镇北油田丛式井底部钻具组合优选与应用
９Ｏ 西部探矿工程 ２０１０年第１期
镇北油田丛式井底部钻具组合优选与应用
贾光亮 ，丁金岗 ，张孟飞。，齐昌利 ，韩 江 ，李国锋
（１．西安石油大学石油工程学院，陕西西安７１００６５；２．长庆油田公司第四采油厂，陕西靖边７１８５００￣
３．中海油湛江分公司，广东湛江５２４０５７；４．渤海钻探第一钻井公司，天津３００２８０；
５．长庆油田公司第八采油厂，陕西西安７１００１６；６．中石化华北公司工程技术研究院，河南郑州４５０００６）
摘要：随着钻井技术的发展，越来越多的“鸡肋”油气田开始投入钻采开发。在钻井的过程中，特别
是丛式井钻井，如何在地层情况复杂多变的条件下，既保证钻井井身质量，防斜防碰，控制井眼轨迹， 提高机械钻速又节约钻井成本，成为“鸡肋”地层钻井必须考虑的问题。从丛式井复合钻井技术及其
在镇北油田现场的应用现状出发，分析介绍了“四合一”不同复合钻具组合的功用及钻进工具参数优
选方法，为保证镇北油田快速、高效、准确钻进提供了技术保障。
关键词：丛式井；井眼轨迹；复合钻具组合；四合一
中图分类号：Ｐ６３４．４文献标识码：Ｂ文章编号：１Ｏ０４—５７１６（２０１Ｏ）０ｌ—Ｏ０９Ｏ一０３
镇北油田位于甘肃省庆城县和镇原县境内。该区
构造背景为陕甘宁盆地西倾斜坡褶皱带，地面海拔为
ｉ０００￣１５００ｍ，区内地形复杂，地表为１００￣２５０ｍ厚的
第四纪黄土覆盖，因长期水流冲刷、切割，沟壑纵横，高
差达１５Ｏ～２５Ｏｍ；钻井完钻层系主要为三叠系的延长组 长３段和长８段，岩性分别以河沼相，深灰色泥岩与灰
绿色粉一细砂岩互层和浅湖相，深绿色泥岩夹粉细砂岩 为主［１］。钻井过程中钻遇的洛河组在８００～１２００ｍ之
间，防斜打直难度较大，致使洛河组井斜得不到有效控
制；直罗组１３００￣１６００ｍ之间，稳定性较差，在该层位
造斜和强增斜对井壁稳定的影响很大，ＰＤＣ钻头在井 深较深时导向，反扭角不易控制，严重影响了钻进的施
工精度 引。 １常规钻具组合的局限性
常规的复合钻具钻井工艺在直井段钻进时如果两井
靠近，必须起钻下螺杆调整轨迹进行绕障作业，这样不但
浪费时间，而且风险性很大；滑动导向复合钻井技术作为
新型的钻井工艺技术，由于其调整轨迹灵活方便，为钻井 生产的进一步发展发挥了巨大的作用，但由于这种钻具
组合（三牙轮钻头＋单弯螺杆）简单，斜井段稳方位效果
不好，增斜率不易掌握，在井眼轨迹控制过程中滑动段 长，井身剖面控制难度较大，施工当中技术人员由于要频
繁地调整轨迹，劳动强度太大，再加上牙轮钻头寿命有
限，该技术已很难适应钻井提速发展的要求。
２“四合一”复合钻井技术的应用分析
丛式井钻井技术中存在的主要问题之一就是井眼
轨迹控制，准确的轨迹控制能保证直井段的井身质量， 防斜防碰，并能提高机械钻速。“四合一”钻具是在原复
合滑动导向钻具的基础上，用破碎岩石较好且寿命较长
的ＰＤＣ钻头替代了牙轮钻头，并且后缀外径较小的刚
性稳定器，用短钻铤的长度来调节与螺杆稳定器之间的
间距，从而达到了微增斜和稳斜的效果。“四合一”钻具
组合与ＰＤＣ钻头配合使用，可以在不起钻倒换钻具组
合的情况下，一次性完成直井段、定向造斜段、增斜段、
稳斜段整个井段的钻井。该种钻具组合增斜率适中，稳
方位能力较好。适合于大、中、小位移的定向井全井段 使用。
由于技术垄断，旋转导向钻井技术在国内的使用受
到了严重的限制；加上“四合一”钻井技术在现场的成功
试验和进一步推广，使之逐步成为现今国内钻井提速发
展的重要手段。
２．１“四合一”钻具组合系列及其功用特点
（１）双稳定器增斜钻具组合： ２１５．９钻头＋ ２１４ 螺旋稳定器＋ｊ２『１６５无磁钻铤１根＋ １６５钻铤１根＋
￣２１４（公母）螺旋稳定器＋ １６５钻铤１７根＋ １２７钻
杆。
（２）双稳定器稳斜钻具组合： ２１５．９钻头＋ ２１４
螺旋稳定器＋ １６５元磁钻铤１根＋ ２１４螺旋 稳定器＋ １６５钻铤１７根＋ １２７钻杆。
（３）双稳定器微增斜钻具组合： ２１５．９钻头＋
２ｌ４螺旋稳定器＋ １６５元磁钻铤１根＋短钻铤＋
ｊ２『２１４螺旋稳定器＋ｊ２『１６５钻铤１７根＋ １２７（ＤＰ）钻
杆。
（４）单弯螺杆增斜钻具组合： ２１
５．９钻头＋ ２０１０年第１期 西部探矿工程 ９１
（ ２１３螺旋稳定器） １７２单弯螺杆１根＋ １６５无磁
钻铤１根＋ １６５钻铤１７根＋ｊ２『１２７钻杆。
（５）单弯螺杆＋双稳定器微增斜钻具组合：
稳定器 单弯螺杆 短钻铤 ２２２ＰＤ（、－卜（ ２１３螺旋稳定器） １７２单弯螺杆１根＋短
钻铤＋ ２１２螺旋稳定器＋ １６５无磁钻铤１根＋
１６５钻铤ｌ７根＋ １２７钻杆。结构如图ｌ所示。
稳定器 无磁钻铤 普通钻铤
图１单弯螺杆＋双稳定器微增斜钻具组合
“四合一”中单弯螺杆、双稳定器和短钻铤的作用：
（１）单弯螺杆是钻具组合的核心工具之一，具有可
复合型和滑动可调性，安装螺杆加转盘复合钻进可提高
井底钻头转速，直井防斜防碰，调节钻压还可以获得增
斜、稳斜、降斜的效果；
（２）双稳定器是调节钻具组合特性的重要工具，目
前的钻具组合中，斜井段施工，配合不同钻压，使第一个
稳定器主要起增斜作用，第二个稳定器主要起稳方位的
作用；
（３）短钻铤与单弯螺杆在复合钻井中，共同组成了 “四合一”微增斜钻具组合的基本单元，短钻铤的长度，
必须结合螺杆长度选择，以确保增斜效果。它的核心就 是单弯螺杆与短钻铤加双稳定器组成微增斜钻具［３］。
“四合一”钻具组合实质上就是一套钻头转速较高
的双稳定器钻具组合，根据近年油田现场的使用效果分
析，在适当调整短钻铤长度和稳定器外径的情况下可以
起到稳斜稳方位或微增斜稳方位的效果，大大降低了深
井段井眼轨迹的控制难度，减少了频繁的起下钻次数， 利用ＰＤＣ钻头破碎岩石的特点，在配合螺杆钻具钻进
时机械钻速大幅度提高，定向造斜或扭方位时合理掌握 反扭角，利用一只钻头，一套钻具组合，一趟起下钻，打
完一口井的特点，大大提高了钻井速度。 ２．２“四合一”钻具组合在镇北地区的应用及优选
镇北油田在镇５３井区施工过程中，主要完钻层为
长３或者长８层位。该区块曾经完钻的１５２口井中长
３油层完成７６口，一趟钻（起下钻一次）成功３６口，一 趟钻成功率４７ ；长８油层完成７６口，一趟钻成功５
口，一趟钻成功率６．５ 。共一趟钻施工完成４１口井，
成功率为２７％。
“四合一”钻具组合的优选：“四合一”钻具的核心工
具是螺杆和ＰＤＣ钻头，选择适合不同区块地层钻进的
ＰＤＣ钻头和性能稳定的螺杆钻具是决定“四合一”钻具
能否发挥其作用，实现一趟钻的基础和前提条件。
（１）ＰＤＣ钻头的优选：根据“四合一”钻具组合在镇
北地区的现场应用情况，统计出几个厂家生产的ＰＤＣ 钻头的具体使用效果资料如表１所示。从表１看出，在
镇北区块百施特Ｍ１９５２ＳＳＲ、北京万邦Ｂ２３５Ｈ和江汉 Ｔ５４４５ Ｈ钻头在各项指标都占有一定的优势，值得推广
应用，不过北京万邦钻头使用相对较少，钻头的稳定性
还需要进一步试验证明。
表１厂家ＰＤＣ钻头在镇北地区使用后的指标评价
…一豢
（２）单弯螺杆的优选：单弯螺杆是“四合一”复合钻 井连续施工的主要工具，选择高效（长寿、大功率）单弯
螺杆，才能充分发挥复合钻井的优势。初期试用１．２５。
５×６头单弯螺杆，在轨迹调整以快为主，但是由于相对 而言镇北区块地层可钻性较差，容易使ＰＤＣ冠部磨损
加剧，并且５×６头功率的螺杆钻井效果不如７×８头螺
杆（见表２）。一般来说，螺杆功率越大钻井效果越好， 具体应依据地层可钻性优选最佳功率。镇北地区比较
使用几个厂家后得出应该以立林生产的７ＬＺ１７２×ｏ螺
杆为主。 （３）短钻铤的优选：短钻铤选择的总体思路是井斜
越大，稳斜所需要的短钻铤越短。根据“四合一”钻具在
镇北地区使用的情况来看，短钻铤的选取范围应控制在
３～６ｍ。实际施工应根据各个区块的增斜率与位移大
小、造斜点的高低、初始井斜角的大小来确定短钻铤的
长度，使该钻具组合较好的中和上部地层的增斜率和下
部地层的降斜率，尽可能少滑动钻进，多复合钻进，减少 ９２ 西部探矿工程 ２０１０年第１期
低效率的施工。表３列出了短钻铤的长度和出直罗地
层时的井斜选择。
表２镇北油田７Ｘ８头螺杆与５Ｘ６头螺杆使用情况对比
表３短钻铤的长度和出直罗地层时的井斜选择
（４）钻井参数优选：由于“四合一”钻具是带螺杆的
钻进，参数选择上根据螺杆压降情况而定。钻进时，在
软地层且没有硬夹层的地段，压降最好取螺杆允许压降
的２／３以上但不能超过额定压降。在硬地层压降取螺
杆允许压降的１／２～３／２。一般在施工中，软地层压降
取２ＭＰａ，硬地层取１．５ＭＰａ。为了保证钻头平稳和追
求最大机械钻速为原则，并考虑钻头的新度，新钻头取
下限，泵压不做特殊要求。排量必须大于３６Ｌ／ｓ。
（５）剖面设计优选：井斜的控制是完成一口井好坏 的关键因素。运用“四合一”钻具时，在通常情况下
ＰＤＣ钻头在井斜较小的时候才能充分的发挥作用，
ＰＤＣ在井斜较大的时候滑动比较困难，钻压加不到钻
头，反扭角难以掌握，造成工具面不容易到位，使得施工 难度加大或者后期出现轨迹失控的现象。因此设计井
身剖面时，应该将造斜点上提，控制好全井段的最大井
斜，尽量将最大井斜控制在１ｏ。左右，大位移井有例外。
设计的依据是：①小位移（Ａ≤２５０ｍ）：造斜点设计到
５００￣７００ｍ，初始井斜４。～５。，最大井斜８。～１ｏ。；②中
位移（４５Ｏｍ≥Ａ≥２５０ｍ）：造斜点４００￣５００ｍ，初始井斜
６。～７。，最大井斜１２。～１５。；③大位移（Ａ≥４５０ｍ）：造斜
点选择在二开后出表套角５０ｍ，初始井斜８￣￣１２。，最大
井斜１５。～２Ｏ。。
（６）过程控制技术：过程控制是“四合一”技术能否
成功应用的关键所在，控制过程中的微调是决定“四合 一”技术是否成功实现一趟钻的重要因素。
根据设计位移大小尽可能在井斜角较小（＜１５。）、
井深较浅（￣１５００ｍ）的情况下将方位调整到对准靶心，
否则井太深工具面不易到位，井斜较大时滑动容易出现
自锁现象，形成低效施工。在井斜在２０。以上，井深大
于１５００ｍ调整工具面时，必须在经验数据的基础上滑
动１～２个单根看具体效果，再确定反扭角的大小，并且
保证偏移距不得大于２０ｍ。一般在两个地层的交界处
情况比较复杂，井斜变化较明显，需要重点注意。有大 段粗砂岩的层段，地层情况比较复杂，应重点注意华池
地层底部、洛河地层底部和直罗地层底部均存在大量粗
砂岩，增斜能力很强。一般各地层上部大多有细砂岩或
泥岩，呈现稳斜或者微降斜Ｅ 。对于粒度万ｌｋ匹＇，Ｐ，－－性不好或
胶结情况不好的井段，应加强维护，防止复杂情况的发
生。
３结论
影响镇北区块四合一钻井技术发展的关键因素有
三点：首先根据区块的地质特征优选适合本区的“四合
一”钻具组合系列及钻具组合；其次，选择合适的短钻
挺，控制好井斜；最后，尽量选择在砂岩段滑动钻进，以
提高机械钻速。
（１）“四合一”钻井技术是将原滑动导向技术和双
稳定器钻井技术有机地结合在一起，并配合破岩性能极
单筒双井技术在QK17-2油田的应用
单筒双井技术在QK17-2油田的应用
一、 概况
QK17-2油田是渤海西部海域的一个中型断块油田，主体夹持在两条掉向相反的断层之间，分东西两个构造高点。采用正方形规则井网布井，设计总井数29口，其中生产井18口，注水井6口，水源井2口，预留井槽3个。为了提高丛式井平台的利用率，降低油田开发成本，经济地开发油田，该平台首次应用了单筒双井钻井技术，利用2# 槽口钻成了双井P2和P14井，见附图一。P2井设计方位318.99°，P14井设计方位247.31°。首先在30“隔水导管内用26”钻头及组合钻至一开设计深度，然后分别下入长管及短管9-5/8”套管，同时用专用送入工具下入9-5/8”LST井口系统；第三步在长管井中进行固表层作业，再在短管井中进行固表层作业；第四步，候凝后，进行二开作业。作业过程中，防碰问题尤为突出。经过精心设计、策划、组织、施工，成功地完成了单筒双井的作业，总建井周期8.67天，比设计提前13.33天。
二、 单筒双井9-5/8"LST井口系统结构及组成
单筒双井技术是采用双井井口系统，将主井眼分成两个分支的互成180°的两个分井眼，根据靶点的坐标，在二开钻进中以不同的造斜点朝各自的方向钻进，以达到从单个槽口钻两口井的目的，从而节省油田开发费用。
9-5/8" LST井口系统（见图1）由以下几部分组成：
1． 环板总成，见图2。
2． 9-5/8" L.S.T井口头总成。 3． 球阀总成。
4． 总阀总成。
5． 连接法兰。
6． 丝堵。
7． 试压孔。
三、 表层作业
1． 表层井身结构示意图见图3。
2． 组合一开26"钻具组合如下：
26 " BIT(R1, 28*3) + SUB +8"DC2 + SUB +2 6"STB + SUB +
8"DC1 + SUB + 5"HWDP18
钻进参数：钻压10~50KN，转速100转/分，排量4500升/分
3． 钻井作业程序
复合钻进技术在延长西部油田的应用
复合钻进技术在延长西部油田的应用
关键词：复合钻进 发展现状 钻具组合 现场应用 延长西部油田
一、前言
在进入21世纪后，旋转钻井仍将是油气工业最主要的钻井方法。随着油田进入开发后期，区域地质情况复杂的断块油气田和边际油气田投入开发，尤其是在注水开发区域越来越多的采用多目标定向井、小位移井，油田开发对井身质量的要求越来越高，靶区半径要求由原来30～40m到目前的20m甚至10m。为了满足油田开发的要求，按照常规的钻井方式，直井段需要吊打、纠斜，斜井段需要经常扭方位，多次起下钻改变钻具结构，不仅控制井眼轨迹的难度大，而且严重地制约了钻井速度，增加了劳动强度，延长了油层浸泡时间和钻井周期，不能实现安全、高效、快速钻井。复合钻井技术是近年来在各油田钻井作业中普遍使用的一项钻井新技术，它能够大幅度地提高机械钻速，缩短钻井周期，经济效益十分显著。
二、复合钻进技术的特点
旋转钻井又分为转盘旋转钻井、井下动力钻井及二者兼备的复合钻井等不同的旋转钻井方式。其中，“复合钻井方式”既可连续控制井眼轨迹和减少起下钻次数，同时还能提高机械钻速，是一种比较高效的可控钻井方式。该技术是集造斜作业、轨迹导向与一体的先进钻井技术，其最大特点是：
1.可以大幅度提高钻井速度；
2.可以使非作业时间即间歇时间降低； 3.可以使井眼轨迹尽可能连续、光滑，井壁稳定，具有较好的井身质量；
4.可以降低钻井成本，缩短钻井周期，大幅度提高钻井效益；
三、国内复合钻进技术现状
复合钻进技术由吐哈油田率先引进与研发，在不断实践的基础上，通过对螺杆钻具结构、性能、pdc钻头和使用优缺点的对比，不断优选钻头和钻井参数，优化钻井结构，大大提高了机械钻速，降低了钻井成本。该技术已在吐哈油田、中原油田、辽河油田、河南油田、塔里木油田的定向井施工中广泛应用。长庆油田在此基础上形成了“复合钻井技术配合pdc钻头实现定向井二开至完钻“一趟钻”的思路”，使复合钻井技术进一步升华，从而形成了二开后用一只钻头、一套钻具组合、起下一趟钻、完钻一口井的“四合一”技术的重大突破。“四合一”钻具就是pdc钻头+螺杆+接头+扶正器的钻具组合，能够把定向井直井段-造斜段-增斜段等三段作业变为“一趟钻”作业。
水平井丛式井组优快钻井技术在盐227区块的应用
水平井丛式井组优快钻井技术在盐227区块的应用
吴明波
【摘 要】胜利油田盐227区块为低孔特低渗致密砂砾岩油藏,前期采用常规直井压裂开发产量低、经济效益差.为了提高动用储量,改用集中钻井、集中压裂、集中投产的水平丛式井组方式开发,但井组第1口井-盐227——1HF井存在大井眼定向钻时慢、水平段重复划眼等问题,致使该井施工周期较长、钻井时效差、单井投资大.为此,在后续施工中,对井眼轨道、井身结构、钻头选型、钻井液等技术进行了优化,8口井平均单井钻井周期79.7 d,较盐227-1HF井缩短53.9 d,投产后日产量明显提高.
【期刊名称】《石油地质与工程》
【年(卷),期】2016(030)002
【总页数】4页(P112-115)
【关键词】盐227区块;丛式井组;井身结构;轨迹控制;钻井液技术;致密砂岩
【作 者】吴明波
【作者单位】中国石化胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院,山东东营257017
【正文语种】中 文
【中图分类】TE243.2
胜利油田盐227区块位于济阳坳陷东营凹陷北部陡坡构造带盐227砂砾岩体，主要目的层为沙四上亚段，油藏埋深3 170～3 950 m，含油面积1.5 km2，石油地质储量302×104 t。构造呈北东-南西向展布的单斜形态，地层西南低、东北高，倾角20°，最大主应力方向为近东西向。沉积类型为扇三角洲沉积，纵向上看，底部以砾岩为主，向上岩性变细，上部为夹灰色泥质砂岩和深灰色泥岩；平面上看，垂直物源方向砂砾岩体岩性变化快，厚度变化大，靠近物源方向(北部)粒度粗，远离物源方向粒度细。据岩心分析资料，目的层孔隙度最大13.4%，最小1.4%，平均6.1%；渗透率最大45.6×10-3 μm2，最小0.02×10-3 μm2，平均1.6×10-3
μm2。由于盐227区块属于低孔、特低渗砂砾岩油藏[1]，前期采用常规直井开发效果不佳(先期完钻3口井，仅1口井产量达到2 t/d)，因此，改用水平井丛式井组开发方案。
鄂尔多斯大井丛定向钻井技术的创新实践与应用
鄂尔多斯大井丛定向钻井技术的创新实践与应用
随着提质增效，高质量发展需要，鄂尔多斯乌审旗气田大井丛、大位移开发模式逐步深入推进，大井丛井组多达20口井以上，井丛拖距缩小到5米范围，最大位移超过2000米。面临大位移、大井斜（35-42°）、大扭矩、大摩阻，通过提前预分、优化剖面设计、调整钻具刚性等技术，精细防碰、轨迹控制，初步形成了该区域大井丛、大位移定向井安全、高效施工的工艺技术。
标签：提质增效；大井丛；大位移定向井；剖面优化；轨迹控制
近年来，鄂尔多斯苏里格气田为充分发挥工程技术服务的优势，进一步满足气田有效开发需求，甲乙双方深化项目合作管理，持续推动机制体制创新，通过标准改进、方案优化，一体化运行等措施，探索实现共同降本增效措施，大井丛、大位移开发成为降本增效的途径之一。
1 大井丛、大位移定向井施工特点
优势：（1） 节约区域整体步井占地，缓解土地征用困难及征用费用。（2）减少了队伍搬迁频次，利于统一协调村民阻挡，有效降低搬迁成本和协调费用。（3）为钻、固、试一体化及工厂化作业创造了条件，便于优化生产资源保障和同平台资源共亨，提高钻井液、压裂液等的重复利用。
施工瓶颈：（1）大井丛开发，多机组丛式井组模式逐渐增多，同时受施工地形条件约束，井间距逐渐缩小至5米，井眼防碰难度大。
（2）水平段长，轨迹调整多，滑动时易托压，延长完井作业周期。（3）井斜大、扭矩摩阻大，钻具易失效。
2 大井丛、大位移井组排序及钻机的布局
2.1 优化井组钻井施工排序
井组施工前要优化钻井顺序，统筹安排，围绕“防碰”这一中心，均衡防碰空间，降低施工难度，水平投影空间尽量不相交。同时优先遵循以下原则：
（1）先施工设计方位与井架推移方向相反的井，设计方位相近时先施工大位移定向井、后施工小位移定向井。（2）然后施工左右两侧井，左右两侧井较多时相互交错，避免连续施工一侧方位的井。（3）最后施工设计方位与井架推移方向相同的井，方位相近时先施工小位移定向井，后施工大位移定向井。（4）井组设计时尽量避免轨迹空间相交，相邻井造斜点相差50-100米，避免防碰。（5）对于部分施工先后有严格要求的井，在定井场大门方向时应严格考虑此因素，避免为后期施工留下设计隐患，导致两井防碰绕障困难。
定向井优快钻井技术在老168丛式井平台的应用
７４ 应用科学 科２０蔫１宰链蟊 ０年第５期 主． 定向井优快钻井技术在老１６８丛式井平台的应用 刘健 （中国石化集团胜利石油管理局钻井工程技术公司，山东东营２５７０００） 摘要在老１６８丛式井平台的施工中，通过对该区块地质特点的分析，总结出了适合该区块的定向井优快钻井技术，通过老１６８一斜３５等太 位移定向井施工，成功实现了“一趟钻，一口井”的目标，取得了显著的经济效益，展示了定向井优快钻井技术的应用发展前景。 关麓调定向井；高效钻头；动力钻具；测斜仪ＭｗＤ； 中圈分类号ＴＥ２４３ 文献标识码Ａ 文章编号１６７３—９６７１一（２０１０）０３１—００７４—０１ ＇胜利油田复合钴具组合钻井技术发展基础 １．１实现复合钻具组合优快钻井生产经营需求基础 如何提高钻井速度，如何缩短钻井周期，用最少的投入，获得最大 的收益等问题始终是钻井界面临的主要问题。胜利油田近年来钻井勘 探生产经营矛盾突出，主要表现在：１）生产成本上升。管具、钻头费 用、油料费、工资及附加费，设备折旧费、设备维修费、管理费等项目 在高油价、钢材上涨、物价上涨等因素下快速上涨，直接导致了生产成 本快速增加。２）钻井总投资呈下降趋势。３）对井身轨迹要求上升。由 于胜利油田济阳凹陷总体已进入勘探后期、开发中期，油藏风险目前已 经上升为主要风险，这就要求定向井的中靶精度不断提高，增加了施工 难度和施工周期。４）对井下安全要求上升。 １．２实现复合钻具组合优快钻井理论基础 影响定向７ｒ－Ｉ－ｈ７ｒ－Ｈ－＿眼轨迹的主要因素有：地质因素；岩石可钻性，不均 匀性及其各向异性，地应力以及地层倾角和倾向等；下部钻柱组合、钻 井参数；钻头类型及与地层的相互作用。井眼轨迹变化是上述诸因素互 相作用和平衡的结果。１）复合钻具组合在定向施工时，主要是采用滑 动钻进的方式，利用单弯弯曲对钻头切削造成偏心的原理进行井斜角和 井斜方位角的调整从而控制井身轨迹。２）复合钻具组合在复合钻进施 工时，由于近钻头单弯扶正器受单弯弯曲的影响，旋转状态下可以近似 的接近满眼状态，因此，可以用常规近钻头扶正器钻具组合的方式分析 复合钻具组合在复合钻进施工时的力学特征。 １．３实现复合钻具组合优快钻井技术基础 在使用复合钻具组合的过程中常常遇到以下问题：１）井下复杂情 况将影响复合钻具在定向井钻井中使用的效果。由于定向井具有一定的 井斜和位移，井下情况相对于直井较复杂，影响了钻井施工。２）ＰＤＣ钻头 的选型和使用，影响着复合钻具在定向井中的使用效果，ＰＤＣ钻头的不 合理使用既浪费了成本又延长了钻井周期，又会造成其先期损坏及井下 情况变差等不良后果，井底不干净和井ＶＩ落物破坏ＰＤＣ钻头的聚晶复合 片；顿钻和溜钻致使钻头寿命降低。３）在定向井钻进施工中采用复合 钻具钻进，经常会出现螺杆的先期损坏现象，原因主要有：螺杆自身质 量问题；旧螺杆和多次人井螺杆对其使用时间没有准确的统计数字；不 合理的泵压；排量、钻压和不合理的操作等，螺杆损坏主要表现在旋转 短节断裂、万向轴扭断、悬挂轴承松散、内螺旋杆脱落等。４）设备原 因也对复合钻具的使用造成影响。主要有柴油停止转动时间过长、泥浆 泵上水不好、绞车脱档、传动链条及转盘链条断脱、地面高压管汇刺 穿、冲管损坏等设备原因，容易造成井下复杂情况，间接影响了单弯 螺杆＋ＰＤＣ钻头的使用。５）人为的操作失误与不当操作，非专业岗位人 员操作，容易发生顿钻、溜钻等钻井事故，致使螺杆及ＰＤＣ￣：ｋ先期损 坏，影响复合钻具使用寿命。６）其他意外原因：杂物如凡尔胶皮等由 泥浆泵吸人钻具造成螺杆堵塞，硬性块状物落人井内蹩坏螺杆及钻头， 刺钻具造成的意外起钻等，都会影响复合钻具的正常使用。７）在中深 定向井极大唯一定向井的施工中，随着摩阻扭矩的增加，易发生粘滑震 动，造成定向调整困难，同时易发生憋泵等井下不正常现象，增加了施 工时间，降低了螺杆的使用寿命。 ２老１６８丛式井平台定向井优快钻井技术现场实践 ２．１老１６８丛式井平台基本情况 老１６８丛式井平台位于老河口油田的北部，其南与桩１０６块相邻，东 部为老１６３块，区域构造位于埕东凸起北部缓坡带上。 老ｌ６８丛式井平台现共有施３２Ｊ￣－６３，其中有２７口井是一趟钻打完各 开次，通过已完钻６３口井的实际施工情况分析对老１６８丛式井平台进行 阶段性总结。 目前老１６８丛式井平台正在施工井及已施工完的井中都是定向井， 一般采用直一增一稳三段制轨道类型，定向段造斜率为１５。／１００ｍ，相邻井 造斜点垂深错开５０ｍ。绝大部分井造斜点井深＜５００ｍ，属于浅层定向。 平台施工井钻具组合为：牙轮钻头＋动力钻具＋回压凡尔十定向接头＋ 无磁钻铤（＋无磁承压）＋加重钻杆＋钻杆。 老１６８丛式井平台所有施工井采用统一方案：全井钻进使用Ｉ－ＩＡＴＩ２７ 牙轮钻头；使用ＹＳＴ－４８Ｒ无线随钻仪器测量；在４４４．５ｍｍ井眼使用１．７ 单弯动力钻具定向，在３４６．１ｍｍ、３１１．１ｎｍａ、２４１．３ｍｍ、２１５．９ｎ聃井眼使用 １．５。单弯动力钻具定向，下套管后稳斜均采用１．２５。单弯复合钻进。 ２．２老１６８丛式井平台施工技术难点 １）造斜点浅（２００ｍ一５００ｍ），定向井眼尺寸大（４４４．５ｍｍ、 ３４６．１ｍｍ、３ＩＩ．１ｍｍ、２４１．３ｍｍ），上部地层疏松，大井眼造斜存在困 难，且裸眼大斜度稳斜段较长，井眼清洗清岩效果差。２）单台控制井 数多，井位密集且分布不均匀，井槽间距小，防碰难度大，钻井施工过 程中防碰难度大。优化钻井顺序，解决好防碰问题是钻井顺利完成钻探 任务的前提与关键。３）大位移井数比例高、位垂比大、井斜角大、施 工难度高、靶区半径小、井眼轨迹控制难度大。优化井身轨道是开发方 案成功实施的技术前提与技术保障。 ２．３老１ ６８丛式井平台施工井心得 老１６８丛式井平台较一般定向井相比，轨迹要求更严格，由于该井 组一般位移比较大，上提下放摩阻较大，井下安全难以保障。但通过满 足以下条件，完全可以实现一趟钻打完进尺。１）井眼轨迹的平滑，保 持泥浆性能的稳定，合理利用净化设备，充分携带岩屑、降低摩阻、减 小扭距。２）使用高效牙轮钻头配合单弯动力钻具钻进，并且使用优质 单弯动力钻具，保证使用时间。３）测量人员加强仪器维护保养，合理 规划电池使用时间，保证钻进过程中仪器信号正常。４）井队与定向施 工人员加强配合，科学制定钻井参数。５）按照井下事先预防的原则， 根据施工井下参数的分析和井下实际情况，及时消除岩屑床，净化井 眼。６）优化钻具组合，全井使用加重钻杆取代钻铤，在设计方位９０或 ２７Ｏ度时加上无磁承压钻杆，延长无磁环境，确保数据准确。 ３结论与建议 １）定向井优快钻井技术在老Ｉ６８丛式井平台已经得到初步成功，并 取得良好的效果。２）定向井优快钻井技术是一门综合技术，需耍钻井 相关各部门积极配合。３）老１６８丛式井平台实践表明：完美的井身轨迹 控制既满足了甲方的要求，同时对施工方安全快速钻完井也起到了关键 作用。４）结合区块地质、油藏特点，建立适合本区块的优快定向钻井 模式，努力实现“～趟钻，一口井”是我们的理想目标。 参考文献 ［１】钻井手册（甲方）编写组．钻井手册（甲方）第四册【Ｍ】．北京：石油工业出版 社，１９９０． ［２］孙明光．复合ＰＤ ｃ钻头成功钻穿多夹层地层ｆ Ｊ】．石油钻采工 艺，１９９９，２１（４）：２０—２３． ［３］盛明仁用井下导向技术提高定向井钻井速度［Ｊｊ．石油钻探技术，ｌｏ９７，￣５（４）． ［４］狄勤丰，岳研华，彭国荣．滑动式导向钻具组合复合钻井导向力计算及影响参 数［Ｊｊ石－’油钻探技术，２００１，２９（３）． 作者简介 刘健、男、汉族，１９７５年４月出生，山东省商河县人，２００５年毕业于中 国地质大学，专科学历，助理工程师。
老168平台海油陆采丛式井钻井技术难点与对策
总第２６期 天然气技术与经济・钻井工程 ２０１１年
面提出了更高的要求。 ４）海水钻井液钻进对油气层保护提出了更高的
要求。为了保护油气层，增加了钻井液投入及处理
难度。
ｌ－３下套管、固井及完井作业难点
１）大多数井第一次开钻定向，大井眼定向井眼
清洁及套管下入、固井作业难度大。 ２）大井斜、大位移井电测困难。井斜超过６５。
位移较大的井电测难度较大，采用水平井电测，延
长了电测作业时间。 ３）定向点靠上、大井斜、大位移井下油套管
时，井眼方向的推力小，下行困难。
２现场应对措施
２．１直并段技术措施
为了保证直井段井眼打直、不碰和不串，必须
选用合理的钻具组合，并采取防斜技术措施。
１）钻具组合：（２ｊ４４４．５ ｍｉｌｌ钻头＋ ２０３．２ ｍｍ钻
铤２柱（其中无磁１柱）＋ １７７．８ ｍｍ钻铤３柱＋
１２７ ｍｍ钻杆。 ２）采取小钻压、低排量进行吊打，确保直井段
打直。 ３）采用老浆钻进，防止串槽。
４）直井段不采取短起下作业。钻进中不划眼、
中途不循环、打完进尺循环一周起钻，以保证井眼
规则，不出现大肚子井眼现象。 ５）下表层套管要及时灌好钻井液，不留或少留
“口袋”，以防给第二次开钻施工留下隐患。
２．２定向段技术措施
１）导向钻井控制井眼轨迹技术。采用牙轮钻头 和大扭矩马达，配合国产负脉冲无线随钻仪监控、
测量数据，进行导向复合钻进，在第一次开钻、第
二次开钻钻进的同时进行定向、增斜、稳斜、降斜
和随时调整井斜、方位等连续作业，大幅度提高钻
井时效。
２）钻具组合： ３ｌ１．２ ｍｍ钻头＋ ２４４
ｍｍ１．２５。单弯动力钻具＋ ２０３．２ ｍｍ无磁钻铤１根＋
（２ｊ１７７．８钻铤１柱＋ １２７ ｍｍ钻杆。
３）定向后要坚持每次钻进都要倒换钻具，防止 出现钻具疲劳事故。 ４）定期短起下钻作业。短起下钻作业是清除大
井斜段的岩屑床最有效的手段，同时也可以对井壁
进行修复，促进井壁的稳定。
石油钻井设备与工具-王镇全 4第四节动力钻具选用
第四节 井下动力钻具的选用
一、动力钻具性能分析
1、工作特性的区别
下图分别给出了涡轮钻具和螺杆钻具的理论特性。由此可对比出二者在工作特性上的区别，从而直观认识二者在工
作原理上的差异。
从对比中可以得出，螺杆钻具有硬的机械特性，过载能力强；而涡轮钻具有软的机械特性，过载能力差，随着钻
压增大导致切削阻力矩增大时，会引起转速下降，易被“压死”而造成制动。从这方面来看，螺杆钻具用于钻井作业更
为适用。
另一方面,螺杆钻具的压降随着扭矩的变化而变化,因而可通过泵压的变化检测螺杆钻具的工作情况。而涡轮钻具
的压降不因载荷的变化而变化，对其在井底的工作状况无法在地表直接检测。
2、转速差异
涡轮钻具的转速明显高于螺杆钻具。一般涡轮钻具的空转转速多在1200rpm以上，其工作转速(即空载转速的
一半)也多在600rpm以上，而单头螺杆钻具的转速一般在 400rpm左右，多头螺杆钻具转速一般100rpm左右。
3、压降差异
对比外径相近、工况参数(排量、钻井液密度)相同的这两种钻具的压降可以发现，涡轮钻具的压降远远大于螺杆
钻具的压降。涡轮钻具的高压降特性，在钻井水力设计中必须予以充分考虑，特别是在深井钻进的情况下。
例如Φ165mm的多头螺杆钻具，其额定工作压降 ∇p一般为3MPa(空载起动压降一般小于1MPa)，而尺寸相近的涡轮钻
具，其压降一般可达 5-7MPa。
4、耐温性能差异
井下动力钻具内的橡胶部件造成了钻具承温能力的门坎值。螺杆钻具的定子衬里是耐油丁腈橡胶，过高的
工作温度会使定子橡胶脆化而造成先期破坏。一般的螺杆钻具工作温度不超过125℃。
涡轮钻具内部没有橡胶件，完全不受高温的限制。这是涡轮钻具的一大优点，也是近年来涡轮钻具又一度成为热
门产品一个重要原因。
5、直径影响的差异
涡轮钻具与螺杆钻具相比，涡轮钻具的功率和扭矩受直径的影响甚大，而直径对螺杆钻具的影响较小。
在设计产品或规划产品系列时，对涡轮钻具宜发展大直径产品(过小尺寸会使扭矩太小)；对小直径动力钻具可主要
委内瑞拉重油带丛式三维绕障井水平井钻井技术
委内瑞拉重油带丛式三维绕障井水平井钻井技术
Morichal（莫里恰）区块的水平井均采取丛式三维井开发，钻井平台紧凑，对钻井施工要求高。该区块由于地层较浅、成岩性较差、原油溶解气易析出，在钻井施工时经常出现钻具粘卡、压差卡钻、井眼垮塌、钻井液气侵等复杂情况，在以往施工中多次出现钻具和LWD设备被埋井下的情况。在本文中，我们将通过总结该区块已钻井施工经验，充分分析地层特性，综合优化钻井设计等技术措施，大幅度提高钻井时效，降低成本，对该区块水平井施工具有重要的参考意义。
本文结合该区块已钻井施工经验，充分分析地层特性，综合分析钻井设计，大幅度提高钻井时效，降低成本，对该区块水平井施工具有重要的参考意义。
标签：委內瑞拉;重油带;Morichal区块;水平井;丛式三维井;轨迹控制;
0 前言
委内瑞拉75%的石油储量都集中在其东南部的奥里诺科重油带。MORICHAL区块刚好位于此重油带的CARABOBO油区，该区块地层位于东委内瑞拉盆地南缘的北倾单斜上，油层主要为OFICINA，主要以水平井+电泵+稀释剂的油藏开采方式，以生产重油为主。早期该区块同一平台的生产井分布井眼少、产量低。后来，随着产油量增加及降低开采成本的需求，该区块逐渐开始采用同一平台多井眼布局，井眼采取三维丛式水平井的开采模式，这样同一平台的布井数量是原先的2-3倍，产油量也是翻倍增长。本文主要从该区块地质情况和设计情况出发，详细了解该区块地层的复杂多变性。并根据该区块的地层分布情况、泥浆性能维护情况、油藏保护以及甲方设计需求等诸多因素，讲述了实际的水平井钻井过程中，我们优化钻井设计和钻具组合、合理地使用钻井参数、认真分析实际钻井情况，采取得当的应对方法，最大限度地避免和处理了井下复杂工况，最终大幅度地减少了该地区的钻井周期。也为该地区安全钻井和提高钻井时效，积累了丰富的实战经验，对该区块后期的开发具有很好的指导意义。
1 平台及井眼设计概况
2010年(第22卷)总目次
２０１０年第１２期 西部探矿工程 ２１３
２０１０年（第２２卷）总目次①
２０１０年第１期
・岩土工程・
某厂房浜填土地基分析处理………………周卫安，谢石连（１）
非软土地区深大基坑支护技术的综合应用实例………………
…………………………………朱正武，王新朝，王虎（３）
某降水工程水文地质勘察及水文地质参数的确定……………
…………………………………………李朝长，黄作辉（７）
泉州湾跨海通道工程场地稳定性及地震效应评价……………
…………………………………………………黄志雄（１１）
花岗岩地区风化球及软弱下卧层地基处理方法………………
…………………………………………………俞玉忠（１５）
某净化站湿陷性黄土场地强夯试验性施工检测………………
…………………………………………李新怀，李新革（１７）
三维排水与深层土体位移监测技术在滑坡治理中的运用……
………………………………朱正武，王虎，张鹏（２１）
南水北调中线一期工程总干渠Ⅳ段工程地质问题及对策……
………………………………张军杰，张青锁，刘占时（２４）
北方干旱地区膨胀地基土的岩土工程评价……………………
…………………………………………赵海飞，薛维俊（２７）
大上海城步行街基坑支护降水工程相关问题探讨……………
…………………………………………杨保山，张小平（２９）
・石油与钻掘工程・
测井资料在低渗储层压裂中的应用……岳喜洲，孙建孟（３２）
弯壳体导向钻具造斜能力影响因素分析………………………
………………………………闫铁，王辉，毕雪亮（３５）
树脂包衣砂在中原油田压裂施工中的应用……………………
………………………张永成，刘易非，张小军，汪奇（４Ｏ）
高效磺化酚醛树脂的研制及性能评价…………………………
………………………李尧，黄进军，李春霞，邓天安（４３）
钻孔封闭过程中注浆距离的合理确定……………付赫然（４５）
牛庄六户洼陷带东坡钻井液技术研究与应用……张立君（４７）
钻井现场技术规定
第一部分 钻进阶段技术管理规定
一、 钻表层
1.表层井深应根据设计和到井套管的数量来确定。表层井深应等于到井表层套管的总长度＋表层套管联入＋1～2米的口袋。表层联入应根据设计要求和完井井口要求来确定。
2.钻表层前，钻井队技术员应落实好钻头、接头、井口工具、固表层工具、固井水、到井表套和钻具，校正好指重表，向班组明确表层钻深和最后一根单根号及方入，明确钻表层的参数，开好单井施工技术措施交底会，排好单井施工运行，把单井施工技术措施和运行图张贴上墙。
3.表层开眼时，应先用方钻杆接上钻头，前3根钻铤采用 5～10KN的钻压、65rpm 的转速、30L/S 的排量的参数钻进，以确保表层井眼开正，30米以下采用低钻压、120rpm 的转速、50-60L/S 的排量的参数钻进。
4.钻表层应按设计要求接够钻铤，随着井下钻铤单根数量的增加，钻表层钻压可由10KN逐步增加至50KN，但最大钻压不得超过50KN，以确保表层井眼吊直。
5.钻表层必须采用钻井液开钻。在含砾的表层中钻进时，钻井液必须有较高的粘度和切力。
6.钻表层过程中，每接 3根钻杆或 1根钻铤要校对一次指重表，以确保指重表反映的钻压真实可靠。
7.钻表层要选择好钻头水眼，以起钻泵压达到8～10MPa为宜。
8.钻到预定井深，至少要循环2周，然后短起下钻至钻铤，下钻到底仍要循环2周以上，起钻前井筒内要替入粘度60秒左右稠泥浆，起钻要灌好泥浆，防止井口垮塌；超过600米深的表层，要起钻用单扶正器钻具组合通井。
9．如果表层内就开始造斜，起钻前封闭泥浆内要混入润滑剂。
二、全面钻进
(一)钻头选择与喷咀组合
1.凡是二开上直段井，二开第一只钻头应尽量4刀翼大切削齿PDC钻头。
2.在不含砾石、玄武岩、花岗岩、黄铁矿等硬质岩性的中深地层中应选用机械钻速高的PDC钻头钻进。
3.定向、扭方位、导向钻进时，应选用能适合井下马达高转速的钻头，如：
(1)在井深小于1000米的上部地层中定向时，应选用P2或HAT127牙轮钻头；