古潜山片麻岩油藏钻井技术难点及对策

第30卷第2期2002年4月 石　油　钻　探　技　术PETROL EUM DR I L I N G T ECHN I Q U ESV o l.30,N o.2A p r.,2002收稿日期:2001210222作者简介:马英俊(1961—),男,山东寿光人,1983年毕业于兰州大学地质系区域地质专业,高级工程师,现在中国科学院长沙大地构造研究所攻读博士学位。

联系电话:(0546)8489800!钻井与完井#桩西古潜山超低压碳酸盐岩油藏钻井技术探讨马英俊(胜利石油管理局桩西采油厂,山东东营　257037)摘　要:概述了我国东部古潜山地层典型地质结构特点,从地质构造特征入手分析了古潜山地层储层油气性和二次(三次)开发中存在的问题,并给出了该区二(三)次开发(阶段)中提高油气采收率,进一步开发剩余油区、死油区等可以借鉴的钻井技术。

关键词:古潜山油气藏;碳酸盐岩油气藏;小眼井;导向钻井;定向井;防止地层损害中图分类号:T E31313;T E349 文献标识码:B 文章编号:100120890(2002)022*******1　概　述中国石油化工集团公司与马来西亚云顶石油天然气(中国)有限公司合作,进行提高桩西古潜山采收率作业项目的研究。

2001年3月28日,对桩西一口老井——Z12027井进行加深钻井作业,在施工后期,因地层压力已异常低,地层漏失严重,部分井段套管因年代久远而破裂折断,射孔段出水出砂。

又因沉砂卡钻漏失,造成套管进一步严重变形,最终导致井眼报废,造成几千万元的经济损失。

该井的失败给作业者提出了一些新的问题:老井提高采收率的改造方向和技术、如何选择可改造的老井等。

在地层压力系数仅013～017的桩西古潜山油藏二次开发阶段,在具有裂缝和孔隙双重介质的超低压碳酸盐岩油藏中,如何应用新的钻井技术、工艺、方法和材料,顺利实施科学钻井作业,保护好油层,探索出一条提高油藏采收率的技术方法,进而指导该地区特殊油藏类型实施二次开发,具有重要和现实意义。

石油深井钻井相关技术难点分析及应对摘要：在深井石油开采中，深井钻井技术一直是业内重点研究的问题，特别是在钻井过程中遇到的裸眼井段压力窗口狭窄、机械钻井速度慢、井下管柱易磨损、深井内部高压高温等问题，这些问题若不解决，不仅会影响深井石油的正常开采，更阻碍了我国石油深井钻井技术的发展。

鉴于此，本文主要分析石油深井钻井相关技术难点。

关键词：石油深井；钻井；技术1深井钻井工程基本特点分析深井钻井的埋深较大且实际温度偏高，具有明显的地形复杂特征，尤其是地层压力较高的情况下会出现多套压力层系，使得岩层不确定性逐渐增加，使得钻井工程的实施难度不断提高。

通常情况下，深井钻井的基本特点主要包括以下几点：第一，具备多套压力层系；第二，油气储层通常属于高陡结构，而钻井工程的质量控制难度相对较大，一旦发生复杂的情况将难以采取具有针对性的措施；第三，深井裸眼井段相对较长，而且在内部很容易发生复杂情况；第四，如果井眼的尺寸相对较大，施工机械的速度就必须要降低，同时在钻井液耐温性与稳定性方面的要求相对较高。

2石油深井钻井相关技术难点分析（1）地层复杂多变易造成井下复杂。

深井所钻地层跨越的地质年代较多，地层变化大，同一井段包括多层压力体系，地层复杂情况差异较大，这些地质因素容易引起井漏、井塌、卡钻等复杂事故的发生。

（2）断层造成的地层倾角大，防斜难度较大。

某1井最大地层倾角达40°（图1）。

（3）随着井深的增加，压实作用造成地层可钻性极差，尤其钻至寒武系及长城系，钻时慢、钻头磨损严重。

古探1井寒武系-长城系平均机械钻速仅为0.61m/h，李34井平均机械钻速0.98m/h。

（4）井底温度高，钻井液性能难以控制。

其中古探1井完钻井深5191m，井底温度153℃，李34井完钻井深5038m，井底温度168℃。

图1某1井垂直钻井工具应用效果3强化深井钻井技术的解决措施3.1钻头与钻井工艺的选择在对深井钻井各个地层条件进行选择的过程中，需要保证钻头选择的合理性，以保证上部井眼尺寸大而下部井眼尺寸小。

岩油藏稠油井防砂技术应用岩油藏稠油井防砂技术是一种应用于岩油开采过程中的重要技术，它的主要目的是防止井底产能受到砂砾堵塞的影响，从而保证井筒的稳定性和生产效益。

下面将介绍该技术的应用。

稠油井开采是指井底沉积物中含有较多的固体颗粒物，这些颗粒物可能在采油过程中被带出井口，若进入井筒则可能造成井底堵塞。

岩油藏中砂砾堵塞是常见的问题，防砂技术的应用能有效解决这一问题。

岩油藏稠油井防砂技术的应用包括井筒设计、作业液设计、井壁加固等多个方面。

井筒设计方面，要尽量选择由大到小的井壁直径，这能减小井眼与井弦直径之间的差距，从而防止砂砾进入井筒。

在作业液设计方面，应选择高滤失控制能力的作业液，使其能有效地控制砂砾颗粒和固体颗粒的运移。

还可以通过添加控砂剂来改善作业液的控砂性能。

在井壁加固方面，可以采取保护套管、固井等措施来加强井壁的稳定性，防止井底砂砾进入井筒。

岩油藏稠油井防砂技术还包括井下作业的控制和管理。

在井下作业过程中，要严格控制固井过程中的压力，避免产生过大的压差，以防止堵塞事件发生。

在凝胶体积控制方面，可以通过添加适量的凝胶剂，调节作业液的粘度，防止砂砾颗粒的沉降和堵塞。

在泥浆管理方面，要定期检查泥浆的物性参数，及时更换老化泥浆，保证作业液的性能稳定。

岩油藏稠油井防砂技术还需要注意井筒清洁和沉积物处理。

在井筒清洁方面，井下作业完成后，要定期进行清洗井筒，清除沉积物和砂砾颗粒。

这可以通过冲刷、液旋和井喷等方法来实现。

在沉积物处理方面，要将井底产出的沉积物收集起来，并进行处理和分离，将有价值的岩石颗粒加以利用，以减少环境污染。

岩油藏稠油井防砂技术的应用对于井底产能的保护和开采效果的提高具有重要意义。

在实际应用过程中，要综合考虑井筒设计、作业液设计、井壁加固、井下作业控制与管理、井筒清洁与沉积物处理等多个方面，确保技术的有效实施和良好效果。

浅议车古201块潜山油藏开发对策及效果分析陈领君王小芳（中国石化集团胜利油田分公司河口采油厂，山东东营257200）摘要潜山油藏车古201块于2000年投入开发，2006年转注水开发，近年来由于地层能量有所下降，含水上升，平面矛盾突出，区块稳产难度较大。

针对该区块存在的问题，在精细油层分析的基础上，实施周期注水、电泵提液等措施挖掘区块潜力。

关键词周期注水；潜山；提液；酸压1 油藏概况富台油田车古201块潜山位于山东省无棣县车西地区大王北西南部，构造位置位于济阳坳陷车镇凹陷车西洼陷埕南断裂带下降盘，南邻东风港、套尔河油田，东临大王北油田。

2000年7月完钻的车古201井在沙河街组、古生界钻遇油层，太古界亦有油气显示，其中古生界中途测试3段，获得高产油流，为该块的开发奠定了基础。

到目前为止，该块探明含油面积9.7×km2，地质储量1188×104t，动用含油面积5.3×km2，动用地质储量可采储量677×104t，标定采收率15.1%。

车古201潜山主要受西、北部埕南大断裂控制的背斜型潜山，属内幕潜山，内部受次级断层分割复杂化。

原始地层压力为41.28MPa，饱和压力为28.54MPa。

2. 开发特征与开发简历区块油井平面产能及纵向产能差异大，主要原因为储层发育受岩性因素影响。

边底水不活跃，天然能量不足，初期产量递减呈直线下降，开发初期2002年单井日油为30吨/天，到2003年就下降到14吨，初期下降幅度高达53.3%。

①试采、产能建设阶段（2000—2003.6）。

2000年车古201井投入试采后，日产油达55t，2001—2003年进行新区产能建设，先后动用车古201块、车古204块，共设计动用含油面积11.1km2，石油地质储量1581x104t，新建产能24x104t，最高年产油量6.6x104t。

阶段末开油井18口，日液水平283t/d，日油水平234t/d，含水17.2%，采油速度2.05%，累积采油8.54x104t。

兴古潜山油藏注水开发过程中油井控水相关问题分析作者：朱丹来源：《科学与财富》2020年第36期摘要：兴隆台油田兴古潜山油藏自2007年采用纵叠平错的立体开发井网以来实现了兴古7块的滚动开发，到2010年油藏产能达到百万吨，为采油厂油气上产增效提供了坚实保障。

而自2011年开始，受油藏性质及开发时间延长影响，兴古潜山油藏出现压力不断下降、油井开始见水，产量出现较快递减，并有进一步加大趋势，开发形势不容乐观，特别是在该区块通过注水模式进行开发以来，相关油井见水后对产量影响剧烈，因而有必要对兴古潜山油藏下步措施进行研究，确保潜山油藏长期保持高产水平。

本文通过见水井见水时间，见水推进速度及见水井分布区域开展研究，并提出初步调整意见，为油藏长期高产稳产提出重要参考。

关键词：兴古潜山油藏;注水开发;油井见水1油藏勘探开发概况兴古潜山构造上位于辽河坳陷西部凹陷中南部兴隆台-马圈子潜山构造带上。

整体为被三个生油洼陷所包围的基岩潜山，呈典型的“洼中之隆”形态，为新生古储型潜山油藏，具有十分优越的油气成藏条件。

兴古7断块区构造上位于兴隆台背斜构造带的北部，受两条近东西向断层与北东向断层控制，潜山整体呈东西向展布的背斜形态。

潜山储层以混合花岗岩为主，岩性坚硬。

油藏内部发育北东向 60°～80°网状高角度裂缝，构成潜山储层的主要储集空间，裂缝密度25.4条/m，油藏有效孔隙度最大13.3%，平均5.7%，油藏原始含油饱和度平均61%，原油密度平均0.824g/cm3。

油藏埋深2335m～4670m，含油幅度在2335m以上，油藏类型为具有层状特征的块状变质岩裂缝性潜山油藏，具有统一温度和压力系统，平均压力系数1.05，2010年底兴隆台潜山上报探明含油面21.79km2，探明石油地质储量1.06x108吨，同时以兴古7块为开发试验区，采用四段七层开发模式进行规模开发。

兴古7主体块2010年上报储量2865.97万吨，截止2011年底共有油井39口，开井27口，井口日产油1125.6吨，日产气27.26万方，年产油45.17万吨，累产油176.2万吨，累产气47.31万方，累产水3.829万方，采油速度1.58%，采出程度6.15%。

潜山地层优快钻井技术研究及应用摘要：潜山地层岩性主要以奥陶系灰岩、白云岩为主，岩性致密、密度高、可钻性差。

针对该地层特点，在施工中，在钻头冠状、刀翼、高耐磨复合片及布齿等方面进行优化升级，配合动力钻具，实现潜山施工的机械钻速提升。

关键词：潜山地层；四开小井眼钻井；长稳斜段井；长稳斜段井研究区块是胜利油田在油田部署了5口潜山开发井，平均井深4828.60m。

均为海油陆采的定向、长稳斜段井。

潜山地层存在着地质岩性复杂、裂缝性漏失和异常高压，四开小井眼钻井和完井小间隙下套管施工难度大。

在该区块，通过在研究区块应用钻头优选、钻井液体系优选、长稳斜段井携岩能力提升、潜山井下安全提升等方面，形成安全高效钻井施工模式。

1研究区块的钻井概况研究区块共布置了5口井。

5口井均已完井。

目的层为奥陶系、寒武系，厚度600－800m不等。

井身结构为四开井，以A井为例的井身结构如下表1所示：表1?A井设计井身结构2研究区块潜山的施工难点该区块为潜山深井，潜山地层依次为：八陡组（中薄层灰岩、白云岩、白云质泥岩互层）；上马家沟组（厚层灰岩夹薄层白云岩，底部为泥质白云岩）；下马家沟组（厚层灰岩夹薄层白云岩，底部为角砾状白云岩）。

根据研究区块以及相邻区块的实际地层情况，潜山开发井主要有以下几点难点和风险：（1）潜山地层为裂缝型油藏，漏失风险较高，且鉴于其储油特性，存在漏喷同层风险；（2）潜山岩性主要为灰岩、白云岩，可钻性差，钻时慢，影响钻井提速；（3）灰岩白云岩致密坚硬，岩屑密度高，为保护油层使用无固相体系施工，携砂能力不足，携带岩屑较困难；（4）寒武系易钻遇红色泥岩、高含泥火成岩等地层，使用无固相钻井液，泥岩膨胀易造成坍塌卡钻等风险；（5）研究区块四开均为152.4mm井眼，使用的小尺寸钻具安全系数低，易造成井下安全事故。

3研究区块钻完井技术的应用3.1提高潜山小井眼钻井速度3.2裂缝储层漏失风险系数高，漏喷同层，防喷防漏潜山油藏为裂缝性发育的油藏，裂缝程度不同，其漏失和溢流的风险相应不同。

测井技术在潜山复杂岩性油气藏解释评价中的应用及其局限性摘要辽河油田广泛分布着各类复杂岩性古潜山地层，油气储量在辽河油田油气勘探开发中占有十分重要的比重。

本文以辽河油田S625块潜山油气藏测井解释评价为例，总结介绍了辽河测井公司在辽河油田碳酸盐岩、石英岩及火成混合花岗岩、粗面岩等各类复杂岩性潜山油气藏测井解释评价中积累的解释经验，分析归纳了各种测井技术在潜山复杂油气藏解释评价中的作用及其存在的问题。

关键词：潜山油气藏测井技术解释应用引言辽河油田中生界、前古生界基岩广泛分布着各类复杂岩性古潜山地层，其顶部一般覆盖有较厚的第三系具有较好生油能力的泥岩地层，而古潜山地层由于受断裂及风化作用，具备较好的储渗能力。

因此，在辽河油田，各种岩性类型、各种储集类型的新生古储型古潜山油气藏较为发育，在辽河油田油气勘探开发中占有十分重要的比重。

但是辽河油田古潜山油气藏岩性复杂多样，且多种岩性地层变化较大，既有石英砂岩、白云岩、灰岩、白云质灰岩、灰质白云岩，也有变质石英岩、火成混合花岗岩、粗面岩、英安岩等。

在一口井里，往往能见到二、三种，甚至五、六种岩性组合的潜山地层，众多的岩性类型构成了多样的储集空间类型，裂缝型、孔隙型及孔、缝、洞复合型储层均可见到，储层非均质性强、物性变化大。

上述因素的存在，使得辽河油田古潜山油气藏的解释评价要复杂、困难得多。

但遵循测井资料与其它资料综合分析的原则，辽河测井公司在辽河油田碳酸盐岩、石英岩及火成混合花岗岩、粗面岩等复杂岩性油气藏测井解释评价中积累了一定的解释经验，能较好地完成古潜山油气藏的研究评价工作。

本文主要以S625块为例介绍测井技术在潜山复杂岩性油气藏解释评价中的主要作用及存在的问题。

测井技术在潜山复杂岩性油气藏解释评价中的主要作用常规测井与成像测井、核磁共振测井等测井新技术相结合，在辽河油田潜山复杂岩性油气藏解释评价中发挥了良好的作用，主要体现在以下三个方面：1、潜山复杂岩性地层储渗空间的识别与评价综合利用各种测井资料识别、判断潜山复杂岩性地层的岩性，划分、评价裂缝、孔、洞发育程度、储集空间类型，以及孔渗等物性参数的计算等。

潜山油气藏及潜山界面卡取方法探讨摘要：潜山油气藏开发已经成为油气开发的一个新领域，但是潜山界面在现场卡取时具有一定的难度，需要较高技术和丰富的经验。

为了提高潜山界面卡取的准确率和及时性，本文将对潜山界面的卡取方法进行探讨研究，希望这些方法可以给予今后的潜山界面卡取以一定的经验借鉴和技术指导。

关键词：潜山油气藏界面卡取钻前预测研究总结现代勘探技术的发展，为潜山油气藏的发现提供了有利条件。

数字地震仪的使用，地球物理资料的计算机处理，可提供各种专门用途的特殊剖面，比较准确地判断潜山位置、形态、内幕结构等，使潜山的隐蔽性不再成为勘探的障碍；深井钻探技术水平的提高，使得处于地层深部的潜山油气藏不再成为钻探的禁区。

一、潜山油藏的分类1.块状潜山油藏一般被岩性单一、缝洞发育所控制，有统一的油水界面，有统一的压力系统。

由于块状油藏是一个统一的连通体，缝洞往往又发育，所以渗透性往往很高。

一般来说块状油藏含油高度也比较大，分布面积广，水力联系的区域广大，其油层压力接近静水柱压力。

为了保护油层、我们钻探块状潜山油藏时往往把上覆地层用技术套管封住，然后换用优质低密度钻井液打开潜山油藏。

2.层状潜山油气藏层状潜山油气藏大多受到潜山内幕圈闭所控制，储集层有层状的碳酸盐岩和砂岩等，上、下有不渗透层相隔。

层状油藏在小幅度的潜山圈闭中也能很好的形成。

层状潜山油藏与块状潜山油藏的储油特征相比有较大差别，其特征与层状砂岩油藏相似。

3.不规则潜山油气藏受潜山孤立溶缝、溶洞控制。

储层连通性差，油、气、水分异不清，无统一的油水界面和压力系统。

区域水动力联系差，原始地层压力高，投产后压力下降快，产量递减迅速。

关井压力恢复慢。

其油藏特征与砂岩透镜体储层相似。

二、一般潜山的结构及形成条件1. 潜山的结构。

潜山在地质历史中，前新生界地层由于断块活动和褶皱运动的抬升隆起形成若干古山头，这些古山头后来又长期遭受风化溶蚀而成为若干高低起伏的残山。

之后工区整体下沉并形成凹陷，这些地区接受新生界沉积，大多数残山被埋藏在地下深处，我们就称之为古潜山。

如何卡准特殊目的层1．潜山、风化壳等不整合面不整合是由于已沉积地层或古地层暴露大气，发生侵蚀作用，再接受沉积后形成的，具有明显的沉积间断。

潜山风化壳是一种具有正向的古地形不整合表面风化残留物。

不整合面由于残留风化壳，孔喉发育，具有良好的渗透性，是油气运移和聚集的有利空间。

但是这样的储层势必给钻井工程带来诸多不便，由于其上部地层如东营组等，大都为欠压实地层，要求的钻井液密度很高，才能保证不涌不喷，而如果不改变钻井液性能，一直往下钻，很容易出现“上吐下泻”的问题，这次我去南海出差刚好碰到这样的情况，就是由于对地层认识不清，没有处理好而最终导致卡钻，给施工带来诸多不便；而且为了防止开发时，由于对地下情况不是特别了解，而至贸然钻开潜山而导致的井喷、水淹、泥浆漏失等（如SZ36-1二期开发中，明确规定必须在潜山顶面以上20m完钻），减少这些不必要的麻烦，这就对我们地质工作者提出了相当高的要求。

也许有人要问，那如果潜山中真正有有价值的油藏那要怎么处理，可以先下一层技术套管，然后改变钻井液性能，这样就可以对其中有价值的油层进行开发了，根据我这一年在井场一线的实习情况，再加上一些老师傅的不吝指教，我觉得现场的地质监督有以下几个方面值得注意。

判断是否进山最直接的依据就是地质年代，就要看是否打到了老地层，渤海地区一般为第三系以下进山，以中生界及古生界潜山为主。

进山的方式大体也可以分为三类：一种是泥岩直接进山，这一种相对来说难度较小；第二种是潜山之上披覆砂砾岩，但其成分与本体不同，是从别的地方搬运过来的；还有一种就是潜山之上也披覆砂砾岩，且其成分与本体相同，只不过已经经过了风化剥蚀。

我个人认为最后一种的难度是最大的，譬如说其本体是灰岩，这样我们现场最直接的手段就是“滴酸起泡”，而实际上从上部风化部分开始，已经是剧烈起泡。

渤海地区的技术要求一般是进山不超过2米，但前提是能够判断。

这个数据是经过大量实践，不论是成功的还是失败的，而得到的，也就是说这个数据是在地质技术上可以实现，而且也可以被工程方面所接受的。

如何卡准古潜山风化壳界面引言：随着油田勘探开发的深入，如何更好的开发古潜山油气田，给我们石油工作者提出了新的挑战，同时给我们录井行业也提出了更高的要求，碳酸盐岩地层既可以生油，又可以储油。

世界上约占 50% 的油田属此类型。

我国华北、西南广泛分布着碳酸盐岩地层，并在渤海油区华北油田、胜利油田、辽河油田、冀东油田找到了储量可观的碳酸盐岩古潜山油气田。

本文就渤海湾盆地古潜山油气田勘探开发中如何卡准古潜山风化壳的问题作了一些探讨，并就其进山类型、资料特征作了总结，最后把我们现场录井过程中总结的经验和大家交流。

一、概念古潜山：是指某一地质历史时期陆地上的山，伴随地壳运动不断下沉，并逐渐为（比它新的)后期沉积所覆盖。

华北地区所指的古潜山系由第三系或中生界或石炭二迭系地层所覆盖的下古生界地层组成的山脉。

风化壳：下古生界碳酸盐岩风化壳是指古潜山顶部的碳酸盐岩，由于长期裸露地表遭受风化和溶蚀作用形成了裂隙和孔洞发育的古潜山风化表层，后期的构造运动使裂隙和孔洞更加发育。

风化壳一般在 100 米厚度内裂隙、孔洞发育。

钻经风化壳易发生井漏，或遇良好油气显示造成井喷，发生钻井事故，一般要求钻进风化壳 5 米之内确定出界面深度。

二、问题的提出在古潜山油气开发过程中，钻遇古潜山地层一般都会严重井漏，就现有的技术而言，有两种思路。

第一种，钻遇风化壳后，无良好油气显示，下油层套管完井。

第二种，钻遇风化壳后，有良好油气显示，下技术套管封住风化壳，潜山本体一般打 5-20 米裸眼完井。

能不能把风化壳封在技术套管里面，关键就在我们地质录井人员是否卡准了风化壳界面。

在这里我们提出了如何卡准古潜山风化壳的问题。

三、进山类型分析正常进山：这种情况古潜山面都有风化壳，岩屑成分复杂，如：砾石、红层、铝土矿等等。

工程参数一般都有憋、跳钻的情况。

如遇良好油气显示，工程上一般都要下技术套管，封住风化壳，以有利于潜山油气的后期开发（如图 1A )。

断面进山：由于断层的存在，风化壳不明显，可见山前坡积物或洪积物，一般直接进入潜山本体，也有可能古潜山断失。

胜利油田复杂潜山油藏钻井难点及技术措施
王敏生
【期刊名称】《钻采工艺》
【年(卷),期】2007(030)004
【摘要】胜利油田的复杂潜山油藏地层埋藏深、地质年代跨度大,裂缝孔洞发育,压力体系复杂,可钻性差,导致机械钻速低,复杂情况多,油气层伤害严重等问题.通过优化井身结构、使用高效能钻头和应用防斜打快技术等,有效地提高了钻井速度和井身质量.采用无固相聚合醇钻井液,泡沫、充气技术,微裂缝复合暂堵以及欠平衡技术等,能够有效保护和准确评价复杂潜山储层.通过改变水泥浆性能和水泥浆胀封管外封隔器等工艺,有效克服了固井过程中的水泥浆漏失,满足了分层开采及酸化压裂的需要.提出利用欠平衡水平井和分支井技术提高钻探效果的建议.
【总页数】4页(P1-4)
【作者】王敏生
【作者单位】中国石油大学石油工程学院·华东;胜利石油管理局钻井工艺研究院【正文语种】中文
【中图分类】TE242
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1.空气钻井技术难点分析及安全技术措施 [J], 孙鹏
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浅析吉华1区块片麻岩钻井技术难点与钻头选型发布时间：2021-05-19T12:11:20.250Z 来源：《科学与技术》2021年第4期作者：杜京辉隋学利熊华军[导读] 吉华1区块地理位置位于内蒙古自治区阿拉善左旗敖伦布拉格镇杜京辉隋学利熊华军渤海钻探石油工程总承包分公司，712000）摘要：吉华1区块地理位置位于内蒙古自治区阿拉善左旗敖伦布拉格镇，构造位置：临河坳陷吉兰泰油田吉华1潜山，钻井目的：落实吉兰泰油田吉华1潜山产能建设。

古潜山片麻岩硬度强、可钻性差、易漏失，针对以上技术难点优选钻头及相应措施应对。

主题词：古潜山片麻岩技术难点钻头选型一、吉华1区块地质分层及岩性基本情况二、钻井施工技术难点1.岩性硬度强在过去的30多年中，常规PDC钻头的普遍使用，及大地提高了钻井的机械钻速。

但在吉华1区块古潜山片麻岩地层使用过程中，易发生蹩跳钻、刺钻具等井下复杂。

主要是片麻岩是一种变质岩，而且变质程度深，具有片麻状构造或条带状构造，鳞片粒状变晶结构，主要由长石、石英、云母等组成，其中长石和石英含量大于50%，导致该区块片麻岩岩层结构致密、坚硬、耐磨，极大影响钻头机械钻速的提高。

2.可钻性差、机械钻速慢岩石的可钻性决定钻进时岩石破碎的难易程度，是合理选择钻具组合、钻头类型及钻井参数的依据。

在岩石硬度强、研磨性高的片麻岩地层，PDC钻头平面状复合片抗冲击、抗研磨性差，易崩损且磨损严重，使用寿命低、进尺少、机速慢。

对地层岩石可钻性进行分析，能了解钻头选型的合理性和对地层的适应能力，可以提高钻头的机械钻速和进尺，减少起下钻时间。

3.易漏失吉华1古潜山太古界岩性主要为片麻岩、片岩、混合岩和角闪岩等，呈似层状、互层状产出。

构造裂缝较为发育，局部见溶蚀晶洞，储层储集空间主要为裂缝，岩心分析孔隙度3.39～5.35%，属中孔低渗储层。

根据临井资料显示，本区块破裂压力梯度为1.78MPa/100m，从邻井的实钻资料、测井资料解释及测试资料分析，该区块第四系-太古界地层孔隙压力系数在0.85-0.90之间，属低压易漏地层。