塔河油田TK860X井钻井液技术
塔河油田TK860X井钻井液技术
【摘要】塔河油田油气显示主要在三叠系、石炭系和奥陶系，埋深在4200-6500m，其中主力油层奥陶系一般埋深5550m左右。三叠系、石炭系井眼失稳问题一直是该油田勘探与开发的技术难点。
tk860x井是在该地区实施的一口“直-増斜-稳斜-降斜-直”型开发井，完钻井深：5611m，垂深：5562.72m。根据地层特点，二开采用聚合物钻井液，三开采用聚合醇聚磺混油钻井液钻井液，易塌地层密度控制在1.30g/cm3。施工中通过提高钻井液滤液的抑制性，减小泥页岩的水化膨胀作用；采用屏蔽暂堵技术封堵地层微裂缝，提高地层整体承压能力，改善泥饼质量，降低滤失量，达到稳定井壁的目的[1]，现场施工顺利。
【关键词】井眼稳定聚合醇聚磺悬浮携带屏蔽暂堵水基钻井液
1 地质简况
2 钻井液类型选择与施工难点2.1 钻井液体系的优选
针对地层特点，钻井液必须满足以下要求：良好的抑制性，抑制地层岩屑水化分散；良好的屏蔽暂堵性能，形成优质泥饼，并封堵
水平井钻井技术经验概述
第一章定向井（水平井）钻井技术概述 第一节定向井、水平井的基本概念 1．定向井丛式井发展简史 定向井钻井被（英）T．A．英格利期定义为：“使井筒按特定方向偏斜，钻遇地下预定目标的一门科学和艺术。”我国学者则定义为，定向井是按照预先设计的井斜角、方位角和井眼轴线形状进行钻进的井。定向井相对与直井而言它具有井斜方位角度而直井是井斜角为零的井，虽然实际所钻的直井它都有一定斜度但它仍然 石油管理局的河50丛式井组，该丛式井组长384米，宽115米，该丛式井平台共有钻定向井42口。 2．定向井的分类 按定向井的用途分类可以分为以下几种类型： 普通定向井 多目标定向井 定向井丛式定向井 救援定向井 水平井 多分枝井（多底井） 国外定向井发展简况
（表一）
10．井眼尺寸不受限制 11．可以测井及取芯 12．从一口直井可以钻多口水平分枝井 13．可实现有选择的完井方案 （4）．短曲率半径水平井的优缺点 优点缺点 1．井眼曲线段最短1．非常规的井下工具 2．侧钻容易２．非常规的完井方法 3．能够准确击中油层目标３．穿透油层段短（120—180米）4．从一口直井可以钻多口水平分枝井４．井眼尺寸受到限制
5．直井段与油层距离最小５．起下钻次数多 6．可用于浅油层６．要求使用顶部驱动系或动力水龙头 7．全井斜深最小７．井眼方位控制受到限制 8．不受地表条件的影响８．目前还不能进行电测 第三节定向井的基本术语解释 1）井深：指井口（转盘面）至测点的井 眼实际长度，人们常称为斜深。国外 称为测量深度（MeasureDepth）。 2）测深：测点的井深，是以测量装置 率是井斜角度（α）对井深（L?）的一阶导数。 dα Kα＝─── dL 井斜变化率的单位常以每100米度表示。 8）井深方位变化率：实际应用中简称方位变化率，?是指井斜方位角随井深变化的快慢程度，常用KΦ表示。计算公式如下： dΦ ＫΦ＝─── dL
塔河油田TK860X井钻井液技术-最新资料
塔河油田TK860X井钻井液技术 1 地质简况 2 钻井液类型选择与施工难点2.1 钻井液体系的优选针对地层特点，钻井液必须满足以下要求：良好的抑制性，抑制地层岩屑水化分散；良好的屏蔽暂堵性能，形成优质泥饼，并封堵上部地层砂岩段；良好的润滑防卡和防塌能力；良好的造壁能力和护壁能力，确保井壁稳定，井径规则；能很好地保护油气层，减少油气层损害。特别三开井段“直-?斜- 稳斜- 降斜- 直” 井身特点，采用聚合醇聚磺混油钻井液体系，现场应用表明本体系具有良好的润滑防卡、悬浮携带和稳定井壁的能力，满足现场施工要求。 2.2 各井段难点一开、二开上部井段井段：一开地层疏松、渗透性强，地层可钻性好，进尺快，钻屑污染严重，渗漏严重。容易发生井口垮塌。采用固控除砂、化学絮凝和胶液稀释的办法控制钻井液自然密度。 三开井段：地层压实性好，钻时较慢。砂岩段渗透性强，易形成小井眼，二叠系微裂缝发育，渗漏严重。石炭系地层泥岩粘土含量高、塑性强，易吸水膨胀发生泥包钻头。定向井段润滑、防塌和井眼净化是主要难点。 四开井段，地层稳定，裂缝、溶洞发育，易喷易漏。井底温度 高，控制钻井液整体高温稳定性能，保护好油气层。
3 钻井液维现场应用 3.1 一开0m-502m 表层地层松软、渗透能力强，采用高粘切膨润土-聚合物钻井液，防止井口垮塌。开钻前预配制200方膨润土浆，水化24 小时，加入适量CMC-H，V 以满足携砂、悬浮和防渗漏、防坍塌要求。 3.2 二开502m-4000m 本井段井眼大，钻速快，在保证排量和井眼稳定的前提下，尽量控制钻井液适当粘切，低密度，低固相，提高机械钻速，充分使用固控设备，严格控制劣质固相，防止固相污染。 上部井段(502m-2500m，钻井液维护以补充聚合物KPAM交液和优质膨润土浆为主，根据粘切的高低而使用不同浓度的聚合物胶液。复配使用大中小分子聚合物，使钻井液具有良好的包被抑制性，包被钻屑。加入PB-1、QS-2封堵地层，降低渗漏。在进入吉迪克地层前把钻井液密度提至 1.18g/ cm3 ，防止吉迪克组地层蠕变，造成井壁缩径，导致起钻阻卡。 下部井段(2500m-4000n)，随着井深增加，井底温度的不断升高，容易造成粘土过度分散。坚持使用聚合物加强钻井液的抑制能力，聚合物浓度维持在 ( 0.5-0.8 )%，同时严格控制劣质固相。 钻进到3500m根据实际情况补充部分抗温材料，提高钻井液的抗温性能，控制钻井液的API失水小于5ml，HTHP失水小于15mL 3.3 三开4000m-5538.37m
647.2-2013_页岩气水平井钻井作业技术规范_第_2_部分：钻井作业(出版稿)
Q/SYCQZ 川庆钻探工程有限公司企业标准 Q/SYCQZ 647.2—2013 页岩气水平井钻井作业技术规范 第2部分：钻井作业 2013-12-22发布2014-01-22实施
目次 前言................................................................................. II 1 范围 (1) 2 规范性引用文件 (1) 3 钻井工程设计 (1) 4 井眼轨迹控制 (2) 5 防碰作业 (3) 6 水平段安全钻井 (3)
前言 《页岩气水平井钻井作业技术规范》分为五个部分： ——第 1 部分：丛式井组井场布置； ——第 2 部分：钻井作业； ——第 3 部分：油基钻井液； ——第 4 部分：水平段油基钻井液固井； ——第 5 部分：井控。 本部分为第 2 部分。 本标准按 GB/T 1.1-2009《标准化工作导则第 1 部分：标准的结构和编写规则》进行编写和表述。 本标准由川庆钻探工程有限公司提出。 本标准由川庆钻探工程有限公司钻井专业标准化技术委员会归口。 本标准起草单位：川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院、川庆钻探工程有限公司川东钻探公司、川庆钻探工程有限公司川西钻探公司 本标准主要起草人：张德军、赵晗、卓云、叶长文。
页岩气水平井钻井作业技术规范第2部分：钻井作业 1 范围 本标准规定了页岩气丛式井组钻井工程设计、井眼轨迹控制、防碰作业、水平段安全钻井等内容和要求。 本标准适用于川渝地区页岩气井的钻井作业。 2 规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。 SY／T 1296 密集丛式井上部井段防碰设计与施工技术规范 SY／T 5088-2008 钻井井身质量控制规范 SY／T 5416 定向井测量仪器测量及检验 SY／T 5435-2003 定向井井眼轨迹设计与轨迹计算 SY／T 5547 螺杆钻具使用、维修和管理 SY／T 5619 定向井下部钻具组合设计方法 SY／T 6332-2004 定向井轨迹控制 SY／T 6396 钻井井眼防碰技术要求 Q／SYCQZ 001 钻井技术操作规程 Q／SYCQZ 372-2011 丛式井井眼防碰技术规程 3 钻井工程设计 3.1 井身结构 3.1.1 表层套管应封隔地表漏层和垮塌层，相邻两井表层套管下深错开20 m以上。 3.1.2 水平井技术套管下入位置井斜应不低于60°，若井下出现严重垮塌、钻遇高压油气，可提前下入技术套管。 3.1.3 油层套管尺寸不小于 11 4.3 mm，抗内压强度与增产改造施工压力之比＞1.25。 3.1.4 水平段长度宜控制在800 m ～ 1400 m。 3.2 靶区 3.2.1 靶区半径设计符合SY／T 5088-2008的规定，且满足井眼轨迹控制要求。 3.2.2 水平段井眼方向与地层最小主应力方向的夹角不小于 15°。 3.3 井眼轨道 3.3.1 每口井地下靶心与井口位置连线相互之间不宜空间交叉。
苏里格气井水平井钻井液技术方案设计
里格气井水平井钻井液技术案 里格气井水平井钻井液最关键的技术是井眼净化、大斜度井段“双层”和水平段泥岩的垮塌、预防PDC钻头的泥包、润滑性、产层保护等。 1 基本情况 直井段：保持了本区块直井、定向井钻井液案。 斜井段: 继续采用强抑制无土相复合盐钻井液体系。 水平段：采用无土相酸溶暂堵钻井液体系。 2 技术难点 2.1 里格区块直井段安定底直罗组、延长底部纸纺组顶部易垮塌。 2.2 里格区块家沟组与盒子组地层承压能力低，普遍存在渗透性漏失和压差性漏失。尤其是 5区块漏失最为频繁。 2.3“双层”、煤层和水平段泥岩的垮塌，是导致水平井易发生复杂和故障的致命的因素。 2.4如优化钻井液体系、性能、组分，通过钻头选型，水力参数优化，是预防PDC钻头泥包和提高斜井段机械钻速的关键。 2.5 如通过改善泥饼质量，提高钻井液的润滑性是水平井钻井液防卡润滑的关键。 3 技术案 3.1表层技术案 3.1.1表层钻井液配 表层及导管钻进格按《里格气田表层钻井液技术》执行，打导管采用白土浆小循环，导管打完后固定、找正、坐实、水泥回填，侯凝2-3小时，开钻过程中监控导管情况。 若流砂层未封住（流沙层50米以上），采用白土浆钻井，0.1%CMC+5-6%白土，密度:1.03---1.05g/cm3，粘度:40-50s ；钻穿流沙层50-80米之后，采用低固相钻井液体系，密度:1.01---1.03g/cm3，粘度:31-35s。 若流砂层已完全封住，用清水聚合物钻井液体系，配为0.2%CMP +0.2%ZNP-1。钻井液性能：密度:1.00---1.02g/cm3，粘度:31-32s。 3.1.2下表层表套前技术措施 打完表层后配白土浆（约40-50）密度：1.03-1.05g/cm3，粘度：40-50s，采用地面小循环清扫井底后打入井里封固裸眼井段，起钻连续灌白土浆，确保井口流沙层段为白土浆，防止下表套过程中流沙垮塌。
塔河油田TK1040井防漏堵漏与防坍塌钻井液技术
67 2010 年第 10 期西部探矿工程 塔河油田 TK1040 井防漏堵漏与防坍塌钻井液技术 赵静杰 ( 华北石油局西部工程公司 ,新疆轮台 841600) 3 摘 : T K1040 井位于塔河油 S99 - T728 井 NN W 向的构造隆起条带南翼、要牧场北残丘群西翼斜坡。该井地层裂缝发育 ,存在两套压力系统 ,钻井过程中井漏和井塌问题非常严重 , 钻井作业十分困难。根据现场情况 ,对该井发生井漏的原因进行了分析 , 通过对室内小型实验研究出了适合该井堵漏、 防塌钻井液工艺技术 ,并进行了现场应用 ,取得了良好的效果。现场应用表明 ,该桥塞堵漏钻井液技术可以很好的解决该井的井漏问题。针对该井地层坍塌问题 ,本井采用多元醇配合沥青类防塌剂 , 能很好的起到防塌效果。关键词 : 承压堵漏 ; 桥堵 ; 防塌 ; 塔河油田中图分类号 : T E24 文献标识码 :B 文章编号 :1004 5716 ( 2010 ) 10 0067 04 T K1040 井是塔河油田 10 区奥陶系油藏 , 该井三开钻遇三叠系、石炭系、泥盆系、奥陶系地层 , 到达目的层后 ,发生漏失和地层坍塌等问题的出现。该井钻遇奥陶系良里塔格组时发生严重井漏 ,其分析为存在两套地层压力系统。并且随后发生井塌等井下复杂情况。最后通过大量的室内研究及现场反复摸索 ,研究总结出适应该地区地层特点的堵漏、防塌钻井液工艺技术 , 并成功在该井进行了应用 , 收到了良好的效果 , 为塔河油田 10 区高效优质开发提供了有力的保障。 1 工程地质简介渐新统地层 ( 0 ～ 3440m ) , 岩性以棕褐色泥岩与灰棕色粉砂岩、细砂岩互层为主。古 - 始新统地层 ( 3440 ～3520m) ,岩性主要以砂岩为主夹棕色粉砂质泥岩。白垩系地层 ( 3520 ～ 4609m ) 岩性主要为灰白色细 - 中粒砂岩、含砾砂岩夹棕褐、灰绿色泥岩。该井段地层疏松 ,由于钻速快、砂岩多井壁易渗漏。侏罗系地层 ( 4609 ～4639m) ,岩性主要为灰色细粒屑长石砂岩、长石石英砂岩夹灰、棕灰色泥岩、粉砂岩泥岩及薄煤层。三叠系地层 ( 4639 ～ 5144m ) , 岩性主要为灰黑色泥岩、粉砂质泥岩夹浅灰色细粒长石岩屑砂岩、深灰色泥质粉砂岩。侏罗系、三叠系地层泥页岩地层易吸水膨胀、剥落、掉块。石炭系地层 ( 5144 ～ 5781m ) , 岩性主要为褐灰、深灰色泥岩、粉砂质泥岩 ,石炭系“双峰灰岩” ,顶部为黄段灰色泥晶灰岩夹深灰色泥岩 , 下峰含石膏 , 使用高密度钻井液体系易发生井漏。堵漏要根据实钻情况和地质解释有针对性进行。泥盆系地层( 5781 ～5821m) ,岩性主要灰色细粒、 含砾细粒岩屑石英砂岩、粉砂岩夹灰、深灰色泥岩。 2 钻井液技术概况 T K1040 井是由华北西部 60817 HB 井队施工。T K1040 井 2007 年 9 月 2 日 15 : 25 钻至井深 5925. 58m ,层位 O 3 l , 开始发生井漏 , 漏失 1. 30g/ cm3 井浆 43. 71m3 。9 月 3 日 , 继续钻进至井深 5927. 79m 时再次发生 ,井漏漏失 1. 30g/ cm3 井浆 48. 91m3 。9 月 4 日～ 5 日期间漏失 1. 30g/ cm3 井浆 359. 09m3 。9 月 6
苏里格气井水平井钻井液技术方案
苏里格气井水平井钻井液技术方案苏里格气井水平井钻井液最关键的技术是井眼净化、大斜度井段“双石层”和水平段泥岩的垮塌、预防PDC钻头的泥包、润滑性、产层保护等。 1 基本情况 直井段：保持了本区块直井、定向井钻井液方案。 斜井段: 继续采用强抑制无土相复合盐钻井液体系。 水平段：采用无土相酸溶暂堵钻井液体系。 2 技术难点 2.1 苏里格区块直井段安定底直罗组、延长底部纸纺组顶部易垮塌。 2.2苏里格区块刘家沟组与石盒子组地层承压能力低，普遍存在渗透性漏失和压差性漏失。 尤其是苏5区块漏失最为频繁。 2.3“双石层”、煤层和水平段泥岩的垮塌，是导致水平井易发生复杂和故障的致命的因素。 2.4如何优化钻井液体系、性能、组分，通过钻头选型，水力参数优化，是预防PDC钻头泥包和提高斜井段机械钻速的关键。 2.5 如何通过改善泥饼质量，提高钻井液的润滑性是水平井钻井液防卡润滑的关键。 3 技术方案 3.1表层技术方案 3.1.1表层钻井液配方 表层及导管钻进严格按《苏里格气田表层钻井液技术》执行，打导管采用白土浆小循环，导管打完后固定、找正、坐实、水泥回填，侯凝2-3小时，开钻过程中监控导管情况。 若流砂层未封住（流沙层50米以上），采用白土浆钻井，0.1%CMC+5-6%白土，密度:1.03---1.05g/cm3，粘度:40-50s ；钻穿流沙层50-80米之后，采用低固相钻井液体系，密度:1.01---1.03g/cm3，粘度:31-35s。 若流砂层已完全封住，用清水聚合物钻井液体系，配方为0.2%CMP +0.2%ZNP-1。钻井液性能：密度:1.00---1.02g/cm3，粘度:31-32s。 3.1.2下表层表套前技术措施 打完表层后配白土浆（约40-50方）密度：1.03-1.05g/cm3，粘度：40-50s，采用地面小循环清扫井底后打入井里封固裸眼井段，起钻连续灌白土浆，确保井口流沙层段为白土浆，防止下表套过程中流沙垮塌。
冀东油田水平井钻井液技术重点
第22卷第4期钻井液与完井液Vol.22No.4 2005年7月DRILLINGFLUID&COMPLETIONFLUIDJul12005 文章编号:100125620(2005)0420072202 冀东油田水平井钻井液技术 邓增库左洪国夏景刚杨文权赵增春蒋平 (华北石油管理局第三钻井工程公司,河北河间) 摘要针对水平井钻井要求和冀东油田的地层特点,采用强包被、、,定向井段和水平井段采用聚磺硅氟乳化原油钻井液。该钻井液中PMHA与JJ能力;GT298、KJ21与NPAN,L21与JGWJ复配使用可以提高钻井液的封堵能力,。现场应用表明,该钻井液具有较强的防塌能力、,解决了上部地层和水平井段砂岩储层的井塌以及大斜度井段、水平井段的携砂、,完全满足了冀东地区垂深小于3000m水平井的钻井需要。 关键词聚磺硅氟钻井液井眼净化井眼稳定防止地层损害水平钻井冀东油田中图分类号:TE254.3 文献标识码:A 钻井液性能优良是水平井井下安全的重要保证。为满足水平井钻井要求,对水平井钻井液技术进行了调研,结合冀东油田的地层特点,从钻井液的抑制防塌能力、流变性、润滑性、油层保护等方面进行室内评价,优选出了聚磺硅氟乳化原油钻井液配方,并首次在G362P4井进行试验,获得了成功。随着水平井钻井液技术的不断完善,22口水平井实践表明,聚磺硅氟乳化原油钻井液具有较强的防塌能力、良好的流变性和润滑性,油层保护效果好,满足了冀东油田垂深小于3000m的水平井钻井需要。 砂带来困难;水平段处于砂岩产层,钻速快(钻时为0.8～2min/m),钻井液中岩屑浓度大;一般水平井段的井径比常规井径大,同时钻具不能居中,在重力作用下,岩屑在运移过程中产生沉降,在钻具周边淤积。如果钻井液携砂能力较弱,或工程措施不当,极易形成岩屑床,造成卡钻。113润滑防卡 由于油层埋深较浅,井眼轨迹半径较小,造斜率有时达30°/100m以上,大斜度井段地层较软,地层与钻具接触面大,固相润滑作用小,主要依赖液相润滑,增加了润滑防卡难度。114油层保护 1技术难点 111井壁稳定 该油田馆陶组下部地层存在不同厚度的玄武 岩,胶结物少,地层破碎,表现为大块塌落;东营组泥页岩地层易吸水造成不均质剥落坍塌;储层砂岩胶结性差,返出岩屑类似流砂,储层砂岩裸露段长达几百米,上层井壁
水平井工艺技术措施
水平井技术措施 1. 侧钻 1) 直井段要保证钻直，钻进至造斜点测ESS，及时计算出井身轨迹数据，以此为依据计算设计下部施工的井眼轨道； 2) 侧钻井段要选择在井径规则、钻时较快的井段，最好是砂岩段； 3) 水泥塞要保证打实，候凝48小时以上，检查水泥塞质量。检查方法：修水泥面，试钻钻压50~80千牛，钻时不高于5~8分/单根，水泥塞质量达到上述要求后钻至侧钻点井深； 4) 侧钻用直马达加弯接头，使用MWD监测井身轨迹的变化情况，判断是否侧钻成功； 5) 严格按照推荐上扣扭矩紧扣； 6) 控制起下钻速度在15柱/小时以下； 7) 开泵前要确保已安放了钻杆泥浆滤清器； 8) 钻井参数服从马达参数，轻压，根据钻进直井段时的钻时选择控制好侧钻钻时； 9) 随时注意钻进时的返砂情况，根据返砂情况及时调整钻井参数，确认新井眼与老井眼偏离2米，新砂样达90%，可确定出新井眼，方可起钻； 10) 起钻前，充分循环至振动筛上无砂子返出； 11) 起钻后采用导向系统钻进。 2. 导向钻进 1) 严格按照推荐上扣扭矩紧扣； 2) 控制起下钻速度在15柱/小时以下； 3) 若下钻遇阻，划眼时应保证工具面是钻进该井段时使用的工具面； 4) 开泵前要确保已安放了钻杆泥浆滤清器； 5) 钻井参数参考马达使用参数； 6) 如果造斜率偏高，马达角度在2度以下可考虑采用10－30转/分以下的转速启动转盘导向钻进; 7) 如果造斜率偏低，起钻换高角度马达； 8) 工具造斜率应稍高于设计造斜率，避免因造斜率不足而起钻； 9) 实际施工过程中，应使实钻轨道尽量靠近设计轨道； 10) 根据现场实际情况，分段循环，及时短起下，保证井眼清洁； 11) 钻具倒装，原则是井斜30度以深井段采用18锥度钻杆，加重钻杆
水平井钻井液技术
水平井钻井液技术 水平井钻井液技术 水平井技术是当代油气资源勘探开发的重点技术之一.从80十九 世纪末期开始，为了勘探提高钻探开发综合经济效益，全世界各油公 司掀起了水平井的热潮，在生产中所取得了重大经济效益，断定了水 平井“少井高产”的突出优点，取得了减少油田勘查勘探开发费用， 加快资金回收，少占土地减少和环境污染等一系列经济效益和社会效益。 由于水平井催化裂化在钻井过程中井转角从0°~90°变化，因而 水平井与直井钻井工艺有较大的差别，为了确保水平井的钻成井保护 好油气层，对水平井的钻井液完井液提出了特殊要求，必须解决井眼 净化、井壁稳定、摩阻控制、防漏堵漏和保护储层堵漏等症结。 一、井眼净化 井眼净化是水平井钻井工程的一个主要组成部分，井眼雾化不好 会导致摩阻和扭矩增加、卡钻；下能影响下套管和固井作业正常进行。 （一）影响井眼净化的因素 1、井斜角：环空岩屑或临界流速随井斜角的增加而变大，而清洁 率则随之下降 2、环空返速：其大小直接影响环空岩屑的运移方式、状态和环空 岩屑浓度。提高环的空运速： 环空岩屑浓度降低，井眼减低净化状况得以改善；岩屑侵蚀床厚 度降低或被破坏，井眼下侧不形成明显的岩屑床。 3、环空流型：完全一致态的携屑效果基本相同。通过调整钻井液 流变性能，改变层流速度剖面的平板程度来取代紊流，使钻井液在环
空处于平板型层流，从而达到改善井眼净化旌善线的目的；55°~90°紊流比层流携屑效果好 4、钻井液密度：钻井液电阻率的提高，这有利于钻屑的携带 5、钻柱尺寸：当井身结构中已确定，随着钻杆尺寸柱塞的增大环空返速增加，有利于携屑 6、转速：钻柱的旋转，对沉积的岩床起搅动指导作用，有利于床面岩屑的离去；转动钻柱可以限制钻柱的偏心效应，从而改善井眼净化；提高转速可防止钻井液在井壁周围形成不流动，从而不断提高井眼净化；钻柱除了自转外，还围绕井眼周界作圆周运动，因而利于岩屑的携带 7、钻柱的偏心度：随着井斜角的增大，钻校的偏心度对环空岩屑的影响较大；环空岩屑浓度随钻柱偏心度的增大而增大8、钻井速度和岩屑尺寸：当钻速过高时，会造成环空钻屑浓度过大，岩屑床内径增加；岩屑尺寸大小亦会对井眼净化效果带来影响(二)技术措施 水平井的井眼清洗在现场经常采用机械清洗和水力清洗相结合的措施来解决，实现水平井净化的技术措施可归纳为以下几个方面： 1、增强环空返速； 2、选用合理流型与钻井液流变参数； 3、改变下部钻具组合 4、适当增加钻井液密度； 5、转动钻具或上下大范围活动； 6、使用钻杆扶正器； 7、压制钻进速度； 8、采改采高转速金刚石钻头； 9、倒划眼二、井壁稳定 井壁稳定是钻井工程中最常见的井下复杂情况之一。酿成井壁不稳定的原因可归纳为力学因素与物理化学因素，但最终均归结为井壁岩石所受的应力超过其自身强度风速造成岩石发生捏切破坏，井眼钻开前，地下岩石在上覆地层压力、水平地应力及地层孔隙压力的作用下，继续保持应力平衡状态，井眼被钻开后，井筒内的钻井液柱压力取代了所钻岩石对井壁的支撑，惹起引起井壁邻近的应力重新分布，当井筒的液柱压力小于地层坍塌压力时，井壁周围的岩石所受的远远
塔河油田盐膏层钻井液技术
塔河油田盐膏层钻井液技术 孟庆生江山红石秉忠 （中石化石油勘探开发研究院石油钻井研究所，山东德州 253005） 摘要：为探索塔北地区新构造的含油气情况，实现新构造的油气突破，中国石化新星公司西北石油局分别在塔北亚肯北1号构造、三道桥构造布置了两口深探井。这两构造均为海相沉积，上第三系吉迪克组形成了几十米到几百米不等的盐膏层，盐层中夹有泥页岩盐层和砂泥盐层，由于盐的溶解而造成井径扩大，钻井液性能不稳定，盐膏层塑性变形造成缩径卡钻，含盐泥页岩的水化分散造成井壁不稳定，钻井液增稠。针对盐膏层的复杂情况，我们研制了聚磺欠饱和盐水钻井液体系。经过两口井的现场实验，证明此体系抑制泥页岩水化分散能力强，井壁稳定，井径扩大率低，钻井液排放量少，处理维护工艺简单，降低了钻井液成本，见到了明显的技术经济效益。文中介绍了聚磺欠饱和盐水钻井液体系的室内研制及现场应用情况。 关键词：塔河油田盐膏层塑性蠕动地层压力聚磺欠饱和盐水钻井液井眼稳定 概述 为探索塔北地区新构造的含油气情况，实现新构造的油气突破，中国石化新星石油公司西北石油局分别在塔北亚肯北1号构造、三道桥构造布置了两口深探井。这两构造均为海相沉积，上第三系吉迪克组形成了几十米到几百米不等的盐膏层。由于盐的溶解易造成井径扩大和钻井液性能不稳定；由于上覆地层压力的作用，巨厚盐膏层塑性变形易造成缩径卡钻；由于含盐泥页岩中盐的溶解和泥页岩的水化分散作用易造成井壁不稳定。针对盐膏层的特点，并结合其他油田的成功经验，研制了聚磺欠饱和盐水钻井液体系。经过两口井的现场实验，证明此体系抑制泥页岩水化分散能力强，井壁稳定，井径扩大率低，钻井液排放量少，处理维护工艺简单，降低了钻井液成本，见到了明显的技术经济效益。 难点分析及对策 1 难点分析 ①塔里木盆地石炭系盐膏层埋藏深，均分布在5100m以下的深井段, 温度在110-130℃，极易引起钻井液性能恶化，滤失量、粘度、切力上升,泥饼变厚,泥饼摩擦系数增大,从而易造成粘卡事故。 ②石炭系盐膏层厚度差别很大，且夹有不等厚的泥页岩及石膏夹层，裸眼长，剥落坍塌井径扩大,井径扩大率可达33%。形成严重的糖葫芦井眼,造成电测遇阻,固井质量差。 ③盐岩的塑性变形。若使用的泥浆液柱压力不足以平衡地层压力时,就会引起盐岩的塑性变形，使井径缩小，造成卡钻甚至挤毁套管事故。密度过高又易引起压差卡钻。
水平井钻井液
水平井钻井液 前言 水平井钻井是钻井技术发展的必然产物，和钻直井相比涉及到新的工艺和新的技术措施，它对钻井液技术提出了更高的要求，因此在水平井钻井液的设计和施工中，必须把握好钻井液的特性、分优钻井液性能、钻井液参数的优选，这样才能安全、顺利的完成钻井任务，才可能取得更高的经济效益。从胜利油田钻水平井的发展历史来看，套管结构在不断的简化，钻井周期在不断的降低，成本在不断的减少，当初钻二千来米的水平井需三开完钻，现在钻将近五千米的水平井也只下两层套管，所取得的技术和经济效益是相当可观的。所钻地层也由当初的较稳定的地层到现在的低压易漏失地层；钻井液的发展经历了水基、油基到现在的泡沫钻井液，水平井钻井液技术的持续、稳定发展，使我油田目前能钻各种类型、各种难度、不同井深的水平井。 一、水平井钻井液的发展 为提高水平井钻井液的携岩洗井效果，只有提高钻井液粘度和动切力，降低钻屑的下滑速度，避免岩屑床的形成，但粘度太高不利于钻井的施工，提高动切力是有效的方法。为达到这个目的，胜利油田在最初的几口水平井用聚腐粉JFF来改善钻井液这方面的性能，但JFF有它的局限性，作用时间不能持续长久，处理量大时易使粘度迅速上升，在此基础上采用正电胶MMH来改善钻井液流变参数，可以大大地提高动切力，施工方便、快捷。这两者处理剂实际上都是改善钻井液中粘土的性质，不同的只是JFF在施工时就已对粘土进行了处理，加入时同时会增加泥浆中的般土含量；而MMH是在施工之中进行，不可能增加钻井中的般土含量,且作用时间长。润滑剂的种类可根据地质需要而选择不同的类型。 二、钻屑在井下的运移状态 分析钻屑的运移情况，必须从钻井液的流变参数，当动切力越小，流型越显尖峰型，动切力越大，则呈现平板型层流，以宾汉模式计算，钻井液的临界环空返速 321.49 (Do+Di)(PV+(PV2+YP(Do-Di)2D) 1/2 Qc= D 7716 式中：Do井眼直径（米） Di 钻杆内径（米） D 钻井液密度（Kg/m3) PV 钻井液塑性粘度（PaS) YP 钻井液动切力（Pa)
第一章 定向井(水平井)钻井技术概述
第一章定向井（水平井)钻井技术概述 定向井、水平井的基本概念 定向井丛式井发展简史 定向井钻井被（英）Ｔ．A．英格利期定义为:“使井筒按特定方向偏斜,钻遇地下预定目标的一门科学和艺术。”我国学者则定义为，定向井是按照预先设计的井斜角、方位角和井眼轴线形状进行钻进的井。定向井相对与直井而言它具有井斜方位角度而直井是井斜角为零的井,虽然实际所钻的直井它都有一定斜度但它仍然是直井。 定向井首先是从美国发展起来的，在十九世纪后期,美国的旋转钻井代替了顿钻钻井。当时没有考虑控制井身轨迹的问题，认为钻出来的井必定是铅垂的,但通过后来的井筒测试发现，那些垂直井远非是垂直的。并由于井斜原因造成了侵犯别人租界而造成被起诉的案例。最早采用定向井钻井技术是在井下落物无法处理后的侧钻。早在1895年美国就使用了特殊的工具和技术达到了这一目的。有记录定向井实例是美国在二十世纪三十年代初在加利福尼亚享廷滩油田钻成的。 第一口救援井是1９34年在东德克萨斯康罗油田钻成的。救援井是指定向井与失控井具有一定距离，在设计和实际钻进让救援井和失控井井眼相交,然后自救援井内注入重泥浆压死失控井。 目前最深的定向井由ＢP勘探公司钻成,井深达10,65４米； 水平位移最大的定向井是BP勘探公司于己于１99７年在英国北海的ＲyｔｃｈＦarm 油田钻成的M11井,水平位移高达1，0１１4米。 垂深水平位移比最高的是Statoｉl公司钻成的的33/９—C２达到了１:3．14； 丛式井口数最多，海上平台:９6口；人工岛:17０口; 我国定向井钻井技术发展情况 我国定向井钻井技术的发展可以分为三个阶段，50—60年代开始起步,首先在玉门和四川油田钻成定向井及水平井:玉门油田的C2—１5井和磨三井,其中磨三井总井深1685米,垂直井深表遗憾３5０米，水平位移444.2米,最大井斜92°，水平段长160米；70年代扩大实验，推广定向井钻井技术;80年代通过进行集团化联合技术攻关，使得我国从定向井软件到定向井硬件都有了一个大的发展。 我国目前最深的水平井是胜利定向井公司完成的JF１28井，井深达到7000米，垂深位移比最大的大位移井是胜利定向井公司完成的郭斜井，水平
11塔河油田深井超深井钻井液技术
塔河油田深井超深井钻井液技术 郭才轩1王悦坚2宋明全1 （1、中国石化石油勘探开发研究院德州石油钻井研究所，2、中国石化西北分公司）摘要塔河油田主力油藏深度一般在5300m以下，是我国目前陆上油气层埋藏最深 的一个大型整装油田。由于油气埋藏深，钻遇的地层多、而且复杂，曾一度给油气田的 开发和扩展带来了困难。后通过技术攻关和技术引进，成功解决了塔河油田三叠、石炭 系硬脆性泥页岩地层的坍塌，奥陶系地层大型裂缝溶洞地层漏失，塔河油田新区巨厚盐 膏层塑性蠕变卡钻等制约塔河油田的瓶颈问题。技术进步使塔河油田在解决复杂问题的 能力上得到大幅提升，6000m左右的开发井建井周期从原来的100多天缩短到70天以内，新区超深盐层钻井成功率从2002年前不足40%提高到现在100%。 主题词超深井井眼稳定欠平衡钻井承压封堵欠饱和盐水 塔河油田是中国石化在西部地区的一个大油田，近年来原油产量一年一个台阶，2004年原油产量达到357万吨。原油产量的大幅提高，除了得益于油藏地质技术进步外，钻井技术，尤其是钻井液技术的发展也是重要的动力源之一。塔河油田的主力油藏位于奥陶系的裂缝型灰岩地层中，埋深在5300m以上，有二套地层，一套不含盐膏，位于塔河油田老区块；另一套含有巨厚盐膏层，位于塔河油田外围新区。中国石化西北分公司针对塔河油田存在的主要钻井液技术问题，组织联合攻关，通过近5年的努力，较好解决了三叠、石炭系井眼坍塌，巨厚盐膏层塑性蠕变卡钻和奥陶系裂缝性油气藏的损害等技术难题，为塔河油田增储上产、降本增效做出了巨大贡献。 一、塔河油田存在的主要钻井液技术问题分析 1、三叠、石炭系井眼坍塌问题 长期钻井实践表明：塔河油田三叠、石炭系存在严重的井眼坍塌问题，钻井中经常会遇到大面积突发性井眼坍塌，严重时必须反复划眼和通井，不仅影响了钻井速度，而且影响了成井质量，给后期的测井、固井、测试等作业埋下了隐患。我们随机的对2002年和2003年施工的30口井进行了统计分析，5000m以下地层扩大率在0-10%的井7口、10-15%的井6口、15-20%的井5口、大于20%的井12口。统计数据说明塔河油田三叠系、石炭系地层存在严重的扩径问题。从井径曲线看，三叠、石炭系井径很不规则，小的缩径率达2%以上，大的井径测不到边。 2、巨厚盐膏层钻井液问题 塔河油田外围新区石炭系的膏盐层具有埋藏深、厚度大、蠕变速度快，钻井中极易发生塑性蠕变卡钻。早期在该区及其外围施工30余口井，虽然沙10、沙24、沙42、乡1、轮南46等井成功地钻穿了巨厚盐膏层，但大多数井都发生了不同程度的井漏、阻卡、套管变形甚至挤毁等问题，半数以上井因井漏、盐膏层蠕变卡钻、井眼坍塌埋钻等事故而被迫提前完钻或弃井。综合分析认为：①井身结构上没有采取专打专封的方案，使上低下高不同的压力体系处于三开同一裸眼段，地层岩性特征、孔隙压力和坍塌压力变化大，为了安全钻进石炭系的膏盐层，需要提高钻井液密度以减少盐膏层蠕变速度，而高的钻井液密度会把上部地层压漏，因此在进入盐层前提高地层承压能力是盐层钻井的技术难题之一；②盐膏层塑性蠕变速度快，而钻井液密度因地层原因又不能提的很高，所以选择钻井液含盐浓度是一个技术关键，高了会降低盐层溶蚀速度，甚至在上返过程中形成盐重结晶，而低了又不能保证井眼稳定，因此控制钻井液氯根平衡范围也是盐层钻井成败的关键技术之一。
羽状水平井钻井工艺
定向羽状水平井钻井工艺 定向羽状水平井技术适合于开采低渗透储层的煤层气,集钻井、完井与增产措施于一体。其主要机理在于多分支井眼在煤层中形成网状通道,促进微裂隙的扩展,又能连通微裂隙和裂缝系统,提高单位面积内的气液两相流的导流能力,大幅度提高了井眼波及面积,降低煤层气和游离水的渗流阻力,提高气液两相流的流动速度,进而提高煤层气产量和采出程度。 一、钻井设备： 1.钻机、钻塔、钻铤和钻具。 2.造斜工具 中、长半径造斜工具（包括P5LZ165、PSLZ197、P5LZ120三种尺寸系列、多种结构规格的固定弯壳体造斜马达）和短半径造斜工具。 3.水平井测井仪器。包括钻杆输送式、泵送式两种测井仪器和下井工具,以及湿式接头和锁紧装置等。 4.射孔工具。包括旋转弹架和旋转枪身等2种高强度定向射孔枪和传爆接头。 5.完井工具。包括金属棉筛管、新型套管扶正器及其它9种完井工具 6.铰接式钻具 羽状分支水平井的井眼轨迹是空间弯曲线,既有井斜的变化又有方位的变化,通常需要在钻铤或钻杆连接处加装一个具有柔性连接的铰接式接头。这种接头具有万向节的功能,在一定角锥度范围内可以任意方向转动,同时具有密封功能。此外,采用铰接式钻具组合,最大限度降低扭矩、摩阻和弯曲应力。 7.可回收式裸眼封隔器/斜向器
斜向器是分支井钻井的关键技术工具,对分支井的钻井起着至关重要的作用,它在分支点处引导钻头偏离原井眼按预定方向进行分支井眼的钻进。煤层气钻进中的斜向器是可回收式带裸眼封隔器的,它由斜向器和封隔器两部分组成,斜向器的斜面上开有送入和回收的孔眼,用于施工作业中送入和回收斜向器,可膨胀式封隔器用于固定和支撑斜向器。 8.井眼轨道控制 由于煤层可钻性好,钻速快,单层厚度薄(3～6m),井眼轨迹控制难度大。为将井眼轨迹控制在煤层内,可采用“LWD+泥浆动力马达”或地质导向钻井技术。实现连续控制,滑动钻进,提高轨迹控制精度,加快钻进速度。同时要避免井眼轨迹出现较大的曲率波动。钻进中尽量避免大幅度变动下部钻具组合结构、尺寸和钻进参数,并控制机械钻速在一定范围内变化,防止井眼出现小台肩现象。 9.其它工具和装备。例如专用取心工具、无磁钻挺、纺锤形稳定器等多种工具和装备。 二、材料： 钻井液：油基钻井液、水基钻井液、无土相钻井液和气基钻井液。 套管等。 三、工艺流程： 1.煤层气羽状水平井完井方法 分支井作为水平井与定向井的集成与发展，其技术难点不再是钻井工艺技术而是完井技术。同水平井及直井相比，分支井完井要复杂的多，主要是分支井根部的连接密封以及分支井眼能否再次进入的问题。目前，国外分支水平井的完井方法主要有三种：裸眼完井、割缝衬管完井和侧向回接系统完井。裸眼完井较为常见，但易出现井壁坍塌等问题。割缝衬管完井虽然能克服这一缺陷，但安装比较困难。如果水平段的岩性比较硬可用裸眼完井或割缝衬管完井，一般较软岩石可用水平井回接系统完井。实际操作中，可根据具体情况进行设计对于煤层气定向羽状分支水平井的完井方式，工艺较简单。如要采用裸眼完井，直接投产。2.钻出工艺 目前国外主要采用以下四种方法钻出分支井： 1）开窗侧钻
水平井钻井液
渤海石油职业学院 石油工程系 论文题目：水平井钻井液技术 学生姓名： 所在班级：07钻井工程3年6班 指导老师：王建云 完成时间： 2010年5月1日
目录 摘要 (3) 关键词 (3) 一、水平井施工技术难点分析 (4) 二、钻井液方案的制定 (5) 三、钻井液的配置和维护处理 (6) 四、技术措施 (8) 五、钻井液性能指标和应用效果 (8) 六经济效益分析 (10) 七、结束语 (11) 参考文献 (12)
水平井钻井液技术 摘要 水平井钻井由于特殊的井眼轨迹和昂贵的井下仪器给施工作业带来了极大的风险，因而其井下安全尤为重要。性能优良的钻井液是水平井井下安全的重要保证，甚至会成为施工成败的关键因素。随着石油工业的发展，水平井钻井技术作为提高单井产量的有效手段之一在全世界得到了越来越广泛的应用。研究和应用水平井钻井的测井地质导向技术是确保水平井成功开发油藏的一项十分重要的工程技术。研究认为，在做好水平井地质设计和钻井设计的基础上，要实现测井地质导向，必须充分利用随钻测量、随钻测井和录井等资料，开展实时岩性识别、随钻测井解释和地层评价、目标层测井地质特征的建立、导向标志层的选取及模拟曲线对比等方面的工作来确定钻头上行下行钻进方向及在目标层中的位置，以实时调整井眼轨迹. 关键词:水平钻井液井眼轨迹井壁稳定性
一、水平井施工技术难点分析 （一）井壁稳定 井壁稳定应是必须首先考虑的问题，井壁失稳的危害具有发生的突然性和后果的严重性。在常规定向井或直井施工中比较稳定的地层，钻水平井时则因上部地层失去垂向支撑，长段距处于悬空状态，极易出现掉块或坍塌，造成井下钻具阻卡。水平井由于前端钻具与井口钻具运动方向成90°角，钻具与井壁的摩擦作用使力的传递损耗大，致使处理井下塌卡的难度加大。常规钻井中不太严重的井壁失稳现象在水平井钻井中则很容易引起卡钻等严重事故。水平井井壁不稳定的主要因素有以下几方面： 1、馆陶组下部有不同厚度的玄武岩地层，玄武岩地层破碎、胶结物少，多表现为大块塌落。浅层水平井多开发玄武岩下部油层，钻穿该层时井斜角达到70~85o，井塌问题突出。 2、中深井钻穿的东营组泥页岩地层容易造成不均质吸水剥落坍塌，同时该层也处于井斜较大的井段，增加了防塌难度。 3、储层砂岩胶结很差，返出岩屑类似流沙，储层砂岩裸露井段长达几百米，加上上井壁失去支撑使之存在坍塌趋势，因而更容易跨塌。 （二）井眼清洁 由于重力作用大斜度井段及水平井段的井径比正常井径要大，且由于钻具不能居中，岩屑运移过程要产生沉降，在钻具周边形成泥砂郁积。如果钻井液的携砂能力不好，或工程措施不及时，极易形成形成岩屑床，造成卡钻。 影响水平井井眼清洁的主要因素有: 1、由于地层变化大，往往造成着陆困难，着陆时多次调整井斜，井眼轨迹不好，给携砂带来困难。 2、水平井段钻速快，钻时一般为0.8~2分钟，钻井液中钻屑浓度大，钻屑清除困难，容易形成砂床。 3、由于浅层水平井的水平井段加入了油保材料，中深水平井是加重钻井液，离心机的使用受到限制。 （三）防卡润滑 井壁稳定和井眼清洁能力是水平井钻井液工作的前提，润滑防卡是水平井钻井液工作的关键。钻井液的润滑性能是保证钻机正常负荷下运转和井下安全的重要保证因素。
水平井钻井技术介绍
水平井钻井技术介绍 水平井钻井技术第一章绪论水平井钻井技术是20世纪80年代国际石油界迅速发展并日臻完善的一项综合性配套技术，它包括水平井油藏工程和优化设计技术，水平井井眼轨道控制技术，水平井钻井液与油层保护技术，水平井测井技术和水平井完井技术等一系列重要技术环节，综合了多种学科的一些先进技术成果。由于水平钻井主要是以提高油气产量或提高油气采收率为根本目标，已经投产的水平井绝大多数带来了十分巨大的经济效益，因此水平井技术被誉为石油工业发展过程中的一项重大突破。第一节水平井的分类及特点水平井是最大井斜角保持在90°左右，并在目的层中维持一定长度的水平井段的特殊井。水平钻井技术是常规定向井钻井技术的延伸和发展。目前，水平井已形成3种基本类型，如图1—1所示。(1)长半径水平井(又称小曲率水平井)：其造斜井段的设计造斜率K＜6°／30m，相应的曲率半径R＞286.5m。(2)中半径水平井(又称中曲率水平井)；其造斜井段的设计造斜率K=(6°～20°) ／30，相应的曲率半径R=286.5～86m。水平井剖平面示意图(3)短半径水平井(又称大曲率水平井)：其造斜井段的设计造斜率K＝(3°～10°) ／m，相应的曲率半径R＝19.1～5.73m。上述3种基本类型水平井的丁艺特点和各自的主要优缺点分别列于表l—l和表1—2。大斜度井、水平井和多井底井技术的应用都有一个共同的目的．这就是降低综合成本和提高油层的开采量。对于同一尺寸的井眼，直井由于出油(气)面积比较小、其几何条件所提供的效率就比较低．而水平井几何条件所提供的效率达到最高，如图1—2和图1—3 所示。大斜度井(井斜角大于60°的井)主要适用于层状油藏。多井底井(在一个井眼内钻几口井)主要用于很厚的垂直渗透油层(具有低孔隙率和垂直裂缝的块状石灰岩)或者短半径横向引流类的井。1．天然垂直裂缝在垂直裂缝油藏中，油气完全处在裂缝中，裂缝之间的非生产底层一般为6~60m 厚，所以垂直井可能只钻到一个产层．也可能一个产层也钻不到，而水平井可以与产层垂直相交，横向钻穿若干个产层裂缝．这样就比垂直井的开采量要高得多。2．水锥和气锥1)水锥水平井可以在油层的中上部造斜，然后在生产层中钻一定长度的水平井段。水平井不仅减少水锥的可能性如图1—4 所示。2)气锥水平井的井眼全部在油砂中有助于避免气锥问题。并可以控制采收率，不致于使气锥的压力梯度过高。水平井成功地减少了水锥、气锥等有害影响。3．低渗透性地层由于固井的影响，石灰岩油藏的孔隙度和渗透率即使在短距离内也可能有相当大的变化。与此相似．砂岩油藏中内部岩层构造倾角的变化也能造成孔隙度和渗透率的变化，这些油藏水平相交可以提高产量。4．薄油层对于薄油层．通过在油层的上下边界之间钻个水平井段可以大大地增加井与油层的接触表面积。对于厚的油层则可以优先选择成本较低的直井完井方法，或者考虑应用多底井的可能性(见图1—5)。5．不规则地层平钻井已经成功地应用产开发不规则油藏。这种含油地层互不关联，孤立存在，地震测量也难以指定其准确位置．所以钻直井或常规定向井很难钻到这类油藏。然而短半径水平井可以从现有直井中接近油藏的位置进行造斜．并且可以避免可能的水锥和气锥问题。6．溶解采矿很多矿藏当今采用溶解采矿法进行开采，水平井可以提高这些矿藏开采的经济效益。7．边际构造、丛式井和加密井水平井可能适用于边际构造，为了在短期内增加总的开采量可以钻从式水平井组(见图1—6)。8．层状油层水平井采油获得的产量增量取决于油层垂直渗透率的值。在垂直与水平渗透率之比值较低的情况下，如水平纹理的油层，大斜度井的效率要远高于水平井的效率。如图1—7。9．重油产层在重油产层中、水平钻井技术具有提高产量的能力。横穿油藏的水平井既可以作为生产井也可以作为注水井。水平井具有如下的优点和应用：(1) 开发薄油藏油田，提高单井产量。水平井可较直井和常规定向井大大增加泄油面积，从而提高薄油层中的油产量，使薄油层具有开采价值。(2) 开发低渗透油藏，提高采收率。(3) 开发重油稠油油藏。水平井除扩大泄油面积外，如进行热采，还有利于热线的均匀推进。(4) 开发以垂直裂缝为主的油藏。水平井钻遇垂直裂缝的机遇较直井大得多。(5) 开发底水和气顶活跃的油藏。水平井可以减缓水锥、气锥的推进速度，延长油