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河南油田泌页HF1水平井钻井技术_田平

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河南 油田 HF1 水平 钻井 技术 田平
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文章编号 :1673-8217(2012)03-0088-03河南油田泌页HF1水平井钻井技术田平 ,薛建国 ,蒋建宁 ,任书方 ,孟卫东 ,官臣彬(中国石化河南石油勘探局钻井工程公司 ,河南南阳473132)摘要 :泌页 HF1是中石化第一口陆相页岩油长水平段水平井 。在对泌页 HF1井储层特征 、井身结构和井眼轨道剖面特点研究的基础上 ,认为该井存在泥页岩井壁垮塌 、水平段长 、摩阻扭矩大 、循环压耗高和井眼轨迹控制难等钻井难点 ,为此 ,采取了井身结构优化 、钻头优选 、钻井液性能优化和实钻井眼轨迹优化控制等针对性措施 ,应用了旋转导向技术和油基钻井液体系 ,保证了该井的顺利完钻 ,并大大提高了机械钻速 。该井实钻水平段长 1044 m,平均井径扩大率 3%,储层钻遇率 100%,井眼轨迹光滑 ,达到了工程设计要求 。关键词 :水平井 ;井身结构 ;钻井技术 ;泌页 HF1井 ;泌阳凹陷中图分类号 :TE234文献标识码 :A河南油田泌阳凹陷深凹区具备良好的陆相页岩油气形成条件 ,页岩单层厚度大 、有机碳含量高 、热演化程度适中 、油气显示丰富 、储集空间发育 、储集性能较好 、脆性矿物含量高 ,初步估算 ,页岩分布面积400 km2,油气资源量为5.4×108 t(油当量 )。2010年部署钻探的安深1井 ,全井钻遇页岩659 m/117层 ,泥岩1617.9 m/287层 ,在综合评价基础上 ,优选页岩井段进行大型压裂施工 ,成功突破工业油流关 ,最高日产油4.68 m3,实现了非常规资源开发的重要突破 。泌阳凹陷陆相页岩油气的突破 ,证实陆相页岩储层也能够实现工业化开采 ,预示着页岩油气等非常规资源能够成为新的勘探开发领域 。根据中石化非常规油气资源勘探开发部署 ,河南油田钻探了国内首口陆相页岩油长水平段水平井泌页HF1井 。该井完钻井深3 722 m,实钻水平段长1 044 m,平均井径扩大率3%,储层钻遇率100%,井眼轨迹光滑 ,有效保证了该井后期15级大型压裂施工的成功 。该井压裂过程中共注入地层压裂液2.2×104 m3,加砂800 t,试获最高日产油23.6 m3,进一步证实了泌阳凹陷陆相页岩油良好的发展前景 。1 井身结构与井眼轨道设计1.1 井身结构根据本井的地层特点 、地层压力情况 、后期多级分段压裂及目前钻井工艺技术状况 ,参照邻井实钻井身结构 ,表层套管封固廖庄组上部成岩性差 ,胶结疏松地层 ,满足测井要求 ;钻直井导眼 ,取全取准地层资 料 ;为 提 高 钻 井 速 度 ,造斜点之前井段采用311.1 mm钻头 ,下部采用241.3 mm钻头 ;技术套管封隔A靶以上斜井段 ,减少三开水平裸眼段难度 ,降低摩阻 、扭矩 。泌页HF1井采用三开井身结构 :一开444.5 mm井眼钻至井深401 m,339.7mm表层套管下至井深400 m,水泥返至地面 ;导眼段采用311.1 mm钻头钻至2 100 m,用241.3mm钻头打直导眼至2 550 m,注水泥回填至2 000m。二开311.1 mm钻头从造斜点2 055 m侧钻出原导眼井 ,进行主井眼段施工 ,钻 至A靶 (井 深2661m),下入244.5 mm技术套管2 656 m,水泥返至地面 。三开215.9 mm钻头钻至3 661 m完钻 ,下139.7 mm尾管2 430~3 646 m(悬挂器位置2 430 m),水泥浆返至悬挂器位置 ;139.7 mm套管回接至井口 ,水泥返至地面 。2.2 井眼轨道设计针对该井二开311.1 mm钻头钻至A靶 、大井眼螺杆钻具造斜困难的难点 ,通过对比不同造斜点 、不同造斜率的几种轨道设计 ,结合地层特点和钻探要求 ,确定了井身剖面采用 “直-增-稳-增-平 ”,设计水平段长1 000 m左右 ,其它井眼轨道设计参数见表1。2 钻井技术难点(1)该井二开大井眼造斜井段和水平段为古近收稿日期 :2012-03-10作者简介 :田平 ,高级工程师 ,1968年生 ,1990年毕业于石油大学 (华东 )钻井工程专业 ,现从事钻井管理工作 。石油地质与工程2012年 5月            PETROLEUM GEOLOGY AND ENGINEERING         第 26卷  第 3期表 1泌页 HF1井井眼轨道设计测量井深 /m井斜 /(°)测点方位 /(°)垂直井深 /m南北位移 /m东西位移 /m闭合位移 /m狗腿度(°/30m)闭合方位 /(°)备注0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.002 055.00 0.00 0.00  2 055.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 造斜点2 288.33  35.00  180.00  2 274.09 -69.08  0.00  69.08  4.50  180.00 增斜2 315.69  35.00  180.00  2 296.50 -84.77  0.00  84.77  0.00  180.00 稳斜2 430.00  53.67  180.00  2 377.90 -164.30  0.00  164.30  4.90  180.00 悬挂器位置2 660.31  91.29  180.00  2 446.00 -380.00 0.00  380.00  4.90  180.00 增斜至 A点2 672.01  92.07  180.00  2 445.66 -391.70  0.00  391.70  2.00  180.00 增斜3 660.95  92.07  180.00  2 410.00 -1380.00 0.00  1 380.00 0.00  180.00 稳斜至 B点系核桃园组核三段地层 ,地层岩性多以深灰色 、灰色泥岩 、页岩为主 ,粘土矿物总量10%~36%,其中伊利石和伊蒙混层含量高 ,具硬脆性泥页岩特征 ,且层理裂隙发育 ,钻井中易出现井眼垮塌等复杂情况 。二开井眼大 ,在页岩井段井斜角60°~80°,井眼逐步沿泥页岩层理面钻进 ,垮塌趋势加剧 。(2)部分泥岩及泥质粉砂岩粘土矿物含量高 ,粘土矿物中伊蒙混层相对含量较高 (2 250~2 315 m,35%~38%),16 h膨胀率达30%,岩屑滚动回收率56%(2 061 m),分散造浆严重 ,易引起PDC钻头泥包 ;对使用淡水钻井液体系在防塌性和抑制性方面提出较高的要求 。(3)由于本地区钻井资料较少 ,地层预测存在误差 ,在施工中根据实钻需要不断调整目的层深度 ,目的层厚度仅有10 m左右 ,因此 ,地层的不确定性和储层薄导致井眼轨迹控制难度大 ,水平段井眼轨迹控制精度高 。(4)二开311 mm钻头从造斜点2 050 m侧钻出原导眼井 ,造斜钻至A靶 (井深2 661 m),井眼大 ,泵压影响排量提高 ,容易产生岩屑床 ;随着三开216 mm井眼水平段的增大 ,钻井液携岩难度加大 ,发生卡钻的风险增大 。(5)为满足二开大井眼造斜段 、三开长水平段破坏岩屑床 、及时清理井底岩屑需要 ,就必须提高泵排量 ,而钻具 、螺杆等循环压耗大 ,循环系统长期在极限工况下工作 ,安全隐患加大 。(6)该井需要在2 050 m左右进行侧钻 ,该段地层可钻性差 ,311 mm钻头大井眼侧钻和定向难度大 。泥页岩水平段长度超过1 000 m,摩阻扭矩大 ,钻压传递困难 ,导致钻进方式的选择以及井眼轨迹控制难度大 。3 钻进技术措施3.1 钻头优选参考邻井实钻资料和本口井导眼段岩心资料 ,并在钻井设计前对岩心进行了岩石硬度 、可钻性分析试验 。结果表明 ,地层软硬交错现象不明显 ,地层可钻性6~7。在地层可钻性试验和分析总结的基础上 ,利用最优化理论建立了综合考虑地层因素 、钻头性能指标 、钻头使用状况和井身结构特征的钻头优选模型 ,并在实钻中取得了较好效果[1]。二开311 mm井眼造斜段采用1M1952FC PDC钻头 ,钻进井段933~2 601 m,进尺668 m,平均机械钻速2.34 m/h,与牙轮钻头平均机械钻速0.82m/h相比 ,提高了185%。三开216 mm井眼水平段优选QD505X PDC钻头 ,一只钻头一趟钻完成了三开水平段的施工 ,钻进井段2 602~3 722 m,进尺1 120 m,平均机械钻速10.26 m/h,起出钻头新度达到96%。通过该井钻头优选方案的制定和实钻效果分析 ,形成了以PDC钻头为主的河南油田陆相页岩油长水平段水平井钻头选型技术 。3.2 井眼轨迹控制技术(1)直井段防斜技术 (0~1 903 m)。一开直井段 (0~406.91 m)采用塔式钻具组合钻进 ,轻压吊打 ;二开直井段 (406.91~1 394.23 m)采用满眼钻具组合钻进 ,通过优化钻压 、转速和排量 ,控制钻速 ,钻至井深1 383.73 m井斜2.26°,水平位移21.65m。为提高施工速度 、有效控制直井段井斜和水平位移 ,在1 394.23~1 871.82 m井段采用复合钻进防斜技术 ,在施工过程中 ,利用纠斜作业 ,使该井段井斜降至1.9°左右 ,井斜得到明显控制 ,平均机械钻速3.21 m/h,实现了防斜和提高机械钻速的目的[2]。(2)二开大井眼侧钻技术 (1 903~1 933 m)。在钻井施工过程中 ,考虑到井眼大 ,增斜困难 ,以及直井段的井底位移和方位情况 ,为防止井眼轨迹因起步造斜率偏低而偏离设计轨道 ,决定将侧钻点提·98·田平等 .河南油田泌页 HF1水平井钻井技术至1 903 m。侧钻段采用 “311 mm5刀翼PDC钻头+210 mm双弯螺杆 (1°×1.5°)×1根+631×630回压凡尔+双公接头 (631×631)+MWD接头(630×630)+203 mm无磁钻铤×1根+203 mm钻铤×2根+631×410+178 mm钻铤×3根+140 mm斜坡钻杆 ”完成 ,从井深1 905 m开始侧钻 ,采用限时钻进 ,共用时51 h钻至井深1 933.17m,钻进进尺28.17 m。对比捞砂中的水泥和地层含量 ,地层含量100%,井斜2°、方位149.4°(原直导眼井斜1.12°、方位342.7°),与老井眼中心线相距0.61 m,确定侧钻一次成功 。(3)二开增斜段定向技术 (1 933~2 601 m)。在提前造斜点的情况下 ,为使井眼轨迹圆滑 ,首先采用了 “311 mmPDC钻头+210 mm1°单弯螺杆 ”的钻具组合 ,在施工至井深2 130 m时造斜率最高仅有3.45°/30 m,远远达不到设计的造斜率 ;因此改用了 “311 mmPDC钻头+210 mm1.25°单弯螺杆 ”的钻具组合 ,造斜率达到3.5°~5.14°/30 m,基本满足设计要求 ;在钻进至井深2 358 m时根据实钻情况 ,对A靶进行了更改 ,对轨迹进行了重新优化设计 ,设计造斜率由4.9°/30 m提高到了5.7°/30 m,在钻进至井深2 377 m起钻 ;改用了 “311mmPDC钻头+210 mm1.5°单弯螺杆 ”的钻具组合 ,造斜率最高达到8.61°/30 m。通过调整钻进参数控制井斜 ,提高复合钻进比例 ,避免了出现较大狗腿度 ,在钻进至井深2 577 m,该段平均造斜率达到5.65°/30 m,井斜78°,经重新优化井眼轨迹 ,决定起钻改用 “311 mmPDC钻头+210 mm1°单弯螺杆 ”的钻具组合 ,施工至A靶2 669.85 m,以确保井眼平滑 ,在施工至井深2 601 m时因托压严重 ,通井复杂 ,最终决定提前完钻该段 ,井底井斜79°。(4)三开水平段旋转导向技术 (2 601~3 722m)。三开水平段使用贝克休斯的旋转导向技术进行钻进 ,不需要摆工具面 ,在钻进过程中可以随时发出指令改变工具造斜能力 ,对井眼轨迹进行调整 ;使用旋转导向钻井效率高 ,不需要滑动钻进 ,避免了常规的螺杆定向方式存在的摆工具面困难 、托压等技术瓶颈 ,施工出的井眼质量好 (水平段井径扩大率仅3%);使用高转速 (120 r/min)进行钻进 ,减少了岩屑的沉积 ,有利于井下安全 ;使用旋转导向进行通井划眼时 ,若出现遇阻情况 ,可以通过发出指令打开旋转导向的径板 (打开径板就相当于一个扶正器 ),并实时监测划眼情况 ,避免了划出新井眼的风险 ;充分应用近钻头测量优势 ,实时根据伽马及电阻率的变化对井眼轨迹进行了19次调整 ,水平段储层钻遇率100%。3.3 钻井液技术3.3.1 直井段 (0~2 550 m)该井段井眼大 ,地层疏松 ,地表水丰富 ,为确保井壁稳定和大井眼携砂 ,采用稠般土聚合物钻井液体系 。配制了5%膨润土浆 ,钻进中加入0.3%~0.5%PAC141、0.5%~0.3%SHN-1水溶液 ,以控制滤失量 ,防止地层吸水膨胀 ,满足了该段的钻井要求 。3.3.2 二开斜井段 (1 903~2 601 m)考虑到二开大井眼井塌 、钻头泥包 、岩屑携带困难等问题 ,调整该井段钻井液体系 。采用密度支撑 、物理封堵和化学抑制相结合的三元防塌措施 。加入可变形的乳化沥青SFT和磺化沥青FT-1,形成致密的封堵层 ,防止钻井液向地层中浸入 ;增大小阳离子NW-1、有机硅稳定剂GW-1加量 ,提高对粘土的抑制作用 ,防止粘土的水化膨胀 、分散 ,预防钻头泥包[3-4]。钻进中随井深 、井温增加 ,井壁坍塌可能性增大 ,因此应逐步提高钻井液密度 ,并转化体系为聚磺防塌体系 。3.3.3 三开水平段 (2 601~3 722 m)根据二开钻井液密度使用经验 ,三开钻井液密度控制在1.45 g/cm3,油基钻井液控制油水比80∶20,高温高压滤失在3 mL以下 ,破乳电压大于800V,碱度1.5~2 mL。该段钻井液性能稳定 ,钻进时维护量小 。在实钻过程中 ,完钻密度为1.55 g/cm3。三开段5次短起下钻 ,一次短起下钻在2 910~3 040 m井段 ,出现掉块后 ,上提密度至1.55 g/cm3,钻进中返砂正常 ,起下钻平均摩阻40~50 kN,直至3 722m完钻井下稳定 。通井电测顺利 ,井径扩大率平均只有3%。油基钻井液性能稳定 ,现场维护简便易行 ,成功解决了页岩井段的井壁稳定问题 。4 结论与认识(1)泌页HF1井是中石化第一口陆相页岩油长水平段水平井 ,水平段长1 044 m,实施15级分段压裂获最高日产23.6 m3工业油流 ,使中石化率先在国内取得陆相页岩油的重大突破 。(2)采用贝克休斯的旋转导向 、三维地质导向和高效PDC钻头等配套技术 ,不仅能够依据近钻头测量数据实时对井眼轨迹进行调整 ,避免了摆工具困难 、托压和易形成岩屑床等问题 ,确保了长水平段轨(下转第93页 )·09·石油地质与工程2012年第 3期6,从中可看出 ,各井的中下部井段 ,井斜角达到了3°~4°,井底水平位移在12~16 m之间 ,井斜控制效果不够理想 ,与前文的无稳定器钻具组合的防斜打直分析是一致的 。由图6还可看出 ,4口试验井的中下部井段的方位角基本上都在210°~300°范围内 ,井斜角随井深变化规律也比较接近 ,说明试验井所在区块的地层造斜能力较强 。图 6试验井井身质量控制效果4 结论与认识(1)对于套管钻井来说 ,无稳定器钻具组合的防斜打直能力比较弱 ,建议研制套管钻井防斜专用稳定器 ,采用单稳定器钟摆组合来提高套管钻井井斜控制效果 。(2)河南油田稠油浅井套管钻井试验区块地层造斜能力较强 ,建议采用单稳定器钟摆钻具组合 ,且第1跨套管采用厚壁套管 ,使用小钻压来提高直井井斜控制效果 。参考文献[1]王俊芳 ,曹鸿斌 ,孙朝林 .国外套管钻井技术综述 [J].断块油气田 ,2001,8(6):67-68.[2]宋金初 ,孙坤忠 ,蔡清 .套管钻井新工艺 [J].断块油气田 ,2004,11(5):77-79.[3]Tommv M.Warren.Casing driling application designconsiderations[J].SPE59179,2000.[4]Skinazi E.Development of a casing/driling system im-proves the driling process[J].SPE62780,2000.[5]魏春禺 ,张宇 ,李海庆 .稠油浅井套管钻井技术研究[J].石油地质与工程,2009,23(2):85-87.[6]袁建强 ,魏春禺 ,孙中伟 .套管钻井技术在楼 31927井的应用 [J].钻采工艺 ,2010,33(3):117-119.[7]何 树 山 .套管钻井技术研究与试验 [J].钻 采 工 艺 ,2005,28(6):7-9.[8]管志川 ,史玉才 ,夏焱 .底部钻具组合运动状态及钻进趋势评价方法研究 [J].石油钻探技术 ,2005,33(5):24-27.[9]史玉才 ,管志川 ,夏焱 .以井斜趋势角为指标优化防斜钻具设计 [J].石油钻探技术 ,2004,32(5):30-33.编辑 :刘洪树檳檳檳檳檳檳檳檳檳檳檳檳檳檳檳檳檳檳檳檳檳檳檳檳檳檳檳檳檳檳檳檳檳檳檳檳檳檳檳檳檳檳檳檳檳檳檳檳檳(上接第90页 )迹控制平稳 、井壁光滑规则和快速优质钻进 ,形成了陆相页岩地层长水平段的优快钻井工艺技术 。(3)泌页HF1井二开311 mm大井眼井段使用140 mm钻杆 ,增大了钻具水眼 ,降低了循环压耗 ,有利于在安全泵压的范围内提高排量 、环空返速 ,增强携砂能力 ,更有利于清除岩屑床 。(4)在泌页HF1井的施工过程中 ,二开311mm大井眼井段使用水基钻井液体系 ,虽然采取了提高钻井速度措施 ,及提高钻井液密度 、降低失水 、加大封堵材料和防塌剂用量等措施 ,但钻遇长段泥页岩时出现了严重垮塌现象 ,因此技术套管应下至大段页岩井段上部 ,以缩短钻井液浸泡时间 ,实现快速中完 。(5)三开利用油基钻井液体系的强抑制性 ,并提高钻井液密度 ,有效控制了泥页岩垮塌 、掉块 ,实现了井下安全 。参考文献[1]幸雪松 ,楼一珊 .一种 PDC钻头选型新方法研究 [J].钻采工艺 ,2004,27(2):21-22.[2]高德利 ,刘希圣 ,徐秉业 .井眼轨迹控制 [M].北京 :石油大学出版社 ,1994:17.[3]黄汉仁 ,杨坤鹏 ,罗平亚 .泥浆工艺原理 [M].北京 :石油工业出版社 ,1992.[4]党克军 ,王增年 ,简章臣 ,等 .水平井岩屑床控制技术浅析 [J].钻采工艺 ,2011,34(5):25-27.编辑 :李金华·39·张宇等 .稠油浅井套管钻井防斜打直技术探讨ment;Niuxintuo oilfield;heavy oil reservoir69Analysis of heavyoil characteristics and densification fac-tors of PLA oil-bearingstructures in the water area of BohaiGuan Dayong et al(Bohai Oilfield Exploration and De-velopment Research Institution,Tianjin Branch Company,CNOOC,Tianjin,300452)As the economic threshold of offshore oilfield develop-ment is high,selecting the reasonable production techniqueto enhance productivity and economic benefit is of the highestimportance for heavy oil reservoir.Through the analysis ofheavy oil characteristics,densification environment and den-sification factcors of PLA oil-bearing structures in the wa-ter area of Bohai,the crude oil is summarized to be of thecharacteristics of"three-low and three-high" ,belongingto conventional heavy and extra-high reservoir.The densi-fication factors are found to be shalow buried depth,lowtemperature,poor preserving conditions,strong biodegrada-tion and water washing,which provides good guidance forheavy oil reservoir development and thermal production tech-nology of heavy oil.Keywords:water area of Bohai;Miaoxibei arch;bio-degradation;heavy oil characteristics;crude oil densificationfactors72Reserves classification evaluation and application of shalowsandyconglomeratic heavyoil of Bi 304block in Zhaowa oil-fieldYang Yongli(Petroleum Exploration and DevelopmentResearch Institute,Henan Oilfield Branch Company,Sin-opec,Nanyang,Henan 473132)Situated in the southern steep slope zone of Biyang de-pression,Bi-304 block is of the characteristics of complexmode pore structure,big capilary resistance,high content ofmontmorilonite and serious homogeneity,which makes ithard to make breakthrough in productivity evaluation such asearly testing and fracturing production.Therefore,startingfrom core observation,in combination with oil-bearingcharacteristics and corresponding electric response character-istics,classification standards of the reservoirs in this areahas been established.From the characteristics of oil-bear-ing,lithology and physical properties,four types have beenclassified.The application in type-I reserves achieves goodeffect in productivity breakthrough.Keywords:Bi 304 block;sandy conglomeratic heavyoil;reservoir characteristics;classification evaluation79Oil recoverytechnologyand its application in edge-bottomwater heavyoil reservoir in Ying13fault-blockZhang Lianshe et al(China University of Geosciences,Beijing 100083)Ying 13 fault-block,as a lithology-structure heavyoil reservoir with edge-bottom water,has low productionwhen producing by straight hole because of the large produ-cing pressure and the high water cut with cold producingmethod.Through technology demonstration,the develop-ment mode has been transformed,four horizontal wels onthe high position of the structure have been deployed forthermal recovery.By optimizing technology,HNDS technol-ogy has been formed,which consisted by horizontal weltechnology,dissolver technology,nitrogen foam technologyand steam technology.Good development results-13.7 tonsof single wel have been achieved at the beginning of thethermal recovery.It wil be of great significance to the devel-opment of the similar reservoirs.Keywords:Dongxin oilfield;Ying 13 fault-block;heavy oil reservoir;edge-bottom water;thermal recovery;nitrogen foam85Exploration practice of shale oil in deepsagarea of BiyangdepressionLv Mingjiu et al(Henan Oilfield Branch Company,Sin-opec,Nanyang,Henan 473132)After 40 years exploration in Biyang depression,theconventional resources of which has been highly prospected,so it becomes more and more difficult to look for big-scaledconventional reserves.With unconventional E&P concept a-broad being introduced,the realization of non-darcy seep-age flow geological theory innovation on micropores andnanoscale pores,and good breakthrough on driling comple-tion and multi-stage segmental fracturing technology ofhorizontal wels,the shale rocks ful of rick organic matterbecome the new exploration target in Biyang depression.Thedeep sag area of Biyang depression is found to be of the geo-logical conditions for shale oil.Through basic research ofshale oil and gas occurrence conditions,the newly driled BY-HF-1 wel achieved commercial flow of high production,making Biyang depression the first area of obtaining shale oildiscovery and developing new exploration area for the sus-tainable development of old oilfield.Keywords:basic characteristics;body technology;con-tinental shale oil;exploration practice;Biyang depression88Drilingtechnologyof BY-HF1horizontal wel in HenanoilfieldTian Ping et al(Driling Engineering Company of Henan·Ⅳ· ABSTRACTSVol.26No.3Petroleum Exploration Bureau,Sinopec,Nanyang,Henan473132)BY-HF1 is the first horizontal wel with long horizon-tal section of continental shale oil in Sinopec.Based on reser-voir characteristics,welbore structure and section character-istics of borehole trajectory of BY-HF1 wel,the drilingdifficulties have been analyzed,such as wal sloughing,longhorizontal section,drag,big torque,high consumption incirculation and big difficulties in borehole trajectory.There-fore,corresponding measures have been taken.Rotary steer-ing technology and oil-based driling fluid system have beenapplied,which guaranteed the successful driling and greatlyenhanced the rate of penetration.The actual horizontal sec-tion of BY-HF1 is 1044 m,with smooth borehole trajecto-ry,the average hole enlargement ratio of 3%and reservoirencountering rate of 100%,the requirements of engineeringdesign have been reached.Keywords:horizontal wel;welbore configuration;driling technology;BY-HF1 wel;Biyang depression94Numerical calculation of 3Dcatenaryborehole trajectorymodelWang Zuoqi(Xinglongtai Oil Production Plant of LiaoheOilfield Company,PetroChina,Panjin,Liaoning 124010)In the 3D catenary borehole trajectory design of nonlin-ear equations numerical algorithm,the coordinates incrementof catenary section is calculated by numerical integral.Asthe numerical integral is nested in the iteration algorithm,the calculation of numerical integral method is the main fac-tor influencing the design equation.Through some mathskils,the increment of vertical depth and length incrementof horizontal projection have been derived,thus in the designof the equations of iterative algorithm,the numerical integralmethod can not be taken to calculate vertical and horizontallength increment deep projection.By using integration varia-ble displacement,the integral formula of northern and east-ern coordinates is simplified to another equivalent form.With this new kind of numerical calculation,one third of thetriangle function number operations can be saved comparedwith the original save.Thus the iterative algorithm computa-tion efficiency of the whole design equations is obviously im-proved.Keywords:borehole trajectory;extended-reach wel;catenary section;numerical integration99Anew laboratoryexperiments method to boundarylayerthickness in low permeabilityreservoirZhang lei et al(Oil Production Technology Research In-stitute of Shengli Oilfield Branch Company,Sinopec,Dongy-ing,Shandong 257000)Due to the shortage of the capilary tube technique,anew l
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