第一节 定向井、水平井基本概念
1、定向井、丛式井、水平井发展介绍
定向井是按照预先设计的井斜角、方位角和井眼轴线形状进行钻进的井。定向井相对直井而言它具有一定的井斜角和方位角，而直井是井斜角为零的井，虽然实钻井眼都存在一定井斜度，但它仍然是直井。
定向井首先是从美国发展起来的，在十九世纪后期，美国的旋转钻井代替了顿钻钻井。当时没有考虑控制井身轨迹的问题，认为钻出来的井必定是铅垂的，但通过后来的井筒测试发现，那些垂直井远非是垂直的。并由于井斜原因造成了侵犯别人租界而造成被起诉的案例。最早采用定向井钻井技术是在井下落物无法处理后的侧钻。早在1895年美国就使用了特殊的工具和技术达到了这一目的。有记录定向井实例是美国在二十世纪三十年代初在加利福尼亚油田钻成的。
第一口救援井是1934年在东德克萨斯康罗油田钻成的。救援井是指定向井与失控井具有一定距离，在设计和实际钻井让救援井和失控井眼相交，然后自救援井内注入重泥浆压住失控井。 目前最深的定向井由BP勘探公司钻成，井深达10654米； 水平位移最大的定问井是BP勘探公司于己于1997年在英国北海的 Rych Farn油田钻成的M11井，水平位移高达10114米。 我国定向钻井技术的发展可以分为三个阶段，50—60年代开
始起步，首先在玉门和四川油田钻成定向井及水平井：玉门油田的C2—15井和四川磨三井，其中磨三井总井深168米，垂直井深350米，水平位移444．2米，最大井斜92°，水平段长160米；70年代扩大试验，推广定向井钻井技术；80年代通过进行集团化联合技术攻关，使得我国定向钻井软件到硬件都有了一个大的发展。
我国目前最深的水平井是胜利油田完成的DH1-H1井，完钻井深达到6452．00米。水平位移最大的大位移井是海洋石油总公司南海东部公司完成的西江24-3-A14井，水平位移超过8000米。最大的丛式井组是胜利油田完成的河50丛式井组，该丛式井组长384米，宽115米，共完成定向井42口。 2．定向钻井的分类
按定向钻井的用途分类可分为以下几种类型：
普通定向井 多目标定向井
丛式井 定向井 救援定向井
水平井
空间三维多目标水平井 分枝井、多底井
国外定向钻井发展简况
内容 50 年代 年代 剖面设计及轨迹计误差很大的正切法算方法 进行轨迹计算 井斜控制理论 斜井段二维分析 定向造斜工艺 涡轮加弯接头 斜向器配合转盘钻 测量方式 氢氟酸玻璃法和地面定向法 定向井钻井水平 精度要求不高 中深定向井 发展到三维设计和大组丛式井整体设计 三维数据分析，由静态发展到动态 涡轮、螺杆动力田具向低速大扭矩发展。各种专用井下工具系列化 有线随钻测斜仪投入工业性使用，无线随钻测斜仪研制成功 可打准确度较高的定向救援井和大组丛式井 计算机专家系统进 行设计和指导施工 发展了多种分析计算方法并编制了计算机程序 发展了复合式动力钻具，导向钻井系统，长寿命PDC钻 头等 多种无线随钻测斜系统投入工业使用和发展了电子测量系统和陀螺测量系统 钻成大量水平井，从大半径水平井到小半径水平井、多底泄油井 60年代 70年代 80年代 90年代 我国定向钻井技术发展情况
内年代 设计采用查表法、图剖面设计及轨迹计解法等精度不高的算方法 方法 进行了钻具的二维井斜控制理论 静态分析主要使用有限元法 使用地面定向法（钻定向造斜工艺 杆打钢印）。数据测量石油电测井数据。 氢氟酸测斜仪，机械测量方式 式罗盘的电测井方法。 简单的单口定向井、定向井钻井水平 水平井位移小，精度低 发展了曲率半径法，最小曲率半径法精确的轨迹计算和设计方法，编制了预测和防碰扫描的计算机软件包。 发展了多种新的分析计算方法，例如：平衡梁法、加权余量法等，并编制了计算机分析程序 使用精度高的磁性单多点测斜仪进行定向和轨迹数据测量，发展了有线随钻测斜仪定向。 多种引进的有线随钻测斜仪系统投入工业使用和发展了电子测量系统及陀螺测量系统 钻成了大量高难度定向井、大组丛式井、多目标井、套管定向开窗井、水平井也从大半径水平井发展到了中半径水平井 引入了人工智能和专家系统 容 60年代 80年代 90年代 理论分析模型由静态发展到动态，由二维发展到三维 发展了导向钻井系统，初步研制出径向水平井造斜工艺 发展了无线随钻测斜系统引进了带地质参数的MWD系统 在水平井方面取得大型突破，钻成了长、中、短半径水平井
第二节 水平井钻井技术简介
所谓水平井，是指一种井斜角大于或等于86°，并保持这种角度钻完一定长度水平段的定向井。 1、水平井钻井技术发展概况
1863年，瑞士工程师首先提出钻水平井的建议；
1870年，俄国工程师在勃良斯克市钻成井斜角达60°的井； 瑞典和美国研制出测量井眼空间位置的仪器，1888年俄国也设计出了测斜仪器；
1929年，美国加利福尼亚州钻成了几米长的水平分支井筒； 30年代，美国开始用挠性钻具组合在垂直井内钻曲率半径小的水平分支井眼；
1954年苏联钻成第一口水平井；
1964年一1965年我国钻成两口水平井，磨-3井、巴-24井； 自从80年代以来，随着先进的测量仪器、长寿命马达和新型PDC钻头等技术的发展，水平井钻井大规模高速度的发展起来。
我国水平井钻井在90年代以来也取得了很大发展，胜利油田已完成各种类型水平井近400口，水乎井钻井水平和速度不断提高。中原油田中原油田在1991年施工了一口长半径水平井卫2—25井，当时钻井施工非常成功，各项技术指标属国内领先水平，但是由于后续技术手段不足，造成该井未获得预期的开采效果（到2001年，该井才获得较好的工业投产）。经过10年的反复论证，2001年中原油田部署了云2-平1井、胡5-平1井、文92-平1井，钻井过程中由于油
层与地质设计的偏差，出现了井眼轨迹上翘下扣的现象，对施工安全造成了很大隐患。2004年，油田部署了第一口天然气水平井和第一批中短半径小井眼开窗侧钻水平井，水平井技术迈入国内先进水平行列。具体见下表(近期完成的部分水平井技术服务)
序号 1 2 3 4 5 井 号 TK318CH-1 TK318CH-2 丰收3-平1 周9-5-3CH 濮侧平130 类型 井深 (m) 垂深 (m) 最大井斜(°) 97.0 95.2 96.2 88.2 92 87.3 92.1 93.7 76 开窗或侧钻井深 5396 位移 (m) 273 最大造斜水平段长率 (m) （°/m） 1.4 1.4 0.38 0.40 0.45 0.60 0.42 0.55 0.46 213 276.7 333.48 150 70 78.11 461.73 61 80 完成年份 施工地点 短半径侧钻水平井 5705.08 5451.84 短半径侧钻水平井 5793.86 5444.98 8 1/2″井眼常规水平井 5 1/2″套管开窗侧钻水平井 9 5/8″套管开窗侧钻水平井 5 1/2″套管开窗侧钻水平井 8 1/2″常规天然气水平井 5 1/2″套管开窗侧钻水平井 5 1/2″套管开窗侧钻水平井 2448.28 2120.7 2685 3068 2549.67 4248 2662 2400 2859.5 2393 3692.41 2430.68 2004 2004 2004 2004 2004 2004 2004 2004 2004 塔河油田 塔河油田 江苏油田 江汉油田 中原油田 中原油田 中原油田 中原油田 中原油田 5399.99 337.81 1690 2320.59 1760 2107 3280 2156 2503 669.1 300 285 242 721.42 254.22 196.68 6 濮侧平16 7 桥69-平1 8 9 濮1-侧平239 濮6-侧平65 2856.67 2751.16 附表1：近期完成的部分水平井技术服务
序号 井 号 类型 井深 (m) 2880 垂深 (m) 2371.55 最大井斜(°) 92.7 开窗或侧钻井深 位移 (m) 最大造斜水平段长率 (m) （°/m） 0.45 389.51 施工日期 施工地点 中原油田 中原油田 中原油田 中原油田 中原油田 中原油田 8 1/2″井眼常规10 濮2-平1 水平井 11 文92-平1 12 云2-平1 13 胡5-平1 14 15 濮1-侧平231 濮1-侧平193 8 1/2″井眼常规水平井 8 1/2″井眼常规水平井 8 1/2″井眼常规水平井 5 1/2″套管开窗侧钻水平井 5 1/2″套管开窗侧钻水平井 2086.02 629.22 2004 3680 3200 2610 2600 2788 3177.7 2234.12 2096.59 2408 2401 94.9 94 93.1 96.5 91.3 2844 606.2 0.44 0.41 0.53 0.60 0.60 376.5 757.61 284 109 158.11 2003 2003 2003 2005 2005 1890.87 1099.66 1755.69 646.83 2042 2137 265.9 500
2、水平井的类型及各种类型水平井的特点 （1）水平井的类型：
根据水平井曲率半径的大小分为： 长曲率半径水平井（小曲率水平井）； 中曲率半径水平井（中曲率水平井）； 短曲率半径水平井（大曲率水平井）。 （2）不同曲率水平井的基本特征及优缺点 ① 不同曲率水平井的基本特征表
井型 长半径水平井 项目 中半径水平井 6°-20°／30米 短半径水平井 15°-30°／30米 造斜率 曲率半径 井眼尺寸 钻井方式 ＜6°／30米 304—914米 无限制 钻 杆 测量工具 291—87米 121／4″--43／4″ 造斜段：特种马达转盘钻或导向钻或导向钻井系统 井系统 水平段：转盘钻或导向钻井系统 ＞15°／100米使常规钻杆 用抗压钻杆 有线随钻测斜仪，MWD，但井无限制 眼＜6 1／8″时不能使用 常规钻机 无限制 常规钻机 无限制 12—6米 61／4″--43／4″ 以使用特种工具的转盘钻进为主，目前也使用特种马达方式 铰接驱动钻杆 转盘钻井时使用多点测斜仪 马达钻井时使用有线随钻测斜仪 需要配备顶部驱动系统或动力水龙头 裸眼或割缝管 地面设备 完井方式
表1 水平井分类 造斜率分类 造斜率 长 2°－8°/25.4 m 中 8°－30°/25.4m 国际 中短 30°－60°/25.4m 短 60°－200°/25.4m 长 ＜8°/30m 中 8°－20°/30m 国内 中短 20°－70°/30m 短 70°－300°/30m ②不同曲率水平井的优缺点
长 半 径 水 平 井 优点 1.穿透油层段最长 2.使用标准的钻具及套管 3.“狗腿严重度”最小 4.使用常规钻井设备 5.可使用多种完井方法 6.可采用多种举升采油工艺 7.测井及取芯方便 8.井眼及工具尺寸不受限制 1.进入油层时无效井段较短 2.使用的井下工具接近常规工具 3.使用动力钻具成导向钻井系统 4.离构造控制点较近 5.可使用常规的套购及完井方法 6.并下扭矩及阻力较小 7.较高及较稳定的造斜率 8.井眼轨迹控制井段较短 9.穿透油层段较长（1000米） 10.井眼尺寸不受限制 11.可以测井及取芯 12.从一口直井可以钻多口水平分枝井 13.可实现有选择的完井方案 l.井眼曲线段最短 2.侧钻容易 3.能够准确击中油层目标 4.从一口直井可以钻多口水平分枝井 5.直井段与油层距离最小 6.可用于浅油层 7.全井斜深最小 8.不受地表条件的影响 缺点 1.井眼轨道控制段最长 2.全井斜深增加最多 3.钻井费用增加 4.各种下部钻具组合较长 5.不适合薄油层和浅油层 6.转盘扭矩较大 7.套管用量最大 8.穿过油层长度与总水平位移比最小 1. 要求使用MWD测量系统 2. 要求使用加重钻杆或抗压缩钻杆 半径 2865－716 m 716－191 m 191－95 m 95－28 m 286.5m 286.5－86m 85－24m 24－5.77m 中 半 径 水 平 井 短 半 径 水 平 井 1．非常规的井下工具 2．非常规的完井方法 3．穿透油层段短（120—180米） 4．井眼尺寸受到限制 5．起下钻次数多 6．要求使用顶部驱动系或动力水龙头 7．井眼方位控制受到限制 8．目前还不能进行电测 第三节 定向井、水平井基本术语
1）井深：指井口（转盘面）至测点的井眼实际长度，人们常称为斜深。国外称为测量深度（Measure Depth）。
2）测深：测点的井深，是以测量装置（Angle Unit）的中点所在井深为准。
3）井斜角：该测点处的井眼方向线与重力线之间的夹角（见图1．1）。井斜角常以希腊字母α表示，单位为度。
4）井斜方位角：是指以正北方位线为始边，顺时针旋转至井斜方位线所转过的角度（见图1．2）。井斜方位角常以希腊字母Φ表示，单
位为度。实际应用过程中常常简称为方位角。 5）磁方位角：磁力测斜仪测得的井斜方位角是以地球磁北方位线为准的，称磁方位角。
图1．1井斜角示意图 图1．2井斜方位角示意图 6）磁偏角：磁北方位线与正北方位线并不重合，两者之间有一个夹角，这个夹角称为磁偏角。磁偏角又有东磁偏和西磁偏角之分，当磁北方位线在正北方位线以东时，称为东偏角；当磁北方位线在正北方位线以西时称为西偏磁偏角。进行磁偏角校正时按以下公式计算：
真方位角＝磁方位角＋东偏磁偏角 真方位角＝磁方位角一西偏磁偏角
图1．3磁偏角示意图
7）井斜变化率：是指井斜角随井深变化的快慢程度，常以Ka表示，精确的讲井斜变化率是井斜角度（α）对井深（L）的一阶导数。
dα
Kα＝ dL
井斜变化率的单位常以每100米度表示。
8）井深方位变化率：实际应用中简称方位变化率，是指井斜方位角随井深变化的快慢程度，常用KΦ表示。计算公式如下：
dΦ
KΦ＝ dL
井斜方位变化率的单位常以每100米度进行表示。
9）全角变化率（狗腿严重或井眼曲率）：从井眼内的一个点到另一个
点，井眼前进方向变化的角度（两点处井眼前进方向线之间的夹角），该角度既反映了井斜角度的变化又反映了方位角度的变化，通常称为
全角变化值。两点间的全角变化值γ相对与两点间井 眼长度△L变化的快慢及为全角变化率。用公式表达如下：
γ
K＝
△L
实际钻井中，井眼曲率的计算方法：目前计算井眼曲率的方法很多，有公式法、查表法、图解法、查图法和尺算法五种。后四种办法皆来源于公式法。计算井眼曲率的公式有三套： 第一套公式：
对于一个测点：K＝SQR（Kα2+KΦ2sin2α）
对于一个测段：K＝SQR（（Δα/ΔL）2+（ΔΦ/ΔL）2 sin2αC） 第一套公式的图解法（参见图1．4）：
图1．4第一套公式的图解法
（1）．作水平射线 OA；
（2）．作∠BOA＝αC（两测点平均角）；
（3）．以一定长度代表单位角度，量OB＝△Φ（两测点方位角差）；（4）．自B点向OA作垂线，垂足为C点； （5）．按步骤（3）中的比例， CA＝△α
（6）．连接A、B，并量 AB长度， 按步骤（3）比例换算成角度，此角度及狗腿角γ。
第二套公式：（由于误差较大，现场使用略少） 第三套公式：γ＝SQR（α1+α2－2α1α2COSΔΦ）
图1.5第三套公式的图解法 第三套公式图解法（参见图1.5）：
（1）．选取一定比例，经一定长度代表单位角度，作线段 OA，使其长度代表αl；
（2）．作OB线段，使 ∠BOA＝△Φ； （3）．按步骤①的比例，量OB＝α2；
（4）．连接A、B，并量取AB的长度，按步骤（1）的比例换算成角度，即为γ。
10）垂深（垂直井深）：即某测点的垂直深度，以H表示。是指井身
任意一点至转盘面所在平面的距离。
11）水平投影长度：是指自井口至测点的井眼长度在水平面上的投影长度。以S表示。
12）水平位移：简称平移，是指测点到井口垂线的距离。在国外又称为闭合距（Closure Distance）。
13）平移方位角：又称为闭合方位角（Closure Azimuth），常用θ表示，是指以正北方位线为始边顺针方向转至平移方位线上所转过的角度。
14）视平移：又称为投影位移，井身上的某点在垂直投影面上的水平位移。在实际定向井钻井过程中，这个投影面选在设计方位线上。所以视平移也可以定义为水平位移在设计线上的投影。
15）高边：在斜井段用一个垂直于井眼轴线的平面于井眼（这时的井眼不能理解为一条线，而是一个具有一定直径的圆）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。
16）工具面：工具面就是造斜工具弯曲方向的平面。
17）磁性工具面角：造斜工具弯曲的平面与正北方位所在平面的夹角。 18）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。
19）装置角：造斜工具弯曲方向的平面与原井斜方向所在平面的夹角，通常用ω表示。
20）反扭矩：在用井底动力钻具钻进时，都存在一个与钻头转动方向
相反的扭矩，该扭矩被称为反扭矩。
21）反扭角：使用井底动力钻具钻进时，都存在一个与钻头转动方向相反的扭矩，由于该扭矩的作用，使得井底钻具外壳向逆时针方向转动一个角度，该角度被称为反扭角。 22）贮层顶部：水平井段控制油层的顶部 23）贮层底部：水平井段控制油层的底部 24）设计入口角度：进入储层顶部的井斜角度 25）着陆点：井眼轨迹中井斜角达到90°的点 26）入口窗口高度：入靶点垂直方向上下误差之和 27）入口窗口宽度：入靶点水平方向左右误差之和 28）出口窗口高度：出靶点垂直方向上下误差之和 29）出口窗口宽度：出靶点水平方向左右误差之和 30）着陆点允许水平偏差：着陆点允许水平方向前后的误差 31）单弯动力钻具：动力钻具壳体上具有一个弯曲角度的动力钻具，特点是造斜率较弯接头组合高，钻头偏移较小
第四节 定向井、水平井基本施工步骤简介
1）定向井井位的确定
井位坐标要求：基本数同一般直井。丛式井坐标需一同下发，以便作出丛式井整体设计。注明各中靶点的坐标及垂直深度，提供最新井位构造图。
2）地面井口位置的选择
工程、地质设计及测量人员根据井位坐标和地面实际条件确定井口位置和井架整托方向（丛式井）。井口位置选择尽量利用地层自然造斜规律。多目标井井口位置在第一靶点和最后一个靶点联线的延长线上。井架立好后需要进行井口坐标的复测。
2003年钻井四公司施工文新99-1井时，项目组对该区块进行调研，摸清该区块的自然造斜（280°）情况，建议甲方对井口进行适当移动（原井口东移40米），利用地层自然造斜规律进行造斜，全井没用随钻测斜仪定向而顺利中靶；这样既加快了钻井速度，又保证了施工质量。
3）定向井设计
地质设计在坐标初测后提出初步设计，在坐标复测后提出正式设计。地质设计除包括一般井内容外，在工程施工中要求必须说明靶点相对与井口的位移和方位，多目标井说明靶点之间的稳斜角度。附最新井位构造图、油藏剖面图、设计轨迹水平投影图和垂直投影图。 工程设计必须符合地质设计要求。井身轨迹设计数据表，特殊工艺技术措施。井身结构及分段钻具组合和钻井参数等。 4）设备要求（钻机）
根据定向井垂直井深、水平位移、井身结构和井眼曲率选择设备类型。推荐设备标准（使用于位移／垂深＜0.4的定向井）： 垂深＜2800米、水平位移＜600米，选用3200米钻机； 垂深＜500米、水平位移 ＜200米，选用4500米钻机； 垂深＜4500米、水平位移＜2000米，选用6000米钻机； 垂深＜4500米、水平位移＞1500米，选用7000米钻机。 5）定向井靶区半径标准
不同井深靶区半径要求（总公司标准）： 靶区垂深（米） 靶区半径（米） 靶区垂深（米） 靶区半径（米） ≤1000 ≤30 ≤3000 ≤80 ≤1500 ≤40 ≤3500 ≤100 ≤2000 ≤50 ≤4000 ≤120 ≤2500 ≤65 ≤4500 ≤140
第二章 定向井、丛式井、水平井设计与计算分析
第一节 定向井、水平井二维轨道设计
一口定向井的实施，首先要有一个轨道设计，才能以此设计为依据进行具体的定向井钻井施工。对于不同的勘探、开发目的和不同的设计限制条件，定向井的设计方法有多种多样。而每种设计方法，都有一定的设计原则。
定向井设计是一个非常重要的环节。“好的设计是成功的一半”。因此，合理地设计好井身轨道，是定向井成功的保证。 一、设计原则：
一口定向井的总设计原则，应该是能保证实现钻井目的，满足采油工艺及修井作业的要求，有利于安全、优质、快速钻井。在对各个设计参数的选择上，在自身合理的前提下，还要考虑相互的制约。要综合地进行考虑。
（一） 选择合适的井眼形状
复杂的井眼形状，势必带来施工难度的增加，因此井眼形状的选择，力求越简单越好。
从钻具受力的角度来看：目前普遍认为，降斜井段会增加井眼的摩阻，引起更多的复杂情况。如图所示（2-1-1），增斜井段的钻具轴向拉力的径向的分力，与重力在轴向的分力方向相反，有助子减小钻具与井壁的摩擦阻力。而降斜井段的钻具轴向分力，与重力在轴向的分力方向相同，会增加钻具与井壁的摩擦阻力。因此，应尽可能不采用降斜井段的轨道设计。
图2-1-1
（二）选择合适的井眼曲率
井眼曲率的选择，要考虑工具造斜能力的限制和钻具刚性的限制，结合地层的影响，留出充分的余地，保证设计轨道能够实现。 在能满足设计和施工要求的前提下，应尽可能选择比较低的造
斜率。这样，钻具、仪器和套管都容易通过。当然，此处所说的选择低造斜率，没有与增斜井段的长度联系在一起进行考虑。 另外，造斜率过低，会增加造斜段的工作量。因此，要综合考虑。 常用的造斜率范围是4°－10°／30米,中原油田造斜率要求不超过5°／30米。
（三）选择合适的造斜井段长度
造斜井段长度的选择，影响着整个工程的工期进度，也影响着动力钻具的有效使用。
若造斜井段过长，一方面由于动力钻具的机械钻速偏低，使施工周期加长，另一方面由于长井段使用动力钻具，必然造成钻井成本的上升。所以，过长的造斜井段是不可取的。
若造斜井段过短，则可能要求很高的造斜率，。了方面造斜工具
的能力限制，不易实现，另一方面过高的造斜率给井下安全带来了不利因素。所以，过短的造斜井段也是不可取的。
因此，应结合钻头、动力马达的使用寿命限制，选择出合适的造斜段长，一方面能达到要求的井斜角，另一方面能充分利用单只钻头和动力马达的有效寿命。 （四）选择合适的造斜点
造斜点的选择，应充分考虑地层稳定性、可钻的限制。尽可能把造斜点选择在比较稳定、均匀的硬地层，避开软硬夹层、岩石破碎带、漏失地层、流沙层、易膨胀或易坍塌的地段，以免出现井下复杂情况，影响定向施工。
造斜点的深度应根据设计井的垂深、水平位移和选用的轨道类型来决定。并要考虑满足采油工艺的需求。
应充分考虑井身结构的要求，以及设计垂深和位移的限制，选择合理的造斜点位置。
（五）选择合适的稳斜段井斜角和入靶井斜角
井斜角的大小，直接影响了轨迹的控制。
井斜角太小时，方位不好控制。而井斜角太大时，施工难度却又增加。因此，稳斜段井斜角和入靶井斜角的选择，应充分满足轨迹控制的需要。另外，它对方位控制、电测、钻速都有明显的影响。
一般来讲，井斜角的大小与轨迹控制的难度有下面的关系： 1．井斜角小于15°时，方位难以控制；
2．井斜角在15°一40°时，既能有效地调整井斜角和方位，也
能顺利地钻井、固井和电测。是较理想的井斜角控制范围；
3．井斜角在40°一50°时，钻进速度慢，方位调整困难； 4．井斜角大于60°，电测、完井作业施工的难度很大，易发生井壁垮塌。
举例：双增轨道计算
与单增类似，两个矢量的连接需要两个圆弧和一条直线段。
图2—2—13双增轨道设计几何图
由图2—2—13看出：
当α
AB为
A点的井斜
则得：
当α
AB＝90°
（2—53）
R2＝C21/A21 （2—54） 3、 三段增斜
图2—2—14三增轨道设计几何图
由图2—2—14看出
定义：
得：
α
AB＝90°
定义：
得：
R3=A21/B21 （2—57）
SZ=（A11—B11）×R3 （2—58） 第三节 定向井测斜数据处理
实际钻出的定向井的井眼轨迹是一条空间曲线，为了了解这条空间曲线的形状，需要进行井斜角和方位角的测量。由于测斜不能连续进行，只能按一定的间距一个点一个点地进行测量。因此需要采用一
种计算方法进行数学拟合，来求得一条连续的空间曲线。
到目前为止，由于两测点之间轨迹形状的多变性，我们还无法知道测段真实的形状。因此只好依靠假设，如：直线、折线或各种曲线来拟合。
现有的定向井轨迹计算方法有二十余种，如：正切法、平均角法、平衡正切法、圆柱螺线法、最小曲率法和校正平均角法等等。 1、平均角法
平均角法又称平均法。此法认为两测点间的测段为一直线，该直线的方向为上下两测点处井眼方向的“和方向”。
图2—3—2平均角法几何图
计算公式如下：
3、平衡正切法
平衡正切法假定两测点间的井段为两段各等于测段长度一半的直线构成的折线。它们的方向分别与上下两测点处的井眼方向一致。如图所示
图2—3—3平衡正切法网几何图
计算公式如下：
2、圆柱螺线法（曲率半径法）
圆柱螺线法假设两测点间的测段是一条等变螺旋角的圆柱螺线。螺线在两端点处与上下两测点处的井眼方向相切。
圆柱螺线的水平投影是圆弧，垂直投影也是圆弧。它是以曲线法为基本假设的一种。其计算精度较直线法或折线法高。
圆柱螺线法与国外的“曲率半径法”假设条件基本一致，因此在
国外也叫做“曲率半径法”。
图2—3—4圆柱螺线法几何图
计算公式如下：
3、最小曲率法
最小曲率法假设两测点之间的井段是一段空间平面上的圆弧，圆弧在两端点处与上下两测点处的井眼方向线相切。
图2—3—5最小曲率法几何图
计算公式如下：
由于圆柱螺线法和最小曲率法是以曲线假设为依据的，其精度相对来说较准确。在计算机以普及的今天，这是两种使用最广泛的方法。几种计算方法的精度比较如下：
第四节 丛式井的防碰计算
对于丛式井，特别是密集的丛式井，由于设计轨道与设计轨道、设计轨道与实钻轨迹，实钻轨迹与实钻轨迹之间的距离很近，因此，不论是在设计时的防碰考虑不周，还是在实钻时的防碰控制不及时，都有可能导致最后的正钻井与邻井的轨迹相碰，从而造成严重的工程事故。因此，丛式井防碰是一个非常关键的技术问题。
图2—4—1防碰井眼示意图
如图2—4—1所示，要想防止正钻井与邻井轨迹相碰，就需要找到一种肯效的分析计算方法，计算出两井在不同井深时的相对距离。并对其相对的发展趋势作出准确的预测，方能防碰于未然。 一、计算方法
目前常用的丛式井防碰分析计算方法有三种。即水平面扫描法、法面扫描法和最小距离扫描法。 （一）水平面扫描法
水平面扫描法计算的是扫描井与相关邻井之间在同一垂深截面上的相互位置关系。
图2—4—2水平面扫描法示意图
如图2—3—2所示，在扫描井轨迹上任一井段按需要的精度间距，截取许多水平截面，求相关邻井与此水平面的截点座标。然后在各个水平截面上以扫描点为圆心，作极座标图，在图上对扫描点与邻井同一垂深点的相互距离和方位进行分析的方法称水平面扫描法。
（二）法面扫描法
如图2—4—3所示，法面扫描是以扫描井轨迹上任一扫描点，作一垂直子井眼轨迹轴线的平面（即法面），然后计算该平面与周围相关邻井井眼轨迹在三维空间中的截点座标，截点到扫描点的相对距离和相对方向，即是扫描井在这一扫描点上与周围相关邻井在法面上的相互关系。以扫描点为圆心所绘制出的即是法面扫描图。
法面扫描从另一个角度反映了扫描井与周围相关邻井的相互关系。法面扫描得到的距离，是周围相关邻井到扫描井的径向距离，而方向却是反映了相对扫描井来说：上、下、左、右的关系。
（三）最小距离扫描原理及公式
如图2—4—4所示，用法面扫描方法和平面扫描方法，计算出的与周围相关邻井的距离，不一定是最小距离。
图2—4—4最小井距扫描示意图
最小距离法计算出的是邻井轨迹的空间最近距离。 二、具体应用
这三种方法以不同的方式求解井与井之间的距离。它们各有
所长。
l、直井防碰用水平面扫描法
在直井段或井斜较小的情况下，水平扫描可很清楚地看出各井眼轨迹之间的距离，若是对一口井直进行扫描，则用扫描结果所作的扫描．图，与丛式井水平投影图一样。 2、斜井的防碰用法面法和最小距离法
在井斜角较大时，对于同方向井，用法面扫描法，对于异方向的井，用水平面扫描法。这是因为，在对同方向井扫描时，法面法计算出钓井距，通常比平面法计算出的井距小，而在对异方向井扫描时，平面法计算出的井距，通常比法面法计算出的井距小。如图2一4—5所示。
图2—4—5法面法和最小井距法 3、法面法的进一步应用：
法面扫描在计算井距的同时。还有一个功能。就是能计算出扫描井与邻井的相对方向。这个相对方向也可以得到一张扫描图。这张图揭示了两口井的相对发展趋势。如图所示，在方向图中，垂直中线代表邻井轨迹相对与正钻井左右变化的分界线。水平中线代表邻井轨迹相对与正钻井上下变化的分界线。当在某个扫描点时，方向图上的扫
描点落在第一象限，则在井距扫描图中，下一点的发展趋势，必然会向右上方发展。法面扫描的这两个特点，可用在两个方面：
①应用在丛式井的防碰预测方面
丛式井的防碰扫描，是在正钻井与邻井之间进行的。因此，在法面扫描的方向图上，显示出了两个井眼轨迹是逐渐靠拢，还是逐渐分开。这就提示了施工人员，看是否有井眼轨迹相碰的潜在危险，以便及时作出相应的防范措施。 ②应用在单口井的轨迹控制方面
在定向井的实施过程中，总是希望实钻轨迹尽量贴近设计线走。应用法面扫描原理，把实钻井眼作为正钻井，把设计轨道作为邻井来进行扫描，就能及时发现正钻井轨迹是否有偏离设计线的趋势。由此，就可作出是否采取措施进行调整。
第三章 定向井、水平井井身轨迹控制技术 第一节 定向井、水平井井眼轨迹控制理论
无论是定向井，还是水平井，控制井眼轨迹的最终目的都是要按设计要求中靶。但因水平井的井身剖面特点、目的层靶区的要求等与普通定向井和多目标井不同，在井眼轨迹控制方面具有许多与定向井、多目标井不同的新概念，需要建立一套新的概念和理论体系来作为水平井井眼轨迹控制的理论依据和指导思想。
我们在长、中半径水平井的井眼轨迹控制模式的形成和验证过程中，针对不断出现的轨迹控制问题，建立了适应于水平井轨迹控制特点的几个新概念。
一、中靶概念
地质给出的水平井靶区通常是一个在目的层内以设计的水平井眼轨道为轴线的柱状靶，其横截面多为矩形或圆。我们可以
把这个柱状靶看成是由无数个相互平行的法面平面组成，因此，控制水平井井眼轨迹中靶，与普通定向井、多目标井是个截然不同的新概念，主要体现是：
井眼轨迹中靶时进人的平面是一个法平面（也称目标窗口），但中靶的靶区不是一个平面，而是一个柱状体，因此，不仅要求实钻轨迹点在窗口平面的设计范围内，而且要求点的矢量方向符合设计，使实钻轨迹点在进入目标窗口平面后的每一个点都处干靶柱所限制的范围内。也就是说，控制水平井井眼轨迹中靶的要素是实钻轨迹在靶柱内的每一点的位置要到位（即入靶点的井斜角、方位角、垂深和位移在设计要求的范围内），也就是我们所讲的矢量中靶。
第二节定向井、水平井直井段井身轨迹控制技术
随着钻井技术的发展和钻井工具的日益完备，常规定向井轨迹控制所使用的钻具组合已经成熟，形成如图14所示的基本定式钻具组合：
组合一 钟摆钻具 Φ159DC×18m Φ159DC×9m
组合二 双扶刚 Φ178DC×18m Φ197接头 Φ178DC×9m Φ178DC+Φ159DC 钟摆防斜
组合三 定向造斜 Φ165螺杆+定向接头+Φ159DC
组合四 增斜 Φ215双母 Φ159DC×18m Φ159DC×9m Φ159DC
组合五 增斜 Φ214 Φ159DC×27m Φ159DC×9m Φ159DC
组合六 稳斜 Φ215双母 Φ159DC×9m Φ159DC×18m Φ159DC
组合七 稳斜 Φ213-Φ214 Φ159DC×2m Φ159DC×9m Φ159DC×18m
组合八 钟摆降斜 Φ159DC×9m Φ159DC×9m Φ159DC
组合九 定向、稳斜 Φ165单弯螺杆+Φ159DC（&DP）
近年来，螺杆钻具的制造工艺日趋成熟：早期，国内生产的多为直螺杆钻具，在单一定向的情况下使用寿命仅为30小时——60小时。目前，螺杆钻具品种多样，单、双弯螺杆，直螺杆等。
单、双弯螺杆既能够使用转盘进行双驱复合钻进，又能滑动钻进，在完成定向施工的动力钻具中，单、双弯螺杆钻具具有优势。它不但能够提供给钻头足够的扭矩，而且具有很灵活的可调性：首先，它可
以进行角度的选择，一般，螺杆厂家都能按钻井的需求生产系列不同角度的螺杆钻具（0.50°、0.75°、1.00°、1.25°、1.50°、1.75°、2.00°、2.5°、3.0°、3.5°），在特殊需要时，可以同向或反向配接普通定向弯接头来进行角度调节。其次，还可以根据扶正器位置不同，钻具受力状态不同这一重要特点，进行合理的扶正器数量及位置的调整，来达到井眼的增斜、稳斜、降斜及调整井眼方位的要求。有无扶正器、单扶正器和双扶正器，完全可以根据实际需要配合普通扶正器进行合理的钻具组合。在转盘钻进、滑动钻进的结合情况下使用寿命可以突破150小时以上。螺杆技术的成熟为动力钻具复合钻进技术提供了基础保障。
PDC钻头配合螺杆钻具钻井，其钻屑破碎成小的颗粒，减小了举升和输送钻屑所需要的力，从而提高井眼的净化和降低井下摩阻。螺杆钻具配合PDC钻头复合钻进，一趟钻可以完成定向、稳斜、降斜等各种轨迹控制技术，为此我们对螺杆钻具优选、钻具组合优化进行研究。
4.1.1螺杆钻具的优选
螺杆钻具的弯角使钻头产生偏距，双驱复合钻进时钻具所受的约束力更大，交变的动应力使钻具易发生疲劳断裂，也易使螺杆钻具的薄弱环节产生先期损坏。弯角越大，钻头偏距也越大，所受的交变应力和扭矩越高。但是，弯角太小，则其造斜率就小，不能满足井眼轨迹控制的需要。同样弯度的螺杆钻具对不同的地层，实钻中造斜率有所差别。因此，我们依据理论的指导，并通过现场试验，进行了螺杆
钻具弯角 的优选，以适应在中原油田地层钻井的需要。 4.1.1.1定向段单弯螺杆弯角的优选
（1）0.5°单弯单扶或双扶螺杆
0.5°双扶、0.5°单扶单弯在文33—152井、新卫222井使用，由于增、降斜率太低，钻进50～80m没有增斜效果。0.5°的单弯螺杆不适应中原油田的定向井双驱复合钻井的需要。
（2）0.75°单扶单弯和双扶单弯螺杆
0.75°双扶单弯在胡5—200井、卫360井、胡7一282井、文33—152井、胡5—197井用，其增、降斜率每单根能达到0.75°左右，与设计增斜率4°/30m相差太大，在定向增斜时少用或不用。
0.75°单扶单弯加 PDC钻头组合，在濮7—14 7井等6口井试验中，定向造斜率适中，一般为 12°～14°/100m。双驱复合钻进时增斜率2°～8°/100m。因此，0.75°单弯单扶螺杆比较适合中原油田钻井的需要。下表是0.75°单弯螺杆在各井段的应用情况。
0.75°单扶单弯螺杆试验情况 使用井段序号 1 2 3 4 井号 （m） 濮7-147 桥66-23 文279 马68 2550-2780 2516-2634 2960-3150 2361-2837 /100m) 12.6 4.66 -2.00 2.50 定向 自然造斜 微降斜 自然造斜 造斜率(°使用目的 （3）1°单弯单扶螺杆
在新文72—8井、文273—5井、新文10—88井、新文10—4井、文213—15井、新濮3—180井等井试验使用上使用1°单扶单弯螺杆，采用1°单扶单弯螺杆加 PDC钻头钻进，定向造斜至井斜 15°后，启动转盘进行复合钻进，每100m增斜率3～8°，完全满足了中原油田钻井的需要。1°单弯单扶螺杆双驱钻井的增斜效果见表3。
1.00°单扶单弯螺杆复合钻进试验情况 定向井段序号 1 2 3 4 井号 （m） 文279 文23-21 文88-23 2080-2900 2440-2960 2910-3555 （°） 53 51 48 38 /100m) 3-7 5-8 8 5 自然造斜 自然造斜 自然造斜 自然造斜 最大井斜增斜率(°使用目的 文72-125 2828-3150 （4）1.25°或 1.5°单弯螺杆
在大井斜定向井中，使用1.25°单弯双扶螺杆，稳斜效果较好。但是，由于1.25°或1.5°单弯螺杆弯度大，钻头偏移量大，双驱复合钻进时螺杆芯子受交变应力大，可能断芯子。一般情况下，使用1.25°、1.5°螺杆时尽量避免启动转盘。
（5）1.75°以上单弯螺杆
在中短半径水平井中，使用1.75°以上度数弯螺杆，可以达到设计要求，目前3.5°弯螺杆定向造斜率可以达到（100—150）°/100m。但是，由于1.75°以上弯角的弯螺杆弯度大，很易断芯子。1.75°以
上的单弯螺杆严禁双驱复合钻进。 4.1.1.2稳斜段单弯螺杆弯角的优选
下表是1°双扶单弯螺杆带PDC钻头钻进的情况。当井斜达到10°以上后，其稳方位，微降斜效果相当明显，正常情况下降斜0.5°～2.5°/100m，方位变化很小。
1°双扶单弯螺杆在稳斜段的应用
序号 井号 钻头类型 施工井段(m) 1 新文38-33 2 新濮3-102 3 4 濮6-122 文79-131 GP545 GP545 3643-3860 3080-3351
4.1.1.3降斜、防斜螺杆钻具优选
降斜、防斜一般选用直螺杆。由直螺杆组成合理的钻具组合，在桥29—50井使用，井斜只有1.75°；桥66一22井全井最大井斜只有2.5°；新濮3—126井在2340m时降斜率平均3.2°/100m，达到了降斜的目的。
井眼轨迹控制技术
（1）螺杆的弯度和下扶正器的位置、尺寸确定后，要达到增斜、
37.5↘33 29↘28.5 295↘292 310↗312 GP545 2732-2960 40↘39 285 F1924C 1678-2130 27↘21.5 井斜变化（°） 方位变化（°） 99↗102 微增、稳斜、降斜的目的，可通过调整上扶正器的位置、尺寸及钻压来实现。
（2）增斜和微增可以不加上扶正器，或者根据不同地层的造斜效果，加外径较小的扶正器，也可以调高上扶正器的位置。
（3）稳斜井段根据不同的地层，可选用上下扶正器外径相同或上扶正器外径略小的单弯螺杆。
（4）降斜井段选用下扶正器略小于上扶正器的单弯螺杆。 （5）上扶正器选用变径扶正器，可通过调整扶正器的尺寸达到增、稳、降斜的作用。从而实现一套钻具组合完成一口定向井。
第三节 水平井轨迹控制技术
常规的水平井都由直井段、增斜段和水平段三部分组成。由直井段末端的造斜点（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。水平井的垂直井段与常规直井及定向井的直井段控制没有根本区别。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。
（一） 着陆分析
进靶钻进是着陆控制过程的最后一个阶段，也是该过程最关键，有时也是难度最高的一个阶段。在进靶钻进前要做好充分的准备工作，精心计算和设计方案，分析误差，更精确掌握造斜率，调整钻具组合，制定可行的控制方案措施。方案的制定要确定几个关键参数，即：
1．确定起始点的井斜角和方位角
根据“矢量进靶”的要求，在稳斜探顶中或之前，就应使井眼轨道方位符合要求。在进钻进过程中要采取的措施之一就是要保持方位不致产生不希望的变化，而最好不要在进靶进过程中再去扭方位。
核准起始点处的井斜角值，它是决定进靶井段长度的关键参数。为了更为准确，可根据钻进过程中的一些情况和现象，必要时进行适当修正。
图1 进靶分析示意图
（二） 着陆控制的技术要点
着陆控制的技术要点可以概括为如下口诀：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。
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，控制人员一般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。
3、寸高必争
“寸高必争”是控制人员在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）的匹配关系的控制，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。通过实例分析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°/30m，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。
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。
6．矢量进靶
所谓“矢量进靶”，是指在进靶钻进中不仅要控制钻头与靶窗平面的交点（着陆点）位置，而且还要控制钻头进靶时的井斜和方向。以免在钻入水平段不久就被迫过早地调整井斜和方位，影响井身质量和钻进效率。
7．动态监控
“动态监控一般是轨道控制人员用水平井井眼轨道预测控制软件包在计算机上实施。
（三） 水平控制
水平控制是着陆进靶之后在给定的靶体内钻出整个水平段的过程。实钻水平段实际上是一条弯曲的空间三维曲线。在铅垂平面内水平段投影为一条相对于设计线上、下起伏的的流浪线。在水平控制中，动态监控仍然是主要的技术手段。 水平控制的技术要点：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。
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
强稳平能力。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。
水平井云2-平1、胡5-平1、文92-平、濮2-平1的实际施工中基本采取两种组合，这两种钻具组合具有较强的应变能力。
￠215.9mmHJ517+5LZ165单弯螺杆(1.25°)+￠125mm无磁承压钻杆×1根+￠171mmMWD短节+￠125mm无磁承压钻杆×1根+￠127mm钻杆×119根+￠127mm加重钻杆×28根+￠127mm钻杆
￠215.9mmHJ517+5LZ165单弯螺杆(1.25°)+￠165mm无磁钻铤×1根+￠171mmMWD短节+￠125mm无磁承压钻杆×1根+￠127mm钻杆×119根+￠127mm加重钻杆×28根+￠127mm钻杆
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°＝的单弯动力钻具或反向双弯动力钻具等导向钻具组合。
3多开转盘
开转盘的导向钻进状态与不开转盘的定向钻进状态相比有如下显著优点：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，在水平段开转盘的进尺应不小于水平段总进尺的 75％。但转盘转速应不大于
60rpm。
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（如50m左右，尤其是对定向纠斜井段），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。 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2中增斜过程，在D3点就开始考虑进行降斜（K＜0），直至达到新的转折点D4后或后续某点D5，即采取导向稳斜钻进。
第四节 水平井举例
1、TK318CH井（调整）短半径侧钻水平井
TK318CH（调整）井，是西北局塔河油田艾协克1号构造南部的一口短半径侧钻水平井。TK318CH井（调整）于2004年8月1日开钻，5757-5783m又钻遇断裂段 ，西北分公司决定提前完钻，完钻井深5793.86m。 一． 基本数据
1. 井身剖面设计 剖面类型：直-增-稳（水平） 2. 靶区数据及造斜点
造斜井深:5399.99m 闭合方位：256.22° 靶前位移：60.00m AB段段长：429.58 m 靶区倾角：94.38°
靶区：前窗（A点） 10m20m 靶区垂深：5463m
后窗（B点） 10m20m 靶区垂深：5431m
3. 设计轨迹数据
表1 TK318CH(调整)侧钻水平井井身剖面设计数据表
井深 井段 （m） （m） （m） （°/m） （°） 垂深 水平位移造斜率 井斜角直井段 侧钻段 水平段
5399.99 5399.99 5514.56 5464.10 5945.56 5431.17 14.85 62.41 491.59 0 1.07 0 3.59 94.38 94.38 4.井眼结构示意图，见图1
图1 TK318CH井（调整）井身结构示意图
二． 井眼轨迹控制 1．侧钻井段的控制
由于有原直井眼和第一水平段两个回填井眼，扫水泥塞时进入原来两个老井眼的可能性都存在，并且两个水平井眼的设计方位仅相差7°，侧钻点垂深仅距3m，侧钻难度相当大。由于直井段有少量的反
向位移（闭合距：14.73m，闭合方位：109.05°），同时考虑到上一侧钻井眼，为此采用1.5°单弯螺杆，朝180-200°方向侧钻，待侧钻成功再调整方位。这样以来，不管扫水泥进入哪一个老井眼，通过弯螺杆的造斜能力和侧钻方位两个方面保证侧钻都能成功。实钻结果证明，侧钻7m就进入地层。
(1)侧钻钻具组合：Φ149.2mm钻头+Φ120mm×1.5°单弯螺杆+Φ120mm定向接头+Φ88.9mm无磁承压钻杆（1根） +Φ88.9mm斜坡钻杆(2柱)+Φ88.9mm加重钻杆(12柱)+ Φ121随钻震击器+Φ88.9mm加重钻杆(3柱)+Φ88.9mm钻杆；
(2)随钻监测仪器为：柔性加长杆组合YST-25H有线随钻； （3）钻进井段：5399.99—5414.66m；
（4）侧钻参数：排量10l/s，泵压17MPa，钻压0－20KN， （5）自5399.99m开始侧钻，侧钻前5m钻速严格控制在0.3—0.6m/h；钻进7m后，通过砂样分析，地层岩屑达80－90%，说明已经侧钻出去，钻进9m后，钻压加至20—40kN，磁性工具面摆在255-265°；在整个侧钻过程中，最重要的是工具面按施工要求进行设置，确保侧钻方位的准确性，侧钻一次成功。 3．
增斜井段的控制
(1)增斜段钻具组合：Φ149.2mm钻头+Φ120mm×3.5°单弯螺杆+Φ120mm定向接头+Φ88.9mm无磁承压钻杆（2根） +Φ88.9mm斜坡钻杆(2柱)+Φ88.9mm加重钻杆(12柱)+ Φ121随钻震击器+Φ88.9mm加重钻杆(3柱)+Φ88.9mm钻杆；
(2)随钻监测仪器为：柔性加长杆组合YST-25H有线随钻； （3）钻进井段： 5414.66m-5517.16m；
（4）钻井参数：排量10-12l/s，泵压18-20MPa，钻压30－50kN， （5）轨迹控制：本段施工的目的是增斜和调整方位，首先在井斜较小时将方位调整准，便于后续增斜。由于采用3.5°单弯螺杆，扭矩较大，在5407.66m将磁性工具面摆在260—270钻进，钻进3m后，工具面摆位不理想，决定起钻通井，下入通井钻具：Φ149.2mm钻头+Φ146mm螺旋稳定器+托盘+Φ88.9mm无磁承压钻杆（2根） +Φ88.9mm斜坡钻杆(4柱)+Φ88.9mm加重钻杆(12柱)+ Φ121随钻震击器+Φ88.9mm加重钻杆(3柱)+Φ88.9mm钻杆，对已钻井段进行通井划眼，保证下趟钻定向正常。此后在定向时工具面调整顺利，在钻进过程中每米测斜一次，计算井下螺杆钻具的增斜率，该段平均增斜率32.7°/30m，钻进至井深5517.16m,井斜93.56°,方位256.84°，闭合位移60m，纵距1.80m，横距5.10m，顺利中A靶。 4．
水平井段的控制
(1)水平段钻具组合：Φ149.2mm钻头+Φ120mm×1°（1.25°）单弯螺杆+Φ120mm定向接头+Φ88.9mm无磁承压钻杆（2根） +Φ88.9mm斜坡钻杆(12柱)+Φ88.9mm加重钻杆(12柱)+ Φ121随钻震击器+Φ88.9mm加重钻杆(3柱)+Φ88.9mm钻杆；
(2)随钻监测仪器为：柔性加长杆组合YST-25H有线随钻； （3）钻进井段： 5517.16m -5793.86m；
（4）钻井参数：排量10-12l/s，泵压18-20MPa，钻压30－50KN，转盘转速20-30r/min（双驱钻进）
（5）轨迹控制：本段以双驱钻进为主，实现稳斜稳方位的效果。在钻进过程中发现在上述钻井参数条件下，1°螺杆微降斜，增斜率1.34°/30m， 1.25°单弯螺杆微增斜，增斜率1.24°/30m。因此在施工时我们交互应用两种规格的螺杆，并跟踪测斜，保证了井眼轨迹在靶区运行。
5.实钻数据与井眼轨迹(实钻井眼轨迹数据见表2,轨迹图见图2)
表 2 TK318CH井（调整）实钻数据表
测深 m 5391.06 5400.06 5424.06 5445.06 5460.06 5517.76 5603.54 5793.86 井斜角 (°) 1.54 2.46 9.26 35.42 53.05 93.61 95.01 94.50 方位角 (°) 210.74 190.56 279.22 253.31 249.66 256.84 259.16 258.75 垂深 m 5390.87 5399.86 5423.78 5443.02 5453.72 5464.76 5457.88 5444.98 投影位移 m -12.12 -11.96 -10.51 -2.65 7.73 62.71 148.13 337.81 南北 m -5.61 -5.89 -6.85 -7.91 -11.27 -27.40 东西 m 13.87 13.77 12.51 4.68 -5.18 -57.84 闭合距 m 14.96 14.98 14.26 9.19 12.41 64.00 148.40 337.81 闭合方位 (°) 112.03 113.17 118.72 149.38 204.69 244.65 252.69 256.00 全角 (°/m) 0.17 0.15 1.12 1.42 1.13 0.08 0.09 0.02 -44.15 -141.68 -81.74 -327.77
图2 TK318CH井（调整）井眼轨迹图
2、桥69-平1
（一） 钻具组合
1、导眼钻具组合
本井导眼所采用的钻具组合如表7：
表7 导眼钻具组合
序号 1 钻进井段 （米） 0-350 钻具组合 ￠444.5mmP2+￠203.2mm钻铤×5根+￠203.2mm无磁钻铤×1根+￠177.8mm钻铤×9根+￠127mm钻杆 ￠311.1mmPDC+5LZ197直螺杆 +￠203.2mm无磁钻铤×1根+￠203.2mm钻铤×1根+￠177.8mm钻铤×3根+￠127mm钻杆 ￠215.9mmPDC+5LZ165单弯螺杆(1°) +￠158mm无磁钻铤×1根（QDT）+￠158mm钻铤×6根+￠127mm钻杆 ￠215.9mmPDC+5LZ165单弯螺杆(1.5°)+ ￠158mm无磁钻铤×1根（QDT）+￠158mm钻铤×6根+￠127mm钻杆 备注 一开 二开直井段 三开 增斜 2 -3208 3 4 -3350 -3820 2、水平井眼钻具组合
本井导眼所采用的钻具组合如表8：
表8 水平井眼钻具组合
序号 1 钻进井段 （米） 0-350 钻具组合 ￠444.5mmP2+￠203.2mm钻铤×5根+￠203.2mm无磁钻铤×1根+￠177.8mm钻铤×9根+￠127mm钻杆 ￠311.1mmPDC+5LZ197直螺杆 +￠203.2mm无磁钻铤×1根+￠203.2mm钻铤×1根+￠177.8mm钻铤×3根+￠127mm钻杆 ￠215.9mmPDC+5LZ165单弯螺杆(1°) +￠158mm无磁钻铤×1根（QDT）+￠158mm钻铤×6根+￠127mm钻杆 ￠215.9mmPDC+5LZ165单弯螺杆(1.5°)+ ￠158mm无磁钻铤×1根（QDT）+￠158mm钻铤×6根+￠127mm钻杆 ￠215.9mm钻头+5LZ165单弯螺杆(1.5°)+￠158mm无磁钻铤×1根(QDT) +￠127mm钻杆×30根+￠127mm加重钻杆×30根+￠127mm钻杆 ￠215.9mm钻头+5LZ165单弯螺杆(1.25°)+￠125mm无磁承压钻杆×1根(QDT)+￠125mm无磁承压钻杆×1根+￠127mm钻杆×80根+￠127mm加重钻杆×33根+￠127mm钻杆 备注 一开 二开直井段 三开 定向 增斜 增斜 2 -3208 3 4 -3350 -3453 5 -3780 7 -4248 水平段
（二） 轨迹控制
1. 直井段
本井上部直井段采用塔式钻具组合(一开采用 1 号钻具,二开直井段采用2 号钻具组合),认真执行防斜打直措施,坚持定点测斜、连续测多点数据，确保直井段打直。全部直井段采用60-80kN、Ⅱ挡转速、双泵（56L/s排量）钻进。采用单点跟踪检测，并在一开后和定向前使用了ESS仪器三次进行多点测斜，作到对上部直井段数据心中有数。 2．导眼钻进：3350—3820m
按照工程设计实际施工是从3350米开始定向造斜，进行导眼的钻进施工。为了使得以后的水平井眼施工中尽可能多地利用导眼井段，减少回填井段，在导眼施工中，在保证井下安全及防碰的要求下现场施工人员控制实际导眼轨迹尽可能地接近设计水平井眼轨迹。另外，还要使得导眼中靶点在要求的50米之内尽可能地接近A靶，这都无形中增加了导眼的钻进难度。
导眼轨迹设计为直—增—稳三段制，所采用的钻具组合为表7中的4号钻具。在先期与水平井眼轨迹重合段施工中，造斜率一直按水平井眼设计控制在25度/100米。在确认轨迹不再为水平井眼利用的情况下，出于井下安全的考虑，造斜率控制在12度/100米，增斜至3594.65米时，井斜增到47.3度，方位调整为226.8度，经计算，下段进行双驱钻进就可达到地质要求。
导眼完钻井深为3820米，井底井斜角为53.36度，方位角为229.08度，中靶点距A靶40米，满足了地质要求。 3、水平井眼轨迹控制
导眼完钻后，经过对电测数据的处理分析，由多位地质专家讨论决定将原设计的A靶垂深上提2米，即A靶的中靶垂深为3653米（不含补心高），其它靶区数据不变。
为了方便下步施工，兼而考虑井下安全，设计导眼回填到3449米。
（1）增斜段 3453—3816米
实际水平井眼侧钻点为3453米，侧钻完成后，按照设计要
求采取直—增—稳—增—平五段制剖面进行井眼轨迹控制。所采用的螺杆为1.5º单弯单扶,螺杆类型均为 5LZ165×7.0型并带有￠212mm本体式螺旋单扶正器。具体轨迹控制数据见附表。
如表所示，从 3453m开始进入增斜段（3350—3453米为导眼，同样为增斜段），到3816m中途电测，全部为增斜钻进。为了轨迹控制的需要，全部增斜段采用牙轮钻头。
螺杆滑动增斜至 3595m时，井斜增至 42.2°，达到了工程设计第一增斜段的井斜目标值，改复合钻进方式，实现稳斜或微增的目的。复合钻进中井斜以11°/100m的速率增加，而工程设计中第二阶段为稳斜段。转盘钻进至3635m时，经预算下部增斜率需达到25°/100m才能满足中靶要求，为了确保井眼所需造斜率在可控范围内，井眼轨迹控制提前进入第二增斜段的施工。
第三增斜段使用的是立林石油机械有限公司生产的5LZ165单弯螺杆（1.5°），增斜率为0.25～0.35°/m，增斜钻进至3802m，井斜达到86°，完成第三增斜段的施工。以后进入水平段施工。按照设计，中A靶后，钻井30米，钻进到3816米时起钻中途电测。
（2）水平段：3816--4248m
中A靶后，通过对中途电测资料分析再次调整了靶区要求： a. 为了使井眼轨迹尽可能多地穿过目的油层，增设了A’靶，A’靶的中靶要求如下：
垂深：3656米（不含补心高）
X：3913491.9 Y: 20326801.0 b. B靶垂深定为：3667米（不含补心高）； c. C靶垂深调整为：3682米（不含补心高）； d．其它要求不变。
水平段采用1.25°单弯螺杆结合无线随钻的柔性导向下部钻具组合（表8 中的7号钻具），采取滑动定向和复合两种钻进方式交叉进行，以实现地质要求和轨迹控制。水平段使用的是PDC钻头，型号为GP585D。精确中了A靶和A’靶之后，为了寻找油层，井斜从88.3°降为80.1°；仍未找到气测显示明显的砂层，此时井下出现上提遇卡、下放遇阻的复杂情况，为了确保井下安全及井眼轨迹平滑，由天然气管理处及地质专家讨论决定，在后续的钻进施工中放宽对井眼轨迹的要求，中C靶即可。在4156米时将井斜增至91.8°，然后开始双驱钻进直到完钻。在这92米的双驱钻进井段内，井斜角稳定在 91.4°左右，方位角稳定在228.5°左右，这是整个水平井眼轨迹控制过程中双驱钻进最长的井段，也是稳斜效果最好的的井段。穿过C靶后，钻进35米口袋完钻，完钻井深4248米。
第四章定向井、水平井测量技术 第一节定向井、水平井测量的性质和特点
一．钻井过程中测量的方法、媒介和基准
石油钻井过程中的测量属于工程测量的一种类型。从物理意义上讲，测量井下钻具的工具面角，即为井下钻具定向或测量井眼的轨迹均属子空间姿态的测量。由于石油钻井工程的特殊性使得这一测量过程必须借助专门的工具和仪器，采取间接测量的方法来完成。
目前，石油钻井过程中的测量需要借助三种媒介，即大地的重力场、大地磁场和天体坐标系，由此产生了与这三种测量媒介有关的测量仪器。
l．借助于重力场测量井斜角或高边工具面，采用的测量元件为测角器、罗盘重锤或重力加速度计等。这类仪器的测量基准是测点与地心的连线，即铅垂线。
2．借助于地磁场测量方位角或磁性工具面，采用的测量元件为罗盘或磁通门等。这类仪器的测量基准是磁性北极，所以磁性仪器测量的方位角数据必须根据当地的磁偏角修正成真北极，即地理北极的数据。
3．借助于天体坐标系测量方位角或磁性工具面，采用的测量元件为陀螺仪。陀螺仪为惯性测量仪器，不以地球上任何一为基准，这类仪器下井测量之前必须对陀螺仪的自转轴进行地理北极的方位标定。
二．钻井过程中测量的特点
1．钻井过程中的测量是间接测量，必须借助专用工具和仪器完成。而且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这种高压，而且还应具备一定的安全系数。
4．由干地层的温度随着井深变化，下井仪器是在高于地面温度的环境里工作，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．某些仪器在使用过程中要承受冲击（如单多点测斜仪的投测）、钻具转动（如转盘钻具中的MWD仪器）、钻头和钻具在钻进过程中的振动（如）MWD和有线随钻测斜仪）等。 二．测量仪器技术发展情况
第二节测量仪器分类和应用范围
一．测量仪器分类 （图片：测量仪器分类）
测 量 仪 器
罗盘类 Φ35 mm外径测斜仪（常规）
罗盘单点照相测斜仪 罗盘多点照相测斜仪 有线随钻测斜仪
电磁类 电子多点测斜仪（包括：定向MWD、带地质参数MWD）
Φ25mm外径测斜仪（高温） Φ35 mm外径测斜仪（常规） Φ25mm外径测斜仪（高温）
无线随钻测斜仪 照相陀螺测斜仪
陀螺类 Φ60mm外径多点陀螺测斜仪 Φ35mm外径单点陀螺测斜仪 Φ35 mm外径多点陀螺测斜仪
地面记录定向陀螺测斜仪 电子陀螺测斜仪
框架式电子陀螺测斜仪 速率积分电子陀螺测斜仪
第四节 无线随钻简介
随钻监测或测量是定向钻井轨迹控制的重要技术之一。有线随钻仪和常规测井仪器信号的传输介质是单芯和多芯电缆，而无线随钻MWD信号的传输是借助于钻柱内的钻井液，在地面接收脉冲信号并解码获取随钻参数。中原油田于2000年引进了美国科学钻井公司无线随钻测斜仪SDI MWD和QDT MWD ，经过对该系统的开发应用，并加以技术改造，成功应用于一批高难度定向井和水平井的钻井施工。今年，局里投资准备购买一套FEWD，不但可以进行定向参数测量，还可进行地层参数（自然伽玛、电阻率、岩石密度、中子空隙度）测量。
一 、SDI MWD信号传输原理简介
脉冲发生器内有一对阀和限流环、MWD控制器驱动脉冲发生器时，
此阀就会根据信号的不同上下运动。当阀向上运动至限流环时，就会限制部分泥浆下流，从而使钻柱内泥浆压力升高，立管处的压力传感器探测到一个正脉冲；反之，阀下行时钻柱内压力下降，然后趋于平稳，示意图见图1。
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。
图1 MWD脉冲发生器工作原理示意图
二、 SDI MWD 系统组成及技术参数
1．SDI MWD仪器的组成
SDI MWD系统的关键部件为井下信号的采集、编码和传输装置，即脉冲发生器和井下探管，井下仪器的工作动力来自MWD专用锂电池。系统包括：
（1） 地面仪器：MSI（控制箱）、编程电源、计算机、司钻阅读
器、压力传感器；
（2） 井下仪器：脉冲发生器、脉冲发生器驱动短节和探管等。 仪器各部分功能：
MSI（控制箱）：接收压力传感器传来的信号，对井下仪器发送传
输指令，并把计算机处理的数据在司钻阅读器上显示出来。 计算机：处理来自MSI的井下信号，对井下仪器发送指令，校正
仪器高边。
压力传感器：将来自井下的钻井液压力信号转换为电信号，并传
输到MSI。
脉冲发生器：由脉冲发生器驱动短节产生驱动信号，主阀上举，
在钻柱内产生脉冲信号。
探管：井下仪器的心脏，和有线随钻测斜仪探管的作用相同。
2．SDI MWD的技术参数
表1 SDI MWD测量范围及精度
测量参数 井斜角 井斜方位角 工具面角 测量范围 0 °— 180° 0 °— 360° 0 °— 360° 精度 +0.25° +0.5° +1.8°
三、现场应用注意事项
①必须使用钻杆滤清器，预防钻井液内有杂物造成仪器信号传输困难。
②下钻过程中，每下25柱钻杆必须用方钻杆灌钻井液一次，灌满为止。
③钻井液性能符合设计要求,钻井液泵上水良好,防止泵压不稳影响信号传输。
④严禁钻具猛提猛放，预防仪器传输错误信号。
⑤测斜时，钻具放到位后停泵，2分钟后开泵直到信号输出。
第五节 陀螺测斜仪简介
一 陀螺测斜仪定向原理及特点
1．陀螺测斜仪的定向原理
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。陀螺定向就是以陀螺工具面角为依据进行的。 2．陀螺测斜仪的特点
根据陀螺测斜仪的原理及数学模式，并结合施工经验，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。 二 定向效果分析
侧钻施工现场目前所用的斜向器相当于一个弯接头，据统计其造斜率一般为0.1º/米，因此在“盲打”段不可能出现“随心所欲”的效果。侧钻现场陀螺定向一般是增斜、降斜或扭方位。结合开窗点的井斜数据，各种情形分析如下。
（1） 井斜较小，一般小于1°。 这是现场定向施工非常理想
的情况，不管斜面设计要求是增斜或扭方位，经过30米左右钻进，实现脱离老井眼，并且测量的方位数据可以与设计数据相符。
（2） 井斜较大，一般大于3°。 这种情形的裸眼钻进通常是
降斜或扭方位。对于降斜施工，斜向器的设计方位与侧钻点的方位之差为180°左右，由于斜向器造斜能力有限，不可能在30米范围内井斜降为0°又朝向设计方位产生井斜，因此脱离老井眼后测得的方位数据与侧钻点数据基本相同，井斜下降；对于全力扭方位情形，脱离老井眼后测得的井斜数据基本不变，方位数据出现向设计方位靠近的变化趋势。
（3） 井斜在1°--3°之间。 增斜和扭方位效果容易判断。
对于全力降斜情形，可能出现井斜很小（接近0°）的局面，方位比较乱，可能与侧钻点方位基本一致，也可能和设计
方位一致，甚至与上述两个方位都不一致，这都是正常现象。建议定向井工程人员朝着设计方位摆工具面，就会出现理想效果。
三 应用实例
文65—侧22井，侧钻点2057米，井斜为3.75°，方位260°，设计斜向器方位74°。数据表明斜向器应该倒扣，起全力降斜作用，“盲打”段内井斜下降，方位基本不变。裸眼盲打30米，用随钻测斜仪测得井斜2.1°，方位250°，完全与预测效果吻合。
卫95-侧158井，侧钻点1400米，井斜为11.5°，方位263°，设计斜向器方位356°。这是典型的全力增方位趋势，井斜基本不变，方位增大。裸眼段“盲打”30米，用随钻测斜仪测得1430米处井斜11.8°，方位305°，斜向器扭方位效果很好。
刘侧1井，侧钻点1940米，井斜为0.3°，方位200°，设计井眼方位120°。这是小井斜条件下斜向器实现“随心所欲”效果的典型例子。开窗进入裸眼，直螺杆钻进30米，随钻测斜仪测得1970米处井斜1.3°，方位120°，为后继随钻跟踪定向奠定了很好的基础。
文38-侧37陀螺定向分析:2005年3月25日，钻井院定向
井中心对文38-侧37进行了斜向器陀螺定向，根据井队反映，陀螺定向施工出现错误，为此我们积极和有关人员进行交流，并到该井调研了有关数据，4月19日我们以实钻数据为基础，有关领导、专家进行了探讨和交流，最后达成共识。
老井眼井斜较大条件下陀螺定向以下几种情形较多，第一种斜面与原井眼方向相反，开窗后很快降斜，测量的裸眼方位基本不变且受老井眼磁干扰很快消除；第二种是斜向器斜面基本和原井眼一个朝向，刚开窗出去的裸眼段由于新井眼和老井眼距离较小，磁干扰较大。第三种是斜面和原井眼方向90°，开窗后井斜基本不变，方位出现增或减的趋势，但不会是设计值。该井定向属于第二种情形。 1.陀螺测量老井眼轨迹数据
井深(m) 2350 2375 2400 2425 2450 井斜 6.90 6.75 7.19 7.01 7.09 方位 57.09 66.49 73.54 79.03 83.96 垂深 2346.49 2371.31 2396.13 2420.94 2445.75 南北 -19.75 -18.35 -17.32 -16.59 -16.13 东西 0.64 3.25 6.10 9.09 12.13 2.陀螺定向施工数据
（1） 坐键深度2370米，井斜6.8°，方位66°，设计方位和斜面朝
向45°；
（2） 考虑到井斜较大，要实现减方位的目的，实际斜面朝向定在
18-20°；
（3） 预期效果，刚开完窗井斜增加，方位出现减小的趋势，即小于
66°。
3.开窗后随钻定向数据
（1） 裸眼“盲打”段（2371.5m-2401）
钻头+φ95mm直弯螺杆+φ105 mm无磁钻铤×1根+φ105 mm钻铤×3根+φ89 mm加重钻杆×12根+27/8″钻杆 （2） 滑动定向（2401m-）
PDC钻头+φ95mm1.25°弯螺杆+φ105 mm无磁钻铤×1根+φ105 mm钻铤×3根+φ89 mm加重钻杆×12根+27/8″钻杆 4.数据分析
根据实钻过程，井斜从2370米6.8°到2384米增大为7.7°，符合预计效果，方位与预期的变化趋势不符。我们分析认为，开始测量的方位（2440m前）很可能受磁干扰不太准确，主要表现在： （1） 2401m-2440m，工具面350-10°之间，全力增斜，但随井深增
加（与老井眼间距增大）由73°降到60°；
（2） 2440m开始，工具面330°左右，增斜降方位，按照井斜、方位
和狗腿度反算，工具面应该是320-340°,与实际吻合； （3） 如果前面方位数据真实，那么该段井眼应贴着老井眼走，钻进
时应出现盲打段憋转盘，滑动定向段经常憋泵的现象，但这些现象没有发生。
根据上述分析，我们认为总体上陀螺定向施工是正常的，只是开始的方位数据受到了磁干扰而失真，幸运的是钻井四公司的技术专家没有被“磁化”的数据迷惑，采取了正确的施工方案。
第五章 长、中曲率半径水平井钻井专用工具
一、无磁钻铤（无磁抗压缩钻杆） 1．无磁钻铤的材料及性能
无磁钻铤使用无磁材料制成，目前现场使用无磁钻铤的材料多为孟乃尔合金（monels）它的弹性模量为：E＝26*106磅／英寸，普通钢钻铤弹性模量为：E＝29*106磅／英寸，铝为：E二11*106磅／英寸。由于无磁钻铤的机械性能不同于普通钻铤，弹性模量较小，且费用高，因此使用应特别小心防止损坏。
2．无磁钻铤的作用
当使用磁性单多点测斜仪测量井眼数据时，磁罗盘必须与地球磁场相符合，因此罗盘所在的钻柱处不能有使罗盘读数失真的局部磁场。普通钢钻铤是可以磁化的，尤其在接头处还会形成“磁极”。为了防止罗盘失真，必须将罗盘放置在无磁环境中，所以仪器保护筒和测量时仪器所在的钻铤必须都使用不能磁化的无磁材料制成。一般使用铜、镍、铬和其他金属合金制成。
3．无磁钻铤的安放位置及长度的确定
地球水平磁场强度分布图
图5－2无磁钻铤长度选择图
无磁钻铤长度的确定及测量时罗盘所处的位置是和井斜角度、井斜方位角及井位所处的地理位置有关系的。
a．在曲线A以下，无磁钻铤选用9米（一单根） b．在曲线B以上，无磁钻铤选用18米（两单根）
c．在曲线A与B之间，钻具组合使用一个近钻头稳定器时，无磁钻铤选用9米，无磁钻铤以下是多个稳定器或动力钻具时，无磁钻铤选用18米。
经验公式L=（最大井斜+（设计方位-0或180）的绝对值）/10 三、螺杆动力钻具
由于我国定向井钻井现场大部分是应用的螺杆动力钻具，下面较为详细的介绍螺杆动力钻具。
1．螺杆动力钻具的构造及各部分的功能
A．旁通阀总成—一是起下钻作业和接但根时的泥浆进出的通道。在钻进过程中旁通阀关闭。
B．马达总成—一由钢制转子和固结在外筒的橡胶定子组成。在钻井液的推动下转子转动并带动钻头旋转。
C．万向连轴节总成——一上端连接转子，下端连接驱动轴。其作用是将转子的偏心运动转化为驱动轴的同心运动。
D．轴承总成—一Navi－Drill钻具有三套轴承，两套径向轴承，一套推力轴承。上下径向轴承起驱动轴的扶正和稳定作用及限制钻井液的溢流量的作用。推力轴承承受上下的轴向载荷。
E．驱动轴总成—一上端接万向连轴节，下端接钻头。起驱动钻头转动的作用。
2．螺杆动力钻具的工作特性及应用范围 A．螺杆动力钻具的工作原理
螺杆动力钻具是多级模诺泵的逆用。当高压流体从钻柱眼进入螺杆动力钻具时，液体迫使旁通阀活塞下行并密封旁通阀筛孔。此时整个钻具变形成了一个高压密封系统。当液体通过转子和定子间组成的连续密封腔时，就推动转子转动。从而带动钻头旋转。
图5．3螺杆动力钻具构造示意图
3．螺杆动力钻具的现场使用 A．下钻
a．检查旁通阀活塞是否上下活动灵活； b．接方钻杆试运转；
c． 检查轴向间隙是否超过标准：检查方法是首先将动力钻具立在转盘面上（方钻杆接在上面），测量驱动短节和轴承壳体的间隙D2，然后提起动力钻具再测量驱动短节和轴承壳体的间隙D1，D1-D2 要
小于厂家推荐最大轴承间隙值。
d．下钻过程中严禁猛冲猛砸，在通过防喷器、套管鞋和裸眼井段时，注意下钻速度防止突然迂阻而损坏钻具。
e．下钻至到底1～2米时，开泵记录钻具空转泵压。
f．上下大幅度（7～9米）活动钻具数次，消除钻具扭矩，确保定向准确。
（1）单弯螺杆钻具
单弯螺杆钻具的设计是根据弯接头配接普通直马达钻具组合用于造斜的基本原理，按照动力钻具在水平井中的工作要求，在现有直螺杆钻具结构基础上改制而成的。它可以获得较高的造斜率，为达到更好的稳定效果使用中通常配以上下两个稳定器，设计主要需要解决三项关键技术：
a）弯壳体及弯点的确定
螺杆钻具马达部分在普通直壳体中具有良好的工作条件，但为了水平井高造斜率施工的需要，增斜钻具的弯点必须下移，这就要求将马达的直壳体改为弯壳体。壳体弯点的选定应不影响其它全部件的工作、不影响矩扭功率的输出，从螺杆钻具的结构分析可以看出，钻具的最低弯曲部位只能选择在万向轴壳体上。
弯壳体角度的设计是根据钻具造斜能力的计算和实际使用要求确定的。其系列范围选在0.75～2°之内，级差为 0.25°，精度公差＜0.1°。
四、实用例子
1．桥69-平1井 特殊工具
序号 1 2 3 4 5 6 7 名称 钻铤 无磁钻铤 钻铤 短钻铤（3m） 斜坡钻杆（G105） 加重钻杆 无磁承压钻杆 规格 ￠203.2mm ￠203.2mm ￠177.8mm ￠159mm ￠127mm ￠127mm ￠127mm 数量 7 2 9 1 450根 35根 2根 扶正器 2。TK909H水平井专用工具清单
序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 名 称 高温螺杆 非磁钻铤 非磁钻铤 非磁抗压缩钻杆 螺旋稳定器 欠尺寸稳定器 特殊接头 MWD随钻测斜 有线随钻 单点测斜仪 多点测斜仪 钢丝测斜绞车 型 号 165mm 203mm 165mm 127mm 216mm 203-206mm QDT-MWD YSS EMS ESS CS-600 数 量 12 2 2 2 3 2 10 1 1 1 1 1 单 位 根 根 根 根 只 只 只 套 套 套 套 辆 备 注 造斜、扭方位 直井段测量 直井段、造斜 造斜、水平段 增斜、稳斜 造斜、水平段 钻具配合 测斜、轨迹、监控 测斜、轨迹、 监控 测斜 测斜 测斜
定向井水平井钻井培训教材
钻井工程技术研究院
二00五年三月
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