苏里格气井水平井快速钻井配套技术
摘要：随着苏里格气田的不断开发，水平井规模开发已成为苏里格开发的重点。由于苏里格气田水平井钻遇气层多为薄产层，尖灭快，地质构造复杂，地质导向预测不准等原因，钻井过程中遇到许多影响因素，对钻井提速造成很大困难。结合今年水平井现场施工情况，分析了影响钻井提速的因素，提出预防措施及改进和研究方向，达到安全、快速、高效钻进的目的。
关键词:钻井提速预防措施轨迹控制钻井液
随着水平井钻井工艺技术的不断成熟，水平井开发达到了预期的效果。但是近年来的水平井钻井施工，也遇到了各种各样的情况，严重影响了钻井的施工速度，直接影响钻井效益。因此就影响苏里格气田水平井钻井提速的一些因素进行分析，以便找到钻井提速的有效措施。
2.制约提速因素
2.1.地质因素的影响
2.1.1地层稳定性差，增斜井段增斜困难，水平段稳斜困难。
2.1.2气层位置不确定性，增加了轨迹控制难度。
2.1.3地层的特殊性，地层缺失。
2.1.4地层倾角的影响，方位漂移。
2.1.5地层压实程度差，承压能力低，易发生井漏。
2.2钻井因素的影响
2.2.1水力作用的影响
排量大，对井壁冲刷严重，井径扩大率大，影响增斜、稳斜效果。
2.2.2钻井参数的影响
钻井参数不合理达不到单弯螺杆理想的造斜率。通常钻压大，转速低增斜率高，反之，增斜率则低。
2.2.3摩阻和扭矩的影响
由于水平段长、井斜角大，钻具贴于下井壁，重力效应突出，上提、下放钻具的阻力增加，钻进加压困难；钻柱摩擦阻力大、扭矩大，下部钻具易屈曲，传递扭矩困难，机械钻速大为降低。
2.2.4钻井液的影响
钻井液是钻井施工的血液，钻井液性能的好坏与地层的适应情况对钻井施工来说至关重要，甚至说钻井液性能是决定一口井成败的关键。钻井液性能差，水力清除井底岩屑的能力也大大降低，在很多情况下因岩屑不能及时清除而导致重复破碎，甚至泥包，致使钻头的机械钻速下降。严重的易发生堵水眼、缩径、掉块、井塌、油气侵、井漏、长井段的划眼、倒划等复杂情况，引起砂卡、粘卡、键槽卡钻等事故。
2.3钻井工具、仪器的因素
2.3.1钻头寿命以及钻头选型的影响
苏里格气田水平井钻遇地层多、岩性变化大。不同钻头厂家生产的不同钻头地层适应性有所不同，选型不同，寿命不同，钻井速度大为不一样。
三牙轮钻头复合增斜比较容易，返出岩屑有利地质导向辨认地
层，不同地层之间钻时变化明显。但是使用时间过长有掉牙轮的危险。
PDC复合钻进钻时快，但是表现为复合增斜比较困难，甚至出现复合降斜的情况，钻时比三牙轮滑动还要慢。钻压稍大，工具面波动范围比较大，甚至出现工具面在360°范围内逐渐变化的情况。
2.3.2单弯螺杆的选择对钻速的影响
采用中空单弯螺杆有利于提高排量，提高返砂效果。单弯螺杆的寿命与新度密切相关，能减少起下钻次数。良好的造斜能力能减少滑动钻进进尺，提高复合钻进时间。单弯螺杆的强度主要提高了抗扭性能，减少单弯螺杆壳体断裂、传动轴脱落事故。
2.3.3钻井仪器对钻速的影响
目前，苏里格气田主要应用的仪器是北京海蓝公司生产的MWD无线随钻仪器。该仪器稳定性比较差，频繁出现探管失效或者信号不准确等故障，导致被迫起钻。
2.4轨迹控制的影响
钻井眼轨迹预测不及时，不能及时进行调整，造成后期滑动过多。井眼轨迹不平滑，狗腿度过大，起下钻容易遇阻，要经过多次划眼方能正常起下钻，也制约着钻井速度。在滑动定向过程中，钻柱与井壁摩擦产生的轴向摩阻和钻井液的吸附会产生严重托压现象，极易粘卡。
2.5完井工艺的影响
完井工艺的选择，完钻后等解释、等方案时间长，工具的组织不到位，下完井工具前井眼准备时间长等因素直接影响完井作业的周期。
2.6复杂事故的影响
钻井井下事故严重影响钻井施工时效，增大了钻井成本。苏里格气田水平井主要遇到以下几种常见复杂。
2.6.1直井段井斜超标，正位移过大，缩短斜井段靶前距位移。
2.6.2井斜比设计落后，入靶困难，甚至脱靶。
2.6.3钻井液性能差，严重井塌，上提下放遇阻，轻钻压划眼出现新井眼。
2.6.4地层压差型漏失。
2.6.5环空不畅通，泵压不正常。
2.6.6钻具刺、断。
2.6.7起钻遇阻强提，进入键槽，或小井眼，最后粘卡的复合卡钻。
2.6.8完井电测仪器落井。
2.6.9完井施工井下落物。
3．提速方案及措施
3.1强化直井段快速钻进
前期完成的水平井，上部井段施工参数保守，钻井速度远远低于常规井钻井速度，影响了水平井整体进度。因此，建议通过优化钻具结构（将二开直井段使用的原203mm钻铤改为172mm钻铤，减少钻具组合接头过多防止钻具事故发生）、强化参数、优化钻井液等措施，提高表层及二开直井段的钻井速度。具体措施如下：
3.1.1表层施工
3.1.1.1钻头选型：135/8″SKH517G、XHP2（用新钻头）
3.1.1.2钻具组合：Φ346SKH517G+5LZ203+Φ203MWD接头+Φ203MNDC 1根+转换接头+Φ178DC2根+Φ168DC15根+转换接头+Φ127HWDP45根+Φ127DP
前期螺杆主要使用立林5LZ203和7LZ197*0.75°，由于后期频繁出现螺杆壳体断裂和传动轴脱落等事故，后期使用螺杆为奥瑞托6LZ203*0.75°。
表层钻进上部主要避免流沙层的垮塌，排量控制在正常返出即可，进入石板层20-30米后，主要通过提高排量，排量达到38L/s以上，利用水力喷射提高钻速。待钻铤打完后在井斜小于1°的情况下强化钻进参数，钻压控制在16-18T，钻盘转速控制在80-90rmp（艾瑞托6LZ203*0.75°为低转速大扭矩螺杆），此环节必须严格测斜要求。表层钻进控制好钻井液性能，预防缩径。
另一方面表层钻具及套管的丈量必须精确，计算必须准确，防止井深未打够，导致二开井口过高或无法安装等低级错误，整改进口花费时间；再一方面表层固井替量不准，水泥塞过多或替空，钻水泥塞时间长，重新固井延长周期。直井段提速必须抓好表层固井、二开准备各工序的衔接。
3.1.2二开直井段施工
二开主要采用9 1/2′PDC复合方式钻进，两只钻头钻至造斜点。
3.1.2.1钻头选型：
通过对比分析直井段建议采用包井方式，钻头选型为：哈里伯顿FMH3653ZR、胜利P5362MJ（上部井段）和P5362S（下部井段，不使
用螺杆）、亿斯达EM1925SE。
3.1.2.2钻具组合：Ф241.3PDC＋6LZ203*0.75（奥瑞拓）+转换接头+Ф238stab + MWD接头+Ф172MDC+转换接头+Ф168DC14根+转换接头+Ф127HWDP45根+Ф127DP。
3.1.2.3参数优化
3.1.2.3.1钻至延长底部300米至纸坊组上部100米井段，适当控制钻压，降低转盘转速20转左右，防止该段含砾石层对PDC钻头的损坏；
3.1.2.3.2增大排量，使用Ф180mm缸套，若复合钻进机械钻速低，第二只钻头使用双泵170 mm缸套。
目前直井段提速方向还是以参数优化为主，尤其是排量的选择，采用双泵最短钻井周期5.48天。直井段钻进钻井液必须保持良好的携砂性能，定期对井底进行清扫，预防延安组和延长组缩径，每天开启震动筛查看返出岩屑是否有掉块，做好防塌工作。加强井下事故的预防，主要是断钻具事故的预防，加强对钻铤及接头的探伤检验。3.2抓好斜井段提速
目前斜井段提速仍是水平井提速的关键环节，斜井段施工最短周期10.6天，最长周期24.14天，三趟钻2口井，四趟钻1口井，五趟钻5口井，五趟钻以上14口井，所以斜井段有较大的提速空间。苏6、苏36和苏东区块靶前距设计在400米左右，桃七和苏5区块设计靶前距为500米左右，井眼轨迹较苏6、苏36和苏东区块容易，增斜率较低，所以斜井段钻头使用模式可定为：1只牙轮+2只PDC或
1只牙轮+1只PDC+2只牙轮。
3.2.1定向造斜牙轮钻头必须使用到位，该钻头井斜达到18度以上，为后期PDC钻头使用预留空间，减轻PDC增斜压力，达到快速钻进的目的。
3.2.2斜井段PDC的优选：
PDC钻头在气井水平井斜井段进行了多次试验，都因滑动钻进工具面不稳定、增斜率低等缺陷没有取得突破。今年主要使用进口贝克休斯HCD506ZX、亿斯达EDM1616EL，并试验了胜利PQ6257MJD、哈里伯顿FX65R和FXD65D、锐德及江钻PDC钻头，其主要特征为六刀翼、16复合片双级切削结构，使用过程滑动钻进工具面较为稳定，寿命长，机械钻速较高。通过对比分析斜井段进口钻头贝克休斯HCD506ZX、钻头在使用过程中运转平稳，复合机械钻速较高，国产胜利PQ6257MJD经过改进在包井钻头中优势较为明显。所以斜井段钻头选型为：胜利PQ6257MJD、亿斯达EDM1616EL、贝克休斯HCD506ZX、哈里伯顿FXD65D、江钻KM1662DTR。
3.2.3钻具组合：215.9mmMD537HX（PDC）+7LZ172x1.25°+回压凡尔（如窗前加入）+MWD+165mmMDC+转换接头（461*410）+127HWx45根+127DP
3.2.4斜井段井眼控制
水平井钻井工程设计中所给定的钻具组合是在一定的理论计算和实践经验的基础上得出的，随着理性认识的深化和实践经验总结，设计的钻具组合钻出实际井眼轨迹与设计轨道曲线的符合程度会不
断提高。但是，由于井下条件的复杂性和多变性，这个符合程度总是相对的。实钻井眼轨迹点的位置相对于设计轨道曲线总是会提前、或适中、或滞后，点的井斜角大小也可能是超前、适中、或滞后。
实钻轨迹点的位置和点的井斜角大小对待钻井眼轨迹中靶的影响规律是：
3.2.
4.1 实钻轨迹点的位置超前，?相当于缩短了靶前位移。此时若井斜角偏大，会使稳斜钻至目的层所产生的位移接近甚至超过目标窗口平面的位置，必将延迟入靶，且往往在窗口处脱靶。
3.2.
4.2 轨迹点位置适中，?若此时井斜角大小也适中，是实钻轨迹与设计轨道符合的理想状态。但若井斜角大小超前过多，往往需要加长稳斜段，可能造成延迟入靶，或在窗口处脱靶。
3.2.
4.3 轨迹点的位置滞后，?相当于加长靶前位移。此时若井斜角偏低，就需要提高造斜率以改变待钻井眼垂深和位移增量之间的关系，往往要采用较高的造斜率而提前入靶。
实践表明，轨迹控制点的位移接近或少量滞后于设计轨道，并保持合适的井斜角，有利于井眼轨迹的控制。轨迹控制点的井斜角偏大或偏小可能导致脱靶或入靶前所需要的造斜率偏高。实际上，水平井造斜段井眼轨迹控制也是轨迹点的位移和方位的综合控制，这对于没有设计稳斜调整段的井身剖面更是如此。
在实际井眼轨迹控制过程中，我们根据造斜段井眼轨迹控制的实钻轨迹点的位置、点的井斜角大小对待钻井眼轨迹中靶的影响规律，将造斜井段井眼轨迹的控制程度限定在有利于入靶点矢量中靶的范
围内。也就是说，在轨迹预测计算结果表明有余地、并有后备工具条件时，应当充分发挥动力钻具的一次造斜能力，以提高工作效率，减少起下钻次数。
根据区块地层特点以及所钻邻井方位飘移规律和井斜变化规律，预留方位角和井斜角。斜井段滑动钻进时可根据邻井资料小范围调整滑动位置，尽量选择砂岩段滑动增斜。由于钻具自重竖直向下，井斜较大时，降斜较容易，增斜较困难，可以根据设计轨迹走上限，为轨迹调整留有调控余地，入窗时着陆于气层上部。
3.2.5斜井段施工注意事项
3.2.5.1 斜井段第一只钻头起钻前，完成钻井液的转换，进行刘家沟组地层承压能力试压，保证刘家沟组地层的承压能力。
3.2.5.2控制钻井液性能，做好大斜度段的防塌工作，原来要求钻井液比重60°井斜够达到1.30g/cm3，后期通过试验如果斜井段加大KCL的含量，提高抑制性，密度1.25 g/cm3也能达到良好的防塌效果。
3.2.5.3 预防钻头泥包，下钻到大斜度段进行分段循环，滑动钻进时，适当增加排量保证携砂性，滑动2-3米活动一次钻具。
3.2.5.4 采用具有良好润滑性的钻井液体系降低摩阻系数，在钻井液中加入高效润滑剂降低摩阻和扭矩。
3.2.5.5 尽可能降低过大的全角变化率。优化井下管柱结构设计，使管柱受力分布合理尽量避免螺旋屈曲。精确控制井眼轨迹，保证井眼光滑，减少管柱弯曲阻力。
3.2.5.6 斜井段完钻电测后，采用双稳定器通井，在不开泵、不转钻盘的情况下，钻柱能自由下至井底，方可进行下套管作业。
3.3水平段安全、高效施工
水平段钻头经过大半年的试验和使用，目前水平段钻头选型取得较大突破，单只进口钻头、螺杆已突破11150m大关，国产钻头通过改进已近突破550m，水平段起下钻趟数明显减少，钻头选型不再是影响水平段高效施工的关键，地层的特殊性，地层倾角的影响是制约水平段施工的重要因素。随着水平段趟数增加机械钻速下降明显，周期明显增加，所以水平段提速必须减少趟数，这就需要从钻头、工具选型方面考虑。
3.3.1钻头选型
水平段钻头主要以PDC为主，国产PDC胜利PK6257M通过改进复合片厂家，复合片质量得到提升，创造了水平段单只最高进尺553米，进口钻头单只最高进尺1157米，水平段钻头选型为：哈里伯顿FX55D、胜利PK6257M，胜利PK5235MJH、江钻KM1652DTR继续试验，争取取得较好成绩。
3.3.2钻具组合：Φ152.4mmBit+7LZ127x1°（奥瑞托）+Φ120回压凡尔 +Φ146Stab+MWD+Φ120mmMNDC+转换接头+Φ101.6HWDPx15根+Φ101.6mmDPx（50-120）根+Φ101.6HWDPx15根+Φ101.6mmDP
3.3.3施工注意事项：
3.3.3.1水平段以气层钻进为主提高采收率，所以有效的气层段钻进尤为重要，必须根据临井资料掌握气层的走向，及时调整轨迹，防止
泥岩段钻进过长为后期施工带来困难。
3.3.3.2水平段易发生粘卡，水平段滑动时必须注意工具面的变化情况，若钻时变慢或无进尺，工具面不变化，及时活动钻具，预防粘卡。
3.3.3.3水平段单只钻头进尺过多，每200米必须进行短起下作业，减少岩屑床的形成机率。
3.3.3.4钻遇泥岩段超过50米，加大KCL和工业盐的加量，提高比重和抑制性，防止泥岩段垮塌。
3.3.3.5加强钻具及工具探伤，每两趟钻探伤一次。
4．水平井钻井液技术
4.1 一开钻进采用低固相-聚合物体系，防止流沙层垮塌，确保表层施工
采用白土浆开孔打导管，导管下深以封固流沙层为准，导管填实、找正、固定，方可一开钻进。在流沙层钻进为小循环上罐，采用低固相体系钻进至50米后，放入大池子转为聚合物体系。表层钻完后白土浆清扫井筒，起钻连续灌浆，防止井口流沙垮塌，保证下套管顺利。（若流沙层未钻穿，则用白土浆钻穿流沙层后50-100米再转为聚合物体系）
4.2二开直井段钻进采用双抑制防塌聚合物体系，预防直罗、延长组底部坍塌，确保安全、快速钻进
4.3完善推广了斜井段复合盐无土相钻井液体系，减少滑动钻进脱压、粘卡，提高钻井速度
在2009年试验的基础上，2010年在气井水平井斜井段得到大面
积的推广，解决了PDC钻头泥包、“双石层”及煤层垮塌，斜井段粘阻的技术难题。
其关键技术主要是：
4.3.1体系的转化
在井下正常的情况下要尽量使用清水聚合物泥浆钻穿石千峰上部造浆地层。然后彻底转化为复合盐无土相钻井液体系。在井下不正常的情况下，在转化时必须配40方白土三磺泥浆清扫井筒内未带出的岩屑，白土的加量要控制在总泥浆量不超过3%的范围内。要进一步提高泥浆的携砂能力要通过加CMS-1、XCD和无机盐来实现。泥浆的转化要按水平井下部井段抗盐、抗高温无土相复合盐体系进行，严禁加入不抗盐、不抗高温的其他处理剂。
4.3.2化学防塌措施
增大钻井液中无机盐和有机盐含量，使钻井液的矿化度远大于地层水的矿化度，有效的降低钻井液中水的活度，提高钻井液对地层的抑制能力。第一次转化盐水泥浆盐的加量不少于泥浆量的5%。
提高钻井液中封堵粒子的含量，增加阳离子乳化沥青质和细目碳酸钙的含量。
严格控制钻井液的滤失量，要求API滤失量在5ml以下，HTHP 滤失量在15ml以下。兼顾降失水、强封堵、提动切力、改善泥浆流变性，根据泥浆性能和各种处理剂的特性使用好各种处理剂。
同时在造浆严重的井段加大KPAM、CWD-1等具有抑制性的处理剂的加量，抑制地层造浆，同时预防PDC钻头的泥包。
4.3.3物理防塌要求
在不增加或降低体系中固相含量的情况下，尽量提高钻井液密度。主要是通过增加无机盐和有机盐的含量辅以重晶石提高密度。在井斜45度前将密度提高到1.23-1.25 克/厘米3,井斜大于45度逐渐将密度提高到1.25-1.28克/厘米3,井斜达到60度以上密度必须达到1.30克/厘米3,在地层承压允许的情况下,若井下有不稳定的迹象情况可提高到1.35克/厘米3。
（备注：系列1—苏五1H,系列2—苏36-18-10H，系列3—桃7-17-19H，系列4—桃七1H，系列5—桃7-8-8H，系列6—桃7-17-18H,系列7—苏36-8-18H）
所完成井，除了工程院技术服务桃7-17-19H井（系列3），因为体系不同斜井段完钻钻井液密度1.23克/厘米3偏低外，其余井均保持在了1.29-1.34克/厘米3，基本是上保证了物理防塌的要求。4.3.4防PDC钻头泥包技术
预防PDC钻头泥包的钻井液维护的核心是：通过维持大分子包被剂、无机盐、有机盐、等强抑制剂的含量，提高钻井液的抑制性，抑
制泥岩地层造浆、分散。同时保持低土相、低活性固相含量，确保泥岩段的砂样成型好，不粘筛布，钻井液的性能在泥岩段钻进变化不大，密度、粘度、固含不升，性能稳定。
一是 PDC 钻头钻速快、钻屑多，必须要有足够的排量，避免钻屑重复切削会形成淤泥而泥包钻头。要求环空上返速度达到1.00-1.20米/秒；二是钻压合理，送钻均匀，速度太快时要适当控制钻压.三是尽量避免长时间、长井段的滑动钻进。
4.3.5降低摩阻，减小扭矩措施
4.3.
5.1定期加入聚合醇、石墨，原油等润滑剂，保证井壁光滑。4.3.5.2四级固控设备不定期使用。
4.3.
5.3清洗沉砂罐，尽量保证细砂不重复入井。
4.3.
5.4短程起下钻，破坏岩床，降低摩阻。在不易造浆的砂岩井段，勤补充具有悬浮性的处理剂，增强钻井液的结构，有利于携带岩屑。
苏平36-08-10井摩阻系数
苏平36-08-10井井斜、摩阻系数、狗腿度（表7）
通过上述措施的实施，虽然随着井深的增加，井斜的增大，但是泥浆的摩阻系数在减小，控制在0.0875-0.0437之间，较好的降低了摩阻，为后期施工奠定了基础.
4.3.6有效携砂措施
4.3.6.1保证足够大的排量，力争环空返速度达到1.2m/s，防止岩屑床的形成。
4.3.6.2大斜度井段通过加CMS-1和XCD来提高泥浆的携砂能力，减小岩屑床的形成的机率。
4.3.6.3确保钻井液具有良好的流动性，要采用适当的粘度，防止在斜井段粘切过高或过低而造成的携砂困难。
4.3.7四级固控的使用要求。
进入斜井段要合理使用四级固控设备，严格控制钻井液中的有害固相，含砂量小于0.5%，在固控设备不能满足的情况下，采用清罐或替换部分钻井液来降低有害固相。
搞好一级固控，选用波浪筛布，筛布要求在100-120目，要求泥浆要100%的过筛。
钻进时，不间断的开启除砂、除泥器，离心机对加重钻井液要通过清除-加重-清除的措施来调整钻井液中的固相比例。
推荐斜井段钻井液性能控制（表8）
4.4进一步改进和完善了水平段无土相低伤害钻井液体系
针对水平段储层不稳定，存在大段泥岩，对原水平段钻井液体系
通过加入无机盐、有机盐及性能的调整优化，基本上解决了水平段大段泥岩井壁不稳定的状况。
4.4.1水平段主要技术难点：
4.4.1.1钻井液性能能否满足钻遇泥页岩夹层时井壁稳定性。
4.4.1.2钻井液性能能否满足水平段钻进携砂问题。
4.4.1.3钻井液性能能否满足水平段润滑性。
4.4.2维护处理措施及要求：
4.4.2.1利用固井候凝时间将地面循环罐清理干净并放满清水，打水泥塞时用清水洗井，做好钻井液的替换工作。
4.4.2.2转换过程中控制泥浆总量在200方左右，初始性能密度1.03-1.04g/cm3，漏斗粘度60-70S，失水6-8ml，PH=8-9。
4.4.2.3防塌性能的维护必须勤观察振动筛砂样返出情况，砂岩地层钻进一定进尺可适量补充KPAM增强体系的抑制能力和润滑性，如钻遇泥岩地层，必须加入0.6%的CWD-1提高钻井液的抑制性，并加入QS-4适当提高钻井液密度。
4.4.2.4、润滑防卡性能维护应综合考虑井眼轨迹结情况合泥饼粘滞系数，接单根摩阻，打钻过程中的扭矩等，不可盲目只靠加入润滑剂来处理。随着水平段井深的增加，钻具与井壁的接触面积也会逐渐增加，摩阻，扭矩就会有所上升。控制钻井液泥饼粘滞系数<0.07，在轨迹正常的情况下，根据实钻情况，应该是每钻进100米接单根摩阻增加1-1.5吨，每钻进300米扭矩增加1000。润滑剂的使用以原油、聚合醇为主，扭矩过大时可加入固体石墨粉降低扭矩。
4.4.2.5随着水平段进尺的增加，携砂也变的相对困难。分析测量钻井液的流变参数，控制动塑比在0.35-0.4，3转的度数>4,每钻进50米可在原浆中加入适量XCD,CMC提高粘切清扫井眼，保证井眼
清洁,减小岩屑床的形成。
4.4.2.6充分利用四级固控设备,严格控制含砂量和固相含量。振动筛必须使用100目以上的波浪式筛布，除泥器和离心机倒换使用，井下未出现泥岩，正常的情况下严格控制钻井液的密度。
4.4.2.7做好防止淀粉发酵的工作，体系气泡过多或有异样气味，有发酵的前兆可加入适量甲醛。
4.4.2.8时刻监视钻井液的防塌能力和防卡润滑性能，防止气层泥岩夹层坍塌和防止阻卡。如发现有泥页岩夹层的掉块，或洗井不良，要及时采取用复合盐加重的措施，防止出现井壁失稳或垮塌。
4.4.2.9砂岩地层钻进，钻时较快，每钻进150-200米进尺必须短程起下钻，长时间滑动钻进后，复合钻进时可适当提高转盘转速，搅动钻井液，破坏岩屑床，滑动钻进时，如长时间没有进尺，必须上提活动钻具，防止发生粘卡。
5．认识：
5.1直井段提速采用复合钻进为主，优选钻头和优化参数提高直井段机械钻速。
5.2斜井段第一只牙轮钻头的使用效果，直接影响后期PDC的的发挥。
5.3水平段重视钻头和螺杆选型，减少起下钻趟数,提高水平段钻进速度。
5.4根据地质临井资料提前合理控制轨迹，保证气层砂体钻遇率。5.5水平井钻井液必须具有良好的携砂性、润滑性及防塌性，才能有效的提高水平井钻井速度。
第一章定向井（水平井）钻井技术概述 第一节定向井、水平井的基本概念 1．定向井丛式井发展简史 定向井钻井被（英）T．A．英格利期定义为：“使井筒按特定方向偏斜，钻遇地下预定目标的一门科学和艺术。”我国学者则定义为，定向井是按照预先设计的井斜角、方位角和井眼轴线形状进行钻进的井。定向井相对与直井而言它具有井斜方位角度而直井是井斜角为零的井，虽然实际所钻的直井它都有一定斜度但它仍然 石油管理局的河50丛式井组，该丛式井组长384米，宽115米，该丛式井平台共有钻定向井42口。 2．定向井的分类 按定向井的用途分类可以分为以下几种类型： 普通定向井 多目标定向井 定向井丛式定向井 救援定向井 水平井 多分枝井（多底井） 国外定向井发展简况
（表一）
10．井眼尺寸不受限制 11．可以测井及取芯 12．从一口直井可以钻多口水平分枝井 13．可实现有选择的完井方案 （4）．短曲率半径水平井的优缺点 优点缺点 1．井眼曲线段最短1．非常规的井下工具 2．侧钻容易２．非常规的完井方法 3．能够准确击中油层目标３．穿透油层段短（120—180米）4．从一口直井可以钻多口水平分枝井４．井眼尺寸受到限制
5．直井段与油层距离最小５．起下钻次数多 6．可用于浅油层６．要求使用顶部驱动系或动力水龙头 7．全井斜深最小７．井眼方位控制受到限制 8．不受地表条件的影响８．目前还不能进行电测 第三节定向井的基本术语解释 1）井深：指井口（转盘面）至测点的井 眼实际长度，人们常称为斜深。国外 称为测量深度（MeasureDepth）。 2）测深：测点的井深，是以测量装置 率是井斜角度（α）对井深（L?）的一阶导数。 dα Kα＝─── dL 井斜变化率的单位常以每100米度表示。 8）井深方位变化率：实际应用中简称方位变化率，?是指井斜方位角随井深变化的快慢程度，常用KΦ表示。计算公式如下： dΦ ＫΦ＝─── dL
水平井钻井技术及其在石油开发中的应用 经济的快速发展使人们对石油的需求急剧增加以及对环境保护意识的日益增强，如何高效，清洁，经济地开采地下能源已经成为目前继续解决的问题。在此情况下，水平井钻井技术应运而生。它是起源于20世纪80年代并在石油，天然气开发中得到广泛应用的一项综合技术。水平井钻井技术的发展对油井产量提高已经油田采收率提高都起到了只管重要的作用，水平井钻井技术的出现是石油钻井技术方面重大的突破。 水平井技术作为油气田开发的一项成熟，适用技术，在油气田开发中日益得到推广应用，近几年来，随着水平井工艺技术的突破性进展，综合钻井成本逐年下降，经济效益的显著提高，水平井在许多不同油气藏开发中逐步得到广泛应用。本文介绍了水平井的优点及应用范围，论述了水平井的施工技术，并结合钻井工程实例，详细说明了水平井钻井技术在石油开发中的应用，最后点出了水平井钻井技术的应用效果和存在的问题。并得出了相应的结论。 关键词：水平井，钻进工艺，攻关目标水平井钻井技术存在的问题，井眼轨迹控制，随钻测量。
第1章绪论 现在，随着经济的发展，人们对石油的需求越来越大，水平井钻井技术成为最重要的钻井技术之一。在此情况下，水平井钻进技术应运而生。它是起源于20世纪80年代并在石油、天然气开发中得到广泛应用的一项综合性技术。其目的主要是提高石油的产量，降低采油成本。并且随着MWD (随钻测量仪)、PDC (聚晶金刚石复合片钻头)和高效导向螺杆钻具的应用，水平井技术已日趋完善。 总的来说。21世纪水平井钻井技术发展的趋势是向自动化，智能化，轻便化和经济化的方向发展。 传统的公关领域，主要是为钻井施工提供实用心情的工艺技术和装备，目的是提高钻井速度，降低钻井成本。水平井是未来钻井队的主要作业方式，对水品经的研究和发展将成为我们今后的最重要的课题之一，一定要重视和完善。
页岩气水平井钻井技术 摘要当前我国页岩气水平井钻井施工整体表现出成本高、周期长、复杂事故多等问题。针对这些问题，本文对国内页岩气井进行了技术跟踪，归纳了当前我国页岩气水平井钻井过程中所面临的轨迹优化及控制、井壁稳定、摩阻扭矩、井眼清洁以及固井技术等难点问题。 关键词页岩气水平井轨迹控制井壁稳定摩阻 美国页岩气资源的规模化开发和商业化利用，正在改变着世界能源格局，而同为世界能源进口大国的中国，同样拥有丰富的页岩气资源。政策以及相关支持政策的陆续出台，不但表明了我国政府大力发展页岩气资源的决心，而且正在积极推进我国页岩气产业的全面、快速发展。 页岩气是指赋存于富有机质泥页岩及其夹层中，以吸附或游离状态为主要存在方式，在一定地质条件下聚集成藏并具有商业开发价值的非常规天然气。与常规天然气藏相比，页岩气储层孔隙度主体小于10％，储层孔隙为0~500nm，孔喉直径介于5~200nm，渗透率极低，一般多采用水平井并经水力压裂技术改造后进行开发。当前，公认的具备商业开采价值的页岩气藏需具备以下条件：①页岩气储集层厚度大于100ft（30m）；②富有机质页岩有机质丰富，TOC > 3 %；③成熟度Ro在1.1-1.4之间；④气含量>100ft3/t；⑤产水量较少，低氢含量；⑥黏土含量小于40 %，混合层组分含量低；⑦脆性较高，低泊松比、高杨氏弹性模量；⑧围岩条件有利于水力压裂控制。页岩气藏作为典型的连续型油气聚集，往往分布在盆地内厚度大、分布广的集“生-储-聚”为一体的页岩烃源岩地层中。页岩作为粘土岩常见岩石类型之一，是由粘土物质经压实、脱水、重结晶作用后形成的，其成分复杂，除包含高岭石、蒙脱石、水云母、拜来石等粘土矿物外，还含有诸如石英、长石、云母等碎屑矿物和铁、铝、锰的氧化物与氢氧化物等自生矿物，页岩层理构造发育，多呈页状或薄片状（图1左），并沿层理发育有大量裂隙和微裂隙（图1右），脆性高、易碎，外力击打作用下易裂成碎片，且吸水膨胀性强，长时间裸露浸泡后极易引起井壁缩径、垮塌、掉块等复杂事故。例如，四川威远-长宁构造完成的3口页岩气水平井，水平井段钻进过程多次遭遇井壁垮塌、掉块等复杂，引发卡钻、报废进尺等事故，并导致3口水平井储层段40%进尺作业占总作业时间70%以上。同时，页岩气水平井井壁失稳问题频发，不但严重影响到钻井周期、钻井成本等问题，还直接导致井身质量差、固井难度大、储层污染严重等问题，这些问题都给后续开发带来极为不利的影响。据不完全统计，截止2012年初，四川威远、长宁及云南昭通页岩气产业化示范区完钻的4口水平井，平均井深3357米，平均钻井时间118天，而北美地区井深4000~5000米，水平段1500~2000米的页岩气井钻井周期通常在15~20天，水平段钻井时间仅为5~8天。由此可见，我国相对落后的页岩气水平井钻井技术，已经成为制约我国页岩气工业快速发展的重要瓶颈。
煤层气水平井钻井工程作业规程 The Operation Regulation of Coalbed Methane Horizontal Drilling 1 范围 本标准作为中联煤层气有限责任公司（以下简称中联公司）企业标准，规范了煤层气水平井钻井工程作业全过程的程序和要求。包括水平井钻井工程设计、钻前准备及验收、水平井井眼轨迹控制作业、水平井测量作业、水平井完井作业、水平井钻井工程质量要求、健康、安全与环境管理（HSE）要求、水平井钻井工程资料汇交要求等六项内容。 本标准适用于煤层气勘探开发过程中水平井钻井工程的设计、施工作业、工程质量要求、资料汇交和验收。 2 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 Q/CUCBM 0301 煤层气钻井作业规程 GB/T 8979 污水排放要求 GB/T 11651 劳动保护用品 SY/T 5172 直井下部钻具组合设计方法 SY/T 5272 常规钻井安全技术规程 SY/T 5313 钻井工程术语 SY/T 5322 套管柱强度设计推荐方法 SY/T 5334 套管扶正器安装间距计算方法 SY/T 5358 砂岩储层敏感性评价实验方法 SY/T 5396 石油套管现场验收方法 SY/T 5411 固井设计格式 SY/T 5412 下套管作业规程 SY/T 5435 定向井轨道设计与轨迹控制 SY/T 5526 钻井设备安装技术、正确操作和维护 SY/T 5547 动力钻具使用、维修和管理 SY/T 5618 套管用浮箍、浮鞋 SY/T 5619 定向井下部钻具组合设计作法 SY/T 5672 钻井井下事故处理基本规则 SY/T 5724 套管串结构设计 SY 5876—93 石油钻井队安全生产检查规定 SY/T 5957—94 井场电器安装技术要求 SY/T 5958 井场布置原则和技术要求 SY/T 5964 钻井井控装置组合配套规范 SY/T 6075 评价入井流体与多层配伍性的基础数据 SY/T 6228—1996 油气井钻井及修井作业职业安全的推荐方法中第八章和第10.5、10.6款 SY/T 6283—1997 石油天然气钻井健康、安全与环境管理体系指南 SY/T 6426 钻井井控技术规程 3水平井钻井工程设计
第一章定向井（水平井)钻井技术概述 第一节定向井、水平井的基本概念 1．定向井丛式井发展简史 定向井钻井被(英)Ｔ.A．英格利期定义为:“使井筒按特定方向偏斜，钻遇地下预定目标的一门科学和艺术。”我国学者则定义为,定向井是按照预先设计的井斜角、方位角和井眼轴线形状进行钻进的井。定向井相对与直井而言它具有井斜方位角度而直井是井斜角为零的井，虽然实际所钻的直井它都有一定斜度但它仍然是直井。 定向井首先是从美国发展起来的,在十九世纪后期,美国的旋转钻井代替了顿钻钻井。当时没有考虑控制井身轨迹的问题,认为钻出来的井必定是铅垂的,但通过后来的井筒测试发现,那些垂直井远非是垂直的。并由于井斜原因造成了侵犯别人租界而造成被起诉的案例。最早采用定向井钻井技术是在井下落物无法处理后的侧钻。 早在1895年美国就使用了特殊的工具和技术达到了这一目的。有记录定向井实例是美国在二十世纪三十年代初在加利福尼亚享廷滩油田钻成的。 第一口救援井是1934年在东德克萨斯康罗油田钻成的。救援井是指定向井与失控井具有一定距离,在设计和实际钻进让救援井和失控井井眼相交，然后自救援井内注入重泥浆压死失控井。 目前最深的定向井由BP勘探公司钻成,井深达1０,654米; 水平位移最大的定向井是BＰ勘探公司于己于199７年在英国北海的Ｒｙtｃh Ｆａｒｍ油田钻成的M1１井,水平位移高达１，011４米。 垂深水平位移比最高的是Sｔatoｉl公司钻成的的33/9—Ｃ2达到了１：3.1４； 丛式井口数最多，海上平台:9６口;人工岛:170口; 我国定向井钻井技术发展情况 我国定向井钻井技术的发展可以分为三个阶段，50—60年代开始起步，首先在玉门和四川油田钻成定向井及水平井:玉门油田的C2—１5井和磨三井,其中磨三井总井深16８5米，垂直井深表遗憾350米，水平位移4４4.2米，最大井斜9２°，水平段长１60米；7０年代扩大实验,推广定向井钻井技术;80年代通过进行集团化联合技术攻关，使得我国从定向井软件到定向井硬件都有了一个大的发展。 我国目前最深的水平井是胜利定向井公司完成的JＦ128井,井深达到70００米，垂深位移比最大的大位移井是胜利定向井公司完成的郭斜井,水平位移最大的大位移井是大港定向井公司完成的井，水平位移达到2666米，最大的丛式井组是胜利石油管理局的河50丛式井组,该丛式井组长３８4米,宽１1５米,该丛式井平台共有钻定向井４2口。 2．定向井的分类 按定向井的用途分类可以分为以下几种类型： 普通定向井 多目标定向井 定向井丛式定向井 救援定向井 水平井
水平井钻井工程设计及轨迹控制 一、水平井的概述： 八十年代中期以来，水平井技术在世界范围内取得了突飞猛进的进展，为提高勘探效果，提高单井产量和油层采收率，开辟了一条新的途径，给石油工业的发展带来了新的革命，胜利油田从1990年9月开始，以埕科1井为起点，展开了水平井研究与应用，针对各种类型油藏，如整合油藏、不整合油藏、稠油砾石油藏、低渗透块状砾石油藏、砂岩油藏、石炭系砂岩油藏、古潜山漏失型油藏等进行攻关研究。“八五”期间组织了六个油田、五个院校，762名科技人员，在水平井钻井的设计技术、轨迹控制技术、钻井液技术、完井技术及测井射孔技术的五个方面共31个专题进行了四年的攻关，在理论研究、实验技术、软件技术、工具仪器研制和工具方法等方面，取得了重大技术突破，包括了16项重大科技成果在内的30项技术成果，形成了一整套水平井钻井、完井技术，截止1995年7月项目提交国家鉴定时，胜利油田完成各类水平井30口。“八五”攻关计划完成后，水平井技术迅速转化为生产力，很快形成了大规模推广应用的局面。到1996年底我国陆上已完成水平井94口，推广面积达到13个油田，六种类型的油气藏。仅投产的47口科学实验水平井增产原油78吨，新增产值9.52亿元, 获直接经济效益6.46亿元。到98年底全国陆上油田已钻成水平井204口，其中胜利油田所钻井和以技术服务形式在外油田所钻水平井共计119口。更重要的是，“水平井是增加原油产量、提高采收率和开发特殊油藏最有效的手段之一”这一观点，得到了广大勘探开发工作者的共识，从而带动了与水平井有关的地质、油藏、采油工程等相关技术的发展，推动石油的科技进步。 自项目推广应用以来，应用的油藏类型逐步扩大，完成的水平井类型逐步增多。除本油田以外，先后应用到塔里木、长庆、吐哈、青海、中原、江汉、河南、大港、玉门、江苏等油田，以及江苏省洪泽县非石油行业的芒硝矿开采，完成了以水平探井、阶梯水平井、连通式水平井等为代表的12种类型水平井，其经济效益十分显著，所完成的开发井稳定产值为同地区直井的3倍，其投资仅为直井投资的1.8倍左右，1997年《石油水平井钻井成套技术》被列为国家”八2五”国民经济贡献巨大的十大攻关成果。 在油田的整体开发建设中显示出巨大的优越性：
阶梯水平井钻井技术 冯志明 颉金玲 (大港油田集团公司定向井技术服务公司,天津大港 300280) 摘要 阶梯水平井是在水平井完成第1水平靶区后,通过降斜、稳斜、增斜段的调整,进入并完成第2水平靶区井段的水平井钻井技术。该技术将水平井技术又推上了一个新的高度。使水平井的应用扩展到常规油气层,连续薄油层、断块油层等复杂油气田。文中从施工难点、优化工程设计、井眼轨迹控制3方面论述了阶梯水平井的钻井技术。列举了TZ406井、YX2P1井、LN61-H1井3口阶梯水平井的施工数据。针对TZ406井施工经过、施工要点、施工技术措施,对阶梯水平井的设计、轨道控制技术、施工难点经验、体会和认识,做了全面的论述。现场应用表明:阶梯水平井显著地增加了产量,大幅度地提高勘探开发的综合经济效益,必将成为油气田开发的重要手段之一。 主题词 水平井 导向钻井 井眼轨迹 工程设计 钻具组合 作者简介 冯志明,1966年生。1987年毕业于重庆石油学校钻井工程专业,工程师。 颉金玲,1945年生。毕业于华东石油学院,现任副经理,高级工程师。 阶梯水平井是指在一个井眼中连续完成具有一定高度差的两个或者多个水平井段,形成具有两个或多个台阶的井眼轨迹,用一个井眼开采或者勘探两个或多个层叠状油藏、断块油藏的水平井井型。利用阶梯水平井连续在这两个油层中水平延伸一定长度,节约了重复钻井的投资,增加了单井产量,可取得最佳的开发效果。 一、施工难点 1口成功的阶梯式水平井,能实现取代2口或多口水平井的开发目的,既节约投资,又能获得好的效益。常用于阶梯式水平井开发的区块具有以下特点:(1)层叠式或不整合薄油藏;(2)断块油藏;(3)上部油层断失或尖灭,存在下部可供开采的油藏。 1.目的层油层薄,区块复杂,井眼轨迹拐点多,不平滑,不利于送钻和钻压传递,控制和调整井眼轨道工作量大。着陆、阶梯过渡段控制困难。 2.对钻井装备、钻井液净化设备要求高,井眼的净化和携砂难度大,大斜度井段易形成岩屑床,造成井下复杂情况发生,需要有足够的动力,配套齐全的净化设备。 3.钻具组合、监测仪器等针对性强,技术含量高,钻柱受力复杂。 二、优化工程设计 1.优化井身剖面设计 阶梯水平井的地质设计,通常只给定AB段、CD段两个阶梯水平段的入窗窗口和目标靶区,工程设计则需要满足以下3个方面的条件。(1)满足地质对轨迹控制的要求:即中靶要求。(2)井下专用钻具、工具、仪器装备能满足设计井眼轨迹控制的要求。(3)完井电测、下套管、固井等完井工艺技术水平须满足开放要求。 阶梯式水平井,与普通水平井不同的是怎样依据地质要求,对第1水平段终点到第2水平段终点间的井身剖面进行设计。 2.优化井身结构 根据TZ406井、YX2P1井和LN61-H1井的施工技术,结合国内外其它地区阶梯水平井的施工经验、油层特点和完井方式,一般认为技套必须封固目的层以上的异常高压以及易垮塌、破碎带等不稳定地层,以保证水平井安全、快速地钻井和完井。 三、井眼轨迹控制技术 1.合理的钻具组合设计 分析近年来完成的数十口水平井资料,总结出几套适合于常规水平井和阶梯水平井施工,目前国内工艺技术和装备又能够实现的钻具组合结构。 (1)侧钻钻具组合。钻头+螺杆钻具+定向接头+无磁钻铤+MWD短节+钻铤+钻杆。该钻具组合常用于回填导眼后的侧钻井段和第1造斜井段的施工,平均造斜率达10～12(°)/30m。 (2)钻盘微转增斜钻具组合。钻头+稳定器+无磁钻铤+MWD短节+无磁钻挺+稳定器+钻铤+ 22石油钻采工艺 2000年(第22卷)第5期DOI:10.13639/j.od pt.2000.05.006
第一章定向井（水平井)钻井技术概述 定向井、水平井的基本概念 定向井丛式井发展简史 定向井钻井被（英）Ｔ．A．英格利期定义为:“使井筒按特定方向偏斜,钻遇地下预定目标的一门科学和艺术。”我国学者则定义为，定向井是按照预先设计的井斜角、方位角和井眼轴线形状进行钻进的井。定向井相对与直井而言它具有井斜方位角度而直井是井斜角为零的井,虽然实际所钻的直井它都有一定斜度但它仍然是直井。 定向井首先是从美国发展起来的，在十九世纪后期,美国的旋转钻井代替了顿钻钻井。当时没有考虑控制井身轨迹的问题，认为钻出来的井必定是铅垂的,但通过后来的井筒测试发现，那些垂直井远非是垂直的。并由于井斜原因造成了侵犯别人租界而造成被起诉的案例。最早采用定向井钻井技术是在井下落物无法处理后的侧钻。早在1895年美国就使用了特殊的工具和技术达到了这一目的。有记录定向井实例是美国在二十世纪三十年代初在加利福尼亚享廷滩油田钻成的。 第一口救援井是1９34年在东德克萨斯康罗油田钻成的。救援井是指定向井与失控井具有一定距离，在设计和实际钻进让救援井和失控井井眼相交,然后自救援井内注入重泥浆压死失控井。 目前最深的定向井由ＢP勘探公司钻成,井深达10,65４米； 水平位移最大的定向井是BP勘探公司于己于１99７年在英国北海的ＲyｔｃｈＦarm 油田钻成的M11井,水平位移高达1，0１１4米。 垂深水平位移比最高的是Statoｉl公司钻成的的33/９—C２达到了１:3．14； 丛式井口数最多，海上平台:９6口；人工岛:17０口; 我国定向井钻井技术发展情况 我国定向井钻井技术的发展可以分为三个阶段，50—60年代开始起步,首先在玉门和四川油田钻成定向井及水平井:玉门油田的C2—１5井和磨三井,其中磨三井总井深1685米,垂直井深表遗憾３5０米，水平位移444.2米,最大井斜92°，水平段长160米；70年代扩大实验，推广定向井钻井技术;80年代通过进行集团化联合技术攻关，使得我国从定向井软件到定向井硬件都有了一个大的发展。 我国目前最深的水平井是胜利定向井公司完成的JF１28井，井深达到7000米，垂深位移比最大的大位移井是胜利定向井公司完成的郭斜井，水平
导向钻井技术 （胜利钻井工程技术公司周跃云） 基本概念 在定向井、水平井钻井中，为了使井眼轨迹得到合理的控制，世界各国相继开发研究了各种相应的技术，这些技术大致可分为两方面：一是预测技术，一是导向技术。 预测技术是根据力学和数学理论，对影响井眼轨迹的各种因素进行分析研究，从而预测各种钻具组合可能达到的预期效果。但目前的预测技术水平远远低于所要求的指标。鉴于此，导向技术应运而生。 导向技术是根据实时测量的结果，井下实时调整井眼轨迹。井下导向钻井技术是连续控制井眼轨迹的综合性技术，它主要包括先进的钻头（一般为PDC钻头）、井下导向工具、随钻测量技术（MWD、LWD等）以及计算机技术为基础的井眼轨迹控制技术,其主要特点是井眼轨迹的随钻测量、实时调整。 导向钻井技术是随油藏地质的要求和钻井采油地面条件的限制而逐步发展起来的。在这种技术中，井下导向钻井工具处于核心地位，它决定导向钻井系统的技术水平，导向技术则是导向钻井系统的关键技术。
一、导向钻井的工具和仪器 定向井技术的进步与定向井工具和仪器的发展是相辅相成的，是密不可分的。定向井钻井实践的需要，设计开发了专门用于定向井的工具和仪器，并在钻井实践中得到完善和提高；随着定向井工具和仪器的发展，极大地推动了定向井工艺技术水平的进步；而工艺技术的进步，对定向井工具仪器又提出了更新更高的要求。胜利油田以及我国定向井发展的历程，充分地说明了这一辩证关系。 1.1 导向工具的主要类型 随着定向井、水平井和大位移延伸井的日益增多，各种相应的井下工具相继出现，如弯接头，变壳体马达，各种稳定器等。对这些工具一般要分为两大类：一为滑动式导向工具，二为旋转式导向工具。两者的主要区别在于导向作业时，上部钻柱是否转动，若不转动，则为滑动式导向工具，否者为旋转式导向工具。 1.1.1 滑动式导向工具 滑动式导向工具在导向作业时，转盘停止转动并被锁住，只有井底马达作业。调整好工具面，钻进一段时间后，再开动转盘，使整体钻柱旋转，以减少摩阻及改善井眼清洗程度，随后再根据需要进行定向作业。可以看出，这种作业方式要把大量的时间花费在定向作业上，尤其是深井作业更是如此。但其优点是成本低，易于实现。
苏里格气井水平井快速钻井配套技术 摘要：随着苏里格气田的不断开发，水平井规模开发已成为苏里格开发的重点。由于苏里格气田水平井钻遇气层多为薄产层，尖灭快，地质构造复杂，地质导向预测不准等原因，钻井过程中遇到许多影响因素，对钻井提速造成很大困难。结合今年水平井现场施工情况，分析了影响钻井提速的因素，提出预防措施及改进和研究方向，达到安全、快速、高效钻进的目的。 关键词:钻井提速预防措施轨迹控制钻井液 随着水平井钻井工艺技术的不断成熟，水平井开发达到了预期的效果。但是近年来的水平井钻井施工，也遇到了各种各样的情况，严重影响了钻井的施工速度，直接影响钻井效益。因此就影响苏里格气田水平井钻井提速的一些因素进行分析，以便找到钻井提速的有效措施。 2.制约提速因素 2.1.地质因素的影响 2.1.1地层稳定性差，增斜井段增斜困难，水平段稳斜困难。 2.1.2气层位置不确定性，增加了轨迹控制难度。 2.1.3地层的特殊性，地层缺失。 2.1.4地层倾角的影响，方位漂移。 2.1.5地层压实程度差，承压能力低，易发生井漏。 2.2钻井因素的影响 2.2.1水力作用的影响
排量大，对井壁冲刷严重，井径扩大率大，影响增斜、稳斜效果。 2.2.2钻井参数的影响 钻井参数不合理达不到单弯螺杆理想的造斜率。通常钻压大，转速低增斜率高，反之，增斜率则低。 2.2.3摩阻和扭矩的影响 由于水平段长、井斜角大，钻具贴于下井壁，重力效应突出，上提、下放钻具的阻力增加，钻进加压困难；钻柱摩擦阻力大、扭矩大，下部钻具易屈曲，传递扭矩困难，机械钻速大为降低。 2.2.4钻井液的影响 钻井液是钻井施工的血液，钻井液性能的好坏与地层的适应情况对钻井施工来说至关重要，甚至说钻井液性能是决定一口井成败的关键。钻井液性能差，水力清除井底岩屑的能力也大大降低，在很多情况下因岩屑不能及时清除而导致重复破碎，甚至泥包，致使钻头的机械钻速下降。严重的易发生堵水眼、缩径、掉块、井塌、油气侵、井漏、长井段的划眼、倒划等复杂情况，引起砂卡、粘卡、键槽卡钻等事故。 2.3钻井工具、仪器的因素 2.3.1钻头寿命以及钻头选型的影响 苏里格气田水平井钻遇地层多、岩性变化大。不同钻头厂家生产的不同钻头地层适应性有所不同，选型不同，寿命不同，钻井速度大为不一样。 三牙轮钻头复合增斜比较容易，返出岩屑有利地质导向辨认地
浅谈水平井钻井工程技术的应用-工程技术论文-工程论文 ——文章均为WORD文档，下载后可直接编辑使用亦可打印—— 摘要：油气开发中,水平井钻井工程技术主要应用于较薄油气层、裂缝性油气藏的开发过程中。近年来,我国逐渐将油气开发重点转移到低渗透油气藏、裂缝性油气藏的开发中来,这就需要进一步加大对水平井钻井工程技术的研究力度。本研究主要探讨了油气开采中水平井钻井工程技术的现状及应用情况,并对水平井钻井工程技术的作用进行了分析,以期为我国油气开发效果的提高提供帮助。 关键词：水平井；钻井技术 水平井钻井主要通过增加地上集水建筑物、地下油气资源之间的接触面积,来达到提升石油开采效率的目的。经过几十年来的不断开发与利用,我国油气资源的储量逐渐降低,油气资源的开发难度不断上
升、开发环境日趋恶化。在这样的背景下,必须不断对油气开采技术进行创新,提高油气开采水平,避免不必要的资源浪费,实现石油行业的持续健康发展。 1水平井钻井工程技术的现状及应用情况 我国在水平井钻井方面起步相对较晚,技术水平与国外发达国家相比仍有很大的差距。但是,经过不断研究与实践,近年来,我们已经在水平井钻井方面取得了突破性的进展,技术水平得到明显提高,并在实践过程中不断改进、完善。就我国水平井钻井现阶段的情况来看,针对不同的储层及不同类型的油气藏,已经形成了有针对性的水平井[1]。实践发现,水平井钻井工程技术具有操作简单、效率高、产量高、成本低、污染少等一系列优势。水平井钻井技术在石油开采过程中的有效应用,有利于提高油气采收率、油气开采产量,还为实现不同油气藏之间的转换开发与利用提供了新的方法。随着节能降耗与绿色环保理念的不断深入人心与国家可持续发展战略的持续推进,能源短缺问题、能源供求矛盾问题越来越受关注,提高油田开发效率与质量,是现阶段石油行业面临的首要问题[2]。在这样的背景下,必须进一步加大对水
水平井钻井技术难点及对策分析 致密砂岩油气藏、页岩油气藏正成为我国油气勘探开发的主流和热點，这些非常规油气资源只有通过水平井开采才能获得更好的经济效益，随钻地质导向在水平井钻井过程中发挥重要的作用。文中对水平井地质导向技术现状进行了介绍，分析了录井地质导向技术存在的难点，并针对性的提出了相应的技术对策，对提高水平井油层钻遇率具有一定借鉴意义。 标签：水平井；钻井技术 前沿 油气田的开发过程中，水平井的钻井技术能够数倍提高油气的产量，效果突出。因此，在油田开采建设中，水平井钻井技术得以迅猛发展，施工技术水平也日渐成熟和完善，在很大程度上已成为油田高效勘探开发的关键技术之一。在薄油气田和浅层油田的开发建设上，水平井钻井技术可以大大提高油井产量，提高油田的采收优率，取得了良好的经济效益。由于水平井钻井的技术含量较高，开采施工过程难度较大。在实际应用过程中也存在诸多问题，分析如下。 1 水平井采收率的影响因素分析 气层厚度对采收率的影响。通过研究，我们发现在各向异性比为1，地层损害忽略不计，同时气体性质和地层温度都相同的情况下，水平井采收率与气层厚度成反比例关系，即气层厚度减小时，采收率增加。反之亦然。研究表明，宜选择气层厚度相对较小的水平井进行天然气的开采。 井段长度对采收率的影响。水平井采收率与井段长度成正比，产量随井段长度的增大而增加。所以水平井通常比垂直井的采收率要高。 各向异性对采收率的影响。各向异性表现在水平和垂直方向渗透率不相等。研究发现，水平井采收率各向异性比（水平渗透率与垂直渗透率之比）成反比，即随着各向异性比增加，油气藏垂直方向渗透率减小，采收率随之减小。所以垂直裂缝油气藏用水平井开采的效果相对于垂直井开采较好。 水平井在油气藏中的位置及地层损害对采收率的影响。水平井位置影响采收率的实质是偏心距（水平井与井中心距离），呈“倒U”趋势，当水平井位于气井中部时，有最大采收率。同时，当水平井长度一定时，随地层损害程度的增加，采收率降低，应注重储层保护，避免过度损失。 2 水平井钻井技术存在的问题分析 2.1 水平井钻井专业技术人员队伍水平还需提高
水平井钻井技术 班级: 油工61208班姓名: 侯宁宁 学号: 60207 序号: 08
水平井钻井技术 摘要: 近几年, 水平井钻井技术在我油田得到了快速发展, 施工技术逐步完善和成熟, 已成为油田实现高效勘探开发的重要技术手段, 特别是在薄油气藏和浅层油气藏开发方面取得了较好的经济效益, 本文对河南油田水平井钻井技术从合作、试验探索、发展到逐步走向成熟的过程进行了分析总结, 汲取施工过程中的经验与教训, 从水平井的设计、现场轨迹控制、井下复杂情况的预防等方面进行总结, 对水平井技术的进一步发展和完善提供有益的经验。 关键词: 水平井、轨迹控制、薄油气层、经验与教训 水平井一般是指井斜大于85o且在产层内钻进一段”水平”井段的特殊形式的油气井, 水平井技术于20世纪20年代提出, 40年代付诸实施, 80年代相继在美国、加拿大、法国等国家得到广泛工业化应用, 并由此形成一股研究、应用水平井技术的高潮。如今, 水平井钻井技术已日趋完善, 由单个水平井向整体井组开发转变, 并以此为基础发展了水平井各项配套技术, 与欠平衡等钻井技术、多分支等完井技术相结合, 形成了多样化的水平井技术。 近年来, 水平井总数几乎成指数增长, 全世界的水平井井数为4.5万口左右, 主要分布在美国、加拿大、俄罗斯等69个国家, 其中美国和加拿大占88.4%。在国内, 水平井钻井技术日益受到重视, 在多个油田得以迅速发展, 其油藏有低压低渗透砂岩油藏、稠油油藏、火山喷发岩油藏、不整合屋脊式砂岩油藏等多种类型, 石油剩余资源和低渗、超薄、稠油和超稠油等特殊经济边际油藏开发的低本高效, 是水平井技术发展的直接动力。 当前, 国外水平井钻井成本已降至直井的1.5至2倍, 甚至有的水平井成本只是直井的1.2倍, 而水平井产量是直井的4至8倍。国内塔中4、塔中16油
5.5钻井工程设计 5.5.1钻井 5.5.1.1地表及浅层地质安全风险评估 该地区位于位于M市B区C村东北约10公里，沙漠地带附近，井场周围便道较多，多为村级道路，路面松软，不能行驶大型车辆，交通较为不便，施工前应考虑到地面设施的修建；通讯也不便利，提前配置好通讯设施以便灾害发生时及时和上级及外界联系；工程地区春季多风、多发沙尘暴，做好防沙保护措施防止风沙对施工带来的不良影响；夏季多温热，注意防暑及设备的维护工作；秋季多阴雨，施工应注意井场和住地防洪抗灾，避免人身、财产的损失；冬季多干旱且漫长，注意提前安排好施工时间,做好设备的防冻措施及操作人员的冬季劳保用品安排。 平均气压898.1kPa 年平均气温 6.4℃ 极端最高气温40.3℃ 极端最低气温-24.3℃ 平均年降雨量250.0 mm 累年平均最多风向NW 地面平均温度11.1℃ 地面极端最高温度57.5℃ 地面极端最低温度-32.3℃ 无霜期122天左右 5.5.1.2对丛式井组需确定合理的气井井口距离 井口距离部署 该地区位于沙漠地带附近，井场周围便道较多，多为村级道路，路面松软，不能行驶大型车辆，交通较为不便，通讯也不便利 根据消防人员的经验,井喷失控后可能发生的 喷射燃烧(喷射火)的影响范围基本在50 m范围 内,较大的喷射燃烧其伤害范围也在70m范围内 根据试采的最大无阻流量 8.8478（10^4m^3/d）=4.4239（10^4m^3/15min) 无阻流量等级 w W1 W2 W3 W4 >5. 21 3. 13~5. 21 1. 04~3. 13 <1. 04 无阻流量(× 10^4m^3/15min)
水平井钻井技术介绍 水平井钻井技术第一章绪论水平井钻井技术是20世纪80年代国际石油界迅速发展并日臻完善的一项综合性配套技术，它包括水平井油藏工程和优化设计技术，水平井井眼轨道控制技术，水平井钻井液与油层保护技术，水平井测井技术和水平井完井技术等一系列重要技术环节，综合了多种学科的一些先进技术成果。由于水平钻井主要是以提高油气产量或提高油气采收率为根本目标，已经投产的水平井绝大多数带来了十分巨大的经济效益，因此水平井技术被誉为石油工业发展过程中的一项重大突破。第一节水平井的分类及特点水平井是最大井斜角保持在90°左右，并在目的层中维持一定长度的水平井段的特殊井。水平钻井技术是常规定向井钻井技术的延伸和发展。目前，水平井已形成3种基本类型，如图1—1所示。(1)长半径水平井(又称小曲率水平井)：其造斜井段的设计造斜率K＜6°／30m，相应的曲率半径R＞286.5m。(2)中半径水平井(又称中曲率水平井)；其造斜井段的设计造斜率K=(6°～20°) ／30，相应的曲率半径R=286.5～86m。水平井剖平面示意图(3)短半径水平井(又称大曲率水平井)：其造斜井段的设计造斜率K＝(3°～10°) ／m，相应的曲率半径R＝19.1～5.73m。上述3种基本类型水平井的丁艺特点和各自的主要优缺点分别列于表l—l和表1—2。大斜度井、水平井和多井底井技术的应用都有一个共同的目的．这就是降低综合成本和提高油层的开采量。对于同一尺寸的井眼，直井由于出油(气)面积比较小、其几何条件所提供的效率就比较低．而水平井几何条件所提供的效率达到最高，如图1—2和图1—3 所示。大斜度井(井斜角大于60°的井)主要适用于层状油藏。多井底井(在一个井眼内钻几口井)主要用于很厚的垂直渗透油层(具有低孔隙率和垂直裂缝的块状石灰岩)或者短半径横向引流类的井。1．天然垂直裂缝在垂直裂缝油藏中，油气完全处在裂缝中，裂缝之间的非生产底层一般为6~60m 厚，所以垂直井可能只钻到一个产层．也可能一个产层也钻不到，而水平井可以与产层垂直相交，横向钻穿若干个产层裂缝．这样就比垂直井的开采量要高得多。2．水锥和气锥1)水锥水平井可以在油层的中上部造斜，然后在生产层中钻一定长度的水平井段。水平井不仅减少水锥的可能性如图1—4 所示。2)气锥水平井的井眼全部在油砂中有助于避免气锥问题。并可以控制采收率，不致于使气锥的压力梯度过高。水平井成功地减少了水锥、气锥等有害影响。3．低渗透性地层由于固井的影响，石灰岩油藏的孔隙度和渗透率即使在短距离内也可能有相当大的变化。与此相似．砂岩油藏中内部岩层构造倾角的变化也能造成孔隙度和渗透率的变化，这些油藏水平相交可以提高产量。4．薄油层对于薄油层．通过在油层的上下边界之间钻个水平井段可以大大地增加井与油层的接触表面积。对于厚的油层则可以优先选择成本较低的直井完井方法，或者考虑应用多底井的可能性(见图1—5)。5．不规则地层平钻井已经成功地应用产开发不规则油藏。这种含油地层互不关联，孤立存在，地震测量也难以指定其准确位置．所以钻直井或常规定向井很难钻到这类油藏。然而短半径水平井可以从现有直井中接近油藏的位置进行造斜．并且可以避免可能的水锥和气锥问题。6．溶解采矿很多矿藏当今采用溶解采矿法进行开采，水平井可以提高这些矿藏开采的经济效益。7．边际构造、丛式井和加密井水平井可能适用于边际构造，为了在短期内增加总的开采量可以钻从式水平井组(见图1—6)。8．层状油层水平井采油获得的产量增量取决于油层垂直渗透率的值。在垂直与水平渗透率之比值较低的情况下，如水平纹理的油层，大斜度井的效率要远高于水平井的效率。如图1—7。9．重油产层在重油产层中、水平钻井技术具有提高产量的能力。横穿油藏的水平井既可以作为生产井也可以作为注水井。水平井具有如下的优点和应用：(1) 开发薄油藏油田，提高单井产量。水平井可较直井和常规定向井大大增加泄油面积，从而提高薄油层中的油产量，使薄油层具有开采价值。(2) 开发低渗透油藏，提高采收率。(3) 开发重油稠油油藏。水平井除扩大泄油面积外，如进行热采，还有利于热线的均匀推进。(4) 开发以垂直裂缝为主的油藏。水平井钻遇垂直裂缝的机遇较直井大得多。(5) 开发底水和气顶活跃的油藏。水平井可以减缓水锥、气锥的推进速度，延长油
苏里格气井水平井钻井液技术方案 苏里格气井水平井钻井液最关键的技术是井眼净化、大斜度井段“双石层”和水平段泥岩的垮塌、预防PDC 钻头的泥包、润滑性、产层保护等。 1 基本情况 直井段：保持了本区块直井、定向井钻井液方案。 斜井段: 继续采用强抑制无土相复合盐钻井液体系。 水平段：采用无土相酸溶暂堵钻井液体系。 2 技术难点 2.1 苏里格区块直井段安定底直罗组、延长底部纸纺组顶部易垮塌。 2.2 苏里格区块刘家沟组与石盒子组地层承压能力低，普遍存在渗透性漏失和压差性漏失。尤其是苏5区块漏 失最为频繁。 2.3“双石层”、煤层和水平段泥岩的垮塌，是导致水平井易发生复杂和故障的致命的因素。 2.4如何优化钻井液体系、性能、组分，通过钻头选型，水力参数优化，是预防PDC钻头泥包和提高斜井段机械钻速的关键。 2.5 如何通过改善泥饼质量，提高钻井液的润滑性是水平井钻井液防卡润滑的关键。 3 技术方案 3.1表层技术方案 3.1.1表层钻井液配方 表层及导管钻进严格按《苏里格气田表层钻井液技术》执行，打导管采用白土浆小循环，导管打完后固定、找正、坐实、水泥回填，侯凝2-3小时，开钻过程中监控导管情况。 若流砂层未封住（流沙层50米以上），采用白土浆钻井，0.1%CMC+5-6%白土，密度:1.03---1.05g/cm3，粘度:40-50s ；钻穿流沙层50-80米之后，采用低固相钻井液体系，密度:1.01---1.03g/cm3，粘度:31-35s。 若流砂层已完全封住，用清水聚合物钻井液体系，配方为0.2%CMP +0.2%ZNP-1。钻井液性能：密度:1.00---1.02g/cm3，粘度:31-32s。 3.1.2下表层表套前技术措施 打完表层后配白土浆（约40-50方）密度：1.03-1.05g/cm3，粘度：40-50s，采用地面小循环清扫井
超长水平井及丛式水平井钻井技术 1. 钻超长水平井的技术挑战 1）井眼清洁； 2）高摩阻扭矩，需要高抗扭抗拉和耐压钻杆； 3）大斜度长裸眼稳斜段，套管的安全顺利下入； 4）平台设备能力配套与常规井差别，常规超深井考虑钻机的动力和提升载荷能力，而超长水平井侧重考虑水力和顶驱输送扭矩能力； 5）井斜大，裸眼段长，井眼侵泡周期时间长，影响井壁稳定性； 6）普通井的经验很多不适合超长水平井，超长水平井一旦出现失误，惩罚比普通井严重； 7）储层埋藏深度不确定性和仪器精度误差对钻井轨迹调整影响； 8）钻杆伸缩性大，在接近完钻深度只能单根钻，对复杂情况处理活动空间小。 井眼清洁； 井眼清洁在超长水平井中是个很关键的因素，制约超长水平井延伸能力。斜井清洁跟直井区别很大，至少需要比直井很长的循环周时间，而且在程序方法处理上也大大不同，随着井斜的增加，井眼清洁难度加大，岩屑上返更加困难，需要循环时间更长。 一．影响井眼清洁因素： ⑴井眼大小⑻岩屑尺寸 ⑵钻杆尺寸⑼滑动定向比例 ⑶排量⑽钻井速度 ⑷转盘转速⑾井壁稳定性 ⑸泥浆流变性⑿岩屑分散性 ⑹井眼轨迹 ⑺泥浆环空流态 二．井眼清洁原理 井眼清洁有两种方式，一从井眼机械直接运除出来，二通过分散，岩屑溶解在泥浆，这对于大尺寸浅表层采用海水钻就利用这个原理，边钻边造浆，把分散的岩屑带至地面直接排海，间隔打高粘把有颗粒形状的岩屑返出，达到井眼清洁。 a)钻具的转速是井眼清洁的关键因素 在斜井中，井眼高边高速流体清砂作用象传送带，岩屑沉至井眼底边低速层，最终降至井眼底边形成岩屑床，中间岩屑运移长短的距离与井斜角度、排量、转速、流体的流变性及泥浆比重相关，岩屑运移传送带速度与排量相关。 钻具转速扮演在高角度井眼清砂关键因素，因为活动流体处于井眼高边，钻具和岩屑都倾向于井眼底边，通过钻具机械的搅动，将岩屑搅起至传送带上，且钻具的搅动，在钻具上会产生牵引力，部分岩屑也会伴随钻具转动螺旋上升，通过这两者的作用将岩屑带至地面，而钻具转速由井眼大小和单位进尺快慢决定，在12-1/4"、17-1/2"井段至少需要120RPM，8-1/2"井段需要70RPM以上，但高齿轮传送带仍需要钻具转速达到120RPM以上，钻具钻速越高，在钻具周围牵带岩屑越多，超过钻具接头的高度，另外使流体原自由流动高速通道变窄，产生紊流，进而搅动岩屑床，利于清砂，但这种高转速当时也许只将部分岩屑带出来，
浅谈水平井开采技术 浅谈水平井开采技术 摘要：在国内石油行业里，水平井技术应用日益广泛。自1996年以来，随着油田强化应用水平井的钻井数量增加，综合效益取得了提高。因为水平井的增加和发展，水平井的使用范围不断扩大，所以也遇到了一些新的问题和一些相关的配套技术，尤其是近年来，水平井技术在世界上发展迅速，我们需要借鉴水平井开发新技术和新方法，因此，本文进行了这项工作的研究。本文阐述了水平井发展现状，介绍了国内外水平井适应性筛选方法，侧重于介绍水平井的技术措施，包括水平井压裂、水平井酸化，水平井调堵技术，并介绍了水平井开发新技术和新方法。 关键词：水平井增产措施调堵提高采收率 一、国内外水平井技术发展概况 在水平井钻井技术发展上，中国是最早进行研究的国家之一。1960年代，在四川，打成了磨3井和巴24井两口水平井，但限于技术水平落后，未取得效益。我国石油工业在“八五”和“九五”期间进行了各种技术的研究与应用，并进行了不同类型的储层水平井试验和应用，取得了很多进步。几乎包括所有的储层类型，大多数的水平井与直井显示出极大的优越性，并取得了显著的规模经济效益。 水平井技术是在1928年提出的，1940年代，已成为一个非常有前途的油气田开发、提高采收率的重要技术。1980年代，在美国、加拿大、法国和其他国家的工业领域里广泛应用，从而形成一个研究与应用水平井技术的高潮。如今水平井钻井技术逐渐成熟，并在此基础上，发展了各种水平井技术。目前，水平井技术的发展在国外主要有以下两个特点： 1.应用欠平衡钻井技术，减少钻井液对油层的浸泡和损害，加快机械钻速，简化井下矛盾，使水平井、多底井、多分支井在较简化的完井技术下，就可以达到高产。 2.水平井技术由单个水平井向整体井组开发、多底井、多分支水
第一章定向井（水平井）钻井技术概述第一节定向井、水平井的基本概念 1．定向井丛式井发展简史 定向井钻井被（英）T ．A．英格利期定义为：“使井筒按特定方向偏斜，钻遇地下预定目标的一门科学和艺术。”我国学者则定义为，定向井是按照预先设计的井斜角、方位角和井眼轴线形状进行钻进的井。定向井相对与直井而言它具有井斜方位角度而直井是井斜角为零的井，虽然实际所钻的直井它都有一定斜度但它仍然是直井。 定向井首先是从美国发展起来的，在十九世纪后期，美国的旋转钻井代替了顿钻钻井。当时没有考虑控制井身轨迹的问题，认为钻出来的井必定是铅垂的，但通过后来的井筒测试发现，那些垂直井远非是垂直的。并由于井斜原因造成了侵犯别人租界而造成被起诉的案例。最早采用定向井钻井技术是在井下落物无法处理后的侧钻。早在1895年美国就使用了特殊的工具和技术达到了这一目的。有记录定向井实例是美国在二十世纪三十年代初在加利福尼亚享廷滩油田钻成的。 第一口救援井是1934年在东德克萨斯康罗油田钻成的。救援井是指定向井与失控井具有一定距离，在设计和实际钻进让救援井和失控井井眼相交，然后自救援井内注入重泥浆压死失控井。 目前最深的定向井由BP勘探公司钻成，井深达10，654米； 水平位移最大的定向井是BP勘探公司于己于1997年在英国北海的Rytch Farm 油田钻成的M11井，水平位移高达1，0114米。 垂深水平位移比最高的是Statoil 公司钻成的的33/9—C2达到了1:3.14； 丛式井口数最多，海上平台：96口；人工岛：170口； 我国定向井钻井技术发展情况 我国定向井钻井技术的发展可以分为三个阶段，50—60年代开始起步，首先在玉门和四川油田钻成定向井及水平井:玉门油田的C2—15井和磨三井，其中磨三井总井深1685米，垂直井深表遗憾350米，水平位移444.2米，最大井斜92°，水平段长160米；70年代扩大实验，推广定向井钻井技术；80年代通过进行集团化联合技术攻关，使得我国从定向井软件到定向井硬件都有了一个大的发展。 我国目前最深的水平井是胜利定向井公司完成的JF128井，井深达到7000米，垂深位移比最大的大位移井是胜利定向井公司完成的郭斜井，水平位移最大的大位移井是大港定向井公司完成的井，水平位移达到2666米，最大的丛式井组是胜利石油管理局的河50丛式井组，该丛式井组长384米，宽115米，该丛式井平台共有钻定向井42口。 2．定向井的分类 按定向井的用途分类可以分为以下几种类型： 普通定向井 多目标定向井 定向井丛式定向井 救援定向井 水平井 多分枝井（多底井）