21世纪钻井技术展望（３）

2　我国与世界钻井技术的差距与对策

　　我国陆上钻井虽然取得很大成就，但当前国际竞争激烈，世界钻井技术发展很快，我国今后面临的形势仍很严峻，如不加快发展，已经缩小的差距，仍有拉大的可能，事实上，钻井技术的一些领域，差距已经加大了。

    　2．1　世界钻井技术的发展与我们的差距

　　这些年国外油公司和技术服务，兼并很多，总的趋势是越兼并规模越大。油公司和油公司合并，技术服务公司之间合并，越合并钻井技术越得到发展，钻井技术服务项目越多、越配套，更利于竞争。

　　21世纪世界钻井发展的趋势是向自动化、智能化钻井发展。这个时期特点：一是将钻井、电测、信息采集、传输，控制技术紧密结合；二是从地面人工控制发展为地下全自动闭环控制，从地面为主的间断信息采集发展为地下直接连续的信息采集，能随钻及时发现油气藏，减少油气层损害。因此，必须知道近期国外钻井的关键技术。

    　2．1．1　老油田多种类型井，有利于提高采收率

　　大力发展重钻井（Reentry），就是在老井加深，老井内侧钻，钻水平井等。在老油田中针对不同类型油气藏特点，选择钻多底井、侧钻水平井、径向水平井、水平井、小井眼井等，老油田通过钻这些井，提高了单井产量，节省了投资，提高了采收率。中国石油天然气集团总公司在老油田钻了一些老井侧钻井与水平井，但数量少。其他类型井基本上未钻，还未将钻以上类型井作为老油田提高采收率的一种有效手段。

　　2．1．2　旋转导向钻井技术

　　这是迈向自动化、智能化钻井的重要标志，国外在水平井、大位移井、大斜度井、三维多目标井中推广应用旋转导向钻井技术，既提高了钻井速度，减少了事故，也降低了钻井成本。我们目前只应用了初级导向钻井技术，对地面人工控制的导向钻井与井下全自动闭环控制的旋转导向钻井尚未应用。

    　2．1．3　超深井钻井技术

　　国外新区第一口超深井（6 000m）一般一年钻一口，而我们一般两年钻一口，花费0.8～1亿元。

   　 2．1．4　大位移钻井技术

　　国外钻大位移井在海上和滩海地区见到了好的效果，海上可少建人工岛和平台，节省大量投资。滩海地区可从陆上钻大位移井，可代替修堤和钻井平台，目前国外钻10km水平位移的大位移井技术已完全掌握，我们陆上滩海尚未钻过3km以上位移的大位移井。

    　2．2　集团公司今后应采用的技术和对策

 　　东部老油田油藏类型多，多进入开发中、后期，含水高，残余油多。西部为储量接替地区，油藏埋藏深。东部滩海地区要进行勘探、开发。长庆、新疆、青海、四川等地区要加快发展天然气。根据以上地区勘探开发要求，为赶上国际水平，集团公司应采用以下关键技术和对策。

   　 2．2．1　发展旋转导向钻井技术

　　导向钻井系统（steeralle drilling system ）就是用一种最优的下部钻具组合，用它能增斜、降斜，后又发展能稳斜。导向钻井系统最初只用在定向井、丛式井。随着油田类型的增多以及开发的要求，需要钻大斜度井、水平井、三维多目标井、大位移井等。因此导向钻井有了相应的发展，导向钻井发展可分为三个阶段：初级导向钻井、地面人工控制的导向钻井以及全自动的井下闭环旋转导向钻井。

　　（1）初级导向钻井。

　　就是用弯外壳螺杆钻具（斜度0.8°～1°），用这套钻具造斜、降斜，旋转钻具时也可稳斜。也就是用这套钻具在造斜段、降斜段实行滑动钻进，在稳斜段实行旋转钻进。辽河、大港、胜利等油田已大量使用这项技术。

　　（2）地面人工控制的导向钻井。

　　这种导向钻井系统就是使用变径稳定器加螺杆钻具，用于造斜、降斜。变径稳定器加在上部，当处于最小直径时，靠近钻头稳定器起支撑作用，使井眼增斜；当变径稳定器处于最大直径时，井底钻具组合两端受支撑，井眼可稳斜或降斜。一般稳斜或增斜，取决于地层性质。变径稳定器直径大小靠钻压调节，靠排量锁定。变径稳定器是由3个螺旋状翼片组成，翼片上装有6个活塞，钻具加压，活塞伸出翼片表面，稳定器直径增加。第二阶段的地面控制的导向钻井比第一阶段的初级导向钻井的优点是变径稳定器直径可以调节，造斜率高。但这两个阶段的导向钻井共同的缺点是造斜段、降斜段均需滑动钻进。滑动钻进时机械钻速低，携岩能力差，井眼不够清洁，易发生粘吸卡钻。

　　（3）全自动的井下闭环旋转导向钻井。

　　这个系统是从地面人工控制的导向钻井系统发展成全自动控制的导向钻井系统，这个系统可实施井下自动测量、辨别、处理、控制、传输。已经拥有这个系统的公司有德国的VDS系统（VDS1、VDS3、VDS5），美国Baker Hughes 的SDD系统，又发展 Auto Trak即 RCLS系统，美国 Hallilurton的 TRACS系统以及英国 Camco公司的 SRD系统。这个系统的优点是造斜、降斜、稳斜段均能实行旋转钻进，有利于提高机械钻速、携岩能力好，减少压差卡钻。可进行 LWD（随钻电测）、 MWD（随钻测量），实行中子密度，补偿双向电阻率、伽玛，近钻头电阻率测井，实行地质导向，FEWD（随钻地层评价）。这个系统的主要结构是在下部钻具有一个非旋转的筒形外套，中间有一个旋转轴，旋转轴上边接钻具，下边接钻头。中间轴可用螺杆钻具旋转，也可用转盘旋转。非旋转的筒形外套上装有井斜、方位测量传感器，可测量出井斜、方位、工具面角，并将数据传到微处理器中，微处理器接到信息，经过辨别、比较，然后给执行机构发出指令，执行机构按指令控制驱动装置，操纵液压阀、驱动活塞，控制三个棱块伸出高度，达到设计要求。MWD将井下信息及时输送到地面。

  　　2．2．2　发展超深井钻井技术

　　根据“稳定东部，发展西部”的方针，西部要加快发展，找到更多的储量，就要加快西部勘探。西部油气藏埋藏深，要加快勘探就要掌握钻深井、超深井技术。我国西部塔里木、准噶尔盆地，这些年钻超深井水平有很大提高。塔里木钻5 000m、 6 000m生产井速度快。但是西部新区第一口6 000m左右探井钻井速度慢，一般两年钻一口，花费0.8～1亿元。要加快新区深探井速度应从以下几个方面解决：（1）控制探井的目的层数，一口探井目的层最好不超过两层，目的层多了，带来井身结构设计不合理。（2）设计一个合理的井身结构，对钻成一口井是非常重要的，应满足勘探开发地质及工程要求，设计套管层次应留有余地，避免同一裸眼段内出现两个以上不同压力系数地层，套管设计要充分考虑油气层特点和地层特点。（3）彻底破除钻井液密度高了，就枪毙油层的陈旧观念。应认清造成油气层损害的主要原因是井内液柱压力大于地层压力差，而不是不考虑地层压力大小，只注意钻井液密度的高低。这个压力差（△P）越大，钻井液中滤液固相越容易进入油气层，对油气层的损害也越大。不过，当钻开油气层时，如果钻井液中的固相颗粒尺寸与砂岩油气层喉道直径相配伍，这时，一定的压差有利于在井壁形成质量好的滤饼，阻挡滤液、固相进入油气层。（4）实行平衡压力钻井，选择合理的钻井液密度分几种情况：①一般情况，钻井液密度等于地层空隙压力加一个压差（△P），△P油井为1.5 MPa～3.0MPa,气井为3.0 MPa～ 5.0MPa。②遇盐岩层时，应按盐岩层蠕变曲线确定钻井液密度。③遇高压盐水层时应按盐水层压力确定密度。④遇不稳定地层，应根据地层空隙压力、坍塌压力、破碎压力确定密度。

 　　  2.2.3　采用大位移钻井技术

　　这些年，国外大位移钻井技术发展很快，水平位移已达到10km，大位移井主要用于海上和滩海地区，钻大位移井可减少人工岛或平台数量，滩海地区可从陆上向近海钻大位移井，可节省大量投资。建议辽河、大港、冀东滩海地区尽快发展大位移井，大位移井的关键技术是：（1）为减少阻力和扭矩，使用准悬链线井身剖面及油基钻井液，用带护箍的钻杆。（2）使用高扭矩接头，高扭矩润滑油，高强度钻杆。（3）保持井眼稳定。（4）保持井眼清洁。（5）避免套管磨损，固井时部分套管悬浮，转动尾管提高固井质量。

   　 2.2.4　老油田应选择重钻井技术

　　在老油田如砂岩注水油田、稠油油藏、低渗透油藏、断块油藏等都不同程度存在一些死油区块、枯竭井等。在这些不同类型的老油田中，应有选择的钻重钻井（Reentry）如老井加深井，套管内侧钻井以及钻多底井（分枝井），侧钻水平井、定向井、大斜度井、大位移井（包括三维多目标大位移井即蛇形井）、径向水平井、水平井等，加上使用导向钻井技术，使这些类型井真正成为老油田提高单井产量，降低成本，提高采收率的有利手段。

    　2.2.5　加强钻井基础理论研究

　　过去4个5年计划中钻井重大技术取得很大进步，是由于总公司钻井局、科技局及各油田抓了钻井重大科技攻关，重视钻井基础理论的结果，石油工程委员会还专门成立了钻井基础理论学组。今后钻井基础理论应重点研究石油钻井岩石力学、石油钻井岩石破碎力学、钻井流体力学、石油钻井化学、钻井管柱力学、钻井控制工程学等。

    　2.2.6　加强钻井装备的更新改造

　　前面介绍了集团公司装备取得的成就,随着使用时间的推移,目前集团公司钻井装备新度系数低,加上国外钻井装备的进步,集团公司的装备显得不够适应,大庆Ⅰ、Ⅱ钻机传动效率低，搬迁车次多，部件寿命短。4 500m、6 000m钻机缺少电驱动钻机、顶部驱动设备。还应加强高效固井设备、随钻电测仪器（LWD）新型高效牙轮钻头、PDC钻头等的攻关和研制。由于目前的体制，钻井单位无力改造、更新设备，集团公司应研究筹措资金予以解决。