1、气体钻井施工存在问题及对策措施探究【摘要】随着社会经济的发展和科学技术的进步，使得世界能源的消耗总量不断的增加，市场能源的供需矛盾不断的激化。因而如何提升油气田的开采工艺技术的科技含量与油田实际的开采水平越来越备受关注，引发了许多人对这一技术领域的研究与探讨。而油气田的钻井作业目前也被纳入了高投入的行业,随着开采规模的扩大，钻井技术存在的问题越来越明显，尤其是气体钻井技术造成了钻井施工难度的增加，严重影响了油气田开发的进程。给整个油气田的生产带来严重的影响，影响了整个采油企业的社会经济效益的提高和企业的形象的建立。气体钻井的实际应用情况如何，其存在的问题有哪些，如何采取有效的措施来避免和解决存
2、在的这些难题。通过对实际的生产情况进行分析，在分析的基础上对症下药，从而有效地解决问题。以期了解气体钻井的现状及存在的问题，通过掌握气体钻井解决的有效措施为实际中的油气田的钻井开采提供借鉴和指导，有效提高钻井施工的质量，提高企业的社会经济效益，促进钻井技术的整体水平。【关键词】 气体钻井；施工问题；对策措施一、简析气体钻井技术在东北地区的应用中存在的问题东北油区深 1 井在中、新生代经历了一系列的裂阳演变。东北油区属海西稻皱区，中国东部在中生代时期的构迭格局发生了重大变化，早期近东西向构造格局被近北东向隆起一拗陷带所代掉,分阶段发生了陆内裂陷作用。由于分出的两个裂陷旋回，各有若干阶段,造成多种
3、伸展构造。东北油区经历的复杂构进演化可追溯到前寒武纪，由于地壳内外力的作用，使得大陆表层开裂，形成了各种类型的陆内仰展构造。在演变过程中其还受到了与消减作用相连系的挤压变形作用和岩浆作用的影响，使得深 1 井伸展在钙碱性火山岩活动期上形成的白吐纪。东北油区深 1 井位于长岭断陷达尔罕断凸带北端前训字井圈闭内，井位坐标纵向为4957902m，横向为 21560699m，井型为直井，气体钻井井段为 25003500 米，设计井深为4500m，主要目的层位登娄库组和营城组，遵循着 进入营城组 580m，钻达设计井深但未钻达设计的主要目的层位，或钻达设计井深地层仍有良好油气显示，通过讨论来确定完钻井深
4、；若中途测试获高产油气流，通过上级部门批准后可提前完钻。根据设计及现场勘探结果表明，深 1 井的气体钻井需要用到空压机 5 台、增压机 2 台，最大供空气量 162.5m3/min，旋转防喷器套（配轴承 2 个） 、排砂管汇一套、地面高低压供气管汇一套等设备。深 1 井用 244.5mm 套管钻至井深 2497m，对井眼 25003500m 井段实施气体钻进作业。若施工无法进行，则将其转换成聚磺防塌钻井液体系进行常规钻进，气体钻井主要以砂泥岩互层的泉头组为主。深 1 井在气体钻井施工时，起下钻过程中有明显出水现象，并且在施工中停几个小时就能出现返沙量减少的情形，其在钻进过程中不断有新的水层出现
5、，虽然出水量不大，但是下部井眼长期浸泡而没有维持液柱压力，可能会造成井壁坍塌。对泉头组的砂泥岩岩性而言，泥岩遇水膨胀引起缩径严重变化，下钻因泥岩缩径引起遇阻划眼而造成气体钻井时效下降。深 1 井刚开始钻井时，由于没考虑到井下有硬物，没带套管附件等辅助设备。随着钻井深度的增加，摩阻与扭矩逐渐增大增势，造成干燥井眼施工过程中排砂口排出的泥水量突然减少，起出钻头及钻铤无较大泥包现象，在施工过程中可能伴随着泥包的出现。同时，由于深 1 井所在的登娄库组岩石坚硬致密、研磨性强、可钻性差等特点，导致在该井段钻井施工时普遍存在单只钻头进尺少、机械钻速低、起下钻频繁、纯钻时间利用率低、钻井周期长等问题，严重制
6、约了登娄库组水平井的钻井提速的相关要求。钻头在下钻至 1000 米处与 1700 米处时出现供气循环，吹干等现象。二、浅析气体钻井技术在东北地区实际应用中存在问题的原因针对以上气体钻井过程中存在的问题需要根据实际情况进行正确、科学、合理的分析。从深 1 井的实际起钻情况分析， 从第 60 柱就开始有泥巴，第 52 柱最严重，44 柱以后逐渐没有，也就是在井深 450 米920 米之间钻具上附有泥巴，并且在 680 米左右最严重。由此可以分析得出，可能在井深 450 米920 米之间有泄漏的地方，泄漏点一直有东西流出，其中水分被逐渐吹干，只留固相物粘附在套管壁与钻具上，地层新钻出的沙子上返到此处
7、也被粘附住无法返出。 （在 8 月 5 日起钻过程中同样发现在第 5175 柱（共 83 柱）钻杆上有泥巴，也就是在井深 220 米920 米之间，但泥巴比上次少很多。第三次起钻时钻具正常，未发现有粘附物).当然，也不排除由于排液前井内钻井液静止时间太长，排液前未能充分循环开，井眼下部沉积的岩屑和固相在顶替到上部井眼时，由于立压的降低，不能被带出井眼而造成泥包，这也是上部钻具遇到的首例泥包，因而在以后的气体钻井过程中应该吸取教训，引以为戒。同时，在钻头下钻至 1000 米处与 1700 米处时出现的供气循环，吹干问题。主要是由于下钻到底后循环（空气钻配合打压憋压至 8MPa 时未能憋通环空而导
8、致施工无效，影响了正常后试钻进） ，倒划眼时上提下放活动的钻具无效，或者是运用上提下放活动钻具来处理井下复杂情况，造成钻头水眼被堵，环空未顶通。三、浅析解决气体钻井施工问题的对策及措施针对以上存在的问题以及原因分析，需要采取一定的措施和对策对其存在的问题进行解决和处理，以下的几点关于气体钻井施工存在的问题的解决对策仅供参考：1.针对深 1 井所处的长岭断陷登娄库组气层地层岩性致密、研磨性强，可钻性差等特点，常规钻井方式由于其机械钻速低，单只钻头进尺少等特征而不宜使用，可采用涡轮钻具配合孕镶金刚石钻头来提高气体钻井钻进的速度，通过采用一套有效地涡轮钻井施工的指导方案，来提高长岭断陷深部地层的钻井
9、效益，健全和完善气体钻井，并使其得到宣传和推广。（2）针对划眼遇阻或被堵情况，可使用使用顶驱钻机来提高划眼效率，避免由于不能及时旋转钻头而造成的卡钻事故。据以往的施工经验，若出水只是造成井壁湿润，划眼干燥井壁可以有效解决；若井眼出现长段积水，采用方钻杆钻盘钻井进行单根划眼和重负干燥井眼效率太低，可能会出现卡钻现象。而立即终止气体钻井，换用顶驱钻机和划眼干燥井壁的方法可有效的提高钻井速度和钻具的使用寿命。（3）对于少量出水的井，由于需要消耗岩屑干燥井眼，导致地质录井在每趟下钻后有两根单根捞不到岩屑，紧靠提高气体流量不能有效解决问题。采用干燥剂，可有效地解决井眼的干燥问题。（4）针对钻头及钻铤泥包的现象，可使用光钻铤，因为该钻铤可通过胶芯。同时，也应加强对胶芯等加强管理，淘汰过期失效的胶芯，避免入井造成安全隐患。（5）针对下钻遇到下部井眼积水不能进行气体钻井情况，可将钻具起止技套内，依次打入前置液和钻井液，使其尽快得到转化。参考文献1马杏垣；刘国栋；宿俭 华北及东北油区大陆岩石圈构造和动力学2深 1 井气体钻井施工总结3长岭断陷涡轮钻井提速技术先导试验
