致密油水平井技术
浅谈致密油水平井固井技术难点
浅谈致密油水平井固井技术难点发布时间：2022-12-19T06:19:35.292Z 来源：《科学与技术》2022年第16期作者：李锐杰刘宁泽杨棋翔[导读] 为保证致密油水平井固井质量，提高大型压裂增产改造的需要。
通过分析致密油水平井固井技术难点，从套管安全下入、套管居中、强化施工工艺、优选水泥浆体系和保证井眼质量等几个方面对提高致密油水平井固井质量进行了多方面论述。
李锐杰刘宁泽杨棋翔（渤海钻探工程公司有限公司第一固井分公司）摘要：为保证致密油水平井固井质量，提高大型压裂增产改造的需要。
通过分析致密油水平井固井技术难点，从套管安全下入、套管居中、强化施工工艺、优选水泥浆体系和保证井眼质量等几个方面对提高致密油水平井固井质量进行了多方面论述。
关键词：致密油水平井；固井技术难点；技术应对方法致密油藏具有地层压力低、地层渗透率低和单井产量低的特点，应用常规的直井进行开发成本高，经济效益低。
近年来为了有效开发动用致密油藏，应用水平井钻井技术配合大型体积压裂技术进行整体开发动用，这也对致密油水平井的固井质量提出了更高的要求，因此需要详细分析致密油水平井固井技术难点，才能制定出相应的提高固井质量的对策。
1 致密油水平井固井技术难点分析1.1固井套管下入难度大难度比较大固井的套管如何顺利地经过弯曲井段进入到水平段中，是钻井工程设计中的一项非常关键的内容，在钻井井眼轨迹设计的过程中要充分的考虑，但是在实际的钻井施工过程中，由于地质要求油层的钻遇率，必然要进行井眼轨迹的一次或者多次的调整，造成下套管过程中井壁与套管之间摩擦阻力非常大，使套管下难以下到预定的位置。
1.2 套管在井筒内不居中水平井的自身特点就是井斜角的存在，而且到水平段的时候井斜角都达到90°左右，因此在下固井套管的时候，由于套管本身存在重量，在重力的作用下会使套管贴近下井壁，在水平段中的套管更会躺在下井壁上，造成套管与井筒之间的环空间隙不均匀，套管不能居中，影响固井的水泥胶结质量。
致密油水平井固井技术现状研究
致密油水平井固井技术现状研究摘要：扶余组及高台子组等多个区域的致密油气储集层，资源品位低，产量低，但整体上具有良好的油气资源勘查与开发潜力，而水平井技术是这一区域高效开采的主要途径。
本文从对我国多区域地区致密油水平井钻探的困难入手，利用对水平井方案进行优化设计，在保证钻孔施工安全的基础上，运用优化技术，加快提效技术，从而可以有效地缩短钻孔周期，降低钻孔费用，最终达到致密油资源的经济效益利用目的。
关键词：致密油水平井；固井技术；现状研究；国内外引言扶余组及高台子组等多个区域的致密油气储集区，资源品位低，产量低，但整体上具有良好的油气资源勘查与开发潜力，而水平井技术则是这一区域高效开采的关键。
本文从对我国多地区致密油水平井钻探的难点入手，以对水平井方案进行优化设计，在保证钻孔施工安全的基础上，运用优化技术，加快提效技术，从而可以有效地缩短钻井周期，降低钻井成本，最终达到致密油资源的经济效益。
一、目前存在的困难和问题（一）储集层的分布具有非连续性和变异性，给水平井的开发带来了困难。
由于油藏分布连续性差，侧向变化大，使得钻井平台的布置和优化十分困难。
采用传统的单井段水平井眼的井眼轨道精度很难实现，不适于工业化生产。
（二）由于地层压力体系的复杂性，使得井筒的结构优化变得更加困难，例如，由于乾安70区块的上层高台子层进行了注水开采，使得井筒的构造变得更加困难，因此，有些水平井必须使用两开深的表套，才能进行井筒的设计。
（三）由于地层岩层的可钻性不好，导致了很难提高水平井效率。
青山口组储层在局部区域容易坍塌、渗漏，导致在该区域内存在大量的渗漏，从而影响了工程的顺利进行，一些油藏甚至发生了掉块等问题，从而影响了钻井的顺利进行。
二、国产工艺的发展状况（一）川西油田水平井眼注水泥工艺在此基础上，提出了影响水平井水泥稳定度的两个重要因素：自重和井身结构。
由于自重的原因，使井筒在水平井中发生了下倾，从而对井筒顶心造成了不利的影响，造成了井筒顶替效果不佳。
水平井技术在吐哈油田致密油气勘探中的研究与应用
水平井技术在吐哈油田致密油气勘探中的研究与应用摘要：吐哈油田致密油气资源量非常丰富，由于受到致密油气的埋藏深、地层的可钻性差、产量低等因素的制约，致密油气开发的规模一直难形成，最近几年通过对复杂深层长水平段水平井钻井等配套技术的研究与攻关，逐步形成了针对吐哈油田不同区块的水平井井身结构优化、个性化钻头优化、钻井液优选、轨迹设计优化等一套水平井技术。
关键词：吐哈油田致密油气水平井一、概要吐哈油田致密油气资源主要分布在吐哈盆地下侏罗统和三塘湖盆地二叠系芦草沟组。
为了实现在吐哈盆地致密油气开发的突破，吐哈油田公司先后在火803区块、温吉桑区块、巴喀区块、小草湖区块、马朗区块等部署多口水平井，通过这几年水平技术的应用，并取得了一定的成果并逐渐形成针对不同区块的水平井钻井技术，但仍有一些制约水平井优快钻井的难题尚未得到完全解决。
二、致密油气藏水平井钻井技术由于吐哈油田致密油气藏的分布面积广，各区块地质特征不尽相同，因此在水平井的实施过程中，要根据不同的地质特点设计与其相符的井身结构、钻头选型、泥浆体系等相关内容。
1.水平井钻头优选技术通过开展牙轮/PDC钻头岩石可钻性、研磨性试验等岩石力学性能测试，结合测井数据，建立了岩石可钻性剖面。
以岩石可钻性及已钻井分析为依据，开展个性化钻头设计与试验，而且还有针对巴喀厚煤层安全钻进个性化钻头进行了优选，通过不断试验和改进，优选出在J2x中下部煤层系过度地层定向钻进的MD9552ZC、SMD517X型号的PDC钻头和煤层防卡LD517GC牙轮钻头，水平段快速钻进J1s、J1b的SMD517X、SMD537X、MD1616、MD1613四种型号的牙轮钻头和PDC钻头。
这些钻头的型号不但适用于巴喀区块水平井的定向钻进和水平段钻进，同时对于其他区块的适应性也很好。
2.水平井钻井液优化技术钻井液对于水平来说至关重要，它必须满足水平井对井眼稳定、井底岩屑携带清洁、降低磨阻、保护油气层的要求。
致密油藏开发方式探讨
致密油藏开发方式探讨致密油藏是指石油储层孔隙度很低，渗透率很小的油藏。
开发致密油藏是一项复杂而具有挑战性的任务。
本文将探讨一些常用的致密油藏开发方式。
常用的致密油藏开发方式之一是水平井开发。
水平井是一种在储层中钻出一条水平井段，并通过这个水平井段进行开采的方式。
相比传统的垂直井，水平井在储层中暴露的面积更大，能够有效地提高产能。
水平井还可以采用水力压裂技术，通过注入高压液体来打破储层岩石，增加油藏的渗透率，提高采收率。
另一种常用的致密油藏开发方式是CO2驱油。
CO2驱油是一种利用二氧化碳来替代常规水驱作为驱动剂的技术。
二氧化碳可以溶解在油中，降低油的黏度，提高采收率。
CO2驱油还能增加油藏中的压力，促进油的流动。
CO2驱油也存在一些问题，比如二氧化碳的获取成本较高，同时也会引发一些环境问题。
一种新兴的致密油藏开发方式是页岩油开发。
页岩油是指在页岩储层中储存的软质油，它的提取需要采用水平井和水力压裂技术。
水平井可以在页岩储层中穿过多个裂缝，增加暴露面积。
水力压裂技术则能够在岩石裂缝中注入高压液体，打破岩石层的结构，释放出储存的油。
页岩油的开发方式对于致密油藏的有效开发具有重要意义。
对于致密油藏的开发，一种关键的方式是技术创新。
随着科技的进步，各种新的开发技术不断涌现。
电磁波测井技术可以通过测量储层中的电磁特性来确定油藏的性质和分布；纳米技术可以通过纳米颗粒来改变油藏的物理性质，提高油的采收率。
这些技术的应用可以有效地改善致密油藏的开采效果。
致密油藏开发方式的探讨是一项复杂而具有挑战性的任务。
水平井开发、CO2驱油、页岩油开发以及技术创新是一些常用的开发方式。
通过不断探索和应用新的技术，可以有效地开发致密油藏，提高油田的产能和采收率。
鄂尔多斯盆地南部致密油藏水平井智能分采技术研究与试验
鄂尔多斯盆地南部致密油藏水平井智能分采技术研究与试验1.引言介绍鄂尔多斯盆地南部致密油藏水平井开发现状，阐述智能分采技术在优化生产、降低成本、提高效率方面的重要性。
2.智能分采技术的原理及适用性分析智能分采技术的基本原理和优点，探讨在鄂尔多斯盆地南部致密油藏水平井中的适用性，并解释其与传统采收采油技术的区别。
3.实验方法及结果分析详细介绍实验设计、操作流程、收集数据及结果分析，解释智能分采技术在致密油藏水平井中的实际应用情况。
4.智能分采技术的优化应用策略针对实验结果和发现的问题，提出优化应用策略，包括改善均衡油水分布、优化采集方案、提高采油效率等。
5.总结与展望总结智能分采技术在致密油藏水平井中的研究和应用情况，展望该技术的未来发展方向和在鄂尔多斯盆地南部致密油藏水平井的应用前景。
第一章引言近年来，致密油藏开发成为我国油气勘探领域的热门话题，其中，鄂尔多斯盆地南部致密油藏被认为是具有重要开发潜力和市场价值的区域。
为了提高该区域致密油藏开发的水平，需要运用先进的技术手段，其中智能采收采油技术是应用领域发展迅速的一种。
智能分采技术不仅可以改善致密油藏开采效果，并且还可以提高工作效率、降低成本，因此受到广泛关注。
本文将针对鄂尔多斯盆地南部致密油藏水平井智能分采技术进行研究和试验，旨在探索先进技术在致密油藏的应用前景。
第二章智能分采技术的原理及适用性2.1智能分采技术原理智能分采技术采用注水或注气技术和界面传感器技术，通过对井底产生压力梯度和构建井底油水界面，引导砂岩含水层和致密油层水平采油，进而提高水平井生产效率。
通过智能分采技术，不仅可以改善油水分布、提高采收率，而且可以降低绝对充满度、提高产率、避免油水混流等问题。
另外，智能分采技术还可以节省成本和提高生产效率，不仅可以降低油井的运行费用，而且可以消除过于复杂的操作问题。
2.2 智能分采技术的适用性在鄂尔多斯盆地南部，由于油藏的位置、厚度等限制，致密油藏水平井越来越受到关注。
吉林油田致密油薄油层水平井井眼轨迹控制技术
吉林油田致密油薄油层水平井井眼轨迹控制技术作者：刘强来源：《中国科技博览》2018年第09期[摘要]吉林油田致密油开发应用二开浅表套的井身结构，油层埋藏深，砂体变化快，层间差异大，通过优化钻具组合、优化设计剖面、修正待钻轨迹、井斜精确控制等措施，来达到提速、提效、提高钻遇率的目的，取得了良好的效果。
[关键词]水平井；轨迹控制；钻遇率；钻具组合中图分类号：TE243 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）09-0034-011 概况吉林油田待探明石油地质储量中主要以扶余油层致密油藏为主。
为了有效降低钻井成本、满足效益开发的需要，开展了乾安地区致密油水平井提速、提效、提高钻遇率技术攻关，乾安地区致密油层埋藏深、层间差异大，如何控制井眼轨迹准确着陆、配合地质提高钻遇率、水平段的有效延伸，是轨迹控制研究的主要内容。
2 技术难点（1）直井段长，井斜控制难度大。
二开浅表套井身结构，平均造斜点深度2000米左右，要求井斜角不大于2度，小钻压防斜制约钻井提速。
（2）目的层垂深变化大，地质入窗困难。
扶余油层致密油储层砂体变化快、层间差异大、横向发育不连续、地质认识难度大，入窗困难。
（3）储层薄，轨迹控制难度大。
夹层多，单砂层薄，最薄单层0.4米，平均2-3m，对轨迹垂深要求高，水平段轨迹调整多，影响钻遇率。
3 技术对策和措施3.1 由普通钻具组合优化为稳平钻具组合，减少直井段调整次数，提高直井段复合率，解放钻压，提高钻井速度。
针对直井段常规钻具组合为防斜控制钻压，严重制约钻速的问题，应用双扶正器+MWD 仪器的稳平钻具组合，成功解放钻压，提高了钻井速度。
复合率由以前的82%增加至99%，甚至100%，如乾F平9井，一次也没有调整。
通过控制显著提高了直井段速度，钻速由之前的13.7m/h，增加至22.95m/h，平均钻速提高了67.52%，提速效果显著。
3.2 应用“局部悬链法”设计狗腿度，由单稳剖面优化为双稳双探顶剖面。
安83致密油藏水平井开发技术政策探讨
安83致密油藏水平井开发技术政策探讨摘要：胡尖山油田安83致密油藏地质储量1.4亿吨，储量规模大，但是油藏物性差，难动用。
从2010年开始试验开发，通过定向井开发暴露出单井产量低的问题，从2011年实施水五点与七点水平井开发，水平井与定向井对比初期产量高，递减小，同时也出现水平井见水问题，2012年进行优化水平井井网，开展扩大井排距试验和自然能量开发试验。
试验效果较好，初期平均单井产量突破10吨。
关键词：水平井水驱动用程度递减裂缝注水政策通过2011-2012年在安83区开展水平开发试验，水平井初期产量高，递减小，是改善安83致密油藏开发的有效手段。
同时试验以来暴露出水平井注水见效缓慢，液面下降快，容易见水，见水方向难判断等问题。
该区水平井开发效果直接关系到1.4亿吨储量下步动用，及采油六厂两百万吨的实现及后期长期稳产情况。
因此计划开展水平强化注水政策试验、注水井深部调驱、水平井措施挖潜、找堵水等综合治理措施，探索稳定并提高水平井单井产量的技术对策。
一、油藏特征胡尖山油田安83长7油藏，长7油层组共分为3个小层（长71、长72、长73），其中长72是该区的主力含油层，其中，长722为主力含油小层。
控制含油面积330km2，地质储量1.4亿吨，已动用地质储量1870万吨，剩余地质储量1.2亿吨。
长72层平均钻遇砂层18.1m，油层9.8m，差油层5.0m。
孔隙度7.9%，渗透率0.17mD。
长72主要发育四条三角洲前缘水下分流河道沉积微相，区域内中部河道交汇，水下分流河道砂体连片，在安83区域为有利的沉积相带。
该区砂层较厚、油层连片，分布稳定。
安83区长7油藏层内层理发育，层理类型为交错层理和平行层理，倾角为10～20°。
局部钻井诱导缝发育，根据诱导缝的方向可判断最大地应力方向为NE60～80°。
通过地层露头、成像测井、岩心及薄片分析该区裂缝又是方向为NE向。
二、开发现状安83致密油藏从2010年开始试验开发，定向井共有5套井网，定向井初期产量低，初期单井产量1.19吨，递减较大，目前平均单井产能只有0.44吨。
吉林油田致密油水平井固井技术
吉林油田致密油水平井固井技术［摘要］分析了致密油水平井固井施工难点（包括下套管难度大、套管不易居中、替驱不干净、对水泥浆性能要求高等），并提出了具有针对性的措施，即套管安全下入技术（包括井眼净化、模拟通井和漂浮固井技术）、套管居中技术（包括扶正器选型及加放、套管居中度校核）、变排量注替技术、固井前置液体系。
现场应用表明，采取上述措施可以提高固井质量，能够为致密油水平井固井施工提供参考。
［关键词］致密油；水平井；固井技术为了满足分层、分段开采和穿层压裂等后期压裂增产改造的需要，这对固井施工质量提出了更高的要求。
而致密油水平井水平段长（一般在1000ｍ以上），其井眼轨迹特殊，这给固井施工带来了困难。
为此，笔者对致密油水平井固井技术进行了探讨，以便为提高固井施工质量提供帮助。
１致密油水平井固井难点1．1 套管不易居中套管在自重作用下易靠近井壁下侧，而套管偏心影响岩屑携带及注水泥驱替干净效果，因此套管居中是提高固井质量时必须考虑的问题。
1．2 替驱不干净水平环空顶替过程中，前置液易发生指进效应［１］，而且顶替排量越大指进效应越明显，从而造成水平段环空顶替不充分而影响水泥环的胶结，尤其在大位移水平段环空顶替过程中，指进效应会进一步显著，即随着顶替接触时间的延长，宽边与窄边推进的差距会增大，使得水泥浆和钻井液发生不必要的掺混，从而造成替压升高顶替困难的现象。
此外，在大斜度（井斜大于３０°）段和水平井段环空下部，由于岩屑和重晶石的沉淀堆积或固相颗粒浓度的提高，导致黏度增加，最终造成难以驱替干净的问题。
1．3 对水泥浆性能要求高在重力作用下，大位移水平段处的水泥浆沿水平井眼径线方向沉降，水泥颗粒沿水平井井眼轴线方向重新排布，若水泥浆沉降稳定性较差，会导致大位移水平段处的水泥环强度不均匀，影响水泥环整体的胶结质量和均匀性。
此外，水泥浆在水平井中凝固时，容易在水平井眼上侧形成游离液通道，这会引起油气水窜问题，严重时还会影响后期压裂等增产作业。
工厂化技术在致密油水平井钻井中的应用
286工厂化技术在20世纪初被应用到油田勘探开发领域，特别是近年来在致密油的开发中显现了非常大的优势，在国外已经被规模化应用，在我国还处于兴起阶段。
某油田为了实现致密油的高效开发，进行了工厂化水平井钻井试验，取得了非常好的效果，形成了一整套工厂化水平井钻井配套技术。
1 工厂化水平井钻井关键技术1.1 钻机平移技术为了适应工厂化钻井的需要，进行了钻井设备的改造，采用步进式和轨道式平移装置实现钻机的平移，两种平移装置见图1、图2所示。
在同一个钻井平台通过电缆转接房，钻井液出口槽加长定制，增减各类管线，实现钻机井架主体整体平移，其他设备不动，减少搬安设备量，大大降低了作业风险和劳动强度，10m 井口距离2h内可平移到位，比拆卸搬移缩短了5d左右时间。
图1 步进式平移装置 图2 轨道式平移装置 1.2 批量钻井技术 在同一个钻井平台上几口井的相同井段使用一套钻具组合，批量进行一开、二开钻井作业，批量钻井流程如图3所示，既固井后钻机不待候凝，立即移至下一口井钻进。
批量钻井钻柱置于钻台上，随井架同步移动，减少钻具拆甩及组合次数，每口井节约周期2d左右；井控装备无需分拆，将升高两通与套管头之间联接拆开，整体与井架同步移动，每口井可节约1d。
图3 批量钻井流程图1.3 轨迹控制技术直井段应用钟摆钻具组合严格控制钻井参数，实现防斜打直。
造斜段在优选螺杆钻具和钻头的基础上，应用变曲率渐近式井眼轨迹控制方法，实现井眼轨迹精确控制，保证轨迹成功进入靶点A。
水平段应用先进的带有近钻头伽马和深浅电阻率的旋转导向钻井工具，保证井眼轨迹在目的层中穿行，实现砂岩钻遇率最大化，为提高致密油藏产能奠定基础。
1.4 钻井液重复率利用技术工厂化水平井钻井液能够实现循环利用，每个钻井平台可节省钻井液配制时间4d，并且针对工厂化水平井裸眼井段长、摩阻扭矩大、井壁容易垮塌、岩屑携带困难等施工难点，应用了具有强抑制性、封堵性和润滑性的高性能水基钻井液体系，施工中根据各个井段不同的施工需求，制定了有针对性的钻井液维护与处理原则，保证了工厂化水平井钻井的顺利进行。
致密油藏体积压裂水平井产能评价新方法
致密油藏体积压裂水平井产能评价新方法1. 引言1.1 背景介绍致密油藏是指储层孔隙度低、渗透率小、孔隙结构较为复杂，导致原油难以流出的油藏。
在传统的压裂工艺中，采用垂直井无法有效开采致密油藏储层中的油藏，因此水平井的应用成为了一种重要的手段。
水平井可以增加油藏的开采面积，提高整体的产能。
然而，对于致密油藏水平井来说，如何评价其产能仍然是一个挑战。
传统的致密油藏产能评价方法主要依靠采集的地质信息和试油数据进行分析，然而由于复杂的油藏结构和多峰产量曲线的影响，传统方法存在一定的局限性。
因此，寻找一种新的产能评价方法显得尤为重要。
本文旨在探讨一种新的致密油藏体积压裂水平井产能评价方法，通过结合压裂数值模拟和产能指数的评价方法，提高对产能的准确评估。
希望通过新方法的研究，能够为致密油藏水平井产能评价提供一种有效的技术支持，为油田开发提供新的思路和方法。
1.2 研究意义致密油藏是指储层孔隙度低、孔隙连通性差、渗透率低的油气藏。
由于致密油藏的特殊性质，使得原油开采难度较大，产能评价显得尤为重要。
在当前技术水平下，对致密油藏进行产能评价主要基于传统的方法，如经验公式、解析模型等。
这些方法存在一定局限性，难以准确评价致密油藏的产能。
致密油藏体积压裂水平井产能评价是目前研究的热点之一。
其研究意义主要表现在以下几个方面：致密油藏的开发对我国油气资源的储备具有重要意义，通过有效评价产能，可以为油田开发提供可靠依据；随着油价波动不断，提高产能评价的准确性可帮助企业制定更科学的开发策略，降低勘探开发成本；致密油藏体积压裂水平井产能评价方法的研究可以促进该领域的技术创新，为实际生产提供更为有效的指导。
研究致密油藏体积压裂水平井产能评价新方法具有重要的现实意义和科学价值。
通过开展相关研究，可以进一步提高对致密油藏产能的评价准确性，促进我国油气资源的有效开发利用。
1.3 研究目的研究目的是为了提出一种适用于致密油藏体积压裂水平井产能评价的新方法，以解决传统评价方法在该类油藏中存在的不足之处。
鄂尔多斯盆地致密油藏水平井体积压裂开采方法探讨
鄂尔多斯盆地致密油藏水平井体积压裂开采方法探讨曹宝格【摘要】鄂尔多斯盆地致密油资源丰富，具有广阔的勘探开发前景，其油藏特点适合采用水平井体积压裂的方法开采。
当采用水平井体积压裂法开采致密油藏时，与直井相比，初期单井产量高，增产倍数大，但是水平井见水后随着含水率上升，水平井产量递减较快，稳产的难度增大。
通过矿场试验及数值模拟方法对水平井见水后的有效开采方法进行了论证：当采用水平井体积压裂法开采致密油藏时，水平井见水后通过腰部水井的温和注水、周期注水或周期采油可以明显提高单井产量、降低油井含水率，明显提高采出程度。
所得结论可以为水平井体积压裂法开采致密油藏提供一定的理论参考。
%The tight oil resources in Ordos Basin are abundant and have broad prospects for the exploration and development. The reservoir characteristics are suitable to exploit through the volume fracturing method of the horizontal wells. The early production of wells is high and the production increase is large when using the method to exploit tight reservoir, but the production declines rapid⁃ly as soon as the injected water is flowed to the bottom of the horizontal wells, so it is difficult to stable the yield. The effective min⁃ing method is discussed through the field test and numerical simulation method. When the horizontal well is used to exploit tight oil reservoir through the volume fracturing method, once the injected water is flowed to the bottom of horizontal wells, reducing the wa⁃ter injection of water wells of waist, the cyclic injection or the cyclic production can effectively improve the yield of single wells, re⁃duce the water cut of oil well and increase the oil recovery.The conclusion obtained in the paper offer a certain theoretical refer⁃ence to exploit the tight reservoir effectively through the volume fracturing method.【期刊名称】《油气藏评价与开发》【年(卷),期】2015(000)005【总页数】7页(P62-68)【关键词】水平井;体积压裂;周期注水;周期采油【作者】曹宝格【作者单位】西安石油大学石油工程学院，陕西西安 710065【正文语种】中文【中图分类】TE357.1世界上已经发现的致密油藏储量规模较大，其储量是普通油藏的2.5倍多，从而使其成为全球非常规油气勘探开发的一个新热点。
金龙2井区乌尔禾组致密油水平井钻井技术
金龙2井区乌尔禾组致密油水平井钻井技术2.中国石油集团西部钻探工程有限公司国际工程公司新疆乌鲁木齐 830011摘要：金龙2井区致密油藏地质条件复杂，易漏失，垮塌，缩径，钻井难度大。
介绍了乌尔禾组水平井井身结构优化，钻井液体系配套，钻具组合优化，钻头序列建立等技术措施，通过以上优化措施，乌尔禾组水平井钻井周期大幅缩短，复杂时率下降，实现乌尔禾组水平井优快钻井，为金龙2井区快速上产打下坚实的基础。
关键词：金龙2；致密油；优快钻井1引言致密油是指以吸附或游离状态赋存于生油岩中，或与生油岩互层、紧邻的致密砂岩、致密碳酸盐岩等储集岩中，未经过大规模长距离运移的石油聚集[1]。
准噶尔盆地玛湖凹陷发现了中国首个亿吨级高效油藏群，是新疆油田产能建设的重点区块，近年来在三叠系百口泉组、二叠系乌尔禾组、佳木河组持续取得突破[2]。
金龙2井区当前开发主力油层为乌尔禾组和佳木河组，本井区地质难点为：白垩系-侏罗系地层（0-3100m）井段，发育大段泥岩易吸水膨胀、缩径、垮塌。
八道湾组中下部砾岩(2800-3700m)易发生井漏。
三叠系百口泉组砂砾岩层及二叠乌尔禾组地层裂缝发育，部分井裂缝的漏失压力与地层压力相近，密度窗口小。
三叠系大段砾泥岩段、二叠系乌尔禾组砾岩易掉块卡钻。
近年来经过持续攻关，对乌尔禾组水平井经过井身结构优化，钻井液体系配套，钻具组合优化，钻头序列建立等，水平井钻井周期大幅缩短，复杂时率下降，为金龙2井区快速上产打下坚实的基础。
2 水平井钻井技术2.1 井身结构优化金龙2井区乌尔禾组水平井前期试验四开井身结构，井身结构开次多，不利于钻井提速降本，且此井身结构客观上限制了后期体积压裂改造的规模和效果。
因此，优化乌尔禾组水平井为大三开井身结构，如图1所示，即一开井段采用444.5mm钻头钻至500m，下入339.7mm表层套管，封隔疏松地层及地表水。
二开井段采用311.2mm钻头钻至中完井深，下入244.5mm技术套管，封隔上部易缩径、垮塌及漏失地层。
鄂东致密气小井眼水平井优快钻井技术
速发展，已成为国内外致密油气藏降本高效开发的重
要手段。鄂尔多斯盆地东缘上古生界气藏属低孔低渗
致密型砂岩气藏，自2016年以来，借鉴国内外成功经 验,结合区块地质特征,积极开展配套技术的优化研究
与推广。统计近几年钻井，井
水平段
钻速低
，为，本 井身结构优化、高
效钻进钻具组合优选及钻井优化方 手研究，
2019年 钻速
3 601.40
0.000
视平移/" 造斜率/( °/30 m)
直井段
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.000
直井段
450.00
0.00
0.00
450.00
0.00
0.00
0.00
0.000
增斜段
613.96
16.40
199.25
611.74
-22.00
-7.68
9.20
3.000
水平井优钻井技术
在
等
。
关键词：鄂尔多斯东缘;致密气藏；小井眼水平井；井身结构；高效钻进
中图分类号:TE246 文献标识码:A 文章编号：1673-5285（2021）06-0024-06
D01:10.3969/j.issn.1673-5285.2021.06.006
Optimal and fast drilling technology for slim-hole horizontal wells in the eastern margin of Ordos block
增斜段
809.05
14.31
212.32
807.40
长庆油田致密油水平井体积压裂配套技术
57如今，能源需求量在大大增加，各种常规型的油气资源也开始面临着告急的趋势。
因此，在这种情况下，为了满足社会发展对于油气资源的需求，非常规油气资源也开始受到了关注，并且人们也开始采取措施来开采这些资源。
而致密油就是其中备受重视的非常规油气资源。
1 关于致密油和体积压裂1.1 致密油社会的发展，离不开能源的供应。
而在实际情况中，能源的消耗量越来越大，导致常规性的油气资源也十分紧缺。
因此，在现代社会中，为了能够满足实际的能源需求，积极地开发和研究非常规油气资源，也成为了一项十分重要的工作。
其中，致密油更是备受人们的关注。
与此同时，相关理论和实验的开展，也为这种油气资源的开发和勘探奠定了十分重要的基础。
由于致密油的储量比较丰富，而且也将会成为常规油气资源方面重要的接替资源。
1.2 体积压裂1.2.1 概述这里所说到的“体积压裂”，其实是一种油气开采技术，也称 SRV技术，是英文Stimulated Reservoir Volume 的缩写。
在实际情况中，若是使用到这种技术，那么就需要借助水力压裂的作用来改造相关的油气储层，以此来扩展储层当中的天然裂缝，从而使得其中的脆性岩石出现剪切滑移。
这样一来，就可以将天然裂缝和岩石层理之间有效地连接起来。
与此同时，在主裂缝的侧向角度，还可以因此产生一系列的次生裂缝。
最后，这些天然的裂缝和人工裂缝之间便会相互融合，从而形成一种大面积的裂缝网络将储层打开，以此来实现对储层的全方位改造，从而提高油气资源的渗透面积和导流能力，进而提高开采量。
1.2.2 工艺技术在实际情况下，针对致密油的开发，不仅仅需要考虑到长期开采的需求，而且还需要考虑到油井的维护需求。
在致密油开发完井方式方面，目前国内外主要有固井完井和裸眼完井这2 种。
在分段压裂技术水平不断提高的背景下，这2种完井方式也开始在国内外的相关项目中得到了广泛应用。
2 关于水平井体积压裂技术的相关内容2.1 压裂原理从本质上来说，水平井的压裂设计与直井是稍有不同的。
吉林油田致密油水平井钻井技术分析
使 钻头 在 钻井过 程 中 ， 对托 压现 象进 行较 好 的解决 ， 保证 钻进 效率 和钻井 质量。 通过 优化 ， 吉林 油田致密 油水平井钻 井效果得到 了显著提 升 。具 体 优化 效 果如 下 ： ３ ２ ０ ０ 米 井深 ， 水平 段 １ ０ ０ ０ 米， 钻 井 周 期 由４ ７ 天 下 降到 ２ ６ 天， 完井 周期 由５ ５ 天 下降 到 ３ ３ 天， 钻 井 成 本下降４ ０ ％以上 ， 水平 段 固井 质量 合格 率 １ ０ ０ ％。从这 一 结 果 来看， 通过利 用致 密油钻 井配套技 术 ， 加 强井 身结构 优化 ， 降 低 了钻井 周期 ， 提升 了钻井 的效率 ， 并 且降低 了钻井 成本 ， 使钻 井 合格率 得到 了大幅度提 升 ， 这对 于致密 油水平 井钻井 工作开 展
松原
１ ３ ８ ０ ０ ０ ）
以对 水平 井段 的试 验水 力振 荡 器进行 利用 ， 降低 摩 阻 ， 使钻 头 能够 快 速 钻进 。这一 方 法 的利 用 ， 还 能 够 对钻 头 的 寿命 进 行
延长 。
降低摩 阻为提速提 效提供 良好的 井眼环境 。
关 键词 ： 致 密油 ； 钻 井技 术 ； 水 平 井
误 了施工时 间ｎ 】 。
２吉林油 田致密油水平井钻井优化技术 分析
在 进行 钻井 过程 中 ， 要注 重对 相 关钻井 参 数进 行优 化 ， 从 起 到 了至 关重要的作 用 。 而 保 证钻 井效 率得 到 提升 ， 以满 足实 际开 采需 要 。对此 ， 我们 可以从 以下几点进 行分析 ：
到大 幅度提升 。
１ 致 密油水平井钻井技术难点分析
并 通过 对双扶 钻具 的有效 利用 ， 能够 实现 组合优 化 目标 ， 更 好 地提升 钻井 的效 率 。
致密油藏水平井开发技术
致密油藏水平井开发技术作者：钱程来源：《科学与财富》2019年第09期摘要：致密油藏的开发存在着较大的困难，常规的开采技术很难达到理想的开采效果。
本文对致密油藏采取的常规开发技术进行介绍，并对开发技术优化方面展开探讨。
关键词：致密油藏;水平井;开发技术;措施致密油藏埋设的深度较大，地下储层的厚度不大而且孔道比较细小，油气储量丰度不高而且储层一般呈现出纵向分布的零散特征。
垂直井进行油气开发的采收率不高，产量递减比较快，经济效益不理想。
为了提升对致密油藏的开发利用水平，利用水平井技术进行开采，可以有效的提升产能，达到理想的开采效果。
1致密油藏采取的常规开发技术所谓的致密油藏，也就是在致密地下储层中存在油气资源的聚集，地下储层的岩石特性多为致密性砂岩、灰岩以及碳酸盐岩。
该种类型的油藏采取的开发方式和页岩气资源十分相近，应用水平井体积压裂开采方式，方可以达到设计的油气生产能力。
由于该种类型的油藏渗透率不高，孔道较为狭窄，为油气资源的开发增加了很大的难度。
油藏的形成机理较为复杂，进行勘探开发的困难比較大。
采用普通的水力压裂技术，并不能达到理想的开发效果。
所以，必须要采用体积压裂技术进行致密油藏的开发。
进行体积压裂施工作业时，由于压裂液在地层中的不断延伸，会使脆性岩石出现剪切滑移，从而生成了地层裂缝网络系统，主要有天然的岩石裂缝和压裂施工形成的裂缝，有效的提升了地下储层的渗透性，改善了地层的孔隙度，地层的泄油面积也得到大幅提升。
对地下储层中的裂缝网络产生影响的主要因素为地质特征，地层岩石的矿物成分决定着力学性能。
在实施水力压裂作业时，地下储层内岩石承受的外力不同，生成的裂缝也会有较大的差异。
地层中的天然裂缝会对压裂作业形成的裂缝产生制约。
人为方式形成的裂缝和天然裂缝实现连接，方能生成裂缝网络。
在进行水力压裂施工方案设计时，应该优化改进压裂作业参数，使体积压裂施工达到设计的效果。
要不然可能会引起压裂作业的失败，地层裂缝网络也无法实现，致密性油藏也无法得到有效开发。
X区块致密油水平井优快钻井技术
X区块致密油水平井优快钻井技术在当今的石油勘探与开发领域，致密油资源的开发备受关注。
其中，X 区块致密油水平井的钻井作业面临着诸多挑战，但通过不断的技术创新和优化，我们已经形成了一套优快钻井技术，为高效开发致密油资源提供了有力支持。
一、X 区块致密油地质特征及钻井难点X 区块的致密油储层具有低孔、低渗、非均质性强等特点，这给钻井作业带来了一系列难题。
首先，地层岩石硬度高，钻头磨损严重，导致钻井速度慢，钻井成本增加。
其次，储层压力系统复杂，容易出现井漏、井喷等井下复杂情况，增加了钻井风险。
再者，水平井轨迹控制难度大，需要精确控制井眼轨迹，以确保在储层中钻进足够的长度，提高单井产量。
二、优快钻井技术措施1、优化井身结构设计根据 X 区块的地质特点和钻井风险评估，优化井身结构。
采用多层套管程序，合理确定套管下入深度和尺寸，既能保证井壁稳定，又能降低钻井成本。
2、优选钻头和钻井参数针对地层岩石硬度高的特点，选用高性能的PDC 钻头和牙轮钻头，并结合地层特性优化钻井参数，如钻压、转速、排量等，提高机械钻速。
3、钻井液技术研发了适合 X 区块的高性能钻井液体系，具有良好的抑制性、润滑性和携砂能力。
能够有效地稳定井壁，防止地层垮塌，同时减少钻头的磨损和摩阻，提高钻井效率。
4、井眼轨迹控制技术采用先进的地质导向系统和随钻测量技术，实时监测井眼轨迹和地层情况，及时调整钻井参数和井眼轨迹，确保水平井在储层中的准确钻进。
5、提速工具的应用引入了水力振荡器、旋转导向工具等先进的提速工具，有效解决了水平段钻进过程中的托压问题，提高了钻井速度和井眼质量。
三、现场应用效果通过在 X 区块的多口致密油水平井中应用上述优快钻井技术，取得了显著的效果。
钻井周期大幅缩短，平均机械钻速显著提高，钻头使用数量减少，钻井成本得到有效控制。
同时，井眼轨迹控制精度高，储层钻遇率提高，为后续的压裂改造和油气开采奠定了良好的基础。
四、技术创新与发展趋势在 X 区块致密油水平井钻井过程中，不断进行技术创新。
致密油藏开发方式探讨
致密油藏开发方式探讨
致密油藏是指储量很大，但孔隙度和渗透率很低，因而无法显著流动的油藏。
在目前能源供给不足的背景下，致密油藏的发展成为了一种重要的能源资源。
为了开发致密油藏，需要采用一些特殊的方法。
下面，我们来探讨一下致密油藏开发的方式。
水平井技术
水平井技术是一种重要的致密油藏开发方式。
该技术可以类比于一种放大人类的视觉感受的方法，即将视角从地面拓宽到了地下。
先将竖井垂直钻到地下一定的深度，再沿方向斜向延伸钻孔，最终水平穿过油层，将井的延伸段延长至几公里甚至几十公里。
水平井技术工艺复杂，需要大量的资金、设备和技术支持，但其开发效果显著，已成为开发致密油藏的重要手段。
水力压裂技术
水力压裂技术是一种常见的油气井提高采收率的技术，并且也被广泛应用于致密油藏的开发。
水力压裂技术是通过向含油页岩等油藏注入高压水来破坏页岩层，从而释放出其中的油气资源。
这种技术需要消耗大量的水和化学药品，但是开采效果明显，可以得到更多的可开采油气资源。
人工注入技术
人工注入技术是利用人工的方式将石油地下的储量进行提高，具体的方法是在原有油藏下方的适当位置给予高压人造溶剂，将油藏的储量向采收井注入。
人工注入技术的成功在很大程度上依赖于油藏的物质性质和水平井的准确性，如果开采对致密油的研究和水平井的修建都充分考虑，这种技术可以带来不小的收益。
综上所述，致密油藏的开发需要采用多种手段，而水平井技术、水力压裂技术和人工注入技术是比较靠谱的一些方式。
在实际开发中，开发者需要充分考虑油藏物质、地质条件、投资成本等多种因素，综合选择最适合的开发方式，以提高采收率，达到盈利目的。
顺9井区致密油藏水平井一体化开发技术
顺9井区致密油藏水平井一体化开发技术I. 绪论A. 研究背景和意义B. 研究目的和内容C. 研究方法和步骤II. 地质特征和储油特性分析A. 区块地质背景分析B. 岩性分析及储层特征描述C. 孔隙结构和渗透性特征分析D. 油藏地层厚度和油气分布规律分析III. 水平井应用技术探讨A. 水平井工艺特点介绍B. 水平井布置设计C. 水平井钻井完井技术D. 取心与测井技术在水平井开发中的应用IV. 致密油藏水平井一体化开发技术研究A. 水平井压裂改造技术分析B. 井间压裂组合开发优化设计C. 防砂技术应用D. 含水期井下调整技术研究V. 应用实例分析及评价A. 应用实例介绍B. 生产效果分析及评价C. 技术应用前景展望VI. 结论A. 研究成果总结B. 技术优缺点评价C. 进一步研究展望第一章绪论1.1 研究背景和意义随着能源需求的不断增长，石油资源的开采和利用已成为全球热点问题之一。
而在石油开采技术中，致密油藏的开发一直以来都备受关注。
致密油藏是指储层孔隙度低、渗透性差，使得石油难以通过自然流动被采集的油藏。
传统的开采技术难以有效开发这类油藏，因此致密油藏的开采一直比较困难。
然而，近年来致密油开发技术的研究与应用不断完善，已经成为了当前国内国外油气勘探开采领域的一项重点研究内容。
顺9井区是一个致密油藏分布较为广泛的油田，其原油属于高凝重油，化验显示主要成分为中质硫原油和重质芳烃。
通过前期地质勘探调查和试采，发现了该油田具有较大的开发潜力。
然而，由于该油藏的特殊性质，采用传统的开采方式难以实现高效、稳定的采油产能。
如何改善开采效率、提高产能，是该油田目前面临的重要技术问题之一。
因此，本文选取顺9井区致密油藏水平井一体化开发技术为研究对象，探讨其应用价值及实现方法。
1.2 研究目的和内容本文的研究目的是：通过对顺9井区致密油藏的地质分析与储层特性研究，以及水平井的应用技术探讨，确定一种适合该油田的水平井一体化开发技术，并在实际应用中评价其效果，为该油田的开发提供技术支持和参考。
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致密油水平井钻井技术
摘要：本文根据吉木萨尔油田吉32H水平井的施工情况，针对机械钻速低，水平段长和井下复杂多等
施工关键技术和难点，在施工中通过轨迹控制技术、优选钻头类型和选取合理造斜钻具等技术措施，并
且在水平段钻进中采用了斯伦贝谢的PowerDrive旋转导向技术，提高机械钻速，降低井下复杂。
成功
完成该井的施工，为今后吉木萨尔致密油水平井开发提供实践经验。
主题词：致密油；水平井；旋转导向；轨迹控制；吉32井；
吉木萨尔油田位于新疆维吾尔自治区天山北麓东端，准噶尔盆地东南缘，是一个被裂缝复杂化的、非均质严重的层状砂岩与泥岩混合型致密油油藏，该区块机械钻速较慢，钻井施工的风险大，2012年8月，吉32井钻井过程中，运用了旋转导向技术（PowerDrive475 X5）与常规螺杆钻具的结合使用，大幅度的提高了机械钻速，通过该文的认识与总结，希望能更安全、更高效的对该区块进行开发。
吉32井开设计井深为4783.53m，目的为开发二叠系芦草沟组致密油油藏。
2012年8月22日15:00 从井深3280m开始造斜钻进，9月30日18:00下入旋转导向钻具，开始水平段钻进，10月24日7:00钻至4988m完钻。
一、吉32井施工关键技术和难点：
（1）吉32井地质情况较复杂,油层垂深不确定且靶区垂深变化小，给入靶和水平段施工带来一定难度。
（2）定向段地层主要以泥岩、泥砂夹层为主，较长的裸眼段使得定向过程容易发生粘卡，防粘卡工作很重要。
（3）该井水平段长为1228m，摩阻、扭矩较大，钻时过慢，导致机械钻速低。
（4）在施工过程中，由于地层的复杂性，导致无法正确的判断主力油层的位置，只能通过地质显示来寻找主力油层，使实钻轨迹与设计轨迹有较大偏差。
二、技术措施和对策：
2.1钻具受力力学分析：
水平井中钻具贴井壁，受力状况发生变化，钻具受力状况相对直井发生了根本性的变化。
1）、斜井段钻具的斜向拉力造成此处钻具被＂拉向＂上井壁，造斜时在井口出现钻具明显向定向方向的＂偏移＂。
随着井深增加，造斜点以下钻具重量随着造斜率的增大，在造斜段出现了侧向力F，此时F力随之增大、加单根和起下钻时摩阻增大，随着时间的延长，起下钻和转动在此处易形成键槽，易造成起下钻困难，卡钻等复杂情况。
2）、斜井段钻具自重，钻具＂躺在＂下井壁上，对井壁侧向压力增大，导致摩阻和扭矩也随之增大。
钻进时钻压不易加到钻头上，导致滑动钻进时钻压无法传递，机械钻速低，大
大延长了钻井周期。
2.2吉32井井身结构为三开后使用Φ215.9mm钻头钻至水平靶窗A点，在整个施工过程中摩阻和扭矩较大，钻压传递困难，在造斜段施工中，运用了大扭矩9LZ172单弯螺杆进行造斜，增加趟钻进尺，减少施工困难。
2.3吉32井三开裸眼段1000多米，在钻进至井斜40°-50°时，托压问题较为严重，钻压很难加到钻头上，给现场定向井工程师带来了很大的困难，通过加大钻压，快速下放等技术手段，能有较为明显的改观，
2.4由于油层的预判性较差，在进入A靶点后不久，油层显示发生变化，垂深调整，在长时间的寻找主力油层过程中，注意轨迹的各项参数，保持一个较为光滑的井壁，防止由于较大的狗腿度导致起下钻的阻卡等复杂情况，也保证了水平段施工的安全性。
2.5解决钻进过程中出现阻卡，首先有一个良好的泥浆体系环境，其次是必要的工程措施的保障。
泥浆不但要有良好的润滑性、流变性、携砂性能和造壁性，还要找到一个合适的密度，对井眼的稳定有很大作用。
同时可以较为明显的解决部分托压问题，相应的提高机械钻速，降低井下复杂的风险。
三、现场施工简况：
3.1钻头优选对比
通过使用吉32水平井的现场数据，与吉172水平井的现场使用钻头数据进行对比，可以发现，该区块整体的机械钻速较慢。
造斜段在相同井深和地层的情况下进行钻头对比，可发现该区块梧桐沟组与芦草沟组的机械钻速不高，优选合适的钻头类型对提高钻速十分重要。
吉32井使用DBS公司的PDC钻头
入井钻井，发现该型号钻头入井后机械钻速在0.09左右，被迫提钻，更换钻头，只有在不断的钻头选型实验中，才能真正优选出高效钻头。
水平段钻头统计情况（152.4mm）：
上表中，吉172井全井水平段使用旋转导向技术，而吉32井通过采用旋转导向技术与“螺杆+MWD”技术相结合的方法进行钻进，使用“螺杆+MWD”技术比旋转导向钻进机械钻速较慢。
3.2旋转导向技术及应用
旋转导向系统，是指让钻柱在旋转钻进过程中实现过去只有传统泥浆马达才能实现的准确增斜、稳斜、降斜或者纠方位功能，但相对于泥浆马达，有非常明显的优点。
该技术能直接在地面通过电脑软件和地面控制设备对泵压进行控制，通过泵压的不断变化，对井下仪器发出增斜、降斜等指令。
井下仪器接收到泥浆信号后通过改变钻具的直径，达到地面预期效果。
旋转导向钻井技术与传统的滑动导向方式相比有如下突出特点：
（1）转导向代替了传统的滑动钻进：一方面大大提高了钻井速度，另一方面解决了滑动导向方式带来的井眼净化效果差和位移延伸限制等缺点，从而大大提高了钻井安全性；
（2）具有不必起下钻自动调整钻具导向性能的能力，大大提高了钻井效率和井眼轨迹控制的灵活性，可满足高难特殊工艺井的导向钻井需要；
吉木萨尔油田地层复杂，机械钻速慢，常规的螺杆+MWD方式在该区块施工中存在很大的困难和施工安全隐患。
该区块的此类深井，裸眼段过长，导致摩阻扭矩过大，提高泥浆性能、使用大钻压钻进、进行短提下钻等技术方法，不能直接解决托压问题，只能降低托压给施工带来的不便，需要一种全新的理念来进行施工，使用旋转导向技术解决了托压问题，保障井下安全，也控制了井眼轨迹的圆滑，从真正意义上去提高机械钻速，是在吉木萨尔致密油开发方式的一种全新理念。
3.3磨阻和扭矩的应对措施：
1）、加强钻井液性能维护，加入润滑剂，来控制钻井液的粘滞系数保持在0.08以内，失水应控制在5ml以内，以改善润滑性和泥饼的质量，降低摩阻和扭矩。
3）、以短起下、随钻注稠塞和增大泵入泥浆排量的形式来破坏岩屑床或清除井底岩屑，同时每滑动一单根后都必须坚持划眼，以保证井壁的光滑性来降低钻具的摩阻和扭矩。
4）、水平段钻进时因钻遇大量的泥岩段或砂岩未有显示，上下多次调整井眼轨迹，或水平段过长时，钻进时都会大大增加钻具的摩阻和扭矩，因此应提高泥浆的润滑性能，或严格控制全角变化率。
5）、确保四级固控设备灵活好用，以控制钻井液中的含沙量和固相含量，来降低钻具的磨阻和扭矩。
3.4吉32井施工情况
吉32井水平段采用斯伦贝谢旋转导向（PowerDrive475 X5）钻进，钻具组合为：Φ152.4mm 钻头（0.2m）+Φ120.7mm旋转导向（4.08m）+Φ120.7mm过滤短节（0.75m）+Φ120.6马达（8.61m）+Φ122.4mmMWD（10.44m）+Φ120.7无磁（8.54m）+Φ88.9mm加重钻杆（2根）+Φ88.9mm斜坡钻杆（69根）+Φ88.9mm加重钻杆（9根）+随钻震击器+Φ88.9mm加重钻杆（19）+Φ88.9mm 钻杆+311×410+Φ127mm钻杆。
在水平段施工前期，螺杆+MWD钻具组合的轨迹调整能力高于旋转导向钻具，调整速度较快，但是在滑动定向过程中，裸眼段过长，导致螺杆钻具滑动定向钻进困难，托压严重，因此，在此情况下，选择旋转导向钻进技术，可以提高机械钻速，保障顺利的完成施工计划，同时也保障了井壁的稳定性，降低了井下的复杂系数，提高了施工安全。
四．结论和建议
1、钻进过程中制定合理的工程技术措施，做好跟踪地质检测，及时掌握钻进时扭距变化情况，必要时加入一定量的固体润滑剂以防止出现脱压，粘卡事故的出现。
2、钻进至井斜40°-60°之间时，此时托压现象较为明显，现场工程师可以查询多方面的数据，估算出钻头钻压，从而加大钻压，使钻头得到更大的压力，以防止过多钻压压在井壁，钻具在同一点停留时间过长，导致粘卡。
3、针对造斜段的粘卡问题，首先必须有一个良好的泥浆体系来支撑，其次是必要的工程措施的保障。
泥浆不但要有良好的润滑性、流变性、携砂性能和造壁性，还要找到一个合适的密度，对井眼的稳定有很大帮助。
4、该区块水平井水平段长都在1000m以上，利用“螺杆+MWD”在前700-800m可以正常施工，在选择螺杆钻具与旋转导向技术相结合的方法进行钻进时，对后面水平井段由于常规钻具无法实施定向滑动钻进进行轨迹调整，应使用旋转导向钻进,降低风险，提高经济效益。
参考文献：
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