四川全過程欠平衡鉆井技術(shù)及典型井例

四川全過程欠平衡鉆井技術(shù)及典型井例第一頁，共71頁。匯報(bào)內(nèi)容一、四川欠平衡鉆井公司簡介二、高效勘探開發(fā)需要二、四川欠平衡鉆井技術(shù)發(fā)展三、典型井例四、下一步攻關(guān)建議第二頁，共71頁。一、公司簡介第三頁，共71頁。中國石油（一）簡介四川欠平衡鉆井公司是集科研、服務(wù)于一體的專業(yè)化技術(shù)服務(wù)公司，主要致力于欠平衡鉆井工藝技術(shù)研究及配套裝備的研制，并為國內(nèi)外油氣田提供從論證、設(shè)計(jì)到現(xiàn)場(chǎng)服務(wù)及設(shè)備加工、租賃等服務(wù)。公司于2000年在中國油氣井滅火公司基礎(chǔ)上組建，在井控、搶險(xiǎn)、氣層欠平衡鉆井和處理井下復(fù)雜方面具有獨(dú)特優(yōu)勢(shì)，具有一批經(jīng)驗(yàn)豐富的從事科研和欠平衡鉆井現(xiàn)場(chǎng)技術(shù)服務(wù)的專業(yè)技術(shù)人員和操作人員。第四頁，共71頁。中國石油（二）公司規(guī)模公司現(xiàn)有員工100多人，旋轉(zhuǎn)控制頭等欠平衡鉆井關(guān)鍵裝備16套，產(chǎn)層欠平衡鉆井作業(yè)隊(duì)伍10支；不壓井起下鉆裝置3套，不壓井作業(yè)隊(duì)伍3支。擁有1200m3/min的空氣鉆井設(shè)備、210m3/min氮?dú)忏@井設(shè)備，氣體鉆井作業(yè)隊(duì)伍5支。是國內(nèi)規(guī)模最大的欠平衡專業(yè)化公司之一。先后在四川、吐哈、塔里木、冀東、中石化西南局、華北局、中海油渤海油田、緬甸、哈薩克斯坦、伊朗等國內(nèi)外多個(gè)油氣田進(jìn)行了技術(shù)服務(wù)。第五頁，共71頁。（三）技術(shù)優(yōu)勢(shì)和特點(diǎn)自主研發(fā)了旋轉(zhuǎn)控制頭、不壓井起下鉆裝置為代表的欠平衡鉆井系列配套裝備，擁有六項(xiàng)國家專利；具備國內(nèi)獨(dú)具特色的全過程欠平衡鉆井作業(yè)（30多井次）；目的層欠平衡施工（220多井次）國內(nèi)最多，氣體鉆井施工（100多井次）國內(nèi)最多，占全國欠平衡鉆井累計(jì)總數(shù)的60％以上。第六頁，共71頁。1999年至2006年，四川共開展218井次欠平衡鉆井，全過程欠平衡鉆井48井次，獲工業(yè)性油氣流41口井，累計(jì)獲測(cè)試產(chǎn)氣435×104m3/d、產(chǎn)油143t/d。第七頁，共71頁。截至2006年底共進(jìn)行氣體鉆井109井次，其中天然氣鉆井15井次、氮?dú)忏@井31井次，柴油機(jī)尾氣鉆井3井次，空氣鉆井60井次（干氣44井次、充氣4井次，空氣泡沫12井次）。第八頁，共71頁。四川欠平衡鉆井取得了良好的技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)國內(nèi)第一口全過程欠平衡鉆井完井：2002年7月，邛西3井國內(nèi)第一口全過程天然氣鉆井：2003年2月，井淺2井國內(nèi)第一口氣體鉆水平井：2004年6月，白淺111H井第一口帶壓下尾管、電纜傳輸射孔完井：2004年5月，邛西6井國內(nèi)天然氣鉆井井深最深（3760.71m）；國內(nèi)氣體鉆井天然氣產(chǎn)量最高(60×104m3/d)：2004年7月，平落19井國內(nèi)第一口氮?dú)忏@井：2005年4月，七北101井國內(nèi)氣體鉆井井深最深井：2006年7月，中石化西南局大邑1井氮?dú)忏@井，4775.56m2006年8月，塔里木油田滿東2井，6200m第九頁，共71頁。二、高效勘探開發(fā)的需要第十頁，共71頁。碎屑巖儲(chǔ)層特點(diǎn)川渝地區(qū)中上部地層碎屑巖分布面積約9萬平方千米，僅上三疊統(tǒng)天然氣總資源量達(dá)9065億立方米，占盆地天然氣總資源量的16.96%，主要聚集在盆地中西部（占90.39%），而已探明不到5%，碎屑巖的勘探開發(fā)潛力大。第十一頁，共71頁。碎屑巖儲(chǔ)層特性低孔、低滲致密砂巖儲(chǔ)層平均孔隙度：1.2%～13.5%平均滲透率0.01～0.45md儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，物性縱橫向上差異大儲(chǔ)層有效性取決裂縫發(fā)育程度，屬裂縫—孔隙型儲(chǔ)層儲(chǔ)層含水飽和度普遍較高大于50%，平均60%～70%第十二頁，共71頁。碎屑巖儲(chǔ)層勘探開發(fā)存在的問題在鉆井、試油過程中易受損害且難以逆轉(zhuǎn)儲(chǔ)層的泥質(zhì)含量高，一般為4~7%主要傷害是水敏和固相傷害使用常規(guī)開采技術(shù)不能有效經(jīng)濟(jì)開發(fā)第十三頁，共71頁。碎屑巖儲(chǔ)層勘探開發(fā)存在的問題淺層至中深井段的井漏嚴(yán)重：處理井漏或因井漏帶來的復(fù)雜時(shí)間占鉆井總時(shí)間的8～10%，甚至個(gè)別井因井漏復(fù)雜導(dǎo)致報(bào)廢;大量堅(jiān)硬地層：鉆井速度極低，嚴(yán)重制約了勘探開發(fā)進(jìn)程。第十四頁，共71頁。井漏、卡鉆等工程難題易損害且難逆轉(zhuǎn)發(fā)展欠平衡鉆井技術(shù)機(jī)械鉆速極低難題井漏、漏噴同存、壓差卡鉆等工程難題第十五頁，共71頁。三、近年來四川欠平衡鉆井的發(fā)展第十六頁，共71頁。發(fā)展階段（2001年～2002年）起步階段（1999～2001年）近幾年四川欠平衡鉆井技術(shù)發(fā)展階段：應(yīng)用與深化拓展階段（2003年～至今）第十七頁，共71頁。1999年～2001年發(fā)展階段跟蹤國外技術(shù)總結(jié)前人經(jīng)驗(yàn)結(jié)合碎屑巖儲(chǔ)層特征開展裝備和工藝研究14井次現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)理論缺少系統(tǒng)研究現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐少以及時(shí)發(fā)現(xiàn)為目的，取得一些成功經(jīng)驗(yàn)，無重大突破◆◆◆◆◆◆◆◆◆裝備可靠性、安全性和適應(yīng)能力較差第十八頁，共71頁。系統(tǒng)的部署和實(shí)踐深化理論研究加強(qiáng)裝備研制開展工藝技術(shù)攻關(guān)理論上取得系統(tǒng)研究成果裝備自主研制取得重大進(jìn)展觀念徹底改變：全過程欠平衡鉆井技術(shù)—欠平衡鉆井技術(shù)的重大突破?，F(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)取得邛西構(gòu)造勘探重大突破◆◆◆◆◆◆2001年～2002年發(fā)展階段◆第十九頁，共71頁。全過程欠平衡鉆井規(guī)模應(yīng)用全過程欠平衡鉆井工藝進(jìn)一步完善欠平衡完井取得突破發(fā)展了氣體欠平衡鉆井技術(shù)發(fā)展了欠平衡水平井技術(shù)運(yùn)用壓力控制鉆井處理工程復(fù)雜◆◆◆2003年以來應(yīng)用與深化拓展階段◆◆◆第二十頁，共71頁。欠平衡鉆井的核心技術(shù)欠平衡取心不壓井起下鉆不壓井測(cè)井欠平衡鉆井欠平衡鉆水平井不壓井完井欠平衡鉆井核心技術(shù)第二十一頁，共71頁。不壓井起下鉆技術(shù)井下套管閥強(qiáng)行起下鉆裝置第二十二頁，共71頁。不壓井測(cè)井、射孔技術(shù)

據(jù)欠平衡鉆井工藝技術(shù)特點(diǎn)，設(shè)計(jì)了帶壓測(cè)井的井口電纜防噴裝置，研發(fā)了相應(yīng)的測(cè)井、射孔工藝技術(shù)，攻克了欠平衡條件下的負(fù)壓射孔技術(shù)難題，形成了全通徑射孔工藝技術(shù)、模塊式射孔槍錨定射孔工藝技術(shù)和井口帶壓電纜輸送射孔工藝技術(shù)三項(xiàng)欠平衡配套的射孔工藝技術(shù)。近來發(fā)展了氣體鉆井測(cè)井技術(shù)。第二十三頁，共71頁。欠平衡完井技術(shù)欠平衡完井的方式：①帶壓下油管先期裸眼完井②帶壓下特殊襯管完井下尾管不固射孔完井暫堵襯管完井（承壓10MPa，30～80?C熱熔系列）非透式膨脹篩管完井第二十四頁，共71頁。非透式可膨脹篩管套管引鞋

脹管器

非透式膨脹篩管完井

膨脹篩管第二十五頁，共71頁。欠平衡完井技術(shù)③用井下套管閥下常規(guī)襯管對(duì)下部管串要求不高，操作簡單使用后不回收，成本較高未經(jīng)高壓高產(chǎn)油氣流檢驗(yàn)，可靠性有待進(jìn)一步提高（四川4井）上下舌板壓力監(jiān)測(cè)下舌板高壓情況下打開的問題第二十六頁，共71頁。形成了氣體鉆大斜度井、水平井技術(shù)井名井型循環(huán)介質(zhì)水平段長(m)完井方式白淺111H水平井尾氣+天然氣245裸眼中75井大斜度定向井天然氣110.5裸眼包淺4-x2大斜度定向井天然氣515裸眼包淺4-x4大斜度定向井天然氣582裸眼塔15-H1水平井氮?dú)?54.58裸眼塔19-H1水平井氮?dú)?11.67裸眼第二十七頁，共71頁。初步形成了處理工程難題的壓力控制鉆井技術(shù)第二十八頁，共71頁。公稱通徑：Φ230、Φ280、Φ350mm動(dòng)密封壓力：3.5～17.5MPa靜密封壓力：7～35MPa主要特點(diǎn)：1、液壓卡箍連接操作2、連續(xù)循環(huán)冷卻潤滑系統(tǒng)3、易于檢修10.5MPa旋轉(zhuǎn)控制頭欠平衡鉆井裝備與工具第二十九頁，共71頁。為了滿足不壓井起下油管的需要，新研制了適用于Φ73mm和Φ60.3mm油管的自封頭膠芯。使用壽命：起下油管串長度≥7000米。膠心定壓接頭第三十頁，共71頁。60噸不壓井起下鉆裝置15噸不壓井起下鉆裝置引進(jìn)S-15撬裝式不壓井起下裝置第三十一頁，共71頁。ZCQ2/3真空除氣器工作介質(zhì)：鉆井液工作真空度：26.7～60kPa（200～450mmHg）最大鉆井液處理量：3m3/min工作真空度時(shí)排氣量：1.65m3/min除氣室容積：2.5m3重量：3T第三十二頁，共71頁。中國石油不壓井帶壓測(cè)井裝備液氣分離器專用大通徑節(jié)流管匯第三十三頁，共71頁。開發(fā)研制的配套自動(dòng)點(diǎn)火及防回火裝置防回火裝置第三十四頁，共71頁。四相分離器第三十五頁，共71頁。中國石油引進(jìn)配套了氣體鉆井裝備空壓機(jī)制氮機(jī)增壓機(jī)空氣錘霧化泵第三十六頁，共71頁。四、典型井例第三十七頁，共71頁。實(shí)例1：充深1井－促進(jìn)了全套欠平衡鉆井技術(shù)的發(fā)展3.7×104m3/d0.55t/d0.3×104m3/d00.98×104m3/d0.2t/d壓井、完井后氣油

四川油氣田于1997～2001年開始試用欠平衡鉆井技術(shù)，在提高勘探發(fā)現(xiàn)方面取得了顯著成就，但在開發(fā)井增加產(chǎn)能方面未有建樹。典型實(shí)例為充深１井。第三十八頁，共71頁。實(shí)例2：國內(nèi)全過程欠平衡鉆井完井的第一口井—邛西3井邛西構(gòu)造勘探簡史

該構(gòu)造的勘探始于80年代初，1982年地震勘探發(fā)現(xiàn)邛西潛伏高點(diǎn)，九十年代初查明邛西構(gòu)造的基本形態(tài)，2000年進(jìn)一步落實(shí)了邛西構(gòu)造的形態(tài)和構(gòu)造細(xì)節(jié)。九十年代初，美國德士古公司攜先進(jìn)技術(shù)、投入巨資在此地區(qū)進(jìn)行風(fēng)險(xiǎn)勘探，先后在該構(gòu)造鉆探邛西1井、邛西2井，均見有油氣顯示，但測(cè)試未獲工業(yè)氣流，最終空手而歸。第三十九頁，共71頁。

邛西3井是以須二段為目的層的一口預(yù)探井。該井215.9鉆頭鉆至井深3487m，下177.8mm油層套管下至須二頂部（3477m)固井后，于2002年6月1日采用Ф152mm的鉆頭在3487.00～3572.00m井段實(shí)施欠平衡鉆井，于2002年6月18日完鉆。后成功實(shí)施了欠平衡取心、不壓井起下鉆、不壓井測(cè)井、不壓井下油管，在國內(nèi)首次實(shí)施了全過程欠平衡鉆井作業(yè)。使用了自制的欠平衡主要設(shè)備，經(jīng)受了高壓、高產(chǎn)氣流的考驗(yàn)。第四十頁，共71頁。邛西3欠平衡鉆井實(shí)鉆井身結(jié)構(gòu)第四十一頁，共71頁。井口裝置及地面布置第四十二頁，共71頁。不同井深入出口鉆井液密度、地層壓力當(dāng)量密度、井底ECD情況

第四十三頁，共71頁。

及時(shí)直觀地發(fā)現(xiàn)3個(gè)氣顯示段：

①3487.00～3488.80m；②3494.00～3496.71m；③3526.00～3528.00m。完井后用31.8mm孔板測(cè)試，獲45.673×104m3/d的高產(chǎn)氣流，無阻流量77.476×104m3/d。第四十四頁，共71頁。

利用全過程欠平衡鉆井完井技術(shù)在邛西3井、邛西4井、邛西6井和邛西10井獲得了高產(chǎn)氣流，取得了邛西構(gòu)造勘探開發(fā)的重大突破，獲得邛西構(gòu)造控制儲(chǔ)量263億立方米，提高了對(duì)整個(gè)川西南部地區(qū)的地質(zhì)評(píng)價(jià)，大大促進(jìn)了川西前陸盆地的勘探進(jìn)程。。

T3x2T3x2T3x2T3x2T3x2T3x2-1目的層位390535353852357239004450井深(m)1.131.131.221.241.131.13地層壓力系數(shù)1.07-1.121.07-1.121.18-1.191.19-1.221.33-1.341.35-1.36鉆井液密度(g/cm3）-0.06～-0.01-0.06～-0.01-0.04～-0.03-0.04～-0.020.20～0.210.22～0.23密度附加值(g/cm3）特殊襯管特殊襯管襯管先期裸眼射孔射孔完井方式5427.389.3445.670.520.07測(cè)試產(chǎn)量(104m3/d）邛西10邛西6邛西4邛西3邛西2邛西1井號(hào)完井試油完井試油完井試油完井試油江斯頓測(cè)試完井試油備注第四十五頁，共71頁。實(shí)例3：井淺2井—國內(nèi)第一口純天然氣全過程欠平衡鉆井的井該井在1238～1532米采用純天然氣欠平衡鉆進(jìn)，實(shí)施不壓井起下鉆和下油管后裸眼完成，發(fā)現(xiàn)2個(gè)氣顯示段，完井測(cè)試產(chǎn)量5.28萬立方米/天，而同井場(chǎng)的井淺1井用常規(guī)鉆井方式酸化后僅獲氣1840立方米/天，首次在該構(gòu)造須家河組獲得工業(yè)性氣流，實(shí)現(xiàn)了該構(gòu)造須家河組油氣勘探開發(fā)的重大突破。

第四十六頁，共71頁。實(shí)例4：平落19井氣體鉆井完井大幅度提高了單井產(chǎn)量平落19井與同一構(gòu)造上生產(chǎn)井產(chǎn)量對(duì)比表井號(hào)套壓（MPa）氣產(chǎn)量（104m3/d）平落2井10.7013.05平落8井12.008.27平落17井9.4012.70平落18井16.5012.76平落19井14.8447.27第四十七頁，共71頁。從式井組三維井身軌跡示意圖實(shí)例5：白淺111H井—國內(nèi)第一口氣體鉆水平井第四十八頁，共71頁。四川西部白馬—松花構(gòu)造的蓬萊鎮(zhèn)組儲(chǔ)層，是一類典型的強(qiáng)水敏性致密砂巖氣藏。儲(chǔ)層低孔、低滲、細(xì)孔、細(xì)喉、孔隙內(nèi)富含各類水敏性粘土礦物。這些特征使儲(chǔ)層具有強(qiáng)烈的吸水能力，水侵后的水鎖和粘土礦物水化、膨脹、分散，最終使?jié)B透率幾乎降為零（儲(chǔ)層原始滲透率0.1至0.5md）。第四十九頁，共71頁。把氣體鉆井和水平井技術(shù)相結(jié)合，在僅4米的產(chǎn)層水平鉆進(jìn)245m（1080～1325m），并以全過程欠平衡方式順利完井，準(zhǔn)確中靶，產(chǎn)量比同場(chǎng)叢式井白淺109H井提高了20倍，較定向井白淺108井提高了7倍多，為勘探開發(fā)白馬－松華構(gòu)造打開了突破口。柴油機(jī)尾氣、天然氣鉆井裝置第五十頁，共71頁。泥漿鉆大斜度井泥漿鉆直井泥漿鉆水平井氣體欠平衡鉆水平井第五十一頁，共71頁。川中磨溪構(gòu)造香溪群地層厚度大（厚達(dá)450m~600m）、可鉆性差、地層壓力較高，偶遇天然氣，鉆井液密度高（1.5g/cm3左右），是磨溪提高鉆速的攔路虎。采用了欠平衡鉆井技術(shù)鉆過香溪層的技術(shù)措施，機(jī)械鉆速是常規(guī)鉆井機(jī)械鉆速的2.2～5.8倍。昔日在磨溪?dú)馓锎蛞豢诰辽僖?至6個(gè)月，如今采用新技術(shù)、新工藝后鉆井周期達(dá)到50～60天。實(shí)例6:2005年磨溪提速大會(huì)戰(zhàn)第五十二頁，共71頁。在磨溪構(gòu)造香溪群組采用欠平衡鉆井技術(shù)提速進(jìn)與采用常規(guī)鉆井鄰井平均機(jī)械鉆速對(duì)比圖第五十三頁，共71頁。在龍崗新區(qū)的超深井龍崗1井的鉆探中，積極采用空氣、氮?dú)忏@井，以新技術(shù)、常規(guī)技術(shù)的集成配套，實(shí)現(xiàn)了超深井鉆井大提速。平均機(jī)械鉆速對(duì)比井深對(duì)比鉆井周期對(duì)比增加911米增加4.2倍減少342天實(shí)例7：龍崗1井－氣體鉆井提高鉆井速度第五十四頁，共71頁。累計(jì)進(jìn)尺3304米,占總進(jìn)尺的50.6%平均機(jī)械鉆速19.4米/小時(shí)鉆井時(shí)間32天，占全井鉆井時(shí)間22%660.4mm×103m444.5mm×791m311.2mm×3589m215.9mm×5861m152.4mm×6530m氮?dú)饪諝?650m791~3441m654m3589~4243m氣體鉆井僅用五分之一強(qiáng)的時(shí)間完成了一半以上的進(jìn)尺，對(duì)該井提速起到了決定性作用。全井氣體鉆井：龍崗1井第五十五頁，共71頁。中國石油創(chuàng)造了空氣鉆井二項(xiàng)紀(jì)錄：創(chuàng)造的指標(biāo)：空氣錘日進(jìn)尺達(dá)到557.32m，日平均機(jī)械鉆速達(dá)30.13m/h單只空氣錘進(jìn)尺1712.82m，平均機(jī)械鉆速達(dá)26.84m/h

第五十六頁，共71頁。中國石油實(shí)例8：壓力控制鉆井技術(shù)在BZ28-1-N8井的應(yīng)用中海油BZ28-1油田位于渤海西部海域，屬古潛山油氣田。鄰井已鉆井表明，采用常規(guī)鉆井在奧陶系、寒武系碳酸鹽巖儲(chǔ)層井漏嚴(yán)重。BZ28-1油田的井漏不但損失鉆井液和鉆井工程時(shí)間，增加鉆井作業(yè)成本，同時(shí)大量的鉆井液和堵漏漿液進(jìn)入儲(chǔ)，造成嚴(yán)重的儲(chǔ)層傷害。第五十七頁，共71頁。N8井臨井在奧陶系鉆進(jìn)時(shí)井漏情況統(tǒng)計(jì)表第五十八頁，共71頁。奧陶系地層鉆井液安全密度窗口窄：地層壓力系數(shù)1.0，漏失壓力系數(shù)1.03。海上鉆井平臺(tái)空間有限：常規(guī)鉆井器材和設(shè)備已占據(jù)大部分甲板空間，欠平衡設(shè)備的擺放受到了很大限制。海洋鉆井安全與環(huán)保要求高沒有海上平臺(tái)欠平衡鉆井的經(jīng)驗(yàn)N8井潛山地層奧陶系欠平衡鉆井的主要難點(diǎn)第五十九頁，共71頁。施工簡況：

2006年8月25日采用密度0.96g/cm3，粘度54s的特精白油型水包油鉆井液從井深3523.60m開始鉆進(jìn)。8月25日鉆進(jìn)至井深3525.50m鉆遇顯示，排氣管線點(diǎn)火頭處點(diǎn)火焰高4～5m，控制4.5～6MPa。后調(diào)鉆井液密度至0.99g/cm3，套壓為0MPa，循環(huán)池液面穩(wěn)定，循環(huán)未漏。繼續(xù)鉆進(jìn)3784m完鉆。欠平衡進(jìn)尺260.4m，耗時(shí)80:21，平均機(jī)械鉆速3.14m/h。第六十頁，共71頁。取得的主要成果⑴成功避免了該構(gòu)造奧陶系井段存在的井漏風(fēng)險(xiǎn)，達(dá)到了預(yù)期的效果，縮短了鉆井周期，有效地降低了鉆井成本。第六十一頁，共71頁。取得的主要成果⑵成功實(shí)現(xiàn)了中海油渤海油田海上平臺(tái)的首次壓力控制鉆井的作業(yè)，實(shí)現(xiàn)了國內(nèi)海上平臺(tái)的首次邊噴邊鉆作業(yè)。第六十二頁，共71頁。實(shí)例9：威寒1井－解決井漏采用空氣鉆井技術(shù)后避免了井漏，同時(shí)大大縮短了鉆井周期，同時(shí)利用空氣鉆井技術(shù)可以大大提高鉆井機(jī)械鉆速，在威寒1井從522米至1300米采用純空氣鉆井技術(shù)使得該井段平均機(jī)械鉆速超過29.8m/h、是常規(guī)鉆井的6倍多，最高達(dá)到60m/h，通過數(shù)十口氣體鉆井的研究和應(yīng)用，充分展示了氣體鉆井技術(shù)提高鉆井速度、解決井漏難題和發(fā)現(xiàn)保護(hù)油氣藏的良好前景。第六十三頁，共71頁。實(shí)例10：磨41井處理高密度壓差卡鉆磨41井是磨溪構(gòu)造西端的一口已鉆天然氣開發(fā)井，已鉆至2780m完鉆（嘉五2），對(duì)雷一1井段射孔、酸化后獲天然氣5428m3/d，水1.2m3/d。為加快開發(fā)評(píng)價(jià)嘉陵江組油氣藏，加深斜穿嘉二3～嘉二1儲(chǔ)層。加深井段地層壓力梯度2.10～2.14，采用2.10g/cm3泥漿鉆進(jìn)在3145～3150m井段頻繁發(fā)生卡鉆10余次，嚴(yán)重影響鉆井進(jìn)度。為保證地質(zhì)目地的實(shí)現(xiàn)，決定在含硫氣層段（磨溪構(gòu)造磨37井嘉二測(cè)試硫化氫含量為268mg/m3，磨24井嘉二測(cè)試硫化氫含量為185mg/m3）開展特殊的欠平衡鉆井工藝技術(shù)試驗(yàn)，即在壓差粘附卡點(diǎn)以上實(shí)施近平衡作業(yè)，在壓差粘附卡點(diǎn)以下實(shí)施欠平衡作業(yè)，以避免頻繁壓差粘附卡鉆事故的發(fā)生。若欠平衡鉆進(jìn)中發(fā)現(xiàn)硫化氫含量超標(biāo)立即終止欠平衡鉆井作業(yè)。第六十四頁，共71頁。作業(yè)過程中，在壓差粘附卡點(diǎn)以下井段（3162～3350m）鉆井液密度控制在1.95～1.88g/cm3之間。鉆進(jìn)中未控制回壓，消除了壓差卡鉆的情況發(fā)生。根據(jù)鉆時(shí)、分離器出口火焰情況，及時(shí)直觀的發(fā)現(xiàn)了3241~3245m，3298~3302m兩個(gè)產(chǎn)層段。本井使用了PGM5020硫化氫監(jiān)測(cè)儀及時(shí)監(jiān)測(cè)硫化氫，保障作業(yè)人員的人身安全。由于泥漿密度、粘度較高，液氣分離器不能完全分離出泥漿中的微氣泡。使用自主研制的ZCQ2/3真空除氣器很好地穩(wěn)定了入井泥漿密度