页岩气充气泥浆钻井技术
页岩气钻井地质技术工作要求
页岩气资源调查评价钻井地质技术工作要求二○一三年二月为确保页岩气资源调查评价项目保质保量按时完成上级下达任务，根据《页岩气勘查开发相关技术规程（试行）2012.8.》及国土资源部油气中心等有关要求，针对本项目工作具体情况，加强页岩气钻井地质技术管理，特制定以下页岩气钻井地质技术工作要求：一、准备工作1. 收集相关资料页岩气钻井地质人员（岩芯编录人员，下同）应收集与本页岩气井相关的技术资料：规程或规范、井位论证报告、钻井工程及地质设计、井区及区域地质资料、其它有关技术学习资料等。
2. 工具、材料及表册在出野外工作前，应充分准备工具或材料：照相机、罗盘、地质锤、钢卷尺、岩芯箱摄影牌（含标贴）、放大镜、盐酸；量倾角用直尺和量角器、黑中性笔、彩色标记笔、采样袋、绵纸、包装胶袋；钻探原始记录表（班报）、简易水文观测原始记录表（班报）、岩芯鉴定表、岩芯回次鉴定表、岩芯回次票、岩芯分层票、停钻通知书、岩芯处理报告书、测井通知书、封孔设计书、封孔报告书、采样登记表、送样标签、送样登记表（含测试项目）、开工报告、开孔验收书、钻探工程质量验收书等。
3. 其它准备工作应熟悉井区地层、构造，熟练掌握井区各层位岩性、古生物化石等。
4. 钻井井场钻塔、井场除按规定（责任、安全牌等）要求外，钻塔要求有红布标——“贵州省黔西南区××页×井”（纵幅挂），安全警戒线（附彩旗）。
岩芯用岩芯箱装，并有防水设备保护。
5. 钻井开工工作页岩气井施工方将钻井工程设备安装、岩心箱（含岩心遮盖防温布）、安全及责任牌、场地准备就绪，地质人员接到施工方信息后，应立即把编制好的开工报告（一式四份）加盖项目承担单位、所在县国土地局、贵州省矿权储备局公章留存备案或送呈，现场验收钻井并填写开孔验收书（含签名）。
二、岩芯编录工作钻井施工页岩气目的层的上覆地层孔深每100～200m，地质人员应及时进行现场岩芯鉴定编录，孔深至目的层之前20～50m，地质技术人员应随班钻井观察岩性及层位，孔深到达目的层时除随班钻井观察岩性及层位外，应随时跟踪泥页岩层（含砂泥岩软岩层）含气情况，及时配合现场解吸工作人员采解吸样，目的层孔深每50m应及时进行岩芯编录。
新页HF-2井页岩气钻井技术
井
直 井段 使用 常规塔 式钻 具扫水 泥塞 ，钻 井液采 用 聚胺仿油 基钻 井 液 。钻进 至 １ ８ ３ ２ ． ０ ６ ｍ 后 ，开始 使 用Ｐ Ｄ Ｃ钻头 ＋螺杆 复合 ＋双扶 正器 （ ２ ３ ４ ｍｍ＋ ２ ３ ０ ｍｍ）钻 具钻 进 ，钻进 井 段 １ ８ ３ ２ ． ０ ６ ～２ ３ ８ ９ ． ９ ６ ｍ，但
∞ 处完 钻 ，纯钻 时间 ４ ９ ． ５ ０ ｈ ，平 均钻速 ６ ． ３ ｌ ｍ／ ｈ ，下人 ３ ３ ９ ． ７ ｍｍ×３ ０ ９ ． ９ ６ ｍ 表 层 套管 。固井 采用 常 规 ～
３
１
填
段
固井 ，水 泥浆返 出地 面 。
３ ． ２ 二 开井段 （ ３ １ ２ ． ５ ～１ ８ ２ ３ ｍ）
钻 头 连 续 取 心 作 业 ５次 ，共 耗 时 ７ ． Ｏ ｌ ｄ ，耗 用 金 刚 石 取 心 钻 头 ２只 。取 心 井 段 ３ ０ ５ ５ ～３ ０ ９ ５ ｍ，取 心 总 进
尺 ４ ０ ｍ，岩 心总长 ４ ０ ｍ，平 均 收 获 率 ｉ ０ ０ ，平 均 机 械 钻 速 ０ ． ６ ９ ｍ／ ｈ 。在 该 井 段 钻 进 中 ，将 设计 中 的 ２柱 １ ７ ８ ｍｍ 钻铤增 加至 ７柱 ，有效 地达 到 了释放 钻 井 参数 和 防斜 打直 的 目的 ，钻 进 中扶 正 器 对 井壁
・
４ ４・
石 油 中 旬 刊 ＊ 石 油 天 然 气 工 程
２ ０ １ ５ 年 ９ 月
开 钻 顺 序
井深／ ｍ
钻头尺寸／ ｍｍ 套 管 尺 寸／ ａｍ 套 管 下 人 深 度 ／ ｒ ｍ
页岩气钻井过程中的钻井液技术
页岩气钻井过程中的钻井液技术背景页岩气开发目前成为全球关注的热点。
在我国，由于现有的天燃气产量难以持续满足中国国民经济的发展和社会高速发展的需求，也由于北美页岩气勘探开发的成功经验，所以中国页岩气的发展引起政府、企业和民众的高度关注。
中国的页岩气勘探开发技术刚刚起步，缺乏相关的经验和技术；美国是最早进行页岩气研究和开采的国家，目前已形成相当的规模，并且进入了开发的快速发展阶段。
页岩气钻井方式的选择美国开发页岩气的成功经验表明，水平井和多种储层压裂改造技术是成功开发页岩气的关键。
在页岩气层钻水平井，可以获得更大的泄流面积，更高的天然气产量。
根据美国页岩气开发的经验，水平井成本平均为直井的3倍，但日均产气量及最终产气量是直井3~5倍，产气速率则提高10倍。
因此，水平井成为了开发页岩气最主要的钻井方式。
页岩气水平井钻井存在的主要问题一方面，页岩是以粘土矿物为主的沉积岩，钻井过程中粘土矿物水化造成强度降低，进而产生缩径、井壁垮塌、卡钻等复杂事故；另一方面，在页岩气水平井钻井中，水平段较长，井壁失稳、摩阻、携岩及地层污染等问题非常突出。
因此，钻井液的选择及其配方直接影响钻井效率、工程事故的发生率及储层保护效果。
从钻井液角度看，要求钻井液能提高地层承压能力，防漏堵漏效果好，最重要的是抑制粘土水化膨胀，造成储层伤害。
选择钻井液体系的原则为：要使钻井液有较强的抑制性、封堵性能和较低的渗透性和活度；能阻止滤液进入页岩地层，防止页岩吸水、强度降低。
油基钻井液传统的页岩气钻井过程中，使用最多的是油基钻井液。
油基钻井液具有以下优点；（1）强的抑制性，能防止和减少水敏性地层的水化、膨胀、分散而引起的缩径或井塌；（2）在钻遇石膏层、盐层及水泥塞时，对Ca、Mg、Na等离子具有很强的抗污染能力；（3）由于以油为外相，油基钻井液润湿效果极佳，能大大降低钻进及起下钻时的扭矩、阻力和张力，减少由于阻、卡引起的井下复杂事故；（4）对钻井设备无腐蚀；（5）具有极好的油气层保护特性；（6）与其他水基钻井液相比，油基钻井液的滤饼滤失速率较小，滤液基本不会引起粘土矿物水化膨胀；（7）滤液进入亲水型硬脆性泥页岩阻力大，从而能较好地稳定泥页岩地层。
页岩气水平井油基泥浆体系的研究及应用
页岩气水平井油基泥浆体系的研究及应用一、本文概述随着全球能源需求的日益增长，页岩气作为一种清洁、高效的能源，其开发利用受到了广泛关注。
在页岩气勘探开发过程中，水平井技术因其能提高单井产量、降低开发成本等优点而被广泛应用。
水平井钻井过程中，油基泥浆体系的选择和应用对钻井效果具有重要影响。
本文旨在深入研究页岩气水平井油基泥浆体系，探讨其性能特点、优化配方以及在实际应用中的效果，以期为页岩气水平井的高效钻探提供理论支持和实践指导。
本文首先介绍了页岩气水平井钻井技术的特点及其对油基泥浆体系的要求，然后详细分析了油基泥浆体系的组成、性能评价方法及其在页岩气水平井中的应用情况。
在此基础上，通过室内实验和现场应用案例，研究了不同油基泥浆体系的性能差异及其对钻井效果的影响。
本文总结了油基泥浆体系在页岩气水平井中的优化应用策略，并展望了未来的研究方向。
通过本文的研究，旨在提高页岩气水平井钻探效率，降低钻井成本，为页岩气资源的可持续开发利用提供有力支持。
本文的研究成果也可为其他类似地质条件下的油气勘探开发提供参考和借鉴。
二、油基泥浆体系基本原理油基泥浆体系是一种在页岩气水平井钻井过程中广泛应用的钻井液体系。
其基本原理在于利用油类作为连续相，通过添加各种处理剂来调整泥浆的性能，以满足钻井过程中的各种需求。
油基泥浆相较于传统的水基泥浆，具有更好的润滑性、更低的摩擦系数以及更佳的防塌效果，因此在处理复杂地层，特别是页岩地层时表现出显著的优势。
油基泥浆的润滑性主要来源于油类本身的低摩擦系数，这可以有效降低钻头与井壁之间的摩擦，减少钻头磨损，提高钻头的使用寿命。
油基泥浆还具有较好的封堵能力，能够在井壁上形成一层薄而坚韧的泥饼，有效防止地层坍塌和井径扩大。
除了润滑性和封堵能力，油基泥浆还具备优良的携岩能力和热稳定性。
携岩能力是指泥浆能够将钻屑有效地携带到地面，防止钻屑在井底堆积，保持井眼清洁。
热稳定性则是指泥浆在高温环境下能够保持稳定的性能，避免因温度变化导致泥浆性能劣化。
页岩气钻井技术规程
1 页岩气野外地质调查技术规程1 范围本技术要求规定了页岩气地质调查的基本工作程序、工作方法、技术要求、安全环保措施、野外工作检查验收、野外地质调查报告编制等内容。
本技术要求适用于公益性、基础性页岩气野外地质调查，适用于页岩气基础地质研究、开发设计及报告编写；可以作为页岩气矿业权转让、区块评价的依据。
2 引用标准下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。
凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。
凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
SY 5615-93 石油天然气地质编图规范及图式SY 5517-92 野外石油天然气地质调查规范3 工作程序公益性页岩气地质调查的基本工作程序包括三个阶段，即开展地质调查与研究的准备阶段、野外地质调查阶段及室内综合整理阶段。
a) 准备阶段组织准备→收集与整理资料→野外踏勘→编制技术设计。
b) 野外工作阶段地层剖面测制、观察及采样→路线走廊大剖面调查及采样→资料初步整理→样品初步整理→编写野外工作小结→野外验收。
c) 室内综合整理阶段全面整理资料→综合研究→编制正式图幅、图件及报告→报告评审→资料汇交。
4 前期资料收集与整理4.1 资料收集内容地形图、中-大比例尺的地质资料（区调报告及图件）、地面物探（重力、磁力、电法、地震等）及油气化探资料、遥感地质资料、重要钻井、测井资料、水文地质资料及相关测试分析资料。
4.2 资料整理与图件编制a) 对收集到的全部资料应分门别类地加以整理，编制资料目录，建立资料档案。
b) 建立地质剖面与钻井资料卡片。
c) 编制调查区的地质调查程度图、综合地质草图、综合地层岩相柱状图、构造纲要图、含油气远景草图等图件，用作野外踏勘、设计编制和野外调查的指导和参考。
5 野外踏勘踏勘的主要任务是了解工区的野外工作条件、施工条件及基本地质特征，检验已收集的资料，为工作方案的制定提供依据；同时了解工区的安全与环保条件，以便制定相应的安全与环境保护措施。
页岩气有效开发的钻井液技术探讨(罗平亚)
2012年3月5日，温家宝总理在十一届人 大五次会议政府工作报告中指出：我国 要“加快页岩气勘探开发攻关”
一、立项依据
2012年3月13日，国家发改委、财政部、国土资源部和国家能 源局发布了《页岩气发展规划(2011-2015年)》。 到2015年，国内页岩气产量将达65亿方 探明页岩气地质储量6000亿方 可采储量2000亿方
2012年4月11日，国务院召开常务会议，决定加大页岩气科技
攻关。页岩气勘探开发列为国家重大专项的重要内容，并正拟 列为新的一个(第十七或第十八) 国家重大专项。
页岩气的有效开发己成为是国家的重大需求，
页岩含气是人们早已知道的事情,但由于页岩气藏含气量
远远低于常规天然气藏,而且自身渗透性极低及页岩中天然气
只能是经验的合理应用！
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而页岩地层钻长水平井难题的本质是: 1、水平段井眼的井壁地层坍塌压力大于同层直井井眼的井壁地层坍 塌压力(一般正常情况下水平井大于0,而直井可能=0)。 2、泥浆的抑制性不能有效抑制页岩水化澎涨作用, 造成井壁不稳定,而 长井段水平井钻井造成的地层长期浸泡而大大激化了这种作用。而不能 准确评价这种作用的大小及影响程度。 3、泥浆对页岩地层大量裂缝的侵入必大大幅加地层的P塌,从而导至 严重的井壁不稳定,而泥浆密度越大影响越大,而地层长期浸泡而大大加剧 了这种作用。而不能准确评价这种作用的大小及影响程度。 (其中1是力学因素;2、3是(泥浆)化学因素。然而决定井壁稳定问题是 岩石力学与化学耦合的结果)
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决定P塌的因素:
P塌与地应力方向和大小、岩石的力学性质、岩 体强度、强度（破坏）准则有关；
与岩石物性（渗透率、裂缝发育程度与状态、 界面润湿性……）、地层流体组成性质有关； 与地层流体压力(泥浆柱作用下)、岩石组成、 产状及水化状态有关； 与井眼状态（斜度、方位…）等因素有关；
新页 HF-2井页岩气钻井技术
新页 HF-2井页岩气钻井技术张珍;周成华;田长春【摘要】新页HF‐2井是中石化西南油气分公司第2口页岩气勘探井。
根据邻井情况和工程地质施工技术难点，对页岩气井身结构、钻井液体系进行了设计，先采用钻导眼井，再回填侧钻的四开结构。
钻井过程中，运用螺杆钻具适度地复合钻进，合理地选择钻具组合、钻头类型和钻井参数等技术措施，同时定向段采用聚胺仿油基钻井液、水平段采用油基钻井液，保证了该井优质中靶，电测、下套管作业均一次性成功，是小井眼水平段水平井施工的典型案例，为同类型井钻井积累了宝贵的经验。
【期刊名称】《长江大学学报（自然版）理工卷》【年(卷),期】2015(000)026【总页数】4页(P42-45)【关键词】新页 HF-2 井;页岩气;钻井设计;油基钻井液【作者】张珍;周成华;田长春【作者单位】中石化西南石油工程有限公司钻井工程研究院，四川德阳618000;中石化西南石油工程有限公司钻井工程研究院，四川德阳618000;中石化西南油气分公司川西采气厂，四川德阳618000【正文语种】中文【中图分类】TE246受国内外页岩气勘探开发浪潮的影响和在中石化总公司的总体部署下，中石化西南油气分公司开展了川西坳陷须五段的页岩气勘探，川西坳陷须五段顶部埋深多在2100~3500m之间，自东向西埋深逐渐加大[1,2]。
新页HF-2井是中石化西南油气分公司部署在四川盆地新场构造七郎庙高点的一口勘探井，井型为水平井，设计井深4102m(垂深3088.4m，不含补心高)，实际完钻井深4077m(垂深3088.31m)，主要目的层为上三叠统须家河组五中亚段。
钻探目的是为了了解须五段页岩纵横向分布及发育情况，探索出川西页岩气水平井钻井及压裂等新技术在本区推广应用的效果，为页岩气先导试验区的建立奠定基础。
1)根据邻井须家河组五段(简称须五段，垂深2773~3076m)泥页岩X射线衍射全岩分析(图1、2)，岩样含有的矿物有钠长石、斜长石、方解石、白云石、菱铁矿，有的岩样含有少量的钾长石和石盐，其中主要含有的矿物是石英和黏土。
页岩气水平井固井技术研究进展
页岩气水平井固井技术研究进展页岩气水平井固井技术研究进展随着能源需求的日益增长，页岩气逐渐成为了替代传统石油天然气的重要资源。
水平井作为主要的生产工具，其固井技术成为了页岩气开发中的重要问题。
近年来，国内外学者针对页岩气水平井固井技术进行了研究，本文就其研究进展进行了综述。
一、水泥固井技术水泥固井是目前水平井固井技术的主流方案，其通过注入水泥浆将套管与井壁固定，防止井壁侵蚀和漏失油气。
然而，页岩气水平井中存在的大量细小裂缝会导致水泥浆的染浸，影响其固结力，并产生裂缝，从而使油气渗漏。
因此，国内外学者在水泥固井领域的研究主要围绕水泥改性与水泥浆稳定性。
其中，P. L. Dürig等(2015)提出了一种纳米级碳酸钙在水泥胶凝体中的应用，该技术能够形成更致密、更均匀的水泥固结体，并使固井力度提高60%以上。
另外，A. C. Boivie等(2018)研究了不同温度下水泥胶凝体的强度和耐久性，发现在较高温度下固井效果更佳。
同时，X. Chen等(2019)通过添加聚丙烯酰胺( PAA)改善了水泥浆体的流动性，并提高了固井效果。
二、环氧树脂固井技术除了传统的水泥的固井技术，针对页岩气开发中水泥固井存在的问题，环氧树脂固井技术被提出。
与水泥固井相比，环氧树脂具有更高的渗透性和粘附性，可以更好地填补井壁的裂缝和孔隙。
因此，为了提高环氧树脂固井的效果，国内外学者进行了一系列相关研究。
其中，B. Li等(2016)研究了环氧树脂固井的最佳浓度、固化时间和接触时间，提高了固井效果并减少了漏失。
同时，Q. Zeng等(2018)通过与水泥固井技术的组合应用，有效地提高了固井的完整性和耐久性。
三、石墨烯增强固井技术石墨烯具有极高的强度和导电性，其与水泥等材料的复合可以有效地加强其力学性能。
因此，石墨烯增强固井技术被提出，并取得了一定的研究进展。
例如，L. Huang等(2019)研究了石墨烯在水泥浆体中的添加量，发现当石墨烯/水泥比例为0.25%时，固井力度可提高71.6%，漏失率降低至0.8%以下。
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页岩气充气泥浆钻井技术充气泥浆钻井是将一定量的气体（空气、氮气、天然气等）连续不断注入泥浆内，使其呈均匀气泡分散于泥浆中，形成充气泥浆。
从井内返出的泥浆经过地面除屑除气后再次注入井内循环。
充气泥浆的密度可根据用用户要求在0.45g/cm3以上进行调整，从而达到防止漏失和防止油气层污染的目的。
其主要优点为：减少钻井液漏失造成对目的层的污染，提高机械钻速，降低钻井成本。
充气钻井液的分散相气体可以是空气、天然气、氮气等气体；连续相可以是各种类型的常规钻井液，也可以是淡水、清洁盐水、地层水、柴油等液体，但作为连续相的钻井液必须是易充气、易脱气且很稳定。
充气钻井液入井前通过调整气、液量来调整钻井液的密度；返出井口后经过地面除气器，气体从充气钻井液中脱离出来，以保证泵的正常上水。
➢充气钻井技术优点⑴在0.55～1.03g/cm 3密度范围内能够通过充气进行有效地调整，从而降低静液柱压力，实现近平衡或欠平衡钻井，保护油气层；⑵需要较高静液柱压力（而其它气体系不能产生）的油气藏，可以采用充气钻井液来钻，从而最大程度地降低地层损害；⑶将充气钻井液应用到其它气体体系不能奏效的情况下，例如，在欠平衡钻井过程中，能够产出大量水的严重漏失地层，通过调整注气量和液量，可以在环空中获得平衡状态，从而既不漏失，也不井涌；对井塌等钻井复杂问题亦较泡沫有较强适应能力；⑷基液可以是钻井液而不是水，因此可以在钻穿水敏性地层时，维持井眼的稳定性；⑸减少钻具磨损和井下钻具着火的危险；⑹钻井时效高，能大幅提高钻机作业效率；⑺保持较高的PH值用于克服内在的腐蚀损害和对充气钻井液的破坏；⑻消除了着火和灰尘危害，有利于保护环境；⑼可用于任何类型的地层，包括硬地层、软地层、干地层或湿地层，而空气钻井需要干燥的条件；⑽根据压力变化随时调整注液量和基液密度控制井口和井底压力的变化，阻止盐水流入或井喷事故的发生；⑾可采用常规测井和常规固井；⑿易于施工，是费用最低的低压欠平衡钻井技术。
可以利用常规钻井液，成本低，比泡沫类钻井流体节省成本。
因此该技术应用比较广泛。
➢充气钻井技术缺点⏹需要增加气体的注入压力；⏹如果充空气需要进行更广泛的腐蚀控制；⏹不适于高压高产储层；⏹也存在井壁不稳定问题；⏹遇到高压水层会产生技术上的困难。
➢环空气液混合流体特征分析1994年Williams发表了气液混合物两相流流态结构。
液、气经过泡沫发生器的混合基本形成了比较均匀稳定的混合物进入钻具内，其结构为泡状流，是泡而不是泡沫。
充气钻井液属于塑性流体，随着气液比的增加，塑性粘度与动切力增加；随着温度的升高，相同的气液比下的充气钻井液粘度下降，动切力下降。
从井底环空到井口的上返过程中，混合物结构处于动态中变化中，流态为非线性两相流。
随着液柱压力降低、温度的下降，小气泡结为大泡，混合物中气体体积增加，由泡状流变为段塞流，再进一步变为过度流。
井筒中上部为段塞流和过度流段，该井段为流态不稳定区。
混合物到达井筒上部井段，气泡体积更大，形成环状流，流速增加。
过渡流环状流段塞流泡状流环空维持气液混合的极限返速分区液体返速（m/min ）气体上返速度（m ／min ）1.818180180018000180181.8. 18环状流区AABBC泡状流区段塞流区过度流区环空气液两相流分布情况井筒中上部弹状流、涡状流井筒下部泡状流井筒上部环状流环空内气液比、气体百分比随井深的变化地面Q = 91%R = 1.4/1600m Q = 18%1200m Q = 8%1800m Q = 5%2400m Q = 3%300m Q = 58%R = .23/1基液密度： 1.08g/cm 3R = .09/1R = .05/1气体/泥浆比率= 10/1R = .03/1在井深2400米处的混合物中气体体积占3%，到井深600米处气体体积占18%；而井深300米处气体体积急剧变大，气体占58%，由600米到300米气体体积增加了2.22倍；到井口处气体体积占91%，比井底的泡沫体积增加30倍。
3000米的井深1. 0的“基浆”在地面的气液比：25:1 ，泡沫质量为96.15%，此时的泥浆几乎全是气体，密度0.0385;在井底气液比：1:99 ，泥浆密度为0.99，与基液几乎相同。
而气体密度大约为0.37。
T Z T Z P V *11*11*22*22=P V 基本计算公式:式中：P 1——井筒某点压力，Mpa ；P 2——井筒另一点压力，Mpa ；V 1——井筒某点气体体积，m 3；V 2——井筒另一点气体体积，m 3；T 1——井筒某点热力学温度，K;T 1=273℃+t 1，t 1--井筒某点温度，℃；T 2——井筒另一点热力学温度，K 。
T 2=273℃+t 2，t 2--井筒另一点温度，℃；Z 1、Z 2——修正系数。
➢充气钻井液井筒压力计算充气钻井的注气量、注液量、井筒流体柱压力、循环压耗、注入压力（泵压）、当量密度计算与模拟均需要专门软件。
环空井底压力能够通过调整液相密度、注液量和注气量来实现控制。
特别需要指出的是，当注液量一定时，随着注气量的增加，环空压耗增加，因此存在着最佳注气量范围，现场应根据具体情况进行选择。
最好在钻具组合中安装随钻压力检测仪（PWD），实时检测井底压力，判断欠平衡状态，指导施工。
注气量与压力关系(Saponja, 1995)161412108642环空井底压力@21m(MPa)氮气注入量(st m3/min )2010405030最佳点在一定的液体注入量条件下，降低流体密度所需的最小注气量。
摩阻控制区浪费气量比较稳定气体注入量使井底压力增加静液柱压力控制区不稳定压力变化大气体注入减小井底压力注油量@ 200 L/min139.7 mm (5-1/2”) 套管120.7 mm (4-3/4”) 水平井眼最佳注入量当液柱压力所减少的量与环空摩阻增加的量相互平衡抵消时，此时的气体注入量既为最佳注入量（最佳循环点）。
临界值决定于环空几何形状、井深和液体密度。
在设计和钻井过程中，必须确定井眼内是静液柱压力控制状态还是摩阻压力控制状态。
因为增加气体的注入量并不总是使井底压力减少，反而造成因过多的增加气体泵入量，而增加成本。
为了正确地设计、预测对作业的各种限制和控制井底环空压力等，必须考虑地层流体的流入对循环系统的影响。
对各种地层流体的流入进行评价，以确定其对循环系统的影响和对循环系统的各种限制是很重要的，实现必须充分考虑。
在静液柱压力控制状态，气体、液体注入量与井底压力之间的互动关系1.较小的气体注入量或者地层流体流入量的变化将导致较大的井底压力变化；2.地层气体的流入可能导致井底温度的降低，降低（原文为增加）井内的压力梯度，导致更多的地层气体的产生等等。
3.井内气体（注入的/或地层流入井内的）少量的变化可能引起井底压力的急剧变化，井内压力的波动对所有已钻开的地层产生影响，可能导致过平衡或井眼不稳定。
4.在静液柱压力控制状态，液体更容易在环空聚集和滞留，形成段塞流。
在摩阻压力控制状态下1.循环系统更稳定；2.气体注入量的变化引起井底压力波动小；3.在地层气体进入井内时，井内气体量的增加将使井底压力适度的增加，同时也阻止了地层气体向井内的流入。
在摩阻压力控制状态，地层流体向井内的流入得到控制而且进入井内的量最少；4.在摩阻压力控制状态，如果液体注入量较大，则循环系统的稳定性好，可以不必考虑其影响。
液、气注入量对井底压力的影响1614 1210 8 6 4 20 环空井底压力@ 2100m (M P a )氮气注入量( m 3/min)20104050300注入柴油139.7 mm 套管120.7 mm 水平井眼注入油量100 L/min200 L/min300 L/min最佳注入量需要的气体标准量计算图表(After Phillips Pet. Co.)每方泥浆需要的气体量（m 3）钻井深度（米）3228 3.50252118141173006002700300090012001500180021002400设计充气液密度1.200.50.60.05需要降低的密度0.50.360.240.12注气方式钻杆注入寄生管同心套管气体寄生管气体同心管气体钻杆钻杆注气法工艺流程：来自气体注入设备的压缩气体与来自液体注入设备的液体经过混合装置的混合，形成均匀的气液两相流体，通过立管、钻具内、钻头到井筒环空，再经过井口、节流管汇（或直接通过旋转头侧口、排放管线）进入分离系统（或经过密闭循环系统）进行气、液、固分离。
旁通喷射短节☐立管注气☐选择喷嘴大小确定旁通气量☐喷嘴与钻头喷嘴类似工艺特点工艺简单、应用广泛。
缺点是在钻井过程中注气、注液的不连续性（接单根，起下钻等），井底压力会因为摩擦压降消失而降低，其结果导致已钻开的储层的出油量、出气量增加，在钻开的长水平井段后效更加明显，即接一个单根出现一个井口高压单根峰，给井口压力控制和油、气、钻井液的分离带来困难；由于停止循环，钻具内外的钻井液发生液气分离，静液压力剖面发生变化，井筒上部是气，下部是液体。
工艺特点因为井筒内处于“活”的状态，当地层只出油、水时，环空静液柱压力增加。
当重新建立循环后，主要摩擦压降作用在井的下部，而且钻具内下部的液体段塞先被泵入环空，这样就增加了环空液柱压力和流动阻力（ECD 增大），井底出现压力激动，有可能导致出现过平衡。
所以应尽量减少接单根时间，使用顶驱能够部分避免这种情况。
钻柱注气优点总结1.它不需要任何井下辅助工具，因此其基本成本比其它注气方式要低。
2.由于充气流体充满了整个环空，因此获得的井底压力比气体从旁路注入的要低。
3.同一原因，任何特定的井底压力需要的气体注入速度比环空注气的要低。
4.在钻头处有较好的水力学。
钻柱注气缺点总结1.在接单根或起下钻停止循环时，不能实现连续注气，很难维持欠平衡状态。
循环停止时，可以维持欠平衡状态，但不能有效地控制井底压力。
2.由于各种钻柱单流阀使钻柱中的气体有一定压力，因此在接单根或起钻卸压时要花一定的时间，这一操作比钻柱中只有液体时要慢。
3.流过钻柱的是两相流，产生比单相的液流更高的摩擦压力损耗，因此，立压将比环空注气时的高。
接单根时的井底压力变化液柱压力地层压力在接单根之前注入氮气在接单根时形成的压力峰值压力时间时间分钟环空压力︵psi︶地面压力井底压力起钻压力峰值井眼清洗不足井眼发生堵塞地面压力没有增加循环开始出现的大的液体塞段塞流态接单根作业环空摩阻为1.2Mpa井底压力（psi）时间分钟充气钻井过程中井底压力的变化。