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石油工程钻井论文
随着经济的发展，人们对石油的需求不断增长，为满足人们需求，石油工程技术也呈现出了不断发展的趋势。以下是我搜索整理一篇石油工程钻井论文，欢迎大家阅读!
摘要： 石油钻井工程技术是石油工程技术中的重要部分，为提升钻井速度，提高钻井质量，黑龙江大庆油田有限公司也加强了对这一技术的研究。本文就石油工程技术钻井技术进行了研究分析。
关键词： 石油工程技术；钻井技术；研究
石油的开采中，石油工程技术具有重要地位，石油钻井技术则是石油工程技术中的重要部分。为充分满足现阶段人们对石油的需求，石油企业也应加强对石油工程技术中钻井技术的研究，以提升钻井效率和工作质量，以推动我国石油开发与勘探工作的进一步发展。
1、石油钻井技术相关概述
近年来，我国石油产业得到了巨大的发展，石油技术方面也取得了显著的成就。尤其是近十年，越来越多的先进技术被引入石油工程[1]。尤其是钻井技术的应用，使我国的油气储备量大大增加，对石油的开采也从以往的地面转向了海洋、深层等难度较大的区域，有效提升了我国的'油气产量。而石油工程钻井技术的创新发展，也成为了现阶段石油企业发展的关键。
2、主要石油钻井技术研究
2.1石油工程技术水平钻井技术研究
水平钻井技术是一种定向钻井技术[2]。在实际运用过程中，需要利用井底动力工具、随钻测量仪器等，钻井完成时的斜角应保持86°以上。这一技术的应用时间较早，大庆油田在这一技术的研究应用中，抓住了动态监控、上下方位调整，钻具平稳、多开转盘等技术要点。其中，上下调整是要求工作人员能够对井斜角和铅垂位置进行调整，动态监控是实现对已钻井段、钻具组合定向状态等进行分析，以便进行科学调整的过程，钻具平稳是要求钻具稳定性能较强，这一要点主要受钻具选型和组合设计所影响，而多开转盘则是通过减少摩擦力提升钻速，以保证水平段开钻盘进尺度能够不小于总进尺的75%。
2.2石油工程技术地质导向钻井技术研究
地质导向钻井技术的运用需要将导向工具和仪器相结合，并实现了钻井技术与测井技术和油藏工程技术的协同使用。因其具备的电阻率地质参数等，使这一技术在运用中，能够给对地质构造进行准确判断，并对储层特性进行明确，有效实现了对钻头轨迹的控制，使钻井工程的开采成功率提升，成本降低。
2.3石油工程技术大位移井钻井技术研究
这一技术是现阶段石油工程技术中的高精尖技术之一，能够实现定位井和水平井技术的有效统一。现阶段，这一技术的运用中还存在着很多难点，我国大庆油田企业也加强了对这一技术的研究，不但优化器配套技术和相关理论，并将其应用于浅海区域油田，以充分发挥其实际价值。
2.4石油工程技术连续管与套管钻井技术研究
连续管与套管钻井技术主要应用于小眼井、侧钻以及老井加深等方面，由于其所用设备和空间较小，因此具有较大的优势，能够在海上或是限制条件较多的地面的钻井工作中。这一技术在运用时，需要在防喷器上设置环形橡胶，以保证欠平衡压力钻井工作的顺利进行，并起到保护油气层的作用，钻井时通常不需要停泵，钻井液会在这一技术的运用下始终处于循环状态，有效避免井喷。
2.5石油工程技术深层钻井提速技术研究
为提升钻井速度、加快石油勘探工作，大庆油田企业对深层钻井提速技术进行了研究。深层勘探主要是对超过两千五百米深度的地质层进行勘探的工作，这一工作多由深层气藏岩性的复杂，导致工作很难进行，硬度较大的岩石会造成钻头的严重磨损，并影响钻井工作效率，而地下的高温也会对钻井设备造成极大的伤害，地下压力层和胶质性较差的破碎性地层会为工作人员的工作造成极大的安全隐患。大庆油田公司对深层钻井提速技术进行了研究，深入研究钻井设计、提速工具、配套技术等。钻井设计优化有利于深层钻井提速提效[3]。大庆油田公司综合考虑了井深、岩性、地层压力等方面的因素，要求深层直井全部采用三开井身结构，例如对古深3井进行优化，使其表层套管下深为352m，二开井段采用气体钻井技术，套管下深为3180m，三开井段采用气体技术与涡轮技术等相结合的方式。最终完钻井深4920m，钻井时间与以往相比缩短了19.37d。同时，根据不同井段选择了相应的高效钻头。另外，大庆油田公司对提速工具进行了研制。其中，液动旋冲提速工具能够实现钻井液流体能量向机械能的转化，减轻了钻头的磨损度，有效提升了机械钻速。涡轮钻具则能够利用钻井液的冲击产生机械能，推动钻头高速运转，有效提升了对高硬、极硬地层的钻井速度。同时，其在地层出水预测技术、气体钻井技术等方面也进行了完善。建立了不同渗透率、不同流动方式等条件下底层出水的判别公式，有效提升了预测精度。完善后的气体钻井技术也在石油钻井中中得到了成功运用，平均钻井周期缩短了25.70d。
3、结语
石油工程技术在石油勘探工作中起到了重要的作用，尤其是其中的钻井工程技术的有效运用，能够有效减少安全事故的发生。我国大庆油田公司针对这一技术进行了积极研究，并实现了深层钻井提速技术的有效研究运用，对我国石油工程技术的发展做出了巨大的贡献。
参考文献：
[1]马春宇.浅谈石油工程钻井技术的发展[J].科技资讯,2015,5(5):69-70.
[2]魏斌.关于石油钻井工程技术的探讨[J].中国石油石化,2015,7(14):86-87.
[3]李瑞营.大庆深层钻井提速技术[J].石油钻探技术,2015,1(1):38-42.
3.4.4.1 识别与分析复杂构造体
地层倾角测井的应用，是对早期单纯通过井间的测井曲线对比和地质推理建立构造形态和断层方法的重要进步，初步显示出在识别和分析复杂构造体（如推覆体、高陡构造等）的作用和优势。因为通过井间的测井曲线对比和地质推理建立构造形态和断层的方法，确实会带来许多推断性和不确定性。倾角测井的每个矢量点，是对井眼测量范围内该点地层产状的精确描述，井内不同深度点的矢量，从套叠关系分析，相当于构造不同部位的矢量，将各部位的矢量通过套叠关系都集中到一个岩层构造面上，就能将该岩层的构造形态恢复出来。近来发展日益成熟的地层倾角测井及成像测井，能够直观地进行岩层构造面的判别。通过单井的构造层产状变化分析，可以分析确定一口井所钻遇的构造特征。这对于海相复杂构造的解释提供了一个重要的分析思路和有效途径。
（1）利用地层倾角测井搞清桩西古潜山的内幕构造
利用地层倾角测井识别和分析复杂构造体的典型实例，是1984年发现并证实济阳坳陷桩西碳酸盐岩潜山油藏的逆掩断层-平卧褶曲（“S”形）构造，从而更新了人们对桩西潜山油藏构造的整体认识，使得构造研究和油田勘探取得具有突破意义进展。
在桩古13井完井之前，桩西碳酸盐岩潜山油田一直被认为是受南侧和西侧两条大断层夹持、内部被若干正断层切割、向北东倾没的单面山。从地面露头和同一凹陷的义和庄油田的钻探资料，都证明这套下古生界的海相碳酸盐岩地层，沉积厚度比较稳定。然而在已钻探的桩古3、6、11等井，却发现地层大大超过正常沉积厚度。如桩古6井中寒武统张夏组鲕状灰岩厚度达到728m，是正常沉积厚度的3.5倍。但由于受区域地质传统认识的局限，人们未能作出有关存在逆掩断层的结论。直到桩古13井完钻采用高分辨率地层倾角测井，才发现“S”形构造的存在（图3-158左），后又经过地层倾角测井多井的应用，进一步更新了潜山油田的油藏构造模式，确定内幕构造的形态，如图3-158右所示的剖面图。有关这一问题已在不少著作和论文中作了阐述，这里不再重复。
图3-158 利用地层倾角测井搞清桩西古潜山的内幕构造
（2）利用地层倾角测井识别高陡构造
峰（地）1井是江汉油田在中扬子地区钻探的一口海相下组合探井，勘探意义深远，设计目的层震旦系灯影组底界垂深1134m，但实钻井深达2435m（垂深2172m），仍未见到震旦系，与设计和区域剖面显示相差甚远。通过地层倾角和常规测井资料综合分析后，认为井眼穿越了上伏地层高陡构造带，造成钻头沿着高陡构造顺层而下（见图3-159所标明的钻井轨迹）。为此若沿着老井眼继续钻进，已经无法钻遇设计目的层，需要重新设计新的井眼进行侧钻。通过对地层倾角每一个矢量特征的精细研究和地层对比，推演出井旁构造上覆地层在横向上变化形态，设计出新的井眼轨迹和侧钻点，并预测出按新轨迹钻探每一套上伏地层所穿越的厚度及目的层厚度。侧钻后顺利避免了在高陡构造带反复穿越一套地层，实钻与预测结果完全吻合。
（3）复杂构造体的识别与描述
随着微电阻率成像测井技术的推出，由于具有高纵向和横向分辨率，可视化程度高，人工交互功能强等特点，更进一步提高识别、研究复杂构造体的便捷性和有效性。可以进行直观的层面获取，精细分析各段地层的产状、接触关系、断层与复杂构造体的特征，优化了测井研究地质构造的整体效果。近期，采用成像测井先后在沾化凹陷的孤古斜25井和渤古1井发现两排“S”形构造。现以孤古斜25井为例，分析其主要特点。
孤古斜25井下古生界地层由奥陶、寒武系的碳酸盐岩地层组成。成像测井解释结果显示，地层产状明显分为4段，并在自然伽马曲线上发现地层有三段重复现象。
根据成像资料发育的断裂带、倾角模式的构造识别和地层对比，发现该井主要发育7个较有影响的断层。由地层对称重复相倾角模式组合分析认为，构造整体为一“S”形，由倒转背斜和向斜组成，但同时又被同期形成的断层复杂化。
“S”形的上半部分（倒转背斜），凤山组、长山组、崮山组和张夏组近似对称重复，对称轴部在张夏组内部的2280m附近，在2170～2363m可见挤压造成的高电阻率且诱导裂缝十分发育。轴部地层较陡，在轴部附近发育扭滑逆断层，使张夏组地层部分重复。同时可见上翼由于断层而缺失长山组地层，下翼由于断层而缺失冶里组—亮甲山组地层。
图3-159 峰（地）1井地层倾角测井的构造分析图
“S”形的下半部分（倒转向斜），可见下马家沟组、凤山组、长山组、崮山组和张夏组的近似对称重复，对称轴部在下马家沟组内部的2650m附近，在2570～2789m也可见挤压造成的高电阻率且诱导裂缝十分发育，轴部地层较缓。上翼较陡，下翼较缓，呈不对称的平卧褶皱。同时可见上、下翼由于断层发育而缺失冶里组—亮甲山组（图3-160）。
按照这一解释模式，地层必然会出现三段重复，并且上下两段地层呈正序对称重复，中间一段与上下两段呈反序对称重复。而在地震剖面上这种倒转现象表现的并不清楚。该井成像测井资料的解释，揭示了孤岛潜山地质构造的内幕。
3.4.4.2 地应力分析
地应力研究是油气地质工程问题中的一项重要工作，其主要研究内容是确定现今地应力方向和可能的古应力方向，估算最大、最小主应力数值。一般可以通过双（多）井径测井、成像测井等资料表现出的井眼应力崩落或重泥浆压裂缝的产状，以及偶极横波成像测井显示的快、慢横波分析等多种方法进行确定。
（1）崩落椭圆法确定地应力方向
利用地层倾角测井的双井径曲线及1＃极板方位曲线，分析井眼的扩径方向，从而确定该井区现今最大水平主应力方向。其原理是：井眼扩径是由于带方向性的地应力在井壁附近集中，使井壁应力增大，产生较强的剪切力，造成井壁按一定方向产生崩落而形成。井眼的扩径方向与现今最大水平主应力垂直。
图3-160 孤古斜25井过井构造分析
（2）钻井诱导缝确定地应力方向
图3-161 利用钻井诱导缝确定地应力方向
在钻井过程中，由于钻具、地应力及高压钻井液的共同作用，沿最大水平主应力方向产生挤压力，当挤压力超过岩石的破裂压力时，形成钻井诱导缝，并在微电阻率成像测井图像上体现出来。因此，钻井诱导缝的方向可以指示井区附近现今最大水平主应力方向（图3-161）。
（3）分析裂缝的产状确定地应力方向
在微电阻率成像测井图像上，开启缝（天然高导缝）的走向一般指示井区附近现今最大水平主应力方向：充填缝的走向则可能是古应力方向的反映。
（4）正交偶极子声波确定现今应力方向
快横波的方位角即为最大主应力方向。
3.4.4.3 沉积环境的分析
测井沉积学是近年来发展起来的一门新的边缘学科，它是以测井资料为主，在油区沉积学研究覆盖下，并与其他学科和技术紧密结合的一种专门评价油气储层沉积相的多井测井评价技术。
早期的测井沉积学研究侧重于常规测井资料，随着倾角测井及成像测井、元素测井资料在沉积学研究领域得到广泛应用，提高了地质目标的分析精度和分辨能力。
以海相沉积为主的碳酸盐岩沉积环境及沉积结构，与陆相砂、泥岩地层有很大的区别，陆相沉积的砂、泥岩剖面岩类较为单一，粒度与层理变化较为复杂，它们可以反映沉积环境及沉积相的变化；而海相碳酸盐岩沉积，沉积矿物岩类及岩石结构是反映沉积环境的主要因素，水流变化、沉积层理不如砂岩那样重要，因而使沉积环境的物理性质也存在较大差别，势必影响到测井响应的差异。因此应用碎屑岩类的相研究较为有效的测井系列，如地层倾角测井、自然电位、自然伽马等对碳酸盐岩地层意义有限。但应用可以反映矿物成分变化的自然伽马能谱测井、元素俘获测井是进行碳酸盐岩沉积微相分析的重要工具，成像测井在描述与刻画碳酸盐岩岩石和沉积结构将有极其重要作用。另外岩性密度测井、有效光电吸收指数、岩石密度、补偿中子、地层电阻率、声波传播速度等测井信息也对碳酸盐岩沉积微相变化都有响应。碳酸盐岩中用测井进行沉积微相研究内容主要包括：①选择与确定油气田的关键井；②建立碳酸盐岩地质沉积微相模型；③地质沉积与测井响应特征确定；④测井信息环境校正与归一化；⑤测井信息与地质微相相关分析；⑥采用各种数理统计方法建立测井沉积微相模型；⑦进行测井沉积微相划分、反馈验证与模型修正。
3.4.4.4 海相地层烃源岩测井识别及评价
（1）烃源岩识别和有机质丰度的评价
海相烃源岩主要有有机质含量高的泥岩、页岩、泥灰岩、微晶灰岩，而有机质含量高、细分散体系的吸附作用成为测井识别烃源岩层的主要根据。可根据反映烃源岩层的多种测井系列，如常规的密度、中子、声波、电阻率、自然伽马测井、自然伽马能谱和元素测井等，进行定性识别。
烃源岩有机质丰度测井评价的主要方法有：①利用烃源岩层的密度、声波测井确定有机质含量；②利用烃源岩层的电阻率测井确定有机质含量；③利用烃源岩层的自然伽马或自然伽马能谱测井确定有机质含量；④利用元素测井提高有机质含量的确定精度。
（2）氧化环境的评价
（3）有机质丰度和成熟度测井评价
利用常规测井、自然伽马能谱和元素测井，定量确定有机质含量，评价烃源岩，提供有机质含量的连续剖面。
3.4.4.5 计算岩石力学参数，进行井眼稳定性分析和压裂高度预测
以偶极横波测井（DSI、XMAC等）结合密度测井，计算储层的泊松比、杨氏模量、切变模量、体积弹性模量等岩石力学参数，分析岩石机械特性，为地区钻井和油气层改造的设计提供重要依据。
（1）井眼稳定性分析
根据测井测量、计算的地区岩石力学相关特征和建立的解释模型，进行压力预测，得到地层的孔隙压力、坍塌压力、漏失压力和破裂压力，以水力安全和力学稳定两个安全窗口为依据（图3-162），计算和选择地区性与各口井的最佳钻井液密度，有效指导钻井设计，包括套管程序的设计、不同钻井井段的泥浆密度设计等。目的是避免钻井过程中的井眼垮塌、泥浆漏失和对油气层的伤害，保证安全、平稳、高效率钻井。这一工作已在不少油田推广应用，取得很好效果。下面以塔河油田沙66井和胜利油田胜科1井为例说明之。
1）塔河油田沙66井井眼稳定性分析。塔河油田奥陶系油藏目的层埋藏深，钻井要钻遇白垩系、三叠系、石炭系、泥盆系、志留系和奥陶系等多套地层，岩性变化大，钻井难度大，设计井身结构复杂，钻井周期长。沙66井是牧场北1号构造2号高部位的一口探井，钻探目的是揭示牧场北1号构造石炭系和奥陶系储层含油气情况。该井于1999年8月完钻，完钻层位奥陶系，完钻井深5710.0m。
图3-162 安全泥浆密度窗口
沙66井是塔河油田首次采用偶极子声波（DSI）测井计算岩石力学参数，研究井眼稳定性的一口关键井。主要是利用DSI测井资料获取的地层纵、横波资料，结合体积密度测井计算岩石机械强度参数，估算地层破裂压力，进行井眼稳定性分析，选取合理的钻井泥浆密度，优化钻井设计和施工。图3-163是沙66井地层弹性参数和地层破裂压力的计算结果，从计算结果可以看出：
A.S66井计算的最小安全泥浆密度线基本上均低于实际使用的泥浆密度，表明钻井泥浆密度在井眼崩落的安全线之内。
B.该井为了保护奥陶系油气层，自5501.82m以下使用密度为1.01g/cm3的钻井液进行负压钻进。在5497～5503m井段，钻井泥浆密度接近最小安全泥浆密度。
图3-163 沙66井井眼稳定性分析图
C.计算的最大泥浆密度高于实际使用的钻井泥浆密度，即钻井泥浆密度在水力压裂的安全线内，地层不会由于泥浆太重而被压开。
D.该井奥陶系井段安全钻井泥浆密度为1.05～1.21g/cm3。
钻井工程技术人员依据测井资料提供的初始破裂压力等岩石力学参数，对上覆碎屑岩及碳酸盐岩地层进行了综合分析，优化了井身结构及钻井工艺参数。伴随着钻井工艺进步及钻井施工设计和施工方案的优化，塔河油田6000m左右井深的建井周期由原来的四到六个月缩短为目前三个月左右。
2）胜科1井对未钻遇地层的孔隙压力预测。胜科1井是中国石化一口重点科学探索井，位于济阳坳陷东营凹陷中央隆起带现河庄构造，钻探目的一是了解孔二段烃源岩发育情况，评价其生油气潜力；二是了解盐下构造含油气情况；三是积累深层高压盐膏层及塑性软泥岩的钻井工程施工经验。该井于2007年4月4日完钻，完钻层位孔二段，完钻井深7026m，是目前我国东部地区最深的井。该井在钻遇沙四段盐膏层2922～4150m井段时，由于地层复杂，地层压力变化大，井筒掉块和缩径非常严重，钻井起下钻过程中经常发生遇阻、卡钻、井漏等事故，多次进行划眼通井。为此在钻至4155m进行中间测井时，2922～4155m加测了偶极声波（DSI），3600～4153m加测了套后VSP和声波扫描成像（MSIP）测井，希望通过VSP和MSIP测井资料预测待钻孔一段及孔二段目的层的孔隙压力，指导下步钻井工程安全施工。
首先利用高精度的声波扫描成像（MSIP）测井资料对VSP资料进行标定，结果表明在已钻井段（2922～4155m），利用MSIP、中子和密度测井资料计算的地层压力与VSP测井资料计算的基本一致，然后利用VSP测井资料对4155m以下待钻地层的孔隙压力进行预测，预测深度达到5700m（如图3-164）。表明有两个高压区：4650m左右有一个高压层，压力梯度为1.5～1.75g/cm3；5245m左右有一个高压层，压力梯度为1.75g/cm3左右，与钻前认为孔一段以下地层为常压的观点不一致。根据上述预测结果对待钻地层钻井液密度进行了分段设计和调整，保证钻井顺利的进行。
图3-164 胜科1井地层孔隙压力预测剖面
当胜科1井钻至5370m时，为了进一步证明VSP预测结果的可信性，在4153.18～5555m裸眼段又加测了偶极声波（DSI）测井，根据偶极子声波和常规声波测井提供的纵波资料，结合地质、钻井报告、井涌等资料，对4155～5300m井段进行了实测孔隙压力计算，并与钻前VSP的预测结果进行对比，表明二者基本吻合。
（2）压裂高度预测
利用偶极子阵列声波测井资料提供的纵、横、斯通利波的定量衰减数据及地层各向异性，以及储层评价的综合成果等资料，建立合理的解释模型，可以对低孔、低渗目的层段压裂施工的压力大小、压裂高度、方向进行有效的预测。
沙76井是塔河油田南部塔里木乡4号构造高点的第一口探井，目的是扩大塔河油田含油气范围。该井于2000年7月18日完钻，完钻层位奥陶系，完钻井深5749.0m，完井测井除常规测井项目外，增加了微电阻率（FMI）和偶极横波（XMAC）测井。由于塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏为岩溶缝洞型的特殊油藏，储层非均质性强，储集空间多为裂缝-孔洞型，储层横向上连通性差，常规完井后大多数井无自然产能或自然产能较低，需要对碳酸盐岩储层进行酸压改造。沙76井奥陶系碳酸盐岩为块状沉积地层，密度及声波时差变化不大，破裂压力变化较小，几乎没有明显的压力屏障，造成压裂作业比较困难，诱导缝的延伸高度不易控制，优选酸压井段及预测压裂高度非常重要。
综合常规测井、成像测井及录井等资料，该井奥陶系储层共解释6个发育层段。为了在压裂前了解可能会发生的压裂高度及其延伸方向，依据测井评价结果，优选了5个层进行压裂高度预测。现对其中实施酸压的2个层进行分析：
第一层：5581.0～5600.0m，厚19.0m（图3-165）。从预测压裂高度结果分析，地层刚一被压开，裂缝便会穿透5560～5635m地层。如果将射孔井段改为5586.2～5593.3m，由于该段破裂压裂值（74MPa）较小，上、下地层会形成压力阻碍，阻止诱导缝延伸，产生较好的压裂效果。
图3-165 5581～5600m压裂高度预测图
图3-166 5670～5682m压裂高度预测图
第二层：5670.0～5682.0m，厚12.0m（图3-166）。该段破裂压力值总体上较低，下部比上部更低，由图3-215可知，破裂压力值小，一旦压力增量超过200PSI（1.4MPa）则压裂缝会向下延伸而不易向上延伸。
效果分析：①2000年9月6日射开井段5670～5682m，并进行酸压，后抽汲诱喷，8mm油嘴投产，日产液230m3，含水50%。含水率较高为压开下部水层所致。②2001年3月17日电缆射孔5561～5573m和5584～5594m，并酸压5561.0～5579.0m、5584.0～5593.5m井段，日产油258.9m3，水0.1m3，酸压效果较好。该次酸压结果表明：第一次酸压井段产生的压裂缝没有向上延伸至本次酸压段，而本段酸压产生的压裂缝也没有向下延伸与底部水层沟通。③两次酸压的效果证明有关裂缝延伸方向和规模的预测比较准确可靠。经研究发现，塔河油田岩石力学参数具有一定规律性，所以该井酸压施工参数，对邻井及该区酸压施工具有一定的参考价值及指导意义。
1、手工查询图书馆外文期刊 2、检索图书馆外文资料库 推荐两个外文资料库，分别是EBSCOhost（:search.ebscohost.）和WSN（:worldsci.lib.tsinghua.edu.）。 3、利用搜索引擎检索 利用Google、GoogleScholar（谷歌学术:scholar.google.）或SCIRUS（:scirus.）等外文搜寻引擎。
.世界最大的社会科学文献网站(ICPSR) （Inter-university Consortium for Political and Social Research）::icpsr.umich.edu/icpsrweb/ICPSR/
可以上图书馆资料库中找,如EBSCO,SPRINGER等. 也可以到谷歌学术中搜索
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以上内容参考：百度百科-百度学术 中国知网
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开题报告是指开题者对科研课题的一种文字说明材料。这是一种新的应用文写作文体，这种文体报告体裁是随着现代科学研究活动计划性的增强和科研选题程序化管理的需要应运而生的。开题报告一般为表格式，它要把报告的每一项内容转换成相应的栏目，这样做，既便于开题报告按目填写，避免遗漏，又便于评审者一目了然，把握要点。 开题报告包括综述、关键技术、可行性分析和时间安排等四个方面。 开题报告作为技术论文答辩委员会对学生答辩资格审查的依据材料之一。 由于开题报告是用文字体现的论文总构想，因而篇幅不必过大，但要把计划研究的课题、如何研究、理论适用等主要问题。 开题报告的总述部分应首先提出选题，并简明扼要的说明这个选题的目的及相关课题的研究情况、理论及研究方法。 开题报告是由选题者把自己所选的课题的内容，向有关专家及技术人员陈述。然后由他们对科研课题进行评议，再由科研管理部门综合评审的意见，确定是否批准这一选题。开题报告的内容可以大概包括：课题名称、承担单位、课题负责人、起止年限、报名提纲。报名提纲包括：1、课题的目的、意义、国内外研究概况及有关文献资料的主要观点与结论2、研究对象、内容、各项有关指标、主要研究方法包括是否已丑时行试验性的研究3、大致的进度安排4、准备工作的情况和目前已具备的条件5、目前需要添加的有关设备6、经费概算7、预期研究结果8、承担单位和主要协作单位及人员的分工等 同行评议，着重是从选题的依据、意义及技术可行性上做出判断。即从科学技术本身为决策提供必要的依据。二、如何撰写技术论文开题报告 开题报告的基本内容和顺序：论文的目的与意义：国内外研究概况：技术论文拟研究解决的主要问题：论文拟撰写的主要内容提纲：论文计划进度及其它 其中的核心内容是“论文拟研究解决的主要问题”。在撰写时可以先写这一部分，以此为基础撰写其他部分三、 由于开题报告是用文字体现的论文总构想，因而篇幅不必过大，但要把计划研究的课题如何研究及理论适用等主要问题说清楚，应包含两个部分：总述和提纲更多指导可以参考
谭承军陈姝媚王梅玲赵立群
（西北石油局规划设计研究院 乌鲁木齐830011）
摘要本文从对直井、水平井钻井地质设计的显著区别入手，研究水平井地质设计最重要的几个设计参数：水平段垂深、水平段有效长度、储层非均质性对水平井地质设计的影响及其设计优化。根据塔河油田三叠系底水油藏7口水平井的地质设计优化过程，可以得出以下几点认识：①陆相地层散布有厚薄不等、形态各异的泥质或钙质夹层、隔层，尤其是当储层非均质性比较严重时。这时的油藏描述一定要满足水平井开发对油藏的要求；②储量有限的小规模油藏不宜过早上“规模性的水平井开发方案”；③技术装备、人员素质和软硬设施的相对滞后，将影响水平井相对于直井“开发优越性”的发挥。
关键词砂岩底水油藏水平井钻井地质设计优化水平段垂深水平段长度
每一口钻井（不论是勘探井，还是开发井）要想达到钻井目的，取得预期的效果，其钻井地质设计的优劣是成功的基础。而开发水平井由于与直井有着诸多的不同，要想取得好的效果，其水平井地质设计就显得更为关键了。
对于塔河油田1号、2号区块，这种非均质性强的三叠系薄油层底水砂岩油藏而言，钻开发水平井，风险很大。因此，必须对每一口开发水平井进行认真的钻井地质设计，才能保证水平井水平段既要位于油层内储层物性较好层段，又要有足够大的避水高度和最优的水平段有效长度，以取得最好的开发效果。
1水平井与直井钻井地质设计的最显著区别
水平井是一种井斜角较大（一般大于83°），在目的层井段有水平或近似水平段的特殊定向井。其井眼轨迹一般来说分为三段：直井段、斜井段和水平段。严格讲，水平井、直井和斜井并没有本质上的区别，其间没有截然界限：水平井和直井可以看成是斜井的两个极端。但即便是这样，由于三者在井身轨迹上的差异也造就了它们在钻井地质设计上的差别。以下是水平井钻井地质设计中区别于直井的最为显著的5点：
（1）水平井的水平段方位及井位优选；
（2）水平段完钻层位、水平段垂深及避水厚度；
（3）水平段长度及有效水平段长度；
（4）水平段附近的储层非均质性；
（5）水平段A、B靶点的相对位置。
1.1水平井的水平段方位及井位优选
水平井在平面上的投影不像直井那样是个点或长度非常有限的线段，故在布井时，存在一个方位问题。这个方位的选定一般要考虑这样几个因素：①构造应力方向；②最大水平渗透率方向；③与其他已有直井或水平井的合理配置；④剖面上和平面上，储层物性最好的部位（在满足避水厚度要求的同时）；⑤在其他条件满足的前提下，尽量平行构造等深线（或者A点相对于构造较高部位）。
1.2水平段完钻层位、水平段垂深及避水厚度
对多油层砂岩底水油藏而言，有一个完钻层位问题。直井（开发井）一般完钻于最深油层的上部（探井或评价井可能钻穿所有油层）；水平井则要求按“水平井开发方案针对目的层”完钻（该目的层也可能是最深一个油层）。
水平井要求在“钻井地质设计阶段”，钻前就得根据邻井资料研究、设计好该水平井的完井垂深。垂深一旦确定，水平井水平段的避水高度也就确定了；直井的完井深度（由于井斜度较小，一般把斜深当作垂深使用）并不意味着射孔完井深度，故直井最后的避水厚度可以等“该井完钻后”，由电测曲线解释的各种新信息来综合确定。
而且，两者在避水高度的确定及夹层的利用上都有明显的区别（表1）。
表1直井、水平井水平段避水高度及夹层利用方面的差异Table1The differences of avoiding water altitude and using intermediate layer of straight well and horizontal well's horizontal segment
1.3水平段长度及水平段有效长度
由水平井油藏工程理论研究可知，水平井水平段长度一般在300～500m为好。但在储层非均质性严重的情况下，水平段经常钻遇泥质或钙质夹层，这样，可根据MWD随钻电测资料，随时调整水平段的方位或水平段的长度（在地质条件允许的前提下）以满足水平井产能设计需求。
1.4水平段附近的储层非均质性
水平段附近的储层非均质性对水平井的产能影响很大。故应该做好以下几项工作：
（1）做好钻前预测
在钻前，就必须根据临井资料做好微相划分、小层对比工作（尤其是夹层的划分与对比），做到钻前心里基本有数。
（2）做好随钻跟踪工作
进入造斜段后，应该加强随钻地质跟踪工作，随时根据MWD资料校对、调整钻前预测数据，使之更接近油层实际，即将中A靶前，一定要分清所钻遇泥岩是“目的层上部泥岩段的泥岩”，还是“目的层中的泥岩夹层”，以免“误顶”（错误判断目的层顶面）；反之亦然，所钻砂岩也有可能是“目的层上部泥岩段中的砂岩透镜体”，而不是“砂岩目的层”。
（3）随时调整
一旦发现实钻结果与设计不符，应该立即进行相应的动态调整，以指导生产。
1.5水平段A、B靶点的相对位置
一般情况下，水平段的A端：
（1）放在油藏的高部位，海拔高度略大于或等于B端海拔；
（2）远离出水井（在水平段无法调整的情况下，宁可让B点靠近出水井）；
（3）在地面上，远离地面障碍，尽量靠近临井以便于管理。
2水平井主要设计参数的设计
2.1水平井垂深设计
由于水平井在油层中的位置是永久性的，所以选择水平井水平段垂深就显得非常重要。利用底水油藏水平井“无因次临界产量公式”和三叠系底水油藏有关数据，计算出的结果是：底水油藏最佳避水程度（避水厚度／油层厚度）为0.88h（即水平段离底水的距离为油层厚度的88％）。
该油藏水平井数值模拟结果为：底水油藏最佳避水程度为0.7～0.9h。
文献进一步指出：对于底水油藏而言，具体油藏开发地质条件参数无论怎么变，水平井水平段的避水程度几乎都是90％。
塔河油田三叠系底水油藏水平井水平段垂深设计时，避水程度原则上采用88％（由此损失的产能约10％）。
2.2水平井水平段有效长度
水平井的产能只在一定范围内才与水平井水平段有效长度成正比，故在水平井钻井地质设计时，一定要根据具体油藏开发地质特征，优化水平段长度。
塔河油田三叠系底水油藏水平井水平段都采用筛管完井，考虑“水平段筛管相对粗糙程度”和油管尺寸，水平段最优长度为300～500m。
塔河油田三叠系底水油藏水平井水平段优化设计时，一般都在300～400m之间。
3水平井钻井地质设计的跟踪调整
3.1实施过程中出现的问题
通过对塔河油田1号、2号区块7口水平井的钻井地质跟踪研究发现：
（1）原构造图不太落实
由于受超深层低幅背斜地震分辨率较低的限制，原构造图精度有限，经开发井实钻资料证实，塔河油田1号、2号区块三叠系底水油藏构造形态均有不同程度的变化。
如2号区块三叠系上油组：构造东部等值线向高点收缩，TK203井所在高点消失，含油边界内收，含油面积由原来的3.7km2减少至3.1km2;AN1井南东－S56井、AN2井北西为一低洼，TK202H-AN1井间构造高点移至AN1井，含油面积图由椭圆状变为马蹄状。
又如三叠系中油组：TK202H、AN1井南的构造西高点向东南移至TK201H及S56井东南一线，构造顶部变宽缓，西北部等值线向外略有延伸。TK202H为背斜相对低洼处。AN2井东北的构造东高点幅度减小，东部等值线向高点略有收缩。含油面积略有增加（从4.3km2增至4.9km2）。
（2）储层非均质性更趋复杂化
3个油组均存在严重的储层非均质性，层内分布不等数目泥质、钙质或泥质－钙质夹层，横向上夹层分布相当复杂。
3.2设计调整的主要步骤及方法
（1）先修编构造图
新钻的水平开发井，若有导眼，根据导眼实钻油组各界线顶底深度数据，修编原构造图，并与邻井对比；若无导眼，钻进进入关键阶段（造斜后、靶点前后）后，及时收集实钻砂泥岩段顶底深度，与邻井资料重新进行小层对比，及时修编构造图，为钻井地质设计的调整和优化提供精度更高的基本图件。
塔河油田1号区块下油组构造图改动较大的有4次；塔河油田2号区块上、中油组构造图改动较大的有2次。
（2）在小层对比的基础上，做井间泥质夹层分布图
根据新钻水平开发井的导眼或（和）造斜段所揭示的泥、钙质夹层和层厚，结合已有的相邻直井数据，运用沉积微相约束，进一步深入解释井间的夹层分布状况和连通情况。随钻指导水平井的钻进过程和井身轨迹，尤其是在水平段的钻进过程中的井身轨迹调整。
3.3井位调整
6口水平井在钻井地质设计提交后，随钻跟踪过程中共计调整8次（表2）。井位调整原因如下：
表2塔河油田1号、2号区块三叠系底水油藏水平井跟踪调整井次Table2The number of trace and adjustment for bottom water reservoir horizon well of Triassic in Tahe oilfield(No.1、2)
(1）有“邻井后续资料”和“本井随钻资料”证实构造形态有变，在设计原则不变的情形下，井位挪向油层较厚处。
（2）随后的数值模拟研究结果：设计井有更好的水平段方位时，及时调整水平井水平段方位。
上述两种情况几乎各占总调整次数的50％。
3.4垂深调整
6口水平井在随钻跟踪过程中，共计调整10次（表2）。水平段垂深调整原因如下：
（1）有“邻井后续资料”和“本井随钻资料”证实构造形态有变，导致目的层顶面垂深变化和油层有效厚度的变化。在垂深设计原则不变的情形下，按比例调整垂深。
（2）随钻资料表明，原设计水平段所在油层剖面位置为泥质夹层，水平段被迫上移（在避水高度无法降低时）或下移（有足够的避水厚度，或水平段上部的储层物性太差时） （此时的设计参数可能并不最优）。
3.5水平段长度调整
6口水平井在随钻跟踪过程中，共计调整2次（表2）。水平段长度调整原因如下：
随钻资料表明，原设计水平段所在油层剖面位置为泥质夹层，而水平段无法上下移动时，只能考虑加长水平段设计长度，以满足最优水平段有效长度的油藏工程设计。
4水平井钻井地质设计的优化
（1）在油层较厚处布井，水平段位于油水界面之上油层厚度的88％左右，若在钻井过程中发现油层厚度减薄（构造原因），在确保水平井水平段不出油层顶面的前提下，尽量上移水平段，以增加避水厚度。
（2）尽量在构造高部位布井，塔河1号、2号油田的水平井均布在油层厚度大于15m以上的高部位。每完钻一口水平井就及时修编构造图，再根据新图设计下口水平井钻井轨迹，以避免造成不必要的损失。
（3）早期水平井水平段设计长度为360m。水平井投产后，根据开发效果与直井开发动态的对比和对储层非均质性的新认识，发现水平段中存在不同长度的泥质夹层，实际水平段的有效长度往往达不到设计长度，之后的水平井水平段长度就设计为400m，并在实际生产中灵活掌握。
如TK201H井，原设计水平段长度为360m，钻井中水平段钻遇泥质夹层259m，因而水平段加长至443m（油层有效长度仅184m）。
5结论与建议
5.1几点认识
（1）油藏描述要满足水平井开发对油藏的需求、
构造不太落实，储层非均质性认识不足都将影响水平井钻井地质设计的精度：既不能利用它来指导水平井井位、水平段方位的优选，也不能确保钻出（或满足设计要求）达到油藏工程目的的水平段，还有可能造成水平井“建井周期”的延长、“成井质量”的下降和后期“开发效果”的不理想。
（2）小规模油藏不宜采用“规模性的水平井开发方案”
储量规模小（油层薄、含油面积小）的超深层底水油藏，若采用“规模性的水平井开发方案”开发，往往等不到构造落实、精细描述油藏，就得上水平井。在资源具有不确定性的前提下，有可能造成一次投入过大的同时，还得靠水平井信息完善或进一步进行油藏评价，若等到构造落实时，井网密度已经满足开发要求（目前塔河油田1号、2号区块采取的动态调整方法把这种可能性造成的危害减小到最低限度）。
（3）生产、研究、管理的滞后，削弱了水平井相对于直井开发的优越性
技术装备、人员素质和软硬设置的不到位，使本企业的水平井开发费用（技术外协、设备租赁、随钻调整设计和解决随时可能出现的新问题等），比同条件下成熟地区或企业打水平井所需的费用要高。如此就会影响水平井的开发效益，甚至吃掉水平井开发优越于直井开发的全部效益，尤其是在构造、储层非均质性不太落实的情况下。
（4）储层非均质性特别严重时，不宜打平行于油层的水平井
我国油田储集体多数为陆相沉积，油层内或多或少散布着大大小小厚薄不等的夹层和隔层，尤其是两井间的夹层、隔层，往往很难认识到。油层中的夹层、隔层对直井的产能和采收率的影响不明显，但对水平井的产能和采收率影响显著，这样的油层不适合打平行于油层的水平井（除非油层太薄的底水油藏，水平段轨迹难于调整）。
5.2几点建议
5.2.1水平井A、B点垂深及A、B点位置的优化设计
在以下几种情况时，建议水平井A点垂深抬高（水平段自A向B倾斜）：
（1）油藏厚度足够大，不至于因为AB段的倾斜而使B点过早见水（因为通常情况下，由于A点的生产压差最大，A点一般首先见水；提高A点的目的是：在B点垂深不变的前提下，延长A点的底水突破时间，从而延长水平井的无水期）。
（2）在地面条件和水平井井网要求等允许的情况下，水平井尽量从构造高部位向低部位打，一则可以保证A点有足够的避水厚度；二则可以尽可能让A点远离边水（以避免高渗带边水突进）。
（3）在见水井附近布水平井时，尽可能让A点远离见水井。
5.2.2水平井完井方式的优化设计
一般来讲，当水平井只横穿一个油层，仅有一种流体通过时，采用非选择完井方式（裸眼和砾石充填完井）；但如果水平井开采的目的层具有非均质性、或为多油层油藏，具有底水和裂缝，为了便于油藏开发后期各种措施的顺利进行，可以采用选择性完井方式（如割缝衬管带管外封隔器或固井／射孔完井）完井。故建议今后在类似情况下，新打水平井有比例地尝试采用选择性完井方式完井。
5.2.3储层非均质性的认识和描述要“动、静结合”“平、直结合”
（1）动、静结合
如夹层的层数和厚度由直井给出，并通过沉积微相、小层对比研究得出尽可能接近油层实际的全油藏的夹层分布特征；与此同时，利用数值模拟方法既可验证，也可修改单井和油藏的夹层分布特征。
（2）平、直结合
若直井和水平井钻遇同一个夹层，那么直井给出层数和层厚（z轴），水平井则给出平面上的展布（x、y轴）；根据沉积微相得出的“宽厚比”即可推出水平井揭示的是长轴还是短轴（虽不一定正确，但总比单靠“井距”来判断夹层的展布范围要好），然后进一步判定是否与邻井夹层相连。
况且，直井揭示的是储层纵向上的储层非均质性，水平井揭示的是水平方向上的储层非均质性；二者的有机结合才能客观的反映油藏的储层非均质性（这比直井间参数的插值要精确得多）。
参考文献
[1]万仁溥．中国不同类型油藏水平井开采技术．北京：石油工业出版社，1997
[2]S.D.Joshi,Ph.D，班景昌等译．水平井工艺技术．北京：石油工业出版社，1998
[3]罗英俊等译．水平井开采技术译文集．北京：石油工业出版社，1991
[4]范子菲．确定水平井水平段、垂直井射孔段最优位置研究．石油勘探与开发，1995,22(3)
[5]张义堂等．陆相沉积油层水平井水平段轨迹对产能及采收率影响的研究．石油勘探与开发，1999,26(2)
The Optimization of Geological Design for Drilling Horizontal Well of Triassic Oil Reservoir with Bottom Water in No.1-2 Tract of Tahe Oil Field
Tan ChengjunChen ShumeiWang MeilingZhao Liqun
(Academy of planning and designing,Northwest Bureau of Petroleum Geology，ürümqi 830011)
Abstract:The auther, starting from correlation geological design of straight well and horizontal well, analyzed some improtant design parameters in studying on geological design for horizontal well.The results indicated the geological design for horizontal well and it's optimization of design were controlled by vertical depth of horizontal segment (section),effective length of horizontal segment, influence of non-homogeneity of reservoir on geological design for horizontal well.
According to the optimization of geological design for 7 horizontal wells of Triassic oil poor with bottom water in Tahe oilfield,we came to the following conclusions:(1)terrestrial bed is provided with vary in thickness,different morphological shaly or calcic intermediate and isolation layer,expecially when non-homogeneity of reservoir is grave.Such being the case,reservoir description will do best to meet the development oil pool by mean of the horizontal well;(2)it's no good being design large-scale horizontal well development scheme for limited reservoirs and small scale oil pool;(3)backward technology and equipment,quality of personnel and treatment system of computer will decide the elaboration of the technology——horizontal well is better than straight well.
Key words:sandstone oil reservoir with bottom waterhorizontal welldrilling geological design optimizationvertical depth of horizontal segmentlength of horizontal segment