专利钻进摩阻

1、旋挖钻机使用的两种钻杆，机锁钻杆和磨阻钻杆的区别

机锁钻杆又称凯氏钻杆，每节钻杆外壁上有两道或三道锁槽，向下钻进时每节钻杆底部内侧的驱动键可进入锁槽使各节钻杆锁定，可以将钻机向下的驱动力全部传递到钻头，适用于较硬地层钻进。
摩阻钻杆在每节钻杆外壁上没有锁槽，钻进时不能向下加压，适用于软地层钻进。

2、关键技术——可调弯接头

可调弯接头是指弯接头的弯角大小和方向可根据需要实时调整的一种井下导向工具，它属于定向钻井中的关键技术之一，同时也是本章讨论的取心、纠斜同步钻进方案的核心技术。国内外对可调接头的研究比较重视，国外已有不少相关产品推向市场，总的来说，按其工作方式可把可调弯接头分成四大类：静态偏置推靠钻头工作方式、静态偏置指向钻头工作方式、动态偏置推靠钻头工作方式、动态偏置指向钻头工作方式，如图6.1所示。

图6.1 导向工具（可调弯接头）的分类

6.2.1 国外研究现状

国外在可控弯接头的研究工作起步较早，20世纪90年代初，Schlumberger Anadrill钻井公司技术人员提出了“地面闭环自动控制钻井系统”方案，从而揭开了可调导向定向钻进技术发展的新篇章。目前，国外对可调弯接头的研究已经进入了智能控制的时代，最具代表性的是Baker Hughes推出的Auto Trak不旋转外筒式闭环自动导向钻井系统、Schlumberger Anadrill公司的Power Drive全旋转导向钻井系统和Sperry-Sun产品服务公司推出的Geo-Pilot旋转导向自动钻井系统三者的可调导向工具。

（1）AutoTrak旋转闭环系统

AutoTrak旋转闭环系统的井下偏置导向工具由不旋转外套和旋转心轴两大部分通过上下轴承连接形成一可相对转动的结构。旋转心轴上接钻柱，下接钻头，起传递钴压、扭矩和输送钻井液的作用。不旋转外套上设置有井下CPU、控制部分和支撑翼肋。图6.2是井下偏置导向工具的导向工具实物和原理示意图。当轴向均匀分布的三个支撑翼肋分别以不同液压力支撑于井壁时，不旋转外套将不随钻柱旋转，同时，井壁的反作用力将对井下偏置导向工具产生一个偏置合力。所以，通过控制三个支撑翼肋的支出液压力的大小，便可控制偏置力的大小和方向，控制导向钻井。

图6.2 AutoTrak导向工具

（2）PowerDriver旋转导向钻井系统

与Auto Trak RClS系统靠独立的液压系统为支撑翼肋的支出提供动力来源不同的是，Power Driver SRD系统的支撑翼肋的支出动力来源是钻井过程中自然存在的钻柱内外的钻井液压差。如图6.3所示，有一控制轴从控制部分稳定平台延伸到下部的翼肋支出控制机构，底端固定上盘阀，由控制部分稳定平台控制上盘阀的转角。下盘阀固定于井下偏置工具内部，随钻柱一起转动，其上的液压孔分别与翼肋支撑液压腔相通。在井下工作时，由控制部分稳定平台控制上盘阀的相对稳定性；随钻柱一起旋转的下盘阀上的液压孔将依次与上盘阀上的高压孔接通，使钻柱内部的高压钻井液通过该临时接通的液压通道进入相关的翼肋支撑液压腔，在钻柱内外钻井液压差的作用下，将翼肋支出。这样，随着钻柱的旋转，每个支撑翼肋都将在设计位置支出，从而为钻头提供一个侧向力，产生导向作用。

图6.3 PowerDriver导向工具

（3）Geo-Pilot旋转导向自动钻井系统

Geo-Pilot旋转导向钻井系统也是一种导向工具，但与AutoTrak系统和Power Driver系统不同的是，Geo-Pilot旋转导向钻井系统不是靠偏置钻头进行导向，而是靠旋转外套与旋转心轴之间的一套偏置机构使心轴偏置，从而为钻头提供了一个与井眼轴线不一致的倾角，产生导向作用。其偏置机构是一套由几个可控制的偏心圆环组合形成的偏心机构，当井下自动控制完成组合之后，该机构将相对于旋转外套固定，从而始终将旋转心轴向固定方向偏置，为钻头提供一个方向固定的倾角，如图6.4所示。

图6.4 Geo-Pilot导向工具

根据前面的分类方式，AutoTrak系统的导向工具属于静态偏置推靠钻头工作方式，PowerDriver系统的导向工具属于动态偏置推靠钻头工作方式，Geo-Pilot系统的导向工具属于静态偏置指向钻头工作方式。推靠式旋转导向系统的特点：侧向力大，造斜率高，但旋转导向钻出的井眼狗腿度大，轨迹波动大，不平滑，钻头和钻头轴承的磨损较严重。指向式旋转导向系统的特点：能钻出较平滑的井眼，摩阻和扭矩较小，可以使用较大的钻压，机械钻速较高，有助于发挥钻头的性能，钻头及其轴承承受的侧向载荷较小，极限位移增加，但是造斜率较低。

以上3种导向结构都是应用于商业市场的成熟技术，其中Geo-Pilot旋转导向自动钻井系统在我国渤海湾应用广泛，仅2005年和2006年两年时间该系统就完成了20多眼定向井（水平分支井）的施工，不管是增斜钻进、降斜钻进还是稳斜钻进，该系统都表现出了良好的性能。

上述3种导向工具的共同特点就是电子结构复杂，最高使用温度大多在250°以下，在超深井的应用中，还需要解决系统的高温等复杂工况的适用性问题。另外，孔底钻头和泥浆泵的性能也在很大程度上影响到上述系统在超深井中的应用。

6.2.2 国内研究现状

对于可调导向工具的研究，国内起步较晚，与国外差距较大。九十年代末，国内研制出具有划时代意义的“井下可控导向工具”，如：可变径稳定器、流场变向器、可控偏心器等，它们为实现“井下闭环导向智能钻井系统”提供了必要和充分的客观条件。目前，国内西安石油大学、胜利油田、中国地质大学等研究机构都在从事该方面的研究，部分研究成果已经进入现场使用阶段，下面对部分研究成果做简单介绍。

（1）地面遥控可调弯接头

该成果属于中国石油天然气集团公司“九五”攻关项目，其结构如图6.5所示。

图6.5 可调式弯接头结构示意图

该结构的工作原理为：当改变钻井液的排量时，就改变了钻铤内外钻井液的压差，从而改变了作用在上花键轴端面的力，在弹簧产生的力的共同参与下，就能使上花键轴产生向下和向上的运动。由于上花键筒、上花键轴、下花键轴端部具有斜面结构的特点，就使得上花键轴向下和向上运动时，上花键筒会与下花键筒产生相对转动。由于上、下花键筒的回转中心线与它们的外表面成一角度，所以当上花键筒和下花键筒之间发生相互转动时，它们的外表面就会产生角度的变化，即所需要的角度。这就达到了本发明的目的：在地面用钻井液排量的改变来控制井底弯接头角度的改变。与之先相关的“井眼轨迹遥控技术”，已获国家发明专利，但并未能进入商业应用。

（2）基于旋转导向钻进方式的可控弯接头系统

西安石油大学机械工程学院中原油田第三采油厂在CNPC钻井工程重点实验室的支持下，对可控弯接头导向机构基本原理进行了探索性研究，研制出原理性样机，取得了初步的成果，如图6.6所示。

图6.6 可控弯接头导向结构示意图

（3）动态推进式旋转导向工具

该工具由胜利油田承担国家“863”计划“旋转导向钻井系统关键技术研究”后，与西安石油大学联合开发，原理与斯伦贝谢的PowerDrive基本一样，如图6.7所示。该工具随西安石油大学的旋转导向钻具进行了20多次的地面试验，2006年8月在营122斜225井上进行了整个旋转导向钻井系统的联合现场试验，获得了成功，目前已基本成熟，但还未进入商业市场。

图6.7 动态推进式旋转导向工具

（4）国内其他研究成果

1）可控偏心器旋转导向工具。该工具由中海石油研究中心、西安石油大学及中海油田服务股份有限公司联合研制。导向原理与贝克休斯基本一样，液压动力来源于钻井液。2005年11月分别在长庆油田西28-022井、宁37-32井和渤海油田LD5-2-A1井进行了现场钻井作业试验。

2）动态指向式旋转导向工具。由海洋石油工程股份有限公司及西南石油大学，结合了哈里伯顿的Geo-Pilot的指向式结构和斯伦贝谢的Power Drive的随钻的下盘阀结构，提出了动态指向式旋转导向钻井工具的设计思想，目前还停留在理论阶段。

3）指向式旋转导向工具。中国地质大学对指向式旋转导向钻井工具的动力学分析和工作性能研究，且做出了偏置导向机构的实验样机，原理类似于Geo-Pilot，如图6.8所示。

图6.8 指向式旋转导向工具

综合国内关于可调弯接头的研究情况可以看出，各个研究机构的研究成果还基本处于室内研究和试用的阶段，离形成成熟产品应用于钻井工程还有很长的路要走，更不要说应用于未来超深井工程中。

3、专利技术DDC桩是干什么的？

灰土挤密桩柔性加固桩广泛使用，其最大缺点是加固施工用的桩锤小，成桩的桩径小，夯击能量小，桩体材料要有选择性，压密效果低，对桩侧土挤密的侧压力小，桩间土被加固的效果较差。加固后的复合地基，其承载性能虽有改善，但加载后都会发生变形或浸水有湿陷量。用这类柔性加固的复合地基，其地基承载力一般不超过原地基的2倍左右或接近于天然地基。且由于施工机具的限制，其处理深度也是有限的。因此用这些柔性加固的地基不适用于承受较大载荷或对沉降要求严格的重要建筑物。

灰土桩法处理深度浅，用料受限，地下有水或淤泥土时不能施工，桩间土处理后效果差，承载力提高幅度小，压缩变形量大，易发生缩颈与断桩，仅适用于一般建筑物。

《DDC工法》在加固地基时，采用强夯重锤对孔内填料以高压强动能强夯，使地基土受到很高的预压应力，处理后的地基浸水或加载都不会产生明显的压缩变形，复合地基承载比原天然地基可提高3倍～9倍。最大处理深度可达30m，桩体直径可达0.6m～2.5m。而且桩间土也受很大侧向挤压力，同样也被挤密加固。桩周土被挤密形成了强制挤密区、挤密区以及挤密影响区、复合地基的整体刚度均匀，这是一般柔性桩加固地基难以取得的效果。

由于上述各种柔性桩加固用料，要比DDC桩严格，如碎石桩、砂桩等用料不能就地取材，其工程造价必然较高。DDC工法工程用料适应性大，从建筑垃圾、土砂工业废料到含有块状石的土夹石料、煤矸石等各种工业废料以及它们的混合物均可使用。因此，DDC碴土桩具有广泛的适用性。用料可以就地取材，减少运输费用，造价会明显降低。

采用DDC工法加固的桩体，由于采用高能量的超压强夯击和动态冲、砸、挤压的强力压实和挤密作用，使桩体十分密实，在受到高压强动能夯击能后的桩体内力缓慢释放，对桩周土施加侧向挤压力。而桩周土受到的侧向强力挤密应力也向桩体慢慢释放，对桩体产生很大的侧向约束“抱紧”作用，使其具有半刚半柔性的特点。对于分层地基或软硬不均土层，桩体在施工挤密过程中，会形成“串珠”状态，有利于桩与桩侧土的紧密“咬合”，增大了侧壁摩阻力，使加固后的桩与桩间土形成一个密实整体。其复合地基不仅刚度均匀，而且承载性能显著改善。其桩土应力比一般为3倍～5倍。

在预算方面，主要区别在于：
1。灰土灰土挤密桩：基本上不夯扩，在计算工程量时不考虑夯扩的工程量。
2.DDC灰土挤密桩就是夯扩桩的一种，通过重锤对成孔进行夯扩，所以如果设计的桩径300用DDC做出来就是400或500了，所以在计算工程量时一定要按夯扩后孔径计算。

3.由于建设单位在出图阶段，有可能只注明ddc却未提供具体参数，在报价时一定要向建设单位提出，以避免风险。
我们去年就遇到了这个问题，差点赔200万，费了很大劲才扭转回来 DDC灰土挤密桩与普通灰土挤密桩主要是施工工艺不同。 定额规定：灰土挤密桩按设计图示桩长加0.25m乘以断面以立方米计算，若施工中发生缩孔，须再次进桩达设计要求时，另增加重桩部分消耗量：人工0.072工日/m3，机械2.5t履带式柴油打桩机0.0142台班/m3。桩孔发生缩颈但经原设计部门批准弃之不用或灌料至批准部位的材料量按灌注深度占设计全长比例计算。

4、钻井上提和下放:摩阻在指重表上怎么看？

注意：在进行摩阻测试时，也需要记录开始上提钻具时最大的静态悬重，这一数据将用于确定从静态到动态的悬重是否会超过钻井设备或钻具的极限

5、　大位移钻井技术

大位移钻井技术是20世纪80年代后期在国外逐步兴起的一项钻井新技术。90年代末，中国海洋石油将这项新技术成功用于开发边际油田和一般油田，以减少生产平台建设费用。

所谓大位移定向井是指水平位移与垂直深度之比大于2的定向井，通常比值接近2的定向井也称为大位移井。大位移钻井技术是在定向井技术基础上发展起来的。

我国海上石油从1968年开始在渤海湾钻丛式定向井。当时定向工具是涡轮钻具＋弯接头＋扶正器，地面钻具划线法人工计算定向。造斜段每钻一个单根或立柱起钻电测井斜和方位，精确度低、效率低、风险大。造斜达到设计最大井斜后才改用稳斜钻具钻进。1968～1975年运用这套原始技术在渤海多座平台上钻定向井数十口，使当时海洋丛式井钻井技术在国内处于领先水平。

1976年从国外引进了单点照相测斜仪和戴纳（DYNA）井下动力螺杆钻具，从此由井下定向代替了地面定向，提高了定向精度和钻井效率，使定向钻井技术走上了一个新阶段。

1979年运用新的定向工具在渤海8号平台上钻定向井12口，平均井深3321m，最大水平位移1184m，平均建井周期55天，创造了国内新水平。

1980年中国海油对外合作后进入了大规模油田开发期，陆续引进先进的定向工具。1982年渤海埕北油田定向井使用戴纳和纳威（NAVI）钻具，有缆随钻测斜仪（DOT），进一步提高了钻井效率。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年先后引进有线随钻测斜仪 SST、电子多点测斜仪、抗磁性干扰测斜仪（SRD）、陀螺测斜仪（BOSS）、无缆随钻测斜仪（MWD）等先进仪器和戴纳及纳威钻具，使定向工具达到国际水准。并对定向钻井人员进行国内外培训，使海洋定向井技术进入现代化水平。至90年代后期，在涠洲10-3、渤中28-1、锦州20-2、绥中36-1等油气田完成定向井数百口，其中不少井为大斜度井和较大位移井。1991～1992年还分别钻成渤中28-1-N6H和涠洲11-4-A13两口水平井。

1993年海油南北定向井专业队伍合并，成立海洋定向井技术服务公司，进一步加强了技术引进和开发工作。先后引进导向马达（AKO）、Land mark定向井应用软件，对导向钻井技术、三维大位移钻井技术、水平井技术等进行攻关，并取得突破性进展，使导向钻井技术必备要素成龙配套。

首先完善了导向钻具组合，PDC钻头＋可调弯角大功率导向马达（AK0)＋随钻测斜仪（MWD），其次应用定向井计算机专用软件包，同时培养了一批有经验、又掌握现代技术的定向井工程师，为导向钻井技术的应用打下了基础。从1995年起导向技术在优快钻井和密集型丛式钻井中发挥了明显作用。

在导向钻井技术成熟应用的基础上，又引进LWD，使导向技术进入地质导向钻进阶段，在平湖气田等10多口水平井钻井中应用效果良好。

有了成熟的导向钻井技术，也就为大位移钻井技术打下了坚实基础，使海洋石油大位移钻井技术一上手就旗开得胜，取得一个接一个的胜利（表11-1）。

表11-1　中国海洋石油大位移井统计表（至2002年）

一、西江24-1油田大位移井开发技术

西江24-3油田位于我国南海北部珠江口盆地，水深100m，由中国海油与菲利普斯及派克顿公司合作开发。距该油田东部8km的西江24-1油田含油面积4.2km2，探明地质储量465 ×104m3，油层埋深2500～2800m，是1985年发现的油田。发现井试油日产1905m3，采油指数高达370m3/d.MPa，具有高渗透率、流动性好、不出砂、充足的水体能量，不需注水采油等优点。但是，按常规方法建生产平台或水下井口则无开发价值。直到1995年根据合作伙伴菲利普斯在英国北海钻大位移井的经验和BP公司钻成位移超过8000m开发井的启示，产生了从西江24.3油田生产平台上钻大位移井到西江24-1油田进行开发的新思路。经论证此方案开发费用只需常规开发费用的38%～48%。

1996年中国海油成立大位移井钻井工程专家组，分别对油藏模拟、开发计划可行性、大位移井可行性等三大项14个专题进行深入细致的研究和评估。对综合钻井生产平台、钻机负荷、动力需求、摩阻、扭矩、测量技术要求、井眼稳定与清洗、钻井程序、水力参数等进行反复调研与实验分析，得出了详尽的数据报告，依据可靠的研究，制定出钻机改造计划、钻井计划及实施方案。

经过缜密组织和准备，1996年11月西江24-3-A14大位移井开始钻井作业，次年6月完井并投产。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°，中靶半径45m。降斜段钻穿14个砂岩油层，地质储量增加近1倍，达到875×104m3。

该井创3项世界第一纪录：①最大水平位移8062.7m；②311.1mm

裸眼井段长5032m；③MWD/LWD实时传输接收讯号深达9106m。

该井还创造了两项世界第二纪录：①井深9238m；②244.5mm

套管下深6752m。

（一）西江24-3-A14大位移井钻井工程难点

a．井深：设计9450m，实钻9238m，前所未有；

b．“S”形井身剖面，井眼轨迹控制难度大；

c．裸眼井段长，最长5032m，维持井壁稳定、套管防磨难度大；

d．地质条件复杂：有大段水敏性泥页岩，钻遇断层和砂泥岩应力段；

e．靶心直径要求高：设计152m，实际90m;

f．井斜大（设计最大斜度79.14°，实际86.2°）、裸眼长，井眼清洗难度大；

g．安全固井和完井难度大；

h．设备需长时间高负荷运转，扭矩最大达69147N·m，大钩负荷最大达3825kN，井架最大负荷680t，最大排量5.7m3/min，最高泵压47MPa。

该井虽然难度大，但在专家们共同努力下，顺利完成钻井作业并成功投产。投产后日产原油稳定在1000t左右，半年多时间就收回全部投资2261万美元。

在西江24-3-A14井成功的鼓舞下，1999～2002年又从西江24-3油田平台向西江24-1油田钻成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。投资也大幅度降低，投资最高的A17井1800万美元，最低的A18井为985万美元。

（二）新工艺和新技术

西江大位移井之所以取得百分之百的成功，新工艺和新技术的应用起了关键作用。应用的主要新工艺和新技术如下。

1．导向工具

①TRACS和AGS可遥控变径稳定器；②新型加长内喷嘴导向马达；③旋转钻进自动导向系统；④配合“PowerDrive”旋转导向工具特制PDC高效保径钻头，适应软硬地层钻进，可倒划眼；⑤液力加压系统。

2．降摩阻/扭矩工具与技术

①扭矩/摩阻监测计算软件；②软扭矩旋转系统；③非旋转钻杆保护器（NRDPP）；④直读扭矩指示器；⑤低扭矩、低摩阻钻井工具；⑥钻压扭矩短节。

3．测量仪器与技术

①高精度差率示波陀螺仪；②地面综合处理钻井录井测量讯号显示系统（IDEAL）；③MWD/LWD、（CDR+AND）/APWD等多联随钻测量及连续脉冲有效传输技术；④近钻头井斜/方位测量技术（AIM）；⑤MWD的“零间隙调控”（Zero—Gap脉冲器）和FSK(6BPS）新技术；⑥钻杆传送测井仪。

4．固井配套工具

①套管漂浮接箍；②滚柱式套管扶正器和螺旋套管扶正器；③自封式套管循环接头；④可切削式套管鞋；⑤斜井用可旋转尾管悬挂器。

5．钻井液及其他

①低毒油基钻井液；②泥浆当量环空密度（ECD）和环空返速（MTV）监测软件；③先进配套的固控系统；④液压泥浆防喷盒和钻台真空吸液装置；⑤高扭矩φ140mmS-135钻杆；⑥机械效率与分析软件包（MEL）；⑦卡钻预测软件包（SPIN）。

二、歧口17～2和秦皇岛32-6油田大位移井钻井技术

渤海歧口17-2油田分为东西两个高点，西高点为油田主体。距主体4km的东高点，按常规至少要布6口开发井，建一座导管架，铺设4km海底管线。开发成本高，效益低。运用大位移井技术，从西高点生产平台打4口大位移井到东高点进行开发，可大幅度提高经济效益。

1999年在歧口17-2油田顺利完成4口大位移井钻井作业。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油田大位移井技术成功实践的基础上，在秦皇岛32-6油田钻成两口大位移水平井，开发该油田馆陶组油层。开创了利用大位移井技术开发单一油层、减少生产平台、降低油田开发成本的先例。秦皇岛32.6油田馆陶组油层按常规开发方案，需布生产井10多口，建一座生产平台，采用大位移水平井技术，只需钻两口井就可开发该油层，不仅提高经济效益，还缩短了油田建设周期。

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

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

歧口17-2和秦皇岛32-6油田大位移井的成功实践，新技术新装备的应用是关键。

（一）设备

a．购置“HIGHG”型线性振动筛、新型离心机等固控设备，增强了固控能力。

b.UE13200型绞车采用无功功率补偿技术，无新增设备情况下，使配电站负荷增加700kW，提高了绞车提升能力。

c．配置高强度139.7m钻杆，不仅保障了钻具安全性，也提高了井眼环空上返速度，增强了钻井液携屑能力。

（二）钻井设计

a．与石油院校合作，进行岩石力学、井壁稳定研究，为钻井设计提供依据。

b．井身结构、井眼轨迹运用计算机软件进行筛选优化。

c．与国内有关单位合作研制了一套扭矩、摩阻预测分析软件，在应用实践中证明误差不超过15%，接近外国公司同类软件的先进水平。

（三）钻井液

自主开发出水基聚合醇（PEM）体系钻井液。具有强润滑性、摩阻系数小（0.1以下）、携屑性能强（钻屑热滚回收率达90.7%～93.2%）、对泥页岩抑制性强、对环境无毒害等优点。

（四）井眼轨迹控制技术

a．极软浅部地层大井眼造斜技术。300～500m井段，444.5mm(

）井眼造斜，井斜角达到70°以上进入稳斜段。

b．采用MWD/LWD和井下可变径稳定器，以及计算机软件技术，实施三维井眼轨迹控制。其中，在秦皇岛32-6-A26井使用了自主研制的可变径稳定器，试用效果良好。

（五）固井完井技术

a.244.5mm(

）套管采用套管漂浮接箍，顺利通过大斜度井段和水平井段，下入预计井深。

b．水平井尾管送入技术：适当扶正器，加重钻杆放在靠近直井段管柱上，以便增大轴向力推动尾管下行。

c．水平井段裸眼砾石充填技术。

d．筛管砾石充填完井技术。

e．套管射孔完井技术。

（六）堵漏技术

采用碳酸钙封堵漏层，可酸洗或油溶解堵。

三、大位移钻井技术成果显著

a．经济效益可观。钻大位移井开发油田的投资比常规开发方案低，可取得显著经济效益。西江24-1油田5口大位移井，截止2002年6月底已产原油256.3×104m3，总收入3.3亿美元，累计获净现金流1.2亿美元，政府税收1.5亿美元。预计经济生产寿命可至2008年，可累计产油2810桶，获净现金流2.3亿美元，政府税收可达2.7亿美元。

b．可为社会做出重大贡献。边际油田在我国海域已发现的油田中占有相当比重，大位移井技术为今后高效开发海洋边际油田闯出了一条新路，将为国家增加大量可用油气资源。

c．结合大位移井钻井与完井工程实践，对大位移井的井身结构与套管柱优化设计、井下扭矩/摩阻的数值模拟与控制、井壁不稳定性评估与控制、井眼轨迹导向控制与可视化、钻头选型、钻井液及井下工具等方面取得了创新性研究成果，形成了一套具有中国海油特色和国际先进水平的大位移井钻井与完井工艺技术，标志着我国运用高新技术开发海上边际油田进入了世界先进行列。

d．扩大了中国海洋石油在国内外的影响，并提高了声誉。围绕西江大位移钻井与完井工程，先后两次在广东省蛇口组织召开了来自世界十几个国家、几十家油公司及技术公司近百人的“大位移井技术国际研讨会”，表现了世界石油界对西江24-1油田大位移井开发成功的肯定及对技术成果的重视，产生了良好的效应。

6、在线寻 关于砂岩与卵石适用的复合片或金刚石

摘要：文章论述了作者二十多年来在研究深厚砂卵石覆盖层和基岩复杂地层金刚石钻进提高取心质量的成果和一套独立完整的工艺技术方法。上述地层岩心采取率可达到95%以上，并可取得原结构状岩心样。

关键词：岩心钻探,金刚石钻进,取心

1.前言

岩心钻探仍然是目前和今后国内外地质工作者获取直观地质资料的主要手段之一。提高岩心钻探取心质量是钻探工作者的主要职责和奋斗目标。勘探工作者经过数十年的努力，不断取得了一些进步，如各种取样器的研制，绳索取心钻具的推广，都提高了岩心钻探的取心质量。尤其是S系列植物胶钻井液的研制和SDB（及SD）系列金刚石钻具的改进，岩心钻探取心质量有了新的突破。大多数松散地层（砂卵石覆盖层）和破碎地层（基岩复杂地层）岩心采取率可提高到95%-100%,而且可以取得保持原结构状态的岩心，砂卵石层金刚石钻进获得成功并已普及，曾获得国家和省部级科技进步奖，国际金奖，获准三项国家专利。

取心质量从最早的概念和要求来说，就是岩心采取率，只要取出的岩心数量多就可以了。现代由于工程勘察的发展和质量要求的提高，还要求取出代表岩层结构、构造、成分、颗粒级配的原结构状岩心样。即使矿床勘探，取得原结构状岩心也是必要的，如金矿，可以防止分选和人为贫化；对于任何脉状矿体，都可以防止打丢，并保证含矿层的真实厚度和品位。因此现在的取心质量应该包括岩心采取率和岩心的原状结构程度两个指标。

植物胶类钻井液的应用，金刚石单动双管钻具的改进和操作工艺技术的完善，为取原结构状岩心样创造了条件，它已成为一套完整的工艺技术。二十多年来在全国许多大、中、小水电站的勘探，部分黄金矿的勘探，煤田地质勘探和金属矿床勘探，公路、铁路、桥基勘探和成都市所有中、高层建筑基础及地铁勘探，都采用了上述材料和工艺技术，取得了可靠的地质资料，解决了大量工程勘探难题。有些是过去常规方法多年无法解决的难题，如铜街子电站解决了河床基岩深埋隐伏断层取样，太平驿电站解决了深厚河床砂卵石覆盖层中多层透镜体砂层取样，三峡电站花岗岩全强风化层和滑坡体滑带取样率达到100％，广西百色电站取得了硬、碎硅质岩柱状岩心才使电站获得批准立项。还有许多电站探明了100米以上深覆盖层结构和解决了软弱夹层和滑坡体取样等等，矿床勘探的实例也比比皆是。

但是就全国地质勘探及工程勘察行业来说，还有许多单位不了解上述材料和工艺技术的优越性，或者没有真正掌握它的要领。诚然，任何一项新的技术，新的工艺都不可能是万能的，都会有它的适应性和局限性。因此目前还有许多勘探工程取心质量上不够理想或者存在难题。

本文企图将自己二十多年在深厚砂卵石覆盖层和基岩复杂地层岩心钻探提高取心质量的研究、体会和实践整理出来，与同行共同探讨，希望在有生之年，能看到同仁们在更多的勘探工程解决取心质量的难题。借此机会，感谢曾协助研究和试验的边广儒、崔金海、陈德俊等同志及有关单位的支持。

2.影响取心质量的因素

影响取心质量的因素可归纳为三个方面，即地质因素、技术因素和人为因素。掌握影响的因素就可探索提高取心质量的有利因素，消除不利因素。

2.1地质因素

地质因素是地质条件决定的取心难易程度，不论是覆盖层或者是基岩，大致可以分为三大类岩层：

第一类，是比较容易取心的地层，如比较完整或不很严重破碎的基岩以及泥岩等，用常规的钻探方法就可以满足取心的质量要求。

第二类，取心比较困难，或者相当困难的复杂地层，如砂卵石覆盖层、基岩的断层带、软弱夹层、严重破碎的挤压破碎带、软酥脆岩层以及自然状态下完整，但一经钻进就成为粗砂颗粒的岩层（如白云岩、硅质岩等），这类地层必须经过人们采用特殊的工艺技术措施和特殊的工具才能满足取心的质量要求。

第三类，取心非常困难，目前只能通过一定特殊工具采取部分代表性样品的地层，既不能保证岩心采取率要求，更不能保证岩样结构的地层，如基岩中已挤压破碎成均匀粗颗粒，又无粉状物充填的硬碎地层；砂卵石地层中的架空层，近代沉积的浅表层、人工堆积层、无细颗粒充填的均匀砾石层，石英砂岩卵石层，以及抽水井、降水井周围卵石层等等。后者砂卵石层通过一定的措施在一定的范围内，可以提高岩心采取率，但不能取得原结构岩心样。

下面重点研究解决的是第二类复杂地层钻进和取心问题。

2.2技术因素

技术因素是指人们采用的取心工具、材料和工艺技术措施对取心质量的影响。

2.2.1冲洗液的影响

从传统的要求来说，钻探冲洗液的作用只是冷却钻头，排除岩粉，保护孔壁（部分冲洗液）和润滑钻具（润滑冲洗液）四大功能。

传统的冲洗液如清水、加润滑剂的水溶液、泡沫液、泥浆及聚丙烯类无固相冲洗液，都对岩心有冲刷、浸润和液化作用，岩心中的松软破碎的细颗粒成分都会溃散而被冲掉，因此很难取得高质量的岩心。

现代植物胶类粘弹性钻井液的研究和应用，除了上述功能以外，还具有保护岩心（护胶作用），粘弹性减振作用和降摩阻效应三大特殊功能，这三大特殊功能为上述第二类复杂地层提高取心质量创造了必须的先决条件。S系列植物胶钻井液是目前使用最简单，效果最好的粘弹性钻井液。

2.2.2取心钻具的影响

取心钻具的影响包括钻具的种类、结构和加工质量。单管钻具只在完整岩层和取心质量无严格要求的地层中使用，孔底反循环钻具因为岩心严重分选和混乱，现在也很少应用。

金刚石单动双管钻具（绳索取心钻具也属于单动双管钻具）是当代国内外普遍使用的取心钻具。它的基本原理都是一样，但各自的结构、技术性能和加工质量都不一样，在其他条件相同的情况下，取心质量有很大区别。

钻具的单动性能是钻具影响取心质量的主要因素，它是钻具的结构设计和加工质量的综合效果，只要其中有一个零部件加工和配合有问题，都将会影响取心效果。绳索取心钻具，由于加工精度要求较高，普遍单动性能较好，但由于各个厂家水平不一样，因而还是各有差别。SDB系列钻具由于它的结构设计比较合理，只要保证它的加工质量要求，目前仍然是国内外单动性能比较好的单动双管钻具。但在深孔钻探中，存在有起下钻的麻烦。

技术性能是指所用钻头的种类、技术参数和加工钻具的材料质量及磨损程度。单动双管钻具所用钻头可以是热压孕镶金刚石钻头、电镀金刚石钻头、硬质合金钻头和复合片钻头，根据岩石选择相适应的钻头的种类和设计技术参数，才能获得最好的取心效果。其基本要求是钻进速度快，不易堵岩心，不磨损岩心，不因切削具的振动而破碎岩心。不难理解：选择的钻头进尺快，岩心在钻头处停留的时间短，被冲洗液冲刷的时间短；钻头设计的保径效果好，内径磨损小，不呈喇叭口，则不易堵岩心，避免岩心自磨；硬质合金双管钻头和复合片钻头不设计内出刃，在软岩中钻进不会因为钻具的晃动使岩心直径变小；在某些硬度不高的脆性岩层中钻进如果选用硬质合金钻头和复合片钻头，会因为振动较大，岩心破碎呈小颗粒状和砂砾状而无法卡取（如白云岩、大理岩、硅质岩等），实践证明上述这些因素都对取心质量有重大影响。

生产钻具的材料质量（主要是钢材质量）及其热处理效果，直接影响钻具零部件寿命和变形程度。零部件很快磨损和变形到一定程度，就不能保证钻具的单动性能，都会严重影响到取心质量。

2.2.3操作技术的影响

操作技术包括钻进参数和施工工艺。

就岩心钻探来说，钻进参数是指钻进时的压力、转速和泵量。泵量是影响取心质量最关键的钻进参数。不论哪一种冲洗液，泵量越大，冲刷岩心越严重，对软弱、破碎的岩心十分不利，因此应根据岩石的性质选择冲洗液的种类，保证冷却钻头和排除岩粉的条件下，应尽量采用最小的泵量。

泵压在正常条件下不作为钻进参数的要求，但是泵压在不正常时，会影响取心质量，应引起操作者注意，查明原因，采取措施排除。如泵压迅速增高或蹩泵，其原因如果是孔壁缩径坍塌或者粘性岩层糊钻及钻头磨损后水口太浅，钻具内泵压增高，冲洗液在高压下会破坏软弱、破碎和松散的岩心，因而会降低取心质量。如果是钻具或钻杆内堵塞，则可能产生烧钻或金刚石微烧。

施工工艺包括施工设计方案和具体操作细则，内容较多，在以后各章节中陆续叙述。

2.3人为因素

人为因素对取心质量的影响是人们对取心质量的要求和付出的努力的程度。由于工程勘探的目的不同，对取心质量的要求不一样，对于取心质量要求不高的钻孔，自然毋须花大的代价去追求高的取心质量。但对于取心质量要求高的工程和钻孔，特别是取心难度大的钻孔，不花代价是较难达到目的的。俗话说一分钱一分货，我这里说一分代价一份货。

这个代价包括单位领导直到机组人员的重视程度、组织措施和经费的付出。质量管理亦如逆水行舟，不进则退，不可能一劳永逸，窍门就是一个字--"抓"。

3.S系列植物胶钻井液的功能

S系列植物胶钻井液最早创硏于1984年，当时只有唯一的一个产品，商品名称叫SM植物胶钻井液，系发明专利。在国内地质勘探中畅销二十余年，由于原料资源减少，故已逐渐淘汰。2005年以来新研制开发的产品有SH和ST两种类型的植物胶，与SM胶一起统称为S系列植物胶。

SH和ST与SM胶一样，它们配制的钻井液，都是粘弹性钻井液，不仅具有其他钻探冲洗液的基本性能，而且具有与其他冲洗液不同的特殊功能；它们不仅可以配制无固相钻井液，而且是多功能的泥浆处理剂。

SH和ST植物胶配制的钻井液，与SM胶一样，由于胶体的吸附成膜作用，失水量较低，一般在10毫升/30分钟左右，在钻孔中，尤其是软、酥、脆地层和砂卵石地层护壁效果较好；使用中因为配制的表观粘度比较高，即使采用较小的泵量，排粉的能力也很强，可以排除3毫米以上的砂砾；它本身具有一定的润滑性，可降低水的润滑系数?，起到润滑钻具的作用。在采用必须的泵量保证冷却钻头的条件下，它们能够充分地起到普通钻探冲洗液四大功能的作用。值得深入探索和充分利用的是S系列植物胶（也包括其他较好的植物胶）配制的钻井液的特殊功能，这些特殊功能起到了普通钻探冲洗液不能起到的作用，因而解决了岩心钻探中一些较难解决的难题。

S系列植物胶配制的粘弹性钻井液表现出突出的特殊功能有三项：1、护胶作用（也叫护心作用）；2、粘弹性减振作用；3、减摩阻效应。（详细内容参见《水利水电钻探》1997年第1期《砂卵石层金刚石钻进和取样技术》

7、钻井工艺技术

（一）工程井钻井工艺

在工程井钻井施工作业中分三开作业，以DS01-1井为例。

一开直井段施工，二开造斜段施工，三开钻井时两井对接连通，连通后主井眼水平段钻进，三开分支井眼钻进。

（二）大位移分支水平井钻井和悬空侧钻技术

1.大位移分支水平井钻井

斜深与垂深之比大于1.8的水平井为大位移水平井。其难度在于钻进过程摩阻大，滑动钻进加压困难。采用钻具倒装，多旋转少滑动，保证井眼平滑等措施来减少摩阻。同时，随着井深增加摩阻增大，下入减阻器（Agitator）帮助克服摩阻。

2.悬空侧钻技术

在煤层段侧钻，不可能像油气井那样填水泥候凝侧钻。侧钻时没有井壁支撑，增加了侧钻难度。采用选好侧钻点和控制钻时等措施来保证侧钻成功率。

PHH-001井在后期施工中采用了两次侧钻进行两个分支井的施工。在侧钻时，主要做好了侧钻点、侧钻钻头、井下造斜工具、钻具组合、钻进方式的选择等工作，侧钻效率较高，一般2小时能形成完整的新井眼。

（三）综合录井

1.地质录井

地质录井主要是：岩屑录井和钻时录井，并取全、取准各项原始数据，以获取地质资料建立钻井地层柱状。岩屑、钻时录井：一开井段不做要求，进入基岩风化带超过20.00m，一开井深50.20 m；二开、三开按设计要求进行录井工作。

2.气测录井

本井录井使用的气测录井仪是上海神开科技工程有限公司生产的SK-2Q02C快速色谱录井仪，主要适用于煤层气、天然气的勘探、开发的仪器设备，它的核心部分为高灵敏快速色谱。SK-3Q03氢焰色谱仪。SK-3Q03氢焰色谱仪是钻井勘探领域的浅层、薄层、地面导向的实时测量必备系统，是地面导向、薄层勘探、水平井勘探等钻井勘探获取钻井现场与科研第一手信息的重要仪器，一般的综合录井仪分析周期是2min，SK-3Q03氢焰色谱仪的分析周期是30s，使用它可发现0.5m以下的薄煤层，是煤层气勘探开发的新一代综合录井仪。

气测录井是根据钻井过程中钻遇煤气层，气体浸入泥浆钻井液中返出地面，经电动脱气器分离后进入色谱仪，从而分析出气体成分，是发现煤气层的重要手段,也关系到钻井施工等相关作业。对气测异常井段及时做出了预报和初步解释，保障了水平井的顺利施工。

3.伽马录井

本井三开水平段钻进过程中，在MWD随钻测斜仪中增加伽马探管,利用自然伽马曲线在不同地层中的反映，特别是在煤层顶、底板为泥岩时，自然伽马曲线具有明显的幅值反映。能够分析判断钻头是否在煤层中，当钻头穿透煤层到达其顶、底板时，能够及时调整MWD随钻测斜仪钻进参数，使钻头重新回到煤层中。利用伽马录井配合钻时、气测、岩屑录井，能够很好地分析解释钻头在煤层中水平钻进，起到地质导向的作用。

（四）测井

测井内容及要求如下表。

全国油气资源战略选区调查与评价

8、端氏多分支水平井工程技术

一、煤层气多分支水平井的井型和设计优化

（一）多分支水平井命名规则

井名分4种：工程井、生产井、主水平井、分支水平井。

井名的命名一般采用如下规则，井名由区块、工程井、翼数、生产井组成。如DS01-1V，DS表示“端氏”区块名称，以汉语拼音首个字母缩写；01表示第一个工程井，-1表示第一个翼，-1V表示该翼的生产井，-L1表示第一个分支水平井。

生产井用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为分支数目（图6-1）。

图6-1 多分支水平井井名的命名规则

多分支水平井由工程井和生产井组成一翼，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。生产井为直井，在煤层段造洞穴，并与水平段连通（图6-2）。

图6-2 单翼多分支水平井生产井和工程井组合图

为了提高井场利用效率，在一个井场可以设计一翼到四翼多分支水平井，使分支水平井网络布满煤层的抽排面积。

（二）井型分类

示范工程共实施6口多分支水平井，对5种类型的井进行了试验。

1.按工程井和生产井组合分类

按工程井和生产井组合情况，分为工程井和生产井分离的多分支水平井、工程井和生产井合一的多分支水平井。前者如DS01-1、DS02-1、SX01-1（图6-3），后者如PHH-001、PHH-002（图6-4）。

图6-3 工程井和生产井分离的多分支水平井

图6-4 工程井和生产井合一的多分支水平

2.按主支数量分类

按主支数量，本次可以分为单主支多分支水平井和双主支多分支水平井，如PHH-001、PHH-002、DS02-1、SX01-1（图6-5）。

3.按完井类型分类

按完井类型，本次进行末端对接试验，采用单支水平井，分工程井和生产井，因此称为末端对接水平井。例如DS20-1、GSS-008-L1、BD4-L1～BD4-L4（图6-6）。

图6-5 单主支多分支水平井

图6-6 末端对接水平井

4.不同类型井优点

这些类型不同的多分支水平井，针对不同的地形、地质条件和煤层特征进行设计和部署，以最低的工程成本，获得最好的生产效益。

单翼双主支多分支水平井，如DS01-1井，优点在于施工方便，主井眼不易损坏，有利于井壁保持稳定，避免由于工程施工中频繁活动而导致井壁坍塌，堵塞井眼。同时有利于增加分支井数，增大排泄面积。

工程井和生产井合而为一，如PHH-001、PHH-002井，优点是节省工程量，降低成本，减少技术难度，不用进行两井连通的高难度高技术施工程序。缺点是井下泵无法下到近煤层的低位位置，距煤层距离一般还有20m左右，泵只能下到弯曲区段，因此，抽油机杆易被磨损。

单翼双主支多分支水平井和工程井、生产井合而为一的多分支水平井的设计，是一种创造性地设计，在本项目得到第一次应用和试验，是一次具有创造性的实践，具有非常重要的意义，推广价值巨大。

（三）井型设计和优化

水平井井型设计和优化对钻井的成功具有重要意义。DS01-1等利用landmark设计软件优化多分支水平井施工设计。PHH-002等井轨迹采用兰德马克的Compass钻井轨迹设计软件包完成，钻井轨迹采用双增剖面双控制点，第一剖面采用曲率半径较大，造斜率较低；第二剖面采用曲率半径较小，造斜率较高，既降低了施工难度，又保证了轨迹控制，确保了在15号煤层的顺利着陆。

1.井身结构

（1）工程井井身结构。一开：φ311.1mm钻头开钻，下入φ244.5mm表套，水泥返至地面。二开：φ215.9mm钻头开钻，下入φ177.8mm技套，水泥返至地面。三开：φ152.4mm钻头开钻，下入主水平井及若干分支水平井，裸眼完井（表6-1、表6-2，图6-7）。

表6-1 DS01-1井钻头程序

表6-2 DS01-1井钻头程序套管程序

图6-7 工程井井身结构示意图

（2）生产井井身结构。一开：φ311.1mm钻头开钻，下入φ244.5mm表套，水泥返至地面。二开：φ215.9mm钻头开钻，下入φ177.8mm技套，水泥返至地面；煤层段下玻璃钢套管，造穴（表6-3、表6-4）。

表6-3 DS01-1V井钻头程序

表6-4 DS01-1V井钻头程序套管程序

2.钻具组合

钻具组合见表6-5。

表6-5 DS01-1井钻具组合表

3.钻井程序

钻井程序见图6-8。

图6-8 施工工艺流程图

4.钻井液性能

钻井液性能要求如表6-6。

表6-6 钻井液性能要求

5.多分支水平井工程技术参数

多分支水平井工程技术参数如表6-7。

二、钻井工艺技术

（一）工程井钻井工艺

在工程井钻井施工作业中分三开作业，作业流程和工艺详述如下：表层一开，下表层套管固井；直井和造斜段二开，造斜点定向钻进至煤层顶板着陆点，下套管固井；煤层水平段位三开，两井对接连通钻进，主井眼及分支井眼水平段钻进，裸眼完井。

表6-7 多分支水平井技术参数

续表

（二）生产井钻井工艺

（1）一开用311.1mm钻头钻入基岩层2～5m后，下入φ244.5mm的套管并固井，水泥浆返至地面。

（2）候凝16h后二开，用φ215.9mm的钻头钻至3号煤层底板下60m，循环干净后起钻，进行标准测井，准确确定煤层位置。

（3）测井后下入φ177.8mm的J55套管，煤层位置处带一根玻璃钢套管，然后用油井水泥固井，水泥返至3号煤层顶板200.00m以上，水泥浆密度1.85g/cm3。

（4）固井、候凝后，用φ152.4mm的钻头扫水泥塞，循环干净后起钻。

（5）根据煤层位置准确确定扫玻璃钢位置后，下钻扫玻璃钢套管，循环干净后起钻。

（6）准确确定煤层位置后，下入掏穴工具至掏穴位置顶部，对煤层中部5.0m段掏穴，造穴井径不小于500mm，循环干净后起钻。

（7）计算好填砂量，下钻向井内投砂至预定深度，准确探定砂面后起钻。

（8）将井场恢复至进场状态。

（三）大位移分支水平井钻井和悬空侧钻技术

1.大位移分支水平井钻井

斜深与垂深之比大于1.8的水平井称大位移水平井。其难度为钻进中摩阻大，滑动钻进加压困难。采用钻具倒装，多旋转少滑动，保证井眼平滑等措施减少摩阻。同时，随井深摩阻增大，需入减阻器（Agitator）帮助克服摩阻。

2.悬空侧钻技术

在煤层段侧钻，不可能像油气井填水泥候凝侧钻。侧钻时没有井壁支撑，增加了侧钻难度。采用选好侧钻点和控制钻时等措施来保证侧钻成功率。

根据实钻井眼轨迹数据及DS01-1-L1靶点地质调整结果，做DS01-1-L1剖面数据。

起钻至L1井的侧钻点位置，开始循环拉槽，定向、侧钻。根据主井眼滑动调整轨迹时工具的造斜率，确定侧钻分支时马达的弯角。

侧钻时稳定工具面后，采取连续滑动的方式，尽快侧钻出新井眼。钻进5m后逐渐加快机械钻速，侧钻结束后，进行LWD实时测井。

滑动侧钻及转盘稳斜钻进均在煤层中钻进，注意摩阻扭矩的变化。

钻完L1井后，循环20min。起钻至L2井的侧钻点位置。重复上述步骤，完成其余分支井眼的作业。

起钻至井口，关闸板防喷器，准备完井作业。

PHH-001井在后期施工中采用了两次侧钻进行两个分支井的施工。在侧钻时，主要做好了侧钻点、侧钻钻头、井下造斜工具、钻具组合、钻进方式的选择等工作，侧钻效率较高，一般2h能形成完整的新井眼。

（四）综合录井

1.地质录井

地质录井主要是岩屑录井和钻时录井，并取全、取准各项原始数据，以获取地质资料建立钻井地层柱状。岩屑、钻时录井：一开井段不做要求，进入基岩风化带超过20.00m，一开井深50.20m；二开、三开按设计要求进行录井工作。

（1）岩屑录井。岩屑录井是建立地层柱状的依据，也关系到钻井施工等相关作业。严格按照《地质录井作业规范》的要求，加强录井前的各项准备工作。捞取岩屑严格按照录井规范做到不漏包、不丢包；清洗岩屑根据不同岩性采用不同工具和方法，保证了岩屑的数量和质量。岩屑描述实行专人负责，同时参考钻时等有关资料，准确鉴定岩煤屑，为建立地层柱状提供可靠的基础资料。

（2）钻时录井。钻时数据是绘制钻时曲线的依据，而钻时曲线是岩煤屑鉴定描述、进行地质分层的重要辅助资料，本井严格按照设计要求，准确地获取了全井的钻时数据。一开不要求；二开后进行钻时录井每0.5m记录1点，为绘制钻时曲线、划分地层、水平井定向钻进提供准确数据。

2.气测录井

（1）气测录井仪简述。本井录井使用的气测录井仪是上海神开科技工程有限公司生产的SK-2Q02C快速色谱录井仪，主要适用于煤层气、天然气的勘探、开发的仪器设备，它的核心部分为高灵敏快速色谱SK-3Q03氢焰色谱仪，SK-3Q03氢焰色谱仪是钻井勘探领域的浅层、薄层、地面导向的实时测量必备系统，是地面导向、薄层勘探、水平井勘探等钻井勘探获取钻井现场与科研第一手信息的重要仪器，一般的综合录井仪分析周期是2min，SK-3Q03氢焰色谱仪的分析周期是30s，使用它可发现0.5m以下的薄层煤层，是煤层气勘探开发的新一代综合录井仪。

（2）气测录井仪的使用。气测录井是根据钻井过程中钻遇煤气层，气体浸入泥浆钻井液中返出地面，经电动脱气器分离后进入色谱仪，从而分析出气体成分，是发现煤层气的重要手段，也关系到钻井施工等相关作业。本井严格按照《综合录井作业规范》的要求，加强录井前的各项安装准备工作。气测录井严格按照设计要求自二开至完钻进行全自动连续测量，每1m记录一点所测资料，全烃为连续记录曲线，做到不漏点、不漏测；对气测异常井段及时做出预报和初步解释，保障了水平井的顺利施工。

3.伽马录井

本井三开水平段钻进过程中，在MWD随钻测斜仪中增加伽马探管，利用自然伽马曲线在不同地层中的反映，特别是在煤层顶、底板为泥岩时，自然伽马曲线具有明显的幅值反映。能够分析判断钻头是否在煤层中，当钻头穿透煤层到达其顶底板时，能够及时调整MWD随钻测斜仪钻进参数，使钻头重新回到煤层中。利用伽马录井配合钻时、气测、岩屑录井，能够很好地分析解释钻头在煤层中水平钻进，起到地质导向的作用。

（五）测井

测井内容及要求如表6-8。

表6-8 煤层气多分支水平井测井内容及要求

三、定向和导向技术

（一）LWD随钻地质导向技术

“LWD”为随钻测井3个英文单词的简写。利用LWD导向，监测的主要参数是：地层自然伽马值和电阻率值，据此来判断钻头是在煤层中钻进，还是到了顶板或底板。地质师根据判断，要求定向井工程师随时调整井眼轨迹，最大限度保证在煤层中钻进（图6-9）。

DS01-1V井采取“转动+滑动”的复合钻进方式，以及LWD随钻实时测井，能有效地实现钻头在目标层中穿行，导向钻进不但要考虑煤层穿行率，同时还要考虑机械钻速。

二开造斜井段设计造斜段狗腿度11.081°/30m，剖面设计为双增圆弧剖面，连续造斜钻进至3号煤层顶部，钻至煤顶后，循环起钻，调整马达弯角。下钻时准确确定马达弯角方向，并预留反扭角；钻完第一柱后每单根测斜，定向井勤预测轨迹；在斜井段内钻具因故停止转动（洗井、测斜、机修、保养等）时，钻具需3～5min上提下放一次，活动距离不得小于6m，接立柱或起钻时，所卸接头需高于转盘面1～2m，钻进过程中不得转动转盘，接立柱时不得用转盘卸扣。

图6-9 地质导向示意图

二开钻进采用小钻压吊打，每50m测斜一次，保证井斜控制在2°以内。第二趟钻增斜调整方位，采用Sperry-Sun MWD 测量方式，定向方式为高边方式；第四趟钻通井处理泥浆后下套管，起钻测ESS多点；造斜钻进时，地质工程师每2m捞砂一次，注意地层变化，造斜钻进至煤层顶板后，控制钻速，进入煤层斜深1m结束二开。固井设计时，因造斜率比较高，决定少下扶正器，具体为：入井第1根套管最下端加刚性扶正器1只，100～380m井段每3根加弹簧扶正器1个每5根套管灌浆一次。

三开钻进，试压后钻入新地层1m，处理泥浆后起钻，接入“LWD+Motor”钻具组合，按定向井的要求井口作业及测试；下钻到底后，循环一周后导向钻进；LWD实时检测轨迹，保持井眼在煤层的中上部运移，钻进过程中，解释工程师密切注意实时测井曲线，发现双Y曲线异常波动，及时与地质监督沟通，并结合返出岩屑，判断井眼轨迹趋势，及时采取措施，特别注意钻入底部的粉煤层；注意震动筛煤的返出量，若返出量减少，立管压力（LWD及录井检测）波动大，采取控制转速等措施，保持井眼清洁；加强录井、LWD监测，及时反馈，尽可能保持井眼在煤层中上部穿行；各分支井眼钻进，进行LWD实时测井。

（二）MWD+伽马探管+钻时、岩屑、气测录井组合定向

PHH-001和PHH-002多分支水平井在水平段钻进中，采用MWD无线随钻测斜仪进行定向钻进，配合钻时录井、岩屑录井、气测录井、伽马录井等方法进行地质导向。极大地降低成本，获得了十分有效的定向结果。

根据地层性质，钻进煤层时，钻时小、伽马值低、甲烷气测值高；钻入煤层顶板泥岩时，钻时较大、伽马值极高、甲烷气测值较低；钻遇石灰岩时，钻时大、伽马值较高、甲烷气测值低。

煤层中施工水平井时，煤层钻遇率是工程成功与否的关键。在施工中，施工方根据煤层钻进的特点，总结一套有效保证煤层钻遇率的方法。煤层钻进时，气测显示值远高于在顶底板的气测显示值，钻时则明显低于钻进顶底板的钻时；同时，将伽马探管接在离钻头较近的位置，根据15号煤层低伽马显示值的特性，进行地质导向，取得了很好的效果，PHH-002井煤层钻遇率高达80.7%。

（三）无线随钻测斜定向技术

PHH-001、PHH-002井采用国产无线随钻系统进行钻井轨迹控制。在实际施工中，采用不同造斜率的螺杆钻钻进，RST-48型无线随钻系统电子探管将井底参数通过泥浆传输至地面，远程计算机系统将泥浆脉冲进行解析后反馈给轨迹控制人员，轨迹控制人员通过采用滑动钻进、复合钻进、调整工具面、选择钻具造斜率等手段进行钻井轨迹控制。

四、对接连通技术

与水平井对应直井所造的洞穴直径一般为0.5～0.6m，水平井要穿过该洞穴，仅靠常规的精度很高的定向井测量仪器，一般来说是不可能的。必须采用专用连通仪器，用定向井测量仪器和工具作为配合，根据获得的信号和指令，要求定向井工程师调整井眼轨迹，达到对接连通的目的（图6-10）。

DS01-1 井钻进参数：WOB 20～40kN；泵压8MPa。

（1）直井下入VECTOR仪器。

（2）水平井接收信号，判断与洞穴的相对位置。

（3）每3m测斜一次，根据定向井工程师的预测数据，连通工程师发出井斜、方位调整指令。

（4）定向井工程师依据指令，完成井斜和方位的调整。

（5）距洞穴3m，直井起出仪器。

（6）水平井旋转钻进连通，连通后钻进10m左右，起钻甩RMRS。

图6-10 DS01-1工程井与生产井连通示意图

五、排采技术

排采技术包括排采设备、排采制度和修井等方面的技术集成。

（一）排采设备

排采设备的选择主要取决于井深、井底压力、水的流速及气的流速等因素。本项目直井选择管式泵排采设备，工程井和生产井合一的水平井进行了专门的泵型试验。

井口装置包括：

（1）单井采气系统。主要包括油、套环空出口+套管压力表+支管线+火把。

（2）单井排液系统。主要包括油管出口+气、水分离器+水计量表+排水管线。

（3）自动数据采集和设备自动控制系统。主要包括探头、传输电缆。

CNG站的自动控制系统通过安装于井口的探头和传输电缆来采集各井的产水量和套管压力数据及控制抽油机和电机的运行。

（二）排采制度

排采工作制度根据产水量和降液速度进行调整。各井各不相同，同一口井在排采先后阶段需要适时调整。PHH-001、PHH-002、DS01-1V、DS02-1V井采用1.5～1.8m冲程，1.5～6.0次/min冲次，保证每日3～5m3的降液速率，满足该井排液，保持液面平稳。

（三）压力煤粉控制和管理

3号煤煤质较硬，排采过程中，可以随井液进入泵筒的只有悬浮的微粒，略大的井下物都沉积在井筒中，所以该类井在排采过程中，特别是排采初期，应当定期进行检泵，清除井筒内沉积物，保证后期产气的稳定。

15号煤煤质较软，初期排采强度过大，降液速度过快，使井底流压突然变化，会造成井眼坍塌。所以该类井必须控制好降液速度，防止过快造成井眼坍塌，堵塞产气通道。

（四）修井

排采期间由于产液含煤粉量大，井下有大量煤浆，运行时煤浆进入泵桶，部分随井液排出地面，另有部分留在井桶内，造成凡尔堵塞或柱塞卡死，或因电路故障停机造成卡泵，因此排采井要定期进行修井作业。

六、装备、工具

钻井设备的选择是钻井成功的关键，水平井施工要求钻机具备较大的提升能力和加压钻进能力。导向工具确保完成设计的井眼轨迹，提高煤层钻遇率。对接系统要求准确连通。

（一）钻机

1.ZJ30B钻机设备清单

ZJ30B钻机设备清单见表6-9。

2.T130XD顶驱车载钻机

PHH-001、PHH-002井钻井设备采用美国雪姆公司生产的T130XD顶驱车载钻机。该钻机主动力760马力，名义钻井深度1900m（311mm井径，114mm钻杆）。提升能力60t，顶驱给进能力14.5t，扭矩12kN·m，车载空压机2.4MPa，排量38m3/min。井台可伸起2.41m，可以直接安装防喷器。

表6-9 ZJ30B钻机设备清单

续表

固控及防喷系统未列出。

该钻机搬迁安装极为方便，提升、回转能力均能满足煤层气水平井施工的需要。该钻机即可采用常规钻井方法施工，也可采用空气钻井工艺施工。特别是该钻机加尺时用时很短，一般不超过1min，有效地减少了钻井时因停泵造成的井下复杂，使用钻井设备见表6-10。

表6-10 钻井设备配备表

（二）81/2″井眼井下特殊设备

81/2″井眼井下特殊设备见表6-11。

表6-11 81/2″井眼井下特殊设备清单

（三）6″井眼井下特殊设备

6″井眼井下特殊设备见表6-12。

表6-12 6″井眼井下特殊设备列表

七、钻井液和储层保护技术

（一）钻井液性能要求

钻井液性能要求见表6-6。

（二）钻井液性能维护

（1）开钻前检查固控设备、配浆及循环系统是否符合要求，各开关闸门是否灵活。

（2）清泥浆罐，配浆。坂土浆需预水化24h以上。

（3）钻进时开除砂器。一开结束，充分循环洗井。起钻前适当提高泥浆黏切，确保表层套管顺利下入。

（4）二开用好各种固控设备，保证钻井液具有低的固相含量。

（5）造斜段确保井眼清洁；可以不定期使用稠泥浆段塞清洗井眼。

（6）造斜后应全面实施减阻防卡措施。

（7）通井钻具到底后，充分循环洗净，起钻前打入3方稠塞。

（8）下套管前裸眼段注入防卡减阻液，确保套管顺利下入；下套管完循环洗井时适当降低泥浆黏切，以提高水泥浆顶替效率。

（9）水平段在煤层中钻进，以清水为介质，加强固控、除气。观察返出岩屑情况，可打入生物聚合物XC，提高井底的净化效果。

（10）钻进用好振动筛和除砂器，清除煤粉。

（11）为了确实保护好煤层，严格按照设计，采用清水钻进，用XC液体清洁井眼时高黏返出时放掉，泥浆罐内钻井液超过30s，放掉换清水。

本井在使用清水+生物聚合物钻煤层时可能存在风险，特制定两套预案，但未实施。

（三）煤层保护技术

煤层气井施工时，煤储层保护极为关键。在本次钻井中，主要采用清水钻井液钻进，严格控制钻井液固相含量、密度，井内岩粉较多时，通过泵入高黏无污染钻井液排出岩粉，既保证了井内安全，又防止了储层污染。

15号煤采用清水作为循环冲冼液钻进，为减少对储层污染，施工中严格控制清洗液的密度和固相含量，相对密度不超过1.03，由于煤层钻速很快，煤屑多，钻进一段时间需往井内泵入一定量的高黏无污染清洁液排出煤粉，保证井下既安全钻进又不污染煤层。完井起钻前采用清水清孔，替换孔内钻井液，保持孔内清洁干净，确保出气通道畅通。三开水平井钻井过程中，为避免和减少冲洗液中固相颗粒对煤层的污染，煤层水平井段使用吸水的钻进。但是由于清水的携带能力低，特别是水平井段不可避免地会造成煤屑、岩屑床，因此在钻进过程中，遇到井内复时，及时使用XC配制的清扫液进行清理，保持了井底干净，有效地避免了埋卡钻，确保了钻进安全，为本井的胜利完井打下了坚实的基础。

9、石油钻井摩阻扭矩分析，除了landmark之外，还有什么软件？

钻井技术。如果是现场的话除了压井，其他没有必须掌握的。不过如果能多掌握一些绝对是好事，比如定向井轨迹设计有好多种如Landmark_Compass、steer等，其他建模很实用。

10、旋转导向钻井技术是什么？

旋转导向钻井技术是20世纪90年代出现的一项尖端自动化钻井新技术。它的出现是世界钻井技术的一次质的飞跃。旋转导向钻井技术的核心是旋转导向钻井系统。它主要由井下旋转自动导向钻井系统、地面监控系统和将上述两部分联系在一起的双向通信技术组成。它具有钻进时摩阻与扭阻小、钻速高、成本低、建井周期短、井眼轨迹平滑、易调控并可延长水平段长度等特点。
旋转导向系统按其导向方式可分为推靠钻头式和指向钻头式两种。