滨173区块钻井提速提效中的技术应用

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侧钻井提速提效的几种方法

侧钻井提速提效的几种方法发布时间：2022-04-27T13:31:45.811Z 来源：《中国科技信息》2022年33卷第1期作者：孙献兵[导读] 侧钻井是老油田挖潜剩余油孙献兵江汉油田分公司清河采油厂山东省潍坊市寿光市 262714摘要：侧钻井是老油田挖潜剩余油，提高采收率的重要手段，相比钻新井，具有成本低、周期短、见效快等优点。

但在实际侧钻过程中还存在施工周期长等问题。

本文通过对近几年套管开窗侧钻施工周期和应用情况进行分析，查找影响侧钻井施工周期的主要因素，从优化侧钻井设计、加强钻井监督指导以及引入竞争机制等方面，提出侧钻井提速提效的有效方法，经过2021年实施验证，取得了较好的效果。

关键词：开窗侧钻；施工周期；优化；提速；提效一、概况侧钻井技术是指按照油藏工程、地质及开发的需要，采用特殊工具和工艺，对原废弃井套管进行开窗，并按照设计轨迹侧钻出一定距离，实现重新开采地下油气，挖潜剩余油，提高采收率的技术。

该技术可以充分利用老井套管和井场，相比钻新井，具有钻井成本低、见效快等优点。

老井开窗侧钻工作，主要是对Φ177.8mm和Φ139.7mm套管进行开窗侧钻，平均单井侧钻费用不到不到正常钻新井费用的一半。

虽然相比钻新井，侧钻井具有明显的成本优势，但却因为存在侧钻井周期长、部分轨迹复杂井多井下复杂情况、侧钻前准备时间长等问题，侧钻井技术却没有得到大规模的推广应用。

本文对以往侧钻井资料进行分析，总结影响钻井周期、侧钻前准备时间以及井下复杂情况的因素，结合地层物性，通过优化钻具组合、优化钻井运行等方法，解决上述问题。

二、存在问题及原因分析分析发现，侧钻井主要存在施工周期长，缺乏竞争机制等问题，导致钻井周期和搬迁前停等时间过长。

1、钻井周期长主要是侧钻过程中出现下钻遇阻，井壁垮塌等复杂情况，导致钻井周期较长，甚至超过同期新井钻井周期的2倍。

主要原因如下：1.1 环空间隙小特别是对Φ139.7mm套管开窗，采用Φ118mm单牙轮钻头+Φ105mm钻铤+Φ73mm标准钻杆钻进，理论上钻进中最小环空间隙只有6.5mm，钻进过程中大颗粒的钻屑在该处不能顺过通过，蹩压引起井壁垮塌、下钻遇阻等复杂情况。

钻井技术服务精益化管理创新应用

钻井技术服务精益化管理创新应用作者：刘红卫来源：《企业文化》2018年第29期摘要：随着我国深化国有企业改革力度的持续加大，中石油集团内部产品和服务价格市场化的深入推进，钻探行业实现稳健向好发展的压力日益增加。

面对新形势新要求，积极探索、创新模式，精益化管理推进提质提效。

2016年以来，渤海钻探第五钻井公司创收创效20亿元以上，挖潜增效3000多万元。

关键词：精益；管理创新；提质提效一、精益化管理创新的必要2014年6月份以来，国际油价长期摇摆在50-70美元区间；国内深化供给侧结构性改革，国资委提出瘦身健体提质增效攻坚战系列要求；中石油集团连续五年实施开源节流降本增效，勘探开发更加注重质量、效益，大幅压缩钻井成本。

如何战胜挑战、渡过难关，从市场开发、组织施工、安全管理、成本管控等方面，创新实施精益管理，提升内部成本管控力、外部创收创效力，积极适应内外竞争加剧化、单井成本持减化、效益空间真空化的油气技术服务趋势。

二、精益化管理创新的思路钻井技术服务企业创收创效需要施工能力和内部管理的双重保障。

稳固有效市场，实施精益化的市场开发模式；打好打快每口井，构建精益化的组织施工模式；深入内部挖潜，建立常态长期的精益化成本管控模式。

三、精益化管理创新的举措（一）推行效益优先的精益市场开发模式。

坚持工作量连续优先、口井综合效益优先、边际贡献优先的“三优先”市场开发原则，全面评估施工难度与价格、成本的底线匹配度，最优配伍钻机；精心组织招投标，主动协助甲方优化部署井位，最大限度减少降价，争取最优服务价格。

（二）推行“一优一强”的精益组织施工模式1.优化生产协调。

搭建后勤“优服”机制，快速解决一线存在的问题；搭建项目“靠前”机制，推行“321”工农协调解决模式、“三化”钻机搬迁安运行模式、“三个沟通”协调配合模式；搭建钻井队“无缝”机制，推广生产组织模板，建立“三专”班组作业模式，推行“分段分工序安排工作”方法。

2.强化技术支撑。

加强区块钻井模式化管理提高钻井速度

年份动用钻开钻完井井队（口）（口）
１７２１７８
进尺钻机月速平均井深（米）（米／台月）（米）
３８１７４６３２２４２２２４．１１
２０ｌ１年１－７月１８．１６
创新。通过努力，在钻井技术管理方面，切实规范了我公司钻井区块模式，向着模式化、数据化钻井产生了质的飞跃。为钻井实现 “ 三个一 ”口井施工方案，提高钻井速度开辟了一条阳光大道。
关键词：钻井技术管理提速提效钻井模与二级库材料计划的联系渠道畅通，掌握各种必需材料
对比２０１２年１－７月份我公司动用钻机与去年同比减少０．１６部钻机，
完成进尺同比增加５３７３ｌ米：平均井深２２５２米，同比增加２８．１５米：
一０．８８１０．４７６．７４１４．０８
定期检查井队正副职、司钻、技术人员对区块模式的知情情况，并进行考
核奖惩。４．现场管理人员按钻井施工重点环节跑井、住井，填写 “ 技术检查验收记录 ”；
口井一方案、一环节一对策，成效显著。二、问题提出我们对渤海钻井一公司影响钻井速度的因素逐个进行分析，发现存在
组中下部，离沙河街组１５０米左右，分两三个班连续加入抗高温降失水防塌材料，快速完成钻井液体系转化，达到技术交底中要求的钻井液性能指标。
司工作思路，以科学发展观为统领，围绕 “ 提速提效” 的工作目标，针对 “ 加

在强研磨地层使用扭冲工具实现提速提效

３２６５～３５ｌ５ｍ（共２５０ｍ），属沙三中、下，以深灰色泥岩、灰质泥岩、砂质泥岩为主。ＰＤＣ＋扭冲进尺２５０ｍ，纯钻时间４４．０３ｈ，机械钻速５．６８ｍ／ｈ，行程钻速３ｍ／ｈ，与同井同地层前后两次单独使用ＰＤＣ钻头钻进的井段相比，ＰＤＣ＋扭冲工具机械钻速分别提高９８．６％、１１１．５％。而且录井数据表明（见表３），同井同地层相邻的５趟钻中ＰＤＣ＋扭冲的钻进井段钻时最低，均值１０．５６ｍｉｎ／ｍ，且钻时波幅最小。同时，ＰＤＣ＋扭冲时的钻进扭矩也最低，均值２．７ｋＮ・ｍ。钻进扭矩可以和牙轮钻头相媲美，而且扭矩波动最小，仅为１．４ｋＮ・ｍ。在整个钻进过
２扭冲工具使用特点与技术优势
扭冲工具使用特点与技术优势如图２所示：
４．１樊５５井
试验井段：３Ｉ９８．０６～３４３０Ｉｌｌ完钻（共
２３２．９４ｍ），属沙四下，为紫红色细砂岩、暗紫色
关键词：胜利油田；钻井；扭冲工具；提速提效；强研磨地层
中图分类号：Ｐ６３４
文献标识码：Ａ
文章编号：１００９ — ２３７４（２０１３）０５－００３３ — ０２
１扭冲工具基本工作原理和功能

水力振荡器在水平井优快钻井的应用分析

为有效克服定向钻进中的拖压现象，提高钻井速度，决定采用PDC钻头+LWD仪器+水力振荡器钻具组合，进行定向作业。
2.2水力振荡器现场应用
为避免水力振荡器对LWD仪器的破坏，在距离钻头203.5m的位置安装水力振荡器，具体钻具组合为：?216mmPDC钻头+?172mm单弯螺杆（1.5°，扶正器212mm）+F165mm单流阀+?190mmLWD短节+?172mmMWD无磁悬挂+?165mm无磁钻铤（1根）+?127mm加重钻杆（3根）+?127mm钻杆（15根）+?172mm水利振荡器+?127mm钻杆（45根）+?127mm加重钻杆（18根）+?127mm钻杆，钻头选用迪普公司的PDC钻头，钻头型号DS653D，所钻井段3555~3762m，进尺207m，纯钻时间81h，平均机械钻速2.56m/h。参考厂家推荐并在现场使用摸索，A井应用水力振荡器钻进参数如表1所示。
参考文献
[1]孙晓峰，闫铁，王克林，等.复杂结构井井眼清洁技术研究进展[J] .断块油气田，2018,20（1）：1-5.
[2]刘华杰，高金文，涂辉，等.一种能有效提高机械钻速的水利振荡器[J] .石油机械，2013,41（7）：46-48.
[3]李博.水利振荡器的研制与现场试验[J] .石油钻探技术，2014,42（1）：111-113 .
4认识和建议
（1）在研究区块的大斜度井和水平井作业中使用水力振荡器，能够有效降低摩阻，改善拖压，提高机械钻速，缩短钻井周期。（2）水力振荡器可以与常规定向工具和仪器同时使用，将水力振荡器的安装位置调整合适以后，不会对仪器、动力钻具的寿命产生影响。（3）水利振荡器对井下钻具无不利影响，对MWD、LWD信号传输不会产生干扰。（4）水力振荡器在小钻压钻进中,可有效地消除钻具重量在井壁某段的聚集效应；如使用大钻压钻进,振荡短节的弹簧将受到压缩,这样就会降低工具的使用效果；在井斜较小的井眼钻井中,水力振荡器应安放在受压位置（中性点以下）,以避免跳钻发生。

影响定向井钻井时效的关键因素及提效措施

影响定向井钻井时效的关键因素及提效措施摘要：随着国内各区块产能建设部署的不断推进，定向井开发已经在各油气田得到了规模化应用，然而定向井钻井工艺的应用效果却参差不齐，尤其是复杂构造区块，部分构造地层夹层多，井漏频繁复杂，地层可钻性差，严重制约了定向井钻井速度。

如何缩短钻井周期，提高钻井速率已经成为新形势下提高定向井钻井效果的关键。

基于此，本文结合复杂区块定向井钻井提速实践，在分析了影响钻井速度的几个关键因素基础上提出了优选造斜点、优化钻头选型、优化钻具组合、减少井下复杂情况和事故等快速钻井技术措施，并就在现场实践中取得了良好的应用效果进行了阐述。

关键词：复杂构造；定向井钻井；钻井提速增效0前言为了节约钻井成本和减少施工占用土地，加快开发速度，国内众多油气田的开发所施工的开发井均为同一个平台施工多口定向井，丛式定向井开发已逐步成为成大趋势，同时也面临施工难度增大、钻井周期延长等严峻问题，这除了与油气藏所在区域地质情况复杂因素密切相关以外，还与定向井工艺的具体应用密切相关。

因此，明确导致定向井钻井时效低的主要因素，并找出恰当合适的应对措施很关键。

1影响定向井钻井速度的因素分析1.1井漏频繁井漏是影响定向井钻井时效的一个主要因素，这与油气藏构造性质密切相关，如具有明显孔隙型储层特征的构造，其油气分布的地层空隙承压能力受限，在发现油气显示后提高钻井液的密度往往会发生井漏。

特别是一些长度段较长的漏失地层，由于地层井漏严重，漏失井段长，对压力极为敏感，地层承压能力不易提高，这给快速钻进带来严重的隐患，滑动钻进中如果发生井漏，一般先采用随钻堵漏剂堵漏，若漏速增大，则需要起钻倒出定向钻具组合再下入光钻杆组合堵漏，因此起下钻次数多，增加了钻井周期。

1.2二次定向部分油气藏构造定向井稳斜段较长，甚至达近千米，并且在集中稳斜段由于地层夹层多，轨迹不易控制，常规钻具组合难以达到稳斜稳方位的目的。

尤其是一些复杂层段，同一井组的不同井之间变化的规律也不一样。

扭力冲击器在钻井作业中的应用

2016年第12期科学管理扭力冲击器在钻井作业中的应用王晓松鲍锦祥姬广奇衣金龙冯跃凯蔡玉贵中海油能源发展工程技术公司天津300452摘要：扭力冲击器是利用泥浆的水动力转换为钻头的扭向冲击力，为P D C钻头破岩提供额外的剪切力，达到钻井提速的目的。

使用这一技术能够有效的提高机械钻速，大大减少钻井周期，达到降本增效的目的。

海洋石油某区块首次应用扭力冲击器钻井提速工具。

本文重点介绍了扭力冲击器的应用情况和效果，钻井提速工具的推广应用，有效缩短了该井的钻井周期。

关键词：机械钻速提速地层硬度研磨性剪切破岩随着我国浅层油气资源的不断枯竭，深井钻井已经成为石油开发的新方向。

而深井钻井要穿过多套地层，这些地层跨越的地质时代较多、变化较大，相应的地质条件错综复杂。

传统的钻井工艺、钻井工具等随着井深的不断增加，破岩效率和机械钻速已大大降低。

海洋钻井由于受到地理环境的影响，钻井成本较髙，尤其是在石油行业低迷时代，进一步提髙钻井速度是降本增效行之有效的途径。

扭力冲击器在海洋石油钻井的成功应用，有效解决了PDC钻头在坚硬地层吃人深度不够，机械钻速低，易卡滑等问题，同时在髙研磨、髙硬度地层中，扭力冲击器加PDC钻头的机械钻速也远大于牙轮钻头的机械钻速，有效减少牙轮钻头在坚硬地层的工程风险。

1扭力冲击器介绍扭力冲击器是根据PDC钻头剪切破岩原理设计的提速工具。

扭力冲击器内部有冲击锤，泥浆通过扭力冲击器内部分流器，分流泥浆为冲击锤提供动力，使其产生周向往复摆动。

扭力冲击器直接与PDC钻头相连，冲击锤将产生的冲击力直接传递给钻头，使PDC钻头产生髙频扭向冲击，在钻压作用下，PDC齿有效吃人深度增加，提髙破岩效率。

PDC钻头卡滑现象每10s发生一次，而5”的扭力冲击器冲击频率为11-22H z，因此使用扭力冲击器能有效解决PDC钻头卡滑现象，从而提髙钻头和井下钻具的使用寿命。

目前市场上的扭力冲击器从工具外表分为两种：一体式和分体式。

滨173区块优快钻井技术应用

摘要：滨１７３区块机械钻速低，电测易遇阻遇卡，钻井周期和完井周期长，成本高，大大制约了该区块提速提
效步伐。为有效提升该区块的钻井指标，提高电测一次成功率，降低成本，通过对该区块地层特点及以往施工经验进行分析和总结，结合现场施工实践，从优选钻头和钻具组合、优化钻井液性能等方面进行应用探索，基本形成了一套适合该区块的优快钻井技术。现场应用实践表明，该优快钻井技术提高了机械钻速，大大缩短了钻井周期，降低了钻井成本，电测均一次成功，对该区块施工具有一定的借鉴和指导意义。关键词：滨１７３；优快钻井；提速；电测成功率
ＣＮｌ３— １２６５／ＴＥ
滨１７３区块优快钻井技术应用
何良泉，蒋红梅，王爱明
（１．中国石化胜利石油工程有限公司渤海钻井二公司，山东东营２５７２００；２．中国石化胜利石油工程有限公司河口采油厂，山东东营２５７２００）
中图分类号：ＴＥ２４２文献标识码：Ｂ文章编号：１００８ — ９４４６（２０１３）０５－０００５ — ０４
ＡｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｏｆＦａｓｔａｎｄＯｐｔｉｍｉｚｅｄＤｒｉｌｌｉｎｇＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙｉｎＢｉｎ１７３Ｂｌｏｃｋｓ

钻井提速经验

2007年，气井钻机月速度从2004年的1900米/台月提高到3404米/台月，提高了 79.16%；平均机械钻速为到11.42米/小时，迈上了10米/小时台阶，同比提高 14.77%；
一、钻井提速取得的成果
成果之三：大力提升了单机单队作战能力
6 5.33 4.2 4 3 2 1 0 3.77 2.83 3.15
汇报提纲
一、钻井提速取得的成果
成果之一：钻井进尺再创新高成果之二：钻进速度达幅度加快成果之三：大力提升了单机单队作战能力成果之四：队伍整体水平明显提高
成果之五：钻井技术指标多项被刷新
成果之六：井控安全保持平稳
一、钻井提速取得的成果成果之一：钻井进尺再创新高
长庆钻井近年来进尺工作量对比（m）
4、气井最高月速度8685米/台月，比上年最高指标提高了1317 米/台月。
其他被刷新的指标见文字材料
一、钻井提速取得的成果成果之六：井控安全保持平稳
2007年勘探局的井控安全继续保持平稳态势，连续两年实现了井控安全管理目标，杜绝了井喷事故、井喷失控事故、井喷着火爆炸事故和有毒有害气体中毒伤亡
一次跨上10米/小时台阶；油井使用866只PDC钻头，平均机械钻速
35.36米/小时，继去年跨上20米/小时台阶，又跨上了30米/小时台阶。
二、钻井提速取得的认识
认识之三：集成创新，内涵发展，是提速的核心 2007年与2006年PDC钻头指标对比表
井型时间 2007 气井 2006 对比 2007 油井 2006 对比使用井口数 250 256 -6 1549 1270 279 钻头只数 463 412 51 866 326 540 总进尺(m) 521811 411464 110347 2287426 861177 1426249 平均进尺 (m) 1127 998.7 128.3 2641 2641 0 纯钻时间 (h) 89.37 87.14 2.23 74.7 90.5 -15.8 机械钻速 (m/h) 12.61 11.46 1.15 35.36 29.19 6.17

钻井提速合理化建议

项目类别
A、合理化建议（√）B、技术改进（）
一、项目提出的背景及主要原因
钻井成本占整个尤其勘探开发成本的1/2，而钻井速度又是制约钻井成本居高不下的主要因素，因此提高钻井速度，降低钻井成本势在必行。钻井速度一直是钻井发展的制约因素之一。近年来，黄河钻井总公司的钻井水平不断提高，但是钻井速度一直不高。为实现“打造石油工程铁军的主力军”目的，提高黄河钻井在内外部市场的竞争力，钻井提速势在必行。
节约钻井天数为:7666h/24=319.42(d)。
按照3200米钻机日费1.92万元计算，节省费用=319.42×1.92=613.28（万元）。
采用基层单位意见：
基层单位负责人（签字）基层单位（盖章）2009年12月15日
三级单位财务部门审核意见：
（盖章）
年月日
三级单位科技管理部门意见：
（盖章）
今年以来，胜利油田钻井系统开展了以“提速、提效、提素”为主要内容的“大提速”工程，黄河钻井总公司进一步突出技术提速的主导地位，做好成熟技术的优化集成，积极和甲方及设计单位沟通协商，从优化设计源头入手继续深化井身结构优化简化工作，加大以优选钻头、优选参数、优质泥浆、高泵压为代表的优快钻进技术应用力度，积极试验探索新技术、新工艺和新工具，继续推进钻井提速进程。为此，2010年年初，黄河钻井总公司就提出了关于集成钻井技术应用，实现钻井提速的建议。
3、采用近平衡、欠平衡钻井技术。
通过采用近平衡、欠平衡钻井技术，降低井底压持效应，提高钻井速度，保护油气层。
4、钻井液技术。
开发应用多种钻井液体系提高钻井速度。开发应用防塌钻井液体系、循环泡沫与充气泡沫钻井液体系、高密度抗高温钻井液。
5、区域钻井技术。
《胜利油田区域钻井技术研究》就是对各施工区块进行研究，找出各区块的特点、难点，结合现有的成熟钻井新技术和新工艺进行总结、规范，制定相应的施工措施，形成标准的施工模式。各施工井队不论在哪里施工，都可参照区域钻井技术对钻头进行选型，对钻井液体系及钻井液处理剂进行优化、组合，预防可能出现的工程事故和复杂情况，避免盲目施工。为实现最优化钻井，提高钻井速度，年初提出了继续升级完善区域钻井技术，便于加快钻井速度。

川南探区页岩气水平井钻井技术_唐嘉贵

３／深８出水量２ｈ；Ｌ５．００ｍ时地层出水，０ｍＳ２井用３，被迫泡沫钻至井深２８０．５０ｍ时地层出水３００ｍ０６］。转换钻井方式［
地层含铝土质泥岩，水敏性强；嘉陵江组石膏发育；龙潭组、茅口组 — 栖霞组和韩家店组地层可钻性差，预测发育多套气层，可能钻遇缝洞发育带并出现放空、井漏、井喷等强烈显示；斜井段及水平段穿越目的层龙马溪组，页岩发育，容易发生井壁失稳。根据页岩探区内压力剖面和地质工程特点，参考邻区实钻三开井身结构特点，依据有利于安全、优质、高效钻井和油气层保护的原则，第一必封点设计在雷口坡组顶部，封隔须家河组上部不稳定、易漏地层，为二开钻井提供井控条件；第二必封点设计在石牛栏组顶部，封雷口坡组 — 韩家店组地层，为侧钻水平段提供安全钻进井筒条件。．２井身结构优化２根据国内外页岩气勘探开发经验，井身结构设计的关键在于确定套管承压能力，以保证后期大规模压裂改造施工中井筒承压的要求。为此，基于安全建井及降本增效原则，参考邻区焦石坝、丁山和威远等页岩气区块的实钻资料，预测破裂压力梯度／结合套管或泵送可钻式桥塞压裂．７ＭＰａ１００ｍ，２３／改造工艺，选用１ｍ７７．８ｍｍ套管才能满足１０ｍｉｎ以上大排量改造需要，并形成了“ 直导眼＋水平井” 三开井身结构设计方案：导眼，６０９．６ｍｍ钻头 × 封隔上部易５０２．００ｍ，０８．０ｍｍ导管 ×１００．００ｍ，１漏层及浅层水；一开，４０６．４ｍｍ钻头 ×１２０２．００ｍ，封隔须家河组及３３９．７ｍｍ表层套管 ×１２００．００ｍ，以浅地层；二开，３１１．１ｍｍ钻头 ×３１８２．００ｍ，封隔须家河组２４４．５ｍｍ技术套管 ×３１８０．００ｍ，钻及以浅地层；三开，头２１５．９ｍｍ０１８．００ｍ， ×５先悬挂后回接。１７７．８ｍｍ油层套管 ×５０１６．００ｍ，考虑采用１７７．８ｍｍ套管完井的三开井身结构具有钻井成本高的缺点，在满足油层套管承压条件下，全井采用在套管限压１３９．７ｍｍ套管，３下预测施工排量达１满足泵ｍ０ＭＰａ０ｍ／ｉｎ以上，９送桥塞分段压裂改造施工排量要求，为此将油层套管尺寸由１１７７．８ｍｍ优化为３９．７ｍｍ套管。优化后的井身结构为：导眼，６０９．６ｍｍ钻头 × 封隔上部易５０２．００ｍ，０８．０ｍｍ导管 × １００．００ｍ，１漏层及浅层水；一开，４０６．４ｍｍ钻头 ×１２０２．００ｍ，封隔须家河组及３３９．７ｍｍ表层套管 ×１２００．００ｍ，以浅地层；二开，３１１．１ｍｍ钻头 ×３１８２．００ｍ，封隔须家河及以浅２４４．５ｍｍ技术套管× ３１８０．００ｍ，地层；三开，２１１５．９ｍｍ钻头 ×５０１８．００ｍ，３９．７ｍｍ技术套管× 全管柱固井。５０１６．００ｍ，

ZS_区块提速提效钻完井技术优化与实践

文章编号：1000 − 7393(2022)05 − 0561 − 04 DOI: 10.13639/j.odpt.2022.05.005ZS 区块提速提效钻完井技术优化与实践沈宝明1,2 常雷1,2 杨丽晶1,2 潘荣山1,2 刘美玲1,2 赵英楠1,21. 中国石油大庆油田有限责任公司采油工程研究院；2. 黑龙江省油气藏增产增注重点实验室引用格式：沈宝明，常雷，杨丽晶，潘荣山，刘美玲，赵英楠. ZS 区块提速提效钻完井技术优化与实践［J ］. 石油钻采工艺，2022，44（5）：561-564,583.摘要：ZS 区块天然气储层岩性为流纹岩、凝灰岩、火山角砾岩，具有高硬度、高研磨性、强非均质性，裂缝发育，富含酸性流体等特性。

邻井平均机械钻速低至1.49 m/h ，平均钻井周期长达137.12 d ，易发生井漏、套管腐蚀等问题，并且后期增产作业及开采过程中，水泥环密封失效，导致井口带压。

通过“一趟钻”技术优化井身结构，优选与地层配伍性好的非平面齿钻头，优选油包水钻井液体系，根据储层特征优化完井方式，分析CO 2腐蚀影响因素选择套管，采用自修复水泥浆技术预防井口带压，实现平均钻井周期缩短至69.82 d ，三开平均机械钻速3.11 m/h ，较邻井提高108.5%，钻井过程中无井漏、井塌等复杂情况，固井后无环空带压问题。

关键词：天然气；水平井；非平面切削齿；油包水钻井液；自修复水泥浆；优快钻井中图分类号：TE242 文献标识码： AOptimization and practice of drilling and completion technology on increasing ofROP and efficiency in ZS blockSHEN Baoming 1,2, CHANG Lei 1,2, YANG Lijing 1,2, PAN Rongshan 1,2, LIU Meiling 1,2, ZHAO Ying’nan 1,21. Oil Production Engineering Research Institute , PetroChina Daqing Oilfield Co., Ltd., Daqing 163453, Heilongjiang , China ;2. Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Stimulation of Heilongjiang Province , Daqing 163453, Heilongjiang , ChinaCitation: SHEN Baoming, CHANG Lei, YANG Lijing, PAN Rongshan, LIU Meiling, ZHAO Ying’nan. Optimization and practice of drilling and completion technology on increasing of ROP and efficiency in ZS block ［J ］. Oil Drilling & Production Technology, 2022, 44(5): 561-564, 583.Abstract: The gas reservoirs in ZS block is dominated by lithology of rhyolite, tuff and volcanic breccia and are characterized by high hardness and abrasiveness, strong heterogeneity, well- developed fractures and rich acidic fluids. In the offset well, the average ROP is 1.49 m/h, and the average drilling cycle is 137.12 d. Lost circulation and casing corrosion always occur. In addition, the cement ring seal fails during stimulation and production, resulting in wellhead pressure. The well structure was optimize through the technology of one-trip drilling. The non-planar tooth drill bits with good compatibility with the formation and the water-in-oil drilling fluid system were selected. The completion method was optimized according to the reservoir characteristics. The factors affecting CO 2corrosion were analyzed to optimize the casing types. The self-repairing cement was used to prevent wellhead pressure. The average drilling cycle is reduced to 69.82 d. The average ROP in the third spud is 3.11 m/h, which is 108.5% higher than that of the offset well.There are no lost circulation during the drilling process and no annular pressure after cementing operation.Key words: natural gas; horizontal well; non-planar tooth; water-in-oil drilling fluid; self-repairing cement slurry; excellent and fast drilling第一作者: 沈宝明(1965-)，2011年毕业于中国地质大学(北京)油气田开发工程专业，获博士学位，现从事油田钻井、采油、地面技术理论研究、现场试验和新技术推广工作，教授级高级工程师。

小井眼PDC钻头+螺杆钻具提速技术研究

设备管理与维修2021翼2（上-下）小井眼PDC 钻头+螺杆钻具提速技术研究魏向辉，宋苏涵，张斌，辛常青，吴殿友（中国石油渤海石油装备钻井装备分公司，天津300280）摘要：采取小井眼钻井技术是减少泥浆用量、降低废弃物和减少固井成本的有效途径，但由于小井眼钻井环形空间小、泥浆排量小，导致钻头泥包、小螺杆钻具输出扭矩低等问题，在加上小尺寸PDC 钻头定向工具面不稳、螺杆钻具防托压效果不好，使其机械钻速慢、使用寿命低。

针对小井眼施工及工况特点，以PDC 钻头的防泥包设计、螺杆钻具的防托压设计、小尺寸PDC 钻头和螺杆钻具的高攻击性、高造斜、高抗磨等个性化设计为基础，形成了一套小井眼PDC 钻头+螺杆钻具优化配置提速技术，达到提高机械钻速、减少起下钻次数、缩短钻井周期、降低钻井成本的目的。

关键词：PDC 钻头；小井眼；泥包；进尺；造斜；高抗磨；个性化设计中图分类号：TE246文献标识码：B DOI ：10.16621/ki.issn1001-0599.2021.02.110引言随着原油价格持续低迷和低品位储量的增加，作为低成本开采技术之一的小井眼钻井技术成了继水平井钻井技术之后的又一研究热点。

首先，我国探明储量中有大量的低渗油田和较小的边际油藏，应用常规钻井开发难于取得预期的经济效益，低成本的小井眼钻井技术，使这些地区进一步的开发成为可能。

再者，钻井占地和环境污染问题日益突出，小井眼钻井会缓解这方面的矛盾，小井眼比常规井眼井径缩小，钻井液用量及岩屑量大幅度减少，可有效减少废弃物和降低固井成本。

长庆苏里格气田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡的西北侧，是目前中国陆上发现的一个特大型气田。

前期生产井段主要采用椎216mm 井眼下椎89mm 油管直接固井，固井井段长、成本高，同时随着新环保法的实施，采取“泥浆不落地”技术替代泥浆池后，也需要进一步减少泥浆使用量，降低泥浆处理成本。

因此在苏里格南区块等多个区块进行了小井眼钻井试验及批量推广，采用618英寸或6英寸小井眼替代常规812英寸井眼，取得了较好的降本效果。

侧钻井技术的现场应用

侧钻井技术的现场应用随着油田的不断开发，增产上效成为了主课题，能否充分利用现有的条件，把资源利用最大化成为首要工作。

侧钻井就是其中的解决办法之一，边缘区块井的钻探落空、井下事故和老井的再利用等等，迫使我们选择利用原井眼侧钻。

本文简单介绍侧钻井的发展、种类、以及施工的难点，，采取的成功措施等等。

标签：侧钻;裸眼回填;套管开窗;斜向器;套管段铣1前言：侧钻技术在国外起始于三十年代，于八十年代得到深入发展。

我国于八十年代开始研究侧钻技术。

该项技术在全国各油田得到了广泛的推广应用，并取得了明显的经济效益和社会效益，成为油田特别是老油区节支增效、节约挖潜的重要手段和措施。

侧钻技术是在普通定向钻井技术的基础上发展起来的，除具有普通定向井和水平井的共性之外，也有其自己的独特性，正是这些独特性才形成了专门的侧钻工艺技术。

侧钻技术主要应用于：（1）钻井过程中套管内有落鱼或落物而无法打捞不能继续进行钻井、完井作业。

（2）钻井过程中因目标靶区调整，实钻轨迹难以实现地质勘探目的。

（3）钻井及采油过程中套管变形，影响生产。

（4）采油过程中砂堵砂埋严重，通过修井作业无法恢复生产的井。

（5）直井落空，偏离油层位置，经勘探其周围还有开采价值油藏。

（6）有特殊作业要求的多底分支井等。

（7）油田开发后期，已无开采价值的井，为了节约钻井成本，充分挖掘潜力，利用原井眼开窗侧钻成定向井开采边角油气藏。

2侧钻井技术分类侧钻就是为了特殊的工艺需要，在原有井眼轨迹（直井、定向井、水平井等）的基础上，使用特殊的侧钻工具使钻头的钻进轨迹按照预先的设计偏离原井眼轨迹的过程。

井眼的侧钻技术一般分为两种类型：一是裸眼井内侧钻技术，即在裸眼井内打入水泥造成人工井底然后侧钻或条件允许时直接进行悬空侧钻形成侧向井眼的工艺技术。

二是套管开窗技术，即依据设计要求，在套管内某位置开一窗口或铣掉一段套管，侧向钻出一新井眼，实现重新完井的工艺技术。

2.1裸眼内侧钻技术分类2.1.1裸眼侧钻方式：侧钻方式的确定主要考虑侧钻目的、井眼轨迹控制要求、完井与采油作业要求等。

丛式井组优快钻井技术及应用分析

丛式井组优快钻井技术及应用分析摘要：大型丛式井组是油田A区块部署老区加密丛式井组，以完善中区沙四中主体注采井网，提高储量控制程度。

该井组地表条件复杂，采用大型丛式井组的模式开发。

井组共部署定向井58口，其中油井35口、水井23口，分南北两排施工，排间距15m。

井组以密集丛式井组的方式达到减少占地、集中管理、降低安全环保风险的目的。

关键词：大型丛式井组；优快钻井技术；方案优化设计；轨迹优化及控制A丛式井组位于油田中部，地处市城区内，邻区地表条件复杂，分布多个居民区及旅游风景区，因此采用大型丛式井组井工厂的模式施工，减少井场占地的面积，提高井场使用效率，有利于钻井施工及环保工作，达到降低开发成本的目的。

分析A井组在布井、防碰、轨迹优化及控制、钻井液、管理等方面的问题和总结施工经验，并进行系统化的分析研究。

这对以后大型丛式井组的施工具有很好的借鉴意义，能够为后续井钻井的提速提效、减少井下复杂情况的发生提供可靠方法。

因此，研究A大型丛式井组优快钻井技术具有重要意义。

1 油藏地质概况油田构造位置位于东营凹陷西边缘，尚店—背斜构造带南端，北部与尚店油田接壤，东临利津凹陷，整体构造为一受到剥蚀的穹窿背斜。

中区沙四中位于油田中部，西部以油田中西块分界断层为界，断层落差10~30m，近南西北东走向；南部发育一条分界断层，为近东西走向，断层落差15~35m，南倾，将其分割为H3、A块南北两块，北部发育一条近北西—南东走向断层，断层落差为10~20m，北倾；东部发育近南北走向的边界断层，东倾，断层落差为20~40m，整体呈现为中间高两边低的背斜构造。

2 大型丛式井组整体方案优化设计2.1 双钻机施工的顺序优化A大型丛式井组58口井全部为定向井且为二开次井身结构设计。

一开采用⌀346.1mm钻头、⌀273.1mm表层套管结构，二开采用⌀215.9mm钻头、⌀139.7mm油层套管结构。

一开井深250~261m，二开至井底。

溱页1平台水平井井身结构优化与应用

溱页1平台水平井井身结构优化与应用摘要2020年，苏北盆地溱潼凹陷第一口页岩油水平探井在阜二段页岩中获高产油流，随着该区块勘探开发的不断深入，原有二开制井身结构显现出复杂事故多、钻井效率低等问题。

为了解决该区块上中部地层泥岩水敏性强，井壁垮塌、地层承压能力低的问题，结合地质工程必封点，优化为现有三开制井身结构，钻井中复杂事故明显减少，能顺利完成钻井作业，同一平台完井周期由前期的120 d缩短为到目前的50d。

这表明，该区块采用优化后的井身结构，成功降低了钻井复杂、提高了钻井效率。

关键词溱潼凹陷；溱页1平台；页岩油；井身结构优化；水平井苏北溱潼凹陷地层自上而下钻遇第四系东台组、新近系盐城组、新生界古近系三垛组二段、一段、戴南组二段、一段、阜宁组四段、三段、二段、一段。

自上而下地层非均质性强，具有特殊地层发育、压力系统复杂的特点，溱页1平台第一口评价井采用二开制井身结构，二开钻遇井段裸眼段长，漏、涌、塌地层在同一裸眼段，矛盾突出，易发生井下复杂情况。

针对上述问题，笔者提出了井身结构优化思路，进行了可行性分析，优化设计了溱页1平台水平井三开制井身结构，现场应用后效果显著，为后续苏北溱潼凹陷页岩油水平井钻井提供了技术支持。

1 二开制井身结构及钻井问题1.1 二开制井身结构苏北溱潼凹陷页岩油溱页1平台水平井前期采用二开制井身结构，一开采用346.0mm钻头，钻穿盐城组二段，下入273.1mm表层套管，封上部水层及高渗透性地层；二开采用215.9mm 钻头钻至完钻井深，下入139.7mm 生产套管。

井身结构示意图见表1。

表1 二开制井身结构设计数据序号井径(mm)井深(m)套管尺寸(mm)套管名称套管下深(m)1346.0900273.1表层套管9002215.96505139.7生产套管65001.2 钻井中存在的问题在不断追求低成本开发的形势下，实施了二开制井身结构，不能有效分隔不同压力体系和复杂地层，不满足现场安全钻进要求，该井身结构逐渐显现出不足。

巴彦河套油田钻井提速关键技术研究及应用

481 巴彦河套油田钻井施工技术难点1.1 地质条件复杂，可钻性差，井眼轨迹控制难度大在巴彦河套油田的钻井作业中，地质条件的复杂性和可钻性的差异性是钻井施工的主要难点之一[1]。

由于该地区的地质结构复杂，地质体不均匀，存在着各种各样的地层，如岩石、泥岩、煤层、砂岩、石灰岩等，这些地层的物理性质和化学性质都不同，导致了在钻井过程中出现了各种复杂的地层条件。

此外，由于地质体的非均质性，地层中存在着大量的裂隙和孔洞，导致了可钻性的差异性，这对钻井施工的效率和质量产生了很大的影响[2]。

在这种情况下，井眼轨迹控制变得尤为重要，因为井眼轨迹的偏差会导致井筒变形、井眼塌陷、固井质量差等问题的出现，严重影响钻井工作的效率和安全。

为了解决这些问题，需要采用一系列的井眼轨迹控制措施，包括钻具的优化设计、钻井液的合理选择、钻井过程的控制等，以确保钻井施工的质量和效率[3]。

1.2 井径扩大率大，井壁失稳严重在钻井过程中，随着深度的增加，井眼直径会逐渐扩大，这就是井径扩大。

在巴彦河套油田，由于地层中石英含量低、黏土含量高，导致井壁稳定性较差，扩大率也较大。

井壁的失稳不仅会导致漏失泥浆，造成环空不足，同时还会加重钻头磨损，甚至引发事故。

因此，井径扩大率大是该油田钻井施工的一大技术难点。

为了解决这一难题，需要制定合理的井壁稳定性评价方法，优化钻头形状和尺寸，合理选择钻井液体系，采用加强井壁的措施，如加强冲洗、钻进稳定剂、加强钻井液稳定性等[4]。

1.3 井底温度高，对钻井工具和钻井液性能要求高井底温度高是巴彦河套油田钻井施工的一大难点。

在钻井过程中，井底温度可能会达到200℃以上，这对钻井工具和钻井液的性能要求很高。

高温会使钻井工具受热膨胀，增加摩擦，加剧钻头磨损，对设备寿命造成影响。

高温也会影响钻井液的性能，使其黏度降低，增加流动阻力，降低清洁效果，从而影响钻井质量。

2 巴彦河套油田钻井技术对策2.1 井身结构优化为了应对井径扩大率大、井壁失稳严重的问题，需要对井身结构进行优化设计[5]。

运用钻井生产组织管理提速提效

运用钻井生产组织管理提速提效摘要：近年来，钻井企业在飞速发展的科技下，改革钻井技术，改善钻井方式，大大提高了钻井效率，但是仅仅依靠科技是不够的，还需要通过生产组织管理协调各部门之间的关系，进一步提升钻井公司绩效。

关键词：钻井生产;组织管理;提速提效一、影响钻井生产运行效率因素分析(1)地质油藏条件。

随着勘探开发难度加大和部分油田资源规模越来越小，深层、边远、隐蔽油藏成为资源接替的主体，由于这些油藏区块小、断层多、地质条件复杂，在油藏认识不成熟时大都采用滚动方式进行开发，工作量零散，每一次数量不多，有些区块需要对上一轮完成井进行评价后才能布置新的井位，钻机打打停停，钻机停工等井位、等设计、等钻前工程等情况时有发生。

(2)专业公司协调时间主要有等设备、等水、等工具、等套管、等材料、等固井、等命令、等电测等因素构成钻机停止生产时间，导致这种情况发生的主要原因。

各专业公司(测井、录井、井下作业公司等)与钻井公司协调不畅，造成钻机等停。

专业化公司队伍、工具能力不足，不能满足生产需求导致钻机等停。

由于井位集中发放，导致钻井生产不均衡，多台钻机处于同一施工环节，专业化公司不能满足需要导致钻机等停。

临时改变钻井生产计划，物资准备不足，导致钻机等停。

(3)钻机检修与人员休整。

钻机检修是为了保证钻机达到最佳工作状态必不可少的程序，但这些工作又造成钻机等停，特别是上岗人员的培训、新设备的安装、调试等都需消耗时间；另施工中设备的维护和保养及预防性的修理也需花费必要的时间；一般深井钻机每口井完钻后或浅井钻机每半年一次的集中检修时间；另外，在冬季寒冷的地区，采取冬季停产进行钻机检修或者设备封存、人员培训与休息的方式组织生产，导致钻机处于停工状态。

(4)钻前工程。

油区属山地、丘陵、沙漠地带或高原，地形地貌复杂，交通状况差，钻前工程周期长，导致钻机等停。

(5)气候与自然灾害。

雨季影响钻前工程，钻前工程属于动土作业，若基础受潮、浸泡、浇筑混凝土等作业工序都会受到影响，致使钻前工程周期延长；雨季影响土路运输，致使钻机不能正常施工或搬迁，甚至因钻机被困，出现等油料或长期等搬情况。