浅谈大位移水平井轨迹控制技术

３ ． １ 、 直井 段 ：采用常规 塔 式钻具 组合 ， 使用 电子 多点ＹＳ Ｓ 监 控井 眼轨迹 。 该井 段控 制 较好 ，井深 １ ６ ６ ０ ｍ， 最大 井斜 １ ． ２ １ 。 ，水 平位 移 ８ ． ３ ７ ｍ。 ３ ． ２ 、 二开 斜井段 ： 钻 至井深 １ ６ ８ ６ ． １ ４ ｍ时开始定 向造斜 ， 按照设 计第一 段造 斜率 １ ０ 。 ／ｌ Ｏ Ｏ ｍ， 井斜 增 至２ ５ 。 。 为 了达 到 中３ １ １ ． １ ｍｍ井 眼 的造 斜效 果 ， 钻 具组 合： ０３ ｌ １ ． １ ５ ａ ｒ ｍ钻头 ＋ ２ ０ ３ ａｍ动力 钻具 （ ｒ １ ． ２ ５ ７ ） ＋ ２ 编号 ： １ ０ ０ ９ —９ １ ４ Ｘ（ ２ ０ １ ４ ） １ 卜０ ３ ６ １ — ０ １
１桩 １ ６ ６ ＿ ＿ 平３ 井 基本 情 况 桩１ ６ ６ 一 平３ 井 是胜 利油 田在桩 西 布置 的一 口海 油 陆采大 位移 水平 井 ，构
造位 置位 于济 阳坳 陷沾化 凹 陷桩 西潜 山披 覆构 造带桩 斜 １ ４ ６ 块 高部 位 。 钻探 目
合 ，体现 出井 身剖 面优 化设 计起 到 的作 用 。 ３施 工过 程
成岩 屑床 。 岩 屑上 返过程 中被 磨得很 细 ， 很难 从泥浆 中清除 ， 造成摩 阻增 大 、 导 致井 隋况复 杂 。 地 层复 杂 ， 上 部新生 代纯泥岩 段造浆 严重 ， 不易控 制泥浆 性 能
的稳 定 。 馆 陶组 存有 大段 的底 砾岩 ， 渗透性 强 ， 且 极不 稳定 。
压加 不上 ， 极易憋 泵 ， 机 械钻速 低 。 斜井段 长 ， 岩 屑在 自重作用 下下沉 ， 很容 易形
的为 开 发桩斜 １ ４ ６ 块 沙三段 油层 。 桩１ ６ ６ 一 平３ 井基 本 设计 数据如 表 １ 。

大偏移距水平井轨迹设计方法研究摘要：随着钻井技术特别是大偏移距水平井的不断发展，钻井的难度也不断增加，对钻井过程中的力学分析和计算要求越来越高。

由于大偏移距水平井需大幅度扭方位作业，加大了轨迹控制的难度，且钻具及套管受力较复杂，摩阻扭矩较大，水平段托压严重，易引发井下事故。

针对大偏移距水平井轨迹设计难点，本文通过对大偏移距水平井的定义进行阐述，分析了该类水平井的轨迹设计方法，对今后钻井工程设计及现场施工有一定的指导意义。

关键字：大偏移距；油田；钻井；水平井；大偏移距水平井的最大特点是水平位移大，裸眼段长，在斜井段的钻探过程中，不仅要增加井斜，还要对方位进行同步调整，极大地增加了钻柱和套管柱在井筒内的摩阻扭矩，严重制约了三维水平井的发展。

基于工厂化平台钻井模式普遍应用，水平井井眼轨迹逐渐往大偏移距方向发展。

一口井井眼轨迹的好坏很大程度上由井眼“狗腿”度决定。

“狗腿”度对摩阻具有很大影响，主要是因为在弯曲井段管柱的刚度效应明显增强，钻柱与井壁间的接触力增大，导致摩阻也随之增大。

一、大偏移距水平井定义三维水平井是指井口不在水平段方位线上的水平井，其井口到水平段方位线的垂直距离称为偏移距。

偏移距大于200m的三维水平井称为大偏移距三维水平井，偏移距介于100~200m的三维水平井成为中偏移距三维水平井，偏移距小于100m的三维水平井称为小偏移距三维水平井。

如图1所示，在水平投影图中，靶点A与靶点B构成的靶体与井口坐标O不共线，OD就是其偏移距。

OA是水平段的靶前位移，是AD实际有效靶前位移，大偏移距三维水平井在现场施工过程中主要参考有效靶前距AD、偏移距OD及垂深对实钻剖面进行优化，φ是水平井的设计方位角，φA、φB分别是靶点A、靶点B的闭合方位，φD为先期定向方位角。

图1 带靶前位移的大偏移距水平井概念描述图二、大偏移距水平井轨迹模型分析1、大偏移距水平井几何评价模型以往的水平井轨道设计优化及最优控制技术均是建立在数学或力学模型基础上，约束条件多、迭代次数多、计算复杂、无成形软件可供计算，对井眼轨迹实际可优化性及操作性不高。

冀东大位移水平井轨迹精细控制技术【摘要】井眼轨迹精细控制技术的应用是满足井身质量符合设计要求的重要手段之一。

针对大位移水平井轨迹控制进行的八个关键因素分析是确定造斜、稳斜、增斜和稳斜等各井段的轨迹精细控制工艺技术措施的重要依据。

该技术在4口水平位移超过3000m 水平井上的应用，取得良好效果。

【关键词】轨迹精细控制关键因素大位移水平井南堡深层大位移水平井主要用于海上、滩海和其他地面条件受到限制的油田，可减少钻前费用，有效降低成本。

冀东油田潜山构造大位移欠平衡水平井主要集中在南堡2号构造，钻井目的为滚动开发南堡2号构造潜山组油藏。

井眼轨迹精细控制技术在4口水平位移超过3000m水平井上的应用，取得良好效果，其中南堡23-平2016井水平位移达4013m，技术水平位于国内先进行列，标志着位移超过4000米的大位移水平井井眼轨迹精细控制技术的日臻成熟，形成了深层大位移水平井钻井关键技术的主要部分，为冀东油田深部潜山储层的勘探开发提供了技术支撑。

1 井身结构设计冀东油田潜山构造大位移欠平衡水平井自上而下主要钻遇地层：平原组、明化镇组、馆陶组、东营组、沙河街组、奥陶系潜山。

井身结构设计为五段制，以南堡23-平2016井为例，井身结构为：φ660.4mm*284m+φ444.5mm*2003m+φ311.1mm*4203m+φ215.9mm*5379m+φ152.4mm*5600m2 井眼轨迹精细控制技术关键因素分析（1）选择工具造斜率。

工具造斜率按照高于理论值10%～20%来选择或设计工具。

（2）不同井段造斜率的优化。

若实钻高于设计造斜率，降斜相对容易。

若实钻造斜率低于设计造斜率，不能确保下一段造斜率增上去。

通常造斜率的选择采取先高后低方法。

（3）垂增的控制。

垂深对井斜有一种误差放大作用，垂增相差很小可能造成滞后或提前进靶着陆。

（4）方位调整。

控制中提前调整方位。

若入靶前进行方位调整，造斜率很难控制在预计范围内。

1 井身轨迹控制常规的水平井都由直井段、增斜段和水平段3部分组成。

由直井段末端的造斜段（kop）到钻至靶窗的增斜井段，这一控制过程为着陆控制；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，设计到一些新的概念指标和特殊的控制方法。

1.1 水平井井眼轨道控制技术的特点水平井钻井技术是定向井技术的延伸和发展。

水平井的井眼轨道控制技术与定向井相比有类似之处，但也有显著差异，体现了水平井轨道控制的突出技术特征。

1.1.1中靶要求高定向井的靶区为目的层上的一个圆形，通称靶圆，靶圆中心称为靶心。

靶心是井身设计轨道中靶的理论位置，而靶圆是考虑到因误差而造成的实钻轨道中靶的允差范围。

一般来说，定向井的目的层越深，其靶圆半径也越大。

例如一口井垂深为1800-2100m的定向井，其靶圆半径通为30-45m，如上所述，水平井的靶体是一个以矩形靶窗为前端面的呈水平或近似水平放置的长方体或与之接近的几何体（拟柱体，棱台等）。

靶窗的高度与油层状况有关，宽度一般是高度的5倍，水平井长度则和水平井的增斜段曲率半径类型有关。

例如，对厚油层，其靶窗高度可达20m，但对薄油层，该高度可小到4m甚至更小。

按我国对石油水平井的规定，水平段井斜角应在86°以上，长、中、短半径3类水平井的水平段长度一般分别不得小于500m，300m，60m 。

很显然，水平井的目标（靶体）比定向井的目标（靶圆）要求苛刻，前者是立体（三维），后者是平面（二维），因此中靶要求更高。

对于水平井来说，井眼轨道进入目标窗口（靶窗）还不够，还要防止在钻水平段的过程中钻头穿出靶体造成脱靶，而对定向井来说，只要保证钻入靶圆即为成功。

1.1.2控制难度大由于上述定向井和水平井的目标性质与要求对比可知，水平井轨道控制难度大于定向井。

而且，由于常规定向井的最大井斜角一般在60°以内，不存在因目的层的地质误差造成脱靶的问题。

预斜，同时为规避底水，预斜角度需尽量大，设计预斜狗腿至少4.5°/30 m。

此外，受到邻井表层套管偏斜的影响，防碰严重，通过对相关邻井表层轨迹复测，充分落实周边井表层连续轨迹，通过对桩管以下每5 m的轨迹投影，确定预斜过程中设计轨迹与老井套管相对关系。

在此基础上，优化定向井轨迹，作业过程中采用陀螺测斜，并应用国内先进的防碰监测系统，最大程度降低了防碰风险。

2.2 导眼钻进与新型扩眼一体化钻井技术考虑到常规大尺寸井眼不利于防碰及预斜，项目组确定先钻9-7/8″领眼防碰绕障并预斜，后使用17-1/2″扩眼器进行扩眼。

项目组自行设计三级固定翼扩眼器即：9-7/8″×13-3/4″×17-1/2″，具体如图1所示。

使扩眼器更易进入老井眼，增加扩眼器的稳定性。

通过合理的水眼布置，改善携岩，减少了对井壁的冲刷；合理的水力配置，减少了扩眼器泥包几率，使用球0 引言超浅层水平井(主要目的层顶海拔垂深550 m)，在国内外可查文献中海洋钻井尚无先例，属技术空白，在这样的情况下进行钻完井作业会遇到较多以前未曾遇到的技术难题。

如：地层疏松，连续造斜率可行性(6°/30 m)；连续大狗腿(6°/30 m)、高水垂比(2.7)及长稳斜段9-5/8″技术套管的下入及套管安全问题；疏松地层的井壁稳定与合理的低密度兼顾问题；储层保护问题；地层绝对压力低，如何安全顺利诱喷返排；两井长稳斜段，存在钻井液体系的抑制性、流变性及润滑性以及如何降低水力磨阻等难题，同样还存在易形成岩屑床等技术难题。

1 构建思路及创新性技术针对特殊超浅层地层开展的超浅地层井壁稳定性研究，得出了松软地层坍塌压力与破裂压力曲线，预测钻井安全密度窗口，推荐稳斜段及储层井段采用合适的钻井液密度。

通过这些有效的科研数据和实验结果，为作业实施奠定了理论基础。

解决了钻完井技术难题，同时也创造了海洋实施最浅大位移井记录，并摸索出一套超浅层大位移井钻完井理论与技术。

2821 前期实践通过现场调研东方气田已钻井水平井，典型的井眼轨迹设计是：造斜段—稳斜段—着陆段—水平段地质导向；井身结构是：打桩锤入φ609.60mm桩管（泥面以下60-70m）+φ444.50mm井眼×φ339.73mm套管（1200m左右造斜段或稳斜段）+ φ311.15mm井眼×φ244.48mm套管（着陆储层）+ φ215.90mm井眼×φ139.70mm筛管（水平段）。

东方气田早期开发项目为井深3000m左右常规水平井，储层压力系数1.01-1.03，上部地层起下钻困难、中途循环往往返出大量泥团，常有井漏、卡钻、卡套管事故发生，作业时效很低。

东方气田调整井水平井长度增加到3500~4000m，储层的压力系数会缓慢降低至0.57~0.86，经过钻井方案调整和优化，但是效果未取得改善，卡钻、卡套管事故井占总井数比例仍高达50%，其中，有两口大位移水平井因发生储层恶性井漏而不得不提前完钻，加上井下复杂等情况两口井超计划工期50多天。

对于日费超过150万元的海洋钻井工程而言，东方气田钻井技术亟待进一步完善和提高。

2 钻井难点2.1 桩管鞋至海底易窜漏前期开发项目 φ762.00mm隔水管采用锤入方式安装，不固井，入泥约60~70m，槽中心距仅2000mm，漏失发生在大多数井钻出桩管鞋后。

X 1-A 9井 φ444.5mm井段，从359m到1105m钻进过程中，在井口处一直是失返状态，期间多次短起下验证为桩管鞋至海底串通，被迫在井口无返出情况下钻进、起下钻、下套管和固井。

2.2 轨迹控制难度高表层 φ444.50mm井段乐东组造斜段大段泥岩极软、粘性强，0-2T钻压下机械钻速高达150-300m/h，旋转钻进降斜5～6°/30m；乐东组底部至莺歌海组两段泥岩突变为旋转钻进微增斜。

莺歌海组泥岩在φ311.15mm井段稳斜和着陆段表现出的是软、粘的特征，方位的偏移左右不定。

水平井井眼轨迹控制技术无论是定向井，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。

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。

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。

、小直径水平井等。
应用范围扩大
随着技术的进步和应用的不断扩 大，水平井的应用范围越来越广 泛，已经成为石油、天然气和矿 产开发中的重要技术手段之一。
02 水平井轨迹控制技术
CHAPTER
水平井轨迹控制的基本原理
01
水平井轨迹控制的基本原理是通 过钻具组合的设计和钻进参数的 优化，实现对井眼轨迹的精确控 制。
产数据等。
控制优化
03
根据预测模型，优化控制参数如水平段位置、钻井液排量等，
实现水平段轨迹的精确控制。
基于优化算法的智能控制策略
优化算法控制策略
利用遗传算法、粒子群算法等优 化算法，寻找最优的控制参数组
合。
遗传算法
通过模拟生物进化过程，寻找最优 解。在水平井轨迹控制中，可应用 于寻找最优的钻井液排量、水平段 位置等参数组合。
基于人工智能的自适应控制的水平井轨迹控制实例
基于人工智能的自适应控制是一种新兴的控制方法，通过机器学习等技术对系统进行学习和 自适应。在水平井轨迹控制中，可以使用人工智能技术对地下井眼模型进行学习和自适应， 并制定相应的控制策略。
基于人工智能的自适应控制的优势在于能够自适应地处理复杂的非线性系统，并具有较好的 泛化性能。此外，人工智能技术可以处理大量的数据，并通过数据挖掘等技术提取出有用的 信息。
要点三
测量与导向系统
测量与导向系统是实现水平井轨迹控 制的关键技术之一。目前，该领域仍 存在一些技术瓶颈，如测量精度不高 、导向稳定性不足等。这些问题的解 决需要进一步研究和改进测量与导向 系统技术。
06 结论与展望
CHAPTER
主要结论
水平井水平段轨迹控制技术的发 展趋势是高效、精准、智能化。
• 水平井轨迹控制需要解决防斜打直问题，确保井眼 轨迹的垂直性和稳定性。

2. 工具造斜能力误差
» 因受地层、工具面摆放不到位、送钻不均匀及理 论计算误差等影响，工具造斜能力不能准确预测；
3. 轨迹预测误差
» 由于MWD离钻头有一定的距离引起的。
6.2 水平井找油方案
1. 导眼法
» 先打一导眼WD，探知油顶位置和油层厚度， 然后回填至合适高度增斜中靶。
W C
D
A
B
6.2 水平井找油方案
避免、减少井下复杂情况并可在一定程度上加以解除。
» 具体考虑：
• • • 使用“倒装钻柱” ； 为了防止卡钻事故，一般在套管内的钻柱中装震击器； 校核钻机提升能力，并对钻柱强度进行详细校核。
6.4 水平井着陆控制
着陆控制是指从直井段的造斜点开始钻至 油层内的靶窗这一过程。其技术要点有：
1. 工具造斜率的选择“略高勿低”；
第6讲 水平井井眼轨迹控制技术
• 6.1 轨迹控制过程中的误差来源
• 6.2 水平井找油方案 • 6.3 水平井底部钻具组合及钻柱设计 • 6.4 水平井着陆控制 • 6.5 水平井水平段控制
6.1 轨迹控制过程中的误差来源
1. 地质误差
» 地质靶点垂深的误差对水平井着陆控制造成很大 困难，当这种误差较大或在薄油层中钻水平井时 问题更为突出；
2. 应变法
» 以一定的稳斜角探油顶，探知油顶后，直接增 斜中靶，通过稳斜段长短对靶点垂深的补偿作 用消除地质靶点的不确定性
可能油顶位置1 可能油顶位置2 可能油顶位置3
d
opt
t
6.3 水平井底部钻具组合及钻柱设计
1. 底部钻具组合设计
» 水平井底部钻具组合设计的首要原则是造斜率原 则，保证设计组合的造斜率达到设计轨道要求并

控制工作中，工作人员可以结合偏移距离变化和靶前位移变化，控制难度比较大。

1.3 三维眼井摩阻扭矩较大在三维水平井斜井段，需要适当的增斜和扭方位，在下钻和滑动钻钻进过程中，钻具很容易发生屈曲问题，钻具接触井壁之后会产生较大的摩阻扭矩，产生严重的托压问题，不利于向钻头传递钻压，降低了钻井速度，延长了定向钻的周期。

由于上孔的扭转方向增加了全角度变化率和摩擦扭矩，定向工具面无法放置在正确位置，在同一位置反复升降钻具，增加了定向钻进的难度，延长了定向钻进的钻进周期[1]。

2 涪陵页岩气田三维水平井井眼轨迹控制技术思路采用原有的井眼轨迹设计模式，不利于实现三维水平井优化和快速定向钻井。

其工作目标是使摩擦力矩最小。

在实际工作中，有必要对原始井眼轨迹类型进行优化，改进轨迹参数，优化三维井眼轨迹设计技术，以提高定向钻井速度。

因为三维井眼轨迹控制工作具有较大的难度，为了保障钻井的安全性，提高现场定向施工的便利性，需要利用精细控制措施，严格控制井段井眼轨迹，优化涪陵页岩气田三维水平井井眼轨迹控制技术，降低整体施工难度。

面临三维井眼摩阻扭矩较大的问题，工作人员可以利用降摩减扭工具，避免发生托压问题，利用三维井眼降摩减阻技术，高效控制三维井眼轨迹。

要想优化三维井眼轨道，工作人员需要合理选择三维井眼轨道，把握入窗时机，提高施工现场的操作性。

利用预目标位移，尽可能调整倾斜点，缩短稳定段长度，有效缩短钻进周期。

为了降低整体工作量，要在稳斜段改变方位。

结合降摩减扭的工作理念，优化轨道全角的变化率，控制稳斜段的井斜角[3]。

在实际应用中，将三维水平井轨迹分为六段。

在纠偏井段的井眼内设置二维增斜段，以保证增斜效果。

在稳斜边变方位井段，施工人员需要全力扭方位，有效减少工作量。

在边增斜边调整方位井段，应合理调整调整工具面，合理调整方位角。

在着陆段利用增斜入窗，合理调整参数。

3 涪陵页岩气田三维水平井井眼轨迹控制关键技术三维水平井偏移距比较大，同时也会增加变方位工作量，在大斜度井段调整方位难度较大，定向钻工作周期比较长，井眼轨迹缺乏圆滑性，将会影响到后续井下作业的安全性。

XJ24-3-A14井的目的和意义
如何开采XJ24-1区块？
建立一个卫星钻采平台（无
人操作）要花7000万美元， 加上钻井费用和按照7年开采 期计算的作业费，加起来的 投资将超过一亿美元。 按采收率25％计算，可采出 100万吨油。按120美元一吨 算，可得1.2亿美元。基本上 没有开采价值。 所以，从1986年到1996年， 10年时间，该区块没有开采。
如果不具备上述条件也打成了大位移井，说明你定的大
位移井的界限太低。
二. 大位移井的用途
大位移井的主要用途是油藏所在
的地球表面上，
– 难以建立钻井井场， – 建立井场需要花费很大代价， 从距离很远的已有的陆上钻井井
场或水上钻井平台上向该油藏钻 探井或开发井。
XJ24-3-A14井的目的和意义
– 利用顶部驱动的重力；
XJ24-3-a14井对
套管下入问题的解决
钻柱下不去，可用顶部
驱动旋转起来下入。套 管由于丝扣问题，不能 承受大的扭矩。所以下 套管是大位移井最大的 难题。这口井采取了两 个主要技术：
– 带轴向滚柱的套管扶正器。 将套管与井壁之间的轴向 滑动摩擦，变成了轴向滚 动摩擦。
XJ24-2-A14井轨道设计
XJ24-2-A14井泥浆降摩阻摩扭技术
采用低毒油基泥浆，商品名称VersaClean。
– 提高油水比： • 试验表明，90：10的油水比与62：38的油水比进行比较，前者 比后者摩阻降低50%。 • 实际使用在12-1/4“井眼，油水比为75：25； • 在8-1/2“井眼，油水比为85：15； – 使用塑料小球： • 据试验，使用塑料小球，可降低摩阻摩扭15%； • 从井深7248米开始用，井深超过9000米后，每钻一个立柱，加 入塑料小球约123公斤。 – 泥浆的实际润滑性很好，非常有利于减小摩阻系数。根据实钻数 据用计算机软件进行拟合，钻柱在套管内的摩阻系数为0.19，在裸 眼井段内为0.17。（值得注意的是：裸眼井段内摩阻系数竟然小于 套管内的摩阻系数）

大位移井的关键技术概述摘要：大位移井的施工涉及到多方面钻井技术，需要综合定向井、水平井、深井技术，除此之外由于多目标三维大位移井技术难度大、各方面要求均较高，其突出特点表现为井斜角较大、水平段较长，由此也会带来众多问题。

大位移井涉及到的重要技术有井身剖面设计、井眼轨迹控制、钻具设计、减少摩擦阻力及扭矩等。

为了进一步提高大位移井钻井技术，我们就必须解决好这些问题。

关键词：大位移井；关键技术；井深结构；井眼轨迹；钻柱；摩擦阻力1、引言大位移井顾名思义就是具有较大水平位移量的钻井设计，并且该类钻井往往同时具有高井斜稳斜井段长的特点。

通常情况下大位移井的水平位移量与垂深比大于2，可进一步细分为大位移水平井、特大位移井和三维大位移井。

大位移水平井的井斜要大于86°，特大位移井的水平位移量与垂深比大于3，三维大位移井是指为了满足地质上的特殊要求而在钻进过程中转变方位的钻井。

大位移井具有较高的经济效益，尤其是面对海上油气田的开采，大位移井在现阶段应用越来越为广泛。

例如英国的Watch farm油田用在岸上设计大位移井的开采方式取代人工造岛，节省了超过1.5亿美元的钻井费用，并且产量比直井更高，经济效果十分显著；挪威北海Sleipneer油田在开发阶段同样采用大位移井技术取代传统的直井设计，取得了巨大的经济效益。

但大位移井在钻进过程中具有较大的井斜、较长的水平段以及较大的摩阻，钻进过程中发生工程事故的比率较高，因而对于钻井工艺具有较大的要求。

对大位移井的关键技术进行充分分析有利于提高钻井效果、降低工程事故发生的概率。

2、大位移井的关键技术大位移井设计是一项多种钻井工艺配合的复杂的技术，具有难度大、工艺要求高的特点，体现了当今钻井技术的最高工艺。

在大位移井设计过程中需要重点对井身剖面设计、井眼轨迹控制、钻具设计、减少摩擦阻力及扭矩等方面进行控制。

2.1井身结构设计大位移井井身剖面结构设计过程中应着重注意以下几点：尽量增大大位移井的延伸长度、有效做到降低扭矩和摩阻、降低套管磨损程度、提高管具的下入性能。

⽔平井井眼轨迹⽔平井井眼轨迹控制技术⽔平井井眼轨迹控制⼯艺技术是⽔平井钻井中的关键，是将⽔平井钻井理论、钻井⼯具仪器和施⼯作业紧密结合在⼀起的综合技术，是⽔平井钻井技术中的难点，原因是影响井眼轨迹因素很多，⽔平井井眼轨迹的主要难点是：1．⼯具造斜能⼒的不确定性，不同的区块、不同的地层，⼯具造斜能⼒相差较⼤2．江苏油⽥为⼩断块油藏，油层薄，区块⼩，⼀⽅⾯对靶区要求⾼，另⼀⽅⾯增加了⽬的层垂深的不确定性。

3．测量系统信息滞后，井底预测困难。

根据以上技术难点，需要解决三个技术关键：1、提⾼⼯具造斜率的预测精度。

2、必须准确探明油层顶层深度，为⼊窗和轨迹控制提供可靠依据。

3、做好已钻井眼和待钻井眼的预测，提⾼井眼轨迹预测精度。

动⼒钻具选择⼀、影响弯壳体动⼒钻具造斜能⼒的主要因素影响弯壳体动⼒钻具的造斜能⼒的主要因素有造斜能⼒钻具结构因素和地层因素及操作因素三⼤类。

其中主要的是结构因素，其次是地层因素。

（⼀）动⼒钻具结构因素影响1．弯壳体⾓度对⼯具造斜率的影响单双弯体弯⾓是影响造斜⼯具造斜能⼒的主要因素。

在井径⼀定情况下，弯壳体的弯⾓对造斜率的影响很⼤，随着弯壳体⾓度的增⼤，造斜率呈⾮线性急剧增⼤。

2．弯壳体近钻头稳定器对⼯具造斜率的影响。

弯壳体近钻头稳定器的有⽆，对⼯具造斜率影响很⼤。

如Φ165mm1°15′有近钻头稳定器平均造斜率达到30°/100⽶，⽆近钻头稳定器平均造斜率仅为20°/100⽶左右，相差近50%。

如陈3平3井使1°30′Φ172mm不带稳定器单弯螺杆平均造斜率为25°/100⽶，井⾝轨迹控制要求，复合钻进后，滑动钻进，造斜率仅为16-20°/100⽶。

3．改变近钻头稳定器到下弯肘点之距离对⼯具造斜率的影响通过移动下稳定器位置可以改变近钻头稳定器⾄下肘点之距离。

上移近钻头稳定器可⼤⼤提⾼⼯具的造斜能⼒，并且在井径扩⼤程度较⼤的情况下，造斜能⼒的上升幅度⽐井径扩⼤较⼩时要⼤。

井眼轨迹控制技术 (1)三、海洋定向井直井防斜技术 (12)四、海洋定向井预斜技术 (14)上图为某平台表层预斜轨迹与内排井直井段轨迹对比图 (15)五、造斜段、稳斜段、降斜段轨迹控制 (15)井眼轨迹控制技术井眼轨迹控制指：按照设计要求（地质设计、钻井工程设计、定向井设计等），利用定向井工艺、技术，完成定向井、水平井、水平分枝井等轨迹控制的过程。

井眼轨迹控制技术按照定向井的工艺过程，可分为直井段、预斜段、造斜段、增斜段、稳斜段、降斜段和扭方位井段等控制技术。

目前海洋定向井轨迹控制使用的是导向钻具，而在陆地油田有的还是用常规钻具组合（增斜、降斜、稳斜、降斜）实现井眼轨迹的控制。

定向井井眼轨迹控制考虑的因素及工作内容包括：1.造斜点的选择(1).选择地层均一，可钻性好的地层(2).KOP在前一层套管鞋以下50米，套以免损坏套管鞋(3).初始造斜的准确性非常重要(4).大于25度的定向井方位易控制2.造斜率选择(1).大斜度大位移定向井：2～3度/30米(2).一般丛式井3 ～5度/30米(3).造斜率要均匀3.降斜率(1).对于“S”井眼，通常降斜率1～2度/30米(2).如降斜后仍然要钻长的井段，降斜率还要小，以免键槽卡钻4.预测井眼轨迹要考虑的方面(1).底部钻具组合的受力分析(2).地层的因素：岩性、均匀性、走向、倾向、倾角(3).钻头结构、形状(4).侧向切削模型和轴向切削模型，确定侧向力5.钻具组合影响轨迹：底部钻具组合表现不同的效果，是由于不同的钻具有各自的力学特性，产生钻头侧向力的方向和大小不同。

(1).1#STB和2#STB的距离(2).（刚度）钻铤内外径、材料(3).扶正器尺寸(4).钻头类型和冠部形状6.井眼方向控制内容：(1).井斜角的控制：增斜、降斜、稳斜；(2).井斜方位角控制：增方位、降方位、稳方位；7.定向井轨迹控制的主要做法1)第一阶段：打好垂直井段(1).垂直井段打不好，将给造斜带来很大的困难。

动力 钻具 为 主的 水平 井井 眼轨 迹控 制进 行 了分析 和研 究。 关键 词 ： 水平 井 ； 井眼轨 迹 ； 控 制 技 术 中图 分类 号 ： Ｔ Ｅ ３ ５ ７ ． ６ ＋ ２ 文 献标 识码 ： Ａ
１以转 盘钻 为主 的水平 井 井 眼轨迹 控 轨迹的有效控制 。
段。
一
该井段 。 二 是定 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１ ０ － ． １ ５ ￣ ￣ 转盘钻进 ， 以利 于待钻井段增 斜
一
制
三是对 地质 设计 靶区垂 深误 差要 求在 ５ － ｌ Ｏ 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 ５ ０ ０ ｍ 左 右的水平井段 。 四是对地 质设 计靶 区垂 深误 差要求 在 ５ ｍ之 内 、而平面误差也小 于 ５ ｍ的水平井 ， 采用 １ 。 左右 的单 弯动力钻具 或 Ｄ Ｔ Ｕ导 向钻 具与 转盘钻 钻具 组合 相结合 的方 式钻水 平
是长 半径水 平井 使用 常规 定 向井工 １ ． １以转盘钻为 主的水平井井 眼轨迹 控 具 ， 用 转盘钻方式进 行增斜井 段 的井 眼轨迹 制 主要 思路 控制， 通过精 心设 计钻 具组合 ， 合理 调整 钻 在 以转盘 钻为 主 的水 平井 井 眼轨迹 控 井 参数 ， 可 以实现 有控 制地 强增斜 、 微增 斜 制中， 采 用两层 技术 套管 的井 身结构 ， 对 于 以及 比较稳定 的增斜 率 ， 调整 钻井参数 的核 井下 的安全有 了充 分的保 障 ， 但是 在经济 上 心是钻压 。 却处 到劣势 。通过 总结实践经 验 ， 逐渐认 识 二 是在 ￣ ５ ４ ４ ４ ． ５ ｍ ｍ 井 眼 中 ， 采 用 到： 采用 这种井眼轨迹 控制模 式应 当简化 井 ｄ ￣ ２ ２ ８ ． ６ ｍ ｍ和 ￣ ２ ０ ３ ． ２ ｍ ｍ钻铤组成 的增斜钻 身结 构 ， 整个增 斜井段 采用单 一的 中３ １ １ ａ ｒ ｍ 具 组合 ，能够 获得 ４ ． ５ ￣０ ｍ的 比较稳 定 的 井 眼尺寸。在此基础上 ， 将 这种模式定型为 ： 增 斜率。 但若用柔性更 强的组 合来实现更高 是充分 利用 成功 的高压 打直 技术 ， 严格 的将造 斜点前 的直井段井 眼 斜 率 曾达到 １ １ ． ３ ￣ ／ ３ ０ ｍ，而 且 因转盘 扭矩 过 轨迹 控制在允许范 围之 内 ， 快速 优质地钻 完 大 ， 极易造成钻具事 故。

分析岩石物理性质
测试并分析岩石的密度、 孔隙度、渗透率等物性参 数，为钻井工程提供基础 数据。
评价岩石可钻性
根据岩石硬度、研磨性等 特性，评价不同地层的可 钻性，为钻头选型提供依 据。
储层类型划分及含油气性评价
划分储层类型
根据岩性、物性、电性等资料，划分储层类型，如孔隙型、裂缝 型等。
评价储层含油气性
预测控制策略
建立井眼轨迹预测模型，提前预测和调整井眼轨迹，减少纠偏工作 量。
钻具组合优化
根据地层特点和钻井需求，优化钻具组合，提高钻井效率和轨迹控制 精度。
定向钻井技术应用
定向井技术
利用井下动力钻具和随钻测量仪器，实现井眼轨迹的精确控制。
水平井技术
通过造斜井段和水平井段的精确控制，实现储层的有效钻遇和高效 开发。
存在问题分析
复杂地质条件下的大 位移井钻井技术仍有 待进一步研究和提高 。
大位移井钻井过程中 产生的废弃物处理和 环境保护问题仍需关 注。
部分专用工具和设备 存在性能不稳定、寿 命短等问题，需要改 进和优化。
未来发展趋势预测
01
02
03
04
随着深海、深地等资源的开发 ，大位移井钻井技术将得到更
广泛的应用和发展。
轨迹控制难点分析
地层不确定性
地层倾角、岩性变化等地质因素导致井眼轨迹难 以预测和控制。
钻具组合复杂性
钻具组合的刚性和稳定性对井眼轨迹有显著影响 ，需合理选择和搭配。
钻井参数影响
钻压、转速等钻井参数的选择和调整直接影响井 眼轨迹的形成。
轨迹控制策略制定
地质导向钻井
根据地质目标和实钻数据，实时调整井眼轨迹，确保中靶率和储层 钻遇率。

深 １８ ． ５ 垂深 ６７８ ｍ， ５０４ ｍ， ９． ９ 造斜点为 ４３ ２ｍ。本井 ２ ．１ 有 两个 目的层 Ｆ ５和 Ｆ７ Ｆ５顶 的垂 深 为 ６ ３ 实 际 Ｉ Ｉ， Ｉ ５ｍ， 有效 厚 度 为 ２ Ｆ ７顶 的 垂 深 为 ６ ４ ５ 有 效 厚 度 为 ｍ， Ｉ ８． ｍ， ２ 两个层之间的垂深差接近 ３ｍ。所以它可以算是 ｍ， ０
困难 。 ２ ２ 优化 过 程 ．
划 眼力 度 ， 个 单 根 打 完 后 划 眼 两 次 ， 井 身 质 量 达 每 使
为 了顺 利施 工这 口大 位移 浅层 阶梯水 平井 ， 在实 钻 过程 经研究 后对 以下几个 方 面做 了优化 。 ２２ １ 井 身剖 面 的优化 ．．
从设计不难看出有些数据 相对于现场施工是不合 理的， 为了优化井眼轨迹和顺利下套管对本井做出一些 调整 。由于 Ｂ Ｃ Ｃ 、 ２以及 Ｄ靶 点 的设 计 靶 窗高 、 、 １Ｃ ５ 所 以利 用这 一优势 进 行调整 。 ｍ， （） 着陆后 走 油层 上 部 ， １在 在钻 到 Ｂ靶 点 时走 靶 窗 的下 部 ， 样 就可 以提 前 降 斜 力 争 在 出 Ｂ靶 点 时 井 斜 这 降到 ８ 。 右 ， 必须确 保第 一水 平段 的ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ 遇率 。 ５左 但 （） ２在从 Ｂ到 Ｃ时先降斜 以 ８ 。 ２的角度稳斜 １～８。
＊ 收 稿 日期 ：０００ －２ ２ １－８２
第一 作者简 介： 宋程 （ ９３） 男（ １８ 一 ， 汉族） 黑龙江大庆人 ， ， 助理 工程师 ， 现从事水平井技术服务工作 。
５ ２
西 部探矿 工程
２１ ０ １年第 ７期
备 老化 ， 砂量 较高 ， 以给定 向施 工 带 来 了 相 当大 的 含 所