旋转地质导向钻探技术（随钻地质导向）

本篇文章给大家谈谈旋转地质导向钻探技术，以及随钻地质导向对应的知识点，希望对各位有所帮助，不要忘了收藏本站喔。

它可在钻井作业的同时,能实时测量地层参数和井眼轨迹,并能绘制各种测井曲线的一种钻井技术。这种随钻测井(LWD)地质导向钻井技术是国际钻井的前沿技术。其原理是,由随钻测井仪,测出油气层的渗透率或电阻率后,将信息发至地面的闭环钻井调控台,经电脑优选参数自动下达指令给井下随钻测斜监控仪,以便按照指令增斜、减斜或调控方位。还可跟踪油层电阻率、渗透率,并指导轨迹控制,能在薄层内水平钻进。这一操作原理,又称为地质导向(geological steering)。这种钻井对保护油气层,提高钻井成功率、降低作业风险,提高钻井效率和降低钻井成本均具有显著的效果。

地质导向钻井可在钻井作业的同时,能实时测量地层参数和井眼轨迹,并能绘制各种测井曲线的一种钻井技术，是国际钻井的前沿技术。其原理是，由随钻测井仪测出油气层的渗透率或电阻率后，将信息发至地面，根据储层实际地层走向调整井眼轨迹，实现最大限度地钻遇地层。这一操作原理,又称为地质导向。这种钻井对增加井眼与储层接触面积，提高钻井成功率，提高单井产量具有显著的效果。

如前所述，在渤海已开发的油田中稠油油田占80%左右。如果将这批稠油油田的采收率提高2个百分点，相当于又发现了一个亿吨级的大油田。如果采油速度提高1倍，渤海的原油产量将大幅度提高。绥中36-1油田是典型的稠油油田，经过几年的开发，单井日产量只有20～80m3,C区油层属多层系，目前产量只有20m3左右，针对绥中36-1低产区C区的特点，探索采用水平分支井和简易防砂技术，为开发渤海稠油油田，提高采收率作好技术储备。水平分支井的井位选择的两条原则：第一，原油黏度比较大的稠油区；第二，开采的油层具有一定的产油能力，具有最小的地质风险，具体表现为具有一定的地质储量，距油水边界有一定距离，储层分布稳定，油层的有效厚度较大，一般大于6m。

绥中36-1油田为储层疏松砂岩的稠油油田，油田增产措施受到一定的限制。根据油田特性，在C平台共钻5口水平分支井，每口井有1～4个分支不等，分支井段长度100～150m。

一、水平分支井工程设计

（一）地质工程设计

绥中36-1油田C平台水平分支井的目的层为东营组下段的第1油组第4小层，油层平均厚度约18m。主井眼设计双靶点，分别位于水平段起始点和终止点，分支井眼设计单靶点，位于分支井段终止点。靶点设计距离第四层顶部6m。主井眼轨迹的控制窗体：长×宽×高为井眼长度×10m×2m；分支井眼轨迹的终了点的窗口宽×高为10m×2m，并且终止点偏离主井眼的距离要大于30m，有利于提高地层流体的泄流面积。图10-8为井眼轨迹控制窗体示意图。

图10-8　井眼轨迹控制窗体示意

表10-9　水平分支井工程数据表

（二）钻井工程设计

绥中36-1-CF1、绥中36-1-C25hf、绥中36-1-C26hf的井身结构、套管程序、靶心设计及定向井工程设计详见表10-9。除此以外，还进行了钻具组合设计、钻井参数设计、水力参数设计、各井段的钻完井液工艺设计、固井工艺设计、测量方式设计、钻头使用的优化选择等。

二、井眼轨迹控制特点和工艺

（一）水平分支井井眼轨迹控制难点

1．浅层松软地层绕障防碰问题

在已钻丛式井的采油平台钻水平分支井，绕障避碰是上部井段的关键问题。

2．松软地层造斜技术

为了绕障，需要在浅部疏松地层中进行预斜钻进，而大尺寸钻具组合在松软地层中造斜存在技术上的难度。

3．井壁稳定及井眼净化

φ311.2mm井眼段，井斜60°左右，裸眼段长。井壁稳定及40°～50°井斜的井眼净化问题突出。

4．侧钻与中靶

在同一油层内，钻主井眼及分支井眼，裸眼侧钻及中靶难度大。

（二）水平分支井上部井眼轨迹控制技术

1．φ660.4mm井眼轨迹控制

φ660.4mm井眼为隔水导管，钻进过程中防碰问题是本井段的关键问题。

2．φ4445mm井眼轨迹控制

本井段主要为造斜段。开始造斜钻进时存在井眼防碰的问题。地质特点为地层疏松，胶结性差，不利于造斜钻进。钻进过程中采用的主要技术措施如下。

a．使用导向钻具配合牙轮钻头，马达弯角为1.5°。在MWD受磁干扰的情况下辅助以单点陀螺定向钻进，避免了井眼发生碰撞，同时保证井眼轨迹沿设计方向钻进。

b．为保证浅部松软地层造斜成功，钻进时采用小钻压0～3t、小排量3000～3500L/m、60～80rpm的参数加以控制。每柱滑动两个单根，旋转钻进一个单根，滑动钻进占整个钻进的70%～80%，平均狗腿度为3°/30m，保证井眼轨迹平滑。

c．本井段使用海水搬土浆钻进，钻进过程中视井下情况替入高黏钻井液携砂。

3．φ311.2mm井眼轨迹控制

本井段是水平分支井最关键的井段，也是面临的困难最严峻的井段。主要采取如下措施进行井眼轨迹控制。

a．本井段使用常规导向钻具＋随钻测量工具控制井眼轨迹，马达弯角1.15°，采用滑动和旋转两种钻进方式交替控制井眼轨迹，稳斜井段主要以旋转钻进为主，造斜井段以滑动为主。每钻进一个立柱，划眼清除井壁的岩屑床，必要的话，采用短起下清除岩屑床。

b．由于该稳斜段长，钻进时间长，为了防止套管磨损，下套管顺利，严格控制造斜段的狗腿严重度小于5°/30m，稳斜段的狗腿严重度在1°/30m左右。

c．本井段使用抑制性较强的JLX/KCL/PLUS钻井液体系钻进，增强抑制性、润滑性，提高井眼净化能力。

d．要求进入油层切入点的角度不低于86°。

e．根据随钻测量工具距钻头的距离，判断最终井段进入主井眼控制窗体（图10-9）的第一靶心处的井斜要求不低于90°。

（三）井眼轨迹控制常用的导向钻井系统

1.AutoTrak旋转导向钻井系统

AutoTrak旋转导向钻井系统的井下工具包括定向控制系统、电子传感器和地质导向工具。定向控制系统主要是利用1个非旋转滑套来对井斜和方位进行控制。滑套包括3个水力控制的稳定块及控制元件。系统能够对3个稳定块施加不同的液压，最后产生的合力矢量将使钻头沿着设计的井眼钻进。这种合力矢量能够自动对3个工具面控制。也可以从地面钻井液脉冲调整。

其工作原理：非旋转可调扶正器滑套，此非旋转滑套并非不旋转，根据现场经验，非旋转滑套以2转/分的速度正转，旋转速度主要取决于地层特性及机械钻速。通过液压可推动活塞分别对3个稳定块施加不同的压力，其合力就使钻具沿某一方向偏移，从而使钻头产生侧向力，见图10-9。

图10-9　AutoTrak工作原理

图10-10　PowerDrive工作原理

2.PoWerDnive旋转导向钻井系统

PowerDrive由控制单元和偏斜单元组成，在旋转状态下，偏斜单元的相位相差120°的3个导向块中的某一块每次通过某一特定的径向方位时，控制单元内的液压信号使同步导向块伸出与井壁接触，对钻头产生一侧向力，从而达到控制井斜角和方位角的目的，见图10-10。

PowerDrive有49个控制点和81个控制点两种控制模式，每个控制点有两种控制因素，即工具面和狗腿强度百分数。各个控制点通过调节泵的排量来调节，每个控制点调节控制的时间各不相同，但是信号传输的时间均为70s。现场根据实测结果，推测井眼轨迹的走势，适时调整Power-Drive的设定模式，保证井眼轨迹按设计趋势钻进。

图10-11　信息传输环路示意图

3．旋转导向钻井系统的控制回路

自动旋转导向系统能够在连续旋转的过程中进行精确的定向控制，实现方位和井斜的调整，而且可以实现边钻进边测井的功能，大大提高机械钻速，减小扭矩和摩阻，提高钻井作业效率。自动旋转系统有两个信息传输环路，一个是井下工具和地面之间的控制环路，一个是井下工具内部的自动控制环路，见图10-11。

（四）φ215.9mm水平主井眼及分支井眼轨迹控制技术

1．工程概况简介

φ215.9mm井眼的主井眼及分支井眼在同一油层内，主要钻穿目的层，该井段的井眼轨迹控制技术是水平分支井的核心内容。主井眼及分支井眼使用旋转地质导向钻具完成井眼轨迹的控制。钻具组合如下。

旋转地质导向钻具组合：φ311.2mmPDC钻头＋φ234.95mmAutoTrak或 PowerDrive＋φ298.5mm上扶正器＋φ200mm非磁钻铤×1根＋φ203.2mmMWD＋φ203.2mmLWD＋φ203.2mm非磁钻铤×2根＋φ165.1mm震击器＋φ139.7mm加重钻杆×14根。

水平分支井的水平主井眼及分支井眼的控制技术基本相同，只是分支数目不同而已。因此，这里仅以SZ36-1-CF1井为例进行阐述。

本井设计主井眼和4个分支井眼，目的层为东营组第1油组第4小层，第4小层油层顶部深度为海拔－l502m，油层厚度18m。设计主井眼长400m,4个分支井眼分别为第一分支150m，第二分支100m，第三分支150m，第四分支100m。根据第4小层储层特点，考虑储层地质风险，靶点设计在第四小层顶以下6m±lm。根据地质要求，φ311.2mm井眼钻进至第四小层顶以下6m+lm，并且最终着陆井斜不小于890，因此，φ311.2mm井眼至井深1901m。0244.5mm套管下到1900m并固井以封固上部油层，然后用φ215.9mm井眼钻水平主井眼95m至1996m后，开始钻第一分支，第一个分支在主井眼的右侧。

图10-12　SZ36-1-CF1井井眼轨迹图

2．分支井眼轨迹工程控制技术

在1996m静止钻柱，通过地面系统产生的泥浆负脉冲下传指令至井下导向工具，调整井下的导向工具，以最大导向力及增井斜的方式旋转定向钻进大约10m，依靠近钻头测斜仪测量数据来判断钻头的方向及井斜角的大小。然后向右扭方位，以5°/30m的造斜率沿第一个分支设计的井眼轨迹钻进，每10m至少测斜1次，监测井眼轨迹的走向。

第一个分支钻钻进至2154m后完钻，分支长度150m，循环钻井液清洁分支井眼，短起下至套管鞋，循环替入新配制的合成基/油基钻井液。

起钻至199Ⅱm，从这里开始侧钻主井眼。在1991m至1996m造台肩。然后，下传指令使扶正器块回到回收状态，修理台肩。之后按较慢的机械钻速钻进以实现侧钻。

一旦侧钻成功，按照设计，调整导向力的大小和方向重新造斜，依据地质导向跟踪油层钻进至2046m，完成该段主井眼的钻进。

准备钻第二个分支井眼，第二个分支井眼在主井眼的左侧。

在2046m静止钻柱下传指令，调整井下旋转导向工具的导向力和导向力方向定向钻进，使用近钻头测斜仪测量。按照水平分支井的设计钻井参数，以5°/30m的造斜率沿第二个分支钻进。为保证井眼轨迹在设计的误差范围内，在分支井段钻进时每10m测斜一次，或者加密测斜次数。第二个分支完钻后，循环钻井液清洁分支井眼，短起下至套管鞋，循环替入新配制的合成基/油基钻井液。

第三个分支及第四个分支井眼均按照以上原则钻进。井眼轨迹见图10-12。

三、水平分支井的钻完井液工艺技术

（一）水平分支井对钻完井液的特殊要求

水平分支井的主要目的是降低储层污染，增加油气产量，提高采收率。水平主井眼及分支井眼均在油层中钻进，要求钻完井液既要完成钻井任务，又要保护油层。根据水平分支井的特点，要求钻完井液至少应满足以下5点要求。

a．维持井壁稳定。井眼不稳定的话，将导致井漏、井壁剥落以及缩径，通常有力学和化学两方面作用。

b．井眼润滑性能良好。随着井斜的增大，摩擦阻力增大，受钻井设备及工具的影响，必须控制摩擦阻力，可以从钻井工艺及钻井液两方面考虑解决，要求钻完井液具有良好的润滑性。

c．井眼净化良好。根据“Boycott效应”，井斜在40°～50°的井段，钻屑容易下沉，在下井壁形成岩屑床，给后续作业带来较大风险，水平分支井的技术井段的井斜均超过了40°～50°的范围，钻屑下沉必然存在，因此要求钻井液具有良好的携砂和悬浮性能。

d．控制滤液的滤失量及漏失量。大量的滤液及钻完井液进入储层，势必对储层造成污染，加大表皮系数，控制滤液及钻完井液的漏失量，不但最大限度地保护储层，而且还降低了工程作业风险。

e．最大程度地保护油气层。要求钻完井液与地层流体具有良好的配伍性。

（二）水平分支井钻完井液

1．水基钻井液

隔水导管使用海水钻进，替搬土浆携砂。

φ444.5mm表层井段使用海水搬土浆钻进，适时替高黏钻井液携砂。海水搬土浆的配制方法：在钻井液池内加70m3钻井水，按0.3～0.5kg/m3浓度加入烧碱（NaOH）和纯碱（Na2CO3），清除钙离子和镁离子，软化钻井水；再按80～90kg/m3的浓度加入搬土，水化6h后，混入50%的海水并搅拌均匀。闭路循环钻进，钻进过程中，替高黏钻井液携砂。如携带能力不足，使用提黏剂调整钻井液性能。

φ311.2mm井段使用PEM钻井液体系。提高携砂性能，增强抑制性。二开采用JLX/KCl/PLUS体系，开钻前配好胶液。使用稀搬土浆开钻，根据井眼状况决定转化泥浆体系（JLX/KCl/PLUS），基本在馆陶组底部转化，用配制的新浆维护。尽量使用大排量钻井，防止携砂不好。钻馆陶组地层时，为减少渗漏，可加入单封提高泥饼质量，减小摩阻。为确保井下干净，尽量维持YP在设计上限。改善泥饼质量，增强泥浆抑制性，改善钻井液的流变性，提高携砂能力，减少对地层的冲蚀，保证井径规则。下套管前在钻井液中加入润滑剂，增强钻井液的润滑性，全井段使用石灰石加重。

2．合成/油基钻井液

该合成基钻井液以合成有机物为连续相、盐水为分散相、有机土为悬浮固相，加入乳化剂、增黏剂和润滑剂等组成一种逆乳化悬浮分散体系，即油包水结构的钻井液体系。其性能与油基相似，但由于其不含芳香烃，毒性小，可生物降解，闪点高，凝固点低，又能溶解稠油，所以特别适合于稠油油田的钻井作业。

该油基钻井液以矿物油为连续相，海水加CaCl2为盐水相，配合使用各种添加剂组成。其优点是：①较高的油水比，并加入磺化沥青减少摩擦，提高了润滑性，降低摩擦系数；②高温高压滤失量低，造壁性强，形成的井壁泥饼具有韧性及润滑性，从而稳定了井壁，减少泥页岩的水化膨胀；③携屑和悬浮能力强，有利于改善井眼的清洁；④在平衡地层压力的情况下，尽量维持低的钻井液密度，减少了压差卡钻的几率；⑤流变性好，井眼净化能力强。

该合成基/油基钻井液与原油有良好的配伍性，油层渗透率恢复值达95%以上。在完成每个分支和主井眼作业后，起钻前均替满新配的无固相合成基泥浆，解决固相污染问题；进入油层井段后，采用屏蔽暂堵技术。

3．隐形酸螫合型完井液

本品可有效防止由于各种作业液、地层水之间不配伍导致的储层损害；各种处理剂在储层孔隙中吸附、滞留、附集导致的储层损害；射孔完井难以解除液相、处理剂对储层的损害；射孔完井难以解除孔眼之间纵向上的屏蔽暂堵环；将完井液与酸洗液相结合，解除液相、处理剂和酸溶性暂堵剂对储层的损害；对酸溶出高价金属离子进行螫合作用，防止高价金属离子二次沉淀导致的储层损害。

4．滤饼清除液

为了防止合成基/油基钻井液滤饼堵塞筛管缝隙，必须把合成基/油基钻井液滤饼最大限度地清除。构成合成基/油基钻井液滤饼的固相的成分是：酸溶性材料，有机土和沥青类降滤失剂。因此，油基钻井液滤饼清除液HCF的设计思路是：用酸解除泥饼中的酸溶性材料，并使整个滤饼松动；用溶剂型有机物来溶解沥青类降滤失剂；用高效清洗渗透剂处理滤饼；利用粘土稳定剂来防止储层粘土水化膨胀、分散运移；利用降黏助排剂解决完井液与稠油不配伍的问题。为此，研制的油基钻井液滤饼解除液是一种相对稳定的水包油乳液体系，该体系处于井下时，乳液体系稳定性破坏，无机相和有机相各自发挥其作用。

合成基/油基钻井液滤饼清洗解除液的组成：水＋酸＋清洗渗透剂＋溶剂型有机物＋粘土稳定剂＋缓蚀剂＋稀释降黏剂，密度调节可用KCl。该体系属水基乳液，与易挥发、易燃、有毒的有机溶剂相比，提高了使用的安全性，降低了完井成本。

其中，用盐酸、氢氟酸等来提供酸性，以混苯作为有机相，来溶解沥青类降滤失剂，以壬基酚聚氧乙烯醚、快渗剂T作为清洗、润湿剂，以有机胺作为缓蚀剂，用柠檬酸作为铁离子稳定剂，平平加型表面活性剂作为稀释降黏剂，低分子聚季铵盐作为粘土稳定剂。

（三）环境保护

使用的合成基/油基钻井液及钻屑不允许排放入海，防止污染海洋环境。合成/油基钻井液运回陆地储存，准备下一口井使用；而钻屑在平台回收装箱，运回陆地进行处理，成功实现了零排放。到目前为止，共钻了6口水平分支井，没有一口井由于使用油基钻井液而发生环境污染的问题。

四、水平分支井的固井工艺技术

φ508.0mm隔水导管固井采用插入法，水泥浆返至泥面，水泥浆密度1.90g/cm3，附加量200%，稠化时间93s，使用早强剂提高水泥浆的早期强度，不需候凝进行表层作业。φ339.7mm表层套管使用单级封固，水泥浆返至井口，水泥浆密度：前置浆1.58g/cm3，附加量150%，封固上部井段；后置浆1.90g/cm3，附加量100%，稠化时间127s，封固套管鞋200m。使用早强剂提高水泥浆的早期强度。

φ244.5mm技术套管使用单级双封的固井方法，一级水泥浆封固技术套管鞋及油层以上200m，二级水泥浆封固上部套管鞋上下各200m。一级水泥浆的密度1.90g/cm3，附加量40%，稠化时间238s。二级水泥浆的密度1.85g/cm3，附加量150%，套管内不附加。添加剂类型为CG712L降失水剂。使用钻杆传输测φ244.5mm技术套管的固井质量，所有水平分支井均合格。典型的水平分支井的固井封固情况见图10-13。

图10-13　SZ36-1-C26h水平分支井井身结构示意图

五、钻完井周期分析

已钻的6口水平分支井的钻井周期、完井周期及井深等数据见表10-10。6口水平分支井平均井深2337.67m，平均钻井周期15.25天，平均完井周期2.95天。

表10-10　水平分支井钻完井周期数据表

六、结束语

水平分支井钻完井技术在渤海绥中36-1稠油田试验取得了成功，大大提高了稠油采收率，为渤海开发稠油油田开辟了一条崭新的、高效的途径。为开发渤海湾稠油油田，提高采收率做好了技术储备。

旋转闭环钻井系统AutoTrak和PowerDrive在渤海地区都是初次应用。成功地进行了井眼轨迹的控制，保证中靶率100%，而且井眼轨迹平滑，为接下来的钻完井作业提供了很好的保证。

《**国土资源报》2007年1月29日3版刊登了“新型地质导向钻井系统研制成功”的消息。这套系统由3个子系统组成：新型正脉冲无线随钻测斜系统、测传马达及无线接收系统、地面信息处理与决策系统。它具有测量、传输和导向三大功能。在研制过程中连续进行了4次地质导向钻井实验和钻水平井的工业化应用，取得成功。这一成果的取得标志着我国在定向钻井技术上取得重大突破。

2.3.1.1 地质导向钻井技术

地质导向钻井技术是20世纪90年代发展起来的前沿钻井技术，其核心是用随钻定向测量数据和随钻地层评价测井数据以人机对话方式来控制井眼轨迹。与普通的定向钻井技术不同之处是，它以井下实际地质特征来确定和控制井眼轨迹，而不是按预先设计的井眼轨迹进行钻井。地质导向钻井技术能使井眼轨迹避开地层界面和地层流体界面始终位于产层内，从而可以精确地控制井下钻具命中最佳地质目标。实现地质导向钻井的几项关键技术是随钻测量、随钻测井技术，旋转导向闭环控制系统等。

随钻测量（MWD）的两项基本任务是测量井斜和钻井方位，其井下部分主要由探管、脉冲器、动力短节（或电池筒）和井底钻压短节组成，探管内包含各种传感器，如井斜、方位、温度、震动传感器等。探管内的微处理器对各种传感器传来的信号进行放大并处理，将其转换成十进制，再转换成二进制数码，并按事先设定好的编码顺序把所有数据排列好。脉冲器用来传输脉冲信号，并接受地面指令。它是实现地面与井下双向通讯并将井下资料实时传输到地面的唯一通道。井下动力部分有锂电池或涡轮发电机两种，其作用是为井下各种传感器和电子元件供电。井底钻压短节用于测定井底钻压和井底扭矩。

随钻测井系统（LWD）是当代石油钻井最新技术之一。Schlumberger公司生产的双补偿电阻率仪CDR和双补偿中子密度仪CDN两种测井系统代表了当今随钻测井系统的最高水平。CDR和CDN可以单独使用也可以两项一起与MWD联合使用。LWD的CDR系统用电磁波传送信息，整套系统安装在一特制的无磁钻铤或短节内。该系统主要包括电池筒、伽马传感器、电导率测量总成和探管。它主要测量并实时传输地层的伽马曲线和深、浅电阻率曲线。对这些曲线进行分析，可以马上判断出地层的岩性并在一定程度上判断地层流体的类型。LWD的CDN系统用来测量地层密度曲线和中子孔隙度曲线。利用这两种曲线可以进一步鉴定地层岩性，判断地层的孔隙度、地层流体的性质和地层的渗透率。

旋转导向钻井系统（Steerable Rotary Drilling System）或旋转闭环系统（Rotary Closed Loop System，RCLS）。常规定向钻井技术使用导向弯外壳马达控制钻井方向施工定向井。钻进时，导向马达以“滑行”和“旋转”两种模式运转。滑行模式用来改变井的方位和井斜，旋转模式用来沿固定方向钻进。其缺点是用滑行模式钻进时，机械钻速只有旋转模式钻进时的50%，不仅钻进效率低，而且钻头选择受到限制，井眼净化效果及井眼质量也差。旋转导向闭环钻井系统完全避免了上述缺点。旋转导向钻井系统的研制成功使定向井钻井轨迹的控制从借助起下钻时人工更换钻具弯接头和工具面向角来改变方位角和顶角的阶段，进入到利用电、液或泥浆脉冲信号从地面随时改变方位角和顶角的阶段。从而使定向井钻井进入了真正的导向钻井方式。在定向井钻井技术发展过程中，如果说井下钻井马达的问世和应用使定向钻井成为现实的话，那么可转向井下钻井马达的问世和应用则大大提高了井眼的控制能力和自动化水平并减少了提下钻次数。旋转导向钻井系统钻井轨迹控制机理和闭环系统如图2.5所示。

目前从事旋转导向钻井系统研制的公司有：Amoco、Camco、Baker Hughes Inteq、Cambridge Drilling Automation以及DDD Stabilizers等。这些公司的旋转导向闭环钻井系统按定向方法又可分为自动动力定向和人工定向。自动动力定向一般由确定钻具前进方向的测量仪表、动力源和调节钻具方向的执行机构组成。人工定向系统定向类似于导向马达定向方法，需要在每次连接钻杆时进行定向。两种定向系统的定向控制原理都是通过给钻头施加直接或间接侧向力使钻头倾斜来实现的（图2.6）。按具体的导向方式又可划分为推靠式和指向式两种。地质导向钻井技术使水平钻井、大位移钻井、分支井钻井得到广泛应用。大位移井钻井技术和多分支井钻井技术代表了水平钻井技术的最新成果水平。

图2.5 旋转导向闭环系统

（1）水平井钻井技术

目前，国外水平钻井技术已发展成为一项常规技术。美国的水平井技术成功率已达90%～95%。用于水平井钻进的井下动力钻具近年来取得了长足进步，大功率串联马达及加长马达、转弯灵活的铰接式马达以及用于地质导向钻井的仪表化马达相继研制成功并投入使用。为满足所有导向钻具和中曲率半径造斜钻具的要求，使用调角度的马达弯外壳取代了原来的固定弯外壳；为获得更好的定向测量，用非磁性马达取代了磁性马达。研制了耐磨损、抗冲击的新型水平井钻头。

图2.6 旋转导向钻井系统定向轨迹控制原理

（2）大位移井钻井技术

大位移井通常是指水平位移与井的垂深之比（HD/TVD）≥2的井。大位移井顶角≥86°时称为大位移水平井。HD/TVD≥3的井称为高水垂比大位移井。大位移井钻井技术是定向井、水平井、深井、超深井钻井技术的综合集成应用。现代高新钻井技术，随钻测井技术（LWD）、旋转导向钻井系统（SRD）、随钻环空压力测量（PWD）等在大位移井钻井过程中的集成应用，代表了当今世界钻井技术的一个高峰。目前世界上钻成水平位移最大的大位移井，水平位移达到10728m，斜深达11287m，该记录是BP阿莫科公司于1999年在英国Wytch Farm油田M-16井中创造的（图2.7所示）。三维多目标大位移井也有成功的例子。如挪威Gullfalks油田B29大位移井，就是将原计划用2口井开发该油田西部和北部油藏的方案改为一口井开采方案后钻成的。为了钻成这口井，制定了一套能够钻达所有目标并最大限度地减少摩阻和扭矩的钻井设计方案。根据该方案，把2630m长的水平井段钻到7500m深度，穿过6个目标区，总的方位角变化量达160°。

图2.7 M-16井井身轨迹

我国从1996年12月开始，先后在南海东部海域油田进行了大位移井开发试验，截至2005年底，已成功钻成21口大位移井，其中高水垂比大位移井5口。为开发西江24-1含油构造实施的8口大位移井，其井深均超过8600m，水平位移都超过了7300m，水垂比均大于2.6，其中西江24-3-A4井水平位移达到了8063m，创造了当时（1997年）的大位移井世界纪录。大位移井钻井涉及的关键技术有很多，国内外目前研究的热点问题包括：钻井设备的适应性和综合运用能力、大斜度（大于80°）长裸眼钻进过程中井眼稳定和水平段延伸极限的理论分析与计算、大位移井钻井钻具摩擦阻力/扭矩的计算和减阻、成井过程中套管下入难度大及套管磨损严重等。此外大位移井钻井过程中的测量和定向控制、最优的井身剖面（结构）设计、钻柱设计、钻井液性能选择及井眼净化、泥浆固控、定向钻井优化、测量、钻柱振动等问题也处在不断探索研究之中。

（3）分支井钻井技术

多分支井钻井技术产生于20世纪70年代，并于90年代随着中、小曲率半径水平定向井钻进技术的发展逐渐成熟起来。多分支井钻井是水平井技术的集成发展。多分支井是指在一个主井眼（直井、定向井、水平井）中钻出若干进入油（气）藏的分支井眼。其主要优点是能够进一步扩大井眼同油气层的接触面积、减小各向异性的影响、降低水锥水串、降低钻井成本，而且可以分层开采。目前，全世界已钻成上千口分支井，最多的有10个分支。多分支井可以从一个井眼中获得最大的总水平位移，在相同或不同方向上钻穿不同深度的多层油气层。多分支井井眼较短，大部分是尾管和裸眼完井，而且一般为砂岩油藏。

多分支井最早是从简单的套管段铣开窗侧钻、裸眼完井开始的。因其存在无法重入各个分支井和无法解决井壁坍塌等问题，后经不断研究探索，1993年以来预开窗侧钻分支井、固井回接至主井筒套管技术得到推广应用。该技术具有主井筒与分支井筒间的机械连接性、水力完整性和选择重入性，能够满足钻井、固井、测井、试油、注水、油层改造、修井和分层开采的要求。目前，国外常用的多分支系统主要有：非重入多分支系统（NAMLS），双管柱多分支系统（DSMLS），分支重入系统（LRS），分支回接系统（LTBS）。目前国外主要采用4种方式钻多分支井：①开窗侧钻；②预设窗口；③裸眼侧钻；④井下分支系统（Down Hole Splitter System）。

2.3.1.2 连续管钻井（CTD）技术

连续管钻井技术又叫柔性钻杆钻井技术。开始于20世纪60年代，最早研制和试用这一技术钻井的有法国、美国和匈牙利。早期法国连续管钻进技术最先进，1966年投入工业性试验，70年代就研制出各种连续管钻机，重点用于海洋钻进。当时法国制造的连续管单根长度达到550m。美国、匈牙利制造的连续管和法国的类型基本相同，单根长度只有20～30m。

早期研制的连续管有两种形式。一种是供孔底电钻使用，由4层组成，最内层为橡胶或橡胶金属软管的心管，孔底电机动力线就埋设在心管内；心管外是用2层钢丝和橡胶贴合而成的防爆层；再外层是钢丝骨架层，用于承受拉力和扭矩；最外层是防护胶层，其作用是防水并保护钢丝。另一种是供孔底涡轮钻具使用的，因不需要埋设动力电缆，其结构要比第一种简单得多。第四届国际石油会议之后，美国等西方国家把注意力集中在发展小井眼井上，限制了无杆电钻的发展。连续管钻井技术的研究也放慢了脚步。我国于20世纪70年代曾开展无杆电钻和连续管钻井技术的研究。勘探所与青岛橡胶六厂合作研制的多种规格的柔性钻杆，经过单项性能试验后，于1975年初步用于涡轮钻。1978年12月成功用于海上柔性钻杆孔底电钻，并建造了我国第一台柔杆钻机钻探船。1979～1984年勘探所联合清华大学电力工程系、青岛橡胶六厂研究所和北京地质局修配厂共同研制了DRD-65型柔管钻机和柔性钻杆。DRD-65型柔管钻机主要有柔性钻杆、Φ146mm潜孔电钻、钻塔、柔杆绞车及波浪补偿器、泥浆泵、电控系统和液控系统等部分组成。研制的柔性钻杆主要由橡胶、橡胶布层、钢丝绳及动力线组成。拉力由柔杆中的钢丝骨架层承担，钢丝绳为0.7mm×7股，直径2.1mm，每根拉力不小于4350N，总数为134根，计算拉力为500kN，试验拉力为360kN。钻进过程中，柔性钻杆起的作用为：起下钻具、承受反扭矩、引导冲洗液进入孔底、通过设于柔性钻杆壁内的电缆向孔底电钻输送电力驱动潜孔电钻运转、向地表传送井底钻井参数等。

柔性钻杆性能参数为：内径32mm；抗扭矩不小于1030N·m；外径85～90mm；单位质量13kg/m；抗内压（工作压力）40kg/cm2，曲率半径不大于0.75m，抗外压不小于10kg/cm2；弯曲度：两弯曲形成的夹角不大于120°；额定拉力1000kN；柔杆内埋设动力导线3组，每组15mm2，信号线二根；柔杆单根长度为40、80m两种规格。

Φ146mm型柔杆钻机由Φ127mm电动机、减速器、液压平衡器和减震器组成。动力是潜孔电钻，它直接带动钻头潜入孔底钻井。Φ146mm孔底电钻是外通水式，通水间隙宽5mm，通水横断面积为2055mm2。

与常规钻井技术相比，连续管钻井应用于石油钻探具有以下优点：欠平衡钻井时比常规钻井更安全；因省去了提下钻作业程序，可大大节省钻井辅助时间，缩短作业周期；连续管钻井技术为孔底动力电钻的发展及孔底钻进参数的测量提供了方便条件；在制作连续管时，电缆及测井信号线就事先埋设在连续管壁内，因此也可以说连续管本身就是以钢丝为骨架的电缆，通过它可以很方便地向孔底动力电钻输送电力，也可以很方便地实现地面与孔底的信息传递；因不需拧卸钻杆，因此在钻进及提下钻过程中可以始终保持冲洗液循环，对保持井壁稳定、减少孔内事故意义重大；海上钻探时，可以补偿海浪对钻井船的漂移影响；避免了回转钻杆柱的功率损失，可以提高能量利用率，深孔钻进时效果更明显。正是由于连续管钻井技术有上述优点，加之油田勘探需要以及相关基础工业技术的发展为连续管技术提供了进一步发展的条件，在经过了一段时间的沉寂之后，20世纪80年代末90年代初，连续管钻井技术又呈现出飞速发展之势。其油田勘探工作量年增长量达到20%。连续管钻井技术研究应用进展情况简述如下。

1）数据和动力传输热塑复合连续管研制成功。这种连续管是由壳牌国际勘探公司与航空开发公司于1999年在热塑复合连续管基础上开始研制的。它由热塑衬管和缠绕在外面的碳或玻璃热塑复合层组成。中层含有3根铜质导线、导线被玻璃复合层隔开。碳复合层的作用是提供强度、刚度和电屏蔽。玻璃复合层的作用是保证强度和电隔离。最外层是保护层。这种连续管可载荷1.5kV电压，输出功率20kW，传输距离可达7km，耐温150℃。每根连续管之间用一种特制接头进行连接。接头由一个钢制的内金属部件和管子端部的金属环组成。这种连续管主要用于潜孔电钻钻井。新研制的数据和动力传输连续管改变了过去用潜孔电钻钻井时，电缆在连续管内孔输送电力影响冲洗液循环的缺点。

2）井下钻具和钻具组合取得新进展。XL技术公司研制成功一种连续管钻井的电动井下钻具组合。该钻具组合主要由电动马达、压力传感器、温度传感器和震动传感器组成。适用于3.75in井眼的电动井下马达已交付使用。下一步设想是把这种新型电动马达用于一种新的闭环钻井系统。这种电动井下钻具组合具有许多优点：不用钻井液作为动力介质，对钻井液性能没有特殊要求，因而是欠平衡钻井和海上钻井的理想工具；可在高温下作业，振动小，马达寿命长；闭环钻井时借助连续管内设电缆可把测量数据实时传送到井口操纵台，便于对井底电动马达进行灵活控制，因而可使钻井效率达到最佳；Sperry sun钻井服务公司研制了一种连续管钻井用的新的导向钻具组合。这种钻具组合由专门设计的下部阳螺纹泥浆马达和长保径的PDC钻头组成。长保径钻头起一个近钻头稳定器的作用，可以大幅度降低振动，提高井眼质量和机械钻速。泥浆马达有一个特制的轴承组和轴，与长保径钻头匹配时能降低马达的弯曲角而不影响定向性能。在大尺寸井眼（＞6in）中进行的现场试验证明，导向钻具组合具有机械钻速高、井眼质量好、井下振动小、钻头寿命长、设备可靠性较高等优点。另外还研制成功了一种连续软管欠平衡钻井用的绳索式井底钻具组合。该钻具组合外径为in上部与外径2in或in的连续管配用，下部接钻铤和in钻头。该钻具组合由电缆式遥控器、稳定的MWD仪器、有效的电子定向器及其他参数测量和传输器件组成。电缆通过连续管内孔下入孔底，能实时监测并处理工具面向角、钻井顶角、方位角、自然伽马、温度、径向振动频率、套管接箍定位、程序状态指令、管内与环空压差等参数。钻具的电子方位器能在钻井时在导向泥浆马达连续旋转的情况下测量并提供井斜和方位两种参数。

其他方面的新进展包括：连续管钻井技术成功用于超高压层侧钻；增加连续管钻井位移的新工具研制成功；连续管钻井与欠平衡钻井技术结合打水平井取得好效果；适于连续管钻井的混合钻机研制成功；连续管钻井理论取得新突破。

2.3.1.3 石油勘探小井眼钻井技术

石油部门通常把70%的井段直径小于177.8mm的井称为小井眼井。由于小井眼比传统的石油钻井所需钻井设备小且少、钻探耗材少、井场占地面积小，从而可以节约大量勘探开发成本，实践证明可节约成本30%左右，一些边远地区探井可节约50%～75%。因此小井眼井应用领域和应用面越来越大。目前小井眼井主要用于：①以获取地质资料为主要目的的环境比较恶劣的新探区或边际探区探井；②600～1000m浅油气藏开发；③低压、低渗、低产油气藏开发；④老油气田挖潜改造等。

2.3.1.4 套管钻井技术

套管钻井就是以套管柱取代钻杆柱实施钻井作业的钻井技术。不言而喻套管钻井的实质是不提钻换钻头及钻具的钻进技术。套管钻井思想的由来是受早期（18世纪中期钢丝绳冲击钻进方法用于石油勘探，19世纪末期转盘回转钻井方法开始出现并用于石油钻井）钢丝绳冲击钻进（顿钻时代）提下钻速度快，转盘回转钻进井眼清洁且钻进速度快的启发而产生的。1950年在这一思想的启发下，人们开始在陆上钻石油井时，用套管带钻头钻穿油层到设计孔深，然后将管子固定在井中成井，钻头也不回收。后来，Sperry-sun钻井服务公司和Tesco公司根据这一钻井原理各自开发出套管钻井技术并制定了各自的套管钻井技术发展战略。2000年，Tesco公司将4.5～13.375in的套管钻井技术推向市场，为世界各地的油田勘探服务。真正意义的套管钻井技术从投放市场至今还不到10年时间。

套管钻井技术的特点和优势可归纳如下。

1）钻进过程中不用起下钻，只利用绞车系统起下钻头和孔内钻具组合，因而可节省钻井时间和钻井费用。钻进完成后即等于下套管作业完成，可节省完井时间和完井费用。

2）可减少常规钻井工艺存在的诸如井壁坍塌、井壁冲刷、井壁键槽和台阶等事故隐患。

3）钻进全过程及起下井底钻具时都能保持泥浆连续循环，有利于防止钻屑聚集，减少井涌发生。套管与井壁之间环状间隙小，可改善水力参数，提高泥浆上返速度，改善井眼清洗效果。

套管钻井分为3种类型：普通套管钻井技术、阶段套管或尾管钻井技术和全程套管钻井技术。普通套管钻井是指在对钻机和钻具做少许改造的基础上，用套管作为钻柱接上方钻杆和钻头进行钻井。这种方式主要用于钻小井眼井。尾管钻井技术是指在钻井过程中，当钻入破碎带或涌水层段而无法正常钻进时，在钻柱下端连接一段套管和一种特制工具，打完这一段起出钻头把套管留在井内并固井的钻井技术。其目的是为了封隔破碎带和水层，保证孔内安全并维持正常钻进。通常所说的套管钻井技术是指全程套管钻井技术。全程套管钻井技术使用特制的套管钻机、钻具和钻头，利用套管作为水利通道，采用绳索式钻井马达作业的一种钻井工艺。目前，研究和开发这种钻井技术的主要是加拿大的Tesco公司，并在海上进行过钻井，达到了降低成本的目的。但是这种钻井技术目前仍处于研究完善阶段，还存在许多问题有待研究解决。这些问题主要包括：①不能进行常规的电缆测井；②钻头泥包问题严重，至今没有可靠的解决办法；③加压钻进时，底部套管会产生横向振动，致使套管和套管接头损坏，目前还没有找到解决消除或减轻套管横向振动的可靠方法；④由于套管钻进不使用钻铤，加压困难，所以机械钻速低于常规钻杆钻井；部分抵消了套管钻进提下钻节省的时间；⑤套管钻井主要用于钻进破碎带和涌水地层，其应用范围还不大。

我国中石油系统的研究机构也在探索研究套管钻井技术，但至今还没有见到公开报道的成果。目前，套管钻井技术的研究内容，除了研制专用套管钻机和钻具外，重点针对上述问题开展。一是进行钻头的研究以解决钻头泥包问题；二是研究防止套管横向振动的措施；三是研究提高套管钻井机械钻速的有效办法；四是研究套管钻井固井办法。

套管钻井应用实例：2001年，美国谢夫隆生产公司利用加拿大Tesco公司的套管钻井技术在墨西哥湾打了2口定向井（A-12和A-13井）。两井成井深度分别为3222×30.48cm和3728×30.48cm。为了进行对比分析，又用常规方法打了一口A-14井，结果显示，同样深度A-14井用时75.5h，A-13井用时59.5h。表层井段钻速比较，A-12 井的平均机械钻速为141ft/h，A-13井为187ft/h，A-14井为159ft/h。这说明套管钻井的机械钻速与常规方法机械钻速基本相同。但钻遇硬地层后套管钻井，钻压增加到6.75t，致使扩眼器切削齿损坏，钻速降低很多。BP公司用套管钻井技术在怀俄明州钻了5口井。井深为8200～9500ft，且都是从井口钻到油层井段。钻进过程中遇到了钻头泥包和套管振动问题。

此外，膨胀套管技术也是近年来发展起来的一种新技术，主要用于钻井过程中隔离漏失、涌水、遇水膨胀缩经、破碎掉块易坍塌等地层以及石油开采时油管的修复。勘探所与**地质大学合作已立项开展这方面的研究工作。

2.3.1.5 石油钻机的新发展

国外20世纪60年代末研制成功了AC-SCR-DC电驱动钻机，并首先应用于海洋钻井。由于电驱动钻机在传动、控制、安装、运移等方面明显优于机械传动钻机，因而获得很快的发展，目前已经普遍应用于各型钻机。90年代以来，由于电子器件的迅速发展，直流电驱动钻机可控硅整流系统由模拟控制发展为全数字控制，进一步提高了工作可靠性。同时随着交流变频技术的发展，交流变频首先于90年代初成功应用于顶部驱动装置，90年代中期开始应用于深井石油钻机。目前，交流变频电驱动已被公认为电驱动钻机的发展方向。

国内开展电驱动钻机的研究起步较晚。兰州石油化工机器厂于20世纪80年代先后研制并生产了ZJ60D型和ZJ45D型直流电驱动钻机，1995年成功研制了ZJ60DS型沙漠钻机，经应用均获得较好的评价。90年代末期以来，我国石油系统加大钻机的更新改造力度，电驱动钻机取得了较快发展，宝鸡石油机械厂和兰州石油化工机器厂等先后研制成功ZJ20D、ZJ50D、ZJ70D型直流电驱动钻机和ZJ20DB、ZJ40DB型交流变频电驱动钻机，四川油田也研制出了ZJ40DB交流变频电驱动钻机，明显提高了我国钻机的设计和制造水平。进入21世纪，辽河油田勘探装备工程公司自主研制成功了钻深能力为7000m的ZJ70D型直流电驱动钻机。该钻机具有自动送钻系统，代表了目前我国直流电驱动石油钻机的最高水平，整体配置是目前国内同类型钻机中最好的。2007年5月已出口阿塞拜疆，另两部4000m钻机则出口运往巴基斯坦和美国。由宝鸡石油机械有限责任公司于2003年研制成功并投放市场的ZJ70/4500DB型7000m交流变频电驱动钻机，是集机、电、数字为一体的现代化钻机，采用了交流变频单齿轮绞车和主轴自动送钻技术和“一对一”控制的AC-DC-AC全数字变频技术。该型钻机代表了我国石油钻机的最新水平。凭借其优良的性能价格比，2003年投放市场至今，订货已达83台套。其中美国、阿曼、委内瑞拉等国石油勘探公司订货达42台套。在国内则占领了近2～3年来同级别电驱动钻机50%的市场份额。ZJ70/4500DB型钻机主要性能参数：名义钻井深度7000m，最大钩载4500kN，绞车额定功率1470kW，绞车和转盘挡数I+IR交流变频驱动、无级调速，泥浆泵型号及台数F-1600三台，井架型式及有效高度K型45.5m，底座型式及台面高度：双升式/旋升式10.5m，动力传动方式AC-DC-AC全数字变频。

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