钻井工程质量(单井 )等级评定规范-1

1、企业制度执行类制度名称西南油气分公司钻井工程质量（单井）等级评定规范制度编号/制度文号西南油气2013174号制度版本/主办部门技术监督处所属业务类别石油工程业务/钻完井/钻井工程施工会签部门钻井工程处、勘探处、开发处、采油气工程处、生产运行处制度监督检查者钻井工程处、技术监督处审核部门企业管理处、法律事务处解释权归属钻井工程处签发日期2013年7月5日废止说明西南油气分公司钻井工程质量（单井）等级评定办法（西南油气2011103号）生效日期2013年7月5日制定目的规范西南油气分公司钻井工程质量验收管理工作，不断提高钻井工程施工质量和效益。制定依据集团公司有关要求和油气勘探开发工作需要适用范

2、围西南油气分公司约束对象钻井工程质量涉及的相关制度/业务类别/所属层级/1 基本要求1.1 钻井工程是一个系统工程，涉及的专业较多，为了加强钻井过程中质量控制，确保钻井施工的顺利完成，各施工单位要认真按照西南油气分公司钻井工程质量（单井）等级评定规范（以下简称规范）和钻井相关标准、规定，严格施工管理。1.2 钻井工程质量是一个从设计、选择施工队伍和施工方案的质量控制开始，直到工程竣工验收为止的全过程质量控制。各施工单位要制定施工过程质量控制活动的目标和计划，成立各施工阶段的质量控制小组，针对从设计到完井整个过程的各个阶段质量影响的主要因素，制定措施，使质量控制贯穿于生产全过程。1.3 各施工单

3、位要结合区块实际，编制切实可行的施工设计，从技术、组织、管理、经济等方面进行全面分析、综合考虑，确保施工方案技术可行、经济合理，以提高工程质量。方案需报钻井工程处、工程监督中心及采油（气）厂审查，确认后方可开钻。2 管理范围与职责2.1 分公司钻井工程处、勘探处、开发处、元坝气田开发建设项目部（以下简称元坝项目部）、川西油气增储上产会战指挥部（以下简称川西指挥部）、工程监督中心和采气（油）厂对分公司所属井的钻井工程作业进行技术管理和现场监督。2.2 各施工单位在每口井完钻后，首先按照附件5.1的内容要求进行自检。按规定完善该井各项资料后上交工程监督中心（元坝项目部）或采油（气）厂。2.3 分公

4、司所属勘探井、重点开发井由钻井工程处、勘探处、开发处、工程监督中心组成验收组，对已完成井进行工程质量考核验收；其中元坝海相井，由元坝项目部、工程监督中心组成验收组，对已完成井进行工程质量考核验收。2.4 采气（油）厂归口管理的井由采气（油）厂、钻井工程处、开发处、工程监督中心组成验收组，对已完成井进行工程质量考核验收。2.5 现场监督有权对各施工方的工作责任进行界定和仲裁。3 业务控制流程3.1 钻井工程质量按附件5.1的内容进行验收。3.2 按钻井工程合同、钻井设计及地质目的要求，完成井具有齐全的钻井工程资料是评定质量等级的前提条件。钻井工程质量分优质井、良好井、合格井、不合格井四个等级。3

5、.3 优质井和良好井的评定标准见附件5.2。3.4 合格井评定标准。仅有下列情况之一者评为合格井。3.4.1 三项钻井质量，仅有一项不合格。3.4.2 主要油气层和特殊要求封固井段水泥胶结质量较差，但无层间窜漏，不影响测试等作业。3.4.3 取心质量不合格，但未影响对油气层的正确评价。3.4.4 所有考核指标，只有不多于两项为良好，其余为合格者。3.4.5 完成井因工程原因未按设计要求取得必要的地质资料，但未影响油气层的正确评价。35 不合格井评定标准，有下列情况之一者评为不合格井。3.5.1 因钻井、固井工程原因未钻达设计深度或目的层，未完成主要地质任务。3.5.2 取心质量不合格且影响对油

6、气层的正确评价。3.5.3 固井质量不合格，对完井作业有严重影响无法进行油气测试。3.5.4 井底水平位移超设计要求，未按地质目标要求中靶。3.5.5 安全生产、井控安全和环保有一项不合格。4 检查与监督考核验收内容包括：井身质量、钻井液质量、保护油气层质量、取心质量、固井质量、主要技术指标、技术进步、钻井资料及报告、井控技术、安全生产、环境保护、定向井服务、欠平衡钻井服务等。5 附件5.1 钻井工程质量（单井）验收标准5.2 钻井工程质量（单井）优质井和良好井评定标准附件5.1钻井工程质量（单井）验收标准一、井身质量井身质量包括钻井深度、井斜角、水平位移、井径扩大率、靶心距和井眼轨迹符合率等

7、内容。井身质量验收标准主要参照SY/T5088-2008评定井身质量的项目和计算方法、SY/T6332-2004定向井轨迹控制、SY/T5955-2004定向井井身轨迹质量、钻井工程设计。井身质量评定分优秀、良好、合格、不合格四个等级（见表一）。 表一优 秀良 好合 格不 合 格同时符合以下条件：（1）钻达设计井深或甲方指定井深；（2）直井段：井斜角、水平位移符合设计要求。（3）井径扩大率符合设计要求，井眼规则，测井、下套管顺利。*（4）斜井段按SY5955-2004标准井身轨迹符合率Sr75%，水平位移符合设计要求。*（5）浅井扭方位不超过一次，深井不超过二次，井眼轨迹平滑，且技术措施合理。

8、*（6）定向井实际靶心距R0.5S；水平井实际靶框1/2设计靶框同时符合以下条件：（1）钻达设计井深或甲方指定井深；（2）直井段：井斜角、水平位移符合设计要求。（3）井径扩大率符合设计要求,井眼较规则，测井、下套管基本顺利。*（4）斜井段按SY5955-2004标准井身轨迹符合率75%>Sr50%；水平位移符合设计要求。*（5）浅井扭方位不超过二次，深井不超过三次，且技术措施实施较合理。*（6）定向井实际靶心距R0.7S；水平井实际靶框3/4设计靶框。同时符合以下条件：（1）钻达设计井深或甲方指定井深；（2）直井段：井斜角、水平位移符合设计要求。（3）井径扩大率符合设计要求；井眼较规则；

9、测井、下套管有阻卡、能下到位。*（4）斜井段按SY5955-2004标准井身轨迹符合率50%>Sr25%；*（5）扭方位不超过三次，且技术措施欠佳。*（6）实际靶心距RS，按设计中靶，水平井实际靶框在设计靶框内。有下列情况之一者：（1）因井眼质量问题不能达设计井深；（2） 直井段：井斜角、水平位移超设计要求。（3）套管不能下至预定深度，未达固井目的；（4）因井眼质量的原因严重影响地质录井及固、测井质量；*（5）斜井段按SY5955-2004标准井身轨迹符合率Sr<25%；*（6）扭方位超过四次以上。*（7）实际靶心距R>S，大于设计要求；水平井实际靶框超设计靶框。注“*”项目

10、考核定向服务方。二、钻井液质量钻井液质量包括钻井液类型、钻井液性能、维护处理和固相控制、仪器配备和性能测试等内容。考核验收标准主要参考SY/T5412-2005下套管作业规程，Q/SHS0003.1-2006天然气井工程安全技术规范 第1部分：钻井与井下作业和钻井设计。质量评定分为优秀、良好、合格、不合格四个等级。1.分项考核（见表二） 表二序号优良合 格不合格1钻井液类型符合设计,性能优良,充分满足钻井、录井和固、测井等作业要求。钻井液型和性能基本符合设计, 满足钻井、录井和固、测井等作业要求。钻井液类型和性能基本满足钻井、录井和固、测井等作业要求。钻井液类型不符合设计，性能不稳定不能满足钻

11、井、录井和固、测井等作业要求。2井眼稳定、规则，无缩径、坍塌造成非正常通井划眼。井眼基本稳定，因钻井液问题造成的非正常通井划眼时间一般井小于全井时效的1.0%，重点井小于2.0%。因井眼失稳或其它钻井液问题造成的非正常通井划眼时间一般井大于全井时效的1.0%，重点井大于2.0%。因井眼失稳或其它钻井液问题造成严重的井下复杂情况或事故。3入井钻井液材料质检资料齐全，质量合格。入井钻井液材料不符合相关标准。4维护处理方法正确，性能稳定。钻井液大处理前坚持小样试验，并记录清楚、可靠。维护处理方法正确，性能基本稳定。钻井液大处理前坚持小样试验，并记录清楚、可靠。性能波动未造成井内复杂情况或小样试验记录

12、欠清楚。性能波动造成井内复杂情况，无小样试验记录。5现场仪器齐全、完好、性能测试记录及时、准确、真实，无漏点漏样。现场仪器齐全、完好、性能测试记录及时、准确、真实，漏点漏样小于2样/次。现场仪器齐全、完好、性能测试记录及时、准确、真实，漏点漏样小于4样/次。现场仪器不齐或性能不好，测试数据严重失真，或漏点漏样超过4样/次。6充分利用固控设备净化钻井液，固控设备使用率达到设计要求，固相含量性能符合设计及规范。利用固控设备净化钻井液，固控设备使用率达到设计要求80%以上，固相含量性能符合设计及规范。利用固控设备净化钻井液，固控设备使用率未达到设计要求的60%，固相含量性能符合设计及规范。钻井液净化

13、工作差，固相含量、含砂量、搬含超出设计要求，固控设备使用率仅达到设计要求的50%。7根据设计和实钻提示地质复杂问题采取正确预防措施,对突发的井内复杂情况准备充分,保障得力,处理及时为合格。对地质预测复杂情况准备不足，严重影响或延误事故或复杂情况处理。8加强现场清洁卫生管理，钻井液设备干净、罐面整洁； 钻井液用水量及排放量达到设计或分公司要求，减少排污；废弃钻井液排放到集污池，不得随意乱放、乱排，导致井场污染钻井液材料堆放上盖下垫，无撒漏，用后及时清理场地无因钻井液管理不善造成的责任污染事故。因钻井液管理不善造成的责任污染事故。9油气层保护良好油气层保护合格油气层保护合格油气层保护不合格10钻井

14、液资料优秀钻井液资料良好钻井液资料合格钻井液资料不合格注：（1）第9项油气层保护评定标准参照“三、保护油气层质量”要求； （2）第10项钻井液资料包括钻井液班报表、工程师日报表、日志记录、小型实验记录、完井报告等，参照“十、钻井资料和完井报告”要求。2.全井钻井液质量优秀和良好的评定标准（见表三） 表三 单项等级12345678910优秀优秀优秀合格优优秀优秀合格合格良好优秀良好良好良好合格良好良好良好合格合格合格良好3.全井钻井液质量合格的评定标准。有下列情况之一者评为质量合格：）凡全井钻井液质量未达良好标准要求，但各分项均达到合格标准；2）第1、2、4、5、6、7项仅一项不合格，但其它各项

15、合格；4.全井钻井液质量不合格评定标准。凡未达到合格质量标准，或有下列情况之一者评为质量不合格：1）经裁定确系钻井液问题造成事故，未钻达设计或甲方指定井深，或报废钻井进尺；2）因严重井塌、缩径等钻井液问题致使油气层测井不能进行、油层套管不能下到预定位置，或造成其它完井作业无法正常进行；3）使用不合格的钻井液材料，或资料数据弄虚作假、撕毁报表；4）发生钻井液人员因工重伤、死亡安全环保责任事故。5）钻井液单项有2项以上（含2项）不合格的。三、保护油气层质量保护油气层质量包括钻开油气层钻井液性能（密度、失水量和固相含量）、加重剂、堵漏材料和浸泡时间等内容，考核验收标准主要参考Q/SHS0003.1-

16、2006天然气井工程安全技术规范和钻井设计。分优秀、良、合格、不合格四个等级（见表四）。表四优秀良好合格不合格1、密度附加值：符合设计要求气层：0.07(g/cm3);油层:0.05(g/cm3)。2、HTHP失水12ml或API失水5ml；3、含砂量0.15%；4、坂土含量40 g/l；5、油气层浸泡时间：浅井4天，中深井6天，深井8天。6、油气层钻井液处理剂、加重剂和堵漏材料的质量符合设计要求。1、密度附加值: 符合设计要求气层：0.10(g/cm3);油层：0.07(g/cm3)。2、HTHP失水12ml或APL失水5ml；3、含砂量0.2%；4、坂土含量45g/l；5、油气层浸泡时间：

17、浅井5天；中深井7天；深井9天；6、油气层钻井液处理剂、加重剂和堵漏材料的质量符合设计要求。1、密度附加值:气层：0.15(g/cm3);油层：0.10(g/cm3)。2、HTHP失水14ml或APL失水符合设计要求；3、含砂量0.3%；4、坂土含量50g/l；5、油气层浸泡时间：浅井6天；中深井8天；深井10天；6、油气层钻井液处理剂、加重剂和堵漏材料的质量符合设计要求。有下列情况之一者：1、密度附加值:气层：0.15(g/cm3);油层：0.10(g/cm3)。2、HTHP失水14ml或APL失水不符合设计要求；3、含砂量0.3%；4、坂土含量50g/l；5、油气层浸泡时间：浅井7天；中深

18、井9天；深井11天；6、油气层钻井液处理剂、加重剂和堵漏材料的质量不符合设计要求。注：（1）针对川东北地区、特殊区块、特殊井的具体情况可酌情处理。 （2）油气层浸泡时间：以揭开主要目的层到固井施工结束时间。定向深井、大斜度井、裸眼完井等特殊井可酌情考虑。四、固井质量（一）固井质量检测固井质量检查分为两部分：1.测井检测：声幅、变密度。2.工程检测：固完井后观察井口管内外窜气（水）情况，套管内外试压能否达到设计要求，能否满足后期完井试油开采。（二）固井质量评定标准1.单层分项考核单层固井质量考核验收标准参考SY/T6592-2004固井质量评定办法、SY/T5467-2007套管柱试压规范、SY

19、/T5412-2005下套管作业规程，分为四个等级：优秀、良好、合格、不合格（表五）。 表五优秀良好合格不合格1、水泥返高符合设计要求；2、井口、管内外无气（水）窜，能满足后期完井试油开采；3、测井检测：水泥浆固结井段声幅值优良率80%；水平井声幅值优良率60%；且主要油气层上下20米井段声幅值达到优；4、套管柱密封试压合格；5、固井工艺有利于保护油气层。1、水泥返高符合设计要求；2、井口、管内外无气（水）窜，能满足后期完井、试油开采；3、测井检测：水泥浆固结井段声幅值优良率70%；水平井声幅值优良率50%；且主要油气层上下20米井段声幅值达到良好；4、套管柱密封试压合格。1、水泥返高符合设计

20、要求；2、井口、管内外有微含气（水）窜出，但能满足后期完井、试油开采；3、测井检测：水泥浆固结井段声幅值优良率70%；水平井声幅值优良率50%；且主要油气层上下20米井段声幅值达到合格；4、套管柱密封试压合格。有下列情况之一者:1、水泥浆返高不符合设计要求，不能满足下步工程施工或试采要求；2、井口、管内外严重气（水）窜，影响试采；3、套管柱密封试压达不到要求；4、人工井底不符合要求，给下步工程施工造成工作量、影响试采。5、固井声幅值不合格率>50%或主要油气封固质量不合格。 2.全井固井质量综合评定标准 表六 单项等级表层套管技术套管生产套管优秀合格良优良好合格合格良合格合格合格合格（三

21、）固井质量评定说明：1.固井质量不合格的井必须采取补救措施，经补救达到钻井、试采要求的可评定为合格井。2.非油气层段因特殊工艺要求采用非常规密度水泥浆体系（低密度、高密度、加砂水泥浆）时，或水平段固井其固井声幅值标准为：声幅值20%为优秀、20%<声幅值35%为良好、35%<声幅值40%为合格、声幅值>40%为不合格。3.由于井眼条件（井身质量、套管柱、钻井液）造成的固井质量问题（非固井施工方原因），考核时可酌情处理。4.由多方协作进行固井施工时，所发生的固井质量问题由责任方承担等级评定损失。5. 候凝时间超过固井施工设计24h，未超过48h质量降一等级；超过48h，固井质量

22、评不合格。五、取心质量取心质量包括取心进尺率和取心率两项内容，验收考核标准参照SY/T5593-93钻井取心质量指标和钻井设计分优秀、良好、合格和不合格四个等级（见表七）。表七 项目 等级优秀良好合格不合格完成取心收获率（%）10090100809080取心收获率（%）油气层探井90909090非探井3000m90908590854000m9085908085804000m858085758075非油气层3000m9085908085804000m8580857580754000m807580707570煤层、风化壳、易碎地层604560304530注：1、考核完成取心进尺、取心率主要依据钻井

23、设计和甲方指令。2、对于特殊工艺取心（气体钻井、井壁取心），考核时可酌情处理。六、主要技术指标主要技术指标重点考核钻井周期和钻井台月效率，并参考机械钻速、纯钻时间利用率等技术指标。考核标准参照SY/T5841-2005钻井技术经济指标及计算办法和钻井设计分优秀、良好、合格三个等级。1.钻井周期缩短率高于设计指标10%、钻井台月效率高于设计指标10%的评为优秀。2.钻井周期缩短率和钻井台月效率高于设计指标5%的评为良好。3. 钻井周期和钻井台月效率低于设计指标5%的评为合格。4.对于区域探井、复杂井的技术指标参考设计酌情考虑。七、技术进步钻井施工中依靠技术进步。凡符合下列五个条件者评定为技术进步

24、优秀等级，部分符合者视情况评为良好、合格。1.针对施工地区钻井地质和工程情况，采用钻井新技术新工艺或合理应用成熟的钻井工艺技术，取得了良好的效果。2.形成一套完整、有效的工艺技术，并能推广应用。3.施工中取得较大技术经济效益，主要技术指标均达到良好以上。4.按设计或上级指令配合新技术、新工具的试验。5.提交全面、严谨、可靠和详实的技术报告，经同行审查通过。八、安全生产安全生产主要指无重伤、死亡责任事故，无重大井下和机械责任事故，无重大井喷失控责任事故。质量评定分优秀、良好、合格、不合格四个等级（见表八）。表八优秀良好合格不合格1、施工中无因工重伤、死亡责任事故。2、施工中无重大井下责任事故，全

25、井事故及复杂情况时间率低于3% 。3、施工中无重大机械责任事故，深井修理时间低于0.5%。4、施工中无重大火灾责任事故。5、无H2S中毒责任事故。1、施工中无因工重伤、死亡责任事故。2、施工中无重大井下责任事故，全井事故及复杂情况时间率低于5% 。3、施工中无重大机械责任事故，深井修理时间低于1%。4、施工中无重大火灾责任事故。1、施工中无因工重伤、死亡责任事故。2、施工中无重大井下责任事故，全井事故及复杂情况时间率低于7% 。3、施工中无重大机械责任事故，深井修理时间低于2%。4、施工中无重大火灾责任事故。1、施工中发生因工重伤、死亡责任事故。2、施工中有重大井下责任事故，全井事故及复杂情况

26、时间率大于7%。3、施工中有重大机械责任事故，修理时间大于2%。4、基础资料不达标。注：对于区域探井、复杂井考核时可酌情考虑九、井控技术井控技术质量考核标准参照SY/T6426-2005钻井井控技术规程和Q/SHS0003.1-2004天然气井工程安全技术规范分合格、不合格两个等级（见表九）。表九合 格不合格1、井控装置符合钻井设计要求，试压合格。2、防喷管线、节流管汇、压井管汇、液气分离器、放喷管线安装固定符合设计要求，试压合格。3、及时发现溢流，1m3报警、2m3关井，处理措施合理。4、按规定进行井控演练和慢泵速成试验。5、按规定要求持井控证人员均持有井控证。6、所有控制阀均按规范要求挂牌

27、，标记清楚。7、井控台帐记录清楚，数据准确齐全。1、井控装置符合钻井设计要求，试压合格。2、防喷管线、节流管汇、压井管汇、液气分离器、放喷管线安装固定符合设计要求，试压合格。3、未能及时发现溢流，造成井喷失控事故。4、未按规定进行井控演练和慢泵速成试验。5、按规定要求持井控证人员持证不全。6、所有控制阀均按规范要求挂牌，标记不清楚。7、井控台帐记录清楚，数据不齐全。十、钻井资料和完井报告钻井资料包括原始资料的收集、整理，现场各种报表和井史的填写情况和原始资料的保管等，分优秀、良好、合格、不合格四个等级（见表十）。表十优秀良好合格不合格1、原始资料收集齐全，数据准确；2、字迹清楚，书面整洁，装订

28、规范；3、及时上交资料（完井后深井10天，中浅井7天）；4、完井报告内容齐全、文理通顺、分析问题透彻。1、原始资料收集齐全，数据准确；2、字迹清楚，书面整洁；3、及时上交资料；4、完井报告内容齐全、文理通顺。1、原始资料收集齐全，数据准确；2、字迹清楚；3、及时上交资料；4、完井报告内容基本齐全。1、原始资料收集不全，数据不准；2、字迹混乱；3、不及时上交资料；4、完井报告内容不全、文理不通。十一、环境保护环境保护验收考核标准参考SY/T6629-2005陆上钻井作业环境保护推荐作法、中石化“油气田钻井和作业环境污染防治管理规定”和钻井设计，分合格、不合格两个等级。凡同时符合以下三条标准者，评

29、为合格：1.全井施工期间的生产、生活场所未发生环境污染责任事故。2.施工作业场所干净整洁，做到清洁生产。3.设备无严重的跑、冒、滴、漏现象。4.环保台帐资料齐全，钻后治理验收合格。十二、定向井技术服务质量评定定向井技术服务质量考核验收参考SY/T5955-2004定向井井身轨迹质量、SY/T6332-2004定向井轨迹控制和钻井设计，分优秀、良好、合格、不合格（见表十一）。表十一优秀良好合格不合格1.实际靶心距R0.6S；水平井实际靶框1/2设计靶框。2.定向施工参数符合设计要求。3.斜井段按SY5955-2004标准井身轨迹符合率Sr75%，水平位移符合设计要求。4、浅井扭方位不超过一次，深

30、井不超过二次，且技术措施合理。5、井眼轨迹平滑，斜井段提下钻无井眼轨迹原因造成的阻卡现象。6、测井、下套管顺利。7、全井无定向仪器故障造成起下钻作业。8、原始资料收集齐全，上交及时，报告内容齐全，文理通顺，对问题分析透彻。1.实际靶心距R0.8S；水平井实际靶框3/4设计靶框。2、定向参数符合设计指标。3.斜井段按SY5955-2004标准井身轨迹符合率75%>Sr50%；水平位移符合设计要求。4、浅井扭方位不超过二次，深井不超过三次，且技术措施实施较合理。5、井眼轨迹平滑，斜井段提下钻无井眼轨迹原因造成的严重阻卡现象。6、测井、下套管顺利。7、全井因定向仪器故障造成1（浅井）2（深井）

31、次起下钻作业。8、原始资料收集齐全，送交及时，报告内容齐全，文理通顺，对问题有分析。1.实际靶心距RS，达设计要求。2.定向参数符合设计指标。3.斜井段按SY5955-2004标准井身轨迹符合率50%>Sr25%。4.浅井扭方位不超过三次，且技术措施欠佳。5、井眼轨迹平滑，斜井段提下钻无井眼轨迹原因造成的严重阻卡现象。6、测井、下套管顺利。7、全井因定向仪器故障造成2（浅井）3（深井）次起下钻作业。8、原始资料收集齐全，送交及时，报告内容齐全，文理通顺。1.未能按钻井设计中靶。2.定向参数不符合设计指标。3.斜井段按SY5955-2004标准井身轨迹符合率Sr<25%；4.扭方位超过四次以上。5.井眼轨迹不光滑，斜井段提下钻因井眼轨迹原因造成阻卡钻；6、测井不顺利，套管未下到位。7、全井因定向仪器故障造成超过3次起下钻作业。8、原始资料收集不全，送交不及时，报告内容不齐全，文理不通顺，对问题无分析。注：当定向方和测井检测数据有较大差异时，由第三方检测结果为准。十三、欠平衡钻井技术服务质量评定欠平衡钻井技术服务质量考核验收参考SY/T 6543.1-2008欠平衡钻井技术规范 第1部分:液相、SY/T