第一篇：水平井录井工序
水平井是指钻进过程中的井斜角在90度时沿水平方向钻进的井。水平井由于其特殊的井身结构和施工要求，常规的录井方法已经无法适应这种新的钻井工艺的需要，而较先进的水平井地质导向系统又需要太大的投资，怎样才能既不大幅度的增加录井成本，又能准确完成水平井的地质录井工作并实现水平段的地质导向，已成为摆在我们面前的难题，本文对水平井录井方法进行了总结整理，并对怎样在现有录井条件下实现水平井的地质导向技术进行了一些探索。
一、录井前的准备工作
取资料前，地质人员要认真学习设计，对设计的各项内容和要求进行认真分析。同时广泛收集资料，掌握区域地层，做到心中有数。以卫117侧平井为例，我们从录井处、采油三厂分别借阅了卫117井、卫22-79井、卫18-6井、卫22-53井、卫22-8井、卫22-65井、卫22-14井等10余口井的资料。对这些资料进行整理归纳和综合分析，掌握地层变化特征及砂体分布和油层变化规律等。并在此基础上编制地层对比图、地质预告图、井身结构及地层的随钻分析图等，以指导以后的钻井工作。
需要注意的是：对借阅的邻井资料要对其深度进行校正，并用它们的井斜对其各个稳定的主要砂体及标志层视厚度及深度逐个进行校正。我们这样做的目的是为了保证在卡入口点（A点）前的地层对比更加正确，为下一步工作打好基础。最后，由于水平井对井深精度要求极高，为了保证工程质量，我们要求钻具的丈量、计算都要做到尽可能的准确，并将这一思想贯穿于整个录井过程中。
二、卡好着陆点（A点、入口点）
可以这样说，卡好入口点A点代表水平井成功了一半，但是由于水平井目的层的厚度非常小，如濮1-侧平239井1.0m，濮1-侧平231井2.5m，卫117侧平井3.5m。因此，对入口点的确定必须要特别小心，消除一切可能出现的误差。经过我们分析，这些误差主要来源于以下几个方面：
（1）由于邻井资料不正确，如电测深度误差而引起的本井设计的井深误差。
（2）由于邻井井斜大，井深未校正而造成的深度误差。
（3）实钻地层与设计数据之间的正常误差。
（4）在设计本井之前，对井下构造认识不清，从而造成实钻地层与设计地层完全不符。这种情况往往将会使我们无法找到入口点，并预示着水平井的失败，这种情况应该比较少见。
由于以上误差的出现，往往会是我们钻达设计井深而未见到目的层，这就要求我们综合分析，针对不同情况采取不同的措施。
第一、第二个问题的解决要求我们在开钻前就要了解，分析好各邻井资料的可靠性，并多井、多法对比，挑选出资料最可靠，最有对比性的几口井作为对比井。并对这些井进行深度校正，尽量消除深度误差。而第三个问题的解决就要求我们加强随钻对比。直井段的分析对比比较简单：对比方法与普通井别一样。而在造斜段、增斜段分析对比比较复杂且至关重要，是我们在卡入口点前地层对比的关键。总之，正确无误的地层对比、及时掌握地层变化是我们卡好入口点的保证。根据经验，水平井的卡入口点地层对比要从以下几方面去努力：
（1）从开始造斜起，要绘制1：200的“深度校正录井图”，与邻井进行对比。要求在造斜段、增斜段的钻进过程中随时把单层厚度及深度换算为真厚度，同时以厚度为目标层与邻井进行对比，忽略薄层。换算方法如下：（忽略地层倾角）：
TVT＝MD×COSα
TVT—真实垂向厚度（m）；MD—地层视厚度、斜深（m）；α—井斜角（°）
（2）在对地层及砂层组进行大段对比的基础上，要坚持小层对比，因为水平井的目的层最后要落实到一个小层上。
（3）及时绘制“地质轨迹跟踪图”，根据地层对比结果，结合实际轨迹，及时绘制轨迹运行图与设计轨迹进行对比。
（4）在岩性描述及挑样上做到去伪存真，提高所描述岩屑的代表性、正确性。
（5）结合与邻井中目的层岩性、物性、含油性及分析和化验资料的分析和对比判断着陆点（A点）的位置。
（6）另外：在水平井钻井过程中，地质人员必须熟悉当前目标层的合理的地质构造解释。必须了解构造解释的三维特征。同时应善于通过分析井身的几何结构来指导下部的井身轨迹，通过对构造的分析并结合井身轨迹，随时了解钻头所处的断块、地层，分析与设计是不是一致。
（7）利用邻井资料，结合气测、定量荧光分析技术解决油气层的归属问题，为地层对比提供依据。
三、水平段地质导向
水平段的地质导向工作主要包括两大方面的内容：其一主要是检测油层内部岩性、物性及含油性的变化，一旦在水平段出现明显水砂应能及时发现并提出下部措施。其二是将钻头控制在油层内部，使钻井轨迹与油层顶面平行顺层面钻进，防止钻穿油层顶、底面，进入盖层或油层底部泥岩层。我们知道，理想的地质导向信息应该是一旦偏离目标层，立即就能被地质人员发现。基于这一原理，我们认为可以通过以下方法，在我们现有的录井条件下完成地质导向。
（1）钻时：钻时具有较好的实时性，能及时反映地下岩石的可钻性，进而推测其岩性。但由于其影响因素较多，因此在利用它作地质导向时，一定得考虑钻压、转盘转速、单驱或双驱等等因素得影响。
（2）油气储层最直接、最有效的信息为气体组分。最常见的储层结构是气顶、中油、下水，它们的组分值会有明显的不同。
（3）连续观察、描述含油岩屑百分含量的变化，也是我们指导水平井钻进的主要方法之一。并及时绘制水平段地质导向图，结合井深轨迹和地下构造合理提出导向意见。
（4）几何导向的作用、意义、方法：几何导向的用法明显，即使用MWD提供的几何导向变量信息和已设计的钻头轨迹响应点上的设计值相比较，即可得出实际钻头轨迹是不是偏离了设计轨迹，如发生了偏离，则需作校正设计，直至确认钻头达到设计的目标层位置或沿目标层位置前进。
第二篇：水平井地质导向录井关键技术
水平井地质导向录井关键技术
引言
在国外，随钻地质导向技术已得到广泛使用，如贝克休斯公司的Trak 随钻测井系列，包括深探测方位电阻率测井（AZiTrak）、高精度地层密度和中子孔隙度测井（LithoTrak）、随钻核磁共振测井（MagTrak）、实时阵列声波测井（SoundTrak）、高分辨率随钻电成像测井（StarTrak）、实时地层压力测试（TesTrak）等。
国内LWD（Logging While Drilling）技术刚刚兴起，主要还是采用录井（包括综合录井）、MWD（MeasurementWhile Drilling）等技术进行随钻地质导向。本文对水平井地质导向过程中的两项关键录井技术——地层对比与预测技术、地质解释与导向技术进行探讨。1 地层对比与预测技术
地层对比是地质研究的基础和重要手段。地层对比、划分和预测，是现场地质录井的一项重要技术，对于卡准取心层位、潜山界面、完钻层位具有十分重要的意义，更是随钻准确预测并卡准水平井、大位移井目的层深度的关键。虽然水平井大多是在地层已经比较清楚并有邻井控制的情况下部署的，但由于受地震资料品质和分辨率等问题的影响，常会使得设计的目的层深度与实钻深度相差几米至十几米。进入水平段前的井斜角往往高达70°以上，此时的垂深若相差1m，水平距离就会相差几十米乃至上百米，导致水平井的质量和油层钻遇率大幅度降低。对于目的层为薄层的水平井，更是如此，一旦钻穿目的层并进入下伏煤层或软地层，便可能被迫提前完钻，完不成设计任务。1.1 技术难点与对策
由于PDC（Polycrystalline Diamond Compact）钻头（即聚晶金刚石复合片钻头）、欠平衡工艺的使用及井斜角大等原因，导致钻屑细小、混杂，岩性判识困难，含油气级别也大幅度降低，且构造的变化、岩相和沉积相的变化等使得每两口井的地层情况及对比难度也不一样，有的井区甚至没有标志层、标准层可供对比，给地层随钻对比和预测带来很大困难。
随着录井技术的发展，精细化、定量化、全面化程度逐步提高。其中，快速色谱（分析周期30s）及微钻时（0.1m 1点）技术给地层的精细对比和划分提供了有效的解决方案；元素录井（X射线荧光元素录井、激光诱导元素录井）和岩屑伽马录井技术的兴起为特殊钻井工艺条件及缺乏标志层条件下的地层对比提供了有效的解决方案；核磁共振录井（岩样核磁共振、钻井液核磁共振）、定量荧光录井、离子色谱录井为储集层物性及含油性、含水性的定量检测与对比提供了有力手段。地层对比的原则是选同一断块、物源及沉积相相似的邻井，遵循旋回性、相似性、协调性的原则，先大段控制，后小层细对；对比的依据是标准层/标志层、沉积旋回、岩性组合、元素特征、伽马能谱特征等；对比的方法是在有合成记录标定的地震资料约束下，在掌握地层分布的基础上，利用正钻井的录井、MWD、LWD 等资料与设计依据井的测井、录井资料进行对比，对目的层深度进行随钻预测。1.2 应用实例 以A 油田的L651-P1井为例。该井设计目的层为古近系沙河街组沙一段底部生物灰岩油层，相当于邻井L651井1945.0～1949.3m 井段油层，厚度4.3m。设计A、B 靶点垂深均在1945.5m，A靶、B 靶之间的水平位移为300m，要求水平段在目的层顶界以下1m按稳斜角90°钻进。本区沙一段岩性组合为油泥岩、油页岩夹白云岩、生物灰岩，白云岩、生物灰岩、油页岩均为本区的标志层。该井录井项目仅有气测录井和岩屑录井，LWD 带自然伽马（GR）和深感应电阻率RILD）测井（见图1）。
图 1L651井（a）与 L651-P1井（b）地层随钻对比图
由于沙一段的油页岩和灰色泥质白云岩都有气测显示，电阻率曲线均为高值，因此要用大段控制的原则进行对比。邻井L651井在目的层顶以上10m 开始见有泥质白云岩，可作为对比依据。在进入油层前的层位对比中，LWD 曲线在垂深1935m时电阻率均为低值，自然伽马曲线跳跃幅度大，不易对比；岩屑录井在该深度也未见到泥质白云岩，由此推断目的层可能推后；垂深测井曲线的对比也确定目的层将推后至1954.5m。继续降斜钻进，电阻率曲线在垂深1945m处出现高阻尖（见图1b），对比认定此高阻部位相当于L651 井1937.5m 部位的第1 层泥质白云岩，由此预测油层顶面为1957m。钻至斜深2092m（垂深1951.2m）开始见泥质白云岩，无油气显示，分析认为不是目的层，降斜钻进至斜深2172m（垂深1956.2m）开始见油斑泥质白云岩，经录井剖面对比表明其为目的层的岩性及显示，这说明实际目的层深度比设计目的层深度深11.7m（见图2）。
图 2 L651-P1井设计井身轨迹与实钻井身轨迹对比图
又如B气田的DP6井。该井设计目的层为山一段石英砂岩，设计A靶点垂深为2874m，距砂岩底5.14m。在钻进过程中，录井人员根据山二段的底界深度及标志层山一1段的顶部煤层深度作出预测，认为A靶点深度比设计结果将提前7m。但此预测结果未被甲方认可，于是继续按照原设计要求钻进，结果在垂深2871.53m处钻穿了目的层砂体（见表1），随后的打水泥塞填井耽误工程施工3d，重复钻井耽误钻井周期18d，累计耽误时间21d。对比后发现，随钻预测的目的层底界深度和实钻深度相差不足0.5m。地质解释与导向技术
进入水平段后的油气层钻遇率是衡量水平井质量和成败的关键指标。国外的随钻成像测井、方位电阻率测井、核磁共振测井及远距离边界探测等先进的随钻技术已成为水平井地质导向的主要技术手段。目前，国内水平井地质导向技术与国外尚有相当大的差距，例如，LWD 技术和解释水平均远远落后于国外。但是依靠随钻过程中录井的岩性、物性、含油气性资料及LWD/MWD的电性资料，并结合地震剖面，实时修正油层模型，也可实现精确导向，提高油层钻遇率。地面录井资料虽然受井筒因素的影响，具有一定的滞后性，但资料直接、直观，有助于降低解释结论的多解性，这一优势是随钻测井资料所不具有的，且中浅层水平井的迟到参数也比LWD/MWD资料的实时性强；所以，在地质解释过程中，需要将二者有机结合。2.1 目的层岩性变化的分析与判断
地震资料通常无法识别薄层的变化、相变导致的岩性变化和小断层，因而经常在水平段钻遇非目的层岩性或油气显示变差。岩性的变化可以通过钻时、元素录井、岩屑录井、随钻伽马曲线、随钻电阻率曲线等进行判识，油气显示的变化可以通过气测曲线、钻井液含油率的变化及电性变化进行判别。一般情况下，进入水平段后，钻遇非目的层岩性（如泥岩）可能有以下几种情形：①井眼偏离了正确轨迹（见图3a）。此时需要根据随钻测井资料分析井身轨迹与地层之间的夹角（在有方位电阻率、成像测井的情况下，更便于解释），判断钻头偏移方向（向上或向下）及距离后，及时调整井身轨迹。②目的层沉积相变化（见图3b）。该情况可能是砂岩相变或尖灭导致，也可能后面还有砂体，且砂体之间并不连通。对于前者应该及时完钻，对于后者则要根据井区资料和地震剖面判断砂体之间的距离以确定是否继续钻进。③钻遇断层（见图3c）。此时需要精确解释该断层是正断层还是逆断层以及断层的断距，以确定采用增斜还是降斜钻进。④钻遇泥岩夹层（见图3d）。遇到这种情形可继续钻进。只有解释准确，才能正确指导钻头的走向，并得出是否完钻、何时完钻的科学判断。
2.2 应用实例
A 油田的ZB3-P4 井，其目的层为古近系沙河街组沙一段底部生物灰岩油层，相当于BN3-30井沙一段1412.1～1423.6m 油层井段，厚度11.5m。设计A、B靶点垂深分别为1411.8m、1414.8m，A、B 靶点之间的水平位移为300m，A、B 靶处的油层顶深分别为1409.8m、1408.8m，要求水平段在目的层顶界以下2～6m 按稳斜角89.43°钻进。本区块沙一段生物灰岩油层属于生物礁沉积，在井区直井的钻探中，发现生物灰岩在有的井内厚度大，有的井内厚度小甚至缺失，由此推断生物礁沉积在横向上并不连续。钻进过程中，于斜深1515m（垂深1405.4m）进入目的层，比设计的深度（垂深1409.8m）提前了4.4m。依据新的油层顶部深度数据将A、B 靶点垂深均调整为1407.4m。在水平段钻进过程中，于斜深1606m 岩屑开始见灰色泥岩，从地震剖面上看（见图4）。
钻井轨迹仍在油层范围内延伸，分析认为是生物灰岩不连续导致钻遇泥岩，可继续按要求轨迹钻进，结果在钻穿49m泥岩后至斜深1655m又见油斑生物灰岩（见图5）。并按要求钻完水平段，圆满完成设计任务。
由此可见，水平井地质解释的关键是在掌握目的层沉积特点的基础上，在有邻井资料控制的前提下，依据地震剖面建立精确的地质模型，并在实钻过程中，及时修正和完善地质模型；否则便会做出错误的判断。如B气田的P26井，X 射线荧光录井的Si元素百分含量曲线显示，在井深2851～2950m（见图6中E—F 段）钻遇99m褐色泥岩，现场判断认为已钻穿目的层，于是做出向上纠斜的错误决定，致使井身轨迹偏离了目的层，导致油层钻遇率大大降低。实际上，该井目的层有3口邻井资料控制，虽然目的层深度不一致，但其岩性均为砂岩且不夹泥岩层。P26井E—F段的泥岩应为泥岩条带。因此，在钻遇非目的层岩性时，要分析沉积相及沉积微相特征，并尽可能多地结合邻井资料及地震剖面，做出正确解释和科学导向。结语
本研究表明，在水平井地质导向过程中，除了应结合随钻测井、录井资料外，还要注重与物探资料的结合，实现宏观与微观的结合、构造与沉积相的结合、岩性与电性的结合、物性与含油气性的结合，做到精细对比，准确预测；合理解释，科学决策。
李兵冰摘自《石油勘探与开发》2012-10-30
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：水平井尾管悬挂固井体会
水平井尾管悬挂固井
华北井下HB-1401固井队-毕明清
固井技术措施：
钻井队
1、通井划眼：对缩径段、前期遇阻位臵及狗腿度变化大的井段须反复划眼，保证套管顺利入井到位；最后一次通井中，钻具提到悬挂器坐挂位臵称重；
2、处理泥浆：下套管前处理钻井液，在保证井下安全前提下尽量降粘降切，降低摩阻，降低含砂量，粘滞系数<0.07；
3、密封上扣：浮鞋、浮箍和悬挂器与套管连接处必须涂抹强力胶，其他套管连接处涂抹套管专用密封脂；下套管及附件要用液压大钳按照API标准上扣，或者以“△”标志为准，有余扣者，记录余扣，扭矩达到标准后方可入井；
4、下放灌浆：用已称重的钻具送尾管入井，严格控制下放速度，出上层套管（进入裸眼段）后下放速度控制在每根45s以上，避免速度过快产生激动压力压漏地层；下入前5根套管时必需逐根灌浆，(套管入井10-15根，灌满钻井液顶通循环，确保浮箍浮鞋通畅，)其余每10根灌满一次，接悬挂器和出上层管脚前必须灌满钻井液；严格控制尾管在裸眼（水平）段内的静止时间（<3min），防止出现粘卡情况；尾管到位后，接方钻杆，记录钻具活动范围和悬重；
5、悬挂器：悬挂器必须在其厂家驻井人员指挥下，按照使用说明的要求入井；
6、循环洗井：套管到位后小排量顶通，直至井底沉砂返至悬挂器以上后，再逐渐提升排量，待排量稳定后充分循环洗井，排量不低于替浆排量，直到返出井底沉砂、泥皮，钻井液粘切达到固井要求，再进行悬挂器坐挂作业； 固井队：
1、扶正器（居中）：水平段采用后臵液充填部分套管，提高水平段套管浮力，提高其居中度合理；安放扶正器，保证尽可能高的居中度，下部200米及含油气层显示段选用有利于提高顶替效率的树脂旋流扶正器；含二叠系地层，为降低漏失风险，按要求二叠系以下用树脂旋流扶正器；斜井段，为保证套管居中，防止贴边，也按要求加放树脂旋流扶正器；重叠段，为保证坐挂居中，悬挂器以下2根套管连续加2个弹扶，接近井口的连续两根套管要求加放刚性扶正器；
2、悬挂器：坐挂倒扣操作完成，正常循环后，测量迟到时间，确定钻具正常插入悬挂器，避免短路；替浆量至悬挂器2m3，降低排量至0.6m3/min，避免排量过大时影响钻杆胶塞和尾管胶塞结合；
3、水泥浆：合理设计水泥浆体系，优化水泥浆浆柱和性能，领浆采用低密度水泥浆，控制井底压力，避免漏失，尾浆采用短候凝微膨胀水泥浆体系，严格控制失水、析水和稠化时间；使用膨胀剂；
4、前臵液：前臵液采用复合类型，冲洗液采用高效化学冲洗剂，有利于改变流态，在较小排量下达到紊流；隔离液使用高粘切加重类型，有效冲刷井壁，提高顶替效率，根据实际井径，要求调整隔离液性能，实际必须能达到紊流驱替排量；针对油基（含油）泥浆，固井施工前注入占环空高度不低于200米的不含油泥浆；
5、施工参数：设计合理的替（注）浆排量，采用紊流顶替或紊流-塞流复合顶替技术，提高水泥浆顶替效率；
6、压力控制：替浆时根据实际情况，替入一定数量重浆（密度根据压差情况确定），降低套管内外压差（≤5MPa），防止回压凡尔失效，造成回吐，导致返高不够，造成异常高塞。
施工预案：
1、遇阻：用钻杆送尾管进入裸眼段后遇阻，采取上提下放的措施，但下压吨位不能超过30T，接循环头进行中途循环钻井液，最大泵压不得超过悬挂器要求的最高压力（6Mpa）,仍不能解卡，则向相关部门汇报；
2、井漏：
下套管途中出现漏失情况，请示甲方，拔出套管或直接将套管下到位后进行堵漏后固井；套管到位后循环中出现漏失，堵漏后固井；如果堵漏无效，请示甲方后强行固井，井队备够替浆用泥浆，固井前泵入一定数量堵漏浆（细颗粒），领浆到达预计漏层底界，降低施工排量，重浆不再注入，避免套管内压力过高，替空管鞋，其他操作参照固井设计； 固井过程中时出现漏失，采用降低施工排量措施；
3、回压凡尔：注完前臵液后，放回水验证回压凡尔性能，如果失灵，多注入重量，尽量减少关内外压差；若替浆到量（碰压）后，放回水回压凡尔失灵，则注入回水量（再碰一次压），如果仍然失效，则强起钻具；
4、悬挂器：悬挂器提前坐挂，无法坐挂或倒扣失败，由工具放驻井人员提出解决方案，并向甲方汇报，等待甲方指示；
5、替浆压力过高：替浆过程压力超过泥浆泵安全销预设压力，或泥浆泵不能正常工作时，由水泥车完成替浆，井队做好供液工作，预先铺好替浆管线。
配合作业及注意事项：
1、替浆：井队准备够替浆用泥浆（可入井），施工前做好泥浆泵检查校核工作，钻台有司钻值班随时调整排量，后罐泥浆大班、技术员到位，做好人工计量工作，最终替量以人工计量为主，参考流量计和累计泵冲数，返浆口派人坐岗，发现异常及时报告固井指挥；
2、供水供电：施工期间不能倒发电机，电工必须在水罐附近值班，便于处理供电异常情况；
3、测量密度：井队派3人参与水泥浆密度测量，一人取浆，一人传递，一人测量，录井队派2人参与，一人记录，一人打手势；
4、信息汇总：录井、钻井将信息统一汇总至监督处，商议后由监督统一上报。
尾管悬挂器操作注意事项
1、入井前检查。检查产品检验合格证、试压报告，悬挂器本体组装情况，按照装箱单检查配套附件是否齐全完好（提升短节、回接筒、球座、铜球、大小胶塞、可能还有选配的浮箍浮鞋通径规）；
2、拉伸距计算。起钻时（或通井期间），将钻具提至悬挂器坐挂位臵后，称重并记录M1；校核尾管长度，仔细计算钻杆回缩距，配好送入钻具（准备1-2根短钻杆）；
3、悬挂器入井。悬挂器下面的两根套管连续加2个扶正器，套管内先灌满泥浆再接悬挂器；严禁在卡瓦和液缸处打大钳；在回接筒内注满钻杆丝扣油，然后上紧防砂罩固定螺丝；称重记录，锁死转盘；尾管下到位后，灌满泥浆，接方钻杆，称重记录M2；
4、坐挂。
（1）试坐挂。先进行试坐挂操作，受井下条件限制，有时循环压力过高未投球就将液缸销钉剪短，在这种情况下，若无旋转水泥头或水泥头上无投球孔时，直接坐挂；
（2）投球坐挂。如果没有坐挂，则投球泵送正常坐挂，密切注视压力变化，当球到达球座后憋压11-12Mpa，稳压2min（此时压力通过悬挂器本体上的传压孔传到液缸内，压力推动活塞上行，剪短液缸销钉，再推动推杆支撑套并带动卡瓦上行，卡瓦沿锥面张开，锲入悬挂器锥体和上层套管之间的环空，瞬间隔断绞车对尾管的拉力，尾管重量通过悬挂器支撑在上层套管上，之前的拉力全部作用在钻具上，将钻具拉伸，形成拉伸量L）；（3）判断坐挂是否成功。慢慢下放钻具，施放拉力，当悬重等于送入钻具重量和游车大钩重量之和时，即坐挂成功。坐挂成功后，继续憋压18Mpa左右，憋通球座，建立正常循环。（在钻具上做出标记，将拉伸量L等分成(M2-M1)/10份，每次下放钻具两个10L/（M2-M1）的距离，观察悬重变化是否减少约20t，直至下放钻具L,如果悬重下降至送入钻具重量和游车大钩重量之和，即M1时，则说明坐挂成功。）
5、倒扣。
（1）倒扣操作。松开转盘，坐钻杆卡瓦，正转进行倒扣，累计有效倒扣不少于20圈（正常情况下，用转盘倒扣时，正转数圈后放松转盘，转盘几乎不回转。切记先剪短球座建立循环，才能倒扣）。
（2）验证倒扣是否成功。将钻具缓慢提至中和点后，再上提1.5-1.8m,若悬重没有变化，一直等于送入钻具重量和游车大钩重量之和，说明倒扣成功。（3）倒扣成功后放回钻具，下压10-15t，接入水泥头，按固井要求循环后固井。
6、固井及拔中心管。替浆时，当钻杆胶塞到达尾管胶塞位臵前1.5m3降低排量；替浆量剩2-3 m3，降低排量，碰压；正转2-4圈，缓慢上提钻具5-6m，送入钻具与悬挂器脱开后上提1-3柱（根据上塞长度要求），大排量循环一周（循环时转动或上下活动钻具），循环出多余水泥浆。
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。
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