(一)集气式煤层气取心系统
煤层气(亦称瓦斯)钻探采样是煤田勘探中一项重要工作,要求采取接近自然煤层气含量的煤心并收集煤中释出的气体,以查明煤层中赋存的煤层气含量及性质,为煤田开采和通风设计提供原始资料。常用的煤层气取样钻具有集气式单动双管和集气式双动双管两种钻具。
1.集气式单动双管钻具
集气式单动双管钻具由外管、带集气室的内管(试验部分)和带缓冲器的连动部分组成。该钻具结构如图4-26所示。
工作原理:钻具下入孔内预定煤层钻进,煤心顶破密封纸进入内管28,煤心和煤层泄出的煤层气通过内管接头25聚集在气室上部,内管及集气室中的水则经排水管23、阀门套管22、顶管18、支撑杆16、内异径接头7和顶杆3的回水孔排到钻具外。钻进0.3m左右即提钻,卸下试验部分密封后送化验室分析。
操作注意事项:
1)如图4-27所示,下钻前卸下试验部分,把抽气接头3拧在接头4(17)上,然后将试验部分倒立使内钻头垂直朝上。向内管注清水,用一短棍顶开阀门7(20)。当接头4(17)有水外溢时,说明内管中的空气已排出,内管注满水后用约1mm厚塑料纸(31)垫在内钻头端部,套上专用橡皮套,再垫一层塑料纸并用绳捆紧,要求下钻时不被水冲掉,钻进时能被煤心顶破。注水排气是为了保证煤心中煤层气的纯洁性和代表性。注水并封密内钻头后,配好外管下钻。
图4-26 集气式单动双管钻具
1—异径接头2—保护管3—顶杆4—连接器5—塞线6—塞线压盖7—内异径接头8—限制器9—减震弹簧10—轴承11—钢球12—短管13—塞线14—塞线压盖15—短管接头16—支撑杆17—接头18—顶管19—螺母20—阀门21—阀门弹簧22—阀门套管23—排水管24—集气室25—内管接头26—通孔栓27—外管28—内管29—爪簧30—内钻头接头31—薄膜塑料32—内钻头33—外钻头
图4-27 抽气接头与集气室阀门构造图
1—启闭螺钉2—开关壳3—抽气接头4—接头(17)5—顶管(18)6—螺帽(19)7—阀门(20)8—阀门套管(22)9—排水管(23)10—阀门弹簧(21)11—胶垫12—垫圈13—真空胶皮管。括号中的数字为图426的零件号
2)为绝对保证各丝扣连接处不漏气,必须缠棉丝并涂铅油。
3)下钻速度要慢,尤其是钻具进入钻孔液面前必须放慢速度,防止密封纸被顶破,进入空气,影响煤层气采取质量。
4)钻具下至距孔底0.5m左右时,开泵冲孔5～10min,然后将钻具缓慢放到孔底开始钻进。严禁用此钻具扫孔,正常钻进中,严禁提动钻具。
5)回次终了,减水、稍加压钻进50mm左右,以压紧内钻头之煤心,造成堵塞,不致提钻时煤心中途脱落或因煤层气压力而冲掉。
6)提升钻具时,要求特别平稳,特别轻。
7)钻具提出孔口后应保持钻具向下倾斜,迅速卸下外管,立即用密封盖封住内钻头下端。再由支撑杆16处卸下试验部分,取出顶管18,迅速拧上塞头螺丝(或抽气接头),在其密封处涂上铅油,并将密封好的试验部分沉入水中10min左右检查是否漏气,如漏气则需要重新封闭。然后尽快送化验室。密封后的试验部分如图4-28所示。
图4-28 密封试验部分
1—塞头螺丝2—排水管3—煤层气4—水5—煤心6—密封盖7—胶垫
8)装有煤层气的试验部分应及时编号装箱运送,运送途中切勿冲击与急剧振动,以防漏气甚至煤层气爆炸。
9)钻具使用完毕,必须洗净涂油,三个部分分别放置保管(试验部分内壁不能涂油,因为油会影响化验准确性)。
2.集气式双动双管钻具
集气式双动双管(图4-29)的设计思路是排水集气原理。采样前钻具集气室和内管均充满液体,采样过程中进入内管的煤心失去地层应力,又经钻头的破坏,使赋存其中的煤层气释出并经导气管11的中心孔浮升到集气室顶部。而集气室内的液体受煤层气排挤经回水管10、出水管8、径异径接头1的回水孔排出。于是聚集于集气室液体上部的煤层气不会逸散。
由上述原理可知,如内管过长或集气室过短,大量煤层气进入使回水管下端露出液面,煤层气便会经回水管、出水管、异径接头回水孔跑掉,造成采样失败。因此,集气室和内管的长度应根据所勘探的煤层气含量来决定。
采样操作分为准备工作、采样、密封三个工序。
(1)准备工作
采样前将内管各部件拆洗干净,给丝扣缠棉纱和涂铅油,并在管外连接处涂一层密封胶水,确保密封性良好。连接好的内管应通过5～10大气压或20～30大气压的打压试验。
图4-29 集气式双动双管钻具
1—异径接头2—外管3—外管钻头4—内管钻头5—胶管夹6—胶管7—气嘴8—出水管9—内管变丝接头10—回水管11—导气管12—中间接头13—岩心管14—隔膜保护圈15—内管钻头密封圈16—密封胶圈17—隔板18—中间隔板19—岩心管20—集气室21—内管22—塑料纸隔膜
钻具下孔前内管要注满液体,排除其中的空气。灌注时将内管倒立,松开胶管夹5,见胶管6有液体流出时夹紧夹子并将煤心管注满。然后用隔膜保护圈、油纸或塑料膜密封内管钻头,并拧在内管上。最后放平内管,卸去气嘴7,接上异径接头和外管就可以下降钻具。
(2)采样操作
和前述单动双管一样,下钻要缓慢,防止冲破隔膜使泥浆进入内管。接近孔底时应一面冲孔一面下钻,以保证孔底清洁。钻进煤层采样过程中要控制回次进尺长度,一般0.5m左右,为卡牢煤心和封闭钻头底端,在提钻前应用大钻压干钻2～3min。
(3)密封工作
钻具提至地面后应保持垂直状态,迅速拧下外管,拧上钻头密封盖。拧上带胶管的气咀,并事先用夹子夹紧胶管。为确保钻头底端的密封可在钻头密封盖内放入大小适当的泥球再拧紧密封盖。擦洗干净内管外壁,各连接缝处重新涂一层密封胶水并放入水中检查是否漏气,然后迅速送化验室。
(二)页岩气密闭取心系统
页岩气是以多种相态存在,主体上富集于泥页岩及部分粉砂岩地层中,以吸附或游离状态为主要存在方式的天然气聚集。页岩气勘探阶段钻探不同于普通地质岩心钻探,因为页岩岩心采取后需要进行气体总量和多项参数实验测定分析及井眼含碳量(TOC)测定等,因此需要进行页岩层密闭取心,目前密闭取心钻具类型主要有机械加压式和自锁式两种。
1.机械加压式密闭取心钻具
该密闭取心钻具(图4-30)主要由密闭堵头、取心钻头、岩心爪、内外岩心管总成、机械加压接头五部分组成。该钻具具有如下特点:①整个内管密封并装满密闭液,下端的密闭堵头通过3个销钉固定在钻头进口处②钻具设计为“双管双动”结构③取心钻头采用斜水眼且偏向井壁。
图4-30 机械加压式密闭取心钻具结构示意图
1—加压上接头2—钢球3—加压杆4—六方套5—密封圈6—六方杆7—加压下接头8—悬挂接头9—承压帽10—丝堵11—钢球12—销钉13—外管上接头14—堵头15—密封圈16—内管接头17—外管18—钻头接头19—钻头20—活塞体21—岩心爪22—密封圈23—销钉24—触压头
钻具工作原理:密闭触压头超前于钻头,所以在钻头接触井底之前,密闭头固定销钉先被剪断,整个密闭头上行,管内的密闭液开始排出并在井底逐渐形成保护区,为密取做好准备。随着岩心不断形成,推动密闭堵头上行,因为内管上端是密封的,所以管内的密闭液就被岩心挤压从内管和岩心柱之间的环形间隙向下作等体积排出,连续均匀地涂抹在岩心表面形成保护膜,从而达到保护岩心免遭泥浆自由水污染的目的。由于在钻进过程中内外岩心管无相对运动,这就使得内管组合与钻头配合面成为可靠的静密封,有效地克服了泥浆浸入内管的可能性。取心钻头的水眼偏向井壁,使射流不直接冲刷岩心根部,有利于护心。取心完上提钻具投球加压割心,借助钻具的重力将承压帽销子剪断,悬挂钢球失去悬挂作用,使内管压在岩心爪上,迫使岩心爪收拢,卡紧岩心,上提钻具将岩心拔断。取出的岩心按规定取样,及时在现场化验分析。当岩心受泥浆污染时,示踪剂也必然浸入岩心,因此利用显色剂可鉴别岩样中有无示踪剂存在,便可换算出泥浆自由水对岩心的浸入量,岩心的密闭率为合格样品数与总样品数的百分比。
2.自锁式密闭取心钻具
大庆钻井工程技术研究院研制的自锁式密闭取心钻具如图4-31所示。该钻具直径Φ215mm,由大接头、丝堵、外管上接头、内外岩心管、外管下接头、内管密封圈、卡箍岩心爪、密闭头、剪销和取心钻头等部件组成,属于双管双动式钻具。钻具特点是:①适用于中深井、深井800～5500m井段密闭取心②整体式岩心爪稳坐于钻头内腔锥面,卡心牢靠③内外管悬挂装置简单,组装、拆卸方便,省去了复杂的投球加压法割心工艺④配有多种类型取心钻头。
图4-31 自锁式密闭取心钻具结构示意图
1—大接头2—丝堵3—接头4—外管5—内管6—下接头7—岩心爪8—钻头9—密闭头
钻具工作原理:取心钻进时,内外管同时旋转,内管里注满密闭液。当密闭头通过岩心爪进入内管,密闭液则从其间隙流出,并均匀地涂在岩心表面上,形成一层保护膜,防止泥浆浸入岩心。钻取的岩心克服岩心爪的摩擦力进入内管。割心时,上提钻具,岩心爪沿钻头内锥面下行,将岩心卡紧。当上提拉力达到岩心断面极限拉断力时,岩心即被割断。
(三)天然气水合物保压、保真取心系统
天然气水合物(亦称可燃冰)主要成分是甲烷(CH4),遇热迅速分解,可燃。1m3天然气水合物在标准温度、压力下能释放出164m3甲烷气体。天然气水合物大都赋存于高原永冻层和海底,它在地下储层中以固体状态存在。用常规钻探取心方法,天然气水合物将随着钻具提升(温度上升、压力变小)而从固态变为气态和液态,从而无法获取天然气水合物储层的地质资料。所以,天然气水合物钻探必须有特殊的保温、保压取心钻具。近年来,我国对天然气水合物的勘探十分重视,中国石油大学(华东)和中国石化胜利油田钻井工艺研究院共同研制的“天然气水合物深水深孔钻探取心系统”进行了下井试验,并获得成功。
该取心系统(图4-32)由钻具悬挂总成,锁定机构、取心内管、保温保压管、取心外管球阀机构、取心钻头、压力补偿装置、测温测压记录系统及内管回收装置等组成。
深部岩心钻探技术与管理
1—打捞头2—限位及锁定总成3—外限位体4—密封机构5—转动轴承6—压力补偿装置及泄压机构7—保温保压管8—内管扶正体9—外管10—过渡接头11—内管鞋12—岩心爪13—球阀关闭机构14—保温保压记录系统15—取心钻头
系统工作原理:用取心专用钻杆将绳索取心内管组合送入海底进行取心作业,取心结束后,通过绳索提起取心内管总成,带动活塞上行,产生负压使球阀关闭,实现保温保压取心。需要进行全面钻进时,从井口投入钻头塞堵塞流道,实现取心钻头的全面钻进。连续取心时,用绳索提出钻头塞组合,然后投入取心内管总成,实现取心作业。
系统的结构特点:
1)考虑钻具外形尺寸的限制,优选金属真空保温管,内外表面喷涂等离子保温材料的被动保温方式,系统保温管设计如图4-33所示。
图4-33 保温管示意图
2)在球阀关闭机构附近设有压力温度记录仪,起钻后现场可测出保温保压管内的温度、压力并与压力温度记录仪的回放值进行比较,得出取心系统的保温保压结果。
3)保温保压取心管及内部结构单动,避免了对岩样的干扰,有利于提高岩样收获率。
4)钻具外管带周向锁定机构,可实现取样与全孔钻进的转换。
5)靠液压和绳索机构的联合作用实现球阀机构关闭和释放机构的工作,安全可靠。
6)岩心管采用低摩阻复合材料或铝合金,有利于岩心的进入。
7)取心钻头配有多种切削齿,以适应软硬程度不同的地层,利用绳索使岩样从井底到地面的时间缩短,有利于实现保温保压目的。
天然气水合物深水深孔取心系统在山东渤海湾浅海地区胜利CB25GA-6井进行现场取心试验,在井深375～379.3m间进行了2次作业,共取心4.3m,平均岩心收获率为95.35%。最多一次取心3.1m,收获率为100%钻具出井口后通过现场快速测试技术对保压情况进行了测试,实行不同时间段间隔测试,第一次测试压力为4.25MPa,在16.5h后测压为4.213MPa,降低0.037MPa,获得了较好的效果。
什么是取心工具？
国内外对煤层气集气取样技术的应用基本成熟,而天然气水合物、页岩层气密闭取心技术是20世纪末的新兴技术,世界各国对这一技术的研发十分重视。美国、德国、俄罗斯、日本、加拿大、印度、挪威及我国已将其列入国家未来能源战略技术。为获取保持含气地层原始状态条件下的气体岩(样)必须采用保压取心器。目前,国外的保压取心系统主要有:国际深海钻探计划(DSDP)的保压取样筒PCB,国际大洋钻探计划(ODP)的保压取心器PCS,活塞取样器APC,日本的PTCS,美国的Christensen PCB,EssoPCB,PCBBL和欧盟的HYACE等。我国有大庆油田研制的MY215以及由中国石化胜利油田和中国石油大学(华东)研制的天然气水合物深水钻孔钻探取心系统等。国内外保压、取心系统主要技术指标参数如表4-5所列。
表4-5 保压取心器的主要技术指标一览表
确定有效厚度的基本要求
石油埋藏在地下有孔隙裂缝的岩石中。石油工程师为了更直观地了解地层中油气的真实面貌，总是希望从井下取出含有油气的岩心来。目前，获取井下岩心的方法主要有射孔取心和钻井取心两种。少量零星的岩心可下入电缆进行射孔取心，但射孔取心取出的岩心体积小、数量少，又是间断不连续的，地质家们分析起来难度较大。人们为了更直观地分析井下的地层和油砂，一般多采用常规钻井方法进行钻井取心。
钻井取心时，要在下入井内钻柱的最下端，接上一套特制的取心工具，取心钻头在垂直载荷和扭矩的联合作用下，对井底的岩石进行环形破碎，中间保留一圆柱状岩心进入岩心筒。当钻进取心到一定长度后，采用与工具相匹配的方法和措施，将钻头端部的岩心割断后起钻，取心工具与钻具一起提出地面后，即可取出岩心筒内的岩心。钻井取心具有岩心粗（一般岩心直径可达100～120毫米）、岩心长、岩心完整等优点，可以充分满足地质家对岩心进行多种项目的化验和测试，是获取地下储层岩性、物性和储层评价有重要意义的手段。目前，钻井取心一般可分为常规钻井取心和特殊钻井取心两种，前者有短、中、长筒取心，后者有定向井取心、水平井取心、密闭取心、保持压力取心和保形冷冻取心等。
我国钻井取心技术发展很快，目前与国外钻井取心技术水平基本同步。20世纪60—70年代，大庆、胜利、大港等油田曾分别创出了钻井长筒取心的世界纪录，一次下井取心最长可达145.42米。80年代，常规钻井取心技术已接近国外水平。90年代，又在上部浅、松、散地层取心和钻井密闭取心工具的研制方面达到国际先进水平（图6.4）。
图6.4 岩心
石油钻井取芯常识？
有效厚度评估的最后阶段是结果的汇总和确认，结果通常汇总到一张表格中。在该表格中需要标明所在的层段、层段中的有效厚度以及有效厚度的平均岩石物性。对相关的非产层也要进行汇总。在汇总的过程中，流体类型、流体界面、测试数据以及评估师的相关评论都能起到很好的辅助作用。这一步也可用于检验分析所得的结果。
汇总层段的平均孔隙度及泥质含量（有时也会上报）需要利用厚度加权。平均含水饱和度要用孔隙度和厚度的积进行加权。有效厚度的评估要对照地层测试、生产历史、生产测井和其他相关数据，以确保评估结果与以上数据的一致性。汇总的数据必须进行井间的横向核对，检查是否存在明显的差异。对流体界面也要审核。
1.SEC对有效厚度评估的要求
SEC对有效厚度的定义没有明文的规定。他们对评估油气储量中所运用的任何特定技术方法也没有严格规定。不过，SEC对证实储量有严格的定义，即必须满足合理的确定性要求，所以这也是确定有效厚度的根本。虽然在划定有效厚度的时候必须依据可靠的工程和地质方法，但由于油藏因素以及相关数据的不确定性，有效厚度评估结果就存在不确定性。
2.评估有效厚度考虑的因素
有效厚度评估要综合考虑油气饱和度、流体性质以及与生产有关的条件。有效厚度的评估标准也因具体情况而定。石油天然气地质储量计算有效厚度的一个最广泛用途是用来编制有效厚度等厚图，尽管在容积法计算储量公式中，有效厚度是一个非常关键的参数，但相对于其他参数，其更容易受主观因素的影响。在预探区或新开发油田储量评估的参数选取时，通常应采用比较保守的态度，避免因参数选取不当而计算出不准确的储量，导致预算不合理。如果采油的基础设施已经就绪，并且对本地的油藏了解程度比较高，则有理由放宽一些标准。在确定采收率的时候，应该与确定有效厚度的标准相一致。
3.有效厚度确定程序
有效厚度确定的一般步骤是：数据采集，数据的技术评估，有效厚度和储集岩的筛选标准，汇总及结果确认。有时这几步是交叉进行的。例如，岩心分析需要较长时间，在进行有效厚度初步分析的时候，岩心分析结果还未出来。而且随着钻井的进行，从新钻井和生产中获得的新信息必然要求对原始模型及相关参数进行调整。此外，项目工作范围的改变也会对有效厚度的评估产生某种程度的影响。例如，虽然建立模拟模型或进行水驱作业或许不会要求技术评估发生改变，但仍需要新的有效厚度筛选标准。
4.数据采集
取得准确、适用的数据是产层评估中至关重要的一环。高质量的数据是储量评估的基础。显然，储量评估是想尽可能多地获取数据，但必须要平衡采集数据所发生的费用与数据的最大实际价值。任何数据都不要忽视，通常要采集的数据包括以下内容：
钻井数据：泥浆录井、岩屑分析和井斜数据，这些数据经常被忽视。泥浆录井在评估难以进行的时候常常可以提供重要信息。井斜数据对于确定绝对深度是十分重要的。即使油井的设计是垂直的，但实际测量深度和真垂直深度有很大的偏差。了解这些偏差对于研究地层的压力梯度和确定流体界面都具有十分重要的意义。
裸眼井测井数据：包括电缆测井和随钻测井。测井是有效厚度评估和储层岩石物理性质评估的基本工具，因为它们通常是唯一能够连续反映目的层的地下数据。现代测井开始于电阻率、能谱密度测井、补偿中子测井、γ射线测井组成的测井曲线组合。此外，声波测井、微电极测井、地层成像测井、核磁共振测井都对地层评估有重要的贡献。某些不能进行裸眼测井的情况，就必须下套管进行测井替代。这当然在一定程度上限制了数据的数量和质量，但这些数据仍然是非常关键的。
岩心数据：包括常规取心、密闭取心和井壁取心。常规取心能够提供关于岩石内部结构的信息，是从其他方法无法获取的。岩心描述、岩心照片、岩心常规分析（孔隙度、渗透率、颗粒密度和流体饱和度）和特殊岩心分析（毛细管压力、电性、应力、相对渗透率、离子交换以及其他性质）、岩相学研究（薄片、扫描电镜和X射线衍射）、沉积学研究、成岩作用研究等对储层分析都是非常有价值的。密闭取心主要是用来确定含油气饱和度参数。井壁取心对分析也有一定的辅助作用。
电缆测试数据：电缆压力测量和取样。由电缆测试取得的油藏静压对裸眼测井数据是最有力的证明，同时它也是非常有价值的工程数据。必须指出的是这种工具比较适合中等到高渗透的地层，对于低渗透地层，这种工具很难发挥作用。电缆取样是能够满足美国证券交易委员会要求、能够获得可靠地层测试数据的经济有效的测井方法。新一代电缆测试仪，通过油泵进入地层，具备流体识别的能力，一次就能够获得多个层段的真实的流体样品，同时，该测试仪还能取得高压物性分析和流体组分分析所需要的多种样品。
试井和采油数据：裸眼和套管井钻杆测试、生产测试、生产数据和产液剖面。这些数据非常重要，采用这种手段测试的层段一般较厚，测试的目的主要是为了证明产层是否位于对应的层段内。
储量评估所要求的合理的确定性，只有在资料充分时才有保证，否则就将导致评估工作的失败。虽然数据采集的主要任务是描述主力油层，但收集有关次要目的层数据工作的重要性也不容忽视。全面收集地层评估的相关数据的机会往往只有一次，而数据的质量对于合理的储量评估是至关重要的。
5.确定有效厚度的基础资料的技术处理
资料技术处理阶段的主要工作是对所掌握的数据进行汇总并对油藏进行定性评估。主要的工作包括对储层的孔隙度、含水饱和度进行评估，通常这一工作是在计算机的辅助下完成的，需要数字数据和专门的软件。用手工方法解释也是可以的，但却很费时，而且很难得到统一的结果。总之，可以利用许多方法进行评估，在运用这些方法时，通常都应遵循以下原则：
要建立并维护数据库。所有相关数据都要进行确认，并且以分析师能够操作的格式输入。合成测井曲线以及必要的测井、岩心、地层测试资料可以作为很好的可视化辅助手段。需要注意的是，所有数据都必须标明深度、真垂直深度以及对测井曲线所做的相应环境校正。对于数据的有效性和一致性也必须进行审核。如果有必要，可以对某些数据进行标准化处理。对于基础数据的一些改动都要备注合理的理由。因为只有充分理解了那些测量值后才能做出调整，这样才能提高数据的有效性。
对于大多数储层体积的评估，定性的储层描述过程就是传统的岩石物性分析。该阶段是通过测井和岩心数据定性地评估岩性、孔隙度和含水饱和度，有时也包括渗透率。在某些情况下，这种定性分析还包括岩相及测井相分析。一般来说，通常可接受的岩石物性分析应采用一套逐步定性的方法。首先，计算页岩或黏土的含量。注意，黏土是一种矿物，而泥岩则是指含有黏土矿物的岩石。作为分析者应该知道需要确定的是什么，并采用相应的结果。由于精确地标定黏土矿物含量是比较困难的，所以在大多数情况下分析者采用泥岩体积，而多数泥质砂岩模型也都制成便于泥质含量数据输入的模型。其次，确定孔隙度模型。当孔隙度算法确定后，含水饱和度的计算参数也就确定了。许多孔隙度算法中包括油气校正系数，而该系数是饱和度的函数，所以可能需要对孔隙度和含水饱和度参数做多次调整。
另一个方面就是软件。如斯伦贝谢的ELAN以及PECOM的STATMIN软件。对于由不同岩性及孔隙组成的模型对应的测井响应所建立的矩阵方程，这些软件采用统计的算法进行求解，并同时输出岩性、孔隙度及含水饱和度的结果。这些软件的优势在于它们是利用各种测井设备输入数据，并通过计算得出令人信服的解释。其劣势在于改变参数有时对方程的解没有多大影响，但评估师却可以凭经验预见这些影响。正是由于这种原因，这类软件对岩心标定并不十分合适。
对于容积法储量起算的物性下限标准，要以孔隙流体的可流动性作为储量估算的必要条件。以这一条件为前提估算地质储量，考虑采收率后进而确定可采储量，将这一可采储量作为产量预测的基础，然后才考虑经济极限。只要产量递减到经济极限以前的全部累计产量（实际的+预测的）与容积法估算的可采储量没有明显矛盾或经调整后可以相互匹配，则起算标准是可接受的。显然，两者不可能完全吻合。通常，全部累计产量不大于可采储量是最起码的要求。
石油和天然气的勘探和开发中钻成井眼所采取的技术方法。主要包括井身设计、钻头和泥浆的选用、钻具组合、钻井参数配合、井斜控制、泥浆处理、取岩心以及事故预防和处理等。石油钻井工艺的特点是：井眼深、压力大、温度高、影响因素多等。以往主要靠经验钻井，50年代开始研究影响钻井速度和成本的诸因素及其相互关系。钻井新技术、新理论不断出现。井眼方向必须控制在允许范围内。根据油气勘探，开发的地质地理条件和工程需要，分直井和定向井两类，后者又可分为一般定向井、水平井、丛式井等。
直井 井眼沿铅直方向钻进并在规定的井斜角和方位角范围内钻达目的层位，对井眼曲率和井底相对于井口的水平位移也有一定的要求(图1)。生产井井底水平位移过大，会打乱油田开发的布井方案；探井井底水平位移过大，有可能钻不到预期的目的层。井的全角变化率过大会增加钻井和采油作业的困难，易导致井下事故。影响井斜角和方位角的因素有：地质条件，钻具组合，钻井技术措施，操作技术以及设备安装质量等。为防止井斜角和井眼曲率过大，必须选用合理的下部钻具组合。常用的有刚性满眼钻具组合（图2）和钟摆钻具组合(图3)两种。前者可采用较大的钻压钻进,有利于提高钻速,井眼曲率较小，但不能纠斜,后者需控制一定的钻压,响钻速，但可用来纠斜。
定向井 沿预先设计的井眼方向(井斜角和方位角)钻达目的层位的井。主要用于：①受地面地形限制，如油田埋藏在城镇、高山、湖泊或良田之下；②海上丛式钻井；③因地质构造特殊（如断层、裂缝层，或地层倾角太大等）的需要，钻定向井有利于油、气藏的勘探开发；④处理井下事故，如侧钻，为制止井喷着火而钻的救险井等。
定向井的剖面设计，一般由直井段、造斜段、稳斜段和降斜段组成。造斜和扭方位井段常用井下动力钻具(涡轮钻具或螺杆钻具) 加弯接头组成的造斜钻具（图4）。当井眼斜度最后达到或接近水平时，称为水平井。定向钻进时，必须经常监测井眼的斜度和方位，随时绘出井眼轨迹图，以便及时调整。常用的测斜仪有单点、多点磁力照相测斜仪和陀螺测斜仪。近年来，还使用随钻测斜仪，不需起钻就可随时了解井眼的斜度和方位，按信号传输方式分有线及无线两种，前者用电缆传输信号，后者用泥浆脉冲、电磁、声波等。
丛式井 又称密集井、成组井(图5), 在一个位置和限定的井场上向不同方位钻数口至数十口定向井，使每口井沿各自的设计井身轴线分别钻达目的层位，通常用于海上平台或城市、良田、沼泽等地区，可节省大量投资，占地少，并便于集中管理。
喷射钻井 将泥浆泵输送的高压泥浆通过钻头喷嘴形成高速冲击射流（通常在m/s以上）,直接作用于井底，充分利用水力能量（一般使泵水功率的50％以上作用于井底）,使岩屑及时冲离井底或直接破碎地层,可大幅度提高钻井速度。合理的工作方式是采用较高的泵压、较低的排量和较小的钻头喷嘴直径。
优选参数钻井 在分析已钻井资料的基础上，以电子计算机为手段，用最优化的方法，将影响钻井速度的各种可控因素（例如钻头类型、钻压、转速、泥浆性能、水力因素等），根据最低成本原则建立数学模型，编成计算程序。进行优选配合，使钻井工作实现优质、快速、低成本。
地层孔隙压力预测和平衡压力钻井 用地震、测井和钻进时的资料（机械钻速、页岩密度、泥浆比重、温度等）进行综合分析，预测地层孔隙压力和判断可能出现的异常压力地层，及时采取措施以防止突然发生井喷、井漏和井塌等井下复杂情况。根据已知的地层孔隙压力和地层破裂压力，确定合理的泥浆比重和套管程序。在井内泥浆液柱压力和地层孔隙压力近似平衡的条件下进行钻井，称平衡压力钻井。可显著提高钻速，也有利于发现油、气藏。
井控技术 当钻达异常高压地层而发生泥浆气侵或井涌时，用计算方法和恰当的技术措施，调整泥浆比重和流动特性，配合使用液动高压防喷设备进行控制和排除井内溢流，以防止井喷。
取岩心技术 按设计要求从井下钻取所需层位的岩石样品（岩心），为勘探和开发油、气藏取得第一性资料。常用的取心工具主要由取心钻头、岩心筒、岩心抓和接头等部件组成，取心钻进时，钻头连续呈环形切削井底的岩石，使钻成的柱状岩心不断进入岩心筒。为适应特殊需要，还有密闭取心、保持压力取心和用于极疏松和破碎地层的取心工具（橡皮套取心工具）等。
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