石油钻井常用地质手册
常规地质录井手册
`常规地质录井手册目次1. 岩屑录井 (2)1.1 井深 (2)1.2 岩屑迟到时间校正 (2)1.3 岩屑捞取 (3)1.4 岩屑清洗 (4)1.5 岩屑烘晒 (4)1.6 岩屑观察描述 (4)1.7 岩屑保存 (5)2. 岩心录井 (6)2.1 取心原则 (6)2.2 取心方法 (7)2.3 取心前准备 (11)2.4 取心深度 (12)2.5 岩心出筒和整理 (12)2.6 岩心描述 (14)3. 井壁取心 (28)3.1 井壁取心原则 (28)3.2 井壁取心要求 (29)3.3 井壁取心方法 (29)3.4 计算发射率和收获率 (29)3.5 壁心描述整理：壁心描述同钻井取心。
(30)4. 荧光录井 (30)4.1 荧光录井要求 (30)4.2 荧光录井方法 (31)4.3 荧光录井的作用 (34)5. 钻井液录井 (35)5.1 钻井液性能要求 (35)5.2 钻井液性能监测 (36)5.3 槽面油、气、水显示监测 (36)5.4 井漏、井涌等复杂情况的资料收集 (37)5.5 钻井液电阻率测定方法 (38)5.6 油、气、水样的取样方法 (38)地质录井手册1. 岩屑录井1.1 井深1.1.1 井深(m)等于钻具总长(m)加方入(m)；1.1.2 要求每次下钻完或接单根时必须核实钻具长度与井深。
1.2 岩屑迟到时间校正1.2.1 测量要求：理论迟到时间计算和实测迟到时间的间距及测量要求由现场地质监督决定，做到准确、符合实际。
1.2.2 计算方法理论计算法t w＝V／Q＝{π(D2－d2)/4Q}×H式中：t w——钻井液迟到时间，min；V——井内环形空间的容积，m3；Q——钻井液泵排量，m3／min；D——井眼(钻头)直径，m；d——钻杆外径，m；H——井深，H＝钻具总长＋方入，m。
泵冲数法N＝{π(D2－d2)/4q}×H式中：N——累计捞砂泵冲数(冲)；D——井眼(钻头)直径，m；d——钻杆外径，m；H——井深，m；q——泵每冲的容积，m3。
石油行业油田开发技术手册
石油行业油田开发技术手册石油是当今世界上最重要的能源之一，而油田开发技术则是实现石油资源有效开采的关键。
本手册旨在详细介绍油田开发的各项技术，以帮助相关行业从业人员更好地理解和应用这些技术，提高石油开采效率，实现可持续发展。
第一章：油田调查与评价技术1. 地质勘探技术地质勘探技术是寻找潜在油田储量的基础。
本节将介绍地质勘探的常用方法，包括地震勘探、电磁勘探、测井和岩心分析等。
2. 油田评价技术油田评价技术是判断油田储量和开发潜力的手段。
本节将重点介绍油田的地质评价、储量估算、渗流模拟等技术。
第二章：油井钻井技术1. 钻井设备与井眼设计钻井设备是实施油田开发的基础工具。
本节将介绍常见的钻井设备和井眼设计原则，以及如何选择合适的钻井工艺。
2. 钻井液与井底工作钻井液的性能和井底的工作状况直接影响到钻井进程和油井质量。
本节将详细介绍钻井液的种类和性能、井底工作的要求和技术。
第三章：油井完井技术1. 完井工艺与设备完井工艺是将油井从钻井状态切换到生产状态的关键环节。
本节将介绍完井工艺的种类和选择原则，以及常见的完井设备。
2. 油井测试与优化油井测试是评估井眼产能和确定生产参数的重要手段。
本节将介绍常用的油井测试方法和优化技术，包括产能测试、井筒调整等。
第四章：油田油藏开发技术1. 原油开采与增产技术原油开采技术是实现油田有效开采的核心内容。
本节将重点介绍常见的原油开采方法，如常规开采、水驱开采、压裂、注聚等，以及增产技术。
2. 油藏管理与提高采收率油藏管理和提高采收率是实现油田可持续发展的重要手段。
本节将介绍如何进行油藏管理和提高采收率的策略，包括改造老井、培优井眼等技术。
第五章：油田环境与安全管理1. 油田环境保护技术油田开发过程中的环境保护是必不可少的。
本节将介绍针对石油开采环境问题的保护措施和技术，包括油田水处理、废弃物处理等。
2. 油田安全管理与事故应急油田安全管理和事故应急是确保生产安全和人员安全的关键。
石油勘探作业规程手册
石油勘探作业规程手册第一章总则1.1 本手册旨在规范石油勘探作业，保障作业过程的安全和高效。
1.2 本手册适用于石油勘探工作中的各个环节，包括地质勘探、钻井、采样和测试等。
第二章地质勘探2.1 勘探区域评估2.1.1 根据地质资料和现场勘察，评估勘探区域的地质条件，确定勘探目标和方案。
2.1.2 编制详细的勘探区域评估报告，并提交专业地质团队审核。
2.2 地质勘探设备及技术2.2.1 根据勘探区域的地质特点和目标，选用合适的勘探设备和工具。
2.2.2 严格按照设备操作规程进行操作，确保勘探过程的准确性和安全性。
第三章钻井作业3.1 钻井设备及配件3.1.1 使用符合国家标准的钻井设备和配件，确保作业安全和正常进行。
3.1.2 定期对钻井设备进行检查和维护，及时发现和解决设备故障。
3.2 钻井方案3.2.1 制定详细的钻井方案，确定钻井目标、井眼轨迹和作业进度等。
3.2.2 钻井前进行现场会议，明确作业流程和责任分工。
3.3 钻井作业管理3.3.1 严格按照钻井方案进行作业，确保井深、井径和井眼轨迹等目标的实现。
3.3.2 钻井作业过程中，加强现场安全监控，及时处理事故和紧急情况。
第四章采样与测试4.1 沉积物样品采集4.1.1 使用合适的采样器具，根据采样计划准确采集沉积物样品。
4.1.2 样品采集过程中应注意防止污染和保存样品的完整性。
4.2 地层测试与分析4.2.1 在采样完成后，进行地层测试和分析，获取地质参数和储量评估数据。
4.2.2 使用专业的分析仪器和设备，确保测试数据的准确性和可靠性。
第五章安全管理5.1 安全责任5.1.1 所有工作人员都有安全保障的责任，必须遵守石油勘探作业安全管理要求。
5.1.2 建立安全责任追究机制，对违反安全规定的个人进行严肃处理。
5.2 安全培训5.2.1 对参与石油勘探作业的人员进行安全培训，加强对作业环境和设备的了解。
5.2.2 定期组织安全演习和培训，提高员工安全意识和应急处理能力。
石油钻井操作技术手册
石油钻井操作技术手册一、引言石油钻井是获取地下石油资源的重要工艺，涉及到复杂的操作流程和技术要求。
本手册将详细介绍石油钻井操作技术，包括钻井设备、井眼设计和钻井工艺等方面的内容。
二、钻井设备1. 钻井平台钻井平台是进行钻井作业的基础设施，要求稳固、安全、方便作业。
常见的钻井平台包括陆上平台和海上平台，其细节和特点将在下文中详细介绍。
2. 钻头钻头是进行钻井的重要工具，负责切削地层并将岩屑带出井口。
根据不同的地质条件和井眼要求，选择合适的钻头类型和材质，以提高钻井效率和质量。
3. 钻杆钻杆用于传递转矩和推力，连接钻头和钻机。
其材质和结构要具备足够的强度和刚度，以应对高强度冲击和扭力的要求，保证钻井过程的平稳进行。
4. 钻机钻机是推动钻杆进行旋转和提升的设备，根据不同的钻井作业需求有着多种类型和功率的钻机。
合理选择和操作钻机，能有效提高钻井效率和作业安全性。
三、井眼设计1. 井口结构井口结构一般由井口装置、固井套管和井口防喷设备组成。
井口结构的设计应考虑到井眼要求、固井要求和安全要求，以确保井口的稳定和安全。
2. 钻井液钻井液在钻井过程中起着冷却钻头、悬挂岩屑、平衡井压等重要作用。
根据地质条件和井眼设计要求，选择合适的钻井液类型和性能参数，以保证钻井过程的顺利进行。
3. 套管设计套管是钻井中的重要部件，用于井眼的加固和地层隔离。
根据地质情况和井眼要求，设计合理的套管尺寸、悬挂方式和固井类型，以提高井眼稳定性和完整性。
4. 钻井方案钻井方案是指根据地质和井眼设计要求，确定合理的钻井参数和操作流程，以保证钻井安全和效率。
在编制钻井方案时，要充分考虑地质风险、工程经济和环境影响等因素。
四、钻井操作工艺1. 下井作业下井作业是指将钻杆、钻头等钻井设备送入井口并连接起来的过程。
该过程需要严格控制钻井设备的下降速度和连接质量，以确保下井作业的顺利进行。
2. 钻井作业钻井作业是指进行钻井过程中的旋转、推进和循环等操作。
油田钻井技术手册
油田钻井技术手册(文中所有数字均为示意，非规范数值)油田钻井技术手册第一章概述1.1 目的和范围本手册介绍了在油气田钻井中所需的技术知识和操作规程，旨在帮助钻井工程师及时准确地掌握钻井工艺和作业程序，有效提高钻井生产效率和工作安全。
1.2 适用条件本手册适用于在陆地和海洋油气田中进行的各种类型的钻井作业，包括常规井、增强井、水平井、多段式水平井、超深井和大角度井等。
1.3 组成和内容本手册共分为七章，分别介绍了钻井工程的各个环节：第二章钻机设备2.1 钻机选型2.2 钻机构造2.3 钻机参数2.4 钻机组件2.5 钻杆组合与下洞2.6 钻头的分类、选用和维护第三章钻井液3.1 钻井液的种类3.2 钻井液的组成与性能3.3 钻井液循环系统3.4 钻井液操作流程及处理第四章钻井工艺4.1 钻井方案设计4.2 钻井进度控制4.3 钻井过程中的事故处理4.4 钻井终止操作第五章地层工程学5.1 岩石力学基础5.2 水文地质基础5.3 地质结构变形规律5.4 岩石破裂与井眼稳定性第六章测井工艺学6.1 测井技术基础6.2 测井参数和仪器6.3 测井资料解释6.4 测井资料在钻井工作中的应用第七章钻井作业安全7.1 钻井作业安全规章制度7.2 钻井作业各环节操作注意事项7.3 紧急事故应急处置方法与措施7.4 钻井施工自动化控制及技术发展趋势第二章钻机设备2.1 钻机选型钻机是钻井作业中必不可少的设备之一，鉴于不同钻井工艺和钻井地质条件的要求，可根据如下因素选择不同型号和型式的钻机：（1）井深和井径（2）杆组合的长度和钻头的选用（3）地质构造和井壁稳定性（4）井口及井眼的样式（5）钻井工艺和作业要求2.2 钻机构造钻机通常由下列主要部件组成：（1）钻井台，用于承接钻杆负荷，并支持钻杆旋转和往下推进。
（2）井口装置，用于装卸钻杆和钻头。
（3）钻机动力系统，用于提供旋转和远程控制操作。
（4）冷却系统，用于降低机械和液压设备的运转温度。
钻井手册
钻井手册（第2版）（共2卷）专注于实际应用技术，并且具有理论知识和实践经验。
该手册分为两册。
第一卷的主要内容包括：钻井设计，地层压力和井眼结构，套管设计和套管操作，固井完井，钻井液，钻头和钻井参数设计，井控技术，钻柱和井底组件设计；第二卷的主要内容包括：特殊工艺井的钻井，欠平衡钻井，海上钻井，深井和超深井钻井，钻井设备和工具以及地质条件综合质量评估，钻井HSE管理，井下复杂性和事故，新钻井技术，附录。
内容有效性钻井手册（第2版）（共2卷）可供从事石油和天然气钻探工程的技术人员和管理人员使用，以及相关专业技术人员，管理人员和相关大专院校的师生的参考资料。
书籍目录钻井手册内容：第一卷第一章钻孔设计第1节钻孔设计的基本要求第2节钻孔设计的基本原则和程序第三节普通钻井设计的主要内容第4节批量钻孔设计的主要内容第5节钻井工程的质量要求第六节钻井施工设计与规划第七节钻井设计的监督与实施附录I钻孔设计规范附录二中国石油竖井工程设计资格管理办法附录3钻井质量控制规范（SYFI，5088-2008）第二章地层压力与井筒结构设计第一节几个基本概念第2节原地应力第三节地层孔隙流体压力第四节地层破裂压力第5节地层塌陷压力和井眼稳定性第六节井眼结构设计参考第三章套管设计与套管操作第1节套管柱类型第二节套管设计的机械基础第三节套管载荷分析第四节API套管强度计算公式第五节双轴应力计算第6节套管特性第7节套管柱设计第8节特殊井的套管柱设计第9节套管操作第十节套管井口设置计算附录通用相关标准第四章固井与完井第一节油井水泥第二节水泥浆性能第三节油井水泥添加剂和掺合料第4节介词液第五节水泥浆的流变第六节水泥浆设计第7节固井工艺第八节水泥挤注水泥浆塞第九节特种井固井技术第十节固井质量评价第11节固井设备，工具和配件参考第五章钻井液第一节概述第二节钻井液性能第三节钻井液性能测试仪器及方法第四节常用钻井液系统及其应用第五节钻井液原料及添加剂第6节钻井液系统，性能和配方设计。
石油行业钻井技术手册
石油行业钻井技术手册第一章介绍石油行业钻井技术手册是为了指导钻井工程师和技术人员在石油行业开展钻井作业而编写的。
本手册详细阐述了钻井技术的原理、方法和操作流程，旨在提高钻井作业的效率和安全性。
第二章钻井勘探2.1 钻探目的钻井勘探是为了确定石油储量和矿藏质量，选择适宜的钻井点位和设计方案。
通过岩心取样和地层记录分析，可以评估油气资源的价值和开采潜力。
2.2 钻井点位选择钻井点位的选择是基于地质勘探和地层分析的结果，考虑到地下结构、资源分布以及环境因素。
综合地质勘探资料，确定最佳的钻井点位，以最大限度地提高勘探成功率。
2.3 预测井眼路径预测井眼路径是为了确定钻探井段的方向和造斜角度，以适应地下结构和实现最佳的石油开采效果。
通过地质勘探和地质力学分析，结合控制井斜的工具和技术，进行井眼路径的预测和规划。
第三章钻井装备3.1 钻井机械钻井机械是实施钻井作业的重要设备，包括钻机、钻杆、钻头、钻井液循环系统等。
合理选择和使用钻井机械，可以提高钻井效率和降低成本，同时保证作业安全。
3.2 钻井液体系钻井液体系是为了满足钻井作业的技术要求，包括平衡地层压力、冷却钻头、运输钻屑和控制井壁稳定等。
不同的地层和井型需要选择合适的钻井液类型和配方，以保证作业的顺利进行。
3.3 钻井管柱和下套管钻井管柱和下套管是连接钻机和钻头的关键部件，用于传递回转和下压力，支撑井壁和保持井眼稳定。
选择合适的钻井管柱和下套管，可以提高强度和耐腐蚀性，确保钻井作业的质量和安全。
第四章钻井操作流程4.1 钻头下套管操作钻头下套管操作是钻井作业的重要环节，主要包括套管下套、套管固井和套管测试等。
通过合理的套管操作，可以确保井壁稳定和井眼质量，提高钻井作业的成功率。
4.2 钻井液循环操作钻井液循环操作是为了冷却钻头、运输钻屑和控制井壁稳定，主要包括钻井液循环系统的建立和操作控制。
合理的钻井液循环操作可以提高钻井作业效率和安全性。
4.3 钻井井眼质量控制钻井井眼质量控制是为了确保井眼的规范和质量，主要包括井眼壁稳定、井眼直径控制和钻探井眼质量评估等。
石油勘探与地质工程技术手册
石油勘探与地质工程技术手册一、简介石油勘探与地质工程技术手册是一个全面介绍石油勘探与地质工程技术的指南，旨在帮助读者了解石油勘探与地质工程的基本原理、方法和技术。
本手册旨在提供给石油勘探与地质工程领域的专业人士、学生和研究者，以及对该领域感兴趣的读者一个系统、全面的参考资料。
二、地质与石油勘探概述1. 地质学原理地质学是石油勘探与地质工程的基础。
本章将介绍地质学的基本原理，包括岩石类型、构造地质学、沉积地质学、石油地质学等内容。
2. 石油勘探基础石油勘探是寻找石油和天然气资源的过程。
本章将解释石油勘探的基本概念，包括勘探方法、地震测井、钻井技术等。
三、石油勘探与勘探工程技术1. 地震勘探技术地震勘探是一种常用的勘探方法，通过控制地震能量的源和接收地震波的地震探测器，在地下探测石油和天然气的分布。
本章将介绍地震勘探的原理、方法和技术。
钻井是开发石油和天然气资源的关键步骤。
本章将介绍钻井工程技术，包括钻井方法、钻井设备、钻井液等内容。
3. 测井技术测井是在钻井过程中对井眼内的地层进行测试、评估的方法。
本章将介绍测井的原理、方法和常用工具，以及如何根据测井数据解释地层的性质和石油勘探的潜力。
4. 勘探地质工程技术勘探地质工程技术是通过综合应用地质、地球物理、地球化学和数学等知识，以及计算机技术，对勘探区域进行综合分析和评价。
本章将讨论勘探地质工程技术的基本原理、方法和工具。
四、石油勘探与地质工程的应用领域1. 油田开发技术油田开发是指对已发现的石油或天然气资源进行开发、生产和管理的过程。
本章将介绍油田开发的主要技术和方法，包括油藏工程、增产技术、水处理和注水技术等。
2. 油藏评价技术油藏评价是确定油田的盈利能力和开采潜力的过程。
本章将讨论油藏评价的基本概念和方法，包括地质建模、油藏模拟、储量评估等内容。
储运工程技术是指将从油田中开采的石油和天然气输送到加工厂或用户的过程。
本章将介绍储运工程技术的基本原理和方法，包括管道输送技术、储存技术和输油泵站技术等。
油田井下作业必备技术数据实用手册
油田井下作业必备技术数据实用手册引言油田井下作业是石油勘探与开发的重要环节，涉及到复杂的技术和数据。
为了提高作业效率和安全性，必须掌握一系列的技术数据。
本手册旨在为从事油田井下作业的工程师和技术人员提供必备的技术数据参考，帮助他们更好地完成井下作业任务。
一、井下作业工具及设备1. 钻井工具：包括钻头、钻柱、钻杆等，以及配套使用的钻具接头等。
2. 下套管工具：用于安装和回收套管的工具，如套管夹、套管钳等。
3. 测井工具：用于测量地下油气层的性质和井筒的物理参数，如电阻率测井仪、声波测井仪等。
4. 压裂工具：用于进行压裂作业，如压裂管、阻流器等。
5. 固井工具：用于固定井眼壁，封堵井眼间隙，如固井泥浆、固井胶等。
6. 注水工具：用于注入水以维持油井压力，如注水管、水泵等。
二、井下作业常用技术数据1. 井深数据：包括井身总深度、井口标高、井眼内径等。
2. 钻柱参数：包括钻杆规格、钻柱长度、钻杆数目等。
3. 钻头参数：包括钻头稳定器直径、钻头类型、钻头型号等。
4. 下套管参数：包括套管规格、套管长度、套管材质等。
5. 测井参数：包括测井仪器类型、测井测量点数、测井深度范围等。
6. 压裂参数：包括压裂管直径、压裂液配方、压裂压力等。
7. 固井参数：包括固井泥浆密度、固井胶用量、固井温度等。
8. 注水参数：包括注水量、注水泵功率、注水压力等。
三、技术数据的应用1. 设计井下作业方案：根据井深数据、钻柱参数、钻头参数等，结合具体的井下作业要求，合理设计井下作业方案。
2. 选择合适的设备和工具：根据井下作业的需求和技术数据，选择适合的钻具、下套管工具、测井工具等。
3. 控制井下作业参数：通过掌握井深数据、压裂参数、固井参数等，实时监控和调整井下作业参数，确保作业的顺利进行。
4. 评估井下作业效果：根据井下作业的技术数据和实际效果，评估作业的效果，为后续工作提供参考。
结论油田井下作业必备技术数据是进行油田井下作业的关键参考，能够有效指导和优化井下作业的过程和效果。
石油开采常规地质录井培训教材
三、岩屑录井
（3）特殊岩性法
与邻井对比，利用大段单一岩性中的特殊岩层（如大段砂岩中的泥 岩，大段泥岩中的灰岩，大段泥岩中的砂岩等）在钻时上表现出特高 或特低值，记录钻遇时间和上返至井口的时间，二者之差即为真实的 岩层迟到时间(通常也用此法对迟到时间进行校正)。
岩屑取样步骤：捞取岩屑、清洗岩屑、荧光直照、烘晒岩屑、整理 装箱
6、计算岩心收获率 岩心收获率是表示岩心录井资料可靠程度和钻井工艺水平的一项重
要技术指标。
本筒岩心实长(m)
岩心收获率=
× 100%
本筒取心进尺(m)
由于种种因素的影响，岩心收率往往达不到100%，所以每取一
筒岩心都应计算一次收获率。一口井岩心取完了，应计算出总的岩心
收获率。如上筒井底有余心，本筒岩心长度大于该筒进尺，不得压缩，
二、常规地质录井
地质录井的概念：是随钻采集各项地质资料，实时发现、保护、评 价油气层，为油田勘探开发提供依据。
地质录井的主要任务：是根据井的设计要求，取全取准反映地下情 况的各项资料，以判断井下地质及含油、气情况。
现场主要录井方法有：常规地质录井、气测录井、综合录井、物化 录井等。
常规地质录井包括：钻时录井、岩屑录井、荧光录井、岩心录井 （钻井取心、井壁取心）、钻井液录井等。
岩心录井：通过钻井取心（结合钻时、气测、荧光、钻井液及 测试、试油等各项录井）认识地下岩层及含油气水特征，取得最直 观的第一性地质资料，称为岩心录井。
四、岩心录井
取心筒外筒
取心筒内筒
取心筒内筒下端
四、岩心录井
岩心的整理丈量 岩心出筒后要做到“二个准确”和“四个及时”即： 二个准确：恢复保持地层原始顺序准确，整理丈量准确。 四个及时：整理及时，观察落实油气显示及时，描述及时，采送样
石油勘探与开发地质数据分析技术手册
石油勘探与开发地质数据分析技术手册1.前言石油资源的勘探与开发是能源领域的重要环节。
采用科学、技术手段分析石油地质数据，对提高勘探开发效率和降低成本具有重要意义。
本技术手册将介绍石油勘探与开发地质数据分析的常见技术和方法。
2.地质数据分类地质数据按照获取的方法，可分为实验室分析数据和野外勘探数据两类。
实验室分析数据是在实验室通过分析地质样品得到的数据，常用的分析方法有X光衍射、储层物性测试等。
野外勘探数据是通过在地表、井下等勘探过程中获取的数据，包括测井数据、地震勘探数据等。
3.地质数据分析技术地质数据分析技术包括数据挖掘、地质模型建立、储层预测等，其中数据挖掘是较为常见的一种技术。
数据挖掘技术可用于数据降维、特征提取等，在石油勘探中常用于确定地层厚度、产层性质等信息。
地质模型建立指的是根据地质属性、岩性、构造等信息，建立3D地质模型，可用于储层预测、开采方案设计等。
储层预测是通过分析石油储层的特性、勘探数据、地质模型等信息预测储层分布和产层性质。
4.常用软件和工具在石油勘探中，常用的软件和工具包括Petrel、CMG、Techlog等。
Petrel是用于地质建模的软件，具有多种模块可用于不同分析场景下的建模。
CMG是用于储层模拟的软件，可模拟多种储层类型以及不同开采方式下的油气流动。
Techlog是用于测井数据解释的工具，可对测井数据进行多种处理并得出结论。
5.总结石油勘探与开发地质数据分析技术是提高勘探开发效率和降低成本的重要手段。
本技术手册所介绍的分类和分析技术及常用软件、工具，可为石油勘探专业人员提供参考和借鉴。
地质手册(第一部分)
第一部分油田开发概念1、石油地质类概念油田------是指受局部构造（或岩性、地层）单位所控制的同一面积范围内的油藏的总和。
气田------是指受局部构造（或岩性、地层）单位所控制的同一面积范围内的气藏的总和。
石油------石油是地下岩石中生成的、液态的、以碳氢化合物为主要成份的可燃性矿产。
天然气----是指蕴藏在地层内，以碳氢化合物为主的可燃性气体。
生油层----具备生油条件，且能生成一定数量石油的岩层。
油气运移--在压力差和浓度差存在的条件下，石油和天然气在地壳内任意移动的过程。
垂直运移--即油气运移的方向与地层层面近于垂直的上下移动。
侧向运移---即油气运移的方向与地层层面近于平行的横向移动。
储集层-----能使石油和天然气在其孔隙和裂缝中流动、聚集和储存的岩层。
含油层-----含有油气的储集层。
圈闭----凡是能够阻止石油和天然气在储集层中流动并将其聚集起来的场所。
盖层----紧邻储集层上下阻止油气扩散的不渗透岩层。
隔层----夹在两个相邻储集层之间阻隔二者串通的不渗透岩层。
遮挡----阻止油气运移的条件或物体。
含油面积----指含油边界线在平面上垂直投影所圈闭的面积。
油水边界----在油藏中油、气、水通常共处于个圈团中，其中石油与水的接触边界叫油水边界。
储油面积-----储油构造中，含油边界以内的平面面积。
工业油气藏-----在目前开采技术和经济条件下，具有开采价值的油气藏。
构造油气藏-----因构造运动岩层发生褶皱和断裂形成构造圈闭，使油、气聚集起来的叫构造油气藏。
地层油气藏-----在地层圈闭中的油气聚集叫地层油气藏。
岩性油气藏-----在岩性圈团中的油、气聚集叫岩性油气藏。
储油构造-----凡是能够聚集油、气的地质构造。
地质构造-----地壳中的岩层因地壳运动的作用发生变形与变位而遗留下来的形态。
沉积相----沉积体环境及其所形成的沉积体的综合叫沉积相。
沉积环境----指岩石在沉积和成岩过程中所处的自然地理条件、气候状况、生物发育状况、沉积介质的物理化学性质和地球化学条件等。
钻井手册样本
钻井计算公式1.卡点深度:L=eEF/105P=K×e/P式中: L-----卡点深度米e------钻杆连续提升时平均伸长厘米E------钢材弹性系数=2.1×106公斤/厘米2F------管体截面积。
厘米2P------钻杆连续提升时平均拉力吨K------计算系数K=EF/105=21F钻具被卡长度l:l=H-L式中H-----转盘面以下的钻具总长米注: K值系数5＂=715( 9.19)例: 某井在井深米时发生卡钻, 井内使用钻具为壁厚11毫米的59/16＂钻杆, 上提平均拉力16吨, 钻柱平均伸长32厘米, 求卡点深度和被卡钻具长度。
解: L=Ke/P由表查出壁厚11毫米的59/16＂钻杆的K=957则: L=957×32/16=1914米钻具被卡长度:L=H-L= -1914=86米2、井内泥浆量的计算V=D2H/2或V=0.785D2H 3、总泥浆量计算Q=q井+q管+q池+q备4、加重剂用量计算:W加=r加V原(r重-r原)/r加-r重式中: W加----所需加重剂的重量, 吨r原----加重前的泥浆比重 ,r重----加重后的泥浆比重r加---加重料的比重V原---加重前的泥浆体积米3例: 欲将比重为1.25的泥浆200米3, 用比重为4.0的重晶石粉加重至1.40, 需重晶石若干?解: 根据公式将数据代入:4×200( 1.40-1.25) /4.0-1.40=46吨5.降低泥浆比重时加水量的计算q=V原(r原-r稀)/r稀-r水式中: q----所需水量米3V原---原泥浆体积米3r稀---稀释后泥浆比重r水----水的比重( 淡水为1)r原---原泥浆比重例: 欲将比重1.30的泥浆150米3降至比重为1.17, 需加淡水若干?解: 根据公式代入数据:150( 1.30-1.17) ×1/1.17-1=115米3 6、泥浆循环一周所需时间计算T=V井-V柱/60Q泵式中: T---泥浆循环一周的时间, 分V井---井眼容积, 升V柱---钻柱体积升Q泵---泥浆泵排量升/秒备注: V井=0.785D井2V柱=0.785( D外2-d内2)例题: 井径81/2", 使用壁厚为10毫米的41/2"钻至1000米, 泵的排量为21.4升/秒, 问泥浆循环一周需时若干?解: V井=0.785×( 215.9) 2=36591升V柱=0.785( 114.32-94.32) =3275升T= V井-V柱/60Q泵=36591-3275/60×21.4=33316/1284=25.95分7、泥浆上返速度计算V返=12.7Q泵/D井2-d柱2式中: V返—泥浆上返速度米/秒Q泵---泥浆泵排量升/秒D井---井径厘米d柱---钻柱外径厘米例题: 某井井径为22厘米, 钻具外径为11.4厘米, 泥浆泵排量为25升/秒, 问泥浆上返速度是多少?解: V返=12.7Q泵/D井2-d柱2=12.7×25/222-11.42=0.90米/秒8、漏失速度计算公式:V漏=Q漏/t时式中: V漏—漏失速度米3/小时Q漏---在某段时间内的漏失量米3t时----漏失时间小时例题: 某井在30分钟内共漏泥浆15.6米3问该井在这段时间内的漏失速度是多少?解: V漏=Q漏/t时=15.6/0.5=31.2米3/小时9、泵压计算公式:P=0.081ρQ2/0.96D4式中: P---泵压MPaρ---使用密度 g/cm3Q----泥浆泵排量 l/sD---钻头水眼毫米D=√d12+d22+d32+…..10.常见套管数据表11．接头扣型尺寸: ( 1: 内平 2: 贯眼 3: 正规)12.常见单位换算表长度:1英寸(in)=25.4毫米(mm)=2.54厘米(cm)=0.0254米(m) 1英尺(ft)=12英寸(in)=304.8毫米(mm)=30.48厘米(cm)=0.3048米(m)1码(yd)=3英尺(ft)=914.4毫米(mm)=91.44厘米(cm)=0.9144米(m)1里=150丈=500米1丈=3.33米1尺=0.33米1寸=0.033米面积:1亩=666.6m²13.常规井身结构14. 常见钻铤尺寸与钻头直径关系对照表公式: 允许最小钻铤直径 = 2倍套管接箍外径 - 钻头直径有效井眼直径 =( 钻头直径 + 钻铤直径) ÷20在大于215.9mm(8 1/2in)的井眼中, 应采用塔式钻铤组合, 钻铤柱中最下一段钻铤(一般应不少于1立柱)的外径应不小于这一允许最小外径, 才能保证套管的顺利下入。
石油钻井工程技术手册
石油钻井工程技术手册概述：石油钻井工程技术手册是为了系统记录和总结石油钻井工程的技术要点和实施方法而编写的工具书。
本手册涵盖了石油钻井工程的各个方面，包括钻井井筒设计、钻井液的选择与应用、井口设备的使用方法以及安全操作等内容。
本手册旨在为钻井工程师和相关人员提供便利，以确保石油钻井工程的顺利进行。
第一章钻井井筒设计1.1 井型选择1.2 井深与孔径的确定1.3 钻井井筒的强度计算1.4 井壁稳定性分析1.5 钻井液的密度设计1.6 钻井液循环系统设计第二章钻井液的选择与应用2.1 钻井液的基本组成2.2 钻井液的分类与性能要求2.3 钻井液的性能评价方法2.4 钻井液添加剂的选择与应用2.5 钻井液的循环与处理第三章井口设备的使用方法3.1 钻井管柱的组装与安装3.2 钻井钻具的选择与使用3.3 钻井井口安全装置的操作3.4 卡钻与解卡的处理方法3.5 石油套管的安装与固井第四章安全操作4.1 钻井现场的危险与应对措施4.2 井口作业的安全操作规范4.3 危险品的储存与运输4.4 突发事件的应急处理与救援第五章钻井技术的进展5.1 钻井技术的新发展与应用5.2 水平井钻井技术5.3 钻井自动化与智能化技术5.4 钻井工程的环境保护与可持续发展结语：石油钻井工程技术手册的编写力求准确、系统并配合实际应用。
本手册将不断根据钻井工程技术的发展与变化进行更新与完善，以满足石油行业的需求。
同时，对于读者来说，学习和运用本手册所提供的技术知识和方法，将有助于提高钻井工程的质量和效率，确保工程的成功实施。
参考文献：[1] 石油行业工程技术中心. 石油钻井与完井工程技术手册[M]. 石油工业出版社, 2008.[2] Smith G W. 石油钻井工程[M]. 中国石油出版社, 2010.[3] 曹加宝, 石井润, 曹永刚. 石油钻井工程技术手册[J]. 工艺与装备, 2016(12): 89-94.注意：本手册仅供参考，请读者根据具体情况结合实践操作，并严格执行相关规范、标准与法律法规。
石油钻井常用数据手册
海里
—
2029 yd
1853.1232
面积
平方米
英寸 2
sq .in
0.00064513
英尺 2
sq .ft
144 sq. in
0.0928997
英亩
4840 sq. yd
4046.81
英里 2
sq. mile
640 acres
259.0ha
体积
立方米
英寸 3
cu. in
0.000016386
英尺 3
cm3 l l l m3 m3 gf gf N
kgf kgf tf tf kPa MPa bar kgf/cm2 kgf/mm2 kgf/mm2 J N.m kg.m tf.km J kcal W kW ch kgf/m kgf/l kgf/l kgf/m3 m3/h kcal/kg kcal/m2 kcal/m3 l/m l/m3 m3/m3
功率
ML2T-3
瓦特
W
尔格/秒
erg/s
10-7W
导出单位
速度
LT-1
米/秒
m/s
厘米/秒
cm/s
10-2m/s
加速度
LT-2
米/秒 2
m/s2
伽
cm/s2
10-2m/s2
压力
ML-1T-2
帕
应力
Pa
微巴
dyn/cm2
10-1Pa
动力粘度ML-1T-1 Nhomakorabea帕秒Pa·s
泊
P
10-1Pa·s
运动粘度
L2T-1
单位前的符号（词头符号） T G M k h da
单位前的符号（词头符号） d c m μ n p f a
石油石化钻井手册 - 钻机钻头钻孔技术说明书
Drilling mechanics and performanceThe drill rate that can be achieved with a specific bit is de-termined by the aggressiveness of its design, the weight on bit (WOB) applied, the rotations per minute (RPM) and the rock strength. When the RPM or WOB are increased, the rate of penetration (ROP) should increase proportionate-ly. If the increase is proportionate, the bit is efficient. Con-sequently, if the ROP does not incease proportionately to WOB, it is because something is making the rock cutting process inefficient. There is a specific dysfunction causing the depth of cut to be less than it should be. When drilling data is examined closely it is clear that in much of the foot-age drilled the bit is not cutting efficiently and this, rather than rock hardness, is the primary cause of low rates of pen-etration. The causes of inefficiency are known and for each type of bit dysfunction there are steps that can be taken im-mediately by the driller to improve the efficiency, ROP, bit life, and borehole quality. There are also engineering rede-sign options, but the focus of this chapter is the actions that can be taken by the driller.Bit mechanicsAll bits drill in a very similar manner. When weight is applied, the cutting structure indents the rock to some depth, and then as the bit is rotated the rock to the right of the buried cutting structure is destroyed. Indentation depth in a given rock is determined by the WOB the driller applies and the ro-tating sliding distance per minute is determined by the RPM used. The volume of rock, or drill rate, is the product of both (Figures DP-1a and -1b ). Indentation depths are not large, and most of the volume of rock removed is from rotation and the distance the cutters slide per minute. For example, the teeth of a more aggressive roller cone bit are aligned to stay on bottom and engaged for a greater distance in the rock, so they remove more rock volume per minute.The expected responses to WOB are shown in Figures DP-2a, -2b and -2c . If the bit is efficient, a plot of ROP vs WOB will form a straight line, regardless of rock strength, bit cut-ters and design, or RPM. The straight line is referred to as a proportionate response, a term that will be used throughout this chapter.Figures DP-2b and -2c show the effects of rock strength and bit aggressiveness. As rock strength increases, more WOB will be required to achieve a given indentation depth (depth of cut). The change in depth of cut and ROP is approximately proportionate to the change in rock strength. For example, ifIndentation depth (WOB)Indentation depth (WOB)Sliding distance per minute (RPM)Figures DP-1a and -1b (from top): All bits essentially work in the same manner. The rock volume removed per minute is determined by indentation depth and the combined distance per minute that the cutters travel while engaged.Higher RPMLower RPMSofter rockHarder rockMoreaggressiveLessaggressiveWOBWOBWOBRate of Penetration (ROP)E ect of RPM and WOBE ect of rock strength and WOBE ect of bit aggressiveness and WOBFigures DP-2a, -2b, and -2c (at right, from top): If the bit is efficient, a plot of ROP vs WOB will form a straight line, regardless of rock strength, bit cutters and design, or RPM. Figure DP-2a: Effectof WOB and RPM. Figure DP-2b: Effect of rock strength.Figure DP-2c: Effect of bit aggressiveness.the rock strength increases by 10% the drill rate should be expected to decline by about 10%.The bit aggressiveness determines the indentation depth and torque that will occur for a given WOB. As shown in Fig-ure DP-2c, a more aggressive bit will drill faster because any given WOB will cause it to indent to a greater depth of cut (DOC) per revolution.When operating efficiently, rock strength and bit aggressive-ness effect the drill rate, but large changes in drill rate are usually due to inefficiency or dysfunction in the rock cutting process. If the bit is efficient, it is only necessary to raise the WOB or RPM in order to drill faster. If the bit is not cutting rock efficiently, the driller must identify and address the cause of dysfunction in order to significantly increase perfor-mance. The types of dysfunctions and the driller’s response will be discussed.If the increase in ROP is not proportionate to changes in WOB or RPM, something is interfering with the indentation depth. The poor response to WOB is referred to as bit founder. For example, Figure DP-3a shows the relationship the driller will observe between WOB and ROP for bit balling, which is one form of founder.As weight is initially applied, bits tend to be inefficient at very low loads. The efficiency increases as the weight is in-creased. In Figure DP-3a the bit has reached its peak effi-ciency at Point 1, and a proportionate response is seen at any WOB between Point 1 and Point 2. When the bit is efficient, increased performance only requires that the driller contin-ue to raise the WOB. Not only will the ROP increase, but it will also increase by the same amount for each incremental increase in WOB. The response is linear, proportionate and predictable. At Point 2, bit balling is beginning to occur, which interferes with the depth of cut. The bit becomes even less efficient if additional WOB is applied. Point 2 is referred to as the founder, or flounder point. The driller achieves peak per-formance by determining the WOB at which the bit founders and operating with a bit weight that is close to that point. The process of determining the founder WOB is repeated for var-ious rotary speeds.In the case of bit balling, it is also useful for the driller to con-duct step tests with the third parameter that he controls, which is flow rate. Whether flow rate has any effect on per-formance depends on the cause of bit dysfunction, but in-creased flow rate is almost always effective in increasing the founder point for bit balling.Once the driller goes through the process of identifying the founder point, parameters are used that keep the operation at or just below founder. Performance has been maximized and cannot be improved further unless the cause of ineffi-ciency is addressed and the founder point is increased to a higher WOB.Figure DP-3b shows what should occur to increase perfor-mance further. In the case of bit balling, for example, if pump horsepower is not already fully utilized, the driller can change the founder point by increasing the flow rate and nozzle fluid velocity. This keeps the bit clean to a higher depth of cut and drill rate. Founder will still occur, but at a higher WOB. In one field case, the founder point and achievable ROP were elevat-ed from 120 ft/hr to 500 ft/hr with the same bit when the bit hydraulics were improved.It might not be necessary for the driller to know why the bit is foundering to find the best current operating parame-ters. However, it is necessary to know the cause of founder in order to take the specific action required to significantlyROPWOB WOBFigures DP-3a, -3b (from left): shows a straight-line response of ROP to WOB, indicating an efficient bit up to the founder point. The driller must limit WOB to remain at or below the founder point. Figure DP-3b shows the result of changing real-time practices or design that elevate the founder point to a higher WOB. The WOB the driller can now apply without foundering is increased, as is the achievable ROP.improve the current limitations. For example, increasing the nozzle velocity will not improve performance if drillstring vibrations are causing bit inefficiency. Therefore, the driller must have the knowledge and ability to determine the root cause. The drill team’s ability to identify the root causes of rock-cutting dysfunction in real time has been greatly en-hanced by the digital data now collected and the manner in which it is processed and displayed on many rigs. There are specific actions the driller can take to improve bit efficien-cy for every cause of dysfunction, and many other design changes that can be made by engineering.Testing bit performanceMost performance tests take the form of some type of step test. An example step test for determining inefficiency is shown in Figure DP-4a . In this case, the driller increases the WOB by 5,000 lb and the drill rate increases by 25 ft/hr. If the bit is efficient, the next 5,000 lb should yield another 25 ft/hr increase. If the drill rate increases by less than 25 ft/hr after the next step in WOB, the response is not propor-tionate. The increased weight has caused some form of rock cutting dysfunction (founder). While the drill rate has still increased, the bit has become less efficient. ROP will usually increase with WOB, but if the increase is not proportionate, something is wrong. The drilling performance is less than it should be, and the dysfunction might also be damaging to the bit. The same step test process can be applied when changing RPM. Increase RPM in fixed steps (i.e., 5 rpm), and ROP should increase proportionately and by the same amount with each step.As long as a proportionate response is seen from step to step, increased performance only requires that the driller continue to increase WOB or RPM to drill faster, and also to avoid damaging the bit or BHA. It is important that each stepin WOB or RPM be exactly the same. If the bit is efficient, a proportionate response will yield exactly the same increase in ROP, which is easy to see. If the steps are not exactly the same, the data can still be used, but the driller must physical-ly plot the ROP to see if the response plots as a straight line, as shown in Figure DP-4b . Using identical steps eliminates the need for plotting; it is only necessary to see that the ROP change is the same with each fixed step in WOB to know that the response is proportionate (straight line).If a downhole motor is being used, the same WOB step tests are conducted, but the motor differential pressure may also be used to observe a proportionate response, rather than just ROP. If the differential rises proportionately with each in-crease in WOB, the bit is efficient. If the pressure response is less than proportionate, the rock-cutting process is becom-ing inefficient.Drill-off testing is a method developed in the 1950s to min-imize the time to determine performance at various WOBs (Figure DP-5). The process works well with roller cone bits at moderate to low drill rates, but it tends to be less effec-tive with PDC bits. The driller applies a high WOB, locks the top-drive position, and continues rotation. The rotating bit drills ahead and the locked string elongates, transferring the drillstring weight that had been applied to the bit back to the hook. The amount of drillstring elongation is called “stretch”. The rate at which the hookload increases then provides an indication of how fast the string is elongating, which is also the bit drill rate .In the following example, the driller is recording the time re-quired for each additional 3,000-lb increase in hookload to occur, which corresponds to a 3,000-lb decrease in bit load. The ROP can be calculated and plotted during each incre-D e p t hWOB (K lbs)WOB (K lbs)ROP (ft/hr)R O P (f t /h r )510152025905101520253085755025Founder pointFigures DP-4a and -4b (from left): In Figure DP-4a, : WOB is increased in 5,000-lb steps, and ROP responds by increasing 25 ft/hr with each step, up to 20,000 lb. Between 15,000-20,000 lb the bit founders, and the next increase in ROP is less than 25 ft/hr (10 ft/hr). If the driller were to plot the average ROP at each WOB from the test in Figure DP-4a, it would produce the curve shown in Figure DP-4b. Founder isthe point at which the data is no longer a straight line (non-linear response).ment by the string stretch equation shown below. Stretchconstants for API DP may be found in reference manuals.DP Stretch= (Stretch Constant for specific DP)*(DP Length)*(Step Change in WOB) Eq 1Where units are:DP Stretch, in.;Stretch Constant, (in./k lb)/k-ft;DP Length, k ft; Step Change, k lb“k” indicates thousandsROP = (DP Stretch/Time)*[(3,600 sec/hr)/12 in./ft)Where units are:ROP, ft/hr;DP Stretch, in.;Time, secThe advantage of plotting data is to document the results andallow it to be communicated offsite. If documentation is notneeded, drillers usually conduct the test by simply observingthe time required for each increment of weight to drill off andthen using the WOB corresponding to the fastest time. In thisexample, the fastest drill rate would be seen at a WOB cor-responding to the 11- or 12-sec drill-offs (positions number 2and 3 in Figure DP-5).Mechanical Specific Energy (MSE) surveillance is anothermethod for determining drilling performance. Drill-off testsare well suited to roller-cone bits, intermediate drill stringlengths with significant stored stretch, and bit balling. But theprocedure does not produce clear results with PDC bits thatdrill with very light WOB, because the weight may drill offbefore meaningful data can be collected. Also, complex vi-brations tend to dominate bit dysfunction with PDC bits. Forthese reasons, surveillance practices have been developed inrecent years to continuously plot the amount of work the bitis doing, and this value shows whether the bit is becomingmore or less efficient as changes are made in parameters.Mechanical Specific Energy is the work or energy being usedper volume of rock drilled. MSE is plotted by the data-acqui-sition computer alongside other drilling data, such as WOB,RPM and ROP. In theory, if the bit is perfectly efficient, thevalue of the MSE equals the rock strength in psi. But in fieldpractice, it is primarily used as a relative indicator and it isnot necessary to know the rock strength. The driller makes achange and observes the MSE to see if rock cutting efficiencyimproved or declines.Figure DP-6 shows an MSE curve from a well in which bitballing is occurring. The footage where the MSE is high in-dicates that there is dysfunction (in this case, bit balling).When the bit drilled from a shale back into a sand, the MSEfell, indicating the bit’s cutting structure has cleaned up andis now operating efficiently. Changes in rock hardness alsoaffect the energy required, but this is minor when comparedto the energy increase when bit dysfunction occurs, so theselarge changes in MSE are very useful in showing dysfunction.When combined with other information, it can also be usedto determine the cause of the problem.Chasgnes in MSE can be related to effects of dysfunctionshown in Figure DP-7. If the MSE increases when a changeis made, the performance is moving further way from the ef-ficient performance, which would be the dashed blue line. Ifit decreases, the performance is moving closer to the dashedline. For example, the curve for whirl shows that if WOB is in-creased, the ROP performance moves closer to the predictedline, which means that inefficiency due to whirl is decreasing,and we would expect the MSE to go down. This is used as aCalculated weight on bitCalculated R OP(3) 12 sec, 109 k #(4) 15 sec, 112 k #(5) 17 sec, 109 k #Figure DP-5: Drill-off test conducted by observing the time required to drill off 3,000-lb increments of weight on bit. The highest ROP occursat the WOB corresponding to the shortest required time per increment.diagnostic. If the WOB is increased, and the MSE declines, we know that whirl was the cause of dysfunction to start with. As shown in Figure DP-7, there is no other dysfunction that improves as WOB is increased (e.g., moves closer to the dashed line). In order to identify some of the other forms of founder, it is necessary to observe additional data, or to have more information about the drilling conditions. This is dis-cussed in the sections below.Regardless of the cause of dysfunction, the manner in which the driller uses the MSE to maximize real time performance is the same. To get this performance, the driller must conduct step tests by changing one parameter at a time (WOB, RPM or GPM).If the MSE declines the dysfunction is getting better and performance is improving. Continue with more of thesame change (i.e., even higher WOB);If the MSE increases, the dysfunction is becoming worse and performance is declining. Change theparameter in the other direction (i.e., reduce the WOB); If the MSE stays the same performance is on the straight line portion of the drill off curve in FigureDP-3a. Continue increasing WOB to founder.It should be emphasized that the driller cannot simply ob-serve the MSE curve and diagnose most root causes, or de-termine the next action. Step tests must be conducted, and the MSE response to the change observed. It is the response that is diagnostic.Causes of drilling dysfunctionsEach of the categories of bit dysfunction will be discussed, as well as the observations that can be made to diagnose what is occurring in real time. The corrective actions that can be taken immediately at the rig site will also be dis-cussed. Figure DP-7 shows the effect that each of the major forms of dysfunction may have on ROP as WOB is increased. At any given point in time only one of these usually domi-nates. However, this is not always true and that can com-plicate diagnosis. The types of rock cutting dysfunction dis-cussed are:Bit balling: buildup of material on the bit that interferes with depth of cut;Interfacial severity: formations with hard inclusions or layers that cause axial shocks and break cutters;Bottomhole balling: layer of ground cuttings held to the bottom of the hole by differential pressure;Whirl vibrations: lateral motion of the string and bit;Stick-slip vibrations: torsional motion in which the bit speed oscillates periodically;Axial vibrations: axial motion in which the bit depth of cut oscillates periodically.The flow chart in Figure DP-8 summarizes a progression of activities to maximize performance. There are five forms of dysfunction shown and the driller’s response to each. There are also numerous engineering redesign options, but these are not within the scope of the chapter. The flow chart is not self-explanatory and the dysfunctions, testing procedures and responses are contained in the detailed discussions to follow.Bit ballingBit balling occurs when drilled material accumulates on the cutting structure that begins to carry some of the applied WOB, so that the weight on the cutter tips is reduced. Con-Causes and e ects of founderE cient bitw/expected DOCRate of penetration (ROP)Bit ballingWhirlStick-slipInterfacial severityBottomhole ballingWOBFigure DP-6: Example Mechanical Specific Energy (MSE) plot showing severe bit dysfunction in shales due to bit balling and efficient drilling in sands. Nozzles were changed during a trip to increase bit cleaning and the MSE curve now shows both shales andsands drilling efficiently.Figure DP-7: Founder, or rock-cutting dysfunction, causes the depth of cut and ROP to be less than it should be for a given WOB, causing performance to decline. The order in which the various dysfunctions are seen as WOB is increased will vary and must be determined bythe driller in an organized step test.。
石油行业油井钻探技术手册
石油行业油井钻探技术手册石油行业是目前全球最大的产业之一，为保证石油资源的供给，石油行业的技术手段也不断更新和创新。
其中，油井钻探技术是石油行业中至关重要的一环。
本手册旨在介绍石油行业中常用的油井钻探技术，包括钻探设备、钻井液、钻头、井壁稳定技术以及一些应急措施。
1.钻探设备钻探设备是钻井过程中的核心设备，用来在钻孔中不断打磨岩石。
钻井设备通常由钻机、钻杆、钻头、钻袋等组成。
钻机可以分为旋转式和往复式。
其中旋转式钻机功率大，适用于深井作业。
往复式钻机则适用于浅井作业。
2.钻井液钻井液是用于冷却、润滑和稳定钻井过程的重要液体。
它的作用包括维持井眼稳定，保持岩屑悬浮，提供气密性和冷却钻头。
钻井液可以分为钻井泥浆和钻井泡沫。
前者主要用于深井作业，后者适用于浅井作业。
3.钻头钻头可以分为PDC钻头和三角钻头。
PDC钻头是最常用的切削工具，它的切削效果好，但是容易破损。
三角钻头则适用于软岩或疏松地层，能够提供更好的稳定性和切削效果。
4.井壁稳定技术井壁稳定技术指的是在钻井过程中避免井眼崩塌和井壁塌陷的技术。
主要是通过钻井液的性质、钻杆的支撑和设置井壁套管等方式来达到。
井壁稳定技术的重要性在于保证井眼的稳定，避免井眼崩塌和井壁塌陷等意外情况发生。
5.应急措施钻井过程中难免会遇到一些意外情况，为了保障钻井人员的安全和井眼的稳定，必须制定应急预案。
这包括应急井壁支撑，应急钻杆回收以及应急井底压力控制等方面。
总之，钻探技术作为石油行业的核心技术，对于石油行业的稳定发展至关重要。
本手册旨在介绍油井钻探技术的基础知识和应急措施，帮助读者更好地理解和掌握油井钻探技术。
钻井地质设计书
初测坐标本井与单6-平12井同台单家寺油田单6-平22井钻井地质设计书设计人：王凤舞韩婉璘初审人：审核人：复审人：批准人：设计单位：胜利石油管理局地质录井公司批准单位：胜利油田分公司滨南采油厂二○○八年四月十六日目录一、基本数据 (1)二、设计地质剖面 (2)三、取资料要求 (3)四、地层孔隙压力和钻井液性能要求 (4)五、邻井注汽情况及故障提示 (5)六、施工要求及注意事项 (5)七、对钻井工程质量要求 (6)八、设计依据 (6)九、备注 (7)十、附图附表 (7)一、基本数据1、井位：(1) 井口地理位置：单家寺油田单130井井口方位 267°距离116m。
(2) 构造位置：济阳坳陷东营凹陷滨县陡坡构造带单6断块中部。
(3) 井位坐标：井口纵X： 4 149 855.93m 横Y： 20 593 562.99m靶点A 纵X： 4 149 731.00m 横Y： 20 593 309.00m靶点B 纵X： 4 149 662.00m 横Y： 20 593 176.00m2、井别：生产井 (热采水平井)3、设计垂深： 1109.00m，A靶垂深1109.00m，B靶垂深1107.50m，A～B靶间水平距离149.83m。
（设计靶点深度是根据Ng下2砂体顶面构造图读取，未减去补心高度。
）4、完钻层位：馆陶组。
5、钻探目的：开发Ng下2油藏。
设计目的层Ng下2，相当于单6-10-30井1103.0～1110.0m油层井段。
6、完钻原则：钻至B靶点后，留足10m口袋完钻。
7、下套管原则：(1) 水平段油层以上下入直径177.8mm 钢级TP110H 壁厚9.19mm 油层套管，水平段油层采用精密滤砂管防砂工艺，筛管结构由采油院确定。
(2)短套管：预计下入短套管1根，具体下入深度测井后确定。
(3)水泥返高：返至地面，满足热采要求。
水平段上部采用抗高温水泥固井，确保固井质量全优。
二、设计地质剖面1、设计井及依据井地层分层：代表整合代表不整合设计井深度未减补心高度。
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表面大气压:
p = 1013.250 毫巴
表面重力加速度(赤道) 978.0 厘米/秒 2
表面重力加速度(极地) 983.2 厘米/秒 2
自转周期 23 时 56 分 4 秒(平太阳时)
公转轨道半长径 149597870 千米
公转轨道偏心率 0.0167
公转周期 1 恒星年
黄赤交角 23 度 26 分
从离地球数万公里的高空看地球，可以看到地球大气圈中水汽形成的白云和覆盖地球大部分
的蓝色海洋，它使地球成为一颗"蓝色的行星"。地球水圈总质量为 1.66×1024 克，约为地球
总质量的 3600 分之一，其中海洋水质量约为陆地（包括河流、湖泊和表层岩石孔隙和土壤
中）水的 35 倍。如果整个地球没有固体部分的起伏，那么全球将被深达 2600 米的水层所均
地球是由一系列的同心层组成。地球内部有核（地核）、幔（地幔）、壳（地壳）结构。 地球外部有水圈和大气圈，还有磁层，形成了围绕固态地球的美丽外套。
1.1.1 地球的基本参数：
扁率因子：
298.257
平均密度：
5.52 千克/米 3
赤道半径:
ae = 6378136.49 米
极半径:
ap = 6356755.00 米
1 地壳及其组成
1.1 地球的内部构造及物理性质
地球是太阳系八大行星之一，国际名称为“该娅”(盖娅（Gaea），按离太阳由近及远 的次序数是第三颗。它有一颗天然的卫星---月球，二者组成一个天体系统---地月系统。
地球像一个陀螺，自西向东自转，同时又围绕太阳公转。地球自转与公转运动的结合使 其产生了地球上的昼夜交替和四季变化(地球自转和公转的速度是不均匀的)。同时，由于受 到太阳、月球、和附近行星的引力作用以及地球大气、海洋和地球内部物质的等各种因素的 影响，地球自转轴在空间和地球本体内的方向都要产生变化。地球自转产生的惯性离心力使 得球形的地球由两极向赤道逐渐膨胀，成为目前的略扁的旋转椭球体，极半径比赤道半径短 约 21 千米。
当于地球总质量的百万分之 0.86。由于地心引力作用，几乎全部的气体集中在离地面 100
公里的高度范围内，其中 75％的大气又集中在地面至 10 公里高度的对流层范围内。根据大
气分布特征，在对流层之上还可分为平流层、中间层、热成层等。
水圈
水圈包括海洋、江河、湖泊、沼泽、冰川和地下水等，它是一个连续但不很规则的圈层。
进行研究。而地球内圈，目前
主要用地球物理的方法，例如
地震学、重力学和高精度现代
空间测地技术观测的反演等
进行研究。地球各圈层在分布
上有一个显著的特点，即固体
地球内部与表面之上的高空
基本上是上下平行分布的，而
在地球表面附近，各圈层则是
相互渗透甚至相互重叠的，其
中生物圈表现最为显著，其次
是水圈。 大气圈
图 1-1 地球结构
大气圈是地球外圈中最外部的气体圈层，它包围着海洋和陆地。大气圈没有确切的上界，
在 2000 ～ 16000 公里高空仍有稀薄的气体和基本粒子。在地下，土壤和某些岩石中也会
有少量空气，它们也可认为是大气圈的一个组成部分。地球大气的主要成份为氮、氧、氩、
二氧化碳和不到 0.04％比例的微量气体。地球大气圈气体的总质量约为 5.136×1021 克，相
匀覆盖。大气圈和水圈相结合，组成地表的流体系统。
生物圈 由于存在地球大气圈、地球水圈和地表的矿物，在地球上这个合适的温度条件下，形成 了适合于生物生存的自然环境。人们通常所说的生物，是指有生命的物体，包括植物、动物 和微生物。据估计，现有生存的植物约有 40 万种，动物约有 110 多万种，微生物至少有 10 多万种。据统计，在地质历史上曾生存过的生物约有 5－10 亿种之多，然而，在地球漫长的 演化过程中，绝大部分都已经灭绝了。现存的生物生活在岩石圈的上层部分、大气圈的下层 部分和水圈的全部，构成了地球上一个独特的圈层，称为生物圈。生物圈是太阳系所有行星 中仅在地球上存在的一个独特圈层。 岩石圈 对于地球岩石圈，除表面形态外，是无法直接观测到的。它主要由地球的地壳和地幔圈 中上地幔的顶部组成，从固体地球表面向下穿过地震波在近 33 公里处所显示的第一个不连 续面（莫霍面），一直延伸到软流圈为止。岩石圈厚度不均一，平均厚度约为 100 公里。由 于岩石圈及其表面形态与现代地球物理学、地球动力学有着密切的关系，因此，岩石圈是现 代地球科学中研究得最多、最详细、最彻底的固体地球部分。由于洋底占据了地球表面总面 积的 2/3 之多，而大洋盆地约占海底总面积的 45％，其平均水深为 4000～5000 米，大量发 育的海底火山就是分布在大洋盆地中，其周围延伸着广阔的海底丘陵。因此，整个固体地球 的主要表面形态可认为是由大洋盆地与大陆台地组成，对它们的研究，构成了与岩石圈构造 和地球动力学有直接联系的"全球构造学"理论。 软流圈 在距地球表面以下约 100 公里的上地幔中，有一个明显的地震波的低速层，这是由古登 堡在 1926 年最早提出的，称之为软流圈，它位于上地幔的上部即 B 层。在洋底下面，它位 于约 60 公里深度以下；在大陆地区，它位于约 120 公里深度以下，平均深度约位于 60～250 公里处。现代观测和研究已经肯定了这个软流圈层的存在。也就是由于这个软流圈的存在， 将地球外圈与地球内圈区别开来了。 地幔圈 地震波除了在地面以下约 33 公里处有一个显著的不连续面（称为莫霍面）之外，在软 流圈之下，直至地球内部约 2900 公里深度的界面处，属于地幔圈。由于地球外核为液态， 在地幔中的地震波 S 波不能穿过此界面在外核中传播。P 波曲线在此界面处的速度也急剧减 低。这个界面是古登堡在 1914 年发现的，所以也称为古登堡面，它构成了地幔圈与外核流 体圈的分界面。整个地幔圈由上地幔（33～410 公里深度的 B 层，410～1000 公里深度的 C 层，也称过渡带层）、下地幔的 D′层（1000～2700 公里深度）和下地幔的 D″层（2700～2900 公里深度）组成。地球物理的研究表明，D″层存在强烈的横向不均匀性，其不均匀的程度 甚至可以和岩石层相比拟，它不仅是地核热量传送到地幔的热边界层，而且极可能是与地幔 有不同化学成分的化学分层。 外核液体圈 地幔圈之下就是所谓的外核液体圈，它位于地面以下约 2900 公里至 5120 公里深度。整 个外核液体圈基本上可能是由动力学粘度很小的液体构成的，其中 2900 至 4980 公里深度称 为 E 层，完全由液体构成。4980 公里至 5120 公里深度层称为 F 层，它是外核液体圈与固体 内核圈之间一个很簿的过渡层。 固体内核圈 地球八个圈层中最靠近地心的就是所谓的固体内核圈了，它位于 5120 至 6371 公里地心 处，又称为 G 层。根据对地震波速的探测与研究，证明 G 层为固体结构。地球内层不是均 质的，平均地球密度为 5.515 克/厘米 3，而地球岩石圈的密度仅为 2.6～3.0 克/厘米 3。由此， 地球内部的密度必定要大得多，并随深度的增加，密度也出现明显的变化。地球内部的温度
平均半径:
a = 6371001.00 米
赤道重力加速度:
ge = 9.780327 米/秒 2
平均自转角速度:
ωe = 7.292115 × 10-5 弧度/秒
扁率:
f = 0.003352819
质量:
M⊕ = 5.9742 ×1024 公斤
地心引力常数:
GE = 3.986004418 ×1014 米 3/秒 2
平均密度:
ρe = 5.515 千克/米 3
太阳与地球质量比:
S/E = 332946.0
太阳与地月系质量比:
S/(M+E) = 328900.5
公转时间:
T = 365.2422 天
离太阳平均距离:
A = 1.49597870 × 1011 米
Байду номын сангаас
公转速度:
v = 11.19 公里/秒
表面温度:
t = - 30 ～ +45
核液体圈和固体内核圈。此外在地球外圈和地球内圈之间还存在一个软流圈，它是地球外圈
与地球内圈之间的一个过渡圈层，位于地面以下平均深度约 150 公里处。这样，整个地球总
共包括八个圈层，其中岩石
圈、软流圈和地球内圈一起构
成了所谓的固体地球。对于地
球外圈中的大气圈、水圈和生
物圈，以及岩石圈的表面，一
般用直接观测和测量的方法
地球各圈层结构
地球海洋面积 361745300 平方公里 地壳厚度 80.465 公里 地幔深度 2808.229 公里 地核半径 3482.525 公里 表面积 510067866 平方公里
1.1.2 地球内部的层圈
地球圈层分为地球外圈和地球内圈两大部分。地球外圈可进一步划分为四个基本圈层，
即大气圈、水圈、生物圈和岩石圈；地球内圈可进一步划分为三个基本圈层，即地幔圈、外