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高陡构造的防斜打快钻井难点钻井井斜一直是影响钻井速度和质量的重要问题，地层产状和各向异性是影响钻井井斜的主要地质因素无论是打直井还是打定向井，掌握这两个地质因素都是有效控制井斜的基础条件四川盆地东部多高陡构造，地层倾角大，加之侏罗系地层岩性变化大，软硬交错频繁，层理发育，地层各向异性指数值高低变化大，上、中部地层普遍存在较严重的井斜问题其中在川东北地区的通南巴构造、普光构造、毛坝构造、双庙构造和黑地梁构造等，由于复杂的构造应力作用，这些地区地面高度差别大，井下地层倾角大、且变化大（最大地层倾角可达87°）地层岩性复杂多变、研磨性高、可钻性差目前在川东北地区钻井，除面临井喷、井漏、地层流体中含硫化氢等问题外，一个最主要的问题就是钻井的防斜打快滇黔桂的楚雄和南盘江地区也属于高陡构造地层，地层倾角一般都在30°〜80°不等特别新探区的地层倾向还不十分清楚，地层各向异性大，岩性变化大缺乏规律性，且断层多，地层自然造斜能力强，井斜控制十分困难地层可钻性差，研磨性高，机械钻速很低，一旦发生井斜后纠斜十分困难由于天山、昆仑山向盆地的推覆挤压，在塔里木盆地内形成了库车、塔西南和塔东南3个规模巨大的前陆盆地在这些前陆盆地的前陆逆冲带，挤压褶皱发育，构造多且大，线状背斜成排、成带分布，是油气勘探的有利地区但构造上的地层倾角达到50°~80°给钻井造成很多困难如胜和1井，从285m进入志留-泥盆系变质岩，厚度达到3307m岩性主要为绿灰色千枚岩和浅灰色变质砂岩片理发育，片理角达到45°以上，最大可达83°并见石英脉，产状与片理面相近，沿片理面极易剥落当钻压超过20kN井斜就会迅速增加由于井眼尺寸大、钻压小，机械钻速特别低（日进尺不足10m）严重制约了钻井的速度准喝尔盆地柴窝堡地区为典型的山前构造类型，地质构造复杂，构造运动剧烈，断层多，地层倾角大，易井斜1800m以前地层倾角达45°六盘山盆地的海参1井，地层倾角大，自然造斜力强，增斜快，井身质量很难控制，井斜4665m时为4°4780m时井斜增为7°虽采取了一系列防斜、纠斜措施，纠斜效果仍不理想，5479m井斜大达到
13.5°主要技术对策防斜钻井技术根据对侧向力控制的不同可分为两大类，即被动防斜技术和主动防斜技术被动防斜技术应用最早，也是目前使用最为广泛防斜钻井技术该技术以降低地层造斜力为主，所用钻具主要包括塔式钻具组合、满眼钻具组
5、钻井液体系要与所钻地层配偶，要具有良好的抑制性、封堵性，钻井液的失水要低、滤饼要薄且坚韧；
6、要维持井壁稳定必须增大钻井液密度，要知道在某个钻井液密度下，钻开的井眼能保持稳定的时间；反之由工程上要求达到的稳定时间，决定所需钻井液的密度白云岩和盐膏岩钻井技术结论与建议
1、泥页岩与钻井液接触后吸水膨胀产生水化应力，随着裸露时间的延长水化应力增大此时井壁较未水化时易于发生坍塌破坏；
2、膨胀性泥页岩设计钻井液密度时，应考虑水化应力的影响，这样设计的钻井液密度要比未水化时要高，有利于钻井的井壁稳定；
3、在低渗透地层中如页岩和灰岩地层，微裂缝是目前造成井壁不稳定的常见因素之一；
4、在压力与钻井液对地层造成伤害之前确，封堵住微裂缝可大大提高井壁稳定性这意味着在钻至裂缝地层前，需在钻井液中加入有效的裂缝封堵剂，在钻井液侵入裂缝之后，再加入封堵剂是起不到井壁稳定效果的;
5、钻井液体系要与所钻地层配偶，要具有良好的抑制性、封堵性，钻井液的失水要低、滤饼要薄且坚韧；
6、要维持井壁稳定必须增大钻井液密度，要知道在某个钻井液密度下，钻开的井眼能保持稳定的时间；反之由工程上要求达到的稳定时间，决定所需钻井液的密度主要技术对策
1、西部吐哈油田上部的盐膏层，因埋藏浅400〜2400m盐膏层温度在40〜80°C可使用聚合物抗盐钻井液该体系不仅满足了钻井工程的需要，而且钻井液性能稳定、维护处理简单、成本低，井径较规则，能明显减少井下钻井事故钻井实践证明，提高钻井液密度是防止盐膏层塑性变形的有效措施但在浅井地层侧压力、地温较低的情况下，通常钻井液密度也大大高于正常值，易压漏下部渗透性地层
2、塔河油田沙105井盐膏层钻井主要技术对策为防止盐膏层蠕动对套管的损坏，该井选用中
250.8mmX
15.88mm及
①
273.lmmX
24.38mm高抗挤、大壁厚套管，并采用随钻扩孔结合钻后扩孔的措施，确保套管柱能顺利下入井眼在钻进盐膏层以前，先封固上第三系欠压实、易分散造浆、含膏易水化膨胀、易阻卡的井段，尽可能降低盐膏层钻井的风险进入盐膏层前60m要将钻井液转换成欠饱和盐水体系，钻井液密度增加至
1.65kg/L左右同时要合理选择C「质量浓度，以有效抑制盐膏层蠕动及盐岩的溶解程度，有利于防止缩径和钻井液发生漏失根据盐膏层蠕变的理论研究，在进行盐膏层段套管设计时，使用上覆岩层压力代替地层孔隙压力，国内外一般取
2.31〜
2.71kg/L或直接按上覆盐膏层密度取值，基于外载均匀的前提，同时考虑实钻盐膏层密度与缩径情况取值在盐膏层中钻进Im左右，应循环钻井液一周，并起钻至套管内待数小时后下钻至盐层慢慢下探，如无阻卡显示，则停待时间可认为是安全时间，否则应重新钻进Im盐膏层，循环停待直至测出安全时间2004年底，德州所完成了中石化“深井、超深井盐膏层钻井技术研究”项目，该项目以塔河南和库车坳陷第三系为实例，系统、有针对性的进行研究形成了一套深层蠕动压力和蠕动速度预测、钻井液密度设计、非均匀载荷套管设计技术，提出了盐膏层钻井欠饱和钻井液体系和配套的钻井工艺措施研究成果在塔河南盐下沙105井等20口探井中进行应用，顺利钻穿了200多米的盐膏层，钻达5900〜6000m的盐下奥陶系目的层，多口探井取得良好油气显示和重大发现还作为样板技术在塔河油田进行了推广，取得了整体控制盐下的目标，为塔和盐下油气勘探取得重大突破作出了贡献
3、川东北地区盐膏层钻井技术对策川东北地区盐膏层总厚度超过400m因此进行钻井液体系选择时，应选择抗化学污染能力强的钻井液，钻井液不仅要求抗盐，而且要求抗钙超过
0.4g/Lo雷口坡组、嘉陵江组盐膏层在井深3000〜4500m井底温度高达120〜150°C因此，所选择的钻井液体系要能抗高温、高压，聚磺钻井液、三磺细分散钻井液在该区使用效果较好川东北地区目的层多，埋藏深度在4000m〜6000m又具有多套压力系统，因此在井身结构设计时，常将中
244.5mm技术套管下在嘉三段底部因此盐膏层被分割在两个井段，上部井段施工难点除盐膏层外，还有陆相自流井组、须家河组地层的垮塌；下部井段有嘉2组含H2S的高压气层、飞仙关的低压漏层由此可以看出，抗盐膏钻井液仅是全井的一个局部，要求所选择的钻井液体系能顺利完成转化为克服盐膏层的蠕动变形保证安全钻进，钻井液的密度较高雷口坡组地层一般密度为
1.60〜
1.80kg/L进入高压产层嘉2段时，密度要调至
1.90-
2.00kg/Lo长时间使用高密度钻井液，特别是在较高矿化度条件下维持好流变性，在选择钻井液体系时要加以考虑
4、胜利油田东营凹陷深层盐膏层钻井对策郝科1井于1995年4月12日开钻，从
3395.5m钻遇盐膏层，至5492m最后一层含膏泥岩结束，累计钻过盐膏层2096it1o根据录井资料分析，在
3395.5〜4263m的
867.50m盐膏集中井段，共钻过膏层12层、厚16m；盐层66层、厚
168.09m；膏盐层和盐膏层共31层、
83.16m盐膏层最大单层厚度
23.5m；泥膏岩18层、
17.55m；泥盐岩7层、
7.6m；盐质膏泥岩15层、
17.7m；含膏含盐泥岩59层、
98.52m；深灰色软泥岩3层、12m；紫红色软泥岩29层、72m其中单层最厚为9m该井主要钻井技术措施为选用正电胶聚合物为主的泥浆体系，3000m以前使用盐水钻井液，3300m后转换成饱和盐水钻井液通过郝科1井的实践证明，正电胶聚合物饱和盐水钻井液，具有正电胶、阳离子、聚磺钻井液的特点，在抑制防塌性能、抗盐膏污染、抗高温、钻井液悬浮携砂性能、高温稳定性等方面，正电胶聚合物饱和盐水钻井液都优于过去使用的钻井液，满足了东营地区钻复杂盐膏地层的需要，减少了井下复杂问题的发生，是90年代发展起来的钻复杂地层高温、高压深井的一种新型钻井液盐膏层对钻井施工威胁最大，易导致井下复杂和事故的是“蠕动”地层该井较纯的盐岩层和紫红色软泥岩即属此类郝科1井钻至
3566.74m遇纯盐层，
3799.74m遇紫红色软泥岩层，都发生过严重遇卡情况在“蠕动”地层钻进一是采用平衡法，即加大钻井液密度，平衡地层向井眼蠕动的压力或减小蠕动速度；二是释放法，即“少打多划”，使地层蠕动能量随时间的增加逐渐向井内释放通过反复划眼形成较为稳定的井壁由于盐膏层段一系列不利因素的存在，钻过的井眼随时会出现复杂的情况郝科1井中
339.7mm技术套管下深
2623.15m套管鞋处地层承压只有
1.87当量密度，而在盐膏层段必须使用
1.90〜
1.95的密度，虽经几次封堵井漏仍时有发生此外蠕动层的缩径、膏盐层对钻井液的污染、盐岩的溶解、硬泥岩的掉块、饱和盐水钻井液对钻具及设备的腐蚀等，随时都危及着钻井施工的安全因此及时下入技术套管封住盐膏层，是保证全井安全施工的重要措施郝科1井中
244.5mm技术套管下深
4324.80m实践证明，下入中
244.5mm技术套管后，解决了复杂井下情况给施工带来的困难，更为四开后转化为高温钻井液体系，降低钻井液密度创造了有利的条件该井选用日本住友商社SM-110T梯型扣高抗挤套管，它在相同壁厚9%〃套管中抗挤强度是最高的尽管如此，井底部分的抗挤安全系数也仅为
0.5o由于四开后设计使用中
215.9mm钻头，选用套管的最大壁厚为
11.05mm（套管通径为
①
218.41mm）为提高盐膏层井段套管抗外挤能力，在
①
244.5mm技术套管串中，对蠕动比较严重的层位下了“双层套管”，由壁厚
8.89mm的中
273.05mm套管套在
①
244.5mm套管上，中间以水泥固结制成结论与建议
1、盐膏层具有复杂的地质特征，钻进过程中极易发生井下复杂事故应用适合盐膏层的钻井液可减少复杂事故，确保钻井施工顺利进行
2、在钻井过程中，采取切实可行的方法监视井下情况，及时发现并采取必要的措施，可有效避免或减少井下复杂情况
3、对于盐膏层钻井，合适的钻井液密度和钻井液体系是核心，井身结构是基础，综合的钻井技术是关键
4、为保证组合套管的顺利下入，必须对盐膏层段进行扩孔作业，扩孔作业应结合实测盐膏层蠕变速率
5、防掉块、防缩径、防漏都与钻井液密度有直接关系，同时防掉块与防漏又是一对矛盾，要选择一个安全、合理的钻井液密度值煤系地层的钻井技术钻井难点
1、煤系地层的坍塌
（1）煤岩坍塌的主要因素煤岩的节理、裂缝和孔洞极其发育，胶结疏松当钻开煤系地层时由于钻井液滤液的进入，降低了煤岩之间的胶结力，在外力的作用下发生破裂造成坍塌煤具有较强的吸水、吸油能力，煤岩吸水、吸油后发生膨胀及胶结物的溶解，使其抗压强度和抗拉强度降低导致煤层坍塌受强地应力和高地层倾角作用，如果钻井液密度过低，液柱压力不能平衡地层坍塌压力就容易造成井壁坍塌钻井过程中，由于钻具碰撞、钻头切削、起下钻速度过快等，都会促使地层坍塌
（2）不稳定泥页岩加剧了煤层的坍塌煤层下部的泥页岩坍塌后，因煤层失去了支撑而加剧坍塌；同样，煤层的坍塌也促使了上部泥页岩的坍塌形成恶性循环
2、依南4井是库车坳陷的一口重点探井，设计井深4700m该井3700m以上井段地层倾角75°〜20°在2889m〜4346m井段钻遇煤层74层，总厚度117m单层最大厚度
9.5m根据电测资料分析，该井在2800m以前地层坍塌严重，井径扩大率高达
22.6%o煤系地层的防塌钻井液
1、物理封堵一般认为，对裂缝性煤层，封堵效果的好坏与封堵材料的颗粒度分布和软化点有关，为此对不同类型的沥青材料和超细碳酸钙等材料，在这两个方面进行了实验分析
（1）封堵材料的颗粒度分布根据塔里木油田库车坳陷依南地区的依南4井，对5种试液进行了颗粒度分布测定（见表2-8-3）o表2—8—3钻井液粒度分布测定注1号样基浆2号样基浆+FT-13号样基浆+重晶石（钻井液密度为
1.5g/cm3）4号样3号样+超细碳酸钙（粗）5号样3号样+氧化沥青（软化点56°C）上述实验的温度为室温从表2-8-3可以看出，对不加重钻井液，加入FT-1后引起粘土颗粒分散，使得小于的颗粒增多而煤层中大部分裂缝宽度为2〜6pm因此磺化沥青等阴离子处理剂对粘土的分散作用，有助于提高粘土小颗粒对煤层的封堵作用对加重钻井液，当密度大于
1.5g/cm3以后，重晶石的颗粒度分布控制了钻井液的颗粒度分布，加重钻井液中加入了超细碳酸钙或氧化沥青之后，钻井液中小于5pm颗粒的颗粒度分布并未发生明显变化，说明在加重钻井液中加入超细碳酸钙等细颗粒硬堵材料，对煤层裂缝的封堵作用意义不大氧化沥青软化点56°C使钻井液中lOpm以上大颗粒含量明显增加氧化沥青大颗粒在高温下软化变形，在压差下进入裂缝起到较好的封堵作用，而小颗粒进入裂缝内部进行胶结和封堵，这一点已被室内实验和钻井实践所证实阳离子乳化沥青YL-
80.YL-1OO粒度分布实验证明，2〜8|jm的颗粒占80%与煤层裂缝宽度相当温度对封堵效果的影响图2-8-2是胶状阳离子乳化沥青YL-70在不同温度下其封堵效果的评价YL-70软化点在80°C〜90°C由图可知，当温度超过其软化点时，滤失量明显增大，其原因是乳化沥青在高温下，变为粘状液体后失去封堵能力要取得好的封堵效果，必须根据井下实际温度，选取合适软化点的封堵剂一般情况下应使封堵剂的软化点略高于井筒温度根据井下的实际温度，选用合适软化点的氧化沥青类产品与磺化沥青配合使用，有助于提高钻井液的物理封堵能力10152025时间min图2-8-2温度对封堵性能的影响
2、化学封堵化学封堵就是通过加入化学剂，在钻井液液柱压力高于地层压力的情况下，钻井液滤液不会在压差作用下进入地层，同时化学剂中的阳离子，可以起到抑制粘土水化膨胀的作用实验表明，比较有效的化学封堵材料为KCL和正电胶MMHo
3、物理化学封堵物理化学封堵就是降低油水或油气界面张力，降低渗透压，从而阻止钻井液滤液进入地层研究表明，聚醒多元醇EP—533效果较好
4、防塌钻井液配方优选针对现场实际特点，在正电胶聚磺钻井液体系、KCL一聚磺钻井液体系及多元醇聚磺钻井液体系的基础上，加入足量的磺化沥青、氧化沥青和阳离子乳化沥青等封堵材料，进行钻井液性能的调整后，就成为煤系地层防塌钻井液体系优选配方性能见表2-8-4o表2—8—4煤层防塌钻井液配方实验注1#土浆+MMH+F1oZn+FT-1+SPNH+SMP-1+氧化沥青+EP-533+KCL+重晶石；2#土浆+MMH+KPAM+PSC-2+CHSP-1+SPNH+氧化沥青+EP-533+KCL+重晶石；3#土浆+MMH+KPAM+PSC-2+CHSP-1+FT-1+氧化沥青+EP-533+KCL+重晶石；4#土浆+MAN101+FT-1+SPNH+SMP-1+氧化沥青+YL-80干剂+EP-533+KCL+重晶石；从上表看出，在高温和常温情况下，优选出的配方在流变性和滤失量Qn两个方面都比较理想，钻井液封堵性强、失水低、造壁性好、滤饼致密有韧性；流变性好、容易维护、抗污染能力强；钻井液润滑性性好、抗高温能力强；能满足煤层钻井的需要结论和建议
1、煤本身的脆弱性是造成煤系地层坍塌的主要因素；其次是钻井液体系不能稳定泥页岩、高地层倾角和高构造应力；不恰当的钻井措施会加剧煤系地层的坍塌
2、合适的钻井液密度、强化钻井液的封堵能力、恰当的技术措施是煤系地层安全钻井的关键
3、采用物理与化学共同作用的封堵防塌技术，能较好的解决破碎性煤层坍塌问题高含H2S气体的安全钻井钻井难点
1、S的特点别名氢硫酸，为剧毒、酸性、有刺激性气味（臭鸡蛋味）的无色气体分子量
34.08蒸气压
2026.5Kpa/
25.5°C闪点小于一50°C熔点一
85.5°C沸点一
60.4°C相对密度为（空气为1）
1.176比空气稍重，在空气中易燃燃烧时发出蓝色火焰，燃点为292°Co通常情况下H2S态以气态存在，当其与空气或氧气混合到一定比例（
4.3%〜46%）时，在一定条件下会发生爆炸
2、H2S的主要危害HS具有刺激性和窒息性的气味，低浓度接触仅对呼吸道及眼部有刺激作用，但高浓度接触会很快引起嗅觉神经麻痹而不知其味，此时人很容易因中毒而导致死亡由于JS的危险性，国家职业性安全暴露极限规定ISmg/m限时加权平均值是日工作8小时的暴露安全极限（lOppm）；22mg/m3为短期暴露限制（15ppm）；30mg/m3为最大暴露限制（20ppm）钻井设备基本上为金属和非金属两大类，主要以钢铁和橡胶、塑料为代表HS溶于水后形成弱酸，化学活动性很强其中对金属的破坏形式主要有:电化学失重腐蚀、“氢脆”和硫化物应力腐蚀破坏等；对橡胶和塑料有机类的材料影响主要是使其失去弹性和开裂钻井过程中对水基钻井液有较大的污染，主要表现为钻井液的密度和pH值下降，粘度上升，颜色变深，钻井液流变性变差形成不动胶由于剧毒、对人体有严重的危害、对钻井设备具有腐蚀性，因而钻井施工作业的风险增加为此，在钻井过程中对井控工作及HS的防护，特别是对钻杆、套管、井口装置、井下工具及橡胶密封件的材质提出了更高的要求主要技术对策
1、开钻前的安全、健康与环境风险评估根据国家对安全、环保方面标准和规定，结合过去钻井的经验，开钻前应做好安全、健康与环境风险评估（HSE）找出潜在风险和存在的不利因素及有利条件，制订安全可靠、操作性强的应急预案
2、做好应急预案及其演练在含硫区块进行钻井作业之前，必须根据风险评估做好以下各种应急预案防S应急预案、井喷失控应急预案、人身伤害应急预案、井漏应急预案、防火应急预案、防自然灾害应急预案和防食物中毒应急预案每个预案的内容包括但不限于应急组织机构、应急岗位职责、现场监测制度、应急程序的培训及演练，上述预案要建立演练、检查制度
3、搞好钻井一次井控在高含硫地区钻井施工，防止H2S侵害的最根本措施就是搞好一次井控，保证井筒内液柱压力大于地层压力，防止地层中H2S气体侵入井筒
4、夯实钻井二次井控地层压力具有一定的不确定性，钻井作业过程中常因各种因素的变化，使井底压力控制失去平衡而导致溢流或井喷，这时需要依靠井控装备实施压井作业所以高标准配备、安装和维护井控装备可以避免发生严重事故
5、加强对S监测及防护
（1）井场配备固定式4S监测系统，监测传感器分别安装在防喷器喇叭口处、司钻操作台、钻井液架空槽出口、循环罐等附近位置井场工作人员每人配备一台便携式S监测仪
（2）固定式和便携式监测仪应具有声光报警功能，井架上安装高音报警器，以便在紧急情况报警时，井场人员及附近的居民都能听到
（3）井场作业人员每人配备1套正压式呼吸器，另外再多出3〜5套备用井队配备双电源充气机，以便在需要时给正压式呼吸器充气
（4）监测设备、仪器应由具有资质的机构定期鉴定
（5）在井架、值班房上方、井场盛行风入口等位置安装风向标，一旦发生紧急情况，作业人员可向上风方向疏散
（6）在钻台上下、振动筛、循环罐等气体容易聚集的场所安装防爆排风扇，以驱散有害的可燃性气体
（7）井场储备一定量的除硫剂，钻开含硫气层前加入适量的除硫剂和缓蚀剂，钻井液的pH值控制在
9.5以上，以减轻H2S气体的腐蚀破坏作用
（8）采用钻井液屏蔽暂堵技术保护好油气层
（9）井队副司钻以上重点岗位人员，必须取得井控操作证后方能上岗，要加强对井队全员H2S防护知识、急救常识的培训，提高全员的H2S防护能力
（10）甲、乙双方分别制定不同级别的防H2S应急方案，定期进行应急演练
（11）定期组织井控安全大检查，宣传贯彻钻井井控标准，及时发现和整改事故隐患，提高井控安全意识及管理水平
6、加强溢流监测
（1）要严格落实当班坐岗观察制度，实行地质录井和钻井队联坐制，提高坐岗人员的责任心和自觉性
（2）钻井队配备坐岗值班房，房内张贴钻具体积、井眼容积换算表，配备钻井液罐的液面标尺，便于坐岗人员计算和测量液面
（3）配备电子感应式液面监测仪和浮子式液面报警器，确保液面监测的准确性
（4）利用钻井参数仪、综合录井仪的参数分析井下情况，及时判断是否有溢流发生
（5）钻开气层后，每趟钻前、后都要测量后效，将油气上窜速度控制在10m/h以内
（6）开展不同工况下的防喷演习，熟练掌握关井操作程序，做到早期发现（溢流lm，报警）、班自为战、及时关井（2蛆关井）、及时处理结论与建议
1、目前，国内瓦S成因及其地球化学研究还很不完善，很难对地层中的HS进行准确预测我国目前高含硫气田大都在碳酸盐岩地层中，对可能钻遇的含硫酸盐岩的地层，特别是碳酸盐岩-硫酸盐岩组合地层的井（尤其是探井）要特别注意H2S
2、常规油气井钻井已形成了比较成熟的技术，但钻探高压含H2S井，由于H2S的毒性、腐蚀性极强，与常规井相比，在井身结构设计、井控装备配套、钻井技术措施等方面，都应留有较大的安全系数，以保证在各种情况下都能有效控制井口
3、全面、完善的H2S风险评估，是安全钻探高压硫化氢气井的重要保证；针对风险评估制定切实可行的各种应急预案，并按计划进行演练是预防HS中毒的关键
4、要加大对承钻高压含硫气井钻井队装备、安全、环保、技术的投入，特别是在后勤供应保障差、协调能力不足、实战经验较少的情况下，钻井队应该配备更为过硬的硬件，以保证相应的井控作业能力，为钻井安全生产提供保证
5、气井长期关井会在井口形成气柱，有4S时更有可能造成灾难性的后果，间歇放喷会使环空套压迅速上升，最好的办法是出现溢流后迅速压井组织气井压井应提前做好准备，尽量缩短井场压井等待时间进行压井生产准备时，应特别考虑到气井压井所需的压井液，要远远多于井筒内的钻井液量合、钟摆钻具组合等随着新型钻头和井下动力钻具的发展，又出现了PDC钻头配合动力钻具的防斜打快组合主动防斜技术以增大钻具侧向力为主，其出发点是通过自动控制或人为遥控专用工具，对井眼的轨迹进行控制目前该技术采用的工具主要有BakerHughesInteq公司的VDS垂直钻井井系统、SDD直井钻井系统、VertiTrack闭环导向系统和Schlum—berger公司的PowerV垂直钻井系统另外，还有一些防斜快钻技术是以控制钻头倾角为出发点而设计的，井内钻柱的运动是以自转和公转联合作用的涡动在钻柱以自转为主的状态下，钻头侧向力和钻头倾角将产生增斜的作用；而在以公转为主的状态下，钻柱在井眼内做无规则回旋运动，从而实现稳斜钻进这类防斜快钻技术使用的工具主要有偏心钻具结构、偏轴钻具结构、柔性钻具结构、预弯曲钻具结构等这些钻具结构有一定的动力学防斜打快的理念，介于主动和被动防斜技术之间，但由于钻具侧向力控制手段有限，一般仍认为它们是被动防斜技术下面分别介绍如下
1、被动防斜技术塔式钻具组合塔式钻具组合可提高下部钻具的刚性和抗弯曲能力，利于在较大钻压下防斜在倾角大、岩性变化频繁、自然造斜率极强的地层中，使用塔式钻具组合，特别是使用
4279.4mmIlin钻铤组成的塔式钻具组合，在川东北地区进行一开、二开钻进，有利于部分解放钻压，提高钻井速度但是一旦发生井斜，其纠斜效果不好满眼钻具组合满眼钻具组含是川东北地区常规防斜钻井的典型组合，由2〜3个外径与钻头直径相近的稳定器及外径较大的钻铤构成由于该组合具有刚性大和填满井眼的特点，在直井中，当地层横向力不大时，能保持直眼钻进；当钻遇增斜或减斜地层时，也能有效地控制井斜变化率，使井斜不致变化过快，从而减少键槽卡钻和套管无法下入的风险毛坝2井在下沙溪庙组和千佛崖组使用该钻具结构钻进，机械钻速达到
1.83m/h该钻具结构在上部地层使用很有价值但是由于使用的稳定器直径大，致使扭矩阻力增大，钻具硬卡和扭断的风险也随之增加钟摆钻具组合由于钟摆钻具组合能够有效地纠斜，目前是川东北地区最广泛使用的一种降斜钻具结构该钻具结构的降斜机理是“钟摆效应”，若增大钻压，钻具的降斜力会减小，甚至会转变为造斜力钟摆钻具组合最大缺点是工作钻压进一步做好钻井工程地质分析研究做好钻井工程地质分析研究的必要性在地质环境中或以地质体为基础建设的工程称为“地质工程”地质工程的基础是工程地质，是此类工程设计与施工一刻也离不开的基础工作工程地质学是地质科学的一个分枝，是研究工程建设中相关地质问题应用性很强的学科，至今已有80余年的发展历史，被广泛应用于经济建设和国防建设工程中但是，目前的工程地质学并不直接涉及油气钻井的主要工程地质问题油气钻井工程是在特定的地质环境中进行施工作业的典型地质工程其十分显著的复杂性、隐蔽性、高投入及高风险特点与难点，大大超过矿山竖井、隧道、建筑基础等一般的地质工程遗憾的是，长期以来工程地质问题的分析研究，在钻井理论、技术研究和施工中并没有得到足够的重视现有的钻井地质设计主要是油气地质方面的内容，涉及工程地质方面的内容少又简单，根本不能满足钻井工程设计和施工作业的需要由于钻井工程中这一重要的基础性工作不到位，钻井设计和施工措施存在许多盲目性、科学性和针对性，从而导致钻井复杂和钻井事故也就是常见的事To钻井设计与施工的主要依据是所钻井眼的地质情况，准确了解待钻地层的特性，是安全、优质、低成本钻井的前提条件钻井的过程就是破碎岩石形成井眼的过程，自地面到地下几千米深的储层，所钻地层的地质情况是复杂多变的，这种复杂性将随着钻井深度的增加而急剧增强具体表现为高温、高压、强构造应力及破碎地层等，使漏、喷、塌、卡等事故及复杂情况屡屡发生，给钻井作业带来很大的困难，甚至有时造成油气井报废目前，我国油气钻井又面临着一个基本矛盾，一方面随着我国主力油田整体进入开发中后期，油气后备储量接替严重不足，不得不向地下条件和地面条件更加恶劣的地区发展（如海洋、强构造应力地区和高温高压地区等），钻井过程中遇到的复杂情况越来越多、地下条件越来越差、钻井的风险程度成倍增加；而另一方面，我国油气资源总体上品位较低地质复杂、开发难度大、开发成本高，因而要求我国石油工业必须走低成本开发战略，降低油气钻井成本首当其冲这个基本矛盾给石油工作者提出了更大的挑战和更高的要求，使得准确评价和预测待钻地层越来越重要根据目前我国钻井工程的实际情况，应建立一个新的学科一钻井工程地质学，要把钻井工程地质作为钻井系统工程中一个重要的组成部分搞好钻井工程地质问题的分析研究、预报与跟踪评价，以及工程地质灾害预防与处理措施的制订与实施，必将大大提高科学钻井的水平，从而有利于提高钻井速度、降低钻井成本、提高钻井综合效益钻井地层评价是钻井工程地质研究的主要内容钻井地层评价也可称之为钻井地质环境描述，是针对钻井工程需要所开展的地层特性评价主要内容包括岩性描述、岩石的力学和工程特性，如岩石强度、可钻性、地应力、井壁稳定性等在此基础上，可根据地层岩石的特点选用适宜的钻井措施、破岩工具、钻进参数，从而避免钻井工程井下事故、保证钻井工程的质量和效益除此之外，对钻井工程安全作业施工来讲，做好钻井纵向压力剖面的预测，和老油田纵、横向压力动态变化的分析研究，也是钻井工程地质研究的重要内容
1、地层评价的核心和理论基础地壳岩石的形成经历了漫长的地质时期（如沉积、压实、成岩等），后期构造运动又使地下岩层经历了非常复杂的构造历史（如隆升、沉降、断层作用、褶皱形成等）深部地层地质条件具有很强的复杂性和不确定性，这主要是由地层构造运动的复杂性和人们认识地层技术手段的限制所决定的如何准确认识这种复杂性和不确定性，以及如何利用现有工艺和手段，减小其带来的影响是钻井地层评价的核心问题近些年来，钻井及相关技术发展很快，油田开发对油井的空间几何形态提出了更高的要求，这就需要在深入细致开展钻井地层评价的基础上，更加精细的进行钻井施工，充分认识地层条件的复杂性，减小钻井施工过程中的不确定性钻井工程中遇到的许多问题，如异常地层压力、井壁失稳、岩石可钻性、出砂等，在一定程度上可视为力学问题，其评价或预测是基于岩石力学原理的同时在许多情况下，地层岩性、地层压力及地层参数预测是利用测井资料完成的主要是借助于各类地层特性和岩石物理特性（声速、密度、放射性、电性等）之间的关系，因此岩石力学与岩石物理学是钻井地层评价的理论基础岩石力学是研究岩石在载荷作用下的变形和破坏规律及其应用的学科而钻井地质评价开展的岩石力学分析是“近井眼岩石力学”，主要是分析井壁岩石在地应力和钻井液柱压力作用下的变形和破坏通常针对不同岩性地层（疏松砂岩、泥页岩、盐岩层或砂岩层）中所遇到的不同问题，采用不同的本构方程和破坏准则岩石物理学是研究岩石物理性质（如声、磁、电、热、核、光、力学等）及其应用的学科岩石物理特性是地球物理探测的理论基础，声波测井是预测岩石力学特性的主要手段近年来，中国石油大学在岩石力学参数模型、孔隙弹性特性、岩石细观力学特性方面开展了理论和实验研究，在岩石物理方面开展了岩石弹性波速随应力的变化规律、岩石力学特性的地球物理评价方法等多项研究，并建立了一些理论模型，为钻井地层评价技术的发展与应用奠定了良好的基础
2、要提高测井地层评价的精度由于测井地层评价具有资料来源广、使用方便和井深连续等优点，是应用最广泛的一种地层评价方法，目前已在岩性识别、地层压力预测、地应力计算、井壁稳定预测、出砂预测等方面获得了较好的应用为了更好的将测井资料服务于钻井工程，尚需进一步提高测井地层评价的精度，今后需在以下几方面改进和提高测井资料预处理与环境校正为准确提取地层信息，需要对原始测井数据进行预处理，包括测井资料的质量检验、曲线编辑、井斜校正、深度校正等对于应用最广泛的声波测井而言由于影响声波波速的因素很多，如岩性、孔隙度、孔隙流体类型及饱和度、胶结特性和地层压实程度等，在进行地层评价时应考虑多种因素的影响利用多参数预测模型岩石物理特性模型是地球物理勘探、测井、岩石力学特性分析的基础，也是钻井地层评价的基础岩石是一种典型的复合物质，由岩石骨架、空隙及空隙流体组成，岩石特性由组成相的特性、体积分数和相与相之间的空间排列微结构决定到目前为止，多数岩石特性计算模型只有一个自变量，今后为提高模型的预测精度，应将影响岩石物理特性的第
二、第三因素结合到预测模型中来利用多种测井资料联合分析
60、70年代采用的传统测井方法有电阻率、感应、声波、自然伽马、自然电位和井径等随着近年来测井技术的不断发展，许多新型测井仪器不断出现如自然伽马能谱、岩性密度、碳氧比、长源距声波、电磁波传播、地层倾角、微电阻率扫描和多种成像等这些测井方法都从不同侧面反映了地层组成或物理特性，为深入开展地层精细评价创造了条件
3、要利用多种信息进行综合地层评价地下岩层的特性具有一定程度的隐蔽性，在钻井地质环境描述中，一定要尽可能多地收集相关信息，进行综合分析提高可靠性可利用的主要资料包括测井资料、钻井地质设计、邻井井史及完井报告、地质录井资料、地震资料、MWD、LWD、SWD、FEWD、地层测试、岩心分析及测试资料等需要将其汇总在一个平台上，实现多种信息的集成分析结论和建议
1、认识做好钻井工程地质分析研究的重要性做好钻井工程地质分析研究的重要性，己被越来越多的钻井专家所认识，但在工作中许多问题难以得到落实例如，80年代总公司提出科学钻井以来，要求甲方在地质设计中提供所钻井的纵向压力剖面，但这个问题一直未能得到很好的落实，造成钻井液密度和技术套管在设计上缺乏科学性、合理性，有时单纯为了强调降低钻井成本，把该下的技术套管砍掉或少下；为了不压死油气层盲目降低钻井液密度等，从而导致钻井过程中屡屡发生井喷、井涌、井漏等复杂问题和事故在老区钻加密井和注水井时，由于不能提供全井纵向压力剖面，周围的邻井又不能按设计停采、停注，经常出现井喷、井漏、注水泥窜槽、替空或水侵等严重影响了钻井的固井质量近年来，由于我国油气勘探的重点逐步向深层、西部和南方海相转移，钻井施工过程中又出现了许多新的问题，面临着很多世界级的钻井技术难题，使钻井的速度大大降低除常规的井喷、井涌、垮塌、卡钻等问题外，又出现了许多复杂构造和复杂地层的新问题，解决的办法除不断提高钻井装备、技术水平外，更重要的就是要做好钻井工程地质分析研究工作
2、建立钻井工程地质分析研究的专业化队伍目前我过各油田都未建立这个研究机构，现有的地质、物探、测井等研究单位，其工作主要针对寻找油气而进行的，对钻井工程地质所涉及的内容，几十年来基本上是一套老的做法，甲方单位也不会花更多的精力来做这件事为有效的做好这项分析研究工作，在当前钻井与上市公司脱钩的体制下，必须在钻井单位内部建立一个部门，专门从事钻井工程地质问题的分析研究90年代中期，大庆油田就在钻井公司内成立了地质大队，专门对公司钻井区块的地层压力进行收集、预测和研究，处理协调与采油厂停抽、停注和注水井的卸压问题，并直接参与钻井工程的设计收到较好的效果由于目前各钻井单位的生产任务较重，公司内部的技术和人才也受到一定的限制，所以各钻井公司成立的地质大队，只考虑进行一般与生产有关的课题研究，重点是配合钻井生产中的设计和协调工作钻井工程地质分析研究的深层次工作，建议在中石油、中石化各大公司管辖下，集中有物探、测井、录井、地质、钻井等高层次技术人员组成研究机构，并与有关院校和科研单位广泛合作，对各大公司所管辖的油区和勘探的地区，针对可能出现的钻井工程地质问题，组成专项课题组联合进行攻关
3、建立三维可视化综合分析平台在做好钻井地质分析研究的基础上，结合当代导向钻井技术的应用，满足开发多个油气目标准确中靶的需要，可在信息技术发展的基础上，建立三维可视化综合分析平台三维可视化钻井属于适时显示技术的范畴，钻井过程中利用计算机可视化技术，根据大量井下测量数据（包括井眼轨迹参数、地层特性参数、近钻头力学参数等）及钻井设计数据，实现三维钻井几何形状、地质状况及力学行为的可视化，为三维钻井的优化控制提供信息可视化帮助这项技术的先进性是允许现场钻井技术人员和多学科工作组，利用三维可视化环境显示的钻井信息进行动态更新，对钻井作业的进程做出瞬时解释和判断，优化钻井作业过程及井眼在油藏中的位置三维可视化技术的发展改变了生产过程中的管理方式，把地质、工程、工具的设计更好地融合在一起，使多学科专业人员通过各种信息的可视化来监控和指导现场作业三维可视化是一项正在发展中的新技术，虽然这项技术在钻井中的应用刚刚起步，但已证明了在优化钻井设计、指导钻井作业方面的独特优势目前，国外的兰得马克公司、BP可视化公司等，都开展了对三维可视化钻井技术的研究并开发了应用软件，在现场应用中见到良好效果我国应加快研究和技术引进，争取在较短的时间内有所突破推广应用欠平衡技术欠平衡钻井技术的优越性
1、工作上的灵活性常规井控要依靠钻井液的液柱压力进行压力控制，当溢流发生后必须关井后实施压井，将溢流排除后才能恢复钻进常规防喷器在关井情况下不具备旋转的功能，受油气污染的钻井液由于得不到连续处理只能排放掉欠平衡钻井技术所以能在发生溢流的同时继续钻进，是因为旋转控制头在封井的情况下仍能旋转，同时地面处理设备可以分离油气，确保钻井过程中钻井液的循环欠平衡钻井设备在井控上的灵活性，使得它不仅可以在欠平衡钻井中使用，在一些常规钻井中也可以使用欠平衡钻井设备钻井的理想状态是实现近平衡压力钻井，但由于井控的原因往往不能实现通常钻井液的密度要高于地层压力系数
0.05〜
0.lOg/cn（油层）或
0.07〜
0.15g/cm3（气层），而实际上由于地层压力预测误差较大，加之考虑抽吸压力、起下钻灌钻井液的安全余量，实际施工时钻井液密度附加值往往大于该值在油气显示活跃的地区，由于钻井液油气侵后处理困难，往往采取加大密度的方法解决而欠平衡钻井设备的使用，使真正意义上的近平衡钻井得以实现
2、井漏问题在井漏循环失返或漏失很大的情况下，常规钻井必须采取堵漏措施或采用清水强行穿过漏层这种高漏失的堵漏效果往往不好，清水强穿也只能在条件合适、水源充足的情况下才能实施，且在强穿漏层时无法进行地质录井而欠平衡钻井技术采用低密度钻井流体，就能很好地解决地层漏失问题
3、漏喷并存问题对于上漏下喷、上喷下漏或漏喷同层的复杂情况，处理井漏与井涌之间的矛盾非常突出常规钻井采用反循环堵漏压井进行处理，但如果一次堵漏无效往往需要多次堵漏，将大量堵漏材料挤入地层，导致大量物品消耗，对漏喷同层会导致油气层的严重污染采用欠平衡钻井设备，将钻井液密度控制在地层压力系数附近，就能很好地解决这个问题在钻探古生界的潜山油藏时，往往发生这种复杂情况，欠平衡钻井技术在这种地层已见到很好的效果
4、油气层现代欠平衡钻井的一个主要特点，就是减少对地下储集层的伤害，保护油气层、提高油气井的产能特别是对低压或压力衰竭地层、微裂缝发育地层，欠平衡钻井的效果比较明显欠平衡钻井的负压差通常在
1.4MPa左右，而常规钻井的正压差一般为
1.4〜7MPa在探井中有时正压差高达lOMPao
5、于地质评价流入井中是最直接发现油气层的方法欠平衡钻井由于保护了储层，减少了近井地带污染，有助于地质录井、测井等对井下油气层的评价
6、机械钻速欠平衡钻井重要的优势就是提高机械钻速，如云参1井充气钻井较常规钻井机械钻速提高32%国外空气钻井在硬地层中提高机械钻速达到10倍以上中原油田钻井三公司70117队，在普光气田的PD-1井采用空气钻井技术，平均日钻井进尺100米左右，比邻井相同井段的钻井速度快了
6.7倍，大大提高了钻井速度应用实例堤北244井是胜利浅海埋北油田的一口评价井，钻探目的是落实堤北242井潜山下古生界、太古界含油气情况邻井堤北242井于2928m进入古生界潜山灰岩钻至2945m因井漏被迫提前完钻堤北244井在四开井段（
6215.9mm井眼）钻遇古生界潜山时，出现既漏又涌的复杂情况，在
2932.22m〜3007m井段，进行了四次大规模堵漏均不成功后采用欠平衡钻井解决了井下复杂，顺利钻达了目的层堤北244井完钻井深
3637.54m在下古生界获得了高产工业油流，10mm油嘴初产油
235.2t/d、日产气6940m3/do上报奥陶系潜山探明含油面积
0.9km\探明地质储量349X10%、可采储量52X10%结论和建议
1、钻探古生界、太古界的潜山或火成岩油气藏，由于地层存有潜在的漏、喷复杂情况，采用欠平衡钻井装备是非常必要的如果等到复杂情况处理不了时再用，将会浪费大量的人力物力，也不利于保护油气层
2、对于一些重要的探井或有争议的地区，可以采用欠平衡钻井技术帮助地质评价
3、从油气勘探的角度看，钻井液密度越低越有助于发现油气因此使用欠平衡钻井装的选择，在探井中应用欠平衡钻井技术具有很好的前景
4、在南方海相地层和漏失、漏喷并存、钻速低的探井中，非常适合欠平衡钻井技术的应用
5、在低压低渗油气藏、复杂地质条件油气藏、隐蔽性油气藏、稠油油藏、高含水油气藏、非均质油气藏和后期老油田的改造挖潜中，欠平衡钻井技术是先进技术之一
6、尽管欠平衡钻井技术的优势很多，但在勘探开发中应用还是有条件的，首先在松散层和易垮塌层不能应用，高压油气井和有S的气井中不易使用，需用套管封隔上述井段后才能应用
7、欠平衡钻井技术在继续发展，目前全过程欠平衡还不能实现但欠平衡钻井装备在钻井中已发挥了重大作用，今后随着勘探难度的不断增加，欠平衡钻井技术发挥的作用将会越来越大的范围很小，在可钻性很差的川东北地区，轻压吊打势必导致机械钻速很低钻井周期很长PDC钻头+井底动力钻具组合PDC钻头剪切破岩的机理，使钻头适合在低钻压和高转速条件下钻进，有利于降低地层的造斜力在合适井段将PDC钻头与螺杆钻具配合使用，既能提高钻井井速度，又能保证井身质量普光2井在嘉陵江组4229m〜4700m井段，曾创出进尺471m纯钻
46.08小时，平均机械钻速
10.22m/h的记录但是PDC钻头在川东北地区使用受地层限制，在下部海相沉积地层，PDC钻头配合动力钻具能取得较好的效果，而在上部陆相沉积地层，由于岩性多变，不适合PDC钻头钻进其他钻具组合偏心钻具结构、偏轴钻具结构、柔性钻具结构、预弯曲钻具结构等防斜快钻组合，在川东北地区也进行了不同程度的试验这类钻具组合的内在力学性质，决定了它们仍然没有完全抵抗地层造斜力的能力因此对于高陡构造和强造斜地层，其井斜控制效果时好时坏，井身质量难以得到充分的保证另外由于钻具结构的原因，还极易发生钻具断裂和钻具刺漏事故应用效果从1999年到2004年底的5年间，中石化集团公司南方勘探开发分公司，应用被动防斜技术在川东北地区共完成7口井，基本数据见表2—8—1表2—8—1川东北地区7口井主要技术指标乌龙1井是中石化在云南楚雄盆地北部次拗陷，盐丰凹陷乌龙口背斜高部位的第一口重点区域探井，完钻井深4620m主要目的层为上三叠统舍资组、干海资组地层古老岩性变化大，地层倾角大，最大地层倾角高达80°井身质量控制难度大该井在施工中，为确保良好的井身质量，采用了多种防斜纠斜技术措施，取得了较好的效果，使用对比的基本数据见表2—8—2表2-8-2乌龙1井各种钻具组合使用情况对比表从上述对比可看到，使用偏轴钻具偏轴接头比使用钟摆钻具组合，机械钻速提高了47%；使用PDC钻头+螺杆钻具组合比常规钟摆钻具组合，机械钻速提高了
44.6%；在
0215.9mm井眼使用小钟摆钻具组合，比常规钻具组合降斜效果明显，机械钻速也提高了
37.84%O使用被动防斜技术在一定范围内是有效的，但这些钻具组合的内在力学性质决定了该技术有其局限性，因为钻头侧向力难以完全抵消高陡构造所引发的地层构造力钻进过程中，为防止井斜过大，被迫采用轻压吊打，在岩石可钻性极差的地区，最终以低转速、高成本来保证井身质量
2、主动防斜技术要实现防斜快钻，不仅要有效地控制钻具侧向力和钻头倾角，还必须能在大钻压条件下，具有足够的抵抗地层造斜力的能力基于这一理论国外自20世纪80年代末，开发了以垂直钻井为目标的主动防斜技术其基本原理是在随钻监测井眼发生倾斜的同时，利用电子元件自动控制钻井液的分配，通过液压活塞产生一个侧向力，以克服地层造斜力的影响斯仑贝谢的PowerV垂直钻井技术便是其中之一PowerV垂直钻井系统PowerV垂直钻井系统主要由2部分组成，见图2-8-1上部为控制部分，下部为执行部分钻井过程中，当系统监测到井斜后，在地面通过操作执行部分的液压活塞，将靠近上井壁的伸缩块伸出，靠近下井壁的伸缩块收回从而给钻头一个使向下井壁的侧向力，达到随钻纠斜的目的图2-8-1PowerV垂直钻井系统使用注意事项A钻进过程中，下部钻具加双向减震器，防止钻具刺漏影响钻头压降因为这种影响会造成预测纠斜能力与实际的偏差过大，致使判断失误B避免使用铁矿粉加重钻井液，同时要严格控制钻井液的含砂量，以减少对PowerV垂直钻井系统的冲蚀，延长其在井下的工作时间C若井底井斜过大，刚开始纠斜时要控制纠斜速度，防止因井眼曲率变化过大而影响后期作业应用效果PowerV垂直钻井系统在川东北高陡构造中试用了2口井，与使用被动防斜技术的同类型井相比，在有效控制井斜的情况下解放了钻压0314mm牙轮钻头钻压一般控制在240kN而应用被动防斜技术时钻压一般在80〜160kN钻压的提高使机械钻速大幅度上升黑池1井用PowerV垂直钻井系统，从
1710.97m钻至
2475.35m井眼尺寸为311mm机械钻速达到
2.llm/h比其它应用被动防斜技术的井提高近30%o结论与建议
1、多年以来，我国在防斜快钻技术上进行了不懈的努力，除常采用的常规塔式钻具、钟摆纠斜钻具组合外，还试验了偏重钻铤、偏轴接头等，在地层倾角小于20°的普通易斜地区形成了配套技术但在高陡构造、大倾角地层等井斜问题突出的地区，该配套技术未见到良好效果
2、利用“弯壳体马达+转盘”的复合钻具，在新疆和田地区和川东地区虽见到良好效果，但受到动力钻具寿命和成本的影响，推广应用受到限制
3、最近在南方海相和川东北地区，开展了PowerV垂直钻井系统的试验，取得了较好的效果，但其成本太高
4、从目前情况来看，动力钻具导向钻井是从根本上解决井斜问题的技术手段在高陡构造或大倾角地层，可考虑使用
1.0°〜
1.25°单弯动力钻具，以便进行纠斜滑动钻进时，纠斜能力能够克服地层造斜趋势
5、为更好地解决高陡构造的防斜打快问题，在借鉴国外先进工具技术的基础上，近期可从以下几方面进行攻关
（1）开展预弯曲动力学防斜打快研究经过导向力仿真试验，设计出带弯接头转盘钻下部钻具组合，已试验两口井见到良好效果，下步准备在硬地层、牙轮钻头的条件下继续实验
（2）垂直钻井工具的研发这是一种简易的垂直钻井系统，其原理是以偏重结构为稳定平台，以钻井液为动力执行机构，当井斜超过一定的预定值时，偏重结构使执行机构的液力翼肋伸出并推靠在井眼高边，从而使钻头产生纠斜力
（3）机械式无线随钻测斜仪辅助监测井斜该工具串接在钻头上面的钻铤上，通过开泵时泵压脉冲的数量显示井斜该测斜仪适合监测深井、超深井的井斜，特点是使用方便、能随钻测量、测量时间短、对温度和压力的适应性强高陡和山前构造带的不稳定钻井难点保持井眼稳定具有十分重要的意义要使井眼保持稳定，不可控因素（地应力、岩石强度和孔隙压力）与可控因素（井内液柱压力和泥浆化学成份）之间必须达到适当的平衡井眼不稳定情况有几种类型，即当塑性岩石被挤入井眼时，就会发生井眼缩径；页岩坍塌或硬岩石剥落会引起井径扩大；如果井内液柱压力太高，则地层会遭到水力压裂而导致井漏；如果井内液柱压力太低，井壁就可能坍塌几十年来，为解决与井眼不稳定性相关的岩石力学问题做了大量工作，也取得了很大的进展近年来，随着我国油气勘探向西部和海相沉积地层的转移，高陡和山前构造带的地层不稳定问题更加突出，给钻井施工带来许多困难目前我国中深井的钻井技术和钻井速度，已达到或接近国际的先进水平，但深井和超深井的钻井技术和速度，与国外还有相当大的差距特别是在复杂构造和复杂地层中的钻井，与国外先进水平的差距就更大，已大大的影响了我国油气勘探的进程，必须下大气力尽快加以解决在我国四川盆地从第三系到古老的震旦系地层，都不同程度存在井壁不稳定问题，其中以侏罗系自流井组泥页岩地层、须家河组的页岩与煤层、三叠系嘉陵江组膏盐层、二叠系龙潭组页盐层和梁山组泥岩层最为突出新疆准唱尔盆地南缘油气勘探潜力巨大，是我国油气资源有利的接替区，现己发现多个含油气构造和油气聚集带但该区第三系安集海组泥岩比较发育、水化性强、易坍塌；紫泥泉子组塑性泥岩在地应力和异常压力的作用下，易发生塑性变形，泥岩缩径造成卡钻或井壁失稳特别是在钻进大倾角地层时井壁失稳及井下复杂等问题非常严重准唱尔盆地中部莫西庄构造完钻的9口井，突出的问题是侏罗系地层井壁垮塌造成井径扩大率大，形成锯齿型不规则井眼，导致完井电测阻卡严重侏罗系地层3600m以后的部分井段，井径扩大率在15〜20%部分煤层段扩大率达50%以上塔里木盆地山前构造带的多数地区，上部地层岩性以砂砾岩为主，特别是第四系散砂及砾石非常松散，几乎没有胶结，且砾石非常大（最大达30cm）导致钻进时钻头蹩跳严重在该地层钻进时钻压一般较低，同时所用大尺寸钻头多为钢齿，耐磨性差，导致钻头用量大、钻速低如和参1井，砾石及含砾砂岩总厚度达1900m砂粒粗、且泥质少，钻进中蹩跳严重同时因砂砾岩研磨性高，钻头磨损相当快（单只钻头进尺最少的仅有6m）钻井机械钻速最低时只有
0.26m/ho失稳的根本原因在于井眼形成过程中，井眼周围的应力场发生了改变引起应力集中，而井内的钻井液未能与地层应力建立起新的平衡造成井眼围岩不稳定问题的主要原因是
1、页岩地层是最常见和最不利于井壁稳定的地层，页岩地层井壁失稳主要有以下原因
（1）与其它胶结好的砂岩地层和碳酸盐地层相比，页岩地层易碎且可承受的压力较小；
（2）页岩地层中含有的部分粘土矿物，可与某些钻井液发生化学反应；
（3）大多数页岩地层胶结不好，易被流动的钻井液滤液冲蚀；
（4）一般情况下页岩地层的渗透性很低，大约在10-9lhii3左右这就意味着页岩地层很难像渗透性地层（如砂岩地层）那样有效地形成泥饼，从而造成钻井液体系的过平衡压力直接作用于地层孔喉在近井地带孔喉压力上升且得不到释放，造成页岩地层变得更加脆弱
（5）由于页岩地层渗透率低及页岩的快速沉积和淹埋，造成相对其它类型地层来说会承受更大的地层压力
2、低渗透微裂缝地层的不稳定性
（1）当钻遇微裂缝地层时，钻井液几乎是瞬间侵入地层裂缝此时，裂缝中的压力与循环钻井液压力相同，就如同产生一个新的小井眼，于是井壁处得不到钻井液的支撑；
（2）地层基质渗透率极低，由于流入基质中的滤液少，流入微裂缝中的滤液也十分少，钻井液无法在井壁形成泥饼，裂缝得不到泥饼的保护；微裂缝中压力升高，但滤液却不能渗入基质，微裂缝中的压力无法传入基质上述两个因素造成低渗透微裂缝地层更加不稳定
（3）由于井眼有天然孔穴，钻井液停止循环、起下钻或其它工艺造成井壁失稳
3、泥页岩地层粘土水化膨胀是主要的内在原因，而微裂缝的存在是加速、加剧水化的重要条件在不同地区、不同构造、不同部位和不同层位组构因素不同，使其失稳的的严重程度也不同，坍塌压力值往往存在较大的差异
4、层理面或脆弱层面受到过平衡钻井液的作用，也可轻易的发生分离造成井壁失稳层理面失稳主要是由于井眼平行于层理面的倾角方向，当切入角（井眼与层理面之间的夹角）小于10〜20°时，层理面容易剥离分开造成井壁失稳因此，保持井壁稳定的关键是在做井身设计时，应当尽量使切入角接近于直角
5、在高陡构造、大倾角地层，岩石破碎造成的力学不稳定的影响可能超过水化作用，从而使坍塌压力达到很高的值在大多数情况下，坍塌压力是一个变化值，往往钻开地层时初始值相对较小，经过一段时间后，坍塌压力会出现逐渐或急剧上升的趋势，钻井液的密度和性能对这一变化趋势的影响很大
6、煤层或地层中夹有煤层或煤线时，由于煤层本身强度低、胶结性差、易破碎，对当量钻井液密度非常敏感，这就使煤层失稳成为井壁失稳的诱因
7、井下钻柱对井壁的机械碰撞或钻井液对井壁的冲刷；井漏、井喷或处理卡钻措施不当可诱发井壁不稳定主要技术对策
1、优化井眼剖面和套管设计合理的井身结构设计非常关键，只有对当地的地质条件和应力场分布十分清楚的情况下才能做好井身结构设计如果我们预先能确定出脆弱层面（如层理面），在做井身设计时应尽可能增大其切入角因为垂直切入脆弱层面是最稳定的，而水平切入是最不稳定的在钻开不稳定的地层后，应尽快下套管、注水泥固井，以免该地层受到后续工艺的影响而失稳
2、优化钻井液设计
（1）严格控制当量钻井液密度通过井壁不稳定力学研究和地层水化的影响等，确定钻井液密度的安全窗口；将钻井液流变参数控制在设计范围；设计合理钻井液的环空返速;减小钻井液压力激动
（2）钻井液具有良好的封堵性对于硬脆性裂隙发育的地层，钻井液的封堵性能要好若能快速优质的封堵则可能减少水的进入，减少水化作用引起的强度降低，避免“水楔作用”和水化产生的“推挤作用”带来的不利影响，还能减少孔隙压力的传递因此，选择合适的封堵材料尤为关键
（3）增强体系的抑制性钻井过程中，水进入泥页岩是不可能完全避免的，如果钻井液体系具有良好的抑制性，水也不会使泥页岩快速、显著的水化，可以减小或避免泥页岩水化导致的井壁失稳
（4）控制钻井液失水提高钻井液的滤饼质量，严格控制钻井液失水小于10ml并可形成压缩性、韧性好的滤饼
（5）钻井液pH值控制在8〜9高pH值滤液会对井壁稳定性产生不利影响，因此钻井液的pH值不宜过高
（6）尽量缩短钻井液对井壁的浸泡时间井壁不稳定与钻井液浸泡时间是密切相关的，应设法提高钻井速度，减少非生产作业时间，尽量缩短裸眼井段的裸露时间，同时也要避免其它井下复杂情况的发生
3、合理的钻井工艺
（1）正确选择钻头和钻进参数，加快钻井速度、减少裸眼浸泡时间；
（2）保持井眼内无钻屑积聚，降低钻井液密度，减少对地层的压力冲击；
（3）合理的进行起下钻作业，尽量避免快速起下钻和重复划眼；结论与建议
1、泥页岩与钻井液接触后吸水膨胀产生水化应力，随着裸露时间的延长水化应力增大此时井壁较未水化时易于发生坍塌破坏；
2、膨胀性泥页岩设计钻井液密度时，应考虑水化应力的影响，这样设计的钻井液密度要比未水化时要高，有利于钻井的井壁稳定；
3、在低渗透地层中（如页岩和灰岩地层），微裂缝是目前造成井壁不稳定的常见因素之一；
4、在压力与钻井液对地层造成伤害之前确，封堵住微裂缝可大大提高井壁稳定性这意味着在钻至裂缝地层前，需在钻井液中加入有效的裂缝封堵剂，在钻井液侵入裂缝之后，再加入封堵剂是起不到井壁稳定效果的;粒径（四m）粒子含重（m）1号样2号样3号样4号样5号样
1022.
014.
329.
628.
033.
68.0—
10.
011.
610.
29.
313.
98.
56.〜
8.
013.
012.
012.T
15.
310.
25.0〜
6.
07.
36.
56.
17.
35.
54.0〜
5.
08.
27.
57.
16.
96.
63.0〜
4.
08.
27.
77.
98.
07.
82.0〜
3.
08.
810.
09.
38.
19.
41.0〜
2.
010.
412.
410.
510.
10.8〜
1.
02.
23.
10.5〜
0.
87.3配方钻井液性能Dg/cm3PH由600由300$6中3QnmlHTHPml备注1#
1.
6095634650.
571.
709745321181.
01.
7096641881.
09.8120E/16h2#
1.
6095132550.593#
1.
709765625251.
709744813125.
79.5120TC/16h4#
1.
709684718171.70956361413414120*C/16h序号井号完钻弁深/m钻井周期/d机械钻速/m/h1普光1井
5700.
00540.
230.992普光2井
5353.
00264.
802.313普光3井
6110.
00454.
041.204普光4井
6122.
00361.
071.205毛坝1井
4365.
00322.
990.826毛坝2井
4843.
00339.
411.147河坝］井
6130.
001212.
790.62井眼尺寸/mm钻具组4使用井段/m钻压/kN转速/r.min1机械钻速/m.h1井斜/地层倾角/°
311.15偏轴
2525.58〜
2593.0740〜25060〜
750.
534.25〜
4.
520311.15钟摆
2593.07〜
2622.54240〜28060〜
750.
364.
2520311.15PDC+螺杆
2434.84〜
2477.
372501.27〜
2525.5850〜8040〜
1201521690.814〜
4.
2520311.15常规钟摆
2477.37〜
2501.
27200700.564〜
4.
2520215.9常规
3971.86〜
4014.
60160650.376〜
6.566〜
80215.9小钟摆
4014.60〜
4080.
21160650.
516.25〜
4.7565〜80。
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