肯基亚克油田234井技术总结
肯基亚克油田234井位于滨里海盆地的东缘构造带上，设计钻深4500米，钻探目的层为下二叠统、石炭系，钻探目的为评价二叠系（P1-1-P1-V），石炭系（KT-Ⅱ）的含油气性，落实产能，获取岩心、测井、试采等系统资料。
肯基亚克油田234井由中哈长城钻井公司(SKGW8-华北)ZJ-50D型钻机承钻，安装始于2000年9月15日，9月26日验收合格达到开钻水平。9月30日18：00开钻，截止2002年3月22日钻至设计井深4500米完钻。2002年4月3日完井，耗时549天17：00，其中该井发生各类组停224天，实际周期325天，10.8台月。
肯基亚克油田234井的安全顺利完钻，是阿克纠宾油气股份公司、中哈长城钻井有限责任公司在肯基亚克油田盐下成功钻成的第一口油井，标致肯基亚克油田盐下钻井施工取得了重大突破。
一、基本数据 ㈠井深结构
∮720mm导管埋深5m
∮660.4mm钻头×650m ∮508.4mm表套×6.05m ∮444.5mm钻头×2373m ∮339.7mm技套×2372.3m ∮311.2mm钻头×3730m ∮244.5mm技套×3719m
∮215.9mm钻头×4500m ∮168.3mm+∮139.7mm油套×4497.18m ㈡．各次开、完钻时间及时效分析
第一次开钻 2000年9月30日18：00， 完钻时间 2000年10月1日12：00，段长650米，钻井周期15天18：00，建井周期2000年11月17日1：30 ，47天7：30,生产时效 55.1%,其中纯钻 15.5%；非生产时效 44.9%,其中组停时效 44.9%。
第二次开钻 2001年5月1日23：00，完钻时间 2001年6月17日11：00，段长1723米，钻井周期 46天12：00，建井周期 2001年6月28日1：00， 57天2：00,生产时效.94%,其中纯钻 57.%；非生产时效 10.06%,其中组停时效10.06%。
第三次开钻2001年6月28日15：00，完钻时间2001年10月16日23：00，段长1357米，钻井周期110天8：00，建井周期2001年11月8日23：00 ， 133天8：00,生产时效 92.13%,其中纯钻时效66.37%；非生产时效 7.87%,其中组停时效6.16%。
第四次开钻2001年11月9日6：30，完钻时间 2000年3月22日11：00，段长770米，钻井周期133天4：30,生产时效71.23%其中纯钻43.72%；非生产时效28.77%，其中组停时效
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28.05%
截止到2002年3月22日完钻,全井时效分析；生产时效79.41%,其中纯钻时效50.27%；非生产时效20.59%,其中阻停时效19.72%。平均机械钻速0.99米/小时,钻机月速433米/台月。见时效分析表。
二、严格按设计施工，抓好技术管理，安全生产好、施工质量优
肯基亚克234井设计井深4500米，地处盐丘构造翼部，地质层系齐全，所钻地层古老。综合分析已钻40余口盐下井的资料，吸取成功经验，制定切实可行的施工工艺技术措施，确保了该井安全顺利施工。总结234井工作主要有以下几点经验：
㈠．抓好质量控制，井身质量好、各次完井施工顺利。
深井钻井施工，井身质量好坏对该井能否打快，避免因井身质量不好而导致相关复杂和事故的发生关系非常大。如何确保把井打直，全井坚持使用钻具稳定器。在17 1/2”井段采用大钟摆钻具组合，并通过定深测斜及时调整钻井参数，井斜得到较好控制。钻至井深2373米最大井斜20、水平位移10.88米。同样在12 1/4”井段钻进施工中，总结上部井段防斜的成功经验，在钻具组合上优化调整。主要采用了大、小钟摆、钢性满眼和加入偏轴心接头等多套防斜钻具组合进行防斜、降斜，并依据防斜效果分析及时调整钻井参数。由于防斜措施的落实，钻至井深3730米最大井斜4.750、水平位移27.49米。8 1/2”钻头钻至井深4500米完钻最大井斜2.20、井底水平位移40.9米。完全符合最大井斜50井底水平位移100米设计要求。
该井除了在钻具组合上长期坚持加稳定器，采用钟摆防斜措施，还注意抓好井斜的监控检测工作。在测斜仪器承压许可情况下3670米以上井段及时进行单点测斜分析，根据单点测斜结果，合理调整钻井参数，确保井身质量，为深井段安全顺利施工创造了条件。全井共单点测斜32次，成功率100%。并通过测斜资料分析，发现该井在3082米--3234米和3455米--3500米井段井斜与邻井110井相同井段的井斜趋势较吻合，认为在这一井段钻进由于地层原因确实存在自然增斜趋势，新井施工中应特别注意防斜。
该井正是探索和采用了这些行之有效的防斜方法，无狗腿、无键槽，井身质量好，有效避免了复杂、卡钻的发生。同时由于使用了螺旋钻铤，在钻井液密度很高的情况下有效防止粘附卡钻的发生。井眼规矩了，井眼中的泥浆流变性得到改善，完井施工也很顺利。
㈡．加强钻井液管理，确保井眼畅通无复杂
肯基亚克油田地下情况复杂，上部地层是造浆性强、水敏性强的粘土层、软泥岩，并有浅层油气；中深部地层泥岩厚，硬石膏夹层多，对泥浆性能破坏极大，泥岩水敏性强，易剥蚀掉块和垮塌；下二叠和石炭系地层压力高，溢、漏同层，孔隙压力与漏失压力非常接近，钻井液密度调
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控范围小，极易造成井漏和漏、喷同时发生，轻者导致坍塌卡钻，重者造成井喷。特别是油气中含有H2S，一旦泄漏，势必造成对环境的污染及对人、畜的威协，钻井液性能控制难度增大。分析以往事故井、报废井的主要原因，很大程度上与钻井液性能差和施工工艺技术措施不合理有关。如何从泥浆工艺的角度出发，采用优质泥浆体系，有针对性的解决复杂地层带来得影响，是在该区域钻井所面临的重要课题之一，事关钻井工作的成效。肯基亚克234井泥浆工作是在吸取扎那若尔油田施工经验的基础上，认真按设计配方施工，加强泥浆性能的分析和现场小型实验，精心维护，一但泥浆体系因地层岩性及流体的影响发生变化时都能及时得到有效地处理，保持了泥浆体系的稳定性。通过全队员工的努力，该井历时一年多，无一次起下钻阻卡划眼，井眼畅通，每次测井仪器都能一次到底，顺利完成测井资料采集任务。
㈢．优选钻头和钻井参数，钻头选型有了初步认识
肯基亚克油田盐丘构造外部地层层系较为完整。由于二叠系、石炭系埋藏深，岩石压实性强，相对于扎那若尔油田岩石可钻性变差。实钻证明在同样年代的地层，采用与扎那若尔油田相同层段使用的钻头和钻井参数钻进，其结果完全不同（见钻头使用结果对比分析表）。在肯基亚克234井通过三个系列不同规格的11种34只全面钻进钻头使用结果分析，该井上部2000米以上井段主要是紫红、棕红色泥岩为主夹少许砾石和硬石膏，很少砂岩，使用钢齿钻头可获得较高机械钻速。PDC钻头使用因受砾石夹层的影响，使用应在1500米以下井段。该井因地层岩性资料不详，17 1/2”AG526PDC钻头在1117米入井，钻进74米因钻遇砾石夹层，钻头复合片受到破坏，新度系数降低，致使该钻头在以后井段使用中切削效果变差机速降低。钻进过程中通过捞取钻屑分析，在井深1800米以下泥岩、泥板岩较厚、压实性好，属硬塑性地层。通过提高钻压、转速，机械钻速并没有明显提高。三开在3730米以上，只在个别井段使用了BD536PDC钻头，基本上三开使用的是川石牙轮钻头，平均单只钻头进尺和机械钻速指标都很低。17 1/2 MP1钻头平均单只进尺197.5米、平均机速3.1米。SHT22R钻头平均单只进尺82.6米、平均机速1.24米。12 1/4SHT22R钻头平均单只进尺53.3米、平均机速0.58米。12 1/4SHT33R钻头平均单只进尺37.6米、平均机速0.52米。在全井使用的镶齿钻头中，切削齿结构都是不等宽合金齿和不等宽偏顶勺形合金齿，宽顶合金齿在硬塑性地层切削效果差。若选用HJ447Y、HJ517Y、HJ537Y系列钻头可能更适合钻肯基亚克二叠系和石炭系硬塑性地层。Y系列钻头由于是镶圆锥形齿，适合在硬塑性地层钻进。若钻硬塑性地层时，所使用钻头牙齿齿顶太宽，牙齿很难吃入地层，因此这类钻头在钻硬塑性地层时机速低。圆锥形齿上部为长圆锥，具有凿击和压碎作用，可达到事半功倍的效果。
另外在1500米--3800米井段通过试用AG526、BD536、BD535、G447XL三种规格四种型
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号PDC钻头，使用结果分析；PDC复合片无严重磨损，但机械钻速不高，切削效果差，说明该型号PDC钻头进攻性差，不适合硬塑性地层钻进，应重新选择适宜钻硬塑性地层的PDC钻头，而在3800米以下深井段地层研磨型增强，PDC钻头（包括取心钻头）复合片的抗磨性降低，故肯基亚克油田下二叠系、石炭系KT-Ⅱ以上井段地层不适合使用PDC钻头。
除了在钻头选型方面进行了大量实践摸索，同时也通过调整钻井参数来争取获得最佳钻速。在不同井段每只不同类型钻头都进行了参数优选，通过转盘转速和钻压的调整寻求最佳钻进参数。但因钻头齿型不对路，调整参数后机械钻速也未获得明显提高。原因是该井钻头客观上组织困难，选择性受到，因而钻头选型上较为被动，钻头使用效果不好。见钻头使用结果对比分析表。
㈣．搞好钻井取心工作，提高取心质量，确保不漏取油气层，保护好油气层。
该井设计取心150米。实际在3855—4460米井段取心共计16筒，取心进尺183.3米，岩心长168.8米，平均收获率92.09%，平均单筒进尺11.46米。在二叠系取心时，由于岩石矿物软硬变化大（有七级硬度的变质石英砂岩，有二至三级硬度的泥砂岩、灰岩）颗粒粗细变化大，纵向岩性变化大（砾岩、泥岩、砂砾岩频繁交替变化）同时地层成岩好、地层压实作用和胶结作用强，综合表现为岩性致密、坚硬、地层可钻性差，研磨性强，取心钻头选型有一定困难，给取心工作带来难度。钻头磨损程度高，单筒取心进尺少，取心效率低；在石炭系地层钻进通过捞取岩屑分析，及时发现KT-Ⅱ灰岩顶面，并及时停钻汇报，及时下取心筒进行取心作业，没有漏掉一个油气层。通过认真细致工作，在石炭系KT-Ⅱ灰岩上、下两段取心，原设计各取心50米，共取心100米，实际在KT-Ⅱ上段取心99.8米，岩心长92.83米,平均收获率93%。KT-Ⅱ下段取心60米，岩心长58.35米,平均收获率97.25%,以159.8%完成石炭系碳酸盐岩KT-Ⅱ油层的取心任务。并通过取心发现灰岩、生物灰岩含油气有效厚度92.84米,其中有油浸及饱和油层1.72米(4343.93米--4346.8米)
该井取心工作虽然有一定难度，但是在各方的共同协作努力下克服油藏埋藏深、地层压力大、泥浆密度高、地层研磨性强、易破碎等多种困难因素，不仅在保证取准取全岩心的同时，还根据该井的井眼条件和安全生产的可行性，通过在取心工具上部加装钻铤稳定器，从而有效满足了取心工具的稳定性。同时选择合适的取心钻头、钻进参数组合等措施，在石炭系KT-Ⅱ井段进行了九次取心作业，其中八次连续采用了中长筒工具组合，累计取心151米，岩心长度142.38米,平均收获率94.29%。中长筒取心不仅大大降低了工人的劳动强度，还缩短了作业周期、降低了作业成本，为肯基亚克油田的取心工作积累了经验。
㈤．坚持安全生产，抓好井控管理工作，不发生井下事故和井喷事故
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肯基亚克油田钻井史上曾多次发生卡钻、井漏、井喷等各类工程事故92次，分析事故井的事故原因和教训，吸取经验，正确指导234井安全生产工作见到了成效。一是通过加强质量控制，从防斜入手确保有一个良好的井身质量，不阻不卡。二是抓优质钻井液，认真按设计配方施工，加强泥浆性能的分析和现场小型实验，一但泥浆体系因地层岩性及流体的影响发生变化时都能及时得到维护处理，保持了体系的稳定性和优质。三是严格岗位制度、操作措施的落实，不违章指挥、不违章操作，避免了井下事故的发生。四是抓好井控工作，井口装置符合设计施工要求，确保地面井控装置配套齐全完整。根据冬季施工难度大的特点进行维护，严格按规定进行试压，达不到标准要求决不开钻。在打开油气层钻井过程中，一方面定期检查井控设备的性能是否良好，另一方面定期根据不同工况组织职工进行防喷演习，做到各岗位熟练、动作迅速准确。在抓好井控设备管理和人员培训的同时，坚持打开油气层的坐岗制度，通过认真落实这些制度，执行好措施，在钻井中能及时发现油气显示，下钻洗井过程中准确测量收集油气浸后效的有关数据，摸清了油气浸规律，为平稳安全生产奠定良好的基础。该井施工中油气浸非常活跃，泥浆受气浸严重，气窜速度超过100米/小时，裸眼段泥浆密度大幅度降低，最严重时泥浆密度由2.06g/Cm3降低至1.22 g/Cm3。由于基础工作扎实、掌握资料齐全，分析判断准确、处理措施得当，没有井涌复杂情况的发生。在4073米以下油气显示段, 钻井液密度严格控制在2.04 g/Cm3---2.06 g/Cm3之间，通过38次在下钻、钻进洗井过程中油气浸显示，但都能实施有效控制，保护好油气层，实现了安全生产。
三、存在问题及建议
⑴．该井施工中动力设备性能、质量差，满足不了高压喷射钻井工艺技术的需求，影响了钻井速度提高，机械钻速低。
⑵．生产组织衔接不好，组织停工比较多，等停周期长。见组停分析表。 ⑶．钻头选型困难，缺乏适合在肯基亚克油田盐下井钻探的钻头，生产效率低。
⑷．井身结构有待优化，技术套管层次和下深可适当调整，以能满足封隔三叠系和二叠系顶部砂砾岩漏失层为宜。
⑸．建议组织有关钻头专家进一步研究分析肯基亚克油田地层岩性特征，制定设计出适合肯基亚克油田的钻头序列，建议试用圆锥型齿牙轮钻头和适合钻硬塑性泥岩地层的PDC钻头。
⑹．使用PDC钻头建议采用转盘加井下动力钻具叠加工作方式试验，机械钻速有望提高。 (7)在盐丘构造外部的井，建议采用淡水两性离子聚磺钻井液体系，利于维护处理，降低成本。
(8)该井在完井固井施工作业注水泥后,顶替泥浆是采取流量计计量, 流量计计量误差较大,在
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总量超出3.5方后没有碰压担心胶塞有问题防止替空停止顶替,侯凝24小时后测声幅在3955米遇阻后等2 7/8”DP.2002年4月13日下钻探塞4119米遇阻开始钻塞.原计划搬迁时间受到影响.建议采用计量精度高的仪器或单独的泥浆罐计量确保固井成功。
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