井眼缩径分析与预防对策论文.docx
《井眼缩径分析与预防对策论文.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《井眼缩径分析与预防对策论文.docx（21页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。
井眼缩径分析与预防对策论文
井眼缩径分析与预防对策
川东地区经过多年的油气勘探，井越钻越深，油气构造也越来越复杂。
在钻探作业的起下钻过程中，因已钻井眼缩小造成的遇阻、遇卡情况时有发生，如处理不当可能造成埋钻具或大段井眼报废等重大经济损失。
因此，分析产生井眼缩径的原因，找出适当的预防及处理缩径的对策，是现有技术条件和装备情况下，降低钻井成本、提高钻探成功率的主要内容。
1井眼缩径的主要因素
1.1地层岩性引起的缩径
川东地区的主要油气层岩性碳酸盐岩，但要钻遇的页岩、泥岩、膏盐岩是主要的缩径岩层段。
井眼在钻井液的循环和浸泡下因水化分散和吸水膨胀造成井径缩小，岩屑分散混在钻井液中难以清除，部分小颗粒的钻屑逐渐粘附在井壁上形成较厚滤饼，使已钻出的井眼小于原井眼。
沙溪庙、自流井、龙潭组等层段的泥、页岩、砂岩极易发生井眼缩径现象。
1.2地质构造应力及断层引起的缩径
地层倾角大的地层钻出新井眼后，因构造受地质应力作用使地层在侧压力的作用下产生层间的蠕动或位移，发生塑性变形，使原井眼出现位移后形成不规则的小井眼，严重时将造成井壁的垮塌。
在自流井、龙潭、梁山组地层易出现这类缩径现象。
1.3液柱压力对低压地层造成的缩径
川东地区碳酸盐岩所形成的产层多，同一构造内纵向油气水层压力系数变化悬殊，即使在同构造的同一地层压力系数也不相同。
如洋渡溪构造的嘉二2层在1#井压力系数为1.34，2#井为1.75，3#井的压力系数为2.32。
但在钻井过程中，为平衡地层流体，钻井液密度的选择决定了在井眼内所形成的液柱压力。
井眼内液柱压力低，平衡不了高压地层压力；而高液柱压力在低压层或渗透性强的地层将造成漏失或钻井液的大量失水，易形成厚滤饼使井眼缩径。
1.4钻井液性能及质量引起的缩径
由于川东地区地质构造复杂，在同一裸眼钻井作业中，钻井液性能对井眼缩径也会带来一定影响。
1）钻井液密度因密度是按所钻地层及套管封隔层段的最高地层压力确定的，钻井液密度高将导致该段失水增大，由于高密度形成的高固相含量使滤饼增厚造成井眼缩径。
2）钻井液矿化度低钻井液的矿化度低于地层水的矿化度，则易渗透进入粘土晶胞层面间，产生渗透水化膨胀。
失水越大，进入泥、页岩的钻井液滤液就越多，泥、页岩水化膨胀使缩径越严重。
3）钻井液滤液的性质滤液中若含有较多的Na+、OH-或C032-等，可与粘土表面产生物理、化学或离子交换吸附，导致粘土表面所带负电荷增多，水化能力增强，使泥、页岩水化膨胀产生缩径。
1.5不当的工艺措施造成缩径
1）技术工艺不当钻进中所加钻压不均匀或定点转动钻头使井壁形成台阶和不规则的井眼，使用过大的排量钻进或定点较长时间的循环使冲蚀的井壁失稳，或过小的钻井排量因环空返速低不能有效地把岩屑带出地面，使井内垮塌物或岩屑下沉在井眼台肩或不规则处堆积形成砂桥造成井眼缩小。
2）为了短期利益盲目使用清水或无固相钻进，或工作图方便向钻井液内冲入大量地面水，起钻未及时灌足钻井液等，忽视了对井壁失稳的保护。
特别是在泥、页岩、膏盐岩层段造成吸水后产生水敏效应而膨胀，使井眼缩小，甚至造成井壁垮塌。
3）钻井液性能大幅度变化如钻遇漏层后向井内补充大量新钻井液，又如钻遇高于钻井液液柱压力的地层后大幅度加重或由地面泵入新的压井液，或平时对钻井液的维护处理时加入处理剂过多、过快等，均会造成井内钻井液性能的大幅度变化，使井壁失稳、滤饼增厚质量变劣,形成井眼缩小。
2防止井眼缩径的技术对策
造成井眼缩径的因素和情况各不同，故应根据井下的具体情况要有针对性的措施去预防或处理。
2.1分析地质特征优化设计方案
在设计井位前加强对地质情况的前期调查，对地层倾角大的井位可进行移动地面井位，利用地层的自然造斜钻中靶井，或用定向钻井工艺来避开因地层因素所造成的井眼缩径。
如月2井、天东22井、天东53井、七里24井等井，都成功的利用地层自然造斜或定向井工艺取得了理想的效果。
对于岩层破碎、压力梯度变化异常的复杂地层段，可在井身结构上改变或考虑增加一级套管，同时加深表层套管的下入深度来有效地封隔复杂地层段。
2.2合适的液柱压力及近平衡压力钻进
为避免泥、页岩的井眼缩径，除控制钻井液的滤失量和提高钻井液的矿化度外，并适当提高井眼内的液柱压力，增强对地层所产生的侧压力，以阻止岩层塑性变形而造成的井眼缩径，这对地层倾角大及岩层较破碎的层段效果都比较好。
如月东3井、双盐1井、洋渡3井在实钻中泥、页岩缩径发生阻卡甚至造成井下垮塌，在适当提高钻井液密度后井下恢复了正常。
对低压层或高渗透性地层在高液柱压力下钻井液失水使滤饼增厚形成小眼井，可适当降低井内液柱压力减小压差，防止因压力差造成的井眼缩径。
如七里43井的近平衡钻井和洋渡3井的欠平衡钻井都取得了理想的效果。
选择合适的钻井液密度应考虑以下3点：
①以地质设计和邻井资料分析确定裸眼井段的最高地层压力为前提。
②提高井内液柱压力应做到井下不漏，降低液柱压力应使井下不喷不垮塌为条件。
③提高或降低井内液柱压力应以井下能安全进行各种作业为目的。
2.3选择不同的钻井液体系保持稳定良好的钻井液性能
据所钻进地层情况，选择不同的钻井液类型，既能增效节资，又能有效地控制井眼的缩小。
地层倾角不大的井，上部井段可选用聚合物低固相钻井液，含量控制在1000mg/L～1500mg/L，中压失水小于8mL；对中上部井段可选用钾钙沥青质钻井液，钾离子含量大于1800mg/L、钙离子含量大于200mg/L、沥青质加量为2%-3%，中压失水小于6mL；对中、下部井段可选用抗温能力和润滑性能好的聚磺沥青质钻井液。
对钻井液要维持稳定和良好的性能，重点控制钻井液滤失量，提高钻井液矿化度，加入适量润滑剂使井壁形成薄而坚韧光滑的滤饼来降低滤饼的摩阻和粘附力。
严禁向钻井液内冲入大量清水，使钻井液性能恶化造成井壁失稳。
坚持使用离心除砂器、除泥器，及时清除钻井液中的劣质固相，把固相含量控制在10%以内，减少劣质颗粒在井壁上的粘附，避免井壁滤饼增厚而形成小眼井。
2.4使用先进的钻井工艺加快钻井速度
2.4.1采用合适的下部钻具结构
入井满眼钻具结构能有效地控制井身质量和井眼轨迹，并且稳定器能起到刮掉井壁滤饼和压实井壁滤饼的作用，形成薄而坚韧光滑的滤饼。
对易吸水膨胀使井眼缩小及破碎、易垮塌的地层应简化钻具结构，或在钻柱上安装随钻井眼扩大器，以利在钻井中对可能发生井眼缩小的井段进行钻进和扩眼同时进行。
并可对入井钻具安装倒划眼工具，对起钻在小井眼段遇阻卡可进行倒划眼来扩大井径的作业。
有条件的可配置随钻震击器，以便在井眼缩径处遇阻卡时进行解卡作业。
2.4.2定进尺划眼并强化短程起下钻
在易塑性变形造成井径缩小的地层钻进，可采用每钻进1m上提钻具慢速划眼一次，把因塑性变形使井径缩小的那部分岩屑切削掉来保证所钻井眼直径。
并强化每钻进1根单根后应上提下放1—2根单根长度来回拉井壁几次，如无阻卡再继续钻进。
在龙潭组和梁山组地层使用此方法均收到理想效果。
2.4.3良好的井身质量和加快钻井速度
做到由开钻至500m井段，应控制好井斜角和方位的变化，保持上部井段钻直，对中、下部井段避免小钻压吊打，控制过小的井斜角或随意加大钻压钻进，应以满足设计的井身质量来控制井眼轨迹。
为缩短钻井周期，应采用先进的钻井工艺技术，如高压喷射钻井、井下动力钻具、高效能钻头等来加快钻井速度。
2.5加强和完善现场作业方式及技术管理
1）加强生产技术培训和教育，提高作业人员的技术素质、安全意识和在异常情况下的应变及处理能力。
2）严格执行钻井设计，限制用清水或无固相钻井液的钻井时间，对泥、页岩层段清水浸泡时间控制在7-10天，避免因长时间浸泡而导致井壁吸水膨胀形成的缩径和可能造成井壁垮塌等严重后果。
3）对缩径井段或可能缩径井段应定时仔细扩、划眼，避免定点循环，并控制起下钻速度，防止缩径井段造成阻卡。
3结论
由于造成井眼缩径的因素各不相同，因此，对处理时的工艺技术措施应仔细分析，制定出有针对性的技术对策。
应以预防为基础，事前拟定出周密的预防措施，有效指导钻井作业，把握有利时机，改进处理工艺，以多种途径提高预防处理成功率，以保障钻井安全。
直井防斜钻具组合技术综述
在石油及天然气钻井过程中，影响井斜的因素是多方面的，钻具组合及其操作技术对控制井斜起着至关重要的作用。
随着钻具组合技术的发展，控制井斜的技术水平和能力也不断提高。
文章对旋转钻井过程中，国内外一些具有代表性的直井防斜钻具组合，尤其是对国内近几年的最新防斜钻具结构做了概要论述，并对这些防斜钻具的优缺点进行了对比分析。
同时还简要介绍了国外最先进的井斜控制闭环系统及应用情况。
旨在为钻井界科技人员提供此方面的技术信息，以便在实际钻井中加以利用和选择。
主题词：
直井；防斜装置；钻具组合；技术；综述
钻井理论和工程实践表明，影响井斜的因素主要有地质条件、下部钻具组合和操作技术。
地质因素（地层倾角等）对井斜的影响是客观的不可控制因素，而防斜钻具组合和操作技术则是主观的、可控制因素。
因此，随着钻井工艺理论和实践应用的不断发展，直井防斜钻具组合技术方面取得了长足的进步。
为了便于钻井工程技术人员在钻井施工中合理选择和应用，本文将对国内外先进的防斜钻具组合和操作技术做一概述。
1钟摆防斜钻具
1.1力学理论基础
钟摆钻具是早期钻柱力学研究的产物。
50年代初，A.Lubinski在研究光钻铤受钻压作用下的弯曲问题时，建立了竖直井内钻柱弯曲的微分方程，并根据边界条件，确定了一次、二次及更高次弯曲的临界钻压。
后来Lubinski和H.B.Woods等人通过对现场调查和试验，放弃了井眼完全竖直的假设，认为实际的井眼都是倾斜的。
钻柱某点将和井壁接触，称为上切点。
未加钻压时，作用在钻头处侧向力只是钻头与上切点之间钻铤重量的横向分量，这个力称作钟摆力，使井眼趋于垂直；当施加钻压时，将在钻头处产生另一侧向力，此力使井眼偏离原来的方向。
这二个力的合力决定了钻进方向。
这就是钟摆钻具理论的基础。
此后有关钟摆钻具的研究都是在此基础上进一步完善和发展的。
1.2工作原理
钟摆钻具是利用斜井内钻柱切点以下钻铤重量的横向分力把钻头压向井眼下方，以逐渐达到减小井斜的效果。
这个横向分力的作用犹如钟摆一样，故称之为钟摆力。
增加钟摆力的一个办法是尽可能使用较大尺寸的钻铤，这样钻铤不容易被压弯，切点位置相对较高，利于减斜。
另一个办法是在此切点略高的位置上安装稳定器，以提高切点位置，增大减斜力。
同时，也能减小钻头外侧倾角（指产生增斜效果的钻头倾角）。
1.3设计要点和操作要求
钟摆钻具在直井内无防斜作用，但在井斜发生时却有纠斜作用。
钟摆钻具使用的成功与否和钻压有直接关系。
稳定器的安放位置是根据钻压确定的，超过这个钻压后，稳定器以下的钻柱就会与井壁形成新的切点，导致钟摆钻具失效，所以操作中应严格控制钻压。
同满眼钻具相比，钟摆钻具只能使用较小的钻压。
1.4适用范围
钟摆钻具是国内外石油钻井应用最为广泛的一种钻具结构，一般可用于普通地区钻井和井斜产生后的纠斜。
2满眼防斜钻具
2.1力学理论基础
60年代以Hoch为代表的一批学者，把下部钻柱看成是纵横弯曲梁，以此为依据提出了双稳定器防斜钻具的理论，这是以后满眼钻具发展的基础。
60年代广泛使用了满眼钻具，随后又出现了在钻头上增加一个近钻头稳定器的满眼钻具组合。
Hoch在钻柱力学分析中有以下缺点：
①把钻头与上稳定器简化，而且认为上稳定器处弯矩为零，这与实际情况相差甚远；②对作用在钻柱模型上的力采用了线性迭加原理，这在轴向力（钻压）较大情况下是不合适的。
为此，西南石油学院的稳定器小组和杨勋尧曾对Hoch的理论进行了讨论和修正。
杨勋尧还根据不同的井眼条件给出了满眼钻具组合的设计方法和稳定器安放位置的计算方法。
2.2工作原理
满眼钻具的防斜原理有二点：
①能产生较小的钻头倾角（相对于钟摆钻具而言）；②利用三点（三个稳定器）直线性来保证井眼的直线性和限制钻头的横向移动。
2.3设计要点和操作方法
满眼钻具的设计要求主要有三点：
①保证下部钻铤有尽可能大的刚度；②保证稳定器之间具有合适的长度；③保证稳定器与井眼之间的间隙尽可能小。
满眼钻具能承受较大钻压（相对于钟摆钻具），因而能获得较高的机械钻速。
但满眼钻具在发生井斜后其纠斜效果不如钟摆钻具，此时需要起下钻换钟摆钻具纠斜。
2.4适用范围
满眼钻具适用于不易斜或较为易斜的地区（层）。
满眼钻具是在石油及天然气钻井应用最为广泛的钻具组合之一。
3柔性防斜钻具组合
目前国内外有报道的柔性防斜钻具组合有多种形式。
但主要可以归纳为二大类，钻杆柔性防斜钻具组合和柔性接头防斜钻具组合。
3.1钻杆柔性防斜钻具
很多文献都介绍了钻杆柔性防斜钻具，且都具有类似的组合形式，即在下部钻柱中的第一稳定器以上加一根钻杆。
所不同的是，一些文献介绍的钻杆柔性防斜钻具组合中第一稳定器与钻头之间用一定长度的钻铤连接，因而也称为柔性钟摆钻具。
而有的文献介绍将第一稳定器和钻头直接连接。
1）力学理论基础无论何种形式的柔性钻杆防斜钻具组合，其工作原理都十分相近。
根据钻柱受力平衡条件可得出钻头的侧向力与第一稳定器处内弯矩之间的定量关系式（还包括钻压、钻铤自重、长度、钻头倾角等物理量的影响）。
即：
第一稳定器处内弯矩不同对钻头侧向力有着不同的影响。
当第一稳定器处内弯矩为正值时，钻头产生降斜力；当第一稳定器处内弯矩为负值时，钻头产生增斜力。
2）工作原理关于柔性钻杆防斜钻具的工作原理，各文献的解释不尽相同，但总的原则是一致的，即在第一稳定器上加一根钻杆改善了稳定器处的内弯矩，使钻头处产生了有利于降斜的侧向力；另外，由于钻杆柔性较大，抗弯刚度小，在钟摆钻具条件下更有利于第一稳定器以下钻铤恢复到以稳定器为支点的自由悬挂状态，从而提高了钻具的钟摆力。
3）操作方法使用钻杆柔性防斜钻具即能防斜又能纠斜，钻压可加至140—160kN。
使用它纠斜时需先吊打几个单根，在井眼有降斜趋势后方可加压钻进。
另外，使用此种钻具组合时不可长时间加压钻进，以防稳定器之间的钻杆发生疲劳损伤。
4）应用范围有关文献建议在中等以下易斜地区使用钻杆柔性（钟摆）钻具组合。
在华北、江汉、大庆等油田的较易斜地区都曾经使用过钻杆柔性防斜钻具，取得了较好的效果。
3.2柔性接头防斜钻具
1）力学模型及理论此钻具的特点是在钻头和第一稳定器之间加了一个技术接头（也称柔性接头）。
它相当于一个万向接头，不传递弯矩，但可以传递扭矩、轴向力和剪力。
接头距钻头及上部稳定器的距离都比较短，当钻具组合发生小挠度变形时，在接头处形成的结构弯角可以在小范围内任意发生变化，从而使钻头始终以降斜方式自转。
2）工作原理当有井斜时，受重力的作用切点以上钻柱紧贴下井壁，这时稳定器相当于一个支点，使接头偏向上井壁，在柔性接头的作用下带动钻头向F偏斜。
当钻柱旋转时，该变形方式保持不变，使钻头总是偏向下井壁从而实现纠斜。
在没有井斜时，下部钻柱并不固定地贴在井壁的某一位置，较大的钻压引起钻柱屈曲，钻柱与井壁产生摩擦力促使
钻柱涡动带动钻头转动，使井底周边受相等的切削机会，因而不会引起井斜。
3）应用条件该钻具结构可以承受较大钻压，而且钻头降斜力随钻压增大而增大，既有利于降斜，又可高速钻进，这是常规钻具组合无法实现的。
现场实钻表明，这种钻具组合在垂直井眼中并不引起井斜，充分显示了该钻具组合的优越性。
4）应用范围可用于特别易斜地层的钻井，满足防斜要求。
4偏心防斜钻具
4.1质量偏心防斜钻具结构
1）力学理论分析有关文献介绍了一种质量偏心防斜钻具组合。
即在钟摆钻具的适当位置安放—个质量偏心短节（偏心质量块在一侧凸出）而形成。
其设计思想是要改善钟摆钻具较大的钻头外侧倾角（即钻头轴线偏出井眼轴线增斜一侧）。
当偏心短节的偏心带转至井眼下井壁时，偏心带的凸出部位接触下井壁，使钻柱处于“垫起”状态，其钻柱轴线更接近该处的井眼轴线，从而减小了钟摆钻具的钻头外侧倾角，也就减缓了井斜的增加；当偏心带转至井眼上井壁时，由于偏心力的作用使倔心带接触上井壁，从而将该处钻柱“吊起”，这样在钻头处形成钻头内侧倾角或负倾角（即钻头轴线方向偏向井眼轴线降斜一侧）。
此时，钻头切削下井壁，产生降斜作用。
2）设计要点及操作方法可以使用较钟摆钻具大的钻压，还必须设计和使用足够的转速才能发挥偏心钻具优势。
因此，该钻具组合能达到较高的机械钻速和良好的防斜效果；同时由于其结构较“轻”，在高密度钻井液条件下把粘吸卡钻的风险降到了最低的程度。
3）应用范围适应于中等以下易斜地区（层）的钻井。
该组合己在大庆油田调整井中全面推广，其井斜发生率只有原来使用钟摆钻具的1/3。
4.2偏轴防斜钻具组合
1）设计原理有关文献介绍一种偏轴防斜快打钻具组合，其原理是把对钻直井不利的无规律涡动状态变为有利的公转回旋运动。
当钻具被加上钻压后，受井眼所限制的偏轴组合在很大的弯矩作用下形成以偏轴接头为中心的双向弯曲变形，其弯矩产生于偏轴接头处。
转盘的旋转强迫钻具作稳定的公转回旋运动，使钻头均匀切削井底岩石。
2）设计要点及操作要求结构参数（偏轴距，偏轴接头安放位置、钻铤尺寸等）要整体优化选择，且要与设计钻井参数（钻压、转速）相匹配。
在设计的钻压范围内钻压越高，组合运动越稳定、防斜、纠斜效果越好。
3）应用范围据有关文献介绍，该钻具组合在易斜构造钻井：
试验中获得了成功。
5其他钻具防斜技术概述
5.1杠杆平衡钻柱
有关文献论述了“杠杆平衡钻柱”理论：
把地层作用在钻头之上的横向造斜力，通过“理想的刚直杠杆”传递到上部，杠杆顶部与地层接触时，井壁以一反作用力将上部钻柱产生的横向力平衡掉，以此使钻头基本按原井眼方向钻进。
文献推荐用抗弯刚度更大的方钻铤可满足上述要求。
5.2双效防斜器和HCY装置的原理及应用
双效防斜器是与前苏联HCY装置相类似的特殊双筒组合装置。
其外筒套在内筒上，内外筒之间有较大的间隙，分别靠外螺纹和内螺纹与下稳定器连接。
上稳定器与外筒连接，内筒可在上稳定器内作轴向滑动。
工作时防斜器上面（内筒）接钻铤，下面（外筒）接钻头。
钻压经内筒直接传给钻头。
外筒是刚性较强的厚壁竹，而且不承受轴向压力，因而不会丧失稳定。
分析上述结构可以得知：
防斜器和HCY装置可以在较大的钻压下工作，且具有较小的钻头倾角（钻头与稳定的外筒相连）、刚性满眼效应（有上、下二个稳定器）和钟摆效应（此时下稳定器直径应小于上稳定器直径）。
HCY装置在前苏联、防斜器在国内大庆石油管理局和四川石汕管理局川南矿区等均有过应用，但由于在易斜地区的使用效果不够理想而未能得以推广。
5.3偏重防斜钻具
这里指的是传统意义上的偏重防斜钻具组合，与前面论述的偏心防斜钻具有着根本的不同。
偏重防斜钻具足在下部钻柱中靠近钻头处加入一或二根偏重钻铤。
这种偏重钻铤是在普通钻铤一侧钻出一定数量的圆孔而制成。
这种钻具组合曾—度在国内外流行，但终因旋转离心力小和钻具结构本身的原因，达不到防斜打直井的目的而逐渐消失。
5.4光钻铤组合
有关文献介绍丁一种光钻铤利用适当钻压达到防斜目的的技术。
其理论基础是，增加钻压引起钻柱屈曲，保持钻柱涡动。
有井斜时，使钻柱产生周期性变化的轴向附加力，无井斜时轴向附加力消失。
轴向附加力给钻头与地层的接触增加了一个周期性附加分量，改变了钻头的破岩速率和方向，所以轴向附加力具有防斜和纠斜作用，而不会增斜，这种光钻铤加压防斜技术的一大特点是可以释放钻压。
通过在塔西南地区试验取得了良好的效果。
6井斜闭环控制系统简介
前面论述的各种防斜钻具组合是人们利用有限的技术手段改进钻具性能，来抵消（或者部分抵消）地层造斜力。
这样的方法不能保证钻头始终按设计的井眼轨道钻进。
当实钻轨道与设计轨道发生偏离时，需要一种智能系统，实时地跟踪并不断纠正这一偏差。
这就是井下闭环井眼轨迹控制系统。
它包括测量系统、信号发射与接收系统；井下微处理器、井眼轨迹控制执行机构。
先期开发这项技术的是德国与美国EASTMANCRISTENSEN公司共同研制开发的自动垂直钻井系统VDS。
其特点是可以连续监测任何偏离于垂直方向的偏斜并且能够提供连续的补偿；可以连续地使用滑动或旋转钻井方式；可以随时在地面上监测井眼轨迹和系统的工作状态。
1992年，VDS在KTB井中得到了良好的应用。
钻进663天后完钻，井深达6760m，其中3500m是用VDS系统钻进的。
使用VDS系统时配合井下马达，钻柱与转盘不旋转，控制井斜在1°以内。
从1700m至2000m使用满眼钻具旋转钻进时，井斜角增加至2.3°，使用VDS后井斜角下降并保持在0.5°以内。
井底水平位移不超过20m。
全井使用VDS共81次，平均寿命41.2h。
目前自动化程度最高的是美国BAKERHUGHES工具公司的自动旋转闭环井斜控制系统RCLS，它具有旋转钻进时连续导向的能力和地质导向能力（通过电阻率和伽玛测井）。
钻进时可以进行双向通讯，即通过钻井液脉冲从地面向井下工具发出指令，井下的各种有关参数也可以由井下发射器发射至地面。
现场试验应用表明，RCLS系统达到了预期的设计要求，而且已经投入商业性使用。
7认识和建议
（1）在一般地区（层），可选用钟摆钻具、满眼钻具和偏心防斜钻具。
考虑卡钻的风险和防斜要求，偏心防斜钻具应为首选。
{2）在较易斜和中等易斜地区（层），可选用满眼钻具和偏心防斜钻具。
在高钻井液密度条件下，为减小卡钻的风险，应优先选用偏心防斜钻具组合。
（3）在易斜地区（层）钻井，可选用柔性接头防斜钻具，有条件可选用井斜闭环控制系统。
井斜控制理论及防斜钻井技术综述
摘要：
在钻井过程中，井斜给钻井工程带来一系列的危害，并造成巨大损失。
60年代提出了双稳定器防斜钻具的理论．为满眼钻具的发展提供了理论基础；70年代提出了用小势能法求解下部钻具的受力和变形。
国内在60年代以前，基本上是引用国外的理论和方法，进入70年代逐步开展了防斜理论的研究。
首先是唐俊才等人．指出了Hoch的公式推导中的错误，并给出修正公式；后来自家祉教授提出了用纵横弯曲连续梁理论求解下部钻具的受力和变形；杨勋尧在研究钟摆钻具、满眼钻具基础上，得出简化的公式和图表，在川东指导钻井实践取得好效果。
文中系统介绍了井斜控制技术，对井斜控制理论研究、防斜钻井技术研究及防斜钻井实践有重要参考、指导意义。
关键词：
井斜控制；钟摆钻具；偏重钻铤；满眼法；防斜器
井斜是钻井工作中一个较为普遍的问题，它直接影响着钻井井身质量和钻井速度。
二十世纪20年代末期，人们发现钻井过程中井眼弯曲问题并认识到钻绝对直的井是不可能的。
40年代末至50年代初期，井斜控制成为钻井技术领域所关注的问题。
50年代至70年代初期，井斜控制理论研究取得了重要成果，并形成和发展了一套比较完整的钻直井工艺。
1发生井斜的原因及其危害
1.1发生井斜的原因
钻井理论和工程实践表明，影响井斜的因素主要有地质条件、下部钻具组合和操作技术。
地质因素（地层倾角等）对井斜的影响是客观的不可控制因素，而防斜钻具组合和操作技术则是主观的、可控制因素。
归纳起来，造成井斜的原因主要有以下两方面：
一是钻头与岩石的相互作用，即因所钻地层的倾斜和非均质性使钻头受力不平衡而造成井斜；二是钻柱力学方面，即下部钻具受压发生弯曲变形使钻头偏斜并加剧其受力不平衡而造成井斜。
1.1.1地质条件对井斜的影响
地质条件是产生井斜的重要原因，一般影响井斜的地质因素有：
地层倾角、层状结构、各向异性、岩性的软硬交错以及断层等。
1.1.2对下部钻具弯曲的影响
下部钻具在钻压作用下发生弯曲是引起井斜的另一个重要原因，其弯曲程度越严重，井斜也越严重。
下部钻具弯曲使钻头偏斜，其钻进的方向偏离原井眼轴线，直接导致井斜；下部钻具弯曲
升级会员 