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尖端技术
钻井工程异常事件解释
1、解释原则:
从实时监测到某一个或数个钻井参数、钻井液参数入手,进行对比分析和综合判断,解释参数异常的原因,并及时进行报告,最后与实际情况验证。
2、解释依据:
(1)、溢流、井涌:出口流量增加,停泵后井口钻井液外溢,钻井液罐液面上升,起钻钻井液灌入困难或灌入量小于起出的钻具体积,电导率、氯离子含量有变化。
(2)、井漏:入口流量无变化,钻井液出口流量减小,钻井液体积减小量大于等于1m3,立管压力降低,能有放空现象。
(3)、溜钻:钻压突然增大,大钩负荷突然减小,大钩高度下降速度瞬时加快,钻时骤减。
(4)、顿钻:大钩负荷突然减小,大钩高度下降速度瞬时加快。
(5)、卡钻:扭矩增大或大幅度波动,上提时大钩负荷增大,下放时大钩负荷增小,立管压力可能上升。
3、钻头故障:
(1)、掉牙轮:扭矩增加,大钩负荷出现异常波动。
(2)、堵水眼:立管压力、钻时增大。
(3)、掉谁眼:立管压力突然呈台阶式减小后稳定,扭矩、钻时相对增加。
(4)、泥 包:扭矩减小、钻时增大。
(5)、钻头寿命终结:扭矩增大或大幅度波动,钻头成本曲线由逐渐下降变为逐渐升高,岩屑变细。
4、井塌:扭矩增大,振动筛上岩屑增多,岩屑多呈大块状,泵压上升。
5、钻具故障:
(1)、刺 漏:立管压力逐渐下降,钻时、扭矩增加。
(2)、断钻具:大钩负荷呈台阶式减小,流量不变,立管压力突然呈台阶式下降,扭矩减小。
6、井下落物:扭矩出现异常波动,岩屑中可能有金属碎屑
录井解释
1、地层岩性剖面的建立:
根据随钻录取的钻时、岩屑、岩心、井壁取心,结合测井等资料,建立地层岩性剖面。
2、油气水解释:
(1)、解释原则:利用气体、钻时、岩心、岩屑、地化、荧光、核磁共振、钻井液、槽罐液面显示及测井等资料划分异常层段,确定储集层,判断流体性质,解释油汽水层。
(2)、解释依据:在有本地区的解释标准时,以本地取解释标准为依据。无本地区解释标准时,以下列一般显示特征为基本解释依据(注意区分气体检测后效和单根峰)。
3、油层:
(1)、钻时相对减小,全烃含量增大。
(2)、烃组份均有显示,甲烷相对含量在60%~90%之间,乙烷、丙烷、异丁烷和正丁烷含量明显增高。
(3)、各种资料解释图版解释为油层。
(4)、岩心或岩屑含油级别在油浸级以上,槽罐液面观察有油花,或少量气泡,气样可燃。
(5)、岩心或岩屑荧光显示明显,发光产状均匀—较均匀,系列对比不低于6级。
(6)、出口钻井液密度下降,粘度相对增大,温度上升,电导率降低,出口流量相对增大和钻井液总池体积增大。
4、气层:
(1)、钻时相对减小,全烃含量增大。
(2)、甲烷相对含量在90%以上。
(3)、各种资料解释图版解释为气层。
(4)、槽罐液面观察有气泡,气样可燃。
(5)、岩心、岩屑荧光照射有弱显示或无显示。
(6)、出口钻井液密度下降,温度上升,电导率降低,出口流量相对增大,粘度增大,钻井液总池体积增大。
5、油水同层:
(1)、钻时相对减小,全烃含量增大。
(2)、各组份均有显示,甲烷相对含量在50%~90%之间,重烃组份明显增高。
(3)、各种资料解释图版解释为油水同层。
(4)、槽面观察无显示或少量油花。
(5)、岩心、岩屑有显示。
(6)、出口钻井液密度下降,温度、电导率、出口流量有变化。
6、水层(含有溶解气或残余气):
(1)、钻时相对减小,全烃含量有变化。
(2)、甲烷含量异常显示,无重烃组份或只有极少量的乙烷,非烃含量明显增高。
(3)、各种资料解释图版解释水层。
(4)、岩心、岩屑荧光照射无显示或显示较差,滴水实验具亲水特征。
(5)、出口钻井液密度、粘度下降,温度有变化,电导率增高,出口流量和钻井液总池体积相对增大。
7、干层:
(1)、气体录井无显示或甲烷含量异常。
(2)、各种资料解释图版解释为干层。
(3)、岩心、岩屑无显示或显示较差。
8、异常压力地层解释:
(1)、解释原则:以钻时、dc指数、()值、泥(页)岩密度及岩性为主,参考钻井液出口温度、气体显示及钻井液出口流量变化,确定异常地层压力段及地层压力梯度。
(2)、解释依据:在钻进泥(页)岩地层时,钻时逐渐降低,气体检测资料有异常显示,特别是钻开或即将钻开异常高压层时更明显。
(3)、泥(页)岩密度在一定范围内呈趋势性减小。
(4)、泥(页)岩井段dc指数或()值在一定范围内呈趋势性减小。
(5)、 出口钻井液温度明显升高。
(6)、 出口钻井液密度相对减小,出口流量相对增大。
(7)、出口电导率有明显变化。
从实时监测到某一个或数个钻井参数、钻井液参数入手,进行对比分析和综合判断,解释参数异常的原因,并及时进行报告,最后与实际情况验证。
2、解释依据:
(1)、溢流、井涌:出口流量增加,停泵后井口钻井液外溢,钻井液罐液面上升,起钻钻井液灌入困难或灌入量小于起出的钻具体积,电导率、氯离子含量有变化。
(2)、井漏:入口流量无变化,钻井液出口流量减小,钻井液体积减小量大于等于1m3,立管压力降低,能有放空现象。
(3)、溜钻:钻压突然增大,大钩负荷突然减小,大钩高度下降速度瞬时加快,钻时骤减。
(4)、顿钻:大钩负荷突然减小,大钩高度下降速度瞬时加快。
(5)、卡钻:扭矩增大或大幅度波动,上提时大钩负荷增大,下放时大钩负荷增小,立管压力可能上升。
3、钻头故障:
(1)、掉牙轮:扭矩增加,大钩负荷出现异常波动。
(2)、堵水眼:立管压力、钻时增大。
(3)、掉谁眼:立管压力突然呈台阶式减小后稳定,扭矩、钻时相对增加。
(4)、泥 包:扭矩减小、钻时增大。
(5)、钻头寿命终结:扭矩增大或大幅度波动,钻头成本曲线由逐渐下降变为逐渐升高,岩屑变细。
4、井塌:扭矩增大,振动筛上岩屑增多,岩屑多呈大块状,泵压上升。
5、钻具故障:
(1)、刺 漏:立管压力逐渐下降,钻时、扭矩增加。
(2)、断钻具:大钩负荷呈台阶式减小,流量不变,立管压力突然呈台阶式下降,扭矩减小。
6、井下落物:扭矩出现异常波动,岩屑中可能有金属碎屑
录井解释
1、地层岩性剖面的建立:
根据随钻录取的钻时、岩屑、岩心、井壁取心,结合测井等资料,建立地层岩性剖面。
2、油气水解释:
(1)、解释原则:利用气体、钻时、岩心、岩屑、地化、荧光、核磁共振、钻井液、槽罐液面显示及测井等资料划分异常层段,确定储集层,判断流体性质,解释油汽水层。
(2)、解释依据:在有本地区的解释标准时,以本地取解释标准为依据。无本地区解释标准时,以下列一般显示特征为基本解释依据(注意区分气体检测后效和单根峰)。
3、油层:
(1)、钻时相对减小,全烃含量增大。
(2)、烃组份均有显示,甲烷相对含量在60%~90%之间,乙烷、丙烷、异丁烷和正丁烷含量明显增高。
(3)、各种资料解释图版解释为油层。
(4)、岩心或岩屑含油级别在油浸级以上,槽罐液面观察有油花,或少量气泡,气样可燃。
(5)、岩心或岩屑荧光显示明显,发光产状均匀—较均匀,系列对比不低于6级。
(6)、出口钻井液密度下降,粘度相对增大,温度上升,电导率降低,出口流量相对增大和钻井液总池体积增大。
4、气层:
(1)、钻时相对减小,全烃含量增大。
(2)、甲烷相对含量在90%以上。
(3)、各种资料解释图版解释为气层。
(4)、槽罐液面观察有气泡,气样可燃。
(5)、岩心、岩屑荧光照射有弱显示或无显示。
(6)、出口钻井液密度下降,温度上升,电导率降低,出口流量相对增大,粘度增大,钻井液总池体积增大。
5、油水同层:
(1)、钻时相对减小,全烃含量增大。
(2)、各组份均有显示,甲烷相对含量在50%~90%之间,重烃组份明显增高。
(3)、各种资料解释图版解释为油水同层。
(4)、槽面观察无显示或少量油花。
(5)、岩心、岩屑有显示。
(6)、出口钻井液密度下降,温度、电导率、出口流量有变化。
6、水层(含有溶解气或残余气):
(1)、钻时相对减小,全烃含量有变化。
(2)、甲烷含量异常显示,无重烃组份或只有极少量的乙烷,非烃含量明显增高。
(3)、各种资料解释图版解释水层。
(4)、岩心、岩屑荧光照射无显示或显示较差,滴水实验具亲水特征。
(5)、出口钻井液密度、粘度下降,温度有变化,电导率增高,出口流量和钻井液总池体积相对增大。
7、干层:
(1)、气体录井无显示或甲烷含量异常。
(2)、各种资料解释图版解释为干层。
(3)、岩心、岩屑无显示或显示较差。
8、异常压力地层解释:
(1)、解释原则:以钻时、dc指数、()值、泥(页)岩密度及岩性为主,参考钻井液出口温度、气体显示及钻井液出口流量变化,确定异常地层压力段及地层压力梯度。
(2)、解释依据:在钻进泥(页)岩地层时,钻时逐渐降低,气体检测资料有异常显示,特别是钻开或即将钻开异常高压层时更明显。
(3)、泥(页)岩密度在一定范围内呈趋势性减小。
(4)、泥(页)岩井段dc指数或()值在一定范围内呈趋势性减小。
(5)、 出口钻井液温度明显升高。
(6)、 出口钻井液密度相对减小,出口流量相对增大。
(7)、出口电导率有明显变化。
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