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吸取井喷案例教训提高井控能力井喷是指地下水、石油或天然气等储层岩石突然大量流出并冲出井口的现象。
井喷一旦发生，不仅造成巨大的经济损失，还可能造成人员伤亡和环境污染。
为了提高井控能力，必须吸取井喷案例的教训，并采取相应的技术和管理措施。
以下是一些经典的井喷案例，以及我们可以从中学到的教训。
1. 墨西哥湾Deepwater Horizon井喷事故2024年，墨西哥湾Deepwater Horizon石油钻井平台发生了一起严重的井喷事故。
这起事故导致了巨大的经济损失和环境污染，长期影响了墨西哥湾的生态系统。
这次事故的教训之一是，必须加强井喷风险评估和防范措施。
在井施工前，应对储层进行详细地质勘察，并采取合适的井控措施，以降低井喷风险。
2.美国夏威夷莫洛卡107号井喷事故2004年，美国夏威夷莫洛卡岛附近的海底石油钻井平台107号发生了一起严重的井喷事故。
这起事故的教训之一是，必须建立完善的应急预案和危机管理措施。
事发时，平台上的人员没有足够的应急准备，缺乏有效的应对措施，导致事故的严重性加剧。
因此，未来在钻井平台上必须加强培训和演练，确保人员能够在危机发生时做出正确的反应。
3.中国东海平南油田井喷事故2024年，中国东海平南油田发生了一起严重的井喷事故，导致6名工人遇难。
这起事故的教训之一是，必须加强井施工和井控技术的研发和应用。
井喷事故的主要原因之一是控制层压力失控，因此要采取有效的措施，例如注入均质水泥浆和打压井口，以维持适当的井口压力。
此外，应使用先进的井施工工具和设备，以提高作业效率和安全性。
4. 委内瑞拉Lagunillas油田井喷事故2024年，委内瑞拉Lagunillas油田发生了一起严重的井喷事故，导致10名工人死亡。
这起事故的教训之一是，井喷事故应该成为全行业的教训，而不仅仅是一起事故。
油田经营企业应该共享井喷事故的教训和经验，并在全行业范围内加强协作和合作，共同提高井控能力。
总的来说，吸取井喷案例的教训可以帮助改进井施工工艺和技术，加强井控能力。
美国页岩气勘探开发的启示闫立1（1. 大庆油田有限责任公司采油工程研究院 黑龙江大庆黑龙江大庆 062552）摘要：近年来，随着社会对清洁能源需求不断扩大，天然气价格不断上涨，人们对页岩气的地质认识不断提高，水平井与压裂技术水平不断进步，页岩气勘探开发正由美国向全球扩展。
页岩气在非常规天然气中异军突起，已成为全球油气资源勘探开发的新亮点，并逐步向一场全方位的变革演进。
由此引发的石油上游业的一场革命，必将重塑世界油气资源勘探开发新格局。
加快页岩气资源勘探开发，已成为世界主要页岩气资源大国和地区的共同选择。
关键词：页岩气，非常规天然气，水平井与压裂技术1 世界页岩气资源潜力和勘探开发的基本趋势世界上的页岩气资源研究和勘探开发最早始于美国。
1821年，第一口页岩气井钻于美国东部步入规模生产，20世纪70年代页岩气勘探开发区扩展到美国中、西部，20世纪90年代，在政策、价格和开发技术进步等因素的推动下，价格和开发技术进步等因素的推动下，页岩气成为重要的勘探开发领域和目页岩气成为重要的勘探开发领域和目标。
据预测，美国页岩气资源量超过28万亿立方米，目前美国和加拿大是页岩气规模开发的两个主要国家，2009年美国页岩气产量接近1000亿立方米，超过我国常规天然气的年产量。
页岩气快速勘探开发使美国天然气储量增加了40%，预计2010年页岩气产量将占全美天然气产量的15%以上。
目前，除美国和加拿大外，澳大利亚、德国、法国、瑞典、波兰等国家也开始了页岩气的研究和勘探开发。
等国家也开始了页岩气的研究和勘探开发。
页岩气在非常规天然气中异军突起，已成为全球油气资源勘探开发的新亮点，并逐步向一场全方位的变革演进。
由此引发的石油上游业的一场革命，必将重塑世界油气资源勘探开发新格局。
加快页岩气资源勘探开发，已成为世界主要页岩气资源大国和地区的共同选择。
目前，全球对页岩气的开发并不普遍，仅美国和加拿大在这方面做了大量工作。
其中，美国已进入页岩气开发的快速发展阶段，在页岩气勘探开发方面，美国早己进入商业性运营阶段。
1前言所谓页岩气，其实质是主体上以吸附或游离状态存在于泥岩、高碳泥岩、页岩及粉砂质岩类夹层中的天然气。
近年来，由于天然气供需关系、市场价格以及开采技术进步等因素的影响，页岩气开发在美国取得极大成功，使得页岩气的开采成为全球资源开发的一个热点。
中国拥有较丰富的页岩气资源，为解决天然气供应短缺问题，开发和利用页岩气正蓄势待发。
国土资源部组织专家论证，认为我国到2020年页岩气年生产能力可以提高到(150～300)×108m 3，以此作为应对天然气供应短缺的举措之一。
我国政府希望到2020年，天然气在我国能源供应结构中的比例能从2005年的3%提高到10%，以降低污染。
因此，我国力争到2020年能够发现20～30个大型页岩气开采目标区块，获得1×1012m 3的页岩气可采储量。
要实现这样的目标，应加快技术研发、与国外的合作以及引进技术的步伐。
针对页岩气储层特点，需要匹配成套工程技术，才能解决好页岩气勘探开发的问题。
而石油天然气勘探开发过程中形成的现有工程技术，需要有针对性地集成和发展，才能完全满足页岩气勘探开发的需求。
本文综合介绍美国Barnett 页岩气开发中应用的钻井工程技术，并提出国内开发页岩气需要集成和发展的钻井工程技术，以期推动国内页岩气开发技术的快速发展。
2Fort Worth 盆地Barnett 页岩气开发状况2.1页岩气的开采特点页岩气产自渗透率极低的沉积岩中，大部分产气页岩分布范围广、厚度大，且普遍含气，使得页岩气井能够长期地稳定产气。
一般情况下，页岩气开采具有3个特点：①生产能力低或无自然生产能力。
由于页岩美国Barnett 页岩气开发中应用的钻井工程技术分析与启示唐代绪1，赵金海2，王华1，杨培叠1(1．中国石化集团国际石油勘探开发有限公司，北京100083；2．中国石化集团石油工程技术研究院信息与标准化所，北京100101)摘要美国Barnett 页岩气开发十分成功，有较多经验可供参考。
国外油气田储层改造技术典型案例分析一、水平井重复压裂技术在美国巴肯油田的成功应用1、概况春天湖／榆树古力区块位于巴肯油田中部，蒙大拿州里奇兰县境内，面积约500 mile2(1 mile2=2.59km2)。
其孔隙变化较大，东北方向逐渐递减，西南方向则呈尖灭式递减。
20世纪80年代后期，在里奇兰县东部的上巴肯页岩层内，水平井开发就取得了一定的成效。
巴肯油藏处于威利斯顿盆地下，包含以下三个独立的产层，几乎均覆盖整个工区：密西西比系——巴肯油藏上部页岩层(高水位期)、泥盆系／密西西比系——巴肯油藏中部(低水位期)、泥盆系——巴肯油藏底部页岩层(高水位期)。
图1是巴肯油藏储层段测井曲线类型。
在该区域，中巴肯储层厚度基本在6～15 ft(1 ft=30.48 cm)，深度约在10000 ft。
破裂压力梯度在0.69～0.77 psi／ft(1 psi／ft=22.621 kPa／m)之间。
储层流体性质是：油API重度42°，气API重度为0．95°，初始油气比为500scf／bbl(1scf／bbl=0.2067 m3／t)。
储层初始孔隙压力梯度为0.5 psi／ft，显示出弱高压状态，井底静态温度为240 °F(1 ℃=33.8000 °F)。
渗透率为0.05～0.5mD (1mD=1.02×10-3μm2)，孔隙度为8％～12％。
春天湖／榆树古力区块总体的成藏效果被前人戏称为沉睡巨人。
在该区中，中巴肯油藏的云岩主要运用长水平段的水平井进行开发，使得超低渗油藏的开发能够尽量达到最大经济生产效率。
但天然裂缝所形成的运移通道无法满足生产的需要。
图1 巴肯油藏主力产层的测井曲线显示在该区进行过深入研究的作业者(最先进入的作业队伍)已经关注部署连续的单水平段定向井，其中一些水平段长度超过9000 ft，以实现对储层有效改造的最大化。
作业者最初在640 acre(1 acre=4046.9 m2)的区块内钻了17口水平井，均使用单水平段方式来对该区进行开发。
美国页岩气水平井钻井提速提效案例与启示摘 要：自２００４年起，美国开始大规模应用水平井开发页岩气，水平井钻井数量呈爆发式增长。
随着技术的进步，美国页岩气水平井的平均水平段长度不断增加，钻井周期不断缩短，单位进尺钻完井费用持续降低。
通过美国的Ｆａｙｅｔｔｅｖｉｌｌｅ气田、Ｍａｒｃｅｌｌｕｓ页岩气产区、Ｅａｇｌｅ Ｆｏｒｄ页岩气产区３个案例，具体分析了该国页岩气水平井钻井提速提效措施，主要包括简化井身结构，应用工厂化作业模式及配套钻机，采用个性化高效钻头及油基钻井液，以及高效实用的常规导向钻井技术或旋转导向钻井技术。
最后针对我国现状，提出了大力推行工厂化钻井、加快发展旋转导向钻井、重点发展个性化钻头和钻井液、提高钻井设备可靠性和耐用性等建议。
关键词：美国 水平井 钻井 页岩气 钻井周期 提速提效 启示ＤＯＩ：１０．３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ．１００２－３０２ｘ．２０１３．０６．０１２杨金华 田洪亮 郭晓霞 吕建中 何艳青中国石油集团经济技术研究院＊基金项目：国家科技重大专项“我国油气勘探开发工程技术和装备发展战略研究”（编号：２０１１ＺＸ０５０４３－００３）部分研究成果。
第一作者简介：杨金华，１９６３年生，高级工程师，现主要从事钻井技术跟踪与战略研究。
Ｅ－ｍａｉｌ：ｙａｎｇｊｈ＠ｃｎｐｃ．ｃｏｍ．ｃｎ美国水平井钻井数量从２０００年的１１４４口快速增至２０１２年的１７７２１口，占年度钻井总数的比例从２０００年的３．６８％升至２０１２年３６．６５％，预计２０１３年美国水平井钻井数将逼近２００００口大关。
美国水平井钻井进尺从２０００年的２３７．７４×１０４ｍ快速增至２０１２年的６９７９．９２×１０４ｍ，占比从２０００年的５．２３％升至２０１２年６０．３３％。
从２０１０年起，美国水平井钻井进尺超过直井钻井进尺，水平井取代直井成为钻井工作量大的井型。
美国用于钻水平井的在用旋转钻机数从２０００年的５５台增至２０１２年的１１５１台，占比从２０００年的６％增至２０１２年的６０％。
也就是说，２０１２年美国新钻井数２／３以上是水平井，年度钻井总进尺中有六成进尺是水平井钻井进尺，有六成的在用旋转钻机用于钻水平井。
从２００４年起，美国水平井钻井数呈爆发式增长，主要原因是从这一年起美国开始大规模应用水平井开发页岩气。
近几年，美国新钻的水平井大部分用于开发页岩气，开发致密油的水平井也越来越多。
随着技术的进步，美国页岩气水平井钻井周期不断缩短，单位进尺钻完井费用持续降低，水平井为美国“页岩气革命”立了头功［１］。
下面具体分析美国３个页岩气产区的３个水平井钻井案例的提速提效措施。
１ 案例一：美国Ｆａｙｅｔｔｅｖｉｌｌｅ气田Ｆａｙｅｔｔｅｖｉｌｌｅ气田是美国多个页岩气田中产量上升较快的一个，从２００４年开始开发，仅用６年时间产量就达到２７×１０８ｍ３／ｄ，平均钻井周期和钻完井成本逐年下降。
美国西南能源公司是开发Ｆａｙｅｔｔｅｖｉｌｌｅ页岩气的主要油公司之一，其旗下的ＤｅＳｏｔｏ钻井公司是钻井周期和钻井成本降低的主要执行者。
他们应用高效实用的主体技术和个性化技术，通过工厂化钻井，逐步将水平井平均钻井周期减至８ｄ以内。
１．１ 钻井概况西南能源公司２００４年开始钻探Ｆａｙｅｔｔｅｖｉｌｌｅ页岩，２００５开钻水平井，２０１０年年钻水平井数增至６５５口，２０１１年因天然气价格走低，水平井钻井数量停止增长，２０１２年进一步回落至４９１口（图１），２０１３年计划钻水平井３９０井，其中一季度已投产水平井１０２口。
随着技术的进步，平均水平段长度不断增加，从２００６年的７０１ｍ杨金华 等：美国页岩气水平井钻井提速提效案例与启示增至２０１３年一季度的１５０６ｍ，而“造斜段＋水平段”平均钻井用时不但没有增加，反而从２００６年的１８ｄ缩减至２０１３年一季度的５．４ｄ，加上直井段的钻井用时，平均钻井周期已减至约７．９ｄ（平均井深约２８００ｍ）。
尽管水平段长度和压裂段数不断增长，平均单井钻完井成本不升反降，２０１３年一季度已降至２１０万美元／井。
截至２０１３年３月底，该公司在Ｆａｙｅｔｔｅｖｉｌｌｅ页岩气产区共有２９６口水平井的“造斜段＋水平段”钻井用时不超过５ｄ。
２０１３年一季度投产的１０２口水平井中，有５３口井的“造斜段＋水平段”钻井用时不超过５ｄ，其中２５口井的“造斜段＋水平段”钻井用时只有２．５ｄ，全井钻井周期大约５ｄ（平均井深约２８００ｍ，平均水平段长度约１５００ｍ）。
１．２ 钻井提速提效措施水平井钻井提速提效如此明显，是多项措施集成应用的结果。
１．２．１ 简化井身结构为降低钻完井成本，简化了水平井的井身结构，除φ４０６．４ｍｍ（１６ｉｎ）导管外，套管层数从３层简化为２层（图２）：φ２４４．４７５ｍｍ（９５／８ｉｎ）表层套管通常下至３１０ｍ左右，φ１３９．７ｍｍ（５１／２ｉｎ）生产套管下至井底。
２０１０年平均垂直井深为１１３６ｍ，平均水平段长度为１３４６．６ｍ，平均测量井深为２６２６ｍ，平均压裂段数１０段。
１．２．２ 普遍应用工厂化作业模式及配套钻机西南能源公司在Ｆａｙｅｔｔｅｖｉｌｌｅ页岩气产区普遍应用工厂化作业模式——丛式水平井批量钻井（ＰａｄＤｒｉｌｌｉｎｇ），其流程是先用车载小钻机钻表层井眼并固井，安装好防喷器以后钻直井段至造斜点，然后将车载小钻机移到同井场的下一口井进行同样的操作，直到完成同井场各井直井段钻井作业。
随后用大钻机依图１ 美国西南能源公司在Ｆａｙｅｔｔｅｖｉｌｌｅ页岩气产区水平井钻井情况（数据来源：美国西南能源公司历年年报）次完成各井的钻造斜段和水平段作业，接着下生产套管并固井。
ＤｅＳｏｔｏ钻井公司２０１２年底拥有１４台钻机，除几台小型钻机外，其余是大型钻机。
这些大型钻机均为电驱动自动化钻机，配备了顶驱、顶驱下套管设备、井口自动化设备、一体化司钻控制室等自动化设备，属步进式钻机，通过安装在钻机底座４个角上的液压大脚实现井间快速移动，从一个井口移动到另一个井口一般只需１￣２ｈ［２］。
１．２．３ 应用个性化的高效钻头和油基钻井液用空气和三牙轮钻头钻表层井眼，然后固井及安装防喷器，接着用空气和ＰＤＣ钻头钻直井段至造斜点。
用定制的ＰＤＣ钻头和油基钻井液钻造斜段和水平段。
通常钻１口水平只需起下钻３次，“造斜段＋水平段”一般只用１只钻头，即实现“一趟钻”。
１．２．４ 应用高效实用的常规导向钻井技术为降低钻井成本，使用高效实用的ＭＷＤ和导向泥浆马达，主要以滑动钻进方式钻造斜段，以旋转钻进方式钻水平段。
２ 案例二：美国Ｍａｒｃｅｌｌｕｓ页岩气产区在美国的页岩气开发中，常规导向钻井因成本相对较低，得到了广泛应用。
为了提高导向精度和效率，旋转导向钻井的应用不断增加。
为缩短靶前距，增加水平段长度，提高油气产量，近两年斯伦贝谢和贝克休斯公司相继推出了高造斜率旋转导向钻井系统，其最大造斜能力范围为１５°～１８°／３０ｍ。
美国Ｒｉｃｅ能源公司在Ｍａｒｃｅｌｌｕｓ页岩气产区利用贝克休斯公司的高造斜率旋转导向钻井系统（ＡｕｔｏＴｒａｋ Ｃｕｒｖｅ系统）连续实现了１６口水平井“造斜段＋水平段”的一趟钻，平均钻井周期相应地锐减４０％以上。
２．１ 钻井概况２０１２年Ｒｉｃｅ能源公司在Ｍａｒｃｅｌｌｕｓ页岩气产区的１６口水平井中成功应用了贝克休斯公司的ＡｕｔｏＴｒａｋＣｕｒｖｅ系统。
这１６口水平井均属三维复杂井，造斜段的设计造斜率为８°～１０°／３０ｍ，目标窗口小，水平段长。
此前的１３口邻井需先用弯度较大的导向泥浆马达钻造斜段，再起钻换用弯度较小的导向泥浆马达钻水平段。
改用ＡｕｔｏＴｒａｋ Ｃｕｒｖｅ系统钻各井的造斜段和水平段，均实现了一趟钻。
尽管“造斜段＋水平段”的平均钻井进尺从先前的１８１３．８ｍ增加到了２５０８．５ｍ（图３），但平均钻井用时从１５．８ｄ减至７．６ｄ（图４），锐减５１．９％，而平均日进尺从１１４．５ｍ增至３２８．７ｍ，提高１７８％。
加上直井段钻井用时，平均钻井周期锐减４０％以上。
２．２ 钻井提速提效措施２．２．１应用集地质导向于一体的高造斜率旋转导向钻井系统ＡｕｔｏＴｒａｋ Ｃｕｒｖｅ系统的直径φ１７１．４５ｍｍ（６３／４ｉｎ），长度为１１．６ｍ，设计造斜能力达１５°／３０ｍ，集成了近钻头杨金华 等：美国页岩气水平井钻井提速提效案例与启示地质导向仪。
２．２．２应用适合高造斜率旋转导向钻井和页岩地层的个性化ＰＤＣ钻头为适应页岩地层和“造斜段＋水平段”一趟钻需要，要求ＰＤＣ钻头要具备很好的可导向性和耐磨性，要有足够长的使用寿命，为此贝克休斯公司定制了一种６刀翼ＰＤＣ钻头（图５），应用表面抛光的大尺寸ＰＤＣ复合片（１９ｍｍ），并配置一些辅切削齿——表面抛光的１６ｍｍ ＰＤＣ复合片，同时优化了钻井参数。
３ 案例三：美国Ｅａｇｌｅ Ｆｏｒｄ页岩气产区利用高造斜率旋转导向钻井系统不仅能实现水平井“造斜段＋水平段”一趟钻，还能实现水平井二开“直井段＋造斜段＋水平段”一趟钻完钻。
例如，２０１２年初，在美国Ｅａｇｌｅ Ｆｏｒｄ页岩气产区的１口水平井中（这是１口三维水平井，造斜井段的设计造斜率为８°／３０ｍ），应用贝克休斯公司的φ１７１．４５ｍｍ（６３／４ｉｎ）ＡｕｔｏＴｒａｋ Ｃｕｒｖｅ系统和φ２２２．２５ｍｍ（８３／４ｉｎ）ＰＤＣ钻头一次下井钻开表层套管的套管鞋，从８０１．９ｍ钻至总井深４０１９．７ｍ，共钻进３２１７．８ｍ，其中包括直井段、造斜井段和水平井段，实现了二开“直井段＋造斜段＋水平段”一趟钻完钻，减少了两次起下钻，共用时５．９５ｄ，平均机械钻速为２７．４３ｍ／ｈ，比邻井缩短２．５ｄ，节省钻井费用约８００００美元。
４ 启示与建议通过以上案例，得出如下启示：（１）钻井提速提效是一个系统工程，不仅需要管理创新和技术创新，还离不开经验的学习与积累。
（２）“工厂化钻井＋高效实用的主体技术＋个性化技术＋经验学习”可稳步提速提效，“工厂化钻井＋高新技术＋个性化技术”可实现提速提效的飞跃。
（３）在美国非常规油气开发中，简化水平井井身结构、实现“造斜段＋水平段”一趟钻也是提速提效的重要措施。
随着技术的进步，“造斜段＋水平段”一趟钻已经不足为奇。
因高造斜率旋转导向钻井系统和２．２．３ 通过远程实时作业中心实时优化地质导向在钻这些三维水平井的造斜段和水平段期间，贝克休斯公司通过远程实时作业中心开展实时数据分析，优化地质导向，确保井眼在页岩层中的最佳位置延伸［３］。
个性化技术的应用，水平井二开“直井段＋造斜段＋水平段”一趟钻已成为现实，尽管还只是个案，但代表着水平井钻井的一个重要发展方向。
（４）我国水平井钻井提速提效不断取得进展，水平井钻井周期不断缩短，但综合水平与美国相比还有较大的差距，这也说明我国水平井钻井提速提效潜力还很大。
