第十章---定向井

1、第十章 定向井 世界上第一口定向井是采用槽式斜向器定向造斜，于1932年在美国钻成的。半个多世纪以来，定向钻井技术水平有了很大提高。进入80年代，大位移、大斜度井、水平井和丛式井的钻井工艺技术有了飞速发展。为石油勘探和发展带来了巨大的经济效益。 我国定向钻井是新中国成立后才发展起来的。1955年在玉门油田钻成的C215井，是我国第一口定向井。之后，我国又钻成了数对双筒井，以及多底井，斜直井等。特别是1965年，钻成了我国第一口水平井磨三井，水平位移延伸160m，达到了当时60年代水平井的世界先进水平。 70年代以后，我国的定向井、丛式井钻井技术得到了进一步的发展。进入80年代以来，在改革开放的

2、形势下，随着先进的工具，仪器的应用和发展，定向井、丛式井钻井工艺技术水平达到了一个新的高度。钻成了一批大斜度井，大水平位移定向井。多数油田已掌握常规定向井、丛式井的钻井技术。高难度定向井、丛式井及救援井技术从总体上说已达到世界先进水平。 目前，世界上定向井最大水平位移已达4597m。水平井的水平延伸长度超过1000m。定向井技术正向着大水平位移井、水平井方向发展。第一节 定向井、丛式井的设计 一、专业名词 1定向井（Directional Well） 一口井的设计目标点，按照人为的需要，在一个既定的方向上与井口垂线偏离一定的距离的井，称为定向井。 2井深（Measure Depth） 井眼轴线

3、上任一点，到井口的井眼长度，称为该点的井深，也称为该点的测量井深，或斜深。单位为“m”。 3垂深（Vertical Depth or True Vertical Depth） 井眼轴线上任一点，到井口所在水平面的距离，称为该点的垂深。通常以“m”为单位。 4水平位移（Displacement or Closure Distance） 井眼轨迹上任一点，与井口铅直线的距离，谓之该点的“水平位移”。也称该点的闭合距。其计量单位为“m”。 5视平移（Vertical section） 水平位移在设计方位线上的投影长度，称为视平移。如图101所示，为设计方位线，曲线为实钻井眼轴线在水平面上的投影，其上

4、任一点P的水平位移为，以 AP表示。P点的视平移为，其长度以VP表示。当与同向时VP为正值，反向时为负值。视平移是绘制垂直投影图的重要参数。单位为m。 6井斜角（Hole Inclination or Hole Angle） 井眼轴线上任一点的井眼方向线，与通过该点的重力线之间的夹角，称为该点处的“井斜角”。以度为单位。 7最大的井斜角（Maxinum HoleAngle） “最大井斜角”有两种不同的意义。 对已钻成的实际井眼来说，全井所有的各个测点中，井斜角的最大值称为该点的“最大井斜角”。 在定向井的设计剖面中，其增斜井段的终止点处，井斜角值应该最大。这就是通常所说的“最大井斜角”。以“度

5、”表示。综上，无论设计剖面，还是实钻剖面，全井井斜角的最大值，称为该井的最大井斜角。 8方位角（Hole Direction） 在以井眼轨迹上任一点为原点的平面坐标系中，以通过该点的正北方向线为始边，按顺时针方向旋转至该点处井眼方向线在水平面上的投影线为终边，其所转过的角度称为该点的方位角。以“度”表示。见图102（a）。 方位角还有另外一种表示方法。即：在井眼轨迹上任一点建立一个以该点为原点的水平面直角坐标系。该点处井眼方位线与正北方位线或正南方位线的夹角、称为该点的“方位角”，也称“井斜方位角”。这种表示方法，井斜方位角均不大于90，如图102（b）所示。 9磁偏角（Declination

6、） 在某一地区内，其磁北极方向线与地理北极方位线之间的夹角，称为该地区的“磁偏角”。磁偏角的计量方法是以地理北极方向线为始边，以磁北极方向线为终边，顺时针为正值，逆时针为负值，转过的角度值即为磁偏角的数值。磁偏角的正值为东磁偏角，负值为西磁偏角。 10磁方位校正 用磁性测斜仪测得的方位角称为磁方位角。它是以磁北方位线为基准的。由于大地磁场随着地理位置和时间在不断变化，所以需要以地理真北方位线为基准进行校正。这种校正称为磁方位校正。校正后的磁偏角计算方法是：磁方位角值加上该地区的磁偏角。 11造斜点（Kick Off Point） 在定向井中，开始定向造斜的位置叫“造斜点”。通常以开始定向造斜的

7、井深来表示。 12井斜变化率 单位井段内井斜角的改变速度称为“井斜变化率”。通常以两测点间井斜角的变化量与两测点间井段的长度的比值表示。常用单位是：10m，25m和100 m。 井斜变化率的公式如下： 13方位变化率 单位井段内方位角的变化值，称为方位变化率。通常以两测点间方位角的变化量与两测点间井段长度的比值表示。常用单位有：10m，25m和100m。 其计算公式如下： 14造斜率 造斜率表示了造斜工具的造斜能力。其值等于用该造斜工具所钻出的井段的井眼曲率。不等于井眼变化率。 15增（降）斜率 指的是增（降）斜井段的井斜变化率。其井斜变化为正值时为增斜率。负值为降斜率。 16全角变化率（Do

8、gleg Seventy） “全角变化率”，“狗腿严重度”，“井眼曲率”，都是相同的意义。指的是在单位井段内井眼前进的方向在三维空间内的角度变化。它即包含了井斜角的变化又包含着方位角的变化。其 计量单位为：25m。 17增斜段 井斜角随井深增加的井段，称增斜段。如图103所示。 18稳斜段 井斜角保持不变的井段，称为稳斜段。 19降斜段 井斜角随着井深的增加而逐渐减小的井段称为降斜段。 20目标点（Target） 设计规定的、必须钻达的地层位置，称为目标点。通常是以地面井口为坐标原点的空间坐标系的坐标值来表示。 21靶区半径 允许实钻井眼轨迹偏离设计目标点的水平距离，称为靶区半径。 所谓靶区，

9、就是在目标点所在的水平面上，以目标点为圆心，以靶区半径为半径的一个圆面积。靶区半径的大小，根据勘探开发的需要或钻井的目的而定。 22靶心距 在靶区平面上，实钻井眼轴线与目标点之间的距离，称为靶心距。 23工具面（Tool Face）在造斜钻具组合中，由弯曲工具的两个轴线所决定的那个平面，称为工具面。 24反扭角 使用井底马达带弯接头进行定向造斜或扭方位时，动力钻具启动前的工具面与启动后且加压钻进时的工具面之间的夹角，称为反扭角。反扭角总是使工具面逆时针转动。 24高边（High Side） 定向井的井底是个呈倾斜状态的圆平面。称为井底圆。井底圆上的最高点称为高边。从井底圆心至高边之间的连线所指

10、的方向，称为井底的“高边方向”。高边方向上的水平投影称为高边方位。即井底的方位。 26工具面角（Tool Face Angle） 工具面角是表示造斜工具下到井底后，工具面所在的位置的参数。工具面角有两种表示方法：一种是以高边为基准（High Side Mode），一种是以磁北为基准（Magnetic Mode）。 高边基准工具面角，简称高边工具角。是指高边方向线为始边，顺时针转到工具面与井底圆平面的交线上所转过的角度。 由于高边方向线在水平面上的投影，即为井底方位线，所以，若以正北方位线为始边，顺时针转到井底方位线上所转过的角度，即为井底方位角。 磁北基准工具面角（简称磁北工具面角），等于高边

11、工具面角加上井底方位角。 27定向角 定向角是定向工具面角的简称。在定向造斜或扭方位钻进时，当启动井下马达之后，工具面所处的位置，用工具面角表示，即为定向工具面角。 定向角可用高边工具面角表示。也可用磁北工具面角表示。 定向角与我国的现场常用的“装置角”词，意义和计算方法均相同。 在定向造斜或扭方位之前，根据定向造斜或扭方位的要求，计算出所需要的定向角，这是预计的定向角。在实钻的过程中，由于各种因素的影响，实际的定向角与预计的定向角不一定完全相符。在使用随钻测斜仪器的情况下，可以调整工具面，使实钻定向角与预计定向角基本相符。 28安置角（Too1 Face Setting） 安置角是安置工具面

12、角的简称。在定向造斜和扭方位钻进时，当启动井下动力钻具之前，将工具面安置的位置，以工具面角表示，即为安置工具面角。 安置角在数值上，等于定向角加反扭角。 安置角、定向角、反扭角以及井底方位角之间的关系可用图104所示。 二、设计依据 1钻定向井的目的 定向井、丛式井设计首先要保证实现钻井目的。这是定向井设计的主要依据和基本原则。设计人员应根据不同的钻探目的对设计井的井身剖面类型、井身结构、泥浆类型、完井方法等进行合理设计。以利于安全、优质、快速钻井。定向钻井的应用范围见图10一5。例如，钻井目的是开发裂缝性油层或低渗透油、气层，为了增加油气层的裸露面积，达到增加产量，提高采收率的目的，可设计成

13、水平井，多底井或大斜度井（见图106）。 又如，救援井的目的是为了制服井喷和灭火，保护油、气资源。救援井的设计应充分体现其目的：第一，目标点的层位选择合理。第二，靶区半径小（不大于10m），中靶要求高。第三，尽可能选择比较简单的井身剖面类型，以减小井眼轨迹控制和施工难度，加快钻井速度，缩短事故井的失控时间。第四，井身结构设计，并控措施及下部钻具组合应满足当钻达目标靶区，实现两个井眼（救援井与事故井）联通后进行疏通、压井、封堵的施工要求等。 对于在构造完整、圈闭好的油藏，钻定向井、丛式井应按照开发井网的布置要求。一般多设计成三段制或五段制剖面。 2设计基本数据 地面井位坐标、地下目标点坐标和目的

14、层垂直深度是进行定向井、丛式井设计的基本数据。根据这些基本数据，通过坐标换算，可计算出设计方位角和设计水平位移。此外，造斜点位置，最大井斜角（常规定向井取1545）和最大井眼曲率也是剖面设计的主要数据。这些数据需根据现场经验和统计资料确定。 3地质条件 作定向井、丛式井设计时，应详细了解该地区的各种地质情况。如：地质分层、岩性、地层压力、地层倾角、倾向、断层等。还要了解地层的造斜特性，井斜方位漂移等情况。对本区内已钻井的资料进行分析，是获取此类资料的重要手段。 对于有多套含油气层系，且富集性好，产能高的复式断块油田，采用多目标井。要掌握断层位置和沿断层油气层分布范围，使设计的筒式靶区控制在多油

15、层系范围之内。 4地面条件 地面条件是定向井、丛式井设计的重要依据，选择井位和平台位置，平台个数，都应根据地面条件对比优选，还要考虑交通、采油，油气集输等方面的需要。 在海上钻井平台、浅海人工岛或陆地油田钻丛式井，应根据油田开发方案和井冈布置，优选丛式井平台位置和每一个平台上的井数，确定最佳平台个数、平台位置及每一个平台上的井数，力求布置合理。同一个平台上的丛式井地下井位坐标应成组下达。设计人员应根据各井的位移、方位、目标点垂深和井口间距选择合理的井身剖面形状，确定钻井顺序，制定防碰措施。 三、定向井设计 井身剖面设计 1）剖面类型 定向井的井身剖面有多种多样。如图 107所示。各种定向井剖面

16、的用途见表10l。常用的剖面有两种：即三段制（“J”）剖面和五段制（“s”）剖面。悬链线剖面、二次抛物线剖面，水平井剖面等（目前国内用得较少）。 图107中所示的为各种定向井井身剖面类型，定向井工程设计人员可根据钻井目的、地质要求等具体情况，选用合适的剖面类型，进行定向井设计。 按定向井设计井身剖面在空间坐标系中的几何形状，又可分为两维定向井剖面和三维定向井剖面两大类。 二维定向井剖面是指设计井眼轴线仅在设计方位线所在的铅垂平面上变化的井。 三维定向井剖面是指在设计的井身剖面上，即有井斜角的变化又有方位角的变化。三维定向井常用于在地面井口位置与设计目标点之间的铅垂平面内，存在着井眼难于直接通过

17、的障碍物（如：已钻的井眼，盐丘、气预等），设计井需要绕过障碍钻达目标点。因此，又叫作三维绕障井（见图108）。 2）井深剖面设计原则 根据油田勘探，开发布置要求，保证实现钻井目的。 根据油田的构造特征，油气产状，有利于提高油、气产量和采收率，改善投资效益。 在选择造斜点、井眼曲率、最大井斜角等参数时，应有利于钻井，采油和修井作业。 在满足钻井目的的前提下，应尽可能选择比较简单的剖面类型，力求使设计的斜井深最短，以减小井眼轨迹控制的难度和钻井工作量，有利于安全、快速钻井，降低钻井成本。 3）剖面设计中有关因素的选择 （l）造斜点选择 造斜点应选在比较稳定的地层，避免在岩石破碎带，漏失地层，流砂层

18、或容易坍塌等复杂地层定向造斜，以免出现井下复杂情况，影响定向施工。 应选在可钻性较均匀的地层。避免在硬夹层定向造斜。 造斜点的深度应根据设计井的垂直井深，水平位移和选用的剖面类型决定，并要考虑满足采油工艺的需要。如：设计垂深大、位移小的定向井时，应采用深层定向造斜，以简化井身结构和强化直井段钻井措施，加快钻井速度。在设计垂深小，位移大的定向井时，则应提高造斜点的位置，在浅层定向造斜，即可减少定向施工的工作量，又可满足大水平位移的要求。 在井眼方位漂移严重的地层钻定向井，选择造斜点位置时应尽可能使斜井段避开方位自然漂移大的地层或利用井眼方位漂移的规律钻达目标点。 （2）最大井斜角 大量定向钻井的

19、实践证明，井斜角小于15方位不稳定，容易漂移。井斜角大于45测井和完井作业施工难度较大，扭方位困难，转盘扭矩大，并易发生井壁坍塌等现象。所以，一般认为常规定向井的最大井斜角尽可能控制在15 45范围内。 （3）井眼曲率 在定向钻井中，井眼曲率是一个很重要的参数。井眼曲率过大会给钻井、采油和修井作业造成困难。因此，在定向钻井中应控制井眼曲率的最大值，一般取512100m，最大不超过16100m。 根据大量定向钻井的实践，常规定向井井眼曲率的选择范围是： 井下动力钻具造斜井段的造斜率取：516100m。 转盘钻增斜井段的增斜率取：4 8100m。 转盘钻降斜段利用钟摆钻具或光钻挺的降斜率取： 62

20、100m。 当然，井眼曲率也不宜过小。这是因为井眼曲率限制太小，会增加动力钻具造斜井段、扭方位井段和增（降）斜井段的井眼长度，从而增大了井眼轨迹控制的工作量。影响钻井速度。 为了保证造斜钻具和套管安全，顺利下井，必须对设计剖面的井眼曲率进行校核。应该使井身剖面的最大井眼曲率小于井下马达组合和下井套管抗弯曲强度允许的最大曲率值。 井下马达定向造斜及扭方位井段的井眼曲率Km应满足下式： 下井套管允许的最大井眼曲率Km应满足下式： 4）井身剖面的设计方法 定向井井身剖面的设计方法大致可归纳为图板法、作图法、解析法三种。 （l）图板法 采用图板法进行井身剖面设计需要预先制作出不同增斜率和不同降斜率的各

21、种标准曲线图板。然后根据设计井的剖面类型以及垂直井深和水平位移等参数。选用合适的曲线图板进行查算。 设计三段制井身剖面，只需要一张增斜曲率图板。在图板上找出造斜点以下斜井段的垂增与设计水平位移的交点，即可从图上读出最大井斜角的近似值，井身剖面的其它参数也可以近似地在图板和附表上查算出来。 图板法只适用于三段制和“S”型（四段制和五段制）剖面。 （2）作图法 作图法是根据已给出的条件，应用平面几何作图的原理，画出符合设计要求的井身剖面图。 由于计算机在石油现场的广泛应用，上述两种井身剖面设计方法在我国已很少采用。所以本节将重点介绍解析法。 （3）解析法 解析法是根据给出的设计条件，应用解析公式计

22、算出剖面上各井段的所有井身参数的井身设计方法。在使用计算机的条件下；还可同时绘出设计井身的垂直投影图和水平投影图。 解析法进行井身剖面设计所用公式如下。 b各井段的井身计算 C设计计算中特殊情况的处理 当时，表示该井没有稳斜段，此时可由下面四个公式中任一个公式来求最大井斜角 当2R0S00时，可用下式求最大井斜角 当H20S202R0S00时，说明此种剖面不存在，此时应该改变设计条件，改变造斜点深度，增斜率和降斜率或改变目标点坐标。 井身剖面设计计算结果应整理列表，并校核井身长度和各井段井身参数，是否符合设计要求，还应校核井眼曲率，井身剖面最大曲率应小于动力钻具和下井套管抗弯曲强度允许的最大曲

23、率。 应用计算机程序进行井身剖面设计时，设计结果列表和绘图均可由打印机和绘图仪自动完成。 （4）设计方法举例 “直一增一稳”三段制井身剖面和“直一增一稳一降一稳”五段制井身剖面是现场常用的，有代表性的剖面类型。下面以两种剖面为例说明定向井井身剖面设计方法。 例1 某定向井设计全井垂深H2000m，总水平位移S600m，设计方位角为120，上部地层300m至350m是流砂层，1000m至1050m有一高压水层，作出井身剖面设计。 根据提供的地质资料，在进行剖面设计时，设法使动力钻具造斜井段、增斜井段避开流砂层和高压水层。 对于钻井工艺及其它限制条件，在满足项条件的前提下，应选择较简单的剖面类型。

24、 剖面类型选用“直一增一稳”三段制井身剖面。此种剖面简单，地面井口至目标点的井身长度短，有利于加快钻井速度。 选择造斜点。根据垂直井深和水平位移的关系；造斜点应选在350m至1000m之间。如选在1050m以下，会使井斜角太大，是不合理的。 用300m至350m是疏砂层，在井海棉构设计时应用套管封固，以利于定向造斜，防止流砂层漏失，垮塌等复杂情况出现。造斜点应选在套管鞋以下不少于50m的地方为宜。因此，造斜点与井口之间井眼长度不应小于450m。 又因1000m至1050m是高压水层，为了下部井段能顺利钻进，也应考虑下入一层中间套管封住高压水层。为了减少井下复杂情况和有利于定向井井眼轨迹控制，在

25、进行套管程序设计时，应避免套管鞋在井眼曲率较大的井段，中间套管的下入深度应进入稳斜井段150m左右为宜。在考虑上述因素后，造斜点的位置应在高压水层以上不少于400m处，也就是造斜点与井口之间的井眼长度不应大于600m。 经过上述的分析，我们发现造斜点应选在450m至600m之间。那么，我们就可以把造斜点确定在500m处，是比较合理的。 选择造斜率K为7100m。根据造斜率计算造斜井段的曲率半径R。 计算最大井斜角。 其公式如下： 整理计算结果得表102。 例1 某定向井设计全井垂深H2500m，总水平位移S1380m，要求垂深在1500m处，水平位移860890m，15。 井口坐标：X：428

26、6107 Y：20548829.9 井底坐标：X：4286220 Y：20549630 试设计成 “S型”井眼。 选定造斜点：HZ450m，增斜率 K17100m降斜率K24100m，HXZ300m。 求设计方位角。 求最大井斜角 计算当5432时，垂深1500m处的位移S： 符合设计垂深1500m处位移860890m的条件，故 5432是可取的。 各井段计算。 整理计算结果得表103。 井眼曲率校核（略） 2井身结构设计 定向井与直井相比，其最大特点是井身剖面形状种类多，井斜角大，井眼曲率大，钻井工艺复杂。因此，在进行定向井井身结构设计时应针对定向井的特点合理设计。本节只讨论与定向钻井工艺有

27、关的钻头程序和套管程序的设计原则。 l）套管程序设计原则 根据地质情况并结合井身剖面类型确定套管程序。 有利于井眼轨迹控制。每一层套管的套管鞋位置应避开井眼曲率大的井段。常规定向井的直井段的最后一层套管鞋距造斜点的井身长度应不小于50m。进入斜井段的中间套管（技术套管）的套管鞋位置处在斜直井段为宜。并距离增（降）斜井段与斜直井段分界点不少于150 m。 2）常规定向井常用套管程序（供设计人员参考） 3常用钻具组合及钻井参数设计 定向井常用的钻具组合，按其用途可以分为：弯接头带井下马达造斜钻具，增斜钻具、增斜钻具、微增斜钻具和降斜钻具五种钻具组合。根据设计井每个井段剖面形状，选用合理的下部钻具组

28、合和相应的钻井参数，使钻出的井眼沿设计井眼轨迹前进，这是定向井井眼轨迹控制的重要手段。 下面分别讨论定向井下部钻具受力分析和各种不同用途的下部钻具组合。 l）定向井井眼轨迹控制基本原理 定向井钻井进尺大部分是用转盘钻井方式完成的。因此，掌握转盘钻井井眼轨迹控制原理具有重要意义。 （1）影响定向井井眼轨迹的因素 影响定向井井眼轨迹的主要因素有：地质因素；岩石可钻性，不均匀性及其各向异性，地应力以及地层倾角和倾向等；下部钻柱组合、钻井参数；钻头类型及与地层的相互作用。井眼轨迹变化是上述诸因素互相作用和平衡的结果。井眼轨迹模拟程序国内外仍处于研究阶段，目前还没有可以通用的数学力学模型能反映井眼轨迹与

29、上述因素之间的函数关系。目前可以应用的是用地区经验预测井眼轨迹的模型。现场应用办法仍是掌握各单项因素影响的规律，在施工中，利用随钻测量及地区经验调整下部钻具组合和钻井参数。 （2）下部钻柱力学性能及其对井眼轨迹的影响 前述影响井眼轨迹的地质因素是客观存在的。钻头类型及结构特征一般是从提高钻速的目的来考虑，从轨迹控制方面来考虑钻头尚无充分选择的余地。因此，下部钻柱组合和钻井参数是井眼轨迹控制的基本可控因素。 a下部钻柱组合的基本力学特征量 任何下部钻柱组合的力学性能都要集中反映在钻头上，表示下部钻柱组合力学性能的基本特征量是： 钻头侧向力特征量，分解为： 井斜力，Fy； 方位力，FX。 钻头转角

30、，分解为： 倾角，； 扭转角，。 图109为上述各特征量定义的示意图。 A向1和A向2分别表示从上向下看井底时的钻头侧向力和钻头轴线投影； 井斜力Fy沿井眼高边方向线，即井底处井眼轴线所在垂直平面与井底平面的交线，Fy为正，表示指向井眼上侧，反之表示指向井眼下侧。Fy反应增斜或降斜趋势。 方位力Fx在井底平面内与Fy垂直。该力在高边方位右侧时表示增方位趋势，左侧为减方位趋势。 钻头倾角为井底井眼轴线的切线与钻头偏转轴线之间的夹角。正的为钻头向上翘。 钻头扭转角为钻头偏转轴线与前述高边方位线之间的夹角。 不同类型的钻具组合的上述特征量对其性能的影响差别很大。由于钻柱转动，上述特征量是脉动的，即受

31、钻柱运动状态的影响。 对多稳定器的稳斜钻具组合，侧向力是主要的，钻头转角很小。因此，可以只按侧向力来调整钻具组合。 对增斜钻具，钻头侧向力很大（103至104N），因此，侧向力起控制作用，转角影响次之。 对降斜钻具，钻头侧向力和转角同等重要，对常规定向井钻具，钻头侧向力指向井眼下侧。而钻头向上翘，即向上偏转。因此，降斜钻具的性能决定于井斜角、钻压和钟摆长度之间的平衡关系。降斜钻具可降斜，增斜或稳斜。 b影响下部钻柱组合性能的基本参数影响下部钻柱性能的参数很多，按显著性排列的顺序是： 稳定器位置和个数决定钻柱组合类型的基本参数； 稳定器直径或稳定器与井眼的间隙； 原井眼曲率井斜变化率和方位变化率

32、； 井斜角； 钻压； 钻挺刚度； 转速； 稳定器类型。 C增斜钻具组合 （a）基本的钻具组合形式 图1010为基本的增斜钻具组合形式。图中L3、L4均为一单根钻铤长度，L1和L2对不同尺寸钻铤有不同的长度值，这将在下面阐述。图中已注明各种组合的增斜能力和稳方位能力。 812钻头，614钻铤； L10.81.5m； 1214钻头，8钻铤； L1l.01.6m。 L2长度见图 1011， L3、L4长度均为一单根钻铤。除了考虑增斜能力和稳方位能力外，还必需考虑减小井下阻卡和防止钻具事故。以下各点为考虑阻卡时的钻具组合设计。 大井斜角和泥浆性能欠佳时，宜采用稳定器少的组合，如双稳定器，甚至单稳定器组

33、合。但需考虑方位漂移而留有足够的超前角。 在增斜钻进后需要钻稳斜井段时，宜采用多稳定器增斜钻具组合。特别是在硬地层井段，需考虑此原则，否则应注意在下稳斜钻具之前的划眼措施。 多稳定器的增斜钻具有利于方位稳定。如果泥浆性能良好，井下情况正常，那么，在图1010中B4型组合顶扶正器之上一至二个单根可再加稳定器。钻头之上紧接两个扶正器虽有利于稳定方位，但增斜能力显著降低，阻卡严重，Bf组合增斜力最强，但方位漂移严重，只在大井斜角时采用。 （b）由稳定器间距控制增斜率 图1010中，各种组合的L1、L2、L3、L4均可调整，以便得到合适的增斜率。 不推荐调节L1（钻头与近钻头稳定器间距），因造斜强度对

34、L1长度对于敏感。L1过大会使造斜力Fx低，增斜率小或不增斜。L1太小（例如稳定器扶正棱下侧与钻头面间距小于0.7m），增斜率低或不增斜。虽然理论上计算钻头侧向力大，但该力是虚假的。因为近钻头稳定器与钻头相连，使其类似于刚体，其间几乎无弹性变形。推荐L1值如下： 1214钻头，8钻铤：L111.6m 812钻头，614钻铤：L10.81.5m 推荐调节L2（近钻头稳定器与第二个稳定器间距）。与L1类似，L2也有一个有效长度范围。如果L2太小，增斜钻具将稳斜或降斜，反之L2太大；L2段钻铤与井壁接触，有效L2长度是在合适的高钻压下，L2段近乎与井壁接触。图 1011表示有效 L2长度的示意图。图

35、 1012为常用 1214和 812井眼在合适高钻压下的L2随井斜角变化（按三维静态有限元计算）。使用图1012时应注意，有效长度L2是完全按钻柱力学计算画的。实际增斜率还受地质因素影响。在井斜角大（如大于65）时，即使采用图1011中的B种钻具组合，也会得到较高的增斜率。这在国内外大斜度定向井和水平井的实践中已得到证实。 L2段的长度过长，会导致钻铤紧压下井壁，将造成以下危害： 造成无磁钻铤磨损。L2段一般为一至二根无磁钻铤； 下部钻柱组合性能一般不易掌握，这就是井斜和方位变化的原因。 在一次下钻后的钻进中，井斜角逐步增加，开始时的L2是合适的，到起钻时L2可能过长。这时宜按预计起钻时的L2

36、调整钻具组合。 在上述有效L2长度范围内调整，可得到不同的增斜率，增斜率随L2长度增加而增加。 （c）稳定器与井眼间隙的影响 稳定器与井眼间隙总是存在的，间隙来源于以下几个方面： 下入的稳定器小于钻头直径。 钻头钻出的井眼直径比钻头直径大，由于牙轮钻头结构的原因，软地层牙轮钻头钻出的井眼直径比硬地层钻出的井眼大。 在软地层中，射流和上返液流对井壁冲蚀引起井径扩大。 近钻头稳定器与井眼间隙影响很大。其规律是：随间隙增加，井斜力Fy降低，增方位力FX增加。由于软地层中，间隙一般较大。因此软地层方位向右漂移一般均较显著，增斜率相应低。 第二个和第二个以上各稳定器间隙不减小钻头增斜力，但增加方位力。当

37、扭矩大或起下钻阻卡严重时，或在大斜度定向井中，应减小第二个以后的稳定器直径，以减缓下钻阻卡，对常用钻具组合，推荐稳定器直径如下： 1214钻头，第二个以后的稳定器直径1134， 812钻头，第二个以后的稳定器直径818。 从以上分析看出，在软地层定向井钻井采用优质钻井液和合适水力参数设计以保持井眼不至过分扩大的重要意义。 上述井眼扩大对井眼轨迹影响的机理，在施工中可适当加以利用。如果增斜率不够，打完一个单眼后，不能划眼到底；反之，如果增斜率过大，可划眼到底。避免钻头放在井底循环钻井液。 （d）原井眼曲率对增斜钻具性能的影响 井眼曲率包括井斜变化率和方位变化率。在变化下部钻具组合时，原井眼曲率的

38、影响较大。总的规律是钻头具有保持原井眼变化趋势的“惯性”。 在降斜井段下增斜钻具时，会有一段继续微降斜或稳斜的井段才过渡到增斜，在增斜段下降斜钻具时仍有一过渡段。 原井眼井斜变化对新井眼井斜变化率影响很大，而对方位变化率影响小，同样，原井眼方位变化也主要只影响新井眼方位，对井斜影响小。 上述特性在施工中应特别重视。有时预计的井斜或方位不能实现，这不一定是钻具组合设计不合适。若待钻井眼留有足够长度，那么降低钻压钻出一稳斜或稳方位井段，则上述“惯性”趋势就可避免。 （e）井斜角对增斜钻具性能的影响 井斜角对增斜钻具性能的影响表现在下述三方面： 随井斜角增加，井斜力增大，方位力减小。这是井斜角大后方

39、位不易改变的主要原因之一。在中硬或硬地层中这一特性较显著。由于稳定器侧向力也随井斜角增加而增加，随之而来的是在软地层中，稳定器切削下井壁，使钻头实际增斜能力降低。甚至不增斜。 井斜角影响整个下部钻柱运动状态，随井斜角增加，下部钻柱各截面横向振动位移减小，下部钻柱趋近于在垂直平面内弯曲和横向振动。 随着井斜角增加，钻头井斜力和方位力变化幅值均降低，而变化频率基本不变。 基于上述后两种原因，在井斜角较大时，采用加重钻杆加钻压不会引起加重钻杆疲劳破坏。 （f）钻铤刚度对增斜钻具性能的影响 减小钻铤刚度或钻铤外径，虽然井斜力减小，但钻头转角相应增加。因此对增斜能力影响不显著。但减小钻铤后方位力和扭转角

40、增加较大，因此减小钻铤刚度主要是影响方位角变化，在1214井眼中，有时由于缺少8无磁钻铤而采用734无磁钻铤。这可能会导致方位严重右漂。在 1214井眼中宜采用 8钻铤，在 812井眼中，采用 614钻铤。同理，图1010中B4型组合的方位不易控制。 （g）稳定器类型 在定向井中，常用的稳定器类型及适用地层是：滚轮稳定器，硬或研磨性地层和螺旋稳定器，中硬或软地层。 不同类型稳定器与井壁间摩擦，对井壁滚压和切削等特性不同，由此，影响下部钻具组合运动状态。因此，稳定器类型对方位角的影响大于对井斜角的影响。 在硬地层中，由于地质和岩性因素，一般方位漂移较软地层中小。因此，即使采用滚轮稳定器，对方位角

41、影响并不显著。但在软或中硬地层中。滚轮稳定器造成的方位漂移比螺旋稳定器大。 （h）钻压对增斜钻具性能的影响 对图1010所示各种增斜钻具，井斜力和方位力均随钻压增加而增加。因此，改变钻压可在小范围内改变增斜钻具的增斜率。按图10一12设计的增斜钻具中的L2长度确定后，钻压不应超过图中所示值。 （i）转速对增斜钻具性能的影响 图1010中各种增斜钻具的井斜力均随转速的增加而减小。转速对增斜性能影响的机理是转动改变下部钻柱的运动状态。在低转速下，钻柱各截面绕钻柱自身轴线附近作横向振动。随着转速增加。横向振幅增加，甚至下部钻柱失去运动稳定性。钻头也不再具有稳定的指向，因此井斜力均值降低。但是，用改变

42、转速来控制井眼轨迹的措施并不可取，因为转速使下部钻具横向振动显著加剧，这会导致下部钻具过早疲劳失效。在引起钻铤疲劳失效的各种振动中，横向振动影响最大。钻压、转速、井斜角、下部钻具组合等相互作用会形成下部钻柱复杂的运动状态，这种运动状态对轨迹的影响还有待深入研究。 d稳斜钻具组合 图10一13为基本稳斜钻具组合。调整L2长度可改变井斜力大小和指向，但井斜力和方位力均很小。三维动态有限元力学计算表明，稳斜钻具井斜力随井斜角增加而降低。因此，稳斜钻具在井斜角小时微增斜，井斜角大时微降斜。在软或中硬地层，由于井径扩大，此特性更为明显。此特性说明在井斜角大时，如大于30，需采用微增斜钻具才能稳斜。 稳斜

43、钻具组合方式有多种形式，在施工中根据地层，增降斜趋势等调整。如前所述，在井斜角大于30，可能需要微增斜钻具稳斜，当井眼和地层夹角大于65时，造斜率高，可能需要微降斜钻具稳斜。 e降斜钻具 图 1014为基本的降斜钻具组合， L1称为钟摆长度。与增斜钻具类似， L1也存在一有效长度，即钟摆段与井壁近乎接触时的L1长度。随井斜角增加，有效L1长度减小。如前所述，钻压，钟摆长度L1和井斜角对降斜钻具井斜力和钻头倾角均有影响。掌握其平衡关系十分重要。图1015提供了1214和812两种井眼的有效L2长度与井斜角和钻压关系。应注意的是，即使采用如图1015的钟摆长度L2，如果钻压过大也不会降斜，因为钻头

44、倾角随钻压增加而增加。倾角增加将使降斜钻具具有增斜趋势。 （3）地质因素和钻头结构对井眼轨迹的影响 实际井眼轨迹是下部钻柱力学性能，地质因素和钻头与岩石相互作用的结果。有时同一钻具组合在不同构造或同一井中的不同井段会表现出不同性能。 一般较硬的地层岩石，如石灰岩，白云岩，硬砂岩，火山喷发岩等具有弱各项异性，井眼轨迹受构造形态或构造应力影响较大，一般增斜容易，但方位难于预测，可能稳方位，增或减方位。当采用牙轮钻头时，由于硬地层牙轮背锥侧切作用弱，牙轮无移轴，因此方位会比较稳定。但当换用靠切屑作用破碎岩石的PDC钻头时，会出现减方位趋势。在构造扭曲带钻定向井，地应力方向和两向水平主应力差会造成井底

45、各向应力状态差异，井眼有沿易于破碎的方向钻进的趋势。 对于地层倾角小的软地层岩石，如泥岩、页岩，软砂岩或砂泥岩互层，岩石各向异性强，地层倾角和倾向影响小。又由于这类地层多采用有移轴的牙轮钻头钻进，牙轮背锥具有一定侧切能力，因此，不论井斜方位指向何方，方位趋向右漂移。在断层切割的构造钻定向井，井斜和方位受地层倾角和倾向，各向异性和地应力影响，其规律有待深入研究。 2）定向井常用钻具组合 （l）弯接头带动力钻具造斜钻具 目前，最常用的造斜钻具组合是采用弯接头和井下动力钻具组合进行定向造斜或扭方位施工。这种造斜钻具组合是利用弯接头使下部钻具产生一个弹性力矩，迫使井下动力钻具（螺杆钻具或涡轮）驱动钻头

46、侧向切削，使钻出的新井眼偏离原井眼轴线，达到定向造斜或扭方位的目的。 造斜钻具的造斜能力与弯接头的弯曲角和弯接头上边的钻铤刚性大小有关。弯接头的弯曲角越大，弯接头上边的钻铤刚性越强则造斜钻具的造斜能力也越强，造斜率也越高。 弯接头的弯曲角应根据井眼大小，井下动力钻具的规格和要求的造斜率的大小选择。现场常用弯接头的角度为1 2.5，一般不大于3弯接头在不同条件下的造斜率见表104。 造斜钻具组合使用的井下动力钻具型号应根据造斜井段或扭方位井段的井深选择。使用井段在1000m以内，一般采用涡轮钻具或螺杆钻具，深层定向造斜或扭方位应使用耐高温的井下马达。 造斜钻具组合、钻井参数设计和钻头水眼应根据厂

47、家推荐的钻井参数设计。 由于井下动力钻具的转速高，要求的钻压小（一般38t），因此，使用的钻头不宜采用密封轴承钻头，尤其是在浅层，可钻性好的软地层应使用铣齿滚动轴承钻头或合适的复合片PDC钻头。 （2）增斜钻具 增斜钻具组合一般采用双稳定器钻具组合。增斜钻具是利用杠杆原理设计的。它有一个近钻头足尺寸稳定器作为支点，第二个稳定器与近钻头稳定器之间的距离应根据两稳定器之间钻铤的刚性（尺寸）大小和要求的增斜率大小确定。一般2030m。两稳定器之间的钻键在钻压作用下，产生向下的弯曲变形，使钻头产生斜向力，井斜角随着井眼的加深而增大。 增斜钻具组合应用的钻井参数应根据下部钻具的规格，两稳定器之间的距离和

48、要求的增斜率进行设计。（3）微增斜钻具微增斜钻具组合在井下的受力情况和增斜钻具相同。主要是通过减小近钻头稳定器与2号稳定器的距离或减小近钻头稳定器的外径尺寸（磨损的稳定器），减小钻具的造斜能力。微增斜钻具用于钻进悬链线剖面，二次剖物线剖面等要求低增斜率的井段。也可用于因地面因素使稳斜钻具达不到稳斜效果，故呈现降斜趋势的井段。采用合适的微增斜钻具可以收到理想的稳斜效果。 （4）稳斜钻具 稳斜钻具组合是采用刚性满眼钻具结构，通过增大下部钻具组合的刚性，控制下部钻具在钻压作用下的弯曲变形，达到稳定井斜和方位的效果。常用的稳斜钻具组合是： 钻头十近钻头稳定器十短钻铤（23m）十稳定器十单根钻铤（910

49、m）稳定器子钻键钻杆。 因地层因素影响方位漂移严重的地层，可以在钻头上串联两个稳定器，对于稳定方位和井斜都可收到较好效果。 （5）降斜钻具 降斜钻具一般采用钟摆钻具组合，利用钻具自身重力产生的钟摆力实现降斜目的。根据设计剖面要求的降斜率和井斜角的大小，设计钻头与稳定器之间的距离，便可改变下部钻具钟摆力的大小； 降斜井段的钻井参数设计，应根据井眼尺寸限定钻压，以保证降斜效果，使降斜率符合剖面要求。 四、丛式井总体设计 优化丛式井总体设计，可以提高油田开发的综合经济效益和加快投资回收速度。因此，优化丛式井总体设计，选出最佳设计方案是一项非常重要的工作。 优化丛式井总体设计包括： 优选平台或井场（以

50、下称平台）个数。 优选平台位置。 优选一个平台内钻井口数。 优化地面井口的排列方式。 优选丛式井组各井井口与目标点间的井眼轨迹形状。 开发一个大的油、气田，采用丛式井进行开发需要建造多个平台，每一个平台上钻多少口井是进行丛式井总体设计的第一步。应该指出，不是建造的平台越少，每个平台钻的井越多越好。这是因为增加每个丛式井组的井数，虽然能降低建造井场，平台、钻前安装、搬迁、运输的费用，但是，同时会增加井深和水平位移，增大井斜角，从而会增加钻井，测井，试油和采油的施工难度和工作量，延长了油井的投产时间，也提高了钻井、测井、固井和试油的成本，影响整个油田的投资效益。因此，优化丛式井总体设计方案的总的原

51、则应该是：满足油田整体开发布署要求，有利于加速钻井、试油、采油、集输等工程的建设速度，降低建井和油田基本建设的总费用，提高油田的投资效益。 1优选平台（或井场）个数 优化丛式井总体设计是一项复杂的工作，首先应根据油田的含油面积，构造特征、开发井网的布局、井数，目的层垂直深度、地面条件、油田开采对钻井工作的工艺技术要求（造斜点深度、井眼曲率，进入油层的井斜角等）和建井过程中每个阶段各项工程费用成本构成进行综合性经济技术论证。在此基础上，测算出每一个平台能够控制的含油面积和每一个丛式井平台的井数。然后，按照某种优化原则（最大井斜角或最大水平位移等）对所有目标点优化组合，经反复修改和计算，达到理想的

52、分组效果（满足预定的优选精度）。优化组合的并组数就是需要建造的平台数。 2优选平台位置 根据每个平台上各井井底位置（目标点）和地面条件及上述优选平台个数时考虑的有关因素，优选平台位置。 优选平台位置可按照平台中已位置的优选原则（如：丛式井组内井身总长度最短、井组内水平位移总长最小等）进行优选。通过改变平台中心位置和优选条件反复进行计算，直到选出最佳平台位置。 3优选地面井口的排列方式 根据每一个丛式井平台上井数的多少选择平台内地面井口的排列方式。根据平台内各井目标点与平台位置的关系确定各井目标的布局。丛式井地面井口排列方式应有利于各井组的钻机互相支援。使达到总体钻完井组的时间最短。 丛式井平台

53、内井口的排列方式如下： “一”字形单排排列。适合于丛式井平台内井数少的陆地丛式井。有利于钻机及钻井设备移动。井距一般为35 m。 双排或多排排列。适合于一个丛式井平台上打多口井（十口至几十口）。为了加快建井速度和缩短投产时间，可同时动用多台钻机钻井。同一排里的井距一般为35m，两排井之间的距离一般为3050m。 环状排列，方形排列。这两种井口排列方式适用于在陆地或浅海人工岛上钻丛式井，在一个丛式井平台上钻几十口井。可采用多台钻机同时钻井。 网状密集排列。适用于海上丛式井平台。由于海上平台造价高、使用面积小，密集排列可以充分利用丛式井平台的有效面积，用于钻井、采油。井距一般23m。 根据丛式井平台内各井目标点相对于平台井口位置的方位，合理分配平台上各井口相对应的目标点，作到布局合理，避