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123在渤海油田滚动式勘探开发的背景下，套管开窗侧钻技术在低效井调整再利用、事故处理和多目标系统勘探等方面逐步得到了的应用，实现了低效井复活、提高采收率、降本增效、实现多目标勘探的目的。
套管开窗的方法主要有两种，即斜向器开窗法和铣套管开窗法。
斜向器开窗工具费用高，但开窗作业时间相对锻铣套管短，因此针对海上钻井作业日费高的情况，使用斜向器开窗侧钻方法可以降低综合作业成本。
两种开窗方式在工艺方面存在一定差异，但技术原理基本相同。
以下分别介绍斜向器开窗的作业准备及技术要求，然后通过海上钻井具体实例介绍套管开窗的原理、专用工具及其现场应用。
1 侧钻窗口位置的设计和优化侧钻窗口位置的选择要综合考量原井套管的完好情况、地层岩性、油水层纵向分布状况、地质设计、开窗方式、工具造斜能力等因素。
侧钻位置的选择宜以利用稳定性好且较长的老井眼、节约钻井成本、缩短钻井周期、保证钻井施工安全、延长油井的有效寿命、提高油井产量为总原则。
具体实施可以归纳为以下几点：（1）选择侧钻的位置尽可能深。
侧钻位置以上的套管必须完好，无破裂、变形、漏失等，窗口应选择在固井质量较好、井斜较小的井段，同时避开套管接箍2~3m。
（2）如若采用锻铣的方式进行开窗，要保证侧钻位置及以下至少20m之内地层稳定、可钻性好，这样既便于造台肩和钻出新井眼，同时又不易回到老井眼。
（3）侧钻位置应尽量选择在砂岩或非膨胀泥岩地层，尽量避开膨胀页岩和岩盐井段、避开老井的水淹区；尽可能避开射孔井段，以保证开窗和钻进施工安全。
（4）对于出砂严重、窜漏和射孔后套管破裂而需要开窗侧钻的油井，在开窗窗口位置选定时，要综合考量侧钻效果。
开窗位置通常选在距射孔井段30m以上。
参考井史与测井资料，窗口位置应满足方位、造斜点、井眼曲率、水平位移等综合参数的要求。
2 开窗前资料校核及技术要求2.1 开窗前资料校核核实并明晰原井眼套管数据。
核实套管的尺寸、重量和材质，选择合适的斜向器磨铣工具。
渤海油田钻井提效新技术及其应用实践邓建明;刘小刚;马英文;崔治军;叶周明【摘要】渤海油田部分油田已进入综合调整开发期,钻完井工程面临地质油藏条件复杂、环保和安全形势日益严峻、油气开发成本高等难题.通过创新发展优快钻完井技术体系,形成了渤海油田钻井提效新技术体系,包括加密井网表层防碰技术、膨润土深钻技术、硬地层钻头综合优选技术、中深部地层钻具组合优化技术等.这一系列钻井提效新技术已在歧口18-1、垦利3-2及秦皇岛32-6等油田取得成功应用,较一次优快钻井作业效率提高40.54％,具有广阔的推广和应用价值.【期刊名称】《中国海上油气》【年(卷),期】2016(028)003【总页数】5页(P106-110)【关键词】渤海油田;钻井提效新技术;加密井网表层防碰;膨润土深钻;硬地层钻头综合优选;中深部地层钻具组合优化;作业效率【作者】邓建明;刘小刚;马英文;崔治军;叶周明【作者单位】中海石油(中国)有限公司天津分公司天津300452;中海石油(中国)有限公司天津分公司天津300452;中海石油(中国)有限公司天津分公司天津300452;中海石油(中国)有限公司天津分公司天津300452;中海石油(中国)有限公司天津分公司天津300452【正文语种】中文【中图分类】TE24220世纪90年代中期，原油市场低迷，而渤海地区大部分已探明油气田属于边际油气田，高效低成本钻井成为开发渤海边际油气田的必由之路。
通过学习和创新，创立了适合渤海油田的优快钻井技术体系。
优快钻井技术是通过集成先进、适用技术，创新作业流程和结合应用现代管理模式而形成的一项系统优化配套技术，体现了实现油气田开发效益最大化的理念[1]，在渤海油田发展中起到了举足轻重的作用，已成为中国海油的一种“优快”精神。
目前渤海油田已进入大开发阶段，面临着2个方面的难题：一方面，预开发的油田中储量大、油品好的大型优质油田越来越少，综合调整项目、稠油油田、三低油田等开发效益差油田比例较大；另一方面，社会公众环保意识逐步提升，提升发展的质量和效益已经成为社会期待的发展模式。
渤海低渗油气田开发钻完井技术研究摘要：我国渤海油田石油储量巨大，经过数十年的勘探开发，未来产量增长重点逐步聚焦在低渗油气田，其具有开采难度大、投入成本高的特点。
单井产能需达到一定程度才可有效保证经济效益，这对钻完井技术提出了较高的要求。
关键词：渤海；低渗油气田；开发1 渤海低渗油气田开发生产特征及存在问题1.1 层间干扰我国渤海低渗油气田的物性差、油层薄，并且多为砂泥岩互层。
例如渤海某油气田中储层多达15个小层，储层厚度为0.8～4.4 m，平均单层厚度为2.0 m。
另外，海上油井少，为了能够有效确保油井的产能，一般情况下会对多个油层进行射开进行共同开采，由于储层间物性差异较大，层间干扰严重，会严重影响到小层产能的发挥，导致油气井的产量有所降低。
1.2 井网不完善海上油田的井网多为不规则井网，井网不完善、井距大，低渗透油气储层的连通性较差，渗流阻力大很难建立有效的驱动体系。
在实际开采过程中，注水井的能量无法得到有效扩散，导致注水井的压力增加，同时会面临注不进、采不出的困难。
1.3 底层压力和产量下降块目前渤海低渗透油气田主要是依靠天然能量衰竭或者是后期注水的方式进行开采，由于储层中岩性复杂，单砂体规模小，储层内的连通差，导致地层中的压力会呈现出下降趋势，油气田产量急剧递减。
目前我国渤海油气田每采出1%的地质储量，地层内的压力下降为2～3 MPa产油量逐年递减，高达25%～45%，并且油气田的采出程度较低。
2 渤海低渗油气田开发钻完井技术渤海低渗油气田开发难点归根结底是经济性和技术制约的问题，当前作业思路主要有两个，即钻完井提速降本技术和增产与储层改造技术。
2.1 钻完井提速降本技术钻井速度提升的主要技术包括优快钻井技术，压力控制钻井技术等，结合海上低渗透油田中储存的实际情况，选择合适的钻井技术，能够有效减少成本的支出，从而有效提高海上油田的经济效益。
钻完井提速技术的有效应用能够有效增强我国渤海钻完井作业效率，大幅度节约开发成本，提高低渗油气田开发经济性。
·144·渤海油田勘探作业一直有高成本，高回报的特点。
大满贯测井方式在渤海油田生产井及调整井测井作业中一直是主要的测井方式，技术较成熟。
由于探井对测井数据质量要求高，所以大满贯测井方式未能应用到探井中。
在降本增效的压力下，项目组总结了大满贯测井方式的优势与劣势，并制定了使用大满贯测井方式的原则，成功的把大满贯测井方式应用到了探井测井作业中。
1 大满贯测井1.1 大满贯测井的含义大满贯测井是对一种组合测井作业方式的一个约定俗成的叫法，其含义就是一次入井能把所有常规测井资料全部录取到，包括声波、电阻率，放射性资料。
这种高效的组合测井方法，一趟测井就可以把描述地层岩性、物性、含油性等参数获取到，像是运动员赢得了所有赛事的冠军，因此称之为大满贯测井。
1.2 大满贯测井方式的使用概况随着中国海洋石油测井公司引进阿特拉斯测井公司的CLS-3700数控测井系统，大满贯测井方式就应用到了渤海油田。
地面系统经过时代推陈出新不断发展，而大满贯测井方式依旧是快速测井方式的最佳方式。
渤海油田把大满贯组合测井作业方式看作是海洋石油快速钻井工程的核心技术之一，在开发井及调整井测井作业中发挥着巨大的作用。
但是，2015年前在渤海油田的勘探中，大满贯测井方式始终是未能应用到探井的测井作业中。
究其原因是大满贯组合测井方式中包含自然伽马、自然电位、井径、电阻率、微侧向（或者微球电阻率）、声波、补偿中子、补偿密度等项目，其中自然伽马、井径、电阻率、声波等项目技术上要求居中测量的，补偿中子是要求偏心测量的，微侧向（或者微球电阻率）、补偿密度等项目是极板式测量[1]。
2 大满贯测井的优势与劣势渤海油田在探井测井作业中通常分两趟作业来录取常规测井资料，第一趟称为电阻率声波系列，包括自然伽马、自然电位、井径、声波时差等曲线；第二趟称为放射性系列，包括自然伽马、补偿中子、补偿密度等曲线。
而大满贯测井一趟作业就把常规测井资料录取到了，测井占用井口的时间减少一半，大大的减少了海洋钻探的成本，仅凭这一巨大经济效益优势，大满贯测井方式就有推广的价值。
JMSR页岩油水平井优快钻井关键技术摘要:JMSP油田页岩油钻进过程中面临井眼轨迹控制难度大、易发井漏、井壁稳定性差、造斜至水平段存在托压、摩阻扭矩大等技术难题，影响了页岩油的勘探开发效益。
为提高长水平段钻井技术水平，首先对不同的技术难题进行原因分析，针对问题并结合现场实际情况提出了优化井深结构、旋转导向控制井眼轨迹、设计激进式水力参数、优化泥浆性能、优选钻井提速工具等技术措施，提高了钻进效率，形成了JMSP页岩油长水平段优快钻井技术，并在10口页岩油水平井进行了现场应用，水平段平均机械钻速提高17%，创造了JMSP油田多项记录。
研究与应用表明，JMSP页岩油长水平段优快钻井技术提高了钻井效率，也为国内页岩油长水平段高效钻进提供了借鉴和指导。
关键词：页岩油；水平井；长水平段；钻井；油基钻井液；JMSP凹陷概述JMSP油田位于ZGR盆地东部JMSP凹陷，属于典型的页岩油油藏，自上而下依次为第四系，新近系，古近系，白垩系吐谷鲁组，侏罗系齐古组、头屯河组、西山窑组、三工河组、八道湾组，三叠系克拉玛依组、烧房沟组、韭菜园组，二叠系梧桐沟组、芦草沟组等层位。
主要储层为二叠系芦草沟组，已落实共控储量超xx亿吨，已成为国内首个规模化开发的陆源碎屑沉积页岩油藏，已获批建立国家页岩油勘探开发示范区，旨在示范中国陆相页岩油资源的规模效益建产[1-3]。
JMSP页岩油是实现XJ油田持续上产规划目标的重点领域，按照十三五规划要求，XJ油田原油产量至2025年达到XXXX万吨。
其中JMSP页岩油产量达到XXX万吨以上，将有力支撑规划目标的实现[4-8]。
该区域在钻井过程中，存在井漏、井壁失稳、定向托压等难题，制约了钻井效率。
为此，优化了井深结构、井眼轨迹控制、钻井参数，优选了钻井设备和提速工具，制定了一系列技术措施，形成了JMSP页岩油水平井优快钻井关键技术，并进行了现场试验且效果良好，值得在该区域推广应用。
1、长水平段技术难点分析JMSP页岩油水平井垂深3500~3800m，水平井井深超过5500m、水平段长超过1500m、裸眼段长超过3000m，平均钻井周期77.85d，建井周期88.83d，平均机械钻速9.26m/h。
优快钻井技术在渤南深探井中的应用
摘要：渤南地区深井深部地质构造复杂，地层岩性可钻性差，研磨性强，机械钻速慢，井下复杂情况和事故多，钻井周期长，钻井成本高，已经严重制约当前的勘探和开发工作。
如何有效提高深井钻井速度显得尤为重要。
近年来，我们在开发深井高效能钻头的工作上做了大量工作，取得了一些成果。
但也存在一些问题，主要还是由于我们防斜问题没有很好解决，致使钻井参数放不开、机械钻速低，由于我们装备、管线的压力等级的影响，还无法做到25兆帕以上的喷射钻井。
关键词：优快钻井渤南深探井钻井技术应用
我们通过近几年实钻井资料分析，渤南地区深部地层钻井速度慢的原因主要是沙三以下地层机械钻速太慢，平均机械钻速只有1.5米/小时左右。
而且深层岩性交替变化大，坍塌掉块严重，井径变化大，易导致井下复杂，影响固井质量等。
因此，针对此地层的特点，开展提高渤南地区深层钻井速度技术研究，对缩短钻井周期具有极其重要意义。
一、主要研究推广内容
1.地层岩性分析，高效能钻头的选型、研发与应用
1.1 渤南地区地层岩性的分析
渤南油田构造主要为济阳坳陷的沾化凹陷，是在始新世时期来自南面陈家庄凸起的多期洪积扇和水下冲积扇而形成的纵向上相互叠置的大型砂砾岩体，砂砾岩扇体向南超复于古生界不整合之上，向北伸入渤南洼陷。
同时本区新生界古近系地层被数条北西向延伸的盆倾断层切割，形成断阶带，使断层上升盘沙四下砂体与下降盘沙三段烃源岩对接，有利于油气运移和聚集。
济阳坳陷复杂的地质环境给钻井工作带来了一系列的困难，包括上部地层成岩性差易造成坍塌卡钻；沙三下部、沙四段地层岩石强度高、研磨性强、可钻性差；复杂多压力系统，东营组下地层侵角大，易井斜，严重制约该地区深井中深井钻井速度。
1.2高效PDC钻头的选型、研发
2008-2011年，结合渤南地区深部地层钻井的实际情况，与中国石油大学和钻井工艺研究院共同合作，根据河口采油厂地质所提供的处理得测井资料，得出了岩石强度、研磨性、可钻性数据，指导PDC钻头的选型和研发。
1.2.1Φ311.1mm PDCP5363S-311钻头（钻井院生产）研发
二开大井眼，井深2176m以上，属于明化镇及馆陶组地层，地质较软，且馆陶组底部为厚层状底砾岩，以HAT127三牙轮钢齿钻头较合适；井深2176～
3306m，属于东营组及沙三上地层，岩性为泥岩、钙质泥岩、油泥岩、粉砂岩及含砾砂岩夹白云岩、生物灰岩，岩石强度在13.8～27.6 MPa，宜选用机械钻速性高钻井院P5363S型钻头，既可获得较高的机械钻速，又可兼顾穿生物灰岩和砾石夹层的要求，可获得相对较高的机械钻速和单只钻头进尺。
1.2.2Φ311.1mm PDC钻头HT2567（莱州原野生产）的研发
二开大井眼沙三上，井深3376～4580m，岩性为深灰色泥岩、钙质泥岩与棕褐色油页岩。
岩石强度27.6～32.3MPa，可钻性强，硬度和研磨性变差，低于沙二段地层，设计了Φ311.1mm HT2567钻头。
1.2.3高效PDC钻头Φ215.9mm PQ5263S（钻井院生产）应用
三开，地层为沙三下至沙四下，岩性以深灰色泥岩、灰褐色油泥岩、油页岩为主夹砂岩转变为以灰色泥岩、灰质泥岩与浅灰色泥膏岩、泥质砂岩呈不等厚互层，使用进口钻头，成本过高；国产钻头PQ5263S成本是美国瑞德SKF516M的30%，但是同样在此段地层机械钻速相差0.03m/h，单只钻头进尺相差31m，缺点为沙四下砾石层超过30m，钻头复合片磨损大，导致钻头损坏，机械钻速低。
1.2.4高效PDC钻头Φ215.9mmM5365L（海胜生产）
该钻头具有独特的冠部形状、切削结构、扭矩控制部分和保径形状，在直螺杆马达组合应用中，能够提高钻井性能；同时复合片研磨性好，适合沙四下地层，成为4口探井沙四下地层，进尺最多，机械钻速最高。
在综合分析地质岩性、钻头使用情况、地层强度和可钻性等资料的基础上，使用的四种钻头，在渤南地区深部地层的钻井应用过程中取得了良好的效果。
目前已下井使用四种钻头中的各1只，平均钻头进尺和机械钻速均为大幅度的提高，4口探井沙三段以下平均机械钻速3.11m/h较渤南地区深部地层一直以来的1.5 m/h的平均机械钻速提高了107.3%。
其中，M5365L钻头在义186井等3口井中试验应用，平均钻速4.05m/h，所钻地层均为沙三段至沙四段，机械钻速在深部地层最高纪录。
3.复合钻井技术应用研究
复合钻井技术主要采用“高效PDC钻头+等壁厚螺杆”钻具组合，利用无线随钻进行轨迹跟踪监测，实现了滑动导向与旋转钻进相结合。
在钻进过程中，依据单、多点数据预算井眼轨迹，一旦发现实钻井眼轨迹数据偏离设计值时，随时采取相应的钻进措施，确保井身质量符合设计要求。
3.1复合钻进的参数优选
复合钻进时的钻井参数很大程度上受导向螺杆特性的制约。
φ311mm井眼钻压一般为60-120kN，φ215.9mm井眼为40-80kN，以螺杆钻具不产生瞬时制动为
原则。
钻头转速是螺杆转速与转盘转速之和。
螺杆转速与排量成正比，排量的大小以满足井眼携砂和延长马达寿命为前提，φ311mm井眼排量为35-50L/s，φ215.9mm井眼为25-32L/s。
为井下安全考虑，转盘转速控制在40r/min，若是使用电动钻机，转盘转速可以进行无级调节，复合钻进时有随时改变转速的优越条件。
3.2 合钻井技术在渤南地区的应用
在渤南地区，复合钻井技术都有不同程度的应用。
义186、义178井2口井应用复合钻井技术，平均机械钻速10.30m/h，与前几年同样井深的探井相比，全井机械钻速提高了2.7m/h，综合经济效益显著。
二、成果及创新点
1.取得的成果
2012年01月-2012年12月与2009-2011年渤南地区大于3500米同类型井比较，机械钻速提高了43%，平均建井周期缩短了12天，该技术推广应用后深部地层的钻井速度明显提高，事故与复杂损失同比下降70%。
2.创新点
设计出四种钻头，在渤南地区深部地层的钻井应用过程中取得了良好的效果。
三、结论
一年来，通过对上述五项技术的研究与应用，取得了明显的经济效果，创造了可观的效益，已初步形成了胜利油田渤南地区的配套钻井技术。
参考文献
[1] 高自力，刘德平，郑述全，古光，李荣.钟摆钻具带液力推力器组合提高大倾角地层钻井速度试验.天然气工业，2006，26（3）：53～55.
[2] 苏义脑，窦修荣.钻压推加器及其应用.石油钻采工艺，2005，27（3）：79～81.
[3] 季细星译，杜德林校.应用井下钻压推加器改善钻井性能.国外石油机械，1998，9（1）：8～14.。
