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欠平衡钻井技术在东北工区的应用
欠平衡钻井在东北工区的应用
一、欠平衡钻井的优点:
1、减少对产层的损坏,有效保护油气层,从而提高油气井的产量。
常规钻井一般都是过平衡钻井,由于钻井液液柱压力高于地层压力,不可避免地会造成钻井液滤液和有害固相进入产层,从而造成对产层的伤害。
在某些情况下这种伤害将永久地降低油井的产量,需要进行费用昂贵的增产措施和修井作业才能达到地层的经济产量水平。
采用欠平衡钻井,由于井筒内钻井液液柱压力低于地层压力,钻井液滤液和有害固相的侵入就会减轻或消除,从而有效地保护油气层,减少或免去油层改造等作业措施及昂贵的费用,尤其在水平井中的优胜很明显,这是实施欠平衡钻井技术的最大益处。
2、有利于及时发现和评价低压低渗油气层,为勘探开发整体方案设计提供准确依据。
过平衡钻井对产层造成的伤害很可能使预期本应该出现的油气显示没有出现,从而影响了油气的勘探和开发。
而在欠平衡钻井条件下,钻井过程中地层流体可以进入井眼,在井口检测返出液就可以适时提供良好的产层信息,从而有利于达到勘探和开发目的,并可以及时对产层进行较为正确的评价。
3、大幅度提高机械钻速,延长钻头使用寿命,从而缩短钻井周期,减少作业及相关费用。
由于采用负压钻进,使井底岩石三相应力状态发生了变化,减少了压持效应,有利于钻头对岩石的破碎,从而大幅度提高机械钻速,缩短钻井周期,降低钻井综合成本。
4、有效控制漏失,并减少和避免压差卡钻等井下复杂情况的发生。
常规过平衡钻井不可避免地会引起钻井液的漏失,尤其在易漏失层段更为严重,会造成进一步的事故和复杂,延长钻井周期,增加钻井成本。
而欠平衡钻井,由于井筒内钻井液液柱压力低于地层压力,从而可以大大降低井漏发生的几率,另外可以基本消除压差卡钻的问题。
二、现场应用情况:
腰平1井是部署在松辽盆地南部长岭断陷达尔罕断凸带腰英台深层构造高点的一口重点开发准备井,设计井深4454米,垂深3745米。
主要目的是以营城组火成岩为主要目的层,落实腰英深层构造南部断陷层营城组产能。
该井由华东钻井工程公司60828钻井队承钻。
胜利石油管理局钻井工艺研究院承担水平井轨迹控制、欠平衡钻井技术服务,负责提供水平井测量仪器、欠平衡钻井专用设备及钻井液材料,提供水平井轨迹控制及欠平衡钻井工艺技术支撑。
根据设计及现场施工的要求,对欠平衡设备安装(主要提供有井口控制装置(美国Williams公司7100型旋转控制头底座、动力站、监控箱)、35MPa液动旁通阀、地面处理装置(SLYQF-300液气分离器、水封)、气体燃烧系统(95/8″排气管线80m、防回火装置、火炬、自动点火装置)以及其它辅助设备。
)、调试、试压运转正常,正式开始三开钻进,钻至井深4358.68米完钻,钻井液密度从1.10提高到1.15,最后提高到1.25。
施工井段自3230~4358.68米,进尺1128.68米,进入营城组后显示一直较好。
钻至井深4358.68米因井漏提前完钻,完钻层位营城组。
电测完通知拆除旋转控制头,欠平衡设备搬迁撤离。
根据地质设计及邻井腰深1井的地层压力,预计本井地层压力系数为1.17,本井采用了非渗透聚合醇防塌钻井液体系进行液相欠平衡钻井。
钻井液密度设计为1.10~1.12。
钻具组合
本井为水平井,三开欠平衡段钻进钻具组合随着井深和井斜的变化不断调整,基本钻具组合如下:
Ф215.9mmHJT617GL+Ф172mm单弯螺杆(1.25)+431×410+回压凡尔+Ф127mm无磁钻杆×1根+Ф165mmMWD+Ф127mm加重钻杆×2柱+411×4A10+旁通阀+4A11×410+Ф127mm加重钻杆×5柱+投入式止回阀+Ф127mm加重钻杆×5柱+Ф127mm钻杆,随着井深和井斜的增加,考虑到钻压和旁通阀的因素,旁通阀不停上移,始终处于30度井斜以上的井段。
7.3.3 欠平衡施工情况
(2)井段3597~3606.89m
钻井参数:
钻压80~120kN,排量29L/s,立压12~15MPa,套压0MPa,钻井液密度1.10~1.12g/cm3。
钻进到井深3597米后钻时变快,由28min/m下降到3min/m,继续钻进到井深3599.98米(预计井底垂深3547左右,井斜53.3,方位356.8),停泵观察,发现溢流,关井套压1.4MPa,半小时后关井套压在2MPa时稳定了一段时间后继续上升到3MPa,后火炬点火成功。
此后一直节流循环。
循环期间,套压最高10MPa,此后由7~8MPa下降至3MPa,调整排量到正常排量恢复钻进,维持套压在2.7~4.5MPa左右钻进。
钻进到3606.89米停止钻进,此时CO2含量达到10%,全烃含量达到100%。
根据关井求压结果判断地层压力在1.18~1.21之间,故原设计的欠平衡泥浆密度偏低,在打开气层气量较大时,地面施工较为被动。
参考泥浆密度为1.11-1.12时,井下有大量气产出,需要额外施加套压来平衡地层压力,为确保地面设备安全,同时为有大量气体产出时井口套压控制留有余量,决定提高泥浆密度到1.15再继续钻进。
(3)井段3606.89~3745.75m
钻井参数:
钻压80~120kN,排量29L/s,立压12~15MPa,套压0MPa,钻井液密度1.15~1.18g/cm3。
钻进到井深3639.50m循环泥浆准备起钻,出单根峰,峰值100%,停泵、开始短起钻至井深3150m(技术套管内),停泵静止观察无溢流;后下钻,下钻到底循环时溢流明显,池体积明显上升,通知钻台;关井后节流阀控制套压〈5MPa。
节流循环排气到,泥浆中全烃含量降到3%,开始憋压起钻,起钻时环空憋压4~5MPa,起到技套内压井起下钻。
复合钻进至井深3745.75m准备起钻换钻头,循环处理加重泥浆至1.22g/cm3,无气体上窜溢流,判断起钻安全,于是起钻。
(4)井段3745.75~4003m
钻井参数:
钻压80~120kN,排量29L/s,立压12~15MPa,钻井液密度1.22~1.25g/cm3。
增斜钻进至井深4003m,钻进过程中无单根峰。
(5)井段4003~4358.68m
钻井参数:
钻压80~120kN,排量29L/s,立压12~15MPa,钻井液密度1.22~1.25g/cm3。
钻进到井深4003m遇较好气测显示,钻时由23↓7min/m,总烃1.1879%↑10.7942%,C15.9411%,至井深4049m。
接单根单根峰由4.3554%,、3.18%,逐渐上升到25.7023%(井深4032.88m)、97.269%(井深4042.60m)、100%(井深4051.93m)。
此后,全烃基值一直稳定在20~50%之间,单根峰持续达到100%。
直至井深4109米后,单根峰开始下降,但全烃基值依然稳定在20~50%,直至井深4148米受混油影响全烃不准,而C1下降到5%左右。
钻进到井深4157米时单根峰又达到100%,随后两个单根的单根峰也达到100%,基值达到20%以上。
钻进到4176.91米起钻。
12日下钻到底后后效达100%。
此后,单根峰一直不太明显,而由于混油影响,全烃基值明显偏高,大多在20%以上,而C1只有5~10%,在4322米之后,只有不到3%,很多时候只有1%左右。
钻进到井深4358.68米时,井下突然发生恶性漏失,经静止堵漏、非渗透材料堵漏、单封堵漏等措施后,仍然无法有效解决井漏问题,甲方决定提前完钻。
腰深2井是中国石化勘探北方分公司部署在松辽盆地南部长岭断陷查干花坡折带达尔罕北复合圈闭高点上的一口重点预探井,位于吉林省前郭县查干花乡呐日吐村北偏东约500米处,三开式直井,设计井深4300米。
该井的钻探目的是为了查明查干花坡折带达北圈闭地层发育情况,以及岩性、岩相特别是火成岩的岩相、储集特征,进一步明确本区的主要生储盖组合特征,落实断陷层天然气资源;主探达北营城组火成岩复合圈闭,兼探泉头组、登娄库组含油气性;验证地震波组属性,求取各种地球物理参数。
中国石化华东60829HD钻井队承担该井钻井施工,中国石化德州石油钻井研究所承担欠平衡钻井技术服务工作。
按照中国石化勘探北方分公司要求该井三开井段3759~4300m采取欠平衡钻井技术钻进。
顺利安装好旋转防喷器、分离器、点火管线等设备,并对相应设备进行了固定,9月7日对点火装置进行了测试,对旋转防喷器控制系统按设计要求进行了试压和试运转,试压合格,全套系统运转正常;并按设计要求储备密度为1.32g/cm3的压井液280m3,性能符合设计要求,欠平衡施工所需钻井液处理剂储备到位,能够满足进行低密度聚合醇防塌钻井液的配制和欠平衡钻进要求。
9月9日完成三开验收,按甲方要求以原钻井液完成3759~3765.51m地质取心后,采用塔式钻具组合配合牙轮钻头实施欠平衡钻进,3765.51~4022m平均钻时在20~30min左右。
钻进至4022m时,接到甲方通知,中途测试。
由于4000m~4022m岩性变化较大,依次出现凝灰岩、玄武岩和砂泥岩,中途测试后井下出现复杂情况,初步判断为因29日中途测试三开井时封隔器突然自动解封,对裸眼地层造成严重的应力破坏,井壁失稳,地层掉块和井壁垮塌引起。
井下情况正常后,开始采用近平衡钻进,泥浆密度1.20~1.28g/cm3,钻时在100min左右。
本井钻进至4140m时,按照北方公司领导要求,将泥浆比重降低,当泥浆比重由1.28g/cm3下调到1.15g/cm3时,接单根时井内出现复杂情况,后将密度再次上调至1.21g/cm3,井内趋于稳定。
10月21日23:
16钻达设计井深4300米后加深钻进。
井深4256m和4379.91m出现过两次井漏,后经承压堵漏,均堵漏成功。
10月31日加深钻进到4382.8米,接北方分公司通知三开完钻,提前悬挂7″套管封固复杂地层,再行下部钻进,承压堵漏后于11月12日顺利固井。
11月25日扫完水泥塞,其间完成了欠平衡设备的全面防冻保暖工作,26~27日调配好密度1.26g/cm3的聚合醇非渗透压井液280m3,并导入到储备罐中,重新配制好四开低密度聚合醇防塌钻井液,11月27日通过开钻验收后于21:
30正式进行四开欠平衡钻进施工。
2008年1月4日4:
00钻至井深4701.5m,随后进行测井,1月12日9:
00接甲方通知完钻,完钻井深4708m,随后进行VSP测井,各项施工安全顺利。
2008年1月16日通过勘探北方分公司组织的完钻验收。
在勘探北方分公司和华东钻井公司60829HD钻井队的大力支持和密切配合下,三开通过有效实施欠平衡钻井,在营城组钻进过程中,及时发现了多套气层,并实现成功点火;四开期间发现了3层气层,圆满完成了钻井地质任务。
施工中我们严格执行设计,认真组织,精心施工,为本井安全施工提供了保障。
3.2.1欠平衡钻进
欠平衡钻进由于井底处于负压状态,钻井液中有害固相和滤液不容易进入油气层而引起油气运移通道的堵塞,从而保护油气层。
实施欠平衡钻进,既要达到保护油气层的目的,又必须在保证施工安全的情况下,实现快速钻井。
腰深2井实施欠平衡钻井期间,使用的钻具组合及使用钻井参数为:
(1)三开
井段3765.51~3855.57m
钻具组合:
φ215.9mmHJT637GY+φ178mm减震器+φ165mm箭形回压阀+φ177.8mm钻铤×1根+φ165mm箭形回压阀+φ177.8mm钻铤×5根+φ165mm钻铤×16根+φ127mm加重钻杆×3根+φ127mm180斜坡钻杆+下旋塞+六方钻杆+上旋塞
钻井参数:
钻压120~160KN,转速50~60rpm、排量27~31l/s、泵压8.5~12Mpa。
钻井液性能:
密度:
1.05~1.09g/㎝3;粘度:
36~47s;失水4~4.8ml;切力3~5/9~10pa;含砂量0.1~0.2%;PH值8~9。
井段3855.57~3913.52m
钻具组合:
φ215.9mmHJT737GH+φ178mm减震器+φ165mm箭形回压阀+φ177.8mm钻铤×1根+φ165mm箭形回压阀+φ177.8mm钻铤×3根+φ165mm钻铤×10根+φ178mm震击器+φ165mm钻铤×6根+φ127mm加重钻杆×3根+φ127mm180斜坡钻杆+下旋塞+六方钻杆+上旋塞
钻井参数:
钻压100~120KN,转速50~60rpm、排量29~32l/s、泵压11.5~13Mpa。
钻井液性能:
密度:
1.04~1.05g/㎝3;粘度:
34~36s;失水3.8~4ml;切力2~3/8~9pa;含砂量0.1~0.2%;PH值9。
9月17下钻到底节流循环泥浆,2:
50点火,3:
47熄火。
火焰最大6-8米,宽度1-2米。
火焰颜色:
橘黄到淡蓝色。
最大流量:
857m3/h。
井段3913.52~3942.37m
钻具组合:
φ215.9mmHJT737GH+φ178mm减震器+φ165mm箭形回压阀+φ177.8mm钻铤×1根+φ165mm箭形回压阀+φ177.8mm钻铤×3根+φ165mm钻铤×10根+φ178mm震击器+φ165mm钻铤×6根+φ127mm加重钻杆×3根+φ165mm箭形回压阀+φ127mm180斜坡钻杆+下旋塞+六方钻杆+上旋塞
钻井参数:
钻压100~120KN,转速58rpm、排量29l/s、泵压11.5Mpa。
钻井液性能:
密度:
1.04~1.05g/㎝3;粘度:
31~36s;失水4ml;切力2~3/4~8pa;含砂量0.1~0.2%;PH值9。
下钻至1200米节流循环泥浆点火,火焰最大1.5米。
井段3942.37~4007.25m
钻具组合:
φ215.9mmHJT737GH+φ178mm减震器+φ165mm箭形回压阀+φ177.8mm钻铤×1根+φ165mm箭形回压阀+φ177.8mm钻铤×3根+φ165mm钻铤×16根+φ178mm震击器+φ127mm加重钻杆×3根+φ165mm箭形回压阀+φ127mm180斜坡钻杆+下旋塞+六方钻杆+上旋塞
钻井参数:
钻压120~160KN,转速58~60rpm、排量29~30l/s、泵压11.5~12Mpa。
钻井液性能:
密度:
1.02~1.04g/㎝3;粘度:
31~33s;失水3.8~4ml;切力1.5~3/4~6pa;含砂量0.1~0.2%;PH值9。
9月23日起钻前测后效,节流循环泥浆,3:
05~3:
25点火,火焰最大7.5米,宽度2.5米,最大流量1100m3/h。
火焰颜色:
橘黄色。
油气上窜速度359m/h。
井段4007.25~4022m
钻具组合:
φ215.9mmHJT737GH+φ178mm减震器+φ165mm箭形回压阀+φ177.8mm钻铤×1根+φ165mm箭形回压阀+φ177.8mm钻铤×3根+φ165mm钻铤×16根+φ178mm震击器+φ127mm加重钻杆×6根+φ165mm箭形回压阀+φ127mm180斜坡钻杆+下旋塞+六方钻杆+上旋塞
钻井参数:
钻压140~180KN,转速58~60rpm、排量29~30l/s、泵压12~12.5Mpa。
钻井液性能:
密度:
1.03~1.04g/㎝3;粘度:
32~39s;失水3.8~4ml;切力2~3/5~6pa;含砂量0.1~0.2%;PH值9。
9月24日下钻过程中,节流循环泥浆,1:
40~2:
45点火,火焰最大7米,宽度2.5米,最大流量1055m3/h。
火焰颜色:
橘黄色。
油气上窜速度93.8m/h。
9月24~25日起钻前节流循环泥浆测后效,24日23:
40~25日0:
05点火,火焰最大7米,宽度2米,最大流量1080m3/h。
火焰颜色:
橘黄色。
9月25日关井观察等中途测试安装设备期间,12:
30~13:
45节流循环泥浆点火,火焰最大10米,宽度2.5米。
火焰颜色:
橘黄色-淡蓝色。
9月24日钻进到4022米,接勘探北方公司通知暂停欠平衡钻进,进行中途测试。
9月29日三开井时因封隔器突然解封,对地层造成严重的激动压力破坏,10月1日下钻准备恢复欠平衡钻进时,井下出现严重的复杂情况,经过反复处理至10月9日基本正常,但在降低密度至1.17g/cm3尝试恢复欠平衡时,井下再次出现复杂情况导致恢复欠平衡失败,详见“4.9复杂情况原因分析及处理”,此后以1.20g/cm3的钻井液密度钻进到完钻。
在整个三开欠平衡施工过程中,平均钻时在20~30min左右。
每次下钻均一次到底,没有出现井壁失稳及掉块现象,保证了井下安全,根据设计提供的地层压力系数,欠平衡钻进过程中井底始终处于负压状态,负压值保持在2.36~5.27MPa。
(2)四开
井段4382.8~4459m
钻具组合:
φ149.2mmHJT637G+φ120.65mm钻铤×1根+φ120.65mm箭形回压阀+φ120.65mm钻铤×1根+φ120.65mm箭形回压阀+φ120.65mm钻铤×16根+φ88.9mm钻杆+φ127mm180斜坡钻杆+下旋塞+六方钻杆+上旋塞
钻井参数:
钻压60KN,转速64~68rpm、排量16~17l/s、泵压10~11Mpa。
钻井液性能:
密度:
1.08~1.10g/㎝3;粘度:
42~51s;失水3.6~3.8ml;切力2~3/3~5pa;含砂量0.1~0.2%;PH值9。
全烃值最高在0.1~0.2%。
井段4459~4500m
钻具组合:
φ149.2mmHJT637G+φ120.65mm钻铤×17根+φ88.9mm钻杆+φ127mm180斜坡钻杆×3根+φ165mm箭形回压阀+φ127mm180斜坡钻杆+下旋塞+六方钻杆+上旋塞
钻井参数:
钻压60~70KN,转速60~68rpm、排量16.5~17l/s、泵压10~11Mpa。
钻井液性能:
密度:
1.08~1.09g/㎝3;粘度:
51~52s;失水3.6~3.7ml;切力2~3/4~5pa;含砂量0.1~0.2%;PH值9。
井段4466.0~4476.50m发现10.5m厚气层。
井段4500~4530.29m
钻具组合:
φ149.2mmHJT637G+φ120.65mm钻铤×2根+φ120.65mm箭形回压阀+φ120.65mm钻铤×15根+φ88.9mm钻杆+φ127mm180斜坡钻杆+φ165mm箭形回压阀+φ127mm180斜坡钻杆+下旋塞+六方钻杆+上旋塞
钻井参数:
钻压60~70KN,转速62~68rpm、排量16~17l/s、泵压10~11Mpa。
钻井液性能:
密度:
1.08~1.09g/㎝3;粘度:
51~53s;失水3.6~3.8ml;切力2~3/4~6pa;含砂量0.1~0.2%;PH值9。
后效全烃值高达27.84%,钻进期间全烃值在0.02~0.2%。
井段4530.29~4603m
钻具组合:
φ149.2mmHJT617G+φ120.65mm钻铤×2根+φ120.65mm箭形回压阀+φ120.65mm钻铤×15根+φ88.9mm钻杆+φ127mm180斜坡钻杆+φ165mm箭形回压阀+φ127mm180斜坡钻杆+下旋塞+六方钻杆+上旋塞
钻井参数:
钻压60~70KN,转速50~66rpm、排量16~17.5l/s、泵压10~12Mpa。
钻井液性能:
密度:
1.08~1.09g/㎝3;粘度:
52~58s;失水3.6~3.8ml;切力2~3/5~7pa;含砂量0.1~0.2%;PH值9。
井段4557.0~4571.0m,发现厚度14.0m的气层。
后效全烃值高达13%,钻进期间全烃值在0.03~0.5%。
井段4603~4708m
钻具组合:
φ149.2mmHA537G+φ120.65mm钻铤×2根+φ120.65mm箭形回压阀+φ120.65mm钻铤×15根+φ88.9mm钻杆+φ127mm180斜坡钻杆+φ165mm箭形回压阀+φ127mm180斜坡钻杆+下旋塞+六方钻杆+上旋塞
钻井参数:
钻压60~70KN,转速60~66rpm、排量16~17.5l/s、泵压10~12Mpa。
钻井液性能:
密度:
1.08~1.09g/㎝3;粘度:
52~70s;失水3.8ml;切力3/6~7pa;含砂量0.1~0.2%;PH值9。
井段4615.0~4620.0m发现厚度5.0的气层,后效全烃值高达32.9%,钻进期间全烃值在0.02~2%,间断有快钻时和较好的显示段。
3.2.2井底压力控制
实施欠平衡钻进,必须使井底保持一定的负压值。
循环时:
井底压力=环空泥浆静液柱压力+环空压耗+旋转防喷器回压
井深一定,使用的泥浆比重不变时,对应某一井深的环空压耗是一定的,要保持井底压力衡定,必须合理调节旋转防喷器回压,保持泥浆比重的稳定,要保持钻井液密度的稳定,必须保证固控设备处于良好状态,及时清除混在钻井液中的不需要的固相成分。
(1)三开
在三开实施欠平衡钻进期间,随钻虽然有全烃显示,但没有油气产出,旋转防喷器回压设置为零。
预计目的层压力当量密度为1.10~1.17g/cm3,中途测试求取的当量密度为1.17g/cm3,实际使用钻井液密度为1.02~1.09g/cm3。
开始钻井液密度为1.09g/cm3,此后逐步下调,最低达1.02g/cm3,一方面是给地层一个适应性防止下调过度导致地层失稳,另一方面是为了尽量释放地层油气及时发现储层,通过采用合理利用固控设备与补充胶液相配合的方式,钻井液密度基本保持在1.04~1.05g/cm3。
钻井液密度的稳定,对井底压力在一定范围内保持相对稳定(在钻井液性能不变、排量衡定情况下,随着井深变化,略有升高)、维持井底负压状态起到了至关重要的作用。
实施欠平衡钻井期间,如果目标层地层压力以1.17g/cm3计算,则欠平衡钻井期间欠压值静态时为3.43~4.10Mpa,动态为2.36~5.27Mpa。
实现了欠平衡钻进期间节流循环时后效气体的多次点火,发现了多层气测异常层。
图2三开井段不同井深密度及负压值变化曲线
(2)四开
腰深2井四开欠平衡钻井期间虽然每次起钻后效显示较好,但尚未引起井口压力的变化,为了很好地保护油气层,更好地达到欠平衡钻井的效果,四开欠平衡钻井期间的井底压力控制主要是通过调整钻井液比重实现的。
四开4390.31~4394.18m使用的钻井液密度为1.12~1.10g/cm3,当时钻井液也未完全循环均匀,如果按照中途测试求得的1.17g/cm3地层压力当量密度计算,当时井底动负压值达到0.97Mpa。
为了更好地达到欠平衡钻井效果,随着钻进及钻井液的循环,将钻井液比重调至1.09g/cm3,按照当时井深计算,动负压值达到了2.04Mpa,但是钻井液密度如果在短时间内波动太大,会对井壁稳定造成影响,为了在保证井底处于负压状态的同时,保持井壁稳定,保证安全、顺利地实施欠平衡钻井,在随后的欠平衡钻井过程中,钻井液密度一直保持在1.09g/cm3,塑性粘度保持在16~20mpa.s,一般在17~18mpa.s,四开欠平衡钻井期间井底动负压值一直保持在1.60~2.04Mpa,静负压值达到2.15~3.68Mpa。
整个四开欠平衡钻井期间负压值变化如图5所示。
正是由于欠平衡钻井期间动负压值低,静负压值高,所以,欠平衡钻井期间,井底虽然保持负压状态,但全烃显示一般不是很高,但在起下钻时后效显示明显。
欠平衡钻井期间也经常出现全烃显示异常,尤其是12月17日~12月21日4536.57~4599.64m钻进,钻进速度快,随着钻进,全烃显示一直保持在0.4%~0.8%以上,有时都超过1%,对应井段钻进完起钻后后效显示也比较高。
12月19日19:
50下钻到底循环测后效时全烃最高达到32.73%,C1最高达到41.963%,CO
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