1、-1水平井钻井技术-2-3一、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-41、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-5horizontal well）-6造斜点水 平 位 移靶前位移 水平段梯形-7l 长半径：K 6/30ml 中半径：6/30m、K28/30ml 短半径：K 15/ml 超短半径：R 285m中半径86m=5712m短半径水油-32l 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。l 国内大港、中原、胜利等油田都有成
2、功的应用。-33l 一是形成的孔眼要有足够大的面积；l 二是形成的孔眼必须具有规则的形状；l 三是具有较高的破岩效率和钻进速度。l 常规的圆射流不具备这些功能，因此设计利用旋转射流。-34l 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。l 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。l 其破岩成孔的过程和孔底形状如左图。-35l 超薄油层油藏在国内外各油田都广泛分布。l 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。l 到2004年底，胜利油田使用FEWD、LWD完成
3、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。-36油层厚度0.90m0.90m-37l 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。l 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。l 海 洋 钻 井 埕 岛 西 A 井 组：钻 井 2 3 口，井 间 距 离 为1.5241.829m(56ft)，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
4、了良好效果。l 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。-38-39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。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139.7mm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。-40l 草13-平5井、草13-平6井（2001年，丛式水平井组）l 草13-平6井用23h
5、钻达A点,24h钻完335m水平段。l 草13-平5井用21h钻达A点，25h钻完330m水平段。l 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。-41l 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 9韵律盐间非砂岩油藏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 1427.00m1427.00m水平位移 736.50m736.50m水平段长 404.03m404.03ml草古100-平5井（99年，乐安油田-42l 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 。
6、l 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。-43l 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。l 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 45倍。-44 井 深 5206.00m5206.00m 垂 深 4775.00m4775.00m 造斜点 4436.00m4436.00m 水平
7、段 300.00m300.00m 水平段落差7.00m7.00ml 同期国内最深的阶梯水平井；l 在塔里木地区首次采用上部长裸眼井身结构。-45l 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。：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。-46l 亚洲垂深第一，世界垂深第二的水平井。井 号:DH-P1斜 深:6452.00 m垂 深:5782.29 m 造 斜 点:5552.11m 水平段长:500.46 m最大井斜:91.5-47 完钻井深 5218.00m5218.00m 钻井周期 48
8、48天6 6小时 定向段 1515天 水平段 5 5天3 3小时 刷新了该地区钻井周期的最短纪录l 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300300余口开发井，年产量约400400余万吨，完成水平开发井3535口，水平井的产量占总产量的34.3%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。-48l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 5942.00m 造斜点 4585.43m4585.43m水平位移 1056.25m1056.25m 水平段长 320
9、.00m320.00m -49l 技术难点：导眼与造斜段两次通过膏泥岩互层 12 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 225.75ml 新疆英买力区块第一口水平井-50l 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。l 顺井是一口直井，完钻井深2242m，硭硝层位于2210至2200m。l 顺-平井与直井顺井连通，水平段长250m，水平位移480m，两口井连线夹角87度。l钻至2629m实现连通，其产量是直井8倍。获得巨大经济效
10、益，将水平井技术运用到非石油行业，属国内首创。-51-52-53l“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5 1/2套管内短半径侧钻水平井进行系统攻关。l 形成了5 1/2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。-54全国记录l 51/2 套管内短半径侧钻水平井l 水平段最长（151m）l 井斜角最大（99.23）l 产油量是邻井的3-4倍-55 深部 短半径 欠平衡侧钻水平井完钻井深：5879.60m5879.60m侧钻点：5390.00m5390.00m设计方位：359.41359.41水平位
11、移：430.29m430.29m靶前位移：90.00m90.00m最高造斜率：1.441.44/1m/1m A A点垂深：5472.61m5472.61mB B点垂深：5473.55m5473.55mTK406CH1/1Vertical Section at 358.75 mTrue Vertical Depth m050100150200250300350400450525053005350540054505500B2B1B1A A-56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5879.605473.55430.2
12、91.4432d20032TK731CH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5961.005487.07460.551.2324d12h2005l 取得该地区钻井速度最快、钻井周期最短等
13、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-57l“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。l 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“Ultrashort Radius Radial we11”，完成该水平井的钻井系统称之为“Ultrashort Radius Radial System”，简称URRS。-58l 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。l 定向工艺简单、曲率半径短（只有0.3m），进入油层方向和
14、位置准确。l 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。l 井场面积小、排放的钻井液、钻屑少等，有利于环保。-59l 开发薄油藏、垂直裂缝油藏、稠油油藏、低渗透油藏等。l 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。l 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。-60l 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，12.56m 290 方向，11.68m完井示意图-61l 欠平衡钻井技术是中石化“十条龙”项目之一。l 商 7 4 1-平 1
15、 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。-62l 江汉油田王场地区盐间非砂岩储层欠平衡水平井l 实测地层压力系数 1.62，采用1.35-151 g/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。-63l 孤东-平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。-64l 埕北21-平1井：完钻井深48
16、37.4m，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。-65井 号：草南SWSD-平1水 平 段 长：642.72m垂深/位移比 1：1.014 蒸气注入管MD1500m812.52m823.78m-66 草南 SWSDSWSD平1 1井完钻井深 15601560 m m；水平段长 642.72642.72m m；总水平位移 823.78823.78m m；垂直深度：813.25813.25m m，水平位移与垂深之 比：1.011.01：1 1-67l 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。l 利用水平井技术
17、，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。l 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。-68l 投产后日产液12.5m3，日油12.3吨的水平，是临近直井产量的68倍，位居大芦家油田老区日产水平的榜首。首口薄互层-69单增3232/100m/100m设计 薄油层水平井 靶半高1m 靶半宽5m油层厚度0.94.0m 完钻井深 1643.44m水平段 148.49m定向到完钻6天14小时l 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。-70油层厚
18、度 0.90.911.5m.5m l 塔里木哈得地区油层大多是厚度0.91.5m、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36倍，取得了良好的经济效益和社会效益.-71 2002年7月18日用9.53mm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-721、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-73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，水平井合理井位的选择
19、；水平井完井方法选择；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。-74l 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。l 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。l 水平段过长，下钻或开泵井内波动压力过大，可能压漏地层。l 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-75cos901tgtgoTl 已知：地层倾角；目标段设计方位线与地层下倾方位线的夹角为；l 求：目标段的井斜角 T-76l要求高，是指轨迹控制的目标区的要求高。l普通定向井的目
20、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”。-77l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。l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。-78l 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。l
21、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。l 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。l 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。-79l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。l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。l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，
22、也将导致井漏和井塌。l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。-80l 垂直主应力是中间主应力-81l 垂直主应力是最大主应力，两个水平主应力相等-82l 垂直主应力是最大主应力，两个水平主应力不相等-83l 垂直主应力是最小主应力。-84-85l 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4560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。l 要求精心设计泥浆参数和水力参数。第三洗井区：井斜角550900(60900)第一洗井区：井斜角00450(0300)第二洗井区：井斜角450550(306
23、00)-86l 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。l 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。l 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。l 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。-87l 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；-88l 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
24、个扶正器；l 在保证不压裂地层的条件下，使用大排量紊流注水泥l 注水泥过程中，尽量采用上下提放或旋转套管l 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）；l 使用长段隔离液（在井内有200m300m长），充分清除泥浆；l 注水泥前至少循环三周，充分洗净井眼；l 使用零自由水的水泥浆；-89l 大斜度和水平井段，测井仪器不可能依靠自重滑到井底。l 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。l 只有完井电测时井内为裸眼，仪器难以送入。l 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。-9
25、0l 先下钻，然后从钻杆内下入仪器；l 仪器上部联接“挺杆”，再上部是电缆；l 仪器、挺杆及电缆的下入，需要开泵循环推动；l 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；l 只能使用小直径仪器。-91l 挠性管中预先装设电缆，管前端与标准测井仪器联接；l 可在裸眼中进行测井；l 挠性管的下入由滚筒控制；l 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。-92l 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。l 万仁溥有“三不欢迎”：不欢迎短半径
26、，不欢迎小井眼，不欢迎裸眼完井。-93-94-95-96l 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。l 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。-97l 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l 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l 塔式钻具：钻头钻铤1钻铤2钻铤3加重钻杆钻杆l 大尺寸钻铤在最下面，小尺寸钻铤在最上面；l 无磁钻铤的下端是与之直径最接近的大钻铤；l 与钟摆钻具使用方法相同，适合采用小钻压“吊打”。-98l导向钻具：单弯螺杆钻具随钻测量
27、系统旋转钻进方式l 有线随钻：钻头弯螺杆短钻铤1 1根扶正器定向直接头无磁钻铤1 1根钻铤加重钻杆钻杆l 无线随钻（MWDMWD）：钻头弯螺杆 短钻铤1 1根扶正器无磁钻铤1 1根MWDMWD无磁短节钻铤加重钻杆钻杆l BHABHA设计要点：单弯螺杆钻具的弯角1 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。l 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。-99l 钻头弯螺杆钻具定向直接头无磁钻铤l 钻头直螺杆钻具定向弯接头无磁钻铤l 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
28、，达到定向和扭方位目的。单点定向；有线随钻定向；无线随钻定向-100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-101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-102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-103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-104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
29、杆马达弯外壳弯外壳垫块-105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。-106 当前井底井斜角3时：l 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。l 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)l 定向角2反扭角装置角动力钻具
30、角差高边工具面(GTF)l 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。l 井斜角5以后要求使用重力高边工具面(GTF)。-109 井斜角3时：l 加压前：磁工具面(MTF)测量方位反扭角磁偏角装置角 l 加压后：磁工具面(MTF)测量方位磁偏角装置角l 加压前：高边(GTF)反扭角装置角 l 加压后：高边(GTF)装置角注意：预先修正弯马达与定向直接头之间的角差。-110l 加压前：磁工具面(MTF)校正方位反扭角 l 加压后：磁工具面(MTF)校正方位l 加压前：磁工具面(MTF)测量方位反扭角装置角 l 加压后：磁工具
31、面(MTF)测量方位装置角l 加压前：高边(GTF)反扭角装置角 l 加压后：高边(GTF)装置角注意：用MWDMWD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。-111-112l 一般采用双稳定器组合。l 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。-1139 5/8Bit244mmSST挡板7NMDC1根7DC1根244mmSST 7DC1根244mmSST
32、 7DC2柱5DP(常规)9 5/8Bit244mmSST挡板5NMDP1根7DC1根244mmSST 7DC1根244mmSST 7DC2柱5DP(参考)8 1/2Bit214mmSST挡板6 1/4NMDC1根6 1/4DC1根214mmSST 6 1/4DC1根214mmSST6 1/4DC2柱5DP8 1/2Bit214mmSST挡板5NMDP1根 6 1/4DC1根214mmSST 6 1/4DC1根214mmSST6 1/4DC2柱5DP-114l 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。l 9 5/8Bit244
33、mmSST挡板7NMDC1根244mmSST 7DC1根244mmSST 7DC2柱5DP（常规）l 8 1/2Bit214mmSST挡板6 1/4DMDC1根214mmSST 6 1/4DC1根214mmSST 6 1/4DC 2柱5DP（常规）-115l 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，l 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l 9 5/8Bit244mmSST7SDC244mmSST 挡板7NMDC1根244mmSST 7DC2柱5DP（常规）l
34、8 1/2Bit214mmSST6 1/4SDC214mmSST挡板6 1/4NMDC1根214mmSST 6 1/4DC2柱5DP（常规）-116l 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。l 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l 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-117l 17 1/2Bit730730挡板9NMDC1根9DC1根444mmSST8DC2柱7DC2柱5DP（新疆）l 12 1/4Bit630630挡板8NMDC1根8DC1根311mmSST8DC2柱7DC2柱5DP（
35、新疆）l 9 5/8Bit630410挡板7NMDC1根7DC1根244mmSST7DC1根244mmSST7DC2柱5DPl 9 5/8Bit630410挡板7NMDC1根244mmSST7DC1根244mmSST7DC2柱5DPl 8 1/2Bit4304A10挡板6 1/4NMDC1根6 1/4DC1根214mmSST6 1/4DC1根214mmSST6 1/4DC2柱5DPl 8 1/2Bit4304A10挡板6 1/4NMDC1根 214mmSST6 1/4DC1根214mmSST6 1/4DC2柱5DP-118A、7 套管开窗侧钻：6Bit330330(动力钻具)3313104 3
36、/4NMDC1根 3 1/2DPB、5 1/2套管开窗侧钻:4 1/2Bit230230(动力钻具)231 2103 1/2NMDC1根 2 7/8DP-119(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。l 17 1/2Bit9 5/81.5单弯动力钻具8NMDC1根MWD631630（陀螺定向接头）8DC3根6314105HWDP5DP（浅海）l 12 1/4Bit7 3/41.5 单弯动力钻具7NMDC1根MWD 7NMDC1根 5HWDP5XPDP5DP（草桥）-120l 9 5/8Bit7 3/41.5 单弯动力钻具5314107NMDC1根MWD 7
37、NMDC1根 5HWDP5XPDP5DP（草桥）l 9 5/8Bit630431（短接头）6 3/41.5 单弯动力钻具4314107NMDC1根MWD 7NMDC1根 5HWDP5XPDP5DP（草桥）l 8 1/2Bit 6 1/21.5 单弯动力钻具4314105NMDP1根MWD 5NMDP1根 5HWDP5XPDP5DP-121(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。l 9 5/8Bit7 3/4(1.0 1.5)单弯动力钻具5314105NMDP1根MWD 5NMDP1根 5XPDP5HWDP5DPl 9 5/8Bit630431（短接
38、头）6 3/4(1.0 1.5)单弯动力钻具4314105NMDP1根MWD 5NMDP1根 5XPDP5HWDP5DPl 8 1/2Bit 6 1/2(1.0 1.5)单弯动力钻具4314105NMDP1根MWD 5NMDP1根 5XPDP5HWDP5DP。-122l 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。l 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1020。l 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。l 寸高必争：-123l 早扭方位：水平井井斜角
39、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。l 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。l 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。-124l 动态监控：贯穿着陆控制的全过程l 已钻轨迹的计算描述、设计轨道参数的对比与偏差认定；l 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；l 对钻头处状态参数（井斜角、方位角）的预测；l 对待钻井眼所需造斜率的计算；l 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
40、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）。-125l 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。l 钻具稳平：从钻具组合设计和选型来提高和加强稳平能力。l 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。l 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。-126l 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。l 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。l 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。-127
