交流材料
编写人：刘修善 刘月军
华北石理局钻井工艺研究院
2001年11月
石油作为一种主要的能源，一直是世界性产业的支柱。为了满足对石油日益增长的需求，石油勘探和开发正面临着更为艰巨的任务。随着勘探开发难度的增大、石油价格的下跌和材料费用的暴涨，新一轮石油危机的局势正在加剧。因此，世界各国纷纷采取新的战略措施，增加对高新技术的科技投入，以寻求石油产业的新发展和新突破。
石油钻井是油气田勘探和开发的主要手段，而且需要耗费大量的人力、物力和财力。据统计：在国外，钻井费用约占勘探费用的50%～80%，占油田开发成本的30%(海上)至80%(陆上)；在我国，钻井费用约占石油工业总投资的40%。而当今探井成功率只有20%左右。要寻求新的原油储量，提高已探明储量的采收率，提高钻井成功率，增加原油产量，降低钻井成本，只能通过开展一系列的科学研究，采用多种高新技术来实现。几十年来的科技攻关工作，极大地推动了石油钻井的技术进步，石油钻井技术已从经验阶段、科学钻井阶段发展到了目前的科学钻井成熟阶段，并形成了一门钻井科学。
我国石油钻井的科技攻关已经历了5个国家计划，即“五五”期间(1976～1980)的喷射钻井技术、“六五”期间(1981～1985)的优选参数钻井技术、“七五”期间(1986～1990)的定向井和丛式井技术、“八五”期间(1991～1995)的水平井钻井技术和“九五”期间(1996～2000)的短半径侧钻水平井技术。目前正在实施的“十五”计划，正在开展地质导向钻井技术和复杂深井钻井技术的研究。
目前，国内各大油田已相继进入开发后期，为了实现油气的稳产、高产，面临着大量的边缘油气藏、复杂断块油气藏、超薄油气藏等难动用储量的开发问题。实践证明：利用采油的增产技术措施无法从根本上解决这些复杂区块的增储上产问题，大力发展钻井新技术是提高油气采收率最具潜力的有效手段。另一方面，我国目前的钻井技术水平与美、英、法等发达国家相比，尚有约10年的差距。随着石油行业世界性交流趋势的不断发展，国内石油钻井行业参与世界范围内的市场竞争已成为不可避免的趋势。因此，发展石油钻井新技术，追踪和赶超国际先进水平、提高市场竞争力，具有重要的现实意义和深远的历史意义。
一、 水平井钻井技术
水平井可有效地增加油气层的泄露面积，提高油气采收率。主要应用于：①解决油田开发过程中的水锥，气锥问题；②开发低渗透致密油藏和重油；③开发天然裂缝性油藏；④边水驱动和气驱动油藏；⑤薄层油藏及低产能油藏。
水平井开始于20世纪50年代中期。由于技术条件和经济条件的，在随后的20余年间发展迟缓。进入80年代以来，水平井钻井规模出现加速发展的趋势。到1985年底，全球累计完成水平井100口；截止1996年底，已累计达15000余口。目前美国、加拿大等国每年钻水平井1200余口，水平井的成本从原来直井的3～5倍降低到1.5～2倍。
近20年来，水平井钻井技术迅速发展，目前已作为常规的钻井技术应用于几乎所有类型的油气藏。世界水平井增长情况，见图1-1。
（一）、国内外进展情况
1、国外进展情况
钻水平井最多的国家是美国和加拿大。到1999年3月，国外水平井钻井技术取得的一些主要指标是：水平井最大水平段长度达6118m，水平井最大垂深5991m，双分支水平井总水平段长度达到4550.1m，多分支水平井总水平段长度达到8318.9m。
近年来，国外水平井技术迅速发展，水平井的应用领域不断扩展，主要体现在以下几个方面：
①多目标水平井。用1口水平井钻达多个目标或钻开多个储层。美国莫比尔公司用一口水平井钻穿相距805m的两个油气层，其成本仅为两口直井的三分之二，但产量却远高于后者。
②分支水平井。Unacal公司在美国加利福尼亚州的Dos Cuadras油田在一个平台上钻成4口三分支水平井。由于目的层太浅，无法用常规水平井进行商业开采。钻1口三分支水平井的成本为200万美元，而3口常规水平井需要300万美元以上，但二者的产量相当。在美国德克萨斯洲的两口双井筒水平井，比钻两口水平井节省时间11～13d，节约费用30万美元以上。1995年，ANR储气公司在密执根北部的储气油田钻了一口四分支水平井，提高了注入速度和采出速度，同时节约了井场占地，增加了储层的裸露面积，提高了峰值期间的产量。1996年，得士古公司在犹他州南部的大阿内斯(GreaterAncth)油田的碳酸岩水驱工程中钻了100多口短半径多分支井，其中包括两分支井、四分支井、六分支井。钻六分支井的综合成本最低而产量最高。
③注水水平井。Win能源公司在Bullard和Propst-Anson油田利用水平井注水提高采收率，这两个油田都是溶解气驱开采。用水平井做为注水井可使油藏在不超压情况下，获得大面积的高注水量，从而达到比直井注水快得多的注水速度和开采速度。
④注气水平井。法国西部的一灰岩产层，埋深0m，属裂缝性油藏，自喷生产后采用蒸汽驱。由于大量的原油在低渗透层中，用直井注汽达不到效果，所以采用水平井作为注汽井。一口水平井注汽后，周围5口井见效，平均日产从7.78m3增加到55.65m3。
⑤用水平井开发重油。加拿大Mclaren重油藏，埋深780m，原油密度0.99g/cm3，脱气原油粘度10000Pa·s。从70年代开始用直井开发，单井日产仅5～8m3，且出水、出砂严重。1991年6月开始用水平井开发，到1992年底，共有14口水平井投产，并长期稳产。单井日产达40～50m3。
⑥连续欠平衡水平井。1996年，马斯吉(Maersk)石油公司使用2 ”软管在北海的丹麦区块钻了一口3300ft的近水平井。该井使用了2 7/8”和3 1/8” 带有可调弯壳体的容积式马达，在白垩油藏采用31/2”裸眼完井。通过采用欠平衡方法钻穿油藏和漏失层，注入氮气(气举)实现欠平衡来解决生产层上方的严重井漏问题，并且可以提高产量。该井约用了20天的时间成功钻成，其中纯钻进时间占35.6%，起下钻时间占20.3%。
⑦水平井技术已用于油田的整体开发。美国能源部利用水平井来减缓Elkhills 26R油藏的原油产量递减速度并延长油藏的经济寿命。从1988年到1995年共钻14口水平井，获得了较好的经济效益。在这些井的寿命期间扣除成本后的净收入达2.23亿美元以上，成功地控制了产量的递减，使该油藏的最终可采储量比原来提高18.5%。
2、国内进展情况
我国1965年至1966年钻成了两口水平井——磨3井、巴-24井，但大规模地使用和推广水平井则开始于1990年。截至2000年底，累计完成水平井469口。现在每年钻水平井近100口，成本是直井的2～3倍。水平段长度一般在300～500m，水平段的控制精度可在1m范围内。最大水平段长为1001.5m。最大垂深为5785.21。
我国水平井主要集中在塔里木勘探开发指挥部和胜利石理局。塔里木勘探开发指挥部目前已经把水平井作为了一种开发油田的主要技术手段，取得了很好的经济效益。胜利油田继1991年1月完成第一口水平井——埕斜1井后，先后在7个油田的6个不同区域，针对不整合油藏、稠油砾石油藏、低渗透块状油藏、调整井区块砾石油藏、古潜山裂缝低压油藏、东河砾石油藏进行长、中、短半径水平井的研究及应用。钻成了水平探井、巷道式水平井、长裸眼水平井、三维绕障水平井、阶梯式水平井、多目标水平井、连通水平井、套管开窗侧钻水平井等10余种类型的水平井。研制出了水平井专用弯壳体马达、稳定器、取心工具和适应不同油藏类型的钻井液，建立了井口磁场计算和子午线收敛角校正理论，完善了水平井筛管固井技术和专用工具，研制了水平井设计施工软件包，提出了用松弛测定技术评价钻井液的携屑能力以及水平井套管强度和摩阻的计算方法。
阶梯水平井是指在一个井眼中连续完成具有一定深度差的两个或者多个水平井段，形成具有两个或多个台阶的井眼轨道，用一个井眼开采或勘探两个或多个层叠状油层、断块油藏的水平井井型。1999年完成了3口阶梯式水平井，部分数据见表1-1。
表1-1 阶梯式水平井斜井段数据表
| 井号 | TZ406 | YX2P1 | LN61-H1 |
| 地区 | 塔里木 | 青海柴达木 | 轮南 |
| 施工时间(月日) | 4.18～5.26 | 3.19～3.27 | 9.5～9.27 |
| 施工井分类 | 导眼回填侧钻 | 报废井回填侧钻 | 常规造斜 |
| 斜井段钻井周期(h) | 940.5 | 268 | 220 |
| 造斜点井深(m) | 3460.00 | 1231.00 | 3940.00 |
| 完钻井深(m) | 4130.17 | 1553.94 | 4701.00 |
| 第一水平段长(m) | 40.19 | / | 150.12 |
| 第二水平段长(m) | 180.13 | / | 100.02 |
| 井身剖面符合率 | 合格 | 合格 | 合格 |
①水平井地质、钻井优化设计技术。主要包括水平井区块及井位优选方案、解决两个不确定性的轨道设计方法、管柱与井壁接触和摩阻计算方法、钻柱屈曲计算方法、环空清洁与携屑计算方法、倒装钻具设计及钻头选型。
②水平井井眼轨道测量和控制技术。在测量技术上，国内已生产单多点、有线和无线4种测斜仪器。在控制技术上，国内已生产各种规格、形式的固定角和地面可调弯角的弯外壳螺杆钻具，完成了下部钻具组合的大变形分析及轨道预测方法，完善和掌握了轨道控制所需的多种下部钻具组合设计及使用工艺。
③水平井取心技术。主要包括改进现有的转盘取心工具，使之适合水平段和大斜度井段的取心要求，研制了螺杆钻具取心工具。
④水平井钻井液完井液技术。研制了降低摩阻、强化携屑、防塌、保护油层的钻井液完井液体系。
⑤水平井固井技术。掌握了下套管、筛管、砾石充填和裸眼4种完井技术。
⑥水平井测井及资料解释技术。
⑦水平井射孔及测试技术。
（二）、差距及措施建议
国外水平井钻井技术正在向集成系统发展，即以提高成功率和综合经济效益为目的，综合应用地质、地球物理、油层物理和工程技术等对地质评价和油气藏筛选、水平井设计和施工控制进行综合优化。
水平井钻井技术的应用向综合方向发展，大位移水平井、小井眼水平井和分支水平井等钻井完井技术在近几年获得了迅速发展并大量投入实际应用。采用的技术包括导向钻井、随钻测量、串接马达、PDC钻头和欠平衡钻井等。
从水平井的应用规模、工具仪器配套等总体水平上看，我国与英、美等国相比存在较大的差距，主要表现在：
①国外动力钻具的品种规格多样、齐全、针对性强。
②国外的随钻测量系统除带有井眼几何参数外，还带有伽马射线、电阻率、孔隙度及井径等，拓宽了MWD的使用范围。
③国外水平井钻井的技术含量高，并将导向钻井技术应用于水平井中，进一步提高了钻井速度、开采效率。
尽管国内的水平井技术与国际先进水平尚有较大的差距，但是水平井钻井技术已基本趋向成熟。建议通过溶入地质导向钻井、欠平衡钻井、油气层保护等新技术，扩大水平井的应用规模和范围，进一步提高油田开发的综合经济效益。
二、 分支井钻井技术
分支井技术具有提高泄油效率、改善油藏动态流动剖面、降低锥进效应、节约钻井成本等特点，可以提高油气井产量和采收率。特别适用于重油或稠油油藏、层状油藏体系、断块油藏、孤立油藏、衰竭油藏、低渗油藏和天然裂缝性油藏的开发。
分支井技术作为一种提高产量的有效方法，曾在前苏联、美国、加拿大、意大利等国家的许多油田受到重视。它是以定向井、水平井技术为基础的，其差异主要表现在：分支连接处是否存在力学完整性、水力完整性和再进入能力。
分支井出现于20世纪20年代末期，在50～60年代曾是水平井特别是分支水平井普遍流行的时期。但在当时的技术条件下这种钻井方法是不经济的，尤其是同低成本的压裂相比更是如此，因而这一热潮未能持久。到70年代中期，除前苏联和美国的少数油田仍然钻了一些分支水平井之外，其它地区多处于停滞状态。
随着各油田逐步进入开采后期、石油价格上涨和技术的进步，分支定向井和分支水平井又开始重新受到重视。据1976年有关资料统计，在前苏联各产油区，仅5～10个分支、长度为80～300m的分支大斜度井和分支水平井就钻了100余口。
（一）、国外进展情况
前苏联，1953年伊希姆拜石油联合企业在巴什基里亚共和国卡尔塔舍夫油田钻成了65/45分支水平井。该井共有3个分支，其中有一个分支是90°的分支水平井，水平段长170m。1978～1990年前苏联钻水平井和分支井126口，稳定的致密油层水平井和分支井的初期产量比直井高1.5～15.5倍，正常生产期间为1.2～3.8倍。然而，疏松储层水平井和分支井产量却低于直井。
在美国，1929年用柏林式钻具(Zublia Tools)在加利福尼亚钻成了几米长完全水平的分支井眼。1979年，ARCO在Epire Abo油田完成了4口分支水平井，其可采原始储量为87450m3，是4口标准直井的2倍。在过去几年中，得克萨斯东部钻井有限责任公司(TEDSI)完成了150多口分支水平井。所钻地层为：坚硬的砂岩和粉砂岩、石灰岩、白垩岩、白云岩、灰质页岩、硅质页岩和蒸发岩等，可以在一个或几个层位钻出数口水平井。到1986年为止，Eastman Christensen公司采用柔性钻具在60多口直井中完成了200多口分支短半径水平井，成功地钻过了各种类型的地层，并成功地在一口直井中侧钻了5口不同方向的分支井眼。1990年，Petro-Hunt公司在得克萨斯州弗里奥县皮索尔(Pearsall)油田完成了1口双分支水平井——McDermemd１号井，该井从一垂直井眼中以相反方向钻了两个分支水平井，水平井眼总长度为1739m，初产油310t/d、气46695m3。同年，Petro-Hunt公司还钻成了两口水平井眼总长达1608m的双向水平井，与邻均水平位移913.8m的24口单向水平井相比，每米成本下降了19.4%，初产提高了53.3%。1990年，Halliburton Geodata公司在南得克萨斯Pearsall油田奥斯丁白垩层(Austin Chalk)中钻了一口双分支水平井。第1分支水平井造斜点2010.47m，总测量井深2802.m。第2分支水平井造斜点2001.3m，总测量井深3076.35m。两口分支井总水平位移1737.36m。1990年，在美国得克萨斯州TEPI公司钻成了一口双向水平井，水平段总长达1903.81m。测试表明，在油嘴压力20.4MPa 下，日产油1.53m3，天然气14.2×103m3。1991年，美国Gemini勘探公司在南得克萨斯的Pearsall油田钻成了一口双水平井筒的水平井。采用Eastman Chritensen固定式马达和可调式造斜马达造斜，地层为奥斯丁白垩层B组，靶区垂深2195～2286m。第1个分支井眼从测深2135m开始造斜，钻至测深3416m，方位315.28°；第2个分支井眼钻至3479.3m，方位133.49°，两口分支水平井筒总水平位移2494m，是目前水平井位移最大的分支水平井。比钻两口单独水平井节约费用30万美元以上。总产油量已达5151.6t。1991年，美国Texaco勘探开发服务有限公司在东得克萨斯的Bookeland油田钻成了一口双水平井筒的初探水平井。该井垂直钻至奥斯丁白垩层顶部，下套管后开始水平钻进。一个分支井钻至东南方向988m，另一个分支井向西北方向钻到914m，总水平位移1902m，产油160t/d，气14×104m3 /d，投产4个月就收回了全部投资。1992年，Turch能源咨询公司在得克萨斯州Fayatte县完成了一口双向水平井，两口水平井均下入了割缝尾管。1992年，Union Pacific Resources公司钻了第一批14口双层侧钻水平井。
完井技术是分支井的关键技术，为此各石油公司对完井工具设备及工艺技术的研究和开发都给予了高度重视。Baker公司研制了一种在9 5/8”管内或8 1/2”井眼中下入双分支的系统，其中包括用于套管或裸眼的可回收式斜向器、勾斗式接头和转向装置、选择性回收工具等。加拿大Toolmaster公司与Shell加拿大公司和FracMaster公司的一个分公司合作，于1993年研制了一种预开窗分支井系统，其中包括坐放段、窗口段、定方位注水泥段和可回收式斜向器及起下工具等。Sperry sun钻井服务公司、CS资源有限公司和Cardium工具服务公司联合开发了分支井回接钻井完井系统。该系统包括具有可动门和内承压系统的套管开窗接头、可回收式斜向器、分支井段悬挂器、下送工具等。 CS资源有限公司1993年利用该系统完成一口三分支井，其中一个长655m的分支采用裸眼完井，另一个长700m的分支用割缝衬管完井。1994年至1995年，加拿大西方公司、阿曼PDO公司、Sperry sun钻井服务公司等利用该系统成功地钻成20多口分支井。
为了解决分支井完井问题，Baker Oil Tools公司研制出了双垂直悬挂器及其相关完井系统。Sperry Sun公司和加拿大资源公司研制成功了可在多底井中下入任意数量的尾管及其悬挂系统的装置。
综上所述，就分支井数量、单井分支数量而言，西方国家与前苏联是难以相比的，分支井已成为前苏联油气增产和提高采收率的重要手段之一。 而美国及西方国家的分支井技术在90年代得到了迅速发展。到目前为止，其分支井设计技术、钻井工艺技术、完井及采油配套技术，以及相关配套工具、仪器的水平已超过了前苏联。另外，美国及西方国家的一些石油公司不仅具有世界上先进的分支井钻井、完井技术和工具，而且他们的市场竞争意识也是最强的，世界范围内的分支井市场大部分都被他们所占领。
（二）、国内进展情况
我国的分支井钻井技术开始于20世纪60年代。1960年，在玉门油田老君庙地区的浅井上钻成了四分支井。1965～1966年间，在四川油田钻成了两口分支井。通过这些分支井的试验，摸索积累了分支井钻井技术的初步经验。从80年代后期到90年代初，随着定向井、水平井技术的迅速发展和成功应用，我国对分支井技术的研究又重新开展起来。近年来完成的分支井主要是在胜利油田、辽河油田、地矿部第六普查勘探大队和海洋石油总公司的渤海石油公司等。至目前为止，国内共钻成分支井10余口。
2000年4月，辽河油田完成了海14-20侧钻分支井。这是一口三分支井，第一个分支的开窗点在1600m，井深1945m，5”尾管下至1939.57m，井斜角从窗口的16.6°降至10°，方位角从窗口的358°降至214°，分支井眼长度为345m；第二个分支的开窗点在1582.72m，井深2045m，5”尾管下至2035.97m，井斜角从窗口的17°增至40°，方位角从窗口的357.3°降至279°，分支井眼长度为463m；第三个分支的开窗点在1562m，井深2066m，5”尾管下至2055.41m，井斜角从窗口的18.8°增至31.5°，方位角从窗口的356.1°增至91°，分支井眼长度为504m。
胜利油田的桩1块先后有9口井投入开发，大部分井开井即见水，含水迅速上升到90%以上。其主要原因是该层为底水油藏，油水粘度比大，油的流动阻力大，底水锥进快，造成水淹。为了开发含油富集区、抑制底水锥进、改善开发效果，2000年9月完成了桩1-支平1双分支水平井。该井的第一个分支完钻井深1945m，水平位移442.8m，水平段长236.02m，最大井斜角93.2°；第二个分支完钻井深1872m，水平位移386.06m，水平段长186.62m，最大井斜角91.2°。此外，梁46块构造复杂，先后有11口井投入开发，但效果不理想，为此完成了梁46-支平1双分支水平井，用以同时开采纵向上的多个油层。
克拉玛依油田1998年9月在Baker Hughes的协助下，完成了一口双分支裸眼完井分支井，两分支井眼最大井斜角分别为40°和45.25°，水平位移分别为201.4m和290.1m。
虽然分支井在我国的应用实例较少，但在一些井上还是取得了明显效益。如胜利油田SP2双分支井累计水平段达817m，钻遇29个油层，共计194.7m，是该地区直井储层厚度的30倍。并且在同一目的层内钻进460m，探明了油水界面，为准确计算石油地质储量提供了依据，达到了一井多用的目的。
尽管国内己有多家单位累计完成了10余口分支井的试验，但总体来讲，规模不大，效益也不够理想。其主要原因是：
①分支井钻井工艺及工具尚不成熟；
②对分支井完井工具的研究还远远不够；
③分支井完井工艺的研究尚处于初级阶段，完井方式大多为裸眼完钻；
④对分支井配套技术的认识尚不全面，研究经费和人员投入远远不够；
⑤对分支井应用模式、适应范围及储层特性等问题有待深入研究。
由于工艺技术的，国内所钻成的分支井大多都采用裸眼完井，造斜点不能密封，分支井眼间不能分隔，对油层不能进行选择性改造措施，缺乏处理、密封水淹层的手段和方法，也没有可靠的再进入井筒的技术和措施，这造成了分支井的有效寿命缩短，其潜在效益难以得到发挥。
（三）、发展趋势
经过几十年的实践，国外分支井技术已发展到了一个较高水平。主要表现在：
①由一般分支定向井发展到了大位移分支定向井和多分支水平井；
②由裸眼侧钻分支定向井发展到了套管开窗侧钻中、短半径分支水平井，甚至超短半径分支水平井；
③分支井施工工具已从老式侧钻工具发展到先进的可回收式斜向器和多种先进的井下分支系统；
④采用了先进的有线或无线随钻测量控制侧钻，而地质导向技术的应用则大大提高了分支井井眼轨道控制的水平；
⑤从裸眼完井发展到衬管完井和砾石充填完井。
而且，随着井下工具和工艺技术的不断完善，多分支井钻井成本仍在不断降低，并逐渐发展成为一项常规钻井技术。
我国从分支井工程设计技术到现场施工工艺技术及其它配套技术等各方面的技术水平与世界先进水平之间存在较大差距，特别是钻井配套井下工具和完井工具方面差距更大。为此，我国需要在优化井身结构和井眼轨道的设计、开发分支井钻井完井综合配套工具与工艺技术等方面进行深入研究，保证分支连接的机械稳定性和密封性，实现井下工具的选择性入井，保证井壁稳定、井眼净化和良好的固井质量以及修井和增产作业能够顺利地实施，以尽快缩短与世界先进水平间的差距，提高我们的市场竞争能力。
三、大位移井钻井技术
20世纪90年代以来，大位移井在世界范围内得到了广泛的应用，特别是在海上平台和滩海的油气田开发中发挥了重要作用，取得了巨大的经济效益。大位移井主要有如下特点：
①利用大位移井开发海上油气田，可以显著提高开采控制面积，从而可以减少海上钻井平台数量，降低油气田的开发成本，便于油气开采管理；
②大位移井在油层中的钻穿距离达数千米，泄油面积大，采收率比常规开发井高出许多，单口井产量可以增加几十倍甚至上百倍；
③大位移井可以减少油气井的数量，从而可以节省海底井口设备，节约大量投资；
④用大位移井开发小断块油气藏及不同类型油气田具有显著的经济效益。
在挪威北海Statfjord油田北部，用大位移井代替原来的海底技术开发方案至少节约了1.2亿美元。在挪威北海西Sliepner油田，用大位移井代替原普通丛式定向井组开发方案大约节约了10亿美元。在英国Wytch Farm油田，采用在陆上钻大位移井的方案代替原来的人工岛方案节约了开发费用约1.5亿美元，同时提前三年进行生产。在美国加州南部的Pt.Pedernales油田，用大位移井代替原来的人工岛方案节约１亿美元。
我国的大位移井技术起步较晚，但呈现出强劲增长的良好势头。我国东部有漫长的海岸线，海上和近海都含有丰富的石油资源，是重要的陆上石油接替资源。例如，胜利油田的飞雁滩、桩西、大王北、埕北、垦东、八面河、羊角沟等环渤海230余公里的滩涂油田，大部分采用的是1000m以内水平位移的定向井进行开发的。如果采用3000m以上的大位移井进行开发，可以在不建陆地平台的情况下增加控制面积600余平方公里。而在相同条件下，海上钻井平台的开发控制面积可增加8倍。
(一)、国内外进展情况
1、国外进展情况
国外大位移井始于20年代，当时是出于经济上的考虑。在美国加州亨廷顿海滩从陆地上钻大位移井开发海上油气。1968年阿塞拜疆首先完成位移2040m的大位移井。几十年来，已在美国库克湾与墨西哥湾、澳大利亚近海、挪威北海、英国陆地及海区、马来西亚近海、中东等钻了大位移井。
大位移井钻井技术作为水平井技术的一个重要发展方向，进入90年代后得到迅速发展，近几年又有突破性的进展。90年代以来，国外许多公司非常重视大位移井钻井技术的试验研究，在挪威北海英格兰POOL地区沿海的Wytch Farm油田和美国加州南部近海的Pt Pedernales油田、阿拉斯加沿海、墨西哥湾、澳大利亚沿海、挪威北海、日本近海及中国南海等地区已经利用这项技术进行油气田探边，扩大储量，完善油气田开发，增加单井泄油面积和产量，提高油田最终采收率和降低投资。在短短几年内，大位移井的水平位移记录不断被刷新。世界20口大位移井技术水平见表7-2。
表7-2 世界20口大位移井技术水平(按水平位移大小顺序排列)
| 序号 | 水平位移(m) | 实钻井深(m) | 垂直井深(m) | 钻井公司 | 井号 | 井位 |
| 1 | 10728 | 11287 | BP | M-16 | UK,Wytch农场 | |
| 2 | 10585 | 11184 | 1657 | Total等 | CN-1 | 阿根廷火地岛 |
| 3 | 10114 | 10658 | 1605 | BP | M-11 | UK,Wytch农场 |
| 4 | 8063 | 9238 | 2985 | Phillips | 西江24-3-A14 | 中国南海 |
| 5 | 8035 | 8715 | 1610 | BP | M-05 | UK,Wytch农场 |
| 6 | 7974 | 8499 | 1616 | Austral | AS-3 | 阿根廷 |
| 7 | 7853 | 9327 | N.H | 30/6C-26 | 北海 | |
| 8 | 7653 | 8303 | BP | M-09 | UK,Wytch农场 | |
| 9 | 7290 | 8761 | 2788 | Statoil | 33/9C-2 | 北海 |
| 10 | 6818 | 7450 | BP | M-03 | UK,Wytch农场 | |
| 11 | 6760 | 7522 | 1595 | BP | M-02 | UK,Wytch农场 |
| 12 | 6550 | 8080 | N.H | 30/6B-34 | 北海 | |
| 13 | 88 | 7922 | N.H | 30/6-17 | 北海 | |
| 14 | 6390 | 7519 | 2766 | Amoco | SERT-12 | 北海 |
| 15 | 6272 | 32 | N.H | 31/4A-8A | 北海 | |
| 16 | 6272 | 7623 | N.H | 30/9B-30 | 北海 | |
| 17 | 6253 | 6982 | 1685 | Austral | ARAS7/1 | 阿根廷 |
| 18 | 6184 | 7670 | N.H | 30/6B | 北海 | |
| 19 | 6142 | 7785 | N.H | 30/6C-24A | 北海 |
| 20 | 6136 | 6866 | 1623 | BP | M-06 | UK,Wytch农场 |
我国大位移井钻井起步较晚，目前共完成大位移井约40余口。我国陆上部分大位移井的技术水平见表7-3。
表7-3 我国陆地大位移井技术水平
| 井号 | 测深(m) | 垂深(m) | 水平位移(m) | 完井时间 |
| 胜利油田桩310井 | 3468 | 2587 | 1914 | 1988 |
| 胜利油田桩1-17井 | 2611 | 1600 | 1695 | 19 |
| 胜利油田桩斜18井 | 3615 | 2983 | 1850 | 1991 |
| 大港油田张17-1井 | 3920 | 2999 | 2280 | 1991 |
| 胜利油田桩斜208井 | 3440 | 2540 | 1826 | 1992 |
| 大港油田赵东F-1井 | 4420 | 3329 | 2625 | 1996 |
| 胜利油田郭斜11井 | 2342 | 1400 | 1626 | 1996 |
| 大港油田红9-1井 | 2300 | 1180 | 1727 | 1997 |
| 冀东乐8×1井 | 2756 | 1626.4 | 2000 | 1997 |
| 胜利油田桩斜314井 | 3750 | 2636 | 2051 | 1998 |
| 大港油田港深69-1井 | 54 | 4318 | 3118 | 2000 |
| 胜利油田埕北21-平1 | 4837 | 2634 | 3167 | 2000 |
（二）、技术现状及发展趋势
国内外大位移井的开发与应用，促进了钻井技术的发展。针对大位移井钻井的特点，近年来主要发展了如下技术：
①大位移井轨道优化设计；
②摩阻分析及减阻技术。包括：扭矩摩阻监测软件、非旋转钻杆保护器、低扭矩低摩阻钻井工具、软扭矩旋转系统等；
③定向导向工具。包括：可调变径稳定器、导向马达、旋转导向钻井工具等；
④测量仪器与技术。包括：高精度差率示波陀螺仪、钻井和录井综合处理及评价系统、MWD/LWD/APWD/CDR/And多联测量、近钻头井斜测量技术等；
⑤固井技术。包括：套管漂浮接箍与漂浮技术、滚柱式套管扶正器、可切削式尾管鞋、低摩阻低扭矩螺旋套管扶正器、可旋转尾管悬挂器等；
⑥钻井液及其它技术。包括：低毒油基钻井液、当量环空密度监测软件、配套的固控系统、高扭矩钻杆、机械效率分析软件、卡钻预测软件等。
（三）、差距及措施建议
1、主要差距
时间上，国外大位移井比我国早几十年，最大井深和水平位移都超过万米。
软件上，国外十分重视软件的研制与开发，已形成了一系列辅助钻井软件，用以优化大位移井的剖面类型和井眼轨道设计。同时，通过对现场数据的实时采集、分析和处理来监测施工情况，及时地指导现场生产。而国内还没有自主开发的大位移井商品化软件。
装备与技术上，国外钻大位移井的装备齐全、工艺配套。拥有导向钻井系统、优质钻井液、先进的井下工具和仪器等高新技术，以发挥综合工艺技术配套应用的优势，提高施工速度和井眼轨道控制精度、减少事故、降低成本。在这方面我国的差距更大。
2、措施建议
①大位移井应以提高钻井速度和井眼轨道控制精度、减少井下事故、降低钻井成本、增大油层段长度和泄油面积、提高油井产量为主要发展方向。
②大位移井的扭矩与摩阻问题应引起高度重视，要从剖面设计、钻井液性能、钻具组合、钻井工艺和技术措施等方面进行降低扭矩与摩阻的理论、方法的研究。
③应加强大位移井井眼轨道控制技术的研究。在适当引进国外的先进工具和仪器的基础上，加速开展导向钻井系统的研究与应用。
四、 地质导向钻井技术
地质导向钻井技术是基于实时的地质和油藏数据来及时调整井眼轨道，使之朝着有利于油藏开发目标钻进的一项钻井新技术。地质导向钻井能够及时掌握所钻遇地层的构造及特性，有利于尽早发现油气层，提高钻探井的成功率，可以有效地解决地质不确定性问题和复杂地质构造条件下的钻井技术难题，从而可以最大限度地提高油井的生产能力，减少钻井工序及井下事故，提高钻井速度和效率，降低油田开发成本，增加在国际技术市场上的竞争力。此外，地质导向技术将信息技术和控制技术有机地溶入石油钻井中，将推动钻井技术向自动化和智能化方向发展，是未来水平井、大位移井和多目标井等高难度复杂井的必备技术。因此，地质导向钻井技术具有广阔的应用前景、较高的技术经济效益和社会效益。
地质导向钻井技术将以实现地质勘探和油田开发为目标，有效地提高钻探的成功率和钻井速度，保证井身质量，降低钻井成本。对于地质不确定性问题和复杂的地质构造，地质导向钻井是目前最为先进的开发方案。地质导向钻井的显著优势主要体现在以下方面：
① 采用地质导向钻井技术在薄油层中钻水平井，可以根据油层上方的地质标记合理地调整最后的造斜段，以保证准确着陆并按地质要求钻达水平段；
② 由于地层边界对电阻率和伽马射线有较大的影响，所以在油层中钻进时，可以及时地确定出油层边界的位置，避免井眼脱离靶区或油层；
③ 根据电阻率和密度测井数据，可以确定出油水界面和油气界面。与油层中这些液面边界保持适当的距离，可使油井获得最大的生产能力；
④在开发断块油气藏时，地质导向钻井技术可以预测断层的位置和断块间的偏移距离，从而可以使一口井有效地贯穿不同的断块，提高油田开发的效果。
（一）、国内外进展情况
地质导向钻井技术是在几何导向技术的基础上发展起来的，它是基于实时的地质和油藏数据来及时调整钻井决策、优化井眼轨道的技术。就测量技术而言，几何导向主要关心的是井眼轨道的定向参数，而地质导向则是以地质参数为依据。最初的测量仪器只提供了井斜角、方位角和工具面角这些定向参数，所以只能实现几何导向。随着勘探开发要求的提高和科学技术的不断进步，测量仪器逐步发展到了带有自然伽马、电阻率、地层密度和中子空隙度等地质参数，为实现地质导向钻井技术奠定了基础。
地质导向钻井技术自20世纪90年代初问世以来，先后在欧洲、非洲50余口井的应用中取得显著效果，继而引起了世界各国的广泛关注。
随钻测井设备和专用的井下工具是实现地质导向钻井的基础。在我国油田上，尽管使用过多种井下测量仪器，但是缺少具有地质评价功能的随钻测井(LWD)工具。而变径稳定器、可调弯壳体等井下工具在国内还尚处于研究、试验阶段。由于不具备这些基础装备的硬件条件，所以制约了地质导向钻井技术的发展。
1、国外进展情况
地质导向钻井系统的开发和应用，开始于80年代末期，Schlumberger、Halliburton 和Baker Hughes三大集团公司的产品处于领先地位。测量传输系统Schlumberger处于领先地位，最常用的LWD组合是CDR(补偿双侧向电阻率)和ADN(方位密度中子)等，而先进的MWD(10型)可以达到最高每秒12个字节的传输速度。其中，国外具有代表性的产品有：
1) AGS自动导向钻井系统(Automated Guidance System)
AGS是由英国的Cambridge Radiation Technology Ltd公司研制开发的一种闭环钻井系统。该系统安装在近钻头稳定器与钻柱稳定器之间，长度为9.14m。它由井下计算机、地面控制系统、井下控制系统、随钻测量系统等部件组成。AGS系统能够比较准确地控制井斜与方位，连续钻进1500m，井眼漂移不超过0.3°/30m，最大造斜能力为2.2°/30m。
有12家石油公司大力支持AGS的开发。1993年英国石油公司率先应用AGS样机在英格兰南部的Wytch Farm地区进行工业性试验，随后HDS公司又应用AGS在荷兰进行了水平井的钻井试验，继而开始了广泛的现场应用和技术服务。但是，AGS实际上是基于初期的可调变径稳定器，其功能不如其它的新型(如TRACS)可调变径稳定器。
2) IDEAL钻井评价与测井一体化系统(Integrated Drilling Evaluation and Logging System)
IDEAL又称地质导向工具，是由Schlumberger(斯伦贝谢)的Anadrill公司研制开发的。其关键是定向传感器和测井传感器接近钻头，可测量到距钻头1～2m范围内(过去通常为12.2m～15.2m)的井斜、方位、地层电阻率、伽马射线和转速等数据，并通过无线传输系统(电磁波)把数据从钻头处传到MWD系统。这样，可以更好地引导钻头穿过薄油层和复杂地层，利用实时的测井数据直接进行地质导向钻井，而不是必须按预先设计的井眼轨道钻进。
IDEAL是第一个在钻头上安装仪器的工具，它好象把汽车驾驶员的座位从后排移到了前排，更好象在钻头上开了一个观察孔，从而使司钻能够及时掌握当前钻头的确切位置和钻头前方的地层情况，并及时进行控制，钻出一条快速中靶的最佳轨道。Anadrill公司已经在一些井中成功地应用了IDEAL工具。
3) RCLS旋转闭环钻井系统(Rotary Closed-Loop System)
RCLS系统是Agip公司和Baker Hughes Inteq共同研制开发的一种旋转导向钻井系统。该系统从1993年开始研发，1995～1996年进行现场试验。
RCLS系统能够在没有地面干预的情况下自动地控制井斜和方位。其导向工具由1个不旋转导向套和3个可伸缩的棱块组成。棱块由3个的液压活塞驱动，由液压阀控制，有选择地伸出并压靠在井壁以产生所需的导向力。布置在不旋转导向套中的液压阀又受到井下微处理器的控制。有一中轴从导向套中穿过与钻头连接，带动钻头随钻柱一起旋转。导向套内还有各种传感器，用以测量井斜角、方位角以及工具的工作状态。
RCLS系统在旋转钻进时具有连续导向的能力，可以提高井眼的清洁度和机械钻速；提高井眼轨道的光滑度、降低摩阻，从而提高钻深能力；具有电阻率测井和伽马测井功能，所以可用于地质导向钻井。
4) Power Drive和Geo-Pilot等其它导向钻井系统
进入90年代后期，国外的导向钻井系统迅速地向着多功能、自动化和地质导向的方向发展。继Baker Hughes的Auto Trak之后，Schlumberger和Halliburton又先后推出了Power Drive(RSS)和Geo-Pilot(RST)。这些导向钻井系统都是旋转导向，有利于降低摩阻、提高井眼的清洁度和光滑度，在大位移井钻井中收到了良好效果。
2、国内进展情况
在国内，中国石油勘探开发科学研究院在苏义脑教授的主持下率先开展了地质导向钻井的研究工作。从1992年开始，苏义脑通过对井眼轨道控制技术的再认识，把工程控制论的观点引入到井眼轨道控制技术的研究领域，指出发展遥控型和自控型井眼轨道控制系统已成为钻井技术领域的最新发展方向。他在分析井眼轨道控制系统控制原理和反映其检测及校正被控制量的手段时，把井眼轨道控制过程分为钻井过程和工艺过程井眼轨道控制，并阐明了发展遥控型和自控型井眼轨道控制系统的技术途径。在此基础上，他以井下系统动力学和控制信号分析为理论基础，开创了“井下控制工程学”这一崭新的科学分支。指出井下控制工程学是一个多学科的交叉应用技术领域，涵盖了各种井下作业过程的控制问题。并用七句话高度概括了该学科的基本特征：以钻井和油藏工程为对象，以控制为目标，以力学为基础，以机械为主体，以泥浆为介质，以计算机为手段，以实验为依托。他预言，井下控制工程学这一新的学科分支是21世纪的一门高新技术，将对下个世纪的石油井下工程，对石油的勘探和开发生产，产生重大的影响。
1997年，中国石油召开的钻井科研院所长会议上，中国石油勘探开发科学研究院作了“地质导向钻井”的报告，分析了当时国内开展该项研究工作所具备的技术队伍、理论基础、软硬件水平等方面的优势和不足。认为在国内对地质导向钻井技术立项攻关的时机已经成熟，并且明确提出了开展该项攻关的技术路线。1999年，中国石油科技发展部和中油技服总公司决定联合投资，对“地质导向钻井技术研究与应用”课题立项，组织由科研单位、生产制造厂、技术应用单位共同组成课题组，由中国石油勘探开发科学研究院钻井所牵头进行攻关，研制CGDS(China Geosteering Drilling System)地质导向钻井系统。
CGDS将具有知识产权，并填补国内空白。其中的CGMWD具有正脉冲发生器M5，传输速率高；地面信号处理系统达到国外RX4的水平；传输深度达5000m以上。研制的CAIMS测传马达，具有近钻头传感器短节、可调弯壳体和无线短传功能；地面软件系统具有地层建模、测井正反演和地层特性实时处理解释、实时控制决策功能。
胜利油田于1998年从美国引进了一套目前世界最先进的、带4个地质参数的、具有地质导向功能的无线随钻测量系统，通过在胜利油田的桩1-平5水平井、桩1-平6水平井和埕北21-平1大位移水平井进行的现场试验，收到了良好效果。尤其是，在塔里木油田的哈得1-平1超深水平井进行的地质导向钻井试验中，目的层垂深5000余米，油层厚度仅1.2米，钻开256米有效的阶梯式水平段，采用筛管完井，仅用7mm油嘴生产，就获得了139.5吨的日产量，为开发深井超薄油层的边界油藏开创了一条崭新的途径。
（二）、技术现状及发展趋势
国外地质导向钻井技术已形成一个较完善的系统工程，它具有各种钻井导向工具和辅助组合件，具有系统配套的随钻随测和随钻电测录井工具，具有保证大信息传输系统和地面资料计算机处理系统，实现了安全快速钻井过程中对井眼轨道的有效控制。具体体现在以下几个方面：
①具备了配套完整、技术成熟、自控程度高的系统钻井导向工具；
②精确的随钻测量和录井工具可以实现对各项钻井工程数据的测量和处理。可根据需要对多项随钻电测工具进行配置与组合，最常用的是CDR和ADN；
③脉冲发生器和信号传输通道可满足大信息量的实时传输。正常工作要求达到6bps以上；特殊井段信息量大，要求达到10bps；即使在9000m以上的超深井段，也要求达到3bps。只有获得了足够的信息，才能保证数据处理的结果具有实用指导作用；
④具有处理大数据量的地面计算机系统，用以收集分析实时的监测资料、正确的修正指令、并实时传输到井下使导向执行机构产生动作，从而实现对井眼轨道的有效控制；
⑤辅助导向钻井工具(如导向马达、变径稳定器、特殊钻头等)的出现，使钻速与井眼轨道控制的综合指标更趋完善。
在国内，中国石油正致力于研发具有知识产权的地质导向钻井系统，目前已在几个关键技术上有所突破。导向工具、随钻测量和录井工具尚处于试验阶段；其信号传输系统的传输速率仅达3bps，要完成工程数据和地质资料的大信息量同时实时传输尚有一定的难度。而主要是对国外的地质导向钻井系统进行应用和推广。应该说，从地质导向钻井技术的总体水平上看，与国外还有很大的差距。
（三）、差距及措施建议
21世纪世界钻井技术的发展趋势是自动化、智能化钻井，而导向工具和随钻测量技术是其核心和基础。地质导向钻井技术是钻井技术发展的必然，必将取代传统的定向钻井技术。地质导向钻井技术可以使钻头在油层中沿着最优的轨道钻进。应用这项技术，可以及时掌握所钻遇地层的构造及特性，有利于尽早发现油气层，提高钻探井的成功率，解决复杂地质构造和地质不确定性条件下的钻井施工难题。此外，地质导向钻井技术可以最大限度地提高油井的生产能力，减少钻井工序及井下事故，提高钻井速度和效率，降低油田开发成本，增加在国际技术市场上的竞争力。因此，地质导向钻井技术的研究与应用具有广阔的应用前景。
尽管我国曾先后引进了几套导向工具和随钻测量系统，但多数属于已被淘汰或将被淘汰的产品。更为重要的是，这种不具有自主知识产权的产品，我们无法对其进行研发和改造。国内钻井界已经充分注意到了问题的重要性和迫切性。因此，为了更好地开展地质导向钻井，赶超世界先进水平，提高国际市场的竞争能力，开展地质导向钻井技术的研究具有重大的现实意义和深远的历史意义，并具有较高的技术经济效益和社会效益。
五、 深井超深井钻井技术
按国际通用概念，井深超过4500m的井称为深井，井深超过6000m的井为超深井，超过9000m的井为特深井。
全世界能钻4500m以深井的国家有80多个，但大多数深井集中在美国。大约有20多个国家能钻6000m以深的超深井，中国是其中之一，但中国钻超深井的历史比世界第一超深井(美国)晚了27年。美国是世界上钻深井历史最长、工作量最大(占全球85%以上)、技术水平最高的国家。欧洲北海地区深井钻井技术比较先进。前苏联拥有一套适用高纬度地区的先进深井钻井技术，创造了世界钻深12869m的最深记录。德国深井KTB钻探技术已被我国第一口深井钻井所借鉴。日本的高温高压深井钻探技术及印尼的深井优化钻井技术(以成批钻井为对象)也值得重视。国内深井钻井技术以塔里木盆地和川东地区为典型，在20世纪90年代取得重大进展，目前最深井是塔参1井(垂深7192.09m)。
世界深井钻井高峰出现在1982年，我国深井钻井高峰出现在1992年。尽管受各种因素影响，近年来世界年钻深井数量有所下降，但深井钻井技术发展迅速，基本适应高陡、高温、高压、高密度、高矿化度及含H2S气体等复杂地质条件深钻要求，目前的焦点是深部天然气探井钻井。深井钻井管理和决策科学化的进程在90年代大大加快。目前我国深井钻井技术水平与国外先进国家相比大约差15年(知识产权水平约差40年)。为了适应我国国民经济持续、快速、协调发展的要求和“西气东输”等工程的需要，加强深井钻井技术的研究，缩小与国外的差距，是很有必要的。
（一）、国内外进展情况
1、深井钻井历史回顾
深井钻井在国外已有63年的历史。1938年，美国钻成世界上第一口4573m深井，超过当时井深4015m的记录。1949年，美国钻成世界上第一口6255m超深井。1959年，美国钻成世界上第一口7724m的超深井。1972年，美国钻成世界上第一口9159m特深井。1984年，前苏联钻成世界上第一口12260m特深井(1991年第二次侧钻至终深12869m)，目前该井仍是俄罗斯及世界最深钻井记录。据分析，当今的钻井技术具有钻15000m特深井的能力。
我国的深井钻井也有35年的历史。1966年7月28日我国钻成第一口深井——松基6井，井深4719m，打破了当时井深4400m的钻井记录。1976年4月30日我国完成第一口超深井——女基井，井深6011m。此后，我国先后钻成了三口7000m以上的超深井：关基井7175m(1978年)、固2井7002m(1979年)、塔参1井7200m(1998年)。其中，塔参1井仍是目前中国钻井最深记录。
2、深井钻井规模发展
随着油气勘探开发工作不断向深部地层扩展，深井钻井的规模日益扩大。从1938年钻成第一口深井至今的63年里，世界深井钻井总数2万余口。目前，年钻深井量达1千多口，其中约有一半是探井，用于钻探各种油气藏及其它地下矿藏。
尽管世界上钻深井超深井的国家有80多个，但大多数深井集中在美国。美国是世界上钻深井历史最长、工作量最大(占全球的85%以上)、技术水平最高的国家，1982年是美国深井钻井高峰年(当年投资80亿美元，开钻深井1205口)。前苏联是世界上第二大深井钻井国家。除美国和前苏联之外，中国、奥地利、德国、日本、意大利、法国、加拿大、委内瑞拉、挪威、西班牙、荷兰、澳大利亚、阿联酋、英国、罗马尼亚、瑞士、瑞典(出资方)、捷克、斯洛伐克、印尼、巴基斯坦、巴西等20多个国家不仅钻过4500m以上的深井(按井数多少依次是美、苏、中、委、意、法等)，还具有钻6000m超深井的能力和经验。中国年钻深井达百余口，共钻6000m以上的超深井60口。
3、深井钻井装备更新改造
深井钻井技术装备系列化、标准化、规范化。到20世纪90年代末，深井钻机基本采用AC-SCR-DC电驱动钻机和顶部驱动装置，井口机械化、井下自动化和整机智能化水平大幅度提高，目前深井钻机正向AC-GTO-AC电驱动和满足HSE及TQC要求的方向发展。美国在撒哈拉沙漠等地区使用的6000m深井钻机代表了当今世界钻机的最先进水平，其设计制造的大型化、撬装化、机电液气一体化程度当属电驱动钻机，即全数字化电驱动钻机作业水平。前苏联Бy15000型钻机是世界上钻深能力(钻深能力达15000m)最大的钻机，最大钩载达12.5MN。德国KTB特深井钻机是当今世界上井架最大、性能最好的钻机之一，由三家公司共同设计制造，最大钻深能力12000m，最大钩载8MN，井架高达83m，自重1300吨，底座高12.12m，混凝土地基厚3m，钻杆机械手高53m、臂长5m，司钻在控制室进行钻井作业。
深井钻机配套设备水平进一步提高，地面设备多元化、集成化(如电驱、顶驱、单轴齿传绞车、智能多盘式刹车、大功率钻井泵、П型井架和井电专家系统)，各种新型井下工具不断涌现(美国整体领先，俄罗斯在涡轮及电动钻具方面领先)。目前井控装置耐压超过105MPa并耐酸蚀，且全过程计算机模拟控制。固控设备实现全封闭，由原来的四五级净化系统发展为两级净化系统，研制出了变频调速离心机。井下动力钻具由原先重视螺杆钻具和涡轮钻具，发展为螺杆、涡轮、电动钻具三者并驾齐驱、各显神通的局面，而使用串接马达和加长马达比常规马达能提高机械钻速50%。钻头设计与制造技术极为成熟，有适合各类井下条件和地层岩性的钻头(如PDC、热稳定PDC即TSP、BDC、超硬激光镀层牙轮、PCD轴承牙轮及天然金刚石钻头等)不断问世，适用于具体的井段作业要求并随时研制。随钻测量/随钻测井(MWD/LWD)系统技术发展迅速，其测量参数增至近20种钻井和地层参数，传感器从原来离钻头12～20m处移至离钻头只有1～2m处甚至更近，从而把钻井与测井和地质有机结合起来，实现地质导向钻井。连续(CT)钻井系统应用呈增长趋势(多与欠平衡钻井配套使用)，到1995年中期全球装备达614套，至1997年已钻井600多口，其中42%为深井定向侧钻，通径为Ф114.3mm、Ф139.7mm和Ф88.9mm三种。套管钻井系统技术(全液压式钻机)还处在试验阶段(1998年试钻第一口井)，预计能节约30%的钻井费用，而也在试验中的尾管钻井系统被认为比套管钻井系统更有优势。随钻地震(SWD)又称为反向VSP(垂直地震剖面)或钻头VSP系统技术，在5000m深处首次试验即获成功，它无需任何井下仪器，也不占用钻进时间、不干扰钻进过程，只需在钻杆顶端安装传感器和地面布置检波器，即可进行随钻地震测量和现场实时处理，从而得到钻井决策的实时地震资料(含钻头工作位置及钻头前方地层位置的确定，地层岩性、界面、断层及裂缝带的识别，以及异常地层压裂预测等)，有利于井眼轨道中靶、油气层保护、减少复杂情况、提高成功率、降本增效，已在50多口井中应用并显效。
深井钻井技术装备还呈现出向小型化、智能化方向发展的势头，以满足深井全井小眼钻进(取心)和用连续负压钻进部分井段的要求。
中国深井钻井技术装备与国外先进国家相比仍有较大差距，钻机部件性能水平相差15～20年，基本处在仿造与跟踪状态，创新所占比例较小。进入90年代特别是近3年来，我国石油钻机研发速度明显加快，相继开发了交流变频电驱动、直流电驱动、轮式半拖挂整体移运、整体链条箱并车传动等型式深井钻机和4种顶部驱动装置，其中宝石厂产的ZJ50D、ZJ70D型电驱动钻机均采用AC-SCR-DC驱动并有旋升式和双升式底座以适应不同油田地貌及运输条件，兰石厂产的ZJ45D、ZJ50D、ZJ60D和ZJ70D型钻机为直流电驱动型。我国正在研制大功率交流变频电驱动、全液压驱动、车装或撬装复合驱动型深井钻机，但没有研制6000m电驱动钻机能力，至今还在大量进口柴油机、电缆、电传主模块、控制单元、轴承、液压泵、液马达、控制阀、编程控制器及震动筛、钻井仪表、H2S检测仪、二层台逃生装置等。我国深井钻井技术中具有知识产权的几项先进地面设备是：1996年通过鉴定的ZJ60DS电驱动钻机，1997年和1998年问世的第一、二代DQ60D顶驱装置，1999年通过鉴定的PSZ75型液压盘式刹车和SDL9000China综合录井仪。我国井下工具主要专利技术：液力冲击器和加压器正在深井段试验。遥控型井下可调弯外壳体螺杆钻具及遥控型井下可变径稳定器已在现场试验成功，但未在深井中应用。偏轴钻具和川式改进型取心工具在“九五”科探深井中应用成功。CGDS-1型地质导向钻井系统1999年启动已有突破性进展。总的来看，我国深井钻机装备性能水平(含可靠性、适用性、经济性、先进性)比较落后，而且配套性差、国产化程度低，主要井下工具(如钻头、钻杆、钻铤、套管、井下马达等)性能水平也受设计与制造因素制约。
4、深井钻井技术进步与经济评价
深井钻井技术经济指标63年来随着科技进步而不断刷新，近20年来变化最大，美国和欧洲北海地区领先。由于有完善的设计、先进的技术和严密的管理，美国深井钻得快、事故少、成本低、效益好。在80年代中期，美国钻1口5000m左右深井约需90天，钻5500m左右深井约需110天，钻6000m超深井约需140天，钻7000m超深井约需7～10个月，井下复杂情况所占时间为5%～15%。在90年代，美国在复杂地质条件下所钻成的5口井深7500m左右超深初探井，其完井周期最短的不到一年，最长的不到2年。目前，欧洲北海地区测量井深8000m左右的深井(大位移井)，其钻井周期一般为90天左右。19～1993年间，美国深井(逐年均深5100～5200m)成功率为42%～46%，其中深探井成功率为22%～33%。美国的深井平均单井成本要比世界其它地区低40%～50%。美国深井平均单井钻头用量由80年代初的35只下降到90年代初的22只，单只钻头平均进尺达230m，而1992年世界各国(平均井深5099m)平均单井钻头用量和单只钻头进尺分别为26只和199m，单井成本1129万美元比1991年的876 万美元增长29%。
前苏联拥有一套适用高纬度地区的深井钻井技术，但是其钻井速度相当慢，19年4000m深开发井钻井周期2天，探井为257天；5000m深开发井钻井周期503天，探井为654天；6000m深开发井钻井周期858天，探井为1094天。前苏联先进井队钻5000～6000m深井约用7个月到1年。在平均井深相同的情况下，前苏联生产井平均建井周期是美国的4倍，探井则为8倍。至于12869m特深井SG-3井历时14年钻达12000m，历时17年完钻。而9000m特深井SG-1井历时6年完钻。尽管如此，前苏联许多深井钻井技术对发展中国家来说，不失为比较先进适用的技术，因而有望通过技术改造取得最佳效益。
由于评价深井钻井技术经济指标的体系不同，很难对上述数据进行系统的客观分析和全面合理的对比研究。目前，国内外倾向于采用“单项技术经济指标比较法”，也有用“单项技术水平比较法”说明国家或地区深井钻井科技发展情况的报道。前者指标包括：平均钻井台年井数、平均钻机台年进尺、总进尺、总井数、平均建井周期和平均钻井成本等6项，而用得最多的是平均建井周期以及反映五项综合水平的平均单井钻头用量。后者指标包括：深井大眼与小眼长度、最大井斜或最大狗腿度、最大井深、深钻电驱动及顶驱装置数量、深钻地质导向仪器数量及水平等，而最常用的是最大井深和电驱动深钻2项指标。我国学者王同良提出“石油钻井科技进步贡献率”指标(1985~1995年间CNPC石油科技进步贡献率为44.20%，而石油钻井科技进步贡献率为81.25%)，在一定程度上结合了上述两法的优点，从而为科学地评价深井技术整体水平提供了理论依据，在实际应用中还有待完善(比如缺少技术成功概率和利用能力因素)。印尼海上气田深井优化钻井中应用“成批钻井概念”取得成功，其实质也是上述两法有机结合的结果，值得重视和借鉴。
由于我国深钻历史和规模还无法与美苏及欧洲北海地区相比，我国深钻技术经济指标也大大落后于上述国家与地区。纵向上，80年代以前约15年我国主要学习前苏联模式，技术进步缓慢(虽于1978年钻成井深7175m的关基井，但建井周期达1156d，而总的深井数不过百十口)，4000~5000m深井建井周期达456d以上、单井钻头用量达80多只；5000~6000m深井建井周期达 1000d以上，单井钻头用量在110只以上；6000m以深深井(女基井完钻井深6011m)建井周期达577.5d、单井钻头用量达130只。最近20年我国深井钻井领域大量引进国外先进技术装备和借鉴美国模式，发展势头稳健而又全面、迅速而有节奏，正朝着科学化方向进步，既有高新先进技术引进更有本土化适用技术支撑，因而深钻井总数超过千口，技术进步明显(比如塔里木盆地和四川盆地，深井多，复杂性强，指标也好)。近20年来我国4500~5000m深井平均建(钻)井周期达252.40d(174.20d)、平均单井钻头用量32.93只；5000~6000m深井平均建(钻)井周期444.4d(245.5 d)、平均单井钻头用量55.60只，6000~7000m超深井平均建(钻)井周期达863.4d(271.8 d)、平均单井钻头用量59.75只，7000m超深井平均建井周期1000d以上、平均单井钻头用量150只以上。另外，我国1987~1997年新探区深井平均深度、平均建井周期与平均单井钻头用量指标分别是：5033~5526m；194.70~347.43d；28.30~47.90只。目前，我国新探区的4500~5000m深井建井周期最短为176.7d、单井钻头用量最少为28只；5000~6000m深井建井周期最短为174.80d、单井钻头用量最少为45只；6000~7000m深井建井周期最短(阳霞1井6571m)为1.5a、单井钻头用量最少为31只；7000m以深井建井周期最短(塔参1井7200m)为835d、单井钻头用量最少为123只。与深探井相比，深开发井建井周期更短，哈德2井(完钻井深5100m)建井周期为59.70 d创历史最好记录，比原记录井轮南101井建井周期短34.30d。我国深井钻井成本方面，80年代前缺少统计数据，而90年代比80年代上升2倍多(年增长8%以上)，复杂地质条件下5000m深探井成本达3000万元以上，6000m超深探井达5000万元以上，7000m超深探井达7000万元以上(以上均不含相关攻关研究及技术引进费用)。
(二)、技术现状及发展趋势
深井钻井技术属于开放的复杂系统，80年代前进展缓慢，近20年加速发展和完善，美国和前苏联深井钻井技术仍居世界前列。深井系统复杂性特征表现在“六个非”上，即非单一、非有序、非透明、非确切、非定量、非理性，思考这些问题的方法远远超出自然科学和社会科学范畴，需要运用系统科学、混沌学、概率统计学和自然科学及哲学等综合方法。几乎所有先进适用的工程技术措施(含人工智能钻井专家系统)，都在深井勘探与开发过程中得到验证、应用和发展。80年代垂直钻井系统技术和定向钻井系统技术的发展如此，90年代多分支(水平)钻井和大位移钻井系统的技术发展也不例外。80年代大眼钻井系统技术首先在深井钻井中取得突破，90年代小眼钻井系统技术的突破也与深井钻井的发展同步。近几年，国内外高陡、高温、高压、高密度(高矿化度)及抗硫条件下综合钻井技术的应用把深井钻井技术系统推向了登峰造极的地步。80年代陆上复杂地表地质条件深井超深井(特深井)钻井技术先行一步，90年代海上深水复杂地质条件深井钻井技术发展亦不逊色，近期又掀起深井超薄层可视化钻井技术热潮。1995年美国国家石油委员会对石油技术需求的调查表明，35项最优先级技术中，现代钻井与完井工程技术占11项；1999年美国能源部天然气与石油办公室公布的第二版油气研发与推广计划中，“先进的钻井、完井和增产系统”包括7个主要方面和20项具体开发技术。这些先进钻井技术(软件硬件有机结合)无一不与深井钻井有关。可以说，深井钻井技术水平从整体上代表了一个国家或一个时代的科学技术水平(与航天航空技术相对应)。正因为如此，在多数国家的工业计划或科技发展规划中，都涉及动用全社会力量(如航空测量、机电制造、军事运输、能源、冶金、电信、海洋、化工、环保等)及时攻克深井钻井技术难题的条文；另外，在技术贸易中设立了“特许出口条款”(如我国南海西江24-3-A14井应用高精度双轴速率陀螺仪就需经过美国部门特别许可才能出口)。
深井钻井技术系统发展到今天，最密切相关的几个专业和工种是：地质、物探、钻井、采油、测井、化探；其次是钻前、钻井装备、钻井液、固井、完井、录井、油气测试、油气层保护、信息分析与处理、油井大修抢险、钻后、人员培训等。以上深井钻井领域的分工协作、交叉渗透不是一成不变的，比如在我国，计划经济条件下钻井部门可以决策(受勘探或开发的影响较小)，而在市场经济和知识经济条件下钻井部门突变为勘探或开发的从属部门或受其制约成为股份制企业的存续公司。尽管有改革和机制的转换，但深井钻井技术系统的根本发展不会间断(目前已推出几种系统协调的全局优化的钻井数据实时分析决策中心)，当然受油价、投资及政治等因素的影响会有一定幅度的波动(20世纪90年代深钻数量的变化就是例证)。
六、 欠平衡钻井技术
欠平衡压力钻井是在一定的地质构造条件下，使井下循环系统流体静压力低于正钻地层的有效孔隙压力，允许地层流体流入井眼内，并将其循环到地面，在地面得到有效控制的一种非正常钻井方法。由于该特性，在钻井过程中不但避免了钻井液漏入地层，相反钻井过程中地层流体将流入井筒。欠平衡钻井的主要技术特点是利用特殊设备(旋转头)及工艺技术实现井底欠平衡钻进，既边喷边钻或边漏边钻。该技术的主要优点是能减少或避免井漏和压差卡钻等井下复杂事故、减少对地层的污染、提高机械钻速、发现产层和提高产量、减少完井作业费用等。
（一）、国内外进展情况
30年代国外开始用空气作为洗井液钻坚硬岩石，钻速提高2～3倍，并且避免了严重的井漏和卡钻事故，延长了钻头寿命。从60年代到70年代末，发展了泡沫钻井液技术，由于粘稠泡沫能对付大量水侵及有效改进携屑能力，进一步扩大了欠平衡钻井技术的应用，但由于成本和安全因素及需求太低，其发展速度在80年代相对滞后。
近10年来，为了在成熟油气田进一步发现新的储量，油公司特别关注边际油藏、衰竭油藏、低压和多裂缝油藏的开发。但用常规钻井方法，对油气层伤害较大，影响油井产能。经过近10年的发展，水平井技术已成为提高油田开发效益的重要手段。据报导，运用欠平衡压力钻井技术，使水平井的产量提高了10倍。因此，能保护油气层的欠平衡压力钻井技术再次得到重视。
80年代后期到90年代初期，美国开发的欠平衡钻井专用工具和装备成功地用于现场。在得克萨斯州和路易斯安那州奥斯汀白垩岩定向带，运用欠平衡钻井技术，共钻了1800口井，到目前为止，钻井总数已达2500余口，成为欠平衡压力钻井技术最先进的国家。
加拿大也有欠平衡压力钻井的全套设备和先进的方法。钻井井数从1992年的30口增加到1995年的330口，1997年打了1500口，使加拿大欠平衡压力钻井技术进入了大发展时期，许多加拿大的执行机构正在计划用欠平衡钻井技术开发整个油田。
美国和加拿大不仅研制了先进的欠平衡钻井设备，而且己发展了一些专门从事欠平衡钻井技术咨询、技术服务的专业化公司，形成从装备到技术配套的欠平衡钻井技术。
欠平衡钻井作为能够提高油气产量的一项重要技术，在全球范围内已引起石油公司的普遍兴趣。据1997年底统计表明，该技术已在世界20多个国家应用，除了欠平衡钻井的发源地北美(包括美国和加拿大)以外，英国、墨西哥、南美、西欧、中东、东南亚、澳大利亚等都成功地采用了欠平衡钻井技术。美国能源部和 Maurer工程公司预测，到2005年全世界运用该技术所钻总井数为l2000口，美国占所钻井数的30%。可以预见，欠平衡钻井技术的应用将稳步增加，并将有逐步代替部分常规钻井的趋势。
国内50年代四川、玉门油田曾经应用过空气钻井技术，并取得了良好的效果。80年代、青海、辽河等油田就进行过用低密度流体钻井的尝试。从90年代中后期，新星公司、、胜利、塔里木、中原、大港等油田陆续引进美国先进的欠平衡钻井装备和工具，共打了近40口欠平衡井。
塔里木油田使用Williams的7100旋转控制头，在轮南奥陶系古潜山128井水平井段开展了欠平衡钻井。该井碳酸盐储集层裂缝、融蚀孔隙、溶洞发育、井漏严重，他们利用旋转控制头控制井口，最初用密度0.96g/cm3的油包水乳化钻井液钻进，但因气侵量太大，难以控制(关井后套压高达38.5MPa)，后采用密度为1.25g/cm3聚合物钻井液压井、控制环空压力后，在环空内打重钻井液塞，钻柱内使用1.05 g/cm3无固相低密度钻井液，采用钻井液帽钻井，有效地解决了恶性漏失问题。投产后日产凝析油168t，天然气108×104m3。
在裂缝—孔隙双重介质储层，以裂缝为主的小拐油田开展流钻欠平衡钻井，井深3350~3705m，钻井液密度1.01～1.03 g/cm3，控制井口回压1.0～1.3Mpa，解决了漏失问题。G1063井和GD1179井在钻进过程中均有天然气显示。尤其是GD1179井点火，火炬高达3～5m，1997年9月投产以来，原油稳产160t/d，创该油田单井产量最高纪录。
大港油田1999年在板深7井板深8井两口探井上开展了流钻欠平衡钻井试验。他们采用欠平衡钻进，衡起下钻。由于在欠平衡钻井过程中有天然气溢出，并点火燃烧，达到了正确评价千m桥潜山南侧奥陶系含油地层的目的。
胜利油田1999年8月，用欠平衡钻井技术为江汉油田完成了一口水平井王平-l井(测深l951.23m，水平段长320.17m)。加深了对盐间非砂岩油藏的认识，完善了盐间砂岩油藏的评价参数，探索利用欠平衡钻井技术水平井开发微裂缝，低渗孔隙型储层和裂缝型储层增产的工艺技术。
中国石化新星石油公司在1998年先后从美国Williams国际工具公司和 Shaffer公司引进了两套旋转控制设备(Williams公司的7l00型RCH两套，Shaffer公司PCWD一套)和部分配套设备、工具，结合国内油田实际，配套了地面设备、工具。在塔河油田4号构造带上的TK401井的石油钻探中，首次试用流钻欠平衡钻井技术，解决了漏失、污染油气层问题。该井完钻井深5555.53m，四开实行欠平衡钻进，井底负压差0.49MPa，经测试，表皮系数-2.94，堵塞比0.6376，表明欠平衡钻井过程中对储层无伤害。
(二)、技术现状及发展趋势
欠平衡钻井技术的主要特点是保护油气层、防止污染、提高机械钻速。该工艺起源于20世纪50、60年代的空气钻井，60、70年代发展了泡沫钻井液，由于粘稠泡沫能有效改进携岩能力，进一步扩大了欠平衡钻井技术应用。90年代，为了减少对低压油藏的侵害，提高生产能力，防止由于注入空气可能引起的井下着火和爆炸，以注氮技术为主要特征的欠平衡钻井技术在美国、加拿大得到了广泛的应用。注氮或注气技术主要用于地层压力当量密度小于1.0g/cm3的情况下，在清水或其它低比重钻井液中注入气体使钻井液密度小于地层压力。注氮技术在加拿大、美国得到广泛的应用。为了能够精确的测试烃类物质，分离所有成分并能重复使用氮气和安全施工，最近，加拿大采用了封闭系统的欠平衡钻井设备。至今，在加拿大西部盆地大约有800口井采用这种技术完成。随着欠平衡钻井技术的日益完善，其应用在九十年代得到了迅速发展，1991年以来，世界范围内大约有一万口井是用欠平衡钻井技术钻成的。
进入90年代以来，国内的欠平衡钻井技术得到了迅速发展，中国石化新星石油公司塔河油田、中原、滇黔贵、克拉玛依、胜利、大港等油田先后实施的欠平衡钻井工艺技术，均产生了显著的社会、经济效益。其中，大港油田使用该技术发现了一个整装油田，新星石油公司塔河油田利用欠平衡钻井技术不仅在探井施工中发现了多个低产油层，而且在生产井欠平衡施工后的日产油量超过300吨。国内欠平衡钻井工艺的主要特点是使用常规钻井液进行钻井施工。
一些油田经过长时间的开发后出现了地层枯竭，储层孔隙压力系数低于1.0 g/cm3。使用常规钻井液钻低压地层时，钻井过程中会出现井漏问题，也会污染储层。为解决该问题，近两年，国内出现了采用注气或泡沫的方法降低井底压力以实现欠平衡钻井工艺的需求。大港等几个油田在个别井施工时为使井底出现欠平衡状态注入少量的液氮以达到诱喷的目的，具体施工方法类似试油工艺中的气举诱喷方案，由于不能建立持续的欠平衡状态，收效甚微。因此，采用现场制氮设备以产生注氮工艺所需的氮气是实现低压地层的欠平衡钻进工艺主要手段之一。
目前，无论是国外或国内的欠平衡钻井一般是指欠平衡钻进，即仅在钻进时在井底维护一定的欠平衡值，起下钻、电测、完井时正压施工。由于欠平衡钻进时没有护壁泥饼形成，因此正压起下钻时钻井液会对产层造成很大伤害。欠平衡施工时，一般采用高效钻头等有关工艺靠减少起下钻次数来减小这种危害。因此，仅仅在钻进井段实施欠平衡工艺是不能充分地避免储层伤害的。
欠平衡钻井、完井技术是一种全过程欠平衡工艺技术，即欠平衡钻进、欠平衡起下钻、欠平衡完井。通过在钻井过程中的多个环节上实施欠平衡工艺以确保对储层的有效保护，从而提高勘探开发综合经济效益。起下钻时如果控制不当，地层流体会大量进入井筒使井口压力持续增加，以及当钻头起下到井口附近时存在钻具被喷出的可能是该工艺区别于常规欠平衡钻井工艺的主要特征。过去，高风险性制约了该工艺的发展。最近，由于得到了越来越多的新工具、设备的支持，欠平衡钻井、完井技术开始得到应用。
实现真正意义上的欠平衡钻井，即全过程欠平衡钻井是欠平衡钻井工艺发展的必然趋势。开展该项技术研究对加快中国油气勘探、开发和增储上产，具有深远意义。
(三)、差距及措施建议
1 主要差距
(1) 美国、加拿大等国欠平衡压力钻井工艺先进，技术成熟，钻井装备主要采用先进的地面密闭系统和高压(34MPa)旋转头，现场制氮注气等低压钻井装备，从设备到工艺形成了一整套成熟的欠平衡压力钻井技术。
(2) 国外能在低于实际井底压力下工作。国内因缺乏充氮设备，故在地层孔隙压力系数低于0.9的地层条件下，不能有效实现欠平衡压力钻进，不能全井全过程实现衡压力钻井。
(3) 国外有工作压力为34MPa自动节流系统，有大量处理产出液、钻屑和钻井液的全套地面分离装置。
(4) 国外采用了流动环路和全尺寸井筒模拟器，可输入多相(流)模型，以预测摩阻系数和非均匀流动状态，有助于欠平衡钻井方案的设计。
(5) 国外电磁遥测技术的发展，扩大了电磁随钻测量导向系统的应用，打破了深度和地层的。
2 措施建议
(1) 我国大多数油田采用流钻欠平衡钻井方式，两相流研究还处于起步阶段，了欠平衡钻井技术在我国(油田)的应用范用，应加大低密度两相流洗井介质研究力度。
(2) 国内普遍在钻进过程中实施欠平衡，在其它作业中仍没实现负压， 即没有实现全井全过程的欠平衡。
(3) 建议开展充气或泡沫钻井液技术研究，以适应各种压力油藏欠平衡钻井的需要。
(4) 建议开展如下方面的欠平衡钻井技术研究：
①欠平衡钻井专用设备配套研究。主要包括：全过程负压起下钻工具调研及配套研究；低压地层注氮设备调研及配套研究；欠平衡完井工具配套方案研究。
②欠平衡钻井工艺技术研究。主要包括：钻进、起下钻井底压力自动控制方法研究；注氮工艺研究；全过程欠平衡钻井技术措施研究。
③欠平衡钻井两相流井筒压力变化规律研究。常规钻井液欠平衡钻进井筒压力变化规律研究；注气钻井液欠平衡钻进井筒压力变化规律研究。
④充气泥浆体系及性能参数控制技术研究。稳泡剂优选及泥浆体系稳定性研究；地面消泡剂优选及泥浆再利用技术研究；充气泥浆性能参数测定技术研究。
⑤欠平衡完井工艺试验研究。欠平衡完井管串结构设计；欠平衡完井工艺方法研究。
(5) 欠平衡钻井技术，实际上是一项多学科综合性技术，除钻井外，还需要地质、油藏、开发、完井、测井、测试、井下作业等部门的参与和决策，实现全井全过程欠平衡钻井开发，进一步提高欠平衡钻井效益。
(6)加快欠平衡钻井配套技术装备、工具的国产化生产步伐。
七、 小井眼钻井技术
小井眼的定义是90%或更多的井段是用小于178mm的钻头钻进。小井眼钻井的主要优点有：井眼小、消耗少、设备轻、钻井成本低、有利于环保等。实际应用资料统计显示，与常规井眼开发技术相比，场地减少75%，总材料消耗少减少20%以上。因此，从80年代以来，小井眼油气钻井技术在世界范围内得到了石油界的高度重视，被誉为石油钻井技术的一项。
（一）、国内外进展情况
小井眼钻井技术起源于20世纪20年代，距今己有70多年的历史。50年代曾一度出现辉煌。这顶技术最早仅仅是用于采矿工业，以后才逐步应用到石油工业。在石油工业中，小井眼技术最初应用于深井钻井，以后逐步应用到油气井、开发井钻井。钻井深度从几百米到三千多米。从1942年到1961年，全世界共有131家石油公司钻成了井径为161.93mm(6-3/8″)小井眼井3216口，平均井深为1376.1m，最深井达到了3658m。随着小井眼钻井技术的发展，也配套开发出多种小井眼完井技术和完井工具，使小井眼内采油采气更经济有效。采用小井眼钻井的目的主要是为了降低成本。根据资料介绍，与常规井眼(215.9mm)相比，小井眼可降低成本25%~50%。因此，80年代中期以后，为进一步降低钻井成本，小井眼钻井技术再度兴起。到目前为止，世界上许多大石油公司、钻井承包商和服务公司都在大力开展或积极参与小井眼技术研究，如美国Amoco公司、Texaco公司、Conoco公司、Chvron公司、Oryx能源公司、Slimdril国际公司、Nabors工业公司、Anadrill Schlumberger公司、Baker Hughes公司，法国的Total公司、ElfAquitaine公司，英国的BP公司、Shell公司等。
美国Amoco公司从1987年开始投巨资实施一项小井眼高速钻井系统(SHADS)研究计划，内容有小井眼连续取心、钻头设计、钻井液、固相控制、井涌监测及控制、岩心分析等。并建立了小井眼水力参数模型，开发了井涌检测系统和井控专家系统，研制成功了井场岩心自动分析全套设备以及钻井液混合与处理系统。用地震与连续取心相结合的方法加速勘探，降低勘探成本，并与Nabors公司联合研制成功了一种既能全面钻进、又能进行连续取心的小井眼钻机。
法国EifAquitaine公司在法国和刚果钻了一批小井眼，以检验小井眼钻井的可行性。
英国Shell公司从1987年开始研究小井眼技术，对小井眼钻柱的防震、井控、钻井液、完井技术进行了重点研究，认为常规钻井技术和设备经过改造以后，可用于完钻井径小于165.lmm的小井眼；小井眼钻井必须重点研究解决钻柱振动问题，最大限度地减少或控制钻柱振动可使更多的能量传递到钻头，提高钻进效率，延长钻头寿命，减少钻柱的疲劳破坏。采用的综合抗振技术有：①用“柔性扭转”转盘或顶部驱动装置减轻钻柱的扭转振动；②用井下马达驱动钻头旋转，进一步减轻钻柱扭转振动；③用井下液力推进器给钻头施加钻压，可使井下马达和钻头免受钻柱其余部分的轴向振动。Shell公司用这套技术钻了数十口小井眼井。
BP公司1990年1月决定把小井眼作为90年代的一项勘探策略，并邀请Statoil公司和Exlog公司联合开展小井眼钻井技术的研究与开发，研制成功了井涌早期检测系统及井场岩心分析系统。
1991年，美国Maurer工程公司为集中不同国家的作业公司和服务公司的技术和资金，以加快小井眼钻井及连续系统的研究与应用，发起了一项被称为DEA-67的工程。通过理论研究、室内试验和现场试验，系统研究了小井眼及连续钻井、完井、井控、修井、采油等各项技术。到1992年初，己有6个国家的28家公司参加了这项工程。
在南美洲和非洲的热带雨林地区的勘探开发中，小井眼钻井大大地显示了它的优势，前景良好。
20世纪60年代，我国克拉玛依油田曾开展过小井眼钻井的试验研究。进入90年代以来，大庆、吉林、辽河等油田在试验基础上相继钻了一批小井眼井。新星石油公司(原地矿部)分别在吉林松南地区、四川西部地区打了一批小井眼井。长庆油田针对特低渗透油藏，埋藏浅的地质特点，于1998年开展了小井眼定向井试验。截止到1997年，全国共钻成小井眼井100多口。井眼直径多为152.4mm，套管直径多为114.3mm，最大井深3079m，最浅的只有几百米。到目前，钻井数目又有了大幅度增长。
从已完成井的情况看，总的效果不错，同时也暴露出了一些技术和管理上的问题，有待于科研攻关和钻井实践中加以解决。
综上所述，随着小井眼钻井技术的发展，也开发出多种配套小井眼完井技术和完井工具，使小井眼内采油采气更经济有效。80年代，随着油气价格的下跌及油气田勘探开发难度的增大，勘探开发成本已经成为影响经济效益的首要因素，小井眼油气井开发技术再度得到世界范围内的高度重视。美国、加拿大、英国、法国及瑞典等20余个国家相继开展了大量的小井眼钻井施工和小井眼研究工作，使小井眼钻井在工艺技术、设备配套、工具研制等方面得到了迅速发展。研制生产了小井眼专用轻型钻机、小井眼连续钻机以及小井眼钻井、测井、测试、完井采油等方面的专用工具、仪器，使小井眼油气井钻井技术、完井技术和设备、工具配套得到完善与发展。上述小井眼开发技术的发展实际上反映了油公司对效益最大化的追求。国外预测，未来世界范围内小井眼的工作量将占全部钻井工作量的50%～60%。
（二）、技术现状及发展趋势
小井眼开发技术具有如下优点：井眼小、消耗少、设备轻、钻井成本低、有利于环保等。实际应用资料统计显示，与常规井眼开发技术相比，场地减少75%，总材料消耗少减少20%以上。设备小型化，典型的MD3钻机仅重13T，高36ft (常规钻机高 116 ft )，废弃物排放减少70%以上，55db噪音等级波及范围由400m减到100m。开发成本低，边远地区减少40-60%，开发井减少25-40%。目前小井眼技术已成功地应用于以下四类油藏或井况的开发或勘探：
①利用小井眼开发用常规井眼开发低产、浅层、无经济效益的油藏。如Sweden 地区，钻207口小井眼井，总钻井成本降低75%。近两年松南地区在低产浅层气开发中，钻Φ152.4mm小井眼50多口，120mm 无完井井眼10余口，钻井综合成本降低40%以上，小井眼开发效益十分显著。
②老井利用。Austin 老油田开发，过去钻加密水平井，成本比原来降低21%，但采用老井侧钻小井眼水平井，成本却奇迹般地降低67%。江苏苏北地区(新星石油公司)利用老井侧钻成118mm双靶小井眼井，产量是原直井的4倍，增加地质储量600余万吨。
③老井加深：West Viginia (20)一口井从原深2260ft 加深到4823ft ，节省费用52%，新增储量13亿ft3。
④探井：BP公司的小井眼勘探项目费用节省40%。
按照美国石油专家的预测，利用常规方法可采原始储量的40%，宏观与微观上各有20%的储量未被涉及，另有20%的残余油储量，采用常规方法开发难度大，效益低，甚至负效益。如采用经济性较好的小井眼手段，美国的可采储量可提高50%。
因此，小井眼技术可有效降低勘探成本，在常规钻井技术低效油藏或边际油藏开发中，其经济效益优势更加突出。小井眼技术在体现出优越性的同时，它的不足之处也十分明显，也正是优势与缺陷的同时存在才使得该技术的发展历经多次起伏，直到现在也还没有完全被接受。
在我国，50年代中期就开始用探矿工程技术施工小井眼油气井，但由于钻井液、取心、固井、测井和井控等方面技术水平的，效益差，逐步被常规油气井钻井技术取代。随着整装油气勘探区的基本明了，勘探区域必然向着边远、地质条件复杂、环境条件恶劣、运输困难的地区转移，使得勘探风险大、成本高、难度大。同时，为降低油田的开发成本，挖潜老油田的剩余油藏，迫切需要找到一种既能满足勘探开发要求，又能有效降低勘探开发成本的方法。90年代初在借鉴国外小井眼油气井钻井技术的基础上，在大庆、吉林、辽河、松南、川西等油田和地区开展了利用常规钻机施工小井眼油气井钻井试验，完成了一批完井井径为Φ104.8～152.4mm的油气井，积累了经验，并取得了较好的经济效益。
在钻井方面的改进主要包括：钻机及相应装备的改造；钻井工具，如钻头；钻井工艺，如井身结构设计、井斜控制、水力学设计、固井工艺、井控技术等。
小井眼射孔工艺同常规井相似，主要有电缆射孔、TCP射孔等方式。除了73型和51型射孔外，目前国内已研制和使用专用于小井眼的60型高性能射孔和60型深穿透、无杵堵、高聚能射孔弹。小井眼水平井射孔除了具备直井的射孔工艺特点外，在射孔的定向和射孔弹的点火启爆方面有其特殊性。目前小井眼水平井中射孔的定向方式有两导向翼式定向和轴承定向者种。射孔弹的点火启爆主要采用分段延时点火启爆方式。小井眼完井管柱组合包括小直径井口装置、(如2 3/8″、2″、1.5″、1″)、小直径筛管、小直径封隔器等。国内已研制出用于小井眼的提放式卡瓦封隔器。由于小井眼出砂造成的危害远远大于常规井，应考虑设计防砂管柱。目前国外可实施利用内径约1″的工具组合在3 1/2″套管内进行常规砾石充填作业。
小井眼采油举升方式为无完井举升和套管完井举升，其中无完井举方式包括常规有杆泵、空心抽油杆泵、气举、水力活塞泵、螺杆泵及振动泵等。常规有杆泵国内外使用较普遍，抽油杆上需装有剪切销钉安全接头，以防卡泵。它的优点是无、经济，排量大，缺点是不能排气、不能注入处理剂，泵被砂、蜡、垢堵后修井困难。空心抽油杆泵克服了上述缺点，但下深有限，磨损套管，需打捞作业。国内大港、大庆、辽河油田等生产使用过，效果较好。其它举升方式因经济技术原因使用较少。套管完井举升方式有：有杆泵、振动泵、螺杆泵气举等。法国Villeperdue油田在114mm生产套管内下入62mm，下深1850m，采用32mm和38mm泵。还使用了Rodemip 100TP600型螺杆泵进行开采。美国、俄罗斯采用一个柱串连有杆泵(32mm和38mm泵)的方法开采两个层段，下层原油经转换工具泵入环空，而上层原油由采出。这种方法的缺点是灵活性差，泵不能排气，泵效低，环空结蜡。国内大庆、吉林油田有杆泵使用很多，下深在1600m以内。其它几种方式使用较少。
大庆油田在小井眼分层注水技术方面成功应用了60.3mm以及配套的简易井口注水技术、分层配水工艺技术(一种是空心配水管柱，一种是一次调三层配水管柱，二者耐压20Mpa ，耐温90℃)。从目前技术水平看，可适用于1600m井深101.4mm套管井分层注水的需要。对于更深的井，需要解决管柱强度、耐温耐压问题。
在114.3mm生产套管井上，大庆油田已使用过两种压裂管柱，套管预置式压裂工艺和双封隔器分卡压裂工艺。全井压开4～7m。目前该工艺技术水平可适用于施工压力小于45MPa、温度小于90℃的2000m左右深井。
在小井眼修井方面，国外目前已经有适合于3″尾管内修井工具，如连续和过膨胀工具的出现，为小井眼修井提供了不压井、安全方便和经济的修井手段。国内小井眼修井问题比较突出，小井眼修井研究工作起步较晚，如大庆油田目前只开展了解卡打捞工作。
虽然上述小井眼技术还不完善，但毕竟形成了初步的系列，并得到初步的应用，通过系统分析研究，结合适当的引进和研制，可形成满足油气开发要求的相应技术系列。
目前，我国小井眼油气井开发技术在工艺与工具方面虽然得到一定发展，但与国外相比仍有较大差距。其中相差最大的是小井眼专用设备、工具、仪器及采油(气)工艺技术方面。因此，考虑到该技术今后的系统发展，近期应重点开展以下三个方面的工作：①适用小井眼技术的油藏筛选；②小井眼钻采设备、工具配套方案；③小井眼钻采技术配套方案。
（三）、差距及措施建议
1 主要差距
①国外小井眼钻井技术己形成一定钻井规模，总体技术水平高。
②国外己形成能全面钻进，又能进行连续取心(含井场岩心自动分析系统)的小井眼钻机，优质高效的牙轮钻头和PDC钻头设计，小井眼防斜打直及井眼轨道控制模型和优化水力参数模型，井涌检测系统和井控专家系统，钻柱综合抗振技术，井场岩心自动分析全套设备以及钻井液混合与处理系统，完井工具、技术等一整套小井眼优质高速钻井系统，我们的差距太大。
2 措施建议
小井眼钻井要着重抓好两个方面的工作，一是小井眼理论研究，二是小井眼技术装备配套。两者是相辅相成的，理论研究的目的在于指导钻井技术发展，通过技术配套又促进理论的提高。
在小井眼的理论研究方面建议开展如下研究：
①油气藏的产能评价与小井眼经济性评估研究；
②合理的井身结构设计研究；
③小井眼的井底压力及井涌监测预报研究；
④小井眼水力能量的优化设计研究；
⑤小井眼的防斜打直及井眼轨道控制研究；
⑥小井眼井壁稳定问题研究。
技术装备配套方面:
①应生产体积小、占地少、方便搬迁、设备及工具配套的2500m钻机。
②配套井控系统。井控是小井眼配套技术中的一个突出问题。目前一些小钻机或修井机底部空间太小，难以容纳现有的防喷器，需配套体积小、操作灵活的井控系统。
③配套完井技术。主要是配套完井工具和完井管柱。
八、 连续钻井技术
连续(Coiled Tubing)亦称挠性、盘管， 它是一种连续的高强度、高韧性钢管，可以缠绕在滚筒上。该项技术的钻井系统主要包括地面设备和井下钻具组合。地面设备主要包括连续作业机及有关设备、循环系统和井控系统，其中作业机主要包括：连续、滚筒、连续注入头、液压动力系统和控制台等；井下工具包括：连接器、紧急分离工具、多路传输接头、定向工具、导向工具、助推器、循环阀、下负载变送器、马达和钻头等，另外，井下工具还包括控制管缆和井下电子仪器。
利用连续装置可以实现软地层钻小直径浅井、老井加深和开窗侧钻斜井和水平井、钻救援井或注入井。与常规钻井方式相比，连续钻井可降低作业成本。
（一）、国外进展情况
在60年代连续钻井技术引入石油工业后，主要用于修井作业。随着连续技术和技术的发展，利用连续钻井的想法也已得到实现。1993年连续裸眼钻井引起人们的广泛注意，1992～1994年全球使用连续作业的井数急剧增加，三年间由3口增加到200口。95年达到356口，96年达到410口，1997年达到610口，到了1999年，除去侧钻井和加深井，全世界则有1500口。美国和加拿大是连续钻井最活跃的两个国家，全世界用连续管所钻的井80%左右位于这两个国家。美国Alaska地区是世界上最大的连续钻井市场，随后，加拿大形成世界上第二大连续钻井市场。自1992年钻第一口井开始到2000年，加拿大湾已钻水平井约170口，直井约1000口。加拿大3个最活跃的地区分别是：Alberta， Saskatchewan东北部， British Columbia北部。美国市场大部分操作者是大的开发商；而Alaskan市场主要由大的油公司组成。另外，法国、荷兰等国家也有不少连续管钻井。目前，世界上的一些大的石油公司，如Shell、ARCO、BP Amoco、Statoil、Elf等，和服务公司，如Schlumberger、 Dowell、BJ Services、 Halliburton、 Baker Hughes Intip 等都在开展或参与连续管钻井作业。
（二）、技术现状及发展趋势
人们最初预料连续管钻井技术将主要用于钻直井。但是，它在定向井和水平井钻井中的应用大大超出了人们的想像。在低油价和作业成本增加的情况下，未来几年内连续管钻井可望有较大幅度的增长。
55年前，就出现连续。60年代到80年代中期，地面设备的开发改进了入井作业，但由于焊接和连续强度低的质量问题，仍然导致了许多落鱼事故。1987年，Qulity Tubing Ins开发了斜焊工艺，从而提高了连续的强度。最初连续的屈服强度为345MPa， 现已提高到758MPa。1992年，连续的尺寸通常为φ60.3、φ73和φ88.9。目前，φ60.3连续占据大部分钻井市场。
就连续技术操作者情况，Nabors Industries Inc. Transocean Offshore Inc. 为主要从事连续技术的钻井承包商。Schlumberger、 Dowell、BJ Services、 Halliburton、 Baker Hughes Intip 等油田服务公司则在连续钻井中占据优势。由于油田服务公司具有一定的基本设施和经验，而钻井承包商不能提供专门的定向井工艺和BHA，将来，油田服务公司将继续领先连续钻井工艺。
就连续钻井技术，近些年，国外主要在以下方面有所发展：
1)连续钻机系统
为了同具有牢固市场、资产设备投资已经回收的常规旋转修井机和钻机竞争，许多公司已开发了各种类型的连续钻机系统。目前，连续钻井主要分为混合型和常规连续钻机。相比于常规型，混合型是指既能操作、套管，又能操作连续的混合型钻机系统。这些系统通常是将现有的连接钻杆钻机或不压井系统同连续注入头相结合形成的钻机系统。随着混合型钻机系统的进一步改进，钻井作业将会更加经济，比常规钻机更具竞争力。
2)欠平衡连续钻井
连续是充分发挥欠平衡钻井技术优势的一种最好方法。改善井控条件，减少地层损害，提高机械钻速是连续进行欠平衡钻井的主要优势。Apache加拿大公司综合利用这两项技术钻水平井的水平段，使水平段地层免受污染提高了气藏的产气量，改善了气藏的开发效果。
3)连续过侧钻技术
因连续直径小可进行侧钻，不需起下，从而显著地节约钻井成本，适应老井重钻这一潜在的大市场。
连续技术发展到今天，国外很多公司积累了施工经验，取得了一些技术指标记录。如，PDO公司租用G3连续钻机，采用欠平衡钻井工艺，在美国Oman地区钻成一口3000米的深新井。在此期间，PDO完成了8次裸眼侧钻和二次套管开窗。欠平衡钻井使连续钻井的钻速达到80m/h，水平位移超过1000m。又如，Stateoil 公司使用11/2in连续管在测量井深为7125m、井斜角为85℃的井中，进行了修井作业。至今为止，最大规模的连续管钻井项目是壳牌哈里伯顿公司在加里福尼亚Mckittrick油田的钻井项目，钻井总数达到115口，井深236～292m，总进尺18593m，几乎一天一口井。
（三）、差距及措施建议
连续钻井技术，国外已在现场试验中得到了成功的应用。利用连续在老井加深或侧钻，节省了打更新井所需的钻井、完井资金投入；浅油层连续钻井可以降低勘探与开发费用；利用连续油钻小井眼，比常规钻井方式作业成本低得多；连续更是欠平衡钻井的首选。总之，连续钻井无论是技术方面还是经济方面都被试验证明是可行的。目前它涉及的市场有两个：一是专业化，如直井加深钻井、欠平衡钻井和水平井；二是整体化，如有整体装置，能实施下列作业：钻井、下表层套管、钻主井眼、下放生产套管和固井、垂直或水平钻入目的层、取心、测试、试油、完井、强化处理或最终把连续留在井内当采柱。
连续钻井技术目前仍处于发展和完善阶段，国外ARCO等公司利用连续钻井获得了满意效果。我国大庆、大港、塔里木等油田已引进约15套连续装置， 但主要用于修井作业，而利用连续钻井技术在我国尚属空白。
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