川深1井超深井钻井提速关键技术

叶金龙; 沈建文; 吴玉君; 杜征鸿; 睢圣; 李林

doi:10.11911/syztjs.2019056

川深1井超深井钻井提速关键技术

1.
中石化石油工程技术服务股份有限公司工程技术部，北京 100020
2.
中石化西南石油工程有限公司钻井工程研究院，四川德阳 618000
3.
中石化西南石油工程有限公司技术发展处，四川成都 610041

基金项目: 国家科技重大专项“优快钻井工具及关键技术应用研究”（编号：2016ZX05038006–004）、中国石化科技攻关项目“川西海相超深水平井安全快速钻井技术研究”(编号：JP18010)资助

详细信息

作者简介:
叶金龙（1966—），男，湖北英山人，1988年毕业于江汉石油学院钻井工程专业，2003年获江汉石油学院油气田开发工程专业硕士学位，高级工程师，主要从事石油工程技术研究及相关管理工作。E-mail：yejl.os@sinopec.com

中图分类号: TE245
计量
- 文章访问数: 3515
- HTML全文浏览量: 1355
- PDF下载量: 216
出版历程
- 收稿日期: 2019-02-26
- 网络出版日期: 2019-04-28
- 刊出日期: 2019-04-30

Key Techniques of Drilling Penetration Rate Improvement in Ultra-Deep Well Chuanshen-1

1.
Engineering Technology Department, Sinpoec Oilfield Service Corp., Beijing, 100020, China
2.
Drilling Engineering Institute, Sinpoec Xinan Oilfield Service Corp., Deyang, Sichuan, 618000, China
3.
Technology Development Department, Sinpoec Xinan Oilfield Service Corp., Chengdu, Sichuan, 610041, China

摘要

摘要:
川深1井储层埋藏超深，陆相难钻地层研磨性强、可钻性差，大尺寸井眼提速困难，深部地层可钻性差、井身质量控制困难。为此，根据川深1井的地层特征，优化应用了一系列钻井提速技术：采用了气体钻井和泡沫钻井技术，以大幅提高机械钻速；采用了抑制泥岩水化膨胀的泡沫钻井液体系，以解决上部大尺寸井眼地层出水、井眼失稳及高效携岩的难题；采取了旋冲钻井技术、“孕镶金刚石钻头＋高速螺杆钻具”复合钻井技术钻进高研磨性地层，以提高钻井时效；采用了预弯曲动力学防斜打快技术，并配套高效PDC钻头和钻井参数优化，钻进深部难钻地层，以提高井身质量。川深1井钻井提速关键技术的应用，确保该井顺利钻至井深8 420 m完钻，创当时亚洲陆上钻井井深最深纪录，平均机械钻速提高至2.11 m/h，钻井周期缩短至475 d，取得了很好的现场应用效果，可为国内类似超深井高效钻井提供借鉴。
- 超深井 /
- 泡沫钻井 /
- 气体钻井 /
- 旋冲钻井 /
- 防斜打快 /
- 川深1井
Abstract:
Reservoirs of Well Chuanshen-1 drilling through can be characterized by large burial depth, strong abrasiveness of the continent strata, poor drillability, slow penetration rate of large diameter boreholes, as well as wellbore quality control. To fully investigate these problems, the following drilling techniques were applied optimally based on the stratigraphic and lithological characteristics of Well Chuanshen-1. The techniques include gas and foam drilling to significantly increase the ROP. Also, it included a newly developed foam system for hydration swelling inhibition of mudstone to effectively solve the problems of water production in the upper large diameter section, and also wellbore instability with insufficient cuttings carrying capacity. In addition, combination of rotary percussion drilling, PDC bit, and high-speed screw techniques greatly improved drilling efficiency in drilling through high-abrasive strata. In addition, the study sought to control the pre-bending dynamic deviation and to optimize drilling parameters using a high-efficiency PDC drill bit. The application results show that drilling techniques of the ultra-deep Well Chuanshen-1 effectively alleviate the drilling difficulties from complex formations. The key technologies for ultra-deep well drilling were formed on the basis of these techniques effectively applied in Well Chuanshen-1, and they solved or alleviated various drilling problems. The average ROP was increased to 2.11 m/h, and the drilling cycle was shortened to 475 days, and achieved favorable field application results. The studies suggest that the effective implementation of this technology can provide technical reference in ultra-deep well drilling in the future.
- ultra-deep well /
- foam drilling /
- gas drilling /
- rotary percussion drilling /
- deviation control rapid drilling /
- Well Chuanshen-1

HTML全文

我国油气对外依存度持续上升，常规油气田进入开发后期，页岩油气等非常规油气资源的重要性日益显著^[1-2]。2022年，中国石油的页岩油产量突破300×10⁴t，页岩油作为油气资源的后起之秀，其规模化开发正加速推进^[3]。作为实现页岩油藏规模效益开发的关键技术，水平井和体积压裂技术受页岩复杂孔隙结构和固液相互作用影响^[4-5]，目前在页岩油渗流机理、压裂液返排规律及产能预测等方面仍面临诸多问题与挑战。

页岩油藏压裂过程中，高压泵注的压裂液使主裂缝和次生裂缝延伸，形成复杂人工裂缝网络；同时，压裂液会通过渗吸作用进入并滞留在基质中，返排过程中少量排出，影响页岩油后续产能^[6-8]。实践表明，不同页岩油藏储层的压裂液返排率与产能差异较大，其返排特征主要受页岩储层中油水两相渗流特性影响，由页岩孔隙结构特征控制。页岩油储层孔隙结构通常具有纳米级孔隙发育、孔径分布范围广的特点，前人基于页岩孔隙内流体流动规律、孔径分布等提出了多种两相相对渗透率计算方法。Wang Jinxun等人^[9]将多孔介质概念化为不同尺寸管道串并联的毛细管模型，考虑孔隙尺寸分布及孔隙形状，推导了储层相渗的经典计算方法。Li Ran等人^[10]综合考虑单孔内两相流动特征和孔隙分形结构，建立了页岩两相相渗计算方法，并分析了孔隙尺寸和结构对相渗特征的影响。Su Yuliang等人^[11]考虑页岩有机和无机孔隙内油水赋存特征，建立了页岩油水两相相渗计算方法。数值模拟是常用的油藏产能评价手段，但体积压裂后的页岩油藏多尺度孔隙和裂缝储渗空间发育^[12-13]，传统双重介质模型、局部网格加密等模拟方法具有计算量大、难以处理复杂结构裂缝等局限，同时，页岩油流动受多种机理影响^[14-17]，数值模拟难度大。

嵌入式离散裂缝模型是将复杂裂缝几何形态直接嵌入正交背景网格中，简化了裂缝的几何剖分过程，极大地降低了计算量和复杂度^[18]。国内外学者综合页岩油渗流机理和嵌入式离散裂缝模型，开展了页岩油井产能模拟分析^[19-20]，但目前尚未实现微观页岩油水相渗计算与宏观页岩油井产能的耦合。因此，笔者结合页岩油藏相渗计算方法、嵌入式离散裂缝模型和油水两相渗流数学模型，提出了考虑页岩孔隙结构作用下油水两相渗流特性的页岩油井产能数值模拟方法，分析了体积压裂后页岩油藏压裂液空间分布特征和油井产能，实现了页岩微观油水两相渗流特性与宏观油井产能的一体化评价。

1. 数学模型及求解

1.1 页岩油藏相渗计算方法

基于毛细管相渗计算模型，结合实际页岩孔隙形状和孔径分布，建立页岩油藏油水两相相渗计算方程。考虑页岩储层中复杂的孔隙形状，采用三角形毛细管模型表征页岩油藏储层。根据三角形毛细管中油水分布状态，单个毛细管中的油水两相流动规律可表示为：

${Q_{\text{o}}} = \frac{{{\text{π}} r_{{\text{eff}}}^4}}{{8{\mu _{\text{o}}}L}}\Delta p$

(1)

${Q_{\text{w}}} = \frac{{\left( {\dfrac{1}{{4G}} -{\text{π}} } \right)r_{\text{d}}^4}}{{\zeta {\mu _{\text{w}}}L}}\Delta p$

(2)

式中：Q_o和Q_w分别为毛细管中油相和水相的流量，m³/s；μ_o和μ_w分别为油相和水相黏度，Pa·s；L为毛细管长度，m；Δp为施加在毛细管上的压差，Pa；ζ为水与孔隙壁面相互作用的无因次阻力系数（用于表征孔隙表面性质对流体流动的影响）；r_eff为毛细管有效油相半径，m；G为三角形毛细管的形状因子；r_d为油水稳定状态下的界面曲率半径，m。

${r_{{\text{eff}}}} = \frac{2}{{\dfrac{1}{{\sqrt {\dfrac{{G{P^2} - \left( {\dfrac{1}{{4G}} - {\text{π}} } \right)r_{\text{d}}^2}}{{\text{π}} }} }} + \dfrac{1}{{{r_{{\text{in}}}}}}}}$

(3)

${r_{\text{d}}} = \frac{P}{{0.5G + \sqrt {\dfrac{{\text{π}} }{G}} }}$

(4)

式中：P为三角形毛细管截面周长，m；r_in为毛细管内切圆半径，m。

结合单个毛细管中油水流动规律和页岩孔径分布，可得页岩储层油水相对渗透率计算公式：

${K_{{\text{ro}},m}} = \frac{{5{\text{π}} \displaystyle\sum\limits_{k = 1}^m {{f_k}r_{{\text{eff}},k}^4} }}{{6\displaystyle\sum\limits_{k = 1}^{{n}} {{f_k}r_{{\text{in}},k}^2{A_k}} }}$

(5)

${K_{{\text{rw}},m}} = \frac{{20\displaystyle\sum\limits_{k = 1}^m {{f_k}\left( {\dfrac{1}{{4G}} - {\text{π}} } \right)r_{{\text{d}},k}^4} }}{{3\beta \displaystyle\sum\limits_{k = 1}^{{n}} {{f_k}r_{{\text{in}},k}^2{A_k}} }} + \frac{{\displaystyle\sum\limits_{k = m + 1}^{{n}} {{f_k}r_{{\text{in}},k}^2{A_k}} }}{{\displaystyle\sum\limits_{k = 1}^{{n}} {{f_k}r_{{\text{in}},k}^2{A_k}} }}$

(6)

${S_{{\text{w}},m}} = \frac{{\displaystyle\sum\limits_{k = 1}^m {{f_k}\left( {\dfrac{1}{{4G}} - {\text{π}} } \right)r_{{\text{d}},k}^2} + \dfrac{1}{{4G}}\displaystyle\sum\limits_{k = m + 1}^{{n}} {{f_k}r_{{\text{in}},k}^2} }}{{\displaystyle\sum\limits_{k = 1}^{{n}} {{f_k}{A_k}} }}$

(7)

式中：n为不同尺寸孔隙总数，其中，1～m为中心含水的孔隙尺寸数量，m+1～n为边缘含水的孔隙尺寸数量；A_k为第k个尺寸的毛细管截面积，m²；f _k为第k个尺寸的毛细管所占比例。

因此，已知页岩储层的孔径分布后，便可根据式（5）—式（7）计算出页岩油水相对渗透率

1.2 页岩油藏油水两相渗流数学模型

考虑页岩油藏中的油水两相渗流过程，其基质和裂缝中油水两相流体质量守恒关系可统一表达为连续性方程。

$\frac{\partial }{{\partial t}}\left( {\phi {\rho _\beta }{S_\beta }} \right) = - \nabla \cdot \left( {{\rho _\beta }{{\boldsymbol{v}}_\beta }} \right) + {q_\beta }$

(8)

式中：β为o或w，代表油相或水相；ϕ为孔隙度；ρ_β为β相流体的密度，kg/m³；S_β为β相流体饱和度；q_β为β相流体的源汇项，kg/(m³·s)；v_β为β相流体的渗流速度，m/s。

考虑页岩中流体流动的最小启动压力梯度效应，用非线性渗流模型描述基质中油水两相流动^[21]。裂缝中通常不存在启动压力梯度效应，因此采用常规达西定律描述裂缝内的油水两相流动过程：

${{\boldsymbol{v}}_\beta } = - \frac{{K{K_{{\text{r}}\beta }}}}{{{\mu _\beta }}}\nabla {\psi _\beta }\left( {1 - \frac{{\text{1}}}{{a + b\left| {\nabla {\psi _\beta }} \right|}}} \right)$

(9)

$\psi_\beta=p_\beta-\rho_\beta \mathrm{g} h$

(10)

式中：K为绝对渗透率，m²；K_rβ为β相流体的相对渗透率；b为拟启动压力梯度的倒数，(Pa/m)⁻¹；a为非线性渗流凹形曲线段的影响因子；ψ_β 为β相流体的流动势，Pa；p_β为β相流体压力，Pa；h为深度，m。

1.3 页岩油藏渗流模型求解方法

为了高效求解页岩油藏油水两相流体流动，基于嵌入式离散裂缝模型对体积压裂后页岩油藏中复杂裂缝进行几何离散和网格剖分（见图1）。对于给定的体积压裂页岩油藏模型，采用结构化网格对基质区域进行剖分，将水力压裂缝和天然裂缝网络嵌入至剖分后的结构化网格中，利用结构化网格边界切割裂缝网络，形成离散裂缝网格单元，综合形成页岩油藏数值模拟的网格单元系统。

图 1 嵌入式离散裂缝模型示意

Figure 1. Embedded discrete fracture model

下载: 全尺寸图片幻灯片

基于网格单元系统，采用有限体积法对油水两相渗流模型进行数值离散，并推导得到离散方程的残差形式：

$\begin{split} R_{\beta ,i}^{t + 1} = &\sum\limits_{j \in {\eta _i}} {\left[ {\left( {{\rho _\beta }{\lambda _\beta }} \right)_{ij + \frac{1}{2}}^{t + 1}T_{ij}^{t + 1}\left( {\psi _{\beta j}^{t + 1} - \psi _{\beta i}^{t + 1}} \right)\left( {1 - \gamma _{ij}^{t + 1}} \right)} \right]} + \\ &\left( {V{q_\beta }} \right)_i^{t + 1} - \frac{{\left( {V\phi {\rho _\beta }{S_\beta }} \right)_i^{t + 1} - \left( {V\phi {\rho _\beta }{S_\beta }} \right)_i^t}}{{\Delta t}} \end{split}$

(11)

式中： $ij+\dfrac{1}{2}$ 表示单元i和j界面上的加权平均；R_β,i为单元i中β相连续性方程的残差，kg/s；η_i为单元i的邻近单元集合；t+1为当前时间步；t为上一时间步；Δt为当前时间步长，s；V为单元体积，m³；λ为流度，定义为λ= K_r /μ，(Pa·s)⁻¹；T_ij为单元i和j间的传导率，可分为基质和裂缝不同介质单元组合间的传导率^[22-23]；γ_ij为启动压力梯度引起的附加阻力系数。

${\gamma _{ij}} = \frac{1}{{a + \dfrac{{b\left| {\psi _{\beta j}^{t + 1} - \psi _{\beta i}^{t + 1}} \right|}}{{{d_{ij}}}}}}$

(12)

式中：d_ij为单元i和j间的距离，m。

采用牛顿-拉夫森方法求解离散的残差方程。

$\sum\limits_c {\frac{{\partial R_{\beta ,i}^{t + 1}\left( {{\boldsymbol{x}}_k^{t + 1}} \right)}}{{\partial {x_c}}}} \delta {x_{c,k + 1}} = - R_{\beta ,i}^{t + 1}\left( {{\boldsymbol{x}}_k^{t + 1}} \right)$

(13)

${\boldsymbol{x}}_{k + 1}^{t + 1} = {\boldsymbol{x}}_k^{t + 1} + {\mathbf{\delta }}{{\boldsymbol{x}}_{k + 1}}$

(14)

式中：k为迭代层次；c为主变量向量元素；x为主变量向量，选取油相压力和含水饱和度为主变量。

在每个时间步中，采用上述求解格式进行迭代计算，并更新主变量至残差向量的范数小于设定的允许误差，进入下一个时间步进行计算。

2. 页岩油藏压裂液分布及产能模拟分析

2.1 页岩油藏油水相对渗透率计算

选取单峰型孔径分布和双峰型孔径分布2种典型孔径分布页岩（见图2），在孔隙形状参数相同的基础上，采用页岩油藏相渗计算方法计算油水相对渗透率，结果见图3。由图3可知，相比于单峰型孔径分布，双峰型孔径分布的孔隙尺寸更大，油相的流动能力更强。因此，双峰型孔径分布的页岩储层油相相对渗透率更大，水相相对渗透率更小。

图 2 两种典型页岩孔径分布概率曲线

Figure 2. Two typical probability curves for shale pore size distribution

下载: 全尺寸图片幻灯片

图 3 两种孔径分布计算的油水两相相渗曲线

Figure 3. Oil-water two-phase relative permeability curves calculated with two pore size distributions

下载: 全尺寸图片幻灯片

2.2 页岩油藏压裂液分布特征分析

为分析压裂过程中压裂液的分布特征，基于胜利油田某页岩油井地质及压裂设计资料，结合嵌入式离散裂缝模型，建立体积压裂页岩油藏模型（见图4）。该页岩油藏基质孔隙度7.0%，渗透率0.5 μD；水力裂缝开度为4 mm，渗透率为5 D；天然裂缝开度为0.3 mm，渗透率0.1 D；初始油藏压力40 MPa，初始含水饱和度为0.05，油相和水相的黏度分别为0.40和0.25 mPa∙s，压裂液注入量为1.0×10⁴ m³，压裂后闷井时间为30 d，油水相对渗透率曲线采用图3中单峰型孔径分布的计算结果。注入压裂液后的页岩油藏基质、裂缝中的压力和含水饱和度分布模拟结果如图5所示，压裂结束闷井30 d后的基质、裂缝中的压力和含水饱和度分布则如图6所示。

图 4 体积压裂页岩油藏模型

Figure 4. Shale oil reservoir model by volume fracturing

下载: 全尺寸图片幻灯片

图 5 压裂结束时页岩油藏压力和含水饱和度分布模拟结果

Figure 5. Simulation results of pressure and water saturation distribution in shale oil reservoir after fracturing

下载: 全尺寸图片幻灯片

图 6 闷井30 d后页岩油藏压力和含水饱和度分布模拟结果

Figure 6. Simulation results of pressure and water saturation distribution in shale oil reservoir after 30 days of shut-in

下载: 全尺寸图片幻灯片

从图5和图6可以看出，压裂液主要进入压裂缝及其周边天然裂缝和基质中，引起近水力裂缝周边区域压力升高，该区域裂缝内含水饱和度显著上升，近水力裂缝基质内含水饱和度有所提升。进入闷井阶段后，裂缝和基质中的压力逐渐向周围区域耗散，近水力裂缝高压区域内的压力逐渐降低。同时，裂缝内的压裂液在毛细管力作用下渗吸进入基质，裂缝内含水饱和度降低，对基质中的原油产生一定的渗吸置换作用。

2.3 页岩油藏压后产能分析

在压裂液注入和闷井的模拟结果基础上，开展页岩油藏压后产能数值模拟，对页岩油藏衰竭开发动用范围和产油量进行评价。衰竭开发1 000 d后的储层基质和裂缝中的压力和含油饱和度分布如图7所示。经体积压裂后的页岩油藏裂缝网络发育，衰竭开发过程中油藏动用程度高，天然裂缝发育范围内基本可以动用开发。此外，衰竭开发后裂缝内含水量低，但基质内的含水饱和度分布与生产前差异不大，其原因在于压裂液在毛管力作用下滞留在基质中，生产压差难以克服毛管阻力，这也解释了实际页岩储层压裂后压裂液返排率低的现象。页岩油藏生产1 000 d的日产油量和累计产油量曲线如图8所示。体积压裂页岩油藏衰竭开发产量递减速度快，经1 000 d开发后油井累计产油量可达61 145 m³。此外，开发过程中累计产水量为3 335 m³，忽略地层水产出，计算得出压裂液反排率为33%，与现场实际基本符合。由此可见，受页岩油水两相渗流特性及毛管力作用影响，页岩储层压裂后压裂液返排率较低，但体积压裂后的页岩油藏动用程度较好。

图 7 生产1 000 d后页岩油藏压力和含水饱和度分布模拟结果

Figure 7. Simulation results of pressure and water saturation distribution in shale oil reservoir after 1000 days of production

下载: 全尺寸图片幻灯片

图 8 生产 1 000 d后页岩油藏日产油量和累积产油量曲线

Figure 8. Daily oil production and cumulative oil production curves of shale oil reservoir after 1000 days of production

下载: 全尺寸图片幻灯片

3. 结　论

1）考虑页岩孔隙结构作用下油水两相渗流特性，压裂页岩油藏产能数值模拟方法可实现页岩油藏油水相对渗透率、压裂液分布和返排以及油井产能的全流程评价。

2）基于页岩储层孔径分布以及孔隙结构参数，采用毛细管模型可得到页岩油藏油水相对渗透率，不同页岩孔径分布下油水相对渗透率存在较大差异。

3）压裂液主要分布于压裂缝及其周边的天然裂缝和基质中，闷井阶段进入周边基质，基质毛管阻力作用导致压裂液返排率较低，但体积压裂后的页岩油藏动用范围和程度较好。

图 1 川深1井实钻井身结构

Figure 1. Casing program of Well Chuanshen-1

下载: 全尺寸图片幻灯片

图 2 孕镶金刚石钻头示意

Figure 2. Schematic diagram of the PDC bit

下载: 全尺寸图片幻灯片

图 3 稳定器位置与钻头侧向力关系曲线

Figure 3. The relationship curve between the position of centralizer and bit lateral force

下载: 全尺寸图片幻灯片

图 4 钻压与钻头侧向力的关系曲线

Figure 4. The relationship curve between the WOB and bit lateral force

下载: 全尺寸图片幻灯片

表 1 川深1井所在区块岩心试验结果

Table 1 Core test results of the block of Well Chuanshen-1

地层	井深/m	岩性	可钻性级值		抗压强度/ MPa	抗拉强度/ MPa
地层	井深/m	岩性	牙轮钻头	PDC 钻头	抗压强度/ MPa	抗拉强度/ MPa
侏罗系	2 818.00	长石砂岩	5.13	3.60	135	4.3
三叠系	4 079.00	岩屑砂岩	7.59	6.83	190	9.1
二叠系	6 787.00	硅质灰岩	8.19	7.98	250	9.8
志留— 奥陶系	7 230.00	泥质灰岩	5.15	4.22	120	5.4
寒武系	8 422.00	白云岩	7.84	7.89	265	9.5

下载: 导出CSV

表 2 川深1井气体钻井参数设计

Table 2 Parameters design of gas drilling in Well Chuanshen–1

井段/m	钻头外径/mm	注气量/（m³·min^–1）	注气压力/MPa	钻压/kN	转速/（r·min^–1）
910.00～2 100.00	444.5	160～175	1.5～2.0	80～140	60～70
2 100.00～2 318.10	444.5	175～210	2.0～3.0	140～180	60～70

下载: 导出CSV

表 3 预弯曲动力学防斜打快技术钻井技术指标

Table 3 Technical indicators of the pre-bending dynamics deviation control

开次	井眼/mm	钻头型号	钻进地层	钻进井段/m	进尺/m	机械钻速/（m·h^–1）
三开	320.7	KM1652ADGR	雷口坡组—嘉陵江组	4 548.86～5 295.50	746.64	4.17
三开	320.7	KS1952DGR	嘉陵江组	5 295.50～5 782.25	486.75	3.79
三开	320.7	KM1652ADGR	嘉陵江组—长兴组	5 782.25～6 248.50	466.25	4.20
四开	241.3	KS1653DGR	栖霞组—洗象池群组	6 885.00～7 359.11	474.11	4.09

下载: 导出CSV

参考文献(17)

[1]	郭建春,苟波,王坤杰,等. 川西下二叠统超深气井网络裂缝酸化优化设计[J]. 天然气工业, 2017(6): 34–41. GUO Jianchun, GOU Bo, WANG Kunjie, et al. An optimal design of network-fracture acidification for ultra-deep gas wells in the Lower Permian strata of the Western Sichuan Basin[J]. Natural Gas Industry, 2017(6): 34–41.
[2]	HUANG Xianbin, SUN Jinsheng, LYU Kaihe, et al. Application of core-shell structural acrylic resin/nano-SiO₂ composite in water based drilling fluid to plug shale pores[J]. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 2018, 55: 418–425. doi: 10.1016/j.jngse.2018.05.023
[3]	陈明, 黄志远, 马庆涛, 等. 马深1井钻井工程设计与施工[J]. 石油钻探技术, 2017, 45(4): 15–20. CHEN Ming, HUANG Zhiyuan, MA Qingtao, et al. Design and drilling of Well Mashen 1[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2017, 45(4): 15–20.
[4]	张金成, 张东清, 张新军. 元坝地区超深井钻井提速难点与技术对策[J]. 石油钻探技术, 2011, 39(6): 6–10. doi: 10.3969/j.issn.1001-0890.2011.06.002 ZHANG Jincheng, ZHANG Dongqing, ZHANG Xinjun. Difficulties of improving rate of penetration and its technical solutions in Yuanba Area[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2011, 39(6): 6–10. doi: 10.3969/j.issn.1001-0890.2011.06.002
[5]	闫光庆, 张金成. 中国石化超深井钻井技术现状与发展建议[J]. 石油钻探技术, 2013, 41(2): 1–6. doi: 10.3969/j.issn.1001-0890.2013.02.001 YAN Guangqing, ZHANG Jincheng. Status and proposal of the Sinopec ultra-deep drilling technology[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2013, 41(2): 1–6. doi: 10.3969/j.issn.1001-0890.2013.02.001
[6]	于文平. 我国深井钻井技术发展的难点及对策[J]. 中外能源, 2010, 15(9): 52–55. YU Wenping. Difficulty and countermeasures for the advance of the deep well drilling technology in China[J]. Sino-Global Energy, 2010, 15(9): 52–55.
[7]	杨博仲, 汪瑶, 叶小科. 川西地区复杂超深井钻井技术[J]. 钻采工艺, 2018, 41(4): 27–30. doi: 10.3969/J.ISSN.1006-768X.2018.04.09 YANG Bozhong, WANG Yao, YE Xiaoke. Drilling technology for complex ultradeep wells at west of Sichuan Area[J]. Drilling & Production Technology, 2018, 41(4): 27–30. doi: 10.3969/J.ISSN.1006-768X.2018.04.09
[8]	汪海阁, 葛云华, 石林. 深井超深井钻完井技术现状、挑战和" 十三五”发展方向[J]. 天然气工业, 2017, 37(4): 1–8. WANG Haige, GE Yunhua, SHI Lin. Technologies in deep and ultra-deep well drilling: present status, challenges and future trend in the 13^th Five-Year Plan period (2016–2020)[J]. Natural Gas Industry, 2017, 37(4): 1–8.
[9]	王文刚, 王萍, 杨景利. 充气泡沫钻井液在元坝地区陆相地层的应用[J]. 石油钻探技术, 2010, 38(4): 45–48. WANG Wengang, WANG Ping, YANG Jingli. Application of aerated drilling fluid in terrestrial formation in Yuanba Block[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2010, 38(4): 45–48.
[10]	赵志国, 白彬珍, 何世明, 等. 顺北油田超深井优快钻井技术[J]. 石油钻探技术, 2017, 45(6): 8–13. ZHAO Zhiguo, BAI Binzhen, HE Shiming, et al. Optimization of fast drilling technology for ultra-deep wells in the Shunbei Oilfield[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2017, 45(6): 8–13.
[11]	曹品鲁, 马文英, 张兆国, 等. 可循环空气泡沫钻井技术在元坝10井的应用[J]. 石油钻探技术, 2011, 39(5): 49–52. doi: 10.3969/j.issn.1001-0890.2011.05.011 CAO Pinlu, MA Wenying, ZhANG Zhaoguo, et al. Application of recycling air-foam drilling technology in Well Yuanba-10[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2011, 39(5): 49–52. doi: 10.3969/j.issn.1001-0890.2011.05.011
[12]	索忠伟, 王甲昌, 张海平, 等. 旋冲钻井在塔河工区超深井段的应用[J]. 石油钻采工艺, 2013, 35(4): 44–46. doi: 10.3969/j.issn.1000-7393.2013.04.010 SUO Zhongwei, WANG Jiachang, ZHANG Haiping, et al. Application of rotary percussion drilling on the super deep section in Tahe Field[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2013, 35(4): 44–46. doi: 10.3969/j.issn.1000-7393.2013.04.010
[13]	POWELL S W, HERRINGTON D, BOTTON B, et al. Fluid hammer increases PDC performance through axial and torsional energy at the bit[R]. SPE 166433, 2013.
[14]	祝效华, 刘伟吉. 旋冲钻井技术的破岩及提速机理[J]. 石油学报, 2018, 39(2): 216–222. ZHU Xiaohua, LIU Weiji. Rock breaking and ROP rising mechanism of rotary-percussive drilling technology[J]. Acta Petrolei Sinica, 2018, 39(2): 216–222.
[15]	雷鹏, 倪红坚, 王瑞和, 等. 自激振荡式旋冲工具在深井超深井中的试验应用[J]. 石油钻探技术, 2013, 41(6): 40–43. doi: 10.3969/j.issn.1001-0890.2013.06.008 LEI Peng, NI Hongjian, WANG Ruihe, et al. Field test of self-excited vibration rotary percussion drilling tool in deep and ultra-deep wells[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2013, 41(6): 40–43. doi: 10.3969/j.issn.1001-0890.2013.06.008
[16]	狄勤丰, 朱卫平, 姚建林, 等. 预弯曲动力学防斜打快钻具组合动力学模型[J]. 石油学报, 2007, 28(6): 118–121. doi: 10.3321/j.issn:0253-2697.2007.06.024 DI Qinfeng, ZHU Weiping, YAO Jianlin, et al. Dynamic model of bottom hole assembly used in pre-bending dynamic vertical and fast drilling technology[J]. Acta Petrolei Sinica, 2007, 28(6): 118–121. doi: 10.3321/j.issn:0253-2697.2007.06.024
[17]	王成岭, 李作宾, 蒋金宝, 等. 塔河油田12区超深井快速钻井技术[J]. 石油钻探技术, 2010, 38(3): 17–21. doi: 10.3969/j.issn.1001-0890.2010.03.004 WANG Chengling, LI Zuobin, JIANG Jinbao, et al. Fast drilling technology on ultra-deep wells in Block-12, Tahe Oilfield[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2010, 38(3): 17–21. doi: 10.3969/j.issn.1001-0890.2010.03.004

施引文献(5)

期刊类型引用(2)

1.	郝世俊，褚志伟，李泉新，方俊，陈龙，刘建林. 煤矿井下近钻头随钻测量技术研究现状和发展趋势. 煤田地质与勘探. 2023(09): 10-19 . 百度学术
2.	郑奕挺，宋红喜. 近钻头伽马响应特征及实验分析. 科学技术与工程. 2022(10): 3932-3940 . 百度学术