钻井工作不仅要求速度快，而且要求质量好。井身质量的好坏是油气井完井质量的前提和基础，它直接影响到油气田勘探和开发工作的顺利进行。
井身轴线偏离铅垂方向的现象叫井斜。大量实践说明，井斜严重将给钻井、油气田开发及采油等带来各种危害，甚至引起事故。因此，有关井斜的一些指标是衡量一口井井身质量的重要参数。
井身斜度大了，为钻达同一目的层所需的进尺就会增加。这样不仅费用高，而且还可能由于深度的误差，使地质资料不真实而得出错误的结论，漏掉油气层。井斜过大、井底偏离设计位置过多，将会打乱油气田开发井网分布方案，影响油气层的采收率。
井斜使井眼变曲。钻具在弯曲井眼中旋转容易产生疲劳折断。钻具在严重弯曲的井段内，受下部钻具拉力的作用，将给井壁和套管以接触压力，加剧钻具和套管的磨损。同时,在长期的旋转和起下钻中，井壁将被钻具磨起“键槽”而造成卡钻。
固井时，在井斜变化大的严重弯曲井段，比钻具刚度大的套管及测井仪器将不易下入，易发生卡钻；下入井内的套管由于井斜不能居中，使水泥浆不易充满整个套管外环形空间而影响固井质量。
综上所述，井斜的危害是多方面的，后果是严重的，需要引起钻井工作者的注意困做。
旋转钻井发展至今，还很难钻成一口一点都不斜的直井。井眼总是或多或少要斜的。井斜给钻井、开采带来的危害程度与井斜的严重程度有关。轻微的井斜不致造成危害；严重井斜可能引发事故甚至使井报废。那么，什么样的井斜程度才是被允许的呢？这就存在激尘一个井斜控制标准问题。在此标准之内的井，即可认为是可以接受的“直井”，从而避免徒劳追求绝对直井的行为，把井身质量建立在工程实际的基础上。
我国井斜控制的标准为井眼曲率不大于3°/100m。至于井斜角及其他规定，要根据各地区的具体情况而定。胜利油田的评价情况见表5-1。
井斜控制评价
二、井内压力控制1.压力平衡关系在钻进过程中，地层压力ps是靠钻井液柱作用在井底的压力p0来平衡的。根据这两个压力的相对大小，有可能出现三种情况：
(1)p0=ps，称为平衡状态。这是最理想的状态。在这种状态下，将取得快速、安全、高效、低成本的钻进效果。
(2)p0>ps，称为过平衡状态。压差如果过大，会引发一些工程事故，如压裂地层、卡钻等，还会降低钻进速度。如果压差控制在允许范围内，在钻井生产实践中也还是可行的。
(3)p0<ps，称为欠平衡状态。在一般情况下，这种状态将引起井喷、井塌。但在一些低压、低渗透地区，采用这种状态能充分暴露油气层，收到很好的生产效果。
由前面的分析可以推断,不同的钻井工况下，钻井液柱作用在井底的压力p0是不同的。如果暂不考虑岩屑、气侵或油(水)侵入对钻井液柱压力的影响，则有：
静止时，p0=pm(5-1)起钻时，p0=pm-psb-pdp(5-2)钻进时，p0=pm+pc(5-3)下钻时，p0=pm+psb(5-4)划眼时，p0=pm+pc+psb(5-5)式中 p0——钻井液柱作用于井底的压力；pm——由钻井液柱重力产生的压力；psb——波动压力；pc——环空循环压力损失；pdp—汪铅衡—起钻使液面下降而减小的压力。
在划眼和下钻时，钻井液柱作用于井底的压力具有最大值；而在起钻和静止时，钻井液柱作用于井底的压力具有最小值，这就是起钻时容易发生井喷的原因；钻进时，井底压力居中。
充分了解和掌握钻井液柱作用于井底的压力的变化规律，就能根据不同压力平衡状态采取不同的措施。
2.压井方法当井内钻井液柱作用于井底的压力小于地层压力时，地层流体流入井内的现象叫做溢流。如不及时发现，并迅速采取控制措施制止溢流，地层流体会无控制地大量入井，造成井喷。理论与实践都证明：采用平衡压力钻井技术，由于井底压差很小，条件稍有变化就会破坏井内压力平衡，所以发生溢流的概率是比较高的。早期发现溢流、迅速控制溢流、恢复和重建压力平衡是防止井喷的关键，也是实施平衡压力钻井技术的基础保证与配套措施。
1)控制井口的方法发现溢流显示、证明地层流体已流入井内后，应立即停止作业，尽快安全控制井口，关闭封井器，最大限度地保持井内的钻井液，为以后的顺利压井创造条件。不同的钻井作业情况发生溢流后的控制措施是不同的。
(1)钻进时。发生溢流后控制井口的操作程序是：停泵、停钻→上提方钻杆使接头露出转盘面→打开节流阀→关闭防喷器→关闭节流阀将井关闭→记录钻杆压力和套管压力→记录钻井液池内的钻井液增量，准备压井。
(2)起、下钻时。发生溢流后停止作业，将钻柱坐入转盘内→抢接钻具回压阀→打开节流阀→关闭防喷器→关节流阀将井关闭→记录钻杆压力和套管压力→记录钻井液池钻井液增量→开泵取得立管压力→决定下一步行动。
(3)空井时。如果溢流严重，有立即发生井喷的可能，应迅速关闭全闭防喷器；如果井内有电缆，应该果断切断；如果没有立即发生井喷的危险，则应迅速下入尽可能多的钻具，然后按起、下钻时的程序进行控制。
上述控制程序目的在于迅速制止地层流体继续流入井筒，尽可能地保持井内的钻井液量，为下一步的压井创造条件。
在等待压井的过程中，井口压力可能会不断上升，应注意观察。当井口压力上升到某个允许值时(如井口装置的最高工作压力、套管最小抗内压强度、地层破裂压力等)，就要从节流阀处泄压，使井口压力保持在安全范围内，同时记录放出的钻井液量。
2)压井循环的特点发生溢流后关闭防喷器，有控制地向井内注入一定密度的加重钻井液，循环排除溢流的作业称为压井。压井是出现溢流或发生井喷后恢复和重建井内压力平衡的唯一方法。
采用一般的循环方法(井口敞开循环)是无法制止和排除溢流的。因为溢流发生时井内的压力平衡已经被破坏。泵入的加重钻井液在循环过程中仍会受到地层流体侵入而降低密度，仍无法平衡地层压力。因此，压井循环时必须用节流阀在井口造成一定的局部阻力来增加环形空间的压力，即在井口造成回压。由于流体都能传递压力，该回压也同样作用于整个井筒和井底，再加上钻井液柱的压力，即可平衡地层压力，制止地层液体的继续流入。显然，在压井循环过程中，随着环形空间内加重钻井液柱高度的增加，受侵钻井液被逐渐排出，井口回压应逐渐降低。当环空全部充满加重钻井液后，单是钻井液柱压力就可平衡地层压力，不再需要井口回压。调节节流阀的开启度即可控制井口回压。节流阀处于全开状态时回压为零，标志着溢流完全被排除，井内压力平衡得到恢复。
综上所述，压井循环的特点可归纳为：在控制井口的前提下，使用小排量进行循环，同时不断调节节流阀的开启度，造成不同的井口回压作用于井底，自始至终保持回压与钻井液柱压力之和等于地层压力，直到加重钻井液充满整个环空，恢复井内的压力平衡为止。
三、轨迹控制定向钻井技术是在井口与井底需要有一定水平位移时，采用合理的井身轨迹及特殊的钻井措施钻达目的层的一种钻井技术。与直井比较，定向井不但有井斜、方位的变化，还需保证自始至终沿井身轨迹钻进、上环中靶。因此，定向钻井技术要比一般钻井技术复杂和困难得多，是目前最热门的钻井技术之一。利用定向钻井技术，可根据需要钻出水平井、丛式井、侧钻井及救援井等,极大地丰富了钻井生产的内容，为油气资源的勘探开发提供了有效的技术手段。
钻定向井始于20世纪30年代。井下动力钻具的出现、井下测量仪器的逐步完善以及钻井技术与经验的积累，使定向钻井技术从50年代开始广泛应用于陆地和海上。60年代至70年代，计算机用于定向井的设计和施工以及随钻测量技术的出现，使定向井的钻速、钻深、钻远、钻准等方面大大地提高,进一步显示出定向钻井技术在加速油气田勘探开发,克服钻直井所遇到的某些难以解决的技术问题等方面所具有的优越性。
目前，定向钻井技术的应用一般集中在以下几个方面：
(1)地下地质条件特殊，钻直井的勘探开发效果不好。采用定向钻井技术钻出大斜度井、水平井，能最大限度地穿越油气层,暴露油气层最大限度地提高产量和采收率。
(2)地面条件限制。钻探高山、湖泊、海洋、荒漠地区的油气藏时，采用定向钻井技术，钻成丛式井、多底井，可极大地节省投资，降低生产成本。
(3)钻井技术的需要。处理钻井事故时，常常采用定向钻井技术。对井下落物长期不能捞获的井进行侧钻；对井口失控、井喷失火的井，钻救援井沟通进行压井处理，从而保证钻井生产的安全。
定向钻井技术包含的主要内容有井身轨迹设计、井身轨迹控制、井身轨迹测量。下面主要介绍二维定向井的基本工艺技术。
1.井身轨迹设计在定向钻井中，井身轨迹是钻井施工的基础和依据。因此，井身轨迹的设计是否合理，在很大程度上决定着定向钻井的成效。
常规井身轨迹是由不同长度、曲率和先后顺序的铅直段、斜直段(稳斜段)和造斜段(增斜或减斜段)组成的。这三种井段可以组成多种井身轨迹形状，最常见的主要有两种。
一种是“直—增—稳”井身轨迹，我国现场上称为“三段式”井身轨迹。其显著特征是井身结构简单、井底水平位移可以很大，所以多用于打探井和救险井等。这种井身轨迹又可分为低造斜点和高造斜点两类。稳斜段可长可短，甚至可以没有稳斜段。“三段式”井身轨迹为满足钻井生产条件和要求提供了极大的灵活性，被广泛应用于定向钻井中,特别是近年发展起来的水平井和大斜度井。
另一种是“直—增—稳—降—稳”井身轨迹，现场上称之为“S型”井身轨迹或“五段式”井身轨迹，多用于丛式井钻井。“S型”井身轨迹设计也可以灵活变化。例如，增斜后的稳斜段可以很长，也可以很短，甚至为零；降斜后的稳斜段也是可长可短；井底井斜角可大可小，甚至为零，垂直进入目的层，如图5-8所示。
图5-8 定向井轨迹示意图
实际上，可以说“三段式”井身轨迹只是“S型”井身轨迹的一种特殊情况而已。“S型”井身轨迹可以作为所有常规二维定向井井身轨迹的代表，使井身轨迹的设计得到和谐的统一。
常规井身轨迹设计应遵循以下原则：
(1)能实现钻定向井的目的。对于裂缝性油层、厚度小的油层，为了增大油层的裸露面积、提高产量，往往设计成水平井或多底井。为满足采油工艺的要求，丛式定向井多数设计成“S型”井身结构。为了避开井下障碍或防止井眼交叉，井身结构还可以设计成三维“S型”。对于救险井，主要是要求准确钻达目标。因事故需侧钻的定向井，只要避开井下落鱼(即井下落物)，斜出一定的水平位移即可。
(2)尽可能利用地层的造斜规律，可以大大减少人工造斜的工作量和困难。
(3)要有利于满足采油工艺的要求。井眼曲率不宜过大，以利于改善抽油杆的工作条件；最好是垂直井段进入油层，以便于坐封封隔器以及进行其他增产措施。
(4)要有利于安全、优质、快速钻井。这就要求选择合适的井眼曲率、井身轨迹、造斜点以及相关的井身结构。
2.井身轨迹控制井身轨迹控制包括井斜控制和方位控制两个方面。在定向钻进过程中，为确保井眼按预定的井身轨迹发展，需要进行井身轨迹控制。一旦井眼偏离井身轨迹，也需要进行井身轨迹控制。因此，井身轨迹控制是定向钻井技术中最重要的内容之一。
井斜控制即控制井眼井斜角的变化,可以采用两种方法：一种是利用造斜工具造斜或增斜。有特殊需要时，也可以利用造斜工具来降斜。另一种方法是利用井底钻具组合进行增斜、降斜和稳斜。
方位控制是控制井眼方位角的变化,也可采用两种方法：一种是利用地层特性的自然漂移与井底钻具组合达到目的。另一种方法是利用造斜工具强行改变井眼方位。
无论是井斜控制还是方位控制，都要利用两种基本工具,造斜工具和井底钻具组合。在定向钻井发展初期，人们就开始利用造斜工具控制井斜和方位。随着造斜工具的发展，有关造斜工具的理论和现场使用已日益成熟。至于井底钻具组合，虽然人们很早就发现它对井斜和方位的变化都有很大影响，但在很长时间内对它的研究不够。从20世纪50年代起，美国学者鲁宾斯基开始研究钻具组合的力学性能，主要用于打直井。直到60年代，才有人提出定向钻井的井底钻具组合的力学模型。井底钻具组合的研究一时间成了热门，不少学者使用不同的数学、力学方法进行研究和分析，至今方兴未艾。
3.井身轨迹测量定向井测量资料是控制井身轨迹的依据。在井身轨迹的控制过程中,需要及时、准确地了解和掌握定向井基本参数的变化，才能采取相应措施，确保井身轨迹沿预定路径发展。定向钻井实践证明：要完成高质量的定向井，除了合理的井身轨迹设计和有效的井身轨迹控制外，还需要使用性能优良的定向井测量仪器和装备。目前这种趋势日益明显。
从20世纪50年代至今，井身轨迹测量技术发展极快，主要经历了以下过程：钻杆打印地面定向→氟氢酸玻璃管定向→单、多点磁性测斜仪定向→单、多点陀螺测斜仪定向→有线随钻测斜定向系统定向→无线随钻测斜定向系统定向。
钻杆打印地面定向和氟氢酸玻璃管定向方法效率低、精度差，已被淘汰。单、多点磁性测斜仪和陀螺测斜仪是目前定向井施工中使用最多的测斜工具。有线随钻测斜定向系统是20世纪70年代中期研究成功的，广泛用于造斜段测量。无线随钻测斜定向系统是70年代末期出现的，已在北海油田及美国某些油田使用，尚处于发展及完善阶段。
分析采油工程造价
根据钻孔孔身轨迹可分为：
1.单孔底定向孔
只有定笑厅向主孔而无分支孔的定向钻孔。
2.多孔底定向孔
既有主孔又纯升颤有分支孔的定向钻孔，主孔只有一个，而分支孔有一个或多个。从主孔中分出的支孔，称一级分支孔；从分支孔中再分出来的支孔，称二级分支孔。
3.丛式井
在同一井场，施工多口定向孔，定向孔孔深轨做败迹呈立体放射状，总称丛式井。
4.水平L井
井身轨迹底部基本呈水平状，形状像L形。
5.水平对接井
即直井和定向水平井井底实现连通，剖面呈U字形，直井和水平定向井井口相距几十米至上千米不等。
6.多分支水平羽状井
在主水平井眼的两侧不同位置分别钻出多个水平分支井眼，也可在分支上继续钻二级分支，因其形状像羽毛，称其为羽状水平井。
煤层气井定向井钻井技术
分析采油工程造价
引言：采油过程中工程造价是怎样形成的呢?，以下是我对采油工程造价的分析，希望对你们有帮助。
摘要： 本文通过对2009-2011年间现河采油厂采油工程造价的研究，从多角度进行对比分析，找出造价上升的主要理由，并提出了合理化倡议，推动工程造价管理在采油工程项目运转中充分发挥其应有的作用。
关键词：采油工程 造价 对比分析 思路
2009-2011年是现河采油厂实现新跨越的三年。三年来，采油工程经过全厂各个部门闷消的通力合作与协调，克服各种困难，为采油厂的“三年大调整”战略部署的顺利收官做出了自己应有的贡献，对比分析三年来的采油工程造价，为接下来采油厂“三年新调整”战略的顺利实施，有积极的指导作用。
一、“三年大调整”期间采油工程造价总体上升
三年来，采油工程总计完成8385井次，总造价14.17亿元。其中：井下作业工程完成7412井次，造价13.54亿元试油(压裂)工程完成79井次，造价3060.18万元测井(射孔)工程完成894井次，造价3243.96万元。
井下作业工程、试油(压裂)工程总造价连年上升测井(射孔)工程造价2009-2010年总造价上升，2011年总造价下降，制约较好。
二、井下作业工程井升价增
井下作业工程总计完成7412井次，总造价13.5483亿元。其中：2009年完成2421井次，造价3.82亿元2010年完成2480井次，造价4.55亿元2011年完成2511井次，造价2.17亿元。井口数、定额周期、主要材料费、劳务费等各项指标都在逐年上升。
(一)按类别分，维护、新投井次下降，上产主力工作亏罩氏的油水井措施和大修井井次连年增加。
(二)燃料动力费用因柴油价格上涨而上升。
(三)措施井工作量的增加导致运输及特车费用上升。
(四)主要材料费连年上升。
通过以上的对比分析，可以看出造成井下作业工程劳务费上升的主要因素是“三年大调整”增产稳产措施使得井口数、单井工序数、燃料动力费、运输及特车费增加。主要材料费用上升的理由是防偏磨管和接箍用量的逐年增加。
三、试油工程(压裂)费用急骤增加
2009年压裂施工11口，结算值436.55万元，2010年压裂施工19口，结算值742.33万元，2011年压裂施工49口，结算值1881.13万元。2011年相比2009年井口数上升345%，费用上升331%。
压裂井口数的逐年增长，从2010年开始逐步加大实施了以压裂工艺技术为主导，小配方酸化工艺为辅的油层改造手段，取得了较好的效果，所以压裂井口数由09年的11口上升到2011年的49口井。
压裂井施工现在主要由BJ公司和井下作业公司两家单位施工。
(一)BJ压裂井费用分析：
BJ公司压裂井2011年较2010年单井费用上涨26%，主要理由是：2010年BJ公司结算没有执行定额，是按2007年开发管理部、定额价格管理中心联合发布的文件执行，按施工规模分三个台阶计算费用。(二)井下作业公司压裂井费用分析：
2009年与2010年相比：09年平均单井39.68万销散元，10年80.66万元，10年较09年单井费用上涨103%，劳务费上涨57%，材料费上涨178%。
2011与2010相比较而言，液量、砂量、材料用量相差不大，主要差别在材料费的单价上。
受瓜尔胶国际形势的影响，羟丙基瓜尔胶价格、用量上涨非常快，同期相比分别涨幅88%和57%，影响单井造价2%。截止到目前涨幅已高达545%，影响单井造价13%。针对目前这种状况，工艺技术人员正在寻找它的替代品，以缓解目前存在的难题。
由于压裂液的不断创新升级，在11年的配液中增加了两种化工原料，即水伤害处理剂和压裂液防乳化剂，影响造价9%。
通过对近三年压裂费用的分析，可以看出施工规模的`大小是决定造价高低的主要因素。近几年我厂迫于原油产量的压力，采用了大型稳产、增产措施，压裂井口数、施工规模逐年增加，造成压裂费用结算超预算，难以制约。
四、测井(射孔)制约平稳
射孔费单井结算费用2009年3.6万元、2010年3.9万元、2011年3.36万元，10年较09年上涨8%，11年较10年下调16%，11年射孔费用制约较好。
影响射孔费高低的主要因素有：施工工艺、弹型、射孔深度等。采用油管射孔结算比电缆射孔高出35%，采用增效弹结算比非增效弹高出57%，可见优化射孔方式是制约射孔费用的主要手段。从09年开始由于射孔费上涨较大，11年与地质所、职能科室相互交流沟通，提出了合理倡议，从定额的角度提出如何优化设计，在不影响射孔效果的前提下，即节约费用又达到增油的目的，当年就见成效，11年节约费用178万元。
(一)对射孔米数进行了优化，平均米数减少了0.8米，节约费用59万元。
(二)油井由于射孔井段较长，层间距离大，在最初方案设计时需下起爆器，经过优化设计少下8套，节约费用18万。
(三)优化射孔方式，减少油管射孔井数31口，节约费用33万元。
(四)减少水平井施工，节约费用45万元。
(五)选择射孔弹型时，减少了增效弹的使用，节约费用23万元。
五、总结与倡议
(一)优化设计方案，制约资金支出，提高经济效益，做好经济评价
实施 “三年大调整”战略部署为我厂的夺油上产提供了保证，但是在追求产量的同时更要追求经济效益。
(二)提高钻井质量，保证直井段井身轨迹，降低采油成本
采油过程中，偏磨的一部分理由是由井身轨迹不够规范造成的。在钻井过程中，钻井的直井段井身并非是直线而是呈螺旋弯曲，俗称“狗腿”现象，势必造成采油过程中的有杆泵偏磨现象，从而造成防偏磨材料的更多投入，增加采油成本。因此提高钻井井身质量，是降低采油工程成本的有力保证。
(三)建立健全价格管理体系，科学定价，降低材料费用支出
在定额中没有涉及到的材料价格，以往都是职能科室定价。随着定额管理工作的不断加强，采油厂规范了价格管理办法，理顺定价流程，明确定价标准，在维护采油厂利益的同时，还要保证协作方的效益。通过这项举措，水井结垢管修复等材料重新定价为采油厂2011年节省支出300余万元。
(四)加大修旧利废降低作业费用
在保证工具用具修复质量、使用安全情况下，尽可能地使用修复工用具，可以降低材料费用。我厂三年来平均修复管杆数量达130万米，每年可节约材料费4500万元左右。
(五)大力推广新技术、新工艺
大力推广新技术、新工艺的投入使用，拓宽降低投资成本的空间，真正发挥科技作用的同时也要注重它的经济性，而且要坚持人才引进和培养，组建一支强有力的人才队伍，提高科研成果的转化率。
(六)进一步加强监督部门的职能
应进一步加强采油厂监督部门的职能，包括对生产运转、作业施工、工程质量、物资质量等方面加大监督力度，树立监督部门的权威性，通过加大监督力度，营造一种质量意识、经济意识，确保作业施工保质保量、优质高效地运转，最终实现从监督执行到主动实施的转变，从而达到以质量增效益的目的。
(七)解放作业队伍，引入优胜劣汰竞争机制
我厂大修井作业费用近三年制约较好，主要是因为按照协议价格进行结算，有效的制约了大修费用。倡议在作业系统中引入招投标工作，打破对口服务，解放作业队伍，引入优胜劣汰竞争机制，特别是垄断行业。目前井下作业公司垄断压裂市场，没有竞争意识，倡议引入外部施工队伍共同参与到压裂市场，更好地为采油厂服务。
石油钻井技术
侯岩波 孙建平 张 健 孙 强 李绍勇
( 中联煤层气有限责任公司 北京 100011)
摘 要: 煤层气储层特征等方面与常规天然气储层的差异，决定了煤层气钻井、完井、储层保护等技术的特殊性。在不断试验和总结的基础上，本文研究出了一整套适合煤层气开发的定向井钻井工艺技术及井身质量控制措施，符合产业化、商业化开发煤层气对降低钻井及生产成本的诉求，对经济高效开发煤层气具有借鉴意义。
关键词: 煤层气 定向井 钻井工艺 井身质量
Drilling Technology in Coalbed Methane Directional Well
HOU Yanbo SUN Jianping ZHANG Jian SUN Qing LI Shaoyong
( China United Coalbed Methane Co. ，Ltd，Beijing，100011，China)
Abstract: The reservoir of coal bed methane has many differences from conventional natural gas. These differences determine particularity of coal bed methane in drilling，well completion and reservoir protection. In the foundation of continuous experiment and summarize，this article study out a technical system in the drilling tech- nology in directional coal bed methane well and well quality controlling. These meet the requirements of reduce drilling and production cost in coal bed methane industrialization and commercialization. It has reference signifi- cance in exploiting coal bed methane economically and efficiently.
Keywords: coal bed methanedirectional welldrilling technologywell quality
基金项目:国家科技重大专项《山西沁水盆地南部煤层气直井开发示范工程》(编号2009ZX05060)
作者简介:侯岩波，1983年出生，男，河北迁安人，硕士，2009年毕业于中国矿业大学(北京)地质工程专业，现在中联煤层气有限责任公司从事煤层气勘探开发工作。Email:hybjerry@163.com
柿庄南区块位于沁水盆地南部太行山西麓，行政隶属于山西省晋城市沁水县及高平市。该区向北距山西省省会太原260公里，向东南距晋城市60公里，区块总面积约388km2，族握肢3#煤层资源丰度1.69亿m3/km2，本区块已成功开发了400余口煤层气井，单井平均产气量>1000m3/d。由于本区山峦重叠，沟壑纵横，森林密布，从保护环境，降低征地及钻前施工难度方面考虑，在局部地形复杂、林地密集地区部署2至4口定向井的丛式井井组进行煤层气开发，丛式井还可有效降低地兆世面集输建设成本及日后排采的生产管理成本，是一种适用于该地区煤层气大规模开发的钻井技术。
1 地质概况
柿庄南区块第四系黄土层厚约30m，开发3#煤层钻遇基岩地层自上而下依次为刘家沟组、石千峰组、上石盒子组、下石盒子组、山西组、太原组(未钻穿)，完钻原则为3#煤层底皮孝板以下50m，详见表1，总体而言该区地质条件简单，煤储层埋深适中，煤层气资源丰度高，开发条件优越。
表1 柿庄南区块地层特征简表
2 施工设计
以TS04C丛式井井组为例，该井组包括4口定向井，大门方向86°，磁偏角为－2.9°，井口间距5m且呈直线排开，设计时应充分考虑防碰措施，合理安排钻井顺序，使各井设计方位呈放射状分布，井眼轨迹不互相交错，具体设计见图1、图2。
成井工艺:一开井径φ311.15mm，钻至稳定基岩10m完钻，下入φ244.5mm×8.94mm表层套管，固井水泥需返至地面，二开井径φ215.9mm，钻至井深100m左右，开始改用螺杆钻具定向钻进，采用直增稳三段制井身剖面，最终稳斜至3#煤以下50m井深完钻，下入φ139.7mm×7.72mm生产套管固井。
图1 TS04C井组水平投影图
图2 TS04-4D井身轨迹数据
3 钻井设备与钻具
3.1 设备
钻机:TSJ-2000GZ2000GZ2600。钻塔:A字型，负荷≥700KN。泥浆泵:3NB-3503NB-5003NB-800，排量20～30L/s。动力:12V135，8V190，12V190柴油机。
3.2 钻具及其他
φ127mm钻杆、φ159mm无磁钻铤、φ159mm钻铤、φ165mm(1.25°/1.5°)单弯螺杆、φ214mm稳定器、单点照相/电子测斜仪。
4 钻井工艺
4.1 泥浆工艺
一开用膨润土粉、纯碱、烧碱、少量的聚丙烯酰胺钾盐KPAM及钠羧甲基纤维素CMC等有机处理剂配置低固相钻井液。纯碱及烧碱主要起改善粘土的水化分散相能，起到降失水、增粘和调节泥浆PH值的作用。CMC降失水剂提高了粘土颗粒的聚结稳定性，有利于保持钻井液中细颗粒的含量，形成致密的滤饼，降低滤失量，抑制泥岩等水敏地层膨胀，能有效巩固井壁，此外还有增粘作用，提高钻井液的携带岩屑能力，使含砂量降低，有效控制有害固相含量，减少重复破岩的几率，可延长钻头及螺杆等钻具的使用寿命，提高钻进效率。KPAM具有控制地层造浆的作用并兼有降失水、改善流型及增加润滑性等功能，能起到稳定井壁、降低钻井液滤失量，达到提高钻速的作用。在钻至目的煤层时，钻井液换用清水钻进直至完钻，若钻遇漏层或易垮地层，在保护储层的前提下可适当调整泥浆性能，酌情填加堵漏剂及其他处理剂以保证工程顺利完成。
煤层段钻井液性能:密度1.02～1.05g/cm3，粘度22～25s，pH值7.5～8.5，含砂量<0.2%。
4.2 表层钻进技术
钻具组合:φ311.15mm三牙轮钻头+φ159mm钻铤+φ127mm钻杆。
一开井段为第四系黄土层并含少量卵石，结构疏松，易漏易垮，钻进时主要保证不漏，适当调整泥浆，在钻进开始时要慢钻、吊打，保证不塌、打直，控制泵压、排量，防止把黄土层打漏。
一开采用φ311.15mm牙轮钻头钻进，钻压30～50KN，泵压2MPa。一开钻穿基岩超过10m后完钻，下入φ244.5mm×8.94mmJ55表层套管，套管节箍与地面水平，采用密度1.80g/cm3水泥固井并返至地面。
4.3 直井段钻井技术
钻具组合:φ215.9mm钻头+φ159mm钻铤+φ127mm钻杆。
二开直井段地层以砂岩、泥岩为主，可钻性较好，采用常规塔式钻具结构，为防止井斜钻进参数仍采用轻压吊打原则，并每钻进30m测斜一次，尽早跟踪监测井斜及方位变化，做好防碰，降低施工风险。
4.4 定向造斜段钻井技术
钻具组合:φ215.9mm钻头+φ165mm(1.25°/1.5°)单弯螺杆+φ159mm无磁钻铤+φ159mm钻铤*6根+φ127mm钻杆。
二开钻进至井深约100m时开始定向造斜，造斜定向造斜时要锁死转盘，采用单弯螺杆或直螺杆加弯接头定向造斜。测斜仪器要定期校正罗盘，保证数据采集准确，钻进1至2个单根测斜一次，螺杆钻进井段测斜间距≤20m。应在定向初期控制好井斜、方位，以防工具面常摆不到位，难以控制。在防碰井段及定向造斜段钻进时，钻井队要加密测点，勤计算，勤作图，密切掌握和预测井眼轨迹的变化勤捞砂样观察是否出现水泥钻屑认真分析蹩、跳钻现象。钻进参数:钻压50～60KN，泵压3～4MPa，螺杆马达转速200～300r/min，钻进过程中根据井眼轨迹实时调节钻进参数，方位误差变大则转速降低稳步控制方位。
考虑到煤层气井排采生产的特殊性、稳定性与连续性，产能建设单位对井眼轨迹尤其是定向造斜段有着较高要求，井眼轨迹越平滑曲率越小，泵抽系统与地层间的偏磨损耗则越小，越有利于生产单位连续稳定排采，因此要求造斜段造斜率≤4°/30m，造斜和扭方位井段连续三个测点的全角变化率≤5°/25m。
4.5 稳斜段钻井技术
钻具组合:φ215.9mm钻头+φ214mm稳定器+φ159mm无磁钻铤+φ159mm钻铤×6根+φ127mm钻杆。
由于采用直增稳三段制井身剖面，稳斜段原则上不允许下调顶角，为了避免出现定向井井眼轨迹失控现象，钻井施工中应以过程控制为重点。稳斜段要求送钻及钻速均匀，保证钻具负荷均匀，平稳工作。钻具组合在钻穿煤层时尽量去掉稳定器，虽煤层段以下井斜会微降2°～3°，但可有效防止煤层段井径严重垮塌，避免埋钻等事故发生几率，降低钻井施工风险。
根据要求靶点闭合方位误差小于5°，靶区半径20m，稳斜段钻井技术的核心就是严密控制井眼轨迹及方位漂移情况，根据测斜情况及时调整钻井参数及钻具组合，保证该井顺利中靶，主要措施是调整稳定器安放位置，改变稳定器外径，调整钻铤长度及钻压等参数以达到稳斜稳方位效果，在实际应用中，双扶钟摆钻具的井眼轨迹控制效果最佳，双扶可以有效减少局部狗腿问题，使轨迹更平滑，虽然增加了钻井的难度，但是为后期完井和下套管作业打下了较好的基础。钻进参数:钻压80～120KN，泵压3MPa。完钻后下入φ139.7mm×7.72mmJ55生产套管，通过在套管鞋和回压凡尔之间下入一根3m左右的短套管，可有效增加排采口袋长度，在增斜段等狗腿较大井段增加套管扶正器安放个数，采用密度1.65g/cm3水泥固井，水泥浆返至目的煤层以上200m。
5 煤层气定向井钻井新工艺
目前，钻井施工单位为提高钻进效率，普遍采用螺杆钻具和转盘相结合的复合钻进技术，从而减少旗下钻次数，并通过转盘和螺杆水力马达的配合提高机械转速，此外如需调整井斜与扭方位，不需起下钻，可根据井眼轨迹情况随时调整，对钻井轨迹控制及时高效，若与PDC配合组成四合一钻具结构，一趟钻便可完成从二开到完井，可以明显缩短钻井周期并将井身轨迹控制到最优。钻具组合:φ215.9mmPDC钻头+φ165mm.1.25°单弯螺杆+φ159mm钻铤×3m+φ210mm稳定器+φ165mm定向接头(0°)+φ159mm无磁钻铤+φ159mm钻铤+φ127mm钻杆。钻进参数:钻压50～60KN，泵压3～4MPa，螺杆马达转速200～300r/min。
由于对煤层气井定向井井身轨迹及钻进效率要求越来越高，可以引入MWD技术与复合钻进技术相结合，可以更好更方便地控制井眼轨迹，提高钻进效率。由于低成本钻井技术是目前中国煤层气资源开发的趋势，照搬应用常规油气田开发的随钻测井装备及技术会对钻井成本产生较大影响，但随着煤层气的大规模开发和对钻井工程提出越来越高的要求，不久的将来会出现适用于中国煤层气开发现状的MWD和LWD技术，其有着非常广阔的发展前景。
6 结论
(1)采用丛式井钻井技术开发煤层气资源，可节约土地资源，保护环境并有效降低地面集输工程及后期生产运营成本，经济效果显著。
(2)直增稳三段制井身剖面可靠合理，最有利于井身轨迹的控制和钻井施工，适宜煤层气的排采生产。
(3)不同井段在钻进过程中结合地层及井眼轨迹实际情况合理优化钻进参数，过程控制是定向井钻井技术的关键，只有严密监测井身轨迹并结合高效的钻井工艺，才能保证每口井以最优的井眼轨迹顺利中靶。
(4)使用四合一钻具结构有很强的稳斜、稳方位能力，并减少起下钻次数，与MWD相结合可减少井眼轨迹失控风险，并能有效提高钻进时效。
参考文献
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《中国国土资源报》2007年1月29日3版刊登了“新型地质导向钻井系统研制成功”的消息。这套系统由3个子系统组成：新型正脉冲无线随钻测斜系统、测传马达及无线接收系统、地面信息处理与决策系统。它具有测量、传输和导向三大功能。在研制过程中连续进行了4次地质导向钻井实验和钻水平井的工业化应用，取得成功。这一成果的取得标志着我国在定向钻井技术上取得重大突破。
2.3.1.1 地质导向钻井技术
地质导向钻井技术是20世纪90年代发展起来的前沿钻井技术，其核心是用随钻定向测量数据和随钻地层评价测井数据以人机对话方式来控制井眼轨迹。与普通的定向钻井技术不同之处是，它以井下实际地质特征来确定和控制井眼轨迹，而不是按预先设计的井眼轨迹进行钻井。地质导向钻井技术能使井眼轨迹避开地层界面和地层流体界面始终位于产层内，从而可以精确地控制井下钻具命中最佳地质目标。实现地质导向钻井的几项关键技术是随钻测量、随钻测井技术，旋转导向闭环控制系统等。
随钻测量（MWD）的两项基本任务是测量井斜和钻井方位，其井下部分主要由探管、脉冲器、动力短节（或电池筒）和井底钻压短节组成，探管内包含各种传感器，如井斜、方位、温度、震动传感器等。探管内的微处理器对各种传感器世春传来的信号进行放大并处理，将其转换成十进制，再转换成二进制数码，并按事先设定好的编码顺序把所有数据排列好。脉冲器用来传输脉冲信号，并接受地面指令。它是实现地面与井下双向通讯并将井下资料实时传输到地面的唯一通道。井下动力部分有锂电池或涡轮发电机两种，其作用是为井下各种传感器和电子元件供电。井底钻压短节用于测定井底钻压和井底扭矩。
随钻测井系统（LWD）是当代石油钻井最新技术之一。Schlumberger公司生产的双补偿电阻率仪CDR和双补偿中子密度仪CDN两种测井系统代表了当今随钻测井系统的最高水平。CDR和CDN可以单独使用也可以两项一起与MWD联合使用。LWD的CDR系统用电磁波传送信息，整套系统安装在一特制的无磁钻铤或短节内。该系统主要包括电池筒、伽马传感器、电导率测量总成和探管。它主要测量并实时传输地层的伽马曲线和深、浅电阻率曲线。对这些曲线进行分析，可以马上判断出地层的岩性并在一定程度上判断地层流体的类型。LWD的CDN系统用来测量地层密度曲线和中子孔隙度曲线。利用这两种曲线可以进一步鉴定地层岩性，判断地层的孔隙度、地层流体的性质和地层的渗透率。
旋转导向钻井系统（Steerable Rotary Drilling System）或旋转闭环系统（Rotary Closed Loop System，RCLS）。常规定向钻井技术使用导向弯外壳马达控制钻井方向施工定向井。钻进时，导向马达以“滑行”和“旋转”两种模式运转。滑行模式用来改变井的方位和井斜，旋转模式用来沿固定方向钻进。其缺点是用滑行模式钻进时，机械钻速只有旋转模式钻进时的50%，不仅钻进效率低，而且钻头选择受到限制，井眼净化效果及井眼质量也差。旋转导向闭环钻井系统完全避免了搭返春上述缺点。旋转导向钻井系统的研制成功使定向井钻井轨迹的控制从借助起下钻时人工更换钻具弯接头和工具面向角来改变方位角和顶角的阶段，进入到利用知耐电、液或泥浆脉冲信号从地面随时改变方位角和顶角的阶段。从而使定向井钻井进入了真正的导向钻井方式。在定向井钻井技术发展过程中，如果说井下钻井马达的问世和应用使定向钻井成为现实的话，那么可转向井下钻井马达的问世和应用则大大提高了井眼的控制能力和自动化水平并减少了提下钻次数。旋转导向钻井系统钻井轨迹控制机理和闭环系统如图2.5所示。
目前从事旋转导向钻井系统研制的公司有：Amoco、Camco、Baker Hughes Inteq、Cambridge Drilling Automation以及DDD Stabilizers等。这些公司的旋转导向闭环钻井系统按定向方法又可分为自动动力定向和人工定向。自动动力定向一般由确定钻具前进方向的测量仪表、动力源和调节钻具方向的执行机构组成。人工定向系统定向类似于导向马达定向方法，需要在每次连接钻杆时进行定向。两种定向系统的定向控制原理都是通过给钻头施加直接或间接侧向力使钻头倾斜来实现的（图2.6）。按具体的导向方式又可划分为推靠式和指向式两种。地质导向钻井技术使水平钻井、大位移钻井、分支井钻井得到广泛应用。大位移井钻井技术和多分支井钻井技术代表了水平钻井技术的最新成果水平。
图2.5 旋转导向闭环系统
（1）水平井钻井技术
目前，国外水平钻井技术已发展成为一项常规技术。美国的水平井技术成功率已达90%～95%。用于水平井钻进的井下动力钻具近年来取得了长足进步，大功率串联马达及加长马达、转弯灵活的铰接式马达以及用于地质导向钻井的仪表化马达相继研制成功并投入使用。为满足所有导向钻具和中曲率半径造斜钻具的要求，使用调角度的马达弯外壳取代了原来的固定弯外壳；为获得更好的定向测量，用非磁性马达取代了磁性马达。研制了耐磨损、抗冲击的新型水平井钻头。
图2.6 旋转导向钻井系统定向轨迹控制原理
（2）大位移井钻井技术
大位移井通常是指水平位移与井的垂深之比（HD/TVD）≥2的井。大位移井顶角≥86°时称为大位移水平井。HD/TVD≥3的井称为高水垂比大位移井。大位移井钻井技术是定向井、水平井、深井、超深井钻井技术的综合集成应用。现代高新钻井技术，随钻测井技术（LWD）、旋转导向钻井系统（SRD）、随钻环空压力测量（PWD）等在大位移井钻井过程中的集成应用，代表了当今世界钻井技术的一个高峰。目前世界上钻成水平位移最大的大位移井，水平位移达到10728m，斜深达11287m，该记录是BP阿莫科公司于1999年在英国Wytch Farm油田M-16井中创造的（图2.7所示）。三维多目标大位移井也有成功的例子。如挪威Gullfalks油田B29大位移井，就是将原计划用2口井开发该油田西部和北部油藏的方案改为一口井开采方案后钻成的。为了钻成这口井，制定了一套能够钻达所有目标并最大限度地减少摩阻和扭矩的钻井设计方案。根据该方案，把2630m长的水平井段钻到7500m深度，穿过6个目标区，总的方位角变化量达160°。
图2.7 M-16井井身轨迹
我国从1996年12月开始，先后在南海东部海域油田进行了大位移井开发试验，截至2005年底，已成功钻成21口大位移井，其中高水垂比大位移井5口。为开发西江24-1含油构造实施的8口大位移井，其井深均超过8600m，水平位移都超过了7300m，水垂比均大于2.6，其中西江24-3-A4井水平位移达到了8063m，创造了当时（1997年）的大位移井世界纪录。大位移井钻井涉及的关键技术有很多，国内外目前研究的热点问题包括：钻井设备的适应性和综合运用能力、大斜度（大于80°）长裸眼钻进过程中井眼稳定和水平段延伸极限的理论分析与计算、大位移井钻井钻具摩擦阻力/扭矩的计算和减阻、成井过程中套管下入难度大及套管磨损严重等。此外大位移井钻井过程中的测量和定向控制、最优的井身剖面（结构）设计、钻柱设计、钻井液性能选择及井眼净化、泥浆固控、定向钻井优化、测量、钻柱振动等问题也处在不断探索研究之中。
（3）分支井钻井技术
多分支井钻井技术产生于20世纪70年代，并于90年代随着中、小曲率半径水平定向井钻进技术的发展逐渐成熟起来。多分支井钻井是水平井技术的集成发展。多分支井是指在一个主井眼（直井、定向井、水平井）中钻出若干进入油（气）藏的分支井眼。其主要优点是能够进一步扩大井眼同油气层的接触面积、减小各向异性的影响、降低水锥水串、降低钻井成本，而且可以分层开采。目前，全世界已钻成上千口分支井，最多的有10个分支。多分支井可以从一个井眼中获得最大的总水平位移，在相同或不同方向上钻穿不同深度的多层油气层。多分支井井眼较短，大部分是尾管和裸眼完井，而且一般为砂岩油藏。
多分支井最早是从简单的套管段铣开窗侧钻、裸眼完井开始的。因其存在无法重入各个分支井和无法解决井壁坍塌等问题，后经不断研究探索，1993年以来预开窗侧钻分支井、固井回接至主井筒套管技术得到推广应用。该技术具有主井筒与分支井筒间的机械连接性、水力完整性和选择重入性，能够满足钻井、固井、测井、试油、注水、油层改造、修井和分层开采的要求。目前，国外常用的多分支系统主要有：非重入多分支系统（NAMLS），双管柱多分支系统（DSMLS），分支重入系统（LRS），分支回接系统（LTBS）。目前国外主要采用4种方式钻多分支井：①开窗侧钻；②预设窗口；③裸眼侧钻；④井下分支系统（Down Hole Splitter System）。
2.3.1.2 连续管钻井（CTD）技术
连续管钻井技术又叫柔性钻杆钻井技术。开始于20世纪60年代，最早研制和试用这一技术钻井的有法国、美国和匈牙利。早期法国连续管钻进技术最先进，1966年投入工业性试验，70年代就研制出各种连续管钻机，重点用于海洋钻进。当时法国制造的连续管单根长度达到550m。美国、匈牙利制造的连续管和法国的类型基本相同，单根长度只有20～30m。
早期研制的连续管有两种形式。一种是供孔底电钻使用，由4层组成，最内层为橡胶或橡胶金属软管的心管，孔底电机动力线就埋设在心管内；心管外是用2层钢丝和橡胶贴合而成的防爆层；再外层是钢丝骨架层，用于承受拉力和扭矩；最外层是防护胶层，其作用是防水并保护钢丝。另一种是供孔底涡轮钻具使用的，因不需要埋设动力电缆，其结构要比第一种简单得多。第四届国际石油会议之后，美国等西方国家把注意力集中在发展小井眼井上，限制了无杆电钻的发展。连续管钻井技术的研究也放慢了脚步。我国于20世纪70年代曾开展无杆电钻和连续管钻井技术的研究。勘探所与青岛橡胶六厂合作研制的多种规格的柔性钻杆，经过单项性能试验后，于1975年初步用于涡轮钻。1978年12月成功用于海上柔性钻杆孔底电钻，并建造了我国第一台柔杆钻机钻探船。1979～1984年勘探所联合清华大学电力工程系、青岛橡胶六厂研究所和北京地质局修配厂共同研制了DRD-65型柔管钻机和柔性钻杆。DRD-65型柔管钻机主要有柔性钻杆、Φ146mm潜孔电钻、钻塔、柔杆绞车及波浪补偿器、泥浆泵、电控系统和液控系统等部分组成。研制的柔性钻杆主要由橡胶、橡胶布层、钢丝绳及动力线组成。拉力由柔杆中的钢丝骨架层承担，钢丝绳为0.7mm×7股，直径2.1mm，每根拉力不小于4350N，总数为134根，计算拉力为500kN，试验拉力为360kN。钻进过程中，柔性钻杆起的作用为：起下钻具、承受反扭矩、引导冲洗液进入孔底、通过设于柔性钻杆壁内的电缆向孔底电钻输送电力驱动潜孔电钻运转、向地表传送井底钻井参数等。
柔性钻杆性能参数为：内径32mm；抗扭矩不小于1030N·m；外径85～90mm；单位质量13kg/m；抗内压（工作压力）40kg/cm2，曲率半径不大于0.75m，抗外压不小于10kg/cm2；弯曲度：两弯曲形成的夹角不大于120°；额定拉力1000kN；柔杆内埋设动力导线3组，每组15mm2，信号线二根；柔杆单根长度为40、80m两种规格。
Φ146mm型柔杆钻机由Φ127mm电动机、减速器、液压平衡器和减震器组成。动力是潜孔电钻，它直接带动钻头潜入孔底钻井。Φ146mm孔底电钻是外通水式，通水间隙宽5mm，通水横断面积为2055mm2。
与常规钻井技术相比，连续管钻井应用于石油钻探具有以下优点：欠平衡钻井时比常规钻井更安全；因省去了提下钻作业程序，可大大节省钻井辅助时间，缩短作业周期；连续管钻井技术为孔底动力电钻的发展及孔底钻进参数的测量提供了方便条件；在制作连续管时，电缆及测井信号线就事先埋设在连续管壁内，因此也可以说连续管本身就是以钢丝为骨架的电缆，通过它可以很方便地向孔底动力电钻输送电力，也可以很方便地实现地面与孔底的信息传递；因不需拧卸钻杆，因此在钻进及提下钻过程中可以始终保持冲洗液循环，对保持井壁稳定、减少孔内事故意义重大；海上钻探时，可以补偿海浪对钻井船的漂移影响；避免了回转钻杆柱的功率损失，可以提高能量利用率，深孔钻进时效果更明显。正是由于连续管钻井技术有上述优点，加之油田勘探需要以及相关基础工业技术的发展为连续管技术提供了进一步发展的条件，在经过了一段时间的沉寂之后，20世纪80年代末90年代初，连续管钻井技术又呈现出飞速发展之势。其油田勘探工作量年增长量达到20%。连续管钻井技术研究应用进展情况简述如下。
1）数据和动力传输热塑复合连续管研制成功。这种连续管是由壳牌国际勘探公司与航空开发公司于1999年在热塑复合连续管基础上开始研制的。它由热塑衬管和缠绕在外面的碳或玻璃热塑复合层组成。中层含有3根铜质导线、导线被玻璃复合层隔开。碳复合层的作用是提供强度、刚度和电屏蔽。玻璃复合层的作用是保证强度和电隔离。最外层是保护层。这种连续管可载荷1.5kV电压，输出功率20kW，传输距离可达7km，耐温150℃。每根连续管之间用一种特制接头进行连接。接头由一个钢制的内金属部件和管子端部的金属环组成。这种连续管主要用于潜孔电钻钻井。新研制的数据和动力传输连续管改变了过去用潜孔电钻钻井时，电缆在连续管内孔输送电力影响冲洗液循环的缺点。
2）井下钻具和钻具组合取得新进展。XL技术公司研制成功一种连续管钻井的电动井下钻具组合。该钻具组合主要由电动马达、压力传感器、温度传感器和震动传感器组成。适用于3.75in井眼的电动井下马达已交付使用。下一步设想是把这种新型电动马达用于一种新的闭环钻井系统。这种电动井下钻具组合具有许多优点：不用钻井液作为动力介质，对钻井液性能没有特殊要求，因而是欠平衡钻井和海上钻井的理想工具；可在高温下作业，振动小，马达寿命长；闭环钻井时借助连续管内设电缆可把测量数据实时传送到井口操纵台，便于对井底电动马达进行灵活控制，因而可使钻井效率达到最佳；Sperry sun钻井服务公司研制了一种连续管钻井用的新的导向钻具组合。这种钻具组合由专门设计的下部阳螺纹泥浆马达和长保径的PDC钻头组成。长保径钻头起一个近钻头稳定器的作用，可以大幅度降低振动，提高井眼质量和机械钻速。泥浆马达有一个特制的轴承组和轴，与长保径钻头匹配时能降低马达的弯曲角而不影响定向性能。在大尺寸井眼（＞6in）中进行的现场试验证明，导向钻具组合具有机械钻速高、井眼质量好、井下振动小、钻头寿命长、设备可靠性较高等优点。另外还研制成功了一种连续软管欠平衡钻井用的绳索式井底钻具组合。该钻具组合外径为in上部与外径2in或in的连续管配用，下部接钻铤和in钻头。该钻具组合由电缆式遥控器、稳定的MWD仪器、有效的电子定向器及其他参数测量和传输器件组成。电缆通过连续管内孔下入孔底，能实时监测并处理工具面向角、钻井顶角、方位角、自然伽马、温度、径向振动频率、套管接箍定位、程序状态指令、管内与环空压差等参数。钻具的电子方位器能在钻井时在导向泥浆马达连续旋转的情况下测量并提供井斜和方位两种参数。
其他方面的新进展包括：连续管钻井技术成功用于超高压层侧钻；增加连续管钻井位移的新工具研制成功；连续管钻井与欠平衡钻井技术结合打水平井取得好效果；适于连续管钻井的混合钻机研制成功；连续管钻井理论取得新突破。
2.3.1.3 石油勘探小井眼钻井技术
石油部门通常把70%的井段直径小于177.8mm的井称为小井眼井。由于小井眼比传统的石油钻井所需钻井设备小且少、钻探耗材少、井场占地面积小，从而可以节约大量勘探开发成本，实践证明可节约成本30%左右，一些边远地区探井可节约50%～75%。因此小井眼井应用领域和应用面越来越大。目前小井眼井主要用于：①以获取地质资料为主要目的的环境比较恶劣的新探区或边际探区探井；②600～1000m浅油气藏开发；③低压、低渗、低产油气藏开发；④老油气田挖潜改造等。
2.3.1.4 套管钻井技术
套管钻井就是以套管柱取代钻杆柱实施钻井作业的钻井技术。不言而喻套管钻井的实质是不提钻换钻头及钻具的钻进技术。套管钻井思想的由来是受早期（18世纪中期钢丝绳冲击钻进方法用于石油勘探，19世纪末期转盘回转钻井方法开始出现并用于石油钻井）钢丝绳冲击钻进（顿钻时代）提下钻速度快，转盘回转钻进井眼清洁且钻进速度快的启发而产生的。1950年在这一思想的启发下，人们开始在陆上钻石油井时，用套管带钻头钻穿油层到设计孔深，然后将管子固定在井中成井，钻头也不回收。后来，Sperry-sun钻井服务公司和Tesco公司根据这一钻井原理各自开发出套管钻井技术并制定了各自的套管钻井技术发展战略。2000年，Tesco公司将4.5～13.375in的套管钻井技术推向市场，为世界各地的油田勘探服务。真正意义的套管钻井技术从投放市场至今还不到10年时间。
套管钻井技术的特点和优势可归纳如下。
1）钻进过程中不用起下钻，只利用绞车系统起下钻头和孔内钻具组合，因而可节省钻井时间和钻井费用。钻进完成后即等于下套管作业完成，可节省完井时间和完井费用。
2）可减少常规钻井工艺存在的诸如井壁坍塌、井壁冲刷、井壁键槽和台阶等事故隐患。
3）钻进全过程及起下井底钻具时都能保持泥浆连续循环，有利于防止钻屑聚集，减少井涌发生。套管与井壁之间环状间隙小，可改善水力参数，提高泥浆上返速度，改善井眼清洗效果。
套管钻井分为3种类型：普通套管钻井技术、阶段套管或尾管钻井技术和全程套管钻井技术。普通套管钻井是指在对钻机和钻具做少许改造的基础上，用套管作为钻柱接上方钻杆和钻头进行钻井。这种方式主要用于钻小井眼井。尾管钻井技术是指在钻井过程中，当钻入破碎带或涌水层段而无法正常钻进时，在钻柱下端连接一段套管和一种特制工具，打完这一段起出钻头把套管留在井内并固井的钻井技术。其目的是为了封隔破碎带和水层，保证孔内安全并维持正常钻进。通常所说的套管钻井技术是指全程套管钻井技术。全程套管钻井技术使用特制的套管钻机、钻具和钻头，利用套管作为水利通道，采用绳索式钻井马达作业的一种钻井工艺。目前，研究和开发这种钻井技术的主要是加拿大的Tesco公司，并在海上进行过钻井，达到了降低成本的目的。但是这种钻井技术目前仍处于研究完善阶段，还存在许多问题有待研究解决。这些问题主要包括：①不能进行常规的电缆测井；②钻头泥包问题严重，至今没有可靠的解决办法；③加压钻进时，底部套管会产生横向振动，致使套管和套管接头损坏，目前还没有找到解决消除或减轻套管横向振动的可靠方法；④由于套管钻进不使用钻铤，加压困难，所以机械钻速低于常规钻杆钻井；部分抵消了套管钻进提下钻节省的时间；⑤套管钻井主要用于钻进破碎带和涌水地层，其应用范围还不大。
我国中石油系统的研究机构也在探索研究套管钻井技术，但至今还没有见到公开报道的成果。目前，套管钻井技术的研究内容，除了研制专用套管钻机和钻具外，重点针对上述问题开展。一是进行钻头的研究以解决钻头泥包问题；二是研究防止套管横向振动的措施；三是研究提高套管钻井机械钻速的有效办法；四是研究套管钻井固井办法。
套管钻井应用实例：2001年，美国谢夫隆生产公司利用加拿大Tesco公司的套管钻井技术在墨西哥湾打了2口定向井（A-12和A-13井）。两井成井深度分别为3222×30.48cm和3728×30.48cm。为了进行对比分析，又用常规方法打了一口A-14井，结果显示，同样深度A-14井用时75.5h，A-13井用时59.5h。表层井段钻速比较，A-12 井的平均机械钻速为141ft/h，A-13井为187ft/h，A-14井为159ft/h。这说明套管钻井的机械钻速与常规方法机械钻速基本相同。但钻遇硬地层后套管钻井，钻压增加到6.75t，致使扩眼器切削齿损坏，钻速降低很多。BP公司用套管钻井技术在怀俄明州钻了5口井。井深为8200～9500ft，且都是从井口钻到油层井段。钻进过程中遇到了钻头泥包和套管振动问题。
此外，膨胀套管技术也是近年来发展起来的一种新技术，主要用于钻井过程中隔离漏失、涌水、遇水膨胀缩经、破碎掉块易坍塌等地层以及石油开采时油管的修复。勘探所与中国地质大学合作已立项开展这方面的研究工作。
2.3.1.5 石油钻机的新发展
国外20世纪60年代末研制成功了AC-SCR-DC电驱动钻机，并首先应用于海洋钻井。由于电驱动钻机在传动、控制、安装、运移等方面明显优于机械传动钻机，因而获得很快的发展，目前已经普遍应用于各型钻机。90年代以来，由于电子器件的迅速发展，直流电驱动钻机可控硅整流系统由模拟控制发展为全数字控制，进一步提高了工作可靠性。同时随着交流变频技术的发展，交流变频首先于90年代初成功应用于顶部驱动装置，90年代中期开始应用于深井石油钻机。目前，交流变频电驱动已被公认为电驱动钻机的发展方向。
国内开展电驱动钻机的研究起步较晚。兰州石油化工机器厂于20世纪80年代先后研制并生产了ZJ60D型和ZJ45D型直流电驱动钻机，1995年成功研制了ZJ60DS型沙漠钻机，经应用均获得较好的评价。90年代末期以来，我国石油系统加大钻机的更新改造力度，电驱动钻机取得了较快发展，宝鸡石油机械厂和兰州石油化工机器厂等先后研制成功ZJ20D、ZJ50D、ZJ70D型直流电驱动钻机和ZJ20DB、ZJ40DB型交流变频电驱动钻机，四川油田也研制出了ZJ40DB交流变频电驱动钻机，明显提高了我国钻机的设计和制造水平。进入21世纪，辽河油田勘探装备工程公司自主研制成功了钻深能力为7000m的ZJ70D型直流电驱动钻机。该钻机具有自动送钻系统，代表了目前我国直流电驱动石油钻机的最高水平，整体配置是目前国内同类型钻机中最好的。2007年5月已出口阿塞拜疆，另两部4000m钻机则出口运往巴基斯坦和美国。由宝鸡石油机械有限责任公司于2003年研制成功并投放市场的ZJ70/4500DB型7000m交流变频电驱动钻机，是集机、电、数字为一体的现代化钻机，采用了交流变频单齿轮绞车和主轴自动送钻技术和“一对一”控制的AC-DC-AC全数字变频技术。该型钻机代表了我国石油钻机的最新水平。凭借其优良的性能价格比，2003年投放市场至今，订货已达83台套。其中美国、阿曼、委内瑞拉等国石油勘探公司订货达42台套。在国内则占领了近2～3年来同级别电驱动钻机50%的市场份额。ZJ70/4500DB型钻机主要性能参数：名义钻井深度7000m，最大钩载4500kN，绞车额定功率1470kW，绞车和转盘挡数I+IR交流变频驱动、无级调速，泥浆泵型号及台数F-1600三台，井架型式及有效高度K型45.5m，底座型式及台面高度：双升式/旋升式10.5m，动力传动方式AC-DC-AC全数字变频。
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