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摘要：大港油田南部油区从1990年到2011年11月底，共完钻1800余口井，主要分布在王官屯、小集、段六拨、舍女寺、自来屯、风化店、沈家铺等8个油田。南部油田是典型的多井油田，单井投资较高，因此如何能够经济、有效地进行开发，如何能够有效地降低钻井投资已经成为南部油田所面临的一个越来越迫切的问题，而井身结构优化简化能够缩短钻井工期、降低岩屑排量，进而节约钻井综合投资，因此如何做好井身结构优化简化工作对南部油田具有极其重要的意义。
主题词：井身结构优化 油气层保护 机械钻速 钻井周期 井眼轨迹；
中图分类号：TE355 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）32-401-01
一、大港油田南部油区钻井工艺现状
（1）表层套管尺寸单一，不下技术套管的表层套管尺寸过大，不经济；如王官屯油田官29断块、官63断块原先二开井套管组合为Φ339.7mm×Φ139.7mm；
（2）套管开次较多，井身结构复杂，一方面使钻井施工变得更加复杂，延长了钻井周期；另一方面，增加了钻井费用。如小集油田以往3000m以上井普遍采用三开的井身结构。
（3）钻井液体系单一，油层保护技术较差，影响钻井施工和油井产量。
2011年产能建设主要分布在新老区的7个油田，共部署新井98口：井身结构主体采用二开，其中对于王官屯油田王26-1断块，考虑到该断块受地面条件及靶点限制，全部设计为三开井身结构；对于小集油田完钻井较深区块（小3-27-1、小6-17-1），根据轨迹需要，可适当采用三开井身结构。
二、主要技术成果
成果一：定向井井眼轨迹优化，形成了适合南部各个油田的参考标准
1、井眼轨迹类型的选择
根据地质设计提供的靶点数目，一般单靶点的井采用三段制剖面，需要改变井斜角的井段较少，施工时控制较容易，也能加快钻井速度。双靶点的井且两靶点坐标相同或位移相差较小，为满足地质要求，则必须采用五段制剖面。2011年设计井大部分井型为三段制，占全部井型的75.71%，五段制井型占11.43%。
2、造斜点的选择
造斜点根据设计选择在成岩性好、岩层较稳定的地层，避开馆陶底部砾石层、孔一段石膏层、生物灰岩等特殊岩性，防止井漏等复杂情况发生、影响定向井井眼轨迹的控制。2011年实钻造斜点与设计基本无偏差。
3、井斜角的选择
常规井斜角选择在17度-26度之间。如小集油田的井靶点位移较小，五段制的井较多，井斜角大多选择常规钻具组合就比较容易控制的20度左右，个别井的井斜角在25度以上，使井眼轨迹的狗腿及控制难度较小，利于优化井身结构。
成果二：井身结构优化，形成了适合南部油区各油田井身结构的体系
2011年已钻井主要分布在官162断块、官29断块、官36-65断块、官52-18断块和段26-58断块，大部分为定向井，除官162断块和段26-58断块的井较深，平均井深在3215m和3580m以外，其它断块的井平均井深在2500m以下。南部油区井主要存在两种类型的井身结构，一种是三开井，表层套管下到150m左右，中间套管封固館陶组，技术套管下深在1800m左右；另一种是二开井，套管组合Φ339.7mm×Φ139.7mm，这两种井身结构存在钻井周期长；建井周期长；产能建设上产慢；综合成本上升等问题。
建议目的层为枣II、枣III，井深3200m左右的直井及位移较小的定向井采用二开井身结构，如果地质条件及防碰扫描情况允许，尽量采用三段制井眼轨迹，以减小井眼轨迹的控制难度、保证钻井安全。而目的层为枣IV、枣V的较深直井和定向井仍采用三开井身结构，否则会因地层压力系统多、控制井段及裸眼长度过长，一旦出现井漏、井涌、井塌等复杂情况不易处理，以至造成重大损失。
成果三：钻井液优化及油气层保护
设计遵循的原则：a满足安全钻井要求
b较好的储层保护效果
c较低的成本
钻井液体系选择基本原则：
（1）钻井液密度<1.22g/cm3，且井底温度<110℃，无石膏层、膏泥岩的地层，选用聚合物钻井液体系；有石膏层、膏泥岩的地层，选用抑制性钻井液体系。
（2）钻井液密度>1.22g/cm3，或者井底温度>110℃，选用硅基防塌钻井液体系。
（3）为了降低成本采用单封和细目碳酸钙作为油层保护材料。
为了提高保护储层效果，2011年有4口井目的层段使用低固相强抑制性钻井液，控制井眼扩大率，减少事故复杂，提高钻井速度。同时，使用新型油保材料（两亲聚合物成膜剂、特殊表面活性剂）保护油气层。现场应用情况表明这几种钻井液体系能满足南部油田钻井要求。
三、经济与社会效益分析
四、实施效果
1、通过本项目研究，2011年完钻井技术指标较往年大幅度改善，平均机械钻速达到15.81m/h，较2010年提高10.17%，钻井周期缩短至16.87d，较2010年降低了23.12%，建井周期较2010年降低了26.52%，钻机月钻速较2010年增加了8.75%。
2、与油田公司相比，平均机械钻速比油田公司高5.75%，钻井周期比油田公司低10.61%，建井周期较油田公司低了7.21%，钻机月钻速较油田公司高17.73%。
本项目通过探索研究，成功解决了南部油区表层套管尺寸单一，不下技术套管的表层套管尺寸过大，不经济，套管开次较多，井身结构复杂，钻井周期长等问题，有效降低了开发井的钻井成本，为今后规模应用井身结构优化成果和降低开发成本提供了依据。到2011年10月底，通过南部油区井身结构优化项目开展，机械钻速提高了10.17%，钻井周期缩短了23.12%，实现了该区开发井安全快速钻井。
参考文献：
1唐志军，井身结构优化设计方法，《西部探矿工程》2005.06
2唐志军，邵长明，钻井工程设计优化与应用，《石油地质与工程》，2007，21，3
3陈明，于承朋，周延军，元坝区块提高钻井速度技术方案探析，《探矿工程-岩土钻掘工程》，2010，37，5
主题词：井身结构优化 油气层保护 机械钻速 钻井周期 井眼轨迹；
中图分类号：TE355 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）32-401-01
一、大港油田南部油区钻井工艺现状
（1）表层套管尺寸单一，不下技术套管的表层套管尺寸过大，不经济；如王官屯油田官29断块、官63断块原先二开井套管组合为Φ339.7mm×Φ139.7mm；
（2）套管开次较多，井身结构复杂，一方面使钻井施工变得更加复杂，延长了钻井周期；另一方面，增加了钻井费用。如小集油田以往3000m以上井普遍采用三开的井身结构。
（3）钻井液体系单一，油层保护技术较差，影响钻井施工和油井产量。
2011年产能建设主要分布在新老区的7个油田，共部署新井98口：井身结构主体采用二开，其中对于王官屯油田王26-1断块，考虑到该断块受地面条件及靶点限制，全部设计为三开井身结构；对于小集油田完钻井较深区块（小3-27-1、小6-17-1），根据轨迹需要，可适当采用三开井身结构。
二、主要技术成果
成果一：定向井井眼轨迹优化，形成了适合南部各个油田的参考标准
1、井眼轨迹类型的选择
根据地质设计提供的靶点数目，一般单靶点的井采用三段制剖面，需要改变井斜角的井段较少，施工时控制较容易，也能加快钻井速度。双靶点的井且两靶点坐标相同或位移相差较小，为满足地质要求，则必须采用五段制剖面。2011年设计井大部分井型为三段制，占全部井型的75.71%，五段制井型占11.43%。
2、造斜点的选择
造斜点根据设计选择在成岩性好、岩层较稳定的地层，避开馆陶底部砾石层、孔一段石膏层、生物灰岩等特殊岩性，防止井漏等复杂情况发生、影响定向井井眼轨迹的控制。2011年实钻造斜点与设计基本无偏差。
3、井斜角的选择
常规井斜角选择在17度-26度之间。如小集油田的井靶点位移较小，五段制的井较多，井斜角大多选择常规钻具组合就比较容易控制的20度左右，个别井的井斜角在25度以上，使井眼轨迹的狗腿及控制难度较小，利于优化井身结构。
成果二：井身结构优化，形成了适合南部油区各油田井身结构的体系
2011年已钻井主要分布在官162断块、官29断块、官36-65断块、官52-18断块和段26-58断块，大部分为定向井，除官162断块和段26-58断块的井较深，平均井深在3215m和3580m以外，其它断块的井平均井深在2500m以下。南部油区井主要存在两种类型的井身结构，一种是三开井，表层套管下到150m左右，中间套管封固館陶组，技术套管下深在1800m左右；另一种是二开井，套管组合Φ339.7mm×Φ139.7mm，这两种井身结构存在钻井周期长；建井周期长；产能建设上产慢；综合成本上升等问题。
建议目的层为枣II、枣III，井深3200m左右的直井及位移较小的定向井采用二开井身结构，如果地质条件及防碰扫描情况允许，尽量采用三段制井眼轨迹，以减小井眼轨迹的控制难度、保证钻井安全。而目的层为枣IV、枣V的较深直井和定向井仍采用三开井身结构，否则会因地层压力系统多、控制井段及裸眼长度过长，一旦出现井漏、井涌、井塌等复杂情况不易处理，以至造成重大损失。
成果三：钻井液优化及油气层保护
设计遵循的原则：a满足安全钻井要求
b较好的储层保护效果
c较低的成本
钻井液体系选择基本原则：
（1）钻井液密度<1.22g/cm3，且井底温度<110℃，无石膏层、膏泥岩的地层，选用聚合物钻井液体系；有石膏层、膏泥岩的地层，选用抑制性钻井液体系。
（2）钻井液密度>1.22g/cm3，或者井底温度>110℃，选用硅基防塌钻井液体系。
（3）为了降低成本采用单封和细目碳酸钙作为油层保护材料。
为了提高保护储层效果，2011年有4口井目的层段使用低固相强抑制性钻井液，控制井眼扩大率，减少事故复杂，提高钻井速度。同时，使用新型油保材料（两亲聚合物成膜剂、特殊表面活性剂）保护油气层。现场应用情况表明这几种钻井液体系能满足南部油田钻井要求。
三、经济与社会效益分析
四、实施效果
1、通过本项目研究，2011年完钻井技术指标较往年大幅度改善，平均机械钻速达到15.81m/h，较2010年提高10.17%，钻井周期缩短至16.87d，较2010年降低了23.12%，建井周期较2010年降低了26.52%，钻机月钻速较2010年增加了8.75%。
2、与油田公司相比，平均机械钻速比油田公司高5.75%，钻井周期比油田公司低10.61%，建井周期较油田公司低了7.21%，钻机月钻速较油田公司高17.73%。
本项目通过探索研究，成功解决了南部油区表层套管尺寸单一，不下技术套管的表层套管尺寸过大，不经济，套管开次较多，井身结构复杂，钻井周期长等问题，有效降低了开发井的钻井成本，为今后规模应用井身结构优化成果和降低开发成本提供了依据。到2011年10月底，通过南部油区井身结构优化项目开展，机械钻速提高了10.17%，钻井周期缩短了23.12%，实现了该区开发井安全快速钻井。
参考文献：
1唐志军，井身结构优化设计方法，《西部探矿工程》2005.06
2唐志军，邵长明，钻井工程设计优化与应用，《石油地质与工程》，2007，21，3
3陈明，于承朋，周延军，元坝区块提高钻井速度技术方案探析，《探矿工程-岩土钻掘工程》，2010，37，5