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。
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摘 要：我国财务报告存在着目标偏差、信息披露不完整、过于强调信息的可靠性等问题。在满足有效披露、成本效益、财务报告体系表内优生的原则下，财务报告体系的改革应以完善体系、丰富披露内容、变革报告模式为目标。
关键词：财务;报告体系;财务报表
一、现行财务报告体系的局限性
在不断变化的客观环境中，我国财务报告改革虽然也取得了进展，但仍滞后于形势发展的需要，其局限性已日趋明显，主要表现为:
1.报告目标过分强调为国家宏观经济管理和调控服务。现行财务报告所提供的信息是基于权责发生制、以历史成本为主要计量属性的财务信息，它用于完成报告与解除受托责任的目标，我国《企业会计准则》第11条提出，会计信息应当符合国家宏观经济管理的要求。财务报告成为国家实行财政税收与物价政策等的主要手段与重要依据之一，这种报告模式产生于计划经济，财务报告的主要职能是为政府宏观经济管理服务。在社会主义市场经济日益完善的情况下，企业已经成为独立经营、自负盈亏的经济实体，投资主体呈现多元化的格局，财务报告目标应转向满足与企业有直接利益关系的相关集团，如投资者、债权人和社会公众等的信息需求。
2 信息披露不完整。具体表现在:1)现行财务报告所提供的信息主要是面向过去的历史信息，并且统一运用货币计量，对使用者未来决策有重要参考价值的信息，如预测信息、人力资源价值、主要管理人员的素质等被排除在财务报表、甚至是财务报告之外;2)对企业履行社会责任的信息，财务报告中长期被忽视，而由此导致的管制成本足以影响企业日后长远的经营业绩，甚至导致企业破产;3)由于报告用户的信息需求和获取信息的途径各不相同，某些特定使用者或使用者集团已不满足通用的财务报告了，随着新的会计环境下财务分析职业的兴起，市场和财务信息使用者正在呼唤财务报表以外的某些特定需要的差别报告。
3 过于强调信息的可靠性。现行财务报告模式是立足于企业已发生的确定性交易和事项，基本上是一张历史会计数据汇总表、一种向后看的会计报表，它对使用者决策所需信息的相关性较低[1].财务报告的可靠性大多来自历史资料，以历史成本模式所生成的财务信息，虽然具有较高的可信度，但无法满足决策有用性的要求。尽管《企业会计制度》规定提取八项减值准备，这在一定程度上弥补了历史成本与现行市价形成的差距。但是，在整个财务报告体系中，历史信息仍占绝大的比重，使得许多能反映企业未来前景、对使用者非常有用的现金流量预测性信息被排除在财务报表甚至财务报告之外。
4 滞后性十分严重。依据传统会计惯例一般是按年度披露会计信息，这一方面是基于人们对年度财富分配的需要，另一方面是因手工会计下的信息披露成本的考虑，这种基于会计分期假设定期编制的财务报表具有滞后性，严重影响了信息的及时性。尽管过去和现在的财务信息与将来的财务信息有一定的相关性，但其肯定不能代表未来，投资者、债权人和财务分析人员对预测性财务报告的需求日益增强。提高财务信息的反馈价值要求信息及时报告，这是因为使用者的决策是不间断地进行的，他们希望随时得到决策所需要的信息。
二、我国财务报告体系改革的原则
为了实现财务报告的目标，在对财务报告体系进行改革时，应遵循以下原则:
1 财务会计改革为先导原则。财务报告只是财务会计系统中最终的信息输出，它与系统内信息的来源、记录、加工、传送的 方法 和规则等紧密联系在一起，任何对财务报告的重大改革，都要考虑财务会计系统的改革。比如，为了能反映企业经济活动的真实性，就必须对一些现有财务报表中未列入的项目进行充分披露，包括衍生金融工具、自创商誉、养老金等，只有在财务会计解决了其确认和计量方式以后，才能纳入财务报告的范畴。
2 表内优先原则。财务报告是由财务报表逐渐演变而来的，财务报表是财务报告的核心内容，有助于外部使用者进行经济决策的财务信息主要是由一系列基本财务报表提供的，其原因在于表式财务报告的格式固定和以数据进行反映的优点[2].财务报告的改革应优先改革财务报表，虽然《企业会计制度》中新增了三种辅助报表，但是与国际惯例来比较，我国的财务报表仍然不符合多层面模式，我们较多考虑财务报表的真实性和可靠性，而对其有用性和相关性考虑得较少。
3 满足需求原则。财务报告应在不损害企业利益的基础上尽可能满足与企业相关的利益集团的信息需要，以便维持和发展这些利益集团对企业的贡献和支持。为此，应该采用规范法和实证法相结合的方法确定使用者的具体信息需求，首先利用规范法来推断出财务报告使用者的信息需要、利用信息的动机和使用信息的方式，然后利用实证法来检验规范法结论的现实性，两者互相补充，互相促进，从而建立切实可行的财务报告框架体系。
4 有效披露原则。有效披露原则要求财务报告中的信息对于使用者的需求来说都是有效的。对于披露信息的企业来说，超量信息并没有发挥任何作用，只会增加成本而不会由此获利;使用者也没有能力去运用过量的信息。在财务信息强制披露中，政府应考虑有效披露原则;当企业自愿主动披露财务信息时，也需要根据所提供信息的被利用情况，确定哪些属于过量信息，出于降低成本的考虑而不再予以披露。
5 成本效益原则。财务报告的成本是指企业在提高或扩大报告信息披露的质量或数量中，付出的劳动代价和可能发生的各种不利因素，主要包括:
处理和提供信息的成本、诉讼成本、竞争劣势等。其效益是指企业在改进报告信息披露后所获得的收益，包括资本成本的降低、进入更具有流动性的市场、提高的企业声誉等。当然，在现有的计量理论与技术条件下，要准确计算对外披露信息的成本与效益是不现实的。尽管如此，人们在确定财务报告内容、披露方式和披露频率等问题时，仍需要对成本与效益因素进行衡量和判断。
三、我国财务报告体系的改革方向
对现行财务报告体系加以改进时，一定要解决好继承与发展的问题，要改革与会计环境不相适宜的部分，进一步与国际会计准则接轨。总的来说，对报告体系的改革应是一种扬弃，主要包括以下几个方面:
1 加强财务报告目标理论研究，为财务报告模式的改进提供坚实的基础。从本质上看，“经管责任观”和“决策有用观”两种目标之间并不存在根本的冲突，而是互相联系、互相补充的。我国财务报告目标应是两者的有机结合，既向报告使用者提供有助于决策的财务会计信息;又能用来作为评价 企业管理 者经济责任和社会责任履行情况的尺度。财务报告作为企业正式对外信息交流的主要工具首先应为企业实现其目标服务，具体地说，财务报告应在不损害企业利益的基础上尽可能满足与企业相关的利益集团的信息需求，国家通过间接的方式进行宏观经济管理，其所需要的信息也可以通过经常性的抽样调查等间接方式获得。进一步淡化财务会计与管理会计报告内容的界限，未来两者融合的程度将会越来越大，即管理会计“外化”为财务会计的成份将增加，促使财务报告目标得以充分实现。
2 进一步完善以三大财务报表为核心的报告体系。现行财务报告体系是以资产负债表、损益表和现金流量表为核心的单层报告模式，该模式是以财务报告为内容、资产报告为中心、财务报表为主要表现形式对企业的资产使用、已得收益、资金营运等财务信息进行确认、表述和披露。未来的财务报告应该着眼于用户，为他们提供在市场经济中与企业的发展、竞争能力、风险等一系列相关的财务信息。建议将这三张报表所披露的会计信息，分为核心信息和非核心信息两个部分，对于核心会计信息，应该更加注意其计量的可靠性;对于非核心会计信息。则可以相对地采取可靠性不如历史成本的计量属性，如公允价值等。尤其应该注意在财务报表中披露能够表明财务弹性、投资报酬和变现能力的相对值会计信息。
3 丰富和规范财务报表表外信息披露的内容。随着经济环境的复杂化以及人们对相关信息要求的提高，表外信息(包括报表附注和其他财务报告)在整个财务报告系统中的地位日益突出，对使用者正确理解报表数据和判断报表质量有重要意义。在会计发达国家，表外信息的长度已大大超过财务报表本身的长度，表外信息构成财务报告体系十分重要的内容。以美国注册会计师协会《改进企业报告---着眼于用户》(又称Jenkins报告)为例，福克思公司的表外信息多达16个，其篇幅约占20页，而报表本身则只有4页，从中可以意识到表外信息的地位，已成为使用者正确理解报表数据和判断报表信息质量不可或缺的组成部分。
在我国，表外信息的内涵却很少有人进行专门的研究，基层单位及财会人员也不熟悉它的意义和披露方法。我国已经加入WTO，要求会计改革尽快与国际惯例接轨，重视表外信息的作用，要完善相关的法规制度，有计划地规范不同企业表外信息的揭示方式，逐步加大报表附注中非财务信息和其他财务报告的披露力度，以满足报表使用者对决策有用信息的需求。通过旁注、脚注、附表等形式对基本报表的信息进行进一步的说明、补充或解释，以便帮助使用者理解和使用报表信息;鼓励企业编制财务情况 说明书 、预测报告、分部报告、全面收益报告、人力资源报告、管理当局的讨论与分析、差别报告、物价变动影响报告等，为信息用户的决策提供较强相关性的信息[3].
4 变革财务报告的报告模式。随着我国融入经济全球化进程的加快，面对强大的外部竞争压力，迫使我国财务报告体系发生革命性变革。在计算机随机寄存功能的支持下，财务信息的日常揭示成为可能，不同期间的财务报表可以随机产生，通过事项法和建立实时报告系统，彻底解决财务信息滞后的问题，及时向投资者提供决策有用的多方位财务信息。另外，随着信息技术的普及应用，纸质财务报告的印刷与传递方式将被在网上发布信息取代，使用者通过Internet访问企业的数据库，借助计算机强大的信息处理能力，及时地获取并处理有关的信息。在信息的表达方式上，也将更多地运用图形与音像方式，使信息的表达更形象、更直观，更易于被使用者接受和理解。企业ERP系统的建立、完善及其与Internet的成功与合理的对接，是全面提升企业管理水平、实现财务报告改革的关键。
参考文献：
[1]葛家澍，陈少华。改进企业财务报告问题研究[M].北京:中国财政经济出版社，2002.
[2]吴联生。上市公司会计报告研究[M].大连:东北 财经 大学出版社，2001.
[3]姚正海。关于财务报表表外信息的披露[J].财务与会计2002(4)。
摘要：并提出了一些控制对策。许多化工企业安全管理思想大多停留在意识 教育 阶段。出了安全事故自认倒霉。
关键词：化工企业，安全事故，控制
安全生产 是化工生产的前提。由于化工生产中易燃易爆、有毒、有腐蚀性的物质多，高温、高压设备多，工艺复杂，操作要求严格，如果管理不当或生产中出现失误，就可能发生火灾、爆炸、中毒或灼伤等事故，影响到生产的正常进行。轻则影响到产品的质量、产量和成本，造成生产环境的恶化;重则造成人员伤亡和巨大的经济损失，甚至毁灭整个工厂。没有一个安全的生产基础，现代化工就不可能健康正常的发展。安全生产是化工生产的保障。要充分发挥现代化工生产的优势，必须实现安全生产，确保生产长期、连续、安全地运行。发生事故就会造成企业不能正常运行，影响生产能力，造成一定的经济损失。本文分析了化工事故产生的原因，并提出了一些控制对策。
一、常见化工事故的原因分析
化工事故是指有毒有害气体或液体的大量流失，对周围群众生命财产安全造成威胁的意外事件。由于化学物品大都具有毒性大、易扩散和易燃烧爆炸等特点，因而极易造成事故地域大面积污染和大量人员伤亡，在人员稠密的大中城市尤为严重。化工事故其原因是多方面的，除自然灾害外，主要有以下几种原因:
(1)设备故障。设计上的不足，例如厂址选择不好，平面布置不合理，安全距离不符合要求，生产工艺不成熟，材质选择不当，制造安装质量低劣，缺乏维护及更新等等，从而给生产带来难以克服的先天性的隐患和设备上的缺陷。许多化工产品生产需要高温高压(或低压)，加上许多原料和产品具有很强的腐蚀性，容易造成各种管、阀、塔、缸的腐损而产生有毒物质冒、跑、滴漏，这类事故约占整个化工事故的50%左右。
(2)违章操作。如违反操作规程，操作失误，不遵守安全 规章制度 等。化工生产和储运有着严格的操作程序，一旦违章，就有可能发生事故。
(3)意外因素。这类事故是化工生产过程中因突然断电、停水而使化学反应失去控制造成事故，和有毒物品在运输过程中发生撞翻、爆炸而发生泄漏事故。
(4)管理上的漏洞。如规章制度不健全，隐患不及时治理消除，人事管理上不严，工人缺乏培训和教育，作业环境不良，领导指挥不当等，和不遵守劳动纪律，对工作不负责任，缺乏主人翁责任感等。
综上所述，造成化工事故的根本原因在于人的过失。上述列举的几条事故起因，无不与人相关。事故既然主要是由人造成的，那么人们就必须设法去控制事故的发生。
二、化工安全事故的控制对策
(一)创新安全管理理念
许多化工企业安全管理思想大多停留在意识教育阶段，处于讲安全而不是做安全。逢会必讲安全，事事讲安全，这种做法在提高人们重视安全的意识方面，确实起到一定的作用。但安全工作要杜绝形式主义，形式管理的思想较多，讲的多，做的少。形式多了不仅耗费我们不必要的精力，而且它具有潜在的麻痹各级人员的危害性，对工作人员起到负面消极的引导，对安全工作极为不利。同时安全管理不同于 其它 管理，它是典型的风险管理，讲求概率的大小，绝对安全是不存在的。这里需要杜绝两种极端思想:一种是认为既然安全工作是一种风险，那就是靠运气，不去积极寻求控制方法，出了安全事故自认倒霉，拿这个作为推脱责任的理由;另一种是全部寄托于追求本质安全，想达到绝对安全，不允许小概率事件发生，毕竟绝对安全是不存在的。因此，上述两种极端的安全管理思想都是不正确的。我们要树立科学的安全管理思想，在现有的安全技术水平下，在符合企业现有实际的前提下，积极依靠安全管理 措施 和安全技术措施，降低事故发生的概率。。
(二)把好设备质量关
随着化工生产规模的扩大、工艺上不断的改进和产量的提高，常年运行的设备和仪表，难免会出现运行不正常，异响、振动、仪表指示不准;新投用的设备仪表由于工作尚未稳定，操作人员对其不熟悉，也会导致操作人员误操作，从而引发各种生产事故。所以化工企业应该高度重视设备安全管理，比如要制定一套科学有效的设备设施安全管理制度，健全生产设备设施台帐制度。重点要加强特种设备、大型生产设备、压力容器、储罐、仓库存储设备和安全装置的管理与维护，专人负责，定期检测维修，对检查中发现的安全问题，应当立即处理;不能处理的，应当及时报告本单位有关负责人，检查及处理情况应当记录在案。同时要加强隐患治理，加强各类设备设施的检测。每年都要上报立项隐患治理项目，把责任落实到人，制订出隐患治理整改时间进度节点表等，每年春季进行防雷防静电检测，每半年进行各类输油软管的测试。
(三)严格安全操作
化工生产过程中的安全操作包括多方面，具体工作中必须做到以下几点:(1)必须严格执行工艺技术规程，遵守工艺纪律。(2)必须严格执行安全操作规程。安全生产操作规程是生产 经验 的 总结 ，往往是企业通过血的教训换来的，是保证安全生产，保护员工不受伤害的护身法宝。(3)控制“跑、冒、滴、漏”。可燃物泄漏导致火灾爆炸事故的案例并不少见，造成泄漏的原因很多，有设备系统缺陷、技术或维护管理方面的原因，也有人为操作原因。(4)正确穿戴和使用个体防护用品。(5)发现或发生紧急情况，必须先尽最大努力妥善处理，防止事态扩大，并及时报告。化工安全生产要求稳定、均衡的生产秩序，要求有经验丰富的一线生产管理干部和操作人员，这样才能在出现险情时迅速做出反应，排除危险。
〔四)加强人员培训
建立实施化工企业安全管理体系，既是实现系统化、规范化的安全管理过程，也是企业所有从业人员建立“以人为本”的理念，贯彻“安全第一、预防为主”方针的过程。。因此，企业安全管理体系建立和实施要通过不同形式的学习和培训来强化对人员的培养。培训的对象主要可分三个层次:管理层、安全管理人员和全体员工。学习和培训不能以单一的阶段来划分，而是应根据企业建立和实施安全标准化管理体系过程中各阶段不同的实际需求来进行。不同阶段、不同对象，学习和培训内容也应各有侧重。同时，对有关人员实行定期教育制度，要求员工对氨、甲醇、硫化氢等有毒物质的理化性质、危险性、毒性、化学反应、侵入途径有一个清醒的认识，掌握自身防护和急救常识，学会应急处理方法，提高自我防范意识和处理突发事故的应变能力。
(五)企业安全管理法制化、规范化
严格执行国内外相关法律法规、规章、标准。严格按照《危险化学品安全管理条例》对中小型化工企业进行安全评价，按照《危险化学品生产企业安全生产许可证实施办法》严格生产许可证的发放，符合基本安全生产条件方能申领安全生产许可证，对达不到条件的企业责令其限期整改，到期末整改或无整改条件的企业报工商部门吊销其营业执照。通过安全评价，提出切实可行的整改建议，如明确企业必备的安全管理制度、为企业编制安全管理台帐、落实设计部门及有资质的安装单位、推介正规设备等，促使企业及时领取安全生产许可证以便合法经营。
(六)落实安全生产责任制，减少责任事故
明确并落实安全生产责任制，特别是强化各生产经营单位的安全生产主体责任，加大责任追究力度，对严重忽视安全生产的，不仅要追究事故直接责任人的责任，同时要追究有关负责人的领导责任，防止因为管理松懈，“三违”等造成事故。随着化工安全生产职责的明确，责任的落实，管理环节严谨、顺畅，基本可以杜绝责任事故的发生。。
(七)强化安全生产检查
定期组织有关部门对化工企业进行各种形式的安全生产检查，及时发现企业存在的各种事故隐患，开出整改 通知书 ，责令企业限期整改，在安监部门监督整改的基础上，进行及时复查，形成闭环管理，防止出现脱节。狠抓整改落实工作，对整改不及时企业加大监督，暂扣安全生产许可证，一旦发生事故，将从严追究有关责任。另外，还要重视日常检查，提高安全生产事故预见性和应急处置能力。日常检查是发现危险因素的主要途径之一，企业内部要重视加强日常检查，这不仅仅包括设备的检查，也要求对安全管理人员纪律的检查。及时找出事故隐患进行整改，并及时追踪复查。同时针对企业的实际情况制定事故应急救援预案，并进行演练，对演练中发现的问题及时地进行反馈和改进，以减少发生事故时的损失和防止事故扩大。
结束语
总尔言之，化工企业生产要牢记“安全为天、安全出速度、安全出效益、保不住安全就没有一切”这一宗旨，严格监控重大化工危险源，从而确保化工企业的可持续发展，进一步强化化工企业的安全管理。
参考文献
[1]国家安全生产监督管理局，国家煤矿安全监察局.石油化工及危险化学品领域研究报告(2004-2010)〔R]/最新安全生产监督执法工作标准实施手册.北京:社会科学文献出版社，2004:.
[2]汪兆武.强化特种设备及作业人员的安全管理是维系化工安全生产的关键[J].化工劳动保护，2001(2).
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
中文八千字。
深水石油钻井技术现状及发展趋势*摘要:随着世界深水油气资源不断发现,近几年来深水钻探工作量越来越大。随着水深的增加和复杂的海况环境条件,对钻井工程提出了更高的挑战,钻井技术的难度越来越大。从目前国内外深水钻井实践出发,对深水的钻井设备、定位系统、井身结构设计、双梯度钻井技术、喷射下导管技术、动态压井钻井技术、随钻环空压力监测、钻井液和固井工艺技术和钻井隔水管及防喷器系统等关键技术进行了阐述,对深水的钻井设计和施工进一步向深水钻井领域发展具有重要导向作用。关键词:深水钻井;钻井设备;关键技术全世界未发现的海上油气储量有90%潜伏在水深超过1000 m以下的地层,所以深水钻井技术水平关系着深海油气勘探开发的步伐。对于海洋深水钻井工程而言,钻井环境条件随水深的增加变得更加复杂,容易出现常规的钻井工程难以克服的技术难题,因此深水钻井技术的发展是影响未来石油发展的重要因素。1国内外深水油气勘探形势全球海洋油气资源丰富。据估计,海洋石油资源量约占全球石油资源总量的34%,累计获探明储量约400×108,t探明率30%左右,尚处于勘探早期阶段。据美国地质调查局(USGS)评估,世界(不含美国)海洋待发现石油资源量(含凝析油)548×108,t待发现天然气资源量7815×1012m3,分别占世界待发现资源量的47%和46%。因此,全球海洋油气资源潜力巨大,勘探前景良好,为今后世界油气勘探开发的重要领域。随着海洋钻探和开发工程技术的不断进步,深水的概念和范围不断扩大。目前,大于500 m为深水,大于1500 m则为超深水。据估计,世界海上44%的油气资源位于300 m以下的水域,其中,墨西哥湾深水油气资源量高达(400~500)×108桶油当量,约占墨西哥湾大陆架油气资源量的40%以上,而巴西东部海域深水油气比例高达90%左右。20世纪90年代以来,由于发现油气田储量大,产量高,深水油气倍受跨国石油公司青睐,发展迅速。据估计,近年来,深水油气勘探开发投资年均增长30. 4%, 2004年增加到220亿美元。1999年作业水深已达2000 m, 2002年达3000 m。90年代以来,全球获近百个深水油气发现,其中亿吨级储量规模的超过30%。2000年,深水油气储量占海洋油气储量的12. 3%,比10年前增长约8%。2004年,全球海洋油气勘探获20个重大深水发现(储量大于110×108桶)。1998-2002年有68个深水项目,约15×108t油当量投产; 2003-2005年则增至144个深水项目,约4216×108t油当量投产, 2004年深水石油产量210×108,t约占世界石油产量的5%。2目前深水油气开发模式深水油气开发设施与浅水油气开发设施不同,其结构大多从固定式转换成浮式,因此开发方式和方法也发生了变化。国外深水油气开发中常用的工程设施有张力腿(TLP)平台、半潜式(SEMIOFPS)平台、深吃水立柱式(SPAR)平台、浮式生产储油装置(FPSO)以及它们的组合。3深水钻井关键技术3.1深水钻井设备适用于深水钻井的主要是半潜式钻井平台和钻井船2种浮式钻井装置。3.1. 1深水钻井船钻井船是移动式钻井装置中机动性最好的一种。其移动灵活,停泊简单,适用水深范围大,特别适于深海水域的钻井作业。钻井船主要由船体和定位设备2部分组成。船体用于安装钻井和航行动力设备,并为工作人员提供工作和生活场所。在钻井船上设有升沉补偿装置、减摇设备、自动动力定位系统等多种措施来保持船体定位。自动动力定位是目前较先进的一种保持船位的方法,可直接采用推进器及时调整船位。全球现有38艘钻井船,其中额定作业水深超过500 m的深水钻井船有33艘,占总数的87%。在这33艘深水钻井船中,有26艘正在钻井,有5艘正在升级改造。在现有的深水钻井船中, 20世纪70年代建造的有10艘, 80年代和90年代建造的各有7艘,其余9艘是2000-2001年建造的。其中2000年建成的钻井船最多,有8艘;其次是1999年,有4艘。目前在建的7艘钻井船中,均是为3000多米水深建造的, 2007年将建成1艘, 2008年和2009年将各建成3艘。钻井船主要活跃在巴西海域、美国墨西哥湾和西非海域。2006年7月初,正在钻井的26艘深水钻井船分布在8个国家。其中巴西8艘,占1/3;其次是美国,有6艘;安哥拉、印度和尼日利亚分别有4艘、3艘和2艘;中国、马来西亚和挪威各1艘。3.1. 2半潜式钻井平台半潜式钻井平台上部为工作甲板,下部为2个下船体,用支撑立柱连接。工作时下船体潜入水中,甲板处于水上安全高度,水线面积小,波浪影响小,稳定性好、支持力强、工作水深大,新发展的动力定位技术用于半潜式平台后,到本世纪初,工作水深可达3000 m,同时勘探深度也相应提高到9000~12 000 m。据Rigzone网站截至2006年7月初的统计,全球现有165座半潜式钻井平台,其中额定作业水深超过500 m的深水半潜式钻井平台有103座,占总数的62%。在这103座深水半潜式钻井平台中,有89座正在钻井,有11座正在升级改造。其中31座是20世纪70年代建造的,最长的已经服役30多年; 40座是20世纪80年代建造的; 13座是90年代建造的; 19座是2000 -2005年建造的。此外,还有24座深水半潜式钻井平台正在建造。深水半潜式钻井平台主要活跃在美国墨西哥湾、巴西、北海、西非、澳大利亚和墨西哥海域。2006年7月初,处于钻井中的89座深水半潜式钻井平台分布在18个国家,其中美国最多, 24座,占总数的27%;巴西17座,挪威10座,英国6座,澳大利亚、墨西哥和尼日利亚各5座,其余国家各有1~3座。3.2深水定位系统半潜式钻井平台、钻井船等浮式钻井装置在海中处于飘浮状态,受风、浪、流的影响会发生纵摇、横摇运动,必须采用可靠的方法对其进行定位。动力定位是深水钻井船的主流方式。在现有的深水钻井船中,只有6艘采用常规锚链定位(额定作业水深不足1000 m),其余27艘都采用动力定位(额定作业水深超过1000 m)。1000 m以上水深的钻井船采用的都是动力定位,在建的钻井船全部采用动力定位。动力定位系统一般采用DGPS定位和声纳定位2种系统。声纳定位系统的优点: (1)精确度高(1% ~2% )、水深(最大适用水深为2500 m); (2)信号无线传输(不需要电缆); (3)基本不受天气条件的影响(GPS系统受天气条件的影响); (4)独立,不需要依靠其他系统提供的信号。声纳定位系统的缺点: (1)易受噪声的影响,如环境噪声、推进器噪声、测试MWD等; (2)折射和阴影区; (3)信号传输时间; (4)易受其他声纳系统的干扰,如多条船在同一地方工作的情况。3.3大位移井和分支水平井钻井技术海上钻井新技术发展较快,主要包括大位移井、长距离水平钻井及分支水平井钻井技术。这些先进技术在装备方面主要包括可控马达及与之配套的近钻头定向地层传感器。在钻头向地层钻进时,近钻头传感器可及时检测井斜与地层性质,从而使司钻能够在维持最佳井眼轨迹方面及时做出决定。由于水平井产量高,所以在国外海上油气田的开发中已经得到了广泛的应用。目前,国外单井总水平位移最大已经达11 000m。分支水平井钻井技术是国际上海洋油气田开发广泛使用的技术,近年来发展很快。利用分支井主要是为了适应海上需要,减少开发油藏所需平台数量及平台尺寸(有时平台成本占开发成本一半还多)。具体做法是从一个平台(基础)钻一口主干井,然后从主干井上急剧拐弯钻一些分支井,以期控制较大的泄油面积,或者钻达多个油气层。3.4深水双梯度钻井技术与陆地和浅海钻井相比,深海钻井环境更复杂,容易出现常规钻井装备和方法难以克服的技术难题:锚泊钻机本身必须承受锚泊系统的重量,给钻机稳定性增加了难度;隔水管除了承受自身重量,还承受严重的机械载荷,防止隔水管脱扣是一个关键问题;地层孔隙压力和破裂压力之间安全钻井液密度窗口窄,很难控制钻井液密度安全钻过地层;海底泥线处高压、低温环境影响钻井液性能产生特殊的难题;海底的不稳定性、浅层水流动、天然气水合物可能引起的钻井风险等。国外20世纪60年代提出并在90年代得到大力发展的双梯度钻井(DualGradi-entDrilling,简称DGD)技术很好地解决了这些问题。双梯度钻井技术的主要思想是:隔水管内充满海水(或不使用隔水管),采用海底泵和小直径回流管线旁路回输钻井液;或在隔水管中注入低密度介质(空心微球、低密度流体、气体),降低隔水管环空内返回流体的密度,使之与海水相当,在整个钻井液返回回路中保持双密度钻井液体系,有效控制井眼环空压力、井底压力,克服深水钻井中遇到的问题,实现安全、经济的钻井。3.5喷射下导管技术海上浅水区的表层套管作业通常采用钻孔、下套管然后固井的作业方式。在深水区,由于海底浅部地层比较松软,常规的钻孔/下套管/固井方式常常比较困难,作业时间较长,对于日费高昂的深水钻井作业显然不合适。目前国外深水导管钻井作业通常采用“Jetting in”的方式。常规做法是在导管柱(Φ914. 4 mm或Φ762 mm)内下入钻具,利用导管柱和钻具(钻铤)的重量,边开泵冲洗边下入导管。3. 6动态压井钻井技术(DKD)DKD(Dynamic killDrilling)技术是深水表层建井工艺中的关键技术。该技术是一种在未建立正常循环的深水浅层井段,以压井方式控制深水钻井作业中的浅层气井涌及浅层水涌动等复杂情况的钻井技术。其工作原理与固井作业中的自动混浆原理相似,它是根据作业需要,可随时将预先配好的高密度压井液与正常钻进时的低密度钻井液,通过一台可自动控制密度的混浆装置,自动调解到所需密度的钻井液,可直接供泥浆泵向井内连续不断地泵送。在钻进作业期间,只要PWD和ROV监测到井下有地层异常高压,就可通过人为输入工作指令,该装置立即就可泵送出所需要的高密度钻井液,不需要循环和等待配制高密度钻井液,真正意义上地实现边作业边加重的动态压井钻井作业。3. 7随钻环空压力监测(APWD)由于深水海域的特殊性,与浅水和陆地钻井相比,部分的上覆岩层被水代替,相同井深上覆岩层压力降低,使得地层孔隙压力和破裂压力之间的压力窗口变得很窄,随着水深的增加,钻井越来越困难。据统计,在墨西哥湾深水钻井中,出现的一系列问题,如井控事故、大量漏失、卡钻等都与环空压力监测有关。随钻环空压力测量原理是主要靠压力传感器进行环空压力测量,可实时监测井下压力参数的变化。它可以向工程师发出环空压力增加的危险报警,在不破坏地层的情况下,提供预防措施使井眼保持清洁。主要应用于实时井涌监测和ECD监控、井眼净化状况监控、钻井液性能调整等,是深水钻井作业过程中不可缺少的数据采集工具。3. 8随钻测井技术(LWD /MWD /SWD)深水测井技术主要是指钻井作业过程中的有关井筒及地层参数测量技术,包括LWD、MWD和SWD测井技术。由于深水钻井作业受到高作业风险及昂贵的钻机日租费的影响,迫使作业者对钻井测量技术提出了多参数、高采集频率和精度及至少同时采用2套不同数据采集方式的现场实时数据采集和测量系统,并且具有专家智能分析判断功能的高标准要求。目前最常用的定向测量方式是MWD数据测量方式,这种方式通常只能测量井眼轨迹的有关参数,如井斜角、方位角、工具面。LWD是在MWD基础上发展起来的具有地层数据采集的随钻测量系统,较常规的MWD增加了用于地层评价的电阻率、自然伽马、中子密度等地层参数。具有地质导向功能的LWD系统可通过近钻头伽马射线确定井眼上下2侧的地层岩性变化情况,以判断井眼轨迹在储层中的相对位置;利用近钻头电阻率确定钻头处地层的岩性及地层流体特性以及利用近钻头井斜参数预测井眼轨迹的发展趋势,以便及时做出调整,避免钻入底水、顶部盖层或断裂带地层。随钻地震(SWD)技术是在传统的地面地震勘探方法和现有的垂直地震剖面(VSP———VerticalSeismic Profiling)的基础上结合钻井工程发展起来的一项交叉学科的新技术。其原理是利用钻进过程中旋转钻头的振动作为井下震源,在钻杆的顶部、井眼附近的海床埋置检波器,分别接收经钻杆、地层传输的钻头振动的信号。利用互相关技术将钻杆信号和地面检波器信号进行互相关处理,得到逆VSP的井眼地震波信息。也就是说,在牙轮钻头连续钻进过程中,能够连续采集得到直达波和反射波信息。3.9深水钻井液和固井工艺随着水深度的加大,钻井环境的温度也将越来越低,温度降低将会给钻井以及采油作业带来很多问题。比如说在低温情况下,钻井液的流变性会发生较大变化,具体表现在黏、切力大幅度上升,而且还可能出现显著的胶凝现象,再有就是增加形成天然气水合物的可能性。目前主要是在管汇外加绝缘层。这样可以在停止生产期间保持生产设备的热度,从而防止因温度降低而形成水合物。表层套管固井是深水固井的难点和关键点。海底的低温影响是最主要的因素。另外由于低的破裂压力梯度,常常要求使用低密度水泥浆。深水钻井的昂贵日费又要求水泥浆能在较短的时间内具有较高的强度。3.10深水钻井隔水管及防喷器系统深水钻井的隔水管主要指从海底防喷器到月池一段的管柱,主要功能是隔离海水、引导钻具、循环钻井液、起下海底防喷器组、系附压井、放喷、增压管线等作用。在深水钻井当中,隔水管柱上通常配有伸缩、柔性连接接头和悬挂张力器。在深水中,比较有代表性的是Φ533. 4 mm钻井隔水管,平均每根长度为15. 2~27. 4 m。为减小由于钻井隔水管结构需要和自身重量对钻井船所造成的负荷,在钻井隔水管外部还装有浮力块。这种浮力块是用塑料和类似塑料材料制成的,内部充以空气。在钻井隔水管外部,还有直径处于50~100 mm范围的多根附属管线。在深水钻井作业过程中,位于泥线以上的主要工作构件从下向上分别是:井口装置、防喷器组、隔水管底部组件、隔水管柱、伸缩短节、转喷器及钻井装置,井口装置通常由作业者提供。4结论深水石油钻井是一项具有高科技含量、高投入和高风险的工作,其中喷射下导管技术、动态压井钻井技术、随钻环空压力监测、随钻测井技术、ECD控制等技术是深水钻井作业成功的关键。钻井船、隔水管和水下防喷器等设备的合理选择也是深水钻井作业成功的重要因素。另外,强有力的后勤支持和科学的作业组织管理是钻井高效和安全的重要保障。参考文献:[1]潘继平,张大伟,岳来群,等.全球海洋油气勘探开发状况与发展趋势[J].中国矿业, 2006, 15(11): 1-4.[2]刘杰鸣,王世圣,冯玮,等.深水油气开发工程模式及其在我国南海的适应性探讨[ J].中国海上油气,2006, 18(6): 413-418.[3]谢彬,张爱霞,段梦兰.中国南海深水油气田开发工程模式及平台选型[ J].石油学报, 2007, 28(1): 115-118.[4]李芬,邹早建.浮式海洋结构物研究现状及发展趋势[J].武汉理工大学学报:交通科学与工程版, 2003, 27(5): 682-686.[5]杨金华.全球深水钻井装置发展及市场现状[J].国际石油经济, 2006, 14(11): 42-45.[6]赵政璋,赵贤正,李景明,等.国外海洋深水油气勘探发展趋势及启示[J].中国石油勘探, 2005, 10(6): 71-76.[7]陈国明,殷志明,许亮斌等.深水双梯度钻井技术研究进展[J].石油勘探与开发, 2007, 18(2): 246-250.