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、水平井的中靶概念
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:
井眼轨迹中靶时进入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于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。
二、水平井增斜井段井眼轨迹控制的特点及影响因素
对一口实钻水平井，从造斜点到目的层入靶点的设计垂深增量和水平位移增量是一定的，如果实钻轨迹点的位置和矢量方向偏离设计轨道，势必改变待钻井眼的垂深增量和位移增量的关系，也直接影响到待钻井眼轨迹的中靶精度。
水平井钻井工程设计中所给定的钻具组合是在一定的理论计算和实践经验的基础上得出的，随着理性认识的深化和实践经验总结，设计的钻具组合钻出实际井眼轨迹与设计轨道曲线的符合程度会不断提高。但是，由于井下条件的复杂性和多变性，这个符合程度总是相对的。实钻井眼轨迹点的位置相对于设计轨道曲线总是会提前、或适中、或滞后，点的井斜角大小也可能是超前、适中、或滞后。
实钻轨迹点的位置和点的井斜角大小对待钻井眼轨迹中靶的影响规律是：
① 实钻轨迹点的位置超前，相当于缩短了靶前位移。此时若井斜角偏大，会使稳斜钻至目的层所产生的位移接近甚至超过目标窗口平面的位置，必将延迟入靶，且往往在窗口处脱靶。
② 轨迹点位置适中，若此时井斜角大小也适中，是实钻轨迹与设计轨道符合的理想状态。但若井斜角大小超前过多，往往需要加长稳斜段，可能造成延迟入靶，或在窗口处脱靶。
③ 轨迹点的位置滞后，相当于加长靶前位移。此时若井斜角偏低，就需要提高造斜率以改变待钻井眼垂深和位移增量之间的关系，往往要采用较高的造斜率而提前入靶。
实践表明，控制轨迹点的位置接近或少量滞后于设计轨道，并保持合适的井斜角，有利于井眼轨迹的控制。点的井斜角偏大可能导致脱靶或入靶前所需要的造斜率偏高。实际上，水平井造斜段井眼轨迹控制也是轨迹点的位置和矢量方向的综合控制，这对于没有设计稳斜调整段的井身剖面更是如此。
在实际井眼轨迹控制过程中，我们根据造斜段井眼轨迹控制的新概念和实钻轨迹点的位置、点的井斜角大小对待钻井眼轨迹中靶的影响规律，将造斜井段井眼轨迹的控制程度限定在有利于入靶点矢量中靶的范围内。也就是说，在轨迹预测计算结果表明有余地、并有后备工具条件时，应当充分发挥动力钻具的一次造斜能力，以提高工作效率，减少起下钻次数。
三、井身剖面的特点及广义调整井段的概念
根据长、中半径水平井常用井身剖面曲线的特点，剖面类型大致可分为单圆弧增斜剖面、具有稳斜调整段的剖面和多段增斜剖面（或分段造斜剖面）几种类型，不同的剖面类型在轨迹控制上有不同的特点，待钻井眼轨迹的预测和现场设计方法也有所不同。
1、 水平井常用井身剖面曲线的特点
① 单圆弧增斜剖面
单圆弧增斜剖面是最简单的剖面，它从造斜点开始，以不变的造斜率钻达目标,胜利油田的樊 13- 平 1 井采用了这种剖面。这种剖面要求靶区范围足够宽，以满足钻具造斜率偏差的要求，除非能够准确地控制钻具的造斜性能，否则需要花较大的工作量随时调整和控制造斜率，因而一般很少采用这种剖面。
② 具有切线调整段的剖面
具有切线调整段的剖面，它又可分为：
（a）单曲率—切线剖面：具有造斜率相等的两个造斜段，中间以稳斜段调整。
（b）变曲率—切线剖面：由两个（或两个以上）造斜率不相等的造斜段组成，中间用一个（或一个以上）稳斜段来调整。如永35—平 1 井、草 20—平 1 井、草 20—平 2 井等就属于这种剖面。
这是最常用的剖面类型，因为多数造斜钻具的造斜特性不可能保持非常稳定，常常产生一定程度的偏差，这就需要在造斜井段之间增加一斜直井段来调节补偿这种偏差。单曲率—切线剖面后一段的造斜率可以在钻第一造斜段的过程中比较精确地预测出来，然后及时计算修改稳斜段的长度，以补偿第一段造斜率与设计的偏差，使井眼轨迹准确地钻达目标点的垂深。
③ 多造斜率剖面
多造斜率剖面（或分段造斜剖面），造斜曲线由两个以上不同造斜率的造斜段组成，是一种比较复杂的井身剖面。
在水平 4 井攻关和试验过程中，我们根据胜利油田地质地层特点，采用了三段增斜方法设计水平井井眼轨道，在实钻过程中可以充分发挥动力钻具和转盘钻具各自的优势，提高钻井速度。将常规设计的稳斜井段改为第二增斜段，通过调整该段的造斜率和段长，同样可以弥补钻具造斜能力的偏差，而且还可以实现用一套钻具组合完成第一造斜段的通井和第二造斜段的钻进，并减少了起下钻次数。转盘增斜钻具组合与稳斜的刚性钻具组合比较，其刚性小，摩阻力小，不易出新井眼，有利于井下安全。采用转盘钻具钻进可以使用较大的钻压以提高机械钻速，缩短钻井周期。
2、 广义的调整井段概念
据国外水平井资料介绍，在多数水平井设计中习惯采用具有稳斜调整段的剖面，用稳斜段作为轨迹控制的调整井段。通过实践我们认识到，水平井的调整井段还有更为广泛的含义。
首先，我们知道，目的层入靶点位置的准确性和目的层厚度是影响水平井中靶的重要因素之一。如何利用稳斜调整井段来提高中靶精度，对目的层是薄产层的水平井尤为重要。由于在井斜角较大时，增斜率的偏差主要影响水平位移，而对垂深的影响很小，可以在大井斜角度下提高垂深的精度。因此，在入靶前的大井斜角井段增加一稳斜调整段，既可调整垂深精度，又有助于及时辨别地质标准层，以便及时准确地确定目的层入靶点的相对位置。
其次，由于目前的硬件条件不十分完善，在钻中半径水平井的两趟动力钻具组合井段之间选择一调整井段，采用柔性的转盘增斜钻具组合来钻进，不仅可以钻出较小的造斜率井段以缓解第一和第三段造斜率，满足对井眼轨迹控制的需要，而且对改变井眼的清洁状况、防止出新眼都具有十分重要的作用。
因此，调整井段的广义概念不仅是调整井眼轨迹，同时可以调整钻井过程中井眼的清洁净化状况；不仅调整井眼轨迹的中靶精度，还可根据地质要求及时调整目的层入靶点的相对位置；不仅可以是稳斜井段，还可以是适当造斜率的增斜井段。
四、水平井待钻井眼轨迹的现场设计预测模式
在水平井井眼轨迹的控制过程中，由于地质因素、钻具的造斜能力、钻井参数等发生变化，往往使实际的造斜率与设计或理论造斜率不同，或者由于地质设计目的层发生变化等，这都需要根据实钻情况在现场随时预测待钻井眼的钻进趋势，及时调整和修改设计方案，采取相应措施。
现场待钻井眼的设计和预测，在不同的条件和具有不同的中靶要求下具有不同的计算模式，但水平井待钻井眼轨迹设计和预测的目的都是要计算在一定前提条件下钻至入靶窗口时的垂深、投影位移、井斜角和井斜方位角是否合符要求（也即控制实钻轨迹点的位置和矢量方向在设计精度范围内中靶）。
对设计的二维剖面水平井，控制井眼轨迹的中心任务是控制其造斜率Kα（也即控制剖面曲率半径 Rv），中半径水平井更是如此。在这类水平井中虽然控制方位变化率也是非常重要的，但通过我们的现场实践和分析比较后认为有下列几方面的原因，在待钻井眼轨迹现场设计预测时可以先不考虑方位变化率 KФ，待造斜率 Kα设计完成后（由 Kα=5730/Rv 求得），再根据所需方位变化量△Ф求出待钻井眼的方位变化率KФ，或求出单位水平投影位移的方位变化量 KvФ。
① 造斜率 Kα 远比方位漂移率 KФ高，Kα 非常接近井眼曲率 K（即狗腿严重度），因而在作待钻井眼轨迹设计时可以先忽略KФ。
② 一般在大井斜角情况下的井斜方位角变化很小，趋于稳定。
③ 在以动力钻具为主控制井眼轨迹时，随时可以修正调整方位角Ф。
④ 入靶窗口和靶区往往对横距 △d 的要求范围较大，因而对方位角Ф 的允许误差范围 △Ф 也较大。
因此，我们所建立的待钻井眼设计模式主要以设计 Rv 为主，对待钻井眼的三维设计和预测，我们也建立了相应的设计预测模式。
1 按位置和矢量方向准确中靶的现场设计模式
如图 3-1 所示的曲线 ab cd 在 d 点按设计的目的层垂深 Hm、靶前位移 Am 和井斜角αm 准确中靶，即中靶时满足的条件∶H=Hm，V=Am，α=αm，我们根据图示的几何关系可以导出下式:
△L＝（n △H － m △V）／（1 － cos△α） .......（3-1）
Rv＝（△H tg αb－△V）／（m tgαb＋cosαm）.....（3-2）
其中: △H＝Hm－Hb
△V＝Am－Vb
△α＝αm－αb
m＝sinαm－sinαb
n＝cosαb－cosαm
式中:△L ---------- 切线稳斜段段长
Rv ---------- 第二增斜段的垂直曲率半径
αb ---------- 设计的始点（b点）井斜角
Hb ---------- 设计的始点（b点）垂深
Vb ---------- 设计的始点（b点）投影位移
αm ---------- 目的层（水平段）的稳斜角
若求出 △L＝0 表示稳斜段长为 0，即不存在稳斜段
若求出 △L＜0 表示按 Hm、Am、αm 三要素准确中靶的剖面不存在，应更换计算模式按中靶精度范围进行设计。
若计算出的 Rv 不合理（即现场条件不可能实现），也应更换计算模式按设计精度范围进行设计。
图 3-1 按位置和矢量方向中靶设计模式示意图
2 在入靶窗口上下允许范围内按矢量方向中靶的设计模式
如图 4-2 所示，靶区允许纵向误差范围 △Hm（△Hm＝2△h），也就是允许在垂深 H1 和 H2 之间入靶并使造斜终点的井斜角等于水平段井斜角 αm，即中靶时满足的条件是：H＝Hm±△h 并在 V＝Aa～Ab 之间使α＝αm。根据图示关系我们可以导出:
Rvmin＝（H1－Hb）／m ..........................（3-3）
Rvmax＝（H2－Hb）／m ..........................（3-4）
然后根据 Rvmin 和 Hvmax 求:
V1＝ n Rvmin ..................................（3-5）
V2＝ n Rvmax ..................................（3-6）
式中: Rvmin 是按允许最小垂深求出的最小曲率半径
Rvmax 是按允许最大垂深求出的最大曲率半径
H1 是中靶允许的最小垂深
H2 是中靶允许的最大垂深
V1、V2是井斜角达到 αm 时的投影位移
若求出 V2＞Am 这时井眼轨迹在入靶窗口平面的垂深 H＝Hm＋h（h＜0），我们要校核是否满足│h│＜△h，否则要调整 Rv 重新设计。
（3-3）和（3-4）表明，只要待钻井眼所采用的 Rv 在 Rvmin 和Rvmax 之间，即可以满足在 H1 和 H2 之间中靶的条件（即在 △Hm范围内中靶）。

此模式的不足是在入靶窗口轨迹点的矢量方向往往都不合适。
图 3-2 按靶区精度范围中靶设计模式示意图

3 在入靶窗口前后一定范围内按矢量方向中靶的现场设计模式
如图 3-2 所示，我们可以在入靶窗口平面的前后位置点 3 或点4达到设计目的层垂深 Hm 和井斜角αm，即满足条件为：在 H＝Hm 时α=αm，此时入靶窗口平面内 H=Hm+h（h≤0），根据图示条件我们可以简单地求出：
Rv＝（Hm－Hb）／m ...............................（3-7）
但此种方法只能求出唯一的 Rv 值，而且往往与现场条件不相符，因此我们在待钻井眼中增设一稳斜段作调整，这在现场应用非常方便，这样我们可以导出：
△L＝（Hm－Hb－m Rv）／cosαb ..................（3-8）
然后再求出:
V＝Vb＋△L sinαb＋n Rv .........................（3-9）
式中的 Rv 可以用第一增斜段的平均造斜率求得，也可以根据待钻井眼准备使用钻具组合的造斜特性来假设。
若计算出 △L＜0 表明剖面不存在，应调整 Rv 另行设计。
若计算出 △L＝0 从（3-8）式中我们可以看出此时 Rv＝（Hm－Hb）／m，与（3-7）式完全相同，即没有稳斜段。
若计算出 V＞Am 表明在入靶窗口之后达到 H＝Hm、α=αm，我们称之为延迟入靶，这时在窗口平面的 H＝Hm＋h（h＜0），需要校核是否满足│h│＜△h，否则要重新调整 Rv 值再设计。
若 V＝Am 表明在入靶窗口平面按矢量方向准确中靶（即H＝Hm、V=Am、α=αm），相当于（3-1）式和（3-2）式求出的情况。
若 V＜Am 表明在目标窗口平面之前达到 H＝Hm、α＝αm，我们称为提前入靶，这种情况在钻达平面时也可以达到 H=Hm、α=αm、V=Am，但所需的 Rv 往往小于设计的 Rs，甚至小于第一造斜段 Rvb。

五、水平井钻具的受力分析
水平井钻具的受力分析是一个比较复杂的力学问题，在水平井摩阻与扭矩分析和计算的基础上，我们可以定性的分析在一定井眼条件和一定钻井参数情况下，不同钻具组合对井眼轨迹控制的能力。
钻柱与井壁产生的摩阻和扭矩, 用滑动摩擦理论计算如下:
Ｆ ＝μ×Ｎ
Ｔr＝μ×Ｎ×Ｒ
式中:Ｆ 一 摩擦力
μ 一 摩擦系数
Ｎ 一 钻柱和井壁间的正压力
Ｒ 一 钻柱的半径
Ｔr一 摩擦扭矩
从上式可以看出，μ 和 N 是未知数，通过大量现场数据的回归计算求出：μ＝0.21（钻柱与套管）
μ＝0.28～0.3（钻柱与裸眼）
同时我们对正压力也进行了分析和计算。
1、 正压力大小的计算
(1) 弯曲井眼内钻具重量和井眼曲率引起的正压力Ｎ1
现有的摩阻和扭矩计算模式是根据"软绳"假设建立起来的，即钻具的刚度相对于井眼曲率可忽略不计．设一弯曲井眼上钻柱单位长度的重量为Ｗ，两端的平均井斜角为Ｉ，两端的平均方位角为 A。
如果假定Ｙ轴在垂直平面内,Ｘ轴在侧向平面内,把Ｎ1沿Ｘ和Ｙ轴分解,则:
Ｎ1y=Ｔ×sinＩ + Ｗ×sinＩ
Ｎ1x=Ｔ×sinＡ×sinＩ


(2) 钻柱弯曲产生的弯曲正压力Ｎ2
钻柱通过弯曲井段时,由于钻柱的刚性和钻柱的弯曲,便产生了一种附加的正压力Ｎ2。如图所示:
Ｒ ＝ 18000/Ｋ/pi (m)
Ｌ ＝ Ｒ×2×Φ
Φ ＝ 2×Ｌ/Ｒ
Ｌ1 ＝ 2×Ｒ×sinΦ (m)
根据力学原理:
Ｍ ＝ Ｅ×Ｉm×Ｋ/18000*pi
Ｍ ＝ Ｎ2×(Ｌ1/2)-Ｔ×Ｌ1×sinΦ
则有:
Ｎ2 ＝ 2×Ｔ×sinΦ +2×Ｅ×Ｉm×Ｋ/1719×Ｌ1
这里:
Ｋ － 井眼曲率 (°/100米)
Ｌ － 井段长度 (米)
Ｌ1 － Ｌ的直线长度 (米)
Ｎ2 － 附加正压力 (KN)
Ｅ － 弹性模量 (KN/m)
Ｉm － 截面惯性矩 (m^4)
2、 摩擦系数的确定
在设计一口水平井时,我们可以利用邻井摩擦系数来预算摩阻和扭矩。在实钻过程也可以实求摩擦系数的大小,其方法如下:
(1)用转盘钻至某一井深时,均匀反复上提下放活动钻具,记录上提悬重Ｑ上和下放悬重Ｑ下。
(2) 在同一井深，转动钻具，记录此时的悬重Q转。
(3) 上提摩擦力 Ｆ上=Ｑ上-Ｑ转,
下放摩擦力 Ｆ下=Ｑ下-Ｑ转。
(4) 计算出相应井深的上提正压力Ｎ上和下放正压力Ｎ下。
(5) 求上提／.下放摩阻系数μ上和μ下:
μ上＝Ｆ上/Ｎ上＝(Ｑ上-Ｑ转)/ Ｎ上
μ下＝Ｆ下/Ｎ下＝(Ｑ下-Ｑ转)/ Ｎ下
水平井摩阻和扭矩的计算:
在确定了正压力的大小和摩擦系数的大小以后,就可对水平井的摩阻和扭矩进行计算。
拉力增量 T＝W×cosI ±μ×N
扭矩增量 Tr＝μ×N×R
起钻时:
T2＝T1+W×cosI + μ×N
下钻时:
T2＝T1+W×cosI - μ×N
钻具只转动时:
T2＝T1+W×cosI
Tr2＝Tr1+ μ×N×R
使用上面的计算模式，我们编制了摩阻扭矩的计算机程序。该程序主要有两种工作方式，即摩阻扭矩计算方式和确定摩阻系数计算方式。在确知摩擦系数的前提下，可对摩阻扭矩进行钻前预测和实钻校正，在这一过程中，可对各种水平井不同井段工作情况的钻具组合进行受力分析，由此可进行钻柱设计。在实钻过程中，也可根据实测的摩阻值反推摩擦系数。
力学分析模式建立起来后，我们对其正确性进行了验证。在现场施工过程中，我们将理论悬重等计算值与现场实测值进行比较，其结果比较接近，误差仅为 1～2 % 左右，说明这一模式能够较准确地反映出长、中半径水平井的钻具受力的情况。
3、 水平井钻具的力学分析
使用该计算模式和计算机程序可对长、中半径水平井的各种钻具组合及各种工作状态进行力学分析。这一工作可以作为组合下井钻具的理论依据，也可以在实际井眼轨迹控制过程中进行现场分析，具体讲来，可分为下面几种情况。
A、起下钻工作状态：
可以对给定井深、给定钻具结构在起下钻过程进行力学分析，包括起下钻过程中钻柱在各处所受的轴向载荷、正压力、摩阻。这些分析可以用绘图或列表的形式表示出来。
B、转盘钻进工作状态：
在转盘旋转钻进时，可以对给定井深、钻具结构、钻井参数条件下的钻柱进行力学分析，其中包括钻柱在各处所受的张力、正压力、扭矩。分析结果可以用绘图或列表的形式表示出来。
C、动力钻具钻进工作状态：
在动力钻具滑动定向钻进时，可以对给定井深、钻具结构、钻井参数条件下的钻柱进行力学分析，其中包括钻柱在各处所受的张力、正压力、扭矩。分析结果可用绘图或列表的形式表示出来。
利用这些分析方法，对水平井的钻具组合进行钻前设计、钻进过程及钻后分析，总结出一套适应水平井井眼轨迹控制的钻具结构。它一般有六部分组成。
其中第一部分为井底钻具组合，主要由钻头、稳定器、动力钻具及无磁钻铤等组成，其主要作用是控制井眼轨迹，使之满足轨道设计的要求。该部分钻具单位重量相对较大，且一般处于大斜度井段或水平段，对产生钻压所起的作用很小甚至不起作用，因此在满足井眼轨迹控制要求的前提下，应尽可能地缩短该部分的长度，这对于我们减小摩阻和扭矩来说是非常必要的。
第二部分是钻压传递段，其作用是将钻压和旋转运动传递给井底钻具组合，对它的要求是在负荷传递过程中不受破坏，加钻压后不产生弯曲，且能使产生的摩阻和扭矩最小。第三部分为增斜段下部，通常井斜角在60～90度的井段，该部分钻柱主要承受剪切负荷、轴向负荷及由于井眼曲率而产生的弯曲负荷，因为该井段井斜大，钻柱的重量不仅不能产生多大的钻压，反而会产生较大的正压力，为减小摩阻和扭矩，在满足剪切负荷、轴向负荷及弯曲负荷的前提下，在该井段井使用较轻的钻具。
第四部分为增斜段上部，井斜角一般小于 60 度，对该段要求主要是在加压时不发生失稳弯曲。
第五部分是重量累积段，要求该井段钻具能产生第四部分以外的钻压。通常在增斜段上方下入钻铤或加重钻杆来产生要求的钻压。
第六部分为直井段，该段钻具通常处于受拉状态，所承受的拉伸负荷及剪切负荷相对较大，要能够满足其强度要求。概括地讲就是抗拉、抗剪、抗弯与钻具重量间的平衡。
对于长半径水平井来说，在井斜角α∠ ATN（1/μ）时，其钻柱设计与普通定向井一样，只在井斜角α≥ ATN（1/μ）或水平段时，主要要简化井底钻具组合使之满足井眼轨迹控制的要求即可，这在减小摩阻扭矩的同时，还减小了粘附卡钻的可能性。通常我们在井斜角大于 60 度以后采用 G105 斜台肩钻杆，其强度高、重量轻，能满足传递负荷减小摩阻的要求。在此上面的钻具为钻压产生段，经理论分析得知，继续使用 G105 钻杆就能满足加压的要求，钻具不需要倒置（即不需要在上部井段下入钻铤或加重钻杆以推动井底钻具组合）。但在钻进过程中，有时使用倒置钻具，不是为了产生钻压，而是在中和点附近使用强度较高的钻铤，使钻杆免遭交变载荷的作用，这对保护钻杆来说是有益的。具体作法是在中和点附近加约 80 m 的钻铤，上下两端用加重钻杆进行过渡，在整个钻进过程中确保中和点不落在钻杆上，这样倒置的另一个作用就是增加了钻柱的储备重量。
对于中半径水平井来说，由于其造斜率高，增斜井段短，并且通常利用动力钻具进行滑动定向钻进状态，所受摩阻较大，通常采用该分析方法并且进行倒置是非常必要的，具体钻柱结构如前所述，各段具体长度随井身剖面不同而异，通过该分析是不难确定的。
第二节 定向井、水平井直井段井身轨迹控制技术
1、定向井、水平井直井段井身轨迹控制技术
1)定向井、水平井直井段井斜对定向井施工的危害
定向井、水平井直井段的井身轨迹控制原则是防斜打直。有人认为普通定向井(是指单口定向井)如果直井段钻不直影响不大，这种想法是不对的，因为当钻至造斜点KOP时，如果直井段不直，不仅造斜点KOP处有一定井斜角而影响定向造斜的顺利完成，还会因为上部井段的井斜造成的位移影响下一步的井身轨迹控制。假如KOP处的位移是负位移，为了达到设计要求，会造成在实际施工中需要比设计更大的造斜率和更大的最大井斜角度，如果是正位移情况恰好相反。如果KOP处的位移是向设计方向两侧偏离的，这是就将一口两维定向井变成了一口三维定向井了，同时也造成下一步井身轨迹控制的困难。由于水平井的井身轨迹控制精度要求高，所以水平井直井段的井斜及所形成的位移相对与普通定向井来讲更加严重。
如果丛式井的直井段发生井斜，不仅会造成普通定向井中所存在的危害，还会造成丛式井中两口定向井的直井段井眼相碰的施工事故，造成新老井眼同时报废。
2)定向井、水平井直井段井身轨迹控制及防碰绕障技术措施
①、丛式井设计是应根据本地区情况选择好井口地面距离根据一次开钻井眼大小及下步生产时所选用采油设备，井口地面距离一般不小于2米。
②、选择好钻具组合及钻进参数
普通定向井直井段施工中，应采用本地区认为最不易发生井斜的钻具组合，胜利油田一般在12-1/4″井眼采用塔式钻具组合，结构是：12-1/4″钻头+9″钻铤*3根+8″钻铤*6根+6-1/4″钻铤*9根+5″钻杆。8-1/2″井眼通常采用光钻铤结构或钟摆钻具组合，结构是：光钻铤组合：8-1/2″钻头+6-1/4″钻铤*9根+5″钻杆；钟摆组合：8-1/2″钻头+6-1/4″钻铤*2根+215.9mm钻柱稳定器+6-1/4″钻铤*9根+5″钻杆。
钻进参数：钻水泥塞是宜采用轻压吊打方式穿过，以防止出水泥塞就发生井斜；钻进参数：12-1/4″井眼，正常钻进钻压常采用180-200KN，吊打时常采用50-80KN；8-1/2″井眼正常钻进钻压常采用120-140KN，吊打时常采用30-50KN；
③、及时进行井斜角的监测发现井斜立即采取相应措施
在直井段钻进过程中根据实际情况及时进行井斜角的中途监测，发现井斜立即采取措施，对于丛式井，第一口井由于没有磁干扰，可以使用磁性测量仪器进行轨迹数据的测量，单是为了方便下一步施工和具有较强的对比性，建议第一口井就使用陀螺测斜仪测取数据，以便和下一步施工井进行数据对比。在中途监测过程中，如果发现井斜，根据实际井斜情况，可以采用减压吊打纠斜；弯接头反方位侧钻纠斜或填井侧钻等措施。


第三节 定向井、水平井定向造斜井段井身轨迹控制技术
1、定向造斜的钻具组合及方法
1)、目前钻井现场常用的定向造斜钻具组合
①、定向弯接头造斜钻具组合
A、钻具结构：钻头+螺杆动力钻具+定向弯接头+无磁钻铤+钻杆
8-1/2″井眼常用组合：
8-1/2″钻头+6-1/2″或6-3/4″螺杆动力钻具+6-1/4″ 1°～3°定向弯接头+6-1/4″无磁钻铤*9～18米(根据实际情况选择)+5″钻杆
B、钻进参数：钻压 30～50KN
排量 根据选用螺杆动力钻具参数确定
C、适用范围：造斜率要求不高的定向井(造斜率在5°～10°/100米)。
D、优缺点：
优点：钻具结构简单，可以通过更换不同弯曲角度定向弯接头来改变钻具的造斜率，以达到设计要求。
缺点：造斜率较弯壳体螺杆动力钻具低，钻头偏离位移大，下钻困难等。
②、单弯螺杆动力钻具定向造斜钻具组合
图3-3 常用DTU、单弯动力钻具、双弯动力钻具示意图
A、钻具结构：钻头+单弯螺杆动力钻具+定向头+无磁钻铤+钻杆
8-1/2″井眼常用组合：
8-1/2″钻头+6-1/2″或6-3/4″1°～2°单弯螺杆动力钻具+6-1/4″定向接头+6-1/4″无磁钻铤*9～18米(根据实际情况选择)+5″钻杆
B、钻进参数：钻压 30～50KN
排量 根据选用螺杆动力钻具参数确定
C、适用范围：造斜率要求高的定向井、水平井的定向造斜或普通定向井的救急(造斜率在15°～25°/100米)。
D、优缺点：
优点：造斜率高、钻头偏离小、下钻容易。
缺点：万向轴受力情况复杂，寿命短。
③、双弯螺杆动力钻具定向造斜钻具组合(同单弯螺杆动力钻具定向造斜钻具组合)适用造斜率更高的定向井或水平井，通过改变上下弯度的大小，造斜率可在25°～65°/100米之间调整。
2)、目前钻井现场常用的定向造斜方法
随着定向井钻井技术和测量仪器的发展，定向造斜的方法也不断向着更科学更精确的方向发展变化，从最早使用的转盘钻井定向钻进，发展到目前的井底动力钻具定向钻进，从地面定向法，经过氢氟酸井底定向法、磁力测斜仪井底定向法、有线随钻测斜仪定向法发展到今天的MWD随钻测斜仪配合动力钻具的导向钻井系统。
下面分别介绍如下：
由于地面定向法(例如钻杆打印法)和氢氟酸井底定向法工艺复杂、误差大、测算复杂、精度低等原因，已经被淘汰。这里不作介绍。
①、磁力单点测斜仪配合斜口管鞋(图5.3)(Muleshoe)磁工具面角定向法(是井底定向法，目前现场开始定向造斜时普遍采用的方法。
这种方法是使用磁性单点测斜仪与斜口管鞋装置配合使用，斜口管鞋分为两部分，上部为仪器悬挂头部分，悬挂头插入测量仪器中罗盘的T形槽内，下部为斜口管鞋；使用时必须配合定向接头或定向弯接头一起使用，仪器悬挂头和斜口管鞋的斜口在同一母线上，定向接头内的定向键和定向弯接头的弯曲方向是一致的，罗盘内部有一条刻线与罗盘T形槽在同一母线上，当仪器被测斜钢丝送入无磁钻铤时，斜口管鞋的键槽在斜口的导向作业下骑入定向弯接头中的定向键，这是时盘内的刻度线就和定向键在同一母线上了，仪器照相时，坐在转盘上的钻杆接头作一个记号和转盘面上的某一记号重合，这是弯接头弯曲方向就被记录在测斜胶片上了，测斜胶片上共计记录了三个数据，分别是：井斜角度、井斜方位角和磁性工具面角。这样通过转动钻杆就可以把工具转到要求的方位上去了。这种方法仅使用与井斜角度小于5°的井。
②、磁力单点测斜仪配合斜口管鞋(Muleshoe)高边工具面角定向法(是井底定向法，目前现场井眼需要调整方位普遍采用的方法)
当井斜角大于5°，测斜胶片上的工具面角度就不能使用磁性工具面角了，而要使用高边工具面角进行弯接头的定向。
③、SST有线随钻测斜仪定向法
通过使用有线随钻测斜仪可以在地面直接读出工具面所在方位，通过转动转盘就会很方便的将弯接头弯曲方向转到所要求的方位上，该方法同样有磁力和高边两种方式，它和磁力单点测斜仪相比具有精度高、准确、不用估算反扭角(可以测量出反扭角的大小)等优点，但存在施工工序较磁力单点测斜仪复杂等缺点。
④、MWD无线随钻测斜仪定向法
该法和SST有线随钻测斜仪定向法一样，只是井下信号不通过电缆传送，而是通过泥浆脉冲传送至地面的。它操作使用方便，但设备费用昂贵。
⑤、间接定向法(该法适用与井斜角度超过5°的定向井)：又名高边定向法，用测斜仪器测出工具面相对井眼高边的角度，通过调整这个角度，达到调整井眼轨迹的目的。
2、定向井定向工序
1)、首先必须熟悉设计数据，定向时必须掌握的主要有以下几个：
①、造斜点KOP深度，在什么井深定向造斜；
②、设计造斜率，选择何种定向造斜组合；
③、设计井斜方位角；
④、本地区磁偏角；
⑤、为了减少方位调整次数，还需要掌握地区方位漂移情况，合理确定定向初始方位。
2)、合理造斜钻具组合的选择：
根据设计造斜率选择定向弯接头定向造斜组合；
3)、定向造斜步骤同上；
4)、一般钻至井斜角5°～10°，方位符合设计要求时，起出定向造斜组合，更换转盘造斜钻具组合。

附图1：定向用斜口管鞋示意图
附图2：定向接头示意图
第四节 定向井、水平井转盘造斜井段轨迹控制技术

1、转盘造斜井段的钻具结构及钻进参数
1)、8-1/2″井眼：
A、钻具结构：
a、常规钻具组合
8-1/2″钻头+Φ215.9mm双母稳定器(放入测斜挡板)+6-1/4″无磁钻铤1.3-2根+
Φ215.9mm稳定器+6-1/4″钻铤1根+Φ214.9mm稳定器+6-1/4″钻铤6根+5″加重钻杆15根+5″钻杆
b、吉利杠(GILLIGAN)钻具组合(强力增斜组合)：
8-1/2″钻头+Φ215.9mm双母稳定器(放入测斜挡板)+4-1/2″无磁钻铤1.3-2根+
Φ215.9mm稳定器+6-1/4″钻铤1根+Φ215.9mm稳定器+6-1/4″钻铤6根+5″加重钻 杆15根+5″钻杆
B、钻进参数：
a、常规钻具组合
钻压：120-140KN
转速：80-100rpm
排量：24-26l/m
造斜率：5°-7°/100米
b、吉利杠(GILLIGAN)钻具组合：
钻压：80-10KN
转速：80-100rpm
排量：24-26l/m
造斜率：9°-11°/100米
2)、12-1/4″井眼：
A、钻具结构：
a、常规钻具组合
12-1/4″钻头+Φ311.1mm双母稳定器(放入测斜挡板)+8″无磁钻铤1.3-2根+
Φ311.1mm稳定器+8″钻铤1根+Φ311.1mm稳定器+8″钻铤6根+5 ″加重钻杆15根+5″钻杆b、吉利杠(GILLIGAN)钻具组合：12-1/4″钻头+Φ311.1mm双母稳定器(放入测斜挡板)+6-1/4″无磁钻铤1-1.5根+Φ311.1mm稳定器+8″钻铤1根+Φ311.1mm稳定器+8″钻铤6根+5″加重钻杆 15根+5″钻杆
B、钻进参数：
a、常规钻具组合
钻压：200-220KN
转速：80-100rpm
排量：33-38 l/m
造斜率：5°-7°/100米
b、吉利杠(GILLIGAN)钻具组合：
钻压：160-180KN
转速：80-100rpm
排量：33-38l/m
造斜率：15°-17°/100米
普通增斜组合与强力增斜组合的对比：
普通增斜组合造斜率低，方位稳定性好，漂移量小；
强力增斜组合造斜率高，方位稳定性差，漂移量大；
2、转盘造斜段的具体施工步骤及注意事项
1)、由于钻具刚度变大，下钻时注意迂阻情况，地层较软时防止出新眼；
2)、钻进一单根后，测量定向完成时井底的数据(井斜角和井斜方位角)，为分析增斜组合的性能提供数据。
3)、钻进2～3单根后，使用磁性单点测斜仪进行井斜角和井斜方位角的测量，及时分析该钻具组合造斜率和方位漂移率是否符合设计要求，如果符合继续钻进，如果不符合，调整钻进参数或更换钻具组合。
4)、根据测量数据及时作图分析井身轨迹情况。
5)、钻至最大井斜角度后起钻，更换稳斜钻具组合。
6)、提高造斜率和降低造斜率的方法，一般来说，在一定钻压2范围内，提高钻压可以增大造斜率，反之降低钻压可以降低造斜率。钻完一单根后，提起方钻杆对刚钻完单根的上部进行划眼可以提高造斜率；如果对刚钻完单根的下部进行划眼则降低造斜率。
7)、测斜间距一般不大于50米。由于吉利杠钻具组合的造斜率和方位漂移率较普通钻具组合都大所以测斜间距一般不大于30米。

第五节 定向井、水平井转盘稳斜井段井身轨迹控制技术

1、转盘稳斜井段的钻具结构及钻进参数
1)、8-1/2″井眼：
A、钻具结构(图5.1B)：
a、井斜角度小于30°
8-1/2″钻头+Φ215.9mm双母稳定器+6-1/4″短钻铤*1根+Φ215.9mm 稳定器(放入测斜挡板)+6-1/4″无磁钻铤1-2根+Φ215.9mm稳定器+6-1/4″钻铤1根+Φ215.9mm稳定器+6-1/4″钻铤6根+5″加重钻杆15根+5″钻杆
b、井斜角度大于30°
8-1/2″钻头+Φ215.9mm双母稳定器(放入测斜挡板)+6-1/4″无磁钻铤*1根+
Φ215.9mm稳定器+6-1/4″钻铤1根+Φ215.9mm稳定器+6-1/4″钻铤1根+Φ215.9mm稳定器+6-1/4″钻铤6根+5″加重钻杆15根+5″钻杆
B、钻进参数：
钻压：120-140KN
转速：80-100rpm
排量：24-26l/m
稳斜效果：-1°～1°/100米
2)、12-1/4″井眼：
A、钻具结构：
a、井斜角度小于30°
12-1/4″钻头+Φ311.1mm双母稳定器(放入测斜挡板)+8″短钻铤*1根+Φ311.1mm稳定器+8″无磁钻铤1-2根+Φ311.1mm稳定器+8″钻铤1根+Φ311.1mm稳定器+8″钻铤6根+5″加重钻杆15根+5″钻杆
b、井斜角度大于30°
12-1/4″钻头+Φ311.1mm双母稳定器一只(放入测斜挡板)+6-1/4″无磁钻铤1-1.5根+Φ214.9mm稳定器一只+6-1/4″钻铤1根+Φ214.9mm稳定器一只+6-1/4″钻铤6根+5″加重钻杆15根+5″钻杆
B、钻进参数：
钻压：200-220KN
转速：80-100rpm
排量：33-38l/m
稳斜效果：-1°～1°/100米
2、转盘稳斜段的具体施工步骤及安全注意事项
1)、由于钻具结构较增斜钻具组合刚度更大，下钻时同样注意迂阻情况，地层较软时防止出新眼；
2)、钻进一单根后，测量造斜完成时井底的数据(井斜角和井斜方位角)，为分析稳斜组合的性能提供数据。
3)、钻进2～3单根后，使用磁性单点测斜仪进行井斜角和井斜方位角的测量，及时分析该钻具组合井斜角变化率和方位漂移率是否符合设计要求，如果符合继续钻进，如果不符合，调整钻进参数或更换钻具组合。
4)、根据测量数据及时作图分析井身轨迹情况。
5)、钻完稳斜段后根据设计更换钻具组合或钻至完钻。
6)、测斜间距一般不大于50米。
7)、注意搞好中靶预测，发现井斜角、井斜方位角不符合设计时，及时下入调方位组合进行调整。

第六节 定向井、水平井转盘降斜井段井身轨迹控制技术

1、转盘降斜井段的钻具结构及钻进参数
1)、8-1/2″井眼：
A、钻具结构(图5、1D)：
8-1/2″钻头(放入测斜挡板)+6-1/4″无磁钻铤*1-2根+Φ215.9mm稳定器+6-1/4″钻铤1根+Φ215.9mm稳定器+6-1/4″钻铤1根+Φ215.9mm稳定器+6-1/4″钻铤6根+5″加重钻杆15根+5″钻杆
B、钻进参数：
首使用30～50KN的钻压钻进20～30米，使的井眼形成一个降斜趋势，而后使用以下参数钻进。
钻压：120-140KN
转速：80-100rpm
排量：24-26l/m
降斜效果3°～5°/100米
2)、12-1/4″井眼：
A、钻具结构：
Φ12-1/4″钻头+(放入测斜挡板)+8″无磁钻铤*1-2根+Φ311.1mm稳定器+8″钻铤1根+Φ311.1mm稳定器+8″钻铤1根+Φ311.1mm稳定器+8″钻铤6根+5″加重钻杆15根+5″钻杆
B、钻进参数：
首使用50～70KN的钻压钻进20～30米，使的井眼形成一个降斜趋势，而后使用以下参数钻进。
钻压：200-220KN
转速：80-100rpm
排量：33-38l/m
降斜效果：4°～6°/100米
2、转盘降斜段的具体施工步骤及安全注意事项基本同转盘稳斜井段。

第七节 定向井、丛式井方位调整井段井身轨迹控制技术

1)、什么时候需要下入动力钻具调整井身轨迹：
①、井眼的井斜方位角不符合设计要求；
②、井眼的井斜角不符合设计要求；
③、利用转盘钻已经达不是到合理调整井眼井斜角和井斜方位角的要求；
2)、下入什么样的钻具组合进行井身轨迹调整：
根据井眼轨迹调整需要的造斜率K来决定下入什么样的钻具组合，一般来说需要按造斜率的大小选择钻具组合：
造斜率K在10°～15°/100米之间可以下入弯接头组合来完成；
造斜率K在15°～25°/100米之间可以下入单弯动力钻具完成；
造斜率K在25°～45°/100米之间可以下入双弯动力钻具完成；
造斜率要求不高，为了减少起下钻次数(在配合高效PDC钻头的情况下)，可以下入DTU组合来完成；
3)、怎样确定造斜组合的装置角：
①、装置角对井眼轨迹的影响规律：
②、根据井眼轨迹的需要，利用沙尼金图解法确定工具装置角的方法：
A、选择一定长度的线段，代表角度值。
B、选原点O，作N、E坐标，根据Φ1作井斜方位线OQ。量OA=α1(长度代表角度)，以A点为圆心，以γ为半径画圆。
C、作线段OB，使∠AOB=ΔХ，交圆于B、B'两点，连接AB和AB'。
注意，ΔХ是有正负之分的。ΔХ为正时，是方位增加，以OA为始边顺时针旋转作出OB线。
D、用量角器量得∠QAB和∠QAB'两角，即得赠斜扭方位的装置角ω=∠QAB，减斜扭方位的装置角ω'=∠QAB'。
E、用直尺量OB和OB'的长度，换算成角度，则是增斜扭方位的井斜角α2=OB，减斜扭方位的井斜角α2=OB'。
③、动力钻具反扭角的确定
A、公式法计算反扭角(由于误差太大，故略去)。
B、经验数据法确定反扭角
表３－１ 钻具反扭角经验数据表(使用于方位调整)
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装置┃ 井斜角┃2～5°┃10°┃15°┃20°┃25° ┃ 30° ┃ 35° ┃〉35°
角┃井深 ┃ ┃ ┃ ┃ ┃ ┃ ┃ ┃
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95° ┃ 〈1000 ┃ 45° ┃40°┃35°┃30°┃25° ┃ 20° ┃ 15° ┃10°
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95° ┃ 〈2000 ┃ 60° ┃45°┃40°┃35°┃30° ┃ 25° ┃ 20° ┃15°
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95° ┃ 〉2000 ┃ 85° ┃75°┃70°┃50°┃30° ┃ 25° ┃ 20° ┃15°
━━━╋━━━━━╋━━━╋━━╋━━╋━━╋━━━╋━━━╋━━━╋━━━
265°┃ 〈1000 ┃ 55° ┃65°┃80°┃85°┃90° ┃ 95° ┃100° ┃100°
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265°┃ 〈2000 ┃ 65° ┃75°┃85°┃90°┃95° ┃100° ┃100° ┃105°
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265°┃ 〉2000 ┃ 70° ┃80°┃90°┃95°┃100° ┃100° ┃100° ┃105°
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表３－２ 直井段中的反扭角(井斜角<2° 定向时使用)
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┃造斜点深度(英尺)┃0-500 ┃-1000 ┃-1500 ┃-5000 ┃>5000 ┃
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┃反扭角 ┃20° ┃25° ┃35° ┃50° ┃10°/1000 ┃
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第八节 水平井井眼轨迹控制工艺模式与技术

水平井钻井的技术关键是确立一个既能经济、安全钻成水平井，又能高精度控制井眼轨迹的水平井钻井模式，形成适应不同钻井方式的水平井钻井工艺技术。不同类型的水平井，其井身结构和设计轨道不同，所选择的钻井方式不同。而水平井钻井方式的确立又要受到钻井设备、钻井工具的装备情况，钻井工艺技术水平，测量仪器装备等诸多因素的制约。目前国际上最先进的水平井轨迹控制方法和钻井方式是采用导向钻井技术，用一套钻具组合一趟钻钻完整个增斜井段，这也是我油田水平井井眼轨迹控制技术需要努力的方向，但是这一技术的实施必须具备组成导向钻井系统的先进而且昂贵的钻井工具、仪器装备以及与之配套的钻井工艺技术。
充分利用现有的技术和装备，在实践中不断探索、完善和提高装备条件和技术水平，使水平井的轨迹控制技术向高层次发展。水平井钻井基本上为两种方式：
一是与常规定向井比较接近的以转盘钻为主的水平井井眼轨迹控制方式和钻井模式。
二是与导向钻井系统比较接近的以动力钻具为主的水平井井眼轨迹控制方式和钻井模式。
一、以转盘钻为主的水平井井眼轨迹控制模式
采用与常规定向井比较接近的以转盘钻为主的水平井钻井模式，在长半径水平井中通过调整钻具组合和钻井参数，可以有效地实现对强增斜、微增斜、水平段稳平钻进的井眼轨迹进行控制，但在大斜度井段和水平段必须利用水平井的摩阻计算程序进行钻具组合的倒装设计；通过使用高聚物水包油泥浆体系和正电胶泥浆体系，配合强化的四级泥浆净化系统，采用大排量循环、交叉接力式短起下钻等技术措施，可以满足水平井安全钻井的需要。对中半径水平井，在增斜率大于 6°／30 m 之后，尤其在 Φ444.5 mm 大尺寸井眼中，用柔性的转盘钻钻具组合来实现比较稳定的增斜率是比较困难的，而且不利于井下安全。因此，这种模式在中半径水平井中的应用是有条件的，一般适用于中半径水平井的造斜率低限，并采用动力钻具组合进行造斜能力和井段的调整。
1 模式的内容
采用两层技术套管的井身结构，虽然有利于井下安全，但是不经济。通过总结实践经验，我们认识到：采用这种井眼轨迹控制模式应当简化井身结构，整个增斜井段采用单一的 Φ311 mm 井眼尺寸。在此基础上，我们将这种模式定型为：
① 充分利用成功的高压喷射和防斜打直技术，严格的将造斜点前的直井段井眼轨迹控制在允许范围之内，快速优质地钻完该井段。
② 定向造斜段的施工用常规动力钻具、弯接头或弯套动力钻具的方式进行。应选择合适的弯接头或弯壳体度数，使实际造斜率尽可能地接近设计造斜率。井斜角应达到 10～15°换转盘钻进，以利于待钻井段增斜和方位的稳定。
③ 根据设计增斜率选择合适的转盘增斜钻具组合增斜钻进，并根据实际增斜率及时调整钻井参数或更换钻具组合，必要时用动力钻具进行井斜角和方位角的修正，使之满足轨迹点的位置和矢量方向的综合控制。
④ 在转盘钻钻具组合的钻进过程中，要经常短起下钻和交叉接力循环，以铲除岩屑床和修理井壁，长半径水平井更应如此。
⑤ 长半径水平井的水平段相对较短，可以转盘钻具组合为主要钻进方式，但必须利用水平井的摩阻计算程序进行钻具组合的倒装设计，并采用大排量来提高携岩能力。备用一套 DTU 导向钻具或者 1°左右的单弯动力钻具，以弥补转盘钻钻具组合的意外失控。用这种方式钻中半径水平井的水平段，由于摩阻和扭矩都比长半径水平井小，可以更为安全地钻出更长的水平段。
3 以转盘钻为主钻增斜井段的井眼轨迹控制工艺技术
以转盘钻为主进行增斜井段的井眼轨迹控制，其方法与普通定向井相似。对于长半径水平井而言，其造斜率是可以用常规定向井的工具和工艺来实现的，但井斜角大于 70° 井段的井眼轨迹控制是普通定向井尚未涉及的新领域。对于中半径水平井而言，研究以转盘钻具组合实现高造斜率的技术手段和途径是钻增斜井段的技术关键。
因此，以转盘钻为主钻增斜井段的井眼轨迹控制的主要技术难点是在大井斜或高造斜率条件下，如何通过调整钻具组合与钻井参数，在保证井下安全的情况下实现井眼轨迹的有效控制。
① 长半径水平井使用常规定向井工具，用转盘钻方式进行增斜井段的井眼轨迹控制，通过精心设计钻具组合，合理调整钻井参数，可以实现有控制的强增斜、微增斜以及比较稳定的增斜率，调整钻井参数的核心是钻压。
② 在 Φ444.5 mm 的大井眼中，采用 Φ228.6 mm 和 Φ203.2 mm钻铤组成的增斜钻具组合，能够获得 4.5°／30 m 的比较稳定的增斜率。但若用柔性更强的组合来实现更高的增斜率，其增斜率很难控制稳定，最高增斜率曾达到 11.3°／30m，而且因转盘扭矩过大，极易造成钻具事故。
③ 在 Φ311 mm 井眼中，用转盘钻具组合能得到 6°／30m 的最高稳定增斜率。因此，在 Φ311 mm 井眼中以转盘钻的方式进行长半径水平井的轨迹控制是经济可行的，而用这种方式进行中半径水平井的轨迹控制是比较困难的。
4 以转盘钻为主钻水平井段的井眼轨迹控制工艺技术
水平井段采用何种钻井方式来进行有效的井眼轨迹控制，并能达到经济安全的目的，这对不同长度和不同靶区类型及精度要求的水平井段有不同的选择，也是水平井井眼轨迹控制的技术关键之一。
二、以动力钻具为主的水平井井眼轨迹控制模式
实践证明，中半径水平井在钻进过程中的摩阻、扭矩远比长半径水平井小，更有利于安全钻井和钻成更长的水平井段。而且通过提高造斜率、缩短靶前位移、缩短斜井段长度，有利于进一步缩短水平井的钻井周期，降低钻井成本，提高经济效益。使用各种弯套的动力钻具组合可以实现高造斜率的稳定控制。
以动力钻具组合钻进为主，以转盘钻具组合进行通井、调整造斜率为辅，既可以克服动力钻具循环排量小的不足，通过通井和大排量循环铲除岩屑床，调整动力钻具造斜率的偏差和调整井眼垂深，又可以加大钻压钻掉可钻性差的地层，是水平井安全钻井的有效措施。
这一钻井模式的主要内容是：
① 直井段与转盘钻模式相同，充分利用成功的高压喷射和防斜打直技术，严格将造斜点前的直井段井眼轨迹控制在允许范围之内，快速优质地钻完该井段。
② 对入靶前地层较稳定的水平井，造斜段的施工以弯壳体动力钻具为主要钻进方式，以转盘钻具组合通井铲除岩屑床和修整井眼，并完成稳斜段或造斜率较低的调整段，以二至三套钻具组合在二至三趟钻内钻完 0～90°造斜段。
③ 对入靶前地层稳定性较差的水平井，造斜段的施工以弯套动力钻具与转盘钻具组合相结合的钻进方式，用动力钻具在易造斜井段按设计先打出高造斜率，再用转盘钻具组合钻掉可钻性差的井段（即后打出低造斜率）。对设计造斜率较低的疏松地层，在采用动力钻具或转盘钻具组合时，都应当使用比正常井段造斜率高一级的钻具组合来完成。
④ 对地质设计靶区垂深误差要求在 5～10 m、而平面误差大于5 m的水平探井和水平开发井，以转盘钻钻具组合为主要钻进方式，可采用大排量来提高携岩能力，以两套转盘钻钻具组合用二至三趟钻钻完 500 m左右的水平井段。应备用一套 DTU 导向钻具或 1°左右的单弯动力钻具，以弥补转盘钻钻具组合的意外失控。
⑤ 对地质设计靶区垂深误差要求在 5m 之内、而平面误差也小于 5m 的水平穿巷道井，采用 DTU 导向钻具或 1°左右的单弯动力钻具与转盘钻钻具组合相结合的方式钻水平段。
1 以动力钻具为主钻增斜井段的井眼轨迹控制工艺技术
采用动力钻具为主钻增斜井段能获得高造斜率，并采用有线随钻测斜仪或 MWD 无线随钻测斜仪严格监控井眼轨迹，通过调整和控制动力钻具的工具面，可以获得较稳定的井眼全角变化率，几乎不存在出现方位漂移的问题。因此，造斜井段井眼轨迹控制工艺技术研究的重点是在不同的井眼条件下，如何选择不同角度的弯套动力钻具来获得需要的造斜率，并研究与之相关因素的影响规律。井眼轨迹控制的对象是控制稳定的井眼全角变化率，使之得到与设计的井眼轨道相符合的连续的轨迹点位置和矢量方向。
从提高水平井钻井速度和效益的角度来讲，针对水平井的井眼轨道设计，合理选择动力钻具的角度及与之配合的钻头、测量工具以及合理的钻进参数和技术措施，使每套钻具组合达到设计的目的，是水平井井眼轨迹控制工艺技术所攻关和研究的方向之一。
2 以动力钻具为主钻水平井段的井眼轨迹控制工艺技术
以动力钻具为主钻水平井段的技术在国外应用较为广泛，比较典型的是采用 DTU 异向双弯动力钻具组合组成的导向钻井系统。
实践表明，作为一项工艺技术，采用动力钻具组合进行水平段井眼轨迹的精确控制有其重要的应用价值，根据目前国内的工具和装备情况，我们认为：在大多数水平井中采用以转盘钻为主钻水平井段的井眼轨迹控制模式和工艺技术更有利于提高钻井速度、降低钻井成本。
第九节 几种特定水平井轨迹控制技术及应用
§９.１稠油砾石油藏水平井轨迹控制技术
一、稠油砾石油藏的地质地层特点
草桥油田的目的油层为馆陶组底部稠油层，该油层是披露于第三系及老地层之上的构造。为冲积体系的砂砾岩体，岩性主要是灰岩，砾状砂岩，含砾砂岩及细砂岩。砾石成分主要是灰岩、石英岩、玄武岩等。颗粒为园状和次棱角状。充填物为 Φ2 mm 左右的小砾石和石英、长石砂粒岩石，胶结疏松成岩性极差，基本为散砾、散砂，造斜能力极差。砾岩孔隙度为9.17%。含砾砂岩孔隙度为 30%。储层物性变化大，非均质性严重，其地层分层和岩性特点如下表：


表 3-3 稠油油藏的地层分层和岩性特点
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┃层 位│垂 深│ 基 本 岩 性│ 轨 迹 控 制 特 点 ┃
┠────┼───┼──────┼────────────┨
┃平原组 │0～197│粘土 │ ┃
┠────┼───┼──────┼────────────┨
┃ │ │上部：砂岩 │ 增斜能力好 ┃
┃明化镇组│～ 717│下部：玄武岩│ 稳斜能力差，可钻性极差 ┃
┠────┼───┼──────┼────────────┨
┃馆陶组 │～926 │砾石 │ 可钻性好，造斜能力差 ┃
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二、设计、试验及施工概况
① 直井段：采用塔式钻具钻进到井深 600～700 米井斜控制在0.5°之内，有利于井眼轨迹的控制。
② 增斜段：根据草桥稠油地层特点采用倒置的三段增斜剖面。在正常剖面中 K3＞K1＞K2，而在倒置的增斜井段剖面中 K1＞K3＞K2，第一增斜段造斜点在 600～700 米之间。地层较软采用弯套动力钻具钻进钻速快，造斜率高。在垂深 850～900 之间，是坚硬致密的玄武岩地层，动力钻具钻井速度慢，增斜困难，采用较低的造斜率用钻盘钻进至井段，能很快地完成这一井段的施工。提高水平井钻井速度。而在钻达目的层时，其岩性为稠油胶结的砾石层，钻进速度快增斜能力差。在剖面设计时尽量使该井段曲率较低。采用增斜能力大的动力钻具钻进，而实际只能得到较小的造斜率。
③ 采用转盘钻进的方式钻完水平段。

草桥油田较典型的几口稠油水平井基本数据 （表 3-4 ）
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┃ 井 号 │草20-平 5 井 草南试平 1井│草南平 10 井┃
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┃ 造斜点深度 │ 710.56 │ 640.70 │ 621.50 ┃
┠─┬─────┼──────┼──────┼──────┨
┃第│造 斜 率 │ 9°/ 30 m │ 9°/ 30 m │10.5°/ 30 m┃
┃一├─────┼──────┼──────┼──────┨
┃增│造斜段长 │ 166.67 │ 156.29 │ 157.14 ┃
┃斜├─────┼──────┼──────┼──────┨
┃段│最大井斜角│ 50 │ 50 │ 55 ┃
┞─┼─────┼──────┼──────┼──────┨
┃第│造 斜 率 │ 4.5°/30 m │ 4.5°/30 m │ 3.6°/ 30 m┃
┃二├─────┼──────┼──────┼──────┨
┃增│造斜段长 │ 177.64 │ 185.71 │ 202.79 ┃
┃斜├─────┼──────┼──────┼──────┨
┃段│最大井斜角│ 76.64 │ 76 │ 79.33 ┃
┠─┼─────┼──────┼──────┼──────┨
┃第│造 斜 率 │ 5.1°/30 m │5.12°/30 m │ 9°/ 30 m ┃
┃三├─────┼──────┼──────┼──────┨
┃增│造斜段长 │ 75.18 │ 64.42 │ 35.55 ┃
┃斜├─────┼──────┼──────┼──────┨
┃段│最大井斜角│ 89.43 │ 86.99 │ 90 ┃
┠─┴─────┼──────┼──────┼──────┨
┃ 入靶点垂深 │ 942.97 │ 869.11 │ 837.0 ┃
┠───────┼──────┼──────┼──────┨
┃ 终 点 垂 深 │ 960.85 │ 890.82 │ 837.0 ┃
┠───────┼──────┼──────┼──────┨
┃ 水 平 段 长 │ 334.10 │ 439.70 │ 200.0 ┃
┠───────┼──────┼──────┼──────┨
┃ 水 平 位 移 │ 711.70 │ 730.58 │ 490.57 ┃
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三、长裸眼水平井井眼轨迹控制技术
1 长裸眼水平井的井身结构
采用长裸眼水平井井身结构的设计和施工方法的提出，是为了满足采油和开发部门要求全井下 Φ177.8 mm 油层套管，以提高稠油热采注汽的热效率，延长转注周期，提高单井产量。
按常规设计的水平井的井身结构是：
Φ339.7mm 表层套管×250～400m ＋ Φ244.5mm 技术套管× 入靶点深度 ＋Φ137.7mm 油层套管×井底深度
按长裸眼设计的水平井的井身结构是：
Φ339.7mm 表层套管×250～400m ＋ Φ177.8mm 油层套管× 井底深度
图 3- 常规设计的水平井的井身结构

2 采用三段增斜轨道设计方法
采用三段增斜轨道设计方法，是长裸眼水平井钻井施工安全高效的重要技术措施之一。根据地质地层的特点，采用三段增斜方法设计的井眼轨道，在实钻过程中可以充分发挥动力钻具和转盘钻具各自的优势，提高钻井速度。将常规设计的稳斜井段段改为第二增斜段，通过调整该段的造斜率和段长，同样可以弥补钻具造斜能力的偏差，而且还可以实现用一套钻具组合完成第一造斜段的通井和第二造斜段的钻进，并减少了起下钻次数。转盘增斜钻具组合与稳斜的刚性钻具组合比较，其刚性小，摩阻力小，不易出新井眼，有利于井下安全。采用转盘钻具钻进，可以使用较大的钻压，以提高机械钻速，缩短钻井周期。
在草桥油田稠油砾石层油藏钻探水平井的目的层是馆陶组底部的砂体油层，是稠油胶结的砂砾岩层，胶结十分疏松，成岩性极差，在这样的地层中增斜相当困难。而目的层的上面是坚硬致密的玄武岩地层，其可钻性极差，钻时慢，用动力钻具钻进比较困难，一般都使用转盘钻钻穿这段玄武岩地层，所以该井段设计的造斜率也不能太高。根据以上特点，我们采用三段增斜轨道设计方法，即第一造斜段采用高造斜率，在 150～170 米井段内将井斜角增至 50 度左右。第二造斜段设计采用较低的造斜率，即使用转盘钻钻穿玄武岩地层，在 120～150 米井段内将井斜角增至 76～78 度。第三造斜段也设计采用较低的造斜率，主要是考虑钻进目的油层时，由于地层原因增斜困难所采取措施之一，同时考虑这一井段采用高造斜率的单弯和双弯套动力钻具钻进，钻进 60～80 米井段将井斜角增至90 度左右。采用这种设计方法在草桥油田设计并实施了 14 口长裸眼水平井，在单家寺油田设计并实施了 1 口长裸眼水平井。
3 钻具组合与井眼轨迹的控制
在稠油砾石层油藏中钻进长裸眼水平井时，首先采用塔式钻具组合或用 Φ203.2 毫米钻铤吊打钻进到造斜点，控制井斜角小于 0.5度。由于上部地层是泥岩，而且较均质，弯壳体动力钻具的造斜能力可以得到发挥，所以在第一造斜段使用 1.5 度低速单弯动力钻具，配合使用有线随钻测斜仪监控井眼轨迹，其动力钻具的造斜率可以达到 9°/30 米～10°/30米，能够满足第一造斜段的造斜率要求。
第一造斜段完成之后，首先采用转盘增斜钻具组合通井，并测取ESS电子多点数据。第二造斜井段所钻进的地层基本上是玄武岩，可钻性极差，使用这套转盘增斜钻具钻进这段地层，可采用 180～200 KN 的钻压和 50～65 rpm 转盘转速，并采用 ESS 电子多点测斜仪监控井眼轨迹。为了达到较高的造斜率，满足第二造斜段造斜率要求，采用"柔性"钻具组合是非常必要的。
第三造斜井段是控制井眼轨迹入靶的增斜段,地层岩性为砂泥岩和稠油胶结的砂砾岩层，其机械钻速高达 1～2 米/秒，但在该井段内钻具的造斜能力极差，需采用造斜率较高的弯套动力钻具来保证这一井段得到适当的造斜率。实际施工中使用了在一般地区造斜率高达15°/30 米的 1.5°×1°双弯动力钻具组合，配合使用有线随钻测斜仪监控井眼轨迹，实际使该井段的造斜率达到 5.2°/30 米，有效地控制了井眼轨迹达到入靶的要求。
造斜井段完成之后，地质上为了卡准目的油层的层位需要进行中间电测，待地质确定层位后再继续钻进水平段。钻进水平井段采用一套转盘稳平钻具组合，在钻进过程中通过调整钻进参数，采用 ESS电子多点测斜仪监控井眼轨迹，使用一趟钻具完成全部水平井段。
长裸眼水平井井眼轨迹控制技术的成功应用，大大提高了水平井的钻井速度和效益。采用长裸眼水平井钻井技术可以使稠油水平井的钻井周期由原来的平均 44.7 天缩短为平均 17 天，每口井节省技术套管、固井和测井等费用 137 万元，15 口井累计可节约 2000 余万元的资金投入。草南平 10 井创出钻井周期 12 天 20 小时、建井周期 17 天 12小时的全国水平井施工速度最快记录，草 20-平 5 井创出稠油砾石油藏水平井裸眼长度 1150.77 米的记录。而且长裸眼水平井的实施，满足了采油下 Φ177.8 mm 油层套管的要求，提高了稠油热采注汽的热效率，延长了转注周期，提高了单井产量。
采用规范化的长裸眼水平井井眼轨迹控制技术整体设计和开发草南油田，在 3 个月的时间内完成了整体设计的 26 口丛式井、2 口直井和 8口长裸眼水平井，为合理、高效开发稠油油藏探索了一条新的途径，使本专题研究成果达到了国际九十年代初水平。

§９.２多靶水平井井眼轨迹控制技术及应用

地质开发部门设计的水平井段的位置是由入靶点（A 点）、终点（B点）的坐标和垂深数据来确定的。一般来讲，水平井的靶区是一个圆形、矩形或梯形的靶柱，A、B 两点之间的连线（设计轨道）为一直线。有这样一种情况使水平井段的设计轨道不是一条直线，而是折线，例如某些油田由于地质构造的原因，目的油层不在同一个平面内，设计水平井时为了获得最佳的开发效果，需要沿油层的最佳层位将水平井段的轨道设计成两段或两段以上的折线，虽然从水平井轨道设计的理论上讲这种设计的数学模型不存在，但工程上需要解决这类水平井的轨道设计和井眼轨迹控制与调整问题。实例如下：
草桥油田草南平 7 井位于济阳坳陷东营凹陷金家-柳桥构造带东部草37 断块南部草南 104 平台上。该平台由两口水平井、4口定向井共 6 口井组成。主要产油层是馆陶组底部的沙砾岩层，属稠油油层。
① 靶点相对位置：
表 3-5 草南平 7 井靶点相对位置数据
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┃ 靶 点 ┃ 靶点垂深 ┃ 距井口方位 ┃ 距井口水平位移 ┃
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┃ 入靶点 A ┃ 849.00 m ┃ 224.18° ┃ 289.93 m ┃
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┃ 中 点 B ┃ 843.00 m ┃ 224.25° ┃ 409.32 m ┃
┣━━━━━╋━━━━━╋━━━━━━━╋━━━━━━━━┫
┃ 终 点 C ┃ 841.00 m ┃ 224.26° ┃ 489.44 m ┃
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② 中靶要求：
A 靶—B 靶：方位 224.4°，段长 120 米，井斜角 92.86°
B 靶—C 靶：方位 224.38°，段长 80.12 米，井斜角:91.43°
③ 实际中靶数据：
A 点：斜深 1019.1 米，井斜角 84.08°，方位角 224.65°
垂深 850.54 米，位移 289.31 米，闭合方位角 223.8°
纵距 -1.54 米，横距 -1.77 米，靶心距 2.35 米
B 点：斜深 1133.45 米，井斜角 92.5 °，方位角 225.28°
垂深 842.77 米，位移 409.32 米，闭合方位角 224.13°
纵距 +0.23 米，横距 -1.45 米，靶心距 1.46 米
C 点：斜深 1219.75 米，井斜角 91.9 °，方位角 224.68°
垂深 842.01 米，位移 489.31 米，闭合方位角 224.21°
纵距 -1.01 米，横距 -1.56 米，靶心距 1.86 米

草南平 7 井的设计和实施，反映了某些特殊油藏构造对水平井井轨道设计和轨迹控制所提出的特殊要求。从工程的角度讲，首先应对地质设计的两段直线之间的拐点（B 点）进行设计上的圆滑处理，施工过程中应充分考虑钻具组合的增斜和降斜能力，并根据实测轨迹数据及时进行待钻轨迹预测。对于井斜角变化不大的井眼轨道，可采用转盘钻变换钻具组合在地质要求的靶区范围内完成，如两段直线的井斜角相差较大，可根据井眼状况及靶区的限制范围，选择不同度数的弯动力钻具来完成。对于井斜角变化较大的水平井段，应特别注意三点：① 在井斜角变化较大的水平井段钻进可能引起转盘钻具组合的增斜或降斜能力的失控，应加强测斜监控；② 可能导致井眼净化困难；③ 可能增加下套管摩阻。
在水平 4 井井斜角 90°的水平井段钻进过程中，根据中间电测分析，应将设计轨道的水平段中点垂深提高 2.5 米，现场通过调整钻具组合和钻进参数，严格控制井眼轨迹，精确地实现了修改的井眼轨道设计。

§９.３ 多层水平井轨迹控制技术及应用

随着水平井技术的发展，特别是水平井轨迹控制技术的提高，地质勘探、开发部门为了以最少的投资获得最佳的开发效果，对水平井的施工提出了越来越高的要求。例如临 2—平1 水平井，就是利用一口水平井完成被一泥岩夹层隔开的上下两个油层的开发任务。我们称这种，一口水平井穿过两个不相连接并具有一定的垂直高差的“Ｓ”型水平井为多层水平井。
对于多层水平井层与层(水平段与水平段)之间的连联过渡段，我们称它为水平段中的调整井段。从第一层的第一个水平段的入靶点到最后一层水平段的终靶点之间的连线，我们称它为多层水平井的水平段，连线的长度为水平段长，连线的水平投影长度为水平段的水平
通过对临2－平2多层水平井的研究和攻关，我们研究出了多层水平井的剖面设计技术和井身轨迹控制技术以及与相适应的钻井液技术和固井完井技术，并总结出了一系列的施工安全措施。
一. 临2－平2多层水平井的设计情况：
１. 靶点相对位置如表3-5：
表3-5 临2－平1井靶点相对位置数据

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┃ 靶 点 │ 靶点垂深 │距井口水平位移 │距井口方位 ┃
┠─────┼─────┼────────┼──────┨
┃入靶点Ａ │1398 │241.7 │263.16 ┃
┠─────┼─────┼────────┼──────┨
┃终靶点Ｂ │1391 │374.7 │263.16 ┃
┠─────┼─────┼────────┼──────┨
┃入靶点Ｃ │1400 │483.7 │263.16 ┃
┠─────┼─────┼────────┼──────┨
┃终靶点Ｄ │1394.5 │616.7 │263.16 ┃
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２. 中靶要求：
A靶－B靶：方位：263.16°；段长：133米；井斜角：92.82°
C靶－D靶：方位：263.16°；段长：133米；井斜角：92.37°
３. 剖面的设计情况：
根据地质提供的情况，上下两个油层被一厚度为3-7m的泥岩夹隔开，并且造成上部油层自A点向B点处逐渐变薄。中间的泥岩夹层可做为分隔层，对上下两个油层进行分别开采，但要求穿过泥岩的井段尽量短。考虑到使用常规的中半径水平井的现有工具、仪器、以及电测、下套管完井作业的能够完成，和确保井下施工的安全进行。确定出了水平段中调整井段的增、降斜和稳斜角，既满足了地质开发部门的要求，又确保了轨迹控制和完井作业的顺利完成。造斜点深为1179.56米；第一增斜率为32°/100m，增至井斜角48°；第二增斜率15°/100m，增至井斜角70.49°；第三增斜率为35°/100m，增至井斜角92.82°到A点；A点至B点的稳斜角为92.82°，段长为133米。然后自B点用35°/100m的降斜率把井斜降到80°，然后以80°的稳斜角钻穿泥岩夹层，穿过泥岩的井段长度可用下面公式求出：
△L=h/cosα°
式中：△L－钻穿泥岩所需的井段长度，单位米；
h－两水平段之间泥岩夹层的垂直厚度，单位米，设计为5－7米；
α－穿过泥岩夹层的稳斜角，单位度。
由此可以得出，实际钻过的泥岩夹层的井段长度仅有28.8－40.3米，进入第二油层的35°/100m的增斜率把井斜角增至92.37°，最后稳斜钻完第二个水平段。


二. 多层水平井的完成情况：
该井于1996年6月24日15时一开，96年7月23日8时完钻，8月4日8时交井，钻井周期28天17小时，建井周期40天17小时。全井无事故，井身质量、固井质量合格。
造斜点井深：1185.78米，完钻井深1959米，总水平位移640.22米，水平段长：423.90米，最大井斜角：97°，最大造斜率：39.92°/100米，共钻穿油层长度：390.50米。
中靶情况：
A点：井深1558.32米；垂深1398.33米；水平位移241.72米；
纵距-0.04米；横距+2.13米；靶心距2.13米。
B点：井深1691.69米；垂深1400.29米；水平位移374.70米；
纵距+1.09米；横距-3.36米；靶心距3.56米。
C点：井深1801.59米；垂深1400.29米；水平位移483.70米；
纵距-0.29米；横距-1.21米；靶心距1.24米。
D点：井深1935.46米；垂深1393.87米；水平位移616.83米；
纵距-0.63米；横距-6.21米；靶心距6.21米。

§９.４ 定向井开窗侧水平井井眼轨迹控制技术

一. 概述
草20-12-侧平13水平井，是在原草20-12-斜13定向井的基础上，进行套管开窗侧钻段铣的一口水平井。原草20-12-斜13定向井油层套管直径φ177.8mm，套管在791.00mm处变形，经多次处理无效，造成该定向井报废。
草20-12-侧平13水平井位于济阳凹陷乐安－纯化断裂鼻状构造带草20断块。草20块的主要油层是馆陶组底部的砂砾岩层，为稠油层。井区内受地面条件的限制，无法再部井位，而直井或普通定向井，对油层的动用程度也较差，只有钻水平井才能充分地动用其储量，故在地质论证的基础上，决定在报废的草20-12-斜13定向井油层套管内，打一口定向井套管开窗侧钻水平井，开发地下油层。
馆陶组的砂岩体厚度大，含油性好，是本井的钻探目的层。本区块91－95年先后投产的十几口稠油热采水平井，均见到良好的开采效果，开采动态表明：水平井，可有效地扩大泄油面积，扩大注汽后的热辐射，热采温度高，回采收率高，油汽比高等特点。我油田现有几百口因种种原因而报废的直井、定向井，还具有较好的开采价值，为使这些井复活，使用套管开窗侧钻水平井技术，可改善油田的开发效果，提高经济效益。
二. 设计技术及基础数据
１. 地质设计基本数据：
① 靶点相对位置
表3-6 靶点相对位置
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┃ 靶 点 │靶点垂深(米)│位于井口方位(度) │距井口水平距离(米)┃
┠────┼──────┼─────────┼─────────┨
┃入靶点 A│ 914.40 │ 104.15 │ 258.86 ┃
┠────┼──────┼─────────┼─────────┨
┃终靶点 B│ 913.20 │ 102.31 │ 343.92 ┃
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② 中靶要求
A点至B点：方位96度47分，距离85.60m，稳斜角90度48分。
水平段精度范围：上下摆动3米，左右摆动10米。
２. 剖面设计技术
原定向井的轨迹情况：造斜点井深260米；260～550米为增斜段；550～790米为稳斜段，稳斜角＝22.6°～23°，水平位移＝176.67米。
为了满足采油的需要，充分利用原井眼的油层套管，应尽量压低侧钻点的位置。由于原井眼的造斜点较高，在原井眼700米以下的井段，水平位移已经超过130多米，而且在此井段的井斜角已达23度。如采用增斜侧钻的方法，若地质的设计不变，剖面不存在，如把入靶点A点向终靶点B点方向后移30～50米，又满足不了开采的需要，考虑到现有工具的造斜能力和完井技术，入靶段的增斜率控制在60度/100米左右为好。由于该侧钻水平井的轨迹设计和施工增加较大的南度。这样，经过反复的计算和论证，只有在700米以上，首先采用降斜增方位的侧钻方案，然后，再稳斜钻进一段，入靶段先降方位增斜，调整好方位后再全力增斜入靶，以此来缩短靶前位移，按地质的设计完成三维轨迹的设计，准确入靶，这样设计的轨迹剖面为最佳。
在该侧钻水平井的剖面设计上，原有的水平井剖面设计程序已远远不能满足定向井开窗侧钻水平井的剖面设计要求。为此，我们做了这样的处理，先根据地质设计，利用现有的水平井剖面设计程序，进行理想的假设剖面设计。然后，对原定向井的轨迹，从选择的侧钻点处，对待钻井眼进行理想的中靶预测，优选出一个与地质设计相吻合并且现有的工具和完井技术能够完成的理想数据，利用预测的结果，再计算出侧钻水平井的轨迹剖面。
最后设计出的草20-12-侧13水平井的剖面类型为七段制剖面，即：直井段－增斜段－稳斜段－稳斜段(原井眼的)－降斜增方位段(侧钻)－稳斜段－增斜段－水平段。
３. 剖面设计基本数据
该井方位修正角6.74°，磁偏角54.65°，磁场强度52.47(uT)。
① 侧钻点的基本数据：
侧钻点井深：680.00米；井斜角：22.62度；方位角：102.60度；垂深：658.41米；闭合距：125.22米；闭合方位：95.38度；投影位移：123.51米。
② 侧钻点以下的剖面基本数据：
侧钻点以下的剖面类型：降斜增方位段(侧钻段)－稳斜段－增斜降方
位段－水平段。
靶前位移：258.38米。
从侧钻点计靶前位移：134.87米。
造斜点＝680.00米。
井底垂深＝913.20米；井底位移＝344.80米。
入靶方位＝97.79度。
第一段：降斜增方位段
降斜率： -20.00度/100米 井斜变化：22.62-10.00度
方位变化率：22.000度/100米 方位变化：101.20-132.00度
井段：680.00-760.00米；段长：80.00米；垂深：734.74米。
第二段：稳斜段
井段：760-849.00米；段长：89.00米；垂深：822.39米。
第三段①：增斜降方位段 增斜率： 20.00度/100米 井斜变化：10.00-14.00度
方位变化率：-135.00度/100米 方位变化：132.00-105.00度
井段：849.00-869.00米：段长：20.00米：垂深：841.94米。
第三段②：增斜降方位段
增斜率： 59.92度/100米 井斜变化：14.00-90.82度
方位变化率：-72.10度/100米 方位变化：105.00-97.79度
井段：869.00-1006.99米；段长：137.99米；垂深：914.29米。
第一靶：
垂深＝914.42米；位移＝257.61米；靶半宽＝10米；靶半高＝3米。
第二靶：
垂深＝913.20米；位移＝342.88米；靶半宽＝10米；靶半高＝3米。

四、轨迹控制技术
⒈、定向侧钻井段
侧钻井段：679.50米～713.10米；段长：33.6米。
井斜变化：23.4°～10.6°；平均井斜变化率：-38.09°／100米。
方位变化：105.2°～136.76°；平均方位变化率：93.93°／100米。
定向侧钻时，严禁转动转盘，首先让钻头在同一位置空转 20--30分钟，使钻头能在井壁造出台阶。再加压 2吨均匀下放钻具，并随时调整工具面方向，使其一直在预定方位钻进。并随时捞取砂样，分析砂样中地层岩屑含量，判断侧钻情况，当砂样全为地层岩屑时钻头已全部进入地层，侧钻基本成功。从轨迹控制来看，首先大力降斜微增方位，过下窗口后再调整工具面方向主要增方位和降斜，使所钻井眼方向与预定方位相吻合，井斜角方位角达到设计要求，为以后的轨迹控制和提前入靶奠定了良好的基础。
⒉、转盘稳斜井段
钻进井段：713.10米～864.51米；段长：151.41米。
井斜变化：10.6°～13.0°； 平均井斜变化率：1.59°／100米。
方位变化：136.76°～140.66°；平均方位变化率：2.58°／100米。
转盘钻稳斜段，一趟钻完成 151.41 米的进尺，效果比较理想。
⒊、入靶增斜段
钻进井段：864.51～986.56米；段长：122.05米。
井斜变化：13.0°～90.5°； 平均井斜变化率：63.79°／100米。
方位变化：140.66°～98.26°；平均方位变化率：－33.75°／100米。
最大井斜变化率：103.97°／100米， （井段：935.41-955.32米）
最大全角变化率：Κ＝111.0°／100米。（井段：935.41-955.32米）
本段井段 122.05 米，用一套动力钻具一趟钻完成。井斜、方位控制的比较理想，提前按地质要求准确中靶，入靶纵距仅 0.07 米，靶心距1.03米。但对于该井段的施工应特别以下两个方面：一是根据随钻数据随时预测轨迹情况，发现问题及时采取措施进行处理，始终控制实钻轨迹与设计轨迹基本相吻合；二是随时观察井下安全情况，泥浆性能满足井下安全的要求，净化设备处于良好的运转状态，对于高造斜率的井段，采取必要的划眼措施是完全必要的。
⒋、水平段钻进
井段： 986.56-1113.57m； 段长： 127.01m。
井斜变化：86.6-89.5°， 井斜变化率：2.28°/100m；
方位变化：98.26-97.56°， 方位变化率：-0.55°/100m；
由于水平段地层胶结比较疏松，属于稠油胶结砾石层，转盘钻控制井斜比较困难。特别是对于动力钻具增斜入靶进入油层这—段，井底的井斜与预测的井斜往往相差较大，所以造成该井水平段下入动力钻具进行增斜。整个水平段共用了三趟钻完成，一趟动力钻具，两趟转盘钻。

五、测量技术
采用 BOSS 测量技术，在原井眼套管内复测、校核原井眼轨迹数据，保证了设计剖面和实钻轨迹的准确性。采用高边工具面和 SRO陀螺定向相结合的办法，保证了侧钻的成功率和侧钻轨迹的准确性。全井采用 SST有线随钻和 ESS电子多点相结合的办法，保证了全井测量数据精度和轨迹控制的准确性。
测斜杆件作了技术改进，满足了小钻具内定向杆件的使用要求。并根据不同井段和不同的钻具组合，采用不同的测量技术和不同的测斜杆件组配方法，满足了轨迹控制的要求。

六、钻井液及固井技术
使用正电胶混油钻井液，并配以安全有效的技术措施和净化设备，保证了全井的顺利施工，取得良好的效果。由于目的层为稠油胶结砾石，破碎的砾石岩屑较大，有的岩屑直径达 10～20 毫米，为了提高钻井液的携带能力，保证井下安全，同时又能有效的保护油层，我们适当的提高钻井液粘度，调整钻井液的塑性粘度和动切力，以提高钻井液的悬浮能力和携带能力，同时又能保证泥浆具有较好的流动性。
入靶电测和完井电测采用引进的哈里布顿，效果比较好。利用旁通接头对接钻杆送的方法，均—次电测成功。
强化套管柱设计，尤其校核抗弯曲强度，根据井眼轨迹和油层位置来确定套管扶整器的位置和数量，采用特制的钢质引鞋，双球弹簧式自动回位全钢回压凡尔。使用无游离水、低失水、低密度水泥浆配方，大排量紊流固井技术。研究了在Φ152.4mm 井眼内下入Φ127mm 油层尾管和尾管固井的技术措施，保证了尾管的顺利下入和固井质量的合格。

七、全井基本数据
1996年 2月 10日13：30开始段铣，21日 20：30开始侧钻，于 3月 5日14：30完钻，3 月 8日 20：00交井。钻井周期：27天 6小时 30分，建井周期：37天 12小时。纯钻时间：69.5小时（从侧钻点计算），平均机械钻速：6.25米/100米（从侧钻点计算）。
完钻井深：1113.57米，完钻井斜角：89.5度，完钻方位角：97.56度，
完钻垂深：911.65米，完钻水平位移：367.75米，闭合方位角：102.09度。
中靶情况：
Α点：
斜深 981.65米，垂深 914.33米，井斜角 86度，方位角 99度
水平位移 236.24米（从侧钻点计 112.92米）闭合方位 104.21度
纵距 -0.07米，横距 1.02米， 靶心距 1.03米。
Β点：
斜深1089.68米，垂深 911.79米，井斜角 91.2度，方位角 98.06度
水平位移 343.89米（从侧钻点计 218.28米）闭合方位 102.38度
纵距 1.41米，横距 0.30米， 靶心距 1.45米。
最大井斜角：95度（1038.93米）
最大井斜角变化率：103.97度/100米（935.41-955.32米）
最大全角变化率： 111.00度/100米（935.41-955.32米）
水平段长 131.92米（自A点计算），穿过油层厚度 148.57米。
尾管下深1113.57米，尾管头位置 624.11米。
尾管井段 624.11-1113.57米。重合井段 624.11-679米。

八、体会和认识
⒈、定向井开窗侧钻水平井的设计问题：
(1).剖面的优选，应根据现有的工具、仪器能力尽量压低侧钻点的位置，充分利用原井眼的套管，尽量压缩新钻斜井段的长度和靶前位移。这样可以降低摩阻、减少工作量和缩短钻井周期，从而提高经济效益。
(2).应编写出一套适合定向井开窗侧钻水平井的剖面设计程序。但也可以利用现有的水平井设计程序及预测程序，进行反复试算的方法，很繁锁的设计出剖面，再利用假想的水平井剖面进行预测。
(3).采用正电胶泥浆，提高泥浆的悬浮能力和携带岩屑和能力，并配以良好净化设备，除砂器、离心机的使用，保证了井眼的净化和安全。
(4).对于中软地层，由于井径的易于扩大，配合正确的技术措施，在Φ152.4mm 井眼下入Φ127mm 油层套管还是能够实现的。
⒉、开窗锻铣的施工
(1).斜井段的段铣和直井段铣有着很大的区别，在定向井斜井段段铣，用于直井的锻铣工具必须加以改进，保证段铣工具的居中效果和便于段铣工具起出后再下入到原位置操作。
(2).定向井斜井段的锻铣，刀片的使用效果和使用寿命都要比直井的低。
(3).锻铣位置的选择，应尽量避开套管扶正器位置。
⒊、轨迹控制方面
(1).窗口内，侧钻点的选择，应尽量靠近上窗口。条件允许的情况下，应以降斜侧钻出去为好，这样即可以减少挂碰套管的可能性，又便于侧成功。
(2).如属于三维侧钻水平井，应把调整方位的工作尽量放在上部来完成。
(3).对于高造斜率的井段，每 5￣10m 的井斜、方位的变化情况，都要及时处理，认真预测，如和提前预计的误差较大，应及时采取措施。如造斜率偏低应及时更换与设计相吻合的高造斜率的工具，如造斜率偏高，也应及时采取措施，来降低造斜率。
(4).认真检查、量取动力钻具，定向接头，定向杆件及仪器的工具面的方向，确保测取工具面的准确性，减少各部件之间的误差。
(5).严格管好钻具，确保井深无误，卡住每趟钻的起钻井深，做到 1米不多打，1 米不少打，否则对下部的施工影响非常大。特别是对于下入用弯动力钻具增斜中靶前的一趟钻，一定要卡好起下钻井深。因为它决定着下一步弯动力钻具增斜率的大小和是否能够完成。
(6).对于刚钻过的高造斜的井段，应先用柔性好的钻具组合、通井，然后再逐步增强钻具组合的刚度。

⒋、工具仪器方面
(1).现用的小尺寸单弯动力钻具，在不同的条件下，使用效果相差较大。其原因：一是小尺寸单弯动力钻具刚性较小，容易变形；二是地层软硬的不同和井径的变化对造斜率有一定的影响。因此，在现场的使用中，可根据不同的情况调整弯动力钻具的度数或对弯动力钻具加以改进或对下部组合进行调整。
(2).要有合理结构的定向接头和定向引鞋，保证定向杆坐键准确好用。高造斜率的情况下，应尽量缩短仪器杆件的长度，以便于坐键。
(3).对于上井的仪器，要精确好用，确保误差在允许的范围内。测斜系统应配备完好的深度计数器和拉力器，以便于校核井深和判断定向杆坐键是否正确。
⒌、完井作业方面
从本井下套管的情况看，Φ152.4mm 井眼下入Φ127mm 套管并不困难。这是因为在高造斜率井段，由于中、软地层，井径更容易扩大，特别是多次通井，划眼更容易造成井径扩大。由于本井电测仪器不能测井径（因为井眼尺寸太小），使得固井灰量不好确定，即使能够测井径，可能测出的误差也较大，因为纵向上要比横向上测出的井径扩大的多。这是今后急需要研究的问题。

九、取得的技术成果
①、定向井斜井段中段铣与直井中的段铣有着非常大的差别。通过该井的探索和研究，完善和配套了斜井中段铣开窗侧钻的各种工具，总结出了施工中的技术措施和最优化的各种技术参数。
②、掌握了定向井开窗侧钻水平井剖面设计和整体设计的优选技术，本井为了满足开采的需要，采用了多段制的井身剖面，本井的设计剖面为（原井眼）直——增——稳——（新井眼）降—稳—增—平七段制剖面。
③、能熟练地掌握多段制剖面侧钻水平的轨迹控制技术。该井的入靶增斜段采用一 套动力钻具，使井斜角由 13度增至90.5度一次完成。并能够使实钻轨迹与设计相吻合。
④、全井的最大造斜率达到了 111度／100米，并且按设计提前39.24米中靶，共钻穿油层 148.57 米，取得了理想的开发效果。
⑤、采用 BOSS 技术复测、校核原井眼轨迹数据，采用高边工具面和SRO陀螺定向相结合的办法，保证了侧钻的成功率和侧钻轨迹的准确性，全井采用 SST有线随钻和 ESS电子多点相结合的办法，保证了全井测量和轨迹控制的准确性。
⑥、使用正电胶混油泥浆，并配以安全有效的技术措施，保证了全井的顺利施工。
⑦、掌握了在Φ152.4mm 井眼内顺利下入Φ127mm 油层尾管技术和尾管固井技术。

草20-12-侧平13水平井的轨迹
垂深=913.20米；位移=342.88米；靶半宽=10米；靶半高=3米。