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定向井钻井技术被应用到石油钻井中是在19世纪中后期，我整理了定向井钻井技术论文，有兴趣的亲可以来阅读一下! 定向井钻井技术论文篇一 浅析定向井钻井轨迹控制技术 [摘 要]定向井钻井中的关键技术是井眼轨迹控制技术，本文在分析定向井井眼轨迹剖面优化设计技术的基础上，对钻井中的井眼轨迹控制技术进行了探究。 [关键词]定向井;井眼轨迹;关键技术 中图分类号：TG998 文献标识码：A 文章编号：1009-914X(2015)08-0056-01 随着我国油气资源勘探开发力度的不断加大，对于地面遮挡物无法正常钻井开采、地质情况复杂存在断层等构造遮挡和钻井发生事故需要侧钻等复杂油气藏的勘探开发日益重视，而这些油气藏一般需要采用定向井钻井技术进行开发，从而增加油气储层裸露面积、提高油气采收率、降低钻井成本。但是，定向井钻井的井眼轨迹控制难度较大，需要对井眼轨迹进行优化设计，并通过在直井段、造斜段和稳斜井段采用不同的钻井轨迹控制技术进行控制，才能有效保证定向井的井眼轨迹，而对这些技术措施进行探究，成为提高定向井钻井水平的关键。 一、科学进行定向井井眼轨迹和轨道设计 1、定向井井眼轨迹的优化设计技术 井眼轨迹的剖面设计是定向井钻井施工的基础，只有不断优化完善井眼轨迹设计，保证井眼轨迹设计的科学性、合理性，才能确保定向井钻井实现预期目标。在定向井井眼轨迹剖面优化设计中，要坚持一定的原则：要以实现定向井钻井地质目标为原则，定向井钻井的地质目标很多，包括穿越多个含油地层提高勘探开发效果、避开地层中的断层等地质构造从而实现对地下剩余油气储层的有效开采、实现油井井眼轨迹在油气储层目的层的大范围延伸以增加油气藏的裸露面积等，同时，因为钻井或油气开采中发生事故导致无法正常开采的油井，可以通过定向井实现对油气储层的侧钻来达到开采目的，存在地面障碍物无法进行正常钻井的区域也可以通过定向井来实现钻井开采的目的，为了节约钻井成本，还可以通过丛式平台定向井开发的方式来节省井场占地面积;要以高校、优质、安全钻井施工作为现场施工目的，在进行定向井井眼轨迹剖面设计时，结合所处区域的地质特征进行设计，选择在地层稳定、松软度适中的位置进行造斜，造斜点要尽量避开容易塌陷、缩径或漏失以及压力异常的地层层位进行，要将造斜段的井斜角控制在15°-45°之间，因为过大的井斜角会增加施工难度且易引发钻井事故，而过小的井斜角会造成钻井方位的不稳定性，增加调整次数，还有就是在造斜率的选择上，要综合考虑油井所处地层的地质状况和钻井工具的实际造斜能力，在满足定向井钻井目标的前提下尽量减小造斜率并缩短造斜段的长度，实现快速钻井的目的;要尽量满足后期采油和完井工艺实施的要求，在满足定向井钻井要求的前提下，尽量减小井眼的曲率，方便后期抽油杆和油层套管下井，同时减小二者之间的偏磨，方便后期改造安全采油泵等井下作业施工。 2、定向井钻井的轨道设计 根据定钻井的目的和用途不同，可以将定向井分为常规定向井、丛式井、大位移井等几种类型进行设计，常规定向井一般水平位移不超过1km、垂直深度不超过3km，丛式井可减小井场面积，大位移定向井的轨道一般采用悬链曲线轨道，在井眼轨迹上采用高稳斜角和低造斜率。我国定向井井眼剖面轨迹主要有“直―增―稳”三段制剖面、“直―增―稳―降”四段制剖面和“直―增―稳―降―直”五段制剖面三种类型，在具体设计时根据所在地层地质特征不同进行优化设计。三种井眼轨迹各有优缺点：三段制井眼轨迹造斜段短，设计和施工操作比较方便，在没有其他特殊要求时可以采用三段制轨迹剖面;四段制井眼轨迹剖面起钻操作时容易捋出键槽加大下钻的摩擦力，容易造成卡钻事故，且容易形成岩屑床，一般不会采用，只在特殊情况下使用;五段制井眼轨迹剖面在目的油气储层中处于垂直状态，有利于采油泵安全下入，且便于后期采油工艺的实现。 二、三段制定向井轨迹剖面钻井控制技术 基于三种不同类型轨迹剖面的优缺点，在现实中多应用三段制和五段制井眼轨迹剖面进行定向井钻井设计，而三段制井眼轨迹剖面最为常用，下面就对三段制定向井井眼轨迹钻井控制技术进行研究。 1、直井段的井眼轨迹控制技术 直井段的井眼轨迹控制技术主要是防斜打直，这是定向井轨迹控制的基础，因为地质、工程因素和井眼扩大等原因，直井段钻井中会发生井斜，地质因素无法控制，可通过在施工和井眼扩大两方面采取技术措施进行直井段钻井的轨迹控制，关键要选择满眼钻具和钟摆钻具组合进行直井段钻井，前者可以在钻井中防止倾斜，将扶正器与井壁尽量靠近，就可以有效防止井斜问题出现;钟摆钻具的工作原理是超过一定角度后会产生回复力，具有纠正井斜问题的作用，但要保证钻压适量，因为钻压过大会使钟摆力减小而增斜力增大，妨碍纠斜效果。 2、造斜段的井眼轨迹控制技术 在定向井钻井中，造斜段钻井是关键部位，造斜就是从设计好的造斜点开始，使钻头偏离井口铅垂线而进行倾斜钻进的过程，关键是要让钻头偏离铅垂线开始造斜钻进。要根据设计好的井眼轨迹，综合井斜角、方位偏差来计算造斜率，以此指导造斜钻井施工，通过增加钻铤等措施，调整滑动钻进和复合钻进的比例，从而使钻头按照设计的井眼轨迹进行钻进，指导造斜段完成。 3、稳斜段的井眼轨迹控制技术 造斜段完成后，需要进行稳斜段的钻井施工，在稳斜段的钻进中，要选用无线随钻测井仪器对钻头的工作进程进行动态跟踪，实时监测钻头的实际井斜角、方位角偏离情况并与设计值进行对比，确保钻头中靶。在没有无线随钻测井仪器的情况下，需要通过稳斜钻具组合进行钻井，并应用单、多点测斜仪进行定点测斜，从而保证井眼中靶，提高钻井质量。 三、结论 综上所述，定向井是开采复杂油气藏的有效手段，可以对常规油井无法开采的油气藏进行开采，但要顺利实现定向井钻井，需要根据地质特征等设计井眼轨迹剖面、选择合适的轨道类型，并对不同井段采取对应的井眼轨迹控制技术，确保按设计的井眼轨迹钻进，提高油气资源开采效果。 参考文献 [1] 王辉云.定向井录井技术难点浅析[J].科技情报开发与经济，2009(10). [2] 鲁港，王刚，邢玉德，孙忠国，张芳芳.定向井钻井空间圆弧轨道计算的两个问题[J].石油地质与工程，2006(06). [3] 王学俭.浅层定向井连续控制钻井技术[J].石油钻探技术，2004(05). [4] 崔剑英，贺昌华.定向井信息查询系统的开发[J].数字化工，2005(07). 定向井钻井技术论文篇二 寿阳区块煤层气定向井钻井技术浅谈 摘要：本文介绍了寿阳煤层气的开发现状和煤层气特征，分析了定向井钻井技术在施工过程中的应用，对今后在寿阳区块内施工的定向井有一定的指导作用。 关键词：寿阳区块;定向井;造斜段;稳斜段 Abstract: This paper introduces the development status and characteristics of Shouyang coal-bed methane coal-bed gas, analyzes the application of directional drilling technology in the construction process, has the certain instruction function to the construction of directional well in Shouyang block. Keywords: Shouyang block; directional well; oblique section; steady inclined section 中图分类号：P634.5 1.概况 寿阳区块位于山西省中部，沁水盆地的北端，沁水盆地是我国大型含煤盆地之一，蕴藏着丰富的煤层气资源，根据远东能源(百慕大)有限公司前期在沁水盆地南部施工的参数井和定向生产井所获得的相关资料，显示该区具有良好的开发前景。 1.1寿阳区块勘探开发历史和现状 1995年由联合国开发计划署(UNDP)利用全球环境基金资助、煤科总院西安分院承担的《中国煤层气资源开发》项目，《阳泉矿区煤层气资源评价》专题科研报告，对阳泉矿区(包括生产区、平昔区和寿阳区)煤层气资源开发进行了评价和研究，其中重点对寿阳区的煤层气资源开发进行了评价和研究。 中国煤田地质总局于1996～1997年在韩庄井田施工了一批煤层气勘探参数井，获得了该区有关的煤储层参数，并对HG6井的主要煤层进行了压裂改造和排采试验，取得了该井合层排采的一整套数据。中联公司1997～1998年在寿阳区块施工了4口煤层气生产井，其中1口探井，3口生产试验井，获得该区宝贵的煤储层参数和生产数据。1998年完成了四条二维地震勘探线，共计167km，获得了丰富的地质成果。2005年远东公司在该区施工了3口羽状水平井，其中2口在煤层段进尺超过3000m，3口井均在生产。 2007年远东能源(百慕大)有限公司根据取得的初步成果资料研究、分析后，认为该区15#煤层十分稳定，储层参数比较有利，是煤层气开发的有利区块，决定在寿阳县南燕竹镇共计部署一批定向井及参数井，以获取该地区15#煤层的埋深、厚度等储层参数，进一步扩大勘探范围，并逐步形成区域生产井网，争取短期内该区煤层气地面开发进入大规模商业化运营。 1.2寿阳区块地质背景 沁水盆地北端位于北东向新华夏系第三隆起太行山隆以西，汾河地堑东侧，阳曲——盂县纬向构造带南翼。总体形态呈现走向东西、向南倾斜的单斜构造。区内构造简单，地层平缓，倾角一般在10°左右。燕山运动和喜马拉雅运动期间，由于较大规模的岩浆侵入活动，大地热流背景值升高，本区石炭二叠纪煤层在原来深成变质作用的基础上，又叠加了区域岩浆热变质作用，致使煤化作用大大加深，形成了本区高变质的瘦煤、贫煤以及少量无烟煤。 本区所钻遇的地层为：第四系(Q)，三叠系下统刘家沟组(T1l)，二叠系上统石千峰组(P2sh)，二叠系上统上石盒子组(P2x)，二叠系下统下石盒子组(P1x)，二叠系下统山西组(P1s)，石炭系上统太原组(C3t)。 1.3寿阳区块煤储层特征 主要含煤地层为上石炭统太原组及下二叠统山西组，含煤10余层，其中3#、9#、15#煤为主力煤层。 3#煤层：俗称七尺煤，全区煤层厚0～3.78m，煤层较稳定，寿阳矿区西部和阳泉三矿矿区煤层较厚，其他地区煤层变薄，甚至尖灭。结构简单，有时含一层夹矸，顶底板为泥岩，砂质泥岩、粉砂岩，局部为炭质泥岩和细砂岩。 9#煤层：全区煤层厚不一，煤层较稳定。结构简单，顶底板为泥岩，砂质泥岩、粉砂岩，局部为炭质泥岩和细砂岩。 15#煤层：煤层厚0.27～6.48m，是寿阳区块内煤层气开发的主力煤层。15#煤含1～3层夹矸，结构中等，顶底板K2灰岩，底板为泥岩、砂质泥岩，局部为炭质泥岩和细砂岩。 沁水盆地北端煤储层厚度大，埋深适中;煤的热化程度较高，己进入生气高峰，煤层顶底板封闭性能好，含气量高;煤储层裂隙较发育，孔隙以小孔和微孔为主，渗透性较好;煤的吸附性能强，但含气饱和度偏低。 2.设备设备选择 2.1钻机选择 寿阳区块定向生产井井深一般在在1000m以内，水平段不超过500m，根据我井队现有设备的情况，选择了TSJ-2000、GZ-2000钻机。该钻机提升、回转能力均能满足煤层气定向生产井施工的需要。 2.2设备配置 水泵：TBW-850(直井段)、3NB-1000、F-500;排量0～42L/s，压力5～32MPa。 动力：PZ12V-190、PZ8V-190、12V135;功率120～800HP。 钻塔：27.5m/A型塔(750KN)。 钻具：Φ127mm钻杆，Φ203钻铤，Φ178钻铤+Φ159钻铤。 2.3定向钻具 Φ172(1.5°)螺杆、Φ165(1.5°)螺杆 Φ172MWD定向短节、Φ165MWD定向短节 Φ165mm、Φ159mm短钻挺 Φ214mm扶正器、Φ48MWD Φ165mm无磁钻铤、Φ172无磁钻挺 3钻井工艺 3.1井身结构 井身结构在钻井工程中处于最基础的地位，体现了钻井的目的，也是决定该目的能否顺利实现的重要因素之一。井身结构设计以钻井目的为目标，以现实的钻井工程和地质等条件为依据，使目标和过程统一起来。 一开采用Φ311mm钻头钻至稳定基岩，且水文显示正常，下入Φ244.5mm表层套管，固井并候凝48小时。 二开采用Φ215.9mm钻头钻至完井，达到钻井目的后，下入Φ139.7mm生产套管并固井。 3.2钻头选用 二开选择造适岩的HJ537G钻头。 3.3动力钻具选择 为了适应软及中软地层，选择了中转速中扭矩马达。 3.4钻井液的选择 煤层气井施工时，煤储层保护是关键。在煤层段钻井中，主要采用清水钻进，严格控制钻井液中的固相含量、比重，井内岩粉较多时，可换用高粘无污染钻井液排出岩粉，既能保证孔内安全，又防止了储层污染。 4.定向钻具组合及钻进处理措施 定向井施工中主要分直井段、造斜段、稳斜段，要针对不同地层、不同井深、位移有效地选择好三个井段的钻具组合。实现设计的井身规迹是施工的关键。 4.1直井段钻井技术 直井段的防斜是定向井施工的重要保证，一般要求井斜100m内小于1°。直井段的钻具组合是关系到定向井下部定向造斜段的难易程度。 (1)钻具组合：一开采用塔式钻具组合：Φ311钻头+Φ203钻铤+Φ178钻铤+Φ159钻铤+Φ127钻杆。 二开：Φ215.9钻头 +Φ178钻铤+Φ159钻铤+Φ127钻杆。 (2)钻进参数： 钻压 10～80 kN排量 12 L/s 泵压 0.5～2MPa 钻井液性能： 密度 1.02～1.10g/cm3粘度 21 s (3)见基岩时要轻压慢转，防止井斜。 (4)直井段换径时要吊打，换定向钻具前测井斜。 4.2造斜段钻井技术 造斜段下钻到底后，EMWD仪器无干扰开始定向钻进;施工采用1.5°单弯螺杆，测得实际造斜率为9°/30m，定向过程中采用滑动钻进与复合钻进交替作业，确保狗腿度满足要求。 (1)钻具组合Φ215.9钻头+Φ172(1.5°)螺杆+Φ172MWD定向短节+Φ172无磁*1根+Φ178钻铤*2根+411*4A10+Φ159钻铤*9根+Φ127钻杆 (2)钻进参数：钻压 40～80 kN排量 20～24 L/s 泵压 2～4MPa 钻井液性能：密度 1.02～1.05g/cm3粘度 16 s (3)要调整好钻井液性能，采用三级固控设备控控制固相含量不超标。 (4)及时测量井斜、方位，发现与设计不符，应马上采取措施。 (5)做好泥浆的性能维护，提高防塌性能和携带岩屑的能力，清洁井眼。 4.3稳斜段钻井技术 稳斜段钻具组合在本区可采用以下三种方法，也可以交替作业，确保井斜方位满足要求，三班各钻井参数要保持一致辞，并保证井下安全。 (1)采用螺杆复合稳斜钻进 钻具组合：Φ215.9钻头+Φ172(1.5°)螺杆+Φ172MWD定向短节+Φ172无磁*1根+Φ178钻铤*2根+411*4A10+Φ159钻铤*9根+Φ127钻杆 钻进参数：钻压 40～80 kN排量 20～24 L/s 泵压 3～5 MPa 钻井液性能：密度 1.02～1.05g/cm3粘度 17s (2)采用近钻头扶正器稳斜钻进。 钻具组合：Φ215.9钻头+Φ214扶正器+Φ172MWD定向短节+Φ172无磁*1根+411*4A10+Φ159钻铤*9根+Φ127钻杆 钻进参数：钻压 40～80 kN排量 20～24 L/s 泵压 2～4 MPa 钻井液性能：密度 1.02～1.05g/cm3粘度 17s (3)采用光钻铤钻进。 钻具组合：Φ215.9钻头+Φ172MWD定向短节+Φ172无磁*1根+411*4A10+Φ159钻铤*9根+Φ127钻杆 钻进参数：钻压 80～120 kN排量 20～24 L/s 泵压 2～4 MPa 钻井液性能：密度 1.02～1.05g/cm3粘度 16 s 5.经验与建议 通过对本区FCC-HZ-23D、FCC-HZ-33D、FCC-HZ-11D、FCC-HZ-47D、FCC-HZ-70D井的施工，取得了以下经验： (1)及时测斜、准确计算、跟踪作图是保证井身轨迹的关键。使用MWD能准确掌握井身轨迹的变化情况，使轨迹得到有效的控制。 (2)在钻井过程中，随时观察扭矩、泵压的变化，发现问题及时分析与解决。 (3)勤测泥浆中固相含量的变化，确保固相含量不超标，从而影响螺杆的使用。有条件的话可以上三级固控设备。 (4)采取“转动+滑动”的复合钻进方式，利用无线随钻实时监测，能有效的确保井眼轨迹质量，使施工安全、快速进行;在稳斜过程中采用“转动+滑动”的复合钻进方式，有效降低摩阻和扭矩，降低施工风险。 (5)在定向造斜过程中使实际井斜略超前设计井斜，提前结束造斜段，使实钻稳斜段井斜略小于设计稳斜段井斜，在复合钻中使井斜微增至设计轨迹要求，达到快速、安全目的。参考文献 [1]王明寿.2006.寿阳区块煤层气勘探开发现状、地质特征及前景分析.北京：地质出版社 [2]大港油田.1999.钻井工程技术.北京：石油工业出版社 看了“定向井钻井技术论文”的人还看： 1. 地质钻探技术论文(2) 2. 地质录井方法与技术探讨论文 3. 采油技术发展展望科技论文 4. 超声波检测技术论文 5. 工程定额原理的应用论文
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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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