小井眼超深短半径水平井调研报告

《小井眼超深侧钻短半径水平井配套钻井技术》

科研立项技术调研报告

摘要塔河油田经多年开发后，存在部分报废井，为充分利用老井的剩余资源对油区进行更经济有效的开采，布置了多口超深侧钻小井眼短半径水平井。超深侧钻短半径水平井与常规中、长半径水平井相比除具有提高油气采收率共性外, 还具有成本低、周期短、见效快等特点。但短半径水平井是开窗侧钻技术、水平井钻井技术、小井眼钻井技术等综合配套技术的集成,同常规中长半径的水平井、侧钻水平井相比，施工工艺更为复杂。而且塔河油田的短半径水平井还具有超深、温度高、侧钻难度高、钻压传递更困难、测量仪器工作性能更不稳定等特点。为顺利完成江苏油田承担施工的第一口小井眼侧钻短半径水平井TH12328CH，进行了小井眼侧钻短半径水平井配套技术的调研。通过对江苏油田的钻井技术现状以及技术可行性和经济可行性分析，认为在现有技术条件下，通过立项研究，可掌握该技术，完成油田第一口短半径水平井的施工，填补江苏油田的空白，为江苏域内应用该技术增油进行技术积累与储备。

关键词：超深高温短半径水平井配套技术

西北局塔河油田以勘探开发奥陶系非均质性极强的碳酸盐岩油藏为主。其油藏类型比较特殊,既不同于常规的孔隙性砂岩油藏,也不同于中东地区和我国东部典型的裂缝性碳酸盐岩油藏。是一种以灰岩岩溶为起因,储集空间主要为溶蚀缝洞,空间分布具有相当的随机性,表现为不规则形态和不均匀分布。这导致部分生产井投入开发以后,出现低产井,甚至报废井,如何使这些井复活并增加产能,采用小井眼侧钻短半径水平井技术是解决这一问题的有效途径。从而达到充分利用老井剩余资源对老油区进行更加经济有效地开采,以达到提高单井采油控制面积和单井动用可采储量的程度、改善井网布置、提高采收率等目的。超深侧钻短半径水平井与常规中、长半径水平井相比除具有提高油气采收率共性外, 还具有成本低、周期短、见效快等特点。但短半径水平井是开窗侧钻技术、水平井钻井技术、小井眼钻井技术等综合配套技术的集成,同常规中长半径的水平井、侧钻水平井相比，施工工艺更为复杂。而且塔河油田的短半径水平井还具有超深、温度高、侧钻难度高、钻压传递更困难、测量仪器工作性能更不稳定等特点。江苏

钻井定向队自入疆以来，为西北局已完成一口长半径侧钻水平井、2口侧钻定向井，但还没有小井眼侧钻超深短半径水平井的施工经历。目前70835队已中标一口小井眼侧钻超深短半径TH12328CH井。为顺利完成江苏油田承担施工的第一口小井眼侧钻短半径水平井TH12328CH，江苏钻井进行了小井眼侧钻短半径水平井配套技术的调研。在对收集的相关文献资料消化的基础上，先后对大港、中原、胜利等油田驻西北局的定向井公司进行了技术调研。调研期间，和有关专家和技术人员座谈交流，对小井眼超深侧钻短半径水平井配套技术进行了全面的了解，收集了第一手资料，从井身结构、剖面设计类型、螺杆类型选择、单弯度数与造斜率的确定、测量仪器的选择、轨迹控制、安全钻井技术等方面进行了调研，基本掌握了小井眼超深侧钻短半径水平井的配套技术。通过对江苏油田的钻井技术现状以及技术可行性和经济可行性分析，认为在现有技术条件下，通过对小井眼超深侧钻短半径水平井配套技术进行立项研究，掌握该技术，完成油田第一口短半径水平井的施工，填补江苏油田的空白，为江苏域内应用该技术增油进行技术积累与储备。同时为提升江苏钻井定向队的在西北局的声誉，为西北局的增储上产均具有较大的意义。

1本油田技术现状

江苏油田水平井最深井深3579米（瓦6平1井），定向井最深井深4905米（周深X1井），水平井水平位移最大为1011.04米（瓦6平1井），定向井水平位移最大为2109米（联30-1井）。施工的定向井水平井最深井深均未超过5000米，井温都在120°C以下。江苏钻井定向队自入疆以来，为西北局已完成3口井的定向技术服务，一口长半径侧钻水平井、2口侧钻定向井。在江苏域内，完成过一口φ139.7套管内开窗的长半径开窗侧钻水平井周32-11A侧平1。目前为止，还没有短半径水平井的施工经历，更无小井眼侧钻超深短半径水平井的施工经历，短半径水平井钻井技术为江苏油田的一个技术空白。小井眼超深侧钻短半径水平井与常规水平井、侧钻水平井钻井相比有以下主要难点：（1）侧钻短半径水平井要求地层稳定, 目的层一般只选在奥陶系灰岩地层。侧钻点较深, 塔河油田短半径水平井的侧钻点一般在5500m 左右, 在轨迹控制和工具的使用判断上难度较大。（2）井深、温度高对井下工具和仪器的影响较大, 必须要选用耐高温高压的螺杆钻具和定向测斜仪器。（3）短半径水平井需要开窗侧钻技术、水平井钻井技术、小井眼钻井技术等综合配套技术, 施工工艺相对复杂。（4）地

层坚硬可钻性差, 侧钻难度高。（5）井眼曲率大造成钻具摩阻大, 钻压传递困难, 岩屑床也不易清除。（6）在超深、高温、高压、高造斜率条件下, 测量仪器工作性能不稳定。（7）增斜段增斜率为1°/ m 左右, 而且增斜段调控余地小, 测量滞后问题在超深侧钻短半径水平井增斜段尤为突出, 要求技术人员必须具有较高的预见性和对工具性能的了解。特殊情况需要下入套管和固井时都有相当大的难度[4 ,5 ，10]。小井眼侧钻短半径水平井具有以上施工难点，目前我油田还未开展这方面的研究，为提升我油田的定向技术水平，在特殊工艺井方面再上一个台阶，有必要针对以上难点，开展研究。

2国内外技术现状及知识产权状况分析

小井眼侧钻水平井是在定向井、水平井、小井眼钻井技术基础上发展起来的一种综合钻井技术，一定程度上代表了钻井技术的发展水平。超深侧钻短半径水平井与常规中、长半径水平井相比除具有提高油气采收率共性外, 还具有成本低、周期短、见效快等特点。短半径水平井 ,尤其是套管开窗侧钻短半径水平井 ,具有井眼小 ( 12 0～ 15 0 mm) ,造斜率高(1°～3°/ m)、曲率半径及靶前位移短 (30～ 100 m)等特点 ,因而施工难度大。目前，国内大部分油田，尤其是东部地区，经过多年的开采，已进入开发后期，由于各种原因，存在大量的报废井。为恢复这些死井的生产，胜利油田、大港油田、中原等油田均开展了短半径水平井技术攻关及现场实践 ,摸索出了一整套短半径水平井的钻井经验。在西部塔河油田目前以勘探开发奥陶系非均质性极强的碳酸盐岩油藏为主。其油藏类型比较特殊, 既不同于常规的孔隙性砂岩油藏, 也不同于中东地区和我国东部典型的裂缝性碳酸盐岩油藏。是一种以灰岩岩溶为起因, 储集空间主要为溶蚀缝洞, 空间分布具有相当的随机性, 表现为不规则形态和不均匀分布。这导致部分生产井投入开发以后, 也出现低产井, 甚至报废井, 如何使这些井复活并增加产能, 采用小井眼侧钻短半径水平井技术是解决这一问题的有效途径[ 1～4 ]。

为了充分利用老井剩余资源对老油区进行更加经济有效地开采, 近年来小井眼超深侧钻短半径水平井钻井技术在塔河油田得到了推广和应用, 西北局每年均要布置一批在老井眼基础上进行侧钻施工的超深短半径水平井, 以达到提高单井采油控制面积和单井动用可采储量的程度、改善井网布置、提高采收率等目的。在塔河油田奥陶系油藏的勘探开发中,超深侧钻短半径水平井投产后平均

单井油气日产量为普通直井的3～5 倍, 同时充分利用了老井眼的剩余资源,

节约了钻井成本,缩短了钻井周期, 获得了极大的经济技术效益[1 ,3 ]。这些超深侧钻短半径水平井的定向施工任务主要由胜利、大港等油田的定向井公司完成，通过多年对小井眼超深侧钻短半径水平井钻井施工过程中不断的探索和实践, 逐步完善和形成了适应于该地区井深、地温高、地质情况复杂等特点的小井眼超深侧钻短半径水平井钻井技术, 在提高钻井速度、节约钻井成本及改善油田整体开发效果等方面取得了良好的效果。

塔河油田小井眼超深侧钻短半径水平井施工工艺基本为：

（1）校正老井数据

由于老井的电测完井数据往往不精确(受仪器精度所限) , 不能作为设计的依据。因此, 老井在套管开窗设计前, 需要先进行陀螺测井, 以精确校核原井眼的井斜、方位等数据。以此为基础, 再做侧钻短半径井身剖面设计[1 ]。

(2)超深侧钻短半径水平井剖面设计

剖面设计是侧钻短半径水平井设计中的重要部分, 是一口水平井能否顺利完成的基础。最优井眼剖面设计应是最接近施工实际、降低控制难度的设计。在进行剖面设计时要充分考虑地层特性、工具造斜能力、工艺技术等因素可能对井身轨迹所产生的影响, 特定管柱和井眼轨迹是否相互适应。此外, 还应考虑降低钻井成本, 有利于安全钻井[3 ]。

1) 井身剖面设计井身剖面的选择, 实际是造斜率的优化。尽管超深侧钻短半径水平井斜井段(造斜段) 较短, 考虑到现场施工中轨迹控制受地层岩性的不确定性和施工人员操作的不规范性及造斜工具的不稳定性等因素影响, 在剖面设计上要留有调整余地, 可通过采用不同角度的弯壳螺杆来调整,以满足轨迹的要求。方位调整应放在侧钻初期井斜较小的井段, 由于增斜率高, 在井斜较大的井段扭方位难度非常大。为此塔河油田超深侧钻短半径水平井井身剖面的设计一般为三段制, 即第一增斜段造斜率1～1. 5°/ m , 第三增斜段(并进入靶点) 造斜率为2～2. 5°/ m , 中间段(调整段) 设计造斜率1°/ m左右。井身剖面设计尽量避开三维井身剖面[1 ,3 ,4 ]。但目前也有部分井设计成单一增斜率剖面。

2) 曲率半径和造斜率的选择针对塔河油田井深、温度高、地质情况复杂等特点, 超深侧钻短半径水平井曲率半径选择在40～50m 比较合理, 不选择

18～22m 或更短的曲率半径。从现场角度讲,过短的曲率半径, 施工难度过大, 几乎没有回旋余地, 井眼轨迹略有失控则需填井重钻, 损失重大。造斜率的选择是满足曲率半径要求的关键, 实际设计过程中, 造斜率一般在1～3°/ m 以内。

3) 磁场参数校正超深侧钻短半径水平井钻井是一项精细工程, 为准确中靶, 要求井眼轨迹设计必须精确, 还需考虑对磁场强度、近期的磁偏角、大地子午线收敛角等参数的校准。

（3）钻头设计

钻头设计一般为三牙轮钻头和PDC 钻头, 从轨迹控制和定向造斜时工具面的稳定性及钻压传递等方面考虑, 在斜井段一般采用适合地层的三牙轮钻头, 在水平井段一般采用PDC 钻头或三牙轮钻头。

（4）钻井液设计

由于塔河油田井深、造斜率高、水平段长, 要求钻井液必须满足以下要求: ①有良好的携砂、携铁屑、洗井能力和护壁能力; ②有较强的抑制能力和抗盐、抗钙、抗高温能力; ③有良好的润滑性、具有降阻防卡和防塌能力; ④能很好地保护油气层, 减少油气层损害[6 ]。

（5）测量方式的设计

利用陀螺测量老井眼轨迹数据。造斜段由于钻进速度快、井眼数据采样密度高(每米采样1 个数据) 等特点, 利用抗高温、性能稳定、精度可靠的φ35mm 的RST 有线随钻测量仪器施工; 水平段是提高钻井速度、要求尽量避免施工风险的关键井段, 利用柔性无磁钻具配合MWD 无线随钻测量仪器进行水平段的测量施工; 全井裸眼井段全部利用ESS 电子多点校核轨迹数据并以该数据作为全井轨迹计算的最终数据。

（6）井下钻具及仪器工具设计

井下钻具及仪器工具设计: ①全部使用一级钻具, 保证钻具质量, 确保井下安全。②井底温度在130 ℃左右, 普通测斜仪不能正常工作, 采用耐高温、质量有保证的MWD ( PCD 耐高温探管) 无线随钻或有线测斜仪, 保证及时准确地提供轨迹数据。③全部采用抗高温、大扭矩、低转速质量有保证的新螺杆钻具, 避免出现定子胶皮老化、脱胶及螺杆事故。

（7）侧钻方式的优选

套管开窗一般有2 种形式: 一种是采用斜向器+ 铣锥磨铣套管开窗方法; 另一种是采用割铣工具割铣套管开窗方法。2 种方法各有所长, 斜向器开窗可以开窗、侧钻同时进行, 具有周期短、速度快的优点, 但施工安全性相对较差, 斜向器易转动造成侧钻方位偏差, 侧钻初期磁干扰影响大; 割铣开窗具有安全可靠、操作简单、磁干扰影响较小、定向方便等优点, 但施工周期长, 地层较硬, 侧钻难度高。由于塔河油田所钻的超深侧钻短半径水平井情况复杂, 实际设计过程中, 应根据开窗成本、周期、开窗套管处水泥固井质量好坏、套管层数等实际情况确定具体的开窗方式[1 ,4 ,5 ,11] 。

（8）侧钻及轨迹控制技术

轨迹控制技术是小井眼超深侧钻短半径水平井施工的核心, 轨迹控制水平直接反映了水平井施工水平。其难点主要体现在入窗着陆和水平段的控制上, 所以轨迹控制必须具有较高的预测准确度、较强的应变能力、较高的控制精度。使井眼轨迹能获得比较稳定的全角变化率, 使得实钻井眼轨迹与设计井眼轨迹始终相吻合。

裸眼侧钻造斜：

1) 钻具组合φ 149.2mm 钻头+φ 120mm ( 3 ～ 3.5°) 单弯动力钻具+ φ120mm 定向接头+ φ88.9mm无磁承压钻杆+ φ88.9mm 斜坡钻杆×60m + φ88.9mm 加重钻杆×200m + φ88.9mm 钻杆+ φ127mm 钻杆。

2) 钻进参数钻压5～50kN、泵压18～20MPa 、钻井液排量12～14L/ s。

3) 技术措施井下动力钻具为大度数单弯动力钻具, 为了使其顺利通过φ177.8mm 套管, 采用了柔性钻具组合, 下钻过程中严禁转动钻具。钻具下井后, 控制钻具下放速度, 严禁猛刹猛放, 并时刻注意指重表读数变化。钻具下至定向侧钻位置, 下入有线随钻测斜仪测量工具面, 进行定向作业。缓慢开泵, 待泵压正常后控时钻进2～3m , 侧钻造台阶。应保持每米捞1 包岩屑, 清洗干净, 排放好, 以对比分析侧钻效果。根据钻屑中地层岩屑含量, 及时调整钻进参数和施工措施, 及时分析预测井底位置的井斜方位, 对钻具的造斜率作出准确判断。若造斜率低于设计要求则应起钻更换钻具, 起钻时严禁用转盘卸扣。井斜方位达到设计要求, 并能确定侧钻成功后, 根据造斜率决定下一步施工措施。

若采用斜向器开窗,要求使用陀螺坐斜向器方向,使用铣锥开窗5m,再试钻

10m后，进入增斜段轨迹控制。

增斜段轨迹控制：

1) 钻具组合φ149.2mm 钻头+ φ120mm (2.5 ～ 3.5°) 单弯动力钻具+ φ120mm定向接头+ φ88.9mm无磁承压钻杆+ φ88.9mm 斜坡钻杆×80m + φ

88.9mm 加重钻杆×200m + φ88.9mm 钻杆+ φ127mm 钻杆。

2) 钻进参数钻压30～50kN、泵压18～20MPa 、钻井液排量12～14L/ s。

3) 技术措施该段造斜率高, 钻柱摩阻大, 钻压的施加与传递困难, 全造斜段采用柔性倒装钻具组合, 并随着造斜井段的增加, 不断补充造斜井眼内的斜坡钻杆长度, 使加重钻杆始终处于直井段的套管内, 以减少钻柱摩阻, 保证钻压的有效传递。钻进过程中送钻要均匀、平稳, 严禁猛刹猛放, 谨防溜钻及顿钻事故的发生。钻具不能在同一位置循环, 防止井壁出现台阶, 影响下步作业。为了提高中靶精度和井身轨迹质量, 测斜间距为一米一点, 最多不能超过3m。入井造斜钻具弯角大, 摆工具面时, 一次不要转动过大的角度, 以免钻具与井壁接触力过高, 造成螺杆钻具损坏。作好施工草图, 对测量数据及时处理, 对井底数据准确预测, 确保施工顺利进行。钻进过程中, 每钻进20～30m 短起下钻一次,保证井眼畅通。中A 靶进入水平段, 井斜方位符合设计要求, 起钻换水平段钻进钻具。起钻过程中严禁转盘卸扣, 防止井口落物, 要及时灌满钻井液[6 ]。

水平井段施工：

1) 钻具组合φ149.2mm 钻头+ φ120mm ( 1 ～ 1.5°) 单弯动力钻具+ φ120mm 定向接头+ φ88.9mm无磁承压钻杆+ φ88.9mm 斜坡钻秆(根据水平段长度进行调整) + φ88.9mm 加重钻杆×200m +φ88.9mm 钻杆+ φ127mm 钻杆。

2) 钻进参数过钻压50～80kN、转速20～30r/ min 、泵压18～20MPa 、排量12～14L/ s。

3) 技术措施①水平井段钻进采用导向钻井方式, 以解决水平段稳斜及钻水平段较长时钻压传递困难等问题; 施工中, 通过滑动、复合钻进方式的结合应用, 达到井眼轨迹控制、消除岩屑床和平稳钻进的目的。②随着水平延伸段的增加, 摩阻增大, 注意轨迹的前期调整和井眼修整。③钻进中, 每钻进50m 短起下钻一次, 及时清除井底岩屑。④钻进中钻柱的摩阻逐渐增大, 加之井深、钻具尺寸小, 应加强对每趟入井钻具的摩阻、扭矩计算分析, 及时调整钻井参数, 确保

钻压的有效传递。⑤从钻井液和工程两方面入手, 及时清除井底岩屑, 钻井液应具有良好的悬浮性、流变性和润滑性。⑥小尺寸钻柱、循环压耗大, 泵压高与携岩需要的大排量相矛盾, 起钻前应充分洗井, 避免出现岩屑沉积卡钻。⑦奥陶系储层溶洞、裂缝较为发育, 钻井中易出现井漏、井涌、井喷等, 因此应严格控制钻井液密度及泵压、排量等钻井参数, 同时做好防漏、防涌工作。⑧钻具在井内的静止时间不得超过3min , 钻具活动范围3～5m。如遇特殊情况钻具必须静止或停泵、停钻时间较长时, 应将钻具提到套管内, 防止井下事故或复杂情况发生。

⑨钻进时, 要求送钻均匀, 钻压和转速在设备能力允许范围内尽量按设计要求执行, 不能猛增猛减, 如有蹩跳钻等情况时, 应减少钻压, 优选适当的钻压、转速[ 7 ,8 ]。

（9）井眼轨迹随钻测量

随钻测量仪器分有线随钻测量仪和无线随钻测量仪, 有线随钻测量仪从仪器测量位置到钻头零长为7m 左右, 无线随钻测量仪从仪器测量位置到钻头零长为10m 左右, 零长区间的井斜方位变化是测量盲区。侧钻短半径水平井的造斜率高达(0.8～1.5)°/ m , 零长越长盲区就越长, 判断井底位置的实际井斜方位误差就越大, 为了准确分析判断井下井斜方位变化情况, 塔河油田侧钻短半径水平井一般在造斜段和增斜段初期使用有线随钻测量仪(具有盲区短、信号传递快、信号稳定传递质量高等优点) , 增斜段中后期及水平段采用MWD 无线随钻测量仪。由于短半径水平井曲率大、造斜率高、增斜段短(一般在100m 以内) , 因此必须严格监控井眼轨迹变化情况, 要求每钻进一米就要测量一次井斜方位变化情况, 以便及时掌握井下动态[7 ,8 ]。

（10）钻井液技术措施

钻井液技术在水平井施工中起着关键性的作用, 钻井液性能良好是水平井施工安全顺利的保证。其在井眼净化、降低摩阻、油层保护问题中起着尤为重要的作用, 在保证其有足够的润滑性和良好的携带岩屑性能, 满足施工的要求, 在保证动力钻具及仪器正常工作的前提下, 尽可能地使用大排量, 钻进期间不作大幅度的钻井液性能调整。在水平段钻进时, 由于岩屑反复研磨, 岩屑很细, 应注意钻井液中的固相含量, 要求除砂器、离心机24h 运转, 及时除去钻井液中的有害固相。因此, 固控设备一定要使用并维护好, 必须要有100 %的出勤率。

要根据井下实际情况, 及时进行短起下钻作业, 消除岩屑床, 保证起下钻作业顺利和通畅[6 ,9 ]。

（11）复杂情况与事故的预防

1) 井漏的预防首先要对井下低压易漏层做到心中有数, 并在钻进漏失层前30～50m 时加入随钻堵漏剂, 在裸眼段尤其是易漏层起下钻或上下活动钻具时, 应控制速度, 避免大的压力波动[4 ]。

2) 沉砂卡钻的预防钻井液应具有较高的粘切, 一般在钻进小井眼时每钻进30～50m 进行一次短程起下钻清砂, 保持上部井眼畅通。循环时配制高粘切钻井液循环携砂, 配齐并用好固控设备, 选择抑制性好的钻井液体系以保持井壁稳定[7 ,8 ] 。

3) 粘卡的预防尽量采用近平衡压力钻进, 减小压差, 进入油气层前严格控制钻井液滤失量不大于4ml , 混油或加沥青润滑剂以提高钻井液润滑性能, 降低摩阻。加强钻具活动, 在裸眼段中静止时间要尽量短[1 ,2 ]。

4) 键槽卡钻的预防根据现场经验, 使用液力加压器、高效钻头和井下动力钻具以提高钻进速度,缩短钻井周期。设备上要有保障, 减少起下钻次数。在有键槽形成迹象、上提钻具遇卡时不可硬拔, 活动钻具应以转转盘为主, 起钻时可采用倒划眼方法起出钻具, 然后采取有效措施破键。良好的润滑性能和井眼轨迹有助于减小钻具上下活动时的摩阻, 有利于避免钻具进入键槽。

3可行性分析

江苏油田定向井水平井钻井技术得到广泛应用，常规定向井水平井技术比较成熟，对施工小井眼超深侧钻短半径水平井有可以借鉴的地方。如井眼轨迹控制技术、水平井钻井技术、轨道优化技术、钻头优选技术等等。江苏钻井定向队自入疆以来，为西北局已完成一口长半径侧钻水平井、2口侧钻定向井，在超深高温侧钻长半径水平井施工方面，积累了一定的经验。在江苏域内，完成过多口小井眼套管开窗侧钻定向井，完成过一口φ139.7套管内开窗的长半径开窗侧钻水平井周32-11A侧平1，为开展小井眼超深侧钻短半径配套技术的研究打下了较好的基础。

江苏钻井有一批具有丰富经验和理论知识的定向工程技术人员、测量技术人员、钻井液技术人员和钻井工程技术人员，为小井眼超深侧钻短半径水平井提供了技术支持。

江苏石油勘探局钻井处在中国石化西北局具有超深高温井的钻探及管理经验，可以在小井眼超深侧钻短半径井施工中应用。如超深高温井的钻具管理，超深高温井的井控管理，超深高温井的事故复杂的预防及处理等等。

目前国产无线随钻测斜仪的技术水平不断提高，仪器的抗温能力有所提高。国产无线随钻测斜仪测斜循环温度可以达到120°C,同时加强与国外公司的合作，使用可以抗高温177°C的S-MWD。通过优化组合仪器，达到超深高温侧钻定向水平井施工要求。我定向井公司拥有的350中天启明公司生产的MWD仪器，能够满足小井眼侧钻短半径水平井的测量任务。

中国石油集团钻井技术研究院北京石油机械厂生产的耐高温螺杆钻具。由于特殊的橡胶配方与马达配合线型的设计，在高温井眼中能够实现较高的机械效率与机械钻速，在深井、超深井等井底温度高的井况中较好地满足了提升机械钻速、提高钻井效率的需要。该型耐高温螺杆钻具适用的井温范围为120～150℃，适用井深可达6000m以上[5]。

针对小井眼超深侧钻短半径的施工难点，通过技术调研，结合本油田的实际情况，通过对小井眼超深侧钻短半径井工具、仪器的配套（高温仪器、高温马达等）、开窗侧钻技术、井身剖面设计技术、井身轨迹控制技术、井身轨迹随钻测量技术、钻井液技术、安全钻井技术等配套技术进行研究，江苏油田在小井眼超深侧钻短半径水平井施工技术上，必将填补空白，必将大幅度地提升江苏油田的定向井、水平井技术水平。

4结论与建议

通过技术调研，结合江苏油田的技术现状，得出如下结论：

（1）针对小井眼超深侧钻短半径的施工难点，通过技术研究与攻关，是能够解决小井眼超深侧钻短半径水平井的诸多施工难点，掌握小井眼超深侧钻短半径水平井的各项配套技术，顺利完成第一口我油田施工的小井眼超深侧钻短半径水平井TH12328CH的施工任务。

（2）通过对小井眼超深侧钻短半径水平井配套技术的研究，必将填补江苏油田在小井眼超深侧钻短半径水平井技术空白，必将大幅度地提升江苏油田的定向井、水平井技术水平。

（3）通过在塔河油田进行小井眼超深侧钻短半径水平井的施工，为江苏域内应用该技术增油进行技术积累与储备。

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[ 11 ]余福春 . 塔河油田超深侧钻水平井钻井技术研究与应用石油天然气学报(江汉石油学院学报) . 2009 年10 月第31 卷,第5 期 , 312

三维多靶点井眼轨迹控制技术

三维多靶点深井轨迹控制技术 一、概况 QK18-2油田位于歧口区块，大大小小的断层很多，地层相当复杂。QK18-2油田分北块、南块、中块，主要钻探沙河街的油层，平台结构3X4，间距2.0X2.3m，结构北角358.9度，井身剖面全部为三维多靶点定向井，方位最大变化68度，井斜最大变化35.86度。平均井深3515.64米，最深井深3938.42米，靶区半径控制范围:50m。QK18-2平台分两次批钻方式，第一批钻5口井，第二批钻7口井。QK18-2平台全部钻三维定向井的第一个丛式井平台，是丛式井集束作业难度最大的一个平台之一。 二、井身设计 第一类定向井（P3、P4、P6）：平均井深在3247米左右，目的层为沙河街。 井身结构：17-1/2”井眼+12-1/4”井眼+8-1/2”井眼 第二类定向井（P1、P8）：平均井深在3919米左右，目的层为沙河街。 井身结构：26”井眼+17-1/2”井眼+12-1/4”井眼+8-1/2”井眼 四、平台槽口图和井位图

五、项目难点 1、深井作业安全问题。 2、克服摩阻，保证滑动钻进。 3、二次造斜，二次造斜点深，是否容易造斜，是否滑得动。 4、合理优化轨迹。 六、施工思路 大位移三维多靶点定向井最大的困难是如何克服摩阻，保证滑动钻进和井眼轨迹合理控制。在井眼轨迹需要调整时，能够及时的调整，如果各方面原因不能调整时，怎样合理的把困难有效的克服，顺利中靶，是我们工作的重点。 1、总结本地区各地层的漂移规律，合理利用地层的自然漂移规律，达到有效控制井眼轨迹的目的。 2、裸眼井段长，摩阻大，扶正器托压严重，不能滑动钻进时，在轨迹控制不失控的情况下，合理利用井身结构，把困难转移到下一个井段或改变钻具组合。 3、合理选择第二造斜点，合理选择造斜率。 4、从始至终，要准确的预测井眼轨迹。 5、合理选择马达弯角，使之能够满足井眼轨迹控制的需要。 6、优化井眼轨迹，降低作业难度。 七、井眼轨迹控制 下面以P8井为例介绍井眼轨迹控制技术，中间穿插其它井遇到特殊情况下的轨迹控制：1、26"井眼轨迹控制 26"井眼主要任务是防斜打直，做好防碰扫描。利用大钟摆钻具，轻压吊打，钻进至208米，投测多点起钻。钻井参数控制：钻压：0.5~2.5吨；排量：4200升/分；转速：80转/分；平均机械钻速：62.45米/小时。 2、17-1/2"井眼轨迹控制 钻具组合：17-1/2"PDC+9-5/8"AKO(1.5)+16-1/2"STB+8"F/V+8"NMDC1+8"MWD+8"NMDC1 +7-3/4"(F/J+JAR)+X/O+5"HWDP13 P8井17-1/2"井眼造斜，造斜点248米，按照设计轨迹开始造斜，平均机械钻速45米/小时，钻进至683米造斜结束。反扭角20~40度。17-1/2"井眼主要在平原组和明化段，可钻性好，钻进至1213米17-1/2"井眼结束。井眼轨迹控制较困难： 1）17-1/2"井眼的欠扶正器尺寸选择有限，只有16-5/8"和16-1/2"两种，几乎没有选择的余地。 2）降斜率0.5~1度/30米，漂移率0.4~1.5度/30米。 3）裸眼井段长，滑动困难。裸眼井段超过600米之后，摩阻大，钻具托压严重。 3、12-1/4"井眼轨迹控制 钻具组合： 12-1/4"PDC+9-5/8"AKO(1.15)+11-1/4"STB+8"F/V+8"NMDC1+8"MWD+8"NMDC+7-3/4"(F/J +JAR)+X/O+5"HWDP10 P8井三维多靶点定向井，12-1/4"井眼主要控制好井斜、方位，越靠近设计轨迹越好。轨迹控制原则是，12-1/4"井眼稳斜稳方位，把二次造斜点推迟到8-1/2"井眼，降低作业时间。轨迹控制原则从始而终贯穿12-1/4"井眼。12-1/4"井眼完钻原则是进入东营组50米下9-5/8"套管。明化镇地层的漂移规律：降斜率为0.2~0.5度/30米，漂移率-0.2~0.3度/30米；进入馆陶组，降斜率为0.1~0.3度/30米，馆陶底部井斜有微增斜趋势，增斜率0.1~0.5度/30米；方位较稳定。馆陶底部有微增斜趋势后，滑动钻进非常困难，这也是使用PDC钻头的缺点，采取划眼和降低钻压的方法控制井眼轨迹。12-1/4"井眼的困难是裸眼井段长，滑动困难，必

非常规小井眼水平井在十屋10平1井的应用

非常规小井眼水平井在十屋10平1井的应用 【摘要】SW10P1井是东北油气分公司在秦家屯地区所部属的首口非常规小井眼水平井，该井能否顺利施工关系对下步该地区井位的设计施工，具有很重要的意义。设计井深2616.94m，实际完钻井深2641m，最大井斜92.2°/2378.73m，井底水平位移910.77m。中完下套管，环空间隙只有19mm，最大井斜达81度，完井管串带有大量大直径裸眼封隔器，投球滑套，轨迹控制中靶窗半径小，油层薄，轨迹在实际生产中不断调整，造成定向脱压，起下钻复杂。通过处理泥浆配合大排量清砂，大量混入原油润滑，完井时采用刚性钻具通井，保证顺利交井。 【关键词】钻井非常规水平井小井眼技术 1 概述 SW10P1井位于吉林省公主岭市秦家屯镇高家窝堡西北，是2010年中石化集团东北油气分公司所布署的一口五段式四靶水平井。该井是东北油气分公司在秦家屯地区所部属的首口非常规小井眼水平井，该井能否顺利施工关系对下步该地区井位的设计施工，具有很重要的意义。 SW10P1井设计井深2616.94m，实际完钻井深2641m，最大井斜92.2°/2378.73m，井底水平位移910.77m，主要钻遇地层泉头组、登娄库组、营城组和沙河子组。图1为SW10P1井身结构示意图。 2 主要技术难点 （1）最大的难点在于中完下套管，二开215.9mm井眼下177.8mm套管，环空间隙只有19mm，而且中完最大井斜达81度，套管下入困难，开泵易憋漏地层，固井质量难以保证。 （2）三开井眼小，152.4mm井眼下入114.3mm尾管和6个直径达145mm 的裸眼封隔器，4个投球滑套，由于水平段轨迹上下调整使尾管下入困难，环空间隙小，固井排量受到限制但施工时泵压很高，易出现井漏，环空堵塞等情况的发生。 （3）由于本井油层薄，四个靶点轨迹要求高，靶窗半高仅0.5米，靶窗半宽5米，中靶难度大。 （4）在实际施工中钻井是根据地质的参数随时调整井眼轨迹，给轨迹控制增加了很大的难度，对井下安全产生了极大的考验。 （5）三开使用88.9mm钻具在抗拉、抗扭强度方面受到限制，动力钻具使用情况不易判断，遇复杂情况处理困难。

水平井

水平井 无论是定向井，还是水平井，控制井眼轨迹的最终目的都是要按设计要求中靶。但因水平井的井身剖面特点、目的层靶区的要求等与普通定向井和多目标井不同，在井眼轨迹控制方面具有许多与定向井、多目标井不同的新概念，需要建立一套新的概念和理论体系来作为水平井井眼轨迹控制的理论依据和指导思想。在长、中半径水平井的井眼轨迹控制模式的形成和验证过程中，针对不断出现的轨迹控制问题，建立了适应于水平井轨迹控制特点的几个新概念。 地质给出的水平井靶区通常是一个在目的层内以设计的水平井眼轨道为轴线的柱状靶，其横截面多为矩形或圆。可以把这个柱状靶看成是由无数个相互平行的法面平面组成，因此，控制水平井井眼轨迹中靶，与普通定向井、多目标井是个截然不同的新概念，主要体现是: 井眼轨迹中靶时进入的平面是一个法平面（也称目标窗口），但中靶的靶区不是一个平面，而是一个柱状体，因此，不仅要求实钻轨迹点在窗口平面的设计范围内，而且要求点的矢量方向符合设计，使实钻轨迹点在进入目标窗口平面后的每一个点都处于靶柱所限制的范围内。也就是说，控制水平井井眼轨迹中靶的要素是实钻轨迹在靶柱内的每一点的位置要到位（即入靶点的井斜角、方位角、垂深和位移在设计要求的范围内），也就是我们所讲的矢量中靶。 对一口实钻水平井，从造斜点到目的层入靶点的设计垂深增量和水平位移增量是一定的，如果实钻轨迹点的位置和矢量方向偏离设计轨道，势必改变待钻井眼的垂深增量和位移增量的关系，也直接影响到待钻井眼轨迹的中靶精度。水平井钻井工程设计中所给定的钻具组合是在一定的理论计算和实践经验的基础上得出的，随着理性认识的深化和实践经验总结，设计的钻具组合钻出实际井眼轨迹与设计轨道曲线的符合程度会不断提高。但是，由于井下条件的复杂性和多变性，这个符合程度总是相对的。实钻井眼轨迹点的位置相对于设计轨道曲线总是会提前、或适中、或滞后，点的井斜角大小也可能是超前、适中、或滞后。 实钻轨迹点的位置和点的井斜角大小对待钻井眼轨迹中靶的影响规律是：①实钻轨迹点的位置超前，?相当于缩短了靶前位移。此时若井斜角偏大，会使稳斜钻至目的层所产生的位移接近甚至超过目标窗口平面的位置，必将延迟入靶，且往往在窗口处脱靶。②轨迹点位置适中，?若此时井斜角大小也适中，是实钻轨迹与设计轨道符合的理想状态。但若井斜角大小超前过多，往往需要加长稳斜段，可能造成延迟入靶，或在窗口处脱靶。③轨迹点的位置滞后，?相当于加长靶前位移。此时若井斜角偏低，就需要提高造斜率以改变待钻井眼垂深和位移增量之间的关系，往往要采用较高的造斜率而提前入靶。 实践表明，控制轨迹点的位置接近或少量滞后于设计轨道，并保持合适的井斜角，有利于井眼轨迹的控制。点的井斜角偏大可能导致脱靶或入靶前所需要的造斜率偏高。实际上，水平井造斜段井眼轨迹控制也是轨迹点的位置和矢量方向的综合控制，这对于没有设计稳斜调整段的井身剖面更是如此。在实际井眼轨迹控制过程中，我们根据造斜段井眼轨迹控制的新概念和实钻轨迹点的位置、点的井斜角大小对待钻井眼轨迹中靶的影响规律，将造斜井段井眼轨迹的控制程度限定在有利于入靶点矢量中靶的范围内。也就是说，在轨迹预测计算结果表明有余地、并有后备工具条件时，应当充分发挥动力钻具的一次造斜能力，以提高工作效率，减少起下钻次数。

元坝272-1H井超深水平井钻井技术教学内容

元坝272-1H井超深水平井钻井技术

元坝272-1H井长水平段超深水平井钻井技术 董志辉，孙连坡，汪海波，仇恒彬 （中石化石油工程公司钻井工艺研究院山东东营 257000） 摘要：元坝272-1H井是位于元坝区块的一口超深长水平段水平井，存在地质情况复杂、多套压力体系并存、气藏埋深超过6500m、井底温度高达156℃等技术难题。施工中通过钻井提速技术、井眼轨迹控制技术、高温定向工具使用技术、井眼清洁技术、摩阻扭矩监测控制技术、高温钻井液技术、安全钻井技术等先进技术，克服了裸眼段长、摩阻扭矩大、岩屑清洁效率低、井眼轨迹控制困难、工具仪器耐高温高压挑战性高等难点，创造了元坝区块水平井水平位移最长、水平段最长、钻遇含气储层最长三项纪录，为同类超深水平井的施工积累了丰富经验。 关键词：元坝272-1H井；超深水平井；钻井技术；长水平段； 1元坝272-1H井概况 元坝272-1H井是中石化西南油气分公司部署在四川盆地川东北巴中低缓构造上的一口超深水平井，以长兴组顶部礁盖（顶）储层为主要目的层，该井位于元坝区块长兴组4号礁带。完钻井深7788.00m，完钻垂深6549.66m，造斜点位于6050.00m，水平位移1501.65m，水平段长1073.30m，钻穿气层长度820.00m，创造了元坝区块水平井水平位移最长、水平段最长、钻遇含气储层最长三项纪录。井身结构采用五开制，实钻井身结构与设计井身结构对比如下。 表1 实钻井身结构与设计井身结构对比 开次 井眼套管 备注井眼尺 寸/mm 设计井 深/m 实钻井 深/m 套管尺寸/mm设计下深/m实际下深/m 导管914.4 32 32 720.0 0-30 0-31.75 根据需要设置1 660.4 502 504 508.0 0-500 0-501.45 封上部易漏层和 水层 2 444.5 3050 2992 346.1 0-3048 0-2990.01 封上沙以浅地层 3 314.1 4922 4978 273.1/282.6 0-4920 0-4292.3 4 封雷三水层以浅 地层 4 241.3 6580 6580 193.7/206.4 0-6578 3593.96-6580 封长兴组顶界以 浅地层

我国最长水平段水平井

如果说普通水平井是“L”型，纵长横短，那么苏5-15-17AH 井则是“?”型，纵横距离几乎相等。失之毫厘谬以千里，水平段一寸长一寸难、一寸险。川庆钻探长庆钻井总公司凭着多年来的技术积累，完成了深6706米，水平段3056米的气井施工，创造了当时国内陆上水平井最长水平段纪录，成为川庆钻井史上的一座丰碑。 从“L”型到“?”型 3056米水平段的艰难奇迹！ 7月12日午时，鄂尔多斯天空骄阳似火，热浪袭人，金黄的沙地被郁郁葱葱的沙柳掩盖的严严实实，远处的羊群与瓦蓝的天际接壤，让这块神气的土地显得水草丰美。 顺着鄂托克旗一直向东，驱车行驶在平整的石子路上，不免让人心旷神怡。眼看快到苏5-15-17AH井场，承担该井施工任务的70165钻井队队长马小月不时将头探出窗外：“这里变化真大，刚开始打井的时候环境没有这么好。” 看着马小月兴奋的样子，司机师傅也有意识的放慢了车速。 苏5-15-17AH井被铁丝的防护栏隔开，金黄的采气树傲然挺立于50平米见方土地上当中，上面大大小小装满了红色闸门，表面看上去，这和普通气井没啥两样。“这口井的意义主要在于开辟了长庆区域超长水平段施工的一个先河，拿到了今后承钻同类井的‘准入证’”。长庆钻井总公司定向井技术办副主任石崇东介绍说。

睹物视景，一桩桩、一件件、一幕幕，钻机的隆隆声响犹在耳畔！钻井汉子与天斗、与地斗的壮志豪情历历在目。马小月感慨万千：“我们完成了不可能完成的任务，一辈子难忘！” “压力面前需要信心、需要斗志，既然咱干的是钻井，总要干出点名堂” 鄂尔多斯盆地自古有“半盆油，满盆气”之誉，而这满盆气主要集中在苏里格气田。苏里格气田横跨内蒙古自治区鄂尔多斯市乌审旗、鄂托克旗和鄂托克前旗。在蒙古语里，苏里格便是“半生不熟的肉”的意思。在油气勘探开发史上，这“半生不熟的牛肉”如同鸡肋，曾长期折腾着长庆人。 面对这个典型的低压力、低渗透气田，气田勘探开发不断深入，完井工艺不断完善，水平井的井身结构不断的调整，施工难度不断的增加。长水平段水平井对于低孔低渗油气藏来说，能够增加了泄流面积，有效改善油气藏的开发效果和提高单井产量，这一目标的追求成为石油人苦苦追寻的目标。 井位最终锁定在内蒙古自治区鄂托克旗苏米图苏木巴音布拉格嘎查巴嘎希里小队。“之所以选择这里，正是因为该区域油气储层相对较为成熟、稳定，且气层连续性好，只有在这里，长水平段才能最大限度的提高单井产量很有帮助。”定向井技术办副主任石崇东说。 按照设计，苏5-15-17AH井井深6700米，而水平段则长达3000米。这样的井身结构让人咋舌。如果说普通水平井是“L”型，纵长

水平井轨迹控制技术汇总

SY/T6332 –1997 水平井轨迹控制技术 Bit tyajectory control technology for horizontal well 1 范围 本标准规定了水平井井眼轨迹控制技术的准备、施工、相关安全措施及资料的要求. 本标准适用于长、中半径水平井的施工。其它类型的特殊定向井亦可参照使用。 2 应用标准 下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效.所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。 SY 5272-91 常规钻进安全技术规程 SY/T 5416-1997 随钻测斜仪测量规程 SY/T 5435-92 两维常规定向井轨道设计与轨迹绘图方法 SY 5472-92 电子陀螺测斜仪测量规程 SY 5547-92 井底动力钻具使用维修和管理 SY/T 5619-93 定向井下部钻具组合设计作法 3 定义 本标准采用下列定义。 3.1 广义调整井段generalized adjusting section

用于调整井眼轨迹的井段。可以是稳斜井段，也可以是曲率较小的增斜井段。 3.2 倒装钻具组合invert BHA 在钻大斜度井段和水平段时，为了给钻头加压，将部分重量较轻的钻具放到钻具组合下部，把钻铤、加重钻杆等较重的钻具放到直井段或较小井斜段的钻具组合。 3.3 中靶预测target prediction 根据实钻井眼轨迹到达的位置及方位，对中靶前待钻井眼的长度、位移、造斜率及方位调整量进行预测。 3.4 有线测量方式wireline survey method 特指在水平井施工中，采用有线测量仪分段测取大斜度或水平段已钻井段的轨迹所需的井斜、方位数据的测量方式。 4 井眼轨迹控制要求 4.1 直井段控制符合井身质量要求。 4.2 实际井眼轨迹到达靶窗时，在规定的靶窗内，其井斜、方位值还要满足在现有轨迹控制能力范围内确保轨迹在靶体中延伸的要求。 4.3 水平段轨迹应在设计要求的靶区范围之内。 5 准备 5.1 工具 5.1.1根据不同类型的水平井分别按附录A(标准的附录)和附录B （标准的附录）的要求准备。 5.1.2井底动力钻具的准备除符合SY 5547 的相关规定外，还应检

超长水平井及丛式水平井钻井技术

超长水平井及丛式水平井钻井技术 1. 钻超长水平井的技术挑战 1）井眼清洁； 2）高摩阻扭矩，需要高抗扭抗拉和耐压钻杆； 3）大斜度长裸眼稳斜段，套管的安全顺利下入； 4）平台设备能力配套与常规井差别，常规超深井考虑钻机的动力和提升载荷能力，而超长水平井侧重考虑水力和顶驱输送扭矩能力； 5）井斜大，裸眼段长，井眼侵泡周期时间长，影响井壁稳定性； 6）普通井的经验很多不适合超长水平井，超长水平井一旦出现失误，惩罚比普通井严重； 7）储层埋藏深度不确定性和仪器精度误差对钻井轨迹调整影响； 8）钻杆伸缩性大，在接近完钻深度只能单根钻，对复杂情况处理活动空间小。 井眼清洁； 井眼清洁在超长水平井中是个很关键的因素，制约超长水平井延伸能力。斜井清洁跟直井区别很大，至少需要比直井很长的循环周时间，而且在程序方法处理上也大大不同，随着井斜的增加，井眼清洁难度加大，岩屑上返更加困难，需要循环时间更长。 一．影响井眼清洁因素： ⑴井眼大小⑻岩屑尺寸 ⑵钻杆尺寸⑼滑动定向比例 ⑶排量⑽钻井速度 ⑷转盘转速⑾井壁稳定性 ⑸泥浆流变性⑿岩屑分散性 ⑹井眼轨迹 ⑺泥浆环空流态 二．井眼清洁原理 井眼清洁有两种方式，一从井眼机械直接运除出来，二通过分散，岩屑溶解在泥浆，这对于大尺寸浅表层采用海水钻就利用这个原理，边钻边造浆，把分散的岩屑带至地面直接排海，间隔打高粘把有颗粒形状的岩屑返出，达到井眼清洁。 a)钻具的转速是井眼清洁的关键因素 在斜井中，井眼高边高速流体清砂作用象传送带，岩屑沉至井眼底边低速层，最终降至井眼底边形成岩屑床，中间岩屑运移长短的距离与井斜角度、排量、转速、流体的流变性及泥浆比重相关，岩屑运移传送带速度与排量相关。 钻具转速扮演在高角度井眼清砂关键因素，因为活动流体处于井眼高边，钻具和岩屑都倾向于井眼底边，通过钻具机械的搅动，将岩屑搅起至传送带上，且钻具的搅动，在钻具上会产生牵引力，部分岩屑也会伴随钻具转动螺旋上升，通过这两者的作用将岩屑带至地面，而钻具转速由井眼大小和单位进尺快慢决定，在12-1/4"、17-1/2"井段至少需要120RPM，8-1/2"井段需要70RPM以上，但高齿轮传送带仍需要钻具转速达到120RPM以上，钻具钻速越高，在钻具周围牵带岩屑越多，超过钻具接头的高度，另外使流体原自由流动高速通道变窄，产生紊流，进而搅动岩屑床，利于清砂，但这种高转速当时也许只将部分岩屑带出来，

我国最长水平段水平井

如果说普通水平井是“L”型，纵长横短，那么5-15-17AH井则是“?”型，纵横距离几乎相等。失之毫厘谬以千里，水平段一寸长一寸难、一寸险。川庆钻探长庆钻井总公司凭着多年来的技术积累，完成了深6706米，水平段3056米的气井施工，创造了当时国陆上水平井最长水平段纪录，成为川庆钻井史上的一座丰碑。 从“L”型到“?”型 3056米水平段的艰难奇迹！ 7月12日午时，鄂尔多斯天空骄阳似火，热浪袭人，金黄的沙地被郁郁葱葱的沙柳掩盖的严严实实，远处的羊群与瓦蓝的天际接壤，让这块神气的土地显得水草丰美。 顺着鄂托克旗一直向东，驱车行驶在平整的石子路上，不免让人心旷神怡。眼看快到5-15-17AH井场，承担该井施工任务的70165钻井队队长马小月不时将头探出窗外：“这里变化真大，刚开始打井的时候环境没有这么好。” 看着马小月兴奋的样子，司机师傅也有意识的放慢了车速。 5-15-17AH井被铁丝的防护栏隔开，金黄的采气树傲然挺立于50平米见方土地上当中，上面大大小小装满了红色闸门，表面看上去，这和普通气井没啥两样。“这口井的意义主要在于开辟了长庆区域超长水平段施工的一个先河，拿到了今后承钻同类井的‘准入证’”。长庆钻井总公司定向井技术办副主任石崇东介绍说。

睹物视景，一桩桩、一件件、一幕幕，钻机的隆隆声响犹在耳畔！钻井汉子与天斗、与地斗的壮志豪情历历在目。马小月感慨万千：“我们完成了不可能完成的任务，一辈子难忘！” “压力面前需要信心、需要斗志，既然咱干的是钻井，总要干出点名堂” 鄂尔多斯盆地自古有“半盆油，满盆气”之誉，而这满盆气主要集中在里格气田。里格气田横跨自治区鄂尔多斯市乌审旗、鄂托克旗和鄂托克前旗。在蒙古语里，里格便是“半生不熟的肉”的意思。在油气勘探开发史上，这“半生不熟的牛肉”如同鸡肋，曾长期折腾着长庆人。 面对这个典型的低压力、低渗透气田，气田勘探开发不断深入，完井工艺不断完善，水平井的井身结构不断的调整，施工难度不断的增加。长水平段水平井对于低孔低渗油气藏来说，能够增加了泄流面积，有效改善油气藏的开发效果和提高单井产量，这一目标的追求成为石油人苦苦追寻的目标。 井位最终锁定在自治区鄂托克旗米图木巴音布拉格嘎查巴嘎希里小队。“之所以选择这里，正是因为该区域油气储层相对较为成熟、稳定，且气层连续性好，只有在这里，长水平段才能最大限度的提高单井产量很有帮助。”定向井技术办副主任石崇东说。 按照设计，5-15-17AH井井深6700米，而水平段则长达3000米。这样的井身结构让人咋舌。如果说普通水平井是“L”型，纵长横短，

水平井井眼轨迹控制

水平井井眼轨迹控制 第一章水平井的分类及特点 (2) 第二章水平井设计 (4) 第三章水平井井眼轨迹控制基础 (8) 第四章水平井井眼轨迹控制要点 (13) 第五章水平井井眼轨迹施工步骤 (21)

第一章水平井的分类及特点 水平井的概念：是最大井斜角保持在90°左右（大于86°），并在目的层中维持一定长度的水平井段的特殊井（通常大于油层厚度的6倍）。 一、水平井分类 二、各类水平井工艺特点及优缺点

三、水平井的优点和应用 1、开发薄油藏油田，提高单井产量。

2、开发低渗透油藏，提高采收率。 3、开发重油稠油油藏，有利于热线均匀推进。 4、开发以垂直裂缝为主的油藏，钻遇垂直裂缝多。 5、开发底水和气顶活跃油藏，减缓水锥、气锥推进速度。 6、利用老井侧钻采出残余油，节约费用。 7、用丛式井扩大控制面积。 8、用水平井注水注气有利于水线气线的均匀推进。 9、可钻穿多层陡峭的产层。 10、有利于更好的了解目的层性质。 11、有利于环境保护。 第二章水平井设计 一、设计思路和基本方法： 简而言之，就是“先地下后地面，自下而上，综合考虑，反复寻优”的过程。

二、水平井靶区参数设计 与定向井不同，水平井的靶区一般是一个包含水平段井眼轨道的长方体或拟柱体。靶区参数主要包括水平段的井径、方位、长度、水平段井斜角、水平段在油藏中的垂向位置、靶区形状和尺寸。 1、水平段长度设计 设计方法：根据油井产量要求，按照所期望的产量比值（即水平井日产量是临近直井日产量的几倍），来求解满足钻井工艺方面的约束条件的最佳水平段长度值。约束条件主要有钻柱摩阻、扭矩，钻机提升能力，井眼稳定周期，油层污染状况等。 2、水平段井斜角的确定 应综合考虑地层倾角、地层走向、油层厚度以及具体的勘探开发要求。 βα±?=90H ，β为地层真倾角 当地层倾角较大而水平段斜穿油层时，则应考虑地层视倾角的影响，[])cos(90H H d tg arctg Φ-Φ-?=βα， d Φ为地层下倾方位角，H Φ为 水平段设计方位角 3、水平段垂向位置确定 油藏性质决定了水平段的设计位置。对于无底水、无气顶的油藏，水平段宜置于油层中部；对于有底水或气顶的油藏，水平段应尽量远离油水或气水边界；对于既有底水又有气顶的油藏，

元坝272-1H井超深水平井钻井技术

元坝272-1H井长水平段超深水平井钻井技术 董志辉，孙连坡，汪海波，仇恒彬 （中石化石油工程公司钻井工艺研究院山东东营257000） 摘要：元坝272-1H井是位于元坝区块的一口超深长水平段水平井，存在地质情况复杂、多套压力体系并存、气藏埋深超过6500m、井底温度高达156℃等技术难题。施工中通过钻井提速技术、井眼轨迹控制技术、高温定向工具使用技术、井眼清洁技术、摩阻扭矩监测控制技术、高温钻井液技术、安全钻井技术等先进技术，克服了裸眼段长、摩阻扭矩大、岩屑清洁效率低、井眼轨迹控制困难、工具仪器耐高温高压挑战性高等难点，创造了元坝区块水平井水平位移最长、水平段最长、钻遇含气储层最长三项纪录，为同类超深水平井的施工积累了丰富经验。关键词：元坝272-1H井；超深水平井；钻井技术；长水平段； 1元坝272-1H井概况 元坝272-1H井是中石化西南油气分公司部署在四川盆地川东北巴中低缓构造上的一口超深水平井，以长兴组顶部礁盖（顶）储层为主要目的层，该井位于元坝区块长兴组4号礁带。完钻井深7788.00m，完钻垂深6549.66m，造斜点位于6050.00m，水平位移1501.65m，水平段长1073.30m，钻穿气层长度820.00m，创造了元坝区块水平井水平位移最长、水平段最长、钻遇含气储层最长三项纪录。井身结构采用五开制，实钻井身结构与设计井身结构对比如下。 表1 实钻井身结构与设计井身结构对比 开次 井眼套管 备注井眼尺 寸/mm 设计井 深/m 实钻井 深/m 套管尺寸/mm设计下深/m实际下深/m 导管914.4 32 32 720.0 0-30 0-31.75 根据需要设置 1 660.4 50 2 504 508.0 0-500 0-501.45 封上部易漏层和 水层 2 444.5 3050 2992 346.1 0-3048 0-2990.01 封上沙以浅地层 3 314.1 4922 4978 273.1/282.6 0-4920 0-4292.3 4 封雷三水层以浅 地层 4 241.3 6580 6580 193.7/206.4 0-6578 3593.96-6580 封长兴组顶界以 浅地层 5 165.1 7790 7788 127 6528-7788 6525-7788 衬管完井

井眼轨迹的三维显示

中文摘要 井眼轨迹的三维显示 摘要 本文介绍了国内外井眼轨迹三维显示技术的研究现状，归纳了常规二维定向井轨道设计原则和几种轨道类型的计算方法，以及井眼轨迹测斜计算的相关规定、计算模型假设和轨迹计算方法。从井位、井下测量和计算三个方面对井眼轨迹误差进行了讨论并简要说明了不同的井眼轨迹控制。在此基础之上，利用VB和MATLAB软件编制了井眼轨迹的三维显示软件，并简要介绍了该软件的设计流程、主要功能和难点处理，指出了软件的不足之处，展示了井眼轨迹三维绘图的所有运行界面，并附上软件说明书。最后，对井眼轨迹三维显示开发的研究方向进行了展望。 关键字井眼轨迹三维显示 MATLAB Visual Basic 轨迹计算轨道设计误差分析

重庆科技学院本科生毕业设计英文摘要 Abstract In this paper, at home and abroad well trajectory 3-D display technology of the status quo，Summarized the conventional two-dimensional directional well the track design principles and track several types of calculation method，And the well trajectory inclinometer terms of the relevant provisions, the model assumptions and trajectory calculation. From the wells, underground measurement and calculation of the three aspects of the well trajectory error was discussed and a brief description of the different well trajectory control. On this basis, using VB and MATLAB software produced a hole trajectory of the three-dimensional display software, and gave a briefing on the software design process, and difficulties in dealing with the main function, pointed out the inadequacy of the software, demonstrated the well trajectory 3-D graphics interface all the running, along with software manuals. Finally, the well trajectory 3-D display development direction of the prospect. Keyword:Well trajectory；3-D display；MATLAB ；Visual Basic；trajectory calculation ；trajectory design ；Error Analysis

水平井井眼轨迹

水平井井眼轨迹控制技术 水平井井眼轨迹控制工艺技术是水平井钻井中的关键，是将水平井钻井理论、钻井工具仪器和施工作业紧密结合在一起的综合技术，是水平井钻井技术中的难点，原因是影响井眼轨迹因素很多，水平井井眼轨迹的主要难点是： 1．工具造斜能力的不确定性，不同的区块、不同的地层，工具造斜能力相差较大 2．江苏油田为小断块油藏，油层薄，区块小，一方面对靶区要求高，另一方面增加了目的层垂深的不确定性。 3．测量系统信息滞后，井底预测困难。 根据以上技术难点，需要解决三个技术关键： 1、提高工具造斜率的预测精度。 2、必须准确探明油层顶层深度，为入窗和轨迹控制提供可靠依据。 3、做好已钻井眼和待钻井眼的预测，提高井眼轨迹预测精度。 动力钻具选择 一、影响弯壳体动力钻具造斜能力的主要因素 影响弯壳体动力钻具的造斜能力的主要因素有造斜能力钻具结构因素和地层因素及操作因素三大类。其中主要的是结构因素，其次是地层因素。 （一）动力钻具结构因素影响 1．弯壳体角度对工具造斜率的影响 单双弯体弯角是影响造斜工具造斜能力的主要因素。 在井径一定情况下，弯壳体的弯角对造斜率的影响很大，随着弯壳体角度的增大，造斜率呈非线性急剧增大。 2．弯壳体近钻头稳定器对工具造斜率的影响。 弯壳体近钻头稳定器的有无，对工具造斜率影响很大。如Φ165mm1°15′有近钻头稳定器平均造斜率达到30°/100米，无近钻头稳定器平均造斜率仅为20°/100米左右，相差近50%。 如陈3平3井使1°30′Φ172mm不带稳定器单弯螺杆平均造斜率为25°/100米，井身轨迹控制要求，复合钻进后，滑动钻进，造斜率仅为16-20°/100米。 3．改变近钻头稳定器到下弯肘点之距离对工具造斜率的影响 通过移动下稳定器位置可以改变近钻头稳定器至下肘点之距离。上移近钻头稳定器可大大提高工具的造斜能力，并且在井径扩大程度较大的情况下，造斜能力的上升幅度比井径扩大较小时要大。 (二）松散地层对工具造斜率的影响 据分析可知，下部钻具组合的造斜能力主要取决于钻头侧向力，而钻头侧向力来源于近

钻井工程：第五章 井眼轨道设计与轨迹控制

第五章井眼轨道设计与轨迹控制 1．井眼轨迹的基本参数有哪些？为什么将它们称为基本参数？08 答： 井眼轨迹基本参数包括：井深、井斜角、井斜方位角。这三个参数足够表明井眼中一个测点的具体位置，所以将他们称为基本参数。 2．方位与方向的区别何在？请举例说明。井斜方位角有哪两种表示方法？二者之间如何换算？ 答： 方位都在某个水平面上，而方向则是在三维空间内（当然也可能在水平面上）。 方位角表示方法：真方位角、象限角。 3．水平投影长度与水平位移有何区别？视平移与水平位移有何区别? 答： 水平投影长度是指井眼轨迹上某点至井口的长度在水平面上的投影，即井深在水平面上的投影长度。水平位移是指轨迹上某点至井口所在铅垂线的距离，或指轨迹上某点至井口的距离在水平面上的投影。在实钻井眼轨迹上，二者有明显区别，水平长度一般为曲线段，而水平位移为直线段。 视平移是水平位移在设计方位上的投影长度。 4．狗腿角、狗腿度、狗腿严重度三者的概念有何不同？ 答： 狗腿角是指测段上、下二测点处的井眼方向线之间的夹角（注意是在空间的夹角）。狗腿严重度是指井眼曲率，是井眼轨迹曲线的曲率。 5．垂直投影图与垂直剖面图有何区别？ 答： 垂直投影图相当于机械制造图中的侧视图，即将井眼轨迹投影到铅垂平面上；垂直剖面图是经过井眼轨迹上的每一点做铅垂线所组成的曲面，将此曲面展开就是垂直剖面图。 6．为什么要规定一个测段内方位角变化的绝对值不得超过180 ？实际资料中如果超过了怎么办？ 答： 7．测斜计算，对一个测段来说，要计算那些参数？对一个测点来说，需要计算哪些参数？测段计算与测点计算有什么关系？ 答： 测斜时，对一个测段来说，需要计算的参数有五个：垂增、平增、N坐标增量、E坐标增量和井眼曲率；对一个测点来说，需要计算的参数有七个：五个直角坐标值（垂深、水平长度、N坐标、E坐标、视平移）和两个极坐标（水平位移、平移方位角）。

水平井轨迹控制技术

–1997 水平井轨迹控制技术 Bit tyajectory control technology for horizontal well 1 范围 本标准规定了水平井井眼轨迹控制技术的准备、施工、相关安全措施及资料的要求. 本标准适用于长、中半径水平井的施工。其它类型的特殊定向井亦可参照使用。 2 应用标准 下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效.所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。 SY 5272-91 常规钻进安全技术规程 SY/T 5416-1997 随钻测斜仪测量规程 SY/T 5435-92 两维常规定向井轨道设计与轨迹绘图方法 SY 5472-92 电子陀螺测斜仪测量规程 SY 5547-92 井底动力钻具使用维修和管理 SY/T 5619-93 定向井下部钻具组合设计作法 3 定义 本标准采用下列定义。 3.1 广义调整井段 generalized adjusting section 用于调整井眼轨迹的井段。可以是稳斜井段，也可以是曲率较小的增斜井段。 3.2 倒装钻具组合 invert BHA 在钻大斜度井段和水平段时，为了给钻头加压，将部分重量较轻的钻具放到钻具组合下部，把钻铤、加重钻杆等较重的钻具放到直井段或较小井斜段的钻具组合。 3.3 中靶预测 target prediction 根据实钻井眼轨迹到达的位置及方位，对中靶前待钻井眼的长度、位移、造斜率及方位调整量进行预测。 3.4 有线测量方式 wireline survey method

特指在水平井施工中，采用有线测量仪分段测取大斜度或水平段已钻井段的轨迹所需的井斜、方位数据的测量方式。 4 井眼轨迹控制要求 4.1 直井段控制符合井身质量要求。 4.2 实际井眼轨迹到达靶窗时，在规定的靶窗内，其井斜、方位值还要满足在现有轨迹控制能力范围内确保轨迹在靶体中延伸的要求。 4.3 水平段轨迹应在设计要求的靶区范围之内。 5 准备 5.1 工具 5.1.1根据不同类型的水平井分别按附录A(标准的附录)和附录B（标准的附录）的要求准备。 5.1.2井底动力钻具的准备除符合SY 5547 的相关规定外，还应检测弯外壳体井下马达的弯曲角度。 5.1.3除反向双弯外壳体井下马达外，其它弯外壳体井下马达的下稳定器推荐采用偏心稳定器。 5.2 测斜仪器 斜测仪器应符合SY/T 5416 和 SY 5472 相关的规定。 5.3 资料 5.3.1 水平井钻井设计。 5.3.2 收集同地区完钻井的有关资料。 6 施工 6.1 直井段 6.1.1 配钻井液开钻。 6.1.2 采用防斜钻具组合钻进。 6.1.3 不允许使用刮刀钻头。 6.1.4 钻进中用单点测斜仪监测井斜、方位，钻完后测量全井段的多点数据。 6.1.5 有磁干扰的井段应使用陀螺测斜仪进行测量。 6.1.6 丛式井直井段作水平局部放大图，及时采取防碰措施。 6.2 定向增斜段 6.2.1 要点 6.2.1.1 定向时，合理确定装置角。 6.2.1.2 参照同地区方位漂移规律合理确定方位提前量。 6.2.1.3 使用随钻测斜仪。在有磁干扰的情况下，采用陀螺测斜仪。6.2.1.4 施工中，根据测量数据及时作出实钻轨迹图，与设计轨道进行对比，指导井眼轨迹控制。

长水平段水平井钻井技术难点分析及对策分析

长水平段水平井钻井技术难点分析及对策分析 我国是国土面积大国，幅员辽阔，矿产资源丰富，其中石油能源就是主要的矿产资源。石油能源的用途非常广泛，在燃料、润滑、建筑、医药等方面都有广泛的应用。随着科学技术水平的不断提高，人们开始认识到，把石油通过蒸馏并依次冷却冷凝而获得不同的油品，如煤油和汽油等。由此可见石油对于社会发展的重要性，在石油行业发展的过程中，开采工作是主要的环节。现阶段，长水平段水平井钻井技术在石油开采工作中，应用的非常广泛，笔者以下将进行主要的论述。 标签：长水平段水平井钻井技术；难点；对策 1 引言 随着科学技术的不断发展，长水平段水平井钻井技术在石油开采中的应用越加的广泛。其自身具有的优势，受到相关企业的广泛欢迎。虽然长水平段水平井钻井技术为石油开采工作作出了突出的贡献，但是在实际钻井的过程中，由于长水平段水平井钻井技术的作业时间较长，且会面临着非常复杂的岩性情况，如果掌控不好，很容易发生一些技术问题，强化长水平段水平井钻井技术水平是非常有必要的。 2 技术优势及技术进展 在科学技术快速发展的背景下，长水平段水平井钻井技术发展的越加完善，其已经在全球范围内被广泛的应用，充分发挥了自身的优势，为石油的开采作出了突出的贡献。油气藏有薄层、低孔低渗和稠油之分，而长水平段能够将渗流面积扩大，提升油气田的整体产量。部分油气藏具有垂直型裂缝，而长水平段能够同时将多条裂缝垂直钻穿，保证多条垂直裂缝能够同时进行油和气的生产。部分油气藏特点为气顶、边底水，应用长水平段技术可以将气和水的锥进状态在一定程度上减缓，将油气产量提升。部分油气藏属于天然气藏，其水平段的高渗透层能够对产气速度进行控制减缓，尤其是近井区域，还能够缓解其紊流的现象，对高渗透气层的整体产能进行改善。一些油气藏属于注水注汽井，长水平段技术能够提升流体注入过程的波峰和注入的体积，一直将流体延伸至深部的油气藏中，提升整体注水气井的效率和效果。除此之外，一些海上油气藏距离陆上较远，通过水平段的长度加长还可以将其穿越，降低海上钻井所需的财力、物力和人力。相较于普通的同直井，水平井的长水平段所占据的井场用地更小，也节省了搬迁和安装钻机所花费的费用。近几年来，水平井大范围应用长水平段技术，其钻井所需的成本逐渐降低，只为直井成本的30%—50%，甚至更低，但其实际投入使用和生产的过程中，产量能够达到直井产量的6倍左右。 长水平段水平井钻井技术自身所具有的优点，受到了国内外石油行业的欢迎，并在全球广泛应用。我国对于长水平段水平井钻井技术也有广泛的应用，但是我国在其核心工具以及钻井技术研发方面比较欠缺，因此相关技术水平提高困

水平井井眼轨迹控制

水平井井眼轨道控制 班级：采油60901 学号：200962276 序号：4 姓名：蒋凯 指导老师：卢林祝

在长、中半径水平井的井眼轨迹控制模式的形成和验证过程中，针对不断出现的轨迹控制问题，建立了适应于水平井轨迹控制特点的几个新概念。 一、水平井的中靶概念 地质给出的水平井靶区通常是一个在目的层内以设计的水平井眼轨道为轴线的柱状靶，其横截面多为矩形或圆。可以把这个柱状靶看成是由无数个相互平行的法面平面组成，因此，控制水平井井眼轨迹中靶，与普通定向井、多目标井是个截然不同的新概念，主要体现是: 井眼轨迹中靶时进入的平面是一个法平面（也称目标窗口），但中靶的靶区不是一个平面，而是一个柱状体，因此，不仅要求实钻轨迹点在窗口平面的设计范围内，而且要求点的矢量方向符合设计，使实钻轨迹点在进入目标窗口平面后的每一个点都处于靶柱所限制的范围内。也就是说，控制水平井井眼轨迹中靶的要素是实钻轨迹在靶柱内的每一点的位置要到位（即入靶点的井斜角、方位角、垂深和位移在设计要求的范围内），也就是我们所讲的矢量中靶。 二、水平井增斜井段井眼轨迹控制的特点及影响因素 对一口实钻水平井，从造斜点到目的层入靶点的设计垂深增量和水平位移增量是一定的，如果实钻轨迹点的位置和矢量方向偏离设计轨道，势必改变待钻井眼的垂深增量和位移增量的关系，也直接影响到待钻井眼轨迹的中靶精度。 水平井钻井工程设计中所给定的钻具组合是在一定的理论计算

和实践经验的基础上得出的，随着理性认识的深化和实践经验总结，设计的钻具组合钻出实际井眼轨迹与设计轨道曲线的符合程度会不断提高。但是，由于井下条件的复杂性和多变性，这个符合程度总是相对的。实钻井眼轨迹点的位置相对于设计轨道曲线总是会提前、或适中、或滞后，点的井斜角大小也可能是超前、适中或滞后。 实钻轨迹点的位置和点的井斜角大小对待钻井眼轨迹中靶的影响规律是： ①实钻轨迹点的位置超前，相当于缩短了靶前位移。此时若井斜角偏大，会使稳斜钻至目的层所产生的位移接近甚至超过目标窗口平面的位置，必将延迟入靶，且往往在窗口处脱靶。 ②轨迹点位置适中，若此时井斜角大小也适中，是实钻轨迹与设计轨道符合的理想状态。但若井斜角大小超前过多，往往需要加长稳斜段，可能造成延迟入靶，或在窗口处脱靶。 ③轨迹点的位置滞后，相当于加长靶前位移。此时若井斜角偏低，就需要提高造斜率以改变待钻井眼垂深和位移增量之间的关系，往往要采用较高的造斜率而提前入靶。 实践表明，控制轨迹点的位置接近或少量滞后于设计轨道，并保持合适的井斜角，有利于井眼轨迹的控制。点的井斜角偏大可能导致脱靶或入靶前所需要的造斜率偏高。实际上，水平井造斜段井眼轨迹控制也是轨迹点的位置和矢量方向的综合控制，这对于没有设计稳斜调整段的井身剖面更是如此。 在实际井眼轨迹控制过程中，我们根据造斜段井眼轨迹控制的新

水平井井眼轨迹控制误差分析

Mine Engineering 矿山工程, 2016, 4(4), 144-148 Published Online October 2016 in Hans. https://www.wendangku.net/doc/ab17812585.html,/journal/me https://www.wendangku.net/doc/ab17812585.html,/10.12677/me.2016.44022 文章引用: 张瑞平, 高飞, 许倩, 郑红军, 蒋天涯, 苗青. 水平井井眼轨迹控制误差分析[J]. 矿山工程, 2016, 4(4): Error Analysis of Horizontal Well Path Control Ruiping Zhang 1, Fei Gao 2, Qian Xu 1, Hongjun Zheng 1, Tianya Jiang 1, Qing Miao 1 1CNPC Xibu Drilling Directional Drilling Technology Services Company, Urumqi Xinjiang 2 Xinjiang Oil Field Co. Development Corporation, Karamay Xinjiang Received: Sep. 30th , 2016; accepted: Oct. 14th , 2016; published: Oct. 19th , 2016 Copyright ? 2016 by authors and Hans Publishers Inc. This work is licensed under the Creative Commons Attribution International License (CC BY). https://www.wendangku.net/doc/ab17812585.html,/licenses/by/4.0/ Abstract With many new directional wells and horizontal wells (such as Multilateral wells, Cluster wells, ERW, SAGD, Fire Flooding wells) application, the geological environment is becoming more com-plex. The accuracy requirement of monitoring and controlling the trajectory of horizontal well in drilling is higher and higher, especially in the old wells and ultra dense marginal reservoirs wells. Due to the environment, the precision of the instrument, the change of the magnetic field, and so on, the influence of the factors on the measuring instrument in the measuring process is measured. So there is deviation between the real drilling trajectory and design trajectory. By recognizing the importance of measuring instrument error on trajectory control, this error can be reduced in slim hole trajectory control, and it also can improve the control precision of the well trajectory. It can reduce the risk of well drilling and improve the accuracy of the target. It has great realistic signi-ficance to field operation. Keywords Trajectory Control, Horizontal Well, Measurement Error, SAGD 水平井井眼轨迹控制误差分析 张瑞平1，高 飞2，许 倩1，郑红军1，蒋天涯1，苗 青1 1中国石油西部钻探定向井技术服务公司，新疆 乌鲁木齐 2 新疆油田公司开发公司，新疆 克拉玛依 Open Access