第一章 定向井的基本概念.doc

第一章 定向井的基本概念
第一节 井身的要素
一、井身的基本要素
1、测深（Measured depth）：井身轴线任意一点到井的
井身长度。通常用字母L表示，单位米或英尺。
2、井斜角（Hole Inclination or Hole Angle）：某测点处的井
眼方向线与通过该点的重力线之间的夹角称为该点的井斜角。通常用希腊字母α表示。
3、井斜方位角（Hole Direction）：是以正北方位线为始边，顺时针旋转至井斜方位线所转过的角度。通常以Ø表示，单位度。
它还可以用象限值表示，是指它与正方位线或与正南方位线之间的夹角，象限值在0-90°之间变化，并要注明象限
二、井斜变化率和方位变化率
1、斜变化率：单位井段内井斜角的绝对变化值。通用的单
位是：度/10米，度/30米和度/100米。
计算公式：
Kα=（△α/△L）*100
2、井斜方位变化率：单位井段内井井斜方位角的绝对变化
值。通用的单位是：度/10米，度/30米和度/100米。
计算公式：
KØ=（△Ø/△L）*100
三、其它井身参数
1、垂深：（Vertical Depth Or True Vertical Depth）即测
点的垂直深度。通常用H表示，如A、B点的垂深分别表示为HA、HB。
2、水平长度：是指自井口至测点的井眼长度在水平面上的
投影长度。用S表示，如A点的水平长度表示为SA。
3、水平位移：（Displacement or Closure Distance）即井眼轴线某一点在水平面上的投影至井口的距离也称闭合距。用A表示，如A点的水平位移表示为AA。
4、闭合方位角或总方位：（Closure Azimuth）是指以正北方位线为始边顺时针转至闭合距方位线上所转过的角度。用θ表示，如A点的闭合方位角表示为θA。
5、N（北）坐标和E（东）坐标：是指测点在以井口为原点的水平面坐标系里的坐标值。
6、视平移：（Vertical Section）是井身上某点在某一垂直投影面上的水平位移，它不是真实的水平位移，所以称之为视平移。AA为闭合位移，VA为视平移。

AA
VA

视平移与水平位移越接近，说明井眼方位控制的越好。水平位移都是正值，而视平移可能是正值，也可能是负值。负值的视平移说明闭合方位线与设计方位线的差值已大于90度，这种情况常出现于造斜前的直井段。
四、定向井的一些述语或专用名词
1、 最大井斜角：（Maximum Hole Angle）略
2、 磁偏角：（Declination）在某一地区内，磁北方向线
与地理北极方位线之间的夹角，称为该地区的磁偏角。以地理北极方位线为起点，顺时为正值，逆时为负，正值为东磁偏角，负值为西磁偏角。
3、 磁偏角的校正
4、 造斜点（Kick off point）
5、 造斜率：造斜工具的造斜能力。它等于造斜工具所钻
出的井段的井眼曲率，不等于井斜变化率。
6、 增（降）斜率：井斜变化率正值为增斜，负值为降斜。
7、 全角变化率：（Dogleg Severity）全角变化率、狗腿
严重度、井眼曲率都是相同的意义，指的是单位井段内三维空间的角度变化。其常用单位为度/30m。
计算公式：
K=30√（Δα/ΔL）2+（ΔØ /ΔL）2sin2{（α1+α2）/2}2
式中：Δα=α2-α1
ΔØ-该井段内方位角的绝对变化值，单位“度”。
11、目标点Target）
12、靶区半径
13、靶心距
14、工具面（Tool Face）：在造斜钻具组合中，由弯曲工具的两个轴线所决定的那个平面，称为工具面。
15、反扭角：启动前的工具面与启动后的工具面之间的夹角。
16、高边：（High Side）有斜度的井眼的横断面是呈倾斜状态的圆平面，若干这样的平面上最高点的连线称为高边。因此高边方位就是井眼方位。
17、工具面角：（Tool Face Angle）表示造斜工具下到井底后，工具面所在位置的参数。
其表示方法有两种：高边；二是磁北为基准（Magnetic Angle）。
高边基准工具面角简称高边工具面角，它是指高边方向线与工具面方向线在所处井眼断面上投影所形成的夹角。
18、定向角：是定向工具面角的简称，在定向或扭方位钻进时工具面所处的位置，用工具面角表示。工具面的位置有工作位置与非工作位置之分，工作位置是指启动马达正常钻进的工具面角，非工作位置是指不启动井下马达时的工具面角。
19、安置角：（Tool Face Setting）是安置工具面角的简称，在定向作业或扭方位时，根据井身控制的有关计算，将工具面安放的位置。
20、水平井的一些述语
（1） 长半径水平井
造斜率小于6度/30m的水平井。
（2） 中半径水平井
造斜率介于6度/30m-20度/30m之间的水平井。
（3） 中短半径水平井
造斜率在20度/30m-30度/30m之间的水平井。
（4） 短半径水平井
造斜率介于1度/m-10度/m之间的水平井，有的把3度
/m-10度/m的称为短半径水平井。
（5） 入靶点
（6） 终止点
（7） 靶前位移
（8） 水平段长
第二节 高斯投影坐标系和地磁要素
一、基本概念
1、 高斯投影坐标系
高斯投影坐标系统（国外也称网格坐标系统）是平面坐标系
统。其符合以下三个条件：（1）正行条件；（2）中央子午线投影后为直线；（3）中央子午线投影后长度不变。将中央子午线东西各一定经差范围内的地区（一般6度或3度）投影到椭圆柱面上，将此柱面沿某一母线展开即成高斯投影平面中央子午线与赤道的交点O为坐标原点，中央子午线的投影为纵坐标，即X轴，以赤道的投影为横坐标，即Y轴，这就形成了高斯平面直角坐标系。
2、 大地坐标和高斯投影坐标
大地椭圆体面上的某点经纬度称为该点的大地坐标，以（L、
B）表示；该点在高斯投影平面上的直角坐标称为高斯投影坐标，以（x、y）表示。
3、 高斯投影的分带
高斯投影是一种正行投影，它虽然没有角度变形，但存在长
度变形（除中央子午线外）。限制长度变形的最有效方法是“分带”，用分带的办法把投影区域限定在中央子午线两旁的一定范围之内。具体做法如下：先将旋转椭圆面沿子午线划分为若干个经差相等（例如六或三度）的瓜瓣形，各瓜瓣形分别按高斯投影规律进行投影，于是得出不同的投影带。位于各带的中央午子午线即为该带的中央子午线。我国规定中规定，所有国家大地点均按高斯投影正形投影计算其在六度带的平面直角坐标……。
分带的具体规定：
（1） 投影带的编号
高斯投影六度带，自O度子午线起每隔六度自西向东分带，
依次编号为1、2、3、……。
（2） 坐标写法的规定
为了避免横坐标出现负号，规定将y值上500.000米；又
为了区别各带坐标的不同，规定在y值（已加500.000米）的前面冠以带号，以符号y规定表示。例如在第六度带第20带中，y=-200.25米，按规定却写成y规定=20499799.75米。至于纵坐标x值无论哪一带都是由赤道起算的实际值。
4、 收敛角
网格北

磁北
真北

测点方位线

真北方向线与网格北方向线的交角称为平面子午线收敛角
（Grid convergence），简称收敛角，以γ表示。收敛角与磁偏角类似也有正负之分，当网格北方向线在真北方向线以东时为正，以西为负。
5、 网格方位与真北方位和磁方位之间的关系
真北方位=磁方位+磁偏角
网格方位=真北方位-收敛角
网格方位=磁方位+磁偏角-收敛角
某点磁方位为80度，磁偏角为6度，收敛角为1度，则其
网格方位=80+6-1=85度。
二、为什么要采用网格参考并补偿收敛角
现在我国的定向井数据处理多采用真北作为方位角，然而地质设计中给出的井口（X0，Y0）和目标点（Xt，Yt）坐标是高斯投影坐标根据着两个点的坐标差值ΔX=Xt-X0和ΔY=Yt-Y0直接算出的方位角是高斯平面方位角（网格方位角），并参考北是网格北。真北和网格北的交角称为平面子午线收敛角，简称收敛角，所以真方位和网格方位相差了γ角。过去我们总是近似以γ=0作数据处理，在γ很小时是可以接受的，然而当γ和位移都很大时，就会产生较大的误差。例如某地γ约为0.63度，当位移2000米时，误差将为2×2000×sin（0.63/2）=22米，这是不可忽略的。因此需要对收敛角进行校正。

第二章 定向井井身剖面设计
定向井井身的所有井段形状不外乎有四种，即铅垂井段、增斜井段、稳斜井段和降斜井段，由这四种井段可以组成多种井身剖面。本章介绍的只是常规两维定向井井身剖面设计、水平井剖面和绕障井设计。
第一节 常规两维定向井井身剖面设计
两维定向井是指设计的井眼轴线只是在某一个给定的铅垂面内变化，即设计的井眼轴线只有井斜的变化，没有方位的变化。
一、 井身剖面的设计原则
1、 能实现钻定向井的目的；
2、 尽可能利用地层的自然造斜规律；
3、 有利于采油工艺的要求；
4、 有利于安全、优质、快速钻井。
这方面要考虑以下几个问题：
（1）择合理的井眼曲率；
（2）选择易钻的井眼曲率；
（3）选择适当的造斜点；
（4）设计井身剖面形状应与井身结构同时考虑。
二、 井身剖面设计的条件、内容步骤
1、设计条件：一般情况下给定的设计条件有地面坐标、地
下目标点坐标、目的层垂直深度和井底位置。根据这些基本数据，通过坐标换算，可计算出设计方位角设计水平位移。
2、井身剖面设计的内容和步骤
（1） 选择剖面类型；
（2） 确定增斜率和降斜率，选择造斜点；
（3） 求得剖面上的未知数，一般情况下这个未知数是全井
最大井斜；
（4） 进行井身计算，包括各井段的井斜角、垂深、水平位
移、井斜方位角及井深；
（5）作垂直剖面图和水平投影图，必要时绘出安全圆柱。
3、常规两维定向井井身剖面设计
常规两维定向井的剖面形状主要有两种，一种是“直-增-稳”剖面，在我国现场上称为三段制剖面，可分为低造斜点和高造斜点两类，稳斜段的长度可长可短，甚至没有稳斜段，这根据设计要求而定。
另一种是“直-增-稳-降-稳”剖面，现场上称为“S”形井眼或“五段制剖面”，可根据开发的具体要求而定。
所有的剖面类型都是由两种类型演化而来，它们是“三段制”和“S”剖面的一种特殊情况。这样，我们就可以用“S”剖面作为所有常规两维定向井剖面的代表。如果能够设计出来“S”剖面，其他都可以应刃而解。“S”剖面的设计方法目前主要三种：作图法、查图法和解析法。
第二节 水平井井身剖面设计
所谓水平井，是指最大井斜角一般不小于86度和在生产层内横向钻进的特殊形式的油气井。
一、 水平方法一览表
特 性
造 斜 曲 率
高
低
中
造斜半径/英尺
30
3000-1200
286
典型造斜率[度
/100英尺
≈200
2-5
20
钻到水平井ft
45
4700-1900
450
水平长度（潜在能）
/英尺
700±
4000±
3000±
钻井装置及工具
非常特殊的
转动装置
常规的转动和
马达装置
近似常规的转动和马达装置
钻井作业
非常特殊
常规
近似常规
每英尺水平耗资（与
垂直英尺相比）
非常高，由
于专用工具
非常高，由于
造斜部分太长
有点高，由于M
WD和马达操作
勘 测
抽油杆输送
MWD和泵送
MWD和泵送
方向控制
造斜器一开
始定目标
用马达控制
用马达控制
裸眼测井
没有
钻杆输送
最终钻杆输送
用现有井
可以
也许不可行
可以
水平井固井
不行
可以
可以
准确找到菠地层
可以
可行但不容易
可以
二、 剖面设计应考虑的因素
1、与普通定向井不同，水平井要横穿目的层，设计中需要
考虑更多的因素，主要有以下几个方面。
（1）有底水或气顶的油藏，水平井段要尽可能远离油水或油气界面，防止水锥或气锥，沿油层上部或下部水平延伸。在底水和气顶同时存在的油藏中，也应以尽可能减少水锥和气锥速度为原则，选定水平井段的适当轨迹。
（2）有垂直裂缝的油、气藏，水平井段的方位应与垂直裂缝带走向相交，尽可能钻穿更多的垂直裂缝带。
（3）多层系油、气藏，根据油藏的特点和开发要求也可以钻穿几组油气藏，成为水平多目标井。
（4）老井侧钻情况，设计时应注意产层内大斜度和水平段要避开老井的水淹区，以便降低采收含水率。
（5）热采稠油情况，在稠油区打水平井除具有井眼大等特点外，在生产井附近还要打一口加热井（注气井）。这两口井之间的间距精度要求很高，它们之间的距离有时只有3米，设计时一定要注意水平段的井身轨迹。
（6）井眼轨迹精度选择原则，油气藏的具体条件的不同，水平井眼轨迹的精度要求也有很大的区别，其选择原则就是依油气层的厚度不同而不同。
（7）产层的几何形状，由于水平井眼轨迹精度要求高，特别是要求沿产层顶部狭小的厚度水平延伸钻进时，设计之前如产层空间不详，有时就会钻偏。这说明在一些的特殊的情况下，水平井设计之前需要进行详细的地质调研，仅根据邻井资料进行设计是不足的。
2、井眼尺寸
水平井的井眼直径各不相同，最大的达95/8″，最小的只有33/8″，水平井井眼直径的大小应根据油层的具体情况而定，井眼直径对有些油质的产层有很大的影响，而对另一些油质的油层影响很小。
另一方面，井眼直径的选择还应考虑完井方法及工艺、钻井成本等因素。井眼大，成本就高。所以，井眼直径的选择应该是在满足钻井和采油生产要求的前提使成本最低。
3、垂直剖面
水平井垂直剖面有两种基本类型：一是小水平位移的“丁”型剖面，另一种是大水平位移剖面。小水平位移剖面包括三部分：垂直井眼、由0度造斜到90度左右的造斜段。大水平位移剖面有四部分：垂直段、第一次造斜段、稳斜段、第二次造斜段和水平。
水平井垂直剖面类型依据具体地下条件进行选择，当不要求水平井在钻入产层时有大水平位移时采用“丁”型剖面。
这两种类型的水平井造斜率都是比较均匀的，这对于顺利造斜是有利的。由于有了特殊的导向马达、MWD系统、计算机数据处理技术及新型的PDC钻头组成的连续监控井眼轨迹的技术系统，故可以容易而准确地控制井身轨迹，从而有把握实现造斜率均匀一致的设计要求。
在水平井垂直剖面中又出现了一种大水平位移剖面的变种，这种剖面的特点是在井口有一定的井斜，它省去了垂直井段和第一造斜段，采用井口倾斜的办法使水平剖面仅有稳斜、造斜和水平延伸三部分
4、造斜率
造斜率一般依其值的大小分高、中、低三种。造斜率的划分范围各个公司不完全相同。大体上讲造斜率超过4-6度/m的称为高造斜率，低于6度/30m的称低造斜率，介于中间的为中造斜率。这三种造斜率适用范围各不相同。
在定向井侧钻水平井眼，与低造斜率相比，中造斜率具有下列优点：
1）可在距原井眼较近的部位钻入产层，可使在高构造高部位进入产层的井段加长，也使产层顶部位置预测可靠性增大；
2）需侧钻的井眼长度较短；
3）成本低；
4）扭矩和摩擦力都较小。
同高造斜率相比，中造斜率也有下列优点：
1） 可采用常规的和更可靠的钻具；
2） 钻速高，起下钻次数少；
3） 成本低；
4） 对完井装置的限制少。
三、 水平井剖面设计原则
1、水平井剖面设计时首先要根据油藏特性及地质要求，计
算、确定水平段的基本数据，结合区域地质资料、工程资料进行综合分析，确定井身剖面类型。
2、在地层岩性、工具造斜能力都确定的条件下，增斜段应选择单增轨道剖面。在地层岩性较稳定、工具造斜率较稳定时应选择较短的靶前位移、较高的造斜率和较少的增斜段。反之，确定造斜率、靶前位移和增斜段时，应留有余地。
3、造斜点应选择在可钻性好、无坍塌、无缩径的地层。
4、调整井段的长度及位置应放在最后增斜段之前。
5、对确定的井眼轨迹进行扭矩计算分析，并依此进行钻机选型和钻具强度校核。
第三章 定向井的现场施工
第一节 定向前的准备
当我们接到定向井设计，准备施工前，首先必须对进行认真的分析，，包括地质设计和工程设计，并认真查阅已钻邻井资料，进行分析，制定好每一口井的具体施工方案，然后，准备好施工的仪器工具，方可进行施工。
一、 设计分析
1、地质设计分析
1） 掌握该井的地理位置和构造位置、井号及施工井队；
2） 掌握井深、方位和位移，并坐标校对位移及方位，
掌握进入油层的位置和质量要求；
3）了解地层的分层和岩性，对地层岩性在施工中的影响作到心中有数；
4）查看构造图，了解地层的倾角、走向、断层等情况。
2、工程设计分析
1）掌握设计中的基本数据：包括设计剖面类型；全井井
深、垂深、水平位移；目标点井深、垂深、水平位移；设计方位、造斜点、最大井斜角、靶圈半径、是否校正磁偏角及特殊工艺要求。
2）计算方位角的的偏差。

3）掌握增（降）斜钻具的增（降）斜率；和其起点及终点的深度。
4）掌握各井段的钻具组合和钻井参数的配合及各段井深。
5）掌握井身结构，下入套管的深度和尺寸，了解目的和要求。
6）对于防碰井，注意防碰位置的基本数据，认真分析施工井和防碰井的相对位置，并在两图上标明。
7）对于绕障井，掌握绕障前后的井深、垂深、水平位移、方位角和井斜角，并掌握安全圆柱半径。
3、查邻井资料
1） 了解邻井的构造图，各层位的分层和岩性；
2） 了解邻井的钻具组合和钻井参数配合，钻进情况，
钻头选型和水眼装配，出现的各种复杂情况和处理；
3）了解邻井的基本数据，井斜角和方位角的变化情况，及采取的相对措施；
4）了解邻井的定向情况及动力钻具的类型、反扭角的大小，造斜能力，钻头使用情况及定向时间和钻速；
5） 了解邻井的防碰情况。
第四章 定向井复杂情况及事故的预防和处理
第一节 摩擦扭矩问题及解决办法
一、 高扭矩给定向井带来的危害
1、钻具公扣扭断
2、钻具母扣台肩损坏，甚至母扣胀大。
3、给井下复杂情况的判断和处理带来困难。
二、 形成的原因及影响因素
1、随井深的增加而增加。
2、井斜的增加而增大，随全角变化率的增加而增加。
3、随接触面积的增加而增加。
4、可钻性差的地层和不均匀的地层，会使扭矩增加。
5、随钻压的增加而增大。
6、随转速的增加而增大。
7、钻井液润滑性差，扭矩增大。
8、钻井液中含砂量大，扭矩增加。
9、随井眼尺寸的增加而增大。
10、稳定器越多，扭矩越大。
11、相同钻压下，PDC产生的扭矩较牙轮钻头大。
三、 降低扭矩的途径
1、设计合理的定向剖面，尽量采用三段制剖面，控制全角
变化率。
2、设计合理的井身结构，增加套管层次，控制定向井裸眼井段，降低井下复杂因素。
3、采用润滑性能良好，摩阻系数低的钻井液体系。
4、保证钻井液性能良好，控制钻井液含砂量。
但现实条件下，深定向井（水平井）的剖面设计、井身结够、地层因素、钻井参数、钻井液性能等是受到各方面制约的，并不能任意改变，因此，随着定向井（水平井）井深的增加，难度的增大，扭矩仍然在增加，这种情况下，只有使用大功率的钻机、高强度的钻具或高强度的合金铝钻杆及合理的井下动力钻具等，才能满足深定向井（水平井）的要求。
第二节 下钻遇阻及处理
一、 下钻遇阻是定向井最常见的井下复杂情况
下钻遇阻的主要原因有：
1、下井壁产生了岩屑床；
2、钻井液性能差，泥饼厚；
3、钻具组合中带稳定器或稳定器的数量多，带稳定器的钻具下到了没有带稳定器的井段；
4、停止钻进时间太长，井底沉砂多；
5、地层松软，或井壁水化膨胀，引起井眼缩径。
二、 处理方法：
1、不带井下马达时，可不启动转盘，以开泵冲洗为主，清
洗井眼；
2、不带井下马达时，开泵低转速间歇转动转盘，轻压下放，注意控制下放速度，严禁定点空转，避免划出台肩，以防划出新眼（必要时测斜）；
3、若下井下马达和弯接头时，可开泵（小排量）经常转动转盘，防止划出新眼；
4、若下钻或划眼不顺利，或有新井眼的危险，应立即起钻，采用该井段钻进时的原钻具组合通井，操作方法参照1、2，这是通井或划眼的常用方法；
5、划眼时应注意钻压、泵压、钻时、扭矩的变化，控制下放速度；
三、 避免下钻遇阻
1、调整钻井液性能，提高携砂能力；
2、优化定向井设计，减小全角变化率；
3、及时短起下，消除井眼下井壁产生的岩屑床；
4、降低钻井液失水，防止缩径和井壁产生厚的浮泥饼。
5、再次下钻时，在满足井眼轨迹控制的要求下，尽量降低钻具组合的刚系刚性。
第三节 卡钻的预防和处理
定向井钻井过程中，经常由于钻井液性能不良、全角变化率过大、钻井技术措施不当以及地层等方面的原因，将钻具卡住不能自由活动的现象称为卡钻。
卡钻对钻井工作的影响大，危害深，如果处理不当，会使事故进一步恶化或工程报废。为此，对于卡钻事故必须认真对待，确保安全生产。
一、 各种卡钻的现象及原因
1、粘附卡钻（压差卡钻）
在渗透性地层钻进，因为井内钻井液在压差的作用下，钻井液中的水渗透到地层中，在井壁上形成泥饼，由于定向井井眼不垂直，钻具在钟摆力的作用下紧贴井眼下井壁，当钻具在井眼中静止时间较长时，下井壁一面没有钻井液，没有液压，而另一面则受压很大，产生很大的横向力，将钻具挤向下井壁，下井壁和钻具间存在较大的摩擦系数，形成很大的摩擦力，钻具活动遇到很大的阻力，这就是形成泥饼粘附卡钻的原因。
这种类型的卡钻与泥饼的粘滞系数、泥饼与钻具的接触面积、井斜角、全角变化率、液柱压力和地层压力之间等项因素有关。泥饼的粘滞系数与钻井液的性能有密切关系，钻具与泥饼的接触面积是随钻具在井内的静止时间的增长而增大，泥饼的粘滞系数则与钻井液中的固相含量、钻具在井内静止时间有关。当钻井液中加入重晶石粉或含砂量大时，钻具在井内静止的时间越长，泥饼的粘滞系数就越大。实验表明：加重钻井液和加重不均匀的钻井液中钻具在井内更容易形成卡钻，因此，要特别注意活动钻具。
泥饼粘附卡钻多发生在钻井液性能不好、井斜角大、地层渗透性好、钻具静止时间长的情况下。有时钻具静止，即使在循环钻井液，仍有卡钻的可能。
其现象是：钻具上提遇卡，下放遇阻，不能转动，能开泵循环且泵压稳定，没有井塌及岩屑沉淀现象，钻具活动间距不断减少。
预防粘附卡钻的措施：采用优质钻井液；使用高密度钻井液时采用混油、加石墨粉或表面活性剂、或塑料小球等方法，以降低泥饼的摩擦系数；勤活动钻具、且活动的范围尽量要大些；优化定向井设计，使井斜角适中，全角变化率尽量低；使用与井壁接触面积小螺旋钻铤和加重钻杆是减少粘卡的重要手段。
2、井径缩径卡钻
这种卡钻常发生在膨胀地层、渗透性孔隙度好的井段，加至钻井液性能不好，在井壁形成疏松的泥饼，在其深积黏土颗粒，岩屑及加重剂，致使井径缩小。其特点是遇阻卡位置固定，上提困难，下放容易，起出的钻杆接头有松软的泥饼，循环时泵压升高。处理方法常采用倒划眼发法进行处理。
3、沉砂卡钻
由于钻井液性能差，粘度切力小，加至泵排量小使钻井液对岩屑的悬浮能力变差，携砂能力减弱，岩屑不能及时带出井筒，当循环停止时，大量的岩屑下沉到井底，埋住钻头或部分钻具，形成卡钻。
其现象是：卸开方钻杆，钻具内倒返钻井液，开泵泵压升高，严重时开不开泵，上提遇卡，下放遇阻，活动范围很小，转盘扭矩大（甚至不能转动），倒车严重
预防措施：坚持大排量钻进，接单根要快，遇阻遇卡不要硬提硬放，尽快的进行循环和活动钻具，开泵不能过猛，以免蹩漏地层，造成井漏卡钻，最根本的还是从钻井液上下工夫，调整好性能，以满足携带岩屑的要求。
4、地层坍塌卡钻
一般发生在吸水膨胀剥落掉块的页岩、泥岩、胶结不好的砾玄武岩、砂岩等地层。坍塌的原因是：钻井液矿化度小，失水量大，浸泡时间长，钻井液密度小，液柱压力不足以平衡地层压力，钻井液失水造壁能力差，不能形成足以维持井壁稳定的泥饼；由于定向井（水平井）井斜较大，井眼高边的地层因胶结不好而掉块；由于打定向井，钻具组合中稳定器数量较多，起钻时产生抽吸作用而引起井壁坍塌；起钻时未能及时灌满钻井液，使液柱压力小于地层压力。
井塌现象比较容易判断，一般在严重跨塌之前，先有大块的泥饼和小块的地层脱落，从井眼返出；有时在钻井液中携带大量未经钻头切削的上部地层的岩石块；钻进中转盘扭矩增加，泵压忽高忽低，甚至蹩泵。
预防井塌的措施：使用低失水、高矿化度、优质防塌钻井液；钻进纯碎性地层时，适当增大钻井液密度；起钻连续灌泥浆，尽量简化钻具组合，少下稳定器，以免起钻引起抽吸作用。
6、 键槽卡钻
定向井全角变化率较大的井段，形成急拐弯，钻具在这样的井眼中旋转，起下钻时钻具上下挂刮井壁，时间长了就会在井壁上磨出一个细槽，起钻时直径较大的钻铤、稳定器或钻头进入该细槽的底部被卡，这就是键槽卡钻。
1）键槽卡钻的特点：
A、钻具未卡之前，往往可以下放，但上提遇卡，而且
活动遇卡位置不变。
B、倒划眼划开后，转盘扭矩不大。
C、遇卡部位大多是下部钻具结构中直径变大的连接处，如钻铤顶部及上扶正器的顶部是键槽卡钻的常见位置。
D、卡钻以后，开泵循环正常。
2）形成键槽的原因：
A、钻具对地层的拉磨；
B、地层松软形成键槽快；
C、与井斜角和全角变化率有关。井斜角大，钻具对下井壁的正压力大，产生的摩擦力大，形成键槽就快；全角变化率大，钻具作用在井壁上的力也增大，形成键槽快。
D、与钻具结构有关，外径大的钻具与外径小的钻具之间出现急过度（应接欠尺寸扶正器或键槽扩大器）。
3）预防形成键槽及键槽卡钻的方法：
A、优化设计剖面，尽量降低井眼造斜率、全角变化率。
B、优化井身结构，增加套管层次，减少裸眼井段长度。
C、提高钻井速度，减少起下钻次数，以降低键槽形成的机会。
D、控制好井身质量，控制好井身轨迹，全角变化率控制在最低范围内。
E、发现有键槽，不要轻易改变钻具结构，降低起钻速度，尤其外径大的钻具到达此处，更要放慢起钻速度。
F、钻具组合中带上键槽破坏器，起下钻时，在急拐弯处主动划眼，以防产生键槽或破坏键槽。
4）、破坏键槽的方法：
A、使用工具：可用旧的螺旋扶正器改制成键槽破坏器，其可正划眼，也可倒划眼。改制方法是将硬质合金焊条铺焊到旧扶正器上，使其和钻头直径相等，两头堆焊成锥形。
B、钻具组合：为了键槽破坏器顺利进入键槽，下部组合为“挑担式”组合-钻头+钻铤6根+键槽破坏器+钻铤6根+加重钻杆。
C操作方法：下钻到键槽上部100米，每下一柱，上下活动一次，发现遇卡立即划眼。严格控制钻压，一般以小于5吨钻压为宜，限定转盘扭矩，防止扭坏钻具或倒开钻具。采用大排量循环，因为键槽内的岩屑床被破坏，返出的的砂子比正常钻进的要多。钻头的工作时间不要超过正常钻进时间的三分之二，否则，钻头外径磨小，划过的井段需要重划，还可能造成掉牙轮事故。同一位置划过三遍仍有阻卡现象，往往是钻头部位遇卡，此时可越过遇卡位置往划，当键槽破坏器到达此位置后，再彻底破坏键槽及台肩，这样，起钻时阻卡现象就会消失。采用随钻震击器可以解决破坏键槽过程中遇到的阻卡问题，顺利破坏键槽。
6、泥包卡钻
由于钻井液性能不好，钻头水功率不足，钻泥页岩地层不能及时消除井底岩屑。钻井液岩屑掺混在一起紧紧包住钻头形成球状物，起钻拔活塞，当上提到缩径井段则卡死，这就是泥包卡钻。
泥包卡钻的特点：卡钻前钻头在井底有蹩跳现象，机械钻速降低，甚至无进尺，起钻遇卡严重，拔活塞，循环时泵压升高、蹩泵的现象。
预防措施：降低粘度、切力，采用低固相的优质钻井液，合理的排量，注意泵压变化，避免在钻进中形成短路循环，合理选择钻头类型。
必须指出：造成卡钻往往不是单一的一个因素，而是多个因素共同作用的结果。因此，在实际工作中，应根据卡钻的具体现象，进行全面分析，找出卡钻的最主要原因，制定正确的解卡措施，迅速解除卡钻事故。
二、 卡钻事故的处理方法
在任何情况下，发生卡钻事故，都要上下活动钻具，设法接
方钻杆建立循环，以求尽快解卡，活动钻具时，应根据卡钻的性质分别对待。
泥饼粘附卡钻：在不超过钻具拉力负荷的前提下，可适当活
动钻具，无效，则采用泡油、泡解卡剂钻井液并配合震击器震击解卡，若仍然无效，就要采取其他处理方法。
钻头泥包卡钻：要尽量开大排量循环，并调整钻井液性能，切不可强行上提，以免使钻头卡的更紧；小心转动转盘，逐渐提高转速。
键槽卡钻：原则是轻提，倒划眼，不要强行上提，如果钻具卡死，加压下放均无效，可以考虑从卡点以上倒出钻具，接下击器对扣下击，解卡后再行处理。
若是下钻遇阻，插入缩径的小井眼中，发生卡钻，应以上提为主，活动钻具，不能猛放，以上击为主解卡
1、泡油解卡
泡油，是处理泥饼粘附卡钻、泥包卡钻、缩径卡钻和沉砂卡钻简单有效的方法，用泡油既方便又经济。在无油区，可用费机油、碱水代替原油和柴油，若是碳酸盐地区，可用泡盐酸的方法解卡。
在进行泡油前，先计算卡点的深度，确定卡点的位置，以确定钻具被卡的长度，所计算的是卡点以上的长度。卡点的计算方法是：
根据虎克定律，在弹性极限内，钻杆的绝对伸长与轴向拉力和杆长成正比
L=EFΔL/105P
式中：L-卡点深度（米），也就是卡点以上的钻杆长度；
E-钢材弹性模数，E=2.1×106公斤/厘米2；
ΔL-钻杆绝对伸长,厘米；
P-拉力负荷,吨；
F-钻杆截面积，厘米2。
具体操作步骤如下：
上提钻具，使上提拉力比卡钻前的总重量多几吨，记下这时的拉力P1，并在方钻杆上沿转盘平面作记号1。然后再用较大的力量上提（一般增大10-20吨），同样记下拉力P2及方钻杆上的记号。两次上提悬重的差值就是上提拉力，两次上提时在方钻杆上画的两记号之间的距离就是钻杆伸长量ΔL。
为了计算准确，可以用不同大小的拉力多提几次，量出几个长度不等的钻具伸长ΔL，然后取拉力和伸长量的平均值进行计算。
计算出卡点后，要进行泡油处理，需要进行泡油量的计算。泡油时应以卡点以下全部钻具泡上原油或混合油并使钻杆内的油面高于管外油面，所需油量可按下式计算：
Q=K0.785(DZ2-d2)H1+0.785d02H2
式中：Q-需注入原油量，m3；
K-井径附加系数（1.2-1.5）；
DZ-钻头直径，米；
d-钻杆外径，米；
d0-钻杆内径，米；
H1-环形空间泡油高度，米；
H2-钻杆内注油高度，米。
泡油时，一般应以卡点以下的全部钻具泡上油，并使钻杆内留一定数量的油，以便顶替，有助于解卡；为防止原油或解卡剂被泥浆替换而影响解卡效果，实际打入的量应大于计算的量，一般不少于200米，打入5-10分钟提入少量的泥浆，以加强解卡剂的活动与渗透，并不断地活动钻具。
无专用解卡剂，可以用原油和煤油，或原油和柴油的混合油，煤油或柴油占20-30%，从泡油作用时间上看，原油需要6-24小时，混合油需要2-4小时。
由于解卡剂的密度比钻井液的密度小，当井内有高压层时，要注意泡油量不能过大，以免发生井喷，必要时在注油前可以适当提高钻井液密度。
注入解卡剂前，要事先调整好井内钻井液性能，粘度要低，注入时排量要大，防止串槽，并且要密切注意泵压变化。
在注油过程中，掌握泵压的变化规律，是十分必要的。注原油时，由于钻井液密度大于原油密度，泵压是随着注入量的增加而逐渐升高，当全部注完，尚未返到管外时，泵压达到最大。
解卡后切忌大段上提钻具，防止泥包。先先小排量循环，等原油全部返出后，再恢复正常循环，以免泡油后造成的泥饼大量剥落发生新的卡钻。
2、上击下砸解卡
因泥饼过厚，井眼小，定向井井眼轨迹不规则，局部井眼曲率过大，下入的新钻头的尺寸大，而下钻遇阻未能及时发现，以及部分泥饼粘附而引起的卡钻，均可用上击的方法解卡。
在起钻中遇阻，如缩径、键槽引起的卡钻，只要下部阻力不大时，都可以用下砸的方法，将钻具砸下卡点；若卡点较浅，可用套管在地面下砸，若卡点深，钻杆尺寸小，则需在卡点处倒开，接上震击器下砸解卡。下砸解卡，泡油后效果较好。若解卡后，应下放钻具划眼，大排量循环1-2小时，高速转动甩掉泥包，然后慢提钻具，若仍有卡的现象，可转动倒划眼轻上提。要耐心，多循环冲洗钻头，再轻提慢转多冲洗的办法处理。
3、爆炸松扣
爆炸松扣比使用反扣公锥、母锥倒扣优越得多。因为采用的是钻杆对扣，可以震击，可以循环，有利于解卡，就倒扣本身来说，准确性和成功性也较大，对于定向井更是如此。
1）爆炸松扣程序
A、药量选择
B、爆炸杆准备
C、下入爆炸杆
D、传递反扭矩
E、测卡点爆炸
F、起出电缆
G、起钻
2）爆炸松扣的注意事项
A、施加反扭矩反转圈数不宜太多
B、反转圈数应多次完成
C、尽量避免在同一位置再次爆炸，防止涨扣、裂扣或爆炸失败
D、避免在接头处爆炸，防止下扣同时松开，造成接头以下落井
E、防止落物堵塞钻头水眼
F、扣未炸开，分析原因，重新施工。
4、倒扣和套铣解卡
倒扣是用转盘倒，将井眼正扣钻杆倒出，每次倒出的钻杆长度，取决于井内钻具的丝扣松紧程度等。通常希望从卡点处倒开上部钻杆，卡点以下钻具要下入铣管将钻具外面的岩屑或跨塌的碎石等铣掉，再倒出钻具，这样重复的套铣和倒出被卡的钻具。
进行倒扣处理，要考虑钻机的能力，如大型钻机，设备齐全，传动功率大，结构强度大，可以本身钻机进行强力倒扣。小型钻机，由于传动部分较弱，有时不能用原钻机倒扣，而用拖拉机倒扣。下面将套铣倒扣的方法步骤作简要的介绍。
1）先将井内卡点以上的钻具重量全部提起（一般要多提几吨，以克服钻杆与井壁的摩擦力），使卡点处形成中和点，钻具不受力（或很小的力）转盘反转，可将井内钻具从不受力或受力小的接头处倒开，如果没有倒到卡点处，按以下步骤处理。
2）用反扣钻杆反扣公锥下井，采用的反扣钻杆必须与井内使用的钻杆尺寸相同，必要时反扣公锥上接反扣安全接头，反扣钻具下到井底后，先进行造扣，然后上提一定拉力（比下入反扣钻具的悬重要大）转盘反转倒扣，倒开下部的正扣钻具后即可起钻。这样用反扣钻具倒出井内正扣钻具，要反复进行多次，直到卡点以上钻杆全部倒出为止。一般倒至卡点以上一到二根单根时，然后进行套铣。若下入井内的反扣钻杆倒不开正扣钻杆时，可用正转的方法，从安全接头处卸开，起出反扣钻杆，然后进行套铣。
3）在倒扣前，应调整好指重表，在倒扣过程中要密切注意指重表的变化，仔细听柴油机和转盘负荷的变化，如果悬重增加，而且稳定，转盘蹩劲不大，说明已倒开；当悬重增大恢复到原来钻进的悬重，同时又没有蹩劲，说明被卡的钻具全部活动，这时应开泵循环（排量由小到大），然后慢慢上提；如果悬重不断上升，蹩劲大，那就是反扣钻杆上扣拉紧，钻具缩短所致，这是应下放钻具放松拉力，待扣上紧后再倒扣。
若井下钻具丝扣很紧，倒扣时为了防止扭断钻杆应限制钻杆的扭转圈数，各种钻杆的允许扭矩圈数N可由下式求得：
N=KL
式中：K-扭转系数；
L-卡点深度，米。
K=100×0.5Ós/πGSD
式中：Ós-钢材屈服强度,公斤/厘米2；
G-剪切系数，8.5×105公斤/厘米2；
S-安全系数，取1.5；
d-钻杆外径，厘米。
常用钻杆扭转系数表
钻杆外径
扭转系数，圈/米
英寸
毫米
国产
API
D55
D65
D75
D级
E级
P105
23/8"
60.3
0.01