钻井技术精选(九篇)

第1篇：钻井技术范文

关键词：小井眼钻井 技术 发展 国内外

一、小井眼钻井技术发展概况

小井眼钻井是于始于上世纪40年代，50年代美国的Carter公司在犹他州，阿肯色州，路易丝安那州等地钻了108口小井眼井，得出的结论是钻小井眼井在经济上是合算的。电子学的进步为小井眼技术的发展奠定了基础。采用小型传感器就不必利用常规直径的油井来获得地下信息，从而可大大降低成本。迄今为止，小井眼钻井活动遍及世界许多国家，9O年代，世界钻小井眼井的数量呈不断增长趋势。由于小井眼钻井的自身优势，在世界范围内正蓬勃发展，小井眼正在部分的取代常规井眼，给石油工业带来显著的技术经济效益。

二、小井眼技术发展的原因

首先是经济因素。发展和应用小井眼技术的主要目的是降低钻井成本。据几家石油公司小规模实验统计，与常规井相比小井眼可节省钻井费用25～50%。在个别边远地区甚至使钻井费用降低75%。特别是80年代中期油价下跌，迫使各石油公司用更廉价的勘探方法，小井眼便是其主要途径。

此外是技术进步。进入80年代，小井眼钻井装备（小井眼钻机、连续软管钻机）、工具（小尺寸防喷器、井口、钻头、井下动力钻具等）和整套小井眼钻井技术（小井眼水力学、井控技术、固井完井等）均取得重大发展，使安全经济地进行小井眼钻井成为可能。

小井眼技术发展还是勘探开发的需要。在边远地区，地面条件恶劣，运输困难的地区，勘探工作风险大，地震工作在短时间内不能获得精确的地下资料，在这些地区打一些小井眼连续取芯的探井，可及早搞清地下情况，及早作出决策，减小勘探。

环境保护的压力小小井眼钻机占地面积小，小井眼比常规井眼井径缩小一半，钻井液用量及岩屑量减少75%，施工机具用量大幅度下降，对环保有利。国内外对环境保护问题越来越重视，钻井作业带来的大量钻井液、废油、水泥浆、钻屑，各种废料的处理和排放、空气污染和噪声污染等问题一直使钻井承包商感到头疼。小井眼钻井使这些问题得到 了较好的解决。

三、国内外小井眼钻井设备的发展现状

1.国外小井眼钻井设备的发展现状

钻头：常规小尺寸牙轮钻头不能适应小井眼高转数，因为转速高，轴承磨损快，钻头进尺小，效率非常低。因此，国外在70年代已研制开的钻头都能适应高转速、全面钻进、连续取芯和与泥浆马达配合使用，且寿命都比常规牙轮钻头高4倍以上。

钻柱：国外小井眼钻井一般用88.9mm钻杆。而对于用120.7mm或更小尺寸钻头钻井时，则用 73.25mm或60.325mm钻杆。对于较小尺寸的钻杆，由于其抗拉、抗扭强度的限制，使得小井眼钻进过程中钻头加压和扭矩能力降低。因此，国外研制了几种规格的或成系列的钻头加压器、振击器、钻杆工具接头、可变径扶正器等井下钻井工具。

井下取芯工具：Amoco公司已研究出一种地层高速钻井系统，即在小井眼钻井中采用连续取芯技术，同时也研制开发了一种钢丝绳连续取芯筒，即将岩芯筒做成双筒式，钻进过程中岩芯进入内筒，然后用钢丝绳通过钻柱将内筒打捞提出，再下入1个新的内筒与取芯外筒连接好，继续取芯。

2.国内小井眼钻井设备现状

国内各油田及钻井公司钻小井眼设备多数为小型常规钻机、地质勘探钻机、修井机，有些油田甚至还用到中型钻机，形成“大马拉小车”的现象。近几年来国内钻小井眼井所用钻机大概有以下几种主要类型：吉林油田使用F100型钻机及ZJ15D 型钻机钻1500m深的井；四川油田在川西地区用XY5G型矿业钻机和TSJ6/660型水井钻机分别钻1000m以下和1500m小井眼井；胜利油田钻1500m以下浅层气井也曾使用了大庆130Ⅱ钻机和ZJ45型钻机；大庆油田近几年来小眼井钻得较多，占国内80% 以上，主要使用进口的1500m 车装钻机钻小井眼井；而长庆油田钻小井眼井主要用XJ-450、350、250及T50B几种车装修井机。

从各油田钻小眼井的情况看，由于钻机选择不合理，或钻机不配套（如修井机没有泥浆循环系统），钻井、测井工具不配套，以及小井眼井控设备不配套等原因，在钻井过程中，遇到的各种事故不能及时处理，设备待机时间太长，使得钻井设备费用抵消了小井眼工艺过程中其他项目节省的费用，实际上有些小井眼费用已超过了常规钻井费用。

四、侧钻井技术的应用风险评价

套管井侧钻是利用了套损点（井段）以上的套管井眼和原地面采油工艺流程而重新钻距离套损井段有投资少，见效快、井眼寿命与新井寿命相当等特点。因此，它能解决油田老区块上具有开发价值的事故井、变形井和加深井，而靠常规修井技术不能恢复其产能的问题。

单井评价的因素包括三个方面：一是开发价值评价主要根据侧钻井所属区块单井开发的静动态信息资料，建立其剩余油藏分布的大型数据模拟计算分析模型，弄清楚原始储量分布及其在目前开采状况下剩余油藏的分布及生产分析；二是侧钻井井眼寿命预测评价主要根据单井井眼应力场分布，套管承受挤毁能力计算分析，确定井眼的寿命是否与剩余油开采周期相匹配；三是侧钻井风险和难度评价主要根据断块油气藏的特性，尽可能使侧钻井井眼轨迹避开经过客观存在而不可抗拒的漏失断层和易缩径，卡钻的盐膏层，判定中靶的难易程度。其最终目的是将投资和施工风险降低到最低限度。

五、结语

小井眼的应用范围广泛，其中小井眼水平井、现有井侧钻和加深是小井眼的三个重要的应用领域。连续取心探井结合小量地震勘探有助于减少勘探风险，降低勘探费用，缩短勘探周期，提高勘探准确性。小井眼特别适用于边远地区、运输困难及地面条件恶劣的地区，以及环境敏感地区。小井眼钻井是低油价下降低勘探开发费用的一种有效途径。小井眼钻井能节省套管、水泥、泥浆等材料的消耗量，减少泥浆和钻屑的处理量。

参考文献

[1]王希晋.小井眼钻井技术的研究、应用与发展.石油钻探技术，1992，20（3）：54-58.

[2]王士斌.国内外小井眼钻井设备的发展.石油矿场机械，2007，36（2）：18-21.

[3]张为勤.国外小井眼钻井设备及工艺技术的新进展.钻采工艺，2001，25（4）：35-39.

第2篇：钻井技术范文

【关键词】　钻井液 钾盐共聚物 技套施工

达深14井位于徐家围子断陷安达凹陷北部。达深14井由于采取了钾盐共聚物钻井液技术，施工安全顺利。

1　地质工程概况

1.1　地质概况

上部地层泥质胶结，较疏松。青山口组岩性主要为深灰色泥岩为主，大段泥岩段地层要防止井壁坍塌、防止井漏。泉头组中为灰绿、紫红色泥岩为主。登娄库组为深灰色泥岩、粉砂质泥岩夹灰色泥质粉砂岩为主。

1.2　工程概况

达深14井一开使用444.5mm钻头钻至井深351m，下入339.7mm套管至井深350m；二开用311.2mm钻头钻至井深2802m，下入244.5mm套管至井深2802m。

在1368m、1720m、1920m、2300m、2730m进行短起下钻都较为顺利，在姚一段缩径现象较为突出的层位，短起下钻也没有明显阻卡现象。在青山口硬脆性泥页岩地层没有明显剥落掉块，井壁稳定。

2　钻井液技术难点

（1）该井二开裸眼井段长达2452m，井壁在钻井液的浸泡和频繁起下钻过程中钻具对井壁的撞击下，掉快剥落甚至发生井塌、卡钻等恶性事故。（2）大段泥岩发育，易水化膨胀，影响井壁稳定，钻井液流变性能控制难度加大。（3）青山口黑色硬脆泥岩黑褐色油页岩，大段泥岩段地层要预防井壁坍塌、井漏难度较高。

3　现场钻井液技术

3.1　一开（0～351m）

防止井口垮塌、井漏是该井段重点。为保证大井眼钻井液的携岩性和井壁稳定性，用预水化膨润土浆（200m3水+8t膨润土+0.4t纯碱）开钻。钻井液黏度为50s，密度1.05g/cm3。完钻后大排量洗井。套管下入顺利。

3.2　二开（351～2802m）

二开井段裸眼段长达2452m，重点是抑制地层造浆、保持井壁稳定、防止泥包、缩径卡钻要、防止井壁坍塌、防止井漏。

上部井段（351～1370m）主要为泥岩，造浆能力强，易缩径而造成起下钻困难。钻井液以钾盐共聚物控制造浆为主，保持低密度、低黏度；钻井工程方面保证大排量洗井，让钻井液在环空中成紊流状态，以提高钻井液对井壁的冲刷能力，使井眼更加清洁。二开钻井液配方如下：

4.40～5.50%膨润土+2.00～4.00%（土量）纯碱+1.00～2.00%（土量）KOH+2.00～3.00%KFT+1.00～1.50%YGT+0.30～0.40%WDYZ-1+0.3%HX-D+0.80～1.00%NPAN

钻井液密度为1.05～1.15g/cm3，黏度为40～50s，虑失量为6mL，塑性黏度13mPa.s，动切力为7Pa。在钻进过程中，根据钻井速度、钻井液性能和振动筛上返出的钻屑特征，细水长流地及时补充预水化处理剂胶液，使WDYZ-1、HX-D、NPAN的含量不低于0.3%、　0.3%、0.8%。该井段钻速块，本井段400米左右出现虚泥饼，在增加WDYZ-1、HX-D、NPAN至上限，增强了钻井液的抑制性，有效的修整井壁，使在下段地层钻进时，没有受到影响，井壁稳定，返砂正常，起下钻通畅，没有发生阻卡现象。

下部井段青山口组（1580～1955m）存在大段黑褐色油页岩，为防止掉块井塌造成井壁不稳定，必须严格控制虑失量。以高浓度WDYZ-1、HX-D水溶液配制的药液来提高钻井液的抑制能力和防塌能力，保持钻井液密度在1.20～1.22g/cm3，黏度为50～70s，虑失量不大于4mL。

泉头组（1955～2770m）及登娄库组顶端（2770～2802m）存在大段泥岩，易造浆，且存在大段硬脆性泥岩，易掉块，需调整好钻井液性能，减少掉块程度。为了保证钻井液在高温的稳定性，加入1.00%　GWJ、1.00%SF260，提高钻井液的表面活性，阻止钻井液在高温和高PH值条件下的溶胶化程度。

二开钻井液性能见（表1）。

本井电测一次成功率100%，井径规则，平均井径扩大率为8.82%。套管下入顺利，固井质量优质。

4　结语

钾基共聚物钻井液性能稳定，抑制效果好，流变性能好，能满足上部井段施工需要。提高钻井液的防缩径遇卡、稳定井壁能力和性是长裸眼施工的关键技术。钻进过程中应充分使用固控设备，及时清除钻井液内钻屑和无用固相，提高泥饼质量，尽量控制密度，最好使达字号井中把密度控制在1.20g/cm3～1.22g/cm2，在控制泥饼上效果会更好些。

参考文献：

[1]徐同台.油气田地层特性与钻井液技术.北京：石油工业出版社，1998.

第3篇：钻井技术范文

关键词：钻井液 埕北 海水 聚合物 防塌

埕北327井是一口评价井，该井位于埕北32井322.69°方位1334.59m处。构造位置位于埕岛东部埕北30北断裂带，钻探目的是为了向西扩大CB32第三系含油气范围，主要目的层为东营组。该井为直井，设计井深3920m，完钻层位为沙河街组。该井采用海水聚合物钻井液体系，完井作业顺利，实际建井周期30天10小时30分，比设计建井周期（43天）提前了12天13小时30分，极大的缩短了建井周期，有力指导了该区块的钻井液施工。

一、钻井液技术施工难点

1、井眼清洁技术

在环空返速受到工程条件的限制下，保持合适的流型、适当的粘切和动塑比，有利于携带岩屑，是实现井眼清洁净化的关键。总的来说，要实现井眼的清洁净化，必须使钻井液的性能达到以下要求：①要保持适宜的粘切；②要保持适当的动塑比和良好的流型；③要有足够的排量，使得井眼有足够的环空返速，具有良好的携带岩屑能力。

2、井眼稳定技术

该井二开裸眼段长（3264m），井径较大（241.3mm），存在多套压力系统，钻井液对裸眼井段的浸泡时间长。因此钻井液要有足够的防塌能力，合适的钻井液密度，使其既要保持井壁稳定，又要防止压裂地层和损害油气层。

二、钻井液施工措施

1、隔水管（0-80m）

该段为疏松的粘土和流砂层，采用海水开钻，钻完进尺后充分循环洗井，下隔水管前用50m3稠钻井液（粘度为80s）封井，以稳定井壁和防止井底沉沙，确保隔水管顺利下入。

稠钻井液配方：海水+10%钠膨润土+0.1%Na2CO3+0.1%NaOH。

2、一开井段（80-701m）

本井一开钻遇平原组、明化镇组，地层岩性以棕红色泥岩为主夹薄层粉砂质泥岩，在该井段采用海水低固相聚合物钻井液体系。

本井一开采用海水开钻，钻进过程中用浓度为0.2%的聚合物稀溶液进行维护，同时使用好固控设备，搞好钻井液净化；完钻后大排量洗井，充分循环钻井液，下表层套管前用50m3稠钻井液（粘度为80s）封井，以稳定井壁和防止井底沉沙，确保表层管顺利下入。

稠钻井液配方：海水+10%钠膨润土+0.1%Na2CO3+0.1%NaOH。

3、二开井段（701-3965m）

（1）二开上部井段（701-2000m）

二开上部井段钻遇地层依次为明化镇组、馆陶组。钻井液作用主要以抑制粘土造浆，防止泥糊井壁和起钻拔活塞为目标。

①本井段钻井液以一开钻井液为基础，钻进中不断补充HXB-1聚合物胶液，使其含量保持在0.5%以上，以抑制地层造浆。

②进入明化镇组下部地层后，通过加入降滤失剂HXJ和井壁稳定剂FD-1，逐步控制钻井液失水，并起到稳定井壁的作用。

在1500-1800m井段，逐渐加入1%降滤失剂HXJ和1%井壁稳定剂FD-1，将失水控制在10mL左右；在1800-2000m井段，逐渐加入1%降滤失剂HXJ和1%井壁稳定剂FD-1，将失水控制在8mL左右。

③在二开上部井段的快速钻进阶段，充分使用四级固控设备，严格控制钻井液中劣质固相含量。

（2）二开下部井段（2000-3965m）

2000-3000m井段：

①该井段钻遇馆陶组和东营组上部，岩性以灰色、灰绿色细粉砂岩为主。在该井段钻时较快，钻进过程中以胶液形式不断补充包被剂HXB-1，保证其含量大于0.5%，以抑制粘土分散；同时充分使用四级固控设备，清除无用固相，保证钻井液的净化；控制钻井液密度1.12～1.15g/cm3、漏斗粘度35～45s，并保持钻井液的低粘切。

②继续补充降滤失剂HXJ和井壁稳定剂FD-1，保证其含量均大于2%。将API失水控制在4mL左右，起到改善泥饼质量、稳定井壁的作用。

3000-3965m井段：

①该井段钻遇东营组下部和沙河街组上部，岩性以灰色泥岩为主。钻进过程中以胶液形式不断补充包被剂HXB-1，控制其含量在0.5～0.8%，以抑制粘土分散；同时保证振动筛、除砂器、除泥器使用率为100%，离心机使用率大于50%，以最大限度的清除无用固相；控制钻井液密度1.15～1.20g/cm3、漏斗粘度45～55s，保持良好的钻井液流变性能，提高钻井液的井眼净化能力，保证井眼的净化和畅通。

②补充3-5%抗高温降滤失剂HX-KYG、2-3%井壁稳定剂FD-1，提高钻井液的抗温性和高温稳定性；将API失水控制在2～3mL，HTHP（150℃，3.5MPa）失水控制在8～12mL；起到改善泥饼质量、稳定井壁的作用。

③加强工程措施

1）在二开长裸眼井段，“PDC钻头+直动力钻具”钻井工艺的应用，大大提高了钻进速度，现场取得了良好的应用效果，极大的缩短了建井周期。

2）控制钻井泵排量在33～37L/s，将钻井液上返速度控制在0.9～1.1m/s，从而通过优选排量起到提高携岩能力的作用。

3）每钻进300～500m进行一次短程起下钻，有利于破坏井壁的虚厚泥饼和岩屑的清除。

二开完钻性能：钻井液密度1.20g/cm3，漏斗粘度55s，塑性粘度22mPa.s，动切力8Pa，静切力3/9Pa/Pa，API滤失量2mL，高温高压（150℃，3.5Mpa）滤失量8.2mL，含砂量0.3%，pH值8。

二开完钻后，进行充分的循环，在确认井眼干净、无沉砂和无井壁坍塌后，配制稠钻井液（50m3井浆+1t抗高温降失水剂HX-KYG+1t井壁稳定剂FD-1，封住下部易塌井段，起钻进行电测和下套管作业，确保一次顺利成功。

三、认识与建议

1.海水聚合物防塌钻井液流变性能良好，抑制防塌及抗温能力较强，基本上能满足埕北32区块地层钻进的需要。

2.在长裸眼井段，必须调整好钻井液流型，保持适当的粘切，适当提高动塑比，以提高泥浆的携岩、悬浮岩屑的能力，保证井眼清洁。

3.在长裸眼井段，必须强化防塌措施，通过加入海水钻井液用环保降失水剂HXJ、海水钻井液用抗高温降失水剂HX-KYG控制钻井液的滤失量并形成良好的泥饼；同时使用海水钻井液用井壁稳定剂FD-1及其他防塌材料保证井壁的稳定性。

4.在长裸眼井段，特别是下部井段，在工程上每钻进300～500m，搞一次短起下，破坏虚厚泥饼的形成，保证井眼的畅通。

5.药品尽量以胶液的形式加入，避免药品未完全溶解生效前就被固控设备出去，同时避免干加造成粘切上升后岩屑吸附井壁造成摩阻增大。

6.严格控制钻井液中的劣质固相含量和低密度固相。尤其是振动筛的使用，必须根据地层的特点选择合适的筛布。根据需要，间断使用离心机。

参考文献：

第4篇：钻井技术范文

当前，国内国际市场对钻井的标准与要求也不断提高，需要综合利用新技术、新工艺不断提高钻井的效率和水平。我们充分利用现有设备的基础上，通过认真分析钻井地下情况，全面加强技术管理，使钻井新工艺、新技术得到推广应用，实现了降低成本，提高效益、提升质量的多重效果，在实践中获得了较好的成绩。

2提高综合钻进效率的措施

钻井过程中，技术的应用是核心，必须充分掌握充足的资料，合理运用先进的钻井技术实施科学打井，这样才能实现速度和效益的统一。

高压喷射钻井。在钻井速度的提速中，应用高压喷射技术进行钻井是重要措施之一，也是钻井工艺科学化的重要标志。我们通过合理配备钻头水眼，减少钻头对钻屑的重复切削，同时优选钻进参数，适当强化转速和钻压。对于上部泥砂岩地层，以转速提高作为主要手段，通过深层以加大钻压为主，达到最优的水力破岩与清除岩屑效果，钻头的钻进机械钻速得到提高。

PDC+螺杆高效复合快速钻进技术。PDC钻头+螺杆钻具组合在多口油井中的上部砂岩、含砂泥岩的使用和定向稳斜、降斜中的使用，明显地提高机械钻速，极大的节约了柴油，降低了成本。PDC钻头+螺杆高效复合钻进技术的应用根据井身结构选择螺杆的型号利于定向纠斜，减少了变换井底钻具组合的次数，提高了机械钻速，缩短了钻井周期，带来了可观的经济效益。通过现场应用，对于五道翼PDC钻头使用效果更好，在部分井段使用机械钻速高达35m/h。对部分直井段普遍使用PDC+螺杆，加欠尺寸的稳定器的定向导向系统钻进，效果明显。同等条件下，使用PDC+螺杆要比牙轮和转盘钻的综合效益和速度要高30%左右。

配制合理的钻井液，采取各种预防措施，保证电测顺利。针对东部油区地层岩性特点，二开、三开使用钾铵基聚合物体系，KCL-两性金属离子聚合物防塌钻井液有着良好的抑制粘土分散和井壁稳定的作用、独特的流变性能、较强的携岩能力和较好的静止悬浮能力。稳斜段钻进中不断补充剂和聚合物胶液加入腐钾改善泥饼质量和增加泥浆抑制性，确保井眼稳定，确保施工过程的万无一失。在钻井进程中，确保不发生塌漏、井喷、井漏的情况下尽量保证低粘度、低切、低比重、低失水、低固相、低坂含，从而保证了钻井液参数的合理改善，使油气层得到有效保护。

3 钻井过程中的预防措施

后期保持钻井液的相对稳定性，完钻前100米调整钻井液性能，符合完井要求；控制钻井液的粘度比钻进时高2～3S，完钻后适当提高排量，充分携带沙子；用抑制性能好，防塌能力强的钻井液，根据地层的岩性分析，提前对泥浆进行控制处理；起钻杆三柱必须灌满泥浆，保护井壁。

钻进中粘度较低的井，完钻后适当提高以携带岩屑；对直井井径成锯齿形或糖葫楼形等不规则，井眼干通一次后，采用80-120S泥浆封井后再电测.；为电测顺利，在起钻电测前将井眼内加入1～2%塑料小球，使电测仪器与井壁形成点接触，减少电测仪器粘贴井壁的机率；发现有井塌现象，如转盘负荷增大、蹩钻、打倒车，上提下放有阻卡、泵压忽高忽低，甚至有蹩泵现象，返出砂子增多或有大块岩屑等，应及时采取措施，一是坚持活动钻具，二是坚持循环（根据情况可降低排量）三是提高钻井液携带能力和抑制能力。待井下恢复正常方可起钻，否则不能进行起钻作业。

上述措施实施后，电测时效有明显提高，电测遇阻现象大大减少.

4应用钻井技术过程中的安全措施与管理

钻井工作涉及众多工序，工程项目大、投资大，风险多。如何做好井下工程事故的预防和控制，是钻井施工的重中之重。

操作规程控制：在开泵过程中，严格从小到大的原则，防止蹩漏；加重按循环周不能太急，避免压差过大而造成压漏；循环排量或固井顶替排量要适当，避免循环阻力过大而造成蹩漏；

钻井液配备：在钻进渗透性地层时，要提前调整钻井液性能，密度不能过高，可以通过提高粘度或加入屏蔽暂堵剂等方法，减小钻井液向地层内渗透的流动阻力，以达到防止井漏的目的；

对漏失严重地层的防范：对于这种复杂地下形势，每当钻至漏层时提前10米左右时，要及时更换钻头，用合适的牙轮钻头来进行钻进，不装水眼或装大水眼，同时要以能顺利泵入为原则，使钻井液粘度提高，对穿过的漏层位置起下钻作业时避免在此井段重新开泵；

注意邻井必须停产，确保不发生关联事故；认真研究设计方案，精心组织科学施工：施工钻进前，要认真阅读设计书和相关技术要求，收集好邻井有关资料，找出施工的重点和难点，制定出具体的施工方案和技术措施，当班司钻和作业人员要认真学习、分析参数，研究进行讨论，以达到集中大家智慧的效果。要根据设计规范，结合实际情况，制定相应技术措施，并向每名钻工交底，达到人人皆知，心中有数。

保证泥浆质量是关键：泥浆是钻井的血液，维护使用优质钻井液是实现安全、优质、快速、高效钻井的前提。为保护油气层，我们严格执行泥浆设计，按时加入油层保护材料，严格控制失水量和有害固相含量，防止油气层污染。

严格遵守规章制度：对于钻井过程中，要严格按照防卡八条规定施工，使用好净化设备，控制泥浆含砂量，根据接单根及钻屑返出情况，决定是否进行短起下钻作业.一般坚持每钻进150-200米进行短起下一次，改善井下环境，保持井眼畅通，综合运用防卡钻具组合，切实做到防卡保安全.

加强钻具系统管理：钻具管理的好坏是直接影响一口井钻井速度的主要因素，是保证井下安全的重要环节.我们在地面对钻具进行严格细致的检查，坚持错扣、倒扣等技术管理规定，保证了钻井施工的正常运行.

完善井控措施：提前做好井控预防， 实现安全钻井，杜绝事故的发生。每口井开钻前制定详细的防漏、防喷措施，及时掌握邻井注水井、采油井动态；井控设备做到标准化安装，按规定试压合格后方可开钻，强化坐岗制度和防喷演习制度，严格遵守公司井控管理的相关规定，确保干部24小时值班制度，避免事故发生。

4以优质钻井保证钻井质量

井身质量：一口井成败的关键在于井深。我们在施工中要严格按照定向井工艺要求，精心操作，并作好单点跟踪，每100-150米进行一次测量，并根据井下情况适时加密测量，计算好井眼轨迹，并根据单点数据，及时调整钻压，从而确保井身质量完全合格。

第5篇：钻井技术范文

关键词 胜利油田；区域钻井；改进和升级；提速提效

中图分类号TE3 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2013）88-0188-02

0引言

胜利油田早在2004年就提出和逐步实施了区域钻井技术，该技术针对胜利油区部分区块的地层结构、岩性特征，推荐出与之相适应的钻具组合、优选参数、泥浆体系及其配制、使用和维护等配套技术方案，对特殊地段施工难点、注意事项和潜在的复杂情况及预防处理措施也作了相应提示。2012年我们围绕重点区块，分析施工难点和易发生的井下复杂情况，在以往施工经验的基础上将区域化钻井模式进行了改进和升级，起到了成果显著，钻井速度得到了进一步提高，为公司取得良好经济效益做出了贡献。

1 樊162、樊3、樊5区块

施工难点：

该地区的井设计井深一般在3 000m左右，完钻层位在沙四段。本地区压力系数情况，钻井液密度一般在1.40g/cm3～1.50g/cm3井深结构大部分表层和油层。在施工中应做好以下几方面工作：防粘卡、防斜、防喷（地层压力较高）、定向井防碰、防油气层污染。

进入沙一段以后有大段的灰质泥岩并夹杂少量石膏易造成缩径；进入沙三段以后泥页岩水化不均匀及微裂缝裂解造成坍塌明显，井径不规则，易造成电测阻卡的情况。2011年电测成功率仅有66.7%。

改进措施：

通过优化钻井液技术方案，使用强抑制强封堵高性能防塌钻井液，做好稳定井壁，防塌，携岩、等工作；加强短起下钻，电测前通井等技术措施，确保电测一次成功。

取得效果：

2012年完成7口井，电测成功率100%，同比提高33.3%。

2 高21区块

施工难点：

高21区块上部地层泥岩含量高，易水化缩径，下部地层灰质泥岩、灰质砂岩、火成岩夹层多，普通PDC钻头不适应。

改进措施：

与研究单位合作试验，改进复合片的尺寸和布局，研制了双排齿5FPDC钻头取得了较好的效果。

取得效果：

2012年完成8口井，平均井深3 474.63m，同比增加80.23m，平均机械钻速17.37m/h，同比提高1.83m/h。

尤其是高21-斜41井通过使用改进胎体双排齿5FPDC钻头，平均机械钻速较邻井提高41.82%。

3 纯化油区纯26、纯41区块

施工难点

本区沙三中储层为夹持于两套深水泥岩中的湖底扇沉积。有较多的泥岩夹层。多数井表现为一个大的正韵律沉积，岩性下粗上细，中下部多为砾岩、含砾砂岩。下部地层因注水井影响造成密度高。沙四段底部石膏污染，砂岩及孔店紫红色泥岩缩径，泥岩垮塌严重，易形成 “糖葫芦”井眼，施工中常发生电测遇卡现象。

改进措施：

1）及时关停注水井，并由技术员负责落实到位。钻入注水层位前加强座岗观察，发现泥浆性能异常及时采取措施；

2）提前对钻井液进行预处理，防止沙四底部石膏层污染。完钻后，搞好短起下通井措施，调整钻井液性能达到电测要求，确保电测成功率。

取得效果：

2012年完成28口井，平均井深2649.70m，同比减少12.52m，平均机械钻速29.02m/h，同比提高3.08m/h。

4坨128区块

施工难点：

该区块由于多年的开采和长期注水，使地层压力发生很大变化，地层压力比较紊乱，上部地层松软易塌，承压能力差，易井漏；下部地层夹层多，地层含灰质泥岩、砂砾岩，研磨性高钻时慢；邻井密集，井间防碰存在难题。

改进措施：

1）优选高效钻头、优化钻具组合和钻进参数，二开前及时做好防碰预案；

2）采用以扩大器代替扶正器的常规钻具组合，使牙轮的使用情况易于判断，减少了起下钻时间，提高了钻井速度。

取得效果：

2012年完成7口井，平均井深3 380.29m，同比提高47.98m，平均机械钻速21.03m/h，同比提高3.85m/h。

5 坨76区块

施工难点：

该地区的井设计井深2500m左右，完钻层位为沙二、沙三段，井身结构为二开长裸眼井。该地区沙二段为主要开发层，由于多年的开采和长期注水，使地层压力发生很大变化，地层压力比较紊乱，上部地层松软易塌，承压能力差，易井漏，并且部分地区还存在浅气层。

改进措施：

1）通过应用双模承压技术，提高地层承压能力，全年未发生钻进井漏情况；

2）加强井身轨迹控制、把握剂加入时机和加量、加强活动钻具。

取得效果：

2012年完成3口井，平均井深3 898.67m，同比提高203.34m，平均机械钻速13.72m/h，同比提高4.21m/h。

尤其施工完成的坨76-斜25井，完钻井深3901m，平均机械钻速15.04m/h，创该区块同类型平均机械钻速最高好成绩。

6 八面河、羊角沟地区

施工难点：

该油区东临渤海湾，是典型的海相沉积构造地带产油地区。属于渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷，构造复杂，部分区块东营组地层缺失。该地区地层倾角大而无序，方位漂移无规律。2012年施工井特点是浅井多，定向点浅，起下钻时间占钻井比例大。以往一律采用HAT127牙轮钻头，泵压低、钻头水马力小，影响钻速。

改进措施：

1）二开采用“一趟钻”技术，减少起下钻时间；

2）根据不同地层，试验PDC钻头，在羊角沟地区取得成功，降低喷嘴直径，利用水马力辅助破岩，使机械钻速有了大幅增加。

取得效果：

2012年完成41口井，平均井深1725.61m，同比提高144.37m，平均机械钻速32.29m/h，同比提高4.97m/h。

第6篇：钻井技术范文

【关键词】深井 超深井 钻井

深井超深井钻井技术是一项较为先进的技术，它具有一定的复杂性，同时它具有一定的难度。在深井超深井钻井技术的不断发展过程中，我们需要不断研究新型技术，使得深井超深井钻井能够顺利地进行。那么在深井超深井钻井的过程中主要需要注意的技术是什么？笔者通过自身的总结与思考，认为以下几个方面的技术较为关键，在深井超深井钻井的过程中需要加以注意。

1 关于井身结构的相关设计

深井超深井钻井中需要钻深井。在这个过程中，需要保证井身的结构合理，以保证施工的正常进行。以往的深井超深井钻井技术是存在一定的问题的，井身的设计不合理，使得井身出现了一些安全问题。传统的深井超深井钻井的井身设计方面主要是由2条压力曲线、6个基础参数以及必封点组成，主要是为了节约成本，但是这对于安全的保证效果并不好。随着设计人员的不断研究，找出了以下的解决办法。第一，在深井超深井钻井的井身设计的时候，需要结合当地的土质与地质的相关情况，采取不同的井身设计。而对于刚开始的探井工作来讲，由于还不明确当地的地质的相关情况，需要采取谨慎的措施，设计井身的时候需要设计足够多的套管层次，起到必要的防护措施。第二，在钻头以及套管的设计上面也需要加以注意，就现在的情况而言，套管的层数大多为2层或者3层，这就意味着其只能预防2到3个出现问题的层位，笔者认为针对钻头以及套管设计方面需要在进行进一步的研究，使得技术水平可以得以提高，使得钻头和套管能够物尽其用。第三，改变以往的设计办法。在传统的井身设计中，通常是采用自下而上的设计理念，这就使得井身在投入使用时出现了套管层次不够，大尺寸套管不充裕的现象，这虽然节约了成本，却使得其不能达到很好的钻井效果。因此在新的设计中，采用自上而下的设计方法，就可以使得该问题得以很好地解决。

2 选择钻头的相关技术

在深井超深井钻井的工程项目中，需要选取合适的钻头才能使得深井超深井钻井的施工过程顺利进行。在传统的钻头选取过程中，主要有这以下两种选择思路：第一种方法，从已有的经验或者资料库中找到合适的资料，根据已经掌握的情况分析该采取怎样的钻头。但是这种方面是具有一定的缺陷的。首先，这个方面是采用已有的数据进行的分析以及推理，不具有实践性，使得其可能出现与实际情况相差较大的现象，这就会使的深井超深井钻井出现问题。其次，对于一些新型的井区，没有足够的资料来支撑分析，这就使得采用这种方法出现一定的困难。第二种方法，对钻井地区的岩石进行实物取样，认真分析其各种成分，然后以此作为依据来选择钻头。采用这种方法可以结合实际的情况来选择钻头。但是它也是存在一定的问题的。首先，采取的岩石样本不具有全面性，使得其在钻头选择时出现问题。其次，钻头的选择会趋于多样化。对于岩石进行分析后，可能会找到很多种适合该地区的钻头，这就需要进行选择，在选择的时候就会出现把握不好尺寸等问题。第三，该地的岩石分析不能够进行，这就会使得用这种方法选择钻头不成功。通过上述的讲解，我们可以知道现有的两种选钻方法都是存在一定的问题的。随着技术的不断进步，研究人员找出了新的、可以有效解决传统方法问题的办法。现行的、较具有优势的办法是人工神经网络法以及地层综合系数法。下面笔者简单介绍一下这两种办法。人工神经网络法是将其采用类似神经元的办法，将地层勘测与数据选择相结合起来，使得其可以定向选择，对所有可能的方式都进行一一的思考，最终经过严谨的分析，找出合适的钻头型号。地层综合系数法是将地质因素与工程的收益情况结合起来，选择最适合的、最具有经济效益的钻头。

3 斜面的打井技术

在深井超深井钻井的工程中，由于地层的情况不同，就会出现一定的斜坡，这就使得打井出现一定的问题。在深井超深井钻井中，如果出现斜坡就会使得井身出现不少的问题。于是在斜坡上进行打井是需要一定的不同于普通打井的斜面打井技术的。在出现井斜的情况时，需要十分注意其相关的技术。笔者认为在相关技术的实施过程中，在钻压的控制上出现了一些问题。在进行井斜的相关工程实施时，通常采用小钻压，这就使得钻井的速度很慢，不能提高效率。于是在针对相关问题进行了认真的思考与相关的研究后，研究人员找出了防斜快打的技术。防斜快打技术是依据动力学防斜理论，提高了斜面钻井的速度。防斜快打技术主要是利用了钻头的涡动现象，使得其能够达到较大的压力，同时结合螺旋的效果使得在斜面也能够快速打井，并且还能够保证其安全系数。在斜面进行打井时，由于斜面具有一定的特殊性，就需要进行一定的技术创新，找到合适技术来使得斜面打井可以保证质量，同时又保证速度。而上文中提到的防斜快打技术就可以使得这个问题得到很好地解决，在采用这个技术时，需要注意的是采用合适的防斜快打技术，在对于采用被动防斜打直技术与主动防斜打直技术的问题上要采用谨慎的态度，使得防斜快打技术能够发挥出其最大的作用。

4 结语

综上所述，笔者认为在深井超深井钻井的过程中，对于深井超深井钻井的关于井身结构的相关设计、选择钻头的相关技术以及斜面的打井技术等技术掌握是十分重要的，钻井技术人员需要注意这几个方面的技术，这样才能使得深井超深井钻井能够顺利地进行。当然在深井超深井钻井的过程，我们也需要注意各个方面的问题，不能只看重局部的效果，要从整体出发，进行全面的考虑，笔者认为只有采取专业的技术，并且通过全面的计划，才能使得深井超深井钻井的项目工程能够顺利地进行。

参考文献：

[1]李雪松.深井超深井钻井技术的发展探讨[J].化工管理，2014，（36）：60-60.

第7篇：钻井技术范文

【关键词】连续管钻井 构成与特点 局限性

一、前言

连续管钻井Co iled Tub ing D rilling， CTD技术，经过近20年的发展，连续管钻井技术的应用迅速拓展。截止到现在，全球采用连续管钻井技术完钻的总钻井数约为11000口。随着连续管钻井装备、井下工具和钻井用连续管的不断创新与持续改进，以及连续管钻井技术与欠平衡钻井、控压钻井、旋转导向钻井等技术的结合，使得连续管钻井技术水平大幅提高，采用

二、连续管钻井系统构成与特点

（一）连续管钻井系统构成

连续管钻井系统主要由连续管钻机、循环系统、井控系统、辅助设备、井下钻具组合（Bo ttom Ho le A ssem b ly，BHA ）等硬件系统和连续管钻井工艺、专用软件等软件系统构成。其中连续管钻机、循环系统、井控系统、辅助设备等构成了连续管钻井地面系统。与常规钻井地面系统相比，连续管钻井系统的钻井液循环与处理系统、井控系统及相关辅助设备并没有特别要求，两者标志性的特征差异在于连续管钻机。BHA对连续管钻井的效率及成败至关重要，不同的钻井工艺对BHA的要求也有所不同，一套完整而复杂的连续管钻井 BHA 往往需要 20余个单元工具构成。典型的BHA，包括钻头、正向驱动马达、测量仪、连续管接头、定向工具和紧急断开接头等连续管专用工具，其中连续管钻井用的马达有高速小扭矩、中速中等扭矩和低速大扭矩3种类型，外径范围6013 ～16511 mm。马达必须与所用的钻头相匹配，低速大扭矩马达适合于TSD钻头和天然金刚石钻头，中速中等扭矩马达适合PDC钻头。

（二）连续管钻井技术的特点和适用范围

连续管钻井技术的特点和适用范围一直备受关注，研究分析和应用实践表明，连续管钻井技术具有如下优点：1.可以实现不停泵连续循环 和带压作业，提高了起下钻速度和作业安全性，有效避免因接单根可能引起的井喷或卡钻事故；2.不用接单根，减少了作业人数，缩短了起下钻时间和作业周期，对于部分需要频繁调整或更换BHA的钻井作业，其优势更为突出；3.井场占地面积小，适合于地面条件受限制的地区或海上平台钻井作业；4.可以进行过油管钻井作业，因此能非常方便地实现老井加深和过油管侧钻；5.可以采用电缆传输信号，实现测井数据的实时传输。有效地连续监测井下压力变化：6.特别适合欠平衡钻井作业、多相钻井液钻井和空气钻井；

（三）连续管钻井技术的局限性

当然，连续管钻井技术也存在局限性，经过长期实践与分析。总结以下几点：1.从提升连续管钻井能力的要求考虑，希望选用管径和壁厚尽可能大的连续管，但由于设备能力、运输条件的局限，使得连续管长度受限，所以必将限制钻井作业深度；2.频繁起下钻以更换或调整BHA，将导致连续管过早疲劳，缩短使用寿命；3.目前用于钻井的连续管强度较低，无法实现旋转钻进，也无法承受较大钻压；4.井眼尺寸和泵速受到限制；5.实施连续管钻井之前，需要借助常规钻机或修井机对目标井进行钻前修井作业，若需下套管，也必须依靠常规钻机或修井机完成。

（四）连续管钻井技术的应用分类

由此可见，连续管钻井技术优势和局限性同样突出与鲜明。总体而言，连续管钻井技术的应用可分为2个大的方面：1.从地面开始新钻井眼至目的层（钻新井）；2.在老井中实施加深和侧钻（老井重入）。受技术水平和装备能力制约，目前完全采用连续管钻井技术和装备钻新井的钻深只有数百米，而且要求地层相对易钻且不易垮塌，此类应用主要集中在加拿大。若采取连续管钻井技术与常规钻井技术联合钻新井，其钻深可以达到数千米，但耗时更多，成本更大，必要性和经济性均受到质疑。连续管的无需接单根和无接箍特性，使得连续管钻井技术特别适合老井加深和过油管侧钻，特别适合应用于欠平衡工艺技术，因此而成为应用钻井新技术提高油气采收率的典型代表。

三、结束语

连续管钻井技术经过长期的国内外发展和应用实践表明，连续管钻井技术将成为利用钻井工程技术提高油气采收率的重要手段。经过长期研究，总结了连续管钻井技术的系统构成和技术特点，一致认为此项技术的最佳应用点是应用欠平衡工艺实施老井加深和过油管侧钻，分析归纳了连续管钻机的典型结构型式，认为连续管钻机的种类繁多，个性化特征鲜明，完全采用连续管钻井技术钻新井，钻深会受到很大限制。在经过细致研究分析了连续管钻井工艺过程之后，相关技术人员提出了实施连续管钻井工程项目的基本程序，认为采用连续管

钻井技术和欠平衡工艺进行老井重入加深、老井重入钻水平井和过油管侧钻将在油田增产、难动用储量开采、利用现有井筒低成本开采深部储层、提高最终采收率等方面将发挥积极有效的作用。

参考文献：

[1]刘清友，连续管钻井技术在国内非常规气开发中的应用，石油机械，2011；

第8篇：钻井技术范文

【关键词】深水钻井 钻井设备 关键技术

据全球的研究调查报告，没有被发现和未挖掘的海上油气储量绝大部分都是存储在一千米以下的地层深度。所以深水钻井技术水平的发展直接影响到深海油气勘探工作质量。影响海洋深水技术发展的因素是多方面的，具体表现如下：水深度的增加、钻井环境条件的复杂多端、缺乏高端施工技术水平等。所以一般的钻井工程都难以克服以上的影响因素。可见只有提高深水钻井技术，才能促进未来石油发展。

1 目前深水油气开发模式

深水油气和浅水油气，两者之间的开发利用以及基础设备资源具有巨大的差异性。因为深水油气都已经从之前单一的固定式成功地转换成浮式，所以它在开发和利用方面的方法也得到全新的改革和创新。在世界上发达的国家在深水油气开发中都是利用张力腿（TLP）、半潜式（SEMIOFPS）、深吃水立柱式（SPAR）等方面的平台。另一方面，浮式生产储油装置（FPSO）等多方面的组合也构成了平台的重要组成部分。

2 深水钻井主要设备

半潜式钻井平台以及钻井船两种浮式钻井装置构成了深水钻井的主要设备。

2.1 深水钻井船

在移动式钻井装置之中，深水钻井船的设备性能最强大，它的机动性能也是最符合标准的。它的优势在于它能够灵活地使用和操控，移动和停摆的时候都很方便，施工的范围也具有广泛性和针对性，所以它在于深海水域的钻井工程中得到覆盖性的全面使用。船体以及定位设备构成了钻井船的重要组成部分。船体的作用在于可以完善钻井和航行动力结构，固定了工作人员工作范围，使他们拥有较为舒适的生活空间。为了保持船体定位的精确性，沉补偿、减摇方面设备以及自动动力定位系统都必须安装在钻井船上之中。自动动力定位的技术含量最高，它给保持船位提供了有效的方法，它的推进器可以科学高效地控制和调整船的位置。

2.2 半潜式钻井平台

此平台的具体构造如下：在半潜式钻井平台上部设置了坚实的工作甲板，在船体的下端设置两个下船体，在这中间发挥支撑立柱的连接作用。当下船体潜入深部的水底时候，甲板还是会维持在平稳安全的高度，在工作的过程中，它造成的水线的面积和波浪都很小，它可以提供充足的技术支持，并且稳定可靠。就算是在最深的水底中，也可以保持高效的工作状态。

2.3 深水定位系统

利用深水定位系统可以使半潜式钻井平台、钻井船等浮式钻井装置在海中保持稳定性和平衡性，也免受风浪的影响，DGPS定位和声纳定位等构成了动力定位系统的重要组成部分。

3 深水钻井关键技术

3.1 大位移井和分支水平井钻井技术

在科学技术作为第一生产力的经济飞速发展时代，海上钻井新技术得到日新月异的发展，其中贡献最大的是大位移井、长距离水平钻井及分支水平井钻井技术。当钻头和地层保持近距离的时候，近钻头传感器能够快速地勘察出井的倾斜位置以及当地的地形和地质，所以可以沿着井眼的正确轨迹来进行工作。利用分井可以满足海上的需求，控制挖掘油藏所需平台数量和尺寸，主要是在其中一个平台中，打造一口主干井，然后在一些交集处钻更多的分支井，为了缩小泄油面积，我们可以开采若干个油气层。

3.2 深水双梯度钻井技术

相对于陆地和浅海钻井相而言，水双梯度钻井技术更可以适用于环境复杂多端、技术匮乏的深海钻井的工程中。此技术的设计线路如下：当隔水管满溢着水的时候，可以通过利用海底泵和小直径回流管线，然后再循环渐进地抽取井液，同时也可以通过隔水管中一些类似气体的介质，这些介质的密度都需要达到最低，使隔水管环空里面旋转流体的密度与海水保持一致。所以在钻井液反反复复的旋转中，钻井液体系呈现的都是双密度的特征。这样有利于调整井眼和井底的压力，并且保持高效性、主动性、经济性的工作效果。

3.3 动态压井钻井技术

动态压井钻井技术在是深水表层建井工程中发挥着不可或缺的作用。这种技术并没有建立常规反复的深水浅层井段。它通过压井方式，不断地调整浅层气井水涌动的情况。此技术基本原理和自动混浆原理没多大区别。它结合施工的实际需求，实现高密度和低密度的钻井液的高效配置。主要通过其中的一台具有自动控制密度功能的混浆装置，将会使钻井液随时保持合适的密度，可以高效地往井内持续泵送需要的泥浆。

在钻进的施工过程中，利用高科技的监测仪器，可以判定地层的高压变动情况，当出现特殊情况的时候，我们的工作人员可以手动完成输入工作的指令，这样便会马上提供高密度钻井液，以满足工作泵的运转需求。它也没有必要按照高密度钻井液的原则，它实质上只是对施工环境的附近进行压井钻井作业，它具有逐渐加重的动态特征。

4 结束语

深水石油钻井这一门技术，它含量的科学技术知识包罗万象，需要投入巨大的成本，但是也无法回避极高的风险。其中动态压井钻井技术、深水双梯度钻井技术、大位移井和分支水平井钻井技术全面促进了深水钻井工程的施工进度。同时不断地提高深水钻井设备的性能，提供强大的技术支持，不断促进钻井工程的高效、安全、和谐发展，营造巨大的经济效益和社会效益。

参考文献

[1] 杨进，曹式敬.深水石油钻井技术现状及发展趋势[J].石油钻采工艺，2008，（02）

[2] 陈国明，殷志明，许亮斌，等.深水双梯度钻井技术研究进展[J].石油勘探与开发，2007，18（2）：246―250

[3] 沈忠厚，壬瑞.现代石油钻井技术50年进展和发展趋势[J].石油钻采工艺，2003，（5）

[4] 潘继平，张大伟，岳来群，等.全球海洋油气勘探开发状况与发展趋势[J].中国矿业，2006，15（11）：1―4

[5] 刘杰鸣，王世圣，冯玮，等.深水油气开发工程模式及其在我国南海的适应性探讨[J].中国海上油气，2006，18（6）：413―418

第9篇：钻井技术范文

【关键词】最浅水平井;草古区块;潜山地层

1.地质构造概况

草古126-平1构造位置是济阳坳陷广饶凸起西段潜山构造带东部草古125潜山较高部位，是一口油藏评价井。草古125井区构造上位于济阳坳陷广饶凸起西段潜山构造带东部构造特征，草古125潜山隶属于广饶潜山带，处于广饶潜山带东南端的高部位，基底地层为太古界泰山群地层，受基底断裂的分割，草古125潜山总体由四排呈北北西向排列的下古生界潜山联合构成，发育规模自东向西逐渐增大。草古125潜山自北向南构造逐渐抬高，下古生界出露地层逐渐变老，潜山顶部埋深约450-520m，鞍部埋深约540-620m。草古126-平1井设计位于草古126潜山的构造高部，草古126井西南。本区为海相沉积，储层为奥陶系灰岩、白云岩。碳酸盐岩风化、溶蚀带成为本区重要的储集带，彼此穿插连通的缝洞网络成本区为海相沉积，储层为奥陶系灰岩、白云岩。碳酸盐岩风化、溶蚀带成为本区重要的储集带，彼此穿插连通的缝洞网络成其重要的储渗空间。

主要评价目的有:（1）落实储层物性参数、储量资源 （2）取得储层敏感性资料，为有效进行油层保护提供依据 （3）探讨总结浅层水平井工艺配套技术的适应性（4）通过试油、试采了解油层产能,为油藏开发方案提供依据。

地质分层分别为平原组、明化镇组、馆陶组、奥陶系；底垂深分别为200m、440m、456m、460m；厚度分别为200m、240m、16m、4m。

2.工程设计及技术难点

本井的井身剖面设计为直-增-增-平双增轨道。由全井工程设计和地质设计看，本井上部地层极软为粘土和流沙层，成岩性差，井眼易垮塌，在这样浅的软地层进行大井眼高造斜率定向在胜利油田内部少见，在水力作用下难加上钻压，工具面不稳定，井径扩大率大，造斜率很难控制；从井身结构设计来看，二开完下技术套管的目的是及时封住上部松软地层，二开完钻垂深需要定向技术人员与地质录井人员紧密配合，卡好潜山层位，保证刚好进层。奥陶系潜山的地层特性是裂缝发育情况复杂，漏失严重，一旦卡层不准或进层太深，容易引起漏失，严重情况下无法进行下技术套管、固井等工艺操作。在三开Φ152.4mm小井眼进行水平段钻进，轨迹难以控制，影响测量仪器信号的传输，容易引起卡钻等井下事故。根据上述情况，本井施工采用了如下技术措施:（a）浅层大井眼定向，施工使用Φ197mm(1.75°)螺杆进行二开定向。（b）使用胜利定向井公司具有自主知识产权的SDM650、SDM350仪器测量施工。（c）三开Φ152.4mm小井眼，使用六刀翼PDC钻头施工。

3.井眼轨迹控制过程

3.1直井段和二开定向段钻进

（a）一开直井段（0～154m）。钻具结构为Φ346.1mm钻头+Φ203钻铤×3柱+Φ127mm加重钻杆×6根。（b）二开定向段（218.05～555.22m）。钻具结构为Φ241.3mm钻头+Φ197mm(1.75°)螺杆＋531×410接头+Φ178mm无磁钻铤+Φ165mm无磁悬挂＋Φ127mm无磁承压＋Φ127mm加重钻杆×5柱+Φ127mm钻杆，地层软，造斜点浅，造斜率高，下入Φ197mm(1.75°)螺杆定向，使用胜利定向井公司自主研发的国产无线随钻测斜仪器SDM650进行施工。该仪器主要由五部分组成:①地面计算机及外部设备 (包括一体终端机、供电电源等) ②数据检测设备 (泥浆压力传感器等) ③司钻阅读器 ④测量探管总成 ⑤泥浆脉冲发生器和涡轮发电机总成。井下仪器由一套涡轮发电机供电，采用正脉冲泥浆压力传输系统进行数据传输，技术性能先进、工作可靠、特别适用于大斜度井和水平井中配合导向动力钻具组成导向钻井系统。

设计造斜点221.62m,造斜点提前至218.05m，为在定向施工中随时控制造斜率，既达到设计要求，又不能让狗腿度过大，将SDM650的探管工作方式设置为序列二，在滑动钻进时，仪器出一组动态测斜值为定向施工提供了有价值的参考。二开定向段，每个单根都采用滑动与旋转两种钻进方式交替施工。为了保证造斜率，井斜较小时，钻完单根后，通过钻具上下活动划眼，不开转盘复合转划眼。在井斜增到一定程度后，保障井眼通畅，才开转盘复合转划眼。地层较软，进尺很快，工具面很难控制，造斜率变化大，及时调整钻进参数，井深555.22m,垂深459.38m,卡层进入潜山储层，完成二开，下入技术套管。

3.2三开定向及水平段钻进

三开定向及水平段（555.22～815m），钻具结构为φ152.4mm钻头+φ120mm螺杆×（1.5°）+331×310接头＋Φ120mm无磁钻铤+Φ120mm悬挂短节+φ88.9mm无磁承压+φ88.9mm钻杆×20柱+φ88.9mm加重钻杆×5柱+φ88.9mm钻杆，二开完进入奥陶系潜山地层，特点是裂缝发育情况复杂，漏失严重。对泥浆进行处理，加入堵漏剂，作好防漏措施，密切注意钻井液性能变化，提前准备好大量清水，以便在泥浆漏失严重或全漏完的情况下，以清水代替，边漏边打。在潜山地层中钻进情况比较复杂，钻进时间较长，如下入牙轮钻头可能会频繁起钻，降低钻进速度，另一方面容易产生掉牙轮等事故，下入六刀翼PDC钻头，降低风险，提高机械钻速。φ152.4mm小井眼使用SDM350进行测量施工，三开钻至559m后，泥浆就开始漏失，轨迹比较难控制，随时调整轨迹，严格控制在设计范围内，始终保持轨迹在油藏内穿行，最终完钻井深815m，井斜91°，垂深460m，水平位移457m，水平段长201m，这是目前胜利油田垂深最浅的一口水平井。

4.结论及认识

（1）本井二开浅层大井眼高造斜率的定向施工，为草古125区块今后同类井的施工提供了有价值的钻井参数。

（2）SDM无线随钻测斜仪器的成功使用，打破了国外石油钻井公司仪器方面的垄断，走出了一条自主研发的道路。在近钻头测量和旋转导向方面的仪器如果能更快的投入使用，水平井施工技术就能大幅度的进步，轨迹控制质量和精度得到提高，最大限度地保证井眼轨迹在油层最佳位置穿行，钻井周期会大大缩减。

（3）三开小井眼定向和水平段，六刀翼PDC钻头的应用提高了机械钻速，缩短了建井周期。

（4）轨迹控制要具有较强的应变能力，加密测点，确保轨迹参数和地层有起伏变化时能够及时发现和调整，具有较高的预测准确度，尽量缩小工具能力误差和轨迹预测误差，优选合理的轨迹控制方案。

（5）本井施工为在草古125区块下一步水平井的设计与施工提供了借鉴，推动了广饶潜山西段的稠油勘探进程，进一步增强了“找油无”的信心，为该地区控制储量升级奠定坚实基础。

【参考文献】

［1］张淑芹,李培佳.特殊工艺井钻井技术.石油工业出版社.2008.9.