胜利油田的水平井钻井技术

第一篇：胜利油田的水平井钻井技术

胜利油田的水平井钻井技术

1、“八五”期间水平井钻井技术取得了突破性的进展

胜利油田水平井钻井技术始于1990年。1990年9月23日胜利油田第一口水平井埕科1井正式开钻，从而拉开了“八五”水平井钻井技术攻关的序幕。1992年即提前三年全面完成了国家科研计划任务，形成了较为完善的一整套胜利油田长、中半径水平井钻井技术，同时为我国水平井钻井技术的发展提供了大量成功的经验。经过5年的攻关和推广应用，至1995年6月项目通过国家鉴定时，胜利石油管理局已在六个油区、五种不同类型的油气藏中完成水平井30口，其中包括国内仅有的4口水平探井、稠油砾石油藏长裸眼水平井、“一井双探”水平井、普通水平开发井等各种类型的水平井，累计进尺5429.06米，累计水平段长10429.15米。所钻探井发现油层673.9米，投产的开发井稳定产量为同区邻井的3  5倍，累积产油32.2万吨，经济效益十分显著。在科研阶段即已实现了产出大于投入的良性循环。为此《胜利油田水平井钻井技术研究》被列入国家“八五”攻关重大科技成果，受到国家计委、国家科委和财政部的联合表彰。

2、水平井钻井及配套技术

(1)水平井钻井工程设计技术

建立了一整套符合胜利油田不同地区、不同类别水平井的工程设计方法和工作网络，并通过钻井实践不断完善，逐步实现了设计工作的规范化、标准化。其主要内容包括：

A．井身轨迹和井身结构设计。具体作法是：在满足油藏特性和地质条件的前提下，根据工具造斜能力，提高造斜井段造斜率，大幅度缩短靶前位移和造斜井段长度，改善井眼摩阻、扭矩及清洗效果，简化套管程序。依据这一原则，建立了二维、三维、多段增斜轨道的设计方法。目前，胜利油田中半径水平井增斜段的轨迹设计已全部由传统的增—稳—增剖面改为三增剖面设计，井身结构简化为最多一层技术套管，乐安油田和其它地质情况相近区域的水平井一般都采取了与普通直井一样的长裸眼井身结构，从而大大降低了钻井周期和钻井综合成本。由于井身结构的简化和工艺水平的不断提高，乐安油田水平井的平均建井周期由初期的58天，降到了目前的22天，其中草南-平28井钻井周期仅用了8天16小时。

B.钻具组合及钻井参数的设计。根据井身轨迹控制技术和井下专用工具研究取得的最新成果，规范了增斜井段和水平段钻具组合选择的方法，以最大限度减少更换钻具组合的次数、求得最佳钻井参数和水力参数为原则进行设计。目前胜利油田的水平井在增斜段基本采用弯壳体动力钻具和转盘钻钻具相结合的钻具组合，在水平段采取转盘钻具组合（辅以DTU 1

或小度数单弯钻具），由于转盘钻在钻井施工中所占比重的增加，井下情况的到了极大的改善，在中半径水平井中基本消除了岩屑床的影响。

(2)水平井井眼轨迹控制技术

通过开展水平井下部钻具组合系统的力学分析、水平井钻头与地层相互作用的研究、水平井井眼轨迹控制工艺技术研究，结合水平井钻井专用工具、仪器研制的成果，形成了一整套水平井井眼轨迹控制技术，实现了对水平井下部钻具的优选、井眼轨迹预测和监控，从而保证了井眼轨迹控制的精确性。

应用此项技术成功地完成了目的层垂深不确定性比较突出的4口水平探井；完成了靶区半径5米、长555.43米的水平“巷道”井；完成了靶前地层极度疏松、增斜异常困难的35口稠油砾石油藏水平井。其中草南-平9井入靶点靶心距1.66米、终靶点靶心距仅0.67米。

(3)水平井轨迹测量技术

通过研制和改进下井仪器附件，完善测量仪器的配置，研究新的测量工艺，形成了有线随钻、无线随钻和组合随钻三种水平井轨迹测量工艺技术。本项技术还包括有水平井测量精度分析和误差校正方法，成套仪器检测、校定和维修标准及流程规范，保证有线随钻仪顺利下入和防止仪器脱键的锁紧装置等工艺、工具方面的专利技术。

独具胜利油田特点的水平井有线随钻技术，在近百口水平井施工中得到了成功的应用，对降低钻井综合成本和促进水平井技术的大面积推广，有着十分重要的意义。

（5）水平井井下专用工具设计、配套技术

“八五”期间胜利油田根据水平井科研攻关的需要，先后研制出4种水平井专用稳定器、5种弯壳体螺杆钻具和二种水平井取心工具，并投入批量生产，应用于各个油田。通过多口水平井钻井的实践，已形成了胜利油田水平井钻井工具的配套系列。其中以简单解析方法推导出的弯壳体动力钻具造斜率计算数学模型，可以根据不同造斜率的需要，为制造厂家提出钻具结构参数的要求。对设计工具、选择钻具组合、预测井眼轨迹都有很好的实用价值。由于这一计算方法简单、便于使用，深受现场施工人员的欢迎，并一直沿用到“九五”短半径侧钻水平井的施工。

（6）水平井计算机软件技术

目前胜利油田自行开发的水平井计算机软件包，已基本具备了Landmark公司同类产品的所有功能，主要由水平井轨道设计、摩阻、扭矩和正压力计算、屈曲载荷和倒装钻具组合计算，套管、尾管和筛管强渡设计校核、多段法面中靶预测、、水平段法面扫描、三维动态模拟中靶预测、基准参数计算、测斜结果的磁场分析和校正、技术资料管理等十个程序组成。水平井计算机软件技术在水平井设计、现场轨迹控制有着十分重要的作用，经过百余口水平井的实践，不断修改完善，其可靠性得到了充分的验证。

3、水平井技术的推广应用

胜利油田继续利用水平井技术服务于油田生产，至今在胜利油区已累计钻成水平井86口、产油106.8万吨，并以技术服务的方式将水平井钻井技术应用于塔里木、长庆、江苏、吐哈、新疆、河南、大港等油田和江苏洪泽芒硝矿，共完成水平井33口。在水平井技术推广阶段胜利油田以降低成本、提高工艺水平和钻井速度为主要目标，做了大量富有成效的工作，同时为适应不同类型油藏对水平井的需求，在发展水平井类型方面又创出新的成绩。胜利油田现有的水平井类型：

（1）水平探井

胜利油田先后在埕东凸起的东北坡设计并完成了四口水平探井。该区是二迭系至中生界的屋脊式不整合油藏，油层分布于中生界残丘山不整合面以下。由于不整合面以下每个储集层的含油高度有限，一口直探井难以钻探到更多的油层，因此考虑到利用水平井的优点，在不整合面以下 5  10米处钻水平探井，以探明这一不整合油藏上古生界含油层系的含油面积和石油地质储量。这四口井是：CK-1井，SP-1井，SP-2井和SP-4井。

四口水平探井都获得了高产油流，其中CKP5 井在下入391.88米的 339.7mm表层套管后，直接用 244.5mm钻头完成了从直井段到水平段的钻进施工，裸眼长度达 1150.77米，在砂砾岩稠油油藏中安全地水平钻进了 300余米。这种井身结构在乐安油田得到了广泛的应用，目前该区以长裸眼方式已钻成水平井31口，钻井周期和综合成本都有了大幅度的降低。31口水平井仅技术套管一项已节约投资4千余万元。

（3）丛式水平井

丛式水平井是将水平井合理地安排在丛式井平台之中，与直井、定向井统一纳入井网，从而更有利于油田开发方案的制订和实施。采用这种布井方式可以大幅度地节省投资、更合理地开发油气资源。

1994年在乐安油田曾动用4部钻机在不到三个月的时间内完成了包括26口定向井、2口直井和8口长裸眼水平井的七个丛式井钻井平台。其中水平井的钻井周期平均为15天、建井周期22天，井眼轨迹控制、中靶精度、固井质量全部达到设计要求。目前胜利油田已完成10组水平井—丛式井钻井平台的施工，并将在海上钻井平台普遍推广这一技术。

（4）海油陆采水平井

“海油陆采”是指利用海边陆地的井场，井眼轨道向海里延伸，开发海底的油气藏。孤东7平1井之后，又钻成孤东6平

2、孤东7平

1、在新疆完成LN10-H1、TZ16-12三口阶梯水平井。

（9）双井连通水平井

97年胜利油田钻井工程技术公司在江苏省洪泽县成功地钻成一口双井连通水平井--顺9平1井水平段长250米，水平位移486米，与顺5井连线角87°，钻至2629米实现连通。这口井的成功为地下盐矿高效开采开辟了崭新的途径。98年在该矿又钻成顺10平3二口连通水平井，产量达到原直井的8倍。

（10）单井蒸气驱重力泄油井

蒸气驱重力泄油是利用水平井开采稠油油藏的新工艺技术，通常要钻两口上下平行的水平井来实现。胜利油田草南SWSD-平1井是国内第一口单井蒸气驱重力泄油水平井，即在一口井中下入两套采油管柱、一采一注，达到蒸气驱重力泄油的目的。该井设计位移与垂深比大于1:1，要求273.5mm套管下至730米、以下为177.8mm套管，两种异径套管中间并有244.5mm套管过渡，因热采工艺需要不能使用挂接方式相联。该井于1997年11月2日开钻，施工中成功地解决了因钻不同井径井眼携屑不利、因垂深短下套管困难等问题，11月30日完钻，实际井深1500米、垂深812.52米，水平段长642.72米，总水平位移823.78米，位移与垂深比1:1.014。

（11）短半径试验水平井

《5-1/2"套管内开窗侧钻短半径水平井》是胜利油田“九五”期间承担的国家重点科技攻关项目，到目前为止已在15个区块、四种类型油气藏中钻成侧钻短半径水平井9口，其中139.7mm套管内侧钻短半径水平井8口、177.8mm套管内侧钻短半径水平井1口。完成的短半径水平井平均造斜率为1.13 /m，其中辛50-14侧平1井最大造斜率达到3.6 /米 ；盘40-41侧平1井从侧钻到完钻仅用5天17小时，创139.7mm套管内侧钻短半径水平井钻井周期最短记录。侧钻水平井产量是同地区新钻直井的3  5倍，原油含水比同期直

井低2080 ；仅胜利油区投产的侧钻水平井已累计增油19899吨，新增可采储量22.8万吨，取得了明显的经济效益和社会效益。

第二篇：胜利油田钻井事故处理

胜利油田F-23井钻井事故

1、基础资料

(1)表层套管： 339.7mm；下入深度84m。(2)技术套管： 244.5mm；下入深度1970m。

(3)裸眼：钻头直径： 215.9mm；钻深：2994.14m。

2、事故发生经过

钻到井深2994.14m，因一档链条断，将钻具上提21m，检修链条，未及时下放活动。待链条接好后，上提钻具由原悬重840KN提至1200KN下放到零。循环过程发现泵压由16Mpa降至8Mpa.3、事故处理过程

(1)注入解卡剂40M3替钻井夜时，泵压由12Mpa降至10Mpa。15分钟后发现井口有解卡剂迫出，判断是钻具剌漏，使循环短路，经测试剌漏位置在1530m。

(2)原钻具倒扣一次倒出钻杆1651.80m，将剌漏钻杆倒出。(3)下 127mm公锥打捞三次，均未成功。

(4)下 144mm 公锥打捞，造扣后，上提1100KN，停止3分钟，悬重下降到1000KN，活动数次后，恢复到原悬重840KN。开泵循环，泵压正常，事故解除。

4、分析意见

(1)在循环钻井液时，已经发现泵压由16Mpa降到8Mpa，如地面无问题，那肯定是钻具剌漏，短路循环。在这种情况下，注解卡剂纯粹多此一举，而应测一个循环周，确实钻具剌漏位置，然后倒扣或爆炸松扣，将钻具起出。

(2)本井下三次 127mm公锥打捞无效，而下 114mm公锥却一次成功，这就说明该井队对鱼顶情况根本不明，接头水眼尺寸不知道，所以加犯三次同样错误。

大港油田B15-2井钻井事故处理

1、基础资料

(1)表层套管：339.7mm；下入深度202.10m。(2)裸眼：钻头直径：311.10mm；钻深1939m。

(3)钻具结构：311.10mm钻头+310mm 扶正器1.85m+203mm钻铤8.73m+310mm扶正器1.32m+198mm无磁钻铤8.61m+310mm扶正器1.87m+203mm钻铤26.25m+178mm钻铤104.81m+127mm钻杆1771.64m。

(4)钻井液性能：密度1.15g/cm，粘度30s，滤 失量5ml，滤饼0.5mm，切力5/11mg/cm，含砂量1%，PH9。

2、事故经过

钻至井深1939m，接单根遇卡，甩下单根，接方钻杆循环钻井液。上提钻柱由原悬重665KN提至1700KN下放到200KN，无效。计算卡点为1814m，钻头位置为1929.60m。

3、事故处理过程

(1)注入原油18m，柴油9m，浸泡18h，上提至1480KN，将钻杆提断，鱼顶273.02m，鱼长1656.58m。(2)下铅模打印。(3)下套筒磨鞋修鱼顶。

(4)114mm母锥造扣成功，爆炸松扣，起出坏鱼头。(5)下钻对扣，在761.53m处爆松倒扣，起出全部钻杆。(6)下311.10mm钻头通井，循环。

(7)下外径244.5mm套铣筒155.49m，从1761.53m铣至1912.59m（最上面扶正器位置）。(8)下入上击器对扣，震击解卡。

33324、分析意见

(1)注解卡剂后，活动钻具要有一定的限制，不宜多提，可以放压。因为此时主要靠解卡剂起作用，而不是靠拉、压的力量起作用。如果把钻具提断，一是可能堵塞水眼，二是解卡剂排不出来，泡垮井壁，堵塞环空，这样就失去了再一次注解卡剂的可能。

(2)对于所用钻杆一定要清楚是什么钢级，什么等级，使用时间等，不能按新钻杆计算其抗拉强度。因此，不能贸然地提到1700KN。

(3)提断钻具一般来说，鱼头是直的根本无必要打铅印，也无需修鱼头。因为可以根据起出断口推知鱼顶状况，可以直接下卡瓦打捞筒或母锥进行打捞，这样可以缩短事故处理时间尽快恢复循环。

(4)本井只是钻铤被卡，如果处理得当就不会浪费这么多时间。

第三篇：6胜利油田钻井技术现状及发展方向

胜利油田钻井技术现状及发展方向

胜利石油管理局石油工程技术管理处

张桂林

摘要：本文对胜利油田发现以来钻井技术的发展情况进行了较为系统的回顾，包括1956年华北地区第一口井——华1井到2004年底钻井主要指标统计分析、钻井技术发展变化情况等；对目前胜利钻井十个方面的先进技术进行了客观的分析，对目前的技术水平进行了客观定位；指出了胜利钻井技术十个方面的重点发展方向和“十一五”期间要达到的目标。

关键词：胜利油田

钻井技术

发展经历

技术现状

发展方向

近期目标

作者简介：张桂林，1959年生。1981年7月毕业于胜利石油学校钻井专业，石油大学函授本科学历。现任胜利石油管理局石油工程技术管理处主任工程师，高级工程师。

联系电话：0546-8555165，*** 胜利油田发现于1961年4月16日完成试油的华8井（日产原油8.1吨）。1964年1月25日，中央批准了《关于组织华北石油勘探会战的报告》。1964年6月，石油工业部华北石油勘探会战指挥部成立（简称“九二三”厂又称胜利油田），胜利钻井也进入了大发展时期。

经过40多年钻井的实践，胜利钻井队伍不断壮大、装备水平不断提高、管理水平不断迈上新台阶、技术水平保持了国内领先并在一些关键技术方面达到了国际先进水平。在钻井技术不断进步的同时，勘探开发也不断提出新的要求，施工区域不断扩大，钻井难度不断增加，面临的市场竞争和技术挑战形势也越来越严峻，胜利钻井必须不断追求新的技术突破和整体水平的提高，才能发挥应有的作用，巩固应有的地位。

一、胜利钻井技术发展简要回顾

自1956年钻探华北第一口基准井——华1井到“九五”末，45年间胜利油区共钻各种类型井3.45×104口，进尺7468×104m，平均井深2165m。其中完成定向井、丛式井5415口，水平井166口。满足了胜利油田“石油地质大观园”复杂地质条件的要求，取得了一个个重大技术突破，保持了国内技术领先地位。

胜利油田成立以前，1956～1963年在华北地区共开钻35口，交井26口，钻井进尺79779m。在东营油区发现了东辛、胜坨两个油田。

胜利油田成立后的“二五”、“三五”期间，胜利钻井处于发现和会战初期。当时主要配套使用原苏联钻机和罗马钻机、刮刀钻头和普通（非密封）牙轮钻头、采用重钻压大排量钻井方式、铁铬盐泥浆体系、地面土池泥浆循环系统，主要依靠 “丢弃恐斜症，勇敢打直井”一些基本的技术口号，打成了胜利油田的一批浅到中深井，形成了胜利油田的勘探开发大局面。1969年7月28日完井的东风1井，完钻深度4400m，是当时国内第二口超过4000m的深井。

“四五”期间，是胜利油田会战持续发展时期。1974年开展了喷射钻井试验，钻井速度有了明显提高。1971年6月12日完井的东风2井，完钻深度达到了5006m，实现了深井钻井的新突破。1973年12月22日，3252钻井队以356天5小时钻井105口，进尺151420m，实现了“班上千，月上万，一年打井十五万”的目标，创造了全国钻井新纪录。

“五五”期间，随着对外技术交流的不断扩大，钻井技术开始由传统方式向新技术方向转变。推广应用了“喷射钻井、优质轻泥浆、高效钻头”三大技术，形成了喷射钻井为核心的配套技术，钻井速度显著提高。1976年6月14日，32358钻井队在莱38—15井用油田产喷射式刮刀钻头创班进尺1423m、钻头进尺2576.84m的新纪录，打破了美国鱼尾钻头进尺2527.70m的世界记录。1978年开展了20～22MPa喷射钻井工艺技术研究并试验成功，3252钻井队在义76—1井打出了日进尺1983.70m、24小时58分上双千的指标，创造了10项全国新纪录。1980年，6061钻井队在青海旱2井钻达井深6000m，创出了油田和柴达木盆地深井钻井纪录。

1978年，开始了海上勘探钻井，至1980年在海上钻井5口。

“六五”期间是喷射钻井技术和优选参数钻井技术研究与推广的重要时期，钻井总体水平显著提高。同时，深井钻井也取得了新突破。1982年9月6日完井的桩古6井，完钻深度5456m，1983年12月5日完井的新东风10井，完钻深度5344m，实现了东营地区深井钻井突破。并且在距原井300m完成了永69—11井定向救援井，将失控井喷68天的永69—1井制服，是胜利油田定向井技术水平提高的重要标志。这一时期海洋钻井7口。

“七五”期间，重点进行了定向井、丛式井钻井攻关研究并形成了配套技术，胜利钻井技术国内领先地位得到了巩固。1986年2月17日，胜利油田第一口“聪明井”——辛11—74井完钻，钻穿油层15层58.7m，油水同层11层72m，含油水层3层18.2m。1988年8月26日，60105钻井队完成的桩310井，完钻井深3456m，垂深2581.58m，最大井斜59°，井底位移1905m，创造了国内同类井水平位移最新纪录。同年10月22日由4552钻井队完成的桩1—17井，完钻井深2611m，垂深1660m，井底位移1695m，垂位比1:1.02，创出了全国纪录。

这一时期也是胜利钻井大发展的重要时期，先后组织了孤东油田、渤南油田、中央隆起带、滨纯等区域的开发会战，钻井技术指标大幅度提高。在塔里木地区完井两口，平均井深4952m。海上钻井进入了全面发展时期，期间共钻井25口。

“八五”期间，重点开展了水平井钻井攻关研究与应用工作，并形成了配套技术。1991年开始进行水平井钻井试验，第一口水平井——埕科1井水平段长度505.13m、穿过19个油层，收到了良好效果。到1995年6月项目鉴定时共完成水平井30口，完成井数量占当时国内总数的63.83%，包括四口水平探井，创出了当时国内水平段最长901.43m等多项记录，形成了水平井钻井配套技术。这一时期完成最深的水平井是樊15—平1井，完钻斜深3380m，垂深2940.35m；造斜率最高的井是水平4井，完钻井深2347.25m，垂深1957.98m，平均造斜率达到了13.89°/30m；国内第一口三维绕障水平井——单2—平1井，井深1520m，井斜85.7°，水平位移477m。

在外部市场深井钻井中也不断取得新突破，在新疆地区钻井48口，其中超深井5口，YH5井完钻井深6400m。1991年12月17日，60160钻井队用315天13小时30分完成钻井进尺2.27万米，实现了总公司领导提出的5000m深井年五开四完、进尺超过两万米的目标。海洋钻井不断发展，期间钻井68口。

“九五”期间，钻井工作量显著减少，油田内部钻井进尺为“七五”的65.92%，为“八五”的74.93%。这一时期重点攻关推广了短半径侧钻水平井，并形成了配套技术。期间在油田内部完成侧钻水平井12口，有10口为短半径水平井。其中，完成的义118—28侧平1井，完钻井深3337.42m，最大井斜89.8°，平均造斜率达1.39°/m；97年11月在塔里木油田完成的开窗侧钻水平井STM4—C2，侧钻点深度4426.53m；2003年7月超深探井库1井套管开窗侧钻，侧钻点达到6335m。1996年3月10日完成套管开窗侧钻水平井草20—12—侧平13井，是国内第一口侧钻水平井。并先后完成了双井联通水平井、重力辅助泄油水平井、大位移水平井、多目标阶梯式水平井等，取得了特殊工艺井钻井技术的新突破。

在新疆地区钻井49口，其中超深井3口，YK1井完钻井深6406m。海洋钻井202口。“十五”以来，针对勘探开发提出的新要求，胜利钻井技术进入了新的发展时期。以欠平衡压力钻井、大位移井钻井、分支井钻井、深井钻井为代表的钻井技术取得了新的突破，总体水平有了显著提高。到2004年底，水平井钻井完成445口，欠平衡压力钻井及技术服务完成79口（油田内、外部），大位移井攻关试验2口，分支井现场试验应用3口，深井钻井技术完成了研究试验内容，超薄油层水平井钻井技术、固井技术、泥浆技术、膨胀管技术、套管钻井技术等方面也取得了新的突破与进展。期间在塔里木地区钻井67口，平均井深5456.82m。其中超深井8口，哈得17井完钻井深6750m。

经过40多年的发展，特别是“四五”以来钻井技术的不断攻关研究与推广应用，胜利钻井技术进入了科学发展的新阶段，为进一步发展打下了坚实基础。

二、胜利油田钻井技术现状

进入“十五”以来，针对勘探开发的新要求，进一步立项攻关了多项新技术并形成了成熟配套技术，关键技术达到了世界先进。目前，胜利钻井已经成为具有钻井科研攻关、钻井设计、钻井施工、钻井工程技术服务、钻井技术培训等多方面优势于一体的综合配套能力国内先进的钻井系统。

1、定向井、丛式井钻井技术

定向井、丛式井钻井技术于1973年开始进行现场试验，当时采用了涡轮钻具、弯接头和氢氟酸测斜仪，施工效率和精度较低。1983年引进美国单、多点磁性照相测斜仪、螺杆动力钻具，促进了定向井技术的快速发展。1985年与美国公司合作完成了GB1—1和GB1—2两口高难度深井定向井施工，开创了定向井技术发展的新时期。1986年成立了定向井专业服务公司后，胜利定向井技术开始了全面攻关研究与推广应用工作，并在“七五”期间形成了配套技术。定向井钻井所占比重逐年增加，钻井速度逐年提高。2004年，定向井钻井口数和进尺分别占总数的50.06%和50.13%，平均机械钻速20.36m/h。

丛式井技术的攻关与应用，代表着定向井总体技术水平状况。

河50丛式井组1989年5月25日建成，井组面积0.042km2，由42口定向井组成，平均井深2962m，平均水平位移611.40m，平均井斜角30.55°，是全国钻井口数最多、面积最大的陆地平台，创造了7项全国定向井纪录。该工程被国家科委定为“七五”期间重点攻关工程。在该平台施工中完成了较大位移定向井、三维绕障定向井、井间防碰钻井等工艺技术，创出了当时国内钻井最高水平。

2004年月5日完成的桩139丛式井组，在70.13°扇面内由浅海人工平台向海上深水区钻井27口（其中两口水平井），平均井深2189.93m，平均水平位移1157.69m，实现了海油陆采，取得了显著的开发效益。

海洋钻井公司施工的埕岛西A井组，设计22口井，已完成20口，井间距离为1.524×1.829m（5×6ft），通过科学设计、精心施工、严格控制井身轨迹，在钻井速度、钻井质量、钻井安全等方面都取得了良好效果。

2、水平井钻井技术

胜利油田于1991年开始进行水平井钻井研究试验，“八五”期间形成了配套技术。经过“八五”攻关、“九五”攻关与推广以及“十五”以来水平井技术的进一步发展，胜利油田完成了十六种类型的水平井钻井设计与施工技术，技术水平保持了国内领先。

进入“十五”以后，重点突出了深层水平井、薄油层水平井、大位移水平井、多井联合开发水平井等方面的关键技术，取得了重大进展。2003年10月25日在孤岛油田完成孤平1井，水平段长度达到1054.15m，是目前国内陆地第一的水平；97年6月5日完成的解放128井，垂深达到5341.76m，井深达到5750.30m。2003年3月完成的东河1—平2井，井深6476m，水平段400m，创出国内水平井垂深、井深最深记录。

目前，胜利油田已经达到了“水平井口口井上LWD（FEWD）、定向井口口井上MWD”的配套技术水平，钻井数量年年都有增加。到2004年底，胜利油田已完成水平井钻井和技术服务662口，其中油田内部445口，油田外部217口。

（1）超簿油层地质导向水平井技术

在“九五”引进FEWD随钻地质评价系统进行研究应用的基础上，“十五”以来应用范围迅速扩大。到2004年底，胜利油田使用FEWD、LWD完成薄油层水平井钻井127口，使难动用储量油藏得到了有效开发，推动了水平井技术的发展。营31断块是胜利油田的薄油层区块，2001年应用MWD+FEWD完成了两口井，营31—平2井油层厚度仅有0.9m。王53区块，目的层沙二段油层厚度1～3m，通过应用FEWD技术钻水平井7口，初产单井达到35t/d以上，是全部应用水平井技术开发的超薄油层区块。

在薄油层水平井施工中创出了多项高指标：卡塔尔国薄层水平井DK—586井，水平段长度1635m；最深的薄层水平井HD1—8井，油层深度5551m；国内第一口阶梯式薄层水平井临2—平1井；国内第一口弧形薄层水平井营93—平3井；国内第一口海油陆采薄油层水平井桩12－平2井，等等。

2001年开始进行MWD/LWD国产化研究工作，目前成功地研制出了具有自主知识产权的新型正脉冲MWD、随钻自然伽玛和随钻感应电阻率测量仪。

目前胜利油田地质导向钻井技术在国内具有领先水平。（2）三维轨道和阶梯式水平井技术

三维轨道水平井钻井的应用越来越多，在油田内部已完成了多口该类水平井。临2—平1井是一口双阶梯水平井，该井完钻井深1956.09m，水平位移640.22m，两油层相距109m、落差11m；在新疆哈德油田完成的深层双阶梯薄油层水平井——HD1—27H井，第一层油层厚度0.6～1.8m，中间泥岩隔层3.0～3.8m，第二层油层厚度1.2～2.1m。完钻井深5488m，侧钻点4790m，水平位移571.78m，水平段长365m，油层钻遇率100%；完成的DH1—H3井，是国内最深的阶梯式水平井。完钻井深6326m，垂深5736.79m，造斜点5483.02m，水平位移725.32m，最大井斜88.8°，两水平段落差13.51m；2002年8月卡塔尔杜汉油田DK-522井创出了水平段连续调整方位70°的最高指标。

经过多年的技术研究与应用，该类井的钻井技术已经成为成熟技术。（3）短半径、超短半径水平井技术近几年来，胜利油田内部短半径水平井主要是开窗侧钻水平井，在外部主要以深井水平井为主。

在新疆地区服务完成的S23C井，完钻井深5778.00ｍ，垂深5419.82ｍ，造斜点井深5397.00ｍ，最大造斜率110.10°/100m；T703CH完钻井深6181.00ｍ，垂深5694.28ｍ，造斜点5580ｍ，最大造斜率80.36°/100m，井底水平位移561.45ｍ。

2001年，在油田内部完成了两口两分支超短半径水平井现场试验，具备了实施该类井钻井的能力。试验应用的两井组，在垂直井眼的半径方向上借助特殊转向器、特殊钻具和高压水力射流破岩，钻出了曲率半径为0.3m的水平井，水平段井斜角均为90。高12－39侧平1—1井完钻深度994.49m，水平段11.68m，高12—39侧平1—2井完钻深度995.37m，水平段12.56m；高17—16侧平1—1井完钻深度1122.47m，水平段12.69m，高17—16侧平1—2井完钻深度1120.04m，水平段10.26m。

（4）小井眼水平井技术 小井眼水平井，主要以套管开创侧钻水平井居多，胜利油田“九五”期间形成了配套技术。近年来，在油田内部仍以套管开创侧钻为主，在开窗工艺技术、小井眼测量和轨迹控制技术、安全钻井技术等方面不断成熟完善。

在外部，2002年10月完成的卡塔尔杜汉油田63口水平井钻井技术服务项目大部分井眼直径为Φ152.4mm，最大水平段长1635m，水平位移1852m，水平段靶点数最多达到12个；2004年完成的新疆塔河油田TK406CH1井，是一口集深井、短半径、小井眼、欠平衡、水平井于一体的高难度井，井眼直径Ф149.2mm，完钻井深5879.60m，垂深5473.55m，水平位移430.29m，造斜点5390.00m，最大造斜率1.44°/m，最大井斜角92.30°，具有较高的水平井钻井技术综合应用水平。

（5）复合大井眼水平井钻井技术

2003年6月完成的胜利油田郑科平1井，是一口配合直井注蒸汽实现蒸汽辅助重力泄油（SAGD）开发新技术的科学探索试验井，目的是实现该井水平段与两口直井建立热连通，实现该区超稠油有效开采。该井采用Φ346.1mm+Φ311.1mm大尺寸复合井眼，完钻井深2055.50m，水平位移820.52m，下入Ф273.1mm+Ф244.5mm复合套管，Ф311.1mm井眼水平段长560.76m，创国内水平井水平段井眼直径最大指标。郑科平1井的顺利完成，为复合大井眼水平井的施工积累了经验。

（6）双井连通水平井钻井技术

双井连通水平井目前主要应用于江苏硭硝矿开采，到2004年底已完成连通井组18对。重要的是，通过该类井的施工，提高了定向钻井技术水平，为实施钻井抢险等重要施工积累宝贵经验。

3、大位移井钻井技术

1999年以来，胜利油田开展了大位移井钻井技术攻关，重点将大位移井技术应用于“海油陆采”钻井。“九五”期间按照大位移井钻井方式完成了埕北21—平1井，2004年完成了垦东405—平1井，为大位移井形成配套技术打下了基础。

埕北21—平1井完钻井深4837.40m，水平位移3167.34m，垂深位移比1：1.21，创出国内陆上定向井水平位移最大记录。垦东405—平1井完钻井深2888.86m，垂深1186.40m，水平位移2073.46m，垂位比达到了1：1.75，是目前国内陆上垂位比指标最高的一口水平井。

与此同时，在常规井钻井中水平位移指标不断有新的突破。到2004年底，完成水平位移大于1000m的井171口，其中大于1500m的井26口，大于2000m的井4口。

4、欠平衡钻井技术

胜利油田从1998年开始进行欠平衡压力钻井技术研究与应用工作，1998完成了史125—1井，达到了正确评价地层的效果。随后试验和应用范围逐步扩大，应用效果显著。特别是渤深6区块，在采用常规钻井技术难以进行开发的情况下，采用欠平衡技术建成了高产产能区块，效果非常显著。

到2004年底，已在油田内外部市场完成钻井和技术服务79口，其中完成欠平衡水平井12口，并且将欠平衡技术应用于水平井钻井，满足了勘探开发需要。已配套欠平衡钻井井口装置10套，包括两套旋转防喷器，8套旋转控制头装置。

5、分支井钻井技术

胜利油田从上个世纪80年代末开始进行套管开窗侧钻研究及应用，2000年9月进行了真正意义上的分支井钻井研究应用工作。到目前已完成了三口TAML4级完井双分支井，并且全部为水平井，为分支井的进一步应用打下了基础。

2004年2月提供技术服务完成的西北局TK908DH四级分支井，两分支完钻井深分别达到了5234.55m和5239.64m，两分支水平段分别为449.84m和500m，创国内分支井井深最深（5239.64m）、垂深最深（4597m）和累计水平段最长（950m）三项分支井纪录。通过几年的攻关研究并引进先进工具，分支井钻井技术已趋于成熟。

6、深井、超深井钻井技术

自勘探开发以来，在东营油区共完成井深超过4500m深井110口，其中超过5000m深井36口，目前还没有超过6000m的超深井。在油田以外施工区域完成超过4500m深井142口（其中川东地区1口，其余为新疆地区），其中超过5000m深井108口，超过6000m超深井17口。

1969年7月在东营地区钻成东风l井，完井井深4400m，建井周期1231d，是继大庆松基6井后我国第二口超过4000m的井。1971年6月钻成了东风2井，井深5005.95m，是我国第一口超过5000m的深井。1987年完成5700m深井——桩古9—1井，并在深井完井上掌握了Ф339.7mm套管下深2700m，Ф244.5mm套管下深4636m，Ф177.8mm套管下深4800m，Ф139.7mm套管下深5415m的下套管与注水泥固井施工工艺。1997年6月，钻成了目前胜利油田内部最深的一口深探井——郝科l井，完钻井深5807.81m。

90年代，胜利钻井参加了新疆塔里木会战，在轮南地区钻深5000m左右的开发井，实现队年五开四完，进尺22670m，创国内深井最高纪录并达到国际先进水平。1993年在塔里木地区完成井深为6200m的超深预探井DH5井，钻井周期130d，2004年完成了6750m的超深井——哈得17井，钻井周期156d。

7、钻井液技术

钻井液技术的进步，为钻井技术发展起到了推动和保障作用，经过几十年的发展，形成了具有特色的技术。

（1）形成的成熟配套技术

聚合物防塌钻井液体系，适应于油田各地区3200m以内的井；

钾基聚合物钻井液体系，适应于含蒙脱石较高的地层和易坍塌的地层；

80A—

51、PAC系列聚合物钻井液体系，配合喷射钻井能大幅度地提高钻井速度，适用于井深3200m以内、矿化度小于30000ppm；

聚合物、氯化钾盐钻井液，适用于水敏性较强易坍塌的泥页岩井段、含盐膏层井段、裸眼井段较长的深井；

聚合物乳化钻井液，采用混油、加入表面活性剂及减阻，具有润滑、防卡兼有防塌特点的水基钻井液适用于定向井、大位移延伸井、水平井；

正电胶（MMH）钻井完井液体系，防止井壁坍塌、提高机械钻速、携屑能力强、保护油气层的效果好；

树脂钾盐钻井液，适用于容易发生坍塌的地区、深井长裸眼井；

聚磺高温钻井液，适用于深井、超深井、盐水及饱和盐水、盐膏层井段； 低固相完井液，适用于储层不易坍塌且容易受到固相污染的油层钻井液。（2）需要进一步推广完善的钻井液完井液新技术

可循环泡沫钻井液完井液技术及欠平衡钻井液完井液技术； 强抑制性水基钻井液完井液技术；

黑色正电胶（BPS）钻井液完井液技术；

深井钻井液完井液技术。聚磺钻井液体系、MMH聚磺钻井液体系、MMH聚合物饱和盐水钻井液体系、硅酸盐聚合物钻井液体系；

油基钻井液完井液技术； 可酸化凝固型堵漏技术；

特殊地层的钻井液完井液技术。

8、固井完井技术

随着胜利油田钻井技术的不断发展，随着钻井南渡不断增加和施工区域的扩大，在满足钻井生产需要的同时，重点发展了以下几方面的固井技术。

（1）深井、超深井固井技术

深井、超深井的特点是高温、高压、小间隙、长封固段、含有盐膏层等复杂地层等。针对这些特点，掌握了耐高温水泥及其外加剂、分级注水泥、尾管固井（包括套管回接技术）等工艺技术，并研制生产了多种新型水泥添加剂产品。

油田内部部分地区深井地温梯度大，含有盐膏层，井底温度偏高。渤602井完钻井深4945m，井底静止温度180℃；渤古4井，完钻井深4375m，井底静止温度175℃，是近年来固井施工井底静止温度最高的井。对于深井盐膏层固井，通过采用盐水体系及处理剂，满足了固井技术要求。

新疆地区库1井，是近年来固井最深的井，Φ149.2mm钻头钻至6941.15m完钻，钻井液密度2.05g/cm3，井底温度168℃，下入Φ127mm无接箍套管，采用防气窜铁矿粉加重水泥浆体系，固井质量优良。对于长段盐膏层固井，也已达到了设计要求。

（2）高压油气井固井技术

近年来加强了对气窜失重机理的研究，摸清了失重与气窜的机理，提出了综合防窜的技术措施，掌握了分级注水泥、双凝及多凝注水泥、管外封隔器分层封隔固井、加重水泥浆等一整套成系列的固井技术。

南方海相地区河坝1井，完钻井深6130m，下入Φ127mm尾管，水泥浆密度设计2.35~2.40g/cm3，施工中水泥浆密度平均为2.36~2.37g/cm3，最高2.40g/cm3，为胜利油田固井施工水泥浆密度最高的一口井。

（3）低压井固井技术

这类井的特点是地层压力系数低、易漏失，既有沙泥岩地层，也有灰岩裂缝地层。针对这些特点重点开展了低密度水泥浆、微珠水泥、超低密度充气水泥浆及泡沫水泥浆、管外封隔器固井完井技术等，达到了勘探开发要求。在油田内部完井施工中基本配套成熟。

T737井，完钻井深6077m，Φ127mm尾管下深5407.32～6059.14m，为防止井底漏失，水泥浆设计密度仅为1.20g/cm3，采用多种国外水泥外加剂进行配伍试验，固井现场施工一次完成，在国内同类型固井施工中创出低密度水泥固井井深最深、水泥浆密度最低的新记录。

（6）水平井、大位移井固井技术 随着定向井、水平井钻井水平位移的不断增加，近年来在重点研究应用了套管扶正器和漂浮接箍、水泥浆体系、紊流与塞流复合顶替等一系列工艺技术措施，使该类井固井技术水平不等提高。

近年来170余口水平位移超过1000m井和埕北21—平

1、垦东405—平1井两口大位移井的固井成功，标志着胜利油田在该类井固井技术上已经走向成熟。

（7）提高第二界面固井质量的研究及现场应用

为满足油气勘探开发的需要，各固井公司把第二界面的固井质量问题作为专题进行研究，通过改善水泥浆体系、管串结构和固井工艺措施等一系列手段，提高第二界面的固井质量。如广泛推广使用套管旋流发生器、管外封隔器、氮气膨胀剂、高效驱油前置液等，二界面的固井质量有了一定程度的提高。

同时，针对岩盐层易岩盐层溶解以及塑性流动的特点，在掌握了按岩盐层特点设计高强度的套管、采用饱和盐水泥浆固井（包括高密度盐水水泥）等技术。

（8）稠油热采井固井技术 据对国内固井技术调研情况，胜利油田固井技术总体水平处于领先水平。通过采用添加石英砂、粉煤灰以及与之配伍的处理剂，形成了热采井投产后的高温、固井中的防漏要求。同时，预应力固井工具及套管附件都已形成配套系列。

9、膨胀管技术

膨胀管技术是国外近年来发展起来的一项新技术。按结构和膨胀工艺不同，膨胀管技术主要包括三种，即实体膨胀管技术（美国ENVENTURE公司）、膨胀割缝管技术（美国ABL）、液压膨胀实体管技术（俄罗斯）。根据各种膨胀管技术的特点，在井身结构优化设计、处理深井钻井复杂问题、提高效益方面都具有很好的发展前景。

胜利油田进行了两口井实体管、一口膨胀割缝管试验应用。

通61—侧162井膨胀管底部深度2221.73m，顶部深度1838.48m（实探深度为1833.75m），膨胀管总长度383.25m。膨胀前内径95.25mm，膨胀后内径108.97mm。起始增斜段接近40º/100m，最大井斜46.80°。膨胀管水泥返高1880m，固井质量优质；

王14—侧20井膨胀管底部深度1890.26m，顶部深度1498.56（实探深度为1833.75m），膨胀管总长度391.70m。膨胀前内径95.25mm，膨胀后内径108.97mm。最大井斜26.40º。膨胀管水泥返高1496.40m，固井质量合格。通过两口井的试验应用，证明实体膨胀管能够用于完井管柱，满足开发要求。

在河坝1井应用了膨胀割缝管。该井扩眼井段4460~4534m，扩眼井径由Φ215.9mm至Φ311mm，膨胀管封隔井段4462.69～4533.22m。采用该技术加固不稳定的井壁或用于封固低压层代替一层技术套管，是可以考虑的方案。

10、套管钻井技术

套管钻井技术是一项发展中的新技术，日益受到石油工程界的重视。胜利油田在该项技术方面起步较晚。

2004年，胜利海上进行了两口井套管钻井试验应用，取得了一定效果。胜利五号钻井平台在垦东341井，利用Φ410mm钻鞋＋Φ339.7mm套管进行钻进，用13.20h纯钻时间成功钻进至井深459.62m，进尺375.45m，机械钻速28.44m/h，井底最大井斜0.2°，较常规一开作业时间缩短45%。

在冀东油田海上老堡1井，采用套管钻井方式成功地完成了Φ339.7mm表层套管的钻进施工作业，施工井段81.46～500m。套管配合接头直接与钻杆连接，扣型为339.7mm×410。每钻进2柱钻杆下5根套管，打完一个立柱划眼一遍。比同类型井时效节约约10h。

两口井的试验应用，达到了预期目的及效果。

三、胜利油田钻井技术发展方向及目标

随着石油天然气行业的改革开放和石油石化系统的改革重组，钻井行业管理方式、技术发展方向也发生了相应的变化。更重要的是，由于勘探开发区域的不断扩大和施工难度的不断增加，对钻井技术的要求越来越高，传统钻井管理模式和技术已经不适应新的发展要求，必须不断攻关研究新技术并赶超国内外先进水平，才是根本的出路。“十一五”期间，胜利钻井技术应实现以下几方面的目标。

1、推广应用深井钻井技术，攻关研究超深井钻井技术 经过长期的深井技术攻关与现场应用，胜利深井钻井技术水平有了很大提高，钻井速度加快、钻井周期缩短，钻井深度有了大的增加，“十五”期间将通过鉴定验收并形成配套技术。超深井钻井将是“十一五”期间重点攻关研究内容，通过研究与应用，实现东营油区6000m超深井一年钻井一口、7000m超深井一年半一口的目标。

在新疆地区、南方海相地区，应攻关防斜打快技术、井壁稳定技术、高压井及含H2S井控技术等，解决保证安全和质量前提下加快速度的问题，使超深井钻井速度明显加快。

2、研究和试验大位移井钻井技术，形成大位移井配套技术

在胜利油田，应用大位移井钻井技术进行“海油陆采”将有明显的技术优势和投资效益。由于我们在前期钻井中地质条件的限制，没有取得应有的开发效果。但通过多年大位移定向井的施工和大位移井技术攻关研究，已经积累了较为成功的经验，已经具备了水平位移达到5000m、位移垂深比大于2的技术水平，“十一五”期间应通过研究应用，实现大位移井新的技术突破并形成配套技术。

3、攻关研究分支井技术，形成TAML四级完井配套技术 经过前期油田内部三口分支井的攻关研究与应用，在分支井设计、分支井钻井施工和轨迹控制等方面积累了一些经验，同时也吸取了一些失败的教训。通过分析研究与对外技术合作，制定了下一步分支井钻井、完井的可行性方案。“十一五”期间，针对油田勘探开发实际、通过与勘探开发方面积极结合，在分支井完井技术方面力争实现新突破，形成配套技术，保持胜利油田钻井技术国内先进水平。

4、开展空气钻井研究试验，形成配套技术

空气钻井在国内四川、吐哈等油田已经进行了现场成功应用，取得了良好效果。针对中石化鄂尔多斯低渗油藏、南方海相地区和西部地区钻井对保护油气层、稳定井壁、加快钻速等方面的要求，通过引进、配套空气钻井设备，进行工艺技术研究，使空气钻井技术实现胜利油田零的突破，力争“十一五”末形成配套技术。

5、扩大膨胀管技术研究应用范围，形成实体管配套技术 膨胀管技术已经进行了三口井的现场应用，包括两口实体管和一口膨胀割缝管，取得了技术突破和现场应用的成功。下一步应重点在膨胀管管材的国产化研究、膨胀工具的研究、钻井扩眼工艺技术研究、水泥浆体系研究等方面开展工作，在完井管柱、套管补贴、井眼复杂情况处理等方面取得进展，“十一五”期间形成配套技术。

6、进行套管钻井深入研究与应用，实现新的技术突破 套管钻井技术在国外已经形成了成熟工艺技术，但受成本费用限制难以引进应用。应用简易方法，我们已经进行了两口井表层套管的施工并取得了成功。下一步，应首先在表层套管钻井中形成配套成熟技术，重点在驱动方式、可钻式钻头、套管螺纹等方面进行研究与应用。同时进行可更换下部钻具与钻头方式的进一步研究，争取早日实现技术突破。

7、开展旋转导向钻井技术攻关，实现技术突破

“旋转导向钻井关键技术研究”已经列入国家“863”高技术研究发展计划项目，目前已经完成了“井下调制式旋转导向工具系统”整体设计方案，进入了工具的地面测试阶段。井下测量及上行通讯系统、地面信号采集系统已进行了几十口井的试验。“十一五”期间，应重点在测试、改进和试验方面做工作，尽快取得技术突破，保持国内领先水平。

8、进一步扩大成熟技术应用范围，促进钻井技术水平不断提高 胜利油田有很多在国内处于领先和先进水平的钻井技术，这些技术的进一步应用是今后技术工作的重要内容。应重点突出以下几个方面的技术：

一是水平井钻井技术。应重点在短半径水平井、三维轨迹水平井、地质导向水平井等方面不断取得新进展；

二是欠平衡压力钻井技术。应不断完善技术方案，重点在全过程欠平衡、气体钻井等方面取得突破，进一步扩大应用范围；

三是优快钻井技术。应在中深井、深井推广应用优快钻井技术，在钻头选型、钻井液体系性能、防斜打快、井控技术等方面不断完善，保持钻井技术优势不断得到新的发挥。

9、进行超深井固井技术研究，取得技术突破并形成配套技术

随着深井、超深井的增多，对固井技术提出了更高的要求。应在长封固段、小间隙、分级固井、尾管固井、超高温水泥浆体系、盐膏层和腐蚀性流体地层的固井方面进行研究，同时进行固井工具研究，形成超深井固井技术优势和配套技术。应结合胜科1井固井要求进行研究，力争通过该井超高温（240～260℃）固井取得技术上大的突破，保持国内技术领先水平。

10、进行超深井钻井液技术研究，形成超深井配套技术

在钻井液技术研究方面，应重点突出盐膏层体系、超高温体系、坍塌类复杂地层、高密度体系、低密度体系的研究应用工作，在无渗透钻井液技术、抗温240～260℃钻井液技术、纳米处理剂钻井液技术、气体类钻井液技术等方面不断得到完善与提高，形成具有胜利特色的、国内技术领先的钻井液、完井液技术优势。

参考文献：

1、《胜利油田大事记》编篡委员会.胜利油田大事记.2003，12

2、都振川，秦利民，周跃云.埕北21—平1大位移水平井的设计与施工.石油钻探技术，2000，28（5）：9～11

3、李娟，何金南，刘建立等.国内外深井钻井技术进步与经济评价初探.石油钻探技术，2002，30（6）：21～234、高德利，张武辇，李文勇.南海西江大位移井钻完井工艺分析研究.石油钻采工艺，2004，26（3）：1～6

5、张桂林.胜利油田水平井钻井技术现状与发展趋势.石油钻探技术，2005，33（2）：66～70

第四篇：对当前国内外水平井钻井技术的研究与分析

对当前国内外水平井钻井技术的研究与分析

《环球市场信息导报》 2012年8月14日 作者：史秀辉【小 中 大】

文章关键词： 水平井钻井技术研究分析

水平井作为一项具有先进特征的钻井和采油技术，对于老油田的开发具有特别重要的意义。由于水平井技术具有的适用性和先进性，可以实现油藏地质研究和钻完井技术、采油作业技术的有机结合，在生产中发挥更加重要的作用。

在国内，以辽河油田等为代表的一些油田广泛应用水平井技术开发各种油气藏，每年钻各类水平井200余口，并都见到较好的效果。同样，在国外各油田，为了提高单井产量和原油采收率，降低开发生产成本，水平井技术更加广泛的用于开发各种油气藏，并先后取得了显著的经济效果，应用规模迅速扩大，全球每年钻各类水平井在2000口以上。取得较好的经济效益。

1.此项技术的发展沿革

水平井钻井技术经过最近10多年的迅速发展，使其水平井钻完井工艺技术较为完善，专用工具、仪器完善配套。并将水平井技术作为开发油藏的常规技术广泛推广应用。水平井钻井优化设计技术、井眼轨迹控制技术、下部钻具组合优选、确保施工安全和防止油层污染的钻井液完井液技术、组合完井工艺技术、大扭矩多级马达、可控弯接头、变径稳定器、水力加压器、高效PDC钻头、MWD和LWD仪器等一大批先进的工艺技术、工具和仪器在水平井钻井中广泛应用，创造多项水平井井深、水平位移、水平段长度和水平井施工周期等世界纪录。

基本概念。水平井的定义为：凡是井眼在油层中延伸较长距离，井斜角达到85°以上的井称为水平井。水平井因为定义角度的不同所引起的含义不完全相同，但核心是井眼都必须在油层中延伸出较长距离。

水平井的主要分类：按照水平井的用途分类：生产水平井；注入水平井；横向勘探水平井。按照井的类型分类：常规水平井；套管侧钻水平井；分支水平井。

2.技术应用的现状

当前国外已经相当普遍地采用水平井钻井生产技术，与国外大量的水平井应用相比，我国的水平井钻井技术还存在差距，特别是在钻井设备、工具和仪器、自动化钻井以及水平井技术的集成系统和综合应用方面的差距较大。水平井技术已经成为我国油田“少井高产”重要的技术支撑，在原油上产中发挥着越来越重要的作用。目前，国内水平井施工基本能够满足国内水平井施工的需要，但适应薄油层、边部断块油藏的LWD和SWD仪器数量有较大的缺口，需要在设备和技术方面进行引进。

阶梯水平井示意图

辽河油田从二十世纪九十年代开始从事水平井、侧钻水平井技术的研究与试验工作，1992年在冷家堡油田冷43块S1＋2油藏完成第一口水平井——冷平1井，1996年在沈阳油田沈95静17块完成第一口套管侧钻短半径水平井——静31-71CP井，1997年在杜84块完成国内第一对水平井——杜84平1-1井和杜84平1-2井。经过“八五”和“九五”期间的深入研究与推广，截止2005年9月底，辽河油田共完成水平井、侧钻水平井129口，其中水平井103口，侧钻水平井22口、分支井4口。

3.水平井技术应用的主要不足

国内与国外水平井钻井技术之相比工艺技术配套性差、缺乏专业的技术人员和施工队伍，设备不配套而且性能差、不稳定；工具、仪器不配套，性能也不稳定。工艺技术配套性差。国内虽然从事水平井技术研究与推广应用已有十多年的时间，在水平井钻井优化设计、井眼轨道控制等方面有较大的进步和提高，但在水平井下部钻具组合受力分析、水平井安全钻井、提高钻井速度、水平井采油、作业及增产措施等方面的研究还不够深入，不能适应油田大规模应用水平井的需要，影响了水平井应用效果、规模实施和经济效益的提高。

缺乏专业的技术人员和施工队伍。国内缺乏专业的水平井技术服务公司和专业的技术人员，水平井施工队伍和现场服务人员流动性大，随意性大。造成施工不熟练，掌握专业技能不够，给水平井施工带来安全隐患并影响水平井钻井施工速度。

设备配套问题。我国大部分性能好的钻机在国外或外油田服务，现有的设备陈旧、老化、性能差，有部分水平井施工队伍的设备不配套，适合水平井施工的顶驱设备更是无从谈起，造成设备修理时间长、施工周期长和存在安全隐患。适应薄油层开发的LWD仪器和性能稳定的MWD仪器（进口）严重不足，不能适应辽河油田水平井快速发展的需要。

4.水平井钻井技术应用效果及存在的问题

水平井在辽河油田的底水油藏、稠油油藏、低渗透油藏、薄油层和井间剩余油的开发中都见到明显的效果。特别是应用井眼轨迹控制技术，解决了由于受地面条件制约而造成靶前位移不够的“L”型井身剖面，为了提高固井质量，防止顶水下窜的双靶点“S”型井身剖面，以及各种三维井眼轨迹和防碰绕障问题。

在杜84-平45、46两口稠油水平井钻井施工中，确定现场地质跟踪导向实施原则：

根据地质设计要求，钻井轨迹既井眼轨迹纵向摆动幅度距设计轨迹误差±1m，左右平面摆动距设计轨迹误差±2m，现场地质人员进行随钻监测。地质导向跟踪人员通过随钻γ、岩屑、钻时、钻压等综合信息，运用随钻地质导向跟踪技术监测储层岩性、含油性变化等。随钻绘制自然γ、钻时、钻压曲线。及时向甲方汇报。要求录井人员从Ng组底部650m，开始岩屑录井，每2m取一包，岩屑要求在泥浆高架槽口录取。钻至水平段入口前，根据现场地质人员要求，进行中途电测，测井项目为：2.5Ωm底部梯度视电阻率、自然电位SP。现场地质人员与工程人员密切配合，根据油层变化特点，共同研究确定钻具组合，为最大限度降低轨迹偏差，做到提高纠正预测。待两口井实施后，地质研究人员根据录井、测井以及现场跟踪参数资料，形成综合地质实施总结报告。钻至入口点时，要求进行电测，测井项目：

2.5Ωm底部梯度视电阻率，自然电位SP、井斜。入口电测后，下套管，固井候凝24小时

后进行固井质量检测，测试项目：变密度、声幅。钻至水平段末端点，完井电测，测井项目为：自然电位SP、自然γ、感应深浅、八测向、声波时差、密度、补偿中子等。要求测井派一名测井解释人员跟随测试队伍到现场，在完井电测后与地质人员在现场共同研究确定完井事宜。

5.技术攻关的目标及方向

水平井钻井攻关目标：通过水平井钻井技术配套研究和工具、仪器的完善配套，能够满足各种油藏类型的水平井施工需要，提高水平井施工质量，提高油层钻遇率，加快水平井施工速度，最终实现提高单井产量和经济效益的目的。

第五篇：侧钻水平井钻井工艺技术

侧钻水平井钻井工艺技术

侧钻水平井技术是一项集套管开窗侧钻技术、水平井钻井技术和小井眼钻井工艺技术于一体的综合钻井技术。利用该项技术可以使套管损坏井、停产井等死井复活，改善油藏开采效果，有效地开发各类油藏，提高采收率及油井产量，降低综合开发成本。另外，开窗侧钻水平井可以充分利用一部分老井井眼及套管、井场及地面设施，从而可以大大减少钻井作业费用，节约套管使用费及地面设施建设费等，同时有利于环境保护。

一、套管开窗位置的确定

开窗位置确定前，需查阅原井井史（搞清原井套管数据、固井质量及施工情况等）及 电测资料（找准标志层位置和厚度），用陀螺仪对原井井眼轨迹进行复测，并计算出井眼轨迹数据；对原井油层套管试压，蹩压10Mpa；30分钟压力不下降为合格；然后根据地质设计要求、地层特点和原井眼状况确定开窗位置。

开窗位置的确定应遵循以下原则：

1、应满足井眼轨迹控制的要求；

2、应避开原井套管接箍和套管扶正器，选在完好的套管本体上；

3、应避开原井事故井段和套管损坏井段；

4、应选在固井质量好、地层易钻且较稳定的井段。

二、开窗侧钻方法的优选

套管开窗的目的是为了保证侧钻工具顺利通过窗口，进行下部钻井施工，并并满足钻 井、完井、采油和井下作业要求。是第一道关键工序。目前，常用的开窗侧钻方法有两种：一是利用地锚斜向器开窗，就是在原井套管中下入地锚斜向器，用开窗工具（复式铣锥）在套管上开出窗口，然后再用侧钻钻具侧出新井眼。另一种是利用套管锻铣器开窗，就是将原井井眼的一段套管 用锻铣器铣掉，然后注水泥填井，再用侧钻钻具侧钻出新井眼。

开窗侧钻方式的选择应根据地质设计要求、原井眼状况、地层特点及侧钻工具的侧钻能力等综合考虑。在地层硬、侧钻困难固井质量叫好侧钻点上下可选范围小，原封不动井井下复杂套管不宜段铣或井眼井斜较大时，一般选用地猫斜向器开窗侧钻方法；其他情况下易选用套管段铣器开窗填井侧钻方式。