埕海一区人工岛大位移BH-WEI钻井液技术2011.8.10
超深大位移井修井难点分析及解决思路解析
一、超深大位移井概况
大位移井修井五大困难
2012年6月~8月，监督监理对XJ24-3-A22ST2井进行总包修井作业， XJ24-3-A22ST2井是西江24-3平台开发XJ24-1油田的一口大位移井， 井深8828m，垂深2790m。最大井斜91.2°水垂比:2.77/1，最大水 平位移7739.1m，井斜70度@1368m，投产初期日产油2813BPD， 之后含水升高，目前含水97.7%，本次作业目的是对油层补孔和对套 管查漏/堵漏，作业中遇到五大困难：
超深大位移井修井
难点分析及解决思路
井下技术公司 胡春勤
演讲提纲
一、超深大位移井概况 二、修井难点及思路 三、作业体会
一、超深大位移井概况
大位移井产量高，修井难度大。
大位移井是指井的位移与井的垂深之比等于或大于2的定向井，是近 20年来发展起来的一项综合性高新钻井新技术，具有难度大、产量高 和对工具、设备要求高的特点。随着大位移井长期生产，套管腐蚀穿 孔、井下工具失效等事故造成油井关停，修井作业势在必行。然而， 大位移井的修井工作相对于常规修井来说难度巨大，对传统修井工艺 提出很大挑战。
1.起下钻困难；
2.井筒清洁困难；
3.查漏困难；
4.堵漏困难；
5.射孔校深困难；
一、超深大位移井概况
A22ST2井水垂比:2.77/1，最大水平位移7739.1m， 井斜70度@1368m
一、超深大位移井概况
大位移井修井市场广阔
根据目前南海东部油田调研资料， 随着大位移井的长期生产，较多油 井出现套管腐蚀穿孔，导致含水超 高。
16:00 安装调试动力大钳。
18:30
下7"套管通井钻具组合至5867m。 *每半小时环空灌10bbls生产水。
大偏移距水平井轨迹设计方法研究
大偏移距水平井轨迹设计方法研究摘要：随着钻井技术特别是大偏移距水平井的不断发展，钻井的难度也不断增加，对钻井过程中的力学分析和计算要求越来越高。
由于大偏移距水平井需大幅度扭方位作业，加大了轨迹控制的难度，且钻具及套管受力较复杂，摩阻扭矩较大，水平段托压严重，易引发井下事故。
针对大偏移距水平井轨迹设计难点，本文通过对大偏移距水平井的定义进行阐述，分析了该类水平井的轨迹设计方法，对今后钻井工程设计及现场施工有一定的指导意义。
关键字：大偏移距；油田；钻井；水平井；大偏移距水平井的最大特点是水平位移大，裸眼段长，在斜井段的钻探过程中，不仅要增加井斜，还要对方位进行同步调整，极大地增加了钻柱和套管柱在井筒内的摩阻扭矩，严重制约了三维水平井的发展。
基于工厂化平台钻井模式普遍应用，水平井井眼轨迹逐渐往大偏移距方向发展。
一口井井眼轨迹的好坏很大程度上由井眼“狗腿”度决定。
“狗腿”度对摩阻具有很大影响，主要是因为在弯曲井段管柱的刚度效应明显增强，钻柱与井壁间的接触力增大，导致摩阻也随之增大。
一、大偏移距水平井定义三维水平井是指井口不在水平段方位线上的水平井，其井口到水平段方位线的垂直距离称为偏移距。
偏移距大于200m的三维水平井称为大偏移距三维水平井，偏移距介于100~200m的三维水平井成为中偏移距三维水平井，偏移距小于100m的三维水平井称为小偏移距三维水平井。
如图1所示，在水平投影图中，靶点A与靶点B构成的靶体与井口坐标O不共线，OD就是其偏移距。
OA是水平段的靶前位移，是AD实际有效靶前位移，大偏移距三维水平井在现场施工过程中主要参考有效靶前距AD、偏移距OD及垂深对实钻剖面进行优化，φ是水平井的设计方位角，φA、φB分别是靶点A、靶点B的闭合方位，φD为先期定向方位角。
图1 带靶前位移的大偏移距水平井概念描述图二、大偏移距水平井轨迹模型分析1、大偏移距水平井几何评价模型以往的水平井轨道设计优化及最优控制技术均是建立在数学或力学模型基础上，约束条件多、迭代次数多、计算复杂、无成形软件可供计算，对井眼轨迹实际可优化性及操作性不高。
油藏最大接触位移技术在海上注水油田开发中的应用
水平井技术能够提高海上油田开发速度，越来越多的水平井应用于海上油田的开发[1]。
随着油井生产时间延长，油井开发效率逐渐降低，势必影响油田经济开发效益。
伴随着增产措施技术[2]的进步和发展，近年来油藏最大接触位移技术（Maximum Reservoir Contact）逐渐应用于油井治理，MRC储层改造技术具有“投资少、周期短、见效快、效益高”。
文章结合MRC措施特点，在南海珠江口盆地X油田L油藏W1井的应用，对其设计内容和应用效果进行分析总结，为低产低效井治理提供借鉴。
1 油藏最大接触位移（MRC）技术油藏最大接触位移（MRC）技术，是指从一口主井眼中钻出若干个进入油气藏的分支井眼。
MRC储层改造技术可进一步增加原井眼附近油藏泄油面积，并且优化分支井眼数量、长度，动用原井眼无法有效动用剩余油，实现油藏高效开发。
与新钻井眼和常规侧钻新井眼相比，MRC储层改造技术具有“投资少、周期短、见效快、效益高”等优势，同时保留原井眼生产潜力，进一步提高油藏开发效果、油井开发效率。
图1 油藏最大接触位移技术示意图图2 L油藏带渗透率场井位构造图图2 油藏最大接触位移技术优化设计2.1 油井概况W1井位于L油藏构造西部如图2，L油藏边水能量弱，采用人工注水和天然能量复合开发的方油藏最大接触位移技术在海上注水油田开发中的应用呙义 陈三君 高晓飞 李凡 倪积慧 中海石油（中国）有限公司深圳分公司 广东 深圳 518000 摘要：为充分利用海上平台井槽，提高油井开发效率。
油藏最大接触位移技术可增加原井眼附近油藏泄油面积，具有低成本、高收益等优势。
W1井应用该项技术，复产初期该井含水从96.4%下降到89.0%，产能从15bbl/d/psi增加到22bbl/d/psi。
分析认为油藏最大接触位移技术，可有效提高油井井周剩余油动用程度，对水平井开发效率提高有显著作用。
关键词：海上油田 水平井 油藏最大接触位移技术 低产低效井Ｔｈｅ ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ ｏｆ ｍａｘｉｍｕｍ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｃｏｎｔａｃｔ ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ｉｎ ｔｈｅ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ ｏｆ Ｏｆｆｓｈｏｒｅ ｗａｔｅｒ ｉｎｊｅｃｔｉｏｎ ＯｉｌｆｉｅｌｄＧｕｏ Ｙｉ，Ｃｈｅｎ Ｓａｎｊｕｎ，Ｇａｏ Ｘｉａｏｆｅｉ，Ｌｉ Ｆａｎ，Ｎｉ ＪｉＨｕｉCNOOC China Limited ，Shenzhen Branch ，Shenzhen 518000Abstract ：In order to make full use of offshore platform well slots ，improve oil well development efficiency.The maximum reservoir contact technology can increase the oil drainage area of the original well bore ，and has the advantages of low cost and high income. The technology is applied to the well1，which at the initial stage of recovery ，the water cut decrease from 96.4% to 89.0%，the productivity is increase from 15bbl/d/psi to 22bbl/d/psi. The analysis shows that the maximum reservoir contact technology can effectively improve the degree of remaining oil production around ，and has a significant role in improving the development efficiency of horizontal wells.Keywords ：Offshore Oilfield ；Horizontal Well ；Maximum Reservoir Contact ；Low Production and Efficiency well式，埋深2562m，平均渗透率为557mD，平均孔隙度20.1%，属于高孔高渗储集层。
埕北油田油藏工程说明
埕北油田油藏工程说明1地质特征1.1概况埕北油田位于渤海西部埕北低凸起的西高点。
东经118°25′07″—118°28′32″、北纬38°24′09″—38°27′07″。
油田范围平均水深16m。
1972年钻海7井发现埕北油田。
1977年12月六号平台试采至1981年10月封井。
1985年9月B平台投产，1987年元月A平台投产，1987年6月油田全面投产。
1.2构造与地层埕北油田主要油层顶部构造形态为埕北断层上升盘的断层鼻状构造，轴向北东，闭合线深度-1690m，圈闭面积9.72km^2，闭合幅度64.4m，分东、西两个高点，东高点为主高点。
东营组地层直接覆盖在中生界地层之上。
东营组油层段厚度17.5～41.5m。
可细分为上部次要油层和下部主要油层段。
主要油层段厚度16.0～39.4m，中细砂岩为主，泥质胶结、疏松，岩石物性好，厚砂体内夹有分布不稳定的泥质夹层。
泥质夹层自东向西增多、增厚。
次要油层段厚度1～5m，岩性横向变化大，由砂岩、粉砂岩、泥质砂岩、砂质泥岩、泥岩等组成，砂岩呈透镜体分布。
上、下油层段之间为横向分布比较稳定的泥质隔层，隔层厚度1-6.9m，由泥岩、砂质泥岩、泥质砂岩等岩性组成。
1.3油藏类型、石油地质储量主要油层为具有气顶和边水的砂岩层状油藏。
次要油层为构造岩性油藏。
主要油层油气界面-1635m，油水界面-1680m。
油田含油面积9.19km^2，石油地质储量2084×10^4t。
1.4储层特征主要油层为正旋辶回沉积，垂向上由多个正韵律组成。
油层物性是以粗喉道、高渗透率为主的非均质油层，砂岩孔隙喉道半径大于10μm的占总孔隙体积的56%，油田平均渗透率1670×10^－3μm^2，平均有效孔隙度28.9%。
1.5流体性质埕北油田的原油属于高粘度重质原油。
地面原油比重0.955，地面原油粘度700-1400mPa·s，地下原油粘度57mPa·s，凝固点+3～-1℃，含蜡量5.74%，沥青+胶质45.64%，含硫量0.4349%，溶解气油比38m^3/m^3。
旋转导向钻井工具介绍
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
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大, 轨迹波动大, 不平 滑。钻头和钻头轴承的磨损较严重。
可控弯接头导向结构示意图 可控弯接头导向原理图
指向式旋转导向钻井工具
中国地质大学的李颖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。
偏置单元的实物图
偏置单元样机主要由电机、齿轮同步器传动机构、 两套双丝杠对顶滑块-斜面传动机构等组成。
谢谢
产品特点： 1、系统是全旋转式的。 2、该系统由稳定平台单元、工作液控制分配单元及偏置 执行机构3部分组成。
Pad out
偏置单元
Pad in
导向原理
3.Geo-Pilot旋转导向钻井系统
主要特点：外筒不旋转，改变角度导向
导向原理
偏置原理
旋转导向钻井工具的分类及对比
• 旋转导向系统按导向方式可分为两类：推靠式(Push the bit) 和指向式(Point the bit)。
动态推进式旋转导向钻井工具
• 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：斯伦贝谢的PowerDrive基本一样。 • 现状：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。
埕岛海区海底地形地貌及浅层结构分析
埕岛海区海底地形地貌及浅层结构分析摘要:本文通过调查和分析埕岛海区不同时期的海底地形、地貌和浅层结构特点,研究其演变规律,分析其对平台或其它海洋构筑物的潜在风险因素,客观地反映胜利油田埕岛海区海底的现势情况,起到防灾减灾的作用。
关键词:埕岛地形地貌浅层结构影响防灾减灾1855年黄河入渤海以来,一直到1976年黄河改道清水沟入海之前,黄河多次在埕岛海区入海,其挟带的大量泥沙在埕岛海区附近海域沉积,又由于黄河尾闾段的摆动,从而形成了相互叠置的水下三角洲堆积体。
此期间,三角洲前缘斜坡向海延伸,形成了三个向海的砂咀,水深也逐年变浅。
1976年后,黄河改道清水沟入海,本区的泥沙等物质来源迅速减少,在海流和波浪作用等水动力的冲刷和破坏作用下,海岸线迅速蚀退,海底表层受到严重的冲刷,水深开始加大,形成了许多新的沉积地貌单元。
1 海底地形1.1 深度基准面的统一自1985年黄河海港修建起,为了测量工作的需要,在埕岛海区前沿于1986年、1997年和2001年先后进行了三次大地网测量工作。
通过对比发现,埕岛海区前沿陆地高程变化较大,而且在桩西、黄河海港和孤东地区的高程变化也不一致,其中,桩西地区变化最大,黄河海港和孤东变化次之。
桩西老九井三角点(带水准点)高程变化:1997年大地网高程比1986年大地网高程低0.415 m,2001年大地网高程比1997年大地网高程低0.21 m,2001年大地网高程比1986年大地网高程低0.625 m。
18年时间,平均年变化量为0.03～0.04 m。
由于深度基准面的不统一,给资料分析带来一定的困难。
所以,此次历史资料分析时,采用线性变化原则,对历史资料的深度基准面进行校正。
1.2 埕岛海域历史水深根据1999年调查资料显示,研究区水深在1～20 m的范围之间,地势是西南高东北低。
其中水深在1米到4米的浅海平缓区域宽度为6公里,海底坡度在1/3000～1/1500之间;4～15 m的水深区域宽度大约为9 km,海底坡度在1/1000～1/300之间,是研究区内水深变化比较明显的海域,海底坡度较大;15～20 m的水深区域宽度大约为6 km,海底坡度小,水深变化不大(图1)。
埕岛油田地层解堵技术分析
埕岛油田地层解堵技术分析埕岛油田地层解堵技术分析摘要：从施工实践入手，分析了导致埕岛油区地层堵塞的主要原因及解堵方法。
以埕岛油田目前的地层解堵施工实例为基础，分析了现有解堵装备、配套工艺的适应性以及施工效果，分析认为现行解堵施工技术对近井地带堵塞物的解除产生了较好的效果，但是需进一步提升地层解堵装备性能，提升深部地层处理能力。
关键词：埕岛油田地层解堵酸化胜利海上埕岛油田自1988年发现（CB12井）至今，已动用了从明化镇组到太古界等7套含油层系[1]。
经过22年的滚动开发，胜利油田海上作业系统从装备到管理、技术建立了较成熟的适合胜利浅海油田的增产技术，在埕岛海上油田地层酸化、解堵中发挥了巨大的作用。
1 埕岛油区地层堵塞的原因埕岛油田地层孔隙度为29.2%，属高孔高渗油田；油层平均有效厚度为20.7m，具有较好的渗流能力和高速开发的可能性；开发动态显示油田边水能量充足。
但是，在这样有利的条件下，近年来却出现明显的供液不足，导致产量快速下降。
埕岛油区地层取心和地层测试结果显示主要原因有以下两个：（1）钻井、完井、采油、增产措施以及修井的各个施工作业环节中，侵入地层的入井液与地层不配伍性，导致地层出现“五敏”，使近井地带油气储层受到不同程度的污染和损害，导致地层堵塞。
（2）地层产液中沥青质、胶质含量高，导致在近井地带形成有机物堵塞。
有机垢堵塞和颗粒运移堵塞相互加剧，运移到近井带的颗粒为胶质、沥青质的凝聚析出提供了大量的晶核，使有机颗粒以砂粒为中心，迅速地凝聚生长、堵塞地层。
2 地层解堵的原理及方法分类地层解堵即通过地面设备将解堵液挤入地层中，使解堵液与近井地带堵塞物发生反应，将之溶解流入井筒、并随地层产出液采出的一个过程。
该过程中，增加了近井地带地层的孔隙度和渗透率，重建或增加了地层导流能力。
根据堵塞的原因，相应的采用以下两种方法进行解堵：一是基质酸化，解除“五敏”效应的堵塞；二是地层挤注活性柴油，溶解地层的胶质、沥青质等有机物堵塞。
NP12-X168井大位移井钻井技术应用
１ ２ ７ ｍｍ复合 钻具 。
Ｌ ＡＮＤＭＡＲＫ软件 ， 分 析钻 具受 力 ， 计算 在 一定 摩 阻下
位移的最大延伸 。当钻具发生正 弦弯 曲时滑动困难 ， 发 生螺 旋 弯 曲时 钻具 将 自锁 。通 过对 最 为 复杂 的 ＮＰ １ ２ － Ｘ １ ６ ８ 井三开井段分析 ， 得到 了钻具弯曲最小钻
２ ． １ 井眼轨 迹控 制技 术
能 实 现 的 。大 位 移 井 井 眼 轨 迹 采 用 准 悬 链 线 剖 面 设
计， 有利于降低扭矩 ， 降低事故复杂 ， 提高大位移井 的 成功 率 。优化设 计 的井 眼轨迹 设计 见表 ２ 。
为 了提 高井 眼轨 迹 的控 制 能力 ， 加快 钻 井进 度 ， 该 井 全井使 用 导 向马 达 ， 施 工 中严 格执 行设 计 轨迹 ， 保 证
第一作者简介 ： 汪胜武（ １ ９ ８ ０ 一 ） ， 男（ 汉族 ） ， 湖北仙桃人 ， 长江 大学在读研究生 ， 研究方 向： 石油钻井工程 、 石油与天然气 Ｔ程。
２ ０ １ ３ 年第 ｌ Ｏ 期
西部探矿工程
８ ５
的抗扭能力等 ， 完成 了钻柱设计 ， 见表 ３ 。为降低压耗 ， 提 高 井 眼清 洁能 力 ， 该 井 ３ １ １ ． １ ｍｍ 以上 井 眼全 井 宜
西部探矿工程
２ ０ １ ３ 年第 ｌ ０ 期
Ｎ Ｐ １ ２ － Ｘｌ ６ ８ 井大位移 井钻 井技术应用
汪胜 武 涂 玉林
（ １ ． 长 江大 学 ， 湖北 荆州 ４ ３ ４ ０ ２ ３ ； ２ ． 中国石 油化工 股份 有 限公 司石 油工 程技术 研 究院 ， 北京 １ ０ ０ １ ０ １ ）
中国近海高水垂比大位移钻井关键技术研究及应用
中国近海高水垂比大位移钻井关键技术研究及应用一、引言中国近海地区的高水垂比大位移钻井是一项关键技术，其应用于海上石油勘探和开发中具有重要的意义。
本文将从技术研究和应用两个方面，探讨中国近海高水垂比大位移钻井的关键技术，并介绍其在实际项目中的应用情况。
二、技术研究2.1高水垂比大位移钻井的定义高水垂比大位移钻井是指在海洋平台上进行的一种特殊钻井方式，其特点是水深较大，井身深度较大，钻进速度要求较高。
这种钻井方式需要克服水下复杂环境和作业条件限制，因此需要研究和发展一系列关键技术。
2.2钻井液体系技术钻井过程中，钻井液的性能和稳定性对保障钻井安全和提高钻进速度起着重要作用。
在高水垂比大位移钻井中，由于水深较大，海洋环境复杂，需选择适合的钻井液体系，保持其性能的稳定性。
本研究对各种钻井液体系进行实验，以选取适合高水垂比大位移钻井的钻井液体系。
2.3钻井中工具技术由于高水垂比大位移钻井存在水深较大和井身深度较大的特点，因此需要研究和开发适用于该环境的钻井工具。
本研究对不同类型的钻井工具进行了评估和选择，并对其进行修改和优化，以适应高水垂比大位移钻井的需求。
三、应用情况3.1某项目案例分析通过对某项目的实际应用进行案例分析，可以更好地了解高水垂比大位移钻井关键技术的应用情况。
该项目选择了适合高水垂比大位移钻井的钻井液体系和钻井工具，在完成钻井过程中取得了良好的效果。
本文对该项目的应用情况进行详细介绍，并分析其效果和优势。
3.2应用前景展望高水垂比大位移钻井技术在中国近海地区具有广阔的应用前景。
随着海上石油勘探和开发的不断深入，对安全、高效的钻井技术的需求也越来越大。
本文对高水垂比大位移钻井技术的应用前景进行了展望，并提出了进一步研究的方向和建议。
结论中国近海高水垂比大位移钻井是一项具有重要意义的技术，在海上石油勘探和开发中起着关键作用。
本文对该技术的关键技术进行了研究，并介绍了在实际应用中的情况。
通过案例分析和应用前景展望，可看出高水垂比大位移钻井技术在中国近海具有巨大的发展潜力。
大位移井
大位移井：大位移井的定义是测量深度与垂深之比（也有用水平位移与垂深之比）大于或者等于2，大位移井综合体现了当今最先进的钻井技术，它对于利用现有平台开发老油田的剩余油、开发滩海和极浅海油田实现海油陆等采具有巨大的经济价值。
该项技术自20世纪90年代开始得到发展，目前国外已经钻成数百口大位移井。
最大水平位移已经超过10000m。
大位移井分为浅层大位移井和深层大位移井，浅层大位移井是指垂深只有100～500m，水平位移与垂深之比较大的井，使用斜井钻机和修井机即可施工。
美国和加拿大这种井较多。
其中美国的B21井垂深只有206m，井深1353m，钻穿油层段1084m，水平位移970m，水平位移与垂深只比是5.66。
深层大位移井早期是指水平位移超过3000m，水平位移与垂深之比大于1；后来定义为水平位移超过3000m，水平位移与垂深之比大于2的井。
1982～1990年水平位移由4473m增大到7290m，1990～1999年水平位移增大到10728m。
它是由英国BPAmoco公司在英国Wytch Farm油田钻成的M-16Z井，水平位移10728m，井深11278m，钻井及固井时间共123天。
1998年创记录的M11井打了两个井眼：M-11Z，井深9688m，然后侧钻打了M-11Y，井深10658m，水平位移10114m，其中水平段的长度达4900m。
一、大位移井的概念(Extended Reach Well )（1）国际上普遍采用的定义：井的水平位移与垂深之比等于2 或大于2的井称为大位移井。
（2）另外的定义：水平位移等于3000米或大于3000米的井。
二、大位移井的特点及用途1、大位移井的主要特点• 一是水平位移大，能较大范围地控制含油面积，开发相同面积的油田可以大量减少陆地及海上钻井的平台数量；二是钻穿油层的井段长，可以使油藏的泄油面积增大，可以大幅度提高单井产量。
2、大位移井的用途(1)用大位移井开发海上油气田从钻井平台上钻大位移井，可减少布井数量，减少井投资。
大位移井
（ 4） 对于环境敏感的地区 ， 可以考虑采用大位 ） 对于环境敏感的地区， 移井技术，在环保要求相对不太高的地区钻井， 移井技术，在环保要求相对不太高的地区钻井， 以满足环保要求。 以满足环保要求。 推动大位移井向前发展的主要动力来自于高效 开发边际油田。以挪威的北海和英国的Wytch 开发边际油田。以挪威的北海和英国的 Farm油田为例，比较在边际油田上建平台或 油田为例， 油田为例 人工岛和利用大位移井技术两种开发方式， 人工岛和利用大位移井技术两种开发方式，可 以发现采用大位移钻井技术可以大大降低开发 成本（见表1-1）。 成本（见表 ）。
START OF HORIZ. 1957 m TVDRT TARGET (200 m x 200 m) +/- 1.5 m TVD
稳斜角80° 稳斜角80°。
+/- 3 m TVD
END OF 400 m HORIZONTAL AT 2967 MDRT
• 所谓大位移井（ERD），就是在原定向 所谓大位移井（ ），就是在原定向 ）， 井的基础上， 井的基础上，把井眼进一步向外延伸的 井。大位移井通常定义为水平位移与垂 直深度之比大于2.0以上的井 以上的井。 直深度之比大于 以上的井。
世界大位移井前4名排序 表1-3 世界大位移井前 名排序
名 次 垂深 水平位 测量深 移（m） 度（m） （ m ） 位 移 / 垂深比 作业者 井名 地 区
1
10114
10656
1650
6.13
BP
M-11
英 国 Wytch Farm 中国南海西江
2
8063
9238
2986
2.7
Phillips
大位移井的概念形成于20世纪 年代， 当时 大位移井的概念形成于 世纪20年代 ， 世纪 年代 是出于经济上的考虑想在美国加州享延顿海滩 从陆上钻大位移井开发海上油气田。 从陆上钻大位移井开发海上油气田。1984年， 年 澳大利亚巴斯A16井 ， 测量深度 井 测量深度5533m， 水平 澳大利亚巴斯 ， 位移4597m ， 这在当时水平位移是最大的 。 位移 1980年代末，随着水平井钻井技术的发展，包 年代末，随着水平井钻井技术的发展， 年代末 括 随 钻 测 量 技 术 （ MWD ） 、 井 下 动 力 钻 具 （PDM）、钻井液的润滑技术等日趋成熟，极 ） 钻井液的润滑技术等日趋成熟， 大地促进了大位移井钻井完井技术的发展。 大地促进了大位移井钻井完井技术的发展。
超级大位移井固井技术
超级大位移井固井技术现状一、国内目前超级大位移井基本情况中国南海东部石油公司与美国的PHILIPS和PECTEN石油公司合作钻成三口水平位移大于8000m的大位移井。
西江24—3—A14井, 创造了多项当时的世界先进指标, 水平位移8063m, 水平位移与垂深比为2.7, 垂直深度2986m, 测量深度9238m。
在固井技术方面, 主要采用的技术有:1.套管漂浮下入技术对于大位移井, 为了减少套管下入的摩阻力, 在下套管作业时采用漂浮接箍。
将下部一段套管掏空, 使套管在大斜度井眼中底边不会紧贴井壁。
使下套管的磨擦力大大降低, 有利于套管顺利下到预定位置。
从南海东部三口井95/8’’的实施情况来看, 有两口井成功, 有一口井失败, 说明这一技术固然好, 但存在一定风险, 特别是下套管中途遇阻后, 不能实现循环洗井, 可见该项技术有一定局限性, 需要我们进一步探索新的方法和技术。
2.漂珠固井技术漂浮固井技术就是利用比泥浆密度轻的水或柴油作为部份顶替液, 使下部套管在注入水泥浆后在浮力作用下, 保持一定居中的技术, 虽然没有详细介绍该项技术, 但在海上作业实施起来有一定难度。
3.采用了旋转尾管悬挂器固井技术利用旋转套管的办法达到清洗井内滞留岩屑或泥浆从而提高固井质量的目的。
4.套管居中技术为了保证固井质量, 套管居中是需首先考虑的问题, 南海东部A18井95/8’’套管扶正器使用情况: 5050-1506m两根加一只螺旋扶正器；1506-500m每根加一个螺旋扶正器。
500—井口, 每三根一只滚动扶正器。
从扶正器的使用量来讲较大。
5.井眼清洁技术井眼规则、干净, 尽可能携带出岩屑也是保持固井质量的另一个重要因素, 他们采用的技术有:①采用油基钻井液, 利用油基钻井液具有润滑性、低失水、稳定性强, 有较高粘度和切力等优点, 尽可能携带出岩屑, 形成优质泥饼, 规则井眼, 为固井提供一个较好的环境。
②钻进时排量高于保持环空岩屑悬浮状态的环空钻井液上返速度对应的排量要求。
冀东油田人工端岛大位移井钻井完井技术
冀东油田人工端岛大位移井钻井完井技术王波;王旭;邢志谦;苑宗领;李士杰【摘要】为解决冀东油田人工端岛大位移井摩阻扭矩大、携岩困难,馆陶组玄武岩、东营组东二段泥岩和沙河街组泥岩易垮塌,裂缝及断层易漏、深层井段定向托压、套管下入困难等问题,开展了人工端岛大位移井钻井完井技术研究.利用Landmark软件对井眼轨迹、钻井参数、井眼清洁、摩阻、扭矩、钻具和套管下入安全性等进行了分析,研究了钻井液排量、钻井液流变性、岩屑床破坏器安装位置与岩屑床的关系,以及KCl成膜封堵钻井液配合新型润滑、防塌、封堵剂解决定向托压、井漏、井塌问题及降摩减扭接箍的安装位置和安装方法,形成了装备配套、软件预测和优化、润滑防塌封堵钻井液体、井眼清洁、减摩减扭、岩屑床破坏、套管安全下入等技术.冀东油田人工端岛4口水平位移超4 000.00 m的大位移井的钻井完井情况表明,钻井完井周期明显缩短,井下故障得到了有效控制,完钻井最深6 387.00 m,水平位移达4 940.99 m.研究认为,冀东油田人工端岛大位移井钻井完井技术实现了该油田人工端岛油区的安全高效开发,具有较好的推广应用价值.【期刊名称】《石油钻探技术》【年(卷),期】2018(046)004【总页数】5页(P42-46)【关键词】大位移井;钻井;完井;人工端岛;冀东油田【作者】王波;王旭;邢志谦;苑宗领;李士杰【作者单位】中国石油集团渤海钻探工程有限公司第五钻井工程分公司,河北河间062465;中国石油集团渤海钻探工程有限公司第一录井分公司,天津300280;中国石油集团渤海钻探工程有限公司第五钻井工程分公司,河北河间062465;中国石油集团渤海钻探工程有限公司第五钻井工程分公司,河北河间062465;中国石油集团渤海钻探工程有限公司第五钻井工程分公司,河北河间062465【正文语种】中文【中图分类】TE243;TE257冀东油田的开采受滩海地域所限，大位移井成为增大人工端岛控制面积的重要途径，而且人工端岛大位移井可以很好地开发海上油气田，解决海底油气开发的复杂问题，相比于海上平台，海油陆采能减轻环保负担，也能大幅降低开发成本，提高经济效益[1-3]。
漂浮下套管技术及现场使用
漂浮下套管技术及现场使用摘要：漂浮下套管技术是利用漂浮接箍和盲板浮鞋，在下部套管内将一定的低密度钻井液或气体密封，形成一段封闭的套管漂浮段，这部分套管在井筒中具有一定的上浮力，这样就会降低套管与井壁之间的摩擦力，使套管顺利下到位。
实践证明，这一技术可以有效地克服大位移井下套管作业中摩阻扭矩过大的问题，使套管更容易下入目的层位。
关键词：漂浮接箍，上浮力，摩擦力，下入目的层位1、漂浮下套管技术研究背景近年来，超长水平井技术已经成为国内外各大油田“少井高产”重要的技术支撑，在油田原油生产中发挥着越来越重要的作用，超长水平井特别是大位移超长水平井将成为我国国内各大油田实现持续稳产的重要技术支撑。
随着超长水平井的大面积开发，超长水平井长水平段下套管时，井眼清洁、摩阻控制以及井壁保持稳定难度大，严重影响超长水平井长水平段套管安全下入，增加超长水平井勘探开发成本。
受限于超长水平段固完井技术发展水平，安全下入套管技术成为超长水平井勘探开发面临的最大技术挑战之一。
国内油田在超长水平井的完井作业中，下套管作业十分困难，而且套管磨损严重，有时还需要套管补丁衬管，甚至更换全部套管，这样必然增加完井的时间和成本，这些问题的解决关键在于解决大位移井的完井作业中如何减小套管与下井壁之间的摩擦力。
依据降低摩阻机理，即当井斜很大的井下套管时，特别是大位移井和水平井，由于套管重力作用，套管与下井壁之间的磨擦力很大，使套管下入非常困难。
因此，在超长水平井钻井施工作业中，国内外通常在下套管作业过程中采用顶驱装置和漂浮下套管技术。
漂浮下套管技术实际上就是利用漂浮接箍和盲板浮鞋，在下部套管内将一定的低密度钻井液或气体密封，形成一段封闭的套管漂浮段，这部分套管在井筒中具有一定的上浮力，这样就会降低套管与井壁之间的摩擦力，使套管顺利下到位。
2、漂浮下套管技术国内外研究现状2.1、国外研究现状由于沿程摩阻和机械损失，水平井中套管的有效下入成为水平井完井作业的一个主要问题。
大位移水平井钻井技术难点及策略
大位移水平井钻井技术难点及策略摘要：油气资源是我国社会经济发展过程中非常重要的能源。
目前，我国很多油气田的开采都已经到了后期开发阶段，石油开采量很低，开采难度较大，开采效率不高，从而影响石油开采水平的提高。
大位移水平井钻井技术是推动石油产量提升的重要方式或者途径，其对我国油气资源的开采非常有利。
在应用大位移水平井钻井技术时，影响其钻井效果的因素有很多，且在该技术应用过程中也会遇到很多的难点或者问题，加强对大位移水平井钻井技术难点的分析与策略的创新，对促进我国原油行业的快速发展非常有利。
基于此，本篇文章对大位移水平井钻井技术难点及策略进行研究，以供参考。
关键词：大位移水平井；钻井技术；难点；策略引言在大位移水平井钻井工作开展过程中容易出现很多技术难点或者问题，如井眼轨迹的控制难度较高、钻具的断裂程度较高、井下安全事故、坍塌事故等的频发，这些都是大位移水平井在钻井工作中遇到的实际技术难题。
为了能够解决这些技术问题，从控制井眼轨迹、强化钻井泥浆质量、优化钻具摩阻扭矩大等问题，促进大位移水平井钻井水平与效率的更好提高。
1大位移水平井钻井介绍大位移水平井钻施工难度大，在轨迹控制、井眼清洁、降摩减阻、单控储量大、泄油面积广及生产差压小等特点，已成为油气田高收收率和经济效益重要支柱，如今水平井钻井技术已日臻完善，但在水平井钻井方面仍存在技术难点，需要开展技术攻关研究。
2大位移水平井钻井技术难1）坍塌率较高。
应用大位移水平井钻井技术来进行钻井作业时，必须在地层中开展定向造斜作业，而这种作业容易破坏地层的土壤结构，进而诱发坍塌问题或者事故。
我国很多油气资源开采区块的土壤都比较疏松，在疏松区块的坍塌率较高。
坍塌的范围较小会直接影响钻井作业效率，如果坍塌的范围较大，那么可能会直接诱发安全事故，导致钻井作业无法正常开展与进行。
2）频发的井下事故。
岩屑床在大位移水平井钻井作业中的作用与影响很大，其会影响钻速，使钻速降低。
海油陆采钻完井技术现状分析_
79随着海洋石油勘探开发技术的不断发展，深水海域油气资源的钻采技术和配套设备也不断完善。
但是，滩海区域处于沿岸潮间带与深水域之间，由于滩涂地区的潮汐影响极其严重，驳船很难靠近油井场地的目标位置，相对油田建设而言，属于高难度施工区域[1]。
“海油陆采”是指通过围海造堤或建设人工岛，并采用与陆地油气藏相似的钻井采油方式，实现对滩海油气资源的效益开发。
它是在特殊的滩海环境条件、海工技术和陆采技术而形成的滩海油藏开发模式[2-5]。
1 海油陆采丛式钻井技术由于海油陆采技术是在人工岛上进行钻进，为了使人工岛控制更多的储层、更大的储层面积，降本增效，使用了丛式井技术。
1.1 常规钻井防碰技术常规钻井防碰主要通过防碰扫描、分离系数计算和柔性钻具进行防碰绕障。
滩海人工岛井口间距小，井网密集，井眼轨迹在地下交错，极易发生井眼相碰，因此人工岛上作业需要结合防碰扫描计算来评估井眼碰撞的风险。
目前常用的防碰扫描算法有法面距离扫描、水平面距离扫描和最近距离扫描三种[6]；分离系数计算方法是评估井眼碰撞风险的主要方法之一。
分离系数的计算方法主要包括：传统方法、垂足曲法、中心向量法、最小间距法和缩放法[7]；柔性钻具技术在增大井眼直径、增加延伸极限和可操控性等方面优势明显，其由钻杆短节铰接相连而成，通过控制钻杆短节长度和短节之间弯角（以下称短节夹角），对钻具造斜能力进行调控，以满足不同曲率半径分支井眼的钻井要求[8]。
在滩海地区使用柔性钻具需要搭配高转速螺杆海油陆采钻完井技术现状分析于琛1 李萍1 姜晓辉2 王建龙1 贾培娟1 罗洁1 刘轩1 杨振2 张美玲31. 中国石油集团渤海钻探工程有限公司工程技术研究院 天津 3002802. 中国石油大学（北京） 北京 1022493. 山东科瑞油气装备有限公司 山东 东营 257000摘要：滩海地区油田建设存在“陆上设备下不去、海上设备上不来”的问题，这导致我国渤海滩海地区油气资源丰富但难以开采。
EDC项目在胜利埕岛西海域的固井技术
EDC项目在胜利埕岛西海域的固井技术【摘要】近几年，EDC公司在胜利埕岛西海域钻井方式发生了较大变化，油层采用油基泥浆钻进，而相应的井身结构设计也出现了井斜大、位移长、封固段长的特点，油基泥浆和井身结构的变化，带来了固井上的难题。
经过几年现场固井施工与系统的固井质量分析，找到了一套适合该类型井的固井技术。
【关键字】EDC项目；油基泥浆；大井斜；长封固段；固井技术一、EDC项目概况EDC（Energy Development Company）公司是一家在胜利埕岛西油区开采多年的外方公司，钻井方式采用的是多家合作的模式。
而作为提供固井服务的第三方---海洋钻井技术公司，由于固井服务优质赢得了与之合作的机会，也是唯一一家与之合作多年的现场固井服务公司。
由于EDC项目中所钻井井身结构及钻井方式的不同，造成了固井技术措施的特殊性。
本文分析了该项目下固井的各种难点，针对难点总结概括相应的固井技术措施。
井号表层下深（m）油层下深（m）水泥浆设计返高（m）封固段（m）固井质量CDX-52HP 852.7 2991 752.1 2138.3 良好CDX-52I 798.9 3849.5 700 3149.5 良好CDX-70HP 606.3 2904.7 506.3 2398.4 良好CDX-30HP 671.5 2954 521.5 2432.5 优质CDX-31I 718.5 3299 568.5 2730.5 优质这是2012年和2013年EDC项目中其中5口井的井身结构数据，井组垂深基本在1546m左右，出表层后，井斜均大于60°，稳斜后，基本在66°～89°之间。
井组二开钻进采用9″7/8钻头，下9″5/8*7″的套管，采用油基泥浆开钻，并且甲方要求采用常规的一次封固，考虑到地层承压能力、水泥浆返高、封固质量等因素，这就对固井前置液、水泥浆体系的性能及固井现场技术措施提出了很高的要求。
BH复杂断块油田水平地应力的测井计算方法
BH复杂断块油田水平地应力的测井计算方法
王淼;刘晓健;宿雯;夏宏泉;胡南;赖礼梁
【期刊名称】《测井技术》
【年(卷),期】2024(48)1
【摘要】地应力的大小和方向对油气田勘探开发工程有重要意义,其中水平地应力的精准计算是关键。
BH油田断裂构造发育,地应力状态复杂多变,常用的水平地应力计算模型适应性较差。
充分考虑BH油田复杂断块特征,结合岩石力学-地应力同步联测实验结果,分析了断层各要素对水平地应力的影响程度,由此建立了断层对水平两向地应力大小的影响因子K_(H)和K_(h)估算方法,在此基础上改进得到了适用于复杂断块构造的水平地应力计算模型:BH模型。
利用此模型和测井资料可实现连续准确地计算工区不同层位的水平地应力,其地应力计算精度不但优于传统模型,而且能够很好地满足钻井和压裂等工程需求。
【总页数】8页(P27-34)
【作者】王淼;刘晓健;宿雯;夏宏泉;胡南;赖礼梁
【作者单位】中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院;西南石油大学石油与天然气工程学院;西南石油大学南充校区教务部
【正文语种】中文
【中图分类】P631.84
【相关文献】
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埕海一区人工岛大位移BH-WEI钻井液技术1、地层特点及钻井液技术难点埕海一区人工岛主要开发庄海4X1断块和庄海8断块，属埕北断阶带庄海4X1断鼻，该构造带位于埕宁隆起向北歧口凹陷过渡部位，为一具基岩潜山背景的构造带。
钻遇地层主要有平原、明化、馆陶和沙河街地层；根据该区块完成井和地层特性资料，以及人工岛所钻井井身结构特点分析，钻井液必须要解决以下几个难点：1.1明化镇地层的造浆、缩径。
明化镇地层成岩性较差，极易发生水化分散，地层粘土造浆严重，井眼极易发生缩径，导致起下钻困难，粘土聚集堵导管等。
1.2馆陶、沙河街地层的坍塌。
馆陶及沙河街地层的不稳定性易发生井壁的坍塌，钻井液必须有较强的防塌能力。
1.3大位移定向井钻井液的携岩能力。
定向井施工中，井眼净化是关键问题，在钻进到一定井斜后，岩屑极易沉降形成岩屑床，如果清除不及时，容易导致井下复杂情况发生。
1.4钻井液的润滑性。
人工岛施工井中多数为定向井，如何解决好钻井液的润滑性，直接影响到钻进以及下套管过程的减摩降阻，关系到能否完成钻井施工。
1.5储层保护。
钻井的目的是提高采收率，因此，人工岛丛式井施工中如何保护好油气层是关系油藏开发成功与否的关键。
2、埕海一区BH-WEI钻井液室内评价通过大量的实验，以BZ-WYJ-1作为BH-WEI钻井液的基础盐，优选BZ-HXC和BZ-vis提高全井的粘度和切力，用BZ-YFT和BZ-YRH改善泥饼质量，保持体系的稳定性和润滑性，用BZ-Redu-I控制钻井液的滤失量，用BZ-BYJ-I有效抑制地层造浆，并加入液体润滑剂增加体系的润滑性，降低体系的摩阻。
2.1 体系的抑制性对比评价2.1.1 回收率对比评价室内对抑制性较强的KCL聚合物体系进行与BH-WEI钻井液体系进行对比评价，结果见表1。
无固相有机盐钻井液体系配方：水+2%BZ-vis+0.1%BZ-BYJ-I+0.1%BZ-HXC+1%BZ-Redu-I +3%BZ-YFT+2%BZ-YRHKCL聚合物体系配方：水+0.06%大分子+0.2%流型调节剂+1.5%降滤失剂+2%GN-YBJ-I+2%SAS表1 两套体系回收率效果对比评价配方岩屑回收率% 清水31.23水+0.3%Na2CO3+2%BZ-vis+0.1%BZ-BYJ-I+0.1%BZ-HXC+ 1%BZ-Redu-I +3%BZ-YFT+2%BZ-YRH +15%BZ-WYJ-1 73.47 +20%BZ-WYJ-1 78.93 +30%BZ-WYJ-1 84.34水+0.06%BZ-BYJ-I+0.2%BZ-HX+1.5%BZ-Redu-I +2%GN-YBJ-I+2%SAS+5%KCL 58.67 +8%KCL 64.00 +10%KCL 68.80实验采用通过6～8目筛网的馆陶组岩屑。
2.2 膨胀量对比评价用评价土制成一定高度的岩心柱，在不同的水溶液中进行浸泡，采用精密仪器进行膨胀量测定，结果见表2。
表2 膨胀量对比评价溶液原始岩心高度mm 膨胀高度mm 膨胀增量mm清水13.14 16.40 3.26清水+7%KCl 13.14 15.26 2.12 清水+15%BZ-WYJ-I 13.44 14.565 1.125清水+20%BZ-WYJ-I 14.54 15.07 0.532.3 BH-WEI钻井液体系抗温、抗污染稳定性评价体系配方：水+2%BZ-vis+0.1%BZ-BYJ-I+0.1%BZ-HXC+1%BZ-Redu-I+3%BZ-YFT+2%BZ-YRH+BZ-WYJ-I，实验采用通过100目筛网的港13-25（2000-2200m）Ng岩屑粉。
表3 体系抗温稳定性实验评价ρg/cm3FVsFLml/mmPHGELPa/PaAVmPa.sPVmPa.sYPPa备注1.15 51 4/0.2 8 3/5 27 17 10 常温测1.15 50 4/0.2 8 3/5.5 26 16 10 100℃×16h 1.22 54 3.5/0.2 7.5 4/6 35 21 14 15%岩心粉1.22 54 3.5/0.2 7.5 4/6 35 22 13 100℃×16h实验表明:抗温性能稳定，抗污染效果显著，特别是抗岩心粉污染达15%，体系仍表现出良好的稳定性，切力、动切力相对较高，动塑比0.5以上，有利于携岩，保持井眼清洁。
2.4润滑性对比评价由于于水平井施工，体系的润滑性是关键，室内采用该体系与加入原油进行粘附盘摩阻系数测定，对比结果见表4表4 体系润滑性对比实验评价ρg/cm3 FVsFLml/mmPH Kf 备注1.15 51 4/0.2 8 压不住常温测1.15 50 4/0.2 8 压不住100℃×16h1.13 53 3/0.2 7.5 压不住+5%原油+0.3%ABSN1.13 55 3/0.2 7.5 压不住100℃×16h实验表明：BH-WEI钻井液本身具有很好的润滑性，在体系中混入原油对体系降泥饼摩阻系数的情况无明显体现。
2.5 保护油气层效果评价采用露头岩心进行保护油气层效果评价，在动态污染的条件下进行渗透率恢复值的测试，测试效果见表5、表6。
表5 体系渗透率恢复值评价Ka ×10-3µm2Ko×10-3µm2Kd×10-3µm2Kd/Ko%实验温度℃备注712.68 114.8 105.80 92.16 80 露头岩心表6 高温高压动态污染效果岩心动滤失量mL实验条件污染时间min转速r/min压力MPa温度℃天然岩心 6.4 120 200 3.5 80 体系实验结果表明动滤失效果较低，渗透率恢复至达到90%以上，达到保护油气层效果。
表7 现场施工井钻井液性能统计井号ρg/cm3FVsFLml/mmPHGELPaPVmpa.sYPPa庄海8Ng-H3K 1.12 52 2.4/0.2 9 2.5/4.0 20 10庄海8Ng-H1K 1.11 65 2.2/0.2 9 3.5/4.5 23 14.5庄海8Es-H8 1.12 50 3.0/0.5 9 2.5/4.0 17 8庄海8Es-H10 1.17 51 4.3/0.2 9 2.5/6.0 17 10庄海8Es-L9 1.11 50 4.8/0.3 8 2.5/5.0 20 10庄海8Ng-H6 1.12 52 3.5/0.4 9 3.0/5.0 15 11庄海8Es-L5 1.13 53 3.6/0.3 8 3.0/4.0 13 10.53、现场工艺技术3.1钻井液体系简介3.1.1新型BH-WEI钻井液体系处理剂主要包括有机盐、强力抑制包被剂、提切剂、抗盐降滤失剂、抑制防塌剂、抑制润滑剂和液体润滑剂，主要特点是抑制防塌润滑性强，油气层保护效果好。
基本配方是：淡水+0.3%Na2CO3+0.3%BZ-BYJ-I+4%BZ-VIS+0.1%BZ-HXC+2%BZ-Redul-I+3%BZ-YFT+3%BZ-YRH+15%BZ-WYJ-I+6%原油。
3.1.2 BH-WEI钻井液的特点BH-WEI钻井液是一种新型的无毒、无害、可生物降解的无固相钻井液体系，能够很好满足环境保护的要求；应用范围广，适用于高温/高压钻井，油气产层段钻井，环境保护要求高的区域钻井，岩盐层、盐膏层钻井，小井眼深井钻井，天然气井钻井（能有效防止天然气水合化）；该体系具有抑制性好、井径规则、润滑性好、对金属和橡胶无腐蚀等特点，适用于易水化膨胀、易垮塌泥岩、页岩钻井，对于气井，能有效地抑制天然气水合化；另外有机盐可以作为很好的完井液：有利于保护油气层；且该体系维护简单、可以回收重复利用。
3.2一开井段施工工艺技术在庄海8Es-H8井、庄海8Es-H10井、庄海8ES-L9井和庄海8Ng-H6井施工过程中，一开井段均为明化镇组地层，岩性为棕红色泥岩、灰色砂岩互层，地层特别软，极易水化膨胀，造成缩径，而且造浆相当严重。
所以一开采用海水聚合物钻井液体系，钻进中通过及时补充大量海水，抑制泥岩分散、造浆。
2.2.1埕海一区人工岛所用生产海水直接从岛外取用，经室内化验分析，海水的总矿化度为32542.5毫克/升，海水本身的矿化度较高，对明化的地层造浆有很强的抑制能力。
3.2.2钻进过程中泥浆粘度保持在28－35s，密度在1.10-1.14g/cm3之间，每钻进200-350m，用15 m3稠塞清扫井底，保持井眼清洁。
3.2.3一开海水聚合物钻进过程中，注意及时排放置换部分井浆，更有效地控制密度、粘度和有害固相，达到安全快速钻进的目的。
3.2.4海水在使用会中产生一些泡沫，可以在钻井液中加入适量的消泡剂或加入适量液体润滑剂，消除钻井液中的泡沫对泵上水的影响。
3.2.5钻进中需要保持65 l/s～70 l/s的排量， 120r/min左右的转速，这样可以有效的实现对井壁的冲刷、岩屑的携带，开启全部固控设备，振动筛目数要求在80-120目，除砂器、离心机使用率100%，确保及时清除有害固相，保持井眼清洁。
3.2.6钻完一开设计井深后，大排量循环，后倒划眼起钻，甩定向井仪器，换常规钻具带满眼扶正器下钻通井，到底后大排量循环2-3周，起钻前可以混入部分以前储备的二开或三开含油量在5-8%的老浆，全井提粘至40-45s，并且增加体系的润滑性，确保表层套管的顺利下入。
3.3二开井段施工工艺技术二开上部井段属于明化镇地层，岩性为：浅灰色细砂岩与棕红色泥岩不等厚互层。
该井段造浆相当严重，因此，上部明化地层继续采用海水膨润土浆钻进。
3.3.1二开上部地层采用海水钻进，开钻前放掉井筒内一开泥浆，日常钻井液维护以补充海水为主。
3.3.2二开上部不控制失水，钻进200-300m左右，用0.1%BZ-HXC配制的稠塞扫井，确保井眼清洁，稠塞返出后，带出泥砂多的泥浆排放掉，确保井眼清洁。
3.3.3根据钻速调整泥浆的海水稀释量，粘度高时可以放弃部分井筒老浆，均匀补充海水，保持合适钻井液性能。
开启全部固控设备，振动筛目数要求在80～120目，除砂器、除泥器、离心机使用率100%，确保及时清除有害固相，保持井眼清洁。
泥浆粘度保持在30－35s，密度小于1.16g/cm3。
3.3.4钻进过程中监测扭矩情况，如果出现扭矩增大，托压等情况，可加入润滑剂，控制扭矩在顶驱安全负荷范围内。
3.3.5钻进中泥浆泵的排量要保持在60-65 l/s以上，转速120 r/min左右，可以有效的实现对井壁的冲刷，岩屑的携带，保证井眼的净化。
3.3.6二开海水钻进期间，做好中途改型准备工作。
提前配制足量BH-WEI钻井液的新浆，配好后充分剪切水化，待用。