井斜及其控制

井斜及其控制
目录
前言 ............................................................................................................. 1
第一节 井斜的原因 .................................................................................. 5
第二节 钟摆钻具控制井斜技术 ............................................................ 16
第三节 刚性满眼法控制井斜的技术 .................................................... 25
井斜及其控制

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前言
在钻井工作中不但要求速度快，而且要求质量好。井身质量的好坏是油气井
完井质量的前提和基础，它直接关系到油、气田的勘探和开发工作。
如果井眼斜度（井斜）过大，会使井眼偏离设计井位，将打乱油气田开发
的布井方案。对于勘探工作来说，井斜大了，会使井深发生误差，使所得的地质
资料不真实。并由于井底远离设计井位，会错过油气层，造成勘探工作的失误，
这对于断块小油田显得格外重要。
井打斜了，给钻井工作本身也增加不少困
难，甚至造成严重事故。在斜井内，钻柱易靠
在井壁的一侧，旋转时发生严重摩擦，在井斜
突变井段钻柱发生弯曲，易使钻柱磨损和折
断，也可能造成井壁坍塌及键槽卡钻等事故。
一旦我们疏忽大意，井斜过大而超过要求时，
就被迫中途填井纠斜，将造成很大浪费，并会
推迟完井时间。
井斜大了，会直接影响固井质量。首先是
造成下套管困难，同时套管下入后不易居中，
这往往是造成固井窜槽、管外冒油冒气的原因
之一。
对采油工作来说，井斜过大会直接影响井
下的分层开采、注水工作的正常进行（如下封隔器困难，封隔器密封不好等），
对抽油井也常引起油管和抽油杆的磨损和折断，甚至造成严重的井下事故。
所以，井斜过大对油气田的勘探和开发都有很大危害。如何控制井斜是钻井
工作的一个重要课题。我们要控制井斜，首先必须知道井斜是由哪些因素决定的
（详见第七章定向钻井所述）。
一般说来，井斜可由井斜角，方位角，井底位移，井斜变化率等因素来衡量。
所谓井斜，即是一口井偏离了铅直线，如图6-1所示。
（1）井斜角（Ho1e deviation ang1e） 井斜角是指井眼轴线的切线与
铅直线之间的夹角，一般以“α”表示（图6-1`中的α角为A点的井斜角）。
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（2）方位角（Directiona1 ang1e of def1ection） 方位角是表示井眼
偏斜的方向，它是指井眼轴线的切线在水平面投影的方向与正北方向之间的夹
角，一般以“φ”表示。方位角是以正北方向开始，按顺时针方向计算的（图
6-1中的φ角为A点的方位角）。
一般清况下，井眼铀线每一点的井斜角和方位角都在不断地变化，一口井的
井眼轴线都是一条不规则的扭曲的空间曲线。井眼轴线上任一点的井斜角和方位
角都可通过电测得到。因此我们可以根据一口井各个测点资料，从井口到井底把
井眼轴线绘制出来（具体方法详见第七章定向钻井）。
（3）井底水平位移（Horizontal departure） 井底水平位移麦示井底在
水平面上偏离原井口的大小，它是指完钻井底与井口在水平面上投影之间的直线
距离（图6-1中的O’B距离）。
一般来说，对于浅井或中深井，为了控制井斜，常给定一个全井的最大井斜
角（如3度或5度）和全井最大水平位移（如30米或50米）来作为井身质量的
标准。但对深井或超深井来说，上述井斜标准就显得不那么合理了。钻井实践说
明，上述井斜标准主要意义在于使完井后井底位移不致过大，以满足地质开发上
的最低要求。事实上，常常引起事故或复杂情况的原因是井斜变化过大，而不是
由于井斜本身大小所致。因此在深井钻进时，应使井斜的变化尽量缓慢，钻出的
井眼应无井斜角或方位角的突然变化（这种变化现场称为“狗腿”）。因此，必须
用一个井斜变化率指标来衡量井斜变化的大小，以便控制井斜。
（4）井斜变化率（Rate of deviation change） 它是指单位长度（一般
取30米或100米）内井斜角的变化值，而单位长度内方位角变化值则称为方位
变化率。
上面谈到井斜是影响井身质量的重要因素，因此为了快速优质安全地完成钻
井任务，确保井身质量，必须对控制井斜提出适当的要求，即井斜标准。由于控
制井斜在技术上是一项异常复杂的问题，故制定井斜标准也是一件困难的工作，
需要通过实践不断总结、改进和完善。
国外主要以限制井眼曲率作为井斜标准。美国学者Lubinski l961年发表
论文[1]提出，最大允许的井眼曲率应以下述三个数值中最小的一个数值为准：（1）
钻杆不发生疲劳损坏；（2）钻铤丝扣处不发生疲劳损坏；（3）钻杆与井壁之间的
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作用力不应大于8896.6牛（2000磅）。经过数学推导，分别给出了三种情况下
确定最大允许井眼曲率的计算公式，制作了便于查用的图表。国外有的提出最大
井眼曲率一般定为1.5～3°／30米。现在对此标准又有放宽的趋势。
我国对井斜标准的规定，主要是限制井眼曲率为3°／100米。至于对井斜
角的规定，要根据各地区的具体情况而定。目前是两个标准并提（即对井斜角有
一定限制，而且又对井眼曲率有一定要求）。以胜利油田为例，除井斜角、井眼
曲率外，还提出了水平位移的限制。详见表6-1。

四川石油管理局的井斜标准如下：
防斜和控制井斜技术的理论研究很早就为钻井学术界所重视，并列为重要的
研究内容。早在50年代，以美国学者Lubinski和Woods等人为代表[1]首先研究
了光钻铤在钻压作用下的弯曲问题，探索了弯曲规律，导出了有关计算模式，在
防斜问题的理论研究方面作了开创性的工作。在此理论的基础上提出了在钻铤适
当部位加一个稳定器来防斜（即钟摆钻具），并编制了一整套实用图表来计算稳
定器的安置位置，为以后钟摆钻具防斜技术提供了理论依据。60年代是以Hoch
[14]
为代表，根据钻柱在井内受到钻压的纵向作用，弯曲后因井壁的限制而受到井壁
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的反作用力，实际上是下部钻柱看成是纵横联合载荷的梁，以此为依据提出了双
稳定器防斜钻具的理论，这是以后满眼钻具发展的基础之一，在Hoch理论指导
下，60年代广泛使用了满眼钻具，以后又出现了在钻头上又加了一个近钻头稳
定器，即至少有三个稳定器的钻具组合。在“满眼”思想指导下，又出现了“方
钻铤”、“螺旋钻铤”防斜，可以说满眼钻具的出现，使钻井的防斜问题取得了很
大的进展。1973年美国学者Walker[18]提出了用小势能法求解下部钻具的受力和
变形，Amoco公司Millheim，和Warren[19]首先用有限元法求解钻柱下部结构的
受力和变形，Shell公司的Fischer和Brad1y使用差分法求解下部钻柱的受力
和变形。以上三家研究的共同特点是，所提供的模式都能解出钻头上所受的侧向
力和钻柱与井壁的切点上所受的力，计算程序都相当复杂，需要大型计算机，另
外，由于力学模型过于简化，计算结果与实际都存有一定差距。Lubinski在1983
年曾来华讲学，系统介绍了70年代以来的研究成果，修正了过去研究中的不妥
之处，并在过去研究的基础上，仍然用解微分方程的方法进一步求解多稳定器钻
具组合的受力和变形，编制了计算机程序。70年代以来，研究中的一个重要特
点是把地层造斜的因素考虑进去，并用某个数学模式来表示。Lubinski首先提
出了“地层各向异性指数”的概念，石油工业出版社80年出版的《美国钻井手
册》[20]中把地层的造斜能力分为21个等级（A、B、…T、U），并列表给出了不
同地层倾角、不同井斜角、不同钻具组合和不同地层等级下应该使用的钻压值。
我国60年代以前基本是引用外国的理论和方法。进入70年代逐步开展了对
防斜理论的研究，首先是西南石油学院唐俊才等人[24]，深入研究了Hoch的防斜
理论，指出了公式推导中的错误，并提出了修正公式。70年代未，白家祉教授
提出用纵横弯曲连续梁理论解下部钻柱的受力和变形[22]，并提出一种柔性钟摆钻
具，这在防斜技术上开辟了一条新路子。白教授在最近几年又分别用有限元法，
最小势能法求解下部钻柱的受力和变形，并将求解结果与用纵横弯曲连续理论进
行对比，得出了三个方法的结果基本上一致的结论。四川钻采工艺研究所杨勋尧
在最近几年，对钟摆钻具、满眼钻具都进行了研究[17、23]，得出了简化的公式和图
表，并在川东现场上指导钻井实践，取得了较好的防斜效果。另外，白、杨二人
对地层造斜力也进行了一定的研究。