川东北水平井钻井技术方案

1、定向井、水平井钻井技术、八前言定向井、 水平井钻井技术在国内经过多年的研究、 发展，目前已经相对成熟。 但是， 就应用地域而言，川东北地区应用定向井、水平井技术相对较晚，由于地质条件复杂， 钻井施工期间出现的问题较多， 有必要对前期定向井施工中的成功经验和负面教训进行 总结、分析，为提高今后钻井队伍对该地区定向井、水平井施工的认知程度，推动川东 北地区定向井钻井技术的成熟，形成较为完善的川东北水平井钻井技术方案奠定基础。一、国内外定向井、水平井钻井技术现状（一）定向井钻井技术 简而言之，定向井是指按照预先设计的井斜方位和井眼的轴线形状进行钻进的井。 沿着预先设计的井眼轴线钻达目的层位的钻井方法

2、，称为定向钻井。定向井技术可以增 加油藏泄油面积，提高油气产量，还能够克服地表障碍设定井场、节约用地、降低开发 成本、提高经济效益。定向井通常采用的轨道剖面是“直增稳”和“直增稳降稳”或与之相 近的剖面结构 , 在数量上以“直增稳”三段制结构占绝大多数。对于这种剖面，早 期的定向井钻井在造斜点以下井段是分三步施工的 ,即弯接头+直螺杆定向造斜、 转盘钻 进增斜和转盘钻进稳斜。该施工步骤相对而言较为复杂，且由于定向井井眼轨迹的井斜 变化和方位漂移量受地层岩性、钻具结构、钻进参数等诸多因素影响 , 如果没有对相应 区块的钻井施工经验，判断和量化分析井斜、方位变化规律的存在一定的难度。随着弯壳体泥浆

3、马达、高效PDC钻头的研制成功和无线随钻测量技术的发展，导向 钻井系统逐步发展，并成为定向井技术发展的最重大的成果。最初是弯壳体动力钻具与 MW组成的滑动导向钻井系统，近年来又出现了旋转导向钻井系统。导向钻井系统的最大 优点是一套工具下入井内后 , 可以增斜、 降斜和稳斜 , 可以根据需要钻出不同曲率的井眼 从而大大提高了井眼轨迹控制能力。 如英国BP公司1999年7月在英国WytchFarm油田 完成的M16SP冲，完钻井深11278m 垂深1637m 水平位移达10728.4m。1997年6月 中国南海西江 24-3-A14 井的水平位移达到了 8060.7m。20世纪 90年代末期，经过

4、钻井工作者的共同努力， 国内定向井技术逐步发展成熟， 相继完成了一大批各种难度的定向井、 丛式井、 大位移井、 三维多目标井、 三维绕障井， 形成了较为成熟、完善的特殊工艺井钻井技术。尽管与国外技术相比还有一定的差距， 但主要集中在钻井装备和测量仪器等硬件设施方面。（二）水平井钻井技术水平井技术是在定向井技术基础上发展起来的更加有效的油气藏开发手段。 与定向井二维空间的地质靶点要求不同，水平井的地质目标是三维立体的“靶盒”，即要求井眼轨道进入目的层后，以水平状态或近水平状态延目的层走向延伸。可以说，水平井是 一种技术要求更高的定向井，对于提高油气开发程度的贡献更大。自20世纪80年代中期以来，

5、随着全球石油资源需求量的大幅增长以及随钻测量技 术、PDC钻头、高效螺杆导向马达技术和新型录井及完井技术的发展，水平井钻井技术得到了充分的发展。由于水平井技术能够有效地增加油层泄油面积、减少单位面积开发 井数量，提高油气综合开发效益。而其钻井成本仅为直井的两倍甚至略高于直井，而水 平井的产量一般是直井的35倍。原本没有工业开发价值的边际油田、进入开发后期 油水关系复杂的老油田均能够利用水平井钻井技术显著提高综合开发效益。因此，水平 井技术已经成为油气开发的重要技术手段。1.国外技术概况随着导向钻井技术、无线随钻测量技术的不断发展，地质导向钻井技术、旋转导向 钻井技术等新技术的不断涌现，推动了水

6、平井技术应用规模的不断扩大。20世纪90年后期，水平井钻井技术发展迅速。1996年之后，仅美国钻水平井能力就达到 6001000 口 /年。目前，国外水平井钻井技术取得的主要技术指标如下：水平井最大水平段长 6118m水平井最大垂深6062m水平井最大单井进尺10172m双侧向分支水平井总水平段长度达到 4550.1m （该井垂深1389.9m）;多分支水平井总水平段长度达到11342m近年来，国外水平井钻井技术不断发展，突出的表现在地质导向技术、旋转导向技 术、自动化（闭环）钻井技术以及配套工具的研制及使用。（1）地质导向技术在20世纪80年代,随着定向井和水平井钻井技术的发展，导向钻井系统

7、应运而生，具 有弯外壳或偏心稳定器的井下动力马达（称之为“导向马达”）替代了直动力马达和弯接头。 将导向马达与无线随钻测斜系统相结合，成功地实现了定向井和水平井钻井的几何导向。 在此基础上,1989年开发成功第一代无线随钻测井系统，使定向钻井技术由几何导向发展 到地质导向。地质导向技术就是根据地质导向工具提供的实时地质信息和定向数据，辨明所钻遇的地质环境，并对待钻地层的情况进行预测，引导钻头进入油层并将井眼保持在产层中。 地质导向钻井系统包括近钻头测量地质导向工具和功能完备的地面信息处理系统两大 部分。当地质情况复杂或在薄产层中进行导向钻井时，测量点（即传感器）与钻头之间的距离和前导模拟软件的

8、作用就显得极为突出。地质导向钻井要时刻注意钻头位置、当前 井身轨迹、未来井身轨迹及必要的井身轨迹校正。但仅仅依靠近钻头的电阻率、井斜及自然伽玛等参数对已钻井眼进行评价有时会存在明显的不足，还需要利用前导模拟软件对未钻地层的相应参数进行预测，以便更有效地指导水平井施工。地质导向技术能够把所有可以获得的信息综合到总体钻井计划和钻井过程中，允许在钻井作业期间的任何时候调整钻井计划，其优点包括：及早识别地质条件的显著变化，指示井眼是否正进入意料之外的岩性地层，提高井眼在油层中延伸的能力，并有助于进 一步明确地质构造的变化。Anadrill公司于1992年底研制出地质导向钻具，1993年5月在美国休斯敦

9、海上技 术会议上展示了其名为IDEAL综合钻井评价和测井系统的地质导向工具，这是第一个在 导向泥浆马达和近钻头稳定器上安装测量仪器的工具。IDEAL地质导向工具的关键是方向传感器和测井传感器接近钻头，这些钻头传感器可测得离钻头12m范围内的方位、地层电阻率、伽马射线、转速和井斜等，并把这些钻头附近的数据传到MW系统，以便更好地引导钻头穿过薄层和复杂地层。用地质导向工具可以精确地控制井眼的垂深，避 免水锥和气锥，准确地穿越地层，并带来巨大的经济效益。此后Halliburton 、BakerHughes INTEQ和挪威国家石油公司（Statoil） 等公司也相继研制出了他们各自的地质向 导工具。

10、目前四参数组合随钻测井仪已成为标准随钻测井仪器，可以随钻测量原状地层的 真电阻率、体积密度、中子孔隙度和自然伽吗。正在出现的六参数组合随钻测井仪， 是在四参数的基础上增加了声波速度和光电指数，提供更加丰富的地层评价信息。可 测量的参数包括井斜、方位、工具面、井下钻压、井下扭矩、井下震动、自然伽马、 地层电阻率、密度、中子孔隙度和环空温度。与早期的随钻测井相比，现在的随钻测 井仪器可靠性高，稳定性强，可更好地评价油、气、水层。随钻测井为用户实时提供 决策信息，有助于避免井下复杂情况的发生，引导井眼沿着最佳轨迹穿过油层。目前 从井下往地面传输随钻测量数据的技术主要是泥浆脉冲传输技术，近年来电磁波传

11、输 技术应用已有很大进展。（2）旋转导向钻井系统采用导向马达钻定向井或水平井时，改变井眼方位或井斜角的过程大多是在滑动钻 进的方式下完成的，常会带来一些低效作业因素，比如难以保证预期的工具面（在磨阻 教大的情况下）、井眼清洁效果差（特别是在大斜度井中）、难以施加钻压（钻柱不旋转 时的摩擦阻力要大于其旋转时的摩擦阻力）、不能和最合适的钻头（针对地层）匹配使 用、以及泥浆马达本身出现故障并可能造成 MWD：具出现故障等等，从而降低钻井效率。 推出旋转钻井系统的目的就是减少或完全消除这些缺陷。CAMCOAPPLETE和AMOC等公司最早研制旋转导向系统，此外还有剑桥钻井自动化系统以及被称为DDD急定

12、器的系统等0目前,世界上较成熟的旋转导向钻井系统有 BAKERHUGHSE INT公司的AutoTrackSCLS系统、Schlumberger Anadrill公司的 Power Driver SRD 系统,以及 SperrySun 公司的 Geopilot 系统。(3) 自动化钻井技术无论是钻何种类型的油气井 , 还是采用何种旋转钻井方式 , 都存在着钻井效率问题 , 这也是钻井技术研究与发展的本质所在。影响钻井效率的主要问题可归结为钻进时的 “间断”。目前造成“间断”的主要原因包括 :接单根,更换钻头和底部钻具组合等 ,钻具 失效、井眼失稳 (漏、塌、喷、卡、阻 ) 、纠斜作业、非随钻测

13、量、达不到最优决策 ,以 及多层次井身结构等。为了减少钻进“间断” , 必须不断研究和提高钻井整体技术和装 备水平 , 尤其是信息化、智能化及自动化钻井技术的研究与开发需要不断加强。要实现自动化钻井，就必须首先实现闭环钻井，也就是全部钻井过程依靠传感器测 量各种参数，依靠计算机获取数据并进行解释和发出指令，最后由执行机构完成动作， 使整个钻井系统成为一种无人操作的自动控制系统。 这种闭环钻井系统的主要优点是节 约时间，提高精度，减少人为误差，减少体力劳动，既可以严格按预定轨迹钻进，也可 以完全根据地下情况钻进。闭环钻井系统一般由井下执行机构、测量系统及控制系统组 成。在钻进过程中 , 井下执行

14、机构的动作应根据控制系统的指令来完成 , 而控制系统所发 出的指令则应根据设计井的要求和实钻测量反馈信号来确定。 井下闭环钻井系统的未来 发展必将以井下执行机构 (底部钻具组合 ) 的不断更新、 测量系统的不断完善及自动化控 制程度的不断提高为基本特征。 井下闭环钻井系统能够在地下极其复杂的地质环境及非 常恶劣的工况下进行有效的工作 , 能够精确探测前方和周围的地质环境及本身的状态 , 进而做出正确的分析和决策 , 并且能够自动适应所处的工作环境 , 沿着预定的路线或要 求到达地下终极目标。井下闭环钻井系统是自动化钻井的核心 , 是多种高新技术和产品 的进一步研发及其微型化集成的结果 ,代表着

15、未来钻井与掘进技术的发展趋势 ,可望在 21 世纪前半叶实现。国外在自动化研究方面取得的实际成果目前主要有：德国的VDS自动垂直钻井系统、英国的AGS自动定向钻井系统和挪威的 KOLIBOMA连续软管钻井系统。其中，德国的ADD 自动垂直钻井系统应用得最为成功。(4) 国外水平井钻井技术正在向集成系统发展 以提高成功率和综合经济效益为目的，结合地质、地球物理、油层物理和各工程技 术，对地质评价和油气藏筛选、水平井设计和施工进行综合优化。兰德马克图形公司开发出一种名为决策空间(Decisio nSpace?)的新一代定向井设 计软件包，可显著降低油田开发中井眼轨迹的设计周期。 这个集成软件包由三

16、部分组成： 资产设计师(AssetPla nn er?)、轨迹跟踪设计师(TracPIa nner?)和精确定位 (PrecisionTarget? )。利用该软件包，可以迅速地为新老油田开发方案提供多井平台 下的油田开发井眼轨迹设计方案， 借助先进的井眼轨迹设计技术和工作流程技术缩短井眼轨迹设计周期。“资产设计师”可以根据储层模型自动生成储层靶区目标。应用该软 件在储层模型内对储层特性进行筛选，从而产生储层油藏目标，使用者可以根据自己的 泄油要求优化现场设计。“轨迹跟踪设计师”可以快速有效地以人机对话的方式建立并 显示多种勘探或油田开发方案，在详细的计划实施前，就可以得到可靠的估计。“精确定

17、位”软件考虑了在地球物理、地质和机械工程等方面存在的不确定性，从而可以更精 确地确定井眼位置。这三部分合在一起，提供了一个完整的定向井设计软件包。斯伦贝谢公司开发完成的实时三维大地模型可以模拟钻井中重要的地层特征，根据 先导井或邻井的测井资料构建模型，组成一个包含设计井眼轨迹的二维垂直平面，在对 比测井资料与模型预测值后，再在钻井过程中修改大地模型，调整井眼轨迹，以保证水 平井按计划进入目的层。沁-fvki W zTWi "in 可ItE=3ifih- ifrri3hiC<rnrrunrb1e rriXiii- jrnnmniL i MH 曲u n Ifr 1 F*aFinlm

18、PDi -i I- It.的 茁畑曲脑£t1：Li.O-，f* z、 Find mJ,ppr iprrrJ 理（IfNanisln_E-Ur.inM :qdCuulnPlBiWell Log ViewerOfihHWQM L jerx.-iWi-rr图1.三维大地模型视图2.国内水平井技术20世纪50年代，继美国和前苏联之后，我国是世界上第三个开展水平井钻井的国家。19651966年，我国的钻井工作者在四川先后钻成了磨 3井和巴24井两口水平井。磨3井斜深1685m垂深1368m水平位移444m油层内井段长288m水平段长160m 限于当时的技术条件，这两口水平井都是采用加弯接头的涡

19、轮钻具及氟氢酸瓶的测斜方 式完成的。1991年，原石油天然气总公司组织展开“石油水平井钻井成套技术研究”技术攻关， 并于1995年6月通过国家验收。以此为基础，我国的水平井钻井技术开始发展。 在“八 五”攻关期间，主要采用中半径井身轨道剖面，以照相测斜仪定向为主，钻具组合采用 直螺杆动力钻具、弯接头加定向接头的方式，普遍采用随钻震击器等辅助装置，形成了 “长裸眼”井身结构、简化钻具组合等工艺技术，先后完成了一批裸眼水平井，为降低 水平井钻井成本、加快钻井速度、迅速推广水平井技术打下了良好的基础。 “八五”末， 水平井钻井技术已基本成熟。截止 1995年底，在陆上的 11 个油田共钻成 62 口

20、水平井， 覆盖了 6 种油藏类型，且多数为中半径水平井。而截止 1998 年底，仅胜利油田就完成 水平井119 口，水平井最大斜深 3380m 最大井斜101.05 °最长水平段 901.43米m, 最大水平位移 1164.30m。“九五”期间是国内水平井钻井技术提高与推广应用的重要时期。该时期水平井技 术的主要特点为 : 新钻井多为中半径水平井，进行了套管开窗侧钻中半径、短半径水平 井的技术攻关，扩大了长裸眼应用范围，钻具组合普遍采用了弯螺杆动力钻具并得到了 优化和简化，推广应用了电子单、多点测量仪器。由于工艺技术的不断完善，水平井的 应用范围也不断扩大，先后成功用于砂泥岩油气藏、

21、灰岩油气藏、高压低渗油气藏、稠 油油气藏的等特殊油气藏的开发。同时，开展了套管开窗侧钻短半径水平井技术研究， 形成了配套技术。在测量仪器方面，配套了 MW随钻测斜仪，淘汰了落后的人工单点定向施工模式。 引进了 FEW地层评价随钻测量仪，使水平井技术由几何导向逐步转变为地质导向，一 些难以动用的边际油藏和超薄油藏得到了开发。“十五”以来，针对勘探开发提出的新要求，国内钻井技术进入了新的发展时期。 以欠平衡压力钻井、大位移井钻井、分支井钻井、地质导向钻进技术为代表的先进钻井 技术取得了新的突破。国内各油田先后完成了十余口分支井现场试验，形成了分支井钻 井工艺技术，配套完善了井下工具；在成功研制开发

22、具有独立知识产权的 MW无线随钻 测量系统、自然伽玛和感应电阻率测量系统的基础上，形成了地质导向钻井配套技术。2004年8月，完成了国内最深的双分支水平井TK 908DH井。第一分支完钻井深5234.55 m ,水平段长450.00 m ,水平位移754.49 m。第二分支完钻井深 5239.88 m,水 平段长500.06 m ,水平位移700.00 m。二、川东北地区特殊工艺井钻井技术情况分析（一） 川东北地区定向井钻井技术现状 川东北地区目前还没有水平井的应用，但已经在毛坝 2井、普光 1 井、黑池 1井等 部分勘探井上进行了定向井的应用。除了直井钻井遇到的技术难题之外，井眼轨迹控制 技

23、术在该地区也遇到了严重的困难。1.普光1 井定向施工简介（ 1 ） 基础数据完钻井深：5700.00m （垂深 5352.25m）轨迹类型：直一增斜一稳斜-降斜造斜方法：1°单弯螺杆造斜，无线随钻跟踪测斜表1普光1井定向基本数据100昔光1井设计轨道与实钻轨迹图EOO9001000 1100 1200 :屮.u1600170019001 yr n20002100220028002600 JL270D J.J8006789012 345 678 94ooooooo ooo ODO O1汕-160-4S0-&40-soo-560-11 to-1280项目设计数据实钻数据造斜点（m

24、）26002283.54靶点垂深（m50905090靶点斜深（m5420.325423.26靶点闭合方位（°）154.42157.6靶点闭合距（m1289.051252.12靶心半径（m250靶心距（m）78.70最大井斜角（° ）29.5536( 4610m处)最大狗腿度（°/30m）<75.4(3830m 处)井底闭合距（m1340.071340.252 o'(W QC6 d oa o'oi o'ci>2 om'crtE niE'cBaoB? oirt'oEt'rps (jjn'os/

25、o&i(H5OS：?'(Xio ote'MH ote'&fi&oad wmW ikb' hjq'qss rauWo® s ow'obs o o图2普光1井轨迹图（2）施工工艺表2普光1井各井段施工数据序号钻进井段（mm）工艺内容10.00 2283.54直井段22283.54 2448.63造斜段32448.63 2613.90增斜段42613.90 2658.38稳斜段52658.38 2671.61扭方位62671.69 3801.47稳斜段73801.47 3829.17扭方位83829.17 3857.6

26、0稳斜段93857.60 3898.00扭方位103898.00 4348.00稳斜段114348.00 4690.28扭方位124690.28 4794.29稳斜段134794.29 4876.58扭方位144876.58 5700.00微降斜段 直井段（02283.54m）直井段打直是后期定向成功的有力保障，本井沙溪庙地层地层倾角大，方位自然飘 移方向与靶点设计方位相反，为防斜打快，在优选钻具组合与钻进参数采取了以下措施：A. 塔式钟摆钻具组合：444.5mm钻头+244mm钻铤X 3根+444mm扶正器+203mn钻铤X 6根+178mn钻铤X 9根+127mn钻杆。钻进参数：钻压100

27、180kN,转速80r/min，平均机械钻速1.70m/h，钻进井段：0295m最大井斜：2 °B. 复合钻进钻具组合：311.1mmPD钻头+244mn螺杆+203mn钻铤X 2根+311mn扶正器+ 203mn钻铤X 6根+178mm钻铤X 9根+127mm钻杆。钻进参数：钻压50kN,转盘螺杆复合驱动，平均机械钻速 1.79m/h，钻进井段：320490m最大井斜：井斜稳定在2.1 °C. 大钻铤塔式钟摆钻具组合：311.1mm钻头（HJ517） +244mn钻铤X 3根+311mn扶正器+203mm 钻铤X 6根+178mn钻铤X 9根+127mn钻杆。钻进参数：钻

28、压100180kN,转速70r/min，平均机械钻速1.70m/h钻进井段：4901230m井斜：井斜最小1.9 ° （755m），最大3.7 ° （1220m）D. 偏轴组合： 311.1mm钻头（HJ517）+630X 730 （偏轴接头偏心距 25mm +229mn钻铤X 3根 +311mn扶正器+203mn钻铤X 6根+178mn钻铤X 9根+127mn钻杆钻进参数：钻压30 kN，转速70r/min井底造型12m,逐渐加压到160kN, 80r/min 正常钻进。钻进井段： 1230 1360m井斜：先降到2.4 ° （1245m），又增到3.9

29、76; （1343m）,平均机械钻速0.98m/h。E. 柔性钟摆钻具组合：311.1mm钻头（HJ517）+229mm钻铤X 3根+311mn扶 正器+178mn钻铤X 1根+311mm扶正器+203mm钻铤X 6根+178mm钻铤X 9根+ 127mm钻杆。钻进参数： 70200kN转速 70r/min平均机械钻速 0.85m/h钻进井段： 1360 1750 m井斜： 3.5°3.9°F. 单弯螺杆复合钻进纠斜、防斜技术钻具组合：311.1mm钻头（HJ537）+216mm1单弯单扶螺杆X 1根+203mm无 磁钻铤X 1根+203mm钻铤X 5根+127mm加重钻杆

30、X 15根+127mm钻杆。钻进情况：井深1750m填井侧钻，井眼方位340°。为有效控制井斜，首先将工具 面摆在160°,先加压40kN,尔后逐渐加压到160kN滑动钻进，为控制好狗腿度，每滑 动钻进20m,启动转盘50r/min ,加压120kN复合钻进60m后，将井斜降到了 0.5。，在 该井段，平均机械钻速 0.66m/h。 造斜段（2283.54 2448.63m）设计造斜点2600m但钻至井深2283m时，负向位移已达到85m,为减小下部施工 的难度，决定提前造斜。造斜段钻具组合： 311.1mmf占头（HJ537） +216mm1单弯螺杆X 1根+203mm无

31、磁钻铤X 1根+ 203mn钻铤X 11根+127mm加0重钻杆X 15根+127mn钻杆。钻进参数：钻压140KN排量401/s，有线随钻监测。用滑动钻进与复合钻进交替 进行，控制全角变化率。当井斜增到 9°，方位对准靶点方位后，改用转盘增斜，提高机械钻速。 增斜段（2448.63 2613.90m）增斜段钻具组合： 311.1mm钻头（HJ537 +311mmj急定器+203mn无磁钻铤X 1根+203mn钻铤 X 11根+203mm随钻震击器+127mnto重钻杆X 15根+127mn钻杆。钻进参数：钻压 240kN,转速60r/min，排量501/s，泵压18MPa 稳斜段（

32、2613.90 2658.38m 2671.69 3801.47m、3829.17 3857.60m、3898 4348m、4690.28 4794.29m）当井斜增到19°以后，考虑到近3000m的斜井段绝对稳斜非常困难，故不将井斜 增到对靶井斜，而将微增斜钻具作稳斜钻具提前进入稳斜阶段。二开井段（302.653472.28m）地层复杂，采用单扶稳斜钻具组合： 311.1mm钻头（HJ537） +203mm短钻铤+311mm稳定器+203mm无磁钻铤X 1 根+203mm钻铤X 11根+203mnffi钻震击器+127mmbn重钻杆X 15根+127mm钻杆。钻进参数：钻压240k

33、N,转速60r/min，排量50l/s，泵压1820MPa三开井段（3472.28m以后）相对安全，采用双扶稳斜：215.9mmf占头（HJ537） +159mm短钻铤X （12m） +215mm稳定器+159mn无磁钻铤X 1根+215mm稳定器 +159mm占占铤X 3根+127mmbn重钻杆X 30根+159mmfi随钻震击器+127mm占占杆。钻进参数：钻压180kN,转速60r/min，排量26l/s，泵压1618MPa 扭方位井段（2658.38 2671.69m 3801.47 3829.17m 3857.60 3898.00m、 4348.00 4690.28m、 4794.2

34、94876.58m）本井方位不稳定，沙溪庙组左飘，须家河以下右飘严重 。二开在井段2658.382671.69m扭方位，钻具组合： 311.1mm钻头（HJ537） +216mm1单弯单扶螺杆X 1根+203mm无磁钻铤X 1 根+203mm钻铤X 11根+127mmbn重钻杆X 15根+127mr占占杆。钻进参数：钻压140KN排量40l/s，用有线随钻跟踪。26582672m井段，方位自 147°扭到 152°。三开（3472.28m以后）扭方位钻具组合： 215.9mm钻头（PDC +165mm1单弯双扶螺杆X 1根+159mm无磁钻铤X 1根 +MWD>159

35、mni占铤X 2根+127mm加0重钻杆X 30根+127mni占杆。钻进参数：钻压80kN,排量26l/s。在38013898m井段，将方位由182°扭到165°后起钻，井深4348m时，方位增至 182°，后经过400m扭方位施工，扭到145°。 微降斜段（4876.585700.00m）井深4876m后，井斜偏大，故选用微降斜钻具组合： 215.9mm钻头(PDC HJ537) + 159mn短钻铤x 2m+O 215mn稳疋器 + 159mn无 磁钻铤X 1根+215mn稳定器+159mn钻铤x 1根+127mm加重钻杆x 30根+159mm 随

36、钻震击器+127mn钻杆钻压160kN,转速60r/min，排量261/s，泵压1618MPa小结：本井采用定向造斜、增斜、稳斜的定向井施工顺序，在增斜段和稳斜段出现较大的 方位飘移，这与本井设计方位与地层自然飘移规律差异大有较大关系，而上述施工思路，尤其是单稳增斜钻具的使用使该井的轨迹控制进一步恶化。2.黑池1井施工情况(1) 基本情况介绍黑池1井自2005年11月16日开始定向施工，造斜点井深 3495.54m,至2005年 12月15日井深3892.15m造斜施工结束。然后采取动力钻具和转盘复合钻进，仅在 4172.64m4177.21m调整方位一次，在钻进到井深 4297.56m后甩掉

37、动力钻具和无线随 钻仪器，下入常规稳斜钻具采用转盘钻进，通过投测的方式对井眼轨迹进行监控，直至 4756m三开中完。1500 UOflO -50005001000Vertical Section m150020002500Tfl 二一 dDd PJPJOA02图3黑池1井实钻井眼轨迹垂直剖面图WesOEast(+) inO77旦i.TIoMA-jq三黑图4黑池1井实钻井眼轨迹水平投影图(2) 施工过程回顾钻进过程是定向钻进和通井措施交替进行的。自2005年11月15日23:3011月17日8:05进行通井作业后。至11月24日4:30于井深3495.54m先后两次下入动力钻 具进行定向钻进，均

38、因泥浆漏失严重无法正常定向钻进，之后进行两次起下钻堵漏作业。 11月26日21:40起下钻换入18m钟摆钻具，并降低钻井液密度进行钻进，至 3533.13m 未发生漏失，起钻准备定向钻进。定向钻具结构：© 241.30mmHJ617& 0.25m+ 197.5mm1 DNK 7.52m+ X 4A10X 0.50m+ 165mmD27.37m+4A11X 410X 0.49m + 回压 阀 X 0.46m+旁通 X 0.44 m+411 X 520X 0.47m+ 139.7mm HWDP128.48m+© 139.70mmDP12月7日11:15定向钻进至井深37

39、01.96m。至12月10日14:30起下钻采用单扶 正器和双扶正器钻具结构进行两次通井，12月18日22:15定钻进至井深3892.15m,到 12月20日12:20期间起下钻划眼通井，之后下入动力钻具进行复合钻进。2005年12月18日10:30至12月31日24:00,采用复合钻进方式进行稳斜段的钻 进。至12月30日17:25钻进至井深4172.64m,起钻后用双扶正器钻具给构进行通井作 业。2006年1月2日15:00至2006年1月6日17:35下入动力钻具复合钻进，下钻到 底后对方位进行微调，调整井段 4172.64m4177.21m。2006年1月7日15:45钻进到 井深42

40、97.56m后起钻。从此没有再下入动力钻具。2月16日19: 00井深4756m起钻， 地质分析已经进入嘉二段2m起钻准备电测，至此三开中完。此时井眼轨迹已接近靶点，中靶已成为定局。(3) 钻具组合分析三开井段使用© 241.30mmB头，包含直井段、定向段、稳斜段，施工中根据不同的 要求下入了相应的钻具组合，井眼轨迹控制效果理想。 直井段(3401.50m 3495.50m)三开直井段3401.50 3495.50m,多采用18m扶正器钻具组合或塔式钻具组合钻进， 18m稳定器钻具组合为： 241.3mm钻头+165.1mm钻铤3根+240mr稳定器1支+165.1mm钻铤1根+

41、177.8mm浮阀+177.8mm旁通阀+165.1mm钻铤11根+139.7mm加重钻杆 5根+ 139.7mm钻杆；塔式钻具组合为：241.3mm钻头+165.1mm钻铤15根+177.8mm浮阀+139.7mm 加重钻杆5根+139.7mm钻杆，或241.3mmf占头+165.1mmf占铤5根+177.8mm浮阀+139.7mm加重钻杆14根 + 139.7mmf占杆。钻进参数为：钻压 60120kN,转盘转速5266r/min，循环排量28.033.61/s ， 循环立压9.417.4MPa,钻井液密度1.301.46g/cm3,钻井液粘度5588s。直井段钻进过程中面临的主要施工难点

42、钻井液漏失严重， 极大的影响了钻进施工速 度，钻进至井深 3495.50m 后曾两次下入螺杆准备定向造斜时，都因井漏而起钻。先后 进行了五次注水泥堵漏，都未能达到安全施工要求， 为了保证定向钻进的顺利进行，经 南方勘探开发公司同意后，将钻井液密度降低，以不低于1.30 g/cm3的钻井液密度进行钻进。 定向段(3495.50m- 3892.15m)三开定向段分别采用了 1°和1.25°动力钻具造斜，造斜过程中使用GEOLIN公司 无线随钻仪器进行井斜和方位的跟踪，指导定向施工。但是由于本井钻井液中含有大量 的铁矿粉和钛铁矿粉加重材料，磁干扰现象特别严重，为了修正方位，后来采

43、取了通井 投测多点的方法，在起钻前向井内(井底)所需要测量井段注入不含铁矿粉和钛铁矿粉 加重材料的钻井液，从而达到避开磁干扰的目的，现场数据分析该方法简单可行，能够 达到避开磁干扰的目的。钻具组合：241.3mm钻头+197.5mm螺杆钻具+177.8mm无磁钻铤1根+ 177.8mmMWD+165.1mm钻铤 3 根 + 177.8mm浮阀 + 177.8mm旁通阀 + 139.7mm加重 钻杆14根+139.7mmf占杆钻进参数为：使用PDC钻占头时钻压为30120kN,使用牙轮钻头时钻压为80150kN, 对于复合钻进井段转盘转速为 5169r/min ，循环排量为 28.634.7l/

44、s ，循环立压 12.5 19.0MPa,钻井液密度 1.30 1.34g/cm3，粘度 5985s。 稳斜段（3892.15m 4756m）该稳斜段较长，根据井下情况、钻井设备以及井眼轨迹控制的需要分别更换了多种 钻具组合。动力钻具复合钻稳斜：241.30mm钻头+螺杆（+240mn稳定器1支）+177.8mm 无磁钻铤 1 根+ 177.8mmMWD+177.8mn 177.8mm浮 阀 + 177.8mm 旁通阀 + 139.7mm 加重钻杆14根+139.7mm钻杆常规稳斜钻具：241.30mm钻头+240mn稳定器1支+177.8mm浮阀+177.8mm 旁通阀+177.8mm短钻铤

45、1根+240mr稳定器1支+177.8mm无磁钻铤1根+139.7mm 加重钻杆14根+139.7mm钻杆常规微增钻具：241.30mm钻头+240mn稳定器1支+177.8mm浮阀+177.8mm 旁通阀+177.8mm无磁钻铤1根+240mm稳定器1支+139.7mm加重钻杆14根+ 139.7mmf 占杆钻进参数：使用动力钻具加PDC钻头钻压为40120kN,转盘转速为4565r/min，循环排量3为33.033.71/s，循环立压为17.218.5MPa钻井液密度1.291.33 g/cm，粘度 80 96s。使用常规钻具时均使用牙轮钻头，钻压为180210kN,转盘转速为6077r/

46、min ,循环排量为30.434.2l/s，循环立压为14.216.9MPa,钻井液密度1.301.33 g/cm3, 粘度 80 116s。本井斜井段未出现较大幅度的方位飘移，钻具组合稳斜效果较好。本井总体定向施工思路是将井斜基本增至靶点下方附近， 在进行稳斜钻进， 由于增 斜段由导向钻具提供技术保障，不会出现较大的方位飘移；而井斜达到20°后，方位飘移幅度将会大大降低，有利于轨迹控制。（ 4）主要施工难点 地层复杂川东北地区地层倾角普遍较大， 达到 30° 65°，最大可达到 80°以上， 60 80 属高陡峭构造，分为陆相地层和海相地层，且褶皱较多

47、、互层频繁、岩性致密、断层难 以预计。同时由于是探井，地质设计与实钻情况存在较大误差，给井眼轨迹控制带来了 一定的难度，造成井斜和方位控制困难，特别是对于方位飘移余量预测和预留困难。 地层压力体系复杂 在川东北地区，地层复杂，倾角大，不整合面、交接面、破碎带多，砂泥岩相互交错，防漏、堵漏是一大难题。其漏失特点分为微裂缝性漏失、大裂缝性漏失和破碎带漏 失。漏层分布广，裸眼段长，堵漏难度大；自 2005年1月31日22时，钻至2360m发 生第一次井漏以来全井共发生 70余次井漏情况，漏失钻井液约 4000 m。同时井漏难以 处理，极易引发复杂情况进而发生井下事故，严重时会演变成恶性事故。如 20

48、05 年 11月 4 日堵漏过程中就发生了卡钻事故。该井在定向过程中发生过两次比较严重的井漏， 第一次是在 2005年 11月 19日，总 计漏失钻井液182m3;第二次是在2005年11月23日，总计漏失钻井液139用，在加入 一定量随钻堵漏济无效后，为了避免加入过多和较大颗粒的堵漏济造成 MW仪器损坏或 者动轮钻具寿命降低，起钻下入常规钻具进行堵漏，因此影响了施工的进度，同时为下 步工作的开展带来了一定的阻力。 机械钻速低该井造斜点深度3495m，地层坚硬，岩石的各向异性明显，可钻性低，从而导致机 械钻速低。同时由于钻井液密度、粘度和井斜的影响，岩屑滞留井底不能及时返出，造 成重复切削。定

49、向钻进井段通常在 1hr/m 左右。在定向钻进过程中， 使用动力钻具与 PDC 钻头（型号：M1375搭配其机械钻速较牙轮钻头稍高；在复合钻进井段，PDC在机械钻速方面较牙轮钻头有更大的优势，能够达到 2040min/m的快钻时，并且单只PDCB头 进尺远大于牙轮钻头进尺。减少起下钻次数，具有极大的推广价值。 摩阻和扭矩大该井造斜点较深，钻具重量大，但是定向初期的摩阻和扭矩并不大，这主要是由于 上层套管下到3386.54m,裸眼段短，并且又是直井段。但是进入造斜段后，随着井斜的 增大，摩阻和扭矩也随之增加。到井深4550m井深后，磨阻约为20t，钻具扭矩达到20 25kNm左右。较高的摩阻、扭

50、矩增加了定向工具面的控制难度。 粘卡现象严重 该井定向及稳斜段海相地层含有大量的膏岩层段，粘卡情况时有发生。在定向段施工中，由于采用滑动钻进的方式，而且机械钻速较慢，所以钻具滞留时间稍长就粘卡， 必须及时活动钻具，从而导致频繁上提下放或者是开动转盘，工具面不甚稳定，须坐岗 观察，及时指挥调整， 给定向工作带来了一定的困难。 在稳斜段施工中， 由于钻杆旋转， 在一定程度上减轻了粘卡发生的几率，但是上部井段膏岩层段缩径现象严重，多次出现 打钻过程正常，但是上提钻具遇阻须倒划眼才能起出钻具的情况。 磁干扰现象严重由于受南方勘探开发公司指示，该井自2500m左右井深就开始向泥浆中加入铁矿粉和钛铁矿粉进

51、行加重，MWD仪器磁干扰现象较为严重，本井设计磁场强度51.02uT，设计磁倾角49.12 °，但是MW所测磁场强度在36.96 uT43.36 uT之间，实测磁倾角也 在54.2。73°EMS实测磁场强度值44 uT47 uT之间，实测磁倾角也在56°61 °， 并且所测值还在无规律变化，给定向工作的开展带来了极大的阻力。 井壁稳定性能差三开井段钻遇地层为须家河组、雷口坡组、嘉陵江组。雷口坡组、嘉陵江组有硬石 膏层，膏、盐侵及塑性缩径严重。 须家河组含有煤层， 防塌；同时还有泥页岩等易垮塌、 掉块层段，本段主要问题是石膏及盐水污染，坍塌、缩径。各种井壁

52、问题对于滑动钻进 事潜在的巨大危险。 岩屑上返困难从实钻数据分析，该井最大井斜 34.08°(比设计最大井斜大 1.62 °)，出现在井 深 3924.05m 处。本井携岩问题比较突出。定向初期由于井斜小，携岩状况还较为理想， 但是到了定向后期部分岩屑不能及时返出，滞留井底并在井眼下方形成岩屑床，增大摩 阻和扭矩，甚至造成卡钻。因此后期滑动钻进非常困难，活动钻具不及时很容易发生卡 钻事故。3. 川东北定向井施工存在的主要问题及对策(1) 由于川东北地区高陡构造分布广泛，具有地层倾角大(30°65°),局部小 褶皱多，自然造斜率较强的特点，常规防斜打直技术

53、很难取得理想的效果，而应用垂直 钻井技术的资金投入巨大，应用规模受到限制。因此，应当在依据地层自然造斜规律进 行定向井井位设计和井眼轨道设计方面寻找经济、可行的出路。( 2)川东北地区井壁稳定问题相对突出，而为了减小井壁应力集中，保证井下施 工安全，井眼轨道设计多采用较小的造斜率，这就形成了长井段滑动钻进与井下安全施 工的矛盾，造成了定向施工的效率低下。解决问题的方法有两条思路：一是进行井下扭 矩、摩阻的深入研究，为合理设置造斜率提供更有力的科学依据；二是使用旋转导向系 统避免滑动钻进。( 3)稳定、可靠的工作环境是无线随钻测量仪器准确提供工程参数的保障。因此， 钻井液加重材料的选择需要考虑是

54、否影响测量设备的工作环境，并作相应的调整。(4) 川东北地区由于地质构造复杂，钻具的力学性能差异较大，井眼轨迹方位漂 移规律难以掌握。因此，定向井钻井施工单位应当尽可能的获取周边井的资料，在充分 认识地层各层段空间展布规律的基础上制定合理的定向技术措施。四、川东北地区定向井施工推荐做法经过前期川东北地区施工井队的有益探索和经验积累，总结了大量成功经验，为川 东北定向井钻井技术的逐步完善奠定了坚实基础。 研究人员基于对目前川东北完钻定向 井钻井施工的认识，提出如下推荐做法，谨供参考。(一)钻井工程设计技术 钻井工程设计是一口井成功与否的重要先决条件。对于定向井、水平井而言，井眼 轨道设计尤为重要

55、。1. 井眼轨道设计计算方法对于深层定向井而言，井下摩阻是井眼轨道设计重点考虑的因素。国内对于定向井 井眼轨道优化设计降低井下摩阻的研究较多，主要有以下几点认识：（1）给定边界条件下的最优井身轨迹 ,既不是悬链线 ,也不是抛物线 ,而是一条不能 用有限项初等函数的线性组合表达的复杂曲线。（2）最优井眼轨道属于连续造斜轨道 ,高度光滑连续 ,曲率均匀微变且上小下大 ,但 全井曲率绝对值很小。可见 , 这种曲线特性将大大降低由于轨迹突变造成的链槽卡钻、 钻具疲劳破坏 , 钻具扭矩过大等多种钻井事故。（3）目前三维定向井存在着设计轨迹曲线与实钻轨迹曲线相互脱节的现象。现有 的设计曲线有3种:斜面圆弧

56、曲线、圆柱螺旋曲线和自然参数曲线。但目前使用MW时采用的扭方位方式只能钻出恒装置角曲线井眼。（4） 解决实钻井眼轨迹曲线与设计曲线脱节问题的方法之一 : 采用恒装置角曲线进 行三维定向井轨迹设计 ,以便与目前广泛采用的柱面法扭方位 （或称为“恒装置角法”扭 方位）方式相一致。（5）在相同水平位移条件下 ,井越深,摩阻力矩和起下钻阻力越小。因为 :虽然井深 增加使钻柱长度增加 , 但同时也导致了井身轨迹倾斜度减少 , 使钻柱分布正压力减小。 两 个因素综合作用的结果还是减小了摩阻力矩和起下钻阻力。基于上述认识， 川东北地区钻井井眼轨道设计一方面需要探讨新的降低井下摩阻的 井眼轨道设计方法，如恒变

57、增曲率曲线法；另一方面考虑使用与造斜工具实际造斜性能 匹配较好，能够切实体现实际钻井施工中井眼轨迹变化趋势的轨道设计计算方法。2. 地层自然造斜规律对于钻井设计的影响及对策 在易斜层段钻井时，为了保证井斜角、位移不超标，常需使用钟摆组合，以很低的 钻压钻进；有时为了纠斜钻进，也常靠降低钻压进行“轻压吊打” 、动力钻具加弯接头 的方法进行纠斜。这种传统的钻井方法，不仅影响了钻井速度，延长了钻井周期，增加 了钻井成本，且对井身质量影响较大。从改变钻井设计思路，适应地层早些规律的角度 出发，在弄清地层各层段造斜规律的基础上， 可在设计时，把地面井位向井斜的方向 （一 般为地层的下倾方向 ）移动一定的距离，然后利用地层的自然造斜趋势全压钻进，打出 一口斜井进入靶区。钻井设计方法 :A. 首先摸清区块地层分层位的构造状况 （包括地层倾角、地层上倾方位等 ）；B. 统计区块已钻井的钻具组合、钻井参数、所用钻头及井斜情况，且对井斜数据 进