1.44m/h，现在平均机械钻速提高到了 2.56m/h，平均口井陆相地层钻头用量由 37.1 只减少
到

23.58 只，减少了 36.44％。 

　　按平均单井节约钻井周期

47.93 天，常规钻井液按每天 10 万元， 42 口井共降低钻井投

资

20130.6 万元；单井减少钻井周期 47.93 天，加快了开发进度。 

　　采用气体钻井时，不使用钻井液，避免了井漏发生，而且钻井速度快，减少了钻井液
的消耗和维护量，同时也减少了废弃钻井液的处理量，可在一定程度上节省钻井液费用和
减少泥浆对环境造成的污染。

 

　　

1.2 控压钻井技术 

　　普光及外围地区

1#线、2#线后端区域的须家河组地层埋层深，气层压力系数最高达

1.65，气层能量相对也较大，应用气体钻进的风险很大。若是采用过平衡钻井方式，不但机
械钻速较慢，还因陆相地层裸眼段内存在多套压力系统，存在压稳气层和承压堵漏难度大
的矛盾，导致钻井周期较长，如

P105-1H 钻至井深 2930.19 米，发生漏失后，承压堵漏时

间长达

99.58 天。为了加快须家河组地层的钻进速度，首次在 P105-2 井实施了控压钻井技术。

 
　　普光

105－2 井在井深 3385.39～4590 米实施控压钻进，主要目的是选择合适的钻井液

密度，避免井漏。钻进层位：千佛崖组

-须家河组，钻井液密度控制在 1.34～1.37g/cm3 之间，

火焰高度控制在

7 米之内。控压钻进进尺 1204.61 米，平均机械钻速 0.91 米/小时，比常规钻

进方式下须家河组地层的平均机械钻速

0.5 米/小时提高了 82%。邻井 P105-1H 在钻至须家河

组地层时，为平衡地层压力，钻井液密度最高达

1.60 g/cm3，因承压堵漏损耗大量钻井时

间。

 

　　

 2．影响先进钻井技术发挥更高效能的因素分析 

　　由于普光及外围地区构造特点、陆相海相间、支线间的构造差异以及配套工具、工艺的限
制，以及开发初期对地质构造和先进技术适应性的认知程度限制，部分先进钻井技术未能
发挥更大作用，出现应用深度欠缺和复杂事故多发的情况，甚至出现

“慎用、不敢用”个别先

进技术的现象。

 

　　

2.1 地层适应性评价较粗略 

　　在推广应用气体钻井技术之前，西南石油大学和中原钻井院曾先后对普光及外围地区
陆相地层的岩性、构造应力、流体性质做过定性及部分定量的研究分析，认为普光及外围地
区陆相地层岩石架构强度高、大部分岩性构造应力稳定，适合于推广应用气体钻井，在出气、
出水情况下，通过采取针对措施亦可防燃爆、防井眼坍塌。实践证明，这只是一个针对整个
普光及外围地区的定性分析结果。事实上，普光气田陆相地层倾向为

120～140°，岩性构造

和流体压力、能量在各支线间和支线区域内都存在着差异。如：须家河组地层埋深相差最大
1088 米，厚度相差最大 354 米；须家河组地层气体压力梯度相差 0.45 以上，储层能量相差
也很大，有

4 口井应用空气钻穿了须家河组地层，而在 P104-1 和 P105-2 井应用氮气钻开须

家河组地层后放喷数天也不能满足安全施工的标准要求，只得转换钻井液。

 

　　对气层压力、能量评价偏差大，会直接影响气体钻井应用效果，即易出现指导性失误，
也会在摸索实践中发生复杂情况和事故。有

9 口井因设计和对须家河地层压力掌握不准的因

素而提前结束气体钻井，反之，因对须家河气层能量把握不准，

P104 平台有 2 口井试图通

过放喷后穿越须家河地层，放喷

7 天无效，却发生了卡钻事故。 

　　依现在看来，除普光地区东南区域部分平台（如：

P204、P104、P105、P106、P107）外，

其它平台的施工井是能够用气体钻穿须家河组地层的。

 

　　

2.2 气体钻井设计中缺乏钻遇气层的针对性措施 

　　由于地质资料和测试数据的不完整，钻井设计中对陆相地层的气层压力系数的划定较
粗略，不但范围定得偏大，而且无储层能量评定，对于实施气体钻井不具备指导性，如：