浅析冀东油田深井钻井技术
冀东油田超深井高深1复杂情况分析
冀东油田超深井高深1复杂情况分析一、工程设计概况高深1井一开用660.4mm钻头钻进323米使用表层套管封住平原表层松软地层，使用444.5mm钻头钻进至2572米用技术套管封住馆陶砾岩层，使用311.1mm井眼钻进至4433米以保证地层压力梯度，使用215.9mm钻进至5577m，直至探到中生界潜山后，下尾管，用欠平衡打五开152.5mm井眼并裸眼完井。
本井为五开五段制井，该井设计井深5125m，最大井斜角为15°，设计方位21.22°最大位移为：265.12m，井底垂深为：5693.69m。
设计造斜点1800m，造斜终点20XX年.29m，降斜始点2742.29m，降斜终点3117.29m，靶点T：4108.2m，靶区半径为50m。
高深1井的难点在于：一是深井钻探资料、实测压力资料不足，安全施工风险大。
二是埋藏深、潜山井温高，钻井液及工具抗高温性能要求高。
三是深部地层可钻性差，钻井速度低，钻井周期长。
四是井深、靶半径小，井身轨迹控制要求严。
五是井深、高温、温差大、环空间隙小，7〞尾管固井质量不易保证。
六是风化壳及花岗岩裂隙比较发育，易发生井漏等。
二、井眼轨迹控制过程及出现问题分析本井于0-330m一开直井段钻进，使用660.4mm尺寸的牙轮钻头，通过投测自浮单点和起钻投多点显示，直井段井斜控制的较好，均控制在1°以内。
本井于330m开始二开444.4mm井眼钻进，扫塞钻进至378m 后直接下入马达仪器跟踪轨迹钻进。
使用的中成1.5度马达和进口S-MWD仪器。
导向钻进时一旦发现井斜有上涨趋势立即进行定向反扣钻进，使得本井上部直井段轨迹控制较好，井斜控制在2°以下。
钻进至1793.17m时开始定向，由于井眼尺寸较大，造斜率较低，纯滑动造斜率1.5-3°/30m。
本井于2542m开始三开311.1mm井眼钻进，三开前替换了全部泥浆。
并更换了高温多点YSS仪器。
试述冀东油田优化钻井降本增效的措施
一、对冀东油田使用钻井技术的 简要分析
由于冀东油田所处位置特殊，其所 钻探的油井一直有着井斜大、位斜大等 特征，通过对油井位移超过两千米的中 深层油藏的钻井措施的优化，从而探索 出了能够更适合中深井快钻井的有效钻 头，通过这种特色钻头，不仅能够符合 石油钻探的标准，同时还能极大提升钻 井的速度和效率。
石油化工
试述冀东油田优化钻井降本增效的措施
冯 杨 中石化中原石油工程有限公司钻井二公司
【摘 要】本文主要研究了在对冀东油田进行钻井工程中，使用相应的优化钻井技术来达到降本增效的效果。通过优化后的钻井技术手段，能够从最初的
钻井设计作业开始，就能降低石油钻井工程中所需的施工成本，从而实现降低石油钻井工程中的能耗，提升钻井工程的钻探效率，保证整个石油开发工程
油田的正常生产。 二、冀东油田优化钻井设计降本
增效的措施 冀东油田在进行钻井工程的过程
中，通过对钻井进行优化和设计，实现 了油田生产降本增效的目标，最终取得 了比以往更有效的成果。
１．对钻井成本预算及核算制度的分 析。对当前冀东油田的实际钻井情况 进行分析，研究了钻井作业的成本和预 算，通过石油钻探整个过程的成本管理 和有效的成本核算体系，不断对超过预 先设定好的石油钻井成本进行分析，从 而找到了导致整个石油钻井作业成本超 支的关键环节，对这些关键环节进行从 新设计和优化，避免了许多不必要的作 业，降低了作业支出，最终更经济、有 效的完成了冀东油田钻井作业。
冀东油田NP12—X168大位移井钻井工艺
冀东油田NP12—X168大位移井钻井工艺【摘要】NP12-X168井是冀东油田在南堡2号人工岛钻成的一口大位移井。
由于本井造斜点较浅、造斜地层软、造斜井眼较大、大斜度稳斜段长、水平位移大等，所以该井施工起来困难极大。
为了保证施工顺利进行，通过优化井眼轨迹剖面、制定有效轨迹控制方案，选择合适的造斜工具及钻具组合，实施合理的钻井参数，落实各项技术措施等，顺利完成了钻井施工。
从井眼轨迹控制、钻井液技术、大井斜长稳斜井段套管下入等方面介绍了本井实施过程中采取的技术和措施。
对该区域滩海大位移海油陆采钻井施工提供借鉴意义。
【关键词】NP12-X168 大位移长稳斜段摩阻扭矩轨迹控制随着冀东油田勘探开发的深入，大位移井越来越多地成为降低钻井成本、提高勘探效率、开发边际油田的有效手段。
目前国内外大部分大位移井主要依赖旋转导向、油基泥浆等先进技术，钻井成本高。
NP12-X168井通过精细论证、精心组织、深度合作、严格措施落实，使用常规钻井技术，顺利完成钻井任务。
NP12-X168井完钻井深5040m，垂深2547.36m，水平位移3802.33m，水垂比1.49，稳斜段长3440m，实际造斜点446m，最大井斜72.4°。
1 基本情况1.1 地质简况NP12-X168井为落实南堡1-29南断块NgⅣ和Ed1油藏油层分布及储量规模，进而评价单井产能，为该断块整体实施提供依据。
本井地质分层为平原组0～-300m，明化镇组-300～-1700m，馆陶组-1700～-2310m，东营组-2310～-2550（未穿）m。
目的层主要以灰色泥岩、灰色泥质砂岩、浅灰色细沙岩、灰白色凝灰岩为主。
1.2 井眼轨迹设计NP12-X168井采用“直—增—稳”三段制井身剖面，分段设计数据见表1。
该剖面为准悬链线剖面，可减少钻进扭矩、起下钻摩阻，增加钻具的滑动能力，从而得到广泛应用。
1.3 井身结构设计一开508mm套管封隔平原组地层（0～323m），为下部安全钻进建立井口。
浅析小井眼钻井技术在冀东油田的应用
浅析小井眼钻井技术在冀东油田的应用冀东油田主力区块勘探开发时间较长，小井眼钻井技术具有明显应用优势，对老油条区块挖潜、抑制采油井况恶化等具有明显作用，本文就是对小井眼钻井技术应用进行的探究。
标签：小井眼；钻井技术；井身轨迹冀东油田勘探开发时间较长，主力区块逐步进入开发中后期阶段，开发状况日益复杂，特别是整体上复杂断块油藏的构造特点，使钻井中存在较为严重的温度、压力和盐度较高问题，井矿条件日益恶化，在当前注水开发应用较多的情况下，油井增产稳产存在较大的难度。
针对这一现状，应用小井眼钻井技术，在老油井实施有针对性的开窗侧钻和小井眼钻井，可以节约钻井成本、提升采油作业效益和油气采收率。
1 小井眼钻井技术措施1.1 小井眼复合钻进技术小井眼钻井要优先选择高效钻头和动力钻具组合应用，通过PDC钻头应用提升扭方位等作业速度。
冀东油田小井眼钻井技术多是对老油井进行下部地层的开窗侧钻，主要目的层位是沙一段、沙二段和沙三段，可利用保径较短的PDC 钻头进行定向，利用保径较长的钻头进行复合钻进，实践证明，相比传统的单纯牙轮钻头钻进，复合钻进可提升钻速60%以上。
要优化螺杆钻具应用，利用单弯螺杆对钻进轨迹进行控制。
特别是Ф95mm的螺杆可在无稳定器辅助的情况下进行小井眼钻井轨迹的控制，可根据实际需要优选适宜弯曲角的单弯螺杆进行应用。
1.2 井身轨迹控制技术井身轨迹控制要结合具体区块和具体钻进层位优选适用的螺杆钻具进行应用。
在开窗后初期钻进中，要选择Ф118mm牙轮钻头+Ф105mm（无磁钻铤1根和DC钻铤2根）的钻具组合进行20m左右的钻进，实现与老井眼的有效隔离，防止钻井中的井眼碰撞问题；在单点测量后再进行起钻作业，如果实际方位与设计情况存在较大出入，就要下入Ф118mmPDC钻头+Ф95mm1.5度的单弯螺杆+1根Ф105mm无磁钻铤+6根Ф89mm承压钻杆，利用该套钻具组合中单弯螺杆的特性实现迅速的扭方位钻进，在1个单根30度以内的扭方位需求下，一般可以将方位扭到设计方位。
浅析冀东油田南堡区块玄武岩地层钻进
浅析冀东油田南堡区块玄武岩地层钻进X赵忠生(胜利石油管理局海洋钻井公司胜利五号平台,山东东营 257000) 摘 要:近几年来,钻井队经常在冀东油田南堡区块施工,在每口井的钻进过程中,常常钻遇玄武岩,而玄武岩地层坚硬却易塌,所以钻遇玄武岩是在该区块施工的重点和难点,克服该难点必将加快钻进速度,同时也避免井下复杂情况的发生。
关键词:玄武岩;泥浆性能;牙轮钻头;PDC 钻头 中图分类号:P 588.14+5∶T E 242 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)08—0050—011 合理的泥浆性能泥浆密度的选取一般根据地层孔隙压力、地层破裂压力以及地层坍塌压力,通常地层孔隙压力<地层坍塌压力<地层破裂压力,然而,对于玄武岩地层的泥浆密度选择考虑地层坍塌压力至关重要。
对于玄武岩井段施工,泥浆密度大小的选择显得尤为重要,因玄武岩地层易坍塌,不及早提泥浆密度平衡坍塌压力,会导致在以后的施工中出现种种事故,如钻进期间出现蹩、跳现象,起钻出现掉块卡钻等。
通过在冀东油田南堡1区块的几口井的施工总结出来的经验,平衡地层坍塌压力的最小泥浆密度为1.28g/cm 3。
在南堡1-31井施工中,馆陶组玄武岩井段1997～2346m,然而钻进至井深2049m 时,泥浆密度才为1.16g /cm 3,后提至1.28g /cm 3,当钻至井深2250m 时,下钻至2214m 划眼不到底,预计井底堆积大量玄武岩掉块,划眼出现严重蹩钻现象,导致设备烧毁,设备恢复正常后,划眼到底总用时12h 。
当钻至2316m 时,在接单根过程中出现掉块卡钻,而且相当严重,最终划眼到底,用时6h 。
该井二开完钻井深2376m ,中途电测结束后,准备通井下技套,然而通井下钻不到底,划眼到底总用时28h,而且将原有的泥浆密度1.28g/cm 3提至1.33g/cm 3,这才保证技术套管顺利入井。
在南堡1-16井施工中,二开完钻井深2590m,由于地质方未确定准玄武岩井段,导致三开后出现30m 的玄武岩,导致三开施工非常被动,在施工中经常出现玄武岩掉块,最终将泥浆密度提至1.30g/cm 3,才保证该井顺利完工。
冀东油田老井眼开窗侧钻水平井尾管固井技术初探
冀东油田老井眼开窗侧钻水平井尾管固井技术初探随着冀东油田开发的不断深入，调整区块老井开窗侧钻水平井需求越来越多，解决好开窗侧钻井固井技术瓶颈，对油田的增产和可持续发展具有十分重要的意义。
冀东油田开窗侧钻水平井固井面临着压力窗口窄，环空间隙小，水泥环薄，循环摩阻大，顶替排量受限，施工中出现漏失及憋堵风险大，工具可靠性等诸多技术难点。
本文旨在分析固井难点，提出合理的解决方案，指导现场固井施工。
标签：冀东油田;开窗侧钻;水平井;尾管固井1基础数据高104侧平X井属于冀东油田高尚堡油田高浅北区块Ng油层构造的一口采油井，钻头尺寸118.5mm，完钻井深2298m，垂深1845m，开窗侧钻点1850m，下入95.25mm尾管管+88.9mm筛管。
钻井液密度1.16g/cm3，粘度54s;地质分层：Nm底界为1795m，Ng未穿。
邻井提示：周围存在CO2注气井，注气层位易发生气窜;本井存在断层[1420m（Nm，断距30m）、1625m（Ng，断距20m）]，同时多年开采后地层压力系数低（0.76），固井中易发生漏失，压稳和防漏技术难度大。
油层位置：油顶2063m（斜深）。
2固井技术难点分析1、小井眼窄间隙固井，水泥环薄，密封性能不易保证。
顶替效率难保证;2、悬挂器与上层套管的间隙小，环空间隙小，循环流阻大，顶替排量受限，施工中出现漏失及憋堵风险大。
导致替浆压力高，排量小，固井作业时间较长;3、侧钻井眼小，受井眼軌迹、完井工具、套管接箍、滤砂管和扶正器影响，固井施工存在一定风险;4、该工艺使用完井工具较多，悬挂器、封隔器、分级箍等工具压力系统间隔小，对各工具的可靠性要求较高，施工工艺复杂;5、井深浅、温度低，低温条件下水泥浆/水泥石性能（强度发展缓慢）难以保证;6、工具可靠性：水平井尾管固井工艺复杂，对固井工具及附件可靠性要求高（悬挂器、分级箍、封隔器、扶正器等）。
3固井技术方案3.1固井方式采用滤砂筛管完井：膨胀悬挂尾管+筛管顶部注水泥完井工艺，主力油层下筛管，上部固井。
冀东马头营构造大斜度丛式井快速钻井技术
冀东马头营构造大斜度丛式井快速钻井技术摘要：丛式井是冀东油田马头营凸起构造解决井场征地困难、实现高效开采的有效手段。
唐71平台通过优化钻井参数、钻具组合、三维防碰技术、PDC钻头优选、精准井眼轨迹控制技术以及低固相不分散聚合物钻井液体系的使用，机械钻速有了很大的提高，因此总结唐71平台井实钻过程中的一些关键技术措施，为今后冀东油田滩海海域、人工岛丛式井快速钻进提供借鉴。
关键字：快速钻井浅层定向丛式井防碰井眼轨迹控制1.唐71平台快速钻进主要技术难点1、唐71平台井均为6段制剖面轨迹设计，设计井斜大且轨迹辅助。
其中唐171X3井设计最大位移达1611.7米、最大井斜81.04、水垂比达1.22。
导致岩屑清洁困难，钻柱的摩阻、扭矩大，轨迹控制难度大，馆陶组复合钻进降斜严重，稳斜效果差导致频繁调整，定向比例大。
后期降斜段时钻机负荷大、扭矩大，接单根时转盘倒转严重，严重影响钻井安全。
2、大井眼浅层定向。
造斜点分布在200~380米，一开井眼大（φ374.6mm钻头），由于地层疏松，在水力冲击下钻时快，且井眼扩大率大，造斜率低。
3、丛式井井间间距小，口井数量多，而且主要集中在上部防碰，导致可绕障空间狭窄等技术难点。
4、为了降低钻井成本，缩短钻井周期，二开全井使用PDC+螺杆提速，定向时工具面不稳定且控制难度大。
5、上部泥岩缩径严重。
二开明化镇组泥岩缩径严重，施工的几口井等均不同层度的出现短起下时下钻遇阻，破立柱划眼才能下到底。
三、主要技术措施及效果1、优化钻具结构和钻井参数钻具组合必须强度满足施工要求，摩阻小、能够充分发挥导向钻井技术的作用，简化钻具结构、保障井下安全并且造斜要略高于设计造斜率。
1.一开浅层地层疏松且井眼大，上部采用钻压20KN~30KN、排量50L/S复合钻进至造斜点。
造斜点滑动钻进时先用单泵排量32L/S、钻压20KN~30KN，并控时3~4min/m以提高造斜率。
滑动钻进每打完一个单根用双泵排量50L/S循环以保障携沙。
冀东油田南堡23-平2111阶梯水平井钻井技术
段 之间增 加 ５ ０ ｍ 的调整控制井段 ， 以更 好 地 满 足 中靶 要求 ， 井 眼轨迹 设计 如表 １ 所示 。
２ ． ２ 井 眼 轨 迹 控 制 技 术
当ａ １ ≠ｎ ２ 时
优 化钻 井 参 数 、 优选 钻 头 并 制定Leabharlann 合 理 的轨 迹 控 Ｒ 一
制 措施 ， 全井 采用 １ ．２ ５ 。 单弯， 水 平段 对钻 具进行 倒
表 ２ 井 身 结构 数 据
该 井身 结构 的主 要特 点是 ： ①＋ ３ ３ ９ ． ７ ｍｍ 套 管 下 至 直井段 ， 封 隔平 原组及 明化镇组 上部 地层 ， 为 下部安
两次 ， 使 井身 质量 达 到合 格 。在 增 降 井 斜 过程 中保
持小 的造斜 率 ， 使 井 眼 圆滑 。造 斜 段 前 期 施 工 由 于
要求。 ２ ． ４ 井 眼 净 化
（ ２ ） 运用 泥饼 控 制技术 ， 使 钻井 液形 成 薄而 韧 的
Ｍ Ｗ Ｄ＋钻 铤 钻 杆 ＋震 击 器 ＋钻 杆 。 该 钻 具 组 合 用
于增 斜 井段 的施 工 ， 实 际施 工 时可 依 据 井 眼 轨迹 造 斜 的需 要 进 行 调 整 。三 开 水 平 段 采 用 倒 装 钻 具 组 合： 钻 头 ＋导 向马达 ＋欠 尺 寸扶 正器 ＋无磁 ＋Ｌ ＷＤ ＋抗压 缩无 磁钻 杆 ＋斜 坡 钻 杆 （ １ ８ 。 ） ＋加 重 钻杆 ＋ 震 击器 ＋加 重钻 杆 ＋钻杆 。上 述钻 具组 合共性 表 现 在 ３个 方 面 ：①优选 钻具 选择 造 斜 率略 大 于设 计造 斜 率 的导 向钻具 组合 ， 增 加转 盘方 式钻进 的 比率 ， 有 利 于修 整井 壁 ； ② 倒装 钻具 ， 即将重 型 钻具 上 移 ， 底 端位 于井 斜 ３ ０ 。 ～６ ０ 。 之间， 依 靠钻 铤 、 加 重 钻杆 重 量 推动 钻具顺 利 下 钻 或 加 压 ；③ 简 化 钻 具 ， 尽 量 避 免 刚度 和外 径有 较 大差 别 的 钻 具 组合 在 一 起 ， 在 保 证 正常 施 工的前 提下 ， 选用 刚 度小 、 外径 小 的钻 具 。 （ ２ ） 优化钻 进 方 式 。 为 了保 证 在 施工 过 程 中控 制好 井 眼轨迹 ， 加 大划 眼力 度 ， 每 个单 根打 完后 划眼
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浅析冀东油田深井钻井技术
石油钻井受众多因素影响，特别是深井钻井因为钻进深度较大、地层信息不明确，往往会由于各种因素影响造成井下复杂状况增多，影响钻井速度和效益，本文结合深井钻井技术实施中存在的问题，对钻井技术措施进行了探究。
标签：深井钻井；技术难点；技术措施
冀东油田油气资源勘探开发中，应用了较多深井进行采油作业，因深井钻井储层埋深加大、地质因素不明确、部分岩层硬度较大、温度和压力变化大以及井壁易坍塌等原因，造成钻井中存在一定困难。
特别是多套层系共生、储层和盖层交错复杂以及广泛分布软泥层和盐膏层等特点，造成钻井技术实施存在较多难点。
因此，有必要结合深井钻井困难和钻井技术实施中的难点，采取有针对性的措施进行深井钻井。
1 深井钻井技术实施难点
结合冀东油田地质条件，深井钻井技术实施中需要钻穿多套年代和性质存在较大差异的地层，一口油井钻井中不同深度压力也存在较大差异，同一口油井不同深度地层钻井需要分段采取不同技术手段应对不同的地质条件和各类复杂状况，同时地层深度较大后存在压力、温度、地层应力较高等问题，加剧了井下复杂状况发生的概率，特别是多套压力系统的存在，造成漏失和井喷威胁同时存在。
就钻井技术实施而言，钻井技术装备与国际先进深井钻井存在一定差距，浅层地层的大尺寸井眼钻进和深层钻速提升存在一定困难；同一油井钻进中需要配套多层套管，深层地层小井眼钻速提升存在困难；有针对性的套损和防斜打直技术实施需求较大；深层地层钻井中地层漏失、喷涌、坍塌和缩径等问题同时存在，钻井液配制中需要同步考虑包被剂抗温、高温稳定剂等多种试剂和复配问题，同时还要考虑钻井液流变稳定性和环保问题；钻进地层较多后存在部分高陡构造，易加大钻井质量控制难度。
2 冀东油田深井钻井技术措施
2.1 井身设计优化
油井井身会对钻井效率、效益和安全性产生重要影响，要结合区块地质开发资料和邻井开发情况，以及三压力剖面和地层特点等进行井身轨迹优化设计。
一般在确保完井尺寸的情况下尽量减小井眼尺寸，确保浅地层大尺寸钻进速度，同时还要满足套管下入、优快钻井和完井质量要求。
比如在濮深某油井沙三段地层钻进中，深度3700-4000m地层承压性较低，破压当量密度仅为1.6kg/L，在井身设计时充分考虑该因素，在上层地层钻井中应用Ф244.5mm的套管对地层进行封隔，虽然增加了施工成本，但避免了下部地层钻进中上部地层的漏失、坍塌等危害，确保了优快钻井。
2.2 优选钻具组合
在钻具组合中，钻头是最重要的因素，要根据地层可钻性和岩层特性，优选适用的PDC钻头等提升钻速，选择标准时：以前期声波测井数据对地层可钻性进行评价，以自然伽马测井数据确定地层研磨性。
在适宜地层还要应用牙轮钻头降低钻井成本。
在确定好钻头基础上，要综合运用螺杆钻具+转盘复合钻进的钻井技术组合实现滑动和旋转钻进相结合，实现复合技术优快钻井。
要配套随钻测斜仪器，在井斜角超过规范数值后通过滑动钻进方式进行纠斜钻进，井斜角达标后及时转换为旋转钻进方式，通过增加钻头的旋转切削次数提升钻速，并减少钻具与套管之间的磨损。
比如在某油井钻井中，通过应用复合钻进技术提升了钻速，具体数据如表1所示。
2.3 钻井防斜技术
深井钻井中为确保中靶，关键要控制好井斜，確保井身轨迹严格按照设计的直井井身结构钻进。
为此，要结合区块地层可钻性，提前预判易井斜区块和地区，有针对性的选择防斜钻具组合，综合利用多种方式实现不同地层的防斜钻进。
一是钟摆钻具组合。
钟摆钻具原理类似于时钟钟摆，可以借助钻具自身重力等实现垂直钻进。
一般情况下，是通过柔性短节、加重钻杆、加重钻铤等对两个稳定器进行连接，通过稳定器辅助钻进，在出现倾斜时及时进行自动纠斜。
比如在建阳某油井的钻进中，个别地层存在30度以上的地层倾角，岩层硬度较大，经常碰到井斜角过大、跳钻等现象。
在钻进到1900m以下地层后，井斜角就呈现迅速下降趋势，将钻压持续加大到180kN后依然可以通过钟摆钻具将井斜角控制在2度以内，实现了钻井效率的提升。
二是偏轴接头钻具。
是在常规钻头的顶端连接一个偏轴接头，可以实现钻头与钻铤连接轴线10-30mm的偏移，在钻铤前进方向偏离设计井身轨迹的前进方向后，钻柱旋转会产生一个对井壁较大的作用力，也就是离心纠斜力。
比如在某油井钻进中，完钻深度5000m左右地层倾角大于50度，常规钻具组合很难控制井斜，而通过偏轴钻具的应用，可以将井斜角控制在4度以内。
同时，偏轴接头的应用对于提升钻井速度也有一定的优势。
3 结论
综上所述，冀东油田开发中，存在一定的深井和超深井钻井，要结合该类油井钻井工艺实施难点，有针对性的采取措施进行钻进，提升深井钻井质量和速度，更好地辅助深层油藏勘探开发。
参考文献：
[1]李梦刚.水平井井眼轨迹控制关键技术探讨[J].西部探矿工程，2009（02）.。