CN113338921B - 一种页岩油水平井井眼轨迹控制方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种页岩油水平井井眼轨迹控制方法，通过地质数据和地质导向测量设备的采集数据确定当前地层的岩石弹性和岩石强度，从而计算出当前地层发生垮塌的风险指数，并根据当前井段位置及时调整钻头的钻进方向，保证水平井轨迹的准确性，提高目标靶层钻遇率，同时降低发生井壁崩塌的风险。

Description

一种页岩油水平井井眼轨迹控制方法
技术领域
本发明涉及水平井井眼轨迹控制技术领域，尤其涉及一种页岩油水平井井眼轨迹控制方法、装置、介质及终端设备。
背景技术
页岩油是继页岩气获得突破后的又一热点勘探领域。水平井钻完井技术已广泛用于我国陆相页岩油的勘探和开发，但由于陆相页岩油储层类型多、层薄、物性较差、黏土矿物含量高、地层非均质性强，在水平井钻进过程中，高黏土含量、裂缝发育的页岩地层极易发生吸水膨胀、垮塌、掉块等事故，影响井壁稳定性，从而导致水平井钻探难度大、水平段长度短、优质储层钻遇率低等问题，严重制约了我国陆相页岩油的勘探和开发。
由于陆相页岩油储层多由页岩、泥岩、粉砂质泥岩或粉砂岩等黏土含量较高、脆性条件较差的岩性构成，且储层厚度、脆性条件、地层倾角变化较复杂，具有很强的非均质性，因此在水平钻井施工时，难度较大，容易发生井壁垮塌，导致水平井钻进失败，不仅影响施工效率，而且钻头难以取出，成本高昂。因此，页岩油的目标靶层优选尤为重要，通常选择位于泥页岩储层内的“工程甜点层”进行水平井钻进。工程甜点层一般硬度较大，且具有一定厚度，如2-6m、硬度较大的粉砂岩层，以避免在泥岩层中钻进发生井壁崩塌事故，导致钻进失败。因此，地质构造的不确定性、储层的非均质性及钻井过程中的工程因素等，都可能使得钻井过程中钻头脱离正确轨迹。
目前，地质导向主要通过对储层进行地球物理参数、井斜、方位的实时监测分析，及时对井眼轨迹做出合理调整，以保障优质储层的钻遇率。为满足后期大规模体积压裂的需要，水平井眼方位一般与最大水平主应力方向垂直，这就导致水平井眼井壁坍塌的风险较高，甚至造成井下工具被埋、井眼报废的情况。而在地质导向过程中，主要通过提高钻井液密度支撑井壁，通过对返出岩屑的大小和形态、钻井参数的变化等来判断井底是否发生掉块、坍塌，由于现阶段水平井眼较长，井底岩屑上返至地面具有严重的滞后性，无法及时对井壁稳定状态做出有效判断。在现有技术中，水平井钻井过程中也有采用地质导向测量设备进行钻井轨迹的导向，而目前使用最多的地质导向测量设备安装于动力钻具之后，通过钻井深度和简单的地质数据进行钻井轨迹控制，缺乏地层岩石弹性和强度对钻头影响的考虑，直接影响了钻井轨迹走向的准确性。此外，现有钻进设备控制钻头转向的难度大，且难以做到快速、精确调节，也对水平井井眼轨迹的精确控制造成不利影响。
发明内容
本发明提供了一种页岩油水平井井眼轨迹控制方法，以解决现有技术中利用测量设备得到信息进行钻头轨迹控制过程中缺乏对地层岩石弹性和强度对钻头影响的考虑，直接影响了钻井轨迹走向的准确性以及现有钻井设备无法实现快速精确调节钻头转向的技术问题中的一者或多者。
本发明的目的是这样实现的：
第一方面，提供了一种页岩油水平井井眼轨迹控制方法，包括：
获取目标地层的地质数据，以及获取地质导向测量设备的采集数据；
根据所述地质数据和采集数据确定当前地层的岩石弹性和岩石强度、井段位置以及钻头处井眼轨迹的几何参数信息；
根据所述岩石弹性和岩石强度确定当前地层发生垮塌的风险指数；
当所述风险指数大于预设值时，根据所述井段位置、钻头处井眼轨迹的几何参数调整钻头的钻进方向，使钻头按照设计的井眼轨道进行钻进。
进一步地，所述井段位置包括侧钻井段和裸眼井段，其中，所述裸眼井段包括脱离老井眼井段、直井及定向井段和水平井段。
进一步地，当所述井段位置为侧钻井段时，施工工艺包括：
将定向工具面控制调整预设角度，将井壁上下拉30分钟键槽，控制钻时速率为20-30分钟/米，控制钻头进行定向钻进。
进一步地，当所述井段位置为脱离老井眼井段时，施工工艺包括：
确定钻头进出的位置，控制钻头钻进的速率降低至预设速率，控制钻头进行定向钻进直至出现放空后上提钻头至放空点进行侧钻。
进一步地，当所述井段位置为直井及定向井段时，施工工艺包括：
确定钻头初始位置与井段中老眼位置之间的距离，控制钻头钻进的遇阻值不超过50kN，确定钻头钻进的时间，控制钻头进行定向钻进。
进一步地，当所述井段位置为水平井段时，施工工艺包括：
确定井眼的井斜和方位位置，控制钻井液返速数值，确定钻头在井段中的静止时间，控制钻头进行定向钻进。
进一步地，所述采集数据包括横波时差数据和纵波时差数据，所述地质数据包括地层体积密度数据、地层压力、孔隙压力、地层孔隙压力梯度值和地层岩石压力梯度值。
进一步地，所述根据所述地质数据和采集数据确定当前地层的岩石弹性和岩石强度，包括：
根据所述横波时差数据和纵波时差数据确定当前地层的横向压缩系数；
根据所述横向压缩系数确定裂缝指数，根据所述横向压缩系数、地层压力和孔隙压力确定岩石破裂压力值，根据所述横向压缩系数、地层孔隙压力梯度值和地层岩石压力梯度值确定岩石破裂压力梯度；
根据所述地层体积密度数据、横波时差数据和纵波时差数据确定当前地层的体积弹性模量和切变弹性模量，根据所述体积弹性模量和切变弹性模量确定斯仑贝尔比值；
根据所述斯仑贝尔比值和岩石破裂压力梯度确定岩石弹性，根据所述裂缝指数和岩石破裂压力值确定岩石强度。
进一步地，所述横向压缩系数的计算公式为：
Figure BDA0003126483680000041
其中，POIS为横向压缩系数，DTS为横波时差，单位为微秒每米(μs/m)；DTC为纵波时差，单位为微秒每米(μs/m)。
进一步地，裂缝指数的计算公式为：
Figure BDA0003126483680000042
其中，FI为裂缝指数。
进一步地，岩石破裂压力值的计算公式为：
Figure BDA0003126483680000043
其中，FP为岩石破裂压力值，α为有效压力系数，单位无量纲；PO为地层压力，单位为兆帕(MPa)；PP为孔隙压力，单位为兆帕(MPa)。
进一步地，岩石破裂压力梯度的计算公式为：
Figure BDA0003126483680000044
其中，FPG为岩石破裂压力梯度，Gd为地层孔隙压力梯度值，Gb为地层岩石压力梯度值。
进一步地，体积弹性模量的计算公式为：
Figure BDA0003126483680000045
其中，BMOD为体积弹性模量，ρb为地层体积密度数据，单位为克每立方厘米(g/cm3)；
切变弹性模量的计算公式为：
Figure BDA0003126483680000046
其中，SMOD为切变弹性模量；
斯仑贝尔比值的计算公式为：
R＝BMOD*SMOD
其中，R为斯仑贝尔比值。
第二方面，提供了一种页岩油水平井井眼轨迹控制装置，包括：
数据获取模块，用于获取目标地层的地质数据，以及获取地质导向测量设备的采集数据；
弹性硬度模块，用于根据所述地质数据和采集数据确定当前地层的岩石弹性和岩石强度；
风险指数模块，用于根据所述岩石弹性和岩石强度确定当前地层发生垮塌的风险指数；
位置确定模块，用于通过地质导向测量设备的探测距离确定当前地层的井段位置；
控制钻进模块，用于当所述风险指数大于预设值时，根据所述井段位置调整钻头的钻进方向。
第三方面，提供了一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质包括存储的计算机程序；其中，所述计算机程序在运行时控制所述计算机可读存储介质所在的设备执行如上述任一项所述的页岩油水平井井眼轨迹控制方法。
第四方面，提供了一种终端设备，包括处理器、存储器以及存储在所述存储器中且被配置为由所述处理器执行的计算机程序，所述处理器在执行所述计算机程序时实现如上述任一项所述的页岩油水平井井眼轨迹控制方法。
第五方面，提供了一种页岩油水平井钻进方法，使用上述第一方面提供的页岩油水平井井眼轨迹控制方法，所述钻进方法包括如下步骤：
步骤S1、基于待勘探区的区域地质信息以及目标层位地质信息设计页岩油水平井井眼轨迹；
步骤S2、搭建页岩油水平井钻井设备，实时调整钻头的钻进方向，控制钻头按照所述页岩油水平井井眼轨迹进行钻进。
第五方面，提供了一种页岩油水平井钻井设备，包括钻头和筒体，所述钻头包括射流喷嘴和调整机构，调整机构与射流喷嘴连接，以备调整射流喷嘴的喷射角度；所述筒体内部设有能够向射流喷嘴供入钻井液的供液管路和排出钻孔内含岩屑钻井液的排液管路。
进一步地，页岩油水平井钻井设备还包括地质导向测量设备，地质导向测量设备用于在钻井过程中利用随钻测井设备获得的数据曲线，测量井眼穿过地层的各种岩石物理参数，结合井眼几何参数，实时识别所钻遇的地层，并及时判断出地层的变化。
相比于现有技术，本发明至少具有如下有益效果之一：
A)本发明提供的页岩油水平井井眼轨迹控制方法，通过地质数据和地质导向测量设备采集的数据确定当前地层的岩石弹性和岩石强度，从而计算出当前地层发生垮塌的风险指数，并根据当前井段位置及时调整钻头的钻进方向，以解决现有技术中利用测量设备得到信息进行钻头轨迹控制过程中缺乏对地层岩石弹性和强度对钻头影响的考虑，直接影响了钻井轨迹走向的准确性的技术问题，保证水平井轨迹的准确性，提高目标靶层钻遇率，同时降低发生井壁崩塌的风险。
B)本发明提供的页岩油水平井井眼轨迹控制方法，能够实现地质情况复杂或者在厚度1-3m，甚至更薄的目标页岩油储集层内进行水平钻进导向，有利于精确控制井眼轨迹，对开采厚度薄、地层倾角变化复杂的陆相页岩油储集层具有广泛应用前景。
C)本发明提供的页岩油水平井钻进方法，采用能够精确调整钻进角度的钻井设备，通过调整机构来调整射流喷嘴的射流方向，使得钻头能够朝向某一方向进行射流，在钻头的前方形成弯曲的空间，使得钻头能够轻松、快速地实现钻进方向的精确调整，确保钻头在储层窗口内沿地层倾角钻进，从而提高页岩油优质储层钻遇率，降低发生井壁崩塌的风险。
附图说明
图1为本发明实施例中一种页岩油水平井井眼轨迹控制方法的步骤流程图；
图2为本发明另一实施例中一种页岩油水平井井眼轨迹控制装置的结构示意图；
图3为本发明实施例中终端设备的一种实施例的结构示意图；
图4为本发明实施例中页岩油水平井钻井设备示意图；
图5为本发明实施例中页岩油水平井钻井设备的剖视图；
图6为本发明实施例中调整机构的原理示意图；
图7为本发明实施例中转向机构的结构示意图；
图8为本发明实施例中转向机构的弯转状态示意图。
附图标记：
1、钻头；2、筒体；3、端盖；4、射流喷嘴；5、供液管路；6、排液管路；7、伸缩缸；8、连接杆；9、钻头连接部；10、筒体连接部；11、轴体；12、第一弯转缸；13、第二弯转缸；14、旋转机构；15、推进链。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
实施例一
本发明的一个具体实施例，公开了一种页岩油水平井井眼轨迹控制方法，步骤流程如图1所示，包括：
获取目标地层的地质数据，以及获取地质导向测量设备的采集数据；
根据所述地质数据和采集数据确定当前地层的岩石弹性和岩石强度、井段位置以及钻头处井眼轨迹的几何参数信息；
根据所述岩石弹性和岩石强度确定当前地层发生垮塌的风险指数；
当所述风险指数大于预设值时，根据所述井段位置、钻头处井眼轨迹的几何参数调整钻头的钻进方向，使钻头按照设计的井眼轨迹进行钻进。
具体而言，页岩油水平井井眼轨迹控制方法包括步骤S101至步骤S105，各步骤具体如下：
S101，获取目标地层的地质数据，以及获取地质导向测量设备的采集数据。
施工前，根据待勘探区的区域地质信息以及目标层位地质信息设计井眼轨道，按照设计的井眼轨道进行钻进施工，井眼轨道的轴线即为井眼轨迹。
在本实施例中，所述地质数据包括地层体积密度数据、地层压力、孔隙压力、地层孔隙压力梯度值和地层岩石压力梯度值，还包括目标区域地层的纵向地层结构、各层位埋深、地层倾向、倾角、岩性、平面发育范围，尤其要获取目标层位(也即甜点层或目标靶层)及其上覆地层、下伏地层的厚度、顶底板埋深、岩性、倾向、倾角、平面发育范围等数据信息。所述采集数据包括横波时差数据和纵波时差数据。
在钻进过程中，地质导向测量设备不仅可以采集横波时差数据和纵波时差数据，还可以实时采集当前层位的部分地质数据以及钻头处井眼轨迹的几何参数信息，并实时传输至地表终端，在地表终端上绘制出各种测量的曲线，为导向工作人员和地质分析提供了实时、准确的依据。
其中，地质导向测量设备可以实时采集当前层位的部分地质数据至少包括岩石物理参数、钻头当前深度等数据；由于井眼轨迹是一条空间曲线，该空间曲线可以由多条连续井段直线段构成，钻头处井眼轨迹的几何参数包括井深、井斜角和井斜方位角。
在一个可选实施方式中，地质数据也可以通过已有的地质资料、前期钻探或物探、岩芯测试等方式预先获得，可将预先获得的部分地质数据输入至地表终端的数据库内；钻进时，地质导向测量设备实时采集当前层位的岩石物理参数数据以及横波时差数据和纵波时差数据，地表终端在绘制各种测量的曲线时，综合考虑地质导向测量设备实时获取的采集数据、地质导向测量设备实时获取的前地层的地质数据(岩石物理参数数据)以及预先获得的地质数据，能够降低数据偏差带来的制图误差，从而保证井眼轨迹的控制精度。
在一个可选实施方式中，地质导向测量设备可以采用近钻头自然伽马工具进行测量，可以直接测量钻头处的自然伽马和井眼轨迹参数，实现更准确、及时的卡层，指导调整井眼轨迹，保证钻头始终在目标甜点层中穿行，提高储层钻遇率。
S102，根据所述地质数据和采集数据确定当前地层的岩石弹性和岩石强度。在本实施例中，步骤S102包括步骤S1021至步骤S1024，各步骤具体如下：
S1021，根据所述横波时差数据和纵波时差数据确定当前地层的横向压缩系数；在本实施例中，所述横向压缩系数的计算公式为：
Figure BDA0003126483680000091
其中，POIS为横向压缩系数，DTS为横波时差，单位为微秒每米(μs/m)；DTC为纵波时差，单位为微秒每米(μs/m)。
S1022，根据所述横向压缩系数确定裂缝指数，根据所述横向压缩系数、地层压力和孔隙压力确定岩石破裂压力值，根据所述横向压缩系数、地层孔隙压力梯度值和地层岩石压力梯度值确定岩石破裂压力梯度。
在本实施例中，裂缝指数的计算公式为：
Figure BDA0003126483680000092
其中，FI为裂缝指数。在常见岩石中，FI随着POIS增大而增大。在一定意义上，FI可用来表示岩石裂缝的发育程度。在硬地层中，POIS和FI越大，裂缝越发育，地层越容易压裂。
在本实施例中，岩石破裂压力值的计算公式为：
Figure BDA0003126483680000093
其中，FP为岩石破裂压力值，α为有效压力系数，单位无量纲；PO为地层压力，单位为兆帕(MPa)；PP为孔隙压力，单位为兆帕(MPa)。
在本实施例中，岩石破裂压力梯度的计算公式为：
Figure BDA0003126483680000094
其中，FPG为岩石破裂压力梯度，Gd为地层孔隙压力梯度值，Gb为地层岩石压力梯度值。
S1023，根据所述地层体积密度数据、横波时差数据和纵波时差数据确定当前地层的体积弹性模量和切变弹性模量，根据所述体积弹性模量和切变弹性模量确定斯仑贝尔比值。
在本实施例中，体积弹性模量的计算公式为：
Figure BDA0003126483680000101
其中，BMOD为体积弹性模量，ρb为地层体积密度数据，单位为克每立方厘米(g/cm3)；
切变弹性模量的计算公式为：
Figure BDA0003126483680000102
其中，SMOD为切变弹性模量；
斯仑贝尔比值的计算公式为：
R＝BMOD*SMOD
其中，R为斯仑贝尔比值。显然，当R大时，岩石的强度大，稳定性好，不易变形；反之，则易变形。在同样压力下采油时，R大的岩石就比较稳定，不易变形和出砂。
S1024，根据所述斯仑贝尔比值和岩石破裂压力梯度确定岩石弹性，根据所述裂缝指数和岩石破裂压力值确定岩石强度。
具体地，岩石弹性可以由斯仑贝尔比值和岩石破裂压力梯度的乘积计算所得，而岩石强度可以由裂缝指数和岩石破裂压力值的乘积计算所得。
S103，根据所述岩石弹性和岩石强度确定当前地层发生垮塌的风险指数，当前地层发生垮塌的风险指数可以由岩石弹性和岩石强度的乘积计算所得。
S104，根据地质导向测量设备采集的信息，获取当前地层的井段位置以及钻头处井眼轨迹的几何参数信息。
地质导向测量设备在钻进过程中，实时采集并向地面传输当前地层的井段位置、当前地层地质信息以及钻头处井眼轨迹的几何参数信息，并在地表终端上绘制出各种测量的曲线，为导向工作人员和地质分析提供了实时、准确的依据。
在本实施例中，所述井段位置包括侧钻井段和裸眼井段，其中，所述裸眼井段包括脱离老井眼井段、直井及定向井段和水平井段。也可以理解为，整口钻井整体上由竖直井段、造斜井段和水平井段构成，其中，竖直井段包括侧钻井段、脱离老井眼井段和直井段，造斜井段为定向井段。
S105，当所述风险指数大于预设值时，根据当前地层的井段位置、钻头处井眼轨迹的几何参数调整钻头的钻进方向，使钻头按照设计的井眼轨道进行钻进。
钻头所处井段的井斜角和井斜方位角信息，能够反应钻头的钻进方向，空间上，根据各地层尤其目标层位的顶、底板深度和钻头在目标层中位置信息，可以确定钻头距离目标层位顶、底板的距离，进一步结合当前地层发生垮塌的风险指数，及时调整钻头的钻进方向，使钻头在目标层位内按照设计的井眼轨道进行钻进，保证含页岩油油优质储层的钻遇率。
在本实施例第一方面中，当所述井段位置为侧钻井段时，整体上竖直向下进行钻进，当所述风险指数大于预设值时，根据所述井段位置及设计的井段形状调整钻头的钻进方向，具体根据当前地层的井段位置、钻头处井眼轨迹的几何参数调整钻头的钻进方向，施工工艺包括：将定向工具面控制调整预设角度，将井壁上下拉30分钟键槽，控制钻时速率为20-30分钟/米，控制钻头进行定向钻进，具体包括如下工艺参数：
钻具组合：Ф311.15mmPDC+Ф216mm1.25°单弯单扶螺杆×1根+Ф202mm无磁钻铤×2根+Ф127mm加重钻杆*30+Ф127mm钻杆。
钻井参数：钻压10～30kN，泵压16MPa，排量52-56L/s。
主要措施：1、扫完塞后，将定向工具面控制在200左右，0反扭角。2、将井壁上下拉30min键槽。3、控制钻时20-30min/m，定向钻进。4、控时钻进期间，不上提不停泵不划眼，出现放空后上提至放空点从新侧钻。5、根据返砂情况确定是否侧钻成功。
在本实施例第二方面中，当所述井段位置为脱离老井眼井段时，整体上竖直向下进行钻进，当所述风险指数大于预设值时，根据所述井段位置及设计的井段形状调整钻头的钻进方向，具体根据当前地层的井段位置、钻头处井眼轨迹的几何参数调整钻头的钻进方向，施工工艺包括：确定钻头进出的位置，控制钻头钻进的速率降低至预设速率，控制钻头进行定向钻进直至出现放空后上提钻头至放空点进行侧钻，具体包括如下工艺参数：
钻具组合：Ф311.15mmPDC+Ф216mm1.25°单弯单扶螺杆×1根+Ф202mm无磁钻铤×2根+Ф127mm加重钻杆*30+Ф127mm钻杆。
钻井参数：钻压10kN，泵压12～16MPa，排量52-56L/s。
主要措施：1、钻具进出侧钻位置精心操作，下钻应少放多提，起钻应多放少提。2、钻井施工加强观察，缓慢操作。3、控时钻进期间，不上提不停泵不划眼，出现放空后上提至放空点从新侧钻。
在本实施例第三方面中，当所述井段位置为直井及定向井段时，所述当所述风险指数大于预设值时，根据所述井段位置及设计的井段形状调整钻头的钻进方向，具体根据当前地层的井段位置、钻头处井眼轨迹的几何参数调整钻头的钻进方向，施工工艺包括：确定钻头初始位置与井段中老眼位置之间的距离，控制钻头钻进的遇阻值不超过50kN，确定钻头钻进的时间，控制钻头进行定向钻进，具体包括如下工艺参数：
钻具组合：Ф311.15mmPDC+Ф216mm1.25°单弯单扶螺杆×1根+Ф202mm无磁钻铤×2根+Ф127mm加重钻杆*30+Ф127mm钻杆。
钻井参数：钻压80-140kN，转速50～70r/min，泵压21-27MPa，排量52-58L/s。
主要措施：1、直井段做到防斜打直，必要时轻压吊打或定向，计算与老眼之间的距离做好防碰。2、二开定向井段使用MWD，确保井眼轨迹控制。三开使用MWD+方位伽马确保岩性的分辨及着陆。3、每次起下钻，钻具要缓慢通过套管。遇阻卡不能超过50kN，下钻遇阻上提钻具转动方向下放，起钻遇卡下放钻具转动方向慢慢上提，禁止强行下压和上提。4、选用适宜的钻头，以提高定向段钻井速度。通过分析选出适合该地层钻进的钻头型号，确定合理的钻井参数和使用时间。5、优化钻具组合和钻井参数，定向施工时坚持“少滑动、多转动”的原则，形成的井眼轨迹尽量平整和圆滑，达到降低摩阻和扭矩的目的。6、切实搞好钻井液性能，提高其流动性、润滑性及防塌性，避免井眼坍塌、缩径，同时要有效的减少钻具摩阻。7、加强钻具管理，入井钻具应认真检查、定期探伤、钻具倒换和错扣检查，防止钻具事故发生。8、严格防止井口落物。钻井液应具有较好的悬浮分散能力，防止硬卡。9、加强短起下，造斜井段根据磨阻情况进行短起下清砂，如钻进中发现摩阻增加，应及时短起下，每次短起下必须起到造斜点以上，短起下期间作好记录。
在本实施例第四方面中，当所述井段位置为水平井段时，所述当所述风险指数大于预设值时，根据所述井段位置及设计的井段形状调整钻头的钻进方向，具体根据当前地层的井段位置、钻头处井眼轨迹的几何参数调整钻头的钻进方向，施工工艺包括：确定井眼的井斜和方位位置，控制钻井液返速数值，确定钻头在井段中的静止时间，控制钻头进行定向钻进，具体包括如下工艺参数：
钻具组合：Φ215.9mmPDC+近钻头伽马+Φ172mm螺杆(单弯1-1.25°)+Φ208mm扶正器+Φ165mm无磁钻铤×1根+定向仪器+Φ127mm加重钻杆×3根+Φ127mm钻杆。
钻井参数：钻压40～120kN，转速50～70r/min，泵压20～22Mpa，排量28-32L/s。
主要措施：1、利用无线随钻仪器跟踪监测好剖面，及时掌握井眼的井斜、方位，确保实钻与设计轨迹的吻合性。2、MWD+伽马仪器及螺杆钻具下井时，应在井口做好检查、试验，避免其入井后不能正常工作。螺杆使用中不能用得过老，为起钻倒划眼留有余地。3、水平井段施工过程中应保证排量，确保环空内的钻井液返速，以提高井眼清洗效率，增强钻井液的携岩能力。4、严格控制钻具在井内的静止时间，钻具静止时间不超过3min，活动钻具时幅度要大，确保井底钻具活动开。5、下钻速度要慢，严禁猛刹、猛提、猛放，严禁动力钻具长时间划眼；下钻中途需开泵时，应小排量开泵，至井口返出钻井液为止。6、加强固控设备的使用和维护，严格控制有害固相，保持钻井液具有良好的流变性能。加入适量的润滑剂，把钻井液泥饼摩阻系数控制在设计范围内。7、加强短起下，每钻进50～100m短起下清砂一次，如钻进中发现摩阻增加，应及时短起下，每次短起下必须起到造斜点以上，短起下期间作好记录，为下一步的完井工序提供可靠的指导性资料。8、产层有可能发生井漏、井喷，加强坐岗，防止发生井喷事故。
在实际钻进过程中，当钻头钻进过程中接近目标层的顶板、底板时，或者，钻头钻出目标层的顶板、底板并进入泥岩层中时，容易发生垮塌。利用本实施例的井眼轨迹控制方法，不仅实现了在硬度大的目标层内进行钻进，而且能够精确控制钻井井眼轨迹，能够在厚度1-3m，甚至更薄的目标页岩油储集层内进行钻进，对开采厚度薄、地层倾角变化复杂的陆相页岩油具有广泛应用前景。
与现有技术相比，本发明技术方案在地质导向中加入地应力参数测量分析手段，实时监测井底的应力状态，为钻井工程参数、钻井液参数的调整提供准确依据，从而减少钻井工程复杂情况，提高钻井效率和成井率，有利于保障“一趟钻”目标的实现。具体通过地质数据和地质导向测量设备的采集数据确定当前地层的岩石弹性和岩石强度，从而计算出当前地层发生垮塌的风险指数，并根据当前井段位置及时调整钻头的钻进方向，以解决现有技术中利用测量设备得到信息进行钻头轨迹控制过程中缺乏对地层岩石弹性和强度对钻头影响的考虑，直接影响了钻井轨迹走向的准确性的技术问题，保证水平井轨迹的准确性，提高页岩油优质储层钻遇率。
实施例二
本发明的又一具体实施例，提供了一种页岩油水平井井眼轨迹控制装置，请参照图2，页岩油水平井井眼轨迹控制装置包括：数据获取模块、弹性硬度模块、风险指数模块、位置确定模块和控制钻进模块，各模块具体如下：
数据获取模块，用于获取目标地层的地质数据，以及获取地质导向测量设备的采集数据。
在本实施例中，所述采集数据包括横波时差数据和纵波时差数据，所述地质数据包括地层体积密度数据、地层压力、孔隙压力、地层孔隙压力梯度值和地层岩石压力梯度值。
弹性硬度模块，用于根据所述地质数据和采集数据确定当前地层的岩石弹性和岩石强度。
在本实施例中，所述弹性硬度模块具体用于：
根据所述横波时差数据和纵波时差数据确定当前地层的横向压缩系数；
根据所述横向压缩系数确定裂缝指数，根据所述横向压缩系数、地层压力和孔隙压力确定岩石破裂压力值，根据所述横向压缩系数、地层孔隙压力梯度值和地层岩石压力梯度值确定岩石破裂压力梯度；
根据所述地层体积密度数据、横波时差数据和纵波时差数据确定当前地层的体积弹性模量和切变弹性模量，根据所述体积弹性模量和切变弹性模量确定斯仑贝尔比值；
根据所述斯仑贝尔比值和岩石破裂压力梯度确定岩石弹性，根据所述裂缝指数和岩石破裂压力值确定岩石强度。
风险指数模块，用于根据所述岩石弹性和岩石强度确定当前地层发生垮塌的风险指数。
位置确定模块，用于通过地质导向测量设备的探测距离确定当前地层的井段位置；在本实施例中，所述井段位置包括侧钻井段和裸眼井段，其中，所述裸眼井段包括脱离老井眼井段、直井及定向井段和水平井段。
控制钻进模块，用于当所述风险指数大于预设值时，根据所述井段位置调整钻头的钻进方向。
在本实施例第一方面中，当所述井段位置为侧钻井段时，所述控制钻进模块用于：将定向工具面控制调整预设角度，将井壁上下拉30分钟键槽，控制钻时速率为20-30分钟/米，控制钻头进行定向钻进。
在本实施例第二方面中，当所述井段位置为脱离老井眼井段时，所述控制钻进模块用于：确定钻头进出的位置，控制钻头钻进的速率降低至预设速率，控制钻头进行定向钻进直至出现放空后上提钻头至放空点进行侧钻。
在本实施例第三方面中，当所述井段位置为直井及定向井段时，所述控制钻进模块用于：确定钻头初始位置与井段中老眼位置之间的距离，控制钻头钻进的遇阻值不超过50kN，确定钻头钻进的时间，控制钻头进行定向钻进。
在本实施例第四方面中，当所述井段位置为水平井段时，所述控制钻进模块用于：确定井眼的井斜和方位位置，控制钻井液返速数值，确定钻头在井段中的静止时间，控制钻头进行定向钻进。
与现有技术相比，本实施例提供的页岩油水平井井眼轨迹控制装置能够取得与实施例一中页岩油水平井井眼轨迹控制方法相同的技术效果，在此不再赘述。
实施例三
本发明的又一具体实施例，提供了一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质包括存储的计算机程序；其中，所述计算机程序在运行时控制所述计算机可读存储介质所在的设备执行上述任一实施例所述的页岩油水平井井眼轨迹控制方法。
实施例四
本发明的又一具体实施例，提供了一种终端设备，所述终端设备包括处理器、存储器以及存储在所述存储器中且被配置为由所述处理器执行的计算机程序，所述处理器在执行所述计算机程序时实现上述任一实施例所述的页岩油水平井井眼轨迹控制方法。
可选地，所述计算机程序可以被分割成一个或多个模块/单元(如计算机程序、计算机程序)，所述一个或者多个模块/单元被存储在所述存储器中，并由所述处理器执行，以完成本发明。所述一个或多个模块/单元可以是能够完成特定功能的一系列计算机程序指令段，该指令段用于描述所述计算机程序在所述终端设备中的执行过程。
所述处理器可以是中央处理单元(Central Processing Unit，CPU)，还可以是其他通用处理器、数字信号处理器(Digital Signal Processor，DSP)、专用集成电路(Application Specific Integrated Circuit，ASIC)、现成可编程门阵列(Field-Programmable Gate Array，FPGA)或者其他可编程逻辑器件、分立门或者晶体管逻辑器件、分立硬件组件等，通用处理器可以是微处理器，或者所述处理器也可以是任何常规的处理器，所述处理器是所述终端设备的控制中心，利用各种接口和线路连接所述终端设备的各个部分。
所述存储器主要包括程序存储区和数据存储区，其中，程序存储区可存储操作***、至少一个功能所需的应用程序等，数据存储区可存储相关数据等。此外，所述存储器可以是高速随机存取存储器，还可以是非易失性存储器，例如插接式硬盘，智能存储卡(SmartMedia Card，SMC)、安全数字(Secure Digital，SD)卡和闪存卡(Flash Card)等，或所述存储器也可以是其他易失性固态存储器件。
需要说明的是，上述终端设备可包括，但不仅限于，处理器、存储器，本领域技术人员可以理解，上述终端设备仅仅是示例，并不构成对终端设备的限定，可以包括更多或更少的部件，或者组合某些部件，或者不同的部件。
实施例五
本发明的又一具体实施例，公开了一种页岩油水平井钻井设备，如图4和图5所示，钻井设备包括：
钻头1，包括端盖3、射流喷嘴4和调整机构，端盖3设有与射流喷嘴4对应的开口，射流喷嘴4位于开口处，端盖3和射流喷嘴4通过调整机构连接，调整机构用于调整射流喷嘴4的喷射角度；
筒体2，内部设有供液管路5和排液管路6，供液管路5用于向射流喷嘴4提供钻井液，排液管路6用于抽吸射流喷嘴4喷出的钻井液。
其中，钻头1作为钻井的主要钻进主体。端盖3位于钻头1沿钻进方向的前端，端盖3的开口作为排液口，排液口与排液管6连通。射流喷嘴4能够穿过端盖3的开口，并将钻井液射出，由于射流喷嘴4射出的钻井液为高压射流，因此钻井液能够击碎钻进方向的岩层，从而实现钻头1的钻进。示例性地，钻井液可以为水基钻井液也可以为油基钻井液。
当需要调整钻头钻进方向时，调整机构调节射流喷嘴4的射流方向，使得钻进的方向出现相对于原方向弯曲的空间，再使得钻头1转向并前进，钻头1顺利进入到弯曲空间内，从而实现逐步弯转钻进。
钻头在钻进过程中，供液管路5为射流喷嘴4提供钻井液。当钻井液被射流喷嘴4喷出后，混合有岩屑等异物的钻井液由排液管路6抽出。
继续参考图4，端盖3为外凸的回转体，射流喷嘴4设有多个，沿端盖3的周向均布设置。周向均布的射流喷嘴4有利于向钻头1向任意方向弯转钻进。端盖3设置为回转体，也可以保证钻头1朝向各个方向弯转时收到的外力的反作用力一致，方便钻头1的弯转控制。
继续参考图5，射流喷嘴4包括沿射流方向孔径逐渐减小的射流管；射流管与供液管路5连通。射流管的孔径逐渐减小，能够增加钻井液在从射流喷嘴4射出时的压力，在供液管路5中自带的液压的基础上，进一步增强射流效果，保证喷射处的钻井液能够破碎钻进方向的岩石。
继续参考图5，端盖3的中部设有抽液口，抽液口与排液管路连通。从射流喷嘴4中射出的钻井液破碎岩石后，混入岩屑等杂质。通过抽液口将混有岩屑杂质的钻井液抽回，以防止混有岩屑杂质的钻井液对钻进过程造成影响。
进一步地，端盖3的开口与射流喷嘴4之间设有柔性密封部(图中未视出)。在保证射流喷嘴4相对端盖3摆动的前提下，柔性密封部能够对端盖3的开口实现密封，防止钻井液从射流喷嘴4与端盖3的开口之间的缝隙处进入到钻头1内，而影响钻头1内的部件的正常工作。此外，由于柔性密封部为柔性材料制成，因此柔性密封不会对射流喷嘴4的摆动造成干涉，保证设备的工作灵活性和可靠性。
继续参考图5，供液管路5和排液管路6为同轴套管；同轴套管包括内管和外管；内管为排液管路6，外管为供液管路5。供液管路5和排液管路6采用同轴套管的形式，能够充分地利用筒体2内的空间。内管作为排液管路6，具有圆形的截面形状，内部可容纳的最大颗粒直径较大，由于排出的钻井液混有岩屑等杂质，圆形的截面形状能够减少管路阻塞的可能性。外管作为供液管路5，具有环形的截面形状，由于钻井液流动性较好，可以采用环形的截面形状，即使内部可容纳的最大颗粒直径较小，但由于钻井液为流体，可以视为液体，因此环形的外管也不会对钻井液的流动造成影响。此外，由于供液管路5为周向均布的多个射流喷嘴4提供钻井液，因此环形的截面形状有利于供液管路5与射流喷嘴4的连通，使得供液管路5对射流喷嘴4施加的压力沿钻头1的周向相等，避免因射流压力分布不均导致钻头1钻进方向出现精度偏差，从而保证钻头1按照预定轨迹稳定钻进。
在本实施例的一个可选实方式中，内管的管壁设有泄压阀(图中未示出)，泄压阀为外管流向内管的单向阀。当射流喷嘴4被阻塞时，供液管路5的压力会异常增加，为了防止供液管路5的损坏，在内管和外管之间设置单向阀，以实现泄压的目的。此外当射流喷嘴4停止喷射钻井液时，供液管路5会出现水锤效应。水锤效应会导致供液管路5内的钻井液对射流喷嘴4和供液管路5的侧壁造成冲击，引起射流喷嘴4的损坏。当出现水锤效应时，泄压阀能够将供液管路5内的钻井液泄流至排液管路6内，减少钻井液对射流喷嘴4的冲击，防止水锤效应对供液管路5造成损坏。
参考图6，并结合图4和图5，调整机构包括伸缩缸7和连接杆8；调整机构与射流喷嘴4一一对应；射流喷嘴4与端盖3铰接；连接杆8的一端与射流喷嘴4铰接；连接杆8的另一端与伸缩缸7铰接。调整机构与射流喷嘴4一一对应，可以对每个射流喷嘴4的射流方向进行单独控制，因此可以精确地控制钻头1的钻进方向。调整机构采用，伸缩缸7带动连杆摆动，从而带动射流喷嘴4摆动，跳帧射流喷嘴4的射流方向与钻头1轴向的角度。当钻进方向需要向某一方向弯转时，通过调整机构调整该方向对应的射流喷嘴4的射流方向，使得射流方向相对与钻头1的轴向的角度变大，即可将对应弯转方向的岩体进行射流破碎，实现钻进的弯转。
参考图7和图8，页岩油水平井钻井设备还包括转向机构，转向机构用于使钻头1相对筒体2弯转，从而实现钻进方向的改变。具体而言，转向机构包括钻头连接部9、筒体连接部10和转向连接部；钻头1与钻头连接部9连接，筒体2与筒体连接部10通过转向连接部铰接，使得钻头1与筒体2能够相对弯转；转向连接部包括轴体11、第一弯转缸12和第二弯转缸13；轴体11与钻头1的轴线垂直，钻头连接部9与第二连接快通过轴体11铰接；钻头连接部9与筒体连接部10通过第一弯转缸12和第二弯转缸13连接，也即第一弯转缸12和第二弯转缸13的两端均分别与钻头连接部9和筒体连接部10铰接；第一弯转缸12和第二弯转缸13的伸缩方向均与钻头1的轴线平行。
进一步地，参考图7和图8，轴体11与钻头1的轴线垂直；第一弯转缸12和第二弯转缸13的活塞均与钻头连接部9铰接；第一弯转缸12和第二弯转缸13的缸体均与筒体连接部10铰接。当第二弯转缸13伸长，第一弯转缸12缩短，钻头连接部9相对与筒体连接部10朝向第一弯转缸12的一侧弯转，即钻头1的钻进反向朝第一弯转缸12一侧转向。同理，当第一弯转缸12伸长，第二弯转缸13缩短，钻头连接部9相对与筒体连接部10朝向第二弯转缸13的一侧弯转，即钻头1的钻进反向朝第二弯转缸13一侧转向。
由于第一弯转缸12和第二弯转缸13关于钻头1的轴线对称设置，因此钻头1能够在第一弯转缸12和第二弯转缸13所在的平面内进行弯转。为了使钻头1能够朝向任意方向转向，需要让第一弯转缸12和第二弯转缸13所在的平面绕钻头1的轴线旋转。因此，本实施例的转向机构还能够驱动钻头1相对于筒体2绕其轴线转动，在转向机构的驱动下，钻头1能够绕筒体2的轴线进行360°旋转。通过调整钻头连接部9与筒体连接部10绕轴体11的转动角度，同时驱动钻头1相对于筒体2转动，从而实现钻头1钻进方向的任意角度调整。当调整钻进方向时，射流喷嘴4射出钻井液，沿弯曲方向，钻头1的前方射流破碎岩层形成弯曲空间，再通过转向机构使钻头1弯向弯曲空间，钻头1就可以顺利地进入弯曲空间，如此循环即可实现钻进方向的调整。
继续参考图7和图8，本申请实施例中，页岩油水平井钻井设备还包括旋转机构14，旋转机构14用于驱动筒体连接部10绕钻头1的轴线旋转，筒体2通过旋转机构14与筒体连接部10连接。
进一步地，旋转机构14的第一端与筒体连接部10连接，第二端与筒体2连接；旋转机构14包括驱动电机、输出齿轮和齿圈。驱动电机的输出轴与输出齿轮连接，齿圈与输出齿轮啮合。齿圈与筒体连接部10连接，当驱动电机带动输出齿轮转动时，齿圈带动筒体连接部10转动，进而带动钻头1绕其轴线转动。同时，结合转向机构使钻头1的转向，使得钻头1能够朝向任意方向弯转，从而实现钻头在三维空间内任意方向的钻进。
继续参考图7，筒体2设有周向均布的多个推进链15，推进链15沿筒体2的轴向设置。推进链15包括推进电机、链体和链齿。推进电机能够带动链体循环转动。链齿设有多个，均设置在链体的外侧，链齿能够***到钻井的井壁内。当链体循环转动时，***到钻井的井壁内的链齿能够推动筒体2前进，进而使整个钻井设备前进。当射流喷嘴4喷出钻井液后，钻井液会击碎井壁岩层，使得钻进方向出现一个空间，此时推进电机驱动链体转动，通过钻井井壁对链齿的反作用力，推动钻头前进至钻进方向的空间内，如此循环，实现连续可控的钻进。
在本实施例的一个可选实方式中，页岩油水平井钻井设备还可以设有检测部，使得钻进设备具有随钻测录井功能。检测部设置在排液管6的内部，以备在钻进过程中实时对排液管6中的钻井液进行检测，获得测录井参数，并通过测录井参数实时指导钻井作业。
具体而言，检测部包括检测发射器和多个检测传感器，检测发射器位于排液管6的轴线上，检测传感器位于排液管6的内壁，且沿排液管6的周向均布设置。检测部进行检测时，位于排液管6轴线上的检测发射器，沿排液管6的径向向四周发射测试信号，并被每个检测传感器接收。由于钻井液中混有岩屑、油气等成分，因此钻井液作为传播介质会影响测试信号的强度和参数，因此检测传感器检测到的测试信号参数能够反映钻井液参数，从而完成录井作业。由于检测传感器设有多个，对每个检测传感器的检测结果取平均值，获得的参数能够更加准确地反映实际情况。此外，检测传感器均布设置，也能够进一步提高检测结果的准确性。
进一步地，检测部还包括支架、发射信号线和接收信号线；支架包括安装部和支撑部；检测发射器与安装部连接，安装部位于排液管6的轴线上；支撑部一端与安装部连接，另一端与排液管6的内壁连接；发射信号线与检测发射器电连接；发射信号线穿过支撑部且穿入排液管6的内壁内；接收信号线与检测传感器电连接；接收信号线穿入排液管6的内壁内。
发射信号线用于将控制信号传输至检测发射器中，接收信号线用于将检测传感器的检测结果传输出来。支架作为安装载体，用于对检测发射器进行支撑。检测发射器安装在安装部内，支撑部能够对安装部进行支撑，从而使得检测发射器能够位于排液管6的轴线上。同时，发射信号线位于支撑部内，使得支撑部能够对发射信号线进行保护。由于检测发射器位于安装部内，且发射信号线位于支撑部内，因此支架还能够防止钻井液与检测发射器和发射信号线接触，保护检测发射器和发射信号线。发射信号线和接收信号线最终均穿入排液管6的侧壁内部，引出至地面。
本申请的一个实施例中，页岩油水平井钻井设备还包括信息处理设备，信息处理设备与检测部电连接。信息处理设备与发射信号线和接收信号线电连接。信息处理设备发出控制信号，控制信号通过发射信号线传输至检测发射器，检测发射器根据控制信号发出测试信号，测试信号将过钻井液后发生参数变化，并被检测传感器接收，检测传感器产生检测信号，检测信号通过接收信号线传输至信息处理设备，信息处理设备根据检测信号计算获得录井参数，信息处理设备进一步根据录井参数能够控制钻井部，调整钻井部的钻进轨迹。
示例性地，本申请的一个实施例中，检测发射器和检测传感器可以为电极，检测发射器和检测传感器能够通过电流信号的形式实时检测抽回的含岩屑钻井液的电导率。由于钻井液中的岩屑颗粒、钻井液成分、油气含量成分等均会影响钻井液的电导率，通过检测发射器和检测传感器实时检测钻井液的电导率，并基于电导率以及油气含量等参数可以预测当前钻遇的岩层，可据此判断是否应调整钻进的方向。
本申请的另一个实施例中，检测发射器和检测传感器可以为电磁发射器和电磁传感器。检测发射器和检测传感器能够通过电磁波的形式来对被抽回的钻井液进行检测。钻井液中的岩屑颗粒、油气等成分会影响钻井液的相对介电常数，从而对电磁波造成影响，因此检测发射器和检测传感器的检测结果能够反映钻井液内岩屑颗粒以及油气的多少。当钻井液的输出量不变时，钻进功率不变，钻井液中颗粒物的多少，能够反映钻进速度，如果颗粒物增多代表钻进速度加快，钻井位置到达质地较软的岩层，作为录井作业的实时结果，可以用于判断钻井位置是否到达某种岩层，并判断是否调整钻进的方向。
需要说明的是，本申请实施例中，检测发射器和检测传感器不限于使用单一形式进行检测，可以采用多种形式复合检测，从而使检测结果更加丰富，作为录井作业的实时结果，可以更加准确地反应钻井位置的井下情况，从而更加准确地指导钻进方向的调整。
进一步地，支撑部设有多个；检测传感器的个数与支撑部的个数一致；支撑部和检测传感器沿排液管6的周向交替均布设置。多个支撑部同时支撑安装部，能够使安装部的结构更加稳定，不会受到钻井液的冲击影响。由于检测传感器的个数与支撑部的个数相等，且二者交替均布设置，能够减少支撑部对检测发射器和检测传感器之间的空间造成干涉，从而使得电磁场的变化能够更真实地反映钻井液内杂质的情况，进一步提高录井作业的准确性。
本申请的一个实施例中，安装部为流线形回转体；沿排液管6的排液方向，安装部靠近钻头1的一端为球面或椭球面的一部分。安装部和支撑部直接位于排液管6内，并承受钻井液的冲击。流线形的安装部能够使钻井液顺利地流过安装部周围，并减少安装部对钻井液流动的影响。
进一步地，支撑部的轴线为抛物线、椭圆线或双曲线的一部分；支撑部包括第一端和第二端；沿排液管6的轴线方向，支撑部的第一端与安装部的轴线的夹角为锐角，且支撑部的第一端朝背离钻头1的方向倾斜；支撑部的第二端与排液管6的内壁的夹角为锐角，且支撑部的第二端朝背离钻头1的方向倾斜。由于支撑部为物线、椭圆线或双曲线的一部分，且开口朝向钻头1的方向，因此钻井液内的颗粒不会卡在支撑部的中部。此外，由于支撑部的两端均且朝向背离钻头1的方向倾斜，因此钻井液内的颗粒也不会卡在支撑部的两端。所以即使支撑部位于排液管6内，也不会对钻井液的流动造成明显的影响。
本申请的另一个实施例中，如图8所示，排液管6还包括多个排液子管；排液子管的个数与检测传感器的个数一致；排液子管沿排液管6的周向均布；排液子管位于相邻的两个支撑部之间。通过排液子管对排液管6内的空间进行分隔，同时使支撑部位于排液子管之间，能够避免安装部和支撑部被钻井液冲击，从而使检测结果更加准确，进一步提高录井作业的准确性。
进一步地，钻头1的端部设置的排液口数量为多个；排液口与排液子管一一对应；排液口为锥形口。由于多个排液口与排液子管对应，因此钻井液在进入排液口后未进行混合，根据不同排液子管的检测参数，能够对井下周向不同方位角度进行进一步具体的检测和录井作业，从而使得录井结果能够跟真实地反映井下的情况，并用于指导钻头1弯转，改变钻进方向。锥形的排液口有助于钻井液顺利地进入排液子管。
在本实施例的一个可选实方式中，页岩油水平井钻井设备还包括地质导向测量设备，地质导向测量设备用于在钻井过程中利用实时随钻测井设备获得的数据曲线，测量井眼穿过地层的各种岩石物理参数，结合井眼几何参数，实时识别所钻遇的地层，并及时判断出地层的变化，从而引导钻头进入目标甜点层并保持井眼轨迹在甜点层中穿行，保证页岩油优质储层的钻遇率，为地质导向和钻进决策提供依据。
本申请的一个实施例还提供了一种页岩油水平井钻进方法，该钻进方法使用了本申请前述实施例的页岩油水平井钻井设备，并且在钻进施工过程中，采用实施例一的页岩油水平井井眼轨迹控制方法对井眼轨迹进行精确控制。该钻进方法包括如下步骤：
步骤S1、基于待勘探区的区域地质信息以及目标层位地质信息设计页岩油水平井井眼轨迹，页岩油水平井井眼轨道的轴线为页岩油水平井井眼轨迹。
设计的页岩油水平井井眼轨迹是初步设计的钻井路线。在实际钻进的过程中，会根据实际情况调整井眼轨迹，但实际钻井路线整体会接近计的井眼轨迹，以使得实际钻井过程更加可控。井眼轨迹包括竖直井段、造斜井段和水平井段，水平井段位于竖直井段的底部，且水平井段通过造斜井段与竖直井段连通。
步骤S2、搭建页岩油水平井钻井设备，钻进过程中采用实施例一的页岩油水平井井眼轨迹控制方法实时调整钻头的钻进方向，以实现对井眼轨迹的精确控制，直至按照设计的页岩油水平井井眼轨迹完成水平井钻进施工。
在使用页岩油水平井钻井设备进行钻井时，实时地进行录井作业，用以更加准确地获得待钻井区域的地质数据参数。当出现不利于钻进的情况，通过页岩油水平井钻井设备来对钻进方向进行微调，从而完成钻井作业，并保证实际钻井路线与设计的井眼轨迹基本一致。
在竖直井段向水平段过渡的过程中(即造斜井段)以及在水平井段钻进过程中，需要调整钻头的钻进方向，以实现钻进角度精确调整过程。钻头的钻进角度调整过程包括如下步骤：
步骤S2.1、调整射流喷嘴4的射流方向。
当需要调整钻头的钻进方向时，通过调整机构来调整射流喷嘴4的射流方向，使得弯转的内侧的射流喷嘴4的射流方向与钻头1的轴线的夹角增大。由于射流喷嘴4的射流方向改变，使得弯转的内侧井壁的岩体碎裂，在钻头1的前方形成弯曲空间。
步骤S2.2、调整钻头1的钻进方向。
当钻头1前方存在弯曲空间时，需要弯转钻头才能使钻头进入弯曲空间，而不会与井壁发生干涉。通过旋转机构14旋转，使得第一弯转缸12和第二弯转缸13中的一者位于弯转的内侧，一者位于弯转的外侧。再伸长外侧并缩短内侧从而使得钻头1弯转，朝向弯曲空间，从而实现钻头1的钻进方向调整。
步骤S2.3、推进钻头1。
通过推进链来推动钻井设备整体向前移动，从而使钻头1进入弯曲空间。循环步骤S2.1、步骤S2.2、步骤S2.3直至完成钻进角度的调整。
与现有技术相比，本实施例提供的页岩油水平井钻井设备至少具有如下有益效果之一：
1、通过调整机构来调整射流喷嘴的射流方向，使得钻头能够朝向某一方向进行射流，在钻头的前方形成弯曲空间，使得钻头能够轻松实现钻进方向的调整；当钻头偏出或即将偏出目标甜点层，利用调整机构及时调整钻头的钻进方向，以快速将钻头导向回目标甜点层，实现更准确、及时的卡层，指导调整井眼轨迹，保证钻头始终在目标甜点层中穿行，提高储层钻遇率。
2、通过供液管路和排液管路实现钻井液的供给和抽排，同时能够将钻进过程中产生的岩屑及时排出水平井眼；并且在内管和外管之间设置单向阀，以实现泄压的目的，防止供液管路的损坏。
3、通过转向机构来调整钻头的钻进方向，使得钻头能够顺利进入到射流产生的弯曲空间内，继续进行钻井作业。
4、通过推进链来将钻头推入射流形成的弯曲空间内，从而提高钻进效率，避免钻头卡在井中。
5、在钻进过程中，利用地质导向测量设备实时采集并向地面传输当前层位地质信息以及钻头处井眼轨迹的几何参数信息，并在地表终端上绘制出各种测量的曲线，为导向工作人员和地质分析提供了实时、准确的依据，能够实现地质情况复杂或者在薄储层中进行水平钻进导向，有利于精确控制井眼轨迹。
以上所述的具体实施例，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步的详细说明，应当理解，以上所述仅为本发明的具体实施例而已，并不用于限定本发明的保护范围。特别指出，对于本领域技术人员来说，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (8)

1.一种页岩油水平井井眼轨迹控制方法，其特征在于，包括：
获取目标地层的地质数据，以及获取地质导向测量设备的采集数据；
根据所述地质数据和采集数据确定当前地层的岩石弹性和岩石强度、井段位置以及钻头处井眼轨迹的几何参数信息；
根据所述岩石弹性和岩石强度确定当前地层发生垮塌的风险指数；
当所述风险指数大于预设值时，根据所述井段位置、钻头处井眼轨迹的几何参数调整钻头的钻进方向，使钻头按照设计的井眼轨迹进行钻进；
其中，所述井段位置包括侧钻井段和裸眼井段；当所述井段位置为侧钻井段时，施工工艺包括：
将定向工具面控制调整预设角度，将井壁上下拉30分钟键槽，控制钻时速率为20-30分钟/米，控制钻头进行定向钻进。
2.如权利要求1所述的页岩油水平井井眼轨迹控制方法，其特征在于，所述裸眼井段包括脱离老井眼井段、直井及定向井段和水平井段。
3.如权利要求2所述的页岩油水平井井眼轨迹控制方法，其特征在于，当所述井段位置为脱离老井眼井段时，施工工艺包括：
确定钻头进出的位置，控制钻头钻进的速率降低至预设速率，控制钻头进行定向钻进直至出现放空后上提钻头至放空点进行侧钻。
4.如权利要求2所述的页岩油水平井井眼轨迹控制方法，其特征在于，当所述井段位置为直井及定向井段时，施工工艺包括：
确定钻头初始位置与井段中老眼位置之间的距离，控制钻头钻进的遇阻值不超过50kN，确定钻头钻进的时间，控制钻头进行定向钻进。
5.如权利要求2所述的页岩油水平井井眼轨迹控制方法，其特征在于，当所述井段位置为水平井段时，施工工艺包括：
确定井眼的井斜和方位位置，控制钻井液返速数值，确定钻头在井段中的静止时间，控制钻头进行定向钻进。
6.如权利要求1至5任一项所述的页岩油水平井井眼轨迹控制方法，其特征在于，所述采集数据包括横波时差数据和纵波时差数据，所述地质数据包括地层体积密度数据、地层压力、孔隙压力、地层孔隙压力梯度值和地层岩石压力梯度值。
7.一种页岩油水平井井眼轨迹控制装置，其特征在于，包括：
数据获取模块，用于获取目标地层的地质数据，以及获取地质导向测量设备的采集数据；
弹性硬度模块，用于根据所述地质数据和采集数据确定当前地层的岩石弹性和岩石强度；
风险指数模块，用于根据所述岩石弹性和岩石强度确定当前地层发生垮塌的风险指数；
位置确定模块，用于通过地质导向测量设备的探测距离确定当前地层的井段位置；
控制钻进模块，用于当所述风险指数大于预设值时，根据所述井段位置调整钻头的钻进方向；
所述井段位置包括侧钻井段和裸眼井段，当所述井段位置为侧钻井段时，所述控制钻进模块用于：将定向工具面控制调整预设角度，将井壁上下拉30分钟键槽，控制钻时速率为20-30分钟/米，控制钻头进行定向钻进。
8.一种页岩油水平井钻进方法，其特征在于，使用权利要求1至6任一项所述的页岩油水平井井眼轨迹控制方法，所述钻进方法包括如下步骤：
步骤S1、基于待勘探区的区域地质信息以及目标层位地质信息设计页岩油水平井井眼轨迹；
步骤S2、搭建页岩油水平井钻井设备，实时调整钻头的钻进方向，控制钻头按照所述页岩油水平井井眼轨迹进行钻进；
其中，步骤S2中搭建的所述页岩油水平井钻井设备包括钻头和筒体，所述钻头包括射流喷嘴和调整机构，调整机构与射流喷嘴连接，以备调整射流喷嘴的喷射角度；所述筒体内部设有能够向射流喷嘴供入钻井液的供液管路和排出钻孔内含岩屑钻井液的排液管路；所述页岩油水平井钻井设备还包括转向机构，转向机构用于使钻头相对筒体弯转，从而实现钻进方向的改变。
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