第三节 钻井技术 一、调整井钻井
调整井是老油田为开发低渗透薄油层，在原有井网基础上实施的加密钻井。1986年，大庆钻井三公司与美国IPR公司合作进行了高密度钻井液喷射钻井现场试。
1986～1987年，大庆石油管理局钻井二公司樊庆隆、郑祥玉、代明午、蔡永茂、殷文著等进行大庆油田复杂区块多压力层系找漏、防漏、堵漏技术研究，解决了地层压力预测、泄压、找漏防漏堵漏、防斜、复杂井钻井液、钻头、井控和固井等技术关键，提高了钻井二公司在该地区大面积钻井施工的质量和速度。该项技术1990年获国家科技进步奖三等奖。
1988年，钻井三公司进行了高密度钻井液条件下使用牙轮钻头和刮刀钻头的喷射钻井，在20世纪80年代初推广套镶聚晶金刚石刮刀钻头的基础上，经过8次改进，推广了直径203毫米3BP—8X喷射式金刚石刮刀钻头，平均机械钻速提高了72％。该项技术1989年获中国石油天然气总公司科技进步奖三等奖。到1989年底，在钻井三公司的29个钻井队中有28个队采用喷射钻井，其中有25个钻井队达到喷射钻井二、三阶段。1989年起，又进行了高密度钻井液条件下使用刮刀钻头的优选参数钻井技术研究，1990年底通过现场试验和分析，搞清了4个方面参数和14个单因素影响钻速的规律，建立了钻速方程，进行了优选设计，为进一步扩大现场试验做好了技术准备。
1991年，钻井二公司开展了防水窜机理研究，提出了“压稳系数”（SPC）的概念，据此，研制DSK型锁水抗窜剂系列，并针对疑难调整井和复杂高压调整井，研制GMK高压层固井抗窜水泥浆，提高了水泥环的抗窜能力和密封能力。1992年，研制套管弹性限位扶正器、水泥面控制工具等，优化了固井设计，强化了地面施工技术，到1994年，固井质量优质率达到94.1％，比1990年提高28.45％，为开发薄层及表外储层提供了技术支撑，并成为大庆油田高含水期稳油控水系统工程项目的重要组成部分。
1992～1996年，针对油田开发井网密度加大，钻井对油田注水量影响增加的问题，钻井二公司进行了钻井试验，使套损复杂区块钻井液密度由2克／立方厘米降到1.75克／ 立方厘米以内，平均单井影响注水量由1.4×104立方米，减少到0.58×104 立方米。
1995年，进行了JGN—A抑制型高密度钻井液研究，大大改善了钻井液的流动性，以利于井眼净化，对提高顶替速度和效率、提高固井质量发挥了作用，平均井径扩大率≤8％。同年，还进行了国家级攻关项目——高含水后期侧钻水平井钻井、采油配套技术研究，经过2口井的现场试验，熟练地掌握了一套直径139.7毫米（51／2″）套管开窗侧钻中短半径水平井技术，2000年通过国家科技部鉴定，为厚油层挖潜提供了技术保障。
1996年，钻井二公司重点进行二界面固井质量攻关，对声幅测井和变密度测井进行对比分析，发展了固井锁水抗窜剂系列，使之适应多种复杂地层固井需要；研制DRK韧性水泥，提高了水泥石抗震裂能力。同年，在喇嘛甸油田进行了封固萨零组气层的研究，掌握了影响固井质量的规律，提出不同地层系数使用不同技术的措施，使固井优质率达到100％。
2001年，大庆石油管理局开发乳液高分子聚合物钻井液，平均井径扩大率≤5％。同时，进行了固井候凝15天后测声变的现场试验，掌握了地下环境对固井质量的影响程度，根据低渗高压和高渗低压的情况，分别实施了泄压、保压技术，应用了旋流通井器、A级膨胀水泥等新技术，2002年全面推广后，延时测声变的固井质量合格率始终保持在99.5％以上。
同年，由大庆石油管理局张书瑞、邹 野、季海军、王 峰、何俊才等完成的刮刀式PDC钻头推广应用项目，获中国石油天然气集团公司技术创新奖二等奖，结束了刮刀钻头钻调整井的历史，当年使用的PDC钻头平均单只钻头进尺2 758米，平均机械钻速28.45米／小时，设备修理时率比2000年下降了36.6％。同时，创造了单只钻头钻井总进尺6 746米的历史最高纪录。2003年，开发了井径规则度计算软件，利用计算机自动提取完井电测井径数据，计算出固井段井径规则度；对个别规则度＞7的井段，在套管串中加放旋流式扶正器，提高大井径井段顶替效果，实测封固质量良好，完善了固井设计内容，增添了固井施工手段。
二、探资井钻井
1987年，大庆石油管理局进行提高长封固井段固井质量的攻关，试验和推广了钾铵聚合物钻井液和双级注水泥、两凝水泥、尾管固井及多种固井水泥外加剂等新材料、新工艺和新技术，总结和推广了“三坚持、三匹配、四个最佳条件”的固井技术措施，固井井段长度超过1 100米的井的固井质量合格率达到100％，比1986年提高了34.8％。同年10月，在肇深5井（设计井深4 500米，主要勘探杏山凹陷昌五构造深层含气情况）进行了科学钻探井现场试验。该井严格执行了“三个及时（即及时发现油气层、及时保护油气层、及时测试油气层）”的科学钻探井规定，研制抗高温油包水逆乳化钻井液，实施近平衡压力钻井；研制水基冲洗隔离液和微珠低密度水泥浆，提高了固井质量；研制固井水泥降失水剂，减轻了对地层渗透性的损害，保护了油气层。此外，还完善了相应的配套技术。
1991年，钻井二公司建立牙轮钻头和PDC钻头的随机钻进模式，研制具有20世纪80年代末先进技术水平的优选参数钻井计算机软件，平均机械钻速比喷射钻井三阶段提高26％，1992年全面推广。
1992年，钻井二公司进行深井钻井、完井技术研究，经过4年的研究和4口井的现场试验，取得优化设计、低损害钻井液、长封固井段固井、钻具防断、基础研究等17项科研成果，平均井深3 369米，比1991年增加100米；平均机械钻速5.18米／小时，比1991年提高91.3％；平均钻进周期111天14小时，比1991年缩短34.4％。以上指标均比总公司要求指标高30％。同年，在84—1型取心工具的基础上改进卡心机构，研制浅层疏松砂岩取心工具，提高了浅层取心收获率，并对84—1型取心工具内筒螺纹部位进行改进，研制防内筒倒扣的并帽锁紧装置，解决了深层取心内筒倒扣问题。同年，借鉴国内其他油田使用两性复合离子钻井液的经验，结合大庆油田的实际，研制两性复合离子钻井液。
1996年，大庆石油管理局开始定向保液取心研究，设计了双筒单动式，内筒带有高孔隙度、高渗透性和化学惰性，不会影响岩心中液体性质的聚氨酯海绵衬管，内筒下端带有3把扶正刻刀和1把主刻刀的定向保液取心工具及ESS自动测量井斜、方位和工具面角等装置。经试验，密闭率91.7％，定向成功率100％，岩心中油水饱和度93.4％。同年，完成低压低渗透性深部气层钻井保护技术现场试验，推广以优选参数钻井为主的配套技术，提高钻井速度，减少气层浸泡时间；严格控制钻井液密度，减少井底压差；研制和应用双密度、低失水水泥浆固井，提高固井质量。
1998年，大庆钻探集团公司（以下简称大庆钻探公司）以葡深1井（设计井深5 500米）为重点进行了深井技术研究，研制抗高温（井底温度219.7℃）油包水逆乳化钻井液，创造了国内抗高温钻井液应用史上的新纪录。同时，还研制抗高温和耐磨型牙轮钻头、防斜和防断钻具组合、深层取心工具、抗高温低密度水泥浆，葡深1井于1998年7月18日开钻，2000年10月27日完钻，形成一套较完整的高温高压高陡构造的钻井、完井技术。
水平井属于定向井的特殊门类，它有别于其他定向井的特点是，井眼在油层内水平穿行，有利于提高产油量。1998年，大庆钻探公司在古龙凹陷泥岩裂缝地层，选择古平1井进行了钻水平井现场试验。在研究井壁稳定和保护储层的基础上，为古平1井进行了钻井工程设计，应用LWD无线随钻测量系统进行井眼轨道控制；研制并使用了筛管完井。该井于1998年7月18日开钻，1999年4月2日完钻，斜深3 192米，水平段长1 001.5米，创造了当时国内陆上钻水平段最长纪录。同时，在水平段取心七筒，岩心长41.38米，收获率99.73％，创造了国内在水平段取心的纪录。
2000年，大庆钻探公司在宋深101井（设计井深3 880米）的火山岩地层首次进行了欠平衡钻井、完井技术攻关和现场试验，研制并使用0.936～0.947克／立方厘米的低密度水包油乳化钻井液，钻成了大庆油田第一口欠平衡井，从此揭开了大庆地区钻欠平衡井的序幕，并形成适合大庆地质特点的欠平衡钻井配套技术，主要技术包括：（1）钻井液配制技术。按照井口回压2～4兆帕的原则，在地层压力系数1.04～1.06实际情况下，设计钻井液密度0.92～0.94克／立方厘米。为此，研发水包油钻井液体系，其配方包括水、柴油、乳化剂、抑制剂、稳定剂、抗高温降失水剂等。（2）井控技术。井口自下而上安装单闸板防喷器、四通、双闸板防喷器、环形防喷器、旋转防喷器；钻具中接入投入式止回阀、箭型回压凡尔、旁通阀等；地面备足压井液。（3）固控技术。在钻井液循环系统安装振动筛、防砂器、除泥器、离心机等设备，及时消除无用固相，保证欠平衡井段钻井过程中钻井液保持低密度、低固相。（4）井身结构设计。根据地质情况，采用三层结构，即表层套管、技术套管、油气层尾管，比其他油田采用的四层套管可节省投资，缩短钻井周期，同时满足测试、压裂和采气的需要。
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自20世纪90年代末起，根据大庆深部气层的长封固井存在抗高温、防气窜等难题，研制出DPF油井水泥降失水剂、DHL丁苯乳液防窜水泥浆、DSJ干粉速混水泥浆降失水剂、DSHJ湿混水泥浆降失水剂、不钻胶塞双级注水泥工具；还研制了深井限位弹性套管扶正器、耐高温抗高压的自灌式浮鞋浮箍、可视化固井施工现场指挥系统；用密度范围1.55～1.60克／立方厘米的低密度水泥，代替深井用的微珠水泥，提高了水泥强度；采用进口3Cr、13Cr抗腐蚀套管等。根据气层的深度和性质，采用成熟的技术，形成深部气层长封固井段固井配套技术，提高了固井质量。2000年，大庆钻探公司继续进行了深井钻井、完井技术研究和现场试验，在研制和应用直径311～215.9毫米牙轮和PDC钻头、防止钻具失效、深井钻井液、复合钻井方式等有了新的突破。2001年，继续研究欠平衡井钻井技术，应用水包油钻井液等新技术在卫深5井、徐深1－1井等6口井上现场试验，对庆深气田提高规模储量起到了重要作用。同年，研究海拉尔地区钻井、完井技术，重点在优化井身结构、应用PDC钻头、防斜、防钻具失效、防塌钻井液、提高固井质量等方面取得新进展，2004年，平均完钻井深2 291米，平均机械钻速6.91米／小时，提高了20.17％；钻井周期缩短了9天11小时；固井质量合格率100％。
2004～2005年，大庆石油学院张书瑞等进行海拉尔探区提高钻进速度和固井质量技术研究。该项研究较好地解决了海拉尔探区钻具失效严重、井斜和钻速矛盾突出、固井质量难以保证等技术难题，为全国类似油田解决此类问题提供了借鉴。在理论和实验研究方面，形成了一套适用于海拉尔探区特点的提高钻井速度和固井质量技术的理论方法与实用技术，共取得8项创新性研究成果。其中，钻具失效规律及预防技术研究、3个压力预测技术研究、钻具疲劳寿命预测技术，无渗透无侵害钻井液体系研制，液力推力器试验研究和高强度低密度水泥试验等达到了国际先进水平。该成果应用于57口井，平均井深2 527米，平均机械钻速5.88米／小时，平均钻井周期21.6天，平均取心收获率99.5％，井身质量合格率100％，平均单井钻具失效0.17起。该项目创经济效益4 564万元，获中国石油天然气集团公司科技进步奖二等奖。
2005年，大庆钻探公司重点围绕庆深气田的开发，以提高深井钻井速度和保护油气层为重点研制了欠平衡钻井专用设备，以气体钻井技术为重点发展和完善了欠平衡钻井技术，深井水基钻井液体系，深井钻井工具及固井水泥浆体系等，开发出一套具有国内先进水平的欠平衡钻井专用设备，其中旋转防喷器结构设计，获得了2项专利权；应用与试验了高效PDC钻头、复合钻井、气体钻井工艺技术，完善了深井防斜措施等新工艺、新技术，取得了明显效果。通过研究和现场试验，建立了充气钻井的计算模型，并编制了软件，以及充气钻井的设备和实施方案的设计，完成了充气钻井液的配方，经过升深2－17、徐深21井等两口井的现场试验，形成一套满足大庆油田充气欠平衡钻井的实施方案和配套工艺技术，进一步发展了大庆油田欠平衡钻井技术，为深层天然气的勘探开发提供了技术支持和保障。2000～2005年，共完成欠平衡深层气井14口，其中9口获得工业气流。
三、开发井钻井
开发井是指油田开发初期，为达到原油生产目的，在油层处于原始状态下所完成的钻井。1987年，大庆石油管理局在朝阳沟地区进行了“三一”优质井钻井技术研究，研制了复合离子防漏钻井液，优配了钻具组合，优选了加长喷嘴J116牙轮钻头，实行22～25兆帕喷射钻井，钻成“三一”井。
1991年，大庆石油管理局完成国家级项目“薄油层中长半径水平井钻井、完井技术研究开发”，先后攻克了优化地质工程设计、井眼轨道剖面控制、钻井完井液、水平段取心、固井、测井和射孔等技术关键，在大庆油田外围的4口井上进行了现场试验，为薄油层挖潜创造了条件。1992年，进行斜直井钻井、完井技术研究，通过现场试验，熟练地掌握了不同地区的井架倾斜角和载车方位、井眼轨道剖面控制、钻井液、测井、固井等重点技术，平均机械钻速比一般定向井提高32.92％。1994年，在宋芳屯地区进行了小井眼钻井、完井技术的研发，通过现场试验，初步掌握了地质工程设计、钻井工艺、低摩阻钻井液、测井、固井等的技术。1996年，在1994年钻小井眼对比井的基础上，继续开展小井眼钻井、完井现场试验，重点围绕直径152毫米井眼下直径101毫米套管进行钻井工艺技术、固井技术、井下工具等3个方面14个项技术的开发，到1997年现场试验了17口井，实现钻井速度与直径215.9毫米井眼相持平，钻井成本下降17.2％。从1998年起，在外围油田井深1 600～2 000米的开发井上全面推广，到2004年，共钻各种小井眼井502口。
2002年，大庆石油管理局进行了薄层阶梯水平技术研究，重点解决了简化井身结构、优化剖面设计、选用优质钻井液、精确控制井眼轨道剖面、改进固井技术等重大技术关键。2004年，在肇州油田钻阶梯水平井9口，太平屯油田钻1口，平均井深2 158.17米，油层平均厚度1.58米（最薄处为0.4～0.6米），平均水平段长622.33米，砂岩钻遇率由40％提高到70％以上，完善了薄层阶梯水平井的钻井、完井技术。
四、定向（丛式）井钻井
1986年，大庆石油管理局进行了定向井井眼轨道控制的研究，包括理论模式的推导、计算机软件的编制、钻头和地层参数的确定、井眼轨道模拟设计和跟踪预测、监控等均取得了预期效果，结合实际建立了整体钻柱模型，用间隙元法对钻柱进行了二、三维受力分析，对所用钻柱进行了设计和验证。同年，还开展了井下动力钻具反扭角变化规律的研究，掌握了定向井方位漂移的规律，研制增—稳—降斜钻具组合、地面移位装置，编制了井眼轨道控制计算机软件，提高了钻定向（丛式）井的能力和水平。1988年，针对地层倾角大、地层软硬交错特别严重、断层断距大、极易发生井斜的地区，进行了地面移井位钻小位移定向井的现场试验，形成一套井位移动方位、移动距离、浅层井斜控制在3°以内、嫩二段底部起下钻加无磁钻铤加密测井斜的小位移定向井的钻井技术，1991年开始全面推广。1991～1993年，大庆石油管理局在85个井场钻定向井315口，解决了萨中开发区的陈家大院泡水域广、钻井和井站建设难度大、影响正常开发的问题。
1996年，大庆石油管理局攻克了用ZJ—15型钻机钻定向（丛式）井的难关，实现所有钻井队都能钻定向（丛式）井；使用一套钻具完成直井、定向、造斜、稳斜，1次造斜成功率达到95％以上；解决了井眼防碰、随钻绕障等技术关键；研制井眼轨道随钻监控系统，使钻井速度接近同类直井，钻井成本为直井的1.1倍。
2000年，钻井二公司开发和完善了定向井实钻井眼轨道监控系统，可计算并显示所钻井每一测点的测深、井斜、方位、累计垂深、闭合距、闭合方位和每一个测点的井斜、方位不变时的预测靶心距，使施工的每口定向井的井眼轨迹随时处于受控状态。2004年，采用电子无线脉冲随钻测斜仪，应用井眼轨道连续控制技术，提高井眼轨迹控制精度，发展了随钻绕障技术。
五、深井固井
大庆最深的探井萄深1井，井深5 500米。这口井的固井难题主要是井底温度高，达到216.7℃；需要封固的井段长，达到2 100米。2000年施工中，大庆钻探公司采取5项技术措施：一是为使固井水泥浆在高温下保持性能完好，采用美国道威尔公司的水泥处理剂配方，其中包括丁笨乳胶降失水剂、稳定剂、消泡剂、缓凝剂、分散剂等，使水泥石在220℃下的抗压强度达到24.5兆帕；二是使用道威尔公司配方的加重冲洗隔离液，其中包括表面活性剂、消泡剂、膨胀剂、重晶石等，以利于替出和清洗钻井油基泥浆，减少残留油质影响固井水泥胶结；三是使用美国威德福公司制造的耐高温250℃的浮箍、浮鞋，实现了套管串附件在高温下保持密封；四是应用下胶塞，以利于清除套管内的泥饼，并降低套管内固井水泥浆、清洗隔离液、油基钻井液的混浆；五是用压胶塞液为顶取代前置液，保证固井质量检测时测井仪器下井一次成功。萄深1井固井成功标志大庆特深井固井能力又有提高。
2001～2005年，大庆油田在徐家围子深层勘探中，完成大量深层气井。2005年一举探明徐深气田天然气储量1 000亿立方米。这些深层探井的固井运用了大庆石油管理局自主创新的固井技术：①采用丁苯乳胶水泥浆体系，以确保在高温下性能稳定，保护天然气层；②使用高强低密度固井水泥，最大限度地降低注入水泥浆压力，以避免压漏地层；③针对有机硅钻井液体系，优选冲洗隔离液，提高冲洗效果；④针对徐家围子地区深层二氧化碳气体的特点，使用防腐涂层套管和双级箍；⑤在固井水泥浆中加入缓蚀剂，抑制套管腐蚀速度。通过以上技术措施，2005年深层探井油层套管固井16口，合格率100％。
2002～2003年，大庆石油学院闫铁等进行了松辽盆地深井提高钻井效率配套技术研究。该项研究通过深井砾岩和凝灰岩高温高压岩石特性研究，掌握了高温高压对岩石可钻性的影响规律；首次应用支持向量机技术和聚类分析理论研究深井钻具失效问题；PDC钻头成功地穿越了泉二段等地层，钻进到登二段，打破了原来只能钻进到泉二段地层的局限，取得了PDC钻头选型与使用上的重大突破；研制防顿双向减震器、可套铣螺旋稳定器，有效地预防了减震器顿弯事故，解决了螺旋稳定器抗高温性能差、磨损严重问题，提高了使用寿命。该项成果推广应用22口井，平均井深3 910米，平均钻进周期113.5天，平均综合机械钻速3.77米／小时，营城组砂砾岩和凝灰岩井段平均机械钻速2.01米／小时，平均事故损失率2.33％。与上年相比，平均综合机械钻速提高了50.2％，砂砾岩和凝灰岩井段机械钻速提高13.6％，平均钻进周期缩短36.5天，取得经济效益4 530万元。该项成果达到了国际先进水平，2005年获黑龙江省科技进步奖二等奖。
六、钻井新技术
（一）复合钻井
复合钻井技术是指使用旋转式钻头配合螺杆钻进取得进尺的钻井方法。2004年开始现场试验，2005年在12口深井三开施工中推广使用，用PDC钻头配合螺杆钻井，取得较好效果。钻头平均进尺由牙轮钻头钻井128米提高到481米；机械钻速由1.88米／小时提高到2.7米／小时，缩短钻井时间10天。
（二）气体钻井
2005年，以高压气体（空气、氮气）代替钻井液，加快深井钻速。在徐深气田的徐深21井2 500～2 918米井段进行气体钻井试验，并与常规钻井、复合钻井相同井段作了对比。结果显示，气体钻井机械钻速12.71米／小时，是常规钻井的6.5倍，节省时间12天；是复合钻井机械速度的2.8倍，节省时间2天。后因泉一段地层出水，空气钻井不能继续进行。又开始在原井试用充空气钻井液钻井，在2 918～3 001米井深的泉一至登楼库楼库组四段，钻井液中气液体积比为46∶1～65∶1，机械钻速比常规钻井提高110.8％，比复合钻井提高23.7％。
（三）套管内侧向钻井
老油田开发后期，有的井不能出油或者套管损坏，可以利用其可用井身，在套管内侧向钻水平井。1997年和1998年分别在高台子油田的高160—侧平38井、金腾油田的金侧平6井完成两口这样的水平井，并取得好的效果。
（四）表层套管钻井
表层套管钻井是以套管代替钻干，直接完成钻井深度，然后直接固井的新技术。2004年5月22日，油田钻井研究院在泰康地区钻杜28井时首次进行表层套管钻井试验并取得成功，是以套管代替钻杆，直接完成钻井深度，然后直接固井，由大庆钻井一公司30546队施工。11月30日，又在萨尔图油田南五区南5—21—P32井，进行了新的试验，由钻井二公司30503队施工。在国内首次使用10—3／4英寸表层套管，钻井105米，当时完成固井。钻井使用的自制可钻式钻头、方钻杆—套管转接换头、高抗扭易引扣套管和钻头，性能良好，试验证明其性能良好，可满足工程需要。截至2005年，已完成表层套管钻井4口。
