水平井华北讲课

水平井及特殊工艺井钻井技术1目录一.概况二.水平井设计与轨迹控制三.地质导向技术四.特殊工艺井技术五.水平井完井六.国内外最近发展简况2一概况１、八十年代水平井在世界得到蓬勃发展定向井技术成为常规的钻井技术，工艺成熟。关键工具---各种规格的井下动力钻具能满足所有常规钻井中各种井眼尺寸和的造斜率需要。测量仪器---单多点发展到ＭＷＤ高效PDC钻头的应用提高了水平井的钻速和时效70年代后期，由于原油价格的上涨，驱使世界上许多油公司开始重新关注水平井技术，希望通过水平井来开发低压、低渗、薄油藏、稠油油藏及用常规技术难以取得经济效益的油田3一概况２、水平井的分类、特点和应用类型造斜率优点缺点主要应用范围长半径小于６°／３０米1.可达到的水平段和靶前位移最长2.可使用标准的钻具及套管3.井眼曲率较小，与常规定向井接近或相当4.井眼及工具尺寸不受限制，5．完井方式不受限制1.井眼轨道控制段最长2.摩阻最大3．钻井费用增加4.不适用于薄油层及浅油层多用于大位移水平井中半径８°－２０°／３０米1.进入油层前的无效井段较短2.造斜段多用导向钻井工艺，可控性好3.离构造控制点较近，控制段较短，摩阻较小4.井眼及工具尺寸不受限制5.完井方式不受限制井眼曲率高于常规定向井，不适于要求靶前位移较大的水平井多用于靶前位移不大的常规水平井4一概况类型造斜率优点缺点主要应用范围中短半径２０°－７０°／３０米1.靶前位移较小，控制段短2.可用常规动力钻具1.高井眼曲率，一般不能采用导向钻井工艺，井眼轨迹控制难度较大2.能钻达的水平段长度较短3.钻具和仪器在高井眼曲率弯曲段的恶劣工况下，易发生事故和出现故障多用于靶前位移较小的老井侧钻水平井短半径大于７０°／３０米井眼曲线段最短，造斜点与油层距离最小1.非常规的井下工具、设备和完井方法2.穿透油层段短3.施工难度大２、水平井的分类、特点和应用5一概况３、适应的油藏(1)开发薄油藏油田，提高单井产量。(2)开发低渗透油藏，提高采收率。(3)开发重油稠油油藏，有利于热采。(4)开发以垂直裂缝为主的碳酸盐岩油藏。钻遇更多的垂直裂缝，提高单井产量。(5)开发底水和气顶活跃的油藏。水平井可以减缓水锥、气锥的推进速度，延长油井寿命。(6)在老油区，利用老井侧钻水平井或布置新水平井开采剩余油。(7)用水平井可钻穿多层高地层倾角的产层，提高单井产量。(８)此外，用丛式水平井扩大控制面积，减少丛式井的平台数量，有利于环境保护和海洋钻井。6一概况４、国外发展简况上世纪90年代全世界水平井的发展情况大致为：1990年，1290口，是1989年的5.2倍。1995年，2590口，比1990年增加1倍以上。在19901995年的6年中，共钻成水平井12590口，是19841989的6年中所钻水平井总数的近15倍。到2000年，全世界完钻水平井有23385口。水平井技术的应用在油气田的开发过程中产生了十分巨大的经济效益，因此被誉为上世纪80年代石油工业发展过程中的一项重大突破，成为一项成熟的钻井技术。7一概况５、我国发展简况(1)“八五”国家重大科技攻关项目“石油水平井钻井成套技术”水平井技术是涉及到地质、油藏、钻井、采油等多学科的研究和在现场施工中各方面的密切配合和协调的一项系统工程。1990年，在国家计委和中国石油天然气总公司的组织领导下，有6个油田和5所院校的762名科技人员参加攻关，在地质、油藏、钻井和现场施工作业队伍的协作和紧密配合下，历经四年，全面和超额完成了攻关计划任务。在我国10个油田先后钻成长、中、短半径科学实验水平井和推广应用水平井50余口，推动了我国水平井钻井技术的进步，取得了很好的经济效益，被评为国家科技进步一等奖。8一概况５、我国发展简况(2)“九五”国家重大科技攻关项目“套管内侧钻水平井技术”

“九五”套管内侧钻水平井技术套管内侧钻水平井技术是“八五”水平井钻井技术发展和延伸，其特点是井眼尺寸小（7˝

、51/2˝

），在钻井方面，必须要选用有小尺寸的工具和仪器；另外，由于一般是在老油区打调整井，油藏的精细描述和剩余油分布规律的研究至关重要；靶前位移受原有的井网限制，只能用中短半径水平井，造斜率高（一般在30º/30m左右）。因此，有许多新的问题需要解决。“九五”期间，有5个油田和5所院校参加攻关，中石油辽河油田先后在锦9l块、静17块和茨13块，完成试验侧钻水平井１１口，造斜率达30°/30m左右。新疆油田共实施8口侧钻水平井，造斜率为8.35-16.22°/30m。取得很好的社会和经济效益，获中国石油天然气集团公司2000年技术创新一等奖9一概况５、我国发展简况(3)2000年以来的进展情况通过“八五”《水平井钻井技术》和“九五”《侧钻水平井钻井技术》两个国家课题的攻关研究，我国陆上油田大都掌握了长、中、中短三种曲率半径的水平井钻井技术，这一技术已取得了非常显著的经济效益，但也还存在一些不足之处影响了这一技术的更为广泛的应用和推广，其关键是水平段在油藏中油层的钻遇率。至2002年，我国陆上共完成各类水平井520口。近几年，随着国内各油田MWD仪器数量的大幅度增加，特别是LWD用于水平井地质导向，水平井数量迅猛增长，中石油水平井口数已由2003年的69口增至2004年的168口，2005年达到300口左右，近3年仅中石油水平井口数就超过了前12年国内水平井的总数。2006年，中石油大力推广水平井技术，计划水平井数达500口，并设立了“水平井、复杂结构井开采配套技术”专项课题进行科技攻关，成立了水平井科技攻关项目办公室，在经费、组织管理上给予了有力的保证。10一概况6、中石油部分油田水平井完成情况统计辽河油田11一概况冀东油田12一概况塔里木油田到2004年共完成水平井：158口，平均井深5050m开窗侧钻水平井：7口（7”套管开窗水平井5口）位移超过1000米的水平井：3口双台阶水平井：27口（超薄油层24口）欠平衡水平井：1口（JF128）最深的水平井：6452m（裸眼深度4950m）DH1-H1钻井周期最短的水平井：29天（5127m）ST6-H2油层最薄的水平井：0.5-0.9米TZ111(油层钻遇率71.5%）产量最高的水平井：SP1Ø23mm1063t/d2005年完成水平井32口，总数：190口13一概况新疆油田完成水平井总井数39口14二．水平井设计与轨迹控制

1、水平井开发技术适应性评价水平井开发技术适应性评价是通过对油藏地质条件、开发指标、经济效益等方面进行初步评价，为深入开展水平井部署研究与决策提供依据评价的重点内容包括：油藏地质条件即油层厚度、分布范围、储层物性、油藏类型、驱动类型、油藏能量以及储量，已开发油藏还要评价剩余油及其分布；开发指标即水平井单井控制可采储量、单井产量、提高采收率与新增可采储量；经济评价即水平井的投入产出15二．水平井设计与轨迹控制

1、水平井开发技术适应性评价水平井开发适应性评价程序筛选合格结束水平井经济评价目标油藏水平井初产计算产量递减计算累计产量计算16二．水平井设计与轨迹控制

边水油藏气顶底水驱动气顶驱动油藏底水驱动油藏Joshi公式

封闭油藏产能公式油藏类型不同油藏类型水平井产能公式17二．水平井设计与轨迹控制

各种类型油藏水平井产量与累计产量公式18二．水平井设计与轨迹控制2、水平井开发方案设计与水平段设计（1）水平井开发目的层的精细描述应用地震、地质、测井等技术资料和方法，来进行综合的油藏描述，建立精细的水平井地质模型，必须综合考虑油藏类型、油藏边底水活跃程度、油柱高度、油水界面、夹层分布和储层物性变化情况。（2）水平井水平段设计方位角设计裂缝性油藏与天然裂缝垂直需压裂投产,方位沿应力场最小主应力方向剩余油藏选最佳剩余油方向19二．水平井设计与轨迹控制井斜角一般选择油藏层面相平行一般情况居中气顶和底水:油藏模拟计算出最佳位置稠油油藏:位于油层下部水平段长度设计限止条件钻机能力及给钻头提供钻压限制油层污染井眼稳定周期根据产量要求及效益分析提出合理的长度20二．水平井设计与轨迹控制３、水平井剖面设计和曲率半径选择曲率半径选择(1)长半径（小于6度/30米）

特点：与常规定向井施工较接近，可用常规定向井技术加有线或MWD实现。总进尺及定向控制段最长，摩阻大。适用：要求有很长靶前位移的水平井；大位移水平井。21二．水平井设计与轨迹控制(2)中半径（6度---20度/30米）特点：总进尺及定向控制段比长半径少，摩阻比长半径小。中靶精度比长半径高。适用：常规水平井首选类型。22二．水平井设计与轨迹控制(3)中短半径（30度---80度）

特点：造斜率高，水平段钻井一般不开转盘，水平段较短。造斜控制段短，调整余地小。中靶精度高。适用：套管开窗侧钻水平井。(4)短半径（大于80度/30米）需特殊工具和仪器，目前国内尚无先例．23二．水平井设计与轨迹控制剖面类型选择

(1)直井段＋造斜段＋水平段（三段制）主要适用于中短半径侧钻水平井和中半径水平井要求油藏埋深误差小，即油藏埋深较确切的水平井总进尺和控制段最短，摩阻最小，费用相对低24二．水平井设计与轨迹控制靶前位移与曲率半径变化的关系三段制曲率半径先大后小靶点提前曲率半径先小后大靶点滞后25二．水平井设计与轨迹控制(2)造斜段＋调整段的剖面设计直井段＋造斜段＋调整段（稳斜）＋造斜段＋水平段（五段制）是以上三段制的一种变形，主要解决工具造斜率预测误差。直井段＋造斜段＋调整段（稳斜）＋造斜段＋稳斜探油顶段＋造斜段＋水平段（七段制）主要用于油层埋深预测误差较大和薄油层。26二．水平井设计与轨迹控制剖面示意图五段制七段制R1R2R1R2R327二．水平井设计与轨迹控制探油井段和造斜段设计RLhH28二．水平井设计与轨迹控制油层厚度与探顶角关系８°／３０米１２°／３０米29二．水平井设计与轨迹控制(3)要求有很长的靶前位移水平井直井段+造斜段+长稳斜段+第二造斜段+水平段用于大位移井及靶点与井位之间位移较大的水平井设计原则第一造斜段造斜率一般应小于3度/30米若位移允许,稳斜角一般应小于45度第二造斜段一般应选中半径造斜,以便提高钻井效率30二．水平井设计与轨迹控制４、钻柱设计

（1）理论研究简介摩阻分析

BHA与井底接触应力分析弯曲段钻柱变形情况与接触应力分析起钻,下钻,钻进三种工况下的摩阻计算从下往上进行计算（柔性和刚性模型）受压钻柱的临界载荷(屈曲变形)分析正弦屈曲模态(发生在井眼下部)螺旋屈曲模态(发生在整个井眼)弹簧形变形以正弦屈曲值为限偏安全31二．水平井设计与轨迹控制（2）钻柱设计程序(倒装钻柱设计)大斜度段(一般井斜角大于70度)和水平段钻柱优化设计钻压、摩阻、屈曲求出钻杆长度上接加重钻杆斜井段内钻柱设计为保证安全，弯曲段尽可能不用钻铤屈曲分析确定加重钻杆长度直井段根据钻压需要确定钻铤长度32二．水平井设计与轨迹控制强度校核（接触应力，弯曲应力，屈曲应力，拉压应力，钻井液液柱压力）可提供的最大排量验算（复合钻柱设计）33二．水平井设计与轨迹控制５、钻井参数和水力参数设计在螺杆钻具限定的范围内选钻压中半径水平井开动转盘时，尽量以低转速钻进水力参数设计井斜大于５０度，紊流井斜小于５０度，平板流，且提高YP/PV的值34二．水平井设计与轨迹控制６、水平井轨迹控制

（１）理论研究简介井底钻具组合(BHA)受力变形分析（钻具组合和工具参数选择）Lubinski(1953微分方程贝塞尔函数)Walker(1973能量法)Callas(1980有限差分法)Millheim(1978有限元法)白家祉(1977“纵横法”

)

石油大学(1979加权余量法)35二．水平井设计与轨迹控制适用范围：一维到三维井眼，曲率达2度/米各种转盘钻和螺杆钻钻具组合结论：各种方法所得结果很接近与现场结果吻合，可指导现场施工各种钻具组合的造斜率预测（造斜工具选择）

影响因素（BHA井身形状地层钻头钻井工艺参数）

平衡曲率法（钻头上侧向力等于零时的井眼曲率）极限曲率法（ＫＣ法）三点定圆法各种方法所得结果很接近36二．水平井设计与轨迹控制井眼轨道测量误差分析误差来源（防碰和轨迹位置分析）参考方位误差（仪器0点与实际方位）由于仪器扶正等约束不同引起仪器轴线变化钻柱磁干扰陀螺框架误差仪器轴线与井眼轴线（2个，井斜，方位）井身测量误差仪器精度误差（2个，井斜，方位）读值误差，（2个，井斜，方位）37二．水平井设计与轨迹控制求出概率椭球实例：斜井，井斜30度，方位90度，井身2000米误差：(0.1，0.5，2，0，0.25，0.001，2，0.5，1，0.2)置信水平：0.95水平椭圆长短轴：48.42米，14.48米38二．水平井设计与轨迹控制（２）常规水平井轨道控制工艺以转盘钻为主的长半径水平井控制技术（此种井型目前已很少用）中半径水平井轨道控制技术（常用的井型）直井段打直导向螺杆＋ＭＷＤ完成水平段以上井段轨迹控制地质导向完成水平段控制中短半径水平井轨道控制技术（多用于打侧钻水平井）39二．水平井设计与轨迹控制７、套管内侧钻水平井技术（1）井眼剖面选择单增斜三段制剖面，进尺少，施工方便。通常都是三维设计

柱面法40二．水平井设计与轨迹控制三维空间曲线线法41二．水平井设计与轨迹控制（2）侧钻点的选择侧钻点应尽量选得深一点。侧钻点以上的套管应完好、无变形、破裂和漏失，以确保施工顺利。侧钻水平井开窗井段应选择固井质量好，易定向造斜的井段，避开易塌、易漏等复杂地层。无论采用段铣或斜向器开窗，开窗点应选在套管中部，避开接箍和扶正器。（3）井眼曲率选择中半径设计剖面，即造斜率控制在8°/30米到20°/30米之间，只要条件许可，一般应选中半径设计剖面42二．水平井设计与轨迹控制中短半径水平井剖面，造斜率控制30°/30米到70°/30米之间，由于受原井网井距的限制，造斜点到水平段的靶前位移较小，一般为几十米。（4）探油顶段设计（5）开窗工艺选择段铣：优点：工艺技术易掌握，成功率高；可用常规的测量仪器定向，磁干扰小，有利于井眼轨迹控制。缺点：段铣后需要打水泥塞，时间相对要长一些；若碰上硬地层，一开始侧出新井眼较费劲。43二．水平井设计与轨迹控制斜向器开窗：优点：如果磨铣工具能一次完成磨铣和将窗口扩大到要求的尺寸，则施工过程相对简单，起下钻次数少；侧钻点处的套管固井质量情况和地层的情况对侧钻的影响小缺点：需用陀螺定向；侧出新井眼后，在定向过程中有磁干扰。施工的可靠性以及对开窗以后后续的钻井过程的安全性差。斜向器开窗主要适用于浅井、地层较疏松的井、原井井下情况复杂、开窗部位存由多层套管和侧钻点处井斜较大的井。段铣开窗工艺技术易掌握，成功率高，因此，在“九五”期间，段铣开窗用得多一点。近年来，由于斜向器开窗工具和工艺的不断改进和完善，已成为开窗侧钻的主要手段，例如冀东油田目前的侧钻水平井均采用斜向器开窗。44二．水平井设计与轨迹控制（6）侧钻水平井轨迹控制工艺大弯角高造斜率螺杆钻具在套管内的通过度问题造斜段施工控制工艺，在侧钻工具造斜率的选择时，一般采用宁高勿低的原则，将扭方位作业放在井斜较小的造斜初始井段，由于工具的造斜率高，井斜的测量值滞后，在螺杆钻具的工具面摆放时一定要考虑这一因素。水平段施工控制工艺，由于井眼造斜率高，所以，一般来说不开动转盘为好。以防产生钻具事故和损坏昂贵的MWD测斜仪。对于钻屑床问题，可采用短起下和适当地以低转速转动转盘钻井，以破坏钻屑床。451.地质导向的定义2.钻井技术特征3.作用与特点4.国外简况5.我国自行研制的CGDS-1地质导向系统6.地质导向在油田的应用实例三.地质导向技术46一般意义上的定义：用随钻测量到的地质参数来控制井眼轨迹的走向使用的测量仪器：LWD和带近钻头测量和传输的地质导向测量仪器。目前国内的地质导向几乎全部都是这种形式较为确切的定义用近钻头地质、工程参数测量和随钻控制手段来保证实际井眼穿过储层并取得最佳位置。

(特征/手段/

方法

/目的)使用的测量仪器：带近钻头测量和传输的地质导向测量仪器。1.地质导向的定义472.地质导向钻井技术特征把钻井技术、测井技术及油藏工程技术融合为一体，形成带有近钻头地质参数(伽玛、电阻率)、近钻头钻井参数(井斜角)及其他辅助参数的短节用无线信号(电磁波)短传方式把上述近钻头参数传至MWD，再传至地面控制系统用地面软件系统(含地层构造模型、参数解释和钻井设计控制三个主要模块)适时做出解释与决策，实施随钻控制483.作用与特点具有随钻辨识油气层、导向功能强的特点是一项直接服务于地质勘探的随钻技术，提高探井钻遇率(增储)适合于复杂地层、薄油层钻进的开发井，提高产量和采收率494.国外简况目前国外仅有Schlumberger和BakerHughes公司拥有此项技术。国际第三大石油技术服务公司Halliburton目前也不掌握此项尖端技术，但正在积极进行开发。50有资料表明，地质导向钻井系统问世后，在19931995年的3年中，已被13家公司用于欧洲和非洲6个国家的近50口井，累计进尺超过20英里(32187m)，取得了显著技术效果和重大经济效益。IDEAL系统已在北海获得了成功应用，钻成几口复杂的水平井在墨西哥湾的某一油田，先前所钻8口井的总产量仅为923桶/天；后来，Anadrill公司应用地质导向技术在该油田钻成一口高质量的水平井，日产原油达1793桶，使这一枯竭的油田得以重新复活4.国外简况514．国外简况

Schlumberger的地质导向系统简介(2)GeoSteering–GST实时近钻头测量(离钻头<2米)

伽马，电阻率，井斜实时钻头电阻率(测量钻头前方电阻率)实时方位性测量(测量井眼上下方)伽马，电阻率IntegratedDrillingEvaluationandLogging（1）IDEAL系统总体52GeoSteering–GST

实时近钻头测量(离钻头<2米)

伽马，电阻率，井斜实时钻头电阻率(测量钻头前方电阻率)实时方位性测量(测量井眼上下方)伽马，电阻率只限于8½“井眼只适用于水性泥浆53GeoSteering–GST

高油藏钻遇率(>90%)

增加有效泻油面积，提高水平井产量

井眼轨迹位于油藏最佳位置井身定位于物性较好的油藏部分井眼轨迹保持在油水界面安全距离之上进一步提高水平井产量

井眼轨迹平滑过大的起伏会影响生产和可能带来完井和水锥等问题54常规LWD导向工具面临的挑战

应该向哪个方向钻进?

是否已钻达目的层?

是否在目的层内钻进?与常规LWD的区别与联系15~22m向上?继续?向下

?常规LWD导向工具测量点通常位于钻头之后较远的位置，很难保证钻头始终在薄油层中钻进。55与常规LWD的区别与联系钻头电阻率钻头电阻率钻头电阻率钻头电阻率钻头电阻率方位电阻率,方位伽马,井斜,工具面方位电阻率,方位伽马,井斜,工具面方位电阻率,方位伽马,井斜,工具面方位电阻率,方位伽马,井斜,工具面方位电阻率,方位伽马,井斜,工具面56及时发现断层57及时发现地层倾角变化58常规测量的局限性ScenarioAScenarioB??59随钻方位性测量60近钻头实时井斜测量更能精确的控制

和优化井眼轨迹61GeoSteering

应用成果

PhilipsChina2002Jan1.5m薄沙层钻前设计实际结果断层倾角变化62CGDS-I近钻头地质导向钻井系统由3个子系统组成：1.CGMWD

新型正脉冲无线随钻测斜仪2.CAIMS＋WLRS

测传马达及无线接收系统3.CFDS

地面信息处理与决策系统5CGDS-I近钻头地质导向钻井系统构成地面系统CFDSCGMWD数据连接总成马达地面可调弯外壳近钻头自然伽马钻头电阻率接收线圈下稳定器钻头井下无线短传方位电阻率发射线圈上稳定器短传接收线圈近钻头井斜传感器CAIMSWLRS63CGDS-I与国外同类产品的技术比较

1.CGDS-I与6-3/4NaviGator对比对比项目CGDS-I6-3/4

NaviGator工具外径mm

165(最大处190)171.45适用井眼mm216244216251BHA类型弯壳体导向测传马达弯壳体导向测传马达马达类型

AKO

AKO马达转速r/m10017890220马达排量L/S11.528/47.33356.7输出转矩Nm32003650马达压降MPa3.23.2弯角范围()02.5

造斜率/30m011(15)08(15)64(1)CGDS-I与6-3/4NaviGator对比对比项目CGDS-I6-3/4

NaviGator脉冲发生器正脉冲正脉冲近钻头传感器

、G、R

、G、R信号传输方式电磁波有线(因AKO在下)离钻头距离

2.3

4.06G离钻头距离

2.15

4.36R离钻头距离

1.5

4.76下稳定器离钻头距离m

0.945

1.16最高工作温度，C

125(150)

125(150)弯马达总长m

8.33约1314弯点离钻头距离m

3.33约2.34CGDS-I与国外同类产品的技术比较65CGDS-I与国外同类产品的技术比较0.0m1.5钻头电阻率1.97方位电阻率2.3井斜/工具面自然伽马2.153.33

AKO(02.5)

(2)CGDS-I与GeoVISION6对比66对比结论:近钻头参数传感器到钻头的距离指标，CGDS-I和Schlumber公司的GeoVISION6基本相当CGDS-I与国外同类产品的技术比较67CGDS-I系统的整体性能及现场应用

CGDS-I近钻头地质导向钻井系统总体技术指标项目指标外径

165mm最大外径190mm井眼尺寸216244mm(8-1/29-5/8)造斜能力

中、长半径传输深度大于4500m最高工作温度

125C脉冲发生器类型泥浆正脉冲上传传输速率

5bit/s短传数据率

200bit/s连续工作时间

200h(1)CGDS-I系统的整体性能

68

CGDS-I近钻头地质导向钻井系统总体技术指标(续)项目指标近钻头测量参数钻头电阻率，方位电阻率，

方位伽马，井斜角，工具面角最高耐压

140MPa最大允许冲击

10000m/s2(0.2ms,1/2sin)最大允许振动

150m/s2(10200Hz)马达流量

1628L/s马达压降

3.2Mpa钻头转速

100178r/min马达工作扭矩

3200Nm马达最大扭矩

5600Nm推荐钻压

80kNCGDS-I系统的整体性能及现场应用(1)CGDS-I系统的整体性能

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CGDS-I近钻头地质导向钻井系统总体技术指标(续)项目指标最大钻压

180kN马达输出功率

33.559kW钻头电阻率传感器位置距马达底面距离

1.23m方位电阻率传感器位置距马达底面距离

1.7m方位伽马传感器位置距马达底面距离

1.88m井斜与工具面传感器位置距马达底面距离

2.02mCAIMS长度

8.33mWLRS长度

1.94mCGMWD长度

7.83mCGDS-I总长度

18.1mCGDS-I系统的整体性能及现场应用(1)CGDS-I系统的整体性能

70CGMWD测量参数与性能指标项目测量范围精度方位角0360井斜角6时±1；

井斜角36时±1.5；井斜角03时±2井斜角0180±0.15°工具面角0360井斜角6时±1.5；

井斜角36时±2.5；井斜角03时±3温度01502.5C抗震动200m/s2

随机51000Hz抗冲击4900m/s21ms半正弦最高耐压140MPa最大工作温度125C最大含砂量1%最大狗腿度10/30m(旋转)，20/30m(滑动)最大钻头压降不限CGDS-I系统的整体性能及现场应用(1)CGDS-I系统的整体性能

71钻头电阻率技术指标水基泥浆测量范围

0.22000-m测量精度

0.1-m(电阻率≤2-m)

8%FS(2-m<电阻率≤200-m)

15%FS(电阻率>200-m)垂直分辨率典型值1.8m(6ft)探测深度

0.45m(18in)工作温度

125C工作压力

140MPa油基泥浆测量范围

0.22000-m测量精度

0.1-m(电阻率≤2-m)

7%FS(2-m<电阻率≤200-m)

12%FS(电阻率>200-m)CGDS-I系统的整体性能及现场应用(1)CGDS-I系统的整体性能

72方位电阻率技术指标水基泥浆测量范围

0.2200-m测量精度

±0.1-m(电阻率≤2-m)

±8%FS(电阻率>2-m)垂直分辨率典型值0.1m(4in)探测深度

0.3m(12in)工作温度

125C工作压力

140MPaCGDS-I系统的整体性能及现场应用(1)CGDS-I系统的整体性能

73自然伽马测量技术指标项目精度测量范围

0250API精度最大值的±3%灵敏度不劣于4API/cps最高测量速度

30m/h分层能力

20cm统计起伏(100API地层，钻速为60ft/h)

±3API近钻头井斜、工具面技术指标项目范围精度工具面角测量0360±0.4井斜角测量0180±0.4CGDS-I系统的整体性能及现场应用(1)CGDS-I系统的整体性能

742004年，3只脉冲发生器进行了30余口井的应用平均每只脉冲发生器下10口井；平均累计工作时间800h/只；平均无故障累计工作时间约为160h；

无故障最长累计工作时间约为500h；

最短的工作时间约为4h。2005年，5只脉冲发生器进行了20余口井的应用平均每只脉冲发生器下4口井；平均无故障累计工作时间约为400h；

无故障最长累计工作时间约为550h以上。正脉冲发生器2年来在油田50余口，应用举例(2)CGDS-I系统的现场应用

1)CGMWD正脉冲无线随钻测量系统现场应用75实验结果：取得了钻头电阻率、侧向电阻率、自然伽玛、近钻头处钻柱内压力和仪器舱体温度5条随钻测井曲线压力和舱体温度曲线性能优异钻头电阻率和侧向电阻率曲线与该井的测井曲线符合程度非常高，同时表现出一些电缆测井仪器所不具备的性能2)近钻头电阻率现场实验(2)CGDS-I系统的现场应用76实验目的：系统功能性实验实验时间：2005.12.29~2006.1.9实验井位：冀东油田高3102平台高59-51井实验井队：华北油田钻井二公司50521队实验井段：1542m~1592m，

复合钻进和滑动定向造斜井段实钻进尺：50m工作时间：25h钻进时间：11.5小时3)CGDS-I系统第1次现场实验简况(2)CGDS-I系统的现场应用77实验结果

(1)在实验的钻进过程中，近钻头地质参数(钻头电阻率、方位电阻率、自然伽马)和近钻头工程参数(井斜、工具面)经无线电磁波发射方式成功短传至测传马达上部的数据接收短节，进一步经CGMWD上传至地面，同时上传的MWD参数有井斜、方位、工具面和井下温度等参数，并实现成功的解码和正确的数据处理。实验取得成功。

(2)

随钻测量数据与实验井电缆测井数据对比，随钻测量数据比较理想。

(3)

测传马达的实钻造斜率(3.46/30m)与设计值(3-4/30m)非常吻合。3)CGDS-I系统第1次现场实验简况(2)CGDS-I系统的现场应用7879实验目的：A.进一步考核系统的功能B.系统性能综合测试C.用户技术人员参与现场实验，熟悉系统的操作，为下一步的产品移交和培训奠定基础实验时间：2006.04.10~2006.04.15实验井位：冀东油田高29-15井实验井队：中原油田钻井四公司32612井队3)CGDS-I系统第2次现场实验简况(2)CGDS-I系统的现场应用

80实验概况系统共下井2次从井深1705m处开始钻进，至1916m处实验结束复合钻进稳斜井段211m系统工作时间58h入井工作47h钻进时间18.5h3)CGDS-I系统第2次现场实验简况(2)CGDS-I系统的现场应用

81实验结果和认识A.工程参数(井斜、方位、工具面等)测量稳定、可靠，与定向服务单位的有线随钻测量数据一致性很高B.实时上传的数据所显示的可能为储层井段，与气测结果具有油气显示的井段吻合较好C.回放的近钻头电阻率、方位电阻率和方位自然伽马数据曲线稳定，且有良好的对应关系3)CGDS-I系统第2次现场实验简况(2)CGDS-I系统的现场应用

82实验结果和认识D.回放数据曲线所反映的储层井段，与气测结果具有油气显示的井段基本一致E.螺杆马达的工作性能良好，最高钻速可达2m/minF.近钻头随钻测量的优越性得到充分体现3)CGDS-I系统第2次现场实验简况(2)CGDS-I系统的现场应用

83地质监督提供的信息：两口邻井显示，在井深1907m左右层位，有2m厚的油层。其中一口井射孔后，日产油100t；另一口为G29-14井，与该实验井(G29-15井)井口相距5m，该井还未采油在该层位气测无显示，电缆测井为疑似点，无法解释，希望通过我们的近钻头测量提供进一步的信息回放曲线显示：在井深1907m附近2m厚的井段，近钻头电阻率和方位电阻率明显升高，方位自然伽马明显降低，而且数据对应得很好对该层位的定论，有待以后同该井的地质监督和相关测井技术人员讨论决定3)CGDS-I系统第2次现场实验简况(2)CGDS-I系统的现场应用

84对曲线的说明:钻头电阻率测点距钻头底面约为0.75m；方位电阻率和伽马的测点距钻头底面约为2m；曲线没有进行精确的深度对准操作。

钻头电阻率

方位电阻率

方位自然伽马在井深1907m附近的数据曲线85实验结果和认识G.通过与电缆测井曲线的对比，得到以下结论随钻方位电阻率探测深度与电缆测井双侧向相当随钻方位电阻率分辨率与电缆测井微球聚焦接近在砂岩层随钻方位电阻率测量值高于双侧向，在泥岩中与双侧向一致随钻自然伽马测量值与电缆测井吻合3)CGDS-I系统第2次现场实验简况(2)CGDS-I系统的现场应用

86－深侧向－浅侧向－微球聚焦－钻头电阻率－方位电阻率－滤波后方位电阻率－电缆测量自然伽马－随钻自然伽马－滤波后随钻自然伽马87－深侧向－浅侧向－微球聚焦－钻头电阻率－方位电阻率－滤波后方位电阻率－电缆测量自然伽马－随钻自然伽马－滤波后随钻自然伽马88－深侧向－浅侧向－微球聚焦－钻头电阻率－方位电阻率－滤波后方位电阻率－电缆测量自然伽马－随钻自然伽马－滤波后随钻自然伽马89实验结论A.本次实验取得成功B.进一步考核了系统的功能C.在系统性能实验方面取得了突破性进展3)CGDS-I系统第2次现场实验简况(2)CGDS-I系统的现场应用

906.地质导向在油田的应用实例

近钻头方位地质导向GeoSteering技术实时近钻头测量(离钻头<2米)：伽马，电阻率，井斜实时钻头电阻率(测量钻头前方电阻率)实时方位性测量

(测量井眼上下方)：伽马，电阻率实时方位密度和中子

(测量井眼上下左右方)：实时确认井眼轨迹和地层的关系实时地层倾角计算和更新只限于8½“井眼只适用于水性泥浆91实钻井眼轨迹设计井眼轨迹塔中40-H7实例分析92塔中40-H7实例分析93下方密度上方密度井眼轨迹密度成像滑动钻进井深4700m上下方密度显示井眼轨迹已碰油层底边,调整井眼轨迹造斜钻进,更新INFORM地质导向模型慢速碰底快速离开塔中40-H7实例分析94碰顶碰底碰顶井深4900m上下方密度显示井眼轨迹靠油层顶边,井深4940m靠油层底边,井深4970m再靠油层顶边–油层变薄?夹层?塔中40-H7实例分析95油层油层干层塔中40-H7实例分析油层钻遇率87.5%96塔中40-H7地质导向应用成果水平段长570m,有效油层钻遇498m,钻遇率达87.5%方位密度在水平段多个点清楚的辨认油层界面,为INFORM模型实时地层倾角更新提供更准确的信息,使达到追踪油层钻进的目的利用方位密度钻遇约400m的优质油层(低密度高孔隙度)纯钻时间75.5小时，平均机械钻速7.22米小时,单日最多进尺达148m完钻垂深和设计垂深对比大于5m(4313.5mvs4319.15m)971230.6-1.2m1.5-1.7m哈得4油田薄砂层油藏，埋深大于5000.0m98井身结构：2层轨迹控制：FEWD地质导向系统钻井液：聚磺混油完井方式：主要以筛管完井初期产油：94吨/天FEWD应用实例：HD1-1H井哈得4油田塔里木水平井应用情况99中子空隙度曲线电阻率曲线机械钻速曲线油层水层井眼轨迹利用FEWD进行地质导向，可以控制井眼轨迹在超薄油层的最佳位置钻进FEWD与电缆测井曲线相当吻合FEWD应用实例：HD1-1H井哈得油田塔里木水平井应用情况100引进FEWD地质导向系统，完成了先导实验井HD1-1井（2000年）作业，取得成功采用井网优化技术，布双台阶水平井14口，用FEWD作业6口不断实践、总结，形成了具有塔里木特色常规条件下的地质导向技术，完成双台阶水平井15口伴随着东河砂岩的水平井开发，目前共完成各类水平井69口，其中双台阶水平井30口2000年2001年2002年2003－2004年技术发展历程哈得油田塔里木水平井应用情况101造斜点以下定向井段使用MWD+导向钻具进行井眼轨迹监测

与控制探油顶段以下井段使用LWD+导向钻具进行井眼轨迹监测控

制和地质导向井眼轨迹控制技术冀东油田水平井全部用LWD实现地质导向102采用LWD+导向钻具，利用LWD的伽玛和电阻率曲线，结合岩屑、气测和荧光定量分析录井资料，及时发现地层变化，及时调整井眼轨迹，及时发现油层，准确顺利着陆。油顶油顶LWD随钻测井曲线图水平段着陆控制103着陆后，仍采用LWD+导向钻具，利用LWD的伽玛和电阻率曲线，时时研究地层变化，采用短井段、勤调整、小调整的措施及时调整井眼轨迹，追踪油层。进目的层深浅重合距层面2米以上开始靠近层面水平段控制104

1、水平井初期单井产量为常规定向井的2.1-4.2倍，水平井已累计新建原油生产能力45×104t以上，成为油田开发主导技术之一。

2、水平井生产井数仅占油田生产总井数的13.6%，而日产油量一度占油田日产量的三分之一，2005年10月为24％。冀东油区投产水平井数、产量变化曲线105四.特殊工艺井技术

1、大位移井钻井技术

2、分支水平井技术简介106

大位移井的定义大位移井的极限国际上大位移井发展概况、指标和效益大位移井的工艺特点、难点与对工具、装备的要求大位移井特殊工具简介大港赵东合作区2005年两口大位移井大港某区块大位移井开发方案设计简介大位移井钻井技术1071.大位移井的定义已钻大位移井包络线图H

/

V=1=3=5=2水平位移(H)/垂直深度(V)＞2大位移井钻井技术108按有关大位移井包络线图理解：水垂比在1—2之间最多，大于4575米无大位移井垂深1525米内（浅），位移在4575米以内较多垂深3050米内（中深），位移在7625米以内较多垂深4575米内（深），位移在6100米以内从原定义，垂深超过3050米，即无大位移井从施工的角度看，随垂深的增加，特别是超过3000米，许多水垂比在1—2的井已具有大位移井的特点大位移井钻井技术1092.大位移井的极限大位移井的限制因素工程方面顶驱扭矩最大立管压力钻柱强度其他（泵，屈曲，套管磨损…），属于设计和施工中要考虑的地质方面油藏特性钻遇地层的特性3个压力井眼稳定大位移井钻井技术1102.大位移井的极限前提

钻机钻杆

钻机最大地面扭矩（kft.lb）最高泵压（psi）普通455000大657500外径规格紧扣扭矩（kft.lb）屈服值（klb）65/8

˜S-13544.288100051/2

˜S-13546.56787000大位移井钻井技术1112.大位移井的极限1525米（5000ft）浅大位移井KOP30米，造斜率3.5/30米133/8˜

表套下到垂深701米（2300ft）95/8

˜

套管下到垂深1464米（4800ft）7˜尾管下到垂深1525米（5000ft）121/4˜

和81/2˜

井眼用油基钻井液,摩租系数选取如下：作业套管内裸眼121/4˜旋转钻井0.170.15121/4˜滑动钻井0.100.17下95/8˜套管0.30.2881/2˜旋转钻井0.2681/2˜滑动钻井0.180.11下7˜尾管0.180.31122.大位移井的极限从上表可看出，对浅大位移井用普通钻机，受滑动方式钻井模式的制约，用常规大位移井钻井技术所能钻达的最大位移是6720米（22000ft）用大钻机且采用旋转方式钻井，受最大扭矩和超提100klb钻柱屈服强度的制约，仅从工具和设备的能力考虑，所能钻达的最大位移为14335米（47000ft）作业限制条件能钻达的极限米（ft）121/4˜滑动钻井钻柱重量=07015（23000）81/2˜滑动钻井钻柱重量=06710（22000）下95/8˜

套管钻柱重量=07015（23000）下7˜

尾管钻柱重量=07625（25000）121/4˜旋转钻井扭矩=45（kftlb）12200（40000）121/4˜旋转钻井压力=5000psi11285（37000）121/4˜旋转钻井钻柱重量=018300（60000）81/2˜旋转钻井扭矩=45（kftlb）10370（34000）81/2˜旋转钻井压力=5000psi13420（44000）81/2˜旋转钻井扭矩=65（kftlb）14335（47000）81/2˜旋转钻井压力=7500psi15250（50000）121/4˜井口超提100kib屈服值=80%17690（58000）81/2˜井口超提100kib屈服值=80%14335（47000）1132.大位移井的极限3050米（10000ft）中深大位移井KOP450米，造斜率2.5/30米133/8˜

表套下到垂深1525米（5000ft）95/8

˜

套管下到垂深2745米（9000ft）7˜尾管下到垂深3050米（10000ft）作业套管内裸眼121/4˜旋转钻井0.270.13121/4˜滑动钻井0.130.17下95/8˜套管0.240.4081/2˜旋转钻井0.1881/2˜滑动钻井0.130.16下7˜尾管0.230.31142.大位移井的极限作业限制条件能钻达的极限米（ft）121/4˜滑动钻井钻柱重量=010980（36000）81/2˜滑动钻井钻柱重量=014945（49000）下95/8˜

套管钻柱重量=08235（27000）下7˜

尾管钻柱重量=012200（40000）121/4˜旋转钻井扭矩=45（kftlb）7625（25000）121/4˜旋转钻井压力=5000psi14335（47000）121/4˜旋转钻井扭矩=65（kftlb）13420（44000）81/2˜旋转钻井扭矩=45（kftlb）12200（40000）81/2˜旋转钻井压力=5000psi9760（32000）121/4˜井口超提100kib屈服值=80%13115（43000）81/2˜井口超提100kib屈服值=80%16165（53000）从上表可看出

对普通钻机而言，12¼˜井眼旋转钻井受扭矩限制，最大位移为7625米，此时，下套管也较困难选用大钻机可达13115米，此时121/4˜井口超提100kib时，钻柱的强度极限成为制约因素1152.大位移井的极限4575米（15000ft）深大位移井KOP390米，造斜率2/30米133/8˜

表套下到垂深1982米（6500ft）95/8

˜

套管下到垂深3355米（11000ft）7˜尾管下到垂深4575米（15000ft）作业121/4˜

套管内裸眼121/4˜旋转钻井0.170.21121/4˜滑动钻井0.170.21下95/8˜套管0.170.2181/2˜旋转钻井0.170.2181/2˜滑动钻井0.170.21下7˜尾管0.170.211162.大位移井的极限作业限制条件能钻达的极限米（ft）121/4˜滑动钻井钻柱重量=011895（39000）81/2˜滑动钻井钻柱重量=016165（53000）下95/8˜

套管钻柱重量=017385（57000）121/4˜旋转钻井扭矩=45（kftlb）9150（30000）121/4˜旋转钻井压力=5000psi8845（29000）121/4˜旋转钻井扭矩=65（kftlb）14030（46000）121/4˜旋转钻井压力=7500psi14640（48000）81/2˜旋转钻井扭矩=45（kftlb）8845（29000）81/2˜旋转钻井压力=5000psi8540（28000）81/2˜旋转钻井扭矩=65（kftlb）15555（51000）81/2˜旋转钻井压力=7500psi14945（49000）121/4˜井口超提100kib屈服值=80%16775（55000）81/2˜井口超提100kib屈服值=80%4270（14000）从上表可看出

对普通钻机而言，在深大位移井中，由于钻柱拉力的增加，受81/2˜超提100klb时钻杆屈服强度的限制，最大位移仅为4270米选用大钻机可达14030米，此时受121/4

˜钻井过程中扭矩的限制，如预期的那样，滑动钻井时的摩阻和下套管时的阻力已不象浅大位移井中那么严重1172.大位移井的极限随井深增加，制约因素由滑动摩阻转为钻柱强度98年和2003年4575米（15000ft）以上大位移井统计在下一步，开展减摩、井眼清洁、井下实时情况分析等方面的研究、改进和实践，提高可靠性使10000米位移的大位移井成为一种常规技术下一个目标是15000米的大位移井位移4575-6100米15000-20000ft6100-7625米20000-25000ft7625-9150米25000-30000ft9150米以上30000ft以上到1998711451（10728M米）到20037817103（10728米

10583米

10728米）118

3.国际上大位移井发展概况、指标和效益用大位移井扩大控油面积，提高效益：(1)大位移井的作用

节省平台，减少井数

开发主油田群附近的小油田

海油陆采(探)，减少人工岛或平台，保护环境119节省平台，减少井数8公里3.2公里3.2公里120开发主油田群附近的小油田西江24-3西江24-1121海油陆采(探)，减少人工岛或平台，保护环境122

3.国际上大位移井发展概况、指标和效益(2)国际领先水平和发展趋势（到2003年）完成时间水平位移(m)测量深度（m）垂深（m）位移/垂深比值作业者井名(地区)19905006620026981.86Statoil33/9C10

(挪威北海)19916086725026962.26Statoil33/9C3

(挪威北海)19937290871627882.6Statoil33/9C-2

(挪威北海)19947853932727602.85Statoil30/6C-26A

(挪威北海)19958035871516075BPM5(英国WytchFarm)19978063923829862.7Phillips24-3-A14(中国南海西江)1998101141065616506.13BPM-11(英国WytchFarm)大位移井国际领先水平123(3)我国自营钻井技术的情况

油田名称水平位移(m)位移/垂深比值完成时间QK18-1-4DS2669*0.82

QK18-1-4D25400.75

QK18-1-P426240.84

大港油田张17-1井22790.761991大港油田赵东F-1井26150.791996大港油田红9-1井16681.461997冀东乐8×1井20001.231997

冀东BX-3×1井3056.91.252002.6

3.国际上大位移井发展概况、指标和效益124

3.国际上大位移井发展概况、指标和效益(3)我国自营钻井技术的情况油田名称水平位移(m)位移/垂深比值完成时间胜利油田桩斜314井2000

0.76

1998P3036971.82

1999P3135211.69

P32H36371.95P3336531.78QHD32-6-A25H22512.03QHD32-6-A26H29902.01125

3.国际上大位移井发展概况、指标和效益(4)大位移井效益举例

地区原开发方案大位移井方案经济效益时间美国加州

Pedernales

油田在lrene平台西北3.2km建第二个平台节省1亿美元1991挪威Statfjord

油田北块水下开发费用为1.5亿美元三口大位移井，节省4.5千万美元1993挪威Oseberg

油田两个平台间距15km，水下方案2.7千万美元节省3.2百万美元，采收率提高到64%1995英国南部

WytchFarm

油田建人工岛海油陆采，节省1.5亿美元，提前3年投产1996126QK17-2油田节省工程费用近４000万歧口17-2油田东区实例:3km2，油488万吨4口大位移井，1.59亿6口定向井+1个平台，1.99亿127从1999.6.252000.2.28止，累计产油83831吨，产气919万m3，估算折合人民币12077万元，8个月收回该油田成本15971万的75%原计划平均日产213吨(年产6.4万吨)，由于采用大位移水平井开发，现平均日产419吨(可达年产12.57万吨)，比计划增长96%采用大位移水平井开发，油井产量提高近一倍QK17-2油田投产情况128

由此引发突出的重力效应(核心问题)和一系列工艺难点，也导致了一系列特殊井下工具、仪器与地面装备。

井斜角大(max一般在70以上)

井段长(尤其是稳斜段长)

很显然，大位移井有两个基本特点：4.大位移井的工艺特点、难点与对工具、装备的要求129大位移井大井斜长井段重力效应大大摩阻套管磨损大滑动钻进困难加钻压困难钻速慢岩屑堆积井下事故钻时长井壁垮坍长稳斜裸眼段下套管困难轨迹测量难控制困难井身质量差ECD增加，泥浆密度窗口变窄130

对装备的要求，选好钻机和顶驱，提高处理井下复杂情况的能力选好钻井泵，确保安全施工固控系统，保证达到相应的钻井液设计要求合理的钻柱选择，以满足强度、给钻头加压、水力参数、提高井眼净化等方面的要求4.大位移井的工艺特点、难点与对工具、装备的要求1314.大位移井的工艺特点、难点与对工具、装备的要求对井下工具、仪器选好井下工具，保证钻头加上足够钻压，减少摩阻与套管磨损，实现快速钻进选好钻井液，减少摩擦，增大携屑能力根据井眼情况和对数据的要求，选择相应的测量仪器和相应的下入方法132（1）.变径稳定器（2）.旋转导向系统（3）.减摩接头5.大位移井特殊工具简介133通过遥控(或井下自控)方式，调整稳定器的外径，从而调整BHA的力学特性，达到不起下钻调整井斜角的目的，节约辅助时间。(1)功能（1）.变径稳定器(遥控/闭环)134（2）.旋转导向钻井系统是一个井下闭环变径稳定器与测量传输仪器(MWD/LWD)联合组成的工具系统，以旋转钻进方式，可以自动调节井斜和方位，造斜能力一般为8/30m以下(长半径范围)，特别适合用来钻大位移井的长稳斜段。(1)功能135（2）.旋转导向钻井系统BakerHughes：AutoTrack(RCLS)RotaryClosedLoopDrillingSystemShlumberger：PowerDriveSystemSppery-Sun:Geopilot(2)典型产品介绍136（2）.旋转导向钻井系统以旋转方式钻进，减少滑动摩阻，提高钻深能力井眼光滑，减少事故因素稳定器的活塞按程序交替引缩，可较好地控制井眼方向适合于钻大位移井稳斜段，钻速较快不适于钻中曲率井段及应急调整导向特性和优点(以AutoTrak为例)在滑动方式达到大位移井的极限时，可利用该技术更大实现更大位移的大位移井137（３）.减摩接头(1)功能接入钻柱串中，使钻柱在其中旋转，而接头与套管无相对转动，避免了钻柱对套管的直接磨损，保护了套管和钻柱。由于大位移井摩阻大，井段长，作业时间长，磨损问题十分突出。138（３）.减摩接头(2)典型产品非旋转钻杆护箍(NRDPP)钻杆轴承短节(DPBS)低扭矩短节低扭矩钻杆DSTR短节ROTOTECFRICTIONREDUCERS139（３）.减摩接头(3)应用效果(以NRDPP为例)要安装在弯曲井段的侧向接触点处，形成新支点合理选型，工具接头外径要大于钻杆接头外径。如5DP(接头6-5/8)，应选7-1/4(NRDPP)套装在距钻杆公扣0.61m处实际温度限制＜350F(176.7C)标准侧向载荷＜2000lb(8.9kN)可使摩擦扭矩减少10~30%，减少套管/钻柱磨损减少钻柱振动(装10%护箍，减少钻杆涡动10%)140C39设计与实际对比数据设计钻井周期开钻时间设计井深造斜点水垂比25.10d7/17/20054092/1356.30m90m2.62实际钻井周期开钻时间实际井深造斜点水垂比16.83d7/17/20054193/1357.99m90m2.656、大港赵东合作区2005年两口大位移井1416、大港赵东合作区2005年两口大位移井142C42-ERD钻井数据日期时间作业内容用时备注2005年8月18日0:00-8月19日24:00开始作业到一开作业完毕2天注水井9月3日22:00-9月13日2:00二开作业完10天4小时9月13日20:00-9月16日0:00三开作业完3天井深/垂深（m）井斜（°）水平位移（m）水垂比钻井周期/建井周期4620/138886.339752.86:115天2小时/19天井身结构程序钻头钻深(m)套管下深(m)一开17-1/2″75313-3/8″748二开12-1/4″32039-5/8″3199三开8-1/2″46207″(尾管)3107-4609.906、大港赵东合作区2005年两口大位移井143

6、大港赵东合作区2005年两口