卡准完钻井深案例
井下作业公司井喷事故案例汇编
井下作业公司历年来井喷事故案例统计如下：钻井井喷事故3起：1）2002年8月9日，乌5井区DW013井喷事故。
2）2004年7月16日，四2区46157井井喷事故。
3）2007年8月12日，哈萨克斯坦肯基亚克盐上油田66001井井喷着火事故。
大修井喷事故4起：1）1989年4月24日12，红山嘴红0221井井喷事故。
2）2002年9月26日，克82井井喷事故。
3）2006年6月12日，准东台21井井喷事故。
4）2006年7月19日，北布扎齐NB42井井喷失控事故。
小修井喷事故13起：1）1989年4月22日，克75井井喷事故。
2）1994年9月，石西石004井井喷事故。
3）1998年10月石西SH2502井井喷事故。
4）1999年10月，莫北2井井喷事故；5）2000年7月28日百口泉X1203井井喷事故。
6）2001年6月5日，五3东57205井井喷事故。
7）2004年7月23日八区8515井井喷事故。
8）2006年4月27日,七东2区71115井井喷事故。
9）2006年6月16日，三4区克浅306井井喷事故。
10）2006年12月1日，金004井井喷事故。
11）2007年4月14日，百重b11714井井喷事故。
12）2007年8月石西SH3602井井喷事故。
13）2007年10月11日，石西SH1049井井喷事故。
浅层钻井喷事故案例一、乌5井区DW013井钻进井喷事故1、基本情况DW013井是一口稀油井，由井下作业公司大修四队承钻：设计井深1455m，目的层三叠系克上组（T2K2），地质预告油层在1260m～1430m，钻井液密度要求：1210m以上，r=1.12g/cm3, 1210～1455m，r=1.07g/cm3。
2、事故发生经过2002年8月9日凌晨7：30正常钻进至1271米时发生井喷，喷出大量油气水，并发出刺耳的声音，在距离该井3km远的乌尔禾兵站都能听到。
井喷时井内钻井液密度为 1.09 g/cm3，粘度50s，失水3.2ml。
钻井井喷事故案例多媒体(9.24上午)
2007年9月
一、气井井喷，不能长时间关井，不做井口压力控制
东2井井喷事故案例
松辽盆地北部绥棱背斜带，青岗背斜构造上 的预探井（直井）
东2井 地处：肇东市宣化乡富荣村、富家围子屯西
南500m 目的层：探扶余、相大城子油层，兼探高台 子油层
于1988年3月1日开钻，设计井深2200米 3月17日钻至775米，起钻中发生第三次井喷 3月29日压井成功，报废处理
14:00总工赶到井场时，井喷事故 已经恶化（已关井8个半小时）
约450m
约2m
约50m
喷坑直径约10米
富家围子屯
井口西北偏东约500米处有富家围子屯 屯西约50米处形成喷坑（直径约10米，喷高约2 米），村中多口水井、菜窖冒气 有一居民家炕底冒气 井口套压为2.8Mpa(地层已蹩漏)
本井穿过两个断层，断点分别为155m和465m
1.5m3,立即关井,套压20Mpa
压井 难度
压力系数高:1.85左右（后来逐渐认识） 压力窗口小:（破压系数1.92） 产量大:（150-200万m3/日）
∮248 ∮168 ∮161
2914m 4261m 4285m
1600m的3-1/2”钻杆，内阻大 10-3/4”套管抗内压强度低（51.3Mpa） 阶梯型井眼，在高速气流作用下泥浆容 易被分散雾化，很难形成液柱
气体)
地层早已蹩开，不仅威胁着生命安全，使井喷恶 化，给压井工作带来较大困难
2、发生溢流、井涌后，应立即关井，不能
敞开井口循环，使气体侵入加剧。22分钟，出现不可 收拾的地步才关井。
3、压井过程应保护好钻头水眼，使其畅通。
训 4、气体的可压缩性决定，发生溢流到井涌时
第三次抢险压井
井喷事故及险情案例分析2006～2009
井喷事故及险情案例分析（2006年～2009年）（第二部分）中国石油天然气集团公司工程技术分公司二0一0年一月目录一、黄26－34井二、罗家2井三、泉320－1X井四、红G＋4－52井五、台6－4井六、西60－8井七、松浅22井八、法52－46井九、庄4－16K井十、龙岗001－8井十一、涩R44－3井十二、大北202井十三、徐深8－平1井十四、伏2－23井中石油集团公司井喷事故及险情案例分析一、黄26－34井1、基本情况辽河油田黄26－34井完钻井深2695.0m；油层套管φ139.7×2694.77m，生产井段2206.4～2656.0m。
预计在沙河街组中部井段2095.2～2028.0m射孔，测井解释预射孔段为油层，设计压井液密度1.05g/cm3。
2006年2月4日兴隆台工程技术处作业十五队用89枪射孔，计划射七炮，在射完第一炮起电缆时，发生井喷失控着火。
2、事故发生经过2:30射孔队施工准备。
2:52射孔校深。
2:54点火起爆，上提电缆。
2:56电缆提出100多米，发现井口井涌，立即商定剪断电缆，关射孔闸门。
2:58喷出液柱高达2m左右。
3:00左右，剪断电缆，同时抢关射孔闸门，此时液柱高度约10米左右，随着喷势越来越大，放炮闸门难以关闭。
副队长打开南侧套管闸门进行分流，此时井口周围弥漫水雾并伴有天然气。
3:05左右井口南侧发出“砰”的一声，着火。
见图1。
图1 黄26－34井井喷失控着火照片3、事故处理过程（1）汇报并启动应急预案3:05至3:07作业队副队长向黄金带消防队汇报火警，同时队长向作业区汇报。
3:10作业区向处调度室汇报。
3:07消防队接到火警，于3:18到达井喷现场，3:22，灭火战斗展开。
3:30消防队抢开出射孔车辆两台，拖出作业值班房一个。
3:40油田公司启动《辽河石油勘探局突发特别重大事故应急救援预案》。
4:20第一批有关人员到达现场。
4:40成立20人的抢险突击队。
钻井队卡钻事故检讨书
我作为钻井队的一员，深感愧疚和自责，因为近期我队在钻井过程中发生了卡钻事故，给公司造成了巨大的经济损失，同时也对员工的生命安全构成了威胁。
在此，我向领导和同事们诚恳地检讨，以表达我对此事的深刻反思和诚挚的歉意。
一、事故经过2022年5月，我队在执行某油气田钻井任务时，发生了卡钻事故。
在钻井过程中，由于地层变化、钻井液性能不稳定等因素，导致钻头卡在井底，无法正常起拔。
事故发生后，我们立即启动应急预案，组织人员进行抢修，但由于各种原因，事故持续了三天三夜，最终导致钻具报废，不得不更换钻具继续钻井。
二、事故原因分析1. 事先预防不足。
在钻井前，我们未对地层变化、钻井液性能等因素进行充分调查和评估，导致在钻井过程中无法准确应对突发情况。
2. 钻井液性能不稳定。
在钻井过程中，钻井液性能不稳定，导致钻头与井壁发生粘附，增加了卡钻风险。
3. 操作人员技能不足。
部分操作人员对钻井工艺和设备操作不熟悉，导致在操作过程中出现失误，加剧了卡钻事故的发生。
4. 安全意识淡薄。
在钻井过程中，部分员工对安全重视程度不够，违章操作现象时有发生，为事故的发生埋下了隐患。
三、事故教训1. 加强预防意识。
在钻井前，要充分调查和评估地层变化、钻井液性能等因素，制定详细的预防措施，确保钻井安全。
2. 优化钻井液性能。
加强钻井液性能管理，确保钻井液在钻井过程中保持稳定，降低卡钻风险。
3. 提高操作人员技能。
加强操作人员培训，提高他们的钻井工艺和设备操作技能，确保操作规范。
4. 强化安全意识。
加强安全教育培训，提高员工的安全意识，杜绝违章操作现象。
四、整改措施1. 制定预防措施。
针对此次事故，我们制定了以下预防措施：（1）加强对地层变化、钻井液性能等因素的调查和评估，提前做好应对措施。
（2）优化钻井液配方，确保钻井液在钻井过程中保持稳定。
（3）加强设备维护保养，确保设备正常运行。
2. 加强培训。
对操作人员进行定期培训，提高他们的钻井工艺和设备操作技能。
石油工程技术 塔河油田锻铣φ127mm套管侧钻技术及应用案例
塔河油田锻铣φ127mm套管侧钻技术及应用案例塔河油田充分利用已钻成老井的井身结构，通过在老井中锻铣掉φ127mm套管，然后在其上部井段重新进行填井侧钻，从而建成新的产能。
完井的井身结构见图1。
图1完井的井身结构1锻铣工艺技术1.1锻铣深度锻铣深度要结合侧钻时的技术套管的下深、测斜仪器长度、造斜点深度来综合进行确定，计算公式为：L=L1+L2+L3式中L—锻铣深度，m；L1—技术套管下深，m；L2—测斜仪器长度，m；L3—造斜点深度，m。
通常裸眼段中锻铣深度要比侧钻点深20～30m。
1.2锻铣钻具组合φ150mm高效领眼铣鞋+φ120mm钻铤×9根+φ88.9mm钻杆。
1.3锻铣参数钻压20～40KN，转速60～70r/min，排量14～16L/s，泵压20Mpa。
1.4锻铣技术措施1.4.1首先用φ150mm高效领眼段鞋进行通井，检查φ178mm套管变形情况，下锻铣钻具组合时要控制下钻速度，防止发生套管变形卡钻。
1.4.2下钻到底后开泵循环，待排量和泵压稳定后，启动转盘缓慢下放，开始锻铣时采用小钻压10～15KN进行锻铣0.5m，待锻铣正常后方可加至设计钻压进行锻铣。
1.4.3注意锻铣的速度控制在0.50～1.00m/h，同时锻铣期间司钻要密切注意钻压、泵压、转盘扭矩、钻时的变化，保证循环排量>14L/s。
1.4.4锻铣1～2m后，上提钻具一个单根，循环钻井液30min，检查该段锻铣情况、高效领眼铣鞋的刀体磨损情况，重新进行座刀试验。
1.4.5在锻铣作业过程中，为防止损坏井口和φ178mm套管，应在井口钻具和下部钻具中加入防磨接头20只。
1.4.6锻铣施工中，注意井口铁屑返出情况，并进行称重，根据井口返出铁屑的情况适当调整锻铣参数和钻井液性能，保持漏斗粘度100～140s，静切力20～25/22～28pa，以保证携带和悬浮铁屑的需要。
1.4.7锻铣时，对φ127mm套管扶正器、尾管的悬挂器位置要卡准，锻铣时要严格控制钻压和转速，每锻铣0.1m，要求上提充分对扶正器铁屑进行清除，防止缠刀体。
钻井事故与井下复杂问题
一、卡钻事故
缩径卡钻
原因 砂泥岩易因泥浆滤失量大形成厚泥饼 特殊泥页岩吸水膨胀，含水泥岩塑性蠕变，沥青层 盐岩蠕变 温度、压力、时间 深部石膏层吸水膨胀 地层错动、井眼横向位移 特征 单向遇阻，卡点固定 多发生在钻具运动中（蠕变层例外） 一般循环正常 卡点在钻头或大直径钻具处 蠕变岩层钻速快、扭矩大、提起难下到原井深
钻井事故与井下复杂问题
钻井事故与井下复杂问题
概述 卡钻事故 钻具断落事故 井下落物事故 测井事故 井喷事故 井漏 固井中的事故及复杂问石、新井 眼随之生成，新形成的井壁岩石失去了原来的支 撑条件，呈现出不稳定状态，如果钻井措施不能 适应这些变化，就会造成井下诸多复杂情况和事 故。据统计，当前事故与复杂情况可占钻井施工 总时间的 68 ，造成巨大经济损失。正确认 识和预防、处理井下事故及复杂情况是钻井工作 者的重要任务之一。
一、卡钻事故
泥包卡钻 预防 钻进保证足够的排量 软地层使用低粘、低切钻井液；可使用刮刀钻头；注 意控制钻速 注意泵压和钻井液出口流量 发现泥包显示，停止钻进、及时清除；起钻防抽吸 处理 . 开大泵量，降低钻井液的粘度和切力 强力活动钻具 使用震击器震击 倒扣套铣 清除粘卡、爆松
录井图
卡钻事故 一、卡钻事故
粘吸卡钻 郝科1井粘吸卡钻 经过 郝科1井 1996年6月3日11:00钻水泥塞至井深
4320.89m时发生井涌，当时泥浆密度为1.77 g/cm3。12:00关井，至 16:10以密度1.92～1.95 g/cm3 泥浆压井，井下平衡。继续钻进时将 泥浆密度提到1.94～1.99 g/cm3 ，6日5:00钻至井深4383.87m（出技 术套管59.03m）接单根 15min发生卡钻。卡钻后开泵正常，活动钻 具最大提到1380 kN、下砸到 0不能解卡。 处理 分析卡钻原因认为，4324.8m～4369.75m井段砂层发 育，泥浆密度高，卡钻为压差卡钻。7日5:10将泥浆密度降 到1.91～1.92 g/cm3 ，钻具自动解卡。 启示 此类卡钻与钻具所处裸眼长度关系不大， 裸眼长度短时采取降密度的方法有效。
牙哈23-2-14井井喷失控事故案例
Every noble work is at first impossible.同学互助一起进步（页眉可删）牙哈23-2-14井井喷失控事故案例1、基本情况牙哈23-2-14井是由60703 队以总包方式承钻的牙哈23井区一口直井生产井，目的层位为下第三系、白垩系(E+K) 。
该井于1998年6月20日12:00 一开，8月28日17:00完钻，完钻井深562Om，套管程序为：339.7mm120Om+178mm 5259.80m，固井正常。
在1998年8月28日钻水泥塞时由于下部88.9mm钻杆本体刺坏,钻井液循环短路造成卡钻。
从1998年9月6日17:00开始先后用强力活动钻具、转盘原钻具倒扣、下超级震击器震击、正扣套铣反扣倒扣和磨鞋磨进等方法进行处理(后电测解释证明5140m 处套管磨损较为严重) 。
鉴于事故处理难度大，现人工井底5175.93m 已低于主要目的层下第三系底界深度5159m以下17m，经指挥部研究决定，于1998年10月6日停止卡钻事故处理，按设计进行完井作业。
1）井喷前井控装置及控制系统状况：(1) 井口:339.7mm套管头+178mm套管头+变径法兰+钻井四通+双闹板(2个127mm 的半封) +单闸板(178mm半封)+环形防喷器；(2) 控制系统(远控台、司控台、节控箱)已被拆除；(3) 管汇(压井、节流、放喷管汇)已被拆除。
2）三次电测情况 :(1) 本井于10月7日4:00～19:00 进行第一次电测，因钻井液中铁屑多未成功，电测要求处理钻井液，井队于10月7日19:00～10月8日13:00将全井筒钻井液(密度1.49g/cm3) 替成完井套管保护液(密度1.03g/cm3)；(2)10月8日13:00～10月9日12:00进行第二次电测，测固井质量成功。
于10月9日12:00～10月10日12:00下139.7mm强磁打捞器+ 178mm套管刮壁器处理套管壁上的铁屑。
井喷事故及险情案例分析20062009
井喷事故及险情案例分析（2006年～2009年）（第二部分）中国石油天然气集团公司工程技术分公司二0一0年一月目录No table of contents entries found.中石油集团公司井喷事故及险情案例分析一、黄26－34井1、基本情况辽河油田黄26－34井完钻井深2695.0m；油层套管φ×2694.77m，生产井段～。
预计在沙河街组中部井段～射孔，测井解释预射孔段为油层，设计压井液密度1.05g/cm3。
2006年2月4日兴隆台工程技术处作业十五队用89枪射孔，计划射七炮，在射完第一炮起电缆时，发生井喷失控着火。
2、事故发生经过2:30射孔队施工准备。
2:52射孔校深。
2:54点火起爆，上提电缆。
2:56电缆提出100多米，发现井口井涌，立即商定剪断电缆，关射孔闸门。
2:58喷出液柱高达2m左右。
3:00左右，剪断电缆，同时抢关射孔闸门，此时液柱高度约10米左右，随着喷势越来越大，放炮闸门难以关闭。
副队长打开南侧套管闸门进行分流，此时井口周围弥漫水雾并伴有天然气。
3:05左右井口南侧发出“砰”的一声，着火。
见图1。
图1 黄26－34井井喷失控着火照片3、事故处理过程（1）汇报并启动应急预案3:05至3:07作业队副队长向黄金带消防队汇报火警，同时队长向作业区汇报。
3:10作业区向处调度室汇报。
3:07消防队接到火警，于3:18到达井喷现场，3:22，灭火战斗展开。
3:30消防队抢开出射孔车辆两台，拖出作业值班房一个。
3:40油田公司启动《辽河石油勘探局突发特别重大事故应急救援预案》。
4:20第一批有关人员到达现场。
4:40成立20人的抢险突击队。
（2）抢险组织、准备4:50按照应急预案组织抢险工作，制定抢险方案，组织抢险物资，加工抢险工具。
8:50抢拖出作业机和少量油管、抽油杆。
（3）抢险灭火压井成功15:30成功关闭套管南侧闸门，南部地面火焰熄灭。
16:30拖出靠南侧抽油机组，基本完成井场清障。
气井完井工程方案设计及典型案例分析3
➢环空带压问题越来越突出
✓墨西哥湾50%油气井套管出现SCP（环空持续压力）,在其OCS地区大约15500口生 产井关闭或临时废弃 ✓美国统计了8122口井、11498层套管产生了稳定套压SCP ✓龙岗地区龙1、龙2、龙3井Ф244.5mm与Ф177.8mm技术套管环空带压 。。。。。。
占统计套管百分比
油层套管7″
HP-13Cr-110×11.51
衬管5″
p-110×7.52
油管27/8″
HP-13Cr-110×5.51
抗内压 (MPa)
44.5 60 85.91 78.6 97.5
抗挤 (MPa)
26.8 31.1 74.32 61.0 88.3
（2）事故概况
✓光管柱投产，井口压力57MPa下，输气 40×104m3/d。稳产一年后，井口泄漏频繁， 腐蚀严重，油管从悬挂器处断落，油压 57↑59.5MPa，套压60.1↓59.8MPa,井口温 度出现异常60 ℃ ↑90℃
1113.19mm之间。 DY7井套管磨损程度预测
30
25
平均14.55g/m
20
15
10
平均2.49g/m
5
0
0
2
4
6
8
10
12
ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ14
16
测量次数
DY7井铁屑吸附物变化曲线
3000m以上井段下入非金属防磨套，防磨效果明显
2、油管断裂事故案例---川合137井
（一）基本情况
✓完钻井深：4636.87m ✓完井方式：裸眼完井 ✓原始地层压力：71.47MPa ✓气层中部温度：120℃ ✓CO2含量：0.3361% ✓初期测试无阻流量：33.54×104m3/d ✓气水关系：生产一段时期后产水量大
钻遇特殊地层及地质监督现场工作案例
案例内容
事件经过 本井预计油气水段：3125-3165m ，实
钻至井深3170m，录井无油气显示。 经与邻井对比，本井2920-3110m泥岩
段相当于 扣49-5井2935-3118m层段。 而扣49-5井3118-3165m显示段油气显 示明显，均为油斑。
案例内容
事件经过
岩，经过与扣49-1井和 扣49-5井反复对比，复查岩屑，本井 与邻井油层上、下地层对比均良好， 中间油气显示段缺失，监督现场分析 为钻遇断层。
3、钻遇落差较大的断层： 1）、钻时录井：钻井工艺相同时，钻时突然降低或放空，有 时伴有蹩跳钻。 2）、岩心、岩屑录井：通过与邻井地层对比，可以发现地层 的重复或缺失，缺失导致岩性突变；可发现构造岩，如角砾 岩、糜棱岩、玻化岩、片理化岩等；岩心上出现擦痕；岩心、 岩屑中可发现大量的亮晶方解石、石英等纤维状晶体及黄铁 矿等次生矿物。 3）、钻井液显示：可能会发生钻井液体积突然减少（井漏、 失返）。 4）、气测录井：若断层是油气运移通道或油气聚集场所，气 测全烃、组份突然大增，一般为高产油气层。
监督工作体会及认识：
1． 通过本次事故的发生，作为一名地质监督 时刻要有高度的责任心，对甲方负责现场施工 的每一个环节，特别是突发事件，要冷静、认 真的对待，并有相应的措施。
2． “放空”现象出现后，录井队的操作员， 应立即通知在井监督、当班司钻。充分利用现 场数据资料进行论证、判断。拿出下一步可行 性施工措施，不应听取单方面的意见。司钻怕 承担“溜钻”的责任，掩盖“放空”的真实情 况，是造成井下情况复杂的主要原因。
案例一
钻遇异常高压层 油气显示的分析与处理
大港油田 侯景强
基本情况
井名：轮古x井 井别：评价井 地理位置：位于轮南14井南偏东约2.2km。 构造位置：位于轮南低凸起桑南潜山构造带东端。 设计井深：5900m 目的层：奥陶系砂屑灰岩段。 钻探目的：①进一步证实桑南斜坡带潜山整体
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1
卡 准 完 钻 井 深 案 例
一、基本情况
井号：XX井
井别：区域探井
设计井深：2850m
完钻原则：本井设计井深2850m，要求钻入基底100m，井底50m无油气
显示完钻。
目的层：白垩系南屯组、铜钵庙组，兼探白垩系大磨拐河组、基底（古生界
二叠系不达特群）
钻探目的：
了解塔木察格盆地塔南凹陷东部次凹北部洼槽的生烃潜力及生储盖组合情
况和油气分布规律、含油气特征；加大甩开力度，寻求油气勘探突破，落实塔木
察格盆地塔南凹陷东部次凹北部洼槽勘探潜力。
实际完钻井深：2850 m。
完钻层位：基底（为古生界二叠系不达特群）
该井于7月25日开钻，9月8日完井，历时45天。
井身结构：273.1mm表套X 322.92m + 139.7mm油套X 2847.13m。
2
二、监督难点
1、地层的不稳定性：本区块基底在分布上具有不稳定，对卡准完钻井
深带来一定的困难。而且基底上覆地层与基底顶部在部分区域岩性变化不是
很明显，也增加了卡层和确定完钻井深的困难。
2、进基底的要求：由于基底岩性可钻性较差，进基底过多既无必要也
会给工程施工带来较多困难，进基底过少又将达不到对基底顶部构造风化带
的钻探地质目的。设计要求进入基底100m完钻。
3、由于是区域探井，邻井资料少，距离远，可对比性较差。
4、天气酷暑高温，也给工作增加一定难度。
三、过程监督
1、为了卡准基底，我作为地质监督首先要求收集好塔XX井的邻井资料，
该井共有塔19-32井、塔19-33井、塔19-37井等三口邻井资料，熟悉本井构造
情况。
2、认真吃透设计，搞清地质设计的内容及目的，通过设计认识到该井除了
发现、落实好油气显示外主要是卡准基底（二叠系基底），确定好完钻井深；因
此进入目的层前就一直加强邻井对比。在基底上覆地层中更加要求密切注意岩性
变化，及时发现基底标志岩性出现。
表1 XX井与邻井地层对比数据表
地 层
XX井 塔19-32井 塔19-37井 塔19-33井
底界深度（m） 厚度（m） 底界深度（m） 厚度（m） 底界深度（m） 厚度（m） 底界深度（m） 厚度
（m）
大磨拐
河组
1657 569 1700 310 1450 210 1500 215
南屯组 2139 482 1770 70 1567 115 1750 250
铜钵庙
组
2741 602 1980 210 1576 11 (未穿) 694
侏罗系
兴安岭
群
缺失 缺失 缺失
不达特群（基底） 2850(未
穿)
109 (未穿) 120 (未穿) 336
3
表2 XX井设计与实钻井深对比表
地层时代 设计地层（m） 实钻地层（m）
设计与实
际相差（m）
界 系 群 组 段 底界深度 厚度 底界深度 厚度
中
生
界
白 垩 系 杂 赉
诺
尔
群
大磨拐河组 1626.0 500.00 1657.0 569.0 高31.0
南屯组 2012.0 386.0 2139.0 482.0 高127.0
铜钵庙组 2750.0 738.0 2741.0 602.0 低9.0
侏
罗 系 缺失
古 生 界 二
叠 系 不达特群（基底） 2850.0 (未穿) 100.0 2850.0 (未穿) 109.0
四、技术分析情况
通过地层对比分析，该井与邻井对比性一直较差（见表1）。从南屯组开始
与设计底界和厚度出入也较大（见表2）。给铜钵庙组底界卡取带来一定影响。
3、根据该区域基底上覆层铜钵庙组主要为厚层灰色细砂岩和灰色凝灰质砂
砾岩、砂岩为主这一岩性特征，我们边钻进边注意对比观察，当继续钻进至井深
2601.00米时，钻时无明显变化，但从该米开始上返出来的岩屑，发现岩屑成分
与其前几米有变化，由凝灰质砂砾岩变为较纯的凝灰岩，且颜色由灰色变为深灰。
这样钻进达十多米后岩性一直不变，于是当时初步认为铜钵庙组自2601米结束，
提前进入基岩。
虽然如此，但这种岩性前面也夹杂出现过，因此也不敢凭此确定分层，只有
继续加强注意观察。以后所钻岩屑均为较纯的凝灰岩，除了颜色变换外其它特性
没什么变化，但最大的不同就是再没有砂岩或砂砾岩夹杂出现了，这样持续钻进
直到2816.00米，再依设计取心一筒，证实确为纯的凝灰岩。因此可以以最后一
层的凝灰质砂砾岩结束即自2739.00米起推算完钻井深应为2839.00米，此井深
离设计井深相差不大，根据本井实际情况申请提前完钻没有多大必要，故就依设
计钻达2850.00米完钻。后从电测曲线看，也确实在此位置开始，自然伽玛和电
阻率曲线与上部地层有明显差别，电性分层基底顶部为2741.00米，与电测前确
定的2739.00米比较吻合。2572-2592，2601-2625，2663-2667
四、监督体会
4
1、通过该井的监督，认识到上井前收集好邻井资料，上井后认真理解设计，
充分了解区域及井区地质特征及岩性变化特征是关键。然后搞清重点，找出难点，
制定出解决措施。
2、钻进中加强地层对比，不断认识清楚本井在纵向、横向上的变化趋势，
做到心中有数。根据岩性变化进行地层分层时是需要连续地观察岩性组合情况的
变化，不能只凭单一的标志岩性出现来草率确定。
3、加强管理，督促录取好地质资料并准确描述、解释最重要，也是根本和
目的。
4、当好甲方现场代表，监督的责任心是首要。
总之，监督工作应以认真负责的态度，同录井人员一起把好关，认真地录取、
观察、分析解释各项资料，做到地层准确分层，及时发现、落实好油气显示，取
全取准资料，确定好完钻井深。充分履行好监督管理职能，发挥好作用，确保钻
井地质目的实现。
中达威尔油气技术公司 钟 刚
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