大牛地气田水平井优快钻井技术
大牛地气田水平井优快钻井技术
大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部，主要含气层位为二叠系山西组和下石盒子组、石炭系太原组。本工区钻井施工主要有以下特点：钻遇地层多，地层变化大，地层非均质性强，地层研磨性强，地层可钻性差。根据以上特点及对临井资料的对比分析，通过优选钻头，制订合理的技术措施，做好防斜工作，提了高机械钻速，取得了很好的成果。
标签：大牛地气田；水平井；优快钻井
1 大牛地气田的地层特点及钻探难度
1.1 地层简介
大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部，伊陕斜坡为一西倾的平缓大单斜，整体呈东北高，西南低，平均坡降为10m/km，平均倾角不到1°，区内构造、断裂不发育，只发育一些东北向和近东西向宽缓的鼻状隆起。
1.2 钻探难度
该地区主要目的层为二叠系石盒子组、山西组和石炭系太原组。在钻井施工中发现，这一地区地层极为复杂，岩性变化大，地层非均质性强、研磨性强、可钻性差，给钻井施工带来一定的难度。
2 提高机械钻速的技术措施
通过借鉴国内外提高机械钻速的经验，结合本工区实际情况，从钻头优选、技术措施制定、防斜几个方面进行了分析研究，采取了相应提高机械钻速的方法。
2.1 钻头优选
①一开钻头优选：此段地层比较松散，胶结性能差，可钻性好，但易井斜，故一开井段选用小钻压下机械钻速高的PDC钻头。
②二开上部钻头优选：从安定组至延长组井段，由于该段地层胶结疏松，地层抗压幅度变化大，夹层多，软硬交替，故宜选用大复合片，短圆弧、深内锥的PDC钻头。如GD1605TQ型PDC钻头在DPH-44使用过程中进尺912m平均机械钻速20.42m/h。
③二开中部钻头优选：延长组至和尚沟组属于河流相沉积，胶结疏松、可钻性较好，有多套夹层。刘家沟地层埋藏深，成岩性较好，泥岩塑性值较大，可钻性差，而在此段地层钻进时机械钻速较低。通过对二开中上部现场使用后的钻头破坏情况进行分析发现，该井段使用的PDC钻头主要损坏特征为冠部PDC复合
水平井钻井技术经验概述
第一章定向井（水平井）钻井技术概述 第一节定向井、水平井的基本概念 1．定向井丛式井发展简史 定向井钻井被（英）T．A．英格利期定义为：“使井筒按特定方向偏斜，钻遇地下预定目标的一门科学和艺术。”我国学者则定义为，定向井是按照预先设计的井斜角、方位角和井眼轴线形状进行钻进的井。定向井相对与直井而言它具有井斜方位角度而直井是井斜角为零的井，虽然实际所钻的直井它都有一定斜度但它仍然 石油管理局的河50丛式井组，该丛式井组长384米，宽115米，该丛式井平台共有钻定向井42口。 2．定向井的分类 按定向井的用途分类可以分为以下几种类型： 普通定向井 多目标定向井 定向井丛式定向井 救援定向井 水平井 多分枝井（多底井） 国外定向井发展简况
（表一）
10．井眼尺寸不受限制 11．可以测井及取芯 12．从一口直井可以钻多口水平分枝井 13．可实现有选择的完井方案 （4）．短曲率半径水平井的优缺点 优点缺点 1．井眼曲线段最短1．非常规的井下工具 2．侧钻容易２．非常规的完井方法 3．能够准确击中油层目标３．穿透油层段短（120—180米）4．从一口直井可以钻多口水平分枝井４．井眼尺寸受到限制
5．直井段与油层距离最小５．起下钻次数多 6．可用于浅油层６．要求使用顶部驱动系或动力水龙头 7．全井斜深最小７．井眼方位控制受到限制 8．不受地表条件的影响８．目前还不能进行电测 第三节定向井的基本术语解释 1）井深：指井口（转盘面）至测点的井 眼实际长度，人们常称为斜深。国外 称为测量深度（MeasureDepth）。 2）测深：测点的井深，是以测量装置 率是井斜角度（α）对井深（L?）的一阶导数。 dα Kα＝─── dL 井斜变化率的单位常以每100米度表示。 8）井深方位变化率：实际应用中简称方位变化率，?是指井斜方位角随井深变化的快慢程度，常用KΦ表示。计算公式如下： dΦ ＫΦ＝─── dL
大牛地气田集气站标准化设计
大牛地气田集气站标准化设计 摘要：针对大牛地气田形成的高压进站、站内加热节流、低温分离、轮换计量外输、站内向井口集中注醇防堵的集气站工艺，在集气站规模和工艺流程基本相同的情况下，对集气站标准化设计的优势显得愈发突出。依据集气站标准化设计，可以批量采购集气站的设备和材料、盘活物资供应需求、缩短建造工期、降低安全风险、保障工程质量，很好地适应了大牛地气田大规模的开发建设。 关键词：大牛地气田集气站标准化设计 一、标准化设计的背景 鄂尔多斯盆地大牛地气田是典型的低压、低产、低渗气田，气田勘探面积2003.714km2，自2003年先导性试验，2005年转入开发，截止2011年底大牛地气田累计探明储量4168.28×108m3，动用储量1905.48×108m3，储量动用程度为45.71%[1]。经过十年的发展，形成了具有大牛地气田特色的地面集输工艺，即：高压集气、站内节流、低温分离、轮换计量、旋流分离器再次脱水及站内注醇的工艺流程[2]。 二、建立集气站标准化设计的必要性 大牛地气田具有面积大、储量大、丰度低、物性差等特点，并且位于气候环境十分恶劣的鄂尔多斯盆地的沙漠地区，气田的开采技术难度高、工程量大、施工周期短、质量要求严格，油气集输处理工艺虽然复杂，但对于不同井区、不同层位物流的处理具有共性。为提高设计效率、适应气田滚动开发、快速建产的特点，建立科学、规范的气田集气站标准化设计体系是十分必要的。规模系列化、统一工艺流程、统一平面布局、统一模块划分、统一设备选型、统一三维配管、统一建设标准的气田地面集输工程标准化设计理念应运而生。 三、标准化设计体系的内容 1.规模系列化 根据大牛地气田气井分布比较集中、单井产量不大、气井较多的特点，并结合实际生产需要，集气站的集气规模和井式的不同，站场面积和投资的综合考虑，将大牛地气田集气站分为24 井式和32 井式两个系列。经过气田长期的生产经验证明24 井式及32 井式的集气站既经济合理又可满足气田滚动开发的需求，目前这两种井式占集气站总量的96%以上。 2.工艺流程一致化 经过不断探索、研究和优化，大牛地气田集气站工艺已形成高压集气、集中注醇、轮换计量、低温脱水、含甲醇污水集中处理的工艺模式，配套采用了多盘
页岩气水平井钻井技术
页岩气水平井钻井技术 摘要当前我国页岩气水平井钻井施工整体表现出成本高、周期长、复杂事故多等问题。针对这些问题，本文对国内页岩气井进行了技术跟踪，归纳了当前我国页岩气水平井钻井过程中所面临的轨迹优化及控制、井壁稳定、摩阻扭矩、井眼清洁以及固井技术等难点问题。 关键词页岩气水平井轨迹控制井壁稳定摩阻 美国页岩气资源的规模化开发和商业化利用，正在改变着世界能源格局，而同为世界能源进口大国的中国，同样拥有丰富的页岩气资源。政策以及相关支持政策的陆续出台，不但表明了我国政府大力发展页岩气资源的决心，而且正在积极推进我国页岩气产业的全面、快速发展。 页岩气是指赋存于富有机质泥页岩及其夹层中，以吸附或游离状态为主要存在方式，在一定地质条件下聚集成藏并具有商业开发价值的非常规天然气。与常规天然气藏相比，页岩气储层孔隙度主体小于10％，储层孔隙为0~500nm，孔喉直径介于5~200nm，渗透率极低，一般多采用水平井并经水力压裂技术改造后进行开发。当前，公认的具备商业开采价值的页岩气藏需具备以下条件：①页岩气储集层厚度大于100ft（30m）；②富有机质页岩有机质丰富，TOC > 3 %；③成熟度Ro在1.1-1.4之间；④气含量>100ft3/t；⑤产水量较少，低氢含量；⑥黏土含量小于40 %，混合层组分含量低；⑦脆性较高，低泊松比、高杨氏弹性模量；⑧围岩条件有利于水力压裂控制。页岩气藏作为典型的连续型油气聚集，往往分布在盆地内厚度大、分布广的集“生-储-聚”为一体的页岩烃源岩地层中。页岩作为粘土岩常见岩石类型之一，是由粘土物质经压实、脱水、重结晶作用后形成的，其成分复杂，除包含高岭石、蒙脱石、水云母、拜来石等粘土矿物外，还含有诸如石英、长石、云母等碎屑矿物和铁、铝、锰的氧化物与氢氧化物等自生矿物，页岩层理构造发育，多呈页状或薄片状（图1左），并沿层理发育有大量裂隙和微裂隙（图1右），脆性高、易碎，外力击打作用下易裂成碎片，且吸水膨胀性强，长时间裸露浸泡后极易引起井壁缩径、垮塌、掉块等复杂事故。例如，四川威远-长宁构造完成的3口页岩气水平井，水平井段钻进过程多次遭遇井壁垮塌、掉块等复杂，引发卡钻、报废进尺等事故，并导致3口水平井储层段40%进尺作业占总作业时间70%以上。同时，页岩气水平井井壁失稳问题频发，不但严重影响到钻井周期、钻井成本等问题，还直接导致井身质量差、固井难度大、储层污染严重等问题，这些问题都给后续开发带来极为不利的影响。据不完全统计，截止2012年初，四川威远、长宁及云南昭通页岩气产业化示范区完钻的4口水平井，平均井深3357米，平均钻井时间118天，而北美地区井深4000~5000米，水平段1500~2000米的页岩气井钻井周期通常在15~20天，水平段钻井时间仅为5~8天。由此可见，我国相对落后的页岩气水平井钻井技术，已经成为制约我国页岩气工业快速发展的重要瓶颈。
大牛地气田地面配套工艺技术及优化应用
大牛地气田地面配套工艺技术及优化应用 大牛地气田分布面积大，属致密低渗气田，具有“低孔、低渗、低丰度”的特点。气田地面建设经历了开发先导试验和成熟应用两个阶段，形成了适合气田产能建设需求的配套工艺，多井高压集气、站内加热节流、常温分离、间歇轮换计量、多井注醇、甲醇回收等工艺技术。随气田开发形势的变化，对站内脱水工艺、污水处理和防垢等工艺进行了优化，保证了气田生产的高效平稳运行。 标签：大牛地气田;集输工艺;优化 1 气田概况 大牛地气田位于鄂尔多斯盆地北部，地跨陕西和内蒙两省区，面积200km2。该地区常年干旱缺水，最高气温达40℃，最低气温达-30℃，年平均气温为7.2℃，地表为沙漠、低缓沙丘、草原，地面海拔一般为1230～1360m，平均海拔为1300m。 大牛地气田储层主要为太原组滨海相障壁砂坝、山西组三角洲平原分流河道砂和下石盒子组河流相河道砂。孔隙度值分布在0.3%～22.20%之间，平均值为7.80%，渗透率分布在0.01～15.3mD之间，平均值为0.54mD，储层为低孔、低渗及特低孔、特低渗透率。 截止2012年底，气田累计生产井1090口，集气站49座，输气站4座，建成集气干线38条，长度200.5km，外输管线3条，长度近300km，建成污水处理厂3座，处理能力520m3/d。气田历年累计产气150，通过大杭、榆济管线销往北京、郑州、济南等地。 2 气田地面配套工艺技术 根据大牛地气田面积大、丰度低的特点，在2003-2004年先导开发试验基础上，借鉴成熟的地面集输工艺[1]形成了辐射枝状组合管网、单井高压集气、站内多井加热节流、8井轮换计量、站内集中注甲醇、预冷换热、低温分离、含甲醇凝液回收集中处理、污水集中回注的地面配套工艺。 2.1 单井高压集气工艺。大牛地气田面积大，单井分散，为简化井口流程，减少井口操作员工，采用了高压集气工艺。该工艺是从气井井口出来的高压天然气通过采气管线直接输送到集气站，在站内集中加热、节流、分离、计量、脱水后进入集气干线。集气半径一般控制在5km以内。 2.2 多井集中加热节流工艺。高压天然气由采气管线进入集气站，必须降低压力以满足站内设备的运行，节流降压会产生温降，容易在站内管线中形成水合物堵塞。集气站内采用水套加热炉进行加热，提高节流前天然气温度，为了减少加热设备的数量和投资，大牛地气田采用了8井式水套加热炉，可同时对8口井进行加热。
定向井(水平井)钻井技术概述
第一章定向井（水平井)钻井技术概述 第一节定向井、水平井的基本概念 1．定向井丛式井发展简史 定向井钻井被(英)Ｔ.A．英格利期定义为:“使井筒按特定方向偏斜，钻遇地下预定目标的一门科学和艺术。”我国学者则定义为,定向井是按照预先设计的井斜角、方位角和井眼轴线形状进行钻进的井。定向井相对与直井而言它具有井斜方位角度而直井是井斜角为零的井，虽然实际所钻的直井它都有一定斜度但它仍然是直井。 定向井首先是从美国发展起来的,在十九世纪后期,美国的旋转钻井代替了顿钻钻井。当时没有考虑控制井身轨迹的问题,认为钻出来的井必定是铅垂的,但通过后来的井筒测试发现,那些垂直井远非是垂直的。并由于井斜原因造成了侵犯别人租界而造成被起诉的案例。最早采用定向井钻井技术是在井下落物无法处理后的侧钻。 早在1895年美国就使用了特殊的工具和技术达到了这一目的。有记录定向井实例是美国在二十世纪三十年代初在加利福尼亚享廷滩油田钻成的。 第一口救援井是1934年在东德克萨斯康罗油田钻成的。救援井是指定向井与失控井具有一定距离,在设计和实际钻进让救援井和失控井井眼相交，然后自救援井内注入重泥浆压死失控井。 目前最深的定向井由BP勘探公司钻成,井深达1０,654米; 水平位移最大的定向井是BＰ勘探公司于己于199７年在英国北海的Ｒｙtｃh Ｆａｒｍ油田钻成的M1１井,水平位移高达１，011４米。 垂深水平位移比最高的是Sｔatoｉl公司钻成的的33/9—Ｃ2达到了１：3.1４； 丛式井口数最多，海上平台:9６口;人工岛:170口; 我国定向井钻井技术发展情况 我国定向井钻井技术的发展可以分为三个阶段，50—60年代开始起步，首先在玉门和四川油田钻成定向井及水平井:玉门油田的C2—１5井和磨三井,其中磨三井总井深16８5米，垂直井深表遗憾350米，水平位移4４4.2米，最大井斜9２°，水平段长１60米；7０年代扩大实验,推广定向井钻井技术;80年代通过进行集团化联合技术攻关，使得我国从定向井软件到定向井硬件都有了一个大的发展。 我国目前最深的水平井是胜利定向井公司完成的JＦ128井,井深达到70００米，垂深位移比最大的大位移井是胜利定向井公司完成的郭斜井,水平位移最大的大位移井是大港定向井公司完成的井，水平位移达到2666米，最大的丛式井组是胜利石油管理局的河50丛式井组,该丛式井组长３８4米,宽１1５米,该丛式井平台共有钻定向井４2口。 2．定向井的分类 按定向井的用途分类可以分为以下几种类型： 普通定向井 多目标定向井 定向井丛式定向井 救援定向井 水平井
胜利油田浅海优快钻井技术探讨
胜利油田浅海优快钻井技术探讨 唐志军梁希魁 摘要：优快钻井技术是一项系统工程，包括生产组织管理、技术装备和钻井工艺技术等。本文本着科学、合理、实用的原则介绍了胜利油田浅海优快钻井技术的实施方法和措施，着重讨论了交叉作业、导向钻井技术、优质泥浆技术、无候凝固井技术和三高钻井技术的实施，并对实施效果进行了比较。 主题词：浅海钻井快速参数优选固井丛式井顶部驱动钻井钻井费用机械钻速胜利油田 中图分类号：TE52 文献标识码：B 文章编号： 1001-0890(1999)05-0032-02 Study on High Quality and Fast Drilling Techniques on Offshore Tang Zhijun1，Liang Xikui2 (1. Drilling Technique Research Institute, Shengli Oilfield, Dongying, Shandong, 257017; 2. Offshore Drilling Co., Shengli Oilfield, Dongying, Shandong, 257055, China) Abstract: The technique of high quality and fast drilling is a system engineering, including the organization & management of operation, equipment and drilling process & technology etc. Based on scientific, reasonable and practical principles, the operation methods and measures of high quality and fast drilling technique on offshore are introduced in this paper. The techniques of cooperation, steering drilling, high quality drilling fluids, cementing without waiting and "three high" drilling are also discussed in detail. Meanwhile the operation effects are compared in this paper. Keys:shallow sea,drilling,rapid,parameter optimum,cementing,cluster wells,top drive drilling,drilling cost,penetration rate,Shengli Oilfield 一、前言 胜利油田地处渤海湾，浅海石油资源丰富，如何经济有效地勘探开发该油藏，一直是石油勘探开发者不断努力探索的问题。众所周知，海上钻井除具有陆地钻井的一切风险外，还受到风、浪、潮、流及冰等自
中石化大牛地气田钻井污水处理技术
中石化大牛地气田钻井污水处理技术 刘宇程1,陈明燕1,熊大富2 (1.西南石油大学化学化工学院;2.中石化华北分公司工程处) 摘 要:根据中石化华北分公司大牛地气田钻井废水的实际情况,分析了污水的来源及特点。钻井废水主要包括钻井污水、压裂废液及其他作业废液。根据废水的水质特征确定了“脱稳—混凝—过滤”的处理工艺。生产运行结果表明:该工艺处理出水水质可达到国家《污水综合排放标准》要求。污水处理系统所投加药剂成本及运行成本适中,具有在类似油田推广应用价值。 关键词:大牛地气田;钻井废水;处理 引言 大牛地气田位于内蒙古乌审旗和陕西省榆林市辖区,是中国石化股份公司鄂尔多斯北部天然气探区之一。2006年全年实际销售天然气10.49亿m3,目前,该气田年采输天然气能力已经达到16亿m3,占中石化集团公司全年天然气销售总量的1/7。 在勘探开发施工过程中,产生了大量的钻井、压裂及井下作业废液,由于各类废液组成复杂,含有可溶性无机物、有机小分子、高分子化合物、油类及胶体物质,是一种高度稳定的多级分散复合体系,具有一定粘度并且pH值差异大。随着单井施工措施和要求的不同而具有不同的性质,且具有点多面广、污染物浓度高、污染源分散,且排放量小的特点,达标治理难度大,而成为油田工业污水环保达标治理的重点和难点。 1 钻井污水来源及特征 1.1 钻井污水 钻井污水的主要来源有替换废弃泥浆产出水、机械设备冲洗水、冲洗砂样污水、井底返出水、井场地面污水,这些污水通过井场排污系统连同钻井产出的钻井泥浆一起排入泥浆池中,由于钻井泥浆是一种高度稳定的分散体系,配置所加的原料含有CM C、高分子分散剂、细小颗粒物等物质,排污形成了高浓度的有机废液。这些废液经泥浆池存放沉降后,上部形成钻井污水。 钻井污水中主要污染物(污染指标)有SS、COD、石油类、p H值、硫化物、挥发酚、六价铬等。其特性是p H值高、盐度大、COD浓度高、Cl-含量高、色泽深,呈胶体状,体系稳定。具有高色度、高悬浮物、高稳定性、高含盐特征。BOD5/CODcr值一般为0.1～0.3之间,BOD5/CODcr比值较低,生化降解的难度大。 1.2 压裂废液 压裂作业是油气水井增产、增注的重要措施。压裂液一般是由稠化剂、交联剂、缓冲剂、粘土稳定剂、杀菌剂和助排剂组成。压裂排液将产生粘度较大的压裂废液,一般每口井压裂后排液至少产生粘稠废液300m3左右。 压裂废液外观一般为白色或灰白色粘稠液;其特点是色度低、p H值低、COD浓度较高、含油较少、Cl-含量较高、胍胶成分高、粘度大,是一种粘稠状胶体物。 1.3 其它作业废液 主要包括酸化排液、注水井调剖排液、大修洗井排出液、地层溢流污水、清洗管线排出液等。这些废液来源分散,性质差别比较大。酸化废液p H值在1～5之间;调配液因工艺的不同,化学成分不同,pH值一般在9～11之间;大修洗井排出液和地层溢流污水性质,pH值一般在6～9之间。 2 处理工艺流程 回收的钻井压裂作业污水经隔油沉降调节池去除上层污油后(可自然调节,也可加入TJ-1或T J-2药剂调节),污水进入钻井作业污水处理设备(经泵送入混合反应器,加入脱稳剂TW进行脱稳反应,脱稳后的污水加入复合药剂HN絮凝后,进入高效气浮机去除浮渣及悬浮物)后,污水进入一次沉降池,使较大颗粒物在该池沉降。沉降后的污水经泵提升进入过滤罐,净化水经吸附氧化滤塔过滤进入缓冲储水池再沉降,为确保水质100%达标率,净化水自流进入蓄水池排放。 70内蒙古石油化工 2008年第4期 收稿日期:2007-08-12 作者简介:刘宇程(1977-),男,讲师,2001年毕业于西南石油大学,获硕士学位,现在西南石油大学环境工程教研室从事教学和科研工作,主要研究方向为油气田污染治理,发表论文10余篇。
顺北区块优快钻井技术
54 西部探矿工程2019年第5期 顺北区块优快钻井技术 崔延召 **收稿日期：2019-01-03修回日期:2019-01-03 作者简介：崔延召（1981 -），男（汉族）,河南汝州人.T 程师,现从事石油钻井管理丁作 （重庆钻井分公司，重庆400042） 摘 要：塔里木盆地顺北区块位于新疆沙雅县境内，构造位置塔里木盆地北部坳陷的中西部，顺北1 井区是目前的主力勘探开发区块，目前有多口已完成井.顺北区块二叠系多漏层易漏失、志留系井 壁失稳、桑塔木组火成岩坍塌应力高等，是目前钻井提速提效的最大难题，从已完成井各开次实钻地 层岩性、工具选取等方面分析，研究总结顺北区块钻井模式，满足优快钻进需要. 关键词：顺北区块;二叠系；奥陶系；辉绿岩；提速提效 中图分类号：TE2文献标识码：B 文章编号:1004-5716（2019）05-0054-04 1基本情况 顺北油气田：区域构造上位于顺托果勒隆起构造 带，跨越顺托果勒低隆和东西2个坳陷，南部紧邻卡塔 克隆起，北部为沙雅隆起。包含顺托果勒北、顺托果 勒、顺托果勒西与阿瓦提东4个区块，面积1.99X 10』knf,预测油气储量达17x10、，其中石油12x10%，天 然气5000xl0s m\为奥陶系碳酸盐岩裂缝一洞穴型油 藏，具有超深、高圧、高温、高含硫等特点，目前从井身 结构优化、长裸眼井壁强化、分层钻井提速技术、超深 小井眼定向钻井技术方面不断优化，不断解决这一难 题。西北油田分公司布署井主要集中在一区，其他3个 区块勘探程度较低。 11月13日，中国石化集团审核通过了《顺北油气 田一区奥陶系油气藏开发方案》,意味着顺北油气田的 规模产建也正式进入了实施阶段。顺北一区奥陶系碳 酸盐岩油藏为常温常圧弱挥发轻质原油油藏,经过炼 化,可获取高附加值产品.具有较高的经济价值。方案 计划开发60?80 口井,动用储量6500xl04t o 预计2020 年建成原油100x101、天然气2.61X10W 的年产能阵 地〉 目前顺北油气田初步落实10条北东走向主断裂 带，初步明确了主干断裂带与塔中1号断裂带的切割 关系。在顺北1工区及顺北8工区目前落实6条次级断 裂，阿东工区落实2条次级断裂，其中顺北油气田一区 构造整体东高西低，北高南低，中部较东部构造整体低 450m 左右,西部区域储层最深达8550m o 2地质情况及井身结构 顺北区块地层古生界以浅主要以砂泥岩互层为 主，疏松易缩径，快速钻进注意预防卡钻。二叠系较 厚，普遍在400?560m,顶部主要以英安岩为主，中部 为玄武岩，底部凝灰岩、砂泥岩，可钻性差、易漏、易 塌。石炭系、泥盆系、志留系砂泥岩互层，地层圧力偏 高，地层软硬交错，石英砂岩研磨性强，柯坪塔格组易 塌、易漏，志解系一区硬脆性泥岩易垮塌；二区高压盐 水层发育。桑塔木组泥岩为主,可能含有含有火成岩 侵入体,部分井发育高压水层,泥浆密度高，压持效应 明显，可钻性差且易发生垮塌。奥陶系中下部岩性为 灰岩,储层溶蚀孔洞、裂缝发育，易发生掉块卡钻,储层 地层压力差异大，常出现放空、井漏、井涌等，井控要求 较高。 顺北区块针对奥陶系桑塔木组可能有火成岩侵入 体,基于井壁稳定技术研究,结合地层三压力剖面，根 据不同储层深度采用多套井身结构:一是不含侵入体 地层的老四级结构，二是含侵人体的新四级结构。新 四级井身结构应用在顺北1 - 2H 、顺北1-3、顺北1-5 等，采用老四级井身结构的顺北2、顺北1-7H 、顺北 5—2、顺北5—3井等。 针对目前施工情况.在含侵入体新井身结构井施 工后完钻井眼尺寸小，电成像测井仪器外径127mm,无 法满足录取资料的要求；打捞事故钻具和处理复杂能 力弱;水平段受井眼尺寸限制.完井丁-具质量可靠性低 和改造施工斥力高;120.65m m 井眼，抗高温定向仪器
阶梯水平井钻井技术
阶梯水平井钻井技术 冯志明 颉金玲 (大港油田集团公司定向井技术服务公司,天津大港 300280) 摘要 阶梯水平井是在水平井完成第1水平靶区后,通过降斜、稳斜、增斜段的调整,进入并完成第2水平靶区井段的水平井钻井技术。该技术将水平井技术又推上了一个新的高度。使水平井的应用扩展到常规油气层,连续薄油层、断块油层等复杂油气田。文中从施工难点、优化工程设计、井眼轨迹控制3方面论述了阶梯水平井的钻井技术。列举了TZ406井、YX2P1井、LN61-H1井3口阶梯水平井的施工数据。针对TZ406井施工经过、施工要点、施工技术措施,对阶梯水平井的设计、轨道控制技术、施工难点经验、体会和认识,做了全面的论述。现场应用表明:阶梯水平井显著地增加了产量,大幅度地提高勘探开发的综合经济效益,必将成为油气田开发的重要手段之一。 主题词 水平井 导向钻井 井眼轨迹 工程设计 钻具组合 作者简介 冯志明,1966年生。1987年毕业于重庆石油学校钻井工程专业,工程师。 颉金玲,1945年生。毕业于华东石油学院,现任副经理,高级工程师。 阶梯水平井是指在一个井眼中连续完成具有一定高度差的两个或者多个水平井段,形成具有两个或多个台阶的井眼轨迹,用一个井眼开采或者勘探两个或多个层叠状油藏、断块油藏的水平井井型。利用阶梯水平井连续在这两个油层中水平延伸一定长度,节约了重复钻井的投资,增加了单井产量,可取得最佳的开发效果。 一、施工难点 1口成功的阶梯式水平井,能实现取代2口或多口水平井的开发目的,既节约投资,又能获得好的效益。常用于阶梯式水平井开发的区块具有以下特点:(1)层叠式或不整合薄油藏;(2)断块油藏;(3)上部油层断失或尖灭,存在下部可供开采的油藏。 1.目的层油层薄,区块复杂,井眼轨迹拐点多,不平滑,不利于送钻和钻压传递,控制和调整井眼轨道工作量大。着陆、阶梯过渡段控制困难。 2.对钻井装备、钻井液净化设备要求高,井眼的净化和携砂难度大,大斜度井段易形成岩屑床,造成井下复杂情况发生,需要有足够的动力,配套齐全的净化设备。 3.钻具组合、监测仪器等针对性强,技术含量高,钻柱受力复杂。 二、优化工程设计 1.优化井身剖面设计 阶梯水平井的地质设计,通常只给定AB段、CD段两个阶梯水平段的入窗窗口和目标靶区,工程设计则需要满足以下3个方面的条件。(1)满足地质对轨迹控制的要求:即中靶要求。(2)井下专用钻具、工具、仪器装备能满足设计井眼轨迹控制的要求。(3)完井电测、下套管、固井等完井工艺技术水平须满足开放要求。 阶梯式水平井,与普通水平井不同的是怎样依据地质要求,对第1水平段终点到第2水平段终点间的井身剖面进行设计。 2.优化井身结构 根据TZ406井、YX2P1井和LN61-H1井的施工技术,结合国内外其它地区阶梯水平井的施工经验、油层特点和完井方式,一般认为技套必须封固目的层以上的异常高压以及易垮塌、破碎带等不稳定地层,以保证水平井安全、快速地钻井和完井。 三、井眼轨迹控制技术 1.合理的钻具组合设计 分析近年来完成的数十口水平井资料,总结出几套适合于常规水平井和阶梯水平井施工,目前国内工艺技术和装备又能够实现的钻具组合结构。 (1)侧钻钻具组合。钻头+螺杆钻具+定向接头+无磁钻铤+MWD短节+钻铤+钻杆。该钻具组合常用于回填导眼后的侧钻井段和第1造斜井段的施工,平均造斜率达10～12(°)/30m。 (2)钻盘微转增斜钻具组合。钻头+稳定器+无磁钻铤+MWD短节+无磁钻挺+稳定器+钻铤+ 22石油钻采工艺 2000年(第22卷)第5期DOI:10.13639/j.od pt.2000.05.006
大牛地气田水平井优快钻井技术
大牛地气田水平井优快钻井技术 大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部，主要含气层位为二叠系山西组和下石盒子组、石炭系太原组。本工区钻井施工主要有以下特点：钻遇地层多，地层变化大，地层非均质性强，地层研磨性强，地层可钻性差。根据以上特点及对临井资料的对比分析，通过优选钻头，制订合理的技术措施，做好防斜工作，提了高机械钻速，取得了很好的成果。 标签：大牛地气田；水平井；优快钻井 1 大牛地气田的地层特点及钻探难度 1.1 地层简介 大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部，伊陕斜坡为一西倾的平缓大单斜，整体呈东北高，西南低，平均坡降为10m/km，平均倾角不到1°，区内构造、断裂不发育，只发育一些东北向和近东西向宽缓的鼻状隆起。 1.2 钻探难度 该地区主要目的层为二叠系石盒子组、山西组和石炭系太原组。在钻井施工中发现，这一地区地层极为复杂，岩性变化大，地层非均质性强、研磨性强、可钻性差，给钻井施工带来一定的难度。 2 提高机械钻速的技术措施 通过借鉴国内外提高机械钻速的经验，结合本工区实际情况，从钻头优选、技术措施制定、防斜几个方面进行了分析研究，采取了相应提高机械钻速的方法。 2.1 钻头优选 ①一开钻头优选：此段地层比较松散，胶结性能差，可钻性好，但易井斜，故一开井段选用小钻压下机械钻速高的PDC钻头。 ②二开上部钻头优选：从安定组至延长组井段，由于该段地层胶结疏松，地层抗压幅度变化大，夹层多，软硬交替，故宜选用大复合片，短圆弧、深内锥的PDC钻头。如GD1605TQ型PDC钻头在DPH-44使用过程中进尺912m平均机械钻速20.42m/h。 ③二开中部钻头优选：延长组至和尚沟组属于河流相沉积，胶结疏松、可钻性较好，有多套夹层。刘家沟地层埋藏深，成岩性较好，泥岩塑性值较大，可钻性差，而在此段地层钻进时机械钻速较低。通过对二开中上部现场使用后的钻头破坏情况进行分析发现，该井段使用的PDC钻头主要损坏特征为冠部PDC复合
优快钻井技术介绍
优快钻井技术介绍 众所周知，提高钻井速度是加快油气勘探开发步伐的重要途径。多年来，特别是重组分立以来，经过甲乙双方的积极投入和广大钻井工作者的努力，油田拥有了一系列加快钻井速度的技术，钻井速度也逐年提高，但与国外先进的钻井速度指标相比，仍存在着很大的差距。 一、大港油田采用的优快钻井技术 目前，油田用于优快钻井的成熟配套技术有： 1、高压喷射钻井与优选钻井参数钻井 ●钻头：除钻砾石、安山岩、玄武岩等硬质岩性用HJ517或H517牙轮钻头外，其余地层如明化镇、馆陶中上部、不含砾的沙河街组、孔店组、中生界首选PDC钻头，也可选用HAT127牙轮钻头。 ●喷嘴：牙轮钻头组装中长喷嘴或不等径普通双喷嘴或三喷嘴(大小嘴径比为1:0.68-0.72或1:0.68-0.72:0.68-0.72)。 ●钻具组合： 常规钟摆钻具(用于防斜和降斜)：钻头+短钻铤1-2根或钻铤1-3根+稳定器+钻铤18-21根+加重钻杆+钻杆。 常规满眼钻具(用于稳斜和防斜)：钻头+稳定器+短钻铤1根+稳定器+钻铤1根+稳定器+钻铤18-21根+加重钻杆+钻杆。 常规增斜钻具(用于增斜)：钻头+稳定器+钻铤1-3根+稳定器+钻铤单根+稳定器+钻铤18-21根+加重钻杆+钻杆或钻头+稳定器+钻铤18-21根+加重钻杆+钻杆或钻头+稳定器+钻铤1-3根+稳定器+钻铤18-21根+加重钻杆+钻杆。 导向钻具(可用于定向、造斜、稳斜、降斜和纠偏)：钻头+导向马达+无磁钻铤1根+MWD+稳定器+钻铤18-21根+加重钻杆+钻杆。 ●钻压：对于牙轮钻头，除防斜吊打、定向、扭方位外，最大的安全钻压为每英吋20KN。对于PDC钻头，钻压一般在40-80KN。 ●转速：对于机械钻机，在上部地层采用Ⅱ档或Ⅲ档的转速，在中深部地层采用Ⅰ档或Ⅱ档转速。对于电动钻机，采用适合牙轮钻头的95rpm。使用PDC钻头时，可采用动力钻具+转盘的复合钻井方式或转盘不低于Ⅱ档的转速。 ●泵压：牙轮钻头的泵压达到17Mpa以上，PDC钻头的泵压达到14Mpa以上。穿漏层、定向与扭方位可适当降低泵压。 ●排量：φ311.1mm及以上尺寸井眼的排量≥55L/S。φ244.5mm井眼的排量≥
第一章 定向井(水平井)钻井技术概述
第一章定向井（水平井)钻井技术概述 定向井、水平井的基本概念 定向井丛式井发展简史 定向井钻井被（英）Ｔ．A．英格利期定义为:“使井筒按特定方向偏斜,钻遇地下预定目标的一门科学和艺术。”我国学者则定义为，定向井是按照预先设计的井斜角、方位角和井眼轴线形状进行钻进的井。定向井相对与直井而言它具有井斜方位角度而直井是井斜角为零的井,虽然实际所钻的直井它都有一定斜度但它仍然是直井。 定向井首先是从美国发展起来的，在十九世纪后期,美国的旋转钻井代替了顿钻钻井。当时没有考虑控制井身轨迹的问题，认为钻出来的井必定是铅垂的,但通过后来的井筒测试发现，那些垂直井远非是垂直的。并由于井斜原因造成了侵犯别人租界而造成被起诉的案例。最早采用定向井钻井技术是在井下落物无法处理后的侧钻。早在1895年美国就使用了特殊的工具和技术达到了这一目的。有记录定向井实例是美国在二十世纪三十年代初在加利福尼亚享廷滩油田钻成的。 第一口救援井是1９34年在东德克萨斯康罗油田钻成的。救援井是指定向井与失控井具有一定距离，在设计和实际钻进让救援井和失控井井眼相交,然后自救援井内注入重泥浆压死失控井。 目前最深的定向井由ＢP勘探公司钻成,井深达10,65４米； 水平位移最大的定向井是BP勘探公司于己于１99７年在英国北海的ＲyｔｃｈＦarm 油田钻成的M11井,水平位移高达1，0１１4米。 垂深水平位移比最高的是Statoｉl公司钻成的的33/９—C２达到了１:3．14； 丛式井口数最多，海上平台:９6口；人工岛:17０口; 我国定向井钻井技术发展情况 我国定向井钻井技术的发展可以分为三个阶段，50—60年代开始起步,首先在玉门和四川油田钻成定向井及水平井:玉门油田的C2—１5井和磨三井,其中磨三井总井深1685米,垂直井深表遗憾３5０米，水平位移444.2米,最大井斜92°，水平段长160米；70年代扩大实验，推广定向井钻井技术;80年代通过进行集团化联合技术攻关，使得我国从定向井软件到定向井硬件都有了一个大的发展。 我国目前最深的水平井是胜利定向井公司完成的JF１28井，井深达到7000米，垂深位移比最大的大位移井是胜利定向井公司完成的郭斜井，水平
大牛地气田水平井优快钻井技术
龙源期刊网 https://www.360docs.net/doc/de910375.html, 大牛地气田水平井优快钻井技术 作者：王相春 来源：《中国化工贸易·上旬刊》2016年第09期 摘要：大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部，主要含气层位为二叠系山西组和 下石盒子组、石炭系太原组。本工区钻井施工主要有以下特点：钻遇地层多，地层变化大，地层非均质性强，地层研磨性强，地层可钻性差。根据以上特点及对临井资料的对比分析，通过优选钻头，制订合理的技术措施，做好防斜工作，提了高机械钻速，取得了很好的成果。 关键词：大牛地气田；水平井；优快钻井 1 大牛地气田的地层特点及钻探难度 1.1 地层简介 大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部，伊陕斜坡为一西倾的平缓大单斜，整体呈东北高，西南低，平均坡降为10m/km，平均倾角不到1°，区内构造、断裂不发育，只发育一些东北向和近东西向宽缓的鼻状隆起。 1.2 钻探难度 该地区主要目的层为二叠系石盒子组、山西组和石炭系太原组。在钻井施工中发现，这一地区地层极为复杂，岩性变化大，地层非均质性强、研磨性强、可钻性差，给钻井施工带来一定的难度。 2 提高机械钻速的技术措施 通过借鉴国内外提高机械钻速的经验，结合本工区实际情况，从钻头优选、技术措施制定、防斜几个方面进行了分析研究，采取了相应提高机械钻速的方法。 2.1 钻头优选 ①一开钻头优选：此段地层比较松散，胶结性能差，可钻性好，但易井斜，故一开井段选用小钻压下机械钻速高的PDC钻头。 ②二开上部钻头优选：从安定组至延长组井段，由于该段地层胶结疏松，地层抗压幅度变化大，夹层多，软硬交替，故宜选用大复合片，短圆弧、深内锥的PDC钻头。如GD1605TQ 型PDC钻头在DPH-44使用过程中进尺912m平均机械钻速20.42m/h。
苏里格气井水平井快速钻井配套技术
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。 2.3钻井工具、仪器的因素 2.3.1钻头寿命以及钻头选型的影响 苏里格气田水平井钻遇地层多、岩性变化大。不同钻头厂家生产的不同钻头地层适应性有所不同，选型不同，寿命不同，钻井速度大为不一样。 三牙轮钻头复合增斜比较容易，返出岩屑有利地质导向辨认地
浅谈水平井钻井工程技术的应用-工程技术论文-工程论文
浅谈水平井钻井工程技术的应用-工程技术论文-工程论文 ——文章均为WORD文档，下载后可直接编辑使用亦可打印—— 摘要：油气开发中,水平井钻井工程技术主要应用于较薄油气层、裂缝性油气藏的开发过程中。近年来,我国逐渐将油气开发重点转移到低渗透油气藏、裂缝性油气藏的开发中来,这就需要进一步加大对水平井钻井工程技术的研究力度。本研究主要探讨了油气开采中水平井钻井工程技术的现状及应用情况,并对水平井钻井工程技术的作用进行了分析,以期为我国油气开发效果的提高提供帮助。 关键词：水平井；钻井技术 水平井钻井主要通过增加地上集水建筑物、地下油气资源之间的接触面积,来达到提升石油开采效率的目的。经过几十年来的不断开发与利用,我国油气资源的储量逐渐降低,油气资源的开发难度不断上
升、开发环境日趋恶化。在这样的背景下,必须不断对油气开采技术进行创新,提高油气开采水平,避免不必要的资源浪费,实现石油行业的持续健康发展。 1水平井钻井工程技术的现状及应用情况 我国在水平井钻井方面起步相对较晚,技术水平与国外发达国家相比仍有很大的差距。但是,经过不断研究与实践,近年来,我们已经在水平井钻井方面取得了突破性的进展,技术水平得到明显提高,并在实践过程中不断改进、完善。就我国水平井钻井现阶段的情况来看,针对不同的储层及不同类型的油气藏,已经形成了有针对性的水平井[1]。实践发现,水平井钻井工程技术具有操作简单、效率高、产量高、成本低、污染少等一系列优势。水平井钻井技术在石油开采过程中的有效应用,有利于提高油气采收率、油气开采产量,还为实现不同油气藏之间的转换开发与利用提供了新的方法。随着节能降耗与绿色环保理念的不断深入人心与国家可持续发展战略的持续推进,能源短缺问题、能源供求矛盾问题越来越受关注,提高油田开发效率与质量,是现阶段石油行业面临的首要问题[2]。在这样的背景下,必须进一步加大对水
胜利油田大北地区中深井优快钻井模式研究
胜利油田大北地区中深井优快钻井模式研究 胜利油田大北地区地层施工井普遍井深在3000米-3500米之间，部分区块馆陶组渗漏严重，东营、沙河街组地层倾角较大，该地区钻井施工常要面对漏失井塌风险和轨迹控制困难等问题。虽然大北地区投入开发多年，各项经济技术指标仍然较相似井型地区落后。为克服上述难题，有效提高经济技术指标，对该地区钻井模式进行了持续探索、总结和改进，通过大量施工井的实践不断完善技术措施，逐渐摸索出针对该地区大部分区块具有普遍适用性的优快钻井模式，对同类型井压缩建井周期、节约钻井成本具有一定的借鉴意义。 标签：钻头优选;高渗透性地层;大地层倾角;优快钻井模式 1 地层特点和施工难点分析 大北地区位于济阳坳陷大王北鼻状构造带区域，岩层分布规律性较强，部分区块（如大北4-10、大10、大47等）馆陶组砂岩含量高，渗漏严重，易发生井塌，馆陶底至东营组上部存在10-25m左右的厚砾石层，钻头易受破坏。东营组较厚且造浆严重，而东营下部地层成岩性好，断层较少并且断面破碎程度低，以灰质泥岩为主，井壁较为稳定，不易产生掉块，东营组至沙河街组普遍地层底层倾角较大，井斜控制困难，同时方位也易漂移。该地区储层发育大都位于沙二段，以粉砂岩为主。 2 技术优化 2.1 钻头优选 大北地区施工井多为二开次长裸眼井。二开钻进至馆陶底至东营顶位置存在厚砾石层，在对2013年以前大北区块23口早期开发井的钻头统计表明，出于对厚砾石层的忌惮，为达到钻穿砾石层的同时防止掉牙轮故障的发生，该地区普遍在上部井眼选用了镶齿金属密封牙轮钻头。然而镶齿牙轮钻头不但价格较铣齿钻头昂贵，更由于尺形原因，对上部松软地层剪切能力明显弱于铣齿牙轮钻头。 通过对该地区砾石的捞沙分析，认为砾石层虽较整体厚，但多为不连续薄层分布，砾石层均质性和完整性较差，具备使用铣齿牙轮钻头钻穿的可能性。为此在大北11-斜51井施工中实验性采用了铣齿牙轮钻头进行上部井眼施工，实践证明，铣齿牙轮钻头完全有能力钻穿砾石层，在大北11区块施工的4口定向井全部采用了铣齿钻头进行施工，全部实现了钻穿砾石层的目的，不但结余了大量钻头成本，同时机械钻速显著提升。 针对该区块东营组较厚，易造浆易钻头泥包，沙河街组厚度大，需要钻头具备较高的耐用性。针对地层特点，选用刀翼间距较宽、沟槽较深，聚晶金钢石复合片较大（切削片直径19mm），水眼多且分布较均匀的钢体PDC钻头，这类钻头水利清洁能力强，不易被泥岩填塞，且钢体基体材质抗疲劳破坏能较好。
水平井钻井技术难点及对策分析
水平井钻井技术难点及对策分析 致密砂岩油气藏、页岩油气藏正成为我国油气勘探开发的主流和热點，这些非常规油气资源只有通过水平井开采才能获得更好的经济效益，随钻地质导向在水平井钻井过程中发挥重要的作用。文中对水平井地质导向技术现状进行了介绍，分析了录井地质导向技术存在的难点，并针对性的提出了相应的技术对策，对提高水平井油层钻遇率具有一定借鉴意义。 标签：水平井；钻井技术 前沿 油气田的开发过程中，水平井的钻井技术能够数倍提高油气的产量，效果突出。因此，在油田开采建设中，水平井钻井技术得以迅猛发展，施工技术水平也日渐成熟和完善，在很大程度上已成为油田高效勘探开发的关键技术之一。在薄油气田和浅层油田的开发建设上，水平井钻井技术可以大大提高油井产量，提高油田的采收优率，取得了良好的经济效益。由于水平井钻井的技术含量较高，开采施工过程难度较大。在实际应用过程中也存在诸多问题，分析如下。 1 水平井采收率的影响因素分析 气层厚度对采收率的影响。通过研究，我们发现在各向异性比为1，地层损害忽略不计，同时气体性质和地层温度都相同的情况下，水平井采收率与气层厚度成反比例关系，即气层厚度减小时，采收率增加。反之亦然。研究表明，宜选择气层厚度相对较小的水平井进行天然气的开采。 井段长度对采收率的影响。水平井采收率与井段长度成正比，产量随井段长度的增大而增加。所以水平井通常比垂直井的采收率要高。 各向异性对采收率的影响。各向异性表现在水平和垂直方向渗透率不相等。研究发现，水平井采收率各向异性比（水平渗透率与垂直渗透率之比）成反比，即随着各向异性比增加，油气藏垂直方向渗透率减小，采收率随之减小。所以垂直裂缝油气藏用水平井开采的效果相对于垂直井开采较好。 水平井在油气藏中的位置及地层损害对采收率的影响。水平井位置影响采收率的实质是偏心距（水平井与井中心距离），呈“倒U”趋势，当水平井位于气井中部时，有最大采收率。同时，当水平井长度一定时，随地层损害程度的增加，采收率降低，应注重储层保护，避免过度损失。 2 水平井钻井技术存在的问题分析 2.1 水平井钻井专业技术人员队伍水平还需提高