苏里格常见水平井托压解析
苏里格气田水平井改造新工艺及新技术应用
苏里格气田水平井改造新工艺及新技术应用摘要：苏里格气田是典型的“三低”气田，为最大限度提高单井产量，水平井动用储量大，相当于3-5口直井的产量，是提高单井采收率、有效使用土地资源、降低开发成本的重要途径。
积极探索水平井开发技术，逐步形成了不动管柱水力喷射压裂、裸眼封隔器分段压裂、裸眼遇油膨胀封隔器分段压裂三种主体技术及多种配套技术。
关键词：苏里格气田水平井改造技术技术应用一、气井改造背景苏里格气田是典型的“三低”气田。
水平井动用储量大，相当于直井的3-5口井的产量，因此在是减轻单井管理工作量、提高单井采收率、有效使用土地资源、降低开发成本的重要途径。
2006年苏里格气田规模开发以来，随着地质认识及储层改造技术的完善和提高，2008年重新开始了水平井的开发试验，2009-2011年实施了苏平36-6-23、苏36-7-19H、苏36-18-10H、苏36-11-16H等32口水平井，取得了十分喜人的效果，为苏里格气田水平井储层改造等技术发展积累了宝贵经验。
根据苏里格气田地质特点，以提高单井产量为目标，逐渐形成了三种分段压裂改造主体工艺技术及多种配套技术。
二、水平井储层改造主体工艺技术1.水力喷射分段压裂技术水力喷射分段压裂技术原理是根据伯努利方程，把压能转变为动能，油管流体加压后经喷嘴喷射而出的高速射流，在地层中射流成缝。
该工艺通过一次下入水力喷砂压裂管柱，将喷射器分别对准上下气层射孔段，首先对下层实施水力喷射射孔、压裂，再投球打开喷砂滑套，并封堵下层，再对上层实施水力喷射射孔、压裂施工，依次由下至上对各气层进行逐层压裂改造，最后合层排液求产。
主要工艺技术步骤：⑴通井、洗井、试压、下入水力喷射分段压裂组合钻具；⑵泵入基液和携砂液喷砂射孔；⑶关闭套放闸门，按照设计环空排量或环空最高压力所允许的最高泵速由环空泵入胍胶基液、按照设计由油管泵入交联胍胶及携砂液；⑷顶替，投球封堵下层打开上一层喷嘴，对第二层进行水力喷砂射孔压裂。
定向井钻井托压原因分析与解决对策
定向井钻井托压原因分析与解决对策发布时间：2021-03-16T11:40:03.797Z 来源：《中国科技信息》2021年2月作者：周广一[导读] 所谓托压，主要指的是在油田定向钻井时，因为钻具和井壁间的摩擦力比较大，使得钻压不能够在规定的时间内传递到该钻头中。
在油田定向钻井中，很容易出现托压现象，降低油田定向钻井效率，严重地还会引发安全事故。
目前应用的振动克服摩阻放托压技术和滚动伸缩降摩阻技术等其工作原理为利用振动器产生一定频率的振动、钻具将此振动传递到钻具底部，进而控制钻进压力，实现降低托压的作用。
中国石化胜利油田分公司海洋采油厂周广一摘要：所谓托压，主要指的是在油田定向钻井时，因为钻具和井壁间的摩擦力比较大，使得钻压不能够在规定的时间内传递到该钻头中。
在油田定向钻井中，很容易出现托压现象，降低油田定向钻井效率，严重地还会引发安全事故。
目前应用的振动克服摩阻放托压技术和滚动伸缩降摩阻技术等其工作原理为利用振动器产生一定频率的振动、钻具将此振动传递到钻具底部，进而控制钻进压力，实现降低托压的作用。
还有则是利用钻井过程滑动摩擦改变成滚动摩擦，减小钻具与井壁之间的摩擦力，从而实现降低托压的功能。
因此，明确定向井钻井过程托压产生原因分析，分析摩阻降低的有效方法，提供合理降低托压及摩阻的方案，对高效钻井具有重要意义。
关键词：定向井；托压技术；降低摩阻；轨迹设计；钻具组合定向井钻井工艺日趋成熟，但钻井过程托压及摩阻的产生，极大影响了钻井效率，增加了钻井成本。
研制新型的降低托压工具或者解决托压问题，成为目前提高定向井钻井效率的重点工作。
定向井钻井工艺已成为目前大多数井型使用的重要工艺手段，具有准确入靶、钻揭储层厚、提高单井供液能力等优势，被广泛应用于各类储层钻井。
但由于定向井钻井过程，往往井眼轨迹具有大斜度、长水平段的特征，将产生各种因素使得钻压无法传递至钻头，降低钻井效率。
其中包括托压和井眼摩阻较大，因此，为提高钻井效率、实现高效钻进，国内外已经研究出了许多降低托压的钻井工具，能有效地降低摩阻，为了保证油田定向钻井效率得到更好的提升，采取有效的应对措施至关重要，因此，本文基于近年来定向井钻井的实际经验，总结了钻井过程托压产生的原因，分析了摩阻的产生，总结了降低托压的钻井工具的应用，为提高钻井效率提供指导。
苏里格气田水平井参数优化及效果评价——以苏53区块为例
苏里格气田水平井参数优化及效果评价——以苏53区块为例叶成林【摘要】苏里格气田苏53区块采取整体水平井开发模式,为了保证水平井开发效果,达到提高气藏产能和最终采收率的目的,以区域地质特征为基础,主要通过数值模拟的手段,对苏里格气田水平井参数进行了优化设计.同时考虑经济因素,确定了苏53区块初期水平井合理参数:水平段长度在800～1000m之间,水平段位置在气层中部及水平段方位为347°；另外,为了验证水平井实施效果,对水平井动静态资料作了统计,结果显示,24口水平井有效储层钻遇率都达到了60％左右,单井井口日产气量都在8×104 m3以上,根据苏里格地区动态分类标准,Ⅰ类井比例为100％.【期刊名称】《石油天然气学报》【年(卷),期】2012(034)001【总页数】4页(P107-110)【关键词】参数优化;水平井;钻遇率;苏53区块;苏里格气田【作者】叶成林【作者单位】中石油长城钻探苏里格气田项目部,辽宁盘锦124010【正文语种】中文【中图分类】TE32水平井开采技术是20世纪90年代迅速发展的一项新技术，因其具有产量高、单井控制储量大、增加油气可采储量等优势，而广泛应用于各种类型的油田开发［1］。
对于气藏而言，水平井技术能够提高气藏的产能，缓解气藏的产液，从而提高天然气的开发效果［2］。
苏里格气田苏53区块2010年3月正式投产，天然气基本探明储量196.82×108 m3，是目前苏里格地区唯一以水平井整体开发的区块，在苏里格地区以及其他气田水平井开发方面具有重要的指导意义。
鄂尔多斯盆地苏里格气田位于长庆靖边气田西北侧的苏里格庙地区。
研究区苏53区块位于苏里格气田的西北部，区域构造属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部中带［3］，行政区属内蒙古自治区鄂尔多斯市的鄂托克后旗所辖，区块南北长约43km，东西宽约23km，总面积999km2，地面海拔为1350～1510m。
浅析苏里格气田水平井钻井技术
148苏里格气田地质结构复杂，单井产能较低，且中小型边际油气田多。
在天然气开发开采过程中，为了提高产能降低投入成本成为现在发展的主要目标。
进行水平井钻井施工在某种程度上是可以大幅提升单井产能的，水平井钻井技术具有高产、高能及高效的显著特点，可有效的对边际油气田采收率进行一定的提高。
1 苏里格气田地质情况苏里格气田气田上古生界含气层段山西组、下石盒子组，以曲流河、辫状河三角洲沉积，由东北向西南方向倾斜的单斜构造，发育多排小幅度鼻状隆起，砂体较厚，为多层薄段叠加，呈南北方向展布，主力产气层为盒8、山1、山2 。
苏里格气田气田下古奥陶系马家沟组主要发育白云岩气藏，构造上整体为西倾单斜，发育低幅度鼻状隆起，储层主要发育晶间孔及晶间溶孔，孔隙结构为小孔细喉，储层厚度大，气层发育，具有较强的储集能力和产气能力，但非均质性较强，开发难度大，主力产气为马五4~马五6。
2 水平井钻井技术水平井是指油层中井眼延伸至一段距离且井斜角达到85°以上的井，水平井的主要特点是井眼在油层中较长的延伸距离。
水平井的开发一般多用于裂缝性油气藏或者薄油气层的油气井。
水平井按照技术类型可以分为分支水平井、水平井、套管侧钻水平井等。
按照生产用途可分为生产水平井、横向勘探水平井及注入水平井等。
2.1 套管钻井技术套管钻井技术就是利用套管替代钻杆对钻头施加扭矩和钻压，从而在钻井过程中不再使用钻杆钻铤。
套管钻井技术是提高钻井安全施工的一种技术手段。
套管钻井技术的应用能够有效的减少井喷及卡钻事故的发生。
利用套管钻井技术可以使得下钻时间减少，采取钢丝绳起下钻使得时间缩短1/5，并且套管技术消除了起下钻钻杆带来的抽汲作用。
2.2 欠平衡钻井技术气体钻井、雾化钻井、充气钻井液钻井、常规钻井液钻井、泥浆帽钻井都可以称之为欠平衡钻井，欠平衡钻井是比较常规的钻井技术。
然而该项技术由于高昂的钻井液成本费用及完井测井等技术方面的不足存在一定的缺陷。
苏里格气田水平井体积压裂浅析
苏里格气田水平井体积压裂浅析[摘要]在对低孔隙度、低渗透一特低渗透砂岩油气藏压裂中，由于储层基质向裂缝的供油气能力较差，仅靠单一的压裂主缝很难取得预期的增产效果。
因此，提出了适合低孔隙度、低渗透、低压储层的“体积压裂”技术。
随着苏里格气田水平井大面积的开发，针对其水平井的新工艺新技术也层数不穷，特别是今年“体积压裂”的水平井尤为突出。
[关键词]体积压裂水平井裂缝储层1“体积压裂”的概念体积压裂（volume stimulation）就是在水平井中进行一系列的大规模的压裂处理。
这个概念的提出源于Barnett shale地层。
其压裂理念：一是页岩内硅质含量高的层段具有脆性特征，遭受破坏时会产生复杂的缝网；二是体积压裂不同于常规压裂只形成单一裂缝，而是在一定体积内形成裂缝网络；三是采用水平井+分段压裂，形成复杂的裂缝网络，增大储层的接触，有利于页岩中天然气的充分释放。
国外比较成功的是利用“体积压裂”的理念开发页岩气。
通过水平井多段分簇压裂，形成与常规裂缝完全不同的复杂裂缝。
2苏里格气田体积压裂技术2.1技术原理在双封隔器分段压裂的基础上发展形成的多级封隔器分段压裂技术，作为非固井完井的尾管下入井底，根据需要的压裂级数分层，工具到位后，利用水利方法座封，压裂施工通过一次连续施工实现多级分压。
2.2具体做法技术套管下至预计的水平段顶部，注水泥固井封隔，然后换小一级钻头钻完水平井段，再将封隔器、滑套等完井管柱下入井底设计位置，封隔器胀封即对地层分段改造。
压裂时将不同大小的低密度球送入油管，然后将球泵送到相应的工具配套的球座内，封堵要增产处理的产层，再通过打滑套就魁处理下一个产层。
因为无需固井作业，天然裂缝不会受到固井伤害，并且在泵送作业过程中容易实现增产效果。
该工艺适用于天然裂缝性碳酸盐岩或硬质砂岩、井壁稳定不坍塌的储层，因使油层或气层直接与井眼相通，省却套管固井或尾管悬挂固井，具有油或气流入井内阻力小和经济的优点。
关于对苏里格地区气田水平井压裂技术的研究
关于对苏里格地区气田水平井压裂技术的研究【摘要】为了能更有效地开发苏里格地区低渗透气田，本文对苏里格地区气田水平井压裂技术进行研究。
首先阐述了国内外水平井分段压裂工艺的技术现状，继而提出水平井裸眼完井分段压裂作为一项先进的压裂技术，为水平井裸眼完井分段压裂能顺利进行提供了技术保障。
具有重要作用。
随后就裸眼封隔器这一新型工艺进行了相关研究。
进而提出了水平井压裂工艺优化方法及未来发展方向。
【关键词】水平井裸眼封隔器分段压裂优势特点工艺优化1 水平井分段压裂工艺技术现状为了对苏里格地区气田水平井压裂技术的研究，我们从研究和认知国内外水平井分段压裂的工艺技术方法入手，归纳起来，包括：（1）化学隔离技术。
该技术在20世纪末应用于国内外，主要用于套管井压裂。
主要采用液体胶塞和填砂分隔分段压裂工艺，但由于成本高、伤害大等缺点，而未得到进一步发展和普遍应用。
（2）机械封隔分段压裂技术。
该技术也适用于套管井，主要有机械桥塞和封隔器工艺。
封隔器的使用可与机械桥塞相结合，也可以单独使用，类型有单卡分压双封隔器或分段压裂环空封隔器。
其中环空封隔器进行分段压裂工艺的应用相对成熟，普遍应用于浅井，深井应用有待提高；而双封隔器单卡分段压裂技术的应用尚存在高危险性，有待进一步技术攻关。
（3）限流压裂技术。
该技术较适用于有纵向裂缝形成的水平井。
技术需要孔眼摩阻的调节作用，保证各压裂层段的破裂压力基本相等。
具有分段能力差的缺点，研究需进一步加强其分段的针对性。
（4）水力喷砂压裂技术。
该技术在20世纪末相对广泛应用于国内外裸眼、筛管完井的水平井中。
技术采用特殊工艺，无需封隔器与桥塞等隔离工具，便可自动实现封隔。
技术可进行加砂压裂，也可结合常规油管或大直径连续油管进行压裂，具有安全、快速、准确等优势，实际应用成效也较为显著。
2 裸眼封隔器的相关研究2.1 研制与开发针对苏里格气藏具有低压低渗透、深井温度过高、开采难度大等特点，进行水平井分段压裂时，由于井底情况复杂、地层压力过高，裸眼封隔器的工作位置往往处于水平裸眼段，在井壁摩擦及管内液柱压力的作用下，封隔器注入过程中比较容易损坏胶筒和提前坐封，同时由于裸眼段井径变化大，使用常规较短的压缩式封隔器可能会导致坐封不完全，影响后期的压裂施工。
苏里格气田小井眼侧钻水平井钻井提速技术
苏里格气田小井眼侧钻水平井钻井提速技术作者：张哲来源：《中国化工贸易·下旬刊》2019年第06期摘要：小井眼开窗侧钻水平井钻井技术是降低老油田开发成本，提高油气井采收率的有效手段。
本文介绍了苏里格地区小井眼侧钻水平井成熟的技术应用，对同井型施工提供重要借鉴意义。
关键词：小井眼侧钻水平井;钻井技术;氯化鉀泥浆体系1 本井基本情况苏10-39-49CH井是长城钻探布置在苏10区块的一口小井眼侧钻水平井，设计井深4045.79m，该井于φ139.7 mm套管开窗，开窗位置2935m，φ118mm钻头完成全井段钻进，设计靶前位移300m、水平段长600m。
2 施工难点2.1 窗口位置较深，开窗难度大因本井属老井再施工，无法确定套管是否变形。
导斜器下不到位置或因下钻激动压力较大提前坐封;导斜器无法丢手或开窗后套管无水泥，导致钻头打套管等复杂情况。
2.2 轨迹控制难度大因开窗位置较深，造斜段较短。
A点靶前位移较大，要求造斜段定向曲率较高;钻具内径小、易弯曲，环空压耗较高，仪器故障率较高。
2.3 环空憋堵严重，泵压高、携砂困难，对泥浆处理提出更高要求因小井眼环空间隙较小，环空压耗较高（施工后期泵压可达到25-26MPa）。
水平段在石盒子组平推。
石盒子组地层不稳定，不仅易吸水发生垮塌，同时泥岩段溶洞裂缝极其发育，处理好石盒子组井漏和井塌的矛盾是保证井下安全的关键技术。
另外由于钻具和井壁的环空间隙最小处只有8mm，泥浆排量低、上返速度慢，进尺快，满足不了大排量携砂的需要，造成岩屑输送困难，给施工带来了隐患。
3 施工技术措施3.1 开窗技术措施根据苏10-39-49井情况，选择在2935m处开窗。
位置位于石千峰组中部，地层稳定，固井质量合格。
开窗位置选定距离套管上下接箍各3m，保证了开窗的连续性。
为解决因套管变形，导斜器无法下到底的问题，在回填封堵炮眼后，下入刮管器+通井规刮洗通套管。
确保导斜器顺利下到预定位置。
苏里格气田SXXH井水平井钻井技术研究
一
１ ）二 开直 井段 、定向段钻 头优 选 由于下 部地层 钻遇部 分泥 岩及 含砾砂 岩 ，致 使钻 头磨损 较严重 ， 定程度 上导 致钻 头 的机 械钻 速 明显 降 低［ 。鼎 鑫 ＴＨ１ ６ ５ ４ Ｓ型号 钻 头及 成 都迪 普 Ｄ Ｄ ６ ５ Ｃ型号 钻 头 均
井 下 安全 。 （ ２ ） 裸 眼 段 长 ，钻 井 周 期 长 ， 和 尚 沟 组 和
刘 家 沟组 地层 存 在 区域 性 漏 失 ，石 千 峰 组 和 石
盒子 组地 层 易 发 生井 壁 坍 塌 ，上 塌下 漏 ，钻 井
液不 易控 制 。 迹 不 圆滑处 磕 碰井壁 ，易造成 掉块 卡钻 。
长江大 学学报 （ 自科 版 ） ２ ０ １ ３ 年５ 月号石 油中旬 刊 第 １ ｏ 卷第 １ ４ 期 Ｊ ｏ ｕ ｒ ｎ ａ ｌ ｏ ｆ Ｙ ａ ｎ ｇ ｔ ｚ ｅ Ｕ ｎ ｉ ｖ ｅ ｒ ｓ ｉ ｔ ｙ（ Ｎ ａ ｔ Ｓ ｃ ｉ Ｅ ｄ ｉ ｔ ） Ｍａ ｙ ． ２ ０ １ ３ ，Ｖｏ １ ． １ ０ Ｎｏ ． １ ４
该井设 计 井 深 ４ ２ ９ ７ ｍ， 实 际 完 钻 井 深 ４ ２ ６ ２ ｍ，水平 段长 ８ ０ ０ ｍ，井 身 结 构示 意 图如 图 １所 示 。 钻 井 周 期 ３ １ ． ５ ｄ ，建 井 周 期 ５ ３ ． ６ ３ ｄ 。 该 井 的顺 利实 施 ，标 志着 苏 里 格 气 田水 平 井 井 身结 构 的又一 次 重 大 突 破 与 创 新 ，为 进 一 步 简 化水 平井 结构 积 累 了宝 贵经 验 。
苏 里格 气 田 Ｓ Ｘ ＸＨ 井水 平 井钻 井技 术 研 究
刘 瀚 宇 （ 公 司 ， 天 津 。 。 删）
苏里格区块压裂施工高压力原因分析及预防措施
苏里格区块压裂施工高压力原因分析及预防措施费节高 牛俊峰 黄智勇 徐迎新（长庆石油勘探局井下技术作业处 陕西西安 710021）摘要：本文从影响压裂施工压力因素着手，结合苏里格合作区块压裂改造实际情况，分别从高破裂压力、液氮伴注工艺以及施工摩阻对施工压力的影响来分析产生压裂施工高压力的原因。
从降低施工排量和液氮排量以及采用更为先进的压裂工具等方面来降低压裂施工压力。
从应用情况来看，这些措施均起到了较好的效果。
关键词：苏里格气田 压裂 施工压力 摩阻前 言苏里格气田苏6、苏36-11井区是长庆石油勘探局在苏里格气田的招标区块，在苏里格气田“低成本、高效开发”的总体方针指导下，以降低储层伤害，提高单井产量和整体开发水平为目标，开发取得了良好的效果。
但是，综合分析该区块的压裂施工情况，可以发现该区块具有明显高施工压力的特点，高压裂施工压力不仅影响着压裂改造措施的实施，同时也影响着压裂施工的安全性。
本文详细探讨了苏里格合作区块高压裂施工压力产生的原因，并对采取的一些相应的措施所取得的效果进行分析。
1 高压裂施工压力原因分析1.1 高破裂压力对施工压力的影响压裂施工时产生如此高的破裂压力，不仅与苏里格气田具有较高的地应力有关，还与苏里格气田储层非均质性较强，具有多个夹层有关。
苏里格合作区块山2破裂压力为52.9~57.3 MPa，山1破裂压力为51.3～62.7MPa，盒8破裂压力为51.9～63.2 MPa。
（1）地应力的影响苏里格气田储层深度为3200～3500m，储层压力系数为0.71～0.94MPa/100m，砂岩的平均地应力值为50.43Mpa，可以看出，苏里格气田储层虽然具有较低的储层压力，但是地应力还是比较高。
常用的几种破裂压力方程(如Matthews—Ke]ly法、Eaton法、Amderson法、Stephen法及黄荣樽兰)在不考虑岩石抗张强度的基础上均可归结为:)(p ob p t P P K P P −+= (1-1)式中：P t —地层破裂压力，MPa；P p —地层孔隙压力，MPa；P ob —上覆岩层压力，MPa；K—与区块有关的待定值，无因次K值实际是最小有效水平应力和有效上覆岩层压力(即垂直基岩应力)的比值。
苏里格致密气大偏移距三维水平井设计优化及配套技术综述
苏里格致密气大偏移距三维水平井设计优化及配套技术综述摘要苏里格致密气大偏移距三维水平井技术的成熟为长庆气田减少井场征地、减少环境污染取得显著效果。
目前长庆气田已经实现了最大偏移距766m等多项指标。
为大井组布井打下了坚实基础。
三维水平井可转化为两个二维水平井方式设计和实施：先小井斜扭方位，将偏移距完成后增斜。
其受力分析比相同条件下二维水平井复杂得多，造成摩阻增加及套管下入问题是设计、施工关注的重点。
关键词大偏移距;三维井;受力分析;套管下入分析;一次上返前言受成本、工具限制，目前长庆三维水平井普遍采用转化为两个二维水平井方式设计和实施。
根据偏移距不同，适度提高造斜点，通过限定初始井斜、造斜率、微调等方式，实现小井斜扭方位走偏移距，后增斜入窗进水平段，这种设计对工具要求不高，现场易实施。
从立体图可看出：三维剖面既扭方位，又增井斜，造成的摩阻增加和套管能否顺利下入是设计和施工关注重点[1]。
1 大偏移距三维水平井剖面优化1.1 三维与二维水平井受力对比分析假定在相同井身结构、钻具组合、相同靶前距350米、垂深2300米、水平段1200米、相同全角变化率条件下，对比0米和500米偏移距受力分析。
从以下斜井段和水平段的受力分析数据可以看出：相同条件下的三维井的受力较之二維井的受力状况更加复杂，总体而言无论在斜井段还是水平段都会导致摩阻增加、扭矩增大。
1.2 相同造斜点、不同全角变化率相同全角变化率、不同造斜点受力对比分析可以看出：选取相同全角变化率，提高造斜点使得起钻摩阻略有下降、而滑动摩阻和侧向力却增加。
滑动摩阻增加、侧向力过大会造成套管局部磨损严重，形成键槽卡钻等复杂情况。
大三维水平井由于消除偏移距需要，可适度提高造斜点，但过度提高造斜点会使得钻具受力更加复杂，并不利于现场实施。
造斜点高使得定向容易（起下钻和测量快，容易定准，进尺快，动力钻具工作时间短）;上部地层软，形成的键槽软，易破坏掉;用较小的井斜获得的位移大。
苏里格区块气井水平井斜井段快速钻进浅析
2681 斜井段剖面设计原则水平井钻井技术与常规定向井技术最为不同的特点是最小摩阻的钻柱组合、造斜钻具以及特别的剖面设计。
苏里格区块气井水平井主要是中半径水平井，斜井段多采用的剖面类型主要是双增型、变曲率单增型、圆弧单增型等，水平井的靶前距有很大差别，设计靶前距有350米到600米不等，一种靶前距的水平井如果任意选择其中一种剖面类型，斜井段轨迹施工方案也就大不一样，就有可能使得牙轮滑动增斜率高、牙轮复合钻时慢和PDC钻头滑动钻时慢、复合钻时快增斜率低相互牵制。
因此，针对以上不同靶前距的情况，结合考虑三牙轮和PDC的不同优势，合理设计剖面，充分发挥PDC钻头快速钻进优势，尽可能减少滑动施工，提高机械钻速。
选取合适的造斜点，优化轨迹，充分发挥不同钻头在不同井段的作用。
2 影响斜井段快速钻进因素采用某一剖面设计后，在实钻过程中，可能会出现各种异常情况，如果不能及时调整设计，不能采取有效的轨迹控制措施，可能会为后续的施工带来极大的被动，严重影响钻速。
（1）斜井段单弯螺杆+PDC钻头存在复合增斜率低或者不增斜情况，不能满足轨迹需求，滑动井段增加，滑动钻进工具面不稳，有托压现象，钻压加不上，滑动钻时慢。
（2）PDC钻头比牙轮钻头配合同型号单弯螺杆滑动增斜效果差、滑动速度慢，但是牙轮钻头比PDC钻头单只进尺少，相互制约。
（3）同一个钻头配合不同角度螺杆滑动增斜率不同（大角度螺杆滑动增斜率高，但是复合扩眼率大，致使复合增斜率低，滑动井段相对增加），复合增斜率也不一样。
（4）斜井段施工地层存在大段泥岩且塑性值很大，钻时过快极易造成PDC钻头泥包。
（5）钻井液密度对钻速的影响极大，密度越低钻速越快，但是过低的钻井液密度不能有效的平衡地层压力，容易引起井壁失稳，造成井下复杂。
（6）钻头类型实际钻进过程系统目标有重大影响，不同类型钻头结构不同、破岩机理不一，各自有各自的优缺点，钻头选型不对会直接影响钻速。
3 造斜井段设计技术造斜曲线的设计必须考虑到以下问题：（1）尽量避开比较复杂地层造斜或滑动增斜施工；（2）尽可能使滑动造斜增斜井段最短，复合井段最长；（3）入窗前预留一段可以调节的井段来应付不理想复合增斜率的情况；（4）轨迹要能够保证后续水平井段的钻进作业以及后续必须的完井工具和设备的下入和作业。
苏里格53区块水平井钻井技术
90内蒙古石油化工2014年第3期苏里格53区块水平井钻井技术段建明(中石油长城钻探工程技术研究院，辽宁盘锦124010)摘要：本文介绍了苏53区块水平井钻井的施工难点，分析和总结了钻井施工过程中采取的一系列综合提速技术措施，如优化井身结构、优化钻具组合、优选钻头、优选钻井液体系等，得出了一些结论和建议，对该区块开发提供了施工经验借鉴。
关键词：苏里格气田；水平井钻井；钻头优选；钻井液中图分类号：TE243+．1文献标识码：A文章编号：1006--7981(2014)03一0090—03l地质概况苏53区块位于苏里格气田的西北部，区域构造属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部中带，行政区属内蒙古自治区鄂尔多斯市的鄂托克后旗所辖，东、西接苏76、75区块，南接苏10、苏1l区块。
苏53区块钻井揭露的地层自下而上为下古生界奥陶系马家沟组；上古生界石炭系本溪组、太原组、二叠系山西组、石盒子组、石千峰组；中生界三叠系刘家沟组、和尚沟组、纸坊组、延长组，侏罗系延安组、直罗组、安定组，白垩系洛河组和新生界第四系。
其中山1段～盒8段为开发目的层，地层总沉积厚度约100m，岩性主要为灰白色砂砾岩、含砾砂岩、不等粒砂岩与绿灰色、紫红色泥岩不等厚互层。
本区储层孔隙类型有岩屑溶孔、粒间孔、晶间孔、杂基溶孔及收缩孔等。
其中以岩屑溶孔为主，次为粒间孔、晶问孔及杂基溶孔等，部分样品微裂缝发育。
储集层山1段孔隙度一般为5．0％～12．0％，平均值为8．o％，渗透率为0．1×10_3～1．0×10_3pm2，平均值为0．503×10-3肛m2。
盒8段孔隙度一般为5％～14．o％，平均值为8．9％，渗透率为0．1×10．3～1．0×10_3胛2，平均值为0．782×10_3弘m2，属低孔、低渗储层。
2施工难点及技术措施2．1施工难点由于该区块属于低渗低压气藏，采用常规井开发技术，采收率较低，开发成本居高不下，因此2010年长城钻探公司开始在苏53区块实施水平井大规模开发，但由于该区设计造斜点在石千峰组，造斜点深比较深(一般在2700～3000m)、水平井段长(一般在800～1200m)、气层深度不确定，完井工艺复杂，在施工过程中，刘家沟组井漏严重，可钻性差，石千峰、石盒子组地层坍塌、掉块，施工速度慢，延长了施工周期，严重影响了水平井开发速度。
[实用参考]苏里格水平井压裂液介绍
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• 温度对破胶剂作用的影响： • 破胶剂的作用温度范围通常是作为选择破胶剂的首要条
件，也是影响破胶剂作用时间的重要因素。对氧化剂类破 胶剂而言，温度越高，越有利于破胶。如常用过硫酸铵在 43℃以下氧化降解能力较差。而生物酶类破胶剂则对热具 有敏感性和一定的稳定性，低于酶活温度范围的，酶活性 低，生物降解缓慢，而高于酶适应温度范围的，则酶彻底 失去活性。
• 热稳定性与剪切稳定性：
• 由于不同类的交联剂的交联反应速度不同，而反映出的 压裂液体系的抗温和抗剪切能力不同。
• 有机硼、有机钛及有机锆交联剂，具有明显的缓交联特 征，使得体系初始粘度不高，而经过高温和连续剪切后， 平衡粘度明显高于无机硼（硼砂体系）。
• 一般而言，硼砂交联羟丙基瓜胶体系可用于80℃以下 的地层，而有机硼、有机钛及有机锆交联的羟丙基瓜胶体 系可抗160℃。
苏里格水平井压裂液介绍
内容 一、水力压裂 二、压裂液性能及分类 三、水平井压裂液体系 四、现场液体配制
一、水力压裂
压裂是利用地面高压泵组，将高粘液体以大大超过地层吸收能 力的排量注入井中，随即在井底附近形成高压，此压力超过井底 附近地层应力及岩石的抗张强度后，在地层中形成裂缝，继续将 带有支撑剂的液体注入缝中，使缝向前延伸，并填以支撑剂，这 样在停泵后即可形成一条足够长，具有一定高度和宽度的填砂裂 缝，从而改善油气层的导流能力。
2、交联剂
• 交联剂是通过交联离子（基团）将溶解于水中的聚合物 线性大分子链上的活性基团以化学键或配位键连接起来 形成三维网状结构的化学剂。
• 交联剂的选用由聚合物可交联的官能团和聚合物水溶液 的pH值决定，比较常用的且形成工业化的交联剂为硼砂 、有机硼、有机锆和有机钛等。
2.1交联剂的主要作用
苏里格气井水平井钻井液技术方案
苏里格气井水平井钻井液技术方案苏里格气井水平井钻井液最关键的技术是井眼净化、大斜度井段“双石层”和水平段泥岩的垮塌、预防PDC钻头的泥包、润滑性、产层保护等。
1 基本情况直井段：保持了本区块直井、定向井钻井液方案。
斜井段: 继续采用强抑制无土相复合盐钻井液体系。
水平段：采用无土相酸溶暂堵钻井液体系。
2 技术难点2.1 苏里格区块直井段安定底直罗组、延长底部纸纺组顶部易垮塌。
2.2 苏里格区块刘家沟组与石盒子组地层承压能力低，普遍存在渗透性漏失和压差性漏失。
尤其是苏5区块漏失最为频繁。
2.3“双石层”、煤层和水平段泥岩的垮塌，是导致水平井易发生复杂和故障的致命的因素。
2.4如何优化钻井液体系、性能、组分，通过钻头选型，水力参数优化，是预防PDC 钻头泥包和提高斜井段机械钻速的关键。
2.5 如何通过改善泥饼质量，提高钻井液的润滑性是水平井钻井液防卡润滑的关键。
3 技术方案3.1表层技术方案3.1.1表层钻井液配方表层及导管钻进严格按《苏里格气田表层钻井液技术》执行，打导管采用白土浆小循环，导管打完后固定、找正、坐实、水泥回填，侯凝2-3小时，开钻过程中监控导管情况。
若流砂层未封住（流沙层50米以上），采用白土浆钻井，0.1%CMC+5-6%白土，密度:1.03---1.05g/cm3，粘度:40-50s ；钻穿流沙层50-80米之后，采用低固相钻井液体系，密度:1.01---1.03g/cm3，粘度:31-35s。
若流砂层已完全封住，用清水聚合物钻井液体系，配方为0.2%CMP +0.2%ZNP-1。
钻井液性能：密度:1.00---1.02g/cm3，粘度:31-32s。
3.1.2下表层表套前技术措施打完表层后配白土浆（约40-50方）密度：1.03-1.05g/cm3，粘度：40-50s，采用地面小循环清扫井底后打入井里封固裸眼井段，起钻连续灌白土浆，确保井口流沙层段为白土浆，防止下表套过程中流沙垮塌。
水平井托压原因分析及解决办法
定向井托压问题原因分析及解决措施托压的现象及危害:托压产生在直井反扣或定向井多次反扣的定向过程中、开窗侧钻井开窗侧钻定向中、水平井定向过程中托压由于井眼轨迹以及各种阻力的原因使得钻具加压后压力很难传递到钻头从综合录井仪器及指重表看就是在钻压不断增加的前提下钻头的位置不变、没有进尺泵压不升高、不憋泵在钻压继续增加的时可能会突然憋泵;定向井托压一方面影响正常的定向施工另一方面如操作不当易产生卡钻;二、原因分析1、井眼轨迹差定向中的托压与施工的井眼轨迹有很大的关系在实际施工中其中有一部分直井或定向井都会因为地层或施工的原因造成井眼轨迹偏离设计这时就要进行导向反扣钻进,而另一部分井会因为某种原因进行反扣几次从而造成井眼轨迹不好;在井眼轨迹不好的前提下改变钻具结构进行反扣定向时由于钻具刚性的问题在加压时钻具的某一点会支撑在井壁上此时往往会出现托压现象;由于井眼轨迹差造成的托压在加压后上提的过程中上提的附加拉力不会很大即和平时的附加拉力相差不多一般不会超过下压的压力; 定向井的井眼轨迹与造斜率有一定的关系,造斜率越小井眼轨迹就越平滑,施工中产生托压的现象就少;在水平井的施工中,长半径的水平井较中半径、短半径水平井产生托压的几率要小的多;2、井眼不干净有岩屑床的存在：造成定向井定向过程中、直井反扣过程中托压的另一个原因是井眼不干净,下井壁有岩屑床的存在;造成井眼不干净的原因主要有以下几点1、泥浆的本身流变性能不好不能满足携带岩屑的需求2、泥浆泵排量不能满足要求使得钻井液在井眼中的上返速度达不到要求3、在钻进的过程中长时间或长的井段不进行短起下作业及时挂拉井壁这些都是造成井壁不干净岩屑不能及时被清除的原因4、指地面的净化设备差即地面净化设备对被泥浆携带的有害固相、岩屑等清除的能力差使得有害固相又重新进入井内; 就大井斜定向井及水平井来说,45-90度本身存在一个岩屑携带困难;在定向的过程中,钻具与井壁是滑动摩擦,岩屑床的存在使得其间的滑动摩擦力增大从而造成定向过程中托压;岩屑床的存在一般是明化镇以下的地层岩性较硬对定向钻进影响较大;对大井斜定向井及水平井来说在明化镇中施工很少有托压产生而在沙河街、孔店中施工岩屑床的存在易造成托压;3、泥饼虚厚、泥浆的摩阻系数大在定向井的施工中接单根、起钻时的上提拉力的大小除了与井眼净化等有关系以外与泥浆的摩擦阻力系数有很大的关系,摩阻系数越小钻具下滑的阻力也就越小,反之越大即易产生托压现象;泥浆由于固相含量等原因造成泥饼虚厚时也易产生定向过程中托压;泥饼越虚厚与钻具的接触面积越大易造成粘卡,泥饼虚厚造成的钻具托压的现象与井眼轨迹不好造成的现象有所不同,由于泥饼虚厚造成的托压在加大的钻压后如30吨钻压有时会突然憋泵,在上提的过程中上提附加拉力会大于下放的钻压;很多定向井在定向中由于托压后加压不当造成粘卡; 例如2001年施工的小9-7井在过了石膏层以后由于井斜方位偏离设计进行反扣在反扣中由于托压工程施工不当把90吨钻具全部加上造成卡钻泡解卡剂后解卡;三、解决措施1、加强井眼轨迹的控制、改变钻具结构井眼轨迹差造成的托压解决措施主要是工程加强井眼轨迹的控制,在大井斜大位移定向井中全井跟导向控制井眼轨迹避免井斜方位等偏离设计进行反扣,另外针对井眼轨迹不好的情况产生的托压现象最有效的解决措施是简化钻具结构,减少钻挺的数量,增加加重钻杆的数量从而降低钻具的刚性减少钻具与泥饼的接触面积防止托压和粘卡;所以水平井井中产生的托压主要从井眼净化、润滑、司钻操作等方面采取措施;2、加强净化加强净化包括井眼的净化和地面泥浆通过地面固控设备的净化; 1加强泥浆的携砂性能在近年来施工的定向井基本都采用PDC加导向马达技术进尺相对较快、岩屑被研磨的较细这给井眼净化都带来一定的难度;不同的井眼钻进时排量的要求是对于ф311井段排量须高于min,ф216井段则要高于min, 另外根据井下返砂情况调整泥浆的流变参数对于低固相聚合物钻井液来说泥浆的动塑比要求控制在之间对岩屑的携带效果较好,在泥浆粘切方面大井斜定向井粘度控制在48s以上高的粘切有利于防止钻屑的垂直沉降,在港H1施工中50-60度时由于加入有机正电胶后泥浆的粘度降低42s左右井下返砂效果不好同时出现定向过程中托压提高泥浆粘度到50s以后井下正常,另外在女MH4、西H1、扣3-1等井同样粘度控制在50s以上返砂效果较好;2加强固控设备的使用泥浆中有害固相、劣质般土等含量过高易造成泥饼需厚在定向钻进中易造成粘卡;所以使用好离心机、震动筛加强有害固相的清除是加强泥浆净化的关键,泥浆本身的携带岩屑的效果再好如果地面设备利用效果差被携带上的有害固相同样又进入井下对井眼的净化造成破坏;3加强短起下作业破坏井壁岩屑床在施工中我们主要是控制好泥浆的流型以外要定期150-200米进行一次短起下作业用物理的方式清除井壁上的岩屑破坏井壁上形成的岩屑床;在大井斜定向井40度以后岩屑易沉在下井壁形成岩屑床,注意的是每次短起下的长度尽量拉到上次短起下井深以上200-300米,水平井可以拉到20-30度井斜的井段因为在定向井施工中的钻具结构中往往带几柱钻挺,在新施工的井眼中由于钻挺的存在新井眼的环空泥浆上返速度较大,岩屑床一般沉在老井眼中;所以有的井队在施工中只拉新施工过的井段对破坏岩屑床的作用很小;3、加强泥浆的润滑性改善泥饼质量加强泥浆润滑性方面具体做法是首先是加强润滑剂的加量其次是润滑剂之间的配合使用; 在定向井中一般定向时要混入原油,原油虽然有能很好润滑性但原油的加入会时泥饼质量变差;为此在定向井的施工中原油最好配合水基润滑剂共同使用;这样既解决了润滑问题又解决原油加量大造成的泥饼需厚;在定向中滑动摩察的随着摩察阻力系数的增加而增大,解决的措施是在泥浆中混入一定量的原油约3-5t,原油含量最好不要超过9-10%同时在改善泥饼质量方面可以加入磺化沥青、酚醛树脂等泥浆材料,好的泥饼质量会减少因托压而造成的粘卡现象;另外在润滑剂方面除了液体润滑剂以外固体及极压润滑剂也是减少托压有效方式;在硬地层定向井定向时产生托压时一次加入200-300 kg 膨化石墨对由于润滑性差产生的托压有很好的效果;。
苏里格常见水平井托压解析
钻柱的纵弯（屈曲）
• 概念：
– 钻柱受轴向压力而失去稳定性 ，发生弯曲，称为纵弯，或“ 屈曲”。
• 类型：
在定向井中：
倒装钻具组合，钻铤安置在钻 杆的上面，为钻杆提供轴向压 力。
– 正弦屈曲（初始屈曲）； – 螺旋屈曲 • 研究钻柱屈曲问题的意义：
– 在垂直井中：
• 不允许钻杆受压。所以更不 允许钻杆发生屈曲。
目录
1.针对井眼轨迹原因造成的托压解决方法
解决这类情况，一般在连续定向时，每个单根钻完后，缓慢划眼2-3遍， 最后需余2-3m，不划眼，原因在于前面划眼将井壁尽可能修复平滑， 且此段井眼划大后，下面更利于增加定向造斜率；而最后所剩井段不 划眼，就是尽可能不破坏定向趋势。 水平段施工时，由于找气层需要，有时会出现刚上调井斜，又要下降 井斜情况发生。由于苏里格气层结构特性，这种情况在苏里格水平井 中出现较多，针对这类情况，在定向中首先要求送钻必须点送，一旦 出现托压立即活动钻具，以防粘卡。 向上增斜时，出现托压严重，将前段井段反复缓慢划眼，必要时短起 下，打完一个单根缓慢划眼2遍，余2-3m不划。如向下降斜，托压无进 尺，可以复合0.2-0.3m再继续定向，严重时可定向段结合小段复合； 一个单根打完，缓慢划眼2-3遍，划眼可以划至井底。
4.针对钻具组合原因造成托压解决方法
因钻具组合失误 造成托压，往往为上 部加重钻杆托在井壁， 要上下多活动几次， 或 复 合 钻 进 1-2m ， 再 定向。托压严重时， 必要时起钻纠正钻具 错误，再下钻钻进。
5.针对钻具发生屈曲造成托压解决方法
钻具发生屈曲，前因往往为定向摩阻较大，定向中加在钻具上钻压大，导 致钻具发生屈曲。另外如在定向时，对钻具钻压计算不对，也会造成过大 的钻压加在钻具上。 避免钻具发生屈曲而导致托压，要首先计算钻具发生屈曲临界钻压，在发 生屈曲时，立即上下活动钻具，加压时将钻压降到临界钻压之下定向。而 根据近年苏里格水平井施工经验，在钻具发生正弦屈曲后，5″钻杆上可再 多加3-5吨钻压，4″钻杆可再多加2-3吨钻压，定向中发生托压现象较少。 无论在处理何种定向托压情况，需注意的是，无论是使用PDC还是牙轮钻 头，泵压不能超过循环泵压2个MPa如果用牙轮钻头泵压上升1Mpa，就证 明钻压加到了钻头上；而PDC钻头在滑动钻进时泵压可以上升或上升较小, 泵压上升超过2MPa一定要及时提起钻具以免损坏螺杆钻具。
苏里格气田分支水平井技术
新浅90 分支井双油管压裂技术
主、分支井眼均采用固井射孔完井，畅通主、分支井眼后,分别对分支 井、主井眼进行射孔,主井眼先送入插管式封隔器，然后分支井下入带压 差式封隔器的压裂管柱，再下主井眼压裂油管插入插管式封隔器，采用 双管采气井口分别控制对两井进行加砂压裂及采气。
苏里格桃7-15-20H双分支井压裂技术
（2）苏里格多分支水平井上古压裂下古酸化技术
方案A：先进行主井眼的钻完井（下古），并直接对主井眼进行射孔、 酸化和试气，然后下带封隔器的斜向器封隔主井眼，对第一分支进行 开窗侧钻、完井、压裂和试气，打捞斜向器，再下一斜向器封隔主井 眼和第一分支，对第二分支进行开窗侧钻、完井、压裂和试气，打捞 斜向器，开采。 方案B：先对所有分支进行钻井完井，然后对所有分支进行射孔、压 裂、试气，最后开采。 方案A的优点是压裂时不用二次导向，压裂程序简单，工艺安全可靠。 缺点是需要倒换井架，或者用钻井井架试油，钻机占用时间较长，需要 转换井口设备和配套转换工具。 方案B的优点是钻井工作连续，钻机利用率高，钻井成本较低。缺点 是压裂需要进行二次定位导向，压裂程序复杂，技术难度较大。
3、技术难点
工具重入问题 主、分支井眼密封问题 多分支井的加砂压裂技术
为了实现井下安全生产、作业, 要求连接处解决好三 个关键技术: （1）力学完整性, 即连接处有足够的机械支撑。 （2）水力密封性, 即连接处有足够的水力密封能力。 （3）再进入能力, 即可选择性进入任意分支井眼, 进 行后续作业。
1、什么是分支水平井？
2、分支水平井技术在苏里格气田的应用前 景如何？ 3、关于分支水平井改造的几个关键技术难 点？ 4、关于苏里格分支水平井改造技术的几点 认识和想法
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苏里格常见水平井托压解析发布时间：2012-06-07：作者：admin 阅读次数：77 文章出自：中国CN期刊在线投稿联盟摘要：针对苏里格气田水平井定向托压现象，分析造成定向托压现象原因，及提供相应现象现场实例，并针对造成托压现象因素，进行分析，提出解决及预防方案。
为今后在苏里格地区施工提供定向托压解决参考思路。
关键词：苏里格气田；水平井；定向托压。
一、前言近年来在苏里格地区水平井施工时常遇到定向托压现象，影响钻井速度，甚至会带来井下复杂情况发生，如何有效的预防及解决定向托压问题，成为现场人员面临问题之一。
造成定向托压现象原因众多，针对不同定向托压表现现象，现场人员分析造成定向托压原因，采用多种方法，以解决和预防定向托压问题。
二、原因分析造成水平井施工定向托压原因众多，分析造成托压原因，成为解决托压现象必要工作，苏里格地区定向施工所遇到定向托压原因，一般可分为以下几类：1.井眼轨迹原因定向轨迹不规则，造成井眼井壁多处出现台阶，钻具本体、钻具接头或扶正器支撑在井壁台阶上，增加摩阻或将钻具卡在台阶中，加压无进尺，进而导致托压现像产生。
苏东59-34H2井水平段施工时，因找气层，需频繁调整轨迹，这样连续定向，刚将井斜增大，又要求向下降斜，这样井眼轨迹形成多个S型，此情况下井壁极易卡住钻具，导致定向托压。
当时最后一次向下定向时，出现定向托压特别严重现象。
2.地层交结变化原因地层交结变化，尤其地层新被钻开，井壁尚未光滑，定向时BHA中接头或扶正器卡在地层交结处，造成托压（如图1）。
此现象在苏47井区出现尤为突出。
苏47-10-58H井在斜井段施工井斜43°时，曾多次遇到此类情况，且遇托压之前定向时，未出现托压现象，其中一次定向前复合2个单根，但在定向中，仍然严重托压，加压无进尺，泵压无明显变化，定向前后复合钻进时，钻时均快，故排除钻头、螺杆问题。
后根据随钻伽马分析，发生托压井段，伽马数值变化大，多为泥砂交错段。
图13.井底岩屑床原因井底砂子未携带干净，造成井下砂子托住扶正器，造成托压现象，这种托压在水平井也是最常遇到情况。
苏47-12-61H井水平段施工到1050m处，由于使用3 1/2"钻杆，排量10L/S，泵压32Mpa，完全不能满足携砂要求，这样到水平段施工后期时，定向托压严重，定向基本无进尺。
4.钻具组合原因倒装钻具计算出现问题，导致倒装钻具组合没起到应有的作用，反而增大摩阻，出现托压现象。
苏东59-34H2井水平段定向，其中一趟钻，定向时常出现托压现象，后来经过计算，发现倒装钻具时，技术员下钻中将钻具倒装错误，加重钻杆位于井斜35-60°之间，导致定向托压。
5.钻具发生屈曲原因在定向中，现场人员未计算所能加的最大钻压，导致钻具发生多次屈曲，增大摩阻，导致托压发生。
桃2-6-1H井水平段800m定向施工时，当时滑动摩阻8T，定向时去掉摩阻钻压6-8T，钻时45 min/m，因钻时较慢，钻压在之前基础上加4-6T，但发现效果不明显，反而出现托压定不动情况，最后计算认为钻具在定向中，发生屈曲。
(有一种观点：是否钻头磨损，单弯上的扶正器扩眼，导致托压)。
二、定向托压现场解决方法造成定向托压原因各不相同，针对不同托压情况，采取的不同措施才能更加有效的解决定向托压现象，故在施工中首先要理清托压原因，进而采用相应措施。
定向发生托压现象时，定向工程师最好在司控房进行实时监控，定向托压一旦处理不好，极易出现井下复杂情况。
1.针对井眼轨迹原因造成的托压解决方法由于苏里格地区目的气层一般为河相沉积，目的层垂深变化较大，在入窗中常常因入窗需要，要强增入窗，这样就会出现因曲率较大，钻具在自身刚性作用下，支撑在井壁上，造成托压。
解决这类情况，一般在连续定向时，每个单根钻完后，缓慢划眼2-3遍，最后需余2-3m，不划眼，原因在于前面划眼将井壁尽可能修复平滑，且此段井眼划大后，下面更利于增加定向造斜率；而最后所剩井段不划眼，就是尽可能不破坏定向趋势。
水平段施工时，由于找气层需要，有时会出现刚上调井斜，又要下降井斜情况发生。
由于苏里格气层结构特性，这种情况在苏里格水平井中出现较多，针对这类情况，在定向中首先要求送钻必须点送，一旦出现托压立即活动钻具，以防粘卡。
向上增斜时，出现托压严重，将前段井段反复缓慢划眼，必要时短起下，打完一个单根缓慢划眼2遍，余2-3m不划。
如向下降斜，托压无进尺，可以复合0.2-0.3m再继续定向，严重时可定向段结合小段复合；一个单根打完，缓慢划眼2-3遍，划眼可以划至井底。
2.针对地层交结变化造成托压解决方法第一步：现场最主要的是首先要判断清楚，造成托压现象，为地层原因。
而这类判断一需根据之前钻时，二需结合之前施工钻进作业。
如果之前未出现频繁定向，整体摩阻不大，且钻时时快时慢，井下钻具工作正常。
这时定向出现托压现象，就要考虑为地层交结变化原因。
第二步：判断清楚后，需上下多划几遍眼，直至再次定向未出现托压现象，条件允许可再复合1-2m定向，一般就能解决这问题。
但需注意的是，此现象产生，泥浆方面或有一定问题出现，最好跟现场泥浆工程师沟通，以防井下复杂。
3.针对井底岩屑床造成托压解决方法岩屑床原因造成托压，在水平井施工时，往往很难避免，岩屑床产生主要原因为井底砂子带不出沉积井底，故在施工中，定向前复合时，尽可能增大排量，适当控制钻时；定向中托压严重，应开转盘上下活动几次，再压至井底，小钻压钻进0.2-0.3m，再定向。
如果此类托压严重，必要时短起下可在一定程度上缓解托压问题。
4.针对钻具组合原因造成托压解决方法因钻具组合失误造成托压，往往为上部加重钻杆托在井壁，要上下多活动几次，或复合钻进1-2m，再定向。
托压严重时，必要时起钻纠正钻具错误，再下钻钻进。
5.针对钻具发生屈曲造成托压解决方法钻具发生屈曲，前因往往为定向摩阻较大，定向中加在钻具上钻压大，导致钻具发生屈曲。
另外如在定向时，对钻具钻压计算不对，也会造成过大的钻压加在钻具上。
避免钻具发生屈曲而导致托压，要首先计算钻具发生屈曲临界钻压，在发生屈曲时，立即上下活动钻具，加压时将钻压降到临界钻压之下定向。
而根据近年苏里格水平井施工经验，在钻具发生正弦屈曲后，5″钻杆上可再多加3-5吨钻压，4″钻杆可再多加2-3吨钻压，定向中发生托压现象较少。
无论在处理何种定向托压情况，需注意的是，无论是使用PDC还是牙轮钻头，泵压不能超过循环泵压2个MPa如果用牙轮钻头泵压上升1Mpa，就证明钻压加到了钻头上；而PDC钻头在滑动钻进时泵压可以上升或上升较小,泵压上升超过2MPa一定要及时提起钻具以免损坏螺杆钻具。
三、现场预防定向托压方法1.预防定向托压工艺方法(1)斜井段尽可能避免大范围强增斜段，水平段尽可能避免强增强降井段，要跟甲方沟通好，将强增强降弊端给甲方解释清楚，在条件允许情况下，将增降斜段井段适当延长。
(2)结合区块及临井资料，在地层交结多变化段，首先跟现场泥浆工程师沟通交流好，在施工中做到勤划眼，确保新钻完井眼井壁光滑。
(3)钻进中，尽可能将排量开大，确保返砂。
根据钻时快慢，决定划眼快慢及划眼次数；如条件允许，适当安排短起下。
(4)要增强责任心，每次下钻前，计算好倒装钻具中加重钻杆本趟钻所处位置，及本趟钻完成后加重钻杆位置，确保加重钻杆始终在井斜20°之上。
在下钻中，跟技术员沟通好，避免下钻钻具放错位置。
(5)现场定向工程师在施工中，如有条件，可用软件计算钻具发生屈曲临界钻压，如未有软件，可利用公式计算钻具发生屈曲临界钻压，避免将钻压过大。
2.预防托压基本计算方法在现场施工时，往往没有施工软件可计算钻具发生屈曲临界钻压值，这样就要求现场工程师自己应用计算公式计算，下面为现场常用计算方法：(1)正弦屈曲临界钻压计算公式：式中：E 是杨氏模量I是轴向瞬时矢量W 是钻具在泥浆中单位长度浮力重量q 是钻具所处井眼井斜r是钻具接头与井眼井壁之间距离如果钻具加压到达F CR，则会发生正弦屈曲。
(2)利用此公式，在苏里格常用气井水平井中，可计算钻具发生正弦屈曲临界钻压，以目前苏里格气井水平井水平段常用6″井眼为例，计算如下：目前水平段常用4″钻杆，钢级S-135，钻杆壁厚9.6mm，钻杆标准重量23.36kg/m（15.7lb/ft），可在API RP-7查询，钻杆接头外径127mm（5″），在6″井眼，井斜90°时,泥浆密度1.2g/cm3（10PPG（1bm/gal））。
1) S钢级杨氏模量为206842Mpa（3×107psi）2),现场4″钻杆内径为82.3mm（3.24″）故=7.16″3)因此4″钻杆在空气中最大重量为26.82 kg/m（18.02lb/ft），可在API RP-7查询。
空气中4″钻杆重量=18.02lb/ft=1.5lb/in在泥浆密度1.2g/cm3（10PPG）中，浮力系数=1-=0.847W=1.5×0.847=1.27lb/in4)SIN90°=15)r=1/2(6″-5″)= 1″==33077lb=15T.这样在井斜90°时，钻压超过15吨时，4″钻杆会发生第一次正弦屈曲。
(3)而在苏里格地区一般气井水平井8 1/2″井眼，亦可以利用下图进行查询：根据国外多年研究（尤其Dawson和Paslay研究下），提出钻具在小井眼、高井斜（井斜超过45°）中，钻进中可以允许钻具发生一定程度的弯曲，这是由于在井眼中，井眼井壁在低边上给钻具以支撑且并一定程度上限制钻具发生弯曲。
钻具发生第一次屈曲时，如果井壁未形成明显沟槽，可在发生屈曲的基础上，增加一定钻压。
且不会造成托压。
此外，根据得出，当井下钻具出现螺旋屈曲的情况，往往是钻压超过发生正弦屈曲1.41倍。
这就是为什么近年苏里格水平井施工经验，在计算钻具发生正弦屈曲后，5″钻杆上可再多加3-5吨钻压，4″钻杆可再多加2-3吨钻压，还未发生托压的主要原因。
四、综述解决苏里格水平井定向托压问题，首先预防为主，尽可能在定向托压出现前，将导致定向托压出现因素遏止住。
避免人为原因造成定向托压出现。
在处理定向托压时，要充分重视，保证施工要求及井下安全。
参考文献著作：{1}Gilles GABDOLDE，Jean-paul NGUYEN著,王子源等译.driling data hbook，地质出版社出版发行，1995.10.{2}Norton peyrouse著.Formulas Calculations for Drilling Production workover,Gulf Professional Publishing，2002.7.{3}W.M.“Sonny”Rogers等著.IADC Drilling Manual，Technical Toolboxes,Inc，2000.7.{4}Rober F.Mitchell著.Tubing Buckling Analysis With ExpansionJoints.SPE/IADC 105067【返回上一页】【关闭此页面】相关信息∙苏里格常见水平井托压解析∙苏里格常见水平井托压解析。