水平井井身轨迹技术课件

一、国内外水平井技术概况二、相关基础知识三、水平井钻井关键技术四、水平井钻井事故预防内容纲要一、国内外水平井技术概况内容纲要一、国内外水平井技术概况二、水平井钻井基础知识三、水平井钻井关键技术四、水平井钻井事故预防内容纲要一、国内外水平井技术概况内容纲要拓宽视野；重温基础；认识盲点；启发思考；提升实践。本次培训目的：拓宽视野；本次培训目的：开发薄油层或低渗透油藏，可提高单井产量开发以垂直裂缝为主的油藏开发底水或气顶活跃的油藏。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；开发常规稠油油藏。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，有利于稠油开采；水平井勘探。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。开采剩余油。老井返青，死井复活。美国人70年代预言，美国石油将在2000年枯竭。水平井技术出现后，认为该时间至少可以推迟100年。平注平采。利于水线的均匀推进，利于提高采收率。致密油气体积压裂改造。阳平1、2。保护环境。一口水平井替代多口直井，减少钻井过程中的排污量。（一）水平井开发油气田优势开发薄油层或低渗透油藏，可提高单井产量（一）水平井开发油气田国外：最井斜最大的井美国曾在北海钻成一口垂深为6710米，水平位移达8714米，在水平段内钻进一段距离之后，又继续增斜至130度的最大井斜角，共探明5个目标层，表明具有很高的钻井技术水平。最深的水平井意大利米兰所钻的井深6330米，垂深5994米。最浅的水平井加拿大的一口井，井深597米，垂深162米。最大水平位移的井美国完成的M16LPZ井水平位移10728米。英国BP公司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。（二）国内外水平井钻井高水平指标国外：（二）国内外水平井钻井高水平指标国内：垂深最深水平井：DH-P1超深水平井垂深5782.29米,水平段长500.46米。最大水平位移：南海西江A14井的水平位移8060.7米。三维绕障在水平段方位变化最大72°最薄油藏水平段油层厚度0.76m；侧钻水平井最小井眼尺寸104.8mm；最大曲率1.8/m辽河静52一H1Z主井眼长1000米，共20个分支，每个分支长180米，目的层段进尺4600米。是中国石油水平段最长、分支最多的水平井最长水平段渤海钻探完成的苏76-1-20H井2856米水平段最浅水平井，新疆油田HQHW001超浅层稠油水平井，垂深108.93m，井深492.15m。国内：先后钻成各种类型的水平井常规水平井；阶梯水平井；三维水平井；分支水平井；鱼翅水平井；侧钻水平井；连通水平井；撬型水平井先后钻成各种类型的水平井长庆钻井:1993年第一口水平井塞平1井实施以来，累计完成338口水平井，其中油井222口，气井116口。年度完井机械钻速钻机月速钻井周期建井周期平均井深水平段2011577.53191557.7373.93464110732010386.80178866.5583.6445029782009104.96134699.88123.874483786200843.62946161.57192.004507994200733.41903112.71130.993785

200623.46781157.60175.714185934200224.12735159.71178.134267836油井水平井年度完井机械钻速钻机月速钻井周期建井周期平均井深水平段199314.11483761051658136199515.26115835.3846.711726301199667.58168628.7236.531941323200118.61181127.9242.792415350200416.74156028.8847.252353303200547.45181026.9942.12242042620061911.53239224.2235.09241735420072918.58281115.4628.07224431520083515.13254919.9329.79227726420091615.31247927.2436.98276145120103215.06290621.3830.36261249220117715.06296420.8128.012645552气井水平井长庆钻井:1993年第一口水平井塞平1井实施以来，累计完成31995年，完成陆上第一口水平井组塞平24—24井组（三口水平井塞平3、塞平4、塞平5，一口直井塞26—27；2002年完成的苏平1、苏平2两口阶梯形水平井，达到国内先进水平。2006年完成杏平1井，7个鱼骨状水平分支，累计钻井总进尺5068m，主水平段长1206m，目的油层内水平钻进总进尺3503m；2011年50672钻井队苏5-3-16H1井以2606米、3162.83米、6329米创长庆钻井最长水平段、最长水平位移、最深井三项纪录；2011年4005钻井队以9.75天钻井周期完成了丹平6井，井深1910米，水平段600米。2011年完成分层合采、同层合采两口双分支水平井，2012年50673队以25.6天钻井周期完成了苏井，井深米，水平段1000米。1995年，完成陆上第一口水平井组塞平24—24井组（三口水一、国内外水平井技术概况二、水平井钻井基础知识三、水平井钻井关键技术四、水平井钻井事故预防内容纲要一、国内外水平井技术概况内容纲要长半径水平井（小曲率）：其造斜井段的设计造斜率6°/30m，曲率半径大于286.5米。中半径水平井（中曲率）：其造斜井段的设计造斜率6～20°/30m，曲率半径286.5～

86米。短半径水平井（大曲率）：其造斜井段的设计造斜率3～

10°/m，曲率半径19.1～

5.73m。(一)水平井分类水平井：井斜角≥86°并在目的层中维持一定长度水平段的定向井。目前，形成3种基本类型：长半径水平井（小曲率）：其造斜井段的设计造斜率6°/30m，类型优点缺点长半径穿透油层段长(大于1000米）；使用标准的钻具及套管；使用常规钻井设备；狗腿严重度较小；可使用选择性完井方法；可用各种人工举升采油工艺；测井及取心方便；井眼及工具尺寸不受限制。井眼轨道控制段最长；全井斜深增加；钻井费用增加；不适用于薄油层及浅油层；钻杆扭矩较大；套管用量最大。类型优点缺点长穿透油层段长(大于1000米）；井眼轨道控制段类型优点缺点中半径进入油层前的无效井段较短；使用的井下工具接近于常规工具；造斜段多用井下动力钻具及导向系统；钻井可控性好；离构造控制点较近；可用常规的套管及完井方法；井下扭矩及阻力较小；较高及较稳定的造斜率；井眼控制井段较短；穿透油层段长（可达1000）；井眼尺寸不受限制；可以测井及取心；可实现选择性完井方法。中半径水平井钻井技术发展迅速，数量增加幅度远大于长、短半径水平井。类型优点缺点中进入油层前的无效井段较短；中半径水平井钻井技术类型优点缺点短半径井眼曲线段最短；容易侧钻；中靶准确度相对较高；从一口直井中可以钻多口水平分支井；造斜点与油层距离最小；可用于浅油层；全井斜深最小；不受地表条件的影响。非常规的井下工具；非常规的完井方法；穿透油层段短；井眼尺寸受到限制；起下钻次数较多；要求使用顶部驱动系统或动力水龙头；井眼方位控制受到限制。类型优点缺点短井眼曲线段最短；非常规的井下工具；（二）基本概念1.磁偏角。就是地球南北极连线与地磁南北极连线交叉构成的夹角。真方位与磁方位的换算：“东加西减”2.子午线收敛角。是地球椭球体面上一点的真子午线与位于此点所在的投影带的中央子午线之间的夹角。“东加西减”。大位移井要考虑。中国地磁偏角等值线图（二）基本概念1.磁偏角。就是地球南北极连线与地磁南北极连3.井眼高边：在斜井段用一个垂直于井眼轴线的平面于井眼相交，由于井眼是倾斜的，故井眼在该平面上有一个最高点，最高点与井眼圆心所形成的直线即为井眼的高边。4.工具面：造斜工具弯曲方向的平面。5.磁性工具面角：造斜工具弯曲平面与正北方位所在平面的夹角。6.高边工具面角：造斜工具弯曲方向的平面与井斜方位角所在平面的夹角。一般井斜≥6°读取高边工具面,R或Lx°7.装置角：造斜工具弯曲方向平面与原井斜方向所在平面的夹角。3.井眼高边：在斜井段用一个垂直于井眼轴线的平面于井眼相交，（二）基本概念7.储层顶部：水平井段控制油层的顶部8.储层底部：水平井段控制油层的底部设计入口角度：进入储层顶部的井斜角度着陆点：井眼轨迹中井斜角达到90°的点入口窗口高度：入靶点垂直方向上下误差之和入口窗口宽度：入靶点水平方向左右误差之和倒装钻具组合：在钻大斜度井段和水平段时，为了加压，将部分重量较轻的钻具放至钻具组合下部，把钻铤、加重钻杆等较重的钻具放至直井段或较小井斜的井段。（二）基本概念7.储层顶部：水平井段控制油层的顶部水平井中靶控制质量计算与评价：井身轨迹质量值的计算方法按SY/T5435-2003第8章规定，计算结果保留两位小数；水平井偏移距不大于表中规定；斜井段井眼曲率满足下管柱强度要求；其它特殊要求应在设计中提出。测量数据要求：轨迹测量MWD测斜仪测得的为准；井斜角、方位角单位保留两位小数；轨迹测量间距不大于30m，短曲率半径水平井斜井段测量间距不大于2m。水平段长m纵偏移m横偏移m0-500210500-1000215大于100020水平井靶区偏移限定值（三）井身轨迹控制质量要求（SY/T5955-2004）水平井中靶控制质量计算与评价：测量数据要求：水平段长m纵偏移钻井过程中测量的特点1．钻井过程中的测量是间接测量，根据测量仪器的数据记录和传输方式的不同，钻井测量分为实时测量和事后测量。2．测量仪器的尺寸受到井眼和钻井工具的限制，特别是下井仪器的径向尺寸必须能够下入套管和钻具内，而且不会因仪器的下入而影响泥浆的流动或产生过大的泥浆压降。3．下井仪器受到地层和泥浆的高压，仪器的保护筒和密封件必须能够承受高压，而且还应具备一定的安全系数。4．要求下井仪器具有良好的抗高温性能，一般称耐温125℃以下的仪器为常温或常规仪器，称耐温182℃以下的仪器为高温仪器。5．仪器在使用过程中要承受冲击、钻具转动、振动等。（四）测量仪器钻井过程中测量的特点（四）测量仪器1.无线随钻MWD。

YST-48RMWD：一种正脉冲无线随钻测斜仪,整套系统包括井下设备和地面设备两大部份。井下设备主要由定向探管、脉冲发生器、伽马探管以及电池筒组成,完成测量和传输参数的功能。地面设备主要由专用数据处理仪、远程数据处理器、压力传感器以及计算机组成,完成井下数据的接收、处理、显示等功能。1.无线随钻MWD。无线随钻MWD测量原理：

仪器工作时，由探管测得三个相互垂直方向的重力分量和地球磁场强度，经A/D转换和格式编排后，信号传至MWD控制器，控制器根据信号的不同，有规律地控制脉冲发生器动作，使钻柱内的泥浆压力发生相应地变化，立管处的压力传感器探知这些压力变化从而获取原始信号的值，再由控制箱负责信号的接收和解码，并传至计算机进行随钻参数的计算，最后以数字光标形式显示在司钻阅读器和计算机上。MWD脉冲发生器工作原理示意图无线随钻MWD测量原理：MWD脉冲发生器工作原理示意图YST-48R可以选配两种定向探管，一种选用了磁液悬浮加速度计，另一种选用了石英加速度计。井斜：±0.2°（磁悬浮），±0.1°（石英）方位：±1.5°（磁悬浮），±1.0°（石英）工具面：±1.5°（磁悬浮），±1.0°（石英）正常Gt=1±1%，Bt=1±10%，如不准，数据不可信。可能原因：探管坏、地磁异常、无磁钻铤磁化。方位90、270的水平井要用双无磁，以避免轴向钻具干扰。YST-48R可以选配两种定向探管，一种选用了磁液悬浮加速度电池工作时间150小时（无伽玛，常温105℃）

120小时（有伽玛，常温105℃）

220小时（无伽玛，高温电池150℃）

180小时（有伽玛，高温电池150℃）

电池工作时间2.FEWD。实现地质导向钻井可以控制钻头始终在产层中钻进。随钻地质参数：双向自然咖玛、电阻率（4种探测深度）、补偿中子孔隙度、岩石密度定向工程参数：井斜角、方位角、磁性工具面、高边工具面角井下仪器工况诊断：震动传感器、温度传感器

磁参数：地磁场强度，地磁倾角2.FEWD。实现地质导向钻井可以控制钻头始终在产层中钻进。（1）电阻率(EWR)地质导向：油气边界和目的层着陆预测：电阻率可提前探测到储层的边界，根据钻具与储层的夹角，可计算出钻头与储层的边界距离。储层钻穿预测与预防：按照地层上倾、下倾两种情况，预测以某一角度钻穿水平段需要多少米，然后根据仪器的电阻率探测深度提前进行调整，防止钻穿水平段。（1）电阻率(EWR)地质导向：（2）自然伽玛(DGR)地质导向：利用方位伽玛判断水平段上下岩性：随钻方位伽玛使伽玛具有很强的方向特性,两个相对的伽玛室独立地测量井眼高、低边，判定钻头是否钻离产层的上下边界。利用上、下伽玛计算水平段上下倾角：在水平段钻进中，可利用方位上、下伽玛测量值的变化来计算视地层倾角公式，从而有助于判断储层走向趋势。（2）自然伽玛(DGR)地质导向：3．陀螺测斜仪测量原理

陀螺探管依靠陀螺转子高速转动（36000转/分钟），不管仪器壳体如何转动或倾斜，装有陀螺本体的外框架仍在惯性空间保持方位稳定，测量电路以这种恒定的水平轴转子方向为基准，结合重力加速度计给出的信息，来确定井眼井斜角、井斜方位角和陀螺工具面角。陀螺测斜仪的特点根据陀螺测斜仪的原理及数学模式，陀螺测斜仪有以下特点：⑴不受磁性环境干扰，可以准确测量出每一点的井斜和方位；⑵根据陀螺工具面角，可以实现套管内斜向器定向；⑶可以完成磁性环境条件下的裸眼绕障单点定向3．陀螺测斜仪1.井下动力钻具。螺杆钻具和涡轮钻具，螺杆钻具选型要根据图所示的思路和方法，具体确定螺杆钻具的结构与工作参数。（五）专用井下工具井眼尺寸钻井排量井底温度钻头转速破岩力矩水眼压降造斜率钻井液类型公称尺寸转子类型（常规/中空）定子类型（常规/高温）马达类型（头数）传动轴类型结构形式弯角形式（单弯/双弯，同向/反向）弯角规格、是否要稳定器/垫片。螺杆钻具选型思路1.井下动力钻具。螺杆钻具和涡轮钻具，螺杆钻具选型要根据图所2.钻具稳定器。为了满足水平井钻井过程中增斜，稳斜或降斜等的需要，设计了短螺旋稳定器、球形稳定器，锥形稳定器、偏心稳定器和动力钻具稳定器。3.抗压缩钻杆：在中曲率水平井的造斜段，由于井眼曲率较大，在钻柱的承压部分要用特种钻杆。4.柔性短节。提高下部钻具增斜率。从哈里伯顿了解到，柔性短节调整位置是钻头到扶正器18米。长北几口井整个斜井段的滑动钻进比例降到了10-13%。2.钻具稳定器。为了满足水平井钻井过程中增斜，稳斜或降斜等的5.水力振荡荡器:

由水力振荡器和水力振振荡短节组成。它可使邻近近钻具组组合产生小幅度的的轴向振动，有效改善钻压向钻头传递，另外将钻具与井壁的静摩擦变为动摩擦，减小摩阻，消除在定向钻进中的托压现象。水水力振荡器器的纵向向振动之特性，可使定向滑动机械钻钻速更快，使大位位移井水平位移延伸更远。水力振荡器距距离钻头100-200ｍ5.水力振荡荡器:由水力振荡器和水力振振荡短节组成。它可使水平井井身轨迹技术课件一、国内外水平井技术概况二、相关基础知识三、水平井钻井关键技术四、水平井钻井事故预防内容纲要一、国内外水平井技术概况内容纲要一、水平井的主要技术难点1.井眼轨迹控制要求高、难度大。要求高：水平井的目标区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”。难度大：轨迹控制过程中存在“两个不确定性因素”。一是目标垂深的不确定性，即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，对水平井来说，则可能导致脱靶。一、水平井的主要技术难点1.井眼轨迹控制要求高、难度大。难度2.管柱受力复杂由于井眼的井斜角大，井眼曲率大，管柱受到摩阻大，致使起下钻、下套管及钻头加压困难。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，压力过失稳弯曲，弯曲之后将摩阻更大。摩阻力、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更为复杂。由于弯曲应力很大，旋转条件下应力交变，加剧钻柱疲劳破坏。这就要求精心设计钻柱，严格按规定使用钻柱。2.管柱受力复杂限制水平段长度的因素：水平段太长，下钻摩阻大，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；摩阻增大，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。限制水平段长度的因素：3.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。这就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)3.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。影响携岩效果的因素：4.泥浆密度窗口小，易出现井漏、井塌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，容易井漏和井塌。在水平井段，地层破裂压力不变，而随着水平井段长度的增长，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。这就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5.对泥浆要求更高：滑动井段长，滑动有托压情况，大井斜、水平段泥岩、油页岩容易坍塌，对泥浆的要求高。6.保证固井质量难度大：顺利将套管安全下入问题；套管在井内的居中及顶替效率问题；7.电测作业困难：钻具送测，受表套限制，测井趟数多。油井水平井表层200米左右，完钻电测钻杆送测旁通接头置于套管角，每次测井段长为表套长。如庆平44井完钻测井达到7趟。目前的无线电测仪器适用，但数量少，不能满足。5.对泥浆要求更高：滑动井段长，滑动有托压情况，大井斜、水平二、井身剖面设计

水平井井身剖面设计是水平井施工的首要环节，其剖面优化能有效降低钻进过程的摩阻扭矩、降低施工难度、提高钻井速度和提高中靶精度。常规水平井首选中曲率半径剖面（6-30°/30m），斜井段总进尺及定向控制段较长半径水平井少、施工难度比短半径小。二、井身剖面设计水平井井身剖面设计是水平井施工二、井身剖面设计长庆油田水平井设计难点：受井口位置、地质目标的限制，靶前距可调余地小，井口偏移距大。并且偏移距越来越大。油层位置预测客观上可能存在不精确，中靶垂深变化大；油层在横向上变化不一，存在上倾、下倾、先上倾后下倾等多种情况。不同区块工具造斜能力和地层对井眼轨迹的影响不同。测量数据的相对滞后，对井眼轨迹的预测和调整带来困难。老区布井防碰绕障问题突出。直井段、斜井段与同井组、不同井组邻井防碰；水平段与邻井组考虑防碰。二、井身剖面设计长庆油田水平井设计难点：二、井身剖面设计剖面设计的原则：要满足地质要求，尽可能多的钻遇油气层；应保证钻进和起下钻摩阻扭矩尽可能小；有利于现场实际轨迹控制；能保证套管安全顺利下入；能克服油层深度预测和工具造斜率的不确定问题等。二、井身剖面设计剖面设计的原则：二、井身剖面设计剖面形状来分，水平井又分单增、双增、变曲率和三维等多种类型。二、井身剖面设计剖面形状来分，水平井又分单增、双增、变曲率和

目前长庆油田油井水平井设计中曲率半径，（靶前距300米以内）工程设计中一般设计为双增剖面，为了应对探顶找油，施工时进行剖面二次设计为三增剖面，即直-增-稳-增-稳（探油顶）-增（着陆）-水平段剖面。三增剖面优点：第一稳斜段可解决上直段和第一造斜后实际井眼轨迹与设计轨迹及井斜偏差的问题；第二稳斜段，及探油顶段可克服地质不确定因素，提高中靶成功率。为实钻井眼轨迹根据实际钻探情况进行修正和控制留有余地。目前长庆油田油井水平井设计中曲率半径，（靶前距300二、井身剖面设计剖面及设计参数的选择：靶前位移小于400米，选用中曲率剖面,第一、二增斜段为6-12°/30m，考虑所设计套管的通过度，如N80套管最大曲率为：12.19°/30m,P110套管最大曲率16.77°/30m，第三增斜段为6-8°/30m，考虑探油顶后入窗造斜率调整的需要。靶前位移大于400米，选用长曲率+中曲率剖面结合剖面,造斜率；第一增斜段为长曲率，第二、三增斜段为中曲率，其目的是降低钻进摩阻扭矩。第一增斜段增斜率为：2-5°/30m第二增斜段增斜率为：6-8°/30m第三增斜段增斜率为：5-6°/30m二、井身剖面设计剖面及设计参数的选择：靶前位移大于400米，二、井身剖面设计稳斜段参数：第一稳斜段：井斜角：40-55度；稳斜段长：中曲率为30-50m、长曲率根据实际需要确定。二、井身剖面设计稳斜段参数：二、井身剖面设计第二稳斜段：即探油顶段：油层上倾方向，水平段井斜角大于90度时，探油顶段长设计距A点前20-30米，稳斜角设计为85-86度进入油层。油层下倾方向，水平段井斜角小于90度时，探油顶段长设计距A点前40-50米，稳斜角设计为81-84度进入油层。二、井身剖面设计第二稳斜段：即探油顶段：二、井身剖面设计三增剖面设计：首先设计井斜从82度（或85度）增斜至水平段所需最大井斜是垂深增量和位移增量。不同造斜率下井斜从82°增至90°设计数据。造斜率（°/30m）5678910垂深增量3.32.82.42.11.91.7位移增量47.839.934.229.926.623.9用A点垂深和位移减去垂深增量和位移增量，然后用双增剖面设计所得点上部的井身剖面，再用单增剖面继续设计至A和B点。二、井身剖面设计三增剖面设计：造斜率（°/30m）56789

常规的水平井都由直井段、增斜段和水平段三部分组成。由造斜点（KOP）到钻至靶窗的增斜井段，这一控制过程称为着陆控制；在靶体内钻水平段这一控制过程称为水平控制。水平井井眼轨道控制的突出特点集中体现在着陆控制和水平控制。三、井眼轨迹控制常规的水平井都由直井段、增斜段和水平段三部分组成。三、防斜打直—井斜不超标防碰绕障—主动分离，做好预防法防碰设计纠偏移距—三维控制增靶前距—反向位移，利于延长靶前距。以上四点综合考虑，为提高斜井段施工效率打基础。

按规定测斜，钻达造斜点精确计算，进行待钻井眼剖面二次设计。三、井眼轨迹控制基本要求（一）直井段控制防斜打直—井斜不超标三、井眼轨迹控制基本要求（一）直井段控斜井段轨迹控制形象地称为“着陆控制”，其技术要点可以概括为口诀：略高勿低先高后低寸高必争早扭方位稳斜探顶动态监控矢量进靶（二）斜井段轨迹控制斜井段轨迹控制形象地称为“着陆控制”，其技术要点可以概括为口2.先高后低:

在着陆控制中，实钻造斜率若高于井身设计造斜率，总有办法把它降下来，但是，若实钻造斜率低于井身设计造斜率，则不敢保证一定可以把下一段造斜率增上去。1.略高勿低:“略高勿低”集中体现了选择工具造斜率的指导思想，即为了保证使实钻造斜率不低于井身设计造斜率，为了防止因各种因素造成工具实钻造斜率低于其理论预测值，要按比理论值高10％～20％来选择或设计工具。2.先高后低:在着陆控制中，实钻造斜率若高于井身设计造斜率3.寸高必争：是水平着陆控制中必须确立的观念，它集中体现了着陆控制过程的特点。从某种意义上说，着陆控制就是对“高度”（垂深）和“角度”（井斜）的匹配关系控制，而“高度”往往对“角度”有着某种误差放大作用，尤其是着陆控制后期以及前期。通过实例可以加深这方面的定量认识。例如：设井身设计造斜率K=8°/30m，着陆垂增ΔH=214.875m；若分别以K1=6°/30m、K2=12°/30m，假想钻进30m，相应的井斜角和垂增则分别为α1=6°，ΔH1=29.9471和α2=12°，ΔH2=29.7832，可见二者的垂增相差甚微；但如果按K1、K2分别继续钻进直至着陆，前者垂增ΔH1=286.5m，将比设计值ΔH=214.875滞后71.625m进靶着陆；但后者垂增ΔH2=143.25m，将提前71.625m进靶着陆。3.寸高必争：是水平着陆控制中必须确立的观念，它集中体现了4．早扭方位：在着陆控制中，方位控制也很重要，否则很难使钻头进入靶窗。“早扭方位”应作为着陆控制的一项原则，而且在钻井过程中，通过调整动力钻具的工具面角加强对方位的动态监控。5．稳斜探顶：“稳斜探顶”是“应变法”控制方案的核心内容。在中、长半径水平井中，采用“稳斜探顶”的总控方案设计，是克服地质不确定度的有效方法，它保证可以准确地探知油层顶部位置，并保证进靶钻进是按预定的技术方案进行，提高了控制的成功率。4．早扭方位：在着陆控制中，方位控制也很重要，否则很难使钻头在轨道着陆控制段控制时，先以造斜率K1从当前井底位置C点开始增斜至E点，即从井斜角αc增至αe进入应变段，之后一直稳斜，配合地质随钻参数显示，直到探到油顶位置。确定出确切的油层中部深度之后，再以设计的造斜率K2增斜着陆进靶，该设计方法中，有3个参数要确定，即稳斜井斜角、稳斜段长度和第一增斜段的增斜率K1K1K2FEC△SLh△HKH苏义脑提出：应变法指在着陆控制中，为适应实钻过程可能出现的各种误差而在两个增斜段中间设置一稳斜段的方法，以适应目标层深度和工具造斜率偏差。以不变应万变的方法。在轨道着陆控制段控制时，先以造斜率K1从当前井底位置C点开始6．动态监控：用水平井轨道预测控制软件，根据实际造斜率校正待钻井眼设计，确保始终处于可控范围。常用计算：确定待钻井眼的造斜率：待钻井段在窗口A处的井斜、方位、垂深为。αm、Φn、Hm，钻头位置的垂深为H。核算工具造斜率：6．动态监控：用水平井轨道预测控制软件，根据实际造斜率校正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水平控制技术要点（三）水平控制技术钻具稳平水平控制技术要点（三）水平控制技术1.钻具稳平

“钻具稳平”的含意是从钻具组合设计和选型方面来提高和加强稳斜能力。这是水平控制的基础。具有较高稳平能力的钻具组合可以在很大程度上减少轨道调整的工作量。通过螺杆稳定器、上稳定器尺寸及其间距调节，总结最佳稳斜钻具组合。苏里格水平井：Ф152.4BIT+7LZ127×6.31+Ф146扶正器+Ф120回压凡尔+Ф120MWD接头+Ф120无磁DC×1根+油井水平井：Ф215.9PDC(0.3)+φ172*1LZ*8.15＋Φ212扶正器*0.85+461*460（回压阀）*0.37+431*460*0.5+无线MWD接头(0.89)+Ф165NDC1.钻具稳平2.上下调整

“上下调整”体现了水平控制的主要技术特征。在水平段中，方位调整相对很少，控制主要表现为对钻头的铅垂位置和井斜角（增降）的上下调整。在水平控制中，要求钻具组合有一定的纠斜能力，最常用的钻具组合是带有小弯角（一般弯角＜1.25°）的单弯动力钻具导向钻具组合。2.上下调整3.多开转盘开转盘复合钻进减少摩阻，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。因此，在水平段钻进中应尽量多地采用导向钻进状态方式，即应多开转盘，复合进尺应不小于水平段总进尺的75％，但转盘转速应不大于60rpm。3.多开转盘4.注意短起为保证井壁质量，减少摩阻和避免发生井下复杂情况，在水平段中每钻进一段距离（尤其是对滑动调整井段），应进行一次短程起下钻。

5.动态监控水平控制的动态监控和着陆控制一样重要，内容也基本相同。4.注意短起6.留有余地对水平段的控制强调“留有余地”，就是分析计算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。又如图中增斜过程，在D3点就开始考虑进行降斜，直至达到新的转折点D4后或后续某点D5，即采取复合稳斜钻进。6.留有余地三、长庆气井水平井轨迹控制技术一：靶前距350米斜井段轨迹设计目标：因靶前距较短，建议直井段有可能的话尽量走一些负位移，增加斜井段靶前距，减小斜井段需要的增斜狗腿度，消除偏移距。钻具结构：第一趟钻：Φ215.9mmPDC+1.5°单弯+MWD接头+Φ165mm无磁钻铤+转换接头+Φ127mm加重钻杆×9根+Φ127mm钻杆30根+Φ127mm加重钻杆×36根三、长庆气井水平井轨迹控制技术第二趟钻：Φ215.9mmPDC+1.25°单弯+回压阀+MWD接头+Φ165mm无磁钻铤+转换接头+Φ127mm加重钻杆×9根+Φ127mm钻杆45根+Φ127mm加重钻杆×36根轨迹控制：前期井斜30度以前控制增斜率稍大一点，5.4°/30米左右，后期增斜率4.2°/30米左右。尽可能少在井斜30度-60度之间。控制尽可能的少滑动。以减少滑动托压井段。控制井斜适当超前一点，为后期留有余地。第二趟钻：Φ215.9mmPDC+1.25°单弯+回压阀+M二：靶前距450米钻具结构：第一趟钻：Φ215.9mmPDC+1.5°单弯+MWD接头+Φ165mm无磁钻铤+转换接头+Φ127mm加重钻杆×9根+Φ127mm钻杆30根+Φ127mm加重钻杆×36根第二趟钻：Φ215.9mmPDC+1.25°单弯+回压阀+MWD接头+Φ165mm无磁钻铤+转换接头+Φ127mm加重钻杆×9根+Φ127mm钻杆45根+Φ127mm加重钻杆×36根轨迹控制：前期井斜30度以前控制增斜率稍大一点，5.4°/30米左右，后期增斜率3.6°/30米左右。中期基本增斜率设计在2.1-2.4度之间。控制尽可能的少滑动。以减少滑动托压井段。二：靶前距450米水平段：注重精确预算，掌握地层增斜规律，及时微调，提高复合钻进比例至85%以上。重点选择适当的时机调整井斜，一般轨迹控制在在纵向上偏0.4米左右，井斜控制在89-91°左右较为理想。当预算井底井斜增至91°时，滑动降斜5-6m，可将井斜降到89-89.5°，复合钻进100m左右井斜回到91°。水平段：注重精确预算，掌握地层增斜规律，及时微调，提高复合钻四、提高固井注水泥质量措施使用扶正器使套管居中；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。四、提高固井注水泥质量措施一、国内外水平井技术概况二、水平井钻井基础知识三、水平井钻井关键技术四、水平井钻井事故预防内容纲要一、国内外水平井技术概况内容纲要1.易塌层防塌措施盒八气层盖子垮塌。设计相应的轨迹剖面，使钻进过程中尽量增加复合比例，降低该井段曲率，快速钻穿该层，减少该层的侵泡时间，预防该层垮塌。水平段泥岩防塌。跟踪伽马值，钻进时发现伽马值上升至100，或者有向泥岩变化的趋势时，应进行循环加重。钻遇泥岩后起钻，应尽量减少空井侵泡时间。1.易塌层防塌措施2.提高携岩效率。大斜度段依靠大排量携岩，返速应大于1.2m/S；定期用“清扫液”清扫井眼,保证井眼清洁，减小岩屑床的形成的机率；大斜度和水平井段应及时进行短程起下钻，以破坏形成的岩屑床；钻井液中保持一定含量的稀释剂，确保钻井液具有良好的流动性，防止在大井斜段形成岩屑床。2.提高携岩效率。3.固相控制钻井液量必须足够，确保地面沉降净化。提高固控设备利用率，振动筛、除砂除泥器达到100%，根据比重上升情况及时开启离心机。3.固相控制4.严防粘吸卡钻大斜度钻进必须降低钻井液失水，提高泥饼质量；滑动钻进前必须确保井眼净化良好畅通，若摆工具面困难，说明井眼不畅，应采取复合划眼等措施处理，不得勉强滑动；滑动过程根据钻压、工具面变化情况，及时上提活动钻具；大斜度段下套管采取下一根罐一根的灌浆措施，防止一次长时间罐浆造成粘套管，防止欠灌浆过多，损坏浮箍浮鞋。4.严防粘吸卡钻5.加强钻具事故预防入井接头一口井一更换。进一步简化下部钻具结构，尽量减少无磁钻铤以下的接头数量，减少薄弱点。尽量选用外径与上下钻具外径一致的配合接头，防止内外螺纹弯曲疲劳强度比过小，造成弯曲失效。内径可打捞无线。根据钻铤、稳定器、配合接头和厚壁钻杆的使用记录，按时通知管具公司回收。及时探伤。严格落实钻台坐岗记录，随时掌握泵压、钻时及扭矩等参数的变化情况，预防掉牙轮、断螺杆。5.加强钻具事故预防6.加强无线仪器使用维护，提高下钻质量检查仪器，认真校验，及时换易损件尽量选用外径与上下钻具外径一致的配合接头，内径可打捞无线。在下钻控制速度。按回压阀下钻，10-12柱循环一次。观察，记录循环泵压，钻进加压泵压。6.加强无线仪器使用维护，提高下钻质量7.严防下套管遇阻轨迹控制光滑。树立轨迹控制系统化，综合考虑，确保轨迹平缓，避免狗腿过大造成后续施工困难。合理通井。下套管前必须用牙轮钻头通井，通井时分段循环，开泵时注意先转动转盘，破坏钻井液结构后再开泵，防止憋漏地层。加入固体润滑剂。通井能够顺利到底，加入0.5%BLC-1和0.5%石墨，增加钻井液的润滑性能，循环2周起钻下套管。7.严防下套管遇阻8.重视水平井电测事故预防检查钻具,保证钻具水眼大于90mm,保证测井仪器能在钻具内通过。电测前要提前对最大井眼曲率、易坍层位置及正常摩阻等井眼状况向测井人员交底；钻杆送测过程技术员要观察记录下放摩阻，及时与测井人员沟通，下放遇阻不得超过正常摩阻，遇阻后应及时上提再缓慢试放。8.重视水平井电测事故预防谢谢大家！谢谢大家！一、国内外水平井技术概况二、相关基础知识三、水平井钻井关键技术四、水平井钻井事故预防内容纲要一、国内外水平井技术概况内容纲要一、国内外水平井技术概况二、水平井钻井基础知识三、水平井钻井关键技术四、水平井钻井事故预防内容纲要一、国内外水平井技术概况内容纲要拓宽视野；重温基础；认识盲点；启发思考；提升实践。本次培训目的：拓宽视野；本次培训目的：开发薄油层或低渗透油藏，可提高单井产量开发以垂直裂缝为主的油藏开发底水或气顶活跃的油藏。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；开发常规稠油油藏。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，有利于稠油开采；水平井勘探。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。开采剩余油。老井返青，死井复活。美国人70年代预言，美国石油将在2000年枯竭。水平井技术出现后，认为该时间至少可以推迟100年。平注平采。利于水线的均匀推进，利于提高采收率。致密油气体积压裂改造。阳平1、2。保护环境。一口水平井替代多口直井，减少钻井过程中的排污量。（一）水平井开发油气田优势开发薄油层或低渗透油藏，可提高单井产量（一）水平井开发油气田国外：最井斜最大的井美国曾在北海钻成一口垂深为6710米，水平位移达8714米，在水平段内钻进一段距离之后，又继续增斜至130度的最大井斜角，共探明5个目标层，表明具有很高的钻井技术水平。最深的水平井意大利米兰所钻的井深6330米，垂深5994米。最浅的水平井加拿大的一口井，井深597米，垂深162米。最大水平位移的井美国完成的M16LPZ井水平位移10728米。英国BP公司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。（二）国内外水平井钻井高水平指标国外：（二）国内外水平井钻井高水平指标国内：垂深最深水平井：DH-P1超深水平井垂深5782.29米,水平段长500.46米。最大水平位移：南海西江A14井的水平位移8060.7米。三维绕障在水平段方位变化最大72°最薄油藏水平段油层厚度0.76m；侧钻水平井最小井眼尺寸104.8mm；最大曲率1.8/m辽河静52一H1Z主井眼长1000米，共20个分支，每个分支长180米，目的层段进尺4600米。是中国石油水平段最长、分支最多的水平井最长水平段渤海钻探完成的苏76-1-20H井2856米水平段最浅水平井，新疆油田HQHW001超浅层稠油水平井，垂深108.93m，井深492.15m。国内：先后钻成各种类型的水平井常规水平井；阶梯水平井；三维水平井；分支水平井；鱼翅水平井；侧钻水平井；连通水平井；撬型水平井先后钻成各种类型的水平井长庆钻井:1993年第一口水平井塞平1井实施以来，累计完成338口水平井，其中油井222口，气井116口。年度完井机械钻速钻机月速钻井周期建井周期平均井深水平段2011577.53191557.7373.93464110732010386.80178866.5583.6445029782009104.96134699.88123.874483786200843.62946161.57192.004507994200733.41903112.71130.993785

200623.46781157.60175.714185934200224.12735159.71178.134267836油井水平井年度完井机械钻速钻机月速钻井周期建井周期平均井深水平段199314.11483761051658136199515.26115835.3846.711726301199667.58168628.7236.531941323200118.61181127.9242.792415350200416.74156028.8847.252353303200547.45181026.9942.12242042620061911.53239224.2235.09241735420072918.58281115.4628.07224431520083515.13254919.9329.79227726420091615.31247927.2436.98276145120103215.06290621.3830.36261249220117715.06296420.8128.012645552气井水平井长庆钻井:1993年第一口水平井塞平1井实施以来，累计完成31995年，完成陆上第一口水平井组塞平24—24井组（三口水平井塞平3、塞平4、塞平5，一口直井塞26—27；2002年完成的苏平1、苏平2两口阶梯形水平井，达到国内先进水平。2006年完成杏平1井，7个鱼骨状水平分支，累计钻井总进尺5068m，主水平段长1206m，目的油层内水平钻进总进尺3503m；2011年50672钻井队苏5-3-16H1井以2606米、3162.83米、6329米创长庆钻井最长水平段、最长水平位移、最深井三项纪录；2011年4005钻井队以9.75天钻井周期完成了丹平6井，井深1910米，水平段600米。2011年完成分层合采、同层合采两口双分支水平井，2012年50673队以25.6天钻井周期完成了苏井，井深米，水平段1000米。1995年，完成陆上第一口水平井组塞平24—24井组（三口水一、国内外水平井技术概况二、水平井钻井基础知识三、水平井钻井关键技术四、水平井钻井事故预防内容纲要一、国内外水平井技术概况内容纲要长半径水平井（小曲率）：其造斜井段的设计造斜率6°/30m，曲率半径大于286.5米。中半径水平井（中曲率）：其造斜井段的设计造斜率6～20°/30m，曲率半径286.5～

86米。短半径水平井（大曲率）：其造斜井段的设计造斜率3～

10°/m，曲率半径19.1～

5.73m。(一)水平井分类水平井：井斜角≥86°并在目的层中维持一定长度水平段的定向井。目前，形成3种基本类型：长半径水平井（小曲率）：其造斜井段的设计造斜率6°/30m，类型优点缺点长半径穿透油层段长(大于1000米）；使用标准的钻具及套管；使用常规钻井设备；狗腿严重度较小；可使用选择性完井方法；可用各种人工举升采油工艺；测井及取心方便；井眼及工具尺寸不受限制。井眼轨道控制段最长；全井斜深增加；钻井费用增加；不适用于薄油层及浅油层；钻杆扭矩较大；套管用量最大。类型优点缺点长穿透油层段长(大于1000米）；井眼轨道控制段类型优点缺点中半径进入油层前的无效井段较短；使用的井下工具接近于常规工具；造斜段多用井下动力钻具及导向系统；钻井可控性好；离构造控制点较近；可用常规的套管及完井方法；井下扭矩及阻力较小；较高及较稳定的造斜率；井眼控制井段较短；穿透油层段长（可达1000）；井眼尺寸不受限制；可以测井及取心；可实现选择性完井方法。中半径水平井钻井技术发展迅速，数量增加幅度远大于长、短半径水平井。类型优点缺点中进入油层前的无效井段较短；中半径水平井钻井技术类型优点缺点短半径井眼曲线段最短；容易侧钻；中靶准确度相对较高；从一口直井中可以钻多口水平分支井；造斜点与油层距离最小；可用于浅油层；全井斜深最小；不受地表条件的影响。非常规的井下工具；非常规的完井方法；穿透油层段短；井眼尺寸受到限制；起下钻次数较多；要求使用顶部驱动系统或动力水龙头；井眼方位控制受到限制。类型优点缺点短井眼曲线段最短；非常规的井下工具；（二）基本概念1.磁偏角。就是地球南北极连线与地磁南北极连线交叉构成的夹角。真方位与磁方位的换算：“东加西减”2.子午线收敛角。是地球椭球体面上一点的真子午线与位于此点所在的投影带的中央子午线之间的夹角。“东加西减”。大位移井要考虑。中国地磁偏角等值线图（二）基本概念1.磁偏角。就是地球南北极连线与地磁南北极连3.井眼高边：在斜井段用一个垂直于井眼轴线的平面于井眼相交，由于井眼是倾斜的，故井眼在该平面上有一个最高点，最高点与井眼圆心所形成的直线即为井眼的高边。4.工具面：造斜工具弯曲方向的平面。5.磁性工具面角：造斜工具弯曲平面与正北方位所在平面的夹角。6.高边工具面角：造斜工具弯曲方向的平面与井斜方位角所在平面的夹角。一般井斜≥6°读取高边工具面,R或Lx°7.装置角：造斜工具弯曲方向平面与原井斜方向所在平面的夹角。3.井眼高边：在斜井段用一个垂直于井眼轴线的平面于井眼相交，（二）基本概念7.储层顶部：水平井段控制油层的顶部8.储层底部：水平井段控制油层的底部设计入口角度：进入储层顶部的井斜角度着陆点：井眼轨迹中井斜角达到90°的点入口窗口高度：入靶点垂直方向上下误差之和入口窗口宽度：入靶点水平方向左右误差之和倒装钻具组合：在钻大斜度井段和水平段时，为了加压，将部分重量较轻的钻具放至钻具组合下部，把钻铤、加重钻杆等较重的钻具放至直井段或较小井斜的井段。（二）基本概念7.储层顶部：水平井段控制油层的顶部水平井中靶控制质量计算与评价：井身轨迹质量值的计算方法按SY/T5435-2003第8章规定，计算结果保留两位小数；水平井偏移距不大于表中规定；斜井段井眼曲率满足下管柱强度要求；其它特殊要求应在设计中提出。测量数据要求：轨迹测量MWD测斜仪测得的为准；井斜角、方位角单位保留两位小数；轨迹测量间距不大于30m，短曲率半径水平井斜井段测量间距不大于2m。水平段长m纵偏移m横偏移m0-500210500-1000215大于100020水平井靶区偏移限定值（三）井身轨迹控制质量要求（SY/T5955-2004）水平井中靶控制质量计算与评价：测量数据要求：水平段长m纵偏移钻井过程中测量的特点1．钻井过程中的测量是间接测量，根据测量仪器的数据记录和传输方式的不同，钻井测量分为实时测量和事后测量。2．测量仪器的尺寸受到井眼和钻井工具的限制，特别是下井仪器的径向尺寸必须能够下入套管和钻具内，而且不会因仪器的下入而影响泥浆的流动或产生过大的泥浆压降。3．下井仪器受到地层和泥浆的高压，仪器的保护筒和密封件必须能够承受高压，而且还应具备一定的安全系数。4．要求下井仪器具有良好的抗高温性能，一般称耐温125℃以下的仪器为常温或常规仪器，称耐温182℃以下的仪器为高温仪器。5．仪器在使用过程中要承受冲击、钻具转动、振动等。（四）测量仪器钻井过程中测量的特点（四）测量仪器1.无线随钻MWD。

YST-48RMWD：一种正脉冲无线随钻测斜仪,整套系统包括井下设备和地面设备两大部份。井下设备主要由定向探管、脉冲发生器、伽马探管以及电池筒组成,完成测量和传输参数的功能。地面设备主要由专用数据处理仪、远程数据处理器、压力传感器以及计算机组成,完成井下数据的接收、处理、显示等功能。1.无线随钻MWD。无线随钻MWD测量原理：

仪器工作时，由探管测得三个相互垂直方向的重力分量和地球磁场强度，经A/D转换和格式编排后，信号传至MWD控制器，控制器根据信号的不同，有规律地控制脉冲发生器动作，使钻柱内的泥浆压力发生相应地变化，立管处的压力传感器探知这些压力变化从而获取原始信号的值，再由控制箱负责信号的接收和解码，并传至计算机进行随钻参数的计算，最后以数字光标形式显示在司钻阅读器和计算机上。MWD脉冲发生器工作原理示意图无线随钻MWD测量原理：MWD脉冲发生器工作原理示意图YST-48R可以选配两种定向探管，一种选用了磁液悬浮加速度计，另一种选用了石英加速度计。井斜：±0.2°（磁悬浮），±0.1°（石英）方位：±1.5°（磁悬浮），±1.0°（石英）工具面：±1.5°（磁悬浮），±1.0°（石英）正常Gt=1±1%，Bt=1±10%，如不准，数据不可信。可能原因：探管坏、地磁异常、无磁钻铤磁化。方位90、270的水平井要用双无磁，以避免轴向钻具干扰。YST-48R可以选配两种定向探管，一种选用了磁液悬浮加速度电池工作时间150小时（无伽玛，常温105℃）

120小时（有伽玛，常温105℃）

220小时（无伽玛，高温电池150℃）

180小时（有伽玛，高温电池150℃）

电池工作时间2.FEWD。实现地质导向钻井可以控制钻头始终在产层中钻进。随钻地质参数：双向自然咖玛、电阻率（4种探测深度）、补偿中子孔隙度、岩石密度定向工程参数：井斜角、方位角、磁性工具面、高边工具面角井下仪器工况诊断：震动传感器、温度传感器

磁参数：地磁场强度，地磁倾角2.FEWD。实现地质导向钻井可以控制钻头始终在产层中钻进。（1）电阻率(EWR)地质导向：油气边界和目的层着陆预测：电阻率可提前探测到储层的边界，根据钻具与储层的夹角，可计算出钻头与储层的边界距离。储层钻穿预测与预防：按照地层上倾、下倾两种情况，预测以某一角度钻穿水平段需要多少米，然后根据仪器的电阻率探测深度提前进行调整，防止钻穿水平段。（1）电阻率(EWR)地质导向：（2）自然伽玛(DGR)地质导向：利用方位伽玛判断水平段上下岩性：随钻方位伽玛使伽玛具有很强的方向特性,两个相对的伽玛室独立地测量井眼高、低边，判定钻头是否钻离产层的上下边界。利用上、下伽玛计算水平段上下倾角：在水平段钻进中，可利用方位上、下伽玛测量值的变化来计算视地层倾角公式，从而有助于判断储层走向趋势。（2）自然伽玛(DGR)地质导向：3．陀螺测斜仪测量原理

陀螺探管依靠陀螺转子高速转动（36000转/分钟），不管仪器壳体如何转动或倾斜，装有陀螺本体的外框架仍在惯性空间保持方位稳定，测量电路以这种恒定的水平轴转子方向为基准，结合重力加速度计给出的信息，来确定井眼井斜角、井斜方位角和陀螺工具面角。陀螺测斜仪的特点根据陀螺测斜仪的原理及数学模式，陀螺测斜仪有以下特点：⑴不受磁性环境干扰，可以准确测量出每一点的井斜和方位；⑵根据陀螺工具面角，可以实现套管内斜向器定向；⑶可以完成磁性环境条件下的裸眼绕障单点定向3．陀螺测斜仪1.井下动力钻具。螺杆钻具和涡轮钻具，螺杆钻具选型要根据图所示的思路和方法，具体确定螺杆钻具的结构与工作参数。（五）专用井下工具井眼尺寸钻井排量井底温度钻头转速破岩力矩水眼压降造斜率钻井液类型公称尺寸转子类型（常规/中空）定子类型（常规/高温）马达类型（头数）传动轴类型结构形式弯角形式（单弯/双弯，同向/反向）弯角规格、是否要稳定器/垫片。螺杆钻具选型思路1.井下动力钻具。螺杆钻具和涡轮钻具，螺杆钻具选型要根据图所2.钻具稳定器。为了满足水平井钻井过程中增斜，稳斜或降斜等的需要，设计了短螺旋稳定器、球形稳定器，锥形稳定器、偏心稳定器和动力钻具稳定器。3.抗压缩钻杆：在中曲率水平井的造斜段，由于井眼曲率较大，在钻柱的承压部分要用特种钻杆。4.柔性短节。提高下部钻具增斜率。从哈里伯顿了解到，柔性短节调整位置是钻头到扶正器18米。长北几口井整个斜井段的滑动钻进比例降到了10-13%。2.钻具稳定器。为了满足水平井钻井过程中增斜，稳斜或降斜等的5.水力振荡荡器:

由水力振荡器和水力振振荡短节组成。它可使邻近近钻具组组合产生小幅度的的轴向振动，有效改善钻压向钻头传递，另外将钻具与井壁的静摩擦变为动摩擦，减小摩阻，消除在定向钻进中的托压现象。水水力振荡器器的纵向向振动之特性，可使定向滑动机械钻钻速更快，使大位位移井水平位移延伸更远。水力振荡器距距离钻头100-200ｍ5.水力振荡荡器:由水力振荡器和水力振振荡短节组成。它可使水平井井身轨迹技术课件一、国内外水平井技术概况二、相关基础知识三、水平井钻井关键技术四、水平井钻井事故预防内容纲要一、国内外水平井技术概况内容纲要一、水平井的主要技术难点1.井眼轨迹控制要求高、难度大。要求高：水平井的目标区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”。难度大：轨迹控制过程中存在“两个不确定性因素”。一是目标垂深的不确定性，即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，对水平井来说，则可能导致脱靶。一、水平井的主要技术难点1.井眼轨迹控制要求高、难度大。难度2.管柱受力复杂由于井眼的井斜角大，井眼曲率大，管柱受到摩阻大，致使起下钻、下套管及钻头加压困难。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，压力过失稳弯曲，弯曲之后将摩阻更大。摩阻力、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更为复杂。由于弯曲应力很大，旋转条件下应力交变，加剧钻柱疲劳破坏。这就要求精心设计钻柱，严格按规定使用钻柱。2.管柱受力复杂限制水平段长度的因素：水平段太长，下钻摩阻大，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；摩阻增大，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。限制水平段长度的因素：3.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。这就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)3.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。影响携岩效果的因素：4.泥浆密度窗口小，易出现井漏、井塌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，容易井漏和井塌。在水平井段，地层破裂压力不变，而随着水平井段长度的增长，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。这就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5.对泥浆要求更高：滑动井段长，滑动有托压情况，大井斜、水平段泥岩、油页岩容易坍塌，对泥浆的要求高。6.保证固井质量难度大：顺利将套管安全下入问题；套管在井内的居中及顶替效率问题；7.电测作业困难：钻具送测，受表套限制，测井趟数多。油井水平井表层200米左右，完钻电测钻杆送测旁通接头置于套管角，每次测井段长为表套长。如庆平44井完钻测井达到7趟。目前的无线电测仪器适用，但数量少，不能满足。5.对泥浆要求更高：滑动井段长，滑动有托压情况，大井斜、水平二、井身剖面设计

水平井井身剖面设计是水平井施工的首要环节，其剖面优化能有效降低钻进过程的摩阻扭矩、降低施工难度、提高钻井速度和提高中靶精度。常规水平井首选中曲率半径剖面（6-30°/30m），斜井段总进尺及定向控制段较长半径水平井少、施工难度比短半径小。二、井身剖面设计水平井井身剖面设计是水平井施工二、井身剖面设计长庆油田水平井设计难点：受井口位置、地质目标的限制，靶前距可调余地小，井口偏移距大。并且偏移距越来越大。油层位置预测客观上可能存在不精确，中靶垂深变化大；油层在横向上变化不一，存在上倾、下倾、先上倾后下倾等多种情况。不同区块工具造斜能力和地层对井眼轨迹的影响不同。测量数据的相对滞后，对井眼轨迹的预测和调整带来困难。老区布井防碰绕障问题突出。直井段、斜井段与同井组、不同井组邻井防碰；水平段与邻井组考虑防碰。二、井身剖面设计长庆油田水平井设计难点：二、井身剖面设计剖面设计的原则：要满足地质要求，尽可能多的钻遇油气层；应保证钻进和起下钻摩阻扭矩尽可能小；有利于现场实际轨迹控制；能保证套管安全顺利下入；能克服油层深度预测和工具造斜率的不确定问题等。二、井身剖面设计剖面设计的原则：二、井身剖面设计剖面形状来分，水平井又分单增、双增、变曲率和三维等多种类型。二、井身剖面设计剖面形状来分，水平井又分单增、双增、变曲率和

目前长庆油田油井水平井设计中曲率半径，（靶前距300米以内）工程设计中一般设计为双增剖面，为了应对探顶找油，施工时进行剖面二次设计为三增剖面，即直-增-稳-增-稳（探油顶）-增（着陆）-水平段剖面。三增剖面优点：第一稳斜段可解决上直段和第一造斜后实际井眼轨迹与设计轨迹及井斜偏差的问题；第二稳斜段，及探油顶段可克服地质不确定因素，提高中靶成功率。为实钻井眼轨迹根据实际钻探情况进行修正和控制留有余地。目前长庆油田油井水平井设计中曲率半径，（靶前距300二、井身剖面设计剖面及设计参数的选择：靶前位移小于400米，选用中曲率剖面,第一、二增斜段为6-12°/30m，考虑所设计套管的通过度，如N80套管最大曲率为：12.19°/30m,P110套管最大曲率16.77°/30m，第三增斜段为6-8°/30m，考虑探油顶后入窗造斜率调整的需要。靶前位移大于400米，选用长曲率+中曲率剖面结合剖面,造斜率；第一增斜段为长曲率，第二、三增斜段为中曲率，其目的是降低钻进摩阻扭矩。第一增斜段增斜率为：2-5°/30m第二增斜段增斜率为：6-8°/30m第三增斜段增斜率为：5-6°/30m二、井身剖面设计剖面及设计参数的选择：靶前位移大于400米，二、井身剖面设计稳斜段参数：第一稳斜段：井斜角：40-55度；稳斜段长：中曲率为30-50m、长曲率根据实际需要确定。二、井身剖面设计稳斜段参数：二、井身剖面设计第二稳斜段：即探油顶段：油层上倾方向，水平段井斜角大于90度时，探油顶段长设计距A点前20-30米，稳斜角设计为85-86度进入油层。油层下倾方向，水平段井斜角小于90度时，探油顶段长设计距A点前40-50米，稳斜角设计为81-84度进入油层。二、井身剖面设计第二稳斜段：即探油顶段：二、井身剖面设计三增剖面设计：首先设计井斜从82度（或85度）增斜至水平段所需最大井斜是垂深增量和位移增量。不同造斜率下井斜从82°增至90°设计数据。造斜率（°/30m）5678910垂深增量3.32.82.42.11.91.7位移增量47.839.934.229.926.623.9用A点垂深和位移减去垂深增量和位移增量，然后用双增剖面设计所得点上部的井身剖面，再用单增剖面继续设计至A和B点。二、井身剖面设计三增剖面设计：造斜率（°/30m）56789

常规的水平井都由直井段、增斜段和水平段三部分组成。由造斜点（KOP）到钻至靶窗的增斜井段，这一控制过程称为着陆控制；在靶体内钻水平段这一控制过程称为水平控制。水平井井眼轨道控制的突出特点集中体现在着陆控制和水平控制。三、井眼轨迹控制常规的水平井都由直井段、增斜段和水平段三部分组成。三、防斜打直—井斜不超标防碰绕障—主动分离，做好预防法防碰设计纠偏移距—三维控制增靶前距—反向位移，利于延长靶前距。以上四点综合考虑，为提高斜井段施工效率打基础。

按规定测斜，钻达造斜点精确计算，进行待钻井眼剖面二次设计。三、井眼轨迹控制基本要求（一）直井段控制防斜打直—井斜不超标三、井眼轨迹控制基本要求（一）直井段控斜井段轨迹控制形象地称为“着陆