專利鑽進摩阻

1、旋挖鑽機使用的兩種鑽桿，機鎖鑽桿和磨阻鑽桿的區別

機鎖鑽桿又稱凱氏鑽桿，每節鑽桿外壁上有兩道或三道鎖槽，向下鑽進時每節鑽桿底部內側的驅動鍵可進入鎖槽使各節鑽桿鎖定，可以將鑽機向下的驅動力全部傳遞到鑽頭，適用於較硬地層鑽進。
摩阻鑽桿在每節鑽桿外壁上沒有鎖槽，鑽進時不能向下加壓，適用於軟地層鑽進。

2、關鍵技術——可調彎接頭

可調彎接頭是指彎接頭的彎角大小和方向可根據需要實時調整的一種井下導向工具，它屬於定向鑽井中的關鍵技術之一，同時也是本章討論的取心、糾斜同步鑽進方案的核心技術。國內外對可調接頭的研究比較重視，國外已有不少相關產品推向市場，總的來說，按其工作方式可把可調彎接頭分成四大類：靜態偏置推靠鑽頭工作方式、靜態偏置指向鑽頭工作方式、動態偏置推靠鑽頭工作方式、動態偏置指向鑽頭工作方式，如圖6.1所示。

圖6.1 導向工具（可調彎接頭）的分類

6.2.1 國外研究現狀

國外在可控彎接頭的研究工作起步較早，20世紀90年代初，Schlumberger Anadrill鑽井公司技術人員提出了「地面閉環自動控制鑽井系統」方案，從而揭開了可調導向定向鑽進技術發展的新篇章。目前，國外對可調彎接頭的研究已經進入了智能控制的時代，最具代表性的是Baker Hughes推出的Auto Trak不旋轉外筒式閉環自動導向鑽井系統、Schlumberger Anadrill公司的Power Drive全旋轉導向鑽井系統和Sperry-Sun產品服務公司推出的Geo-Pilot旋轉導向自動鑽井系統三者的可調導向工具。

（1）AutoTrak旋轉閉環系統

AutoTrak旋轉閉環系統的井下偏置導向工具由不旋轉外套和旋轉心軸兩大部分通過上下軸承連接形成一可相對轉動的結構。旋轉心軸上接鑽柱，下接鑽頭，起傳遞鈷壓、扭矩和輸送鑽井液的作用。不旋轉外套上設置有井下CPU、控制部分和支撐翼肋。圖6.2是井下偏置導向工具的導向工具實物和原理示意圖。當軸向均勻分布的三個支撐翼肋分別以不同液壓力支撐於井壁時，不旋轉外套將不隨鑽柱旋轉，同時，井壁的反作用力將對井下偏置導向工具產生一個偏置合力。所以，通過控制三個支撐翼肋的支出液壓力的大小，便可控制偏置力的大小和方向，控制導向鑽井。

圖6.2 AutoTrak導向工具

（2）PowerDriver旋轉導向鑽井系統

與Auto Trak RClS系統靠獨立的液壓系統為支撐翼肋的支出提供動力來源不同的是，Power Driver SRD系統的支撐翼肋的支出動力來源是鑽井過程中自然存在的鑽柱內外的鑽井液壓差。如圖6.3所示，有一控制軸從控制部分穩定平台延伸到下部的翼肋支出控制機構，底端固定上盤閥，由控制部分穩定平台控制上盤閥的轉角。下盤閥固定於井下偏置工具內部，隨鑽柱一起轉動，其上的液壓孔分別與翼肋支撐液壓腔相通。在井下工作時，由控制部分穩定平台控制上盤閥的相對穩定性；隨鑽柱一起旋轉的下盤閥上的液壓孔將依次與上盤閥上的高壓孔接通，使鑽柱內部的高壓鑽井液通過該臨時接通的液壓通道進入相關的翼肋支撐液壓腔，在鑽柱內外鑽井液壓差的作用下，將翼肋支出。這樣，隨著鑽柱的旋轉，每個支撐翼肋都將在設計位置支出，從而為鑽頭提供一個側向力，產生導向作用。

圖6.3 PowerDriver導向工具

（3）Geo-Pilot旋轉導向自動鑽井系統

Geo-Pilot旋轉導向鑽井系統也是一種導向工具，但與AutoTrak系統和Power Driver系統不同的是，Geo-Pilot旋轉導向鑽井系統不是靠偏置鑽頭進行導向，而是靠旋轉外套與旋轉心軸之間的一套偏置機構使心軸偏置，從而為鑽頭提供了一個與井眼軸線不一致的傾角，產生導向作用。其偏置機構是一套由幾個可控制的偏心圓環組合形成的偏心機構，當井下自動控制完成組合之後，該機構將相對於旋轉外套固定，從而始終將旋轉心軸向固定方向偏置，為鑽頭提供一個方向固定的傾角，如圖6.4所示。

圖6.4 Geo-Pilot導向工具

根據前面的分類方式，AutoTrak系統的導向工具屬於靜態偏置推靠鑽頭工作方式，PowerDriver系統的導向工具屬於動態偏置推靠鑽頭工作方式，Geo-Pilot系統的導向工具屬於靜態偏置指向鑽頭工作方式。推靠式旋轉導向系統的特點：側向力大，造斜率高，但旋轉導向鑽出的井眼狗腿度大，軌跡波動大，不平滑，鑽頭和鑽頭軸承的磨損較嚴重。指向式旋轉導向系統的特點：能鑽出較平滑的井眼，摩阻和扭矩較小，可以使用較大的鑽壓，機械鑽速較高，有助於發揮鑽頭的性能，鑽頭及其軸承承受的側向載荷較小，極限位移增加，但是造斜率較低。

以上3種導向結構都是應用於商業市場的成熟技術，其中Geo-Pilot旋轉導向自動鑽井系統在我國渤海灣應用廣泛，僅2005年和2006年兩年時間該系統就完成了20多眼定向井（水平分支井）的施工，不管是增斜鑽進、降斜鑽進還是穩斜鑽進，該系統都表現出了良好的性能。

上述3種導向工具的共同特點就是電子結構復雜，最高使用溫度大多在250°以下，在超深井的應用中，還需要解決系統的高溫等復雜工況的適用性問題。另外，孔底鑽頭和泥漿泵的性能也在很大程度上影響到上述系統在超深井中的應用。

6.2.2 國內研究現狀

對於可調導向工具的研究，國內起步較晚，與國外差距較大。九十年代末，國內研製出具有劃時代意義的「井下可控導向工具」，如：可變徑穩定器、流場變向器、可控偏心器等，它們為實現「井下閉環導向智能鑽井系統」提供了必要和充分的客觀條件。目前，國內西安石油大學、勝利油田、中國地質大學等研究機構都在從事該方面的研究，部分研究成果已經進入現場使用階段，下面對部分研究成果做簡單介紹。

（1）地面遙控可調彎接頭

該成果屬於中國石油天然氣集團公司「九五」攻關項目，其結構如圖6.5所示。

圖6.5 可調式彎接頭結構示意圖

該結構的工作原理為：當改變鑽井液的排量時，就改變了鑽鋌內外鑽井液的壓差，從而改變了作用在上花鍵軸端面的力，在彈簧產生的力的共同參與下，就能使上花鍵軸產生向下和向上的運動。由於上花鍵筒、上花鍵軸、下花鍵軸端部具有斜面結構的特點，就使得上花鍵軸向下和向上運動時，上花鍵筒會與下花鍵筒產生相對轉動。由於上、下花鍵筒的回轉中心線與它們的外表面成一角度，所以當上花鍵筒和下花鍵筒之間發生相互轉動時，它們的外表面就會產生角度的變化，即所需要的角度。這就達到了本發明的目的：在地面用鑽井液排量的改變來控制井底彎接頭角度的改變。與之先相關的「井眼軌跡遙控技術」，已獲國家發明專利，但並未能進入商業應用。

（2）基於旋轉導向鑽進方式的可控彎接頭系統

西安石油大學機械工程學院中原油田第三採油廠在CNPC鑽井工程重點實驗室的支持下，對可控彎接頭導向機構基本原理進行了探索性研究，研製出原理性樣機，取得了初步的成果，如圖6.6所示。

圖6.6 可控彎接頭導向結構示意圖

（3）動態推進式旋轉導向工具

該工具由勝利油田承擔國家「863」計劃「旋轉導向鑽井系統關鍵技術研究」後，與西安石油大學聯合開發，原理與斯倫貝謝的PowerDrive基本一樣，如圖6.7所示。該工具隨西安石油大學的旋轉導向鑽具進行了20多次的地面試驗，2006年8月在營122斜225井上進行了整個旋轉導向鑽井系統的聯合現場試驗，獲得了成功，目前已基本成熟，但還未進入商業市場。

圖6.7 動態推進式旋轉導向工具

（4）國內其他研究成果

1）可控偏心器旋轉導向工具。該工具由中海石油研究中心、西安石油大學及中海油田服務股份有限公司聯合研製。導向原理與貝克休斯基本一樣，液壓動力來源於鑽井液。2005年11月分別在長慶油田西28-022井、寧37-32井和渤海油田LD5-2-A1井進行了現場鑽井作業試驗。

2）動態指向式旋轉導向工具。由海洋石油工程股份有限公司及西南石油大學，結合了哈里伯頓的Geo-Pilot的指向式結構和斯倫貝謝的Power Drive的隨鑽的下盤閥結構，提出了動態指向式旋轉導向鑽井工具的設計思想，目前還停留在理論階段。

3）指向式旋轉導向工具。中國地質大學對指向式旋轉導向鑽井工具的動力學分析和工作性能研究，且做出了偏置導向機構的實驗樣機，原理類似於Geo-Pilot，如圖6.8所示。

圖6.8 指向式旋轉導向工具

綜合國內關於可調彎接頭的研究情況可以看出，各個研究機構的研究成果還基本處於室內研究和試用的階段，離形成成熟產品應用於鑽井工程還有很長的路要走，更不要說應用於未來超深井工程中。

3、專利技術DDC樁是干什麼的？

灰土擠密樁柔性加固樁廣泛使用，其最大缺點是加固施工用的樁錘小，成樁的樁徑小，夯擊能量小，樁體材料要有選擇性，壓密效果低，對樁側土擠密的側壓力小，樁間土被加固的效果較差。加固後的復合地基，其承載性能雖有改善，但載入後都會發生變形或浸水有濕陷量。用這類柔性加固的復合地基，其地基承載力一般不超過原地基的2倍左右或接近於天然地基。且由於施工機具的限制，其處理深度也是有限的。因此用這些柔性加固的地基不適用於承受較大載荷或對沉降要求嚴格的重要建築物。

灰土樁法處理深度淺，用料受限，地下有水或淤泥土時不能施工，樁間土處理後效果差，承載力提高幅度小，壓縮變形量大，易發生縮頸與斷樁，僅適用於一般建築物。

《DDC工法》在加固地基時，採用強夯重錘對孔內填料以高壓強動能強夯，使地基土受到很高的預壓應力，處理後的地基浸水或載入都不會產生明顯的壓縮變形，復合地基承載比原天然地基可提高3倍～9倍。最大處理深度可達30m，樁體直徑可達0.6m～2.5m。而且樁間土也受很大側向擠壓力，同樣也被擠密加固。樁周土被擠密形成了強制擠密區、擠密區以及擠密影響區、復合地基的整體剛度均勻，這是一般柔性樁加固地基難以取得的效果。

由於上述各種柔性樁加固用料，要比DDC樁嚴格，如碎石樁、砂樁等用料不能就地取材，其工程造價必然較高。DDC工法工程用料適應性大，從建築垃圾、土砂工業廢料到含有塊狀石的土夾石料、煤矸石等各種工業廢料以及它們的混合物均可使用。因此，DDC碴土樁具有廣泛的適用性。用料可以就地取材，減少運輸費用，造價會明顯降低。

採用DDC工法加固的樁體，由於採用高能量的超壓強夯擊和動態沖、砸、擠壓的強力壓實和擠密作用，使樁體十分密實，在受到高壓強動能夯擊能後的樁體內力緩慢釋放，對樁周土施加側向擠壓力。而樁周土受到的側向強力擠密應力也向樁體慢慢釋放，對樁體產生很大的側向約束「抱緊」作用，使其具有半剛半柔性的特點。對於分層地基或軟硬不均土層，樁體在施工擠密過程中，會形成「串珠」狀態，有利於樁與樁側土的緊密「咬合」，增大了側壁摩阻力，使加固後的樁與樁間土形成一個密實整體。其復合地基不僅剛度均勻，而且承載性能顯著改善。其樁土應力比一般為3倍～5倍。

在預算方面，主要區別在於：
1。灰土灰土擠密樁：基本上不夯擴，在計算工程量時不考慮夯擴的工程量。
2.DDC灰土擠密樁就是夯擴樁的一種，通過重錘對成孔進行夯擴，所以如果設計的樁徑300用DDC做出來就是400或500了，所以在計算工程量時一定要按夯擴後孔徑計算。

3.由於建設單位在出圖階段，有可能只註明ddc卻未提供具體參數，在報價時一定要向建設單位提出，以避免風險。
我們去年就遇到了這個問題，差點賠200萬，費了很大勁才扭轉回來 DDC灰土擠密樁與普通灰土擠密樁主要是施工工藝不同。 定額規定：灰土擠密樁按設計圖示樁長加0.25m乘以斷面以立方米計算，若施工中發生縮孔，須再次進樁達設計要求時，另增加重樁部分消耗量：人工0.072工日/m3，機械2.5t履帶式柴油打樁機0.0142台班/m3。樁孔發生縮頸但經原設計部門批准棄之不用或灌料至批准部位的材料量按灌注深度占設計全長比例計算。

4、鑽井上提和下放:摩阻在指重表上怎麼看？

注意：在進行摩阻測試時，也需要記錄開始上提鑽具時最大的靜態懸重，這一數據將用於確定從靜態到動態的懸重是否會超過鑽井設備或鑽具的極限

5、　大位移鑽井技術

大位移鑽井技術是20世紀80年代後期在國外逐步興起的一項鑽井新技術。90年代末，中國海洋石油將這項新技術成功用於開發邊際油田和一般油田，以減少生產平台建設費用。

所謂大位移定向井是指水平位移與垂直深度之比大於2的定向井，通常比值接近2的定向井也稱為大位移井。大位移鑽井技術是在定向井技術基礎上發展起來的。

我國海上石油從1968年開始在渤海灣鑽叢式定向井。當時定向工具是渦輪鑽具＋彎接頭＋扶正器，地面鑽具劃線法人工計算定向。造斜段每鑽一個單根或立柱起鑽電測井斜和方位，精確度低、效率低、風險大。造斜達到設計最大井斜後才改用穩斜鑽具鑽進。1968～1975年運用這套原始技術在渤海多座平台上鑽定向井數十口，使當時海洋叢式井鑽井技術在國內處於領先水平。

1976年從國外引進了單點照相測斜儀和戴納（DYNA）井下動力螺桿鑽具，從此由井下定向代替了地面定向，提高了定向精度和鑽井效率，使定向鑽井技術走上了一個新階段。

1979年運用新的定向工具在渤海8號平台上鑽定向井12口，平均井深3321m，最大水平位移1184m，平均建井周期55天，創造了國內新水平。

1980年中國海油對外合作後進入了大規模油田開發期，陸續引進先進的定向工具。1982年渤海埕北油田定向井使用戴納和納威（NAVI）鑽具，有纜隨鑽測斜儀（DOT），進一步提高了鑽井效率。埕北油田A平台28口定向井，平均井深1857m，平均建井周期17.37天。

1985～1989年先後引進有線隨鑽測斜儀 SST、電子多點測斜儀、抗磁性干擾測斜儀（SRD）、陀螺測斜儀（BOSS）、無纜隨鑽測斜儀（MWD）等先進儀器和戴納及納威鑽具，使定向工具達到國際水準。並對定向鑽井人員進行國內外培訓，使海洋定向井技術進入現代化水平。至90年代後期，在潿洲10-3、渤中28-1、錦州20-2、綏中36-1等油氣田完成定向井數百口，其中不少井為大斜度井和較大位移井。1991～1992年還分別鑽成渤中28-1-N6H和潿洲11-4-A13兩口水平井。

1993年海油南北定向井專業隊伍合並，成立海洋定向井技術服務公司，進一步加強了技術引進和開發工作。先後引進導向馬達（AKO）、Land mark定向井應用軟體，對導向鑽井技術、三維大位移鑽井技術、水平井技術等進行攻關，並取得突破性進展，使導向鑽井技術必備要素成龍配套。

首先完善了導向鑽具組合，PDC鑽頭＋可調彎角大功率導向馬達（AK0)＋隨鑽測斜儀（MWD），其次應用定向井計算機專用軟體包，同時培養了一批有經驗、又掌握現代技術的定向井工程師，為導向鑽井技術的應用打下了基礎。從1995年起導向技術在優快鑽井和密集型叢式鑽井中發揮了明顯作用。

在導向鑽井技術成熟應用的基礎上，又引進LWD，使導向技術進入地質導向鑽進階段，在平湖氣田等10多口水平井鑽井中應用效果良好。

有了成熟的導向鑽井技術，也就為大位移鑽井技術打下了堅實基礎，使海洋石油大位移鑽井技術一上手就旗開得勝，取得一個接一個的勝利（表11-1）。

表11-1　中國海洋石油大位移井統計表（至2002年）

一、西江24-1油田大位移井開發技術

西江24-3油田位於我國南海北部珠江口盆地，水深100m，由中國海油與菲利普斯及派克頓公司合作開發。距該油田東部8km的西江24-1油田含油麵積4.2km2，探明地質儲量465 ×104m3，油層埋深2500～2800m，是1985年發現的油田。發現井試油日產1905m3，採油指數高達370m3/d.MPa，具有高滲透率、流動性好、不出砂、充足的水體能量，不需注水採油等優點。但是，按常規方法建生產平台或水下井口則無開發價值。直到1995年根據合作夥伴菲利普斯在英國北海鑽大位移井的經驗和BP公司鑽成位移超過8000m開發井的啟示，產生了從西江24.3油田生產平台上鑽大位移井到西江24-1油田進行開發的新思路。經論證此方案開發費用只需常規開發費用的38%～48%。

1996年中國海油成立大位移井鑽井工程專家組，分別對油藏模擬、開發計劃可行性、大位移井可行性等三大項14個專題進行深入細致的研究和評估。對綜合鑽井生產平台、鑽機負荷、動力需求、摩阻、扭矩、測量技術要求、井眼穩定與清洗、鑽井程序、水力參數等進行反復調研與實驗分析，得出了詳盡的數據報告，依據可靠的研究，制定出鑽機改造計劃、鑽井計劃及實施方案。

經過縝密組織和准備，1996年11月西江24-3-A14大位移井開始鑽井作業，次年6月完井並投產。井深9238m，建井周期101天，垂深2985m，水平位移8062.7m，位垂比2.70。最大井斜角86.2°，中靶半徑45m。降斜段鑽穿14個砂岩油層，地質儲量增加近1倍，達到875×104m3。

該井創3項世界第一紀錄：①最大水平位移8062.7m；②311.1mm

裸眼井段長5032m；③MWD/LWD實時傳輸接收訊號深達9106m。

該井還創造了兩項世界第二紀錄：①井深9238m；②244.5mm

套管下深6752m。

（一）西江24-3-A14大位移井鑽井工程難點

a．井深：設計9450m，實鑽9238m，前所未有；

b．「S」形井身剖面，井眼軌跡控制難度大；

c．裸眼井段長，最長5032m，維持井壁穩定、套管防磨難度大；

d．地質條件復雜：有大段水敏性泥頁岩，鑽遇斷層和砂泥岩應力段；

e．靶心直徑要求高：設計152m，實際90m;

f．井斜大（設計最大斜度79.14°，實際86.2°）、裸眼長，井眼清洗難度大；

g．安全固井和完井難度大；

h．設備需長時間高負荷運轉，扭矩最大達69147N·m，大鉤負荷最大達3825kN，井架最大負荷680t，最大排量5.7m3/min，最高泵壓47MPa。

該井雖然難度大，但在專家們共同努力下，順利完成鑽井作業並成功投產。投產後日產原油穩定在1000t左右，半年多時間就收回全部投資2261萬美元。

在西江24-3-A14井成功的鼓舞下，1999～2002年又從西江24-3油田平台向西江24-1油田鑽成4口大位移井，井深8610～9189m，垂深2820～2851m，最大井斜78°～84.50，位移垂深比2.65～2.82。且井越打越快，最快的A18年完井周期89天。投資也大幅度降低，投資最高的A17井1800萬美元，最低的A18井為985萬美元。

（二）新工藝和新技術

西江大位移井之所以取得百分之百的成功，新工藝和新技術的應用起了關鍵作用。應用的主要新工藝和新技術如下。

1．導向工具

①TRACS和AGS可遙控變徑穩定器；②新型加長內噴嘴導向馬達；③旋轉鑽進自動導向系統；④配合「PowerDrive」旋轉導向工具特製PDC高效保徑鑽頭，適應軟硬地層鑽進，可倒劃眼；⑤液力加壓系統。

2．降摩阻/扭矩工具與技術

①扭矩/摩阻監測計算軟體；②軟扭矩旋轉系統；③非旋轉鑽桿保護器（NRDPP）；④直讀扭矩指示器；⑤低扭矩、低摩阻鑽井工具；⑥鑽壓扭矩短節。

3．測量儀器與技術

①高精度差率示波陀螺儀；②地面綜合處理鑽井錄井測量訊號顯示系統（IDEAL）；③MWD/LWD、（CDR+AND）/APWD等多聯隨鑽測量及連續脈沖有效傳輸技術；④近鑽頭井斜/方位測量技術（AIM）；⑤MWD的「零間隙調控」（Zero—Gap脈沖器）和FSK(6BPS）新技術；⑥鑽桿傳送測井儀。

4．固井配套工具

①套管漂浮接箍；②滾柱式套管扶正器和螺旋套管扶正器；③自封式套管循環接頭；④可切削式套管鞋；⑤斜井用可旋轉尾管懸掛器。

5．鑽井液及其他

①低毒油基鑽井液；②泥漿當量環空密度（ECD）和環空返速（MTV）監測軟體；③先進配套的固控系統；④液壓泥漿防噴盒和鑽台真空吸液裝置；⑤高扭矩φ140mmS-135鑽桿；⑥機械效率與分析軟體包（MEL）；⑦卡鑽預測軟體包（SPIN）。

二、歧口17～2和秦皇島32-6油田大位移井鑽井技術

渤海歧口17-2油田分為東西兩個高點，西高點為油田主體。距主體4km的東高點，按常規至少要布6口開發井，建一座導管架，鋪設4km海底管線。開發成本高，效益低。運用大位移井技術，從西高點生產平台打4口大位移井到東高點進行開發，可大幅度提高經濟效益。

1999年在歧口17-2油田順利完成4口大位移井鑽井作業。井深4435～4690m，垂深1869～2082m，最大斜度76°～93.8°，水平位移3631～3697m，水垂比1.77～1.94。

2001年在歧口17-2油田大位移井技術成功實踐的基礎上，在秦皇島32-6油田鑽成兩口大位移水平井，開發該油田館陶組油層。開創了利用大位移井技術開發單一油層、減少生產平台、降低油田開發成本的先例。秦皇島32.6油田館陶組油層按常規開發方案，需布生產井10多口，建一座生產平台，採用大位移水平井技術，只需鑽兩口井就可開發該油層，不僅提高經濟效益，還縮短了油田建設周期。

秦皇島32-6-A25井，井深3038m，垂深1496m，最大井斜角91°，水平段長702m，位移1942m，水垂比1.3。

秦皇島32-6-A26井，井深3715m，垂深1492m，最大井斜角92°，水平段長981m，位移2997m，水垂比2.01。

歧口17-2和秦皇島32-6油田大位移井的成功實踐，新技術新裝備的應用是關鍵。

（一）設備

a．購置「HIGHG」型線性振動篩、新型離心機等固控設備，增強了固控能力。

b.UE13200型絞車採用無功功率補償技術，無新增設備情況下，使配電站負荷增加700kW，提高了絞車提升能力。

c．配置高強度139.7m鑽桿，不僅保障了鑽具安全性，也提高了井眼環空上返速度，增強了鑽井液攜屑能力。

（二）鑽井設計

a．與石油院校合作，進行岩石力學、井壁穩定研究，為鑽井設計提供依據。

b．井身結構、井眼軌跡運用計算機軟體進行篩選優化。

c．與國內有關單位合作研製了一套扭矩、摩阻預測分析軟體，在應用實踐中證明誤差不超過15%，接近外國公司同類軟體的先進水平。

（三）鑽井液

自主開發出水基聚合醇（PEM）體系鑽井液。具有強潤滑性、摩阻系數小（0.1以下）、攜屑性能強（鑽屑熱滾回收率達90.7%～93.2%）、對泥頁岩抑制性強、對環境無毒害等優點。

（四）井眼軌跡控制技術

a．極軟淺部地層大井眼造斜技術。300～500m井段，444.5mm(

）井眼造斜，井斜角達到70°以上進入穩斜段。

b．採用MWD/LWD和井下可變徑穩定器，以及計算機軟體技術，實施三維井眼軌跡控制。其中，在秦皇島32-6-A26井使用了自主研製的可變徑穩定器，試用效果良好。

（五）固井完井技術

a.244.5mm(

）套管採用套管漂浮接箍，順利通過大斜度井段和水平井段，下入預計井深。

b．水平井尾管送入技術：適當扶正器，加重鑽桿放在靠近直井段管柱上，以便增大軸向力推動尾管下行。

c．水平井段裸眼礫石充填技術。

d．篩管礫石充填完井技術。

e．套管射孔完井技術。

（六）堵漏技術

採用碳酸鈣封堵漏層，可酸洗或油溶解堵。

三、大位移鑽井技術成果顯著

a．經濟效益可觀。鑽大位移井開發油田的投資比常規開發方案低，可取得顯著經濟效益。西江24-1油田5口大位移井，截止2002年6月底已產原油256.3×104m3，總收入3.3億美元，累計獲凈現金流1.2億美元，政府稅收1.5億美元。預計經濟生產壽命可至2008年，可累計產油2810桶，獲凈現金流2.3億美元，政府稅收可達2.7億美元。

b．可為社會做出重大貢獻。邊際油田在我國海域已發現的油田中佔有相當比重，大位移井技術為今後高效開發海洋邊際油田闖出了一條新路，將為國家增加大量可用油氣資源。

c．結合大位移井鑽井與完井工程實踐，對大位移井的井身結構與套管柱優化設計、井下扭矩/摩阻的數值模擬與控制、井壁不穩定性評估與控制、井眼軌跡導向控制與可視化、鑽頭選型、鑽井液及井下工具等方面取得了創新性研究成果，形成了一套具有中國海油特色和國際先進水平的大位移井鑽井與完井工藝技術，標志著我國運用高新技術開發海上邊際油田進入了世界先進行列。

d．擴大了中國海洋石油在國內外的影響，並提高了聲譽。圍繞西江大位移鑽井與完井工程，先後兩次在廣東省蛇口組織召開了來自世界十幾個國家、幾十家油公司及技術公司近百人的「大位移井技術國際研討會」，表現了世界石油界對西江24-1油田大位移井開發成功的肯定及對技術成果的重視，產生了良好的效應。

6、在線尋 關於砂岩與卵石適用的復合片或金剛石

摘要：文章論述了作者二十多年來在研究深厚砂卵石覆蓋層和基岩復雜地層金剛石鑽進提高取心質量的成果和一套獨立完整的工藝技術方法。上述地層岩心採取率可達到95%以上，並可取得原結構狀岩心樣。

關鍵詞：岩心鑽探,金剛石鑽進,取心

1.前言

岩心鑽探仍然是目前和今後國內外地質工作者獲取直觀地質資料的主要手段之一。提高岩心鑽探取心質量是鑽探工作者的主要職責和奮斗目標。勘探工作者經過數十年的努力，不斷取得了一些進步，如各種取樣器的研製，繩索取心鑽具的推廣，都提高了岩心鑽探的取心質量。尤其是S系列植物膠鑽井液的研製和SDB（及SD）系列金剛石鑽具的改進，岩心鑽探取心質量有了新的突破。大多數鬆散地層（砂卵石覆蓋層）和破碎地層（基岩復雜地層）岩心採取率可提高到95%-100%,而且可以取得保持原結構狀態的岩心，砂卵石層金剛石鑽進獲得成功並已普及，曾獲得國家和省部級科技進步獎，國際金獎，獲准三項國家專利。

取心質量從最早的概念和要求來說，就是岩心採取率，只要取出的岩心數量多就可以了。現代由於工程勘察的發展和質量要求的提高，還要求取出代表岩層結構、構造、成分、顆粒級配的原結構狀岩心樣。即使礦床勘探，取得原結構狀岩心也是必要的，如金礦，可以防止分選和人為貧化；對於任何脈狀礦體，都可以防止打丟，並保證含礦層的真實厚度和品位。因此現在的取心質量應該包括岩心採取率和岩心的原狀結構程度兩個指標。

植物膠類鑽井液的應用，金剛石單動雙管鑽具的改進和操作工藝技術的完善，為取原結構狀岩心樣創造了條件，它已成為一套完整的工藝技術。二十多年來在全國許多大、中、小水電站的勘探，部分黃金礦的勘探，煤田地質勘探和金屬礦床勘探，公路、鐵路、橋基勘探和成都市所有中、高層建築基礎及地鐵勘探，都採用了上述材料和工藝技術，取得了可靠的地質資料，解決了大量工程勘探難題。有些是過去常規方法多年無法解決的難題，如銅街子電站解決了河床基岩深埋隱伏斷層取樣，太平驛電站解決了深厚河床砂卵石覆蓋層中多層透鏡體砂層取樣，三峽電站花崗岩全強風化層和滑坡體滑帶取樣率達到100％，廣西百色電站取得了硬、碎硅質岩柱狀岩心才使電站獲得批准立項。還有許多電站探明了100米以上深覆蓋層結構和解決了軟弱夾層和滑坡體取樣等等，礦床勘探的實例也比比皆是。

但是就全國地質勘探及工程勘察行業來說，還有許多單位不了解上述材料和工藝技術的優越性，或者沒有真正掌握它的要領。誠然，任何一項新的技術，新的工藝都不可能是萬能的，都會有它的適應性和局限性。因此目前還有許多勘探工程取心質量上不夠理想或者存在難題。

本文企圖將自己二十多年在深厚砂卵石覆蓋層和基岩復雜地層岩心鑽探提高取心質量的研究、體會和實踐整理出來，與同行共同探討，希望在有生之年，能看到同仁們在更多的勘探工程解決取心質量的難題。藉此機會，感謝曾協助研究和試驗的邊廣儒、崔金海、陳德俊等同志及有關單位的支持。

2.影響取心質量的因素

影響取心質量的因素可歸納為三個方面，即地質因素、技術因素和人為因素。掌握影響的因素就可探索提高取心質量的有利因素，消除不利因素。

2.1地質因素

地質因素是地質條件決定的取心難易程度，不論是覆蓋層或者是基岩，大致可以分為三大類岩層：

第一類，是比較容易取心的地層，如比較完整或不很嚴重破碎的基岩以及泥岩等，用常規的鑽探方法就可以滿足取心的質量要求。

第二類，取心比較困難，或者相當困難的復雜地層，如砂卵石覆蓋層、基岩的斷層帶、軟弱夾層、嚴重破碎的擠壓破碎帶、軟酥脆岩層以及自然狀態下完整，但一經鑽進就成為粗砂顆粒的岩層（如白雲岩、硅質岩等），這類地層必須經過人們採用特殊的工藝技術措施和特殊的工具才能滿足取心的質量要求。

第三類，取心非常困難，目前只能通過一定特殊工具採取部分代表性樣品的地層，既不能保證岩心採取率要求，更不能保證岩樣結構的地層，如基岩中已擠壓破碎成均勻粗顆粒，又無粉狀物充填的硬碎地層；砂卵石地層中的架空層，近代沉積的淺表層、人工堆積層、無細顆粒充填的均勻礫石層，石英砂岩卵石層，以及抽水井、降水井周圍卵石層等等。後者砂卵石層通過一定的措施在一定的范圍內，可以提高岩心採取率，但不能取得原結構岩心樣。

下面重點研究解決的是第二類復雜地層鑽進和取心問題。

2.2技術因素

技術因素是指人們採用的取心工具、材料和工藝技術措施對取心質量的影響。

2.2.1沖洗液的影響

從傳統的要求來說，鑽探沖洗液的作用只是冷卻鑽頭，排除岩粉，保護孔壁（部分沖洗液）和潤滑鑽具（潤滑沖洗液）四大功能。

傳統的沖洗液如清水、加潤滑劑的水溶液、泡沫液、泥漿及聚丙烯類無固相沖洗液，都對岩心有沖刷、浸潤和液化作用，岩心中的松軟破碎的細顆粒成分都會潰散而被沖掉，因此很難取得高質量的岩心。

現代植物膠類粘彈性鑽井液的研究和應用，除了上述功能以外，還具有保護岩心（護膠作用），粘彈性減振作用和降摩阻效應三大特殊功能，這三大特殊功能為上述第二類復雜地層提高取心質量創造了必須的先決條件。S系列植物膠鑽井液是目前使用最簡單，效果最好的粘彈性鑽井液。

2.2.2取心鑽具的影響

取心鑽具的影響包括鑽具的種類、結構和加工質量。單管鑽具只在完整岩層和取心質量無嚴格要求的地層中使用，孔底反循環鑽具因為岩心嚴重分選和混亂，現在也很少應用。

金剛石單動雙管鑽具（繩索取心鑽具也屬於單動雙管鑽具）是當代國內外普遍使用的取心鑽具。它的基本原理都是一樣，但各自的結構、技術性能和加工質量都不一樣，在其他條件相同的情況下，取心質量有很大區別。

鑽具的單動性能是鑽具影響取心質量的主要因素，它是鑽具的結構設計和加工質量的綜合效果，只要其中有一個零部件加工和配合有問題，都將會影響取心效果。繩索取心鑽具，由於加工精度要求較高，普遍單動性能較好，但由於各個廠家水平不一樣，因而還是各有差別。SDB系列鑽具由於它的結構設計比較合理，只要保證它的加工質量要求，目前仍然是國內外單動性能比較好的單動雙管鑽具。但在深孔鑽探中，存在有起下鑽的麻煩。

技術性能是指所用鑽頭的種類、技術參數和加工鑽具的材料質量及磨損程度。單動雙管鑽具所用鑽頭可以是熱壓孕鑲金剛石鑽頭、電鍍金剛石鑽頭、硬質合金鑽頭和復合片鑽頭，根據岩石選擇相適應的鑽頭的種類和設計技術參數，才能獲得最好的取心效果。其基本要求是鑽進速度快，不易堵岩心，不磨損岩心，不因切削具的振動而破碎岩心。不難理解：選擇的鑽頭進尺快，岩心在鑽頭處停留的時間短，被沖洗液沖刷的時間短；鑽頭設計的保徑效果好，內徑磨損小，不呈喇叭口，則不易堵岩心，避免岩心自磨；硬質合金雙管鑽頭和復合片鑽頭不設計內出刃，在軟岩中鑽進不會因為鑽具的晃動使岩心直徑變小；在某些硬度不高的脆性岩層中鑽進如果選用硬質合金鑽頭和復合片鑽頭，會因為振動較大，岩心破碎呈小顆粒狀和砂礫狀而無法卡取（如白雲岩、大理岩、硅質岩等），實踐證明上述這些因素都對取心質量有重大影響。

生產鑽具的材料質量（主要是鋼材質量）及其熱處理效果，直接影響鑽具零部件壽命和變形程度。零部件很快磨損和變形到一定程度，就不能保證鑽具的單動性能，都會嚴重影響到取心質量。

2.2.3操作技術的影響

操作技術包括鑽進參數和施工工藝。

就岩心鑽探來說，鑽進參數是指鑽進時的壓力、轉速和泵量。泵量是影響取心質量最關鍵的鑽進參數。不論哪一種沖洗液，泵量越大，沖刷岩心越嚴重，對軟弱、破碎的岩心十分不利，因此應根據岩石的性質選擇沖洗液的種類，保證冷卻鑽頭和排除岩粉的條件下，應盡量採用最小的泵量。

泵壓在正常條件下不作為鑽進參數的要求，但是泵壓在不正常時，會影響取心質量，應引起操作者注意，查明原因，採取措施排除。如泵壓迅速增高或蹩泵，其原因如果是孔壁縮徑坍塌或者粘性岩層糊鑽及鑽頭磨損後水口太淺，鑽具內泵壓增高，沖洗液在高壓下會破壞軟弱、破碎和鬆散的岩心，因而會降低取心質量。如果是鑽具或鑽桿內堵塞，則可能產生燒鑽或金剛石微燒。

施工工藝包括施工設計方案和具體操作細則，內容較多，在以後各章節中陸續敘述。

2.3人為因素

人為因素對取心質量的影響是人們對取心質量的要求和付出的努力的程度。由於工程勘探的目的不同，對取心質量的要求不一樣，對於取心質量要求不高的鑽孔，自然毋須花大的代價去追求高的取心質量。但對於取心質量要求高的工程和鑽孔，特別是取心難度大的鑽孔，不花代價是較難達到目的的。俗話說一分錢一分貨，我這里說一分代價一份貨。

這個代價包括單位領導直到機組人員的重視程度、組織措施和經費的付出。質量管理亦如逆水行舟，不進則退，不可能一勞永逸，竅門就是一個字--"抓"。

3.S系列植物膠鑽井液的功能

S系列植物膠鑽井液最早創硏於1984年，當時只有唯一的一個產品，商品名稱叫SM植物膠鑽井液，系發明專利。在國內地質勘探中暢銷二十餘年，由於原料資源減少，故已逐漸淘汰。2005年以來新研製開發的產品有SH和ST兩種類型的植物膠，與SM膠一起統稱為S系列植物膠。

SH和ST與SM膠一樣，它們配製的鑽井液，都是粘彈性鑽井液，不僅具有其他鑽探沖洗液的基本性能，而且具有與其他沖洗液不同的特殊功能；它們不僅可以配製無固相鑽井液，而且是多功能的泥漿處理劑。

SH和ST植物膠配製的鑽井液，與SM膠一樣，由於膠體的吸附成膜作用，失水量較低，一般在10毫升/30分鍾左右，在鑽孔中，尤其是軟、酥、脆地層和砂卵石地層護壁效果較好；使用中因為配製的表觀粘度比較高，即使採用較小的泵量，排粉的能力也很強，可以排除3毫米以上的砂礫；它本身具有一定的潤滑性，可降低水的潤滑系數?，起到潤滑鑽具的作用。在採用必須的泵量保證冷卻鑽頭的條件下，它們能夠充分地起到普通鑽探沖洗液四大功能的作用。值得深入探索和充分利用的是S系列植物膠（也包括其他較好的植物膠）配製的鑽井液的特殊功能，這些特殊功能起到了普通鑽探沖洗液不能起到的作用，因而解決了岩心鑽探中一些較難解決的難題。

S系列植物膠配製的粘彈性鑽井液表現出突出的特殊功能有三項：1、護膠作用（也叫護心作用）；2、粘彈性減振作用；3、減摩阻效應。（詳細內容參見《水利水電鑽探》1997年第1期《砂卵石層金剛石鑽進和取樣技術》

7、鑽井工藝技術

（一）工程井鑽井工藝

在工程井鑽井施工作業中分三開作業，以DS01-1井為例。

一開直井段施工，二開造斜段施工，三開鑽井時兩井對接連通，連通後主井眼水平段鑽進，三開分支井眼鑽進。

（二）大位移分支水平井鑽井和懸空側鑽技術

1.大位移分支水平井鑽井

斜深與垂深之比大於1.8的水平井為大位移水平井。其難度在於鑽進過程摩阻大，滑動鑽進加壓困難。採用鑽具倒裝，多旋轉少滑動，保證井眼平滑等措施來減少摩阻。同時，隨著井深增加摩阻增大，下入減阻器（Agitator）幫助克服摩阻。

2.懸空側鑽技術

在煤層段側鑽，不可能像油氣井那樣填水泥候凝側鑽。側鑽時沒有井壁支撐，增加了側鑽難度。採用選好側鑽點和控制鑽時等措施來保證側鑽成功率。

PHH-001井在後期施工中採用了兩次側鑽進行兩個分支井的施工。在側鑽時，主要做好了側鑽點、側鑽鑽頭、井下造斜工具、鑽具組合、鑽進方式的選擇等工作，側鑽效率較高，一般2小時能形成完整的新井眼。

（三）綜合錄井

1.地質錄井

地質錄井主要是：岩屑錄井和鑽時錄井，並取全、取准各項原始數據，以獲取地質資料建立鑽井地層柱狀。岩屑、鑽時錄井：一開井段不做要求，進入基岩風化帶超過20.00m，一開井深50.20 m；二開、三開按設計要求進行錄井工作。

2.氣測錄井

本井錄井使用的氣測錄井儀是上海神開科技工程有限公司生產的SK-2Q02C快速色譜錄井儀，主要適用於煤層氣、天然氣的勘探、開發的儀器設備，它的核心部分為高靈敏快速色譜。SK-3Q03氫焰色譜儀。SK-3Q03氫焰色譜儀是鑽井勘探領域的淺層、薄層、地面導向的實時測量必備系統，是地面導向、薄層勘探、水平井勘探等鑽井勘探獲取鑽井現場與科研第一手信息的重要儀器，一般的綜合錄井儀分析周期是2min，SK-3Q03氫焰色譜儀的分析周期是30s，使用它可發現0.5m以下的薄煤層，是煤層氣勘探開發的新一代綜合錄井儀。

氣測錄井是根據鑽井過程中鑽遇煤氣層，氣體浸入泥漿鑽井液中返出地面，經電動脫氣器分離後進入色譜儀，從而分析出氣體成分，是發現煤氣層的重要手段,也關繫到鑽井施工等相關作業。對氣測異常井段及時做出了預報和初步解釋，保障了水平井的順利施工。

3.伽馬錄井

本井三開水平段鑽進過程中，在MWD隨鑽測斜儀中增加伽馬探管,利用自然伽馬曲線在不同地層中的反映，特別是在煤層頂、底板為泥岩時，自然伽馬曲線具有明顯的幅值反映。能夠分析判斷鑽頭是否在煤層中，當鑽頭穿透煤層到達其頂、底板時，能夠及時調整MWD隨鑽測斜儀鑽進參數，使鑽頭重新回到煤層中。利用伽馬錄井配合鑽時、氣測、岩屑錄井，能夠很好地分析解釋鑽頭在煤層中水平鑽進，起到地質導向的作用。

（四）測井

測井內容及要求如下表。

全國油氣資源戰略選區調查與評價

8、端氏多分支水平井工程技術

一、煤層氣多分支水平井的井型和設計優化

（一）多分支水平井命名規則

井名分4種：工程井、生產井、主水平井、分支水平井。

井名的命名一般採用如下規則，井名由區塊、工程井、翼數、生產井組成。如DS01-1V，DS表示「端氏」區塊名稱，以漢語拼音首個字母縮寫；01表示第一個工程井，-1表示第一個翼，-1V表示該翼的生產井，-L1表示第一個分支水平井。

生產井用V表示，如DS01-1V。主水平井用M表示，如DS01-1-M。分支水平井用L表示，如DS01-1-Ln，n為分支數目（圖6-1）。

圖6-1 多分支水平井井名的命名規則

多分支水平井由工程井和生產井組成一翼，工程井包括直井段、造斜段和水平段，水平段包括主支和分支。生產井為直井，在煤層段造洞穴，並與水平段連通（圖6-2）。

圖6-2 單翼多分支水平井生產井和工程井組合圖

為了提高井場利用效率，在一個井場可以設計一翼到四翼多分支水平井，使分支水平井網路布滿煤層的抽排面積。

（二）井型分類

示範工程共實施6口多分支水平井，對5種類型的井進行了試驗。

1.按工程井和生產井組合分類

按工程井和生產井組合情況，分為工程井和生產井分離的多分支水平井、工程井和生產井合一的多分支水平井。前者如DS01-1、DS02-1、SX01-1（圖6-3），後者如PHH-001、PHH-002（圖6-4）。

圖6-3 工程井和生產井分離的多分支水平井

圖6-4 工程井和生產井合一的多分支水平

2.按主支數量分類

按主支數量，本次可以分為單主支多分支水平井和雙主支多分支水平井，如PHH-001、PHH-002、DS02-1、SX01-1（圖6-5）。

3.按完井類型分類

按完井類型，本次進行末端對接試驗，採用單支水平井，分工程井和生產井，因此稱為末端對接水平井。例如DS20-1、GSS-008-L1、BD4-L1～BD4-L4（圖6-6）。

圖6-5 單主支多分支水平井

圖6-6 末端對接水平井

4.不同類型井優點

這些類型不同的多分支水平井，針對不同的地形、地質條件和煤層特徵進行設計和部署，以最低的工程成本，獲得最好的生產效益。

單翼雙主支多分支水平井，如DS01-1井，優點在於施工方便，主井眼不易損壞，有利於井壁保持穩定，避免由於工程施工中頻繁活動而導致井壁坍塌，堵塞井眼。同時有利於增加分支井數，增大排泄面積。

工程井和生產井合而為一，如PHH-001、PHH-002井，優點是節省工程量，降低成本，減少技術難度，不用進行兩井連通的高難度高技術施工程序。缺點是井下泵無法下到近煤層的低位位置，距煤層距離一般還有20m左右，泵只能下到彎曲區段，因此，抽油機桿易被磨損。

單翼雙主支多分支水平井和工程井、生產井合而為一的多分支水平井的設計，是一種創造性地設計，在本項目得到第一次應用和試驗，是一次具有創造性的實踐，具有非常重要的意義，推廣價值巨大。

（三）井型設計和優化

水平井井型設計和優化對鑽井的成功具有重要意義。DS01-1等利用landmark設計軟體優化多分支水平井施工設計。PHH-002等井軌跡採用蘭德馬克的Compass鑽井軌跡設計軟體包完成，鑽井軌跡採用雙增剖面雙控制點，第一剖面採用曲率半徑較大，造斜率較低；第二剖面採用曲率半徑較小，造斜率較高，既降低了施工難度，又保證了軌跡控制，確保了在15號煤層的順利著陸。

1.井身結構

（1）工程井井身結構。一開：φ311.1mm鑽頭開鑽，下入φ244.5mm表套，水泥返至地面。二開：φ215.9mm鑽頭開鑽，下入φ177.8mm技套，水泥返至地面。三開：φ152.4mm鑽頭開鑽，下入主水平井及若干分支水平井，裸眼完井（表6-1、表6-2，圖6-7）。

表6-1 DS01-1井鑽頭程序

表6-2 DS01-1井鑽頭程序套管程序

圖6-7 工程井井身結構示意圖

（2）生產井井身結構。一開：φ311.1mm鑽頭開鑽，下入φ244.5mm表套，水泥返至地面。二開：φ215.9mm鑽頭開鑽，下入φ177.8mm技套，水泥返至地面；煤層段下玻璃鋼套管，造穴（表6-3、表6-4）。

表6-3 DS01-1V井鑽頭程序

表6-4 DS01-1V井鑽頭程序套管程序

2.鑽具組合

鑽具組合見表6-5。

表6-5 DS01-1井鑽具組合表

3.鑽井程序

鑽井程序見圖6-8。

圖6-8 施工工藝流程圖

4.鑽井液性能

鑽井液性能要求如表6-6。

表6-6 鑽井液性能要求

5.多分支水平井工程技術參數

多分支水平井工程技術參數如表6-7。

二、鑽井工藝技術

（一）工程井鑽井工藝

在工程井鑽井施工作業中分三開作業，作業流程和工藝詳述如下：表層一開，下表層套管固井；直井和造斜段二開，造斜點定向鑽進至煤層頂板著陸點，下套管固井；煤層水平段位三開，兩井對接連通鑽進，主井眼及分支井眼水平段鑽進，裸眼完井。

表6-7 多分支水平井技術參數

續表

（二）生產井鑽井工藝

（1）一開用311.1mm鑽頭鑽入基岩層2～5m後，下入φ244.5mm的套管並固井，水泥漿返至地面。

（2）候凝16h後二開，用φ215.9mm的鑽頭鑽至3號煤層底板下60m，循環干凈後起鑽，進行標准測井，准確確定煤層位置。

（3）測井後下入φ177.8mm的J55套管，煤層位置處帶一根玻璃鋼套管，然後用油井水泥固井，水泥返至3號煤層頂板200.00m以上，水泥漿密度1.85g/cm3。

（4）固井、候凝後，用φ152.4mm的鑽頭掃水泥塞，循環干凈後起鑽。

（5）根據煤層位置准確確定掃玻璃鋼位置後，下鑽掃玻璃鋼套管，循環干凈後起鑽。

（6）准確確定煤層位置後，下入掏穴工具至掏穴位置頂部，對煤層中部5.0m段掏穴，造穴井徑不小於500mm，循環干凈後起鑽。

（7）計算好填砂量，下鑽向井內投砂至預定深度，准確探定砂面後起鑽。

（8）將井場恢復至進場狀態。

（三）大位移分支水平井鑽井和懸空側鑽技術

1.大位移分支水平井鑽井

斜深與垂深之比大於1.8的水平井稱大位移水平井。其難度為鑽進中摩阻大，滑動鑽進加壓困難。採用鑽具倒裝，多旋轉少滑動，保證井眼平滑等措施減少摩阻。同時，隨井深摩阻增大，需入減阻器（Agitator）幫助克服摩阻。

2.懸空側鑽技術

在煤層段側鑽，不可能像油氣井填水泥候凝側鑽。側鑽時沒有井壁支撐，增加了側鑽難度。採用選好側鑽點和控制鑽時等措施來保證側鑽成功率。

根據實鑽井眼軌跡數據及DS01-1-L1靶點地質調整結果，做DS01-1-L1剖面數據。

起鑽至L1井的側鑽點位置，開始循環拉槽，定向、側鑽。根據主井眼滑動調整軌跡時工具的造斜率，確定側鑽分支時馬達的彎角。

側鑽時穩定工具面後，採取連續滑動的方式，盡快側鑽出新井眼。鑽進5m後逐漸加快機械鑽速，側鑽結束後，進行LWD實時測井。

滑動側鑽及轉盤穩斜鑽進均在煤層中鑽進，注意摩阻扭矩的變化。

鑽完L1井後，循環20min。起鑽至L2井的側鑽點位置。重復上述步驟，完成其餘分支井眼的作業。

起鑽至井口，關閘板防噴器，准備完井作業。

PHH-001井在後期施工中採用了兩次側鑽進行兩個分支井的施工。在側鑽時，主要做好了側鑽點、側鑽鑽頭、井下造斜工具、鑽具組合、鑽進方式的選擇等工作，側鑽效率較高，一般2h能形成完整的新井眼。

（四）綜合錄井

1.地質錄井

地質錄井主要是岩屑錄井和鑽時錄井，並取全、取准各項原始數據，以獲取地質資料建立鑽井地層柱狀。岩屑、鑽時錄井：一開井段不做要求，進入基岩風化帶超過20.00m，一開井深50.20m；二開、三開按設計要求進行錄井工作。

（1）岩屑錄井。岩屑錄井是建立地層柱狀的依據，也關繫到鑽井施工等相關作業。嚴格按照《地質錄井作業規范》的要求，加強錄井前的各項准備工作。撈取岩屑嚴格按照錄井規范做到不漏包、不丟包；清洗岩屑根據不同岩性採用不同工具和方法，保證了岩屑的數量和質量。岩屑描述實行專人負責，同時參考鑽時等有關資料，准確鑒定岩煤屑，為建立地層柱狀提供可靠的基礎資料。

（2）鑽時錄井。鑽時數據是繪制鑽時曲線的依據，而鑽時曲線是岩煤屑鑒定描述、進行地質分層的重要輔助資料，本井嚴格按照設計要求，准確地獲取了全井的鑽時數據。一開不要求；二開後進行鑽時錄井每0.5m記錄1點，為繪制鑽時曲線、劃分地層、水平井定向鑽進提供准確數據。

2.氣測錄井

（1）氣測錄井儀簡述。本井錄井使用的氣測錄井儀是上海神開科技工程有限公司生產的SK-2Q02C快速色譜錄井儀，主要適用於煤層氣、天然氣的勘探、開發的儀器設備，它的核心部分為高靈敏快速色譜SK-3Q03氫焰色譜儀，SK-3Q03氫焰色譜儀是鑽井勘探領域的淺層、薄層、地面導向的實時測量必備系統，是地面導向、薄層勘探、水平井勘探等鑽井勘探獲取鑽井現場與科研第一手信息的重要儀器，一般的綜合錄井儀分析周期是2min，SK-3Q03氫焰色譜儀的分析周期是30s，使用它可發現0.5m以下的薄層煤層，是煤層氣勘探開發的新一代綜合錄井儀。

（2）氣測錄井儀的使用。氣測錄井是根據鑽井過程中鑽遇煤氣層，氣體浸入泥漿鑽井液中返出地面，經電動脫氣器分離後進入色譜儀，從而分析出氣體成分，是發現煤層氣的重要手段，也關繫到鑽井施工等相關作業。本井嚴格按照《綜合錄井作業規范》的要求，加強錄井前的各項安裝准備工作。氣測錄井嚴格按照設計要求自二開至完鑽進行全自動連續測量，每1m記錄一點所測資料，全烴為連續記錄曲線，做到不漏點、不漏測；對氣測異常井段及時做出預報和初步解釋，保障了水平井的順利施工。

3.伽馬錄井

本井三開水平段鑽進過程中，在MWD隨鑽測斜儀中增加伽馬探管，利用自然伽馬曲線在不同地層中的反映，特別是在煤層頂、底板為泥岩時，自然伽馬曲線具有明顯的幅值反映。能夠分析判斷鑽頭是否在煤層中，當鑽頭穿透煤層到達其頂底板時，能夠及時調整MWD隨鑽測斜儀鑽進參數，使鑽頭重新回到煤層中。利用伽馬錄井配合鑽時、氣測、岩屑錄井，能夠很好地分析解釋鑽頭在煤層中水平鑽進，起到地質導向的作用。

（五）測井

測井內容及要求如表6-8。

表6-8 煤層氣多分支水平井測井內容及要求

三、定向和導向技術

（一）LWD隨鑽地質導向技術

「LWD」為隨鑽測井3個英文單詞的簡寫。利用LWD導向，監測的主要參數是：地層自然伽馬值和電阻率值，據此來判斷鑽頭是在煤層中鑽進，還是到了頂板或底板。地質師根據判斷，要求定向井工程師隨時調整井眼軌跡，最大限度保證在煤層中鑽進（圖6-9）。

DS01-1V井採取「轉動+滑動」的復合鑽進方式，以及LWD隨鑽實時測井，能有效地實現鑽頭在目標層中穿行，導向鑽進不但要考慮煤層穿行率，同時還要考慮機械鑽速。

二開造斜井段設計造斜段狗腿度11.081°/30m，剖面設計為雙增圓弧剖面，連續造斜鑽進至3號煤層頂部，鑽至煤頂後，循環起鑽，調整馬達彎角。下鑽時准確確定馬達彎角方向，並預留反扭角；鑽完第一柱後每單根測斜，定向井勤預測軌跡；在斜井段內鑽具因故停止轉動（洗井、測斜、機修、保養等）時，鑽具需3～5min上提下放一次，活動距離不得小於6m，接立柱或起鑽時，所卸接頭需高於轉盤面1～2m，鑽進過程中不得轉動轉盤，接立柱時不得用轉盤卸扣。

圖6-9 地質導向示意圖

二開鑽進採用小鑽壓吊打，每50m測斜一次，保證井斜控制在2°以內。第二趟鑽增斜調整方位，採用Sperry-Sun MWD 測量方式，定向方式為高邊方式；第四趟鑽通井處理泥漿後下套管，起鑽測ESS多點；造斜鑽進時，地質工程師每2m撈砂一次，注意地層變化，造斜鑽進至煤層頂板後，控制鑽速，進入煤層斜深1m結束二開。固井設計時，因造斜率比較高，決定少下扶正器，具體為：入井第1根套管最下端加剛性扶正器1隻，100～380m井段每3根加彈簧扶正器1個每5根套管灌漿一次。

三開鑽進，試壓後鑽入新地層1m，處理泥漿後起鑽，接入「LWD+Motor」鑽具組合，按定向井的要求井口作業及測試；下鑽到底後，循環一周後導向鑽進；LWD實時檢測軌跡，保持井眼在煤層的中上部運移，鑽進過程中，解釋工程師密切注意實時測井曲線，發現雙Y曲線異常波動，及時與地質監督溝通，並結合返出岩屑，判斷井眼軌跡趨勢，及時採取措施，特別注意鑽入底部的粉煤層；注意震動篩煤的返出量，若返出量減少，立管壓力（LWD及錄井檢測）波動大，採取控制轉速等措施，保持井眼清潔；加強錄井、LWD監測，及時反饋，盡可能保持井眼在煤層中上部穿行；各分支井眼鑽進，進行LWD實時測井。

（二）MWD+伽馬探管+鑽時、岩屑、氣測錄井組合定向

PHH-001和PHH-002多分支水平井在水平段鑽進中，採用MWD無線隨鑽測斜儀進行定向鑽進，配合鑽時錄井、岩屑錄井、氣測錄井、伽馬錄井等方法進行地質導向。極大地降低成本，獲得了十分有效的定向結果。

根據地層性質，鑽進煤層時，鑽時小、伽馬值低、甲烷氣測值高；鑽入煤層頂板泥岩時，鑽時較大、伽馬值極高、甲烷氣測值較低；鑽遇石灰岩時，鑽時大、伽馬值較高、甲烷氣測值低。

煤層中施工水平井時，煤層鑽遇率是工程成功與否的關鍵。在施工中，施工方根據煤層鑽進的特點，總結一套有效保證煤層鑽遇率的方法。煤層鑽進時，氣測顯示值遠高於在頂底板的氣測顯示值，鑽時則明顯低於鑽進頂底板的鑽時；同時，將伽馬探管接在離鑽頭較近的位置，根據15號煤層低伽馬顯示值的特性，進行地質導向，取得了很好的效果，PHH-002井煤層鑽遇率高達80.7%。

（三）無線隨鑽測斜定向技術

PHH-001、PHH-002井採用國產無線隨鑽系統進行鑽井軌跡控制。在實際施工中，採用不同造斜率的螺桿鑽鑽進，RST-48型無線隨鑽系統電子探管將井底參數通過泥漿傳輸至地面，遠程計算機系統將泥漿脈沖進行解析後反饋給軌跡控制人員，軌跡控制人員通過採用滑動鑽進、復合鑽進、調整工具面、選擇鑽具造斜率等手段進行鑽井軌跡控制。

四、對接連通技術

與水平井對應直井所造的洞穴直徑一般為0.5～0.6m，水平井要穿過該洞穴，僅靠常規的精度很高的定向井測量儀器，一般來說是不可能的。必須採用專用連通儀器，用定向井測量儀器和工具作為配合，根據獲得的信號和指令，要求定向井工程師調整井眼軌跡，達到對接連通的目的（圖6-10）。

DS01-1 井鑽進參數：WOB 20～40kN；泵壓8MPa。

（1）直井下入VECTOR儀器。

（2）水平井接收信號，判斷與洞穴的相對位置。

（3）每3m測斜一次，根據定向井工程師的預測數據，連通工程師發出井斜、方位調整指令。

（4）定向井工程師依據指令，完成井斜和方位的調整。

（5）距洞穴3m，直井起出儀器。

（6）水平井旋轉鑽進連通，連通後鑽進10m左右，起鑽甩RMRS。

圖6-10 DS01-1工程井與生產井連通示意圖

五、排采技術

排采技術包括排采設備、排採制度和修井等方面的技術集成。

（一）排采設備

排采設備的選擇主要取決於井深、井底壓力、水的流速及氣的流速等因素。本項目直井選擇管式泵排采設備，工程井和生產井合一的水平井進行了專門的泵型試驗。

井口裝置包括：

（1）單井采氣系統。主要包括油、套環空出口+套管壓力表+支管線+火把。

（2）單井排液系統。主要包括油管出口+氣、水分離器+水計量表+排水管線。

（3）自動數據採集和設備自動控制系統。主要包括探頭、傳輸電纜。

CNG站的自動控制系統通過安裝於井口的探頭和傳輸電纜來採集各井的產水量和套管壓力數據及控制抽油機和電機的運行。

（二）排採制度

排采工作制度根據產水量和降液速度進行調整。各井各不相同，同一口井在排采先後階段需要適時調整。PHH-001、PHH-002、DS01-1V、DS02-1V井採用1.5～1.8m沖程，1.5～6.0次/min沖次，保證每日3～5m3的降液速率，滿足該井排液，保持液面平穩。

（三）壓力煤粉控制和管理

3號煤煤質較硬，排采過程中，可以隨井液進入泵筒的只有懸浮的微粒，略大的井下物都沉積在井筒中，所以該類井在排采過程中，特別是排采初期，應當定期進行檢泵，清除井筒內沉積物，保證後期產氣的穩定。

15號煤煤質較軟，初期排采強度過大，降液速度過快，使井底流壓突然變化，會造成井眼坍塌。所以該類井必須控制好降液速度，防止過快造成井眼坍塌，堵塞產氣通道。

（四）修井

排采期間由於產液含煤粉量大，井下有大量煤漿，運行時煤漿進入泵桶，部分隨井液排出地面，另有部分留在井桶內，造成凡爾堵塞或柱塞卡死，或因電路故障停機造成卡泵，因此排采井要定期進行修井作業。

六、裝備、工具

鑽井設備的選擇是鑽井成功的關鍵，水平井施工要求鑽機具備較大的提升能力和加壓鑽進能力。導向工具確保完成設計的井眼軌跡，提高煤層鑽遇率。對接系統要求准確連通。

（一）鑽機

1.ZJ30B鑽機設備清單

ZJ30B鑽機設備清單見表6-9。

2.T130XD頂驅車載鑽機

PHH-001、PHH-002井鑽井設備採用美國雪姆公司生產的T130XD頂驅車載鑽機。該鑽機主動力760馬力，名義鑽井深度1900m（311mm井徑，114mm鑽桿）。提升能力60t，頂驅給進能力14.5t，扭矩12kN·m，車載空壓機2.4MPa，排量38m3/min。井台可伸起2.41m，可以直接安裝防噴器。

表6-9 ZJ30B鑽機設備清單

續表

固控及防噴系統未列出。

該鑽機搬遷安裝極為方便，提升、回轉能力均能滿足煤層氣水平井施工的需要。該鑽機即可採用常規鑽井方法施工，也可採用空氣鑽井工藝施工。特別是該鑽機加尺時用時很短，一般不超過1min，有效地減少了鑽井時因停泵造成的井下復雜，使用鑽井設備見表6-10。

表6-10 鑽井設備配備表

（二）81/2″井眼井下特殊設備

81/2″井眼井下特殊設備見表6-11。

表6-11 81/2″井眼井下特殊設備清單

（三）6″井眼井下特殊設備

6″井眼井下特殊設備見表6-12。

表6-12 6″井眼井下特殊設備列表

七、鑽井液和儲層保護技術

（一）鑽井液性能要求

鑽井液性能要求見表6-6。

（二）鑽井液性能維護

（1）開鑽前檢查固控設備、配漿及循環系統是否符合要求，各開關閘門是否靈活。

（2）清泥漿罐，配漿。坂土漿需預水化24h以上。

（3）鑽進時開除砂器。一開結束，充分循環洗井。起鑽前適當提高泥漿黏切，確保表層套管順利下入。

（4）二開用好各種固控設備，保證鑽井液具有低的固相含量。

（5）造斜段確保井眼清潔；可以不定期使用稠泥漿段塞清洗井眼。

（6）造斜後應全面實施減阻防卡措施。

（7）通井鑽具到底後，充分循環洗凈，起鑽前打入3方稠塞。

（8）下套管前裸眼段注入防卡減阻液，確保套管順利下入；下套管完循環洗井時適當降低泥漿黏切，以提高水泥漿頂替效率。

（9）水平段在煤層中鑽進，以清水為介質，加強固控、除氣。觀察返出岩屑情況，可打入生物聚合物XC，提高井底的凈化效果。

（10）鑽進用好振動篩和除砂器，清除煤粉。

（11）為了確實保護好煤層，嚴格按照設計，採用清水鑽進，用XC液體清潔井眼時高黏返出時放掉，泥漿罐內鑽井液超過30s，放掉換清水。

本井在使用清水+生物聚合物鑽煤層時可能存在風險，特製定兩套預案，但未實施。

（三）煤層保護技術

煤層氣井施工時，煤儲層保護極為關鍵。在本次鑽井中，主要採用清水鑽井液鑽進，嚴格控制鑽井液固相含量、密度，井內岩粉較多時，通過泵入高黏無污染鑽井液排出岩粉，既保證了井內安全，又防止了儲層污染。

15號煤採用清水作為循環沖冼液鑽進，為減少對儲層污染，施工中嚴格控制清洗液的密度和固相含量，相對密度不超過1.03，由於煤層鑽速很快，煤屑多，鑽進一段時間需往井內泵入一定量的高黏無污染清潔液排出煤粉，保證井下既安全鑽進又不污染煤層。完井起鑽前採用清水清孔，替換孔內鑽井液，保持孔內清潔干凈，確保出氣通道暢通。三開水平井鑽井過程中，為避免和減少沖洗液中固相顆粒對煤層的污染，煤層水平井段使用吸水的鑽進。但是由於清水的攜帶能力低，特別是水平井段不可避免地會造成煤屑、岩屑床，因此在鑽進過程中，遇到井內復時，及時使用XC配製的清掃液進行清理，保持了井底干凈，有效地避免了埋卡鑽，確保了鑽進安全，為本井的勝利完井打下了堅實的基礎。

9、石油鑽井摩阻扭矩分析，除了landmark之外，還有什麼軟體？

鑽井技術。如果是現場的話除了壓井，其他沒有必須掌握的。不過如果能多掌握一些絕對是好事，比如定向井軌跡設計有好多種如Landmark_Compass、steer等，其他建模很實用。

10、旋轉導向鑽井技術是什麼？

旋轉導向鑽井技術是20世紀90年代出現的一項尖端自動化鑽井新技術。它的出現是世界鑽井技術的一次質的飛躍。旋轉導向鑽井技術的核心是旋轉導向鑽井系統。它主要由井下旋轉自動導向鑽井系統、地面監控系統和將上述兩部分聯系在一起的雙向通信技術組成。它具有鑽進時摩阻與扭阻小、鑽速高、成本低、建井周期短、井眼軌跡平滑、易調控並可延長水平段長度等特點。
旋轉導向系統按其導向方式可分為推靠鑽頭式和指向鑽頭式兩種。