定向井工程师培训

学会石油定向井要学一年。学会石油定向井所经历的时间：一年可学会。两年合格。三年熟练。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，统称为定向井。

大位移钻井技术是20世纪80年代后期在国外逐步兴起的一项钻井新技术。90年代末，中国海洋石油将这项新技术成功用于开发边际油田和一般油田，以减少生产平台建设费用。

所谓大位移定向井是指水平位移与垂直深度之比大于2的定向井，通常比值接近2的定向井也称为大位移井。大位移钻井技术是在定向井技术基础上发展起来的。

我国海上石油从1968年开始在渤海湾钻丛式定向井。当时定向工具是涡轮钻具＋弯接头＋扶正器，地面钻具划线法人工计算定向。造斜段每钻一个单根或立柱起钻电测井斜和方位，精确度低、效率低、风险大。造斜达到设计最大井斜后才改用稳斜钻具钻进。1968～1975年运用这套原始技术在渤海多座平台上钻定向井数十口，使当时海洋丛式井钻井技术在国内处于领先水平。

1976年从国外引进了单点照相测斜仪和戴纳（DYNA）井下动力螺杆钻具，从此由井下定向代替了地面定向，提高了定向精度和钻井效率，使定向钻井技术走上了一个新阶段。

1979年运用新的定向工具在渤海8号平台上钻定向井12口，平均井深3321m，最大水平位移1184m，平均建井周期55天，创造了国内新水平。

1980年中国海油对外合作后进入了大规模油田开发期，陆续引进先进的定向工具。1982年渤海埕北油田定向井使用戴纳和纳威（NAVI）钻具，有缆随钻测斜仪（DOT），进一步提高了钻井效率。埕北油田A平台28口定向井，平均井深1857m，平均建井周期天。

1985～1989年先后引进有线随钻测斜仪 SST、电子多点测斜仪、抗磁性干扰测斜仪（SRD）、陀螺测斜仪（BOSS）、无缆随钻测斜仪（MWD）等先进仪器和戴纳及纳威钻具，使定向工具达到国际水准。并对定向钻井人员进行国内外培训，使海洋定向井技术进入现代化水平。至90年代后期，在涠洲10-3、渤中28-1、锦州20-2、绥中36-1等油气田完成定向井数百口，其中不少井为大斜度井和较大位移井。1991～1992年还分别钻成渤中28-1-N6H和涠洲11-4-A13两口水平井。

1993年海油南北定向井专业队伍合并，成立海洋定向井技术服务公司，进一步加强了技术引进和开发工作。先后引进导向马达（AKO）、Land mark定向井应用软件，对导向钻井技术、三维大位移钻井技术、水平井技术等进行攻关，并取得突破性进展，使导向钻井技术必备要素成龙配套。

首先完善了导向钻具组合，PDC钻头＋可调弯角大功率导向马达（AK0)＋随钻测斜仪（MWD），其次应用定向井计算机专用软件包，同时培养了一批有经验、又掌握现代技术的定向井工程师，为导向钻井技术的应用打下了基础。从1995年起导向技术在优快钻井和密集型丛式钻井中发挥了明显作用。

在导向钻井技术成熟应用的基础上，又引进LWD，使导向技术进入地质导向钻进阶段，在平湖气田等10多口水平井钻井中应用效果良好。

有了成熟的导向钻井技术，也就为大位移钻井技术打下了坚实基础，使海洋石油大位移钻井技术一上手就旗开得胜，取得一个接一个的胜利（表11-1）。

表11-1中国海洋石油大位移井统计表（至2002年）

一、西江24-1油田大位移井开发技术

西江24-3油田位于我国南海北部珠江口盆地，水深100m，由中国海油与菲利普斯及派克顿公司合作开发。距该油田东部8km的西江24-1油田含油面积，探明地质储量465 ×104m3，油层埋深2500～2800m，是1985年发现的油田。发现井试油日产1905m3，采油指数高达370m3/，具有高渗透率、流动性好、不出砂、充足的水体能量，不需注水采油等优点。但是，按常规方法建生产平台或水下井口则无开发价值。直到1995年根据合作伙伴菲利普斯在英国北海钻大位移井的经验和BP公司钻成位移超过8000m开发井的启示，产生了从西江油田生产平台上钻大位移井到西江24-1油田进行开发的新思路。经论证此方案开发费用只需常规开发费用的38%～48%。

1996年中国海油成立大位移井钻井工程专家组，分别对油藏模拟、开发计划可行性、大位移井可行性等三大项14个专题进行深入细致的研究和评估。对综合钻井生产平台、钻机负荷、动力需求、摩阻、扭矩、测量技术要求、井眼稳定与清洗、钻井程序、水力参数等进行反复调研与实验分析，得出了详尽的数据报告，依据可靠的研究，制定出钻机改造计划、钻井计划及实施方案。

经过缜密组织和准备，1996年11月西江24-3-A14大位移井开始钻井作业，次年6月完井并投产。井深9238m，建井周期101天，垂深2985m，水平位移，位垂比。最大井斜角°，中靶半径45m。降斜段钻穿14个砂岩油层，地质储量增加近1倍，达到875×104m3。

该井创3项世界第一纪录：①最大水平位移；② 裸眼井段长5032m；③MWD/LWD实时传输接收讯号深达9106m。

该井还创造了两项世界第二纪录：①井深9238m；② 套管下深6752m。

（一）西江24-3-A14大位移井钻井工程难点

a．井深：设计9450m，实钻9238m，前所未有；

b．“S”形井身剖面，井眼轨迹控制难度大；

c．裸眼井段长，最长5032m，维持井壁稳定、套管防磨难度大；

d．地质条件复杂：有大段水敏性泥页岩，钻遇断层和砂泥岩应力段；

e．靶心直径要求高：设计152m，实际90m;

f．井斜大（设计最大斜度°，实际°）、裸眼长，井眼清洗难度大；

g．安全固井和完井难度大；

h．设备需长时间高负荷运转，扭矩最大达69147N·m，大钩负荷最大达3825kN，井架最大负荷680t，最大排量，最高泵压47MPa。

该井虽然难度大，但在专家们共同努力下，顺利完成钻井作业并成功投产。投产后日产原油稳定在1000t左右，半年多时间就收回全部投资2261万美元。

在西江24-3-A14井成功的鼓舞下，1999～2002年又从西江24-3油田平台向西江24-1油田钻成4口大位移井，井深8610～9189m，垂深2820～2851m，最大井斜78°～，位移垂深比～。且井越打越快，最快的A18年完井周期89天。投资也大幅度降低，投资最高的A17井1800万美元，最低的A18井为985万美元。

（二）新工艺和新技术

西江大位移井之所以取得百分之百的成功，新工艺和新技术的应用起了关键作用。应用的主要新工艺和新技术如下。

1．导向工具

①TRACS和AGS可遥控变径稳定器；②新型加长内喷嘴导向马达；③旋转钻进自动导向系统；④配合“PowerDrive”旋转导向工具特制PDC高效保径钻头，适应软硬地层钻进，可倒划眼；⑤液力加压系统。

2．降摩阻/扭矩工具与技术

①扭矩/摩阻监测计算软件；②软扭矩旋转系统；③非旋转钻杆保护器（NRDPP）；④直读扭矩指示器；⑤低扭矩、低摩阻钻井工具；⑥钻压扭矩短节。

3．测量仪器与技术

①高精度差率示波陀螺仪；②地面综合处理钻井录井测量讯号显示系统（IDEAL）；③MWD/LWD、（CDR+AND）/APWD等多联随钻测量及连续脉冲有效传输技术；④近钻头井斜/方位测量技术（AIM）；⑤MWD的“零间隙调控”（Zero—Gap脉冲器）和FSK(6BPS）新技术；⑥钻杆传送测井仪。

4．固井配套工具

①套管漂浮接箍；②滚柱式套管扶正器和螺旋套管扶正器；③自封式套管循环接头；④可切削式套管鞋；⑤斜井用可旋转尾管悬挂器。

5．钻井液及其他

①低毒油基钻井液；②泥浆当量环空密度（ECD）和环空返速（MTV）监测软件；③先进配套的固控系统；④液压泥浆防喷盒和钻台真空吸液装置；⑤高扭矩φ140mmS-135钻杆；⑥机械效率与分析软件包（MEL）；⑦卡钻预测软件包（SPIN）。

二、歧口17～2和秦皇岛32-6油田大位移井钻井技术

渤海歧口17-2油田分为东西两个高点，西高点为油田主体。距主体4km的东高点，按常规至少要布6口开发井，建一座导管架，铺设4km海底管线。开发成本高，效益低。运用大位移井技术，从西高点生产平台打4口大位移井到东高点进行开发，可大幅度提高经济效益。

1999年在歧口17-2油田顺利完成4口大位移井钻井作业。井深4435～4690m，垂深1869～2082m，最大斜度76°～°，水平位移3631～3697m，水垂比～。

2001年在歧口17-2油田大位移井技术成功实践的基础上，在秦皇岛32-6油田钻成两口大位移水平井，开发该油田馆陶组油层。开创了利用大位移井技术开发单一油层、减少生产平台、降低油田开发成本的先例。秦皇岛油田馆陶组油层按常规开发方案，需布生产井10多口，建一座生产平台，采用大位移水平井技术，只需钻两口井就可开发该油层，不仅提高经济效益，还缩短了油田建设周期。

秦皇岛32-6-A25井，井深3038m，垂深1496m，最大井斜角91°，水平段长702m，位移1942m，水垂比。

秦皇岛32-6-A26井，井深3715m，垂深1492m，最大井斜角92°，水平段长981m，位移2997m，水垂比。

歧口17-2和秦皇岛32-6油田大位移井的成功实践，新技术新装备的应用是关键。

（一）设备

a．购置“HIGHG”型线性振动筛、新型离心机等固控设备，增强了固控能力。

型绞车采用无功功率补偿技术，无新增设备情况下，使配电站负荷增加700kW，提高了绞车提升能力。

c．配置高强度钻杆，不仅保障了钻具安全性，也提高了井眼环空上返速度，增强了钻井液携屑能力。

（二）钻井设计

a．与石油院校合作，进行岩石力学、井壁稳定研究，为钻井设计提供依据。

b．井身结构、井眼轨迹运用计算机软件进行筛选优化。

c．与国内有关单位合作研制了一套扭矩、摩阻预测分析软件，在应用实践中证明误差不超过15%，接近外国公司同类软件的先进水平。

（三）钻井液

自主开发出水基聚合醇（PEM）体系钻井液。具有强润滑性、摩阻系数小（以下）、携屑性能强（钻屑热滚回收率达～）、对泥页岩抑制性强、对环境无毒害等优点。

（四）井眼轨迹控制技术

a．极软浅部地层大井眼造斜技术。300～500m井段，( ）井眼造斜，井斜角达到70°以上进入稳斜段。

b．采用MWD/LWD和井下可变径稳定器，以及计算机软件技术，实施三维井眼轨迹控制。其中，在秦皇岛32-6-A26井使用了自主研制的可变径稳定器，试用效果良好。

（五）固井完井技术

( ）套管采用套管漂浮接箍，顺利通过大斜度井段和水平井段，下入预计井深。

b．水平井尾管送入技术：适当扶正器，加重钻杆放在靠近直井段管柱上，以便增大轴向力推动尾管下行。

c．水平井段裸眼砾石充填技术。

d．筛管砾石充填完井技术。

e．套管射孔完井技术。

（六）堵漏技术

采用碳酸钙封堵漏层，可酸洗或油溶解堵。

三、大位移钻井技术成果显著

a．经济效益可观。钻大位移井开发油田的投资比常规开发方案低，可取得显著经济效益。西江24-1油田5口大位移井，截止2002年6月底已产原油×104m3，总收入亿美元，累计获净现金流亿美元，政府税收亿美元。预计经济生产寿命可至2008年，可累计产油2810桶，获净现金流亿美元，政府税收可达亿美元。

b．可为社会做出重大贡献。边际油田在我国海域已发现的油田中占有相当比重，大位移井技术为今后高效开发海洋边际油田闯出了一条新路，将为国家增加大量可用油气资源。

c．结合大位移井钻井与完井工程实践，对大位移井的井身结构与套管柱优化设计、井下扭矩/摩阻的数值模拟与控制、井壁不稳定性评估与控制、井眼轨迹导向控制与可视化、钻头选型、钻井液及井下工具等方面取得了创新性研究成果，形成了一套具有中国海油特色和国际先进水平的大位移井钻井与完井工艺技术，标志着我国运用高新技术开发海上边际油田进入了世界先进行列。

d．扩大了中国海洋石油在国内外的影响，并提高了声誉。围绕西江大位移钻井与完井工程，先后两次在广东省蛇口组织召开了来自世界十几个国家、几十家油公司及技术公司近百人的“大位移井技术国际研讨会”，表现了世界石油界对西江24-1油田大位移井开发成功的肯定及对技术成果的重视，产生了良好的效应。