火山岩气藏水平井钻完井关键技术探讨
非常规油气勘探开发关键技术
非常规油气勘探开发关键技术非常规油气勘探开发关键技术非常规油气特殊的形成机制和赋存状态，需要针对性的特色勘探开发技术。
提高储层预测精度和油气单井产能是技术攻关的重点。
国内、外长期针对致密砂岩油气、页岩气、煤层气等的勘探开发实践，形成了一套较为成熟有效的核心技术，这些技术各展所能、相映成彰，推进了非常规油气资源的勘探开发进程。
主要包括地震叠前储层预测、水平井钻井、大型压裂、微地震检测、缝洞储层定量雕刻等五项核心技术。
1.地震叠前储层预测技术近年来，油气慨叹开发对地下储层预测和油气分布的成像精度要求越来越高，淫贼地震叠前预测技术受到各大石油公司的高度重视，国内、外均投入很大的力量进行相关领域新技术的研发及应用研究。
目前，地震叠前储层预测技术已进入大规模工业化应用阶段。
国外地震叠前储层预测技术发展迅速、方法类型多样，并推出了功能齐全、特色各异、综合性强的商用软件。
国内随着勘探开发对象由中高渗碎屑岩常规储层向致密砂岩、缝洞型碳酸盐岩等费常规储层转变，中国石油天然气集团公司组织开展了地震叠前储层预测技术研究，形成了以面向地震叠钱反演的保真精细处理、基于岩石物理分析的敏感因子优选、层序格架约束下的层位精细检测配套技术系列。
同时，强化应用基础研究，探索了岩性阻抗反演、流体阻抗反演、弹性阻抗洗漱反演、叠前同步反演、波动方程叠前弹性参数反演、多波波动方程同时反演、PGT含气饱和度定量预测等叠前储层预测、流体检测新技术、为进一步提高非均质储层预测精度奠定了基础。
近年中国石油天然气集团公司还开展了全数字三维地震采集处理、高密度地震采集处理等配套技术攻关，是的地震叠前道集数据的分辨率、保真度有了较大幅度提高，地震面元的方位角、炮检距、覆盖次数等属性分布更加均匀，为进一步提高地震叠前储层预测应用效果提供了保障。
与传统的地震叠后储层预测相比，地震叠前储层预测的精度显著提高，主要是由叠前地震有更多的信息可以利用，叠后地震主要利用的是地下岩石纵波信息，而叠前地震既包括纵波也包括横波信息。
水平井地质导向录井关键技术
水平井地质导向录井关键技术摘要：水平井地质探测工作开展过程中，录井技术是整个勘测开发工作开展过程中一个非常重要的组成部分，该技术在整个勘测开发工作开展过程中，从收集、记录到分析信息等各个工作阶段都发挥着重要作用，通过加强对录井关键技术的掌控和管理，能够有效的提高钻井工作效率。
关键词：水平井；地质导向；录井技术水平井能够很大程度上增大井眼在产层中的长度和泄油面积，这种水平井方式能够在薄层、页岩气等油气藏中得到广泛的发展和利用。
在水平井钻井开发过程中，随钻地质导向有着非常明显的作用，在地质导向工作开展过程中需要多方面的技术支持，其中包括录井技术，因此在录井技术开展过程中，为了有效的提高录井技术开展的实时性和精确性，必须要掌握其开展过程中的关键技术，这样才能够不断提高水平井的工作效率。
1地层对比与预测技术在水平井勘测工作开展过程中，由于PDC钻头以及一些其他方面的因素影响，使得钻屑比较细小和杂乱无章，在岩性判别过程中出现了很大的困难，同时由于油气级别也出现了大幅度的下降，因此其岩性结构以及其他方面都发生了很大程度的变化，很多井区甚至没有出现标志层和标准层等用来进行对比观察，给地层随钻过程带来了很大的不便和难度。
随着我国录井技术的发展和进步，在录井技术开展过程中逐渐实现了精细化、定量化、全面化的改变和完善，其中快速色谱以及微钻过程中都提出了具体的实现目标，预测技术对于地层的精细化划分和对比提供了很好的措施。
同时对于元素录井以及其他录井技术的发展都奠定了坚实的基础，提供了完善的钻井工艺设备条件，当前核磁共振录井、定量荧光录井技术等都开始被广泛的应用于录井开采过程中，含水性的定量检测工作开展和对比过程都提供了很好的保障，使得地层对比工作开展过程中，能够根据相邻录井、同一断块、同一物源等进行分析判断，更好的遵循旋回性和相似性，保证其按照协调统一的原则进行划分，有效的实现大段控制，最后再进一步完成细小岩层的核对检测工作。
我国水平井钻井技术的发展及应用
浅谈我国水平井钻井技术的发展及应用关键词：钻井水平井发展一、引言近年来，水平井钻完井总数几乎成指数增长，全世界的水平井井数为4.5万口左右，主要分布在美国、加拿大、俄罗斯等69个国家，其中美国和加拿大占88.4%。
在国内，水平井钻井技术日益受到重视，在多个油田得以迅速发展，其油藏有低压低渗透砂岩油藏、稠油油藏、火山喷发岩油藏、不整合屋脊式砂岩油藏等多种类型，石油剩余资源和低渗、超薄、稠油和超稠油等特殊经济边际油藏开发的低本高效，是水平井技术发展的直接动力。
智能化钻井系统是自动化钻井的核心，是多种高新技术和产品的进一步研究和开发，其微型化的发展趋势，可望在21世纪前半叶实现，随着钻井过程中工具位置、状态、流体水力参数、地层特征参数的实时测试、传输、分析和控制指令的反馈、执行再修正、钻井信息日益数字化，越来越脱离了人的经验性影响和控制，钻进过程逐步变成一个可用数字描述的确定性过程。
当前出现和正在发展的三维成像技术就是钻井信息数字化的一个典型例证。
自水平井技术获得进展以来，出现了明显的专业分工和作业中的合作，现在这种趋势更加明显。
测试工具开发和应用，多分支井完井管柱系统开发，都体现了专业服务公司和作业者之间的专业分工和作业合作趋势。
这种趋势有利于新技术、新工艺的研究和应用。
总的来说，21世纪水平井钻井技术发展的趋势是向自动化、智能化、轻便化和经济化方向发展。
定向井技术是当今世界石油勘探开发领域最先进的钻井技术之一。
采用定向井技术可以使地面和地下条件受到限制的油气资源得到经济、有效的开发，能够大幅度提高油气产量和降低开发成本，有利于环境保护，具有显著的综合经济效益。
近年来，定向井已成为常规技术而得到普遍应用。
二、我国水平井钻井技术现状和趋势中国是发展水平井钻井技术较早的国家之一，60年代中期在四川打成磨3井和巴24井，限于当时的技术水平，这2口水平井未取得应有的效益。
“八五”和“九五”期间开展了对水平井各项技术的研究和应用，并在不同类型油藏进行了先导试验或推广应用，取得了很多成果。
《火山岩气藏复杂渗流机理研究》范文
《火山岩气藏复杂渗流机理研究》篇一一、引言火山岩气藏是天然气资源的重要组成部分，其储层特征和渗流机理的复杂性给开发带来了极大的挑战。
本文旨在深入探讨火山岩气藏的复杂渗流机理，为优化开发策略和高效利用资源提供理论依据。
本文首先回顾了前人对火山岩气藏的研究现状，指出目前研究领域存在的问题，并提出本文的研究目的和研究内容。
二、火山岩气藏概述火山岩气藏是指由火山岩体或火山岩系构成的天然气储层。
其储层特征复杂，包括多孔介质、裂缝、溶洞等多种储集空间，且储层物性变化大，非均质性严重。
火山岩气藏的储量丰富，具有较高的开采价值，但开发难度大，主要原因是其复杂的渗流机理。
三、火山岩气藏渗流机理研究现状目前，关于火山岩气藏渗流机理的研究主要集中在以下几个方面：多孔介质渗流、裂缝渗流、溶洞渗流以及多场耦合作用下的渗流。
多孔介质渗流主要研究气体在岩石孔隙中的流动规律；裂缝渗流则关注裂缝网络对气体流动的影响；溶洞渗流则涉及气体在溶洞中的流动及与周围介质的相互作用；多场耦合作用下的渗流则考虑了地质因素、工程因素等多方面的影响。
四、复杂渗流机理分析（一）多孔介质渗流火山岩气藏的多孔介质主要由火山岩碎屑、矿物颗粒等组成，具有复杂的孔隙结构。
气体在多孔介质中的流动受到孔隙大小、形状、连通性等因素的影响，表现出非线性渗流特征。
此外，多孔介质的物性参数（如渗透率、孔隙度等）在空间上具有较大的变化，导致渗流过程的复杂性。
（二）裂缝渗流火山岩中的裂缝是气体运移的重要通道，对气藏的开发具有重要影响。
裂缝的分布、形态、宽度等因素都会影响气体的流动。
裂缝网络之间的相互作用使得气体在裂缝系统中的流动呈现出复杂的流动模式。
此外，裂缝的开启和闭合状态也会受到压力、温度等因素的影响，进一步增加了渗流的复杂性。
（三）溶洞渗流溶洞是火山岩气藏中另一种重要的储集空间，其内部结构复杂，包括洞穴、通道、暗河等。
气体在溶洞中的流动受到洞穴大小、形态、连通性等因素的影响，表现出与多孔介质和裂缝不同的渗流特征。
页岩气钻完井技术现状与难点探究
57页岩气与一般的天然气有很大的不同，其形态多样化，大部分存在于裂缝、微孔隙、有机质和粪球粒微孔隙及纳米级孔隙。
为了提高钻井的速度和单井开采效率，必须在开采技术上进行创新和改进，不断攻克技术难点，提高页岩气开采的经济效益，解决人类发展中资源短缺的瓶颈问题。
1 页岩气钻完井技术发展历程1.1 国外页岩气钻完井技术发展美国是目前在页岩气开发方面发展最早，也是发展最为先进的国家，世界上第一口页岩气井就是由美国的技术人员完成，之后又陆续研发了直井、单支水平井、多分支水平井、丛式井等多种方式，页岩气的开发，从垂直井发展到水平井，页岩气的产量也有了很大的提高。
页岩气开发技术水平也走在了世界的前列，而其他国家发展较晚，起步较慢，但随着其他发达国家在页岩气钻完井技术上的成功研发和应用，目前全球都在积极对该技术进行研究创新，由此引发了“页岩气革命”。
1.2 我国页岩气钻完井技术现状 在全球都广泛勘探开发页岩气这一新的天然气能源时，我国迎难而上，很多石油企业都加大了页岩气开发技术的研究，在引进、消化、应用上已取得重大进步。
2009年中石油第一口页岩气井开钻，中石化集团也紧跟其后于第2010年开始了河页1井开钻工程，并于2011年第一口页岩气水平井-建页HF-1完钻。
我国的页岩气开发区域比较集中，一般在重庆涪陵、四川长宁—威远等区块。
面对如此喜人的成绩，我们仍不可忽视页岩气配套钻完井技术暴露出的缺陷，受各区域页岩气储层的物性、裂隙发育程度、气体吸附特征乃至埋深等差异性因素影响，在开采过程中会因为设备或工艺上的原因导致生产事故，也会影响开采效率和产量，最终导致开采投资成本与收益不相符，因此为了更好地提升钻完井技术的应用效果，技术人员需要根据其施工重难点不断完善钻完井技术体系，促使其发展更为成熟。
2 页岩气钻完井技术体系介绍2.1 页岩气钻井技术现阶段页岩气开采主要应用水平井技术，初期由于技术水平较低，研究还未深入，多采用欠平衡钻井法，但其工作效率和产量还能够满足社会需求，随着我国经济发展加快，且技术水平在不断提升，人们对页岩气钻井技术的研究分析更为深入，在总结欠平衡法弊端，结合社会高需求后旋转导向钻井技术应运而生，这种方式的轨迹控制效果好，且避免了对储层造成污染和伤害，保护了开采地周围的生态环境和地理环境，更重要的是可以更为安全高效地对页岩气进行开发。
水平井钻井技术
xx油田泊松比计算结果
4.大位移井井壁稳定技术研究
计算结果
40
内摩擦角（度）
38 36 34 32 30 900 1000 1100 1200 1300 井深(m) 1400 1500 1600
xx油田内摩擦角计算结果
大位移井井壁稳定技术
计算结果
10 8
粘聚力
6 4 2 0 900
1000
1100
L1和L3由用户根据需要给定， 可以同时为0
空间多点约束设计的理论模型
A点与其切线方向构成的直线为：
AS1 A L S1
在直线AS1上取点M ,在直线DE上取点N后，连接 MN，则MN与AS1构成平面1，MN与DE构成平面2 。 在1与2上分别取点用斜平面法采用圆弧过渡进行 设计。
4.大位移井井壁稳定技术研究
计算结果
XX井安全泥浆密度窗口
轨迹设计技术
轨迹设计方法
常规井身剖面设计
空间斜平面内的直线加园弧
空间斜平面内园弧加直线
空间多点约束轨迹设计
非常规井身剖面设计
悬链线剖面 修正悬链线剖面 拟悬链线剖面
设计方式-空间多点约束轨迹设计
起点
L1:用户给定
大位移井井壁稳定技术
分层地应力的计算模型
垂直应力
H v 0 hgdh
最大、最小主应力(模型A)
s h r ( z Pp ) Pp 1 s
H
s 1 ( z Pp ) Pp s
由于水平井的泻油长度远远大于垂直井的泻油长度因而水平井井泻油长度远远大于垂直井的泻油长度因而水平井井壁附近的流体流速远远小于直井井壁附近的流体流速壁附近的流体流速远远小于直井井壁附近的流体流速大位移井的井周应力分析大位移井的井周应力分析钻井液安全密度窗口计算钻井液安全密度窗口计算分层地应力的计算模型分层地应力的计算模型泥页岩强度和力学参数的确定泥页岩强度和力学参数的确定力学化学耦合计算模式及水化力学化学耦合计算模式及水化对井壁稳定的影响研究对井壁稳定的影响研究大位移井井壁稳定计算结果大位移井井壁稳定计算结果小结小结大位移井的井周应力分析大位移井的井周应力分析井壁处的主应力井壁处的主应力坍塌压力计算岩石剪切破坏坍塌压力计算岩石剪切破坏破裂压力计算拉伸破坏破裂压力计算拉伸破坏分层地应力的计算模型分层地应力的计算模型垂直应力垂直应力最大最小主应力最大最小主应力模型模型a分层地应力的计算模型分层地应力的计算模型最大最小主应力最大最小主应力模型模型b岩石力学参数的确定岩石力学参数的确定内聚力内聚力cc内摩擦角内摩擦角动静态的弹性模量和泊松比动静态的弹性模量和泊松比岩石抗拉强度岩石抗拉强度有效应力系数有效应力系数力学化学耦合计算模式及水化对井壁稳定的影响研力学化学耦合计算模式及水化对井壁稳定的影响研r处时间为处时间为tt时的吸附水重量百分比时的吸附水重量百分比水化耦合计算模型水化耦合计算模型计算结果计算结果259001000110012001300140015001600最小应力上覆应力最大应力xx油田地应力分析结果计算结果计算结果01020304059001000110012001300140015001600静态posion比动态posion比xx油田泊松比计算结果计算结果计算结果3032343638409001000110012001300140015001600计算结果计算结果109001000110012001300140015001600计算结果计算结果xx油田抗拉强度计算结果020406089001000110012001300140015001600计算结果计算结果xx井安全泥浆密度窗口随井斜角地变化102030405060708090井斜角度坍塌压力破裂压力计算结果计算结果xx井安全泥浆密度窗口计算结果计算结果xx油田xx层位泥页岩坍塌压力随钻井时间的变化计算结果计算结果xx井安全泥浆密度窗口常规井身剖面设
徐深气田火山岩气藏水平井开发实践
摘
要 徐深 气田火 山岩气藏是大庆 油 区未来天然气开发上产的主力产层。该 类气藏储层 物性差， 气井 以压裂投 产为主 ， 单
井产 量低 ， 井控动 态储量较小 。底部 普遍发育水层 ， 井稳产 能力差。为 改善 开发 效果 ， 对 火山岩储层 开展 了水 平井 开发 气 针
先 导 性 试 验 ， 过 开 展 气 藏 地 质 、 层 地 质 条 件 适 应 性评 价 。 三 维 地 质 建 模 、 震 和 气 藏 工 程 等 多 学 科 优 化 设 计 论 证 ， 通 储 地 已在 ６ 个 探 明 区块 优 选 有 利 区 带部 署 ８ 口水 平 井 ， 到 了 明显 的增 产 效 果 。 通 过 水 平 井 现 场 实 践 ， 步形 成 了火 山岩 气 藏 水 平 井优 见 初 化 设 计 和 水 平 井地 质 导 向等 开发 配套 技 术 ， 提 高 火 山岩 气藏 储 量 动 用 程 度 和 整 体 开 发 效 益 奠 定 了基 础 ， 同 类 气 藏 的 开发 为 对 具 有 指 导借 鉴 作 用 。
１０ ０ ０ １０ ０
压前ｌ压后
ｊ Ｏ ｌ
宝
１
ｒ－ ｒ
■
育在 局部 井 区 ， 于 中低 孔 隙度 、 或 特 低 渗 透 储 属 低
层 。 目前 ， 有 ２个 探 明 区块 投入 开发 ， 量动用 程 仅 储 度较 低 。为 提 高 储 量 动 用 程 度 ， 强 开 发 效 果 ， 增 探 索合 理 的开 发方 式 ， 行 了水平 井开 发实 践 。 进
⑥
２ １ Ｓ ｉＴｃ ． ｎｎ． ０ ｃ ｅｈ Ｅ ｇｇ １ ．
石 油 技 术
徐 深 气 田火 山岩气 藏水 平 井 开 发 实 践
火山岩气藏水平井产能预测方法研究
ｙ
： Ｍ
） ｒ ３
（） １ ｏ
式（） ４ 就是用有 限元方 法 计算 水 平 井 三维稳 定 渗 流 的基 本方 程 ， 中 ｒ为定 流 量边 界 。根据 有 限元 方 其 法把 区域 Ｑ 划分 成 Ｅ个 单元 和 ｎ个结 点 ， 并将 连 续 的压 力场离 散到 ｎ个 结 点 上 去 （ ２ ， 图 ） 最后 求 解 出
１ 火山岩气藏水平井产能预测模型 的建 立
１ １ 常规 水 平井 ．
Ｐ （，， （ Ｙ ）∈Ｆ）＝Ｐ， ｌ ２ 。 ｎ ｆ（
，
＝Ｍ （） ３
，
＝ ｒ ） ３ ห้องสมุดไป่ตู้
１ １ １ 水平 井稳 定渗流数 学模 型 ． ．
其 中 ：ｗ ｐｆ 底压 力 ， ａｐ一 边 界压 力 ， ａ 一 一井 ＭＰ ；。 ＭＰ ；
１１２ 有 限元 数值 求解 方法 ．．
方面的研究工作。Ｅ ｍａ ：ａ ｉｂｉ ｅｒｃｉａｃｒ．ｎ － ｉ ｄ ｉｎ ｅ＠ｐ ｔ ｈｎ ．ｏ ｃ 。 ｌ ｘ ｏ ｎ
引入 Ｇｌ ｋ ａ ｒ ｎ有限元方法后 ， ｅｉ 对式 （ ） １ 进行 分
科
学
技
术
与
工
程
１ 卷 １
部 积 分 ， 应 用 Ｇ ｅｎ—Ｇ ｕｓ公 式 可 得 到 如 下 并 ｒｅ ａｓ
关键词 火山岩 气藏 中图法分类号
水平井
产能 文献标志码 Ａ
Ｔ ｌ２３ ； Ｅ２ ．５
徐深气 田火 山岩气藏是大庆油 区未来 天然气
开发 上产 的主 力产 层 。该 类 气 藏储 层 物 性 差 ， 井 气
边 界 、 闭边界 或不 同边界 的组合 。 封
以压裂投产为主， 单井产量低 ， 井控动态储量较小 ， 底部普遍发育水层 ， 气井稳产能力差。为改善开发
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火山岩气藏水平井钻完井关键技术探讨
【摘要】徐深气田地质情况非常复杂，上部易缩径、掉块、垮塌并含有浅层气，下部地层坚硬、研磨性强、主力储层为火山岩，孔洞是主要的储集空间和储集类型，裂缝是沟通孔隙的渗流通道，易漏失、易污染，复杂的地质条件，给气田施工水平井带来了钻井效率低、储层易污染、轨迹控制难度大，钻井液性能难维护、完井工艺复杂等技术难题，导致建井周期长，前期资金投入高；徐深气田地层情况特殊，地层压力大、地温梯度高、发育地层水，并含二氧化碳气体，导致已投产的部分深层气井井口漏气、带压，给后期的生产管理带来了难度，对气井井筒完整性提出严格的要求。
2010年以来，开展了几项提高钻井速度、提高气井井筒密封性的先关技术，成功的完成了3口井钻完井施工，目前正在施工2口井。
【关键词】水平井钻井技术完井技术井筒完整性
1 前言
徐深气田地质情况复杂，给施工水平井带来了一定难度，归纳起来有以下几点：
（1）上部嫩江、姚家组地层易缩径、垮塌，造成井下复杂情况。
下部泉头、登娄库组为致密砂岩，地层坚硬，可钻性差，机械钻速低，导致钻进周期长。
（2）主力储层为火山爆发形成的火山岩，沉积规律性差，实钻资料较少，因此，设计的储层深度及展布情况在实钻中会有误差，需根据实钻情况调整井眼轨迹。
（3）储层营城组为火山岩，含有孔、洞、逢，易产生漏失和储层污染。
（4）储层压力高，井温梯度大，发育地层水，储层含co2气体，对气井井筒完整性提出了严格要求。
（5）需要在大尺寸、长封固段、易漏失条件下封固技术套管。
油层套管需要采用回接固井方式，施工风险大，施工时间长。
以上技术难点产生三个方面的影响：一是钻井效率，即机械钻速低，完井工艺复杂，建井周期长；二是钻井效果，即储层钻遇率和井眼质量；三是井筒安全性，即压裂、试气、投产后井口无漏气、带压现象。
2 钻完井关键技术探讨
2.1 基于提高机械钻速的钻井工艺技术探讨2.1.1 井身结构优
化设计技术
徐深地区火山岩储层埋深在3700 m左右，以往完钻的水平井技术套管下至营城组顶部，即φ311mm大尺寸井段钻至3700 m左右，并在φ311mm大尺寸井段进行定向造斜及轨迹控制，具有破岩体积大、工艺复杂等缺点。
营城组的火山岩，地层坚硬，稳定性好，实践表明，在长时间钻进水平段时，该井段能够满足长期裸眼条件要求。
通过优化设计，将技术套管下至泉头组井段，然后采用φ215.9mm常规井眼进行造斜和水平段钻井施工。
此项优化，达到了以下二个目的：
（1）减少了大尺寸井段，特别是避免了在大尺寸井段定向造斜，提高了钻井速度。
实例：井1、井2、井3采用改变技术套管深度，由φ311mm井眼定向造斜改为φ215.9mm井眼定向，提高斜井段机械钻速。
相比在二开即进行造斜的井身结构，减少了钻头螺杆磨损，提高了钻速，平均缩短钻进周期10天。
（2）缩短了上部易垮塌的姚家组和嫩江组井段的裸露时间，有利于井下安全。
2.1.2 钻头优选技术
（1）优选pdc钻头。
合理使用钻头，可以大幅度降低钻井成本和周期。
井1引进复合片更加锋利的美国瑞德φ311mmpdc钻头，并且改进钻头冠部结构以及优选切削齿材质等途径加强钻头对泉二
段以下地层的适应性，机械钻速相比邻井提高了2.49倍。
（2）优选牙轮钻头。
深部地层岩石可钻性级值高、地层硬、研磨性强，造斜段需要全力增斜，高转速单弯螺杆配合牙轮钻头，偏心旋转，侧向力大，造成轴承局部承载过大，磨损严重。
为了提高造斜段和水平段的机械钻速，井3优选了江钻超高转速牙轮钻头，当钻头磨损加剧则优选美国休斯牙轮钻头。
试验结果表明，进口牙轮钻头较国产牙轮钻头单只进尺提高了22.63%，使用时间提高了19.28%，机械钻速略有提高，提高了0.11 m/h，整体的行程钻速有较大提高。
2.1.3 欠平衡、动平静欠、近平衡钻井相结合的钻井工艺技术
井1采用了欠平衡、动平静欠、近平衡钻井相结合的钻井工艺技术。
进入三开后，钻井液密度控制在1. 10～1. 12 g/cm3，进行欠平衡钻井，主要目的是提高机械钻速，发现和保护储层。
进入储层后，由于气体的侵入影响了随钻测量仪器正常工作，将钻井液密度提高到1. 15～1. 16 g/cm3，实现了动平静欠，钻进时，平衡地层
压力，抑制气体的侵入，保障仪器正常工作；静止时，由于负压可使气体进入环空，从而发现和保护储层。
进入主力气层后，大量含co2气体进入环空，既影响仪器信号的传输，又对钻井液性能影响较大，采用近平衡钻井，钻井液密度控制在1. 21～1. 23 g/cm3，控制气体不再进入环空。
该工艺具有以下两点优势：一是及时发现有利储层，减轻钻进过程中钻井液滤液和有害固相对储层的污染；二是欠平衡钻进过程中，钻井液循环压力低于地层压力，消除了正压差对岩屑的压持效应，避免岩石的重复研磨，提高了机械钻速，延长钻头寿命。
2.2 基于提高井筒密封性的完井工艺技术探讨
近年来，国内各大气田均有气井井口漏气、带压情况出现，徐深气田自2009年以来，部分气井出现了井口漏气、带压情况，给生产管理带来了风险，同时也增加了风险治理资金的投入。
为此，徐深气田在提高新钻井井筒安全性方面加大了技术投入和现场管理。
2.2.1 提高井筒密封性的套管检测技术
该项技术在国内的塔里木气田、四川、吉林等各大气田得到应用，均取得了良好的效果。
油套管扣的密封性与压力、介质密切相关，压力、介质分子大小不同，渗透率也不一样，而气体比液体要难密
封。
气密封检测的目的，就是在管柱下井时，对油套管连接丝扣进行气体密封性能检测。
2010年以来开展了套管气密封检测技术，共计试验5口井，平均丝扣泄露比例4.85%。
通过该项技术，确保了入井管柱丝扣的100%合格。
2.2.2 提高井筒密封性固井技术
（1）变密度固井技术。
徐深气田虽然将技术套管下深提高到了造斜点以上，但仍有3300 m左右的φ244mm技术套管需要封固，而气井对封固技术套管的要求是水泥浆必须返至地面。
由于封固段存在多处破漏压力低点，最低破裂压力梯度为1. 53 mpa/100 m。
采用常规固井必然会产生严重漏失。
采取的主要技术措施是采用变密度固井，降低水泥浆的液柱压力。
一级固井采用常规水泥浆体系；二级固井采用密度为1.60～1..65 g/cm3的低密度水泥浆体系。
其次是承压堵漏。
在钻井液中加入复合堵漏材料进行承压堵漏，使之达到能承受设计的固井压力。