优快钻井技术研究应用

优快钻井技术研究与应用

2014年3月汇报提纲一、项目概况二、完成的主要工作及成果三、存在问题及建议一、项目概况1、立项背景

xx油田已勘探开发三十多年，在钻井方面做了大量工作，钻井速度和工程质量有了大幅提高，但由于xx地质条件复杂，目前钻井工程方面还存在诸多不适应精细开发的需求，如：丛式井井眼轨迹防碰影响钻井周期，个别区块钻井速度还有提升空间等问题。因此开展《优快钻井技术研究与应用》项目研究，不断提高钻井速度和工程质量。

一、项目概况2、重点区块优快钻井方案研究针对重点区块进行PDC钻头序列优选+复合钻优化设计含砾岩较少的区块，可以进一步进行钻头序列优选，优选PDC钻头穿馆陶砾岩，研究复合钻一趟钻配套技术，减少起下钻次数，提高机速、降低周期成本。重点区块防斜打快研究与井身轨迹优化设计开发井中丛式井比例逐步增加，绕障设计和施工难度增大，增加施工周期和成本。因此需要对重点区块丛式井进行井身轨迹优化设计，研究防斜打快配套技术，提高井身质量、缩短施工周期、降低成本。重点区块钻井液及储层保护技术研究与应用汇报提纲一、项目概况二、完成的主要工作及成果三、存在问题及建议二、完成的实物工作量

（一）区块钻头序列优选（二）PDC+复合钻提速技术集成研究与推广应用（三）防斜打快工具及工艺技术研究与应用（四）一趟钻钻井工艺技术研究（五）适用的区块钻井液及储层保护技术项目自开展研究以来，针对冀中钻井难点，紧紧围绕优、快钻井开展研究，为提高钻完井质量和缩短钻井周期展开了五个方面的工作（一）区块钻头序列优选

钻头合理优选是提高机械钻速最直接有效的措施。钻头选型主要依据地层的软硬程度和可钻性。地层岩性和软硬的不同，对钻头的要求和破碎机理也不同。本项目结合钻头实际使用情况，对华北油田常规油气井的钻头进行了设计及优选。

（一）区块钻头序列优选下面对xx区块生产井完钻的部分井的钻头及其使用情况进行了调研。对所有井二开钻头参数、钻井参数、进尺和机械钻速进行了统计、对比和分析。得出针对不同地层的钻头优化方案。

（一）区块钻头序列优选井号型号下入井深进尺地层纯钻时间机速M4255FL1421561Nm14111F4194J1391562Ng1792F1421421545Nm17.588M4365FL1311568Nm18.585

如表所示：二开入井的1#钻头均使用PDC钻头，钻穿Qp，Nm地层。xx县斜坡北段xx断块上部地层为明化和馆陶组，以泥岩和砂岩互层为主，成岩性差、较软，可钻性较好，适用于四刀翼胎体钻头深抛物线结构,19mm中密度布齿，较尖的保径结构使排屑槽更加宽敞，更有利于排屑和提高机速。

1.（一）区块钻头序列优选井号型号起出井深进尺地层机速F251183345Ng18LEA437G1807104Ng/Ed14.86JD4371832131Ng14.56H517G180941Ed14.49表所示为2#钻头，均使用牙轮钻头钻穿Ng底含砾岩地层。优化方案：随着PDC钻头技术发展进步，8-1/2“F4194J特殊复合片降低了切削齿的破裂，建议试验1#钻头钻穿馆陶底含砾地层。减少一次起下钻，降低周期和成本。

2.（一）区块钻头序列优选井号钻头直径钻头型号钻头类型下入井深起出井深进尺层位纯钻时间机械钻速215.9TH1942DPDC40318541451Ed11131.91215.9TH1942DPDC40718301423Ed30.6746.4215.9M419JPDC30018761576Ed2660.62215.9TH1954DPDC20422001996Es166.5829.98215.9M419JPDd2127.521311.2F251PDC11421422028Ed5338.26215.9M1942PDC2171187970Es12244.093.2013年根据优化方案，在下列井试验优选1#PDC钻头直接钻穿馆陶底含砾层，节省了一只牙轮钻头，节省了一次起下钻时间，大大节约了成本，取得了很好的效果。（一）区块钻头序列优选井号型号下入井深进尺地层机速TH1954D1823944Ed/Es319TH1954D18911019Ed/Es318TH1954D18011126Es317M5365L1827968Es116表所示为3#钻头，均使用PDC钻头，钻穿Ed、Es1、Es2，钻至Es3地层。东营至沙河街组为中软至中硬地层，以砂岩、泥岩为主。适用于五刀翼式胎体钻头，短圆形冠部，中密度布齿。短保径长度可用于旋转导向钻井和井下马达定向钻进。非平结合面的切削齿有效地吸收高载荷应力，延缓切削齿的破裂和磨损。非对称刀翼和力平衡抗回旋特殊布齿设计，提高钻头的稳定性能和钻速。适用于软—中等硬度地层。适用高比水马力。4.（二）防斜打快技术研究与应用近两年来，xx地区开发丛式井越来越多，井口间距较小，若上直段井斜较大，则下口井施工时，容易引起一系列的井下复杂事故，从而影响整个钻井周期。因此，直井段防斜打快技术在丛式井钻进中起到重要作用。

从图中可以看出xx为了躲避74x，在300m开始定向，同时考虑下一口井的防碰，偏移方位定为南北向。79设计的预见性成功避免了和126x过近距离的出现，但是由于74x的偏移量过大，且方向正好为东向，导致126x仍需做上直段的小定向，并未因79设计而节约成本。

1、钻井顺序水平位移大的井造斜点浅，水平位移小的井造斜点深。若钻机整拖方向与目标点方位方向相反时，相邻两井的造斜点趋势应是越来越深；反之，则越来越浅。（二）防斜打快技术研究与应用2、井位预移井打斜的根本原因是由于地层倾角的存在，因此总结不同地区地层倾角规律，顺应地层自然造斜规律，是提高钻井钻速的另一个重要有效途径。例如在xx构造地区。当井深到1800m以后地层倾角较大，倾角为16°~27°，倾向大致为265°~330°。钻具遵循“右漂”定律，相反方向自然造斜。采取吊打纠斜，钻速很低，采取复合钻纠斜作业后下入满眼钻具，方位又很快就飘到原方位，要进行多次纠斜，增加了钻头和螺杆的使用费用，同时由于更换钻具，增加了非钻井时效，且由于螺杆反扣角度过大，易形成“狗腿角”影响到井身质量我们结合该地区的地层特点，通过分析和研究已完钻井数据，提出了“顺应地层自然造斜规律，预移井位，确保中靶率”技术思路，将实钻井井口座标向265°~330°方位预移30~60m，按照井眼轨迹与地层倾角相反原理及钻具“右漂”定律，在正常钻进的情况下形成自然中靶，取得了非常好的效果。（二）防斜打快技术研究与应用3、井身轨迹剖面优化设计

以2013年xx油田xx丛式井设计为例：综合考虑丛式井组目的层的深浅、剖面类型、水平位移等特点，xx造斜率选择在7.2°~9°/100m之间，最大井斜角一般控制在20°以内；目的层Es1垂深较深，一般在3600m左右，水平位移在200~600m之间，造斜点选择在600~1400之间以控制最大井斜角，同时造斜点的选择还要求两口相邻定向井的造斜点深度要相互错开。

井号垂深（m）造斜点（m）井斜（°）增斜率（°/30m）降斜率（°/30m）闭合距（m）357060018.092.40.9598.6357570012.682.40.9406.943580140013.242.70.9236.34358580012.622.70.9384.86358060017.262.70.9563.52（二）防斜打快技术研究与应用通过剖面设计优化尽量减小造斜段的井眼曲率，使井眼轨迹比较光滑，减小井下钻具的磨损，防止复杂事故的发生；同时尽量增加复合钻井井段，减少滑动钻进进尺，从而提高机械钻速，缩短钻井周期。

（二）防斜打快技术研究与应用4.复合钻井钻柱运动状态主要包括自转、纵向振动、横向振动、扭转振动、涡动等，其中涡动又可分为正向涡动和反向涡动两种。轴向跳动粘滑扭力横向弯曲（二）防斜打快技术研究与应用从图中可以看出：刚开始，钻铤几何中心作向前涡动，但很快就转换为向后涡动。不过由于预弯曲结构的存在，使得钻铤中心基本回绕井眼中心回旋，并略有上移。从这点上讲，可以基本消除钻头指向不均匀造成的侧向力。值得注意的是，合指向力尽管很小，却具有降斜力的特征。合指向力约为－0.01428kN。钻铤几何中心涡动轨迹图（二）防斜打快技术研究与应用右图为任一瞬时，由于钻铤涡动造成的钻头侧向力分布规律。图中侧向力的量程很大，并且向下的侧向力绝对值大于向上的侧向力，体现为钻头上的降斜力要大于钻头上的增斜力。这一点体现了一个事实，即从静力学角度出发研究得到的瞬态力也许较小，但钻柱旋转时由于振动造成的瞬态力将很大。由于涡动引起的侧向力图（二）防斜打快技术研究与应用带单弯螺杆钻具的双稳定器钻具组合受压后将发生弯曲变形。由于单弯螺杆的外壳本身具有一定的弯曲形状，因而其受力变形后的形状将具有一定的预置性。当这种钻具组合以复合钻井方式工作时，其所体现的运动特征就象是弯曲钻柱的同步涡动。这种复合钻井时的钻柱运动特征可以很好的消除钻头轴线指向的作用，而其复合钻井时，钻头上的合导向力将发挥其导向作用。当合导向力为降斜力时，该钻具组合可能具有降斜效果。当这种表现为降斜力的合导向力大于地层的增斜力时，就可起到防斜打直、打快作用。（二）防斜打快技术研究与应用⑴常规钟摆钻具组合降斜力计算钟摆钻具与复合钻具降斜力比较⑵复合钻井的降斜力：井斜角1°2°3°降斜力（kN）偏心距为1mm时偏心距为2mm时（二）防斜打快技术研究与应用复合钻井钻具组合的降斜力随井斜角增加而减小，钟摆钻具的降斜力随井斜角增加而增加；

偏心距为1mm、井斜角1度时复合钻井钻具组合的降斜力是钟摆钻具降斜力的约x倍；偏心距为1mm、井斜角2度时复合钻井钻具组合的降斜力是钟摆钻具降斜力的约xx倍；偏心距为2mm、井斜角1度时复合钻井钻具组合的降斜力是钟摆钻具降斜力的约xx倍。降斜力比较：（二）防斜打快技术研究与应用（三）PDC+复合钻提速技术应用复合钻井技术加PDC钻头钻井技术，其优点：一是高效PDC钻头在某些地层的优势明显大于牙轮钻头，钻头进尺高，使用时间长，起下钻的次数减少，缩短钻井周期；二是随着螺杆钻具型号规格的完善及其性能的提高，寿命大大加长，和PDC钻头匹配，可充分发挥PDC钻头的效能，达到高转速的要求，提高机械钻速；三是在深井、定向井、水平井等井眼中，常规钻井动力损耗较大，容易出现钻具疲劳损害，而复合钻井技术是利用井底马达直接驱动钻头，动力损耗较小，改善钻具在井下的工况，提高了钻井安全性。四是采用导向螺杆进行复合钻进时可以连续控制井眼轨迹，一趟钻可以完成造斜、增斜、稳斜、降斜、扭方位等多种钻进方式，大大减少了起下钻时间。

PDC复合钻井技术在冀中地区开发井的施工中目前主要用于：直井段的防斜快速钻进，斜井段的定向、增斜滑动钻进以及稳斜段的稳斜复合高效钻进。（三）PDC+复合钻提速技术应用1、钻头及钻井参数的选择

为确定钻压和转速的合理匹配，优选钻井参数，在钻井施工现场进行了钻压和转速优选试验：①根据各钻机特性，在不同井深各挡转速分别寻找与最快钻速相匹配的钻压为该转速下的最优钻压；②按厂家推荐的钻压转速值，转速钻压组合的钻速最快就成为该井段的优选钻压、转速；③通过试验应用效果来确定优选出的转速对钻速，校验最优钻压及转速；④用钻速的增加和钻井成本的大小来衡量钻井参数优选的效果。

（三）PDC+复合钻提速技术应用钻速方程中，钻速与钻压成线性关系，与转速成指数关系但是盲目增大钻压，不仅机械钻速提高不多，而且易发生泥包钻头起钻，反而影响钻井周期。xx区块，中上部地层泥岩较多，易发生泥包，PDC钻头钻进过程中，钻压不易加太大，经过试验寻找到合适的钻压即可达到理想效果。

序号型号井段m地层进尺m纯钻小时机械钻速米/时钻压KN泵压M转速r/min排量l/sM419353~2380Ng、Ed20274248.26501550+DN36F251~3619Ed、Es1123989.513.84501750+DN32M419J345-2432Nm、Ng20874744.40501650+DN38M5192432-3452Ed、Es10218612.87601750+DN36M5193453-3719Es2662112.67501850+DN33TH19420361-1848Nm、Ng14872364.6520/401655+DN34TH194201848-3041Ed、Es11934725.3840/602055+DN34（三）PDC+复合钻提速技术应用2、复合钻井准动力学研究复合钻井钻具组合的特点可以归纳为一个导向工具面不断有规律改变的过程，其总体导向效果不能用某一特定装置角时钻头上的侧向力来描述，而应该用钻柱旋转一周内的钻头上的合导向力矢量来表述。

图4.1和导向力分布图为合造斜力

为合方位力

（三）PDC+复合钻提速技术应用2.1复合钻井导向力影响分析结论：该钻具组合在直井段有防斜作用，可直接定向，井斜到一定程度后复合钻进可增斜，增斜侧向力随井斜角的增加而增加。2.1.1单稳定器单弯螺杆钻具结构侧向力分析（三）PDC+复合钻提速技术应用2.1.2双稳定器单弯螺杆钻具结构侧向力分析A、欠尺寸稳定器直接接在螺杆两端

近钻头稳定器距井底距离对侧向力的影响

稳定器之间距离对侧向力的影响

（三）PDC+复合钻提速技术应用A、欠尺寸稳定器直接接在螺杆两端

近钻头稳定器与井壁间隙对侧向力的影响

远钻头稳定器与井壁间隙对侧向力的影响（三）PDC+复合钻提速技术应用B、螺杆接无磁钻铤接欠尺寸稳定器

稳定器与井壁间隙对侧向力的影响（小井斜）

近钻头稳定器与井底距离对侧向力的影响（小井斜）（三）PDC+复合钻提速技术应用B、螺杆接无磁钻铤接欠尺寸稳定器

两稳定器之间距离对侧向力的影响（小井斜）

井斜对侧向力的影响（三）PDC+复合钻提速技术应用B、螺杆接无磁钻铤接欠尺寸稳定器

近钻头稳定器距井底距离对侧向力的影响（18°井斜）两稳定器之间距离对侧向力的影响（18°井斜）

（三）PDC+复合钻提速技术应用钻具组合F1F2双扶钟摆满尺寸欠尺寸F2L2欠尺寸欠尺寸螺杆NDcMWDL1F1上直段钻具组合微增F1L1L2NDCF2MWDDC定向及稳斜段钻具组合螺杆钻具现场使用效果表螺杆钻具0.75°单扶单弯螺杆0.75°双扶单弯螺杆1°单扶单弯螺杆1°双扶单弯螺杆1.25°单扶单弯1.25°双扶单弯定向钻井时增斜、降斜率复合钻井时增斜、降斜率（三）PDC+复合钻提速技术应用2.2、应用实例分析2.2.1钻具组合导向力分析

F2L2L1F1计算参数：钻压：50kN，转速：73＋螺杆，钻速：19.57m/h，密度：1.12g/cm3上直段效果：二开130~972m采用双扶钟摆钻具组合打上直段，在772m时因井斜角过大（此时井斜角已达2°），起钻换复合钻具结构，由井深972m钻进到1641m井斜角控制在1.5～2.5°之间，方位逐渐由112°变到设计方位135°，较好地控制了井斜和方位，为下步定向打下良好的基础（三）PDC+复合钻提速技术应用由于AB之间为柱状靶，因此在稳斜过程中全部采用复合钻具钻进，方位或井斜变化3°以上就要反扣，因此保证了井身质量。最后实际完钻井深3856m，垂深3650m，最大井斜角42.8°，稳斜段610m。A靶的靶心距3.18m，B靶的靶心距为5.22m，设计井眼轨迹与实际井眼轨迹十分接近（三）PDC+复合钻提速技术应用1、聚磺钻井液体系深入研究（四）钻井液与储层保护①室内选取具有提高切力的处理剂进行室内实验，结果如下表。序号φ6φ3表观粘度塑性粘度动切力动塑比基浆（5%宣化土浆）43.55.532.50.83基浆+0.05%提切剂354.56331.00基浆+0.1%提切剂3556.533.51.17…基浆+1%提切剂610109.536.52.17基浆+2%提切剂6181322.5814.51.81由实验数据可看出：提切剂6提动塑比效果最好，但在实验过程中有起泡现象，加消泡剂后低速搅拌泡也很难消掉。

②流型调节剂效果评价，处理剂加量2%。样品AVmPa.sPYmPa.sYPPaφ6φ3动塑比GELPa/Pa…MCVIS770000.000/0.5100℃×24h1091100.110.5/1.0FCNQ2515101080.674.5/6.5100℃×24h19.5118.5860.773.0/4.0XC-CHD15.5105.5760.552.0/3.5100℃×24h18135430.382.0/3.0结论：同等加量条件下对比，FCNQ提粘切效果优于其它同类产品。

（四）钻井液与储层保护③为评价不同润滑剂的润滑性能，室内对冀中地区常用润滑剂进行评价。实验用基浆为5.0%土+0.3%KPAM+0.5%NPAN+1.0%SMP-1+1.0%FT-103,密度1.20,摩阻为0.185。实验结果数据如下。结论：在相同加量下极压润滑剂HC-103降摩阻效果最好，实际使用过程中可以考虑多种润滑剂复配使用。名称加量Kf45minRH-8501RH-1RH-525HY-203RH-9051HC-103石墨基浆+1.0%0.0750.0850.0850.0850.1450.070.13基浆+1.5%0.060.070.0750.070.1250.060.09基浆+2.0%0.0550.060.060.060.0850.0350.085（四）钻井液与储层保护

聚磺钻井液性能优化综合以上实验及现场钻井液使用效果，推荐冀中地区水平井钻井液为5%土+0.3%KPAM+1%HMP-21+0.3%ZHP+2%石墨+2%RH8501+2%HC-103+2%SMP-1+2%SN树脂+2%乳化石蜡+重晶石。基本性能如下：序号条件流变性Kf表观粘度mPa.s塑性粘度mPa.s动切力Pa动塑比静切力Pa/Pa基浆1.05室温14.5114.50.411.5/16密度1.30室温201550.330.5/100.075140℃/16h16.5115.50.52/13.5（四）钻井液与储层保护2、储层保护技术研究及应用

为降低钻井完井液固相和滤液侵入油层，造成储层伤害，需要开展油层保护，综合性能和效益，认为比较适合的方法是采取广谱性屏蔽暂堵和快速封堵相结合的方法。该技术就是加入一些固相粒子，配合原钻井液中已有的多级分散的固相颗粒，使钻井完井液在滤失过程中能够快速地在井壁周围形成有效的渗透率几乎为零的封堵环，阻止钻井完井液中的固相和液相进一步侵入储层。

（四）钻井液与储层保护①屏蔽暂堵剂的优选屏蔽暂堵剂的优选原则是保证暂堵剂的粒径分布与孔喉大小分布尽可能达到理想匹配。为此，分别针对不同井的储层孔喉分布特征，复配了三种不同粒径分布的暂堵剂。其中，暂堵剂ZDJ-1适合xx等区块；暂堵剂ZDJ-3适合xx等区块。

（四）钻井液与储层保护②快速封堵剂的优选本着以上原则，室内采用不同的现场浆，对各种封堵及开展了性能评价。首先，采用xx井浆作为基浆，考察了各种常用封堵剂对现场浆的影响

流体流变参数（六速）FL-APIFL-HTHP雁63-52X井浆22，14，11，7，1，15.613.6+1%FT31，19，15，9.5，1.5，1.55.414.4+2%FT31，19，15，10，1，15.613.8+1%DYFT33，21，18，12，3，25.514+2%DYFT39，26，22，15，6，55.714.6+2%封堵剂A28，18，14，8，1，0.53.911+2%封堵剂B28，17，13，8，1，12.99.2+2%封堵剂C38，24，18，11，2，1.53.110+2%SN树脂28，17，13，8，2.5，24.215（四）钻井液与储层保护通过上表的数据可以发现，对比流变参数和滤失量的影响，封堵剂A、B、C综合效果明显较好，因此，选择这三种处理剂开展下一步的评价。分别选用xx储层段井浆和xx现场浆，进一步试验当选取体系相对复杂的水平井泥浆xx的现场浆评价时，发现封堵剂B和C，体系的粘度出现了明显的增加，封堵剂A对流变性几乎没有影响，因此最终确定选用封堵剂A作为封堵剂。

流体六速FL-APIFL-HTHPxx井浆40，24，19，12，3，23.0--47，31，25，16，4，33.710.8+2%封堵剂A48，31，27，18，5，43.5--45，27，22，14，4，33.39.6…+2%封堵剂C139，100，90，80，54，50----（四）钻井液与储层保护3、油气层保护剂效果评价钻井完井液保护油层效果的室内评价指标为渗透率恢复值，其测试程序为：1）准备好有代表性的小岩芯；2）将选好的小岩芯饱和模拟地层水；3）按某一方向用煤油测其渗透率K0；4）应用高温高压动失水仪反向作泥浆污染实验；5）将污染后的小岩芯揭去外泥饼，正向测煤油渗透率KD；6）计算Kd/Ko，该结果即为渗透率恢复值；渗透率恢复值越大，表示该泥浆对该岩芯的损害越小，即保护油层效果越好。其理论根据为：虽然钻井过程中钻井液进入了油层，但是它可以在一定压差下返排出来，从而使油层渗透率尽量恢复到原始状态，所以，应用该测试程序计算出的渗透率恢复值越大越好。（四）钻井液与储层保护在优选得到暂堵剂和封堵剂的基础上，确定了各区块的油层保护方案，见表，现场加量一般为3%-5%。

名称配方适用井号YBJ-1ZDJ-3×30%+封堵剂A×70%xxYBJ-2ZDJ-1×50%+封堵剂A×50%YBJ-3ZDJ-2×50%+封堵剂A×50%室内选用相应区块的的岩心，开展了现场钻井液加入油层保护处理剂前后的动态损害评价岩心污染介质孔隙度%渗透率恢复值%120min动滤失量/mL截去1cm后渗透率恢复值%封堵深度/mm1现用浆16.01685.172<102+4%YBJ-110.2754.289<103+4%YBJ-211.9834.093<104+4%YBJ-315.9783.891<10与现场钻井液相比，加入4%的油层保护剂后，钻井液的自然反排渗透率恢复值增加，同时动滤失量明显减小。岩心截去1cm后，渗透率恢复值普遍高于85%，表明所用油层保护剂，明显改善了钻井液的油层保护效果

（四）钻井液与储层保护4、无固相顶替液的研究

为减小钻井液对地层的污染，研究一种无固相顶替液，具有顶替、稀释和悬浮钻井液的作用。顶替液不含污染地层的的固相成分，现场易配制，与水泥浆相容性良好，对施工安全无影响。主要进行了以下几个方面的研究：地层污染损害性研究顶替液悬浮钻井液的研究顶替液与水泥浆的相容性研究（四）钻井液与储层保护顶替液现场易配制加重剂由系列的外加剂混合而成，通过试验发现该加重剂溶解性好，现场容易配制，不会出现加重剂析出的现象。

加重剂用量与顶替液密度、体积及溶解性关系

水的质量g加重剂质量g密度g/cm3体积mL溶解时间min溶解后有无析出2001801.4027010无…2002951.5332030无（四）钻井液与储层保护汇报提纲一、项目概况二、完成的主要工作及成果三、新工艺工具应用建议2013年在xx，等开发井实施了简易控压钻井，对于安全钻井，降低钻井液密度，提高机速起到很好的效果。（一）控压钻井旋转头注气卸压装置二开与邻井同井段、同井深钻井参数对比应用效果1：

xx井应用自激旋冲工具+139.7mm钻杆，采用大排量、高泵压、低压耗（0.5~1MPa），充分发挥水力参数破岩效能，增强水力破岩作用，提高环空返速，有效起到了携岩及清洗冲刷井壁的作用。与邻井同井深、同井段相比，机械钻速平均提高了110%。井号钻头尺寸mm井段m段长m机速m/h钻压KN转速r/min排量l/s泵压MPa密度g/cm3298.452448~28063587.1660~808050~5221~221.33311.22422~2771.68349.682.7917665~1254617.5~19.51.22~1.24241.32550~2896.63346.632.63120~200DN/603214~171.30~1.32215.92516.91~2937.09306.064.76180~200603014~151.25~1.27自激旋冲工具的应用（二）自激旋冲工具井号测深（m）井斜（°）方位（°）垂深（m）闭合距（m）闭合方位（°）24481.79281.892447.660.32340.8328064.82280.462804.9122.40290.6424481.58161.432447.4834.73142.0428061.76187.202805.2845.48148.90应用效果2：使用自激旋冲工具井段，在机械钻速显著提高的前提下，通过（2806m）测斜，最大井斜4.82°、井底位移为22.4m（与xx井2806m对比闭合距减少50.7%），井身质量得到了保证，为后续定向造创造了良好环境。（二）自激旋冲工具入井序号井段m进尺m机械钻速m/s纯钻时间h钻压KN转速rpm排量l/s泵压MPa钻井液密度g/cm3粘度s钻头数量个73149~32951462.0471.460~8035+DN4521.51.3679183295~36753802.50151.960~8035+DN4521.51.36861合计5262.36223.3水力加压器应用

使用水力加压器，两只PDC钻头都无较大磨损。D216mm螺杆入井338h，工作时间长达286h。延长了钻头进尺、螺杆的使用寿命。应用效果1：（三）水力加压器应用效果2：自2811m井斜、位移逐渐增大，进行反扣施工，工具面稳定性差，加入0.5t石墨，效果不明显。定向钻进时候稳工具面时间较长，钻时平均30min/m。3149~3675m采用水力加压器，改变加压方式，定向钻进工具面稳定好，提高了定向效率。（三）水力加压器应用效果3：第一次入井（水力加压器直接接螺杆上面），井深3250m~3260m，井斜角大于7°，出现较为严重的拖压现象（钻时为30min/m~133.7min/m）。因此，定向钻进前加入0.5t石墨，有效减轻拖压，但维持时间较短，约3h。第二次入井调整钻具组合（水力加压器与螺杆之间加两个无磁钻铤），井段3295~3675m(平均钻时23min/m),无托压现象，效果明显。（三）水力加压器应用效果4：该井从3189m造斜，钻至3675m，井斜45.32°，闭合距为158.88m，闭合方位为158.16°（设计3675m，井斜45°，闭合距171.35m，闭合方位158.9

°）.平均井斜变化率为2.56°，平均狗腿度为2.95°。本井段有较好的造斜率及机械钻速，保证了井眼轨迹圆滑，有利于后期作业。（三）水力加压器技术适用性针对xx等致密油气储层改造要求，可推广应用滑套固井分段压裂技术。致密油气水平井要求：大型体积压裂，既要保证完井尺寸和后期作业需求，又要保证钻、完井安全、经济。滑套固井压裂工艺优点：安全、经济、可靠。具有对井眼要求低、下入容易，球座钻除后实现全通径，利于后期作业施工，投球滑套可关闭，套管压裂磨阻小、排量大等特点，符合致密油气水平井要求。（四）滑套固井分段压裂技术（1）分段压裂技术对比工艺优点缺点裸眼分段压裂技术1.完井压裂一趟管柱；2.分段级数多（31/2“油管，可分24段）1.工艺相对复杂；2.管柱刚性强，对井眼要求高；3.裸眼完井，不适合井壁不稳定的地层固井滑套分段压裂技术1.对井眼要求低、下入容易；2.球座钻除后实现全通径，利于后期作业施工；3.投球滑套可关闭；4.套