气体钻井技术在苏里格气田应用分析1

30一、气田应用小井眼开窗侧钻水平井存在的问题（1）开窗时效差或开窗失败。

（2）环空间隙小，钻井速度慢，石千峰地层易漏失。

（3）钻具柔性强，滑动效率低，螺杆寿命短。

（4）井控风险高。

（5）压裂改造成本高。

二、小井眼套管开窗侧钻水平井技术对策1.提高开窗效率（1）优选开窗侧钻方式。

套管开窗侧钻的主要方式有两种，一种是段铣开窗，一种是采用斜向器开窗。

采用斜向器开窗不仅能保护原井眼，而且侧钻后窗口处井壁稳定性好，因此φ139.7mm 套管斜向器开窗优于段铣开窗。

斜向器开窗分为一体式斜向器和分体式两种。

一体式可以采用MWD测量，坐斜向器和开窗一次性完成，但是存在开泵提前坐封或者坐封失败的现象。

分体式主要是通过陀螺或有线测量，安置好工具面后再投球憋压坐封斜向器，起钻下开窗铣锥。

尽管分体式斜向器坐封成功率高，但是从施工工序来讲，分体式起下钻程序复杂，周期长，采用陀螺测量成本高，因此建议在开窗侧钻井段井斜大于4°，采用一体式斜向器开窗工具加无线随钻的开窗方式。

（2）优化斜向器坐封措施。

①下斜向器前，首先采用φ121.00mm通径规+φ104.80mm钻铤×1根+φ73.00mm 钻杆通井，通井要过窗口以下20m。

在开窗处反复上下活动钻具，充分循环，将井下杂物清洗干净，消除套管壁残余水泥对固定斜向器的影响。

对通井遇阻井段，采用胀管技术或用铣锥进行扩孔到要求尺寸，保证斜向器顺利下入和坐封；②检查斜向器卡瓦是否松动，一体式斜向器连接销钉是否上紧，导管是否畅通，连接到位；③检查定向接头，确保仪器坐键后，鞋口引鞋管槽的方向就是弯接头定向接头键的方向，斜向器的斜面方向与定向接头的键相对位置要量准，绘有草图；④送入钻具要用φ48mm 的通径规通内径；⑤下导斜器过程中要操作平稳，控制下钻速度，遇阻不超过30 kN，钻具不能转动，中途和坐封前不要循环钻井液；⑥ 陀螺测量要考虑陀螺的漂移量，坐键3次以上，测量数据大致相同，调整斜向器斜面至设计方位；⑦若憋压达不到设计压力，检查泵和管汇是否刺漏，判断投球是否到位。

2019年08月排除；三是油滴受到离心力作用的影响，进入到外旋流中，最后从旋流分离器的底部出口溢出[2]。

3实验研究虽然在针对轴流式旋流分离器进行研究的过程中数值模拟法是主要的分析手段，但是通过数值模拟法分析出来的结果与旋流分离器内部流体真实运动情况存在一定差异，因此还必须要通过相关的实验数据来进行验证。

由此可见，针对轴流式旋流分离器进行研究的过程中必须要建立在实验研究的基础上。

在实际中对轴流导叶式旋流分离器内部高速流程进行研究的过程中，多数情况下都会应用多普勒激光测速仪。

人们在利用多普勒测速仪针对都是气液旋流分离器内部气相时均流场进行研究的过程中发现，旋流分离器内部气相速度场主要是有内侧准强制涡以及外侧自由涡共同组成，而气相的照相速度主要是由上行流以及下行流工作，而两者之间的接触面为零轴方向的包络面上，靠近轴心位置会产生最大的轴向速度。

4结语（1）要不断加强轴流导叶式旋流分离器相关理论的研究，其中必须要针对旋流分离器内部旋流实际的流动机理、颗粒碰撞以及扩散机理进行深入研究，它能够为后续开展的数值模拟研究以及实验研究提供科学的理论依据。

（2）目前，在针对轴流导叶式旋流分离器内部流程进行研究的过程中，多数情况下都会应用数值模拟方法，但是由于多相流体本身具有非常复杂的物性，而且其内部颗粒的分布情况也非常复杂，利用数值模拟方法获取的结果通常情况下都会以实际情况产生一定偏差，因此针对轴流导叶式旋流分离器进行数值模拟研究的过程中，必须要同时开展实验研究，在此基础上建立起的数学模型才能够将旋流分离器内部流场具体情况进行真实反映。

要充分利用多孔探针以及激光多普勒仪等多种方法不断强化轴流导叶式旋流分离器内部颗粒运动轨迹以及内部流场具体细节的研究，并将旋流分离器溢流管内部产生的短路流以及内外旋流等不同复杂的流体运动情况作为研究重点，并采用有效的处理手段，这样才能够进一步提升流体运动状态分析的准确性。

参考文献：[1]宋健斐,魏耀东,时铭显.旋风分离器内强旋流CFD 计算速度的分析与修正[A].中国颗粒学会.中国颗粒学会2006年年会暨海峡两岸颗粒技术研讨会论文集[C].中国颗粒学会,2006:4.[2]赵磊.基于Fluent 的旋流分离器内气液两相流数值模拟[A].航空工业测控技术发展中心、中国航空学会测试技术专业委员会、《测控技术》杂志社.面向航空试验测试技术——2013年航空试验测试技术峰会暨学术交流会论文集[C].航空工业测控技术发展中心、中国航空学会测试技术专业委员会、《测控技术》杂志社,2013:5.苏里格气田水平井产气剖面测井技术及应用杨政海陈国伟陈真（中国石油长庆油田分公司第一采气厂，陕西西安710018）摘要：产气剖面找水测井作为一种动态监测手段，为气田动态分析和开发调整可提供第一手的资料，通过应用各种动态监测资料，动静结合，系统分析，能为气藏精细管理、精细开发提供更坚实的技术支持。

148苏里格气田地质结构复杂，单井产能较低，且中小型边际油气田多。

在天然气开发开采过程中，为了提高产能降低投入成本成为现在发展的主要目标。

进行水平井钻井施工在某种程度上是可以大幅提升单井产能的，水平井钻井技术具有高产、高能及高效的显著特点，可有效的对边际油气田采收率进行一定的提高。

1 苏里格气田地质情况苏里格气田气田上古生界含气层段山西组、下石盒子组，以曲流河、辫状河三角洲沉积，由东北向西南方向倾斜的单斜构造，发育多排小幅度鼻状隆起，砂体较厚，为多层薄段叠加，呈南北方向展布，主力产气层为盒8、山1、山2 。

苏里格气田气田下古奥陶系马家沟组主要发育白云岩气藏，构造上整体为西倾单斜，发育低幅度鼻状隆起，储层主要发育晶间孔及晶间溶孔，孔隙结构为小孔细喉，储层厚度大，气层发育，具有较强的储集能力和产气能力，但非均质性较强，开发难度大，主力产气为马五4~马五6。

2 水平井钻井技术水平井是指油层中井眼延伸至一段距离且井斜角达到85°以上的井，水平井的主要特点是井眼在油层中较长的延伸距离。

水平井的开发一般多用于裂缝性油气藏或者薄油气层的油气井。

水平井按照技术类型可以分为分支水平井、水平井、套管侧钻水平井等。

按照生产用途可分为生产水平井、横向勘探水平井及注入水平井等。

2.1 套管钻井技术套管钻井技术就是利用套管替代钻杆对钻头施加扭矩和钻压，从而在钻井过程中不再使用钻杆钻铤。

套管钻井技术是提高钻井安全施工的一种技术手段。

套管钻井技术的应用能够有效的减少井喷及卡钻事故的发生。

利用套管钻井技术可以使得下钻时间减少，采取钢丝绳起下钻使得时间缩短1/5，并且套管技术消除了起下钻钻杆带来的抽汲作用。

2.2 欠平衡钻井技术气体钻井、雾化钻井、充气钻井液钻井、常规钻井液钻井、泥浆帽钻井都可以称之为欠平衡钻井，欠平衡钻井是比较常规的钻井技术。

然而该项技术由于高昂的钻井液成本费用及完井测井等技术方面的不足存在一定的缺陷。

苏里格气田侧钻水平井钻井液技术应用苏里格气田侧钻水平井钻井液技术应用摘要：苏里格气田具有低压、低渗的特点，储量控制半径较小，老井产量下降快，采用老井套管开窗侧钻水平井是解决这些问题的有效手段。

本文针对老井开窗侧钻存在的主要技术难点，从井壁稳定、井眼净化、提高润滑性等方面入手，论述了优选钻井液配方、性能、优化工艺措施及参数的具体方法。

并以苏25-38-16C井实际应用情况为例，详细阐述了工艺过程及应用效果。

关键词：苏里格侧钻水平井钻井液摩阻一、前言套管开窗侧钻技术是集套管开窗技术、裸眼轨迹控制技术、小井眼钻井技术、完井技术、小间隙固井技术于一身的综合技术。

目前，国内大部分油田都把套管开窗侧钻技术作为解决探边井、套损井、停产井、报废井的再利用和挖掘剩余油气资源、提高采收率的一种有效手段加以推广应用。

苏里格气田是国内最大的整装气田，随着大范围勘探开发的进行，其布井密度也在逐年增加，井型以直井为主，其井身结构均为二开，即采用Φ311.1mm钻头（Φ244.5mm表层套管）+Φ215.9mm钻头（Φ139.7mm油层套管）的井身结构。

但由于苏里格气田的储层具有低压、低渗的特点，储量控制半径较小，因此在不到数年的时间内，老井产量下降严重是制约苏里格气田发展的一大难题[1]。

为解决该问题，中石油近年来在苏里格部署的井型逐渐转变为水平井，同时开展了侧钻水平井的先导性试验。

二、苏25-38-16C井概况苏25-38-16C为渤海钻探工程有限公司在苏里格实施的第一口侧钻水平井，在原苏25-38-16井的基础上开窗侧钻，老井套管结构为：Ф244.5 mm套管×488.91 m+Ф139.7 mm套管×3330.69 m，新井在原井139.7 mm气层套管2903 m位置使用118 mm钻头进行侧钻，完钻井深3741 m（垂深3173 m），侧钻井段长838 m。

本井目的层为盒8上2，选择在2903 m开窗侧钻，剖面类型为单圆弧，最大井斜角为90.25°，最大水平位移为718.97m。

72当前，油气资源紧缺，非常规油气资源作为一种新型的接替资源在油气储量和产量中占据的比重也是在日益提升。

作为一个成长中的大国，就经济发展而言，对石油和天然气资源的需求也在增长。

随着我国发现大量的石油和天然气，最重要的气田之一苏里格气田，在经济发展中发挥着重要作用。

但是，由于鄂尔多斯盆地的气藏表征的限制，导致苏里格气田的建设仍然存在很多问题，因此有必要不断提高开发技术水平，以更好地对该气田进行开发。

本文针对水平井开发技术进行研究，以促进对苏里格气田的有效开发。

由于苏里格气田水平井开发技术的突破，天然气行业水平井的数量从2010年的29个增加到现在的903个，水平井对天然气生产的贡献从2010年的5.2％上升到今天的36.3％。

由于水平井的生产源数量，使用寿命和低效率渗出源的数量逐年增加，水平井的管理逐渐变得更加困难。

降低水平井压力，防止地表结砂，有效地增加气井的连续性和稳定生产时间，保护气井，合理利用资源和降低管理成本非常重要。

水平井进入生产阶段后，需要采取技术来排除井筒积液，以确保生产阶段中气体的有效利用，以及提高采收率和科学高效开发。

一、苏里格气田地质表征概述苏里格气田在我国的鄂尔多斯地区，位于我国内蒙古和陕西省中间。

苏里格气田是典型的固体砂气储层，在实际测试后发现，其地地质具有“低渗透和低压”的特征。

该地区的湖泊复杂多样，具有很强的非均质性，活跃的带状堤坝，水平和垂直分布都被隔离，这使得对储层有效预测变得困难。

砂岩通常从北向南分布，并具有标准的通道布局和交叉点。

砂岩非常普遍，但气砂岩只是其中的一部分，它们仍散布在单根或细根，连续的纤维中。

管路连接不良会造成气井储存管理不善，生产效率低下，部分地区还可能出现气土关系。

统计数据表明，该地区约88.0％的砂体小于5m，14.9％在5-10m之间，仅2.0％大于10m。

表观气孔率为9.12％，基本孔率为0.681mD。

基本上，可以通过以下三点来解释天然气地质储层的特征。

苏里格气田开发技术探讨[摘要]苏里格气田是中国致密砂岩气田的典型代表，水平井开发、井网优化作为提高单井产量及采收率的重要手段已在苏里格气田得到推广应用。

本文分析了苏里格气田地质特征，阐述了苏里格气田开发新技术，并探讨了苏里格气田进一步的技术发展方向。

[关键词]苏里格水平井开发技术1苏里格气田地质特征1.1典型的致密砂岩气苏里格气田产层孔隙度主要分布在3%—12%，常压空气渗透率主要分布在0.01×103—1.00×103μm2，50%以上样品的常压空气渗透率小于0.1×103μm2；通过覆压渗透率测试评价地层条件下储集层基质的渗透率，发现85%以上样品覆压渗透率小于0.1×103μm2。

不同孔隙结构的致密砂岩，其地层条件下渗透率0.1×103μm2大致对应于常压空气渗透率0.5×103—1.0×103μm2，所以苏里格气田应归为致密砂岩气范畴。

1.2大面积岩性气藏、储量丰度低苏里格地区上古生界位于有利生烃中心，发育大面积展布的河流一三角洲沉积砂体，区域封盖保存条件良好，有利于大型岩性气藏的形成与富集。

根据目前的勘探开发情况分析，气田上古生界多层系含气，但丰度多为（0.8—1.5）×108m3/km2，储量丰度与同类型气田比较明显偏低属于典型的低丰度一特低丰度气田，开发难度较大。

1.3单井控制储量和产量低受储集层致密和强非均质性的影响，苏里格气田单井控制储量和单井产量低。

根据计算苏里格气田直井单井控制储量主要分布在1000×1041—3500×104m3，直井无阻流量主要分布在3×104—30×104m3/d。

1.4各区带之间存在明显差异苏里格气田范围广，不同区带之间成藏控制因素存在一定的差异，使得不同区带储层特征存在明显的不同。

根据目前勘探、开发认识，苏里格气田中区天然气较为富集，为最有利的开发区带；东区受成岩作用影响储层普遍致密，但多层系含气；西区烃源岩发育差，局部富水。

气体钻井技术研究与应用效果分析面对低压、低渗、低丰度、低产的“四低”油气田开发，需要采用欠平衡方式打开气层，最大限度的保护储层，同时采用气体钻井方式提高机械钻速，可有效缩短钻井周期。

本文介绍了储层敏感性伤害的室内评价、气体钻井的关键技术研究与应用，重点论述了气体欠平衡钻井的发展及应用前景。

标签：气体钻井;技术研究;应用效果分析1 气体钻井技术应用的前期准备工作面对低压、低渗、低丰度、低产的“四低”油气田开发，在工程技术应用上需要采用“非常规”方式，一是采用欠平衡方式打开气层，最大限度的保护储层;二是采用气体钻井方式提高机械钻速，缩短钻井周期。

胜利油田钻井工程技术公司开展了以天然气为循环介质打开储层的钻井技术研究与实践，取得了初步成果，进而又开展了提高机械钻速的气体钻井实践，通过研究与试验，验证了气体钻井是常规钻井机械钻速提高3-9倍，并初步形成了地层出水、稳定性评价、井眼净化技术以及天然气钻井HSE文件。

实施气体钻井技术要首先需要开展气体钻井地区进行储层敏感性伤害评价，主要对其酸敏、速敏、盐敏、水敏以及水锁进行评价，评价结果的特点是：（1）具有强水锁、中偏弱速敏、弱水敏、无酸敏特征。

（2）岩心实验证明：储层遇水后，使得气相渗透率急剧下降，当含水饱和度超过60%时，天然气的渗透率降到原来的1/6～1/8，甚至为0，且很难恢复。

2 气体欠平衡钻井技术应用研究2.1 井身结构的优化研究国外气体钻井实践表明，当地层出水量大、地层不稳定都会造成施工无法完成，究竟是那些地层出水、出水量多大，那些地层不稳定，井下是否安全这些都是实施天然气钻井需要考虑的问题。

当地层出水量小、井壁稳定或有轻微坍塌可以用加大注气量、雾化/泡沫钻井解决。

如果某段地层出水量大或井壁坍塌严重，解决的办法就是改变井身结构，共该井段用水泥封固。

因此，需要对地层进行综合评价分析，优化井身结构。

2.1.1 地层出水量和气体携水能力研究（1）地层出水量的计算：根据不同井深的孔隙度、渗透率、地层压力、密度以及地层流体的性质，计算出水量大小。

苏里格气田南部天然气井钻井液技术措施苏里格气田位于中国内蒙古自治区东北部，是中国最大的陆上天然气田之一、钻井液是一种在钻井过程中使用的特殊液体，它起到冷却、润滑、压裂和悬浮钻屑等作用。

由于苏里格气田南部地层复杂，存在高温高压、有毒有害气体等环境条件，所以钻井液的选择和使用要经过特殊技术措施，以确保钻井作业安全和有效。

首先，钻井液的挑选应考虑到地层性质和钻井目标。

南部地层属于古近系，岩性多样，有砂岩、泥岩、炭质岩等。

采用石油基钻井液更适合这种复杂地层，因为石油基钻井液比水基钻井液具有更好的稳定性和润滑性，能够减少地层破裂和井眼塌陷的风险。

其次，为应对高温环境，钻井液要具备耐高温特性。

在苏里格气田南部的钻井作业中，井底温度可能高达200℃，因此需要使用高温稳定的钻井液。

这种钻井液通常采用高温稳定剂和增稠剂来增加液体的稠度，并且添加耐高温的抑制剂和增黏剂来维持钻井液的性能。

除了高温，苏里格气田南部也存在有毒有害气体，比如硫化氢和二氧化碳。

这些气体对人体和设备都有致命的危害，所以钻井液还需要具备处理有毒有害气体的能力。

钻井液中可以加入吸附剂和气体抑制剂来吸附和中和有害气体，从而保护作业人员的安全。

此外，苏里格气田南部地层含有高渗透油层，因此需要使用低损失钻井液来避免对地层的破坏。

低损失钻井液具有更高的粘度和更好的胶粘性，能够尽量减少对地层的侵入，降低井壁稳定性的风险。

最后，在钻井液的循环系统中，还需要加入抗腐蚀剂和防封剂等化学品，以延长钻井液的使用寿命，并保护钻具和设备的完整性。

综上所述，苏里格气田南部的钻井液技术措施应该包括：选择适应地层性质和钻井目标的钻井液；加入耐高温特性剂和抑制剂，以应对高温和有害气体的挑战；使用低损失钻井液，避免对地层的破坏；加入抗腐蚀剂和防封剂，保护钻具和设备。

这些技术措施将有助于确保苏里格气田南部钻井作业的安全和效率。

钻井配套技术在苏里格气田的研究应用[摘要]目前，国内外钻井工艺技术发展较快，水平较高，但应用于苏里格地区的配套工艺技术还不成熟，研究适合苏里格地区的钻井配套工艺技术，可以提高生产时效，缩短钻井周期、降低成本支出，减少钻具损伤，减少井下复杂的发生。

着重进行钻井配套工艺技术和钻井液体系的研究，降低事故、复杂，缩短钻井周期，达到快速开发苏里格气田的目的。

[关键词]钻井配套技术苏里格中图分类号：te22文献标识码：a文章编号：1009-914x（2013）17-0040-01苏里格气田地处毛乌素沙漠腹地，地层老、研磨性强、可钻性差，钻井施工中钻头磨损、钻具损伤十分严重。

钻进过程中蹩、跳钻现象严重，容易发生钻具刺漏、钻具落井等事故。

为加快苏里格气田的勘探开发，必须找到适用于苏里格地区的配套钻井技术，提高钻速，加快生产环节衔接。

1 苏里格气田钻井技术难点1.1地层复杂通过现场调研苏里格气田表层为细砂，下部地层较为稳定。

盒8储层主要为灰白色粗粒、中粗粒石英砂岩，灰白色中粗粒岩屑、石英砂岩及浅灰色含泥中粗粒岩屑砂岩，砂岩颗粒呈次圆状—半棱角状。

砂岩石英含量较高，平均在85%左右。

进入山西组后地层研磨性较强，针对地层软硬交错且含砾石夹层，使得机械钻速低，钻头使用量较大，影响钻速。

1.2 易井斜安定、直罗井段防斜问题比较突出，该井段地层倾角大，控制不好很容易使井斜超标。

为控制井斜只好小钻压钻进，严重影响了钻井速度，甚至形成狗腿和键槽给施工造成困难。

1.3 井塌、卡钻苏里格地区发生井塌主要出现在安定直罗组交界处、石千峰等蒙脱石向伊利石转化地层，由于受力不均极易造成地层坍塌。

随着地层浸泡时间增长，不稳定页岩地层岩石不断剥蚀掉块，极易形成“大肚子”和“糖葫芦”井眼。

山西、太原组含煤层发育，可钻性好，循环时间长、钻进时间长易发生煤层垮塌。

1.5 井漏由于苏里格地区地层压力系数较低，一般在0.97左右，且地层砾岩、砂岩发育渗透性强，下部煤层和马家沟组灰岩裂缝，在钻进过程中极易发生漏失，严重影响钻井速度。

气体钻井技术研究与实践长庆石油勘探局苏里格气田探明储量达6000亿方，是我国西气东输的重要气源之一，勘探面积2万平方公里，但如何高效开发，面临着两大技术问题，一个是如何提高机械钻速，缩短钻井周期；第二个是打开储层后，如何最大限度的保护储层。

长庆石油勘探局从1999年开始进行以天然气为循环介质打开储层的钻井技术研究，通过对地层出水预测、地层稳定性、最佳注气参数等几方面的研究，取得了初步成果，并在陕242、苏35-18井和苏39-14-1井、苏39-14-4井进行了试验，试验数据表明：机械钻速大幅度提高，苏35-18井的钻速达到18m/h，是临井的9倍多，苏39-14-4井的天然气钻进井段为1092m，是迄今为止天然气钻进井段最长的。

通过研究与试验，初步形成了地层出水、稳定性评价、井眼净化技术以及天然气钻井HSE文件。

针对苏里格气田的储层特征，为了最大限度的保护储层不受外来水的污染，长庆石油勘探局于1999年提出以天然气作为循环介质打开储层，并分别于2000年、2002年在陕242井、苏35-18井上进行了试验；2003年以提高机械钻速、缩短钻井周期为目的，在苏39-14-1和苏39-14-4井进行了全井段天然气钻进试验，几项研究与试验均取得了明显的效果。

一、苏里格气田的储层特征分析1.储层特征苏里格气田的主力气藏是上石盒子组盒8，岩性主要是含砾砂岩、石英砂岩及岩屑砂岩，分布着微细裂缝，微裂缝的密度为0.2 0.3条/米；储层空隙中粘土矿物，含量在15%～30%左右，孔隙内自生的粘土矿物主要以伊利石、高岭石为主，少量的绿泥石混层；储层的束缚水饱和度为70%～90%。

2.苏里格气田属于典型的“四低”气田苏里格气田属于典型的“四低”气田：压力系数低，仅为0.85左右；平均渗透率低（0.3～2×10-3μm 2）；丰度低；产量低，截至2002年12月，75口井试气产量中，日产大于10万方的井占17.3%，日产4～10万方的井占36%，日产2～4万方的井占18.7%，日产小于2万方的井占28%。

南部天然气井钻井技术措施根据油田公司部署2002年预计在气田南部钻探探然气井口。

由于南部上部黄土层厚（90－150米）、完钻的井较深（3700---4200米）和钻穿的地层复杂等原因，钻井过程中极易出现表层黄土层、延长组和刘家沟组的漏失、直罗组、延长组和“双石”层的垮塌，因而，给钻井生产造成了极大的影响，为克服复杂，维护井壁稳定，提高钻井速度，我们根剧南部钻井和地层特性制定如下的技术措施：一、表层钻进防塌防漏技术措施：南部表层是一胶结疏散、欠压实、极易发生漏失的地层。

统计1999－2001年南部表层的漏失资料发现，其漏失井深大多在30－70米之间，表层一旦出现漏失，很难建立循环，因此，南部表层钻进中的防漏工作应根据黄土层的厚度采取下426mm 封固和以预防为主的技术措施：1、冲鼠洞及一开钻进必须配制预水化搬土浆，同时按要求加入堵漏剂，严禁用清水开钻；2、控制“四低一适当”既低密度（1.03---1.05）、低排量（15－20l/s）、低泵压（2----5Mpa）、低机械钻速（1单根/30---40分钟）和适当的泥浆粘度（40－50S）的性能和参数钻进，以确保钻进中泥浆密度稳定，达到稳定泥浆当量比重和液柱压力以预防压漏地层；3、接单根采取迟停泵，早开泵的办法，严禁猛提猛放和开泵过猛的违章操作；表层钻进中漏失往往发生在浅井段30---50米之内,因此要求前50米钻进中每根单根钻速控制在30min以上,以便形成泥饼和稳定泥浆密度,预防压漏地层;4、接好单根后,将单根放入转盘面,转动钻具破坏泥浆切力后,边上提钻具边缓慢开泵;钻头不得装喷嘴;严禁猛提猛放钻具,防止环空压力激动;5、发现漏失后立即停钻，采取相应的堵漏措施，严禁清水抢钻，以防使漏失程度扩大化，为以后堵漏增加困难；6、确定漏层深度，并采取稠浆静止堵漏和高浓度综合堵漏剂泥浆堵漏等措施；7、如果堵漏成功，钻进中仍维护上述性能和参数，当钻穿黄土层30－50米后可逐步提高排量泵压达到正常参数钻进；8、如果堵漏失败，而黄土层即将钻穿，可采取抢钻，抢钻时钻头装喷嘴,泵压控制在8----10Mpa,钻压0----5T,转速50---70rpm,黄土层段排量10---15l/s,测斜前可适当循环5min;抢钻过程中必须排专人观察井口及基础情况,有异常情况立即停钻,根据具体情况在做决定;黄土层钻穿后下入426mm导管封固黄土层，然后聚合物泥浆钻进表层；9、如果黄土层较厚，而确认漏失层位在上部50米之内，可采取下入426mm导管封固漏失层；10、候凝时间要足够，再开钻时仍配制白土+CMC泥浆，控制1.03---1.05g/cm3,40---45s,10－15ml,PH=9---10的性能钻进,如果钻进100---150米井段不漏可逐步将泥浆转为聚合物泥浆。

某油井空气钻井技术（学术论文）摘要：随着空气钻井技术的发展和设备的完善，我国陆相油气田特种钻探技术兴起了又一轮的空气钻井热。

利用空气钻井技术的来达到提高钻速、降低综合开发成本的目的，一直是长庆油田开发苏里格气田的主导思想。

本文就空气钻井技术作一简要介绍。

并结合苏6-11-8井空气钻井的现场施工情况及出现的问题作一分析和总结。

关键词：空气钻井苏里格气田地层出水携岩压力分析一、前言空气钻井技术是以纯空气作为钻井循环介质，经过空气钻井地面设备的压缩和增压后，进入井内，依靠高速气体的动能建立循环，携带岩屑、冷却钻头。

由于空气钻井的诸多优点和具备解决工程上特殊钻井问题的能力，近些年来，全国各大油田普遍关注和重视该项技术的研究和现场应用。

我院先后购置两套（共计175m3/min）空气钻井设备，并率先在80年代初进行该项技术的理论研究和现场试验，在国内的空气钻井领域具有一定的领先优势。

二、空气钻井工艺技术简述1、空气钻井的优、缺点空气钻井所使用的循环介质是空气。

空气的主要成分是氮气（78%）和氧气（21%），其相对平均分子量钻井工程上通常取29,其平均密度为0.0012g/cm3.空气钻井的优点：·空气自身密度低，能有效解决井漏，适用于低压、衰竭油气层的钻井；·对储层的伤害小，有利于发现和保护油气层，增加油气产量；·对非储层段地层能最大限度地提高机械钻速和单只钻头进尺，从而降低钻机作业时间，降低开发成本；·在缺水、钻井液费用昂贵的情况下，可以减少钻井液和水的费用；·与天然气、氮气、雾化和泡沫钻井技术相比，费用较低。

空气钻井的缺点：·钻含水地层会发生钻屑润湿、泥包，形成泥饼环，切断环空气流，导致卡钻。

·不适用含硫化氢、二氧化碳等酸性气体的地层，会发生氢脆现象而腐蚀钻具；·空气作为循环流体对井壁的支撑能力是最低的，对于以地应力为主要因素导致井壁不稳定的地层和含高压流体地层不能采用空气钻井。

2019年10月器的安装过程中，还需要着重考虑补偿器的间距问题，以保证整个热力管道的稳固性。

（10）伴热、疏水管道的布置：伴热管道采用集中供汽、供水，集中疏水、回水的布置方式，便于操作和维护。

供汽和疏水、给水和回水应靠近管架附近，并利用管架立柱支撑。

供汽、给水及回水管道应保温，疏水器前部分管道是否保温应满足所选用疏水器的要求；伴热蒸汽应从主蒸汽管顶部引出；伴热凝结水返回凝结水总管时，宜顺介质流向45°斜接在凝结水回收总管的顶部；伴热管宜用金属扎带或镀锌铁丝捆扎在被伴热管上，捆扎间距为1～1.5m ，有垫层的伴热管应在垫层处捆扎；不锈钢管道应采用不锈钢丝或扎带；当伴热管材料与被伴热管材料有接触腐蚀时，在接触处应加隔离块；伴热管不得直接焊在被伴热管上。

（11）管道静电接地:管道静电接地按照SH3097的有关规定进行;输送油品、可燃气体的管道，在进出单元处、分支处以及直线段每隔200～300m 处，都应进行静电接地；管道静电接地，应全厂统一考虑，均衡布置。

2全厂工艺及热力管网的施工注意事项全厂工艺及热力管网管道施工中需要注意以下几个问题：（1）规范管道的质量管理体系：想要保证整个热力管道的稳固性，施工人员在进行施工时，需要严格按照管网设计人员的图纸进行精确施工。

除此之外还需要要求施工程序的规范性,这样的管道施工才能保证整个石化企业生产的正常运行，为了保证整个管道工程的施工质量，项目负责单位还需要对整个施工现场进行严格的管理和控制。

（2）对施工材料的控制：材料的质量影响任何工程质量的关键点，在热力管道设计和施工中也不例外。

施工单位在进行施工时需要对材料的质量进行严格的控制。

因此,企业的材料采购单位，应该按照质量要求进行选择控制。

减少材料质量对管道影响的可能性。

（3）热力管网投用的前序工作：为了保证整个管道的顺利运行，施工安装人员在施工时，需要做好一些前序处理工作，比如说施工环境和管道的清洁处理工作。

环球市场/工程管理-236-苏里格气田水平井PDC 钻头优选与应用高金仓渤海钻探工程有限公司第一钻井公司摘要：苏里格气田地理位置位于内蒙古鄂尔多斯市境内的苏里格庙地区，构造上处于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部中带苏里格气田中北部。

苏里格气田气藏一般的埋藏深度为3200-3350米，开发井平均完钻井深3450米。

针对苏里格气田天然气储层呈现出典型的“低孔、低渗、低压、低产”等特征，长城钻探率先实施水平井整体开发，水平井技术可以有效的提高单井产量与开发效果；随着苏里格气田苏53区块天然气水平井的大规模开发，对PDC 钻头优选并应用成为提高天然气水平井机械钻速、井眼稳定性和缩短钻井周期的关键技术。

关键词：苏里格气田；水平井；PDC 钻头；应用1影响水平井PDC 钻头使用效果的原因分析1.1不同的钻进方式对水平井PDC 钻头的影响当PDC 钻头开始钻进时，产生一种使井里钻柱发生扭曲抗扭矩。

井里钻柱实际上是很长的扭转缆索，因此，在PDC 钻头的反扭矩的作用下会引起定向工具面方位的变化，使得工具面极不稳定。

如果PDC 钻头的反扭矩超过螺杆马达的转矩上限，螺杆马达将会减速直至停止工作。

此时，PDC 钻头将会离开井底，工具面的变化极其敏感，整个过程必须重复进行定向。

1.2切削齿工作角度对水平井钻头使用效果的影响在水平井钻井过程中，切削齿与岩石作用存在接触压力，通过减少PDC 钻头吃入量来增强工具面控制。

为了加快造斜速度，增加切削齿的侵入性，一般是减少切削齿的保径长度，用以提高这种侧向切削的能力。

但是，导向涡轮大量的前期经验证明了，长保径的钻头，则至少能以8度/100英尺的造斜率进行造斜，于是为了解决这种矛盾的存在，必须进行细致研究保径长度、侧切削侵入性及钻头的导向性能之间的匹配关系。

2苏里格气田水平井PDC 钻头设计2.1造斜段钻头设计依据1)采用较平坦的钻头冠部轮廓，钻头冠部轮廓锥度愈大，钻头旋转中心越容易发生横向偏移。

苏里格气田定向井钻井技术探讨作者：王建博王鹏兰正升来源：《价值工程》2011年第27期The Drilling Technology of Directional Well in Sulige Gas FieldWang Jianbo；Wang Peng； Lan Zhengsheng（Changqing Drilling General Company of Petro China Chuanqing Drilling Engineering Company，Xi'an 710000，China）摘要：苏里格气田地质结构较为复杂，钻采开发以定向井和水平井为主，本文主要是针对定向井施工的工艺技术进行分析探讨，探讨了制约技术提速的瓶颈所在，分析了在不同地层、井深选用不同的钻头及钻具结构及井眼轨迹对提高钻井速度的影响，形成了一套成熟的钻井思路及配套技术；同时也探索了定向井新的提速思路，为下一步持续提速明确了主攻方向。

Abstract: Geological structure is more complex in the Sulige Gas Field, Directional and horizontal well is the main drilling and development. The paper analyzed and discussed the process technology of operating directional well, discussed the bottleneck restricting the speed, analyzedthe affect ofdifferent bit, drilling tool structure and the train of well in the different formation well depth, obtained a set of mature drilling ideas and supporting technologies; also explored the new idea of improving speed in directional well, defined the main direction improving speed in the next directional drilling.关键词：苏里格气田定向井钻井技术Key words: the sulige gas field；directional well；drilling Technology中图分类号：TE2 文献标识码：A文章编号：1006-4311（2011）２7-0048-021影响钻井速度的技术因素①表层流砂层在20-200米不等，而且存在夹层，施工过程中，处理不当易造成流砂层垮塌。

苏里格气田单井排水增产新模式
苏里格气田位于中国新疆维吾尔自治区，是中国最大的天然气田之一。

为了提高气田的产量，提高天然气资源的综合利用率，目前正在尝试一种新的单井排水增产模式。

传统的天然气开采中，气井通过钻井设备从井下将水排出，以保证气井的正常生产。

随着矿藏的开采，地下水位下降，导致传统的排水模式越来越难以保证气井的正常生产。

为了解决这个问题，针对苏里格气田的特点和水气混采的实际情况，研究人员提出了一种新的单井排水增产模式。

该模式首先利用地面电磁技术进行油气储层的勘探，获取油气储层的地质构造和地下水分布情况，为后续的工作提供了依据。

然后，通过在气井周围安装水平和垂直的排水管道，将井下的地下水引导到地面收集站或者加注站。

为了防止污染地下水资源，还安装了水井补给井和排水井。

在实际操作中，研究人员根据苏里格气田地质条件、井筒结构等因素，采取了一系列措施来优化单井排水增产模式。

通过排水管道的合理布置，使得地下水能够顺利流入收集站或者加注站。

还通过调整井筒的密封性以及合理设置水井补给井和排水井，保证了水的循环利用和环保性。

苏里格气田的单井排水增产新模式是在研究人员长期的实践和研究基础上提出的一种针对苏里格气田特点的解决方案。

通过这种模式，苏里格气田的产量得到了提高，天然气资源的综合利用率得到了提高。

这种模式的成功应用不仅为苏里格气田提供了可行的解决方案，也为其他类似气田的开采提供了借鉴。

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。

苏里格气田苏6—15—7H井裸眼完井技术与应用苏里格气田苏6—15—7H井裸眼完井技术与应用摘要：苏6-15-7H井是苏里格气田一口需要改造的水平井。

从水平井的设计，井身结构、钻具组合、PDC钻头、钻井液技术、摩阻扭矩控制技术、油气层保护技术和打捞技术等进行研究，完善了水平井钻井，钻井完井液、钻井完井管柱下入、打捞和完井技术。

为实现致密气藏水平井开发，提高水平井钻井完井技术，储层增产改造效果都具有重要的指导意义。

关键词：苏里格气田水平井轨迹控制钻井液钻井完井打捞技术磨铣一、概述苏6-15-7H井位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的苏里格气田[1]。

该井的钻探目的是提高单井控制储量，合理开发低孔、低渗、非均质致密气藏。

在施工中应用水平井钻井、钻井完井液、打捞和钻井完井技术，保证了水平井投产。

本井完钻井深4773米，水平段长1095米。

进行了钻井、井眼准备、下完井管柱、悬挂器提前座挂、磨铣、打捞、再次下完井管柱等钻完井施工。

二、钻井施工1.水平井钻井技术1.1一开（0-745米）钻具结构：φ346mmPDC+630*630+203mm钻铤+φ203mm无磁钻铤+631*410+φ177.8mm钻铤+φ127mm加重钻杆*30根+φ127mmDP……采用低固相聚合物钻井液体系，大井眼井壁稳定，携岩干净，确保表套下入顺利。

1.2二开直井段（745-2880米）钻具结构：φ241.3mmPDC（P5263S）+φ197mm螺杆（0.75°）+631*630（回压）+631*630（定向接头）+φ203mm无磁钻铤+φ203mm 钻铤+631*410+238mm扶正器+φ177.8mm钻铤+φ127mmDP 采用强抑制、低固相聚合物钻井液体系，以抑制性、防塌性和絮凝性等性能，提高井壁稳定、携岩清除岩屑和高钻速。

有好的造斜条件。

1.3二开斜井段（2880-3678米）钻具结构：φ215.9mmPDC+φ172mm螺杆（1.25°）+431*410+411*410+411*4A10+φ158.8mm无磁钻铤+φ212mm扶正器+411*4A10+φ158.8mm钻铤+4A11*410+φ127mm加重DP+φ127mmDP 采用低固相、聚磺钻井液体系，以防钻头泥包、泥岩坍塌和低压层井漏，好的润滑性，携岩性，井壁稳定性，保证井眼轨迹控制等。