长深平6井钻井技术总结[小编推荐]

第一篇：长深平6井钻井技术总结[小编推荐]

长深平六井技术总结

一、简介：

长深平六井位于吉林前郭县查干花镇境内，距松原81km，北邻大情字井油田，东部东南部为大老爷府油气田和双驼子油气田。它位于松辽盆地南部长岭断陷中部凸起带哈尔金构造上，磁偏角-10°，转盘面海拔高10.5m，地面海拔高157.97m，针对长深1区块火山岩储层特征利用水平井开发，提高单井产能抑制底水锥进。二、井深结构

一开：井眼Ф444.4×501米，套管Ф339.7× 499.27，固井水泥返至地面。

二开：井眼Ф311.1×3355米，套管Ф244.5×3352米，固井水泥返至地面。

三开：井眼Ф215.9×4655米，套管Ф139.7×4471米，固井水泥返至地面。

三、钻井施工情况：

一开钻进速度快，采用轻压20-40KN，严格控制井斜，送钻均匀，平稳操作。一开井眼大，为提高携砂能力采用大排量60-70l/s，高转速80-100rpm钻进，每打完一柱快速划眼2次，起钻前充分循环钻井液。一开完钻，下套管顺利，固井合格。一开钻进井段0-501米，进尺501米，纯钻时间43h，机械钻速为11.65m/h。二开施工情况：

1、二开前严格按设计要求安装通径35cm，承压能力为70MPa的单闸板防喷器、双闸板防喷器和环形防喷器。按照钻井工程施工设计要求进行试压，全部符合设计要求。并且安装液气分离器、主副放喷管线及液气分离器管线出口均接出100m以上，并挖有长20m×宽10m×深2m的放喷坑两个。

2、二开裸眼段较长，为保证井眼打直，使用钟摆钻具钻进。为提高钻井速度，使用PDC钻头，采用小钻压（50～100kN）、低转速（40-70r/min）、大排量（50-60L/s）钻进，提高了机械钻速。钻遇硬地层时，使用三牙轮钻头大钻压（150～200kN）、低转速（40-70r/min）、大排量（55L/s）钻进。要求送钻均匀，平稳操作。每打完一柱快速划眼二次，起钻前充分循环钻井液。

3、二开完钻，下套管顺利，固井合格。

4、二开钻进井段：501-3355m，进尺2854m,纯钻时间958h,平均机械钻速2.98m/h。三开施工情况：

1、三开是在二开的井控设备基础上，按设计要求加装旋转防喷器，并且试压符合设计要求。

2、三开井段为欠平衡段，也进入增斜井段，要注意及时测量井斜；为保证井下安全，钻具加装浮阀、旁通阀和投入式止回阀以防井喷。

3、三开地层为泥砂岩互层，钻压（80～120kN）、低转速（50-70r/min）、中等排量（30L/s）钻进。要求送钻均匀，平稳操作。每打完一柱快速划眼二次，起钻前充分循环钻井液。

4、三开欠平衡钻进过程中全烃值在0~15%之间，无法点燃。

5、三开完钻，下套管顺利，固井合格。

6、三开钻进井段：3355-4655m，进尺1300m,纯钻时间719h,平均机械钻速1.8m/h。

四、钻井工程质量

长深平六井施工使用钟摆钻具钻进，要求送钻均匀，平稳操作。每打完一柱快速划眼二次，起钻前充分循环钻井液。每钻进100-150米和每次起钻前测斜，易斜井段加密测点，井斜按设计要求控制，跟踪井眼轨迹变化情况，井身质量符合设计要求。完井井底井斜95.43°。

五、钻井液

一开（0-501m）采用聚合物钻井液，比重1.10-1.20g/cm3,粘度40-50s。二开（501-3355m）采用聚合物细分散钻井液，比重1.25-1.28g/cm3,粘度50-75s。

三开（3355-4655m）采用高聚合物钻井液，比重1.13-1.15g/cm3,粘度50-70s。

六、井控工作

（1）主要岗位职工接受正规井控培训考核，持有井控证。（2）在二开、三开施工前，严格按标准安装防喷器，试压合格后方可开钻。坚持每班检查井控设备，保证灵活好用。（3）设立风向标，配备气体监测仪和正压式呼吸器。

（4）落实井控制度、干部24小时盯岗制度、振动筛24小时坐岗制度等，有溢流、井漏情况能及时发现，及时处理。

（5）组织不同工况下的防喷演习，做到人人岗位明确，动作熟练。（6）在钻进中发现异常情况及时报告，尤其是钻时加快、钻压突然释放、泵压下降、泥浆出口流量变大或变小等情况，要及时停钻检查。（7）泥浆密度和粘度，尽量在设计下限。提密度时要按循环周加重，不能猛提猛降。钻进中及时清除泥浆中的有害固相。

（8）下钻到底开泵，先小排量顶通并循环，然后逐渐提至钻进排量，防止开泵过猛蹩漏地层。

（9）下钻分段开泵循环，避免在易垮塌井段开泵及定点循环，防止冲垮井壁。起钻在裸眼段控制起钻速度，防止抽吸压力造成井壁垮塌，并及时灌好泥浆，核对灌入量及返出情况。

七、影响本井施工的因素

1、上部地层可钻性较好，适合使用PDC钻头，小钻压（50～100kN）、中等转速（70-80r/min）、大排量（50-60L/s）钻进，机械钻速较高，其中二开515-2273m使用川石GP535EPDC钻头，获得了较高的机械钻速，总进尺178m，平均机械钻速16.58m/h。2700米以下的地层较硬，MD637和MXL-DS55DX2系列钻头使用比较稳定，但纯钻时间控制在60小时内为宜。

2、在三开欠平衡井段，后期井深3700米后，在钻进过程中存在漏失现象，平均漏速达1-1.5m3/h，因此在施工过程中要加强坐岗。

3、二开裸眼井段长(501m～3355m)，钻穿的地层多而复杂，大部分地层有泥岩夹层，地层打开后易出现非均匀膨胀性裂隙，使井壁失稳，剥蚀掉块严重，井壁稳定问题比较突出。

4、钻进过程中，共发生两次断钻铤，一次钻具落井，一次起套管事故，累计损失时间835小时。

第二篇：陈35井钻井施工技术

陈35井钻井施工技术交底

一、安装：

1.设备安装要按资质认证要求，标准化安装。

2.按设计要求配齐固控设备及储备罐，振动筛80目以上。

3.进出井场道路畅通。

二、一开：

1.配浆开钻，保证井眼稳定和固井质量。

2.钻具结构：Φ444.5mm3A+Φ177.8mmDC*4柱+Φ127mmDP。钻压30-80KN 转速120r/min 排量55L/S 泵压7Mpa。完钻后必须测斜，井斜应控制在0.5°以内。

3.按设计深度下好套管，必须采用插入法固井，管串结构：浮鞋+套管*1根+浮箍+套管串，口袋小于1m。

4.打好水泥浆密度，确保水泥浆返至地面，否则补打水泥帽。

三、二开：

1.检查好所有送井管具，丈量清楚、准确，记录详细。

2.井控设施严格按标准要求安装，并达到试压合格。两翼放喷管线必须接出井场，各闸门灵活好用。

3.钻具结构：Φ241.3mmHJ517+Φ177.8mmDC*4柱+Φ127mmDP。钻压

140-160KN 转速80-120r/min 排量30L/S ,装三等径喷嘴，泵压控制在15Mpa以内。

4.上部软地层适当控制造浆，改小循环后，必须保证固控设备运转良好。在保证井下安全情况下，可适当降低钻进排量减少井径扩大率，避免停停打打或定点循环造成井眼不规则。

5.钻进过程中，确保送钻均匀，打吊结合（软硬界面及工程循环或地质循环后必需吊打穿过），从1000米开始按设计测斜点测斜，控制好井身质量。

6.钻浅气层和油层前，落实好一次井控工作，储备足加重材料以及密度1.05和1.25g/cm3的重泥浆各80m3，配齐防喷工具，搞好井控演习，加足保护油气层的材料。

7.吸取郑372井的教训，防止井径扩大，首先确定好泥浆体系，再者做好设备工作，防止油层段打打停停，减少油层位置的循环和划眼。

8.在油气层井段钻进时，加强坐岗观察和性能测量，坚持干部值班把关制度。遇有快钻时、放空等异常现象时，应立即停钻，循环观察，正常后方可恢复钻进。

9.钻开油气层后，起钻前，搞短起下测后效，起钻灌好泥浆。严格控制起下钻速度，减少压力激动，严防拔活塞诱发井喷及井漏的发生。

10.配合地质搞好录井，卡准潜山界面（3-5m），防止严重井漏的发生。

11.施工中按设计要求，严禁向井内混入成品油类或使用具有荧光的泥浆材料，如确有需要，必须申报。

12.检查好送井的取芯工具，做好取芯前的井眼准备工作，在碎砾石层取芯，每次最多取3m，确保取芯收获率合格。

四、取芯措施

1.取芯工具准备，Y-8120、R8120各2套。取芯钻具结构：215.9mm取芯钻头＋Y/R8120取芯工具＋177.8mmDC*3柱＋127mmDP

2.下井取芯工具必须在地面进行严格的丈量、计算和选配，内外筒进行外观检查，无弯曲、咬扁现象，丝扣完好，轴承转动灵活，间隙合适。

3.取芯前井眼必须畅通，泥浆性能稳定，符合要求。井底干净无落物，下钻操作要平稳，严禁猛放猛刹，防掉井下落物，不得长井段划眼，所有机械设备运转良好，仪表灵活好用。

4.取芯前拟定好取芯参数及措施，一般转速Ⅰ档，排量18-20l/s，钻压50-80KN，取芯过程尽量做好穿鞋戴帽。及时分析判断各种变化，防止堵芯，磨芯，取芯钻进过程中禁止停泵、停钻，更不许将钻头提离井底，应根据设备情况及井下情况，适时进行割芯。

5.割芯操作按各种工具的操作规程进行，起钻要求平稳，液压大钳卸扣。

6.起钻完工程班组应积极配合工程地质人员进行出芯，确保取芯收获率和出芯质量。

五、完井

1.完钻后大排量循环洗井，确保井眼清洁。

2.电测前短起测后效，确认井下安全时，方可电测。

3.电测完必须认真通井，调整好泥浆性能，方可下套管。

4.油层套管符合设计要求，提前准备好配合短节。认真通洗丈量，工程，地质两对口。固井工具及附件，必须严格检查，确保其质量。

5.开好完井协作会，按要求下好套管串，检修好设备，准备好固井水及压塞药品，配合好固井施工，确保固井质量。

6.完井后保护好井口，焊好井口帽及井号交井。

第三篇：升深2-17井钻井井控应急预案（推荐）

一、应急处理组织机构主要职责

1、公司钻井井控应急小组

1.1负责井控险情的处理及抢险方案的制定与实施。

1.2负责应急预案的启动和终止、组织调用公司内部的各类抢险资源

1.3负责向上级钻井井控应急小组负责人和有关部门汇报井控事故的情况，必要时请求援助。1.4负责组织井喷事故后有关事宜的处理及恢复正常生产。

2、钻井队钻井井控应急小组

2.1在发生井控险情后，进入应急状态，并根据险情的严重程度向公司钻井井控应急小组及有关部门报告。

2.2根据实际情况果断决策，安排组织抢险工作，在保证人员安全的前提下，尽可能控制危险因素和事态的发展，防止井喷事故恶化。在井喷失控可能造成人员伤亡的情况下，组织所有可能危及到的人员撤离到安全地方。

2.3在井喷失控的情况下，若出现H2S等有毒有害气体浓度超标，应立即向公司钻井井控应急小组请示，经批准后立即点火，以控制有毒有害气体的蔓延。2.4事故解除后，组织恢复生产，并写出事故报告。

二、应急状态及应急预案的启动

在钻井施工过程中，发生溢流/井涌/井喷、井喷失控、H2S等有毒有害气体外溢，以及由此引发的人员伤亡、环境严重污染等情况，各级钻井井控应急小组及有关部门立即进入应急状态，并立即启动应急预案。

三、应急预案的内容

1、重点地质风险提示及施工安全技术要点 1.1重点地质风险提示

1．1.1升深2-17井是松辽盆地北部东南断陷区徐家围子断陷带升平构造上的一口开发井，该井设计井深3381m，目的层为登楼库组和营城组,三开采用充气欠平衡钻井工艺。该井距已报废的升深2井801m，升深2-1井约1500m，本井所钻遇的地层特性和储层特点与升深2井和升深2-1井完全相同。

1．1.2升平构造位于汪家屯气田南端徐家围子断陷带北翼斜坡带升平-兴城构造上，呈北西向展布，受北西向断裂控制明显。升深2井原始地层压力32.25MPa，投产后日产气33.3×104m3，日产水4.19m3，井口温度80.13℃，关井时油压27.10MPa，套压27.30 MPa，CO2含量5.458%。该井因套管严重腐蚀，于2004年7月报废。根据邻井升深2井和升深2-1井地层压力测试结果，预计本井地层压力系数登楼库组为1.14、营城组为1.07，破裂压力梯度18.52KPa/m。该井没有H2S有毒有害气体的预告。1.2施工安全技术要点 1.2.1欠平衡的准备工作

1.2.1.1对钻井队人员进行设计交底，设计大表上墙，对全体职工进行井控及HSE应急措施培训。

1.2.1.2无井控合格证者不能上岗。

1.2.1.3按设计要求备足储备钻井液及重晶石粉。1.2.1.4各次开钻前进行防喷演习。

1.2.1.5所有入井工具必须有合格证，内防喷工具要进行试压，且有合格证。

1.2.1.6对钻机各部位进行一次安全检查，对刹车片、活绳头、死绳固定器、天车等重点部位进行重点检查，达到万无一失。

1.2.1.7对井口防喷器组进行试压，各闸门应达到试压要求，司钻控制台、节流控制箱、远程控制台要达到好用，放喷管线按设计达到要求，地锚达到公司标准。1.2.1.8所有下井工具都需丈量好内外径，接头及内防喷工具，都要绘制草图。1.2.2防爆系统

1.2.2.1井场照明灯全部使用防爆灯。1.2.2.2井场电路控制开关全部防爆。1.2.2.3井场马达全部采用防爆马达。

1.2.2.4井场部分控制开关集中到防爆房统一控制。1.2.3欠平衡钻井前的岗位练兵

1.2.3.1钻进、接单根、起下钻、强行起钻几种工况的岗位练兵详细步骤见钻井设计。1.2.3.2防毒面具使用。

1.2.3.3旋转防喷器换胶芯操作要领演习。1.2.3.4井架工二层台逃生演习。1.2.3.5机房紧急停车演习。

1.2.3.6防火演习（井场上应备一台消防车，应有消防队电话）。1.2.3.7防喷演习。1.2.3.8防硫化氢演习。

1.2.3.9急救演习（井场上有急救车和医生药品，同时应有附近医院电话）。1.2.3.10紧急逃生演习。

1.2.3.11进入井场的道路要畅通，保证雨季进出自由，通讯畅通。1.2.4欠平衡井段钻进时操作程序

1.2.4.1开始钻进时，节流阀节流，读出此时立压值作为立压参考值，为节流调节时用。1.2.4.2钻进过程中钻井参数。钻压：150—180kN；转数：50—80r/min；排量：27—32l/min；正常井口回压控制值2—3MPa，最大不超过7MPa。

1.2.4.3注意钻进过程中各种参数变化，预防钻具钻头事故，如突然放空0.5—1.0m，应立即停泵观察，测油气上窜速度，全烃含量和地层压力及钻井液密度，井口有无钻井液溢出，如一切正常，即可恢复钻进。

1.2.4.4井控装备出现故障时要确保安全关井，欠平衡作业无法进行时，要进行压井后再更换维修。

1.2.4.5钻进过程中，发生卡钻等事故无法处理时，应压井后再去处理。1.2.4.6钻头水眼或单流阀堵死，应打开旁通阀压井后更换。

1.2.4.7钻进中发生井漏，可适当降低钻井液密度处理，或边漏边钻。1.2.4.8保证两台泵同时好用，注意泵压和悬重变化，防止出现井下事故。1.2.4.9操作平稳不发生顿、溜钻，坚持坐岗，定时测量钻井液性能。1.2.4.10钻井液出口有专人观察岩屑返出情况，发现异常情况立即汇报。1.2.4.11内防喷工具安放在钻台上，旋塞扳手放在钻台易看得见的地方。1.2.5欠平衡钻进中接单根程序

1.2.5.1打完单根循环10分钟上提，坐卡瓦关井。1.2.5.2增加控制回压。

1.2.5.3从六棱方钻杆下方保接头公扣处卸扣。

1.2.5.4用六棱方钻杆接单根，单根对好扣，用液压大钳上扣，要对接头表面进行修整。1.2.5.5接好单根后，上提卡瓦。

1.2.5.6打开节流阀开泵，调节控制回压钻进。1.2.6近平衡起钻操作程序

1.2.6.1起钻原则：钻头提至地面，套压为零。

1.2.6.2钻前循环一周，检查好井口工具，盖好井口防止掉东西，检查好钻机各系统。1.2.6.3关井求压，计算地层压力。1.2.6.4根据立压，确定压井密度。

1.2.6.5将近平衡钻井液打入井筒，建立井筒压力平衡。1.2.6.6停泵，套压为零。

1.2.6.7打开旋转防喷器，卸掉方钻杆，起钻。

1.2.6.8上提钻具要控制速度，操作平稳，并注意指重表吨位变化，按要求及时灌满钻井液。1.2.6.9用液压大钳卸扣。

1.2.6.10起钻中途井口溢流，应进行阶段压井。

1.2.6.11起出的特殊工具要认真检查，确保再次下钻能安全使用。1.2.7近平衡下钻作业程序

1.2.7.1接好钻具，内外钳工扶正入井，让钻具缓慢入井，防止钻头碰坏旋转防喷器。1.2.7.2控制下钻速度，防止压力激动，造成井涌复杂情况发生。1.2.7.3用液压大钳上紧扣，防止钻进中刺坏钻具。1.2.7.4每下钻20柱，向钻具水眼内灌满钻井液一次。

1.2.7.5下钻发现溢流，视情况尽量将钻具下深，然后采取“四七”动作关井。

1.2.7.6钻具下到底后，开泵循环，用欠平衡钻井液替出井内钻井液，实现欠平衡钻井。1.2.8钻进中的压井原则

1.2.8.1将六棱方钻杆提出钻台平面，停止钻井液循环。1.2.8.2关闭FZ28—70防喷器。

1.2.8.3调整节流阀，将套压控制在7MPa以内，开泵注入重泥浆，进行正循环压井，直至套压小于2—3MPa。

1.2.8.4开FZ28—70防喷器，循环正常钻进。

2、环境状况描述

2.1距井场周围2Km（含H2S等有毒有害气体的油气井为4Km）内的居民住宅、学校、公路、铁路、桥梁和厂矿等环境状况简图及相对位置关系(见附图)。2.2井场设备布置及安全撤离逃生路线方向(见附图)。

3、应急联络的方法、要求及报告程序

3.1公司钻井井控应急小组名单和联系电话

3.2钻井队钻井井控应急小组名单和联系电话。

3.3当地县（乡）政府、村委会、单位、企业办公室的联系电话。

3.4外部救助力量（施工井场较近的专业消防部门、公安部门、医院等急救部门）的名称、救助能力、地理位置和联系电话。3.6施工前，钻井队与当地政府有关部门、附近村屯、消防、医院等单位签订启动应急预案时有关联络、配合等方面工作的书面协议。3.7在施工期间，必须保持通讯畅通。

3.8报告程序。发生井控应急状态后，逐级向上汇报，30分钟之内汇报到公司钻井井控应急小组领导及有关部门。1小时之内汇报到管理局钻井井控应急小组领导及有关部门。

4、钻井施工现场应急资源的配备

4.1安全质量环保部负责依据相关规定对钻井施工现场应急资源进行配备。

4.2警示标志：井场布置及安全逃生路线图版、风向标、紧急集合点的标志牌、安全警示牌、隔离带。

4.3救护与防护物品：应急救护的药品、工具、担架、消防器材、值班车辆、正压式呼吸器、防毒面具、远程点火装置、排风扇（钻台和振动筛等处配备）。

4.4报警装置：通讯工具、报警装置、H2S等有毒有害气体监测报警仪（固定式和便携式）、可燃气体监测报警仪。

5、现场培训和模拟演练

除按规定钻井队应持证岗位人员参加井控培训外，还应制定逃生、急救、防喷演习等模拟演练计划，进行演练。特别是含硫油气井在钻开含硫油气层前，要对井场所有人员进行防H2S知识及安全教育。

6、应急处理程序

6.1溢流/井涌/井喷应急处理程序

6.1.1发生溢流/井涌/井喷险情时，最先发现者（坐岗人员）立即大声示警，同时通知当班司钻，司钻立即发出报警信号。

6.1.2钻井班组听到报警信号后立即停止其它作业。

6.1.3进入溢流/井涌/井喷应急状态后，立即将情况报告钻井队井控应急小组和甲方监督，同时报告公司钻井井控应急小组负责人和有关部门，公司钻井井控应急小组的有关人员应立即赶赴现场。6.1.4井口控制

6.1.4.1安装防喷器的井，钻井班组按“四.七”动作迅速控制井口。

6.1.4.1.1在关井期间，观察记录套压和立压的变化，如果压力迅速上升，超过允许套压值，应进行放喷点火。

6.1.4.1.2在钻井队应急小组负责人指挥下，钻井队做好压井前的各项准备工作，公司钻井井控应急小组根据关井压力确定压井液密度，并迅速组织实施压井作业。6.1.4.2未安装防喷器的井实施以下操作。

6.1.4.2.1钻进发生溢流/井涌/井喷险情时，立即停止钻进，在钻井队应急小组负责人指挥下，组织人员加重钻井液实施压井作业。

6.1.4.2.2起下钻发生溢流/井涌/井喷险情时，立即停止起下钻作业，抢接回压阀，抢接方钻杆，在钻井队应急小组负责人指挥下，组织人员加重钻井液实施压井作业。

6.1.4.2.3空井发生溢流/井涌/井喷险情时，立即组织人员抢下钻杆，在保证人员安全的前提下，尽可能多的下入钻具，然后，抢接回压阀，抢接方钻杆，在钻井队应急小组负责人指挥下，组织人员加重钻井液实施压井作业。

6.1.5进入应急状态后，各级钻井井控应急小组有关人员要保持通讯联络畅通。6.2井喷失控应急处理程序

6.2.1井喷失控后，钻井队立即切断井场电源，停掉所有柴油机，停炉，严禁一切火源。6.2.2进入井喷失控应急状态后，立即报告上级钻井井控应急小组、油田有限责任公司主管部门、地方政府有关部门及相关的救助部门。

第四篇：PDC钻头钻井岩屑录井技术探讨

PDC钻头钻井岩屑录井技术探讨

沈晓燕 凡 刚 张 胜

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1、前言

随着PDC钻头技术创新所带来的高钻速、高时效，进而有利于降低钻井总成本、增加经济效益的同时，却由于钻屑细小、砂岩和泥岩之间钻时变化不明显，而给岩屑录井带来诸多问题。PDC钻头不仅使录井油气发现率、剖面符合率下降，同时还造成地层对比、岩性归位、油气层解释困难。面对上述挑战，开展PDC钻屑录井随钻岩性识别技术的研究，使随钻录井岩性识别和油气显示快速评价解释技术进一步提高，从而提升油田的整体勘探开发效益。

2、PDC钻头钻井特点及对地质录井影响

PDC钻头是聚晶金刚石切削钻头(Polycrystalline Diamond Compact Bit)的简称，是70年代末80年代初美国石油钻井技术的一项重大成就。我国从80年代中后期开始引进、生产PDC钻头，90年代得到推广应用，它给钻井技术带来划时代的进步。与牙轮钻头相比，PDC钻头具有机械钻速高、寿命长、成本低、防斜、纠斜以及岩屑便于泥浆携带而保持井底清洁等特点，因而倍受青睐，近年来在国内钻井中得到广泛的推广应用。江苏油田自九十年代引进该技术以来，得到了广泛的推广和使用，钻井时效提高了 30%～50%，无论给钻井公司还是给油田都带来了显著的经济效益和社会效益。

但是，PDC钻头钻井却给地质录井带来了较大的影响：

a.PDC钻头钻进时岩屑特别细小，一部分融入泥浆内造成岩屑捞取量很少。同时，过细的岩屑给清洗工作带来较大的困难，较难获得可靠的、能真观反映地层情况的岩屑。

b.捞取岩屑量少，再加上砂岩岩屑颗粒与泥浆接触充分和岩屑清洗时油气逸失严重，造成常规地质录井油气显示普遍降低。c.岩屑细小，现场挑样极为困难，有时挑样任务无法完成，影响地化分析和地质油气取样。

d.由于钻时较快，传统的色谱分析周期长，常常漏失薄层油气层，给薄层油气层的发现和解释带来困难。e.由于岩屑样细小，特别用小复合片钻头时岩屑几乎呈粉沫状，给岩屑描述增加了困难。f.砂泥岩钻时差别不大，造成现场录井划分岩性界面及岩性归位困难。

3、PDC钻头岩屑录井技术探讨

3.1应准确记录钻时，及时测定迟到时间

钻时是地层可钻性的最直接的反映。传统概念上，正常的砂泥岩剖面使用牙轮钻头应该是砂岩可钻性好，泥岩可钻性差，但使用PDC钻头则不尽然。不同的坳陷或不同的油田、区块及地层的砂泥岩钻时各具特征。总体上讲，西部新疆、陕北地区使用PDC钻头时，钻时基本上能够正确反映地层的砂泥岩变化。例如，在准噶尔盆地腹部的中央坳陷带、鄯善油田等地区，侏罗纪地层是主要目的层，无论使用牙轮钻头或PDC钻头，砂泥岩钻时变化均较明显。分析原因可能是因为该区内目的地层沉积较古老，泥岩埋藏深，压实性较好；砂岩大部分成分为石英、长石，呈次圆状—圆状，分选好，泥质胶结，疏松—较疏松。而江苏油田由于主要目的层段为下第三系沉积，时代较新，泥岩压实不够。相对而言泥岩可钻性较好，造成使用PDC钻头的钻时与砂岩没有明显差异，甚至像联盟庄地区戴南组地层因为砂岩是灰质胶结，造成钻时反而比泥岩可钻性差的现象。

所以，钻时只能在区分地层岩性时作为重要参考，而不能绝对依靠钻时区分地层岩性。而至于采用30～50cm微钻时区分岩性的观点，笔者觉得不太实用。

岩屑迟到时间的准确性直接影响到岩屑剖面与测井深度的系统误差，决定着岩屑剖面的合理归位。因此，在使用PDC钻头钻进过程中，要经常实测迟到时间（50m/1次），采用接近钻屑密度、颜色与钻屑反差较大的实物进行迟到时间的测定，以保证捞样时间的准确性。

3.2改进岩屑捞取和清洗方法，确保细小岩屑的捞取质量

采取正确的捞岩屑方式相当重要。传统的二分法和四分法仍在起着作用。虽然采用的PDC钻头牙齿较短，岩屑破碎程度较高，但仍有大小之分。经过振动筛之后较大颗粒的岩屑动能较大，飞跃较远，靠近接样盆的外侧；颗粒小的岩屑动能较小，靠近接样盆的内侧，有时紧贴振动筛布流下。众所周知，较大的岩屑内存在着一定的假岩屑，较小的岩屑真实性较高，这就要求我们采用二分法或四分法捞取岩屑时首先要选取靠近振动筛一侧的岩屑，并且每捞取一次岩屑要清理接样盆，以防混样。这样有助于辨别每包岩屑砂泥岩百分比变化情况，以便我们更好的区分岩性分界面，必要的时候可以借助放大镜。至于钻井液性能特别是粘度和切力对正确取样的影响还有待进一步研究。

自动捞取岩屑在理论上具有一定的可行性。其中一种方法就是在大振动筛下接一小振动筛，其宽度为大振动筛布的三分之一，然后下接接样盆，定时冲洗即可。存在问题一是需要经济投入和场地的制约，二是具体实施过程中受上返岩屑量和均匀程度的影响。

另一个值得注意的问题是岩屑冲洗，前提是合理利用捞取工具，在这方面岩屑盆比岩屑筐更具优势。过度地冲洗岩屑对油气显示和显示级别影响较大，相反地对地层岩性确定却有好处。

3.3结合一些工具和手段对细小岩屑进行正确的描述

岩屑在刚清洗干净后，就可以先简单粗描一下，等晒干后再整体细描，远观颜色、近查岩性、参考钻时、分层定名，观察岩性百分比的变化。PDC钻头的特殊破碎机理导致钻井岩屑非常细小，用肉眼观察有一定的困难，可以借助于放大镜。一般现场要挑有显示的岩样做荧光滴照、浸泡照等，而对于细小岩屑的含油气实验，要及时在岩屑还未晒干的情况下进行，油气级别相应提高一个档次。在很难挑取的情况下，可以采取混合样的方法代替，把盘中的砂样多次晃动，去掉上面的大块，直至下面基本为碎颗粒为止。同时，要注意如果钻井液中混过原油，那么细小岩屑混样滴照可能都会有一点点淡黄色或浅黄色光圈，要区分排除这方面的影响。再捞取岩屑的时候，结合观察槽面是否有油气显示，钻井液性能是否有变化等，这些也是综合判断是否进入油气层的辅助手段。

3.4加强荧光录井、气测录井技术，及时判断油气显示

常规录井过程中荧光发现和荧光级别的确定是采用PDC钻头钻进时最困难的问题之一。首先要明白我们所称的荧光显示应该是指岩屑被钻头破碎并被携带至井口，储集层孔隙内残余油气经过处理后或未经处理时在荧光灯下的具体表现。砂岩破碎的程度越低，对应的岩屑含油级别越高；反之含油级别越低，甚至无显示。被PDC钻头破碎的岩屑明显偏小、偏细，相对而言发现油气显示的难度会增大。比如，中砂岩或粗砂岩以上的松散储集层在井下表现为含油层系，经过PDC钻头破碎，中途再经过高温钻井液浸泡冲洗，其中的胶结物和所含油气已经完全溶解于钻井液之内，返回至地面会变成单个石英或长石小颗粒，不存在所谓的孔隙。此种情况下，即使采用有机溶液浸泡对比也不会有明显的油气显示特征。只有那些组成颗粒较小，分选好，胶结较致密—致密或者灰质胶结的储集层在返回至地面仍然保持着片状、块状或团块状，换句话说仍然保持有一定的孔隙，经过压碎滴照、浸泡，则可轻易地发现油气显示。

跟随综合录井仪的井要判断油气显示则容易得多。如果排除地层向井筒内气体流动的影响，单就井筒内被破碎的储集层而言，岩屑被破碎的程度越高，原储藏在孔隙中的油气进入钻井液内的量就越大，反映到气测录井上就表现为全烃升高，各组分的绝对含量值随着升高。但是，无论是使用牙轮钻头还是PDC钻头，各组分的相对含量不会有明显的差异。

采用综合录井的气测值一般可以区分岩性界面。泥岩的气测值曲线往往是一条平直的基线，而在即将钻穿下伏储集层时（特别是有油气显示的储集层）时，上覆泥岩段的气测值曲线会有一个缓慢推高的过程。一旦储集层被打开，这种平缓的推升趋势会被打破，出现突然升高的现象，这时我们可以认为钻入储集层。同一个储集层内如果是上油下水，在钻遇下部水层时，气测值曲线会有下降的趋势，这时我们不应该轻易地认为已经进入泥岩地层。参考非烃组分氢气和二氧化碳含量的变化，同样可以确定下部的储集层是水层，因为水层最明显的特征就是氢气和二氧化碳值明显升高。

3.5充分利用地化录井评价技术

地化录井是分析泥岩有机质丰度及生油成熟度、生油岩类型、临界温度的有力武器，同样可用来分析储集层内的气态烃、液态烃、及残余重烃含量。同一油田或同一区块如果确定了油、气、水层的评价基值区间，地化录井对于地区的单井油、气、水层评价会有重要的参考作用。采用PDC钻头钻井的岩屑时，由于泥岩相对好挑样，生油指标分析较可靠，但利用混样来进行储集层分析，无疑会给这种精密的仪器造成判断失误，从而引起错觉，其结果往往不能令人信服。笔者认为，只要严格按操作规程，及时取细小混合样仔细分析，分析结果可能有一定偏差，但再结合其它资料综合分析，寻找出这一偏差系数进行系数校正，能将因岩屑细小对录井资料的影响程度降低到最低限度，确保岩屑细小的录井资料质量。

3.6加强钻井与地质录井的横向协作

由于钻头、钻井工艺、钻具组合与地层的配置等因素影响，当振动筛后难以采集岩样时，现场地质师要认真分析原因。若是钻具结构、钻头选型不合理、泥浆携砂能力差或振动筛网孔径过疏等工程因素，则应建议钻井调整钻头类型、泥浆性能、更换筛布。

在PDC钻头条件下，岩屑的含油气性判定还应结合槽面油气显示进行。比如，洗样时水面是否有油花、油膜，钻井液槽面蒸汽和岩屑是否有油气味（这就严格要求采集工取样时要随时观察），震动筛上有无油花、气泡，钻井液蒸汽气味是否有异常，有无油气味，这些也是综合判定是否进入油气层的依据。

4、结束语

在了解认识PDC钻头钻进条件基础上，岩屑录井关键是强化地层对比、录井资料的综合分析及岩屑的细致观察、描述，应采用干样、湿样、筛析观察相结合，逐包进行荧光试验的常规录井方法。总之，扎实、认真、仔细的基础工作和严格执行各项录井操作规程是我们作好各项录井工作的基础和前提，这一点对于PDC钻头条件下岩屑录井工作显得更加重要。只有提高地质采集员和技术员的综合素质，加强其责任心，在岩屑录井的每道工序、每个工作环节做到扎实、认真、细致，才能将因PDC钻头影响岩屑对录井资料质量的影响程度降低到最小限度，才能确保在现代钻井技术条件下的地质录井资料质量，确保石油钻井地质录井工作不因钻井技术的发展而被淘汰掉

第五篇：钻井技术

钻头

钻头主要分为：刮刀钻头；牙轮钻头；金刚石钻头；硬质合金钻头；特种钻头等。衡量钻头的主要指标是：钻头进尺和机械钻速。

钻机八大件

钻机八大件是指：井架、天车、游动滑车、大钩、水龙头、绞车、转盘、泥浆泵。

钻柱组成及其作用

钻柱通常的组成部分有：钻头、钻铤、钻杆、稳定器、专用接头及方钻杆。钻柱的基本作用是：(1)起下钻头；(2)施加钻压；(3)传递动力；(4)输送钻井液；(5)进行特殊作业：挤水泥、处理井下事故等。

钻井液的性能及作用

钻井液的性能主要有：(1)密度；(2)粘度；(3)屈服值；(4)静切力；(5)失水量；(6)泥饼厚度；(7)含砂量；(8)酸碱度；(9)固相、油水含量。钻井液是钻井的血液，其主作用是：1)携带、悬浮岩屑；2)冷却、润滑钻头和钻具；3)清洗、冲刷井底，利于钻井；4)利用钻井液液柱压力，防止井喷；5)保护井壁，防止井壁垮塌；6)为井下动力钻具传递动力。

常用的钻井液净化设备

常用的钻井液净化设备：(1)振动筛，作用是清除大于筛孔尺寸的砂粒；(2)旋流分离器，作用是清除小于振动筛筛孔尺寸的颗粒；(3)螺杆式离心分离机，作用是回收重晶石，分离粘土颗粒；(4)筛筒式离心分离机，作用是回收重晶石。

钻井中钻井液的循环程序

钻井 液罐 经泵→地面 管汇→立管→水龙带、水龙头→钻柱内→钻头→钻柱外环形空间→井口、泥浆(钻井液)槽→钻井液净化设备→钻井液罐。

钻开油气层过程中，钻井液对油气层的损害

主要有以下几种损害：(1)固相颗粒及泥饼堵塞油气通道；(2)滤失液使地层中粘土膨胀而堵塞地层孔隙；(3)钻井液滤液中离子与地层离子作用产生沉淀堵塞通道；(4)产生水锁效应，增加油气流动阻力。

预测和监测地层压力的方法

(1)钻井前，采用地震法；(2)钻井中，采用机械钻速法，d、dc指数法，页岩密度法；(3)完井后，采用密度测井，声波时差测井，试油测试等方法。

钻井液静液压力和钻井中变化

静液压力，是由钻井液本身重量引起的压力。钻井中变化，岩屑的进入会增加液柱压力，油、气水侵会降低静液压力，井内钻井液液面下降会降低静液压力。防止钻井液静液压力变化的方法有：有效地净化钻井液；起钻及时灌满钻井液。

喷射钻井

喷射钻井是利用钻井液通过喷射式钻头喷嘴时，所产生的高速射流的水力作用，提高机械钻速的一种钻井方法。

影响机械钻速的因素(1)钻压、转速和钻井液排量；(2)钻井液性质；(3)钻头水力功率的大小；(4)岩石可钻性与钻头类型。

钻井取心工具组成

(1)取心钻头：用于钻取岩心；(2)外岩心筒：承受钻压、传递扭矩；(3)内岩心筒：储存、保护岩心；(4)岩心爪：割断、承托、取出岩心；(5)还有悬挂轴承、分水流头、回压凡尔、扶正器等。

取岩心

取岩心是在钻井过程中使用特殊的取心工具把地下岩石成块地取到地面上来，这种成块的岩石叫做岩心，通过它可以测定岩石的各种性质，直观地研究地下构造和岩石沉积环境，了解其中的流体性质等。

平衡压力钻井

在钻井过程中，始终保护井眼压力等于地层压力的一种钻井方法叫平衡压力钻井。

井喷

是地层中流体喷出地面或流入井内其他地层的现象。引起井喷的原因有：(1)地层压力掌握不准；(2)泥浆密度偏低；(3)井内泥浆液柱高度降低；(4)起钻抽吸；(5)其他措施不当等。

软关井

就是在发现溢流关井时，先打开节流阀，后关防喷器，再试关紧节流阀的一种关井方法。因为这样可以保证关井井口套压值不超过允许的井口套压值，保证井控安全，一旦井内压力过大，可节流放喷。

钻井过程中溢流

(1)钻井液储存罐液面升高；(2)钻井液出口流速加快；(3)钻速加快或放空；(4)钻井液循环压力下降；(5)井下油、气、水显示；(6)钻井液在出口性能发生变化。

溢流关井程序

(1)停泵；(2)上提方钻杆；(3)适当打开节流阀；(4)关防喷器；(5)试关紧节流阀；(6)发出信号，迅速报告队长、技术员；(7)准确记录立柱和套管压力及泥浆增量。

钻井中井下复杂情况

钻进中由钻井液的类型与性能选择不当、井身质量较差等原因，造成井下遇阻、遇卡、以及钻进时严重蹩跳、井漏、井喷等，不能维持正常钻井和其他作业的正常进行的现象。

钻井事故

是指由于检查不周、违章操作、处理井下复杂情况的措施不当或疏忽大意，而造成的钻具折断、顿钻、卡钻及井喷失火等恶果。

井漏

井漏主要由下列现象发现，(1)泵入井内钻井液量＞返出量，严重时有进无出；(2)钻井液罐液面下降，钻井液量减少；(3)泵压明显下降。漏失越严重，泵压下降越明显。

卡钻及造成原因

卡钻就是在钻井过程中因地质因素、钻井液性能不好、技术措施不当等原因，使钻具在井内长时间不能自由活动，这种现象叫卡钻。主要有黏附卡钻、沉砂卡钻、砂桥卡钻、井塌卡钻、缩径卡钻、泥包卡钻、落物卡钻及钻具脱落下顿卡钻等。

处理卡钻事故的方法

(1)泡油解卡；(2)使用震击器震击解卡；(3)倒扣套铣；(4)爆炸松扣；(5)爆炸钻具侧钻新眼等。

固井

固井就是向井内下入一定尺寸的套管串，并在其周围注入水泥浆，把套管固定的井壁上，避免井壁坍塌。其目的是：封隔疏松、易塌、易漏等复杂地层；封隔油、气、水层，防止互相窜漏；安装井口，控制油气流，以利钻进或生产油气。

井身结构

包括：(1)一口井的套管层次；(2)各层套管的直径和下入深度；(3)各层套管相应的钻头直径和钻进深度；(4)各层套管外的水泥上返高度等等。

套管柱下部结构

(1)引鞋：引导套管入井，避免套管插入或刮挤井壁；(2)套管鞋：引导在其内部起钻的钻具进入套管；(3)旋流短节：使水泥浆旋流上返，利于替泥浆，提高注水泥质量；(4)套管回压凡尔：防止水泥浆回流，下套管时间阻止泥浆进入套管；(5)承托环：承托胶塞、控制水泥塞高度；(6)套管扶正器：使套管在钻井中居中，提高固井质量。

注水泥施工工序

下套管至预定深度→装水泥头、循环泥浆、接地面管线→打隔离液→注水泥→顶胶塞→替泥浆→碰压→注水泥结束、候凝。

完井井口装置

(1)套管头--密封两层套管环空，悬挂第二部分套管柱和承受一部分重量；(2)油管头--承座锥管挂，连接油层套管和采油树、放喷闸门、管线；(3)采油树--控制油气流动，安全而有计划地进行生产，进行完井测试、注液、压井、油井清蜡等作业。

尾管固井法

尾管固井是在上部已下有套管的井内，只对下部新钻出的裸眼井段下套管注水泥进行封固的固井方法。尾管有三种固定方法：尾管座于井底法；水泥环悬挂法；尾管悬挂器悬挂法。

试油

在钻井发现油、气层后，还需要使油、气层中的油、气流从井底流到地面，并经过测试而取得油、气层产量、压力等动态资料，以及油、气、水性质等工作，称做试油(气)。

射孔

钻井完成时，需下套管注水泥将井壁固定住，然后下入射孔器，将套管、水泥环直至油(气)层射开，为油、气流入井筒内打开通道，称做射孔。目前国内外广泛使用的射孔器有枪弹式射孔器和聚能喷流式射孔器两大类。

井底污染

井底污染又称井底损害，是指油井在钻井或修井过程中，由于钻井液漏失或水基钻井液的滤液漏入地层中，使井筒附近地层渗透率降低的现象。诱喷

射孔之前，为了防止井喷事故，油、气井内一般灌满压井液。射孔后，为了将地层中液体导出地面，就必需降低压井液的液柱，减少对地层中流体的压力。这一过程是试油工作中的一道工序，称为诱喷。诱喷方法有替喷法、抽吸法、提捞法、气举法等。

钻杆地层测试

钻杆地层测试是使用钻杆或油管把带封隔器的地层测试器下入井中进行试油的一种先进技术。它既可以在已下入套管的井中进行测试，也可在未下入套管的裸眼井中进行测试；既可在钻井完成后进行测试，又可在钻井中途进行测试。

电缆地层测试

在钻井过程中发现油气显示后，用电缆下入地层测试器可以取得地层中流体的样品和测量地层压力，称做电缆地层测试。这种测试方法比较简单，可以多次地、重复地进行。

油管传输射孔

油管传输射孔是由油管将射孔器带入井下，射孔后可以直接使地层的流体经油管导致地面，不必在射孔时向井内灌入大量压井液，避免井底污染的一种先进技术。

岩石孔隙度

岩石的孔隙度是指岩石中未被固体物质充填的空间体积Vp与岩石总体积Vb的比值。用希腊字母Φ表示，其表达式为：Φ=V孔隙 / V岩石×100%=Vp / Vb×100%。

地层原油体积系数

地层原油体积系数βo，又称原油地下体积系数，或简称原油体积系数。它是原油在地下的体积(即地层油体积)与其在地面脱气后的体积之比。原油的地下体积系数βo总是大于1。

流体饱和度学习

某种流体的饱和度是指：储层岩石孔隙中某种流体所占的体积百分数。它表示了孔隙空间为某种流体所占据的程度。岩石中由几相流体充满其孔隙，则这几相流体饱和度之和就为1(100%)。

1、井： 以勘探开发石油和天然气为目的的，在地层中钻出的具有一定深度的圆柱形孔眼。

2、井口：井的开口端。

3、井底：井的底端。

4、裸眼：未下套管部分的井段。

5、井深：从转盘补心面至井底的深度。

6、井壁：井眼的圆柱形表面。

7、环空：井中下有管柱时，井壁与管柱或管柱与管柱之间的圆环形截面的柱状空间。

8、井眼轴线： 井眼的中心线。

9、井身结构： 指的是钻头钻深、相应井段的钻头直径、下入的套管层数、直径及深度、各层套管外的水泥返高以及人工井底等。

10、人工井底：设计的最下部油层下的阻流环或水泥塞面。(注：该定义不全面，人工井底是可变的)

11、井的类别：按一定依据划分的井的总类。按钻井的目的可分为探井和开发井等；按完钻后的井深可分为浅井(<1200m)、中深井(1200～3000m)、深井(3000～5000m)和超深井(>5000m)；按井眼轴线形状可分为直井和定向井。

12、探井：指以了解地层的时代、岩性、厚度、生储盖的组合和区域地质构造，地质剖面局部构造为目的，或在确定的有利圈闭上和已发现油气的圈闭上，以发现油气藏、进一步探明含油气边界和储量以及了解油气层结构为目的所钻的各种井，包括地层探井、预探井、详探井和地质浅井。

13、开发井：指为开发油气田所钻的各种采油采气井、注水注气井，或在已开发油气田内，为保持一定的产量并研究开发过程中地下情况的变化所钻的调整井、补充井、扩边井、检查资料井等。

14、直井：井眼轴线大体沿铅垂方向，其井斜角、井底水平位移和全角变化率均在限定范围内的井。

15、定向井：沿着预先设计的井眼轨道，按既定的方向偏离井口垂线一定距离，钻达目标的井。

16、丛式井：在一个井场上或一个钻井平台上，有计划地钻出两口或两口以上的定向井(可含一口直井)。

17、救援井：为抢救某一口井喷、着火的井而设计、施工的定向井。

18、多底井：一个井口下面有两个或两个以上井底的定向井。

19、大斜度井：最大井斜角在60°～86°的定向井。

20、水平井：井斜角大于或等于86°，并保持这种角度钻完一定长度的水平段的定向井。

21、钻井工序：指钻井工艺过程的各个组成部分。一般包括钻前准备、钻进、取心、中途测试、测井、固井和完井等。

22、套补距：套管头上端面与转盘补心面之间的距离。

23、油补距：油管头上端面与转盘补心面之间的距离。

24、井场：钻井施工必需的作业场地。

25、圆井：为便于安装井控装置开挖的圆或方形井。

26、小鼠洞：位于井口的正前方，用于预先放置钻杆单根的洞，以加快接单根操作。

27、(大)鼠洞：当不使用方钻杆而从大钩上卸下时，用于放置方钻杆和水龙头的洞，位于钻台左前方井架大腿与井口的连线上。

28、钻台：装于井架底座上，作为钻工作业的场所。

29、钻具：井下钻井工具的简称。一般来说，它是指方钻杆、钻杆、钻铤、接头、稳定器、井眼扩大器、减振器、钻头以及其它井下工具等。30、方钻杆：用高级合金钢制成的，截面外形呈四方形或六方形而内为圆孔的厚壁管子。两端有连接螺纹。主要用于传递扭矩和承受钻柱的重量。

31、钻杆：用高级合金钢制成的无缝钢管。两端有接头。用于加深井眼，传递扭矩，并形成钻井液循环的通道。可分为内平钻杆、管眼钻杆和正规钻杆。

32、钻铤：用高级合金钢制成的厚壁无缝钢管。两端有连接螺纹，其壁厚一般为钻杆的4～6倍。主要用作给钻头施加钻压，传递扭矩，并形成钻井液循环的通道。

33、接头：用以连接、保护钻具的短节。

34、钻具组合(钻具配合)：指组成一口井钻柱的各钻井工具的选择和连接。

35、下部钻具组合：指最下部一段钻柱的组成。

36、钻柱：是指自水龙头以下钻头以上钻具管串的总称。由方钻杆、钻杆、钻铤、接头、稳定器等钻具所组成。

37、(刚性)满眼钻具：由外径接近于钻头直径的多个稳定器和大尺寸钻铤组成的下部钻具组合。用于防斜稳斜。

38、塔式钻具：由直径不同的几种钻铤组成的上小下大的下部钻具组合。用于防止井斜。

39、钟摆钻具：在已斜井眼中，钻头以上，切点以下的一段钻铤犹如一个“钟摆”，钻头在这段钻铤的重力的横向分力——即钟摆力作用下，靠向并切削下侧井壁，从而起到减小井斜角的作用。运用这个原理组合的下部钻具组合称钟摆钻具。40、井下三器：指稳定器、减振器和震击器。

41、稳定器：一种中间局部外径加大、具有控制稳定钻具轴线作用的下部钻具组合的工具。结构上分为直、螺旋和辊子三种形式。

42、减振器：一种安装在钻柱上的，能吸收来自井底产生的垂直和旋转振动的工具。

43、震击器：能产生向上或向下冲击震动的工具。

44、井口工具：钻台上用于井口操作的工具。包括大钳(吊钳)、吊卡、卡瓦、安全卡瓦、提升短节、钻头装卸器、旋接器等。

45、指重表：反映大钩上载荷变化情况的仪表，它可显示悬重、钻重和钻压。

46、钻进：使用一定的破岩工具，不断地破碎井底岩石，加深井眼的过程。

47、钻进参数：是指钻进过程中可控制的参数，主要包括钻压、转速、钻井液性能、流量、泵压及其他水力参数。

48、钻压：钻进时施加于钻头上的沿井眼前进方向上的力。

49、悬重和钻重：在充满钻井液的井内，钻柱在悬吊状态下指重表所指轴向载荷称为悬重(即钻柱重力减去浮力)；钻柱在钻进状态下指重表所指的轴向载荷称为钻重。悬重与钻重的差值即钻压。50、转速：指钻头的旋转速度，通常以转每分钟为单位。

51、流量(排量)：单位时间内通过泵的排出口的液体量。通常以升每秒为单位。

52、开钻：指下入导管或各层套管后第一只钻头开始钻进的统称，并依次称为第一次开钻，第二次开钻……。

53、完钻：指全井钻进阶段的结束。

54、送钻：钻进时，随着井眼不断加深，钻柱不断下放，始终保持给钻头施加一定的钻压的过程。

55、方入和方余：在钻进过程中，方钻杆在转盘补心面以下的长度称为方入；在补心面以上的方钻杆有效长度称为方余。

56、进尺：钻头钻进的累计长度。

57、机械钻速：钻头在单位时间内钻进的长度。通常以米每小时为单位。

58、钻时：钻进单位进尺所用的时间。通常以分钟每米为单位。

59、划眼：在已钻井眼内为了修整井壁，清除附在井壁上的杂物，使井眼畅通无阻，边循环边旋转下放或上提钻柱的过程。分正划眼和倒划眼。60、扩眼：用扩眼钻头扩大井眼直径的过程。

61、蹩钻：在钻进中钻头所受力矩不均，转盘转动异常的现象。62、跳钻：钻进中钻头在井底工作不平稳使钻柱产生明显纵向振动的现象。

63、停钻：停止钻进。

64、顿钻：钻柱失控顿到井底或其它受阻位置的现象。

65、溜钻：钻进中送钻不均或失控而使钻柱下滑，出现瞬时过大钻压的现象。

66、打倒车：蹩钻严重时转盘发生倒转的现象。

67、通井：向井内下入带有通井接头或钻头的钻柱，使井眼保持畅通的作业。68、放空：钻进中钻柱能无阻地送入一定长度的现象。69、吊打：在钻头上施加很小的钻压钻进的过程。

70、纠斜：当井斜超过规定的限度时，采取措施使井斜角纠正到规定限度内的过程。

71、钻水泥塞：将注水泥或打水泥塞后留在套管或井眼内的凝固水泥钻掉的过程。

72、缩径：井眼因井壁岩石膨胀等而使井径变小的现象。73、井径扩大：井眼因井壁岩石坍塌等而使井径变大的现象。74、单根：指一根钻杆。

75、双根：指连成一体的两根钻杆。

76、立根(立柱)：起钻时卸成一定长度，能立在钻台的钻杆盒上的一柱钻柱。一般为三根钻杆。

77、吊单根：将钻杆单根吊起放入小鼠洞内的操作。

78、接单根：当钻完方钻杆的有效长度时，将一根钻杆接到井内钻柱上使之加长的操作。

79、起下钻：将井下的钻柱从井眼内起出来，称为起钻。将钻具下到井眼内称为下钻。整个过程称为起下钻。

80、短起下钻：在钻进过程中，起出若干立柱钻杆，再将它们下入井内的作业。

81、活动钻具：在钻井作业中，有时上提、下放或旋转钻柱的过程。82、甩钻具：将钻柱卸开成单根拉下钻台。83、换钻头：通过起下钻更换钻头的作业。84、灌钻井液：在起钻、下套管或井漏时向井内或套管内泵入钻井液，以保持井内充满。

85、钻头行程：一只钻头从下入井内到起出为一行程。86、循环钻井液：开泵将钻井液通过循环系统进行循环。87、循环周：钻井液从井口泵入至井口返出所需的时间。88、靶心：由地质设计确定的定向井地下坐标点。

89、靶区：允许实钻井眼轴线进入目的层时偏离设计靶心的规定范围。90、靶区半径：靶区圆的半径。91、造斜点：定向造斜起始的井深处。

92、造斜：利用造斜工具钻出一定方位的斜井段的工艺过程。93、增斜：使井斜角不断增加的工艺过程。94、降斜：使井斜角不断减小的工艺过程。95、稳斜：使井斜角保持不变的工艺过程。

96、造斜工具：用于改变和控制井斜和方位的井下工具。

97、弯接头：一种与井底动力钻具配合，用于定向造斜的井下工具。外形为一个轴线弯曲的厚壁接头，其公螺纹轴线与母螺纹轴线有一夹角，该角一般为1°～3°。

98、井底动力钻具(井底马达)：装在井下钻具底部驱动钻头转动的动力机。

99、涡轮钻具：把钻井液的水力能经过叶轮转换成机械能的动力钻具。100、螺杆钻具：把钻井液的水力能经过螺杆机构转换成机械能的动力钻具 101、定向接头：一种用于标记造斜工具面的接头。

102、无磁钻铤：由导磁率近似于1的合金材料制成的钻铤。103、定向要素：定向井基本要素，包括井斜角、方位角和井深。104、井斜角：井眼轴线上某一点的切线(钻进方向)与该点铅垂线之间的夹角。

105、最大井斜角：在设计或实钻的井眼轴线上，全井井斜角的最大值。106、方位角：井眼轴线上某一点的切线(钻进方向)在水平面上的投影线，与真北方向线之间的夹角(沿顺时针方向)。

107、测深(斜深)：自钻机转盘面(参照点)至井内某测点间的井眼轴线的实测长度。

108、垂深：井眼轴线上某测点至井口转盘面所在水平面的垂直距离。109、水平位移(闭合距)：井眼轨迹上某测点至井口垂线的距离。

110、闭合方位角：真北方位线与水平位移方向之间的夹角。111、取心：利用机械设备和取心工具钻取地层中岩石的作业。112、岩心：取心作业时，从井下取出的岩石。113、岩心收获率：岩心长与取心进尺之比的百分数。114、岩心长：取出地面岩心的实际长度。115、取心进尺：钻取岩心时，钻进的实际长度。

116、钻井液(钻井流体、泥浆)：用于钻井作业的循环流体。

117、滤饼(泥饼)：钻井液在过滤过程中沉积在过滤介质上的固相沉积物。118、钻井液滤液：钻井液通过过滤介质流出的液体。

119、钻井液柱压力：由钻井液柱的重力引起的压力，其大小与钻井液密度和液柱垂直高度有关。

120、地层破裂压力：指某一深度的地层受液压而发生破裂时的压力值。121、压力当量密度：给定深度处的压力除以深度与重力加速度的乘积。122、溢流：井口返出的钻井液量比泵入量大，或停泵后井口钻井液自动外溢的现象。

123、井涌：溢流的进一步发展，钻井液涌出井口的现象。

124、井喷：地层流体(油、气或水)无控制地流入井内并喷出地面的现象。

125、压井：向失去压力平衡的井内泵入高密度钻井液，以重建和恢复压力平衡的作业。

126、卡钻：钻柱在井内不能上提、下放或转动的现象。(卡钻包括泥包卡钻、砂桥卡钻、沉砂卡钻、键槽卡钻、垮塌卡钻、压差卡钻、小井眼卡钻、缩径卡钻、顿钻卡钻、落物卡钻、水泥卡钻等)127、卡点：被卡钻柱最上点。128、落鱼：因事故留在井内的钻具。129、鱼顶：落鱼的顶端。130、鱼尾：落鱼的底端。

131、鱼顶井深：鱼顶距转盘面的距离。132、鱼尾井深：鱼尾距转盘面的距离。133、鱼长：落鱼的长度。

134、油井水泥：适用于油气井或水井固井的水泥或水泥与其它材料的任何混合物。135、初凝：当水泥凝结时间测定仪(维卡仪)的试针沉入水泥浆中距底板0.5～1.0mm时，则认为水泥浆达到初凝。

136、初凝时间：水泥从加水开始，直至水泥初凝的时间。

137、终凝：当水泥凝结时间测定仪(维卡仪)的试针沉入水泥浆中不超过1mm时，则认为水泥浆达到终凝。138、终凝时间：水泥浆从初凝至终凝的时间。139、凝结时间：初凝和终凝的总时间。

140、固井：对所钻成的裸眼井，通过下套管注水泥以封隔油气水层，加固井壁的工艺。

141、水泥返深(高)：指环空水泥面在井下的深度。

142、注水泥塞：在井内适当位置注入水泥浆形成水泥塞的作业。143、挤水泥：将水泥浆挤入环空，在套管和地层之间形成密封的补救性注水泥作业。

144、套管附件：联接于套管柱上的有关附件。(如：浮鞋、浮箍、承托环、泥饼刷、水泥伞、扶正器、分级箍、悬挂器、封隔器等。)145、套管柱下部结构：套管柱下部装置的附件总称。

146、引鞋：用来引导套管柱顺利入井，接在套管柱最下端的一个锥状体。

147、套管鞋：上端与套管相接，下端具有内倒角并以螺纹或其它方式与引鞋相接的特殊短节。

148、浮鞋：将引鞋、套管鞋和阀体制成一体的装置。149、浮箍：装在套管鞋上部接箍内的可钻式止回阀。150、承托环(阻流环)：是指注水泥时用来控制胶塞的下行位置，以确保管内水泥塞长度的套管附件。

151、胶塞：具有多级盘状翼的橡胶塞，用于固井作业过程中隔离和刮出套管内壁上粘附的钻井液与水泥浆。有上胶塞、下胶塞和尾管胶塞之分。

152、泥饼刷：安装在注水泥井段套管上的钢丝刷子，来清除井壁泥饼。153、水泥伞：装在套管下部防止水泥浆下沉的伞装物。154、扶正器：装在套管柱上使井内套管柱居中的装置。

155、刚性扶正器：指带有螺旋槽或直条的不具有弹性的扶正器。一般用于定向井。

156、分级箍：在分级注水泥时，装在套管预定位置具有开启和关闭性能的特殊接箍。

157、尾管悬挂器：是用来将尾管悬挂在上一层套管底部并进行注水泥的特殊工具，分机械式和压力式两种。它们都是借助卡瓦把尾管悬挂在上层套管上。

158、套管外封隔器：安装在套管柱上的一种可膨胀的胶囊，用来封隔开该胶囊上下部的井眼环形空间。

159、联顶节：下套管时接在最后一根套管上用来调节套管柱顶面位置，并与水泥头连接的短套管。

160、水泥头：在固井作业中内装胶塞的高压井口装置，并具有与循环管线连接的闸门。

161、通径规：是检查套管可通内径的工具。162、碰压：在顶替水泥浆结束时，胶塞与阻流环相撞而泵压突增的现象。

163、侯凝期：指水泥石强度满足后续施工所要求的时间。164、水泥环：水泥浆在环形空间形成的水泥石。165、套管：封隔地层，加固井壁所用的特殊钢管。

166、套管程序：是指一口井下入的套管层数、类型、直径及深度等。167、表层套管：为防止井眼上部疏松地层的坍塌和污染饮用水源及上部流体的侵入，并为安装井口防喷装置等而下的套管。

168、技术套管：是在表层套管和生产套管之间，由于地层复杂或完井所使用的泥浆密度不致压漏地层等钻井技术的限制而下入的套管。169、生产套管(油层套管)：为生产层建立一条牢固通道、保护井壁、满足分层开采、测试及改造作业而下入的最后一层套管。

170、套管柱：依强度设计的顺序，由不同钢级、壁厚、材质和螺纹的多根套管所连接起来下入井中的管柱。

171、尾管：下到裸眼井段，并悬挂在上层套管上，而又不延伸到井口的套管。

172、筛管：位于油层部位具有筛孔的套管。

173、磁性定位短节：在套管柱上，接在靠近生产层附近的短套管(用来校准射孔深度)。

174、套管短节：小于标准长度套管的短套管。

175、套管头：由重型钢制法兰、卡瓦及密封元件构成，专门用来悬挂套管及密封环空的井口装置。176、套管公称外径：套管本体横截面的外径。

177、套管强度：指套管承受外载能力的总和(包括抗挤强度、抗内压强度和抗拉强度)。

178、钻井周期：一开到完钻的全部时间。

179、建井周期：从钻机搬迁安装到完井为止的全部时间，包括搬迁安装时间、钻进时间和完井时间三部分。

180、井史：是指一口井的档案资料，包括钻井、地质、完井等施工作业数据和资料。