水平井钻井技术课件

水平井钻井技术专题讲座之一：1-水平井钻井技术专题讲座之一：1-水平井技术为提高勘探效果、单井产量和油藏采收率开辟了一条崭新途径,给石油工业发展带来了一场新的革命,已列为当今石油工业最重要的关键技术之一。2-水平井技术为提高勘探效果、单井产量和油藏采收率开辟了一条崭新主要内容一、水平井技术概述二、水平井的主要技术问题三、水平井轨迹控制技术3-主要内容一、水平井技术概述3-一、水平井技术概述1、水平井的基本概念2、水平井的基本类型3、水平井的用途4、水平井的发展状况4-一、水平井技术概述1、水平井的基本概念4-水平井（horizontalwell）是指井眼轨迹达到水平（井斜角>86º）并继续延伸一定长度（延伸长度/油层厚度≧6）的定向井。1、水平井的基本概念5-水平井（horizontalwell）是指井眼轨迹达到水平造斜点水平位移垂深靶前位移水平段水平井的靶区：圆柱型、矩形、梯形等圆柱型矩形梯形水平井垂直剖面图6-造斜点水平位移垂靶前位移水平段水平井的靶区：圆柱根据剖面形状和从直井段至水平段拐弯半径的大小，可分为：长半径：K<6°/30m中半径：6°/30m、K<28°/30m短半径：K<1~5°/m超短半径：R<0.5m2、水平井的基本类型7-根据剖面形状和从直井段至水平段拐弯半径的大小，可分为：2、水水平井的类型类别造斜率(°/30m)井眼曲率半径（m)水平段长度(m)长半径2~6860~280300~1700中半径6~20280~85200~1000中短半径20~8085~20200~500短半径90~30060~10100~300超短半径特殊转向器0.330~608-水平井的类型类别造斜率(°/30m)井眼曲率半径（m)水平段同短半径水平井相比，中半径水平井可采用常规设备和工具就可以完成，且井眼尺寸和完井方式不受限制，水平段长可达1000m以上，具有长半径水平井的大部分优点。同长半径水平井相比，中半径水平井的无效水平位移和弯曲段长度明显要短，摩阻扭矩小，轨迹控制井段短，且因为减小了无效井段长度，降低了钻井费用；造斜率相对较高，中靶和跟踪油层的能力较强。鉴于中半径水平井以上优点，其数量明显要多于长半径和短半径水平井的数量，占水平井总量60%。中半径水平井的优点9-同短半径水平井相比，中半径水平井可采用常规设备和工具就可以完水平井的剖面类型根据油藏特性的不同，按水平段的几何形状分为以下几类10-水平井的剖面类型根据油藏特性的不同，按水平段的几何形状分为以(1)开发薄油层或低渗透油藏，可提高单井产量与直井和常规定向井相比，水平井可以大大增加泄油面积，显著提高薄油层和低渗透油藏的产能，使其具有开采价值或增加经济效益。3、水平井的用途11-(1)开发薄油层或低渗透油藏，可提高单井产量3、水平井的用(1)水平井技术适合于薄层的开采扩大泄油面积增加控制储量提高油井产能0.6万吨直井的5倍以上（L=300m）12-(1)水平井技术适合于薄层的开采扩大泄油面积0.6万吨直井的水平井钻遇垂直裂缝的机会要远大于直井，可以获得更高的产能和采收率，例如：Rospo-Mare油藏。(2)开发以垂直裂缝为主的油藏13-水平井钻遇垂直裂缝的机会要远大于直井，可以获得更高的产能和采水平井可以延缓水锥、气锥的推进速度，延长油井寿命，提高采收率。（3）开发底水或气顶活跃的油藏14-水平井可以延缓水锥、气锥的推进速度，延长油井寿命，提高采收率水平井可以增加稠油油藏的产液量，从而保持井筒及井口油流温度，有利于稠油的开采。（4）开发常规稠油油藏15-水平井可以增加稠油油藏的产液量，从而保持井筒及井口油流温度，水平井开发稠油油藏16-水平井开发稠油油藏16-用一口水平井可钻穿多层陡峭的产层，相当于多口直井的勘探效果。（5）水平井勘探17-用一口水平井可钻穿多层陡峭的产层，相当于多口直井的勘探效果。侧钻水平井可使一批老井返青，死井复活。荷兰的Helder油田，底水油藏，后期生产含水率平均达到94%，基本没有效益。在11口老井上，通过侧钻水平井，二次完井，老井复活，含水率降到10-20%，40天收回侧钻井成本，效益很好。侧钻水平井（6）开采剩余油（侧钻水平井）18-侧钻水平井可使一批老井返青，死井复活。侧钻水平井（6）开采剩有利于水线的均匀推进，有利于提高采收率。（7）平注平采19-有利于水线的均匀推进，有利于提高采收率。（7）平注平采19-一口水平井可以替代多口直井，大量减少钻井过程中的排污量，有利于保护环境。丛式水平井阶梯式水平井（8）保护环境20-一口水平井可以替代多口直井，大量减少钻井过程中的排污量，有利4.1国外水平井技术发展概况上世纪80年代水平井技术呈大规模、加速发展趋势，至1985年底全世界共钻水平井100口，至1995年一年为1500口；1996年一年即钻水平井2700口。目前已经成为成熟技术。Sperry-Sun公司在卡塔尔海上所钻ALS-8B井，水平段最长5004m。MaerskOilQatarAS公司于2004年4月在海上S区块的Al-Shaheen油田的EA-04井，在井斜大于86º的井中钻成8154m的最长水平段，测量深度9437m，总垂深1070m，水深65m。

4、水平井的发展状况21-4.1国外水平井技术发展概况4、水平井的发展状况21-SperrySun公司使用8-3/4″牙轮钻头、旋转导向系统和磁测距技术，在加拿大不列颠哥伦比亚省Jedney油田创出了将两口井距3104m的井底部相交的纪录；测量深度为5864m，总垂深1545m。Mobil公司在德国钻成的R—308井（4¾”井眼），创短半径水平井水平段最长600m的世界记录。美国Bechtel公司采用高压水射流技术开发的超短半径水平井系统，在4¾”井眼中同一深度半径方向钻24个辐射状的水平井眼，水平段长3060m，曲率半径0.3m。4.1国外水平井技术发展概况22-SperrySun公司使用8-3/4″牙轮钻头、旋转导向系卡塔尔海上油田钻成的ALS-8B井，水平段长5004m（sperry-sun）,是目前水平段长最长的水平井。意大利米兰市西部油田钻成垂深5994m，井深6330m的水平井（Anadnil），是目前世界上垂深最深的水平井。加拿大阿尔伯特一油田的H1、H2、H3丛式水平井、平均井深597m，平均垂深仅162m，是世界上最浅的水平井。英国Bp公司在WytchFarm油田钻的M11井，水平位移10141m，是目前世界上延伸距离最大的水平井；M14井，井深9557m，水平位移8938m，钻井周期81.7d，是目前同类水平井速度最快的一口。贝克休斯创造了2分支水平段长4500m，3分支水平段长8319m的分支水平井记录。水平井技术世界记录23-卡塔尔海上油田钻成的ALS-8B井，水平段长5004m（sp“八五”期间CNPC组织6个油田、5个院校、762名技术人员，投入资金3.6亿元，在水平井理论、实验技术、工艺方法、软件技术、工具仪器等方面进行研究，取得16项重大技术成果。“九五”期间开展了短半径水平井、侧钻水平井、径向水平井、直角转向水平钻进系统等工艺技术研究，在中原、辽河、吉林、长庆油田、胜利油田应用，提高产量2.35~9倍。“十五”以来，水平井钻井技术进入了超薄油层、深层、大位移、随钻地质导向的方向发展，规模应用水平得到了进一步发展。胜利油田：2002年完成的卡塔尔杜汉油田DK-586井，井径Φ152.4mm，水平段长1635m，水平位移1852m，水平段靶点数12个。2003年10月完成孤平1井，水平段长度达到1054.15m，是目前国内陆地水平段最长记录。

2003年3月完成的东河1-平2井，井深6476m，水平段400m，创出国内水平井垂深、井深最深记录。4.2国内水平井技术发展情况24-“八五”期间CNPC组织6个油田、5个院校、762名技术人胜利钻井从90年代开始水平井的钻探。经过十多年的发展，胜利油田已经形成了完善配套的水平井钻井完井技术。至2005年4月底共完成各类水平井464口，占中国水平井总数67%。胜利油田内部年完成水平井在70～80口之间。

单井产量是同区邻近直井的3倍以上，取得了显著的经济效益。并在一些特殊油藏中得到了很好应用。胜利油田水平井技术25-胜利钻井从90年代开始水平井的钻探。经过十多年的发展，胜利油水平井技术的应用类型水平探井阶梯式水平井三维、多目标水平井大位移水平井超深水平井丛式水平井蒸汽重力驱油水平井稠油砾石油藏水平井连通式水平井套管开窗侧钻水平井短半径水平井

超短半径水平井分支水平井薄油层水平井26-水平井技术的应用类型水平探井稠油砾石油藏水平井26-（1）套管开窗侧钻水平井义118-28-侧平1井，在Φ139.7套管内3225.33m侧钻，完钻井深3337.42m，最大井斜89.8°，平均造斜率达1.39°/m；塔中16-侧平1井Ф244.5mm套管开窗侧钻点3063m。STM4-C1井，Ф177.8mm套管开窗侧钻点达到4426.50m。TK-438井侧钻点5442m。库1井侧钻点6335m。27-（1）套管开窗侧钻水平井义118-28-侧平1井，在Φ139（2）三维多目标水平井国内最深的阶梯式水平井DH1-H3井，完钻井深6326m，垂深5736.79m，造斜点5483.02m，水平位移725.32m，最大井斜88.8°，两水平段落差13.51m；卡塔尔杜汉油田大部分井眼直径为152.4mm，DK-522井水平段连续调整方位70°，水平段靶点数最多达到12个。MD1956.09m640.22m109m11mL2-P1井28-（2）三维多目标水平井国内最深的阶梯式水平井DH1-H3井，多井联通实现连续生产，提高产量。顺9-平1井等25对连通水平井，使该矿单井芒硝产量提高8倍以上。是水平井在非石油行业应用的成功范例。重要的是为井喷救援、非石油行业应用积累了重要经验。486m顺9-平1井顺5井（3）连通水平井29-多井联通实现连续生产，提高产量。486m顺9-平1井顺5井（（4）单井蒸气驱重力泄油水平井、多井联合蒸汽吞吐热采井草南SWSD--平1井、单60--平3井等。郑科平1井区多井联合试验进行了注蒸汽吞吐试验，产液效果好。30-（4）单井蒸气驱重力泄油水平井、多井联合蒸汽吞吐热采井草南S主要用于老井侧钻，可以节省费用，成本比钻新井可节约3060%。TK406CH1，完钻井深5879.60m，垂深5473.55m，井眼直径Ф149.2mm，造斜率1.44°/m，最大井斜角92.30°，具有较高的水平井技术综合应用水平。在新疆地区服务完成的S23C井，完钻井深5778.00m，造斜点深5397.00m，最大造斜率110.10°/100m。长半径>285m中半径>86m=57～12m短半径水油（5）短半径水平井31-主要用于老井侧钻，可以节省费用，成本比钻新井可节约3060研究新型高效旋转射流，使用特殊设计的造斜器和旋转射流钻头，在老油井中对应生产层位置钻出多个超短半径（0.3米）的径向水平井网，大幅度提高老井原油采收率。国内大港、中原、胜利等油田都有成功的应用。（6）旋转射流径向水平井32-研究新型高效旋转射流，使用特殊设计的造斜器和旋转射流钻头，在一是形成的孔眼要有足够大的面积；二是形成的孔眼必须具有规则的形状；三是具有较高的破岩效率和钻进速度。常规的圆射流不具备这些功能，因此设计利用旋转射流。水射流破岩必须具备三个基本条件：33-一是形成的孔眼要有足够大的面积；水射流破岩必须具备三个基本条旋转射流可以钻出大于喷嘴面积百倍的规则孔眼。并比普通圆射流的破岩效率高得多。旋转射流破岩形成的孔底成规则的内凸锥状，完全与圆射流形成的类半球状或锥状不同。其破岩成孔的过程和孔底形状如左图。34-旋转射流可以钻出大于喷嘴面积百倍的规则孔眼。并比普通圆射流的超薄油层油藏在国内外各油田都广泛分布。在“九五”引进FEWD随钻地质评价系统进行攻关研究的基础上，“十五”以来应用范围迅速扩大，形成了配套技术。到2004年底，胜利油田使用FEWD、LWD完成薄油层水平井钻井127口，使难动用储量油藏得到了有效开发，也推动了水平井技术的发展。（7）超簿油层水平井技术35-超薄油层油藏在国内外各油田都广泛分布。（7）超簿油层水平井技油层厚度0.90m营31-平2井油层段垂直剖面图36-油层厚度0.90m营31-平2井油层段垂直剖面图36-另外，还有大位移水平井、分支水平井、欠平衡水平井、丛式水平井、小井眼水平井等等。桩139丛式井组：在70.13°扇面内由浅海人工平台向海上深水区钻井27口（其中2口水平井），平均井深2189.93m，平均水平位移1157.69m，实现了海油陆采，取得了显著的开发效益。海洋钻井埕岛西A井组：钻井23口，井间距离为1.524×1.829m(5×6ft)，通过科学设计、精心施工、严格控制井身轨迹，在钻井速度、井身质量、固井质量等方面都取得了良好效果。垦东12平台在人工岛钻井28口，连同老井共29口，是目前井数最多的丛式井组。（8）其它水平井技术37-另外，还有大位移水平井、分支水平井、欠平衡水平井、丛式水平井

采用4口水平探井、1口开发井整体勘探开发的水平油田4口探井探明油层673.9m，相当于29口直井的效果产量是同区直井的3-5倍SP-1水平井在水平段钻遇油层381.5mm，日产原油240吨。（1）水平井探井中的应用38-采用4口水平探井、1口开发井整体勘探开发的水平油田4口水平井在探井中的应用埕科1井：是一口长半径水平探井，是胜利油田第一口水平井，也是我国第一口水平探井。完钻井深2650.13m，位移1005m，水平段长505m，水平段钻穿19个油层中穿211.5m试油获230吨/日高产量。水平2井：胜利油田完成的水平段最长的水平井，也是我国完成的水平段最长的水平井。水平段长901.43m，并在215.9mm井眼的水平段内下入Φ139.7mm的油层套管882.02m，这在我国内是仅有的，在世界上也是少见的。39-水平井在探井中的应用埕科1井：是一口长半径水平探井，是胜利油（2）用丛式水平井整体开发稠油油藏草13-平5井、草13-平6井（2001年，丛式水平井组）草13-平6井用23h钻达A点,24h钻完335m水平段。草13-平5井用21h钻达A点，25h钻完330m水平段。两口水平井从定向到完钻均用一只钻头。创同地区同类井钻井周期最短、使用钻头最少等多项纪录。40-（2）用丛式水平井整体开发稠油油藏草13-平5井、草13-平在江汉王平1井完成沿背斜构造顺层延伸的拱形水平段水平井盐层9韵律盐间非砂岩油藏（3）三维、多目标水平井的应用国内首次在泡沫泥浆中使用MWD钻井周期仅11天9小时比设计钻井周期提前12天2小时完钻井深1427.00m水平位移736.50m水平段长404.03m草古100-平5井（99年，乐安油田41-在江汉王平1井完成沿背斜构造顺层延伸的拱形水平段水平井盐层9三维绕障水平井

胜利钻井在所完成的水平井中，近五分之一的是三维绕障水平井最大绕度达２０°。93年12月在单家寺油田试验并钻成了第一口三维设计的中半径水平井—单

2-平1井，之后又在草桥油田整体设计和开发的水平井平台上及其它地区相继钻成了三维水平井18口，形成了水平井三维绕障设计与井眼轨迹控制技术。42-三维绕障水平井胜利钻井在所完成的水平井中，近五分之一的阶梯式水平井技术阶梯式水平井的水平段要钻穿具有一定高差的两个或两个以上的水平段。临2-平1井:兩个水平段高差相差10.10m，共钻穿上下两个油层累计厚度390.50m。仅投产下部一个油层199.0m水平段，初产原油115.0t，相当于邻井的4~5倍。43-阶梯式水平井技术阶梯式水平井的水平段要钻穿具有一定高差的两个井深

5206.00m

垂深

4775.00m

造斜点

4436.00m

水平段

300.00m

水平段落差7.00mLN10-H1井（1997年，塔里木油田）同期国内最深的阶梯水平井；在塔里木地区首次采用上部长裸眼井身结构。44-井深5206.00mLN10-H1井（1997年，塔（4）深层水平井超深水平井钻井技术在我国西部油田得到了广泛推广应用。解放128井：完钻井深6001.30m，造斜点深5060m，垂深5341.76m，水平段长260m，最大井斜91.5度，是当时亚洲垂深最深的水平井。45-（4）深层水平井超深水平井钻井技术在我国西部油田得到了广泛推亚洲垂深第一，世界垂深第二的水平井。井号:DH-P1斜深:6452.00m垂深:5782.29m造斜点:5552.11m水平段长:500.46m最大井斜:91.5°超深水平井46-亚洲垂深第一，世界垂深第二的水平井。井号:完钻井深5218.00m钻井周期

48天6小时定向段

15天

水平段

5天3小时刷新了该地区钻井周期的最短纪录ST7-H3井（2000年，桑塔木油田）塔里木是我国应用水平井技术进行油田开发比例最大、效果最明显的地区。塔指共有300余口开发井，年产量约400余万吨，完成水平开发井35口，水平井的产量占总产量的34.3%。水平一井，日产过千吨，并长期保持高产、低含水，成为我国单井日产最高和单井出油最多的冠军。47-完钻井深5218.00mST7-H3井（2000年，桑创同期国内陆上水平井水平位移最大、6″井眼水平段最长两项国内记录完钻井深5942.00m

造斜点4585.43m水平位移1056.25m水平段长320.00m

HD402H超深水平井（2001年，塔里木油田）48-创同期国内陆上水平井水平位移最大、6″井眼水平段最长两项国内YM7-H1井——2003塔里木油田技术难点：导眼与造斜段两次通过膏泥岩互层12¼″井眼定向钻井液密度1.68g/cm3完钻井深5011.76m完钻垂深4699.51m造斜点4458.76m水平位移404.07m水平段长225.75m被甲方称为亚洲第一的高难度水平井。新疆英买力区块第一口水平井49-YM7-H1井——2003塔里木油田技术难点：完钻井深江苏省洪泽县的芒硝矿，用直井以水吞吐方式开采。为提高产量，根据矿藏开采特点采用双井连通式水平井开采。顺５井是一口直井，完钻井深2242m，硭硝层位于2210至2200m。顺９-平１井与直井顺５井连通，水平段长250m，水平位移480m，两口井连线夹角87度。（5）水平井在非石油领域的应用钻至2629m实现连通，其产量是直井8倍。获得巨大经济效益，将水平井技术运用到非石油行业，属国内首创。双井连通式水平井50-江苏省洪泽县的芒硝矿，用直井以水吞吐方式开采。为提高产量，根煤层气多分支水平井技术51-煤层气多分支水平井技术51-大宁煤矿DNP02项目52-大宁煤矿DNP02项目52-“九五”期间，完成了国家重点科技攻关项目“屋脊式断块和稠油油藏侧钻水平井钻采配套技术研究”,重点对51/2″套管内短半径侧钻水平井进行系统攻关。形成了51/2″套管内短半径侧钻水平井钻井、井下专用工具和钻柱及套管柱力学研究等一系列配套技术。（6）短半径水平井技术53-“九五”期间，完成了国家重点科技攻关项目“屋脊式断块和稠油油全国记录梁11—23侧平1井（1998年，胜利油田）51/2套管内短半径侧钻水平井水平段最长（151m）井斜角最大（99.23）产油量是邻井的3-4倍54-全国梁11—23侧平1井（1998年，胜利油田）51/2套TK406CH1（2003年，塔河油田）

深部短半径欠平衡侧钻水平井完钻井深：5879.60m侧钻点：5390.00m设计方位：359.41°水平位移：430.29m靶前位移：90.00m最高造斜率：1.44°/1m

A点垂深：5472.61mB点垂深：5473.55m55-TK406CH1（2003年，塔河油田）深部完序号井号区块完钻井深（m）垂深（m）水平位移（m）造斜率（°/m）定向到完钻时间完成时间1TK406CH1新疆塔河5879.605473.55430.291.4432d20032TK731CH新疆塔河6274.515690.48614.001.4637d20033TK645CH新疆塔河6027.295634.74413.691.1048d20044TK470CH新疆塔河5754.005461.39344.711.4528d10h20055TK818CH新疆塔河6391.005791.84663.170.8245d21h20056TK815CH新疆塔河6042.785598.21479.671.2224d20057TK320CH新疆塔河5961.005487.07460.551.2324d12h2005钻井院近年完成新疆塔河油田部分井的主要指标取得该地区钻井速度最快、钻井周期最短等多项高指标，为塔河油田对已无产能的直井进行有效的改造利用积累了宝贵经验56-序号井号区块完钻井深垂深（m）水平位移（m）造斜率（°“超短半径侧钻水平井”目前被定义为：在垂直井眼的半径方向上用高压水射流钻出的曲率半径为0.3m左右的水平井眼。超短半径侧钻水平井是指曲率半径远比常规的短曲率半径水平井更短的一种水平井，其英文名称为“UltrashortRadiusRadialwe11”，完成该水平井的钻井系统称之为“UltrashortRadiusRadialSystem”，简称URRS。（7）超短半径水平井技术57-“超短半径侧钻水平井”目前被定义为：在垂直井眼的半径方向上用超短半径侧钻水平井钻井技术特点钻柱和钻头不旋转，不用钻杆给钻头加钻压，解决了加钻压困难问题，减少了钻柱事故。定向工艺简单、曲率半径短（只有0.3m），进入油层方向和位置准确。地面设备简单，钻井施工操作方便，机械钻速高，建井周期短，经济效益显著。井场面积小、排放的钻井液、钻屑少等，有利于环保。58-超短半径侧钻水平井钻井技术特点钻柱和钻头不旋转，不用钻杆给超短半径侧钻水平井钻井技术应用领域开发薄油藏、垂直裂缝油藏、稠油油藏、低渗透油藏等。可以进行老井重钻，在同一油层深度钻出几口甚至几十口辐射状水平井眼，扩大油层裸露面积，提高产量和采收率。作为一种增产措施，代替重复射孔、酸化压裂等。且比重复射孔和酸化压裂效果更好。59-超短半径侧钻水平井钻井技术应用领域开发薄油藏、垂直裂缝油藏高12-39侧平1井（2001年，高青油田）胜利油田第一口超短半径侧钻双分支井侧钻井深：982.81m两个分支：90方向，12.56m290方向，11.68m完井示意图60-高12-39侧平1井（2001年，高青油田）胜利油田第一口超欠平衡钻井技术是中石化“十条龙”项目之一。商741-平1井，在钻至3522m（垂深3400.44m）进入火成岩地层后，采用充氮气诱喷的方法实现欠平衡钻井，解决了该区钻井中的严重漏失问题、也做到了对火成岩油气层的有效保护，试油初产80吨/日，现控制稳产70吨/日。（8）欠平衡水平井61-欠平衡钻井技术是中石化“十条龙”项目之一。（8）欠平衡水平井江汉油田王场地区盐间非砂岩储层欠平衡水平井实测地层压力系数1.62，采用1.35-151g/cm3的钻井液，静欠压1.43MPa，动欠压0.78MPa，投产效果良好，日产油65t。王平1井62-江汉油田王场地区盐间非砂岩储层欠平衡水平井实测地层压力系数孤东７-平１井是我国第一口海油陆采水平井，也是目前国内绕障难度最大的水平井。该井井深1750m，垂深1038m，水平段200m。（9）海油陆采水平井63-孤东７-平１井是我国第一口海油陆采水平井，也是目前国内绕障难埕北21-平1井：完钻井深4837.4m，井底垂深2633.91m，水平位移与垂深比为1.2:1。水平位移达到3167.34m。大位移水平井64-埕北21-平1井：完钻井深4837.4m，井底垂深2633.井号：草南SWSD-平1水平段长：642.72m垂深/位移比1：1.014

油管蒸气注入管MD1500m812.52m823.78m（10）单井蒸汽驱重力泄油水平井65-井号：草南SWSD-平1油管蒸气

草南SWSD—平1井完钻井深1560m；水平段长642.72m；总水平位移823.78m；垂直深度：813.25m，水平位移与垂深之比：1.01：1CNSWSD—平1井66-CNSWSD—平1井66-由于油层太薄，利用直井和常规定向井开发，油层裸露面积有限，难以形成商业生产能力。利用水平井技术，可将有工业价值产量所要求的最小油层厚度降低到最小限度，从而达到提高采收率和开发薄油层难动用储量的目的。指利用水平井技术控制水平段井眼轨迹在厚度不超过2m的油层里穿行，确保最大限度的钻穿油层的水平井。（11）薄油层水平井67-由于油层太薄，利用直井和常规定向井开发，油层裸露面积有限，难临33-平1井（2001年，临盘油田）靶半高1m靶半宽5m

完钻井深2154.00m水平段长332.09m

投产后日产液12.5m3，日油12.3吨的水平，是临近直井产量的6~8倍，位居大芦家油田老区日产水平的榜首。首口薄互层68-临33-平1井（2001年，临盘油田）靶半高1m靶半宽5单增32°/100m设计薄油层水平井埕71-平1井(2001，埕岛油田）靶半高1m靶半宽5m油层厚度0.9~4.0m

完钻井深1643.44m水平段148.49m定向到完钻6天14小时2002年1月26日投产，初期产量日油25吨，不含水，为同区块直井产量的12倍。69-单增32°/100m设计薄油层水平井油层厚度0.9~1.5m超薄油层水平井塔里木哈得地区油层大多是厚度0.9~1.5m、埋深都在5000m左右的超薄油层，在该地区已成功开发9口水平井，平均产量是同地区直井的3~6倍，取得了良好的经济效益和社会效益.70-油层厚度0.9~1.5m超薄油层水平井塔里木哈得地区油HD1-27H（2002年，塔里木油田）2号砂层厚度0.6m～1.8m，主要为1.0m～1.2m3号砂层厚度1.2m～2.1m，主要为1.5m～1.7m泥岩隔层3.0m～3.8m

井深5488m侧钻点4790m

水平位移571.78m水平段长365m油层穿透率100%2002年7月18日用Ø9.53mm油嘴求产，获得高产工业油流，日产原油240m3。深层双阶梯薄油层水平井71-HD1-27H（2002年，塔里木油田）2号砂层厚度0.6m1、水平井目标区的设计2、井眼轨迹控制要求高、难度大3、管柱受力复杂4、泥浆密度窗口小，易出现井漏、井塌5、携带岩屑困难6、保证固井质量难度大7、井下缆线作业困难8、完井工艺难度大二、水平井的主要技术问题72-1、水平井目标区的设计二、水平井的主要技术问题72-1、水平井目标区的设计水平井合理井位的选择水平井目标区的设计是水平井是否有效益的关键技术，①水平井合理井位的选择；②水平井完井方法选择；③水平井靶区参数设计：水平段长设计；水平段方位设计；水平段井斜角计算；水平段垂向位置计算；水平井靶体设计。73-1、水平井目标区的设计水平井合理井位的选择水平井目标区的设计限制水平段长度的因素目标段太长，下钻摩阻可能大得下不去；滑动钻进加不上钻压。摩阻增大，受压钻柱发生屈曲失稳，更增大摩阻；在某种工况下，钻柱受力可能超过钻柱的强度极限，导致钻柱破坏。水平段过长，下钻或开泵井内波动压力过大，可能压漏地层。水平段过长，起钻的抽吸可能导致井壁坍塌。水平井长度限制条件74-限制水平段长度的因素目标段太长，下钻摩阻可能大得下不去；滑动已知：地层倾角δ；目标段设计方位线与地层下倾方位线的夹角为Δφ；求：目标段的井斜角T目标段井斜角的计算75-已知：地层倾角δ；目标段设计方位线与地层下倾方位线的夹角为Δ要求高，是指轨迹控制的目标区的要求高。普通定向井的目标区是一个靶圆，井眼只要穿过此靶圆即为合格。水平井的目标区则是一个扁平的立方体，如图所示，不仅要求井眼准确进入窗口，而且要求井眼的方位与靶区轴线一致，俗称“矢量中靶”。2、井眼轨迹控制要求高、难度大76-要求高，是指轨迹控制的目标区的要求高。2、井眼轨迹控制要求高难度大，是指在轨迹控制过程中存在“两个不确定性因素”。轨迹控制的精度稍差，就有可能脱靶。所谓“两个不确定性因素”，一是目标垂深的不确定性，即地质部门对目标层垂深的预测有一定的误差；二是造斜工具的造斜率的不确定性。这两个不确定性的存在，对直井和普通定向井来说，影响不大，但对水平井来说，则可能导致脱靶。2、井眼轨迹控制要求高、难度大77-难度大，是指在轨迹控制过程中存在“两个不确定性因素”。轨迹控由于井眼的井斜角大，井眼曲率大，管柱在井内运动将受到巨大的摩阻，致使起下钻困难，下套管困难，给钻头加压困难。在大斜度和水平井段需要使用“倒装钻具”，下部的钻杆将受轴向压力，压力过大将出现失稳弯曲，弯曲之后将摩阻更大。摩阻力、摩扭矩和弯曲应力将显著地增大，使钻柱的受力分析、强度设计和强度校核比直井和普通定向井更为复杂。由于弯曲应力很大，在钻柱旋转条件下应力交变，将加剧钻柱的疲劳破坏。要求精心设计钻柱，严格按规定使用钻柱。3、管柱受力复杂78-由于井眼的井斜角大，井眼曲率大，管柱在井内运动将受到巨大的摩地层的破裂压力和坍塌压力随井斜角和井斜方位角而变化。在原地应力的三个主应力中，垂直主应力不是中间主应力的情况下，随着井斜角的增大，地层破裂压力将减小，坍塌压力将增大，所以泥浆密度选择范围变小，容易出现井漏和井塌。在水平井段，地层破裂压力不变；随着水平井段长的增长，井内泥浆液柱的激动压力和抽吸压力将增大，也将导致井漏和井塌。要求精心设计井身结构和泥浆参数，并减小起下管柱的压力波动。4、泥浆密度窗口小，易出现井漏、井塌79-地层的破裂压力和坍塌压力随井斜角和井斜方位角而变化。4、泥浆地层破裂压力随井斜角的变化规律垂直主应力是中间主应力80-地层破裂压力随井斜角的变化规律垂直主应力是中间主应力80-地层破裂压力随井斜角的变化规律垂直主应力是最大主应力，两个水平主应力相等81-地层破裂压力随井斜角的变化规律垂直主应力是最大主应力，两个水地层破裂压力随井斜角的变化规律垂直主应力是最大主应力，两个水平主应力不相等82-地层破裂压力随井斜角的变化规律垂直主应力是最大主应力，两个水地层破裂压力随井斜角的变化规律垂直主应力是最小主应力。83-地层破裂压力随井斜角的变化规律垂直主应力是最小主应力。83-地层破裂压力随方位角的变化规律84-地层破裂压力随方位角的变化规律84-5、携带岩屑困难由于井眼倾斜，岩屑在上返过程中将沉向井壁的下侧，堆积起来，形成“岩屑床”。特别是在井斜角45°~60°的井段，已形成的“岩屑床”会沿井壁下侧向下滑动，形成严重的堆积，从而堵塞井眼。要求精心设计泥浆参数和水力参数。第三洗井区：井斜角550～900(60～900)第一洗井区：井斜角00～450(0～300)第二洗井区：井斜角450～550(30～600)85-5、携带岩屑困难由于井眼倾斜，岩屑在上返过程中将沉向井壁的下影响携岩效果的因素：井斜角的影响：由于井斜角的影响，形成了三个洗井区。最复杂的是第二洗井区。顺利钻过第二和第三洗井区的关键在于大排量。钻柱偏心的影响：在大斜度和水平井中，钻柱总是偏向井壁下侧，钻井液流动主要在上侧方向的环空中，所以偏心不利于清除岩屑床。钻柱旋转的影响：钻柱旋转有利于搅动岩屑床，所以是有利于携岩的。钻柱尺寸的影响：钻柱尺寸大，环空间隙小，相同排量条件下返速高，有利于携岩。86-影响携岩效果的因素：井斜角的影响：由于井斜角的影响，形成了三6、保证固井质量难度大水平井固井存在的主要问题：顺利将套管下入井内问题；套管在井内的居中及顶替效率问题；井眼高边的自由水通道问题；87-6、保证固井质量难度大水平井固井存在的主要问题：87-提高注水泥质量措施：使用扶正器使套管居中：在弯曲段和水平段，至少一根套管一个扶正器，或两根套管三个扶正器；在保证不压裂地层的条件下，使用大排量紊流注水泥注水泥过程中，尽量采用上下提放或旋转套管从循环泥浆转换到注水泥浆，最好不要停泵，尽量减少井内泥浆的静止时间（触变性问题）；使用长段隔离液（在井内有200m~300m长），充分清除泥浆；注水泥前至少循环三周，充分洗净井眼；使用零自由水的水泥浆；88-提高注水泥质量措施：使用扶正器使套管居中：在弯曲段和水平段，7、井下缆线作业困难大斜度和水平井段，测井仪器不可能依靠自重滑到井底。钻进过程中的测斜和随钻测量，均可利用钻柱将仪器送至井下。射孔测试时亦可利用油管将射孔枪弹送至井下。只有完井电测时井内为裸眼，仪器难以送入。目前解决此问题的方法有多种，利用钻柱送入是主要方法，但仍不甚理想。89-7、井下缆线作业困难大斜度和水平井段，测井仪器不可能依靠自重泵入挺杆系统：先下钻，然后从钻杆内下入仪器；仪器上部联接“挺杆”，再上部是电缆；仪器、挺杆及电缆的下入，需要开泵循环推动；挺杆可将仪器推动到钻杆以外一定距离，然后在上提过程中测井；只能使用小直径仪器。90-泵入挺杆系统：先下钻，然后从钻杆内下入仪器；90-挠性管测井系统挠性管中预先装设电缆，管前端与标准测井仪器联接；可在裸眼中进行测井；挠性管的下入由滚筒控制；缺点是挠性管受刚性影响，难以承受大的轴向压力，不可能太长，测井深度有限。91-挠性管测井系统挠性管中预先装设电缆，管前端与标准测井仪器联接9、完井工艺难度大水平井井眼曲率较大时，套管将难以下入，无法使用射孔完井法，将不得不采用裸眼完井或筛管完井法等。这将使完井方法不能很好地与地层特性相适应，将给采油工艺带来困难。万仁溥有“三不欢迎”：不欢迎短半径，不欢迎小井眼，不欢迎裸眼完井。92-9、完井工艺难度大水平井井眼曲率较大时，套管将难以下入，无法水平井的完井方法93-水平井的完井方法93-

优化设计

先进装备

精确高效控制井眼轨迹

优化完井水平井钻井关键技术94-优化设计水平井钻井关键技术94-三、水平井轨迹控制技术直井段轨迹控制技术（打好垂直井段）定向造斜段轨迹控制技术把好定向造斜关跟踪控制到靶点水平段轨迹控制技术95-三、水平井轨迹控制技术直井段轨迹控制技术（打好垂直井段）95(1)直井段施工要点直井段轨迹控制技术采用防斜打直技术，在直井段中尽量使井眼打直，为后续的定向造斜井段提供条件。在丛式井中，正钻井与其它井眼相距太近有磁干扰井段，应使用陀螺测斜仪测斜，进行防碰设计。96-(1)直井段施工要点直井段轨迹控制技术采用防斜打直技术，在(2)常用防斜打直技术满眼钻具：钻头＋近钻头扶正器＋短钻铤×1根＋扶正器＋无磁钻铤×1根＋扶正器＋钻铤＋加重钻杆＋钻杆钟摆钻具：钻头＋无磁钻铤×1根＋钻铤×1根＋扶正器＋钻铤＋加重钻杆＋钻杆塔式钻具：钻头＋钻铤1＋钻铤2＋钻铤3＋加重钻杆＋钻杆大尺寸钻铤在最下面，小尺寸钻铤在最上面；无磁钻铤的下端是与之直径最接近的大钻铤；与钟摆钻具使用方法相同，适合采用小钻压“吊打”。97-(2)常用防斜打直技术满眼钻具：钻头＋近钻头扶正器＋短钻铤(2)常用防斜打直技术导向钻具：单弯螺杆钻具＋随钻测量系统＋旋转钻进方式有线随钻：钻头＋弯螺杆＋短钻铤×1根＋扶正器＋定向直接头＋无磁钻铤×1根＋钻铤＋加重钻杆＋钻杆无线随钻（MWD）：钻头＋弯螺杆＋短钻铤×1根＋扶正器＋无磁钻铤×1根＋MWD无磁短节＋钻铤＋加重钻杆＋钻杆BHA设计要点：单弯螺杆钻具的弯角1°左右、带欠尺寸扶正器；短钻铤的长度需要计算；上扶正器为欠尺寸扶正器。钻进参数选择：控制排量不超过螺杆钻具额定排量；小钻压、低转盘转速。98-(2)常用防斜打直技术导向钻具：单弯螺杆钻具＋随钻测量系统(1)定向造斜钻具组合：定向方法（摆工具面方法）钻头＋弯螺杆钻具＋定向直接头＋无磁钻铤钻头＋直螺杆钻具＋定向弯接头＋无磁钻铤原理：利用弯接头或弯马达使下部钻具产生一个弹性力矩，迫使井下动力钻具驱动钻头侧向切削，使钻出的新井眼偏离原井眼轴线，达到定向和扭方位目的。(2)定向方法：单点定向；有线随钻定向；无线随钻定向99-(1)定向造斜钻具组合：定向方法（摆工具面方法）钻头＋弯螺水平井造斜工具带柔性连接的弯外壳马达带垫块的弯外壳马达柔性连接旁通阀螺杆马达弯外壳轴承部分旁通阀螺杆马达弯外壳轴承部分垫块100-水平井造斜工具带柔性连接的弯外壳马达带垫块的弯外壳马达柔性连水平井造斜工具带弯接头的短马达旁通阀同向双弯马达旁通阀螺杆马达螺杆马达弯外壳轴承部分轴承部分弯接头弯接头101-水平井造斜工具带弯接头的短马达旁通阀同向双弯马达旁通阀螺杆马水平井造斜工具弯外壳马达带稳定器的双弯马达旁通阀旁通阀弯接头扶正器螺杆马达螺杆马达弯外壳弯外壳扶正器轴承部分轴承部分102-水平井造斜工具弯外壳马达带稳定器的双弯马达旁通阀旁通阀弯接头水平井造斜工具带弯接头的标准马达弯外壳马达(导向马达系统)轴承部分轴承部分和扶正器旁通阀旁通阀弯接头螺杆马达螺杆马达弯外壳万向连接扶正器103-水平井造斜工具带弯接头的标准马达弯外壳马达(导向马达系统)轴水平井造斜工具带垫块的双弯马达反向双弯马达弯接头弯接头轴承部分轴承部分旁通阀旁通阀螺杆马达螺杆马达弯外壳弯外壳垫块104-水平井造斜工具带垫块的双弯马达反向双弯马达弯接头弯接头轴承部下入造斜钻具至造斜点位置。单点测斜，测量造斜位置的井斜角、方位角和工具面。在测斜的同时，对井口钻杆，方钻杆，地面钻杆进行打印，并把井口钻杆的印痕投到转盘的外缘上，作为基准点。调整安置角（设计方位角＋反扭角），锁住转盘，开泵钻进。定向钻进，每钻进1-2根进行单点测斜，根据测量的井斜角和方位角及时修正反扭角，并调整造斜工具的安置角。定向造斜至井斜角8°左右、方位合适，起钻更换转盘增斜钻进。A、单点定向方法105-下入造斜钻具至造斜点位置。A、单点定向方法105-当前井底井斜角<3°时：直接定向单点定向就是设法将实测的装置方位线转到校正方位线上。定向角＝校正后的设计方位＋反扭角＋磁偏角＋马达角差－磁工具面(MTF)。注意：使用直马达时，马达角差为0测斜结束之后、定向钻进之前，如果将钻柱顺时针旋转某个角度（定向角），那么装置方位线就旋转至定向方位线上。106-当前井底井斜角<3°时：直接定向注意：使用直马达时，测斜结弯马达与定向直接头之间的角差直接头动力钻具直接头动力钻具起始角=定向角＋转盘角差起始角＋钻杆角差(累计求和)＋方钻杆角差＝转动角(以转盘标志线为基准线，方钻杆的基准棱顺时针转过的角度）注意：读角差时左负右正或者是顺正逆反（从上望下看）。每次测斜之后就重新计算定向角、起始角、钻杆角差。角差输入：-△Ф角差输入：＋△Ф107-弯马达与定向直接头之间的角差直接头动力钻具直接头动力钻具当前井底井斜角>3°时：按扭方位对待单点扭方位就是将实测的装置方位线转到设定的装置方位线上。定向角1＝测量方位＋装置角＋反扭角＋磁偏角＋马达角差－磁工具面(MTF)定向角2＝反扭角＋装置角＋动力钻具角差－高边工具面(GTF)测斜结束之后、扭方位钻进之前，如果将钻柱顺时针旋转某个角度（定向角），此时的装置方位线就旋转至设定的装置方位线上。井斜角>5°以后要求使用重力高边工具面(GTF)。108-当前井底井斜角>3°时：按扭方位对待测斜结束之后、扭方位钻井斜角<3°时：直接定向加压前：磁工具面(MTF)＝校正方位＋反扭角＋磁偏角加压后：磁工具面(MTF)＝校正方位＋磁偏角

井斜角>3°时：按扭方位对待加压前：磁工具面(MTF)＝测量方位＋反扭角＋磁偏角＋装置角加压后：磁工具面(MTF)＝测量方位＋磁偏角＋装置角加压前：高边(GTF)＝反扭角＋装置角加压后：高边(GTF)＝装置角B、有线随钻定向方法注意：预先修正弯马达与定向直接头之间的角差。109-井斜角<3°时：直接定向B、有线随钻定向方法注意：预先修正井斜角<3°时：直接定向加压前：磁工具面(MTF)＝校正方位＋反扭角加压后：磁工具面(MTF)＝校正方位井斜角>3°时：按扭方位对待加压前：磁工具面(MTF)＝测量方位＋反扭角＋装置角加压后：磁工具面(MTF)＝测量方位＋装置角加压前：高边(GTF)＝反扭角＋装置角加压后：高边(GTF)＝装置角C、无线随钻定向方法注意：用MWD时，动力钻具角差和方位修正角（磁偏角）要在工作前确认准确无误后输入计算机。110-井斜角<3°时：直接定向C、无线随钻定向方法注意：用MWD定向井常规钻具组合111-定向井常规钻具组合111-(1)增斜钻具：一般增斜率6゜/100m一般采用双稳定器组合。是利用杠杆原理设计的。它有一个近钻头足稳定器作为支点，第二个稳定器与近钻头稳定器之间的距离应根据两稳定器之间的刚性（尺寸）大小和要求的增斜率的大小确定，一般为20m（两根钻铤长度），两稳定器之间的钻铤在钻压下，产生向下的的弯曲变形，使钻头产生斜向力。112-(1)增斜钻具：一般增斜率6゜/100m一般采用双稳定器组95/8"Bit＋Φ244mmSST＋挡板＋7"NMDC×1根＋7"DC×1根＋Φ244mmSST＋7"DC×1根＋Φ244mmSST＋7"DC×2柱＋5"DP(常规)95/8"Bit＋Φ244mmSST＋挡板＋5"NMDP×1根＋7"DC×1根＋Φ244mmSST＋7"DC×1根＋Φ244mmSST＋7"DC×2柱＋5"DP(参考)81/2"Bit＋Φ214mmSST＋挡板＋61/4"NMDC×1根＋61/4"DC×1根＋Φ214mmSST＋61/4"DC×1根＋Φ214mmSST＋61/4"DC×2柱＋5"DP81/2"Bit＋Φ214mmSST＋挡板＋5"NMDP×1根＋61/4"DC×1根＋Φ214mmSST＋61/4"DC×1根＋Φ214mmSST＋61/4"DC×2柱＋5"DP常规增斜钻具组合113-95/8"Bit＋Φ244mmSST＋挡板＋7"NMDC×通过减小近钻头稳定器与2号稳定器的距离或者减小近钻头稳定器的外径尺寸（欠尺寸稳定器），以减小钻具的造斜能力。95/8"Bit＋Φ244mmSST＋挡板＋7"NMDC×1根＋Φ244mmSST＋7"DC×1根＋Φ244mmSST＋7"DC×2柱＋5"DP（常规）81/2"Bit＋Φ214mmSST＋挡板＋61/4"DMDC×1根＋Φ214mmSST＋61/4"DC×1根＋Φ214mmSST＋61/4"DC×2柱＋5"DP（常规）(2)微增斜钻具：一般增斜率3゜/100m114-通过减小近钻头稳定器与2号稳定器的距离或者减小近钻头稳定器的采用刚性满眼钻具结构，通过增大下部钻具的刚性，控制下部钻具在钻压作用下的弯曲变形，达到稳定井斜和方位的目的，常用稳斜钻具组合：钻头＋近钻头稳定器(双母扶正器)＋短钻铤（2-3m）＋稳定器＋单根钻铤（9m）＋稳定器＋钻铤＋钻杆(3)稳斜钻具95/8"Bit＋Φ244mmSST＋7"SDC＋Φ244mmSST＋挡板＋7"NMDC×1根＋Φ244mmSST＋7"DC×2柱＋5"DP（常规）81/2"Bit＋Φ214mmSST＋61/4"SDC＋Φ214mmSST＋挡板＋61/4"NMDC×1根＋Φ214mmSST＋61/4"DC×2柱＋5"DP（常规）115-采用刚性满眼钻具结构，通过增大下部钻具的刚性，控制下部钻具在一般采用钟摆钻具组合，利用钻具自身的重力产生的钟摆力实现降斜目的；根据钻头与稳定器的距离又分为大钟摆和小钟摆。大钟摆钻具：钻头＋钻铤×2根＋稳定器＋钻铤×1根＋稳定器＋钻铤＋钻杆小钟摆钻具：钻头＋钻铤×1根＋稳定器＋钻铤×1根＋稳定器＋钻铤＋钻杆(4)降斜钻具116-一般采用钟摆钻具组合，利用钻具自身的重力产生的钟摆力实现降斜171/2″Bit＋730×730＋挡板＋9″NMDC×1根＋9″DC×1根＋Φ444mmSST＋8″DC×2柱＋7″DC×2柱＋5″DP（新疆）121/4″Bit＋630×630＋挡板＋8″NMDC×1根＋8″DC×1根＋Φ311mmSST＋8″DC×2柱＋7″DC×2柱＋5″DP（新疆）95/8″Bit＋630×410＋挡板＋7″NMDC×1根＋7″DC×1根＋Φ244mmSST＋7″DC×1根＋Φ244mmSST＋7″DC×2柱＋5″DP95/8″Bit＋630×410＋挡板＋7″NMDC×1根＋Φ244mmSST＋7″DC×1根＋Φ244mmSST＋7″DC×2柱＋5″DP

81/2″Bit＋430×4A10＋挡板＋61/4″NMDC×1根＋61/4″DC×1根＋Φ214mmSST＋61/4″DC×1根＋Φ214mmSST＋61/4″DC×2柱＋5″DP81/2″Bit＋430×4A10＋挡板＋61/4″NMDC×1根＋Φ214mmSST＋61/4″DC×1根＋Φ214mmSST＋61/4″DC×2柱＋5″DP常规降斜钻具组合117-171/2″Bit＋730×730＋挡板＋9″NMDC×1A、7″套管开窗侧钻：6″Bit＋330×330(动力钻具)＋331×310＋43/4″NMDC×1根＋31/2″DPB、51/2″套管开窗侧钻:41/2″Bit＋230×230(动力钻具)＋231×210＋31/2″NMDC×1根＋27/8″DP(5)小井眼钻具组合118-A、7″套管开窗侧钻：6″Bit＋330×330(动力(1)增斜段：钻头＋动力钻具＋无磁钻铤＋MWD短节＋无磁钻铤＋加重钻杆＋斜坡钻杆＋普通钻杆。水平井常规钻具组合171/2″Bit＋95/8″×1.5°单弯动力钻具＋8″NMDC×1根＋MWD＋631×630（陀螺定向接头）＋8″DC×3根＋631×410＋5″HWDP＋5″DP（浅海）121/4″Bit＋73/4″×1.5°单弯动力钻具＋7″NMDC×1根＋MWD＋7″NMDC×1根＋5″HWDP＋5″XPDP＋5″DP（草桥）

119-(1)增斜段：钻头＋动力钻具＋无磁钻铤＋MWD短节＋无磁钻95/8″Bit＋73/4″×1.5°单弯动力钻具＋531×410＋7″NMDC×1根＋MWD＋7″NMDC×1根＋5″HWDP＋5″XPDP＋5″DP（草桥）95/8″Bit＋630×431（短接头）＋63/4″×1.5°单弯动力钻具＋431×410＋7″NMDC×1根＋MWD＋7″NMDC×1根＋5″HWDP＋5″XPDP＋5″DP（草桥）81/2″Bit＋61/2″×1.5°单弯动力钻具＋431×410＋5″NMDP×1根＋MWD＋5″NMDP×1根＋5″HWDP＋5″XPDP＋5″DP120-95/8″Bit＋73/4″×1.5°单弯动力钻具＋5(2)水平段：钻头＋动力钻具＋无磁钻杆＋MWD短节＋无磁钻杆＋斜坡钻杆＋加重钻杆＋斜坡钻杆＋普通钻杆。水平井常规钻具组合95/8″Bit＋73/4″×(1.0°~1.5°)单弯动力钻具＋531×410＋5″NMDP×1根＋MWD＋5″NMDP×1根＋5″XPDP＋5″HWDP＋5″DP95/8″Bit＋630×431（短接头）＋63/4″×(1.0°~

1.5°)单弯动力钻具＋431×410＋5″NMDP×1根＋MWD＋5″NMDP×1根＋5″XPDP＋5″HWDP＋5″DP81/2″Bit＋61/2″×(1.0°~

1.5°)

单弯动力钻具＋431×410＋5″NMDP×1根＋MWD＋5″NMDP×1根＋5″XPDP＋5″HWDP＋5″DP。121-(2)水平段：钻头＋动力钻具＋无磁钻杆＋MWD短节＋无磁钻着陆控制口诀：略高勿低；前高后低；寸高必争；早扭方位；稳斜探顶；动态监控；矢量进靶。略高勿低：选择工具造斜率的指导思想——确保实钻造斜率不低于设计造斜率，通常比设计值高10％~20％。前高后低：着陆控制后半段的设计造斜率要比前半段低一些，确保以较高造斜率才能进靶时有合适的造斜工具。寸高必争：水平井着陆控制技术要点122-着陆控制口诀：略高勿低；前高后低；寸高必争；早扭方位；稳斜探早扭方位：水平井井斜角增加较快，晚扭方位将增加扭方位的难度。要及时调整工具面角，加强对方位的动态监控。稳斜探顶：克服地质不确定因素的有效方法。可以准确探知油顶位置，并保证进靶钻进是按预定的技术方案进行，提高了着陆控制的成功率。矢量进靶：在进靶过程中不仅要控制钻头与靶窗平面的交点（着陆点）位置，还要控制钻头进靶时的方向。水平井着陆控制技术要点123-早扭方位：水平井井斜角增加较快，晚扭方位将增加扭方位的难度。动态监控：贯穿着陆控制的全过程已钻轨迹的计算描述、设计轨道参数的对比与偏差认定；对当前在用工具的已钻井眼造斜率的过后分析和误差计算；对钻头处状态参数（井斜角、方位角）的预测；对待钻井眼所需造斜率的计算；对当前在用工具和技术方案的评价和决策，比如：是否需要调整工作参数（钻压、工具面、钻进方式转化等），起钻时机的选择（是否立即起钻或再钻进多少米之后起钻等）。水平井着陆控制技术要点124-动态监控：贯穿着陆控制的全过程水平井着陆控制技术要点124-水平控制口诀：钻具稳平；上下调整；多开转盘；注意短起；动态监控；留有余地；少扭方位。钻具稳平：从钻具组合设计和选型来提高和加强稳平能力。上下调整：要求采用导向钻具组合，当需要调整钻头的垂向位置和井斜时，则设置工具面按滑动定向方式钻进。多开转盘：旋转钻进方式可减少摩阻，易加钻压；破坏岩屑床，清洁井眼；提高机械钻速；提高井眼质量；可增加水平段的钻进长度等。水平段控制技术要点125-水平控制口诀：钻具稳平；上下调整；多开转盘；注意短起；动态监动态监控：与着陆控制基本相同。要随时分析钻头位置距离靶体上下左右4个边界的距离，并对长距离待钻井眼做出判断和决策。留有余地：轨迹调整存在滞后现象。对水平段强调“留有余地”就是分析这种滞后现象带来的增量，保证在转折点（极限位置）也不出靶，以留出足够的进尺来确定调整时机，实施调控。少扭方位：控制好着陆点的方位（矢量进靶）是减少水平段扭方位的关键。应尽量减少扭方位次数，宜尽早把方位调整好。水平段控制技术要点126-动态监控：与着陆控制基本相同。要随时分析钻头位置距离靶体上下敬请提出宝贵意见！127-敬请提出宝贵意见！127-水平井钻井技术专题讲座之一：128-水平井钻井技术专题讲座之一：1-水平井技术为提高勘探效果、单井产量和油藏采收率开辟了一条崭新途径,给石油工业发展带来了一场新的革命,已列为当今石油工业最重要的关键技术之一。129-水平井技术为提高勘探效果、单井产量和油藏采收率开辟了一条崭新主要内容一、水平井技术概述二、水平井的主要技术问题三、水平井轨迹控制技术130-主要内容一、水平井技术概述3-一、水平井技术概述1、水平井的基本概念2、水平井的基本类型3、水平井的用途4、水平井的发展状况131-一、水平井技术概述1、水平井的基本概念4-水平井（horizontalwell）是指井眼轨迹达到水平（井斜角>86º）并继续延伸一定长度（延伸长度/油层厚度≧6）的定向井。1、水平井的基本概念132-水平井（horizontalwell）是指井眼轨迹达到水平造斜点水平位移垂深靶前位移水平段水平井的靶区：圆柱型、矩形、梯形等圆柱型矩形梯形水平井垂直剖面图133-造斜点水平位移垂靶前位移水平段水平井的靶区：圆柱根据剖面形状和从直井段至水平段拐弯半径的大小，可分为：长半径：K<6°/30m中半径：6°/30m、K<28°/30m短半径：K<1~5°/m超短半径：R<0.5m2、水平井的基本类型134-根据剖面形状和从直井段至水平段拐弯半径的大小，可分为：2、水水平井的类型类别造斜率(°/30m)井眼曲率半径（m)水平段长度(m)长半径2~6860~280300~1700中半径6~20280~85200~1000中短半径20~8085~20200~500短半径90~30060~10100~300超短半径特殊转向器0.330~60135-水平井的类型类别造斜率(°/30m)井眼曲率半径（m)水平段同短半径水平井相比，中半径水平井可采用常规设备和工具就可以完成，且井眼尺寸和完井方式不受限制，水平段长可达1000m以上，具有长半径水平井的大部分优点。同长半径水平井相比，中半径水平井的无效水平位移和弯曲段长度明显要短，摩阻扭矩小，轨迹控制井段短，且因为减小了无效井段长度，降低了钻井费用；造斜率相对较高，中靶和跟踪油层的能力较强。鉴于中半径水平井以上优点，其数量明显要多于长半径和短半径水平井的数量，占水平井总量60%。中半径水平井的优点136-同短半径水平井相比，中半径水平井可采用常规设备和工具就可以完水平井的剖面类型根据油藏特性的不同，按水平段的几何形状分为以下几类137-水平井的剖面类型根据油藏特性的不同，按水平段的几何形状分为以(1)开发薄油层或低渗透油藏，可提高单井产量与直井和常规定向井相比，水平井可以大大增加泄油面积，显著提高薄油层和低渗透油藏的产能，使其具有开采价值或增加经济效益。3、水平井的用途138-(1)开发薄油层或低渗透油藏，可提高单井产量3、水平井的用(1)水平井技术适合于薄层的开采扩大泄油面积增加控制储量提高油井产能0.6万吨直井的5倍以上（L=300m）139-(1)水平井技术适合于薄层的开采扩大泄油面积0.6万吨直井的水平井钻遇垂直裂缝的机会要远大于直井，可以获得更高的产能和采收率，例如：Rospo-Mare油藏。(2)开发以垂直裂缝为主的油藏140-水平井钻遇垂直裂缝的机会要远大于直井，可以获得更高的产能和采水平井可以延缓水锥、气锥的推进速度，延长油井寿命，提高采收率。（3）开发底水或气顶活跃的油藏141-水平井可以延缓水锥、气锥的推进速度，延长油井寿命，提高采收率水平井可以增加稠油油藏的产液量，从而保持井筒及井口油流温度，有利于稠油的开采。（4）开发常规稠油油藏142-水平井可以增加稠油油藏的产液量，从而保持井筒及井口油流温度，水平井开发稠油油藏143-水平井开发稠油油藏16-用一口水平井可钻穿多层陡峭的产层，相当于多口直井的勘探效果。（5）水平井勘探144-用一口水平井可钻穿多层陡峭的产层，相当于多口直井的勘探效果。侧钻水平井可使一批老井返青，死井复活。荷兰的Helder油田，底水油藏，后期生产含水率平均达到94%，基本没有效益。在11口老井上，通过侧钻水平井，二次完井，老井复活，含水率降到10-20%，40天收回侧钻井成本，效益很好。侧钻水平井（6）开采剩余油（侧钻水平井）145-侧钻水平井可使一批老井返青，死井复活。侧钻水平井（6）开采剩有利于水线的均匀推进，有利于提高采收率。（7）平注平采146-有利于水线的均匀推进，有利于提高采收率。（7）平注平采19-一口水平井可以替代多口直井，大量减少钻井过程中的排污量，有利于保护环境。丛式水平井阶梯式水平井（8）保护环境147-一口水平井可以替代多口直井，大量减少钻井过程中的排污量，有利4.1国外水平井技术发展概况上世纪80年代水平井技术呈大规模、加速发展趋势，至1985年底全世界共钻水平井100口，至1995年一年为1500口；1996年一年即钻水平井2700口。目前已经成为成熟技术。Sperry-Sun公司在卡塔尔海上所钻ALS-8B井，水平段最长5004m。MaerskOilQatarAS公司于2004年4月在海上S区块的Al-Shaheen油田的EA-04井，在井斜大于86º的井中钻成8154m的最长水平段，测量深度9437m，总垂深1070m，水深65m。

4、水平井的发展状况148-4.1国外水平井技术发展概况4、水平井的发展状况21-SperrySun公司使用8-3/4″牙轮钻头、旋转导向系统和磁测距技术，在加拿大不列颠哥伦比亚省Jedney油田创出了将两口井距3104m的井底部相交的纪录；测量深度为5864m，总垂深1545m。Mobil公司在德国钻成的R—308井（4¾”井眼），创短半径水平井水平段最长600m的世界记录。美国Bechtel公司采用高压水射流技术开发的超短半径水平井系统，在4¾”井眼中同一深度半径方向钻24个辐射状的水平井眼，水平段长3060m，曲率半径0.3m。4.1国外水平井技术发展概况149-SperrySun公司使用8-3/4″牙轮钻头、旋转导向系卡塔尔海上油田钻成的ALS-8B井，水平段长5004m（sperry-sun）,是目前水平段长最长的水平井。意大利米兰市西部油田钻成垂深5994m，井深6330m的水平井（Anadnil），是目前世界上垂深最深的水平井。加拿大阿尔伯特一油田的H1、H2、H3丛式水平井、平均井深597m，平均垂深仅162m，是世界上最浅的水平井。英国Bp公司在WytchFarm油田钻的M11井，水平位移10141m，是目前世界上延伸距离最大的水平井；M14井，井深9557m，水平位移8938m，钻井周期81.7d，是目前同类水平井速度最快的一口。贝克休斯创造了2分支水平段长4500m，3分支水平段长8319m的分支水平井记录。水平井技术世界记录150-卡塔尔海上油田钻成的ALS-8B井，水平段长5004m（sp“八五”期间CNPC组织6个油田、5个院校、762名技术人员，投入资金3.6亿元，在水平井理论、实验技术、工艺方法、软件技术、工具仪器等方面进行研究，取得16项重大技术成果。“九五”期间开展了短半径水平井、侧钻水平井、径向水平井、直角转向水平钻进系统等工艺技术研究，在中原、辽河、吉林、长庆油田、胜利油田应用，提高产量2.35~9倍。“十五”以来，水平井钻井技术进入了超薄油层、深层、大位移、随钻地质导向的方向发展，规模应用水平得到了进一步发展。胜利油田：2002年完成的卡塔尔杜汉油田DK-586井，井径Φ152.4mm，水平段长1635m，水平位移1852m，水平段靶点数12个。2003年10月完成孤平1井，水平段长度达到1054.15m，是目前国内陆地水平段最长记录。

2003年3月完成的东河1-平2井，井深6476m，水平段400m，创出国内水平井垂深、井深最深记录。4.2国内水平井技术发展情况151-“八五”期间CNPC组织6个油田、5个院校、762名技术人胜利钻井从90年代开始水平井的钻探。经过十多年的发展，胜利油田已经形成了完善配套的水平井钻井完井技术。至2005年4月底共完成各类水平井464口，占中国水平井总数67%。胜利油田内部年完成水平井在70～80口之间。

单井产量是同区邻近直井的3倍以上，取得了显著的经济效益。并在一些特殊油藏中得到了很好应用。胜利油田水平井技术152-胜利钻井从90年代开始水平井的钻探。经过十多年的发展，胜利油水平井技术的应用类型水平探井阶梯式水平井三维、多目标水平井大位移水平井超深水平井丛式水平井蒸汽重力驱油水平井稠油砾石油藏水平井连通式水平井套管开窗侧钻水平井短半径水平井

超短半径水平井分支水平井薄油层水平井153-水平井技术的应用类型水平探井稠油砾石油藏水平井26-（1）套管开窗侧钻水平井义118-28-侧平1井，在Φ139.7套管内3225.33m侧钻，完钻井深3337.42m，最大井斜89.8°，平均造斜率达