以取得良好的效果。

（2）固井作业是一项系统工程、隐蔽性作业，涉及到材料、流体、化学、机械、力学等多种学科，施工时未知因素多，风险大。

（3）固井作业施工时间短，工作量大，技术性强，费用高。因此，要求固井作业要精心设计、精心准备、精心施工，并要有较完备的预防固井复杂情况的预处理方案，确保优质高效地完成固井作业。

固井作业涉及套管、水泥浆浆体性能设计、注水泥现场施工、水泥胶结质量等方面，为此，固井复杂问题和事故也可以分为以下几类。

第一类：套管及下套管复杂情况，包括下套管阻卡、套管断裂、套管泄漏、套管挤毁、套管附件和工具失败、下套管后漏失或循环不通等。

第二类：水泥浆浆体性能事故，包括水泥浆闪凝、水泥浆触变性、水泥浆过度缓凝等。

第三类：注水泥现场施工复杂情况，包括注水泥漏失、环空堵塞、注水泥替空等复杂情况和事故。

第四类：水泥胶结质量复杂情况，包括油气水层漏封、水泥胶结质量差、环空气（水）窜等。

下面就上述固井复杂情况及事故发生的主要原因及预防、处理方法分别加以论述。

1、下套管复杂情况 1、1套管阻卡

套管阻卡一般可分为以下三类：一是套管粘吸卡，二是井眼缩经卡，三是井眼坍塌或砂桥卡。

1）

管阻卡的原因及影响因素

1.套管粘吸卡是由于套管的外径往往大于钻杆的外径，套管与井壁的接触面积大于钻杆的接触面积，上扣时间要大于钻杆的上扣涉及，且下套管时又难以旋转，因此，卡套管的发生机率较大。

2.井眼缩径卡套管是由于井眼不稳定，特别是钻遇蠕动性岩盐层或由于钻井夜性能不好形成较厚的假泥饼，导致井眼缩径，造成缩径卡套管事故。

3.井眼坍塌或砂桥卡套管是在下套管过程中或下套管结束后发生井眼坍塌或形成砂桥造成卡套管事故。

4.下套管前没有认真通井，对缩径段没有很好地划眼，易造成卡套管事故。

5.下套管作业没有认真准备（包括组织、工具等），造成下套管时间过长或中间停顿等，易发生卡套管事故。

6.中途测试、取心、电测后没有通井而直接下套管易发生卡套管事故。7.钻井液性能不好，没有形成很好的滤饼，井眼摩阻系数大，尤其是高密度、分散型钻井液，发生卡套管的机率大。

8.下套管前对漏失层没有很好地堵漏，加之下套管时速度过快，易压漏地层，造成井塌引起卡套管事故。

9.高压层下套管前没有压稳，在下套管过程中发生溢流，环空夜柱压力下降，易发生井塌，造成卡套管事故。

10.井口不，下套管上扣时反复错扣，下套管时井下套管静止时间长且没有活动套管，易发生卡套管事故。

11.钻井液密度设计不合理，如密度设计较低，造成井眼坍塌或没有压稳蠕动性地层引起井眼缩径，造成卡套管事故。

12.下套管时遇阻，盲目下压，造成下套管由遇阻演变成套管卡死。2）

防发生套管阻卡的技术措施

1.下套管前认真通井，对缩径段反复划眼。

2.设计合理的钻井液密度，保证压稳地层，防止井眼坍塌，减少蠕动性地层的蠕动速度和井眼缩径。

3.中途测试、取心及电测后要求认真通井才能下套管。

4.下套管前认真处理好钻井液性能，降低钻井液粘度、切力和失水，并充分循环处理钻井液，方可下套管。

5.对于深井、长裸眼井和定向井、水平井等，必要时在下套管前要求加入塑料小球或混入5%～10%的原油，降低井眼摩阻系数。6.下套管作业要认真准备（包括人员组织、工具等），仅可能减少下套管时间和中间停待。

7.下套管前对漏失层要求很好地堵漏，并控制下套管的速度，防止压漏地层。8.在高压层下套管前要求压稳，防止在下套管过程中发生溢流，保持井内压力平衡。

9.在下套管过程中如发生井漏、井塌等复杂情况，一般要求起出套管，下载处理井眼，正常后再重新下套管。

10.下套管时如遇阻，应反复活动套管，并接方钻杆或循环头循环处理钻井液，不能盲目下压，防止套管卡死。

11.下套管前要校正井口，做到天车、转盘和井口三点一线，防止下套管上扣时错扣。

12.必要时使用套管扶正台，采用人工或机械扶正套管，防止下套管上扣时错扣并加快下套管速度。

13.尽可能使用自动灌浆设备，减少因灌浆造成的下套管停顿时间，使用自动灌浆设备时要及时注意其工作状况，如失败要采用人工灌浆。

14.下完套管后要求先灌满钻井液后再慢慢开泵循环，等循环畅通后慢慢提高循环排量，防止混入空气造成开泵困难和压漏地层。

15.采用人工灌浆时，在灌浆间隙要不停地活动套管，上下活动套管距离不小于2米，发现井下有遇阻迹象时要停止灌浆，并采用大距离活动套管或接方钻杆循环等措施，等正常后再灌浆和下套管。16.下套管过程中要及时注意井口返浆，如发现异常应立即停止下套管进行处理，待正常后方可继续下套管。3）

套管阻卡的处理方法 套管遇卡后，应在保证套管串不被破坏的前提下开展处理工作，而且，应根据不同的卡套管类型采用不同的处理方法较卡钻相比，套管遇卡处理难度更大，手段也相对较少。

（1）套管粘卡

发生套管粘卡后，推荐采用以下步骤进行处理：

1.强力活动套管； 发生套管粘卡后一般是先接方钻杆或循环头开泵循环，后在套管和设备（井架、提升系统）安全的条件下，尽最大可能上下活动套管，采用此种方法一般可以消除套管粘卡。

如果强力活动次数后（通常为10次左右）仍不能解卡，一般要停止强力活动。此后，在一定范围内活动没有卡住的套管，防止卡点上移。

2.泡解卡剂； 在强力活动套管无效后，处理套管粘卡的主要方法是通过泡解卡剂的方法来处理套管粘吸卡。其基本步骤一般如下：

第一：选择合适的解卡剂。解卡剂一般分为水基、油基两种，其密度要根据井内地层压力选定，对于高压井，要选择高密度的解卡剂。一般油基解卡剂适合大多数地区，但在个别地区，水基解卡剂也取得了较好的应用效果。第二；计算卡点位置。现场一般采用计算在一定拉力条件下的套管伸长来计算卡点位置。计算公式如下：

L=ESI/F 式中 L——自由套管的长度，m；

E——钢的弹性系数，2.1×105MPa； I——自由套管在力F作用下的伸长，m；

F——自由套管所受超过自身质量的拉力，N； S——套管截面积，m2。

第三：计算解卡剂的用量。根据计算的卡点位置，在卡点位置及其以下部分注入合适的解卡剂。要求具有一定的附加量，一般在20%左右。

第四：井内压力平衡计算。根据井内地层压力、钻井液密度、地层岩性、解卡剂的密度和用量，进行井内压力平衡计算，确保不会发生井涌、井喷和井塌事故。第五：解卡。根据不同的解卡剂的类型、地层特性和现场的实际卡套管的情况，在解卡剂注入一定时间后采用类似强力活动套管处理方法解卡。（2）套管缩径卡和井眼坍塌或砂桥卡

1.套管缩径卡时，井内一般可以循环钻井液，可以通过类似套管粘卡的处理方法进行处理。

2.井眼坍塌或砂桥卡时，如可以循环钻井液且井口尚能返浆，应坚持先小批量低压循环钻井液，后逐步提高钻井液的密度、切力，正常后固井。

3.如果套管已经下到井底，且循环钻井液漏失，应根据现场实际情况进行处理。大多数情况下选择小批量固井的方法，争取把下部地层封固，必要时再对上部地层进行挤水泥作业补救。

4.如果套管没有下到井底，可选择先固井，后采用增加一层尾管固井封固下部地层的方法补救。1.2套管断裂

1）套管断裂的原因及影响因素

1.套管设计时安全系数设计偏低，没有考虑如温度变化、套管弯曲等因素对套管强度的影响，造成套管强度不够而发生套管断裂。

2.套管本身质量问题，特别是丝扣加工质量不过关，造成丝扣处脱落。3.套管浮箍以上由于没有对套管丝扣联接处加以固定，在钻水泥塞时造成套管脱落。

4.钻遇硫化氢气层，钻井液中含有硫化氢而产生 氢脆作用，造成套管断裂。5.在技术套管中钻进，没有采取有效的防护措施，钻杆接头将套管磨穿，造成套管断裂。

6.地层水含有腐蚀性物质，如水泥环封固质量不好，易造成套管腐蚀破坏断裂。7.套管遇卡后，施加拉力太大，造成套管脱落。

8.在压裂和注水泥施工时，由于施工压力太高，超过了套管的抗压强度，造成套管断裂破坏。

9.在热采井内，套管受热膨胀，但由于套管外面又有水泥固结，限制了套管的自由伸长，在套管内部产生压应力，当压应力超过材料的屈服极限时，套管就会断裂。

2）防止套管断裂的技术措施

1.下套管时防止套管错扣，不允许在错扣焊接。

2.套管遇阻卡后，不能强拉强提，上提拉力不能大于套管本体和丝扣抗拉强度的80%。

3.表层套管和技术套管下部的留水泥塞套管应用防止螺纹松扣脂或在松扣处采用铆钉固

定，防止在钻水泥塞或下部钻进过程中造成套管脱落。

4.对于含有硫化氢的井，下套管前必须充分循环钻井液，压稳产层，清除钻井液中的硫

化氢。同时，应采用访硫套管和井口装置。

5.应尽可能提高表层和技术套管鞋处的固井质量。

6.在已下套管的井内钻进，要控制转盘的转速。钻铤未出套管鞋时，转速不大于60r/min，钻铤出套管鞋后也不要超过150r/min.对于深井和复杂井，钻井周期长，对套管要采取相应的保护措施。

7.对于热采井固井，应采用优质钢材，在固井时要提拉一定的预应力，消除因温度升高，钢材受热膨胀产生的压应力。1、3 套管挤毁

1）管挤毁的原因及影响因素

1.套管强度设计不合理，造成套管挤毁。

2.灌钻井液不及时，造成在下套管过程中掏空太长，引起套管挤毁。

3.套管加工质量不好，如壁厚不均匀或椭圆度太长或钢材性能达不到标准。4.在挤水泥时，没有下挤水泥封隔器，挤水泥施工压力超过上部套管的抗内压强度，造成上部大直径套管挤毁。

5.存在特殊地层，如岩盐层，由于岩盐层蠕动，蠕变压力大于套管的抗外挤强度，就会造成套管挤毁。2）防止套管挤毁的技术对策

1.下套管时要及时灌浆，控制套管掏空深度。

2.在岩盐层等蠕动性特殊地层段套管强度设计应采用蠕变压力设计，并考虑不均匀载荷的影响。

3.挤水泥作业设计时要考虑套管抗压和抗外挤强度的影响。4.控制下如套管的质量，防止不合格的套管入井。

6.尽可能提高封固段的水泥石胶结质量，尤其是蠕动性特殊地层，提高套管抗外挤能力。

1、4管附件和工具复杂情况

1)浮箍、浮鞋复杂情况

1.浮箍、浮鞋堵塞：下完套管后，循环不通，开泵压力持续上升，井口不反浆。预防措施：对入井套管进行严格通径，并严格防止套管内落物。解决措施是在浮箍、浮鞋以上套管射孔，重新建立循环后固井。

2.浮箍、浮鞋失效：下完套管或注水泥结束后，浮箍、浮鞋失效或密封不严。预防措施：a.对入井套管进行严格通径，并严格防止套管内落物对浮箍浮鞋的损害；b.如果浮箍浮鞋已经失效，对于常规固井可以采用关井候凝的方式，对于尾管固井或双极固井，则采用管内外液柱平衡压力固井方式。2）双极箍复杂情况 1.双级箍打不开

双级箍打不开是指一级固井结束后，不能顺利打开双级箍的二级固井循环孔，造成二级固井无法正常进行。

造成双级箍不能顺利打开的可能原因有：①非连续式双级箍打开塞与打开塞座密封不严，无法施加压力，造成无法打开双级箍；②双级箍本身加工质量和设计有缺陷，双级箍在重力作用下本体变形或双级箍本体与打开套配合间隙过小，造成双级箍打开套下行阻力大，无法打开双级箍；③一级固井水泥浆性能设计不当，如稠化时间短，返到双级箍以上时水泥浆已经稠化，或是水泥浆与钻井液相容性差，造成双级箍处的水泥浆胶凝，无法顺利打开双级箍；④一级固井后发生环空堵塞，造成双级箍无法打开；⑤双级箍放置位置不合适，井斜角大且狗腿度大，打开塞未座牢，造成双级箍无法打开；⑥井口连接双级箍时打钳位置不对，双级箍内外套发生微变形。

防止双级箍打不开的技术措施有：①禁止在双级箍本体上打钳，防止双级箍本体变形；②选择质量好，设计合理的双级箍产品；③尽可能设计水泥浆不要返到双级箍以上位置，如一级固井水泥浆必须返到双级箍以上，其稠化时间要附加重力塞的下落时间，且选用性能良好的固井隔离液防止双级箍处的水泥浆胶凝；④双级固井前要充分循环处理钻井液，确保井眼稳定；⑤选择合适的双级箍放置位置，对于常规的机械打开双级箍，其井斜角一般不要大于60～80；对于大斜度井采用液压式双级箍。

双级箍打不开的处理方法有：①如果水泥浆没有返到双级箍，在套管内 下入小钻具，下压双级箍的打开套，靠机械式打开双级箍；②如果水泥浆已经返到双级箍以上，先测声幅，在水泥浆面以上50m左右射孔，建立循环，进行二级固井；③如果双级箍以上没有特殊地层且没有高压地层，可下入专用工具关闭双级箍，再钻开内套，进行试压，如满足下次开钻要求或油气生产测试要求，可从井口反注水泥浆固井。

2.双级箍关闭不上

双级箍 关闭不上是指在二级固井后，关闭塞不能顺利关闭双级箍的二级固井循环孔，造成双级箍处密封不严。

造成双级箍不能顺利关闭的可能原因有：①管内外静压差大，造成关闭双级箍压力高；②双级箍 本身加工质量和设计有缺陷，双级箍 在重力作用下本体变形或双级箍本体与关闭套配合间隙过小，造成双级箍关闭套下行阻力大，无法关闭双级箍 ；③连接双级箍打钳位置不对，双级箍本体发生微变形，造成双级箍无法关闭；④第一次施加的关闭压力不够，再施加关闭压力时，关闭塞与塞座密封不严。

防止双级箍关不住的技术措施有：①禁止在双级箍本体上打钳，防止双级箍本体变形；②提高双级箍本身加工质量，设计合理的关闭套配合间隙；③采用重浆替浆，尽可能减少管内外压差，减少最终关闭压力值；④在双级固井二级固井投关闭塞后尾随0.5～1.0方水泥浆，万一双级箍不能正常关闭，提高双级箍关闭套密封能力；⑤提高第一次关闭压力。

双级箍关不住的处理方法有：①继续增加关闭压力试关闭双级箍；②如果高压下仍然关闭不上，关井候凝；③对于双级箍没有关闭的井，在下钻钻双级箍附件时注意用钻具尝试关闭双级箍关闭套。3）尾管复杂情况

尾管固井工艺对尾管悬挂器的要求是“下的去、挂的住、密封严、倒的开、提的出”。其复杂情况主要包括以下几种： ⑴下尾管中途遇阻

下尾管中途遇阻一般分两种情况，一种是在上层套管内遇阻，二是在裸眼段遇阻。如果在上层套管内遇阻，一般是由于尾管悬挂器的卡瓦提前座挂引起的，在裸眼段遇阻除悬挂器原因外还可能是地层的原因。

尾管悬挂器（液压式）的卡瓦提前座封的原因有：①对于液压尾管悬挂器由于尾管遇阻，开泵循环泵压超过悬挂器座封销钉剪切压力，造成尾管悬挂器的卡瓦提前座封；②下尾管速度太快，也可能造成卡瓦提前座挂而遇阻；③尾管悬挂器本体锥体本位外径设计太大，如上层套管内壁不干净、稍有变形或井眼缩径，就可能引起下尾管中途遇阻。

防止尾管悬挂器的卡瓦提前座挂的技术措施有：①如果下尾管遇阻，需要循环钻井液，控制开泵循环泵压不超过悬挂器座挂销钉剪切压力；②控制下尾管速度，一般一根套管下放时间不少于20s,一个立柱下放时间不少于45s;③在尾管悬挂器本体锥体上下各加一个外径大于锥体的刚性扶正器；④适当提高悬挂器的座挂剪钉压力。

尾管悬挂器的卡瓦提前座挂的处理方法是：一般液压尾管都带有复位弹簧，上提尾管使其复位，后慢慢下尾管，并注意指重表悬重变化。⑵尾管悬挂器座挂不上

尾管悬挂器座挂不上是指在尾管悬挂器不能有效地将尾管重量悬挂在上层套管上。

尾管悬挂器座封不上的原因有：①上层套管内壁没有刮壁不干净、套管内壁磨损严重、或套管壁厚小强度低或座挂位置正好处于接箍等原因可能造成悬挂不上；②悬挂器本身设计缺陷，如：座挂卡瓦锥度设计不当，不能实现自锁，尾管悬挂器座封液压缸设计间隙不合适，造成活塞不能有效上行等；③尾管悬挂器座挂卡瓦在下尾管过程中被损坏；④悬挂重量大，悬挂器本体发生变形，活塞上行阻力大；⑤钻井液固相含量高，性能不稳定，造成座挂液压缸堵塞。

防止尾管悬挂器座封不上的技术措施有：①下尾管前对上层套管内壁刮壁，尤其是钻井周期长或老井侧钻的井；②选择合理的座挂位置，应避开套管内壁磨损严重和套管接箍等位置；③控制尾管下放速度，防止尾管悬挂器座挂卡瓦在下尾管过程中被损坏；④合理的尾管悬挂器座挂液压缸设计间隙，并在地面做拉伸试压座挂试验；⑤提高钻井液稳定性能，并设计合理的液压缸防堵塞结构；⑥悬挂器一经座挂不宜再上提解挂，重新座挂；⑦液压尾管悬挂器下部的浮鞋应设计有旁通孔，万一座挂不上可以座井底倒扣完成固井施工。尾管悬挂器座挂不上的处理方法有：①尾管悬挂器在设计压力不能有效座挂，首先要校对悬挂器座挂位置，如座挂位置处于套管内壁磨损严重和套管接箍等位置，应放压，改变座挂位置，重新憋压座挂；②如果尾管悬挂器在设计压力不能有效座挂，应采取逐步升高座挂压力的方式反复尝试座挂，不可盲目升压，以免一次将座挂球座打通；③如座挂球座已经打通还没有座挂成功，可采用大排量循环钻井液的方法座挂尾管悬挂器；④如最终悬挂器座挂不上，且下部尾管重量不是很大，可选择座井底倒扣注水泥方式固井，否则，只好提套管。⑶尾管悬挂器密封失效

尾管悬挂器密封失效是指尾管悬挂器中心管与密封芯子之间的密封件失去密封能力，造成尾管注水泥“短路”。

尾管悬挂器密封失效的原因有：①密封芯中密封圈在组装时损坏；②密封圈不耐高温；③在判断是否已经倒开扣时上下提中心管造成密封圈损坏。

防止尾管悬挂器密封失效的技术措施有：①精心组装密封圈，防止在组装时发生反转或损坏；②提高中心管的光洁度，防止在倒扣或判断是否倒开扣时造成密封圈损害；③尾管悬挂器入井前必须进行密封性能试压；④密封圈要耐高温。尾管悬挂器密封失效后的处理方法：一般只能将送放工具提出，在尾管内下封隔器注水泥。

⑷尾管悬挂器倒不开、提不出 尾管悬挂器倒不开、提不出是指尾管下到井底后，悬挂器倒扣装置和尾管连接的反扣部位倒不开扣，或者倒开后无法提出送放工具，造成悬挂器无法脱手。尾管悬挂器倒不开的原因有：①倒扣时，倒扣螺母处受力，造成倒扣困难；②倒扣螺母处有脏物，造成粘扣；③倒扣螺母设计强度低，在下尾管时已经变形；④井斜角大，且井眼狗腿度大，倒扣时倒扣扭矩无法正常传到井底。防止尾管悬挂器倒不开的技术措施有：尾管悬挂器在入井前要进行严格仔细的检查。

尾管悬挂器倒不开的处理方法有：如倒扣时，反转严重，应仔细计算中和点，保证倒扣螺母处不受力，并较少倒扣摩阻；在增加倒扣扭矩时，注意一次倒扣的圈数不要超过钻杆的允许的抗扭强度，防止钻杆扭断；如判断扣已经倒开，则通过适当迅速上提下放的方法，使悬挂器脱手。2水泥浆性能复杂情况

固井水泥浆性能复杂情况是指由于水泥浆性能设计不当或水泥浆性能发生变化造成固井施工复杂情况。主要包括：水泥浆闪凝、水泥浆过度缓凝、水泥石强度衰退等。

2.1水泥浆闪凝

水泥浆闪凝是指在注水泥或替浆过程中由于水泥浆性能发生突变，水泥浆提前发生稠化或凝固，造成固井失败。⑴水泥浆闪凝的原因

①

材料方面的原因。用于配置水泥浆的水泥、外加剂或配浆昂用水与实验室实验用的不一致或由于材料质量控制不好，造成水泥浆稠化时间或凝固时间与实验室测试结果不一致。

②实验条件不同造成的。由于实验室测试条件与现场实际情况不符，尤其是温度对水泥浆稠化时间和凝固时间影响很大，如果实验温度远小于实际温度或遇到异常高温层则易发生水泥浆闪凝。

③现场施工的原因。在现场施工过程中配置的水泥浆密度远高于设计值可能导致水泥浆闪凝。另一方面，水泥浆外加剂混配不匀也可能造成水泥浆闪凝。

④井内流体混入水泥浆中，尤其是高矿化度盐水会严重缩短水泥浆稠化时间和凝固时间。

⑤固井水泥浆与钻井液相溶性差，钻井液混入水泥浆中。⑵防止水泥浆闪凝的技术措施 ①控制固井材料质量和稳定性。用于配置水泥浆的水泥、外加剂或配浆用水与实验室实验用的材料要求一致，外加剂要求混配均匀。

②准确求取现场施工的固井参数，尤其是井底循环温度值。

③在现场施工过程中控制水泥浆密度在设计值的上下0.03kg/L范围内。④注水泥作业过程中要注意压力平衡，确保压稳地层流体。⑤采用优质冲洗液、隔离液有效分隔钻井液和固井水泥浆。⑥做好水泥浆配浆水陈化实验和现场大样复查工作。⑶水泥浆闪凝后的处理方法

水泥浆发生闪凝后要立即根据现场施工情况，在保证设备和井下安全的条件下用高泵压顶替，如果可能，应迅速接水泥车顶替，尽可能多将水泥浆替到环空内，后采用挤水泥的方法补注水泥。2.2 水泥浆触变性

水泥浆触变性是指由于水泥浆在流动时具有较好的流动性能，但稍静止其迅速形成胶凝结构，水泥浆失去流动能力。⑴水泥浆形成触变性的原因 ①材料方面的原因。如水泥浆中添加了超细材料或钙质含量较高的外加剂，易形成较强的网状结构，造成水泥浆触变性强。

②井内流体混入水泥浆中，尤其是高含钙离子的地层水也会引起水泥浆触变性。③高密度钻井液中固相含量高，水灰比小，也易形成触变性

④水泥车混合能力偏低，混合能小，混配的水泥浆的触变性一般较强。⑵ 防止水泥浆触变性的技术措施

①

采用高效的分散剂，改善水泥浆流变性。

②

注水泥作业过程中要注意压力平衡，确保压稳地层流体，防止地层流体侵入水泥浆中。

③

采用大功率、高混合能力的水泥车施工。④

保持注水泥施工连续，防止停泵。⑶ 水泥浆发生触变后的处理办法

水泥浆发生触变性后要根据现场施工情况，可在配浆水中加入分散剂，并确保连续施工。

2.3水泥浆过度缓凝

水泥浆过度缓凝是指由于水泥浆稠化时间过长，造成水泥石强度发展缓慢甚至不凝固，造成无法有效封固油气水层。⑴水泥浆过度缓凝的原因

①

水泥浆中添加了过量混凝剂。

②

施工时混配的水泥浆密度远低于设计密度。

③

井下实际温度远低于实验温度，由于温度对水泥浆强度发展影响很大，温度愈低，水泥浆强度发展愈缓慢。

④

水泥浆顶替效率低，水泥浆中混入钻井液，造成水泥浆过度缓凝。⑵防止水泥浆过度缓凝的技术措施 ①添加合适的水泥浆缓凝剂，在保证施工安全的条件下，稠化时间在施工时间的基础上一般附加30～60min.②

采用水泥浆促凝剂或水泥浆早强剂加快水泥浆早期强度的发展。

③

在现场施工过程中控制水泥浆密度在设计值的上下0.03Kg/L范围内。④

采取有效措施，提高水泥浆顶替效率。

⑤

准确求取现场施工的固井参数，尤其是井底循环温度值，按实际温度进行室内水泥浆实验。

⑥

做好水泥浆配浆水陈化实验和现场大样复查工作，大样不合格的水泥浆不允许入井。

⑶水泥浆过度缓凝后的处理办法

水泥浆过度缓凝后只能延长水泥浆候凝时间，待水泥浆凝固后才能进行下步作业。

2.4水泥石强度衰退

水泥石强度衰退是指在井下条件下，水泥石发生强度退化，封隔能力降低的现象。在高温下，常规的油井水泥在大于110℃条件下一般会发生强度衰退。⑴水泥石强度衰退的原因

①

常规水泥浆一般在110℃以下，水化后形成低渗透率、高强度的雪硅钙石，当温度进一步升高，其强度降低，渗透率增加，封隔能力下降。

②

水泥石渗透率较高，遇到高腐蚀的地层流体侵入水泥石，造成强度衰退。③

在高温热采内，由于注入蒸汽，造成井下水泥石受高温发生强度衰退。⑵ 防止水泥石强度衰退的技术措施

①当井底静止温度大于110℃时，添加水泥浆高温强度稳定剂(硅粉)，110～130℃时，其加量为35%，当温度大于130℃时，加量为35%～45%，温度愈高，硅粉加量愈大。

②当地层流体腐蚀性强时，加入如非渗透剂、超细材料等降低水泥石的渗透率。③在高温热采井水泥浆中要加入适量的高温强度稳定剂。⑶水泥石高温强度衰退后的处理办法

水泥石发生高温强度衰退后，其封隔能力严重下降，目前没有较好的处理办法，应注意井下作业的安全性。3注水泥施工复杂情况

注水泥施工复杂情况是指在注水泥施工中，由于水泥浆性能、井下复杂地层或施工工艺等方面的原因，造成注水泥作业复杂情况或失败。主要包括注水泥漏失、灌香肠、注水泥替空等复杂情况和事故。3.1注水泥漏失

注水泥漏失是指在注水泥或替浆过程中，由于环空液柱压力和环空摩阻之和超过地层破漏压力，水泥浆漏失到地层，造成水泥浆返高不够、油气水层漏封和水泥胶结质量差。

⑴注水泥漏失的原因

①地层方面的原因有地层渗透率高，发生水泥浆渗漏；地层胶结差，地层承压能力低，破漏压力低；地层裂隙、断层发育，造成水泥浆漏失； ②套管与井眼环空间隙小，循环摩阻大，造成注水泥漏失；

③水泥浆密度设计高、水泥浆封固段长，造成环空液柱压力高，易发生注水泥漏失；

④钻井液密度、粘度大，循环摩阻大，造成注水泥漏失； ⑤注水泥和替浆排量大，循环摩阻大。⑵防止注水泥漏失的技术措施

①

适当加入堵漏材料，提高地层承压能力；

②

按照固井设计要求的液柱压力，在下套管前进行地层承压试验； ③

采用低密度水泥浆固井，降低环空液柱压力； ④

采用双级固井或尾管固井，减少一次封固段长；

⑤

改变注水泥浆体结构，采用低密度前置液，降低环空液柱压力； ⑥

采用扩孔工艺技术，增加套管与井眼环空间隙； ⑦

采用分散剂改善水泥浆流变性能；

⑧

调整钻井液粘度并充分循环钻井液，减少循环摩阻；

⑨

采用低返速固井工艺技术，控制注水泥和替浆排量，减少循环摩阻。⑶注水泥漏失后的处理办法

注水泥漏失后要根据现场漏失情况并结合地层漏失原因，分析其可能对固井质量造成的影响及后果，采用相应的技术措施。如发生在注水泥过程中，可根据已入井的水泥浆量结合要封固的油气水层位置，可适当少注入水泥浆；如发生在替浆过程中，应根据水泥浆稠化时间和施工时间情况，采用低返速固井技术。3.2灌香肠

注水泥灌香肠是指在注水泥过程中，由于水泥浆闪凝、套管内堵塞或环空桥堵等原因造成水泥浆返不到设计井深，套管内水泥塞过长等。⑴注水泥灌香肠的原因

①

水泥浆稠化时间短，注水泥施工长，造成注水泥灌香肠事故； ②

水泥浆发生闪凝，造成注水泥或顶替泵压高； ③

环空发生井塌或桥堵，造成环空堵塞； ④

套管内落物，造成套管内堵塞。⑵防止注水泥灌香肠的技术措施

①

设计合理的水泥浆稠化时间，保证稠化时间大于注水泥施工1小时左右为宜；

②

采用合适的固井前置液体系，防止水泥浆发生闪凝；

③

在下套管和固井前充分循环钻井液，井眼稳定后再下套管和注水泥，防止发生井塌或桥堵；

④

严防套管内落物。

⑶发生注水泥灌香肠后的处理方法

水泥浆发生灌香肠后要立即根据现场施工情况，在保证设备和井下安全的条件下用高泵压顶替，如果可能，应迅速接水泥车顶替，尽可能多将水泥浆替到环空内，后采用挤水泥的方法补注水泥。3.3注水泥替空

注水泥替空是指在注水泥替浆过程中，由于替钻井液量超过设计量(一般为套管内容积)，造成套管下部环空没有水泥浆。⑴注水泥替空的原因

①

替浆量计算错误或计算不准确； ②

替浆量计量发生错误或误差大；

③

固井胶塞未装，或胶塞与塞座密封不严；

④

替浆碰压排量太大，造成承托环损坏，无法碰压引起替空； ⑤

套管有破损或上扣不紧，造成替空。⑵防止注水泥替空的技术措施

①

替浆量要计算准确并准确计量； ②

按规范质量可靠的胶塞；

③

替浆快结束时，要降低排量碰压，防止造成承托环损坏引起替空； ④

使用合格套管并按规定扭矩上扣，不合格的套管不允许入井。⑶发生注水泥替空的处理办法

水泥浆发生替空事故后要立即停泵，后根据测井曲线用挤水泥办法补救。4水泥胶结质量复杂情况

水泥胶结质量复杂情况是指在注水泥施工结束后，由于水泥浆性能、施工质量或其他原因造成油气水层漏封、水泥胶结质量差、环空气（水）窜等影响胶结和封固质量的复杂情况。4.1油气水层漏封

⑴固井后油气层漏封主要的原因

①油气水层本身或以下为漏失层，注水泥过程中或候凝过程中发生了漏失，造成油气层漏封；

②发生了注水泥替空事故，造成下部油气水层漏封；

③发生了注水泥灌香肠事故，造成水泥浆不能顶替到环空中； ④发生了环空桥堵；

⑤

水泥浆性能控制不好，如失水大、抗压强度低、水泥石强度衰退等原因造成油气水层漏封；

⑵发生注水泥后油气水漏封的处理方法

① 射孔循环，补注水泥。发生注水泥后油气水漏封后要先进行电测，判断水泥浆返高后在水泥面以上射孔，建立循环，补注水泥浆。

② 反向注水泥。如果水泥面在漏失层以下，可直接从环空中反向挤水泥。③ 局部循环注水泥。如果发生了环空桥堵，可在上下分别射孔，建立循环，补注水泥浆

⑤

注水泥。在漏封的油气水层直接射孔，挤水泥补救。4.2油气水层水泥胶结质量差

⑴固井后油气层水泥胶结质量差的主要原因

①水泥浆性能方面的原因。如在高渗透地层使用API失水的水泥浆体系造成水泥浆向地层过的滤失，水泥浆水化后质量差；水泥浆早期强度发展慢，地层油气层窜；水泥石高温强度发生强度衰退等。

②水泥浆顶替方面的原因。如井身质量差，井眼不规则，水泥浆顶替效率低；钻井液流变性能、水泥浆流变性能或前置液流变性能差，且没有设计合理的密度差，顶替排量设计不合理，水泥浆顶替效率低；套管不居中，水泥浆窜槽等。

③水泥浆油气水窜。注水泥或固井后，由于没有很好地压稳油气水层，地层流体侵入水泥浆中，引起水泥胶结质量差。

④注水泥漏失。由于在注水泥或候凝过程中，水泥浆发生漏失，造成水泥胶结质量差。

⑤环空间隙小，水泥环簿，更易发生替浆过程中窜槽，造成水泥胶结质量差。⑥在封固可溶解性地层时，水泥浆性能控制不当，地层被水泥浆部分溶解破坏水泥浆性能且易形成微间隙。

⑦注水泥施工质量差，影响入井水泥浆性能。如入井水泥浆密度不均匀、水泥车混合能低等。⑧下步井下作业对水泥胶结质量差的影响。如钻水泥塞、试压、射孔等。⑨钻井液滤饼与水泥浆相溶性差，水泥胶结后与滤饼形成三明治结构。⑵ 提高油气水层水泥胶结质量的技术措施

①优化水泥浆性能。如在高渗透地层、尾管固井、放气窜固井等使用低API失水的水泥浆；对油气水窜严重的井使用合适的水泥浆早强剂，提高水泥石早期强度；对于高温高压井固井，使用水泥浆高温强度稳定剂，防止水泥石高温强度发生强度衰退等。

②提高水泥浆顶替效率。如改善井身质量；合理调节钻井液流变性能、水泥浆流变性能或前置液流变性能，且设计合理的密度差；应用流变学理论，优选合适的顶替排量；强化套管居中，减少水泥浆窜槽等。

③注重平衡压力固井设计，防止地层流体侵入水泥浆中。

④防止注水泥漏失。对于存在潜在漏失的井，下套管、注水泥前先堵漏，提高地层承压能力。

⑤合理增加环空间隙，提高水泥环厚度。⑥

在封固可溶解性盐层时，使用半饱和或饱和盐水水泥浆，防止形成微间隙。⑦

提高注水泥施工质量。

⑶发生水泥浆胶结质量差的处理方法 一般采用挤水泥工艺补救。在水泥胶结质量差的油气水层直接射孔，后挤水泥补救。

4.3固井后发生环空油气水窜

固井后环空油气水窜是指在注水泥结束后，由于水泥浆胶凝，在由液态转化为固态过程中，水泥浆难以保持对气层的压力或由于水泥浆窜槽等原因造成水泥胶结质量不好，气层气体窜入水泥石基体或沿水泥与套管或水泥与井壁之间间隙造成层间互窜甚至窜入井口，甚至发生固井后井喷。⑴固井后油气水窜的主要的原因

①因为 顶替效率不高而造成水泥浆窜槽，随着泥浆胶凝、脱水和收缩，进而形成气窜通道。

②由于水泥浆固时化学收缩或水泥浆自由水析出以及温度压力变化，在水泥石与提高及水泥石与地层之间形成微环隙，造成环空油气水窜。③水泥浆失重引起环空油气水窜。在水泥浆进入环空初期，由于水泥浆的静胶凝强度小于48Pa，水泥浆仍保持液态性质，能够顺利传递液柱压力，进而压稳气层，此时不会发生环空气窜；当水泥浆的静胶凝强度大于240Pa,已具有足够的强度阻止环空油气水窜的发生；而在水泥浆静胶凝强度为48～240Pa之间，水泥浆属于由液态向固态转化期，水泥浆逐步失去传递液柱压力的能力，也是油气水窜易发生时期。

⑵防止固井后油气水窜的主要技术措施

①

提高水泥浆顶替效率，防止水泥浆窜槽。

②

采用综合固井技术措施，提高水泥胶结质量，防止油气水窜。③

采用水泥浆膨胀剂，防止水泥浆石收缩。

④

采用合适的防油气水窜水泥浆体系，如：触变水泥、可压缩水泥浆、延缓胶凝水泥浆、化学交联非渗透水泥浆体系等，减少水泥浆失重对环空油气水窜的影响。

⑤

采用防油气水窜工艺技术措施。如环空加压技术、管外封隔器技术、脉冲注水泥技术等。⑥

固井前要对固井后发生环空油气水窜的危险程度进行合理预测，力求更加准确地预测环空气窜的危险程度并评价水泥浆防气窜能力，进而经济、有效地解决固井后油气窜的问题。

⑶发生固井后油气窜的处理方法 发生固井后油气窜后很难处理，一般采用挤水泥工艺补救，即在发生油气水层井段直接射孔，然后挤水泥补救。

第三篇：2014录井计划

2014．。。监督部录井计划

2014年，在。工作量缩减的大趋势下，无形之中给2014年录井工作带来了前所未有的压力，同时鉴于2013之不足，特制订计划。既往于优良传统，保证录井质量，安全生产，资料收集齐全准确，及时完成工作，做好监督本职工作，其具体计划如下：

一、工作要求

依据。油田工作质量要求和。油田监督手册管理细则，对录井工作进行质量安全管理，对现场录井资料进行全面监督，对重点井、水平井、钻井取芯、卡层位等重点工序监管到位，水平井住井监管。认真学习“。油田分公司测录井队伍资质管理暂行办法”、“。油田分公司录井工程质量处罚暂行细则”、“操作规程”、“录井原始资料质量要求”、“有、能、会、可”井控方针、“录井监督岗位职责”，制定详细的学习培训计划，重点是十大禁令及十二字井控方针的学习、并按照。。监督公司的要求坚决杜绝吃、拿、卡、要等违规违纪的行为发生。使录井监督的业务水平有一定的提高，保证录井施工资料质量合格率100%、油气显示发现率100%、完井口袋符合率100%。在监督经验中改良工作方法，更有

效的完成工作。为。油田的开发、建设发挥我们监督的应有作用。

1、设备：摸底搜查，保证设备验收合格，符合采气二厂招标要求，杜绝验收合格后中途更换、调换设备，保证设备运行正常。

2、人员证件：掌握现场真实人员，人证对口，杜绝工作期间私自换人、调人。

3、资料：资料录入及时、上交资料及时准确，杜绝造假资料。

4、掌握现场工况，各道工序不落，汇报及时，杜绝异常情况谎报，瞒报。

二、工作态度

经以往的经验，今年杜绝工作态度敷衍，要求以工作为主，以乐观的态度正视工作，实现自身价值，踏实勤奋、好学求实，对工作认真，有责任感，始终怀有责任、态度、目标的工作思想，干一行是一行。

三、工作方法的改进部分

本新人较多，录井管理模式分为常规井和水平井两个管理区块，两个区块各有专人负责，并将资料汇总到资料员。鉴于2013之不足制定以下方法。

1、完钻资料和完井资料归档顺序一致，完钻未完井的留出位置，完井后按相应完钻资料归档，将资料统一，方便

统计。

2、每日早晨分区管理人将各队工况录入电脑，按日期录入各队工况、进尺，能更好的掌握各队伍施工状况，和整体进度。

3、整改单问题现场备档后，登录到整改单，并与当天将影像资料保存到建立的各队文件夹里。

四、监督管理

今年录井监督人员较去年增加很多，大部分是新人。这么多人在一起工作。为了做到管理清晰，责任明确，工作高效、准确。管理分三级架构，主管（主抓全面工作，向项目组和总监负责），常规井、水平井各设负责人(督促监督人员工作，向主管负责)，监督人员日常工作向分片负责人汇报。具体管理如下：

1、加强思想教育，做到遵纪守法，公正廉洁，具有较强的事业心和责任感。

2、监督日常工作管理，要求每一口井，先要熟悉钻井地质设计，明确钻探任务，邻井地质资料。区域地层油气分布。把好验收关，对录井施工的每个环节，每个数据都进行认真核对，复查。

3、监督日常汇报管理，坚持养成每天早会，晚会习惯。每天晚上开会，要汇报当天井队工况，对第二天工作做部署，早会对当天工作做具体安排。遇到紧急、异常情况要随时向

主管领导汇报。

4、建立资料三级验收制度，监督人员先认真仔细核对资料，再由分片负责二次核对，最后统一交资料员做最后核对后上交项目组。严格贯彻谁核查，谁负责的原则。责任落实的人。

5、监督人员要认真仔细，按要求填写好监督日志。建立好监督管理台帐。

五、培训学习计划

鉴于今年。油田公司各项工作的空前严峻形势。日益完善的监督工作管理制度。使得我们必须加强监督人员业务学习，提高监督人员综合能力。更好的适应越发严格细致的工作。根据以前经验结合今年的具体情况我们制定了以下计划：

1、学习范围：“。油田钻井井控细则及井控基本知识基础知识培训”、“。油田分公司录井质量处罚暂行细则作规程” “地质学基础”。

2、每周组织一次集体学习，每个人员要做学习记录。每个月考核一次。考试试卷要建档保存。

3、针对各人具体情况，制定不同学习内容。对于专业知识不强，业务能力弱的人员要督促平时加强学习。

4、定期组织全体人员对于工作中的难点、重点进行讨论。通过讨论加强理解记忆。

虽然在大环境的冲击下，2014年我们面临很多的挑战和困难。但这不会成为我们的绊脚石，反而会激发我们的斗志。我们坚信在公司领导的正确领导下，通过我们认真扎实的努力。2014年我们。监督部录井组会取得更好的成绩。

。。监督部录井组2014年3月30日

第四篇：固井技术措施

固井技术措施

一、表层固井作业：

（1）套管下到位后，钻井队必须循环1-2周并调整泥浆性能（粘度60s左右（马氏），失水不大于5ml）且井眼稳定方可进行固井作业；（2）施工结束后10h井队只能做相关辅助作业，试压及二开扫水泥浆塞等作业务必等候凝24h后返方可进行。

二、水泥塞作业：

1、钻井回填裸眼水泥塞：

（1）设计水泥塞底面以下必须注入50-100m稠浆（120s左右）；（2）水泥塞施工前必须循环调整泥浆性能，粘度在45s左右，保证进出口泥浆比重粘度基本一致，振动筛无掉块；

（3）注完水泥浆洗井前，钻具必须提出设计平衡点50m以上；（4）提出钻具彻底洗出多余水泥浆后再循环1--2个循环周；（5）水平段回填水泥塞一次封固不得大于250m；设计两段的，必须按设计执行；

（6）候凝时间不到48h不可进行探塞、扫塞等下步作业。

三、技套固井：

1、承压试验

完钻通井前井队按要求做承压试验，承压试验泥浆比重在1.23g/cm3左右，井队下入光钻杆至表套内，关防喷器，单凡尔打压，要求30分钟稳压2.5-3mpa，稳压合格后方可泄压，进行通井作业。

2、下套管作业

（1）、按照API标准对送井的套管进行逐根通径，检查套管丝扣是否完好，上扣时要做好余扣记录；

（2）、用清洗液对套管进行逐根清洗，严禁将油污洒落在套管的本体上；

（3）、下套管时要安排专人全程监督下套管速度、灌浆及扶正器安放，在下入20根套管后钻井队接好循环接头，通过泥浆循环对入井工具的关闭情况进行检查，在确定没有问题的情况下，由钻井监督、钻井技术员和固井技术员签字认可；

（4）、灌浆要求：每10根套管灌满一次，可以通过测量泥浆罐液面的下降来核对灌入量是否到位；

（5）、浮鞋、浮箍和扶正器在场地要严格检查，确定完好时再入井，套管入井20根左右必须顶通循环一周并；每根套管使用耐高温螺纹密封脂，最下部连续3根套管必须用丝扣胶粘接，扶正器的销钉固定要牢靠，防止脱落；

（6）、下套管过程中，泥浆出口要安排专人坐岗，观察返浆情况，遇有异常及时汇报；

（7）、严格控制好套管下放速度（直井段不大于0.25m/s，斜井段及漏点以上500m以0.1~0.15m/s），以免压力激动诱发井漏；

3、固井前循环

（1）、小排量开泵，顶通循环，同时打开振动筛，记录顶通压力。（2）、逐步提高排量，达到环空返速1.2m/s以上。（3）、循环期间调整泥浆性能，要求泥浆粘度在45-50s，比重在1.20-1.25 g/cm3，失水<5ml，泥饼<5mm。

（4）、循环期间如发生漏失，井队必须进行堵漏，确保达到循环排量和泥浆要求且无漏失发生时方可固井。

（5）、循环停泵如出现返吐，井队必须进行堵漏等处理，如实在处理无效，处理方法及处理过程经现场监督认可后，报请鄂北指挥部工程技术部批准后方可施工。

四、水泥浆性能要求

要求固井作业方除表层套管固井外，均要取得现场水样进行水泥浆实验，室内小样试验合格方可进行固井作业。

第五篇：基础录井培训

常用录井方法简介

录井即记录、录取钻井过程中的各种相关信息。录井技术是油气勘探开发活动中最基本的技术，是发现、评估油气藏最及时、最直接的手段，具有获取地下信息及时、多样，分析解释快捷的特点。

初期录井服务包括深度测量、地质描述以及使用热导检测仪进行气测录井服务。随着录井技术的发展，仪器的更新换代，计算机技术的应用，使得录井技术得到了迅速的发展，越来越多的高新技术及装备应用于录井，构成了现代录井技术。

在钻进过程中，随着泥浆一起被带至地面的地下岩石碎块叫做岩屑，俗称为砂样。在钻进的过程中，按照一定的时间顺序。取样间距以及迟到时间，将岩屑连续收集、观察并恢复井下剖面的过程即为岩屑录井。通过岩屑录井可以掌握井下地层层序、岩性，初步了解钻遇地层的含油、气、水情况。岩屑录井具有低成本、简便易行、及时了解井下地质情况、资料的系统性强等优点。

作好岩屑录井工作的几个基本条件：

1、井深准确，即钻具丈量准确并且及时检查核对钻具长度；深度传感器正常工作。

2、迟到时间准确，即迟到时间准确，能够正确反映对应深度下的岩性，而且要牢牢掌握迟到时间的公式，理论计算法：

tw＝V／Q＝{π(D2－d2)/4Q}×H ；需要掌握迟到时间的校对方法：（1）钻进接单根时，将电石指示剂从井口投入钻杆内，记下开泵时间；记录仪器检测到乙炔气体的时间，则可求得实际迟到时间。（还有用玻璃纸、大米、碎砖头等食物投测）；（2）利用钻时曲线校对迟到时间；大段泥岩中的砂岩夹层可以帮助我们判断迟到时间是否合适。（反过来大段砂岩中的泥岩夹层同样适用）。

3、岩屑捞取准确；（1）捞取方法：采用垂直取样法取样，不允许只取上面或下面部分，取样后应将剩余部分清除干净；（2）定时、定点捞取；（3）为了保证岩屑资料的准确性，振动筛选用的筛布应比较合理，尤其在第三系疏松地层中要求使用的筛布不小于80目；（4）每次起钻前，应充分循环钻井液，保证取完井底的岩样；（5）下钻后在新钻岩屑返出井口之前，把振动筛清除干净。

做好地质录井一项基本的工作是岩屑的描述，包括以下几方面的内容：

1、颜色：岩石颗粒、基质胶结物、含有物的颜色及其分布变化状况等；

2、矿物成份：单矿物成份及其含量；

3、结构：粒度、圆度、分选性；

4、胶结：胶结物成份，胶结程度、类型；

5、晶粒：指碳酸盐岩的晶粒大小、透明度、形状以及晶间、晶内孔隙；

6、化石：名称、形状、充填物；

7、化学性质：指与盐酸反应情况及各种染色反应情况；

8、荧光：颜色、直照、滴照、产状、泡样对比。同时需要做好地质分层工作，主要原则为：

1、岩屑观察描述时是按照分层定名、分层描述的原则进行的。

2、通常是按照顺序多包摊放，自上而下连续对比的方法，以确定各类岩屑的相对含量变化和新岩屑成分出现的井深；根据新岩屑的出现和百分含量的变化分层。

3、新成分出现标志着钻遇新岩层；百分含量增加表示该层的延续；百分含量减少，说明该层结束，下伏新岩层出现。

4、在划分岩层时还应该参考钻井参数（钻时、钻压、扭距）气测全烃、钻头类型和新旧程度，甚至要考虑本区地质特征、和邻井对比情况等进行分层定名描述。也就是说可以理解为“以岩屑为基础，利用现有资料，对本井地层的岩性、含油性情况的综合解释”。

作为地质录井的一项工作重点，岩心及井壁取心的描述内容包括：

1、颜色：岩石颗粒、基质胶结物、次生矿物、含有物的颜色及其分布变化状况等；

2、矿物成份：单矿物成份或岩块及其含量；

3、结构：粒度、圆度、分选性；

4、构造：层理、层面特征、接触关系、生物扰动等；

5、胶结：胶结物成份，胶结程度、类型；

6、晶粒：指碳酸盐岩的晶粒大小、透明度、形状以及晶间、晶内孔隙；

7、缝洞情况：类型、分布和数量统计；

8、化石及含有物：名称、形状、充填物；

9、物理性质：硬度、断口、光泽等；

10、化学性质：指与盐酸反应情况及各种染色反应情况；

11、含油气情况：包括含油气岩心的显示颜色、级别、产状、含油面积百分比、原油性质、油气味、滴水试验、荧光、含油气试验。

荧光是指在紫外线照射下，原油中的荧光分子将吸收一些能量，暂时使荧光分子达到一个高能量且不稳定的状态，而当这些荧光分子由不稳定状态回到原始状态时，将以光波的形式释放过剩的能量，石油的这种特性称为荧光。石油中的发光物质主要是芳烃和非烃，饱和烃并不发光。

作为地质录井最关心的内容，常规荧光录井分为两大部分：

1、荧光直照：含油岩屑、岩心、壁心在紫外光下呈浅黄、黄、亮黄、金黄、黄褐、棕、棕褐等色。油质好，发光颜色强、亮；油质差，发光颜色较暗；矿物荧光：石英、蛋白石呈白一灰色；方解石、贝壳呈黄到亮黄色；石膏呈亮天蓝、乳白色；成品油及有机溶剂污染荧光：柴油呈亮紫一乳紫蓝色；机油呈蓝一天蓝、乳紫蓝色；黄油呈亮乳紫蓝色；丝扣油呈白带蓝一暗乳蓝色；白油、煤油呈乳白带蓝色；磺化沥青呈黄、浅黄色；525呈乳白一浅乳白色；铅油呈红色。

2、荧光滴照法，方法为：取几颗岩屑样品，分散放在滤纸上，在岩屑上滴一滴氯仿溶液，观察岩样周围有无荧光扩散和斑痕，并记录荧光的颜色和强度；荧光扩散边斑痕的颜色：含烃多的油质为天蓝、微紫一天蓝色，胶质呈黄色或黄褐色，沥青质呈黑一褐色；矿物荧光无扩散现象，成品油荧光颜色较浅，呈乳紫一天蓝，一般只污染岩屑表面，可破开岩屑、岩心、壁心观察新鲜面。相应的，随着录井技术的发展，我们有了荧光录井的新技术，QFT定量荧光录井，它的理论依据是：荧光强度与岩样中石油浓度成正比。定量荧光录井仪有以下优点：

1、无论是试验室还是钻井现场都适用；

2、无论是岩屑、岩心、井壁取心都可以用QFT仪来测定，且操作简单，每测定一个样品只需几分钟；

3、QFT是监测油层的可靠手段，是常规泥浆录井、MWD、电测的有力补充，当钻遇油层时，QFT会出现一个峰值，然后降回到背景值；

4、寻找其它监测技术漏掉的油层；

5、能消除改性沥青、矿物荧光、丝扣油对地质录井荧光的影响，从而克服了普通荧光灯下肉眼无法观测到的凝析油-轻质油的荧光

6、仪器灵敏度高，计算机自动分析读值；将QFT测量值绘在深度坐标的综合录井图中，结合气测数据和其它地层评价数据进行综合分析，对识别含油气层的精度和可靠性方面比常规荧光录井方法好得多。作为地质录井最明显的一个响应特征，气测录井是现代地质录井不可缺少的一部分。气测录井是直接测定钻井液中可燃气体含量的一种录井方法。气测录井是在钻进过程中进行的，利用气测资料能及时发现油、气显示，并能预报井喷，在钻井作业中广泛采用。气测录通过分析钻井过程中进入钻井液中可燃气体的组分及其含量来分析判断有无工业价值的油气层，也就是说通过分析钻井液中气体的含量，可以直接测量地层中的石油、天然气的含量及其组成。

油层响应特征：气测异常值高，全量和组分较全，且重烃含量较高；曲线形态呈弧形饱满，且持续稳定；QFT值较高。

气层响应特征：气测异常值高，组分不全且轻烃含量高；全量和组分曲线变化快，曲线呈峰状或锯齿状；QFT值相对油层较低。

水层响应特征：气测异常值不高，组分不全；曲线整体呈箱状低幅；QFT值低。另外作为地质录井的重要判断依据和手段，FLAIR流体录井技术、地化录井、钻进液录井-槽面显示、钻进液录井-密度、粘度及导电率等、工程参数录井等同样需要我们注意和总结，在工作中加以利用，作为我们做好地质录井的重要依据和方法。