钻井中运用油层物理哪些知识

㈠ 石油钻井技术

《中国国土资源报》2007年1月29日3版刊登了“新型地质导向钻井系统研制成功”的消息。这套系统由3个子系统组成：新型正脉冲无线随钻测斜系统、测传马达及无线接收系统、地面信息处理与决策系统。它具有测量、传输和导向三大功能。在研制过程中连续进行了4次地质导向钻井实验和钻水平井的工业化应用，取得成功。这一成果的取得标志着我国在定向钻井技术上取得重大突破。

2.3.1.1 地质导向钻井技术

地质导向钻井技术是20世纪90年代发展起来的前沿钻井技术，其核心是用随钻定向测量数据和随钻地层评价测井数据以人机对话方式来控制井眼轨迹。与普通的定向钻井技术不同之处是，它以井下实际地质特征来确定和控制井眼轨迹，而不是按预先设计的井眼轨迹进行钻井。地质导向钻井技术能使井眼轨迹避开地层界面和地层流体界面始终位于产层内，从而可以精确地控制井下钻具命中最佳地质目标。实现地质导向钻井的几项关键技术是随钻测量、随钻测井技术，旋转导向闭环控制系统等。

随钻测量（MWD）的两项基本任务是测量井斜和钻井方位，其井下部分主要由探管、脉冲器、动力短节（或电池筒）和井底钻压短节组成，探管内包含各种传感器，如井斜、方位、温度、震动传感器等。探管内的微处理器对各种传感器传来的信号进行放大并处理，将其转换成十进制，再转换成二进制数码，并按事先设定好的编码顺序把所有数据排列好。脉冲器用来传输脉冲信号，并接受地面指令。它是实现地面与井下双向通讯并将井下资料实时传输到地面的唯一通道。井下动力部分有锂电池或涡轮发电机两种，其作用是为井下各种传感器和电子元件供电。井底钻压短节用于测定井底钻压和井底扭矩。

随钻测井系统（LWD）是当代石油钻井最新技术之一。Schlumberger公司生产的双补偿电阻率仪CDR和双补偿中子密度仪CDN两种测井系统代表了当今随钻测井系统的最高水平。CDR和CDN可以单独使用也可以两项一起与MWD联合使用。LWD的CDR系统用电磁波传送信息，整套系统安装在一特制的无磁钻铤或短节内。该系统主要包括电池筒、伽马传感器、电导率测量总成和探管。它主要测量并实时传输地层的伽马曲线和深、浅电阻率曲线。对这些曲线进行分析，可以马上判断出地层的岩性并在一定程度上判断地层流体的类型。LWD的CDN系统用来测量地层密度曲线和中子孔隙度曲线。利用这两种曲线可以进一步鉴定地层岩性，判断地层的孔隙度、地层流体的性质和地层的渗透率。

旋转导向钻井系统（Steerable Rotary Drilling System）或旋转闭环系统（Rotary Closed Loop System，RCLS）。常规定向钻井技术使用导向弯外壳马达控制钻井方向施工定向井。钻进时，导向马达以“滑行”和“旋转”两种模式运转。滑行模式用来改变井的方位和井斜，旋转模式用来沿固定方向钻进。其缺点是用滑行模式钻进时，机械钻速只有旋转模式钻进时的50%，不仅钻进效率低，而且钻头选择受到限制，井眼净化效果及井眼质量也差。旋转导向闭环钻井系统完全避免了上述缺点。旋转导向钻井系统的研制成功使定向井钻井轨迹的控制从借助起下钻时人工更换钻具弯接头和工具面向角来改变方位角和顶角的阶段，进入到利用电、液或泥浆脉冲信号从地面随时改变方位角和顶角的阶段。从而使定向井钻井进入了真正的导向钻井方式。在定向井钻井技术发展过程中，如果说井下钻井马达的问世和应用使定向钻井成为现实的话，那么可转向井下钻井马达的问世和应用则大大提高了井眼的控制能力和自动化水平并减少了提下钻次数。旋转导向钻井系统钻井轨迹控制机理和闭环系统如图2.5所示。

目前从事旋转导向钻井系统研制的公司有：Amoco、Camco、Baker Hughes Inteq、Cambridge Drilling Automation以及DDD Stabilizers等。这些公司的旋转导向闭环钻井系统按定向方法又可分为自动动力定向和人工定向。自动动力定向一般由确定钻具前进方向的测量仪表、动力源和调节钻具方向的执行机构组成。人工定向系统定向类似于导向马达定向方法，需要在每次连接钻杆时进行定向。两种定向系统的定向控制原理都是通过给钻头施加直接或间接侧向力使钻头倾斜来实现的（图2.6）。按具体的导向方式又可划分为推靠式和指向式两种。地质导向钻井技术使水平钻井、大位移钻井、分支井钻井得到广泛应用。大位移井钻井技术和多分支井钻井技术代表了水平钻井技术的最新成果水平。

图2.5 旋转导向闭环系统

（1）水平井钻井技术

目前，国外水平钻井技术已发展成为一项常规技术。美国的水平井技术成功率已达90%～95%。用于水平井钻进的井下动力钻具近年来取得了长足进步，大功率串联马达及加长马达、转弯灵活的铰接式马达以及用于地质导向钻井的仪表化马达相继研制成功并投入使用。为满足所有导向钻具和中曲率半径造斜钻具的要求，使用调角度的马达弯外壳取代了原来的固定弯外壳；为获得更好的定向测量，用非磁性马达取代了磁性马达。研制了耐磨损、抗冲击的新型水平井钻头。

图2.6 旋转导向钻井系统定向轨迹控制原理

（2）大位移井钻井技术

大位移井通常是指水平位移与井的垂深之比（HD/TVD）≥2的井。大位移井顶角≥86°时称为大位移水平井。HD/TVD≥3的井称为高水垂比大位移井。大位移井钻井技术是定向井、水平井、深井、超深井钻井技术的综合集成应用。现代高新钻井技术，随钻测井技术（LWD）、旋转导向钻井系统（SRD）、随钻环空压力测量（PWD）等在大位移井钻井过程中的集成应用，代表了当今世界钻井技术的一个高峰。目前世界上钻成水平位移最大的大位移井，水平位移达到10728m，斜深达11287m，该记录是BP阿莫科公司于1999年在英国Wytch Farm油田M-16井中创造的（图2.7所示）。三维多目标大位移井也有成功的例子。如挪威Gullfalks油田B29大位移井，就是将原计划用2口井开发该油田西部和北部油藏的方案改为一口井开采方案后钻成的。为了钻成这口井，制定了一套能够钻达所有目标并最大限度地减少摩阻和扭矩的钻井设计方案。根据该方案，把2630m长的水平井段钻到7500m深度，穿过6个目标区，总的方位角变化量达160°。

图2.7 M-16井井身轨迹

我国从1996年12月开始，先后在南海东部海域油田进行了大位移井开发试验，截至2005年底，已成功钻成21口大位移井，其中高水垂比大位移井5口。为开发西江24-1含油构造实施的8口大位移井，其井深均超过8600m，水平位移都超过了7300m，水垂比均大于2.6，其中西江24-3-A4井水平位移达到了8063m，创造了当时（1997年）的大位移井世界纪录。大位移井钻井涉及的关键技术有很多，国内外目前研究的热点问题包括：钻井设备的适应性和综合运用能力、大斜度（大于80°）长裸眼钻进过程中井眼稳定和水平段延伸极限的理论分析与计算、大位移井钻井钻具摩擦阻力/扭矩的计算和减阻、成井过程中套管下入难度大及套管磨损严重等。此外大位移井钻井过程中的测量和定向控制、最优的井身剖面（结构）设计、钻柱设计、钻井液性能选择及井眼净化、泥浆固控、定向钻井优化、测量、钻柱振动等问题也处在不断探索研究之中。

（3）分支井钻井技术

多分支井钻井技术产生于20世纪70年代，并于90年代随着中、小曲率半径水平定向井钻进技术的发展逐渐成熟起来。多分支井钻井是水平井技术的集成发展。多分支井是指在一个主井眼（直井、定向井、水平井）中钻出若干进入油（气）藏的分支井眼。其主要优点是能够进一步扩大井眼同油气层的接触面积、减小各向异性的影响、降低水锥水串、降低钻井成本，而且可以分层开采。目前，全世界已钻成上千口分支井，最多的有10个分支。多分支井可以从一个井眼中获得最大的总水平位移，在相同或不同方向上钻穿不同深度的多层油气层。多分支井井眼较短，大部分是尾管和裸眼完井，而且一般为砂岩油藏。

多分支井最早是从简单的套管段铣开窗侧钻、裸眼完井开始的。因其存在无法重入各个分支井和无法解决井壁坍塌等问题，后经不断研究探索，1993年以来预开窗侧钻分支井、固井回接至主井筒套管技术得到推广应用。该技术具有主井筒与分支井筒间的机械连接性、水力完整性和选择重入性，能够满足钻井、固井、测井、试油、注水、油层改造、修井和分层开采的要求。目前，国外常用的多分支系统主要有：非重入多分支系统（NAMLS），双管柱多分支系统（DSMLS），分支重入系统（LRS），分支回接系统（LTBS）。目前国外主要采用4种方式钻多分支井：①开窗侧钻；②预设窗口；③裸眼侧钻；④井下分支系统（Down Hole Splitter System）。

2.3.1.2 连续管钻井（CTD）技术

连续管钻井技术又叫柔性钻杆钻井技术。开始于20世纪60年代，最早研制和试用这一技术钻井的有法国、美国和匈牙利。早期法国连续管钻进技术最先进，1966年投入工业性试验，70年代就研制出各种连续管钻机，重点用于海洋钻进。当时法国制造的连续管单根长度达到550m。美国、匈牙利制造的连续管和法国的类型基本相同，单根长度只有20～30m。

早期研制的连续管有两种形式。一种是供孔底电钻使用，由4层组成，最内层为橡胶或橡胶金属软管的心管，孔底电机动力线就埋设在心管内；心管外是用2层钢丝和橡胶贴合而成的防爆层；再外层是钢丝骨架层，用于承受拉力和扭矩；最外层是防护胶层，其作用是防水并保护钢丝。另一种是供孔底涡轮钻具使用的，因不需要埋设动力电缆，其结构要比第一种简单得多。第四届国际石油会议之后，美国等西方国家把注意力集中在发展小井眼井上，限制了无杆电钻的发展。连续管钻井技术的研究也放慢了脚步。我国于20世纪70年代曾开展无杆电钻和连续管钻井技术的研究。勘探所与青岛橡胶六厂合作研制的多种规格的柔性钻杆，经过单项性能试验后，于1975年初步用于涡轮钻。1978年12月成功用于海上柔性钻杆孔底电钻，并建造了我国第一台柔杆钻机钻探船。1979～1984年勘探所联合清华大学电力工程系、青岛橡胶六厂研究所和北京地质局修配厂共同研制了DRD-65型柔管钻机和柔性钻杆。DRD-65型柔管钻机主要有柔性钻杆、Φ146mm潜孔电钻、钻塔、柔杆绞车及波浪补偿器、泥浆泵、电控系统和液控系统等部分组成。研制的柔性钻杆主要由橡胶、橡胶布层、钢丝绳及动力线组成。拉力由柔杆中的钢丝骨架层承担，钢丝绳为0.7mm×7股，直径2.1mm，每根拉力不小于4350N，总数为134根，计算拉力为500kN，试验拉力为360kN。钻进过程中，柔性钻杆起的作用为：起下钻具、承受反扭矩、引导冲洗液进入孔底、通过设于柔性钻杆壁内的电缆向孔底电钻输送电力驱动潜孔电钻运转、向地表传送井底钻井参数等。

柔性钻杆性能参数为：内径32mm；抗扭矩不小于1030N·m；外径85～90mm；单位质量13kg/m；抗内压（工作压力）40kg/cm²，曲率半径不大于0.75m，抗外压不小于10kg/cm²；弯曲度：两弯曲形成的夹角不大于120°；额定拉力1000kN；柔杆内埋设动力导线3组，每组15mm²，信号线二根；柔杆单根长度为40、80m两种规格。

Φ146mm型柔杆钻机由Φ127mm电动机、减速器、液压平衡器和减震器组成。动力是潜孔电钻，它直接带动钻头潜入孔底钻井。Φ146mm孔底电钻是外通水式，通水间隙宽5mm，通水横断面积为2055mm²。

与常规钻井技术相比，连续管钻井应用于石油钻探具有以下优点：欠平衡钻井时比常规钻井更安全；因省去了提下钻作业程序，可大大节省钻井辅助时间，缩短作业周期；连续管钻井技术为孔底动力电钻的发展及孔底钻进参数的测量提供了方便条件；在制作连续管时，电缆及测井信号线就事先埋设在连续管壁内，因此也可以说连续管本身就是以钢丝为骨架的电缆，通过它可以很方便地向孔底动力电钻输送电力，也可以很方便地实现地面与孔底的信息传递；因不需拧卸钻杆，因此在钻进及提下钻过程中可以始终保持冲洗液循环，对保持井壁稳定、减少孔内事故意义重大；海上钻探时，可以补偿海浪对钻井船的漂移影响；避免了回转钻杆柱的功率损失，可以提高能量利用率，深孔钻进时效果更明显。正是由于连续管钻井技术有上述优点，加之油田勘探需要以及相关基础工业技术的发展为连续管技术提供了进一步发展的条件，在经过了一段时间的沉寂之后，20世纪80年代末90年代初，连续管钻井技术又呈现出飞速发展之势。其油田勘探工作量年增长量达到20%。连续管钻井技术研究应用进展情况简述如下。

1）数据和动力传输热塑复合连续管研制成功。这种连续管是由壳牌国际勘探公司与航空开发公司于1999年在热塑复合连续管基础上开始研制的。它由热塑衬管和缠绕在外面的碳或玻璃热塑复合层组成。中层含有3根铜质导线、导线被玻璃复合层隔开。碳复合层的作用是提供强度、刚度和电屏蔽。玻璃复合层的作用是保证强度和电隔离。最外层是保护层。这种连续管可载荷1.5kV电压，输出功率20kW，传输距离可达7km，耐温150℃。每根连续管之间用一种特制接头进行连接。接头由一个钢制的内金属部件和管子端部的金属环组成。这种连续管主要用于潜孔电钻钻井。新研制的数据和动力传输连续管改变了过去用潜孔电钻钻井时，电缆在连续管内孔输送电力影响冲洗液循环的缺点。

2）井下钻具和钻具组合取得新进展。XL技术公司研制成功一种连续管钻井的电动井下钻具组合。该钻具组合主要由电动马达、压力传感器、温度传感器和震动传感器组成。适用于3.75in井眼的电动井下马达已交付使用。下一步设想是把这种新型电动马达用于一种新的闭环钻井系统。这种电动井下钻具组合具有许多优点：不用钻井液作为动力介质，对钻井液性能没有特殊要求，因而是欠平衡钻井和海上钻井的理想工具；可在高温下作业，振动小，马达寿命长；闭环钻井时借助连续管内设电缆可把测量数据实时传送到井口操纵台，便于对井底电动马达进行灵活控制，因而可使钻井效率达到最佳；Sperry sun钻井服务公司研制了一种连续管钻井用的新的导向钻具组合。这种钻具组合由专门设计的下部阳螺纹泥浆马达和长保径的PDC钻头组成。长保径钻头起一个近钻头稳定器的作用，可以大幅度降低振动，提高井眼质量和机械钻速。泥浆马达有一个特制的轴承组和轴，与长保径钻头匹配时能降低马达的弯曲角而不影响定向性能。在大尺寸井眼（＞6in）中进行的现场试验证明，导向钻具组合具有机械钻速高、井眼质量好、井下振动小、钻头寿命长、设备可靠性较高等优点。另外还研制成功了一种连续软管欠平衡钻井用的绳索式井底钻具组合。该钻具组合外径为in上部与外径2in或in的连续管配用，下部接钻铤和in钻头。该钻具组合由电缆式遥控器、稳定的MWD仪器、有效的电子定向器及其他参数测量和传输器件组成。电缆通过连续管内孔下入孔底，能实时监测并处理工具面向角、钻井顶角、方位角、自然伽马、温度、径向振动频率、套管接箍定位、程序状态指令、管内与环空压差等参数。钻具的电子方位器能在钻井时在导向泥浆马达连续旋转的情况下测量并提供井斜和方位两种参数。

其他方面的新进展包括：连续管钻井技术成功用于超高压层侧钻；增加连续管钻井位移的新工具研制成功；连续管钻井与欠平衡钻井技术结合打水平井取得好效果；适于连续管钻井的混合钻机研制成功；连续管钻井理论取得新突破。

2.3.1.3 石油勘探小井眼钻井技术

石油部门通常把70%的井段直径小于177.8mm的井称为小井眼井。由于小井眼比传统的石油钻井所需钻井设备小且少、钻探耗材少、井场占地面积小，从而可以节约大量勘探开发成本，实践证明可节约成本30%左右，一些边远地区探井可节约50%～75%。因此小井眼井应用领域和应用面越来越大。目前小井眼井主要用于：①以获取地质资料为主要目的的环境比较恶劣的新探区或边际探区探井；②600～1000m浅油气藏开发；③低压、低渗、低产油气藏开发；④老油气田挖潜改造等。

2.3.1.4 套管钻井技术

套管钻井就是以套管柱取代钻杆柱实施钻井作业的钻井技术。不言而喻套管钻井的实质是不提钻换钻头及钻具的钻进技术。套管钻井思想的由来是受早期（18世纪中期钢丝绳冲击钻进方法用于石油勘探，19世纪末期转盘回转钻井方法开始出现并用于石油钻井）钢丝绳冲击钻进（顿钻时代）提下钻速度快，转盘回转钻进井眼清洁且钻进速度快的启发而产生的。1950年在这一思想的启发下，人们开始在陆上钻石油井时，用套管带钻头钻穿油层到设计孔深，然后将管子固定在井中成井，钻头也不回收。后来，Sperry-sun钻井服务公司和Tesco公司根据这一钻井原理各自开发出套管钻井技术并制定了各自的套管钻井技术发展战略。2000年，Tesco公司将4.5～13.375in的套管钻井技术推向市场，为世界各地的油田勘探服务。真正意义的套管钻井技术从投放市场至今还不到10年时间。

套管钻井技术的特点和优势可归纳如下。

1）钻进过程中不用起下钻，只利用绞车系统起下钻头和孔内钻具组合，因而可节省钻井时间和钻井费用。钻进完成后即等于下套管作业完成，可节省完井时间和完井费用。

2）可减少常规钻井工艺存在的诸如井壁坍塌、井壁冲刷、井壁键槽和台阶等事故隐患。

3）钻进全过程及起下井底钻具时都能保持泥浆连续循环，有利于防止钻屑聚集，减少井涌发生。套管与井壁之间环状间隙小，可改善水力参数，提高泥浆上返速度，改善井眼清洗效果。

套管钻井分为3种类型：普通套管钻井技术、阶段套管或尾管钻井技术和全程套管钻井技术。普通套管钻井是指在对钻机和钻具做少许改造的基础上，用套管作为钻柱接上方钻杆和钻头进行钻井。这种方式主要用于钻小井眼井。尾管钻井技术是指在钻井过程中，当钻入破碎带或涌水层段而无法正常钻进时，在钻柱下端连接一段套管和一种特制工具，打完这一段起出钻头把套管留在井内并固井的钻井技术。其目的是为了封隔破碎带和水层，保证孔内安全并维持正常钻进。通常所说的套管钻井技术是指全程套管钻井技术。全程套管钻井技术使用特制的套管钻机、钻具和钻头，利用套管作为水利通道，采用绳索式钻井马达作业的一种钻井工艺。目前，研究和开发这种钻井技术的主要是加拿大的Tesco公司，并在海上进行过钻井，达到了降低成本的目的。但是这种钻井技术目前仍处于研究完善阶段，还存在许多问题有待研究解决。这些问题主要包括：①不能进行常规的电缆测井；②钻头泥包问题严重，至今没有可靠的解决办法；③加压钻进时，底部套管会产生横向振动，致使套管和套管接头损坏，目前还没有找到解决消除或减轻套管横向振动的可靠方法；④由于套管钻进不使用钻铤，加压困难，所以机械钻速低于常规钻杆钻井；部分抵消了套管钻进提下钻节省的时间；⑤套管钻井主要用于钻进破碎带和涌水地层，其应用范围还不大。

我国中石油系统的研究机构也在探索研究套管钻井技术，但至今还没有见到公开报道的成果。目前，套管钻井技术的研究内容，除了研制专用套管钻机和钻具外，重点针对上述问题开展。一是进行钻头的研究以解决钻头泥包问题；二是研究防止套管横向振动的措施；三是研究提高套管钻井机械钻速的有效办法；四是研究套管钻井固井办法。

套管钻井应用实例：2001年，美国谢夫隆生产公司利用加拿大Tesco公司的套管钻井技术在墨西哥湾打了2口定向井（A-12和A-13井）。两井成井深度分别为3222×30.48cm和3728×30.48cm。为了进行对比分析，又用常规方法打了一口A-14井，结果显示，同样深度A-14井用时75.5h，A-13井用时59.5h。表层井段钻速比较，A-12 井的平均机械钻速为141ft/h，A-13井为187ft/h，A-14井为159ft/h。这说明套管钻井的机械钻速与常规方法机械钻速基本相同。但钻遇硬地层后套管钻井，钻压增加到6.75t，致使扩眼器切削齿损坏，钻速降低很多。BP公司用套管钻井技术在怀俄明州钻了5口井。井深为8200～9500ft，且都是从井口钻到油层井段。钻进过程中遇到了钻头泥包和套管振动问题。

此外，膨胀套管技术也是近年来发展起来的一种新技术，主要用于钻井过程中隔离漏失、涌水、遇水膨胀缩经、破碎掉块易坍塌等地层以及石油开采时油管的修复。勘探所与中国地质大学合作已立项开展这方面的研究工作。

2.3.1.5 石油钻机的新发展

国外20世纪60年代末研制成功了AC-SCR-DC电驱动钻机，并首先应用于海洋钻井。由于电驱动钻机在传动、控制、安装、运移等方面明显优于机械传动钻机，因而获得很快的发展，目前已经普遍应用于各型钻机。90年代以来，由于电子器件的迅速发展，直流电驱动钻机可控硅整流系统由模拟控制发展为全数字控制，进一步提高了工作可靠性。同时随着交流变频技术的发展，交流变频首先于90年代初成功应用于顶部驱动装置，90年代中期开始应用于深井石油钻机。目前，交流变频电驱动已被公认为电驱动钻机的发展方向。

国内开展电驱动钻机的研究起步较晚。兰州石油化工机器厂于20世纪80年代先后研制并生产了ZJ60D型和ZJ45D型直流电驱动钻机，1995年成功研制了ZJ60DS型沙漠钻机，经应用均获得较好的评价。90年代末期以来，我国石油系统加大钻机的更新改造力度，电驱动钻机取得了较快发展，宝鸡石油机械厂和兰州石油化工机器厂等先后研制成功ZJ20D、ZJ50D、ZJ70D型直流电驱动钻机和ZJ20DB、ZJ40DB型交流变频电驱动钻机，四川油田也研制出了ZJ40DB交流变频电驱动钻机，明显提高了我国钻机的设计和制造水平。进入21世纪，辽河油田勘探装备工程公司自主研制成功了钻深能力为7000m的ZJ70D型直流电驱动钻机。该钻机具有自动送钻系统，代表了目前我国直流电驱动石油钻机的最高水平，整体配置是目前国内同类型钻机中最好的。2007年5月已出口阿塞拜疆，另两部4000m钻机则出口运往巴基斯坦和美国。由宝鸡石油机械有限责任公司于2003年研制成功并投放市场的ZJ70/4500DB型7000m交流变频电驱动钻机，是集机、电、数字为一体的现代化钻机，采用了交流变频单齿轮绞车和主轴自动送钻技术和“一对一”控制的AC-DC-AC全数字变频技术。该型钻机代表了我国石油钻机的最新水平。凭借其优良的性能价格比，2003年投放市场至今，订货已达83台套。其中美国、阿曼、委内瑞拉等国石油勘探公司订货达42台套。在国内则占领了近2～3年来同级别电驱动钻机50%的市场份额。ZJ70/4500DB型钻机主要性能参数：名义钻井深度7000m，最大钩载4500kN，绞车额定功率1470kW，绞车和转盘挡数I+IR交流变频驱动、无级调速，泥浆泵型号及台数F-1600三台，井架型式及有效高度K型45.5m，底座型式及台面高度：双升式/旋升式10.5m，动力传动方式AC-DC-AC全数字变频。

㈡ 钻井过程中，录井、测井、试井的作用各是什么他们哟什么区别拜谢！！！

录井就是记录这口井的数据，多少米是什么岩石，多少米有油层显示，就是俗称地址，从震动筛中捞沙子。测井就是钻完这口井了，看看里面到底是什么，具体到多少米是什么，固井质量啥的，俗称电测，试井就是试试能不能彩出油来，就是试油。

㈢ 钻井液的功用有哪些常用的钻井液类型有哪些钻井液的主要性能参数包括哪些

钻井液是钻探过程中,孔内使用的循环冲洗介质。钻井液是钻井的血液,又称钻孔冲洗液。钻井液按组成成分可分为清水、泥浆、无粘土相冲洗液、乳状液、泡沫和压缩空气等。清水是使用最早的钻井液,无需处理,使用方便,适用于完整岩层和水源充足
（1）稳定泡沫钻井液技术
（2）无固相欠平衡钻井液技术
（3）广谱型屏蔽暂堵保护油层技术
（4）有机盐钻井液技术
（5）环保型正电聚醇钻井液技术
（6）水平井保护油层技术
（7）大位移定向井钻井液技术
（8）环保型合成基钻井液技术
（9）有机正电胶钻井液
（10）硅基防塌钻井液技术
（11）阳离子聚合物钻井液体系

㈣ 钻井技术是什么

为满足不同条件的钻井需要，优质、安全、快速钻进，钻井工作者几十年来研究了各种钻井技术，现已发展成为以喷射钻井及优化参数钻井为核心的钻井综合配套技术。下面重点介绍喷射钻井技术、优选参数钻井技术、直井防斜技术、定向井技术、钻井取心技术等。

一、喷射钻井技术

喷射钻井技术在我国是从1978年开始试验并在生产上逐渐推广的。喷射钻井的实质就是钻井水力参数的优化。喷射钻井的一个显着特点是从钻头喷射出来的钻井液射流具有很高的喷射速度，井底得到较大的冲击力和水功率，从而及时清除井底岩屑，破碎井底岩石，提高钻井速度。

（一）射流对井底的水力作用

1．射流特性

图4-7射流结构

射流是指通过管嘴或孔口，过水断面周界不与固体壁接触的液流，见图4-7。射流出喷嘴后，由于摩擦作用，射流流体与周围流体产生动量交换，带动周围流体一起运动，使射流的周界直径不断扩大。射流纵剖面上周界母线的夹角称为射流扩散角（α）。α越小，则射流的密集性越高，能量就越集中。在射流中心，各点的流速等于出口流速（vjo）部分称等速核。在射流的任一横截面上，从等速核向外速度很快降低，到射流边界上速度为零。超过等速核以后，射流轴线上的速度迅速降低。当射流撞击井底后，形成井底冲击压力波和井底漫流。L为射流轴线上某点距出口的距离，vjm为距出口L处的最大射液速度。

2．射流对井底的清洗作用

射流撞击井底后形成的井底冲击压力波和井底漫流是射流对井底清洗的两种主要形式。

（1）射流的冲击压力作用。射流撞击井底后形成的冲击压力波并不是作用在整个井底，而是作用在如＜ahref=""＞图4-8＜/a＞所示的小圆面积上，井底岩屑所受冲击压力极不均匀。极不均匀的冲击压力使岩屑产生一个翻转力矩，从而离开井底，如＜ahref=""＞图4-9＜/a＞所示，这就是射流对井底岩屑的冲击翻转作用。

（2）漫流的横推作用。射流撞击井底后形成的漫流是一层很薄的高速液流层，具有附面射流的性质。这层具有很高速度的井底漫流，对井底岩屑产生一个横向推力，使其离开原来的位置。因此，井底漫流对井底清洗有非常重要的作用。

图4-18取心工具组成示意图

1—取心钻头；2—岩心爪；3—内岩心筒；4—外岩心筒；5—扶正器；6—回压阀；7—悬挂轴承；8—悬挂装置

取心钻头是钻进地层、形成岩心的关键工具。取心钻头可分为刮刀式取心钻头、牙轮取心钻头、金刚石取心钻头三种。

岩心筒是取心工具的重要部分之一，包括内岩心筒、外岩心筒、扶正器、回压阀及悬挂总成等部件。外岩心筒为优质无缝钢管制成，上接钻柱，下接取心钻头。内岩心筒的作用是在取心钻进时接受、储存和保护岩心。

悬挂总成包括悬挂轴承组和悬挂装置。

岩心爪的作用是在取心钻进结束后用以割断岩心，并在起钻时承托已割取的岩心以防其脱落。

㈤ 钻遇油层时为何钻井液粘度上升

水基钻井液遇到油，两相不相溶，钻井液粘度和切力就会升高，油很多时会使钻井液粘切急剧上升，严重影响钻井液性能，加入乳化剂可使油均匀的分散在钻井液中，粘切下降！

㈥ 常用井下物理测井方法介绍

1.视电阻率测井

(1)视电阻率测井原理

在实际测井中,岩层电阻率受围岩电阻率、钻井液电阻率、钻井液冲洗带电阻率的影响,井下物探测得的电阻率不是岩层的真电阻率,这种电阻率称为视电阻率。视电阻率测井主要包括三部分:供电线路、测量线路和井下电极系,如图4-6所示。

图4-6 视电阻率测井原理图

在井下将供电电极(A,B)和测量电极(M,N)组成的电极系A,M,N或 M,A,B放入井内,而把另一个电极(B或N)放在地面泥浆池中。当电极系由井底向井口移动时,由供电电极A,B供给电流,在地层中造成人工电场。由测量电极M ,N测得电位差ΔU_MN。M ,N两点的电位差直接由它所在位置的岩层电阻率所决定,岩层电阻率越高,测得的电位差就越大;岩层电阻率越低,测得的电位差就越小。电位差的变化,反映了不同地层电阻率的变化。视电阻率测井实际上就是对电位差的连续测量,经过计算就可求得视电阻率。

(2)视电阻率曲线形态

视电阻率曲线形态与电极系的分类有关。当井下测量电极系为A,M,N时,称为梯度电极系;当井下测量电极系为M,A,B时,称为电位电极系。由供电电极到电极系记录点的距离称为电极距,常用的有2.5m梯度电极系和0.5m电位电极系。梯度电极系根据成对电极系(AB或 MN)与不成对电极系(AM或MA)的位置又分为顶部梯度电极系和底部梯度电极系。

实际测井中,底部梯度电极系曲线形态如图4-7所示。顶部梯度电极系曲线形态正好相反。

电位电极系曲线形态如图4-8所示,曲线沿高阻层中心对称,A表示异常幅度,A/2称为半幅点,岩层上下界面与半幅点位置对应。

图4-7 底部梯度电极系视电阻率曲线形状

图4-8 电位电极系视电阻率测井曲线形状

(3)视电阻率测井的应用

1)确定岩性。一般纯泥岩电阻率低,砂岩稍高,碳酸盐岩相当高,岩浆岩最高。根据视电阻率曲线幅度的高低,可以判断地下岩层的岩性。但当岩层中含高矿化度的地下水时,其对应的视电阻率相应降低。由于影响视电阻率的因素很多,曲线具有多解性,要结合岩屑、岩心等其他录井资料综合判断。

2)划分地层。实际应用中,以底部梯度电极系曲线的极大值划分高阻层的底界面,以极小值划分高阻层的顶界面,单纯用视电阻率曲线划分顶界面往往有一定误差,应结合其他曲线进行划分。视电阻率曲线确定高电阻岩层的界面比较准确,而对电阻率较低的地层则准确度较差。

2.自然电位测井

(1)自然电位测井原理

地层中有3种自然电位,即扩散吸附电位、过滤电位和氧化还原电位。扩散吸附电位主要发生在地热、油气井中,是我们主要测量的对象;过滤电位很小,常忽略不计;氧化还原电位主要产生在金属矿井中,这里不做研究。

在砂岩储层地热井中,一般都含有高矿化度的地热流体。地热流体和钻井液中都含有氯化钠(NaCl)。当地热流体和钻井液两种浓度不同的溶液直接接触时,由于砂岩地层水中的正离子(Na⁺)和负离子(Cl^-)向井液中扩散,Cl^-的迁移速度(18℃时为65×10⁵cm/s)比Na⁺的迁移速度(18℃时为43 ×10⁵cm/s)大,所以随着扩散的进行,井壁的井液一侧将出现较多的Cl^-而带负电,井壁的砂岩一侧则出现较多的Na⁺而带正电。这样,在砂岩段井壁两侧聚集的异性电荷(砂岩带正电荷,钻井液带负电荷)就形成了电位差。

与砂岩相邻的泥岩中所含的地层水的成分和浓度一般与砂岩地层水相同,泥岩中高浓度的地层水也向井内钻井液中扩散。但由于泥质颗粒对负离子有选择性的吸附作用,一部分氯离子被泥岩表面吸附在井壁侧带负电,井壁的井液一侧将出现较多的Na⁺而带正电。这样,在泥岩段井壁两侧聚集的异性电荷(泥岩带负电荷,钻井液带正电荷)就形成了电位差。

由于正负电荷相互吸引,这种带电离子的聚集发生因地层岩性不同,在两种不同浓度溶液的接触(井壁)附近,形成自然电位差(图4-9)。用一套仪器测量出不同段的自然电位差,就可以研究出地下岩层的性质。

(2)自然电位曲线形态

在渗透性砂岩地层中,若岩性均匀,自然电位曲线的形态与地层中点是对称的。异常幅度大小等于自然电流在井内的电位降。一般用异常幅度的半幅点确定地层顶底界面,如图4-9所示。

图4-9 井内自然电位分布与自然电位曲线形状

(3)自然电位测井的应用

A.划分渗透层

自然电位曲线异常是渗透性岩层的显着特征。当地层水矿化度大于钻井液矿化度时(地热水多为此例),渗透层自然电位曲线呈负异常,泥岩层自然电位曲线呈正异常。当地层水矿化度小于钻井液矿化度时则相反。

划分渗透层一般以泥岩自然电位为基线,砂岩中泥质含量越少,自然电位幅度值愈大,渗透性愈好;砂岩中泥质含量越多,自然电位幅度值就愈小,渗透性就变差。

划分地层界面一般用半幅点确定。但当地层厚度h小于自然电位曲线幅度Am时,自1/3幅点算起;地层厚度h≥自然电位曲线幅度5Am时,自上、下拐点算起。

B.划分地层岩性

岩石的吸附扩散作用与岩石的成分、结构、胶结物成分、含量等有密切关系,故可根据自然电位曲线的变化划分出地层岩性。如砂岩岩性颗粒变细,泥质含量越多,自然电位幅度值就降低,据此可划分出泥岩、砂岩、泥质砂岩等。

3.感应测井

(1)感应测井原理

感应测井是研究地层电导率的测井方法。井下部分主要测井仪器有:发射线圈、接收线圈和电子线路,如图4-10所示。在下井仪器中,当振荡器向发射线圈输出固定高频电流(I)时,发射线圈就会在井场周围的地层中形成交变电磁场,在交变电磁场的作用下,地层中就会产生感应电流(I),感应电流又会在地层中形成二次电磁场(或叫次生电磁场),在次生电磁场的作用下,接收线圈会产生感应电动势,地面记录仪将感应电动势的信号记录下来,就成为感应测井曲线。

图4-10 感应测井原理图

(2)感应测井曲线形态

由于感应电流大小与地层电导率成正比,所以,地层电导率大,感应测井曲线幅度高;地层电导率小,感应测井曲线幅度低。

(3)感应测井的应用

A.确定岩性

与其他曲线配合,可区分出砂岩、泥岩、泥质砂岩、砂质泥岩等岩性。划分厚度大于2m的地层,按半幅点确定其界面;厚度小于2m的地层,因用半幅点分层较麻烦,实际中往往不用感应曲线分层。

注意的是,感应曲线上读的是电导率,其单位是毫欧姆/米(mΩ/m)。它的倒数才是视电阻率,单位是欧姆米(Ω·m)。

B.判断含水储层,划分界面

感应测井曲线对地层电阻率反应极为灵敏。由于电阻率的变化导致电导率的变化,水层电导率明显升高,分界面往往在曲线的急剧变化处。

4.侧向测井

(1)侧向测井原理

侧向测井是视电阻率方式之一,不同的是它的电极系中除有主电极系外,还有一对屏蔽电极,其作用是使主电流聚成水平层状电流(又称聚焦测井),极大地降低了钻井液、冲洗带和围岩的影响,能解决普通电极测井不能解决的问题,如在碳酸岩地层、盐水钻井液以及薄层交互剖面中提高解释效果。

侧向测井有三侧向、六侧向、七侧向、八侧向和微侧向。下面仅介绍常用的七侧向、八侧向、双侧向和微侧向。

(2)七侧向测井

1)七侧向测井是一种聚焦测井方法,其主电极两端各有一个屏蔽电极,屏蔽电极使主电流成薄层状径向地挤入地层,此时,井轴方向上无电流通过,七侧向测井曲线就是记录在不变的主电流全部被挤入地层时,所用的电压值。当地层电阻率较大时,主电流不易被挤入地层,所用的电压值就大;相反,当地层电阻率较小时,主电流容易被挤入地层,所用的电压值就小。在测井曲线上,对应高阻层,曲线有较高的视电阻率;对应低阻层,曲线有较低的视电阻率。

2)七侧向测井曲线的应用

七侧向测井曲线的特点是正对高阻层,曲线形状呈中心对称,曲线上有两个“尖子”,解释时取地层中点的视电阻率作为该高阻层的视电阻率值,取突变点作为地层的分界线,如图4-11所示。

七侧向测井可分为深、浅两种侧向。深侧向能反映地层深部的电阻率;浅侧向能反映井壁附近地层的电阻率变化。对于热储层而言,它仅反映钻井液冲洗带附近的电阻率变化。根据七侧向测井的特点,将它们组合起来,就能较好地划分地层所含流体的性质。此外,还可以求出地层的真电阻率。七侧向测井常用于孔隙型地层测井中。

图4-11 七侧向测井曲线形状图

(3)八侧向测井

八侧向测井是侧向测井的一种,原理与七侧向测井相同,实际为一探测深度很浅的七侧向测井,只是电极系尺寸大小和供电回路电极距电极系较近,因此看起来很像一个八个电极的电极系,故名八侧向。八侧向探测深度为0.35m,应用地层电阻率范围0～100Ωm,且泥浆电阻率大于0.1Ωm(魏广建,2004)。因八侧向探测深度浅,纵向分层能力较强。它是研究侵入带电阻率的方法,通常不单独使用,而是和感应测井组合应用,称为双感应-八侧向测井,是目前井下地球物理测井的主要测井项目。

(4)双侧向测井

双侧向电极系结构:由七个环状电极和两个柱状电极构成。

双侧向探测深度:双侧向的探测深度由屏蔽电极A₁,A₂的长度决定,双侧向采用将屏蔽电极分为两段,通过控制各段的电压,达到增加探测深度的目的。侧向测井由于屏蔽电极加长,测出的视电阻率主要反映原状地层的电阻率;浅侧向测井探测深度小于深侧向,主要反映侵入带电阻率。

双侧向纵向分层能力:与O₁,O₂的距离有关,可划分出h＞O₁,O₂的地层电阻率变化。

双侧向影响因素:层厚、围岩对深、浅双侧向的影响是相同的,受井眼影响较小。

双侧向测井资料的应用:

1)划分地质剖面:双侧向的分层能力较强,视电阻率曲线在不同岩性的地层剖面上,显示清楚,一般层厚h＞0.4m的低阻泥岩,高阻的致密层在曲线上都有明显显示。

2)深、浅侧向视电阻率曲线重叠,快速直观判断油(气)水层。

由于深侧向探测深度较深,深、浅测向受井眼影响程度比较接近,可利用二者视电阻率曲线的幅度差直观判断油(气)、水层。在油(气)层处,曲线出现正幅度差;在水层,曲线出现负幅度差。如果钻井液侵入时间过长,会对正、负异常差值产生影响,所以,一般在钻到目的层时,应及时测井,减小泥浆滤液侵入深度,增加双侧向曲线差异。

3)确定地层电阻率。

根据深、浅双侧向测出的视电阻率,可采用同三侧向相同的方法求出地层真电阻率Rt和侵入带直径Di。

4)计算地层含水饱和度。

5)估算裂缝参数。

(5)微侧向测井

微侧向装置是在微电极系上增加聚焦装置,使主电流被聚焦成垂直井壁的电流束,电流束垂直穿过泥饼,在泥饼厚度不大的情况下可忽略不计,测量的视电阻率接近冲洗带的真电阻率。

由于主电流束的直径很小(仅4.4cm),所以,微侧向测井的纵向分辨能力很强。因此,应用微侧向测井曲线可以划分岩性,划分厚度为5cm的薄夹层、致密层,常用于碳酸盐岩地层测井中。

5.声波时差测井

(1)声波时差测井原理

声波时差测井原理如图4-12所示,在下井仪器中有一个声波发射器和两个接收装置。当声波发射器向地层发射一定频率的声波时,由于两个接收装置与发射器之间的距离不同,因此,初至波(首波)到达两个接收器的时间也不同。第一个接收器先收到初至波,而第二个接收器在第一个接收器初至波到达Δt时间后才收到初至波。Δt的大小只与岩石的声波速度有关,而与泥浆影响无关。通常两接收器之间的距离为0.5m,测量时仪器已自动把Δt放大了一倍,故Δt相当于穿行1m所需的时间。这个时间又叫做声波时差,单位是μs/m (1s=10⁶μs)。声波时差的倒数就是声波速度。

图4-12 声波时差测井原理图

(2)声波时差测井的应用

A.判断岩性

岩石越致密,孔隙度越小,声波时差就越小;岩石越疏松,孔隙度越大,声波时差就越大。因此,可以利用声波时差曲线判断岩性,从泥岩、砂岩到碳酸盐岩声波时差是逐渐减小的(泥岩252～948μs/m;砂岩300～440μs/m;碳酸盐岩125～141μs/m)。

B.划分油、气、水层

当岩层中含有不同的流体时,由于流体密度存在差异,声波在不同流体中传播速度不同。因此,在其他条件相同的前提下,沉积地层中的流体性质也影响声波时差,如淡水声波时差为620μs/m,盐水为608μs/m,石油为757～985μs/m,甲烷气为2260μs/m。同样,岩石中有机质含量也可影响声波的速度,一般情况下,泥页岩中有机质含量越高,所对应的声波时差值越大(操应长,2003)。

实际应用中,气层声波时差较大,曲线的特点是产生周波跳跃现象。油层与气层之间声波时差曲线的特点油层小,气层大,呈台阶式增大;水层与气层之间声波时差曲线的特点是水层小,气层大,也呈台阶式增大。但水层一般比油层小10%～20%,如图4-13所示。

C.划分渗透性岩层

当声波通过破碎带或裂缝带时,声波能量被强烈吸收而大大衰减,使声波时差急剧增大。根据这个特征,可以在声波时差曲线上将渗透性岩层划分出来。

D.沉积地层孔隙度、地层不整合面研究

在正常埋藏压实条件下,沉积地层中孔隙度的对数与其深度呈线性关系,声波时差对数与其深度也呈线性关系,并且随埋深增大,孔隙度减小,声波时差也减小,若对同一口井同一岩性的连续沉积地层,表现为一条具有一定斜率的直线。但是,有的井声波时差对数与其深度的变化曲线并不是一条简单的直线,而是呈折线或错开的线段,可能就是地层不整合面或层序异常界面。

图4-13 声波时差测井曲线应用

6.自然伽马测井

(1)自然伽马测井原理

在自然界中,不同岩石含有不同的放射性。一般地,岩石的泥质含量越高放射性越强,泥质含量越低放射性越弱。其射线强度以γ射线为最。

自然γ测井中,井下仪器中有一γ闪烁计数器,计数器将接收到的岩层自然γ射线变为电脉冲,电脉冲由电缆传至地面仪器的放射性面板,变为电位差,示波仪把电位差记录成自然伽马曲线。岩层的自然伽马强度用脉冲/分表示,如图4-14所示。

图4-14 自然伽马测井装置及曲线形状图

h—岩层厚度;d₀—井径

(2)自然伽马曲线形态

1)自然伽马曲线对称于地层层厚的中点;

2)当地层厚度大于3倍井径时,自然伽马曲线极大值为一常数,用半幅点确定岩层界面;

3)当地层厚度小于3倍井径时,自然伽马曲线幅度变小,小于0.5倍井径时,曲线表现为不明显弯曲,岩层越薄,分层界限越接近于峰端,如图4-14所示。

(3)自然伽马测井的应用

A.划分岩性

在砂泥岩剖面中,泥岩、页岩自然伽马曲线幅度最高,砂岩最低,而粉砂岩、泥质砂岩则介于砂岩和泥岩之间,并随着岩层泥质含量增多而曲线幅度增高(见图4-15)。

在碳酸盐岩剖面中,泥岩、页岩自然伽马曲线值最高,纯灰岩、白云岩最低;而泥质灰岩、泥质白云岩则介于二者之间,并随着泥质含量的增加而自然伽马值也增加。

图4-15 应用自然伽马和中子伽马曲线判别岩性

B.判断岩层的渗透性

根据自然伽马曲线的幅度可判断泥质胶结砂岩渗透性的好坏,也可间接判断碳酸盐岩裂缝的发育程度,划分裂缝段。

C.进行地层对比

由于自然伽马曲线不受井眼、钻井液、岩层中流体性质等因素的影响,所以,在其他测井曲线难以对比的地层中,可用自然伽马曲线进行地层对比。

D.跟踪定位射孔

由于自然伽马测井不受套管、水泥环的影响,所以,在下完套管之后的射孔作业中,将下套管的自然伽马测井曲线与裸眼测井曲线对比,确定跟踪射孔层位。

㈦ 钻井过程中油气层保护技术要注意那些方面

钻井过程中，针对钻井工艺技术措施中影响储层损害因素，可以采取降低压差，实现近平衡压力钻井，减少钻井液浸泡时间，优选环空返速，防止井喷井漏等措施来减少对储层的损害。
1．建立四个压力剖面，为井身结构和钻井液密度设计提供科学依据
地层孔隙压力、破裂压力、地应力和坍塌压力是钻井工程设计和施工的基础参数，依据上述四个压力才有可能进行合理的井身结构设计，确定出合理的钻井液密度，实现近平衡压力钻井，从而减少压差对储层所产生的损害。
2．确定合理井身结构是实现近平衡压力钻井的基本保证
井身结构设计原则有许多条，其中最重要的一条是满足保护储层实现近平衡压力钻井的需要，因为我国大部分油气田均属于多压力层系地层，只有将储层上部的不同孔隙压力或破裂压力地层用套管封隔，才有可能采用近平衡压力钻进储层。如果不采用技术套管封隔，裸眼井段仍处于多压力层系。当下部储层压力大大低于上部地层孔隙压力或坍塌压力时，如果用依据下部储层压力系数确定的钻井液密度来钻进上部地层，则钻井中可能出现井喷、坍塌、卡钻等井下复杂情况，使钻井作业无法继续进行；如果依据上部裸眼段最高孔隙压力或坍塌压力来确定钻井液密度，尽管上部地层钻井工作进展顺利，但钻至下部低压储层时，就可能因压差过高而发生卡钻、井漏等事故，并且因高压差而给储层造成严重损害。综上所述，选用合理的井身结构是实现近平衡钻进储层的前提。
3．实现近平衡压力钻井，控制储层的压差处于安全的最低值
平衡压力钻井是指钻井时井内钻井液柱有效压力pd等于所钻地层孔隙压力pp，即压差p=pd-pp=0。此时，钻井液对油层损害程度最小。
钻进时
（9-4）
式中：pm——钻井液静液柱压力，Mpa;
pa——钻井液环空流动阻力，MPa;
pw——钻井液中所含岩屑增加的压力值，MPa。
起钻时，如果不调整钻井液密度，则
（9-5）
式中：pd——井内钻井液柱有效压力，MPa;
ps——抽吸压力，MPa。
从式（9-5）清楚看出，当钻井液柱有效压力大大小于地层孔隙压力时，就可能发生井喷和井塌等恶性事故。因而，在实际钻井作业中，为了既 确保安全钻进，又尽可能将压差控制至安全的最低值，往往采取近平衡压力钻井。即井内钻井液静液柱压力略高于地层孔隙压力。即

式中：S——附加压力系数；
H——井深，m；
——钻井液密度，g/cm3。
钻储层时 S=0.05~0.10
钻气层时 S=0.07~0.15
为了尽可能将压差降至安全的最低限，对一般井来说，钻进时努力改善钻井液流变性和优选环空返速，降低环空流动阻力与钻屑浓度；起下钻时，调整钻井液触变性，控制起钻速度，降低抽吸压力。对于地层孔隙压力系数小于0.8的低压储层，可依据 实际的地层孔隙压力，分别选用充气钻井、泡沫流体钻井、雾流体或空气钻井，降低压差，甚至可采用负压差钻井，减少对储层的损害。
4．降低浸泡时间
钻井过程中，储层浸泡时间从钻开储层开始直至固井结束，包括纯钻进时间、起下钻接单根时间、处理事故与井下复杂情况时间、辅助工作与非生产时间、完井电测、下套管及固井时间。为了缩短浸泡 时间，减少对储层的损害，可从以下几方面着手。
（1）采用优选参数钻井，并依据地层岩石可钻性选用合适类型的牙轮钻头或PDC钻头及喷咀，提高机械钻速。
（2）采用与地层特性相匹配的钻井液，加强钻井工艺技术措施及井控工作，防止井喷、井漏、卡钻、坍塌等井下复杂情况或事故的发生。
（3）提高测井一次成功率，缩短完井时间。
（4）加强管理，降低机修、组停、辅助工作和其它非生产时间。
5．搞好中途测试
为了早期及时发现储层，准确认识储层的特性，正确评价储层产能。中途测试是一项最有效打开新区勘探局面，指导下一步勘探工作部署的技术手段。大量事实表明，只要在钻井中采用与储层特性相匹配的优质钻井液，中途测试就有可能获得储层真实的自然产能。表9-10列举某油田部分探井中途测试结果，除26井因钻井液选配不妥，油层受到损害外，其它各井储层基本上没有受到损害。1988~1994年，塔里木盆地29口重大油气发现井中，有20口井是中途测试发现的。
6．搞好井控、防止井喷井漏对储层的损害
钻井过程中一旦发生井喷就会诱发出大量储层潜在损害因素，如因微粒运移产生速敏损害、有机垢或无机垢堵塞、应力敏感损害、油气水分布发生变化而引起相渗透率下降等，使储层遭受严重损害。如压井措施不妥更加剧损害程度。因而钻井过程应严格搞好井控工作。
钻进储层过程中，一旦发生井漏，大量钻井液进入储层，造成固相堵塞，其液相与岩石或流体作用，诱发潜在损害因素。因而钻进易发生漏失的储层时，尽可能采用较低密度的钻井液保持近平衡压力钻进。亦可预先在钻井液中加入能解堵的各种暂堵剂和堵漏剂来防漏，一旦发生漏失，尽量采用在完井投产时能用物理或化学解堵的堵漏剂进行堵漏。
7．钻进多套压力层系地层所采用的保护储层钻井技术
前面已经阐述我国许多裸眼井段仍然存在多套压力层系，由于受到各种条件的制约，已不可能再下套管封隔储层以上地层。因而在钻开储层时难以实行近平衡压力钻井，压差所造成的储层损害难以控制。对此类地层中采取以下几种方法减轻储层的损害，这些方法不一定是最佳的保护储层技术方案，但往往在经济效益上是可行的。
（1）储层为低压层，其上部存在大段易坍塌高压泥岩层。对此类地层可依据上部地层坍塌压力确定钻井液密度，以确保井壁稳定。为了减少对下部储层的损害，可在进入储层之前，转用与储层相匹配的屏蔽暂堵钻井液。
（2）裸眼井段上部为低压漏失层或破裂压力低的地层；下部为高压储层，其孔隙压力超过上部地层的破裂压力。对此类地层，可在进入高压储层之前进行堵漏，提高地层承压能力，堵漏结束后进行试压，证明上部地层承受的压力系数与下部地层相当时，再钻开下部储层。否则一旦用高密度钻井液钻开储层就可能发生井漏，诱发井喷，对储层产生损害。
（3）多层组高坍塌压力泥页岩与多层组低压易漏失 储层相间。应提高钻井液抑制性，降低坍塌压力，按此值确定钻井液密度。为了减少对储层损害，应尽可能提高钻井液与储层配伍性，采用屏蔽暂堵保护储层钻井液技术。
多压力层系地层有多种多样，可参考上述原则来确定技术措施。

㈧ 石油钻井方法有哪些

目前,世界上广泛采用钻井方法来取得地下的石油和天然气。随着石油工业的不断发展，钻井深度不断增加，油气井的建设速度也随之加快，促使钻井方法、技术和工艺得到很大改进。从已钻成的千百万口油气井的资科中可以看到变化过程：顿钻逐渐被旋转钻代替，井身结构从复杂到简单，井眼直径日趋缩小等等。

一、钻井工艺发展概况和趋势石油钻井是油田勘探和开发的重要手段。一个国家石油工业的发展速度，常与它的钻井工作量及科学技术水平紧密相关。近20年来，世界石油产量和储量剧增，钻井工作量相应地大幅度增加，钻井科学技术水平也得到了飞速发展。在此期间钻井技术发展的特点是从经验钻井进展到科学化钻井。钻井深度、斜度、区域和地区也有长足的发展。从钻浅井、中深井发展到钻深井和超深井；从钻直井和一般斜井发展到钻大斜度井和丛式井；从陆上钻井发展到近海和深海钻井；从地面条件好的地区钻井发展到条件恶劣的地区(如沙漠、沼泽和寒冷地区)钻井。在钻井技术发展的同时，设备、工具和测量仪表也得到了相应的发展。

美国钻井工作者曾将旋转钻井技术的发展进程分为四个时期：

(1)概念时期(1900—1920年)。这个时期开始把钻井和洗井两个过程结合在一起，开始使用牙轮钻头并用水泥封固套管。

(2)发展时期(1920—1948年)。这个时期牙轮钻头有所改进，提高了进尺和使用寿命。固井工艺和钻井液有了进一步的发展，同时出现了大功率的钻机。

(3)科学化钻井时期(1948—1968年)。这个时期大力开展钻井科学研究工作，钻井技术飞速发展。该时期的主要技术成就有：发展和推广了喷射钻井技术；发展了镶齿、滑动、密封轴承钻头；应用低固相、无固相不分散体系钻井液；发展了地层压力检测技术、井控技术和固控技术，提出了平衡钻井的理论及方法。

(4)自动化钻井时期(1968年至今)。这个时期发展了自动化钻机和井口自动化工具。钻井参数自动测量和计算机在钻井工程中得到广泛应用，最优化钻井和全盘计划钻井也初具规模。

目前,钻井人员一般把钻井技术发展的前两个时期称为经验钻井阶段，把后两个时期称为科学化钻井阶段。时期的划分直观地描述了钻井技术发展的过程，揭示了其发展规律。

任何一门科学和技术都有其自身的发展规律和要达到的主要目标。钻井工作是为油田勘探和开发服务的重要手段。钻井技术的发展首先要保证钻井质量，即所钻油气井要满足油气田勘探和开发的要求,要在此基础上来提高钻井速度、缩短钻井周期、降低钻井成本。

近20年来的实践证明，现代钻井工艺技术将围绕以下三个方面发展：

(1)提高钻井速度，降低生产成本；(2)保护生产层，减少油气层的污染和损害；(3)改善固井、完井技术，适应采油要求，延长油气井寿命。

新中国成立以来，我国钻井技术发展较快。特别是1978年推广喷射钻井、低固相优质钻井液、四合一牙轮钻头等新技术后，我国的钻井技术水平又有显着提高，进入了科学化的钻井阶段,但与国外先进水平相比，还存在一定的差距。为了使我国的钻井水平能满足勘探开发的需要，努力赶上世界先进水平，必须要向钻井技术进步要速度、要质量、要经济效益,为加速勘探开发步伐、不断增加油气产量作出贡献。

二、冲击钻井方法冲击钻井是一种古老的钻井方法，也是旋转钻井方法出现以前唯一的钻油气井的方法。它是将破碎岩石的工具(钢质尖头钻头)提至一定高度，借钻头本身的重力冲向井底，击碎岩石。然后捞取被击碎的岩屑，以便继续钻进。因此，冲击钻井方法又被称为顿钻。

由于冲击钻井时，破碎岩屑与清除岩屑必须间断地进行，因此钻井速度很慢，不能满足石油生产发展的需要。冲击钻井现在已基本上被旋转钻井所代替，仅在一些埋藏浅、压力低的油田还能见到。

三、旋转钻井方法提高钻速的根本途径是改变钻井方法，这正是旋转钻井法产生的原因。旋转钻井法的实质是：钻头在压力作用下吃入岩石，同时在转动力矩的作用下连续不断地破碎岩石；被破碎的岩屑由地面输入的钻井液(泥浆、水、空气等)及时带走，钻井液可以连续不断地清除岩屑。这样，一只钻头可以在井底连续钻进十几米、几十米甚至数百米后才起至地面进行更换。由于使用了钻井液，可长时间稳定井眼、控制复杂地层。旋转钻井的钻井速度高，能适应多种复杂情况，目前世界上大多使用这种方法钻油气井。旋转钻井通常也称为转盘钻。

利用钻杆和钻铤(厚壁钢管)的重力对钻头加压，钻压要使钻头能够吃入岩石。破碎岩石所需的能量是从地面通过沉重的钢性钻柱传给钻头的。起、下钻的过程比较繁琐，必须将钻柱拆卸成许多立柱，才能起出钻头；而下钻时又必须逐根接上。为了连续洗井，钻井液从转动的空心钻柱里流向井底，再带着岩屑从钻柱外部与井壁形成的环形空间返回地面。钻头钻进、清洗井底以及起、下钻所需的动力全部由安装在地面上的相应设备提供，这些机器设备总称为钻机。

现代旋转钻井的工艺过程表现为四个环节，即钻进、获取地质资料、完井和安装。

钻进环节由一系列按严格的顺序重复的工序组成：把钻柱下入井里；旋转和送进钻头使其在井底破碎岩石，同时循环钻井液；随着井筒的加深而接长钻柱；起、下钻柱以更换被磨损的钻头；洗井，净化或配制钻井液，处理复杂情况和事故等辅助作业。

为了获得全面准确的地质资料，钻井过程中不仅需要进行岩屑、钻时、钻井液录井工作，而且还要进行钻取岩心、测井等工作。通过各种地球物理测井方法，可以获得井径、井斜、方位、岩性等基本数据，掌握和了解井眼质量以及地层和油气层的某些特性。

在钻穿油气层以后，需要下入油层套管，并注入水泥以隔离油气层与其他地层，使油气顺利地流到地面上来。根据油气井生产的要求做好井底完成工作是很重要的一道工序。

从确定井位开始，就需要平整井场、挖基础坑、泥浆池、圆井等土方工程；为运输机器设备而修筑公路；铺设油、水、气管线，架设电线，以输送油、水、气和电力;打好地基以安装设备、井架等。基础工作完成后，要进行大量的井架、设备等搬运和安装工作，还需做好开钻前的一切准备工作，如检查机器设备、试车、固定导管、钻鼠洞、调配钻井液、接好钻具等。

旋转钻井过程中，驱动钻柱旋转、克服钻柱与井壁的摩擦消耗了部分能量。为了减少这些无益的能量损失，1940年前后出现了井下动力钻井方法。井下动力钻井所用设备与旋转钻井基本相同，只是钻头不再由转盘带动旋转，而是由井下动力钻具直接驱动。典型的井下动力钻具是涡轮钻具，因此井下动力钻井又常称为涡轮钻井。目前，井下动力钻井在定向钻井技术中得到了广泛的应用。

近年来，一些工业发达国家还竞相开展了热力钻井、高压冲蚀钻井、等离子射流钻井和激光钻井等新型钻井方法的研究。随着科学技术的进步，新的钻井方法还将不断涌现，钻井工程也必将进入一个全新的科学化时期。

四、井身结构井身结构是油气井全部基本数据的总称。它包括以下数据：从开钻到完钻所用的钻头、钻柱尺寸和钻柱长度;套管的层次、直径;各层套管的下入深度、钢级和壁厚;各层套管注水泥的数据。由此可见，井身结构是全部钻井过程计划和施工的重要依据。图5-1为井身结构的示意图。

图5-1井身结构

首先下入长度约4～6m的短套管，也称导管，用于加固地表以免被钻井液冲毁，保护井口完整。同时将循环的钻井液导入泥浆净化系统内。

第二次下入的套管叫表层套管，用于封隔地表不稳定的疏松地层或水层、安装井口防喷器。一般深度为40～60m，有时可达500～600m。

当裸眼(未被套管隔离的井眼)长度超过2000～3000m或者地层剖面中存在高、低压油层、气层、水层和极不稳定的地层时，钻进过程中为避免发生工程事故需要下入中间套管，又叫技术套管。目的是封隔复杂地层，防止喷、漏、卡、塌等恶性事故发生，保证安全钻井。技术套管的层次和下入的深度根据地质和钻井条件确定。

最后下入的套管叫油层套管，用于采油、采气或者向生产层注水、注气，封隔油层、气层和水层，保证油气井正常生产。油层套管的下入深度取决于井底的完成方法。油层套管一般从井口下到生产层底部或者只从生产层顶部下到底部。实际工作中对部分下入的油层套管，根据作用取不同的名称，如尾管、筛管、滤管以及衬管等。

井身结构是由钻井方法、钻井目的、地质条件与钻井技术水平决定的。周密考虑各种影响因素，制定合理的井身结构，是保证高速度钻井与油气井投产后正常产出的关键。

综上所述，现代石油钻井工程是一项复杂的系统工程。由多工序、多工种联合作业，需要各种先进的科学技术和生产组织管理水平。

㈨ 钻井领域技术有哪些

一、海洋钻井设备
1.石油钻机
石油钻机是一组十分复杂的大型成套设备，制造难度大、成套范围广，用于海洋钻井的石油钻机还要能够承受海水腐蚀、海浪冲刷等恶劣的自然条件。目前，美国是制造成套石油钻机最具实力的国家。
随着交流变频调速技术的迅猛发展，交流变频电驱动钻机（AC-GTO-AC石油钻机）凭借其自身的优越性，正在取代现有的可控硅直流电驱动钻机，成为海洋石油钻机发展的换代产品。交流变频电驱动钻机在工作性能方面，实现了无级变速，恒功率宽调速，简化了钻机机械结构，提高了钻机提升能力和处理事故的能力；在操作性方面，交流电动机体积小，单机容量大，容易实现钻机的自动化、智能化和对外界变化的自适应控制，易于操作管理；在安全性方面，交流变频技术本身对电动机具有安全保护功能，易于安装、拆卸，搬迁方便灵活，安全性高。目前，世界主要钻机制造商均发展了交流变频电驱动大功率石油钻机，将其配备在钻深能力为10668米（35000英尺）及以上的深水（工作水深大于2438米，即8000英尺）的半潜式钻井平台或钻井浮船上。
另外，新型液压石油钻机也在不断地推广和使用。新型液压钻机是由挪威海事液压公司于1996年开发的一种新型钻机。该钻机作为提升机械，取消了传统的绞车、井架和游车等常规设备，用升降液缸代替了绞车，同时也替代了浮式钻井的庞大的钻柱运动补偿器，从而大大降低了钻机的质量和制造成本（据报道可降低成本30％）。除此以外，该钻机还可以与计算机组合实现钻井和钻具升降操作的机械化和自动化，操作人员数量明显减少。
目前激光石油钻机还处于研发阶段。激光钻井技术具有降低成本、提高钻速、改善井控，减少钻机工作时间、钻头磨损和起下钻时间，精确控制钻眼，以及在井眼周围形成一层坚硬的玻璃化外皮，最大限度地减少或取消同心套管等其他钻机无法比拟的优点。据悉，美国芝加哥天然气研究所（GRI）与美科罗拉多矿业学院、麻省理工学院、雷克伍德公司、菲利普斯及美国空军和陆军合作，联合开展了有关激光钻机的研究，并计划在21世纪使用上激光钻井。
随着石油钻机的不断发展，作为石油钻机的关键设备的钻井绞车、转盘、顶驱和钻井泵也得到了快速的发展。
2.井绞车
为适应海洋石油钻探和开采向深水推进的需要，钻井绞车的提升能力和钻探能力也在不断提高。
3.转盘和顶驱
钻井装置旋转系统中的两个互补设备的转盘和顶驱，也在实践中逐渐完善，功能不断增强。
4.钻井泵
对于海洋钻井，特别是深海钻井来说，钻井泵是钻井液设备中的关键设备。21世纪初National-Oilwell公司成功开发出了新一代钻井泵——HEX钻井泵，它代表了未来钻井泵的发展趋势，该钻井泵配有两台交流变频驱动电动机，采用六个缸套，与传统钻井泵相比具有输出流量稳定、超高压、超高流量、尺寸小等优点。此外，高强度钢和耐磨陶瓷在钻井泵的泵体、液缸、活塞等零件上的使用，可显着降低泵的体积、质量，同时延长泵的使用寿命，成为未来钻井泵的又一发展方向。
5.PDC钻头的新技术
对于PDC钻头来说，现在需要具备的条件是能钻达更深、更硬，地下环境更异常的区域，这必然对现代钻井工艺又提出了更高的要求。这些钻头包括自磨式PDC钻头，具有超强的抗磨性，能很好地延缓钻头的磨损，同时轻型的钻头可钻达更深、更硬的地层。另外还有耐高温的PDC钻头。
6.井控设备
钻井井下控制装置需要满足海洋钻井的需要，如需要可以关闭正在钻探的井却不需要取出钻杆；需要满足不断增加的工作压力，降低质量，减小尺寸；还需要适应新的欠平衡钻井的井控设备。
二、钻井技术
1.油气井力学与过程控制方面
（1）向信息化、智能化方向发展。
井下智能钻井系统的最终发展目标，是“地下钻掘机器人”。这种地下钻掘机器人不同于一般的机器人，它必须能够在地下极其复杂的地质环境及非常恶劣的工况下进行有效的工作。它必须能够精确探测前方和周围的地质环境及本身的状态，进而做出正确的分析和决策，并且能够自动适应所处的工作环境，沿着“预定的路线”或要求冲向“地下目标”，胜利完成人类赋予它实地探察地下资源并加以开采的神圣任务。这种地下钻掘机器人，是自动化钻井的核心，将是多种高新技术和新产品的进一步研究和开发及其微型化集成的结果，代表着未来钻井与掘进技术的发展趋势，可望在21世纪前半叶实现并达到比较理想的成熟度。
（2）向多学科紧密结合、提高勘探发现率和提高油井产量与采收率方向发展。
以近年来发展迅速、技术先进的水平井为例，水平井设计程序和框图是1992年11月由美国石油工程协会和地质家协会、地球物理家协会和测井分析家协会共同开会约定的，该设计内容是由地质、钻井、采油油藏、成本核算四部分人员共同合作完成的。应用水平井技术勘探和开发整装油气田，是20世纪90年代水平井应用发展的主要趋势之一，它不仅可显着提高油田产量，更可以有效地提高油田采收率。
（3）向有效勘探和开采特殊油气藏方向发展。
特殊油气藏包括低渗油气藏、断块油气藏、稠油油藏、高含水油气藏、薄油层等。以低渗油气藏为例：我国已探明储量中，低渗油气藏占总探明储量25％，近3～4年新增探明储量中，约60％为低渗油气藏，其低孔、低渗的两低特性使其勘探发现难度极大，而且储层伤害问题贯穿于钻井、完井和测试全过程。因此，研究发展低压低渗探井钻井过程中储层伤害机理及评价方法、钻井液化学与储层保护技术、最大限度发现和保护储层的全过程欠平衡钻井优化设计和适应性等，是有效勘探和开采特殊油气藏的钻井工程核心问题。
2.复杂油气多相流与高压水射流方面
（1）复杂油气水多相流本质认识更深入，模型研究更科学、更接近实际。
近年来国内外在多相流基础理论方面的研究内容主要涉及多相流流型、流型图、压力降、截面含气率、截面含液率、特种管件内的多相流、液汽、喷汽及数值计算等，理论研究发展迅速。为了掌握油气两相流在水平井中的流动特性，包括沿井长的压力降、持液率及流体从储油层中流出的状况，研究人员进行了一系列试验和理论研究工作，并提出了计算模型。如研究倾斜管中油水两相流不稳定性，提出了一种瞬态两流体模型来模拟管内弹状流的流动工况；通过对孔隙率波、流动湍流度、平均含气率的测量和信号分析，得到流型转化机理的特点和规律。由于多相流体在环空中的不同井段流型不一样，因而其静液压力、摩阻压降、加速压力计算非常烦锁，对这些不同流型段、不同的井段，需要用不同的计算模型。美国莫尔公司开发了一套多相流水力学软件来进行这种复杂的多相流计算，使模型研究更科学、更接近实际。
（2）复杂井筒多相流理论研究的指导作用越来越大。
复杂井筒多相流理论研究将指导水平井段设计和产能预测，能够实时地监控欠平衡钻井井下的复杂流动情况，并能够编制出智能化的软件系统，帮助钻井人员监测和控制流动参数，科学进行生产系统优化设计。相信随着科学技术的不断发展和对多相流动本质了解的不断深入，在不远的未来，必然能够利用多相流动知识促进石油工程相关理论和技术的发展。
（3）高压超高压射流破岩钻井和增产应用越来越广泛。
随着高压水射流理论、技术和设备的发展与进步，新型射流种类将不断出现，高压超高压射流紊流动力学和流动规律的研究和认识将不断深入，应用范围和领域将不断扩大。在石油工程中，高压超高压射流技术将不仅应用于辅助破岩钻井，进一步提高钻井速度，而且将应用于油气井增产改造，如水力深穿透射孔、定向喷射辅助压裂、径向水平微小井眼开采等。同时，高压水射流技术在煤炭、化工、冶金、建筑、机械、军工等十多个工业领域的水力采煤采矿、切割钻孔破碎、清洗除垢除锈等场合也有越来越广泛的应用。

㈩ 石油钻井专业术语解释

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%)。