大位移定向井钻井实践资料

1、大位移定向井钻井实践运志森 梁志丰 冯志明（天津大港油田定向井公司 ） 摘要：大位移井钻井技术是90年代世界钻井技术的一项重大成果。我国大位移定向井技术起步比较晚，到目前为止水平位移超过2000m的定向井不足15口，与水平位移已突破10000m的国际水平还有很大差距。大港定向井公司经过十多年的探索，成功钻探三十余口位移超千米的大位移定向井，其中红9-1井、港深69X1井、北堡西3X1井是比较有代表性的三口井。代表了目前国内大位移井的技术水平。通过对一批重点大位移探井的成功钻探，作者对大位移定向井控制技术有了更深入的认识与了解。本文本文将以这三口井为例，论述大位移定向井施工中的井眼轨迹设计、井眼

2、轨迹控制、井眼清洁、扭矩和摩阻等问题，以及相应的技术措施，对大位移定向井施工中的扭矩、造斜率、可钻性、施工安全、设备配套等做了一系列阐述，并对国内各油田大位移定向井工艺现状和未来做了分析和展望，对指导大位移井施工有一定意义。主题词：大位移、造斜率、探井、可钻性、摩阻与扭矩、导向钻井系作者简介 运志森 1960年生。长期从事定向井及特殊工艺井的钻井技术工作，现任大港油田集团定向井技术服务公司副总经理、总工程师。 梁志丰 1970年生，1992年毕业于大庆石油学院，现从事技术管理工作，技术服务队队长，工程师。 冯志明 1966年生1987年毕业于重庆石油学校，现从事技术管理工作，工程师。一、前 言

3、大位移井是在定向井、水平井技术之后又出现的一种特殊的工艺井技术，即ERW（Extended Reach Well），大位移定向井钻井技术称ERD（Extended Reach Drilling）。大位移定向井具有很大的水平位移和很长的高井斜稳斜井段，由于它的这些特性，它能够使油田开发最大化地减少平台或者井场数量，同时也为采用其他方式难以获得效益的油藏开发提供了一条途径，提高了利益的边界值，使得边际油田的开发具有经济可行性。但是，由于大位移井的大井斜、长稳斜井段的突出重力效应，带来了一系列的难点和特点，具体表现在钻井工艺、固井工艺、井下工具和测量仪器等诸多方面，综合体现了定向井、水平井、深井、超

4、深井的复杂钻井技术。近十年来，大位移井技术得到了普遍重视和快速发展，国外先后研制开发了大位移井优化轨道设计软件、优化井身结构设计软件、优化钻柱设计软件、大位移井摩阻、扭距和阻力预测监测软件、大位移井固井计算软件、旋转导向马达、随钻测量测井仪器、闭环导向系统、可变径稳定器、漂浮下套管技术、非旋转钻杆保护器、减扭矩接头、水力加压系统等，并在井壁稳定性、井筒清洁、固控以及钻井液技术、定向钻井技术、井身轨迹控制技术、钻井动力、钻机能力等方面做了大量的工作，使大位移井技术有了突飞猛进的发展，水平位移延伸到了10000 m以上，持续不断地创造出了新的世界记录。国内也先后完成了垂深位移比大于1.5，或位移超

5、过3000m的-多口井，已经形成了一套切实可行的施工技术。环渤海滩海地区地形复杂、海岸线长，蕴藏着丰富的石油天然气资源，但是具有地面工况条件复杂、滩涂坡度小、淤泥厚、水深浅、潮差大、钻井船难以进入等特点。“八五“、“九五”期间采用了填海围堤、建人工岛、研究制造气垫钻井平台等钻井手段，取得了重大的突破，大力得推进了勘探开发的步伐。但是由于钻前费用高、施工周期长、投资大、风险大，仍然制约着该地区勘探开发的大力推进。大位移定向井钻井技术成本低、周期短、见效快，越来越得到了决策层的重视。大港油田定向井技术服务公司继完成了张18-1井（垂深3382.64m，位移2167.89m）、F1井（垂深3329.

6、62m，位移2624.70m）、歧73-1井（垂深3961.11m，位移2133.02m）之后，1997年11月完成了位移垂深比等于1.46的红9-1井（垂深1727.57m，位移1180.60m），2000年3月完成了位移达3118.04m的港深69*1井（垂深4315.15m，位移3118.04m）,2002年6月完成了北堡西3*1井（垂深2452.16m，位移3049.79m）。大位移井的相对概念是指水平位移与垂深之比（简称水垂比）大于2的定向井，而目前在陆上油田还没有。本文所指的是相对概念，位移超过2000米的定向井，本文列举的三口大位移井各有特点。红9-1井有大港油田45111钻井队

7、采用普通钻机施工，特点是最大井斜76.2，水垂比达1.46，井底位移1727.51 m。港深69X1井由7018钻井队采用进口70D钻机（顶驱）施工，该井同时具有深井和大位移井两大特点：井深、地层坚硬、可钻性差，虽然最大井斜角只有46.1，但相比周期最长，难度最大。北堡西3X1井由70003钻井队（原7018队）施工，采用国产70D钻机（顶驱）施工，该井难度介于前两者之间，最大井斜角67.18，位移3049.79m，水垂比1.24。三口井同为预探井，目的是探明极浅海域构造。详细的实钻数据见表1。井 名斜 深(m)垂 深(m)位 移(m)最大井斜()方位()设计靶心距(m)实际靶心距(m)北堡西

8、3X141892452.163049.7967.1828850/652.596.21港深69X15464.434318.143118.0446.472.8412059.12红9-12300.581180.61727.5776.22325500.99井 名井 别剖面类型造斜点(m)钻井周期(d)机械钻速(m/h)位移/垂深（m)造/降斜率( /30m)北堡西3X1预探井四开四段30059d23.5h14.081.2442.4/1.05港深69X1预探井四开三段400111d21h6.040.7221.8红9-1预探井三开四段26015d201.4635/0.5港深69*1井垂直、水平投影图红9-

9、1井垂直、水平投影图北堡西3X1井垂直、水平投影图三口大位移井的实施部分运用了顶部驱动钻机、无级调速泵、MWD导向钻井系统、水基钻井液、高速线性振动筛、非旋转钻杆保护器、摩阻扭矩预测分析技术、套管滚轮扶正器、钻杆输送测井等先进的钻井工艺，并成功得运用了三压力剖面预测方法对井壁稳定技术的研究成果，为井身结构的设计和合理的钻井液密度设计提供了科学依据。通过摩阻扭矩的分析为井身剖面的选择、设备的选型和减摩降扭措施的制定提供了理论指导。通过系统地介绍并分析了上述三口大位移井的钻井设计和现场施工技术，以及取得的成功经验和存在的问题，旨在为今后滩海油田或陆上其他复杂区块应用大位移定向井钻井技术勘探和开发提

10、供基础资料，并建立一套当前条件下可实施的陆上油田大位移定向井钻井技术。一、 立项及设计施工方案（一）、用大位移井勘探开发渤海湾滩海油气田的立项思路渤海湾地处里坦凹陷带，这一区域蕴藏着的天然石油气资源。大港油田东部的滩海地区位于歧口北塘两大生油凹陷区，具有生油层系多、油气藏丰富。受西北大物源控制，有沙河街组以下扇形重力流水道砂体及东营组三角洲砂体等多种沉积环境，发育多种类型的大型砂体。具有九个大型二级构造带，发育多种类型的圈闭，具有优越的成油条件。据大港油田第二次油气资源评价研究，歧口凹陷总生油量为178.99*108吨，生气量35136*108m3；其中海总生油量为110.78*108,生气量

11、*108m3；北塘凹陷区生油量为13.08*108吨，气量19875*108m3，而目前剩余总资源中，海滩区占61.89%。但是由于滩海及极浅海地区包含有大量的盐田、港区、卤地、水库、虾池。比如红9-1井所在的红湖地区，地处北大港水库的泻洪区，外围布满虾池，井场的选择条件受到很大限制；地处马东构造东段的港深69-1井，南堡凹陷北堡西构造带的北堡西3*1井，海湾滩涂淤泥厚、水深浅，井场的选择更是难上加难，采用大位移井技术开发能大量节省钻前费用，节省投资。为了进一步开发滩海油气田、地表条件受限制的油气田实现综合经济效益。对于小断块油气田或几个不同区块的小断块油气田，可钻一口或几口大位移井整体开发。

12、若几个油气区块不在同一深度，方位也不一样，可钻成三维多目标大位移井集中开发，集中管理。近海油气田采用大位移技术能够实现海油陆采，降低海上作业费用和后期管理费用，对于水深达到一定程度，钻井平台无法插桩的井位，利用大位移井技术可代替复杂的海底井，节省大量的海底设备投资。（二）、红9-1、港深69*1、北堡西3*1设计数据及设计理念鉴于上述三口井井位条件的限制，为达到同时探测多个油层的目的，进入靶区后降斜，尽量探明构造的不同位置。根据各自的情况，对井身剖面类型、造斜点位置、最大井斜角、稳斜井段段长等做了不同的选择，北堡西3X1井和红9-1井由于井斜大，剖面都为四段制，最后降斜至完钻，而港深69X1井

13、由于井斜较小，一直稳斜至井底。北堡西3X1和港深69X1井由于位移大、井段长，压耗高、扭矩大，施工中采用上部139.7mm钻杆与底部127 mm钻杆的复合钻具结构。见下表：详细的设计数据表井号项目红9-1港深69*1北堡西3*1区块位置大港红湖地区大港马东构造冀东南堡凹陷完钻日期1997.112000.32002.6完钻井深(m)2300.585448.914189钻井周期(d)16.6111.8859.98剖面类型 四段制三段制四段制测量深度(m)2300.585464.434189垂直深度(m)1180.64315.152450水平位移(m)1727.573118.043056.9闭合方位

14、()32572-84288造斜深度(m)260400300平均造斜率(/30m)51.82.4造斜井段(m)260-693.7400-1090300-1114最大井斜角()72.2841.4265.1靶区半径(m)5012050/65备注/井身结构井名井眼套管井眼套管井眼套管井眼套管660.4(mm)508 (mm)444.5 (mm)339.7 (mm)311.1( mm)244.5 (mm)215.9 (mm)139.7 (mm)北堡西3X1203201.8913031300.63053.63051.124189/港深69X1208.5206.71807.681805.544053.074

15、050.145465.435464.45红9-1/245.79244.7912031200.62300.582288.32根据目前国内陆上油田的施工条件、施工环境、施工技术、设备能力、工具现状，概述了三口井设计的总体思路是： 提高造斜点位置，降低稳斜段井斜角，力求使稳斜段井斜角度，避开易形成岩屑床的50-60度井斜角。 井身结构的设计在确保井眼稳定、井下安全的情况下，力求降低深部井段钻具的摩阻与扭矩。 有利于井眼的净化、稳定，有利于套管的保护和后期采油以及修井作业的方便安全。 应用目前国内陆上油田成熟的工艺技术和先进设备。 考虑地应力的方向和大小对井眼安全稳定的影响。 采用低增斜率增斜控制造斜

16、井段的狗腿严重度，确保在实际施工过程中即使狗腿严重度大于设计50%，也不至于增大钻具的扭矩，确保套管和采油设备的安全通过。 钻具组合的选择，力求简单安全。 充分考虑并利用地层的自然降斜规律，采用准悬链式剖面设计。（三）项目前期准备工作（1） 设备准备 三口井的施工都选择了引进F-2100顶部驱动钻机，施工前对发电机组（四台）、FB1300泥浆泵（两台）、天车、游车及绞车的GE752电机（两台）进行全面的大修并且配置了全新的空气压缩系统，五级净化设备，对井口工具、钻具接头、马达、井下专用工具进行系统探伤，储备超过设备使用数量30%的优质钻头、优质动力钻具。（2） 工艺技术准备研究分析区域地质构造

17、；分析计算该构造及相邻正钻井的地质压力曲线，坍塌压力曲线，破裂压力曲线，编制井眼轨迹剖面和岩性地质柱状图，充分利用区块内完成井的地震剖面、地质构造图预报并指导施工。利用国内成熟的摩阻扭矩计算软件，计算并预测长裸眼井段钻进的最大扭矩和起下钻阻力；分析计算技术套管的抗磨情况；根据完成井的资料，设计适用于该地区的钻井方案；根据完成井的资料，计算该井剖面岩石可钻性，制定钻头马达使用方案。（3） 人员和组织准备召开专家研讨会，优化设计，优化施工方案。成立专门的项目组，现场技术指导、协调生产。精选关键岗位操作人员，进一步提高关键岗位的基础知识和操作技能。三、井眼轨迹控制技术（一）660.4mm井眼直井段钻

18、进根据环渤海湾地区地表黄土层松软易坍塌井漏的特性，港深69-1井，北堡西3*1井分别设计下入200m的508mm的表层套管，在444.5井眼完成定向造斜任务;红9-1井下入240m的339.7mm的表层套管，在311.1mm井眼完成定向造斜任务。为了保证全井的顺利安全，660.4mm井眼钻进，严格校正井口，使用大钟摆钻具组合，轻压吊打并水力开眼。三口井基本上都保证了井眼垂直。（二）444.5mm井眼轨迹控制二开直井段仍然使用大钟摆钻具组合，进入造斜点前80m严格控制钻压和转速，确保造斜处井眼垂直，钻进过程中使用磁性单点测斜仪监测井斜方位，使用电子多点测斜仪，进行全部井段的多点测量。三口井的造斜

19、井段采用了基本相同的钻具组合和钻进措施。即：444.5mm钻头+244.5mm导向马达（1.25）+（405-408）mm欠尺寸稳定器+229mm无磁钻铤+244.5mmMWD短节+244.5mm保护接头+229mm无磁钻铤+203mm钻铤*9根+127mm加重钻杆*21根+139.7mm钻杆钻进参数：滑动钻进钻压：20-180KN，排量：50-65l/s，泵压：10-12Mpa复合钻 钻压：30-80KN， 排量：50-65l/s，泵压：10-12Mpa顶驱转速：80-100r/min采用大尺寸刚性导向钻具组合和合理的钻进参数，确保对造斜井段井眼轨迹的控制。初期造斜采用50-55l/s的最低

20、排量，减少水力对井段的冲蚀作用，是钻头充分接触井壁井底，以利于造斜和造斜率的实现。通过定向导向相结合的钻进方式，较好地满足了设计对造斜率的要求。三口井在选择导向马达的角度时，有意识地选择了造斜率大于设计要求的30%-40%的高角度马达，在保证实现井深造斜率的基础上，增加导向复合钻进的进尺比例。大排量清洗井眼岩屑，同时替入高粘稠钻井液，保证井眼清洁干净。红9-1井在f311.1mm井眼造斜，井段是245.79m-601.45m，使用了2的导向马达+磁性单点测斜系统, 井斜增至56.0, 然后改用2的导向马达+MWD测斜系统造斜至最大井斜。红9-1井的设计造斜率为5/30m，实际平均造斜率为5.2

21、7/30m。红9-1井由于设计造斜率比较高，造斜点浅（260m），为避免因为地层松软，泥浆冲刷，达不到设计的造斜率，因而采用了低排量钻进。在造斜井段控制造斜率和方位非常重要，过高的造斜率会造成较大的摩阻和扭矩，而且容易形成键槽。如果在前面造斜率不足或定向方位不准，而在后面用过大的造斜率造斜或调整方位，导致很大的狗腿度，这是不可取的。提前造斜是一种常见作法，红9-1井实际的造斜点是245.79m，比设计到260m提前了14m多，以应付后面可能出现的造斜率不足、稳斜时微降斜、以及目的层变化等。三口井的造斜井段 实钻数据如下：井号造斜终点（m）造斜段长（m）最大井斜角()方位()平均造斜率（/30m

22、）红9-1井246246-67376.22324.775.1港深69X1400400-119446.473.661.5北堡西3X1256.6256.6.67.8288.122.1(三)311.1mm井眼轨迹控制311.1mm井段一般都设计为大位移井的高角度稳斜井段，控制井段长，井斜大，地层复杂，滑动钻进时工具面难以摆放到位，尤其是使用PDC钻头时井眼轨迹控制的难度更大。三口井在此井段使用了基本相同的钻具组合：311.1mm钻头+244.5mm导向马达+（289-292）mm欠尺寸稳定器+203mm无磁钻铤+MWD短节+203.2mm无磁钻铤+203mm钻铤*9根+165mm随钻震击器+127m

23、m加重钻杆18-21根+139.7mm（或127mm）钻杆。钻进参数：滑动钻进钻压：180-250KN，排量：50-65l/s，泵压：18-21Mpa；复合钻进钻压：80-120KN， 排量：50-65l/s，泵压：18-21Mpa顶驱转速：80-90r/min利用444.5mm井眼和已先期完成井的稳斜井段的经验和导向钻进系统的一般规律，优选欠尺寸稳定器的尺寸，提高滑动钻进在全部井段钻进过程中的比例。采用短井段轻调整、小调整的措施，避免该井段形成较大的狗腿角，严格控制狗腿角小于1.5度/30m，有效地保证了井眼轨迹的圆滑。选择保径好，金属密封的优质牙轮钻头，力求使钻头的寿命与马达、MWD配件寿

24、命相匹配，充分利用顶驱和综合录井仪观察扭矩、转速等参数的变化，对井下设备的工作状况做准确的判断。（四）215.9mm井眼轨迹控制215.9mm钻头+165(172)mm导向马达+（208-212）mm欠尺寸稳定器+165mm无磁钻铤+MWD短节+165mm无磁钻铤+127mm加重钻杆*24根+165mm随钻震击器+127mm加重钻杆9-12根+127mm钻杆。钻进参数：滑动钻进钻压：60-100KN，排量：30l/s，泵压：16-19Mpa；复合钻进钻压：60-80KN， 排量：30l/s，泵压：16-19Mpa顶驱转速：80-90r/min北堡西3X1井一套钻具一趟钻就钻完了f444.5mm

25、井眼648.12m长的稳斜井段，两套钻具两趟钻就钻完了f311.1mm井眼1835m长的稳斜和微降斜井段。红9-1井从造斜点开始到完钻共用了四套钻具七趟钻，其中f311.1mm井眼稳斜段旋转钻进方式占65%，f215.9mm井眼稳斜段旋转钻进方式占80%，大大地提高了机械钻速。三口井在该井段有一定的区别，目的是后期完成的井有意识的利用自然降斜理论，实现降摩减扭和快速钻进。港深69*1井设计为稳斜段，红9-1井、北堡西3*1井为先稳斜后自然微降斜设计。在f215.9mm稳斜和微降斜井段，三口井也都采用了导向钻具。在选择钻具组合时，马达本体的扶正器和马达以上的扶正器的外径的选择对在旋转钻进时控制井

26、斜十分重要。科学选择的钻具组合，不仅可以大大提高井眼轨迹控制效果，而且可以提高旋转钻进方式的比例，从而提高机械钻速，并有利于井眼清洁和降低摩阻。钻具组合的应用，力争通过改变欠尺寸稳定器尺寸和钻进参数，实现快速钻进的目的。该井段钻具组合全部采用加重钻杆顶替钻铤加压，能有效的降低钻进摩阻和钻具与井壁间的粘附。用国产马达动力不足，使用牙轮钻头易发出由于托压，钻压突然释放破坏钻头的现象；水眼较高的PDC钻头弊压不严重，是理想的钻头选择，但由于PDC钻头工作寿命长，须注意钻头和稳定器的保径问题。四、大位移定向井钻井作业的几个关键点通过一系列大位移定向井的实施，特别是上述三口井的现场施工，笔者认为大位移定

27、向井的进一步发展须解决以下关键技术：井眼轨迹优化设计和控制技术、井壁稳定技术、井眼清洁和消除岩屑床技术、降摩阻减扭矩技术。（一） 井眼轨迹优化设计和控制技术最优化设计包含两个方面；1）靶点和入靶方位的确定。考虑地质因 素，根据油藏数值模拟结果，确定最优的靶点和入靶方向，并确保入靶方位垂直于最大主应力方向。2）井眼轨迹的几何最优化设计。设计轨迹时，必须满足常规钻具组 合造斜率要求，特定套管柱和井眼轨迹的互适应性、管柱的磨阻牛扭矩相对最小、井眼轨迹光滑过渡、均匀的井眼曲率和相对较短的井深。相同的工具和施工工艺技术，不同的井身剖面可实现的水平为移延伸是大不相同的。成功的井身剖面设计是大位移井顺利施工

28、的第一步。（二） 井壁稳定技术由于钻井液密度一般小于岩石的平均密度，因此引起井壁围岩的应力重新分别，在大位移井中除了径向、切向和垂直向应力外，井壁岩石还承受剪切应力的作用，此外还有抽吸压力、激动压力、温度变化等的影响，石油大学开发的地层压力、坍塌压力破裂压力三曲线控制钻井液密度法，在大位移井施工实践中，能有效的指导施工预测井下复杂；另一条非常重要的曲线为井眼稳定与时间的关系。实际操作还必须控制起下钻速度和开泵程序，防止井眼压力激动和抽吸。（三）井眼清洁和消除岩屑床技术有效的井眼清洁是大位移井安全快速钻进的重要因素。通常井斜35-65的井段被认为是泥浆携砂能力差，易形成岩屑床的井段。岩屑在大斜度

29、井段的大量沉积，轻者会增大扭矩，重者会造成卡钻。可以说避免和破坏岩屑床的形成是井眼清洁的核心。为此，采用了以下措施：1. 适当提高排量：排量是净化井眼的一个关键因素。因为大斜度井段泥浆携砂能力差，所以尽量提高大位移井的排量，使之大于临界排量,紊流携砂,改善井眼清洗效率,显得更为重要。下面是两口井的实钻排量：表：北堡西3*1井和红9-1井实钻量井眼尺寸mm井段m排量l/s裸眼返速m/s北堡西3*1444.5203-130762-64/311.113073053.650-520.80-0.8221593053.6-418926-281.08-1.17港深69*1444.5208.51807.685

30、2-60051311.11807.68-4053.0750-520.70-0.8221594053.075464.4326-280.98-1.01红9-1井311.1245-601380.6311.1601-1203550.8721591202-2300.5845-481.88-2.00红9-1井f215.9mm井眼稳斜段一直使用45-48 l/s的大排量钻进，泥浆返速高达2.00m/s,既加快了钻速，又提高了携砂效果，井眼扩大率也符合要求。实践证明这是一种好办法，但国内多数时候受到了钻井动力设备和泥浆泵的限制。2. 提高泥浆的携砂能力：泥浆的携砂能力是净化井眼的又一个关键因素。两口井都采用了

31、聚合物泥浆体系，及时添加携砂材料，调整泥浆的流变参数,实践表明:低密度泥浆采用紊流有利于井眼净化;高密度泥浆不能达到紊流时,采用高动塑比和低剪切速率下的高有效粘度有利于携砂。北堡西3*1井f311.1mm井眼以后动塑比始终保持在0.48-0.76之间。提高了钻井液的携砂性能，减少了岩屑床的生成。3. 坚持接单根划眼和短起下制度：两口井都进行了多次短起下作业。尽管如此，北堡西3*1井因为井深和位移都较大, 扭矩大、加不上钻压的问题依然存在。但接单根划眼和短起下的效果是明显的，有效地破坏岩屑床，从短起下后扭矩的降低和循环出的大量岩屑可以证明这一点。北堡西3*1井使用的是顶驱钻机，接单根和起钻时还使

32、用了倒划眼。应该指出，在井下安全、井眼清洁状况不影响钻进的情况下，应该尽量少短起下，以提高机械钻速。此外，这两口井更多地运用了旋转方式钻进，并适当地提高了转盘转速，加大搅拌和冲刷，都有助于井眼的净化，同时避免钻头泥包。以上这些措施都大大改善了井眼的清洁状况。国际上先进的经验还有使用5-1/2 in或6-5/8 in大尺寸钻杆，减少压耗，提高环空返速；钻进时可以在接立柱时打入高粘泥浆或胶液来扫井。五. 降摩阻减扭矩技术摩阻与扭矩是制约大位移定向井技术发展的最主要的障碍。摩阻与扭矩是由于钻柱与井壁的摩擦而产生的。根据库仑公式降低钻柱与井壁之间的摩擦系数和作用力，是降低摩阻与扭矩的两条途径。各井段末

33、期扭矩对照表444.5mm井眼(kN。m)311.1mm井眼(kN。m)215.9mm井眼(kN。m)北堡西3X118.637.434.8港深69X1183142红9-1/25.330.7在这方面采取了一些措施：1.井眼轨迹设计是影响摩阻和扭矩的一个关键因素。两口井在井眼轨迹设计时均采用了较低的造斜率，因为低造斜率会降低钻柱与井壁之间的作用力，从而降低摩阻和扭矩，两口井的顺利施工都证明了这种剖面对于降低摩阻和扭矩是非常有益的。2. 对摩阻/扭矩进行预测分析。根据已有的钻井实践，确定合理的摩阻系数，运用合适的摩阻模型进行预测和计算，从而优化井眼轨迹和钻具组合，为钻井作业提供准确的钩载和转盘扭矩，

34、保证钻头的有效钻压。红9-1井在施工中进行了摩阻预测，与实际值基本相符，为钻井程序提供了理论基础。3. 调整泥浆性能，降低钻柱与井壁之间的摩擦系数：降低泥浆的失水，f311.1mm井眼和f215.9mm 井眼以后控制失水量小于6ml，降低泥饼厚度，严格控制泥饼摩阻小于0.08。根据上提下放阻力，添加润滑剂和塑料微珠以增加泥浆的润滑性。4. 钻柱设计：好的钻柱设计会降低钻柱与井壁之间的作用力, 从而降低摩阻与扭矩。在这两口井的钻具组合设计上，很少使用或者不使用钻铤，而改用加重钻杆以减少摩阻和扭矩。用加重钻杆甚至钻杆代替钻铤已经成为钻大位移定向井的一种必然结果，实践也证明了这一措施的可行性。红9-

35、1井由于井斜较大，还使用了倒装钻具组合，减少下部钻具与井壁之间的作用力。5. 净化井眼，破坏岩屑床，可以降低钻柱与井壁之间的摩擦系数，从而大幅度地降低扭矩和摩阻。井眼清洁的措施前面已经论述，这里要说明的是扭矩和摩阻的变化很大程度上提示着井眼的净化程度，据此可以决定是否采取适当的措施净化井眼。国外先进的作法还有在井眼轨迹设计上采用修正的悬链线，前面讨论井眼轨迹设计时已经论及；采用比较油基泥浆体系，使用轴承接头可以降低扭矩10-15%，非旋转钻杆保护器可以降扭矩25-30%，此外还有钻柱降扭矩节等工具。六、国内大位移井现状及技术的差距目前我国陆上各油田大位移井水平基本达到位移3Km范围，而且新钻的

36、大位移井绝大多数为探井，由于资金等方面的限制，开发井很少。探井为满足地质录井的需要不允许使用油基钻井液或使用莹光级别高的处理剂，这给大位移井控制环节增加了困难。大位移井难点之一是钻井液的润滑，为达到导向系统有效控制轨迹的目的，需要进行滑动钻进，而水基钻井液摩擦系数（0.25-0.33）要远高于油基钻井液(0.17-0.23)。另一难点是钻机的扭矩负荷,钻井液的润滑特性对顶驱扭矩输出提出了更高要求。70D钻机持续最大连续输出扭矩为50KN.m。而在港深69X1井的后期已达到42Kn.m。对钻机顶驱是个考验。而PDC未得到充分应用主要由于探井捞砂取样的要求滑动钻进来进行轨迹控制需要含砾沙层等特殊层

37、位不适和PDC钻头。从目前工艺看，大多数采用比较原始的导向系统，牙轮钻头占多数。要想有大的突破，首先要提高泵的功率及循环管路的承压能力；为达到轨迹控制目的，地面有效控制的可变径稳定器和旋转导向系统；钻杆外径目前采用5-1/2，位移再延伸至5000m以上，需考虑使用6-1/8钻杆，以提高强度，降低压耗；成型的油基钻井液；优选适合本地区地层的PDC钻头，减少井下风险，尤其在开发井中应用；大功率长寿命的导向马达也是必备的工具，目前国产马达寿命在150h左右。五、体会和认识1、互相协作的团队。大位移定向井是一个由钻井、地质录井、泥浆、定向井、测井、固井等各个服务单位及各研究单位、大专院校等共同完成的。

38、每一个单位在各自完成自己份内工作的同时必须树立全局意识，注重全局利益，如果不兼顾其他各方的工具、设备、仪器现状及工艺的特点，只会延误周期，对井下安全不利。这就要求现场及后方必须有一个强有力的组织机构，确保各方面的信息及时、快速的得到汇总、分析、解决，坚持召开每天的现场例会，互通有无，及时发现问题、寻求解决方案。大位移井机会稍纵即失，现场监督要作到快速协调各方面关系，超前组织施工方案，而不干预具体施工工艺。2、顶部驱动装置：钻探位移超过3000m的大位移井，顶部驱动必不可少。其优点主要是接单等辅助作业少，减少因接单干造成的风险；再有就是处理事故的随时性，在起钻或处理卡钻等复杂情况时能及时快速的恢

39、复循环和动力；其最大优点在于倒花眼的能力，对于大位移井随时出现的复杂及时有效的得到处理。3、功率泥浆泵及有效的固控系统。大位移定向井的一项主要内容是井眼清洁问题。目前，70D钻机配备F1600泵为马达提供动力，采用derrick振动筛及配套的离心机、除泥器、除砂器。大位移井在大井眼要求排量达到60l/s以上。以满足高机械钻速产生的大量岩屑的消除，因此确保无级调速泵的连续高效运转显得尤为必要。及时清除钻井液中的有害固相，确保润滑性，是大位移井的成功因素之一。4、在设计井眼轨迹时应该注意的问题是：造斜率不宜过高，完钻井深越深，位移越大，设计造斜率应该越低。大位移深井造斜率一般在2-3 /30m，如

40、北堡西3*1井选用了2.4/30m。虽然较高的造斜率可以降低最大井斜角，有益于井眼清洁，但摩阻和扭矩会明显增大。而摩阻和扭矩是制约大位移井的关键因素，因为摩阻和扭矩的增加将严重影响后期的施工。红9-1井设计造斜率较高（5/30m），实际造斜率为5.27/30m，是考虑到该井完钻井深较浅（2234.2m），经过摩阻分析计算，3/30m和5/30m的造斜率对摩阻影响不是十分明显，实钻中也证明了这一点。在钻进至1200m时扭矩为25.3 kN.m，在钻进至2245m时扭矩为30.7 kN.m，扭矩和摩阻都在允许的范围之内。5、对于井身结构设计,除满足地质要求外，还要考虑降低摩阻和扭矩，安全快速钻进，

41、不宜盲目减少技术套管下深。以便为下部井眼的安全快速钻进打下基础。可以说f311.11mm井眼的长裸眼段是大位移井的一大特征。6、目前国外大量使用串接马达或加长马达，配以可变径扶正器和长寿命钻头，尽可能地以旋转钻进方式钻进，最高旋转钻进方式已达96%，滑动钻进只是为了满足方位的调整，这些措施显著地提高了大位移井的钻井效率。最先进的旋转导向系统在钻具旋转的情况下可以调整井斜和方位，这将给国内的大位移定向井的发展提供借鉴。大位移井施工，在大斜度井中为确保井下安全应尽可能降低顶驱转速，而依靠马达输出功率来钻进。因此，大功率马达的寿命是影响施工进度的关键因素之一，为确保其寿命，除应合理选择钻井参数，延长

42、马达轴承的寿命外，还要合理开启固控设备，控制含砂量，减少对马达的冲刷。7、 扭矩对顶驱及转盘的考验是重要的一环节，在连续高扭矩的状态下工作，顶驱的线路发热严重。港深69X1井在四开末期由于机械钻速低，连续工作扭矩都在38KN.m以上，井底高达42KN.m，瞬时值达45KN.m,已接近顶驱的工作上限,因此在接近完井时,顶驱出现大的问题,线圈烧坏,被迫用转盘通井,因此,高难度大位移定向井应以扭矩为主要控制点.8、 一个环节是井眼轨迹设计时要考虑造斜率和降斜率对施工造成的影响。从表三中可看出:三口井的造斜率分别为:5/30m、2.4/30m 、和1.8/30m。红9-1井在1200m套管鞋处达到25.33 KN.m的扭矩值；而北堡西3X1井的技套深度比港深69X1井少500m，但扭矩却基本相同，339.7mm套管内摩擦系数反推值达到0.4以上，不难看出造斜率对扭矩