世界钻井技术发展趋势与国内钻井瓶颈问题.ppt

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1、世界钻井技术发展趋势与国内钻井瓶颈问题,苏义脑中国石油集团钻井工程技术研究院DRILLING ENGINEERING RESEARCH INSTITUTE,CNPC 2006年9月,2,内容概要,一、对当今油气钻井技术的基本认识与思考二、国外油气钻井技术现状与发展趋势三、当前我国油气钻井技术存在的主要技术瓶颈,3,一、对当今油气钻井技术的基本认识与思考,1.定位 油气工业上游三大支柱，工程是核心业务、突破手段。2.作用钻井已不单是构建油气通道，而是成为提高勘探成功率、开发钻遇率和采收率的技术。,4,一、对当今油气钻井技术的基本认识与思考,3.特点20世纪90年代以来钻井新技术发展很快，不断有新

2、技术出现。“四高”高投入，高产出，高风险，高技术,5,一、对当今油气钻井技术的基本认识与思考,4.趋势“六更”更深，更快，更便宜，更清洁，更安全，更聪明。(1)向高新技术发展；(I3信息化，集成化，智能化)(2)目标是降低“吨油”成本效益最大化；(3)需要钻什么样的井，就钻什么样的井，保证钻成这样的井。,6,二、国外油气钻井技术现状与发展趋势,1.世界油气勘探开发形势 2.国外石油工程技术服务市场 3.国外钻井技术现状与概况 4.国外钻井新技术简介,7,1.世界油气勘探开发形势,老区挖潜的储量与“新”发现油气田的储量相当待发现的原油可采资源主要分布在中东北非(315亿t，占31%)、北美(21

3、%)和独联体(16%)待发现的天然气可采资源主要分布在独联体(46万亿m3，占32%)、中东北非(26%)和北美(13%)全球油气潜在可采储量主要分布在伊拉克、伊朗、沙特阿拉伯、伏尔加乌拉尔、西西伯利亚和阿尔及利亚等国家(地区),8,1.世界油气勘探开发形势,9,1.世界油气勘探开发形势,世界油气产储量近几年呈逐年增长态势2003年底，世界剩余油气探明储量分别为1734亿t和172万亿m3，分别较上年增长4.36%和10.5%非洲地区石油储量增长最快，达到12.42%中东地区天然气储量增长最快，达27%,10,1.世界油气勘探开发形势,世界油气产储量近几年呈逐年增长态势2003年世界石油产量达

4、34.04亿t，比上年增长4%.石油产量排名前5位的国家依次为 沙特阿拉伯(4.215亿t)俄罗斯(4.108亿t)美国(2.863亿t)伊朗(1.865亿t)中国(1.708亿t),11,1.世界油气勘探开发形势,世界油气产储量近几年呈逐年增长态势2003年世界天然气产量为2.64万亿m3，比上年提高了5.6%。产量超过1000亿m3的4个产气大国分别是 俄罗斯(5957亿m3)美国(5704亿m3)加拿大(2074亿m3)英国(1081亿m3)据美国莱曼兄弟公司的调查表明，2004年世界勘探开发投资比2003年增长4.4%，达到1489亿美元,12,2.国外石油工程技术服务市场,(1)物探

5、技术服务市场(2)钻井市场(3)测井技术服务市场(4)录井技术服务市场(5)井下作业市场,13,上世纪末跌入低谷的世界物探总投资额于2000年反弹至39亿美元,2001年上升至44亿美元,2002年则猛增到54亿美元,2003年继续保持54亿美元左右的规模,(1)物探技术服务市场,14,2003年世界动用地震队月均239个2003年世界地震工作量比2002年减少了近20%2004年16月,世界动用地震队月均185个,比2003年同期减少约26%,资料来源：美国World Oil，IHS Energy统计数据,(1)物探技术服务市场,15,目前，国际石油物探市场呈现的主要特点有：1)大型物探公司

6、垄断地位受到严重冲击，市场份额下降。进入21世纪，西方地球物理公司、地学服务公司、法国地球物理公司和VTS等主要物探公司的垄断地位受到冲击，市场份额从90%降到60%左右。2)由于石油公司重组，客户源减少，导致市场上地震作业队伍严重过剩。石油公司数量的减少，使地震作业能力严重过剩，其中陆上500余支地震队的利用率仅为30%50%；海上地震作业船已从130余条减少到90余条，且利用率仅为50%左右。3)物探市场供需关系紧张，竞争加剧，物探服务公司收入大幅度减少。,(1)物探技术服务市场,16,美国从1999年的158亿美元增加到2004年435亿美元；,加拿大从1999年的47.1亿美元增加到2

7、004年120.4亿美元；,国际其他地区(不含美国、加拿大、中国、俄罗斯)从1999年的326.6亿美元增加到2004年487亿美元。,资资料来源：World Oil杂志2004年第9期,预计2008年之前每年将保持2004年左右的水平。,钻井完井费用：,(2)钻井市场,17,2004年7月世界动用钻机分布图(不含中石油、中石化),(2)钻井市场,在美国，自1995年以来，钻天然气井的钻机一直多于油井钻机，2004年钻天然气井的钻机占总数的86%每年所钻1500m以下井数占总井数的50%左右，4500m以上深井占钻井总数的2.5%左右,资料来源：World Oil杂志2004年第9期,预计20

8、04年钻1500m以下井20191口，4500m以上深井928口每年所钻水平井数占总井数的5%左右，各类定向井数(含水平井数)占钻井总数的12%左右2004年将钻水平井1950口，老井重钻井2542口预计2008年之前将继续保持以上这些态势,18,(2)钻井市场,美国油气杂志2004年1月26日最新预测2004年美国的钻井数将达36321口，预计比2003年的34690口增长4.7%(实际36077口)2003年加拿大钻井数首次突破20000口，达到了20208口而2004年加拿大西部地区的钻井数将比2003年有所减少，预计为18726口(实际20522口),19,测井市场容量及增长状况,20

9、02年，国际测井市场价值工作量约为47.5亿美元(电缆测井和随钻测井)预计2005年世界测井市场总容量可突破50亿美元从发展趋势看，未来5-10年，世界测井市场容量仍将不断扩大,1996至2002年，国际电缆测井市场容量从30亿美元增加到36.4亿美元，增长了21%；随钻测井市场容量从6.3亿美元增加到11.1亿美元，增长了76%。,(3)测井技术服务市场,20,目前，在国际测井服务市场上：裸眼井服务占53%，套管井服务占47%,二者市场份额大体相当在裸眼井服务市场中，电阻率和三孔隙度服务市场份额占78%左右按常规测井与成像测井划分，常规测井占市场总容量的70%左右，成像测井占30%左右从发展

10、趋势看，随钻测井、成像测井需求将不断增加，其市场空间将不断扩大。以目前随钻测井年均增长9.8%推算,预计2010年随钻测井市场容量为23亿美元左右,国际测井市场竞争态势呈现三大技术服务公司寡头垄断格局。80%以上的国际测井市场被斯伦贝谢、贝克休斯和哈里伯顿三大技术服务公司占领(不包括中国和前苏联国家)专家估计近10年中裸眼测井的工作量50%将被随钻测井取代，套管内测井工作量的50%将被永久传感器所取代,(3)测井技术服务市场,21,2002年国际录井服务市场,国际录井市场总体上相对稳定。据统计，19962003年间，国际录井市场金额在34亿美元左右，2003年达到4.05亿美元2002年国际录

11、井服务市场主要由贝克休斯公司、地质服务公司(Geoservices)、哈里伯顿公司、Datalog 技术公司、Nabors工业公司、国际录井等公司占领,(4)录井技术服务市场,22,美国2003年在用油井数和气井数分别为52.8万口和37.2万口；平均单井产量约为产油1.5t/日、产气4248m3/日2003年总作业次数为49.7万次，其中油井服务38.1万次，修井7.08万次，弃井和完井分别为1.69和2.9万次油井服务和修井装置从1995年的3045台逐渐减少，2002年1797台，2003年增加为1969台，预测今后几年将略有增加总的生产费用，10年间费用最低的为1999年的110.2亿

12、美元，最高的为1997年的183亿美元。2003年为133.1亿美元。估计今后几年总生产费用将逐渐增加,(5)井下作业市场,23,美国井下作业工作量,美国在用油井和气井数对比,(5)井下作业市场,24,3.国外钻井技术现状与概况,25,水平井20430口最大水平段达6118m多底井总水平段长度达到11342m大位移井最大位移10728m,3.国外钻井技术现状与概况,先进技术水平井大位移井多分支井欠平衡钻井地质导向钻井顶部驱动装置膨胀管技术,挑战深水高温高压环境安全E&D效益降低成本,26,3.国外钻井技术现状与概况,2004年钻井纪录,MWD/LWD用的最高温度达191oCLWD用的最大深度达

13、9375m实时图像传输最大深度在挪威海上达8260m13的Autotrak(bakerhughes)旋转导向钻井系统最大进尺在挪威海上达4389m16的PowerDrive(Schlumberger)旋转导向钻井系统最大进尺在墨西哥湾海上达2869m,27,3.国外钻井技术现状与概况,2004年钻井纪录,17英寸的Autotrak(bakerhughes)旋转导向钻井系统最大进尺在亚太地区达2487mBakerhughes报告其旋转导向钻井系统最大单趟连续钻井时间是242h(在北海BP的井上)Schlumberger报告其旋转导向钻井系统最大单趟连续钻井时间是315h(在加拿大海上)Schlu

14、mberger旋转导向钻井系统在加拿大海上用的最深井达9119m，bakerhughes旋转导向钻井系统在亚太地区最深井达9375m,28,3.国外钻井技术现状与概况,2004年钻井纪录,第一个下入开窗井的膨胀管Kerr-Mcgee公司最近在墨西哥湾在9-5/8英寸套管中成功下下入7-5/89-5/8裸眼尾管OHL系统。677m的OHL系统在窗口之下膨胀了599m，保证井底有适当的完井尺寸。套管下人深度纪录2004年9月13日，Unocal把13-3/8 13-5/8的套管柱 652，719公斤下入7400m。,29,3.国外钻井技术现状与概况,2004年钻井纪录,连续管纪录壳牌公司在墨西哥湾

15、一口井下入连续管8303m；在西得克萨斯用连续管进行强化增产下入了4840m。水平井砾石填充Baker Oil Tools公司在英国北海水平井裸眼砾石填充2768m。,30,(1)地质导向钻井技术(2)欠平衡钻井与气体钻井配套技术(3)垂直钻井技术和旋转导向钻井技术(4)分支井技术与鱼骨井技术(5)膨胀管技术(6)固井完井技术(7)激光钻井(8)一次起下作业概念井和灵巧钻井(9)智能完井,3.国外钻井新技术简介,31,地质导向系统就是用近钻头地质、工程参数测量和随钻控制手段来保证实际井眼穿过储层并取得最佳位置。目前Schlumberger的GST系统、Halliburton公司的PZST系统已

16、在实际钻井中得到了应用地质导向技术提高了对地层构造、储层特性的判断和钻头在储层内轨迹的控制能力，从而提高油层钻遇率、钻井成功率和采收率,(1)地质导向钻井技术,32,(1)地质导向钻井技术,33,塔里木油田TZ40-H7井地质导向-应用成果,TZ40-H7,实钻井眼轨迹,设计井眼轨迹,5m,34,挑战井眼轨迹 应该向那个方向打钻?地层属性 是否在油层内钻进?可钻性 是否可钻达目的层?,解决方案实时近钻头测量(离钻头 2 m)：伽马，电阻率，井斜实时钻头电阻率(测量钻头前方电阻率)实时方向性测量(测量井眼上下方)：伽马，电阻率,地质导向挑战与解决方案,35,(1)地质导向钻井技术,36,美国欠平

17、衡井应用统计与预测,完成8200口占总井数的25%,(2)欠平衡钻井与气体钻井配套技术,37,2003年Weatherford公司全球欠平衡钻井数,2004年Weatherford公司全球欠平衡钻井数将突破4000口。,(2)欠平衡钻井与气体钻井配套技术,38,装备配套空气压缩机、增压机、制氮装备、套管阀等。测量配套电磁MWD、PWD等。软件计算与模拟SURE(适合于欠平衡钻井的油藏选择)等。,套管阀,(2)欠平衡钻井与气体钻井配套技术,39,Baker Hughes公司从20世纪80年代末期开始研制垂直钻井系统。研制的井下闭环旋转导向自动防斜系统，在南美Andes山、北美落基山山前高陡构造地

18、层、墨西哥湾的盐层等地区已完成进尺25万多米。解决了高陡构造、断层、盐层等情况下钻井问题，提高了井眼质量，提高了钻井速度 Schlumberger公司的PowerV系统在钻进时会自动追踪地心吸力，自动设定及调整仪器所产生的侧向力，使井斜快速返回垂直。在整个钻井过程中PowerV是100%旋转的。根据在南美洲，墨西哥湾和北海的作业经验，井斜从未超过0.5度,(3)垂直钻井技术和旋转导向钻井技术,41,VertiTrak的结构示意图,42,VertiTrak与传统钻井系统性能的比较,43,VertiTrak的工作旋转状态演示,三个导向块的运动演示,VertiTrak钻井系统的工作原理,44,Pow

19、erV在塔里木油田应用效果PowerV技术在克拉2地区的应用，见到良好效果。机械钻速提高1倍以上，最高接近4倍，井斜控制也初见成效。,PowerV技术在八盘1井的应用非常成功，在16井段(196-2305m)机械钻速达到4.98m/h，井斜控制在0.2-0.3，最大0.6。,(3)垂直钻井技术和旋转导向钻井技术,45,PowerV在新疆霍尔果斯Cu-03井应用效果,(3)垂直钻井技术和旋转导向钻井技术,46,效果分析钻出了光滑的井眼，平均井斜角控制在0.11/30m克服了2035地层倾角的影响节约了钻井时间降低了扭矩和套管磨损节约了钻井成本,SURFACE CASING POINT,-40,0

20、,680,Measured Depth(m),-2,0,2,4,Inclination,SURFACE CASING POINT,-40,0,680,Measured Depth(m),-4,0,4,8,Dogleg(/30m),DirectionalBHA,VDS,VDS,DirectionalBHA,(3)垂直钻井技术和旋转导向钻井技术,47,随着水平井、大位移井、分支井、鱼骨井等复杂结构井对轨迹控制要求的不断提高，推动了旋转导向系统的快速发展旋转导向钻井系统能够随钻实时完成导向功能，钻进时的摩阻与扭矩小、钻速高、钻头进尺多、钻井时效高、建井周期短、井身轨迹平滑易调控。与常规导向钻井系统相

21、比，旋转导向系统能更快、更远、更精确地钻进目前Schlumberger公司的PowerDrive系统、Power Xceed系统，Baker Hughes公司的AutoTrak系统，Hallibonton公司的Geo-Pilot系统都已投入使用,(3)垂直钻井技术和旋转导向钻井技术,48,(3)垂直钻井技术和旋转导向钻井技术,49,旋转导向-PowerDrive,(3)垂直钻井技术和旋转导向钻井技术,50,(3)垂直钻井技术和旋转导向钻井技术,51,分支井和鱼骨井技术，主要目的是提高在储层内的进尺，提高单井产量和最终采收率，最终降低钻井成本和桶油成本,(4)分支井技术与鱼骨井技术,52,SHE

22、LL公司在阿曼单位产能建设成本比较,(4)分支井技术与鱼骨井技术,53,中海油渤海CF1低产井改为鱼骨井以后，产量增到160m3/d，相对于周边井平均26.7m3/d的产量而言，产量增加了25倍在此基础上，SZ36-1地区，对稠油区普遍采用这种技术，均获得成功，显著提高了油田的经济效益，救活了一批稠油低产井，创出了一条解放稠油，提高产量的路子,(4)分支井技术与鱼骨井技术,54,膨胀管技术包括膨胀套管与膨胀筛管。膨胀套管主要用于封隔复杂井段，减少井眼尺寸，还用于套管补贴；膨胀筛管主要用于防砂截止到2003年5月，Enveture公司已进行了171井次、累计长度16万ft的膨胀管作业，此外还进行

23、了11次累计5860ft的膨胀防砂管作业威德福公司的可膨胀防砂筛管的安装总长度达到了36209m，并创造了安装1500m可膨胀防砂筛管的世界纪录,(5)膨胀管技术,55,13-3/8”,Csg,9-5/8”,Csg,7”Liner,8-1/2”Hole,用于套管补贴,用于防漏、保持井眼稳定的尾管,用于套管补贴,膨胀防砂管,用于油气水控制、防漏、防砂的套管,膨胀管技术应用,56,膨胀管技术发展趋势单孔井,57,在固井材料和外加剂研究开发方面，国外经过几十年的发展，形成了十五大系列非常完备的品种体系工具方面研制了各种扶正器、尾管下入与悬挂装置等,哈里伯顿公司代表性新产品 Flexcem韧性水泥 F

24、lexplug韧性塞堵漏材料 Micromatrix挤注水泥 Thermaloex耐高温水泥 Micromax新型加重材料 合成共聚物型降失水剂 有机膦型缓凝剂,斯伦贝谢公司代表性新产品 CemCRETE高性能水泥浆包括 LiteCRETE低密高性能水泥浆 DensCRETE高密高性能水泥浆 DeepCRETE深水高性能水泥浆 SqueezeCRETE挤注高性能水泥浆 UniFLAC通用型降失水剂,(6)固井与完井技术,58,(7)激光钻井技术,早在20世纪60年代和70年代，国外就开展过激光钻井研究。但是由于当时的激光技术水平有限，研究认为：在技术上，用激光钻井需要的能量太大，实现不了；在经

25、济上，激光钻井太昂贵，不合算。正是这一结论在此后25年的时间里妨碍了激光技术在石油钻井领域的研究与应用，尽管这期间激光技术取得了飞速的发展，特别冷战期间美国星球大战计划开发的激光武器，其能量足以击毁来袭导弹，摧毁地面目标。,59,激光钻井的研究现状,19971999年，美国气体技术研究所与科罗拉多州矿业学校、美国能源部、美国陆军、美国空军和其他三家公司一起开展了激光钻井的基础研究。研究小组在200多块页岩、灰岩和砂岩上测试了三种军用激光系统，发现激光能穿透各种类型的岩石，破岩机理是高能激光击碎、熔化和蒸发岩石，激光钻井在技术上是可行的，而且速度可能比常规旋转钻井快10倍甚至更快。鉴于这项为期两

26、年的基础研究工作取得了可喜的成果，从2000年起又对激光钻井开展了一系列的深入研究。参与研究的除了美国气体技术研究所、科罗拉多州矿业学校以及美国能源部下设的国家能源技术实验室和Argonne国家实验室以外，还有油公司和服务公司，比如哈里伯顿公司等。着重研究了激光钻井需要的能量以及激光、岩石和液体三者的相互影响，发现实际所需要的能量并没有60年代所计算的那么大；高能激光熔化岩石后，在井壁形成一层陶瓷样保护层，其周围的岩石因受热膨胀而出现一些微裂缝，有助于提高渗透率。,60,激光钻井优势明显，前景广阔,与常规钻井相比，激光钻井具有如下潜在优势：1)激光钻机重量轻，用一辆拖车一次就可运到井场；2)激

27、光钻井的井场很小，也许只有普通井场的十分之一甚至更小；3)激光能够穿透各种类型的岩石，而且速度很快，用常规钻井方法需要100天才能钻成的井，用激光钻井也许只需10天时间；4)激光钻井不需要常规钻头和常规钻柱，钻成的井眼小，激光将岩石熔化，在井壁形成一种陶瓷样的保护层，无需下套管固井，因此钻井成本很低，也许只有常规旋转钻井的十分之一甚至更低；5)激光钻井是一种清洁钻井，激光击碎、熔化和蒸发岩石，钻井中无钻屑上返到地面，对环境的影响甚微；6)过程具有可导向性。,61,激光钻井优势明显，前景广阔,激光钻井经过七年的研究，已经取得了许多研究成果，尽管现在还处在室内试验阶段，还有大量的工作要做，但有美国

28、能源部的支持和世界一流的油气服务公司的参与，相信离现场试验和商业应用已经为期不远了，计划两年内造出样机，激光射孔将先于激光钻井投入商业应用。届时必将给钻井和完井带来一场深刻的革命，彻底改变钻井完井的作业方式，大幅度提高作业效率和经济效益。,62,63,64,65,(8)一次起下作业概念井和灵巧钻井,2004年6月27日7月2日于美国科罗拉多举行的SPE论坛探讨一项钻井技术的新概念“一次起下作业概念井”技术(One-Trip Well)。讨论的主要目的是如何将钻井和完井的一系列先进技术进行集成，以实现更少的起下作业次数，最终完成真正意义上的“一次起下作业钻完井”。随着世界石油工业的快速发展和科技

29、的不断进步，钻井业近年来出现了许多新的技术。三维多目标井在国外已经广泛开展，套管钻井、实时地层评价、三维旋转导向钻井等先进技术也正在进入常规应用阶段。新兴的一次起下砾石充填作业、迅速发展的“聪明井”(“Smart”Well)技术、不断增长的可膨胀管技术的应用以及保持井眼完整性的化学品的应用技术都在发展之中。这些技术确实解决了某类特定的问题，但钻井业并没有摆脱一口井钻井完井需要多次起下作业的常规作业模式。,66,(9)智能完井,智能完井系统是带有井下流量控制阀，井下传感器，并能实时采集有关数据的遥测与控制系统。其目标是将层间隔离、流量控制、机械采油、永久性监测和出砂控制等方面安全可靠地综合起来。

30、它可使经营者从地面实时地对单井多层段油气生产或对多分支井中单分支井眼的油气生产进行监测和控制。智能完井系统将会减少油井生产期间所需要的大量修井作业，从而使油井有较少的油井检修作业量，保持最高的采油水平，获得较高的油层油气采收率。,67,(9)智能完井,智能完井系统由地面硬件控制设备和井下模块组成。智能完井系统井下部分由数个模块组成，这些模块具有测试油管压力和环空压力、温度和流量的功能，它类似一种开关控制着油气由油层流入生产管柱。地面系统与井下模块相结合，以辨明油层的层位、工况以及每一油层的流动特性。地面系统将指令传送给井下装置使井下设备动作来改变、调整油井的流动特性。固定于油管柱外侧的电缆可进

31、行地面和井下设备的信号传递，并给井下设备提供电源。,68,智能井井下自动油气生产系统,(9)智能完井,69,1.推覆体及山前高陡构造地区井斜控制困难2.窄密度窗口安全钻进问题3.破碎性地层井漏和高密度泥浆漏失严重4.高研磨性地层钻井问题5.水平井地质导向技术应用率还不高6.气体钻井中的井斜、井塌与卡钻问题等7.固井与完井问题,三、当前我国油气钻井技术存在的主要技术瓶颈,70,国内近年来在复杂深井钻井方面遭遇了世界性的难题，玉门的逆掩推覆体、塔里木山前、新疆南缘等都面临着高陡构造下的钻井问题。井斜问题直接影响着钻井井身质量和钻井速度，成为制约勘探开发的瓶颈技术山前高陡构造地区，由于地层倾角的制约

32、，为保证上部井眼打直，被迫轻压吊打，影响了钻井速度。对于超深井由于上部井斜难以控制，导致后期钻进时上部套管偏磨,1.推覆体及山前高陡构造地区井斜控制困难,71,窿9井319天钻至井深2970m。耗用钻头66只，平均单只钻头进尺45m，平均机械钻速0.65m/h。日进尺最慢时不到5m。共发生断钻具事故5次，卡钻事故2次。先后采用多种防斜组合，均不能有效解决井斜问题。,1.推覆体及山前高陡构造地区井斜控制困难,72,随着勘探开发的不断深入，井漏问题日益突出。恶性井漏以四川川东和青海油南山地区最为严重，高密度泥浆漏失以塔里木和新疆最为突出近年来川东地区发生多次井漏，严重井漏占20-30%，恶性井漏占

33、10-20%，恶性井漏损失占井漏总损失的50%以上，堵漏很难成功。2004年1-9月份，四川15口重点井漏失泥浆44589方，损失时间4616h新疆南缘地区破碎性地层漏失严重塔里木却勒地区、克拉2地区高密度泥浆漏失问题突出,2.破碎性地层井漏和高密度泥浆漏失严重,73,塔里木克拉2地区和迪那地区由于气层上下跨度大(300m左右)，泥浆柱沿气层上下形成了一定的压差，造成上喷下漏，使井控风险增大为平衡气层下部压力所附加的压力超过了气层顶部的漏失压力，导致漏失和粘附卡钻，反映出储层泥浆密度窗口很窄,3.窄密度窗口安全钻进问题,74,霍10井和霍001井非生产时效对比,40%,30%,霍10井,霍00

34、1井,3.窄密度窗口安全钻进问题,75,突出表现在玉门窟窿山、大庆徐家围子深层、四川等窟窿山构造上部地层受逆掩推覆体的影响，志留系、侏罗系等老地层井段长，下部井段可钻性差，且在纵向和横向上的差异非常大，给钻头选型和合理使用带来了极大困难，特别是限制了PDC等高效能钻头的使用，导致钻井速度慢，周期长(五分之一井段，三分之一周期)大庆油田深部地层岩石可钻性级值最高达 10.38级，硬度高达 5000 MPa，并且含有大段砾石层。致使机械钻速很低，钻头磨损严重(钻进周期占全井周期的70%)近年来针对这一问题，分别引进了Smith、Reed、Hughes等公司的钻头进行试验，取得了一定的效果，但没有从

35、根本上解决这一问题,4.高研磨性地层钻井问题,76,窿9,窿8,窿5,育儿红,Q2-21,Q2-19,窿111,Q2-23,Q2-22,Q2-24,窿6,Q2-20,窿7,窿3,窿104,Q2-15,Q2-18,窿110,窿107,工区南高北低，沟壑纵横，南部妖魔山海拔4586m，工区大部海拔在3000-3600m，地表条件恶劣。,SN,Q2-19井，设计4550米，大港50536队承钻，2002年4月12日审查设计，4月15日招标，4月29日开钻，钻遇逆掩推覆体老地层400多米，地层倾角60度以上。地层及岩性与地质设计及邻井差别很大，夹层多，给钻井施工带来很大困难,Q2-24井，设计4600

36、米，江苏70525队承钻，2002年6月23日审查设计，7月2日招标，7月17日开钻，钻遇逆掩推覆体老地层70560米,Q2-19井30#HJ617钻头,4117.454146.17m进尺28.72 m，纯钻27:25,Q2-19井26#HJ617钻头，39974030m，进尺33 m，纯钻42h,Q2-19井19#FI40Y钻头，36203712.73m，进尺92.73 m，240250kN钻压纯钻98:25,Q2-19井18#钻头F47H，3500-3620m，进尺120m，260280kN钻压纯钻85:50,78,Smith钻头,22#18#入井的F47H钻头18#-216F47H，35

37、003620m，260kN钻压85:50钻进120m，钻速1.40m/h22#-216F47H，38123866m，220kN钻压74:35钻进54m，钻速0.72m/h,79,Smith钻头,22#18#入井的F47H钻头,80,5.水平井随钻地质导向技术应用率还不高,81,目前水平井钻井时主要采取三种方式进行轨迹控制常规的MWD、岩屑录井等LWD、FEWD：传感器距离钻头8米以外GST：传感器距离钻头2米以内塔里木油田TZ40-H7井应用GST技术，使有效油层钻遇率达 87.5%，钻遇 70%(400m)高孔隙度优质油藏。而使用常规的导向技术 有效油层钻遇率小于 50%西南油气田MO91H

38、井应用GST技术，有效油层钻遇率 大于 82%，而而使用常规的导向技术 有效油层钻遇率小于 60%,5.水平井随钻地质导向技术应用率还不高,82,长庆苏38-19、苏39-14-4井气体钻井时的井斜曲线,玉门窿9井气体钻井时的井斜曲线,6.气体钻井中的井斜、井壁稳定问题,83,苏39-14-4井软泥岩水化、井壁坍塌：2170m2431m时，由于纸坊组软泥岩水化造成泥包钻头及钻具，由于气量不足，使得环空中的泥饼环越聚越厚，最终堵塞环空不得不起钻在钻进石千峰组(27733050m)和石盒子组上部地层时(30503262m)，井壁有坍塌现象，并发生多次遇阻卡。钻进32403261.91m井段时上提下

39、放钻具严重遇阻，并伴随有转盘打倒车，发生卡钻13次,6.气体钻井中的井斜、井壁稳定问题,84,Q2-33井地层坍塌,Q2-33井由于地层出水，泥岩垮塌，再加上泡沫和泥浆方式转换不及时。第五次下钻至2500m时(从1800m开始转泡沫方式)，立压升至1250psi，分析认为第三系弓形山组地层出水，导致起下钻过程中井下积水，水面已上升到1900m左右。起出5柱钻具，逐段排水、划眼，当划眼至2506m时，立管压力升至1350psi，发生卡钻,6.气体钻井中的井斜、井壁稳定问题,85,山前复杂深井固井质量差窄密度窗口压稳问题高压气井防气窜技术高密度水泥浆体系不完善小井眼、小间隙固井问题复杂调整井固井质量差后期注水导致井眼压力系统紊乱完井方式单一，没有根据油藏特征，针对性地选择与油气藏相适应的完井方式,7.固井完井问题,谢谢大家,