龙岗3井244.5mm套管固井设计(最终版)

5.2套管下入摩擦阻力计算采用漂浮下套管方式，设计空气段长至2500m，选择管内摩阻系数0.25 裸眼摩阻系数 0.35，通过计算，若漂浮段长为2500m，套管下到4403m，下放载荷168.4KN，可以将套管安全下到4403m。

有关计算条件和结果见表7、8和图3。

表7 套管及有关数据规 范上层套管尺寸（mm） 上层套管深度（m） 钻头尺寸（mm） 尺寸（mm）扣型长度（m）钢级壁厚mm单位重量 kg/m钻井液 密度g/cm 3上提下放速度m/min1200 N80 11.99 69.94 339.7 1218311.1 244.5 梯3203N8010.0359.531.18 10图3 庄海8Nm-H3Ф244.5mm 套管大钩载荷表7 摩阻计算结果下 深（m） 下放载荷（kN）静载荷（kN）上提载荷（kN）220.00 15.8 16.8 17.8 420.00 21.0 23.4 26.0 620.00 23.5 27.2 31.3 820.00 24.9 30.4 36.3 1020.00 23.0 30.6 38.3 1220.00 18.9 29.4 39.1 1420.00 17.8 29.9 41.1 1620.00 12.4 30.5 46.3 1820.00 9.5 31.0 49.9 2020.00 6.5 31.6 53.5 2220.003.432.157.42420.00 0.3 32.7 61.62620.00 43.0 79.0 112.02820.00 130.5 169.8 204.73020.00 199.7 252.9 301.03220.00 254.4 323.3 387.73420.00 287.1 375.6 459.73620.00 291.6 404.2 509.73820.00 267.7 413.6 546.24020.00 233.7 421.4 588.74220.00 199.4 429.1 632.34403.00 168.4 435.8 671.65.3施工情况5.3.1、施工主要难点1）本井从100m开始造斜，裸眼段最大井斜角达到96.210，裸眼段长达3220m，裸眼地层为明化镇，地层特性较为疏散，固井时易发生井漏，并且套管下入较困难。

文章编号：2095-6835（2023）10-0066-05张页1井钻成井施工技术王海涛（河北省煤田四队，河北张家口075100）摘要：张页1井是张家口地区的第一口页岩气井，目的是获取评价关键地质参数，对宣化东部地区下花园一带页岩气资源潜力进行研究和调查评价。

介绍了张页1井钻成井施工工艺，并就施工过程中遇到的钻效低、地层坍塌漏失、产层保护等难题，通过应用大口径绳索取心钻进技术、钾基聚合物钻井液体系，提高了钻探效率，达到了质量要求，建成了一口合格的页岩气参数井，为张宣地区页岩气的开发利用提供了参数依据，并积累了宝贵的施工经验。

关键词：大口径页岩气井；绳索取心；钾基钻井液；施工技术中图分类号：TD861.2文献标志码：ADOI ：10.15913/ki.kjycx.2023.10.019页岩气作为重要的战略能源、清洁能源，越来越得到国家重视，页岩气的勘探开发利用有利缓解煤炭产能减少、农村地区煤改气等原因造成的能源短缺问题，对环境治理、经济社会稳定具有重要意义[1]。

张家口地处北京西部，为首都“西大门”，张页1井的开发与利用对治理大气污染，改善京张生态环境，缓解日益严重的资源问题具有重要意义，是服务北京，建设京张生态涵养圈的重要体现。

河北省张宣地区东部下花园组和下马岭组2套地层分布较广、厚度较大、盖层条件有利于页岩气的储藏。

其中下花园组泥岩和煤层交互沉积，赋存煤层气和致密砂岩气，具有较好的资源潜力。

1工作区概况1.1地理位置工作区交通位置如图1所示。

图1交通位置图工作区位于张家口市宣化区东南下花园一带，区内有宣东一井、宣东二号煤矿、段家堡煤炭预查区、宣东煤矿南部外围预查区、黑黛山煤炭普查区，总面积约590km 2。

工作区西部为宣西煤炭预查区，南部有下花园煤矿、玉带山煤矿、前山井、鸡鸣山井、鸡鸣驿矿、怀来矿业有限公司，东部外围有艾家沟煤矿、水窑沟一井、于洪寺煤矿一井等煤矿。

1.2地层概况本区大地构造位置处于中朝准地台（Ⅰ）、燕山沉陷带（Ⅱ）、冀西陷褶断束（Ⅲ）、宣龙复向斜（Ⅳ）、宣后向斜（Ⅴ）的中央部位。

基于安全屏障的井完整性问题分析方法何英明;刘书杰;武治强;耿亚楠;冯桓榰;范志利【摘要】海洋石油钻完井作业风险高,极易发生井漏、井喷等井完整性事故.在役生产井生产年限越来越长,高温高压气井越来越多,环空带压问题日益突出.为了有效预防井完整性问题,提出基于安全屏障的井完整性问题分析模型,采用安全屏障、蝴蝶结、故障树与"人机物环法"5要素分析相结合的方法,分析事故发生及处理过程.%Offshore oil drilling and completion has high risk, easily occuring accidents of lost circulation, blowout and other well integrity problem. The production well age becomes longer and longer,and more HPHT wells bring more sustained casing pressure(SCP) problems. In order to effectively prevent and systematically analyze the cau-ses and treatment of the well integrity problem,a model of well integrity problem analysis based on safety barrier is proposed. Combined with safety barrier,bow-tie,fault tree and"people,machine,material,environment,regu-lation"five element analysis,this paper analyzes accident occurrence and treatment process.【期刊名称】《重庆科技学院学报（自然科学版）》【年(卷),期】2018(020)002【总页数】5页(P28-31,53)【关键词】安全屏障;井完整性;故障树;蝴蝶结【作者】何英明;刘书杰;武治强;耿亚楠;冯桓榰;范志利【作者单位】中海油研究总院,北京100028;中海油研究总院,北京100028;中海油研究总院,北京100028;中海油研究总院,北京100028;中海油研究总院,北京100028;中海油研究总院,北京100028【正文语种】中文【中图分类】TE21井完整性管理是指综合应用管理及技术措施，以降低地层流体发生非控制泄漏风险，贯穿整个井的生命周期。

XX井139.7mm生产套管固井施工设计书华东石油局固井工程公司二○一○年X月（甲方审查意见）XX井固井施工设计书设计单位：中国石化集团华东石油局固井工程公司设计者：XXXXX审核：XXXXX审批单位：中国石化股份公司华东分公司目录一、设计依据 (1)二、基本数据 (1)三、套管设计 (1)四、水泥量计算 (2)五、水泥浆设计 (2)六、水泥浆流变学设计 (3)七、套管内顶替量计算 (4)八、井底静止温度 (4)九、水泥浆最高受热温度计算 (4)十、施工时间计算 (4)十一、施工方案要求 (4)十二、固井策划及HSE要求 (6)十三、固井材料计划表 (7)十四、相关实验及其它资料 (8)一、设计依据1、《XX钻井施工设计书》2、《中华人民共和国石油天然气行业标准》3、《煤层气企业标准汇编》二、基本数据1、井身结构设计2、完井方法及套管串结构完井方法：套管完井套管串结构（自下而上）：浮鞋（XXX m）+1根套管+浮箍（预计XXX m）+N-80×7.72mm套管串(+扶正器)+定位短节+套管串(+扶正器)+N-80×7.72mm套管串+联顶节+水泥头3、下套管前钻井液钻井液类型及性能：XXX4、井径数据计算水泥需要量时，封固段取平均井径226.7mm（平均井径扩大率按5%计算）。

5、水泥返高：XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX6、井底温度，循环温度T S=15℃+（2.7×井深/100）℃=XX℃T循=19+0.02×井深=XX℃三、套管设计1、套管柱设计条件2、套管柱的校核注：本表为理论计算数据，套管送井时应根据实际重新校核。

四、水泥量计算1、计算条件与结果注：①、生产套管固井水泥浆体系采用双密度-双凝体系，即井底至目的煤层以上50m 用1.85g/cm3的常规密度体系，上部封固段用1.45g/cm3的低密度体系。

②、水泥量按实测井径计算。

2、分段水泥浆计算五、水泥浆设计1、水泥浆实验1）、旋转粘度计读数值2）、水泥性能测定2、前置液设计六、水泥浆流变学计算1、确定流变模式B=(φ200-φ100)/(φ300-φ100)=XXX水泥浆选用幂律流变模式2、判别流态n=2.096 lg(φ300/φ100)=XXK=0.511φ300/511n=XX Pa.sn计算临界紊流雷诺数： Re=3470-1370n= XX 3、环空紊流临界流速计算=XX m/s4、紊流临界排量计算QC =πVC( D2-d2)/4=XX l/s*由于现场设备无法达到此排量，因此尽量用最大排量顶替。

阐述一次下套管固井完井工艺技术的应用引言地热是来自地球内部的一种能量资源。

地球上火山喷出的熔岩温度高达1200℃～1300℃，天然温泉的温度大多在60℃以上，有的甚至高达100℃～140℃。

这说明地球是一个庞大的热库，蕴藏着巨大的热能。

地热能是一种清洁能源，是可再生能源，其开发前景十分广阔。

通过对辽北地区地层条件、构造条件、地热资源生成条件、地温场特征的综合分析，在有利区的断层附近，具有生热和热储层的有利条件，是本区地热资源赋存的有利地区，结合以往生产资料，认为本区地热资源具有良好的开发前景。

由于常规地热井完井工艺一般采用三开钻井方式，每层套管都需要进行固井，候凝，钻塞，因此造成钻井施工周期较长。

另外每层套管之间需要专用的套管悬挂器悬挂套管。

增加施工难度和施工成本。

为此，在研究本区地层岩性的基础上，试验摸索了一次下套管完井固井完井工艺，通过4口井的试验，证明该工艺完全适用于本区地热井的完井。

为地热井完井提供了一套新的完井工艺技术。

1.辽北地区地质特征1.1地层内自下而上出露的地层有：前震旦系（АnZ）；中生界白垩系阜新组、孙家湾组；新生界第四系地层组成。

1.2地质构造本区位于阴山纬向构造带与新华夏系第二沉降带交接复合部位，含煤盆地为断陷构造盆地，总体呈北北东向展布，为一东缓西陡的不对称向斜构造。

盆地西缘主干断裂矼屯断裂控制着煤田的生成和展布。

断裂构造经历了两次较显著的构造运动，一是燕山期新华夏构造成为控制铁法煤田主导构造体系；二是喜山期，使燕山期新华夏构造运动在本区的活化。

既而产生了一系列断裂、褶皱等构造，断层皆为高角度正断层，沿裂隙多有火成岩侵入为第三系辉绿岩，产状为岩床。

据矿井观测资料，煤炭采掘一旦遇到这期火山岩，矿井涌水量会突然增大。

1.3地温场特征根据1985年大兴井田地质勘探7个钻孔地温梯度测试成果，恒温带平均深度29.17m，温度11.2℃，地层地温梯度变化在3.3～4.04°C/100m。

井身结构的合理优选一．概述鄂西渝东天然气勘探区域地处鄂渝两省（市）交界山区，江汉石油管理局在该地区的钻探始于1970年，至1981年结束详探，共钻探井30余口，由于70年代80年代我国整体钻井水平较低，钻井工艺技术落后，建南地区所钻井总体指标不高，主要表现在：井身结构设计不合理,钻井速度慢，生产时效低，事故复杂时间多，钻井工期长。

详探结束后十几年未投入新的钻井工作量，直到上世纪末总公司决定重上鄂西渝东，从而拉开了江汉钻井近几年海相钻井的序幕。

六年来，该地区先后完成了马（鞍）1、建平1、太1等一批井共近20口，这20多口井大部份都是水平井、大位移井、老井侧钻及老井套管开窗侧钻水平井.原来的直井井身结构设计已不能满足现在勘探开发技术和钻井技术需要.特别是水平井和大位移井.经过几年的研究和应用,对鄂西渝东海相水平井和大位移井的井身结构进行了合理优选.总结出一套较为成熟的鄂西渝东水平井、套管开窗侧钻水平井、大位移井的井身结构.完成井深最大的为4646m，有十余口井井深超过4000m。

尤其是完成了建平1（水平段长为1046m）、建69平1、建27侧平1、建46侧平1及平2、建44援1侧平1等一大批水平井、老井侧钻及老井套管开窗侧钻水平井.为江汉油田利用水平井提高产量和储量动用程度、同时节省巨大的钻井钻前工程投入、提供了技术支持.获得较理想的效果.二．技术难点。

1．鄂西海相地层的复杂性决定井身结构设计困难。

鄂西海相地层是喜山期构造运动强烈的挤压或压扭作用而形成的一系列平行褶皱，在近期的剥蚀中，因地质构造的综合作用，形成了广泛分布的具有明显地质特征的构造，上部侏罗系的沙溪庙—自流井组地层，厚度一般在1000-2000m之间，岩性为泥岩、页岩、砂岩互岩。

下部须家河组的石英砂岩及以下的成套碳酸盐岩，岩石硬度大于5级的地层占70-80%，岩石可钻性差。

鄂西渝东80%以上构造属高陡构造，地下断层多，地质靶区范围狭窄，多数井地层倾角在20°以上，有一半以上的井地层倾角超过30°，最大地层倾角达85°。

生产油水井浅层套管损坏治理及应用摘要：河口采油厂油藏类型多，井筒状况复杂，随着四十多年的开发，高含水、高含硫，注汽开发等情况的增多，特别是注汽井，由于高温高压蒸汽对套管的伤害，套损井日益增多。

油井套损会造成产量下降，含水升高，甚至被迫停井。

目前治理浅层套损井的技术，大多采用挤水泥封堵和套管补贴技术，该两项技术施工风险大，成功率低，治理成本高。

为此，我们研究出一种低成本的套损井采油举升技术，采用插管封隔器及插管，配套补偿器，杆式泵等，成功将油层和套损漏失点分隔，实现套损井的低成本采油。

关键字：套损井；密闭插管；封隔；低成本1前言油井地层因素复杂，油层套管承受着高压排挤，各种腐蚀性气体和液体的腐蚀，均能导致套管快速损坏，特别是当压裂、出砂、注汽等高压、地层亏空、高温等措施作业时，油层套管受到更大的不平衡的剪应力，当应力超过套管的强度后，就会引起套管变形，甚至错断。

经过40多年的开发，目前河口采油厂油水井套变井数达226口，造成产量下降，部分井停产或报废，严重影响着油田采收率和区块开发效果。

自2012年以来，在陈庄南区稠油水平井有先后有12口井在注汽时出现套管上部漏气问题，影响了施工安全，且因漏气导致部分井完不成设计注汽量就得停注，导致了这部分井热采效果差。

究其原因是固井时在0-200米之间水泥胶结不好，固井质量差，找漏发现大部分套损井都是在上部50米内出现漏点，注汽时蒸汽从套管上部向外漏气，严重影响注汽质量和注汽效果。

如果采取挤灰或取套换套、补贴等修套措施，成功率低，风险大，成本高，因此我们研发出一种低成本的注采一体化管柱，配套热敏封隔器、井下补偿器等，使油层和套损点有效封隔，注汽时蒸汽不外漏，正常采油生产不受影响，实现套损井的低成本高效生产。

2套损井治理管柱2.1管柱结构组成套损井治理管柱组成从上到下依次是由油管（或隔热真空管）、杆式泵、井下补偿器、插管、插管封隔器、筛管等。

核心工具是插管封隔器，其将油层套管漏点与地层有效隔离。

钻井工程设计书设计人：初审人：审核人：复审人：批准人：设计单位：批准单位：二○一三年十月十七日钻井工程设计人员工程设计：钻井液设计:固井设计：目录第一部分钻井工程设计1.基本数据 ..............................................................................................................2.轨道设计 ..............................................................................................................3.井身结构设计 .......................................................................................................4.井身质量要求 .......................................................................................................5.钻井主要设备 .......................................................................................................6.钻具组合设计 .......................................................................................................7.钻具强度校核 .......................................................................................................8.钻头选型及钻井参数设计......................................................................................9.施工难点及技术措施.............................................................................................10.盐岩层保护要求..................................................................................................11.地层异常压力控制 ..............................................................................................12.钻井液设计.........................................................................................................13.固井设计 ............................................................................................................14.地层孔隙压力监测 ..............................................................................................15.完井井口装置 .....................................................................................................16.健康、安全与环境 ..............................................................................................一、钻井工程设计1、设计基本数据：1.1 井号：1.2 井别：1.3 井型：水平井1．4 井位：(1) 井口地理位置：(设定)；距离：566m；（TC－1目标井井位坐标：(2) 构造位置：;(3) 井位坐标：初选井口：靶点A ：靶点B ：；1.5 设计垂深：A靶垂深：4200m；（预定）B靶垂深：4220m；（预定）A～B靶间水平距离300m。

附件：固井技术管理规定川庆钻探工程有限公司西南油气田公司二○一二年十二月目录一、总则 (3)二、固井作业内容及职责划分 (3)三、固井作业分类 (4)四、现场办公会 (6)五、设计与审批 (7)六、固井施工参加人员 (9)七、固井准备 (10)八、水泥试验 (14)九、下套管前通井钻具组合、技术措施以及套管扶正器规范. 17十、气密封套管短节加工和气密封套管现场使用规定 (23)十一、下套管作业 (25)十二、注水泥施工作业 (26)十三、资料收集和上报 (29)十四、固井质量检测 (29)十五、固井技术总结与提高 (31)十六、其它 (31)固井技术管理规定一、总则（一）本规定以确保固井工程质量为宗旨。

（二）本规定界定了固井作业职责分工。

（三）本规定明确了固井责任主体。

（四）本规定规范了下套管前通井钻具组合、大斜度和水平井通井及下套管技术措施、套管扶正器使用。

（五）本规定规范了气密封套管短节加工和气密封套管现场使用要求。

（六）本规定也适用于钻完井作业中的其它注水泥施工作业。

二、固井作业内容及职责划分（一）固井作业内容现场办公会、设计与审批、井眼准备、套管和水泥组织送井、套管串准备（井场检查、套管串排列、丈量长度、通内径、洗丝扣）、附件准备、下套管作业、钻具称重（包括通内径、泵送胶塞）、下钻送尾管、座挂、倒扣、水泥头及管汇连接、水泥浆试验和水泥浆污染试验、固井车组安装调试、注先导浆、隔离液、冲洗液，注水泥、替泥浆、憋回压和反挤注水泥浆等。

（二）固井作业职责划分1. 钻探公司为固井作业的责任主体，全面负责固井作业的组织、协调及施工指挥，对固井工程质量和施工安全向甲方负责。

2. 井下作业公司对所完成作业内容的质量和安全、所提供的工具、套管串附件的质量和可靠性向钻探公司负责。

3. 钻井液技术服务公司（简称钻井液公司）负责固井前钻井液性能调整、先导浆及顶替钻井液准备，确保使用正常，对所完成作业内容的质量和安全向钻探公司负责。

冀东油田钻井工程完井验收书单井合同编号：平 台号：井 号：施工单位（盖章）：中国石油天然气股份有限公司冀东油田分公司勘探开发建设项目部填 写 说 明1、井别：探井、开发井或注水井等。

2、井型：直井、定向井、水平井。

3、设计井深：钻井工程设计的井深，有补充设计的井以补充设计的井深填写。

4、井身结构：⑴、钻头程序填写钻头直径（毫米）×井深（米）。

⑵、套管程序填写套管直径（毫米）×下深（米）。

5、打水泥塞封井填“是”或“否”。

6、停工：指正常情况下的停工，此停工时间不能做为计算依据。

7、工程资料验收：已上交项目后面划“√”号。

8、高压喷射钻井：填写现场实际达到的台阶。

9、井身质量：是否绕障按工程设计要求及现场实施情况填写“无”、“一次”或“二次”。

10、固井质量：完井井口安装后面填套管头、环形铁板等。

11、取心质量：以实际数据填写，保留小数点后两位。

12、钻井液质量：⑴、钻井液性能：钻井液密度为完井时的最高密度，其它性能填写钻油气层井段的数据⑵、有无电阻率控制要求后填“有”或“无”，若有时，下面填写完井实测数据；无时可不填下面的数据。

⑶、屏蔽暂堵应用情况：填写“实施”或“没有实施”。

13、井控安全管理验收：填写该井是否安全完井，有无重大井控事故。

14、设计执行情况：指井身剖面、钻井液性能、套管下深和井控安全等方面实施执行情况，以及加深或提前完钻的原因。

15、钻井工程、计划统计月报上交情况：填是否在每月1号按时上交及其准确性。

16、井场施工状况⑴、井场与井队住地距离:填大于1km或小于1km。

⑵、生产用水：填拉水、供水或平台水井。

⑶、冬防保温是指开钻当年11月15日至次年3月15日时间内的钻井时间和进尺。

⑷、基础类型填“活动基础”或“死基础”。

⑸、设备拆甩填次数。

⑹、设备安装填次数。

⑺、钻机搬迁性质填写搬迁或整拖。

⑻、井场“三标”管理填“良好”、“合格”或“较差”。

17、环境保护及井场、废水池交接、地貌恢复情况填写合格或不合格，水井封口及掩埋情况填写“合格”或“不合格”。

2020年10月第36卷第10期石油工业技术监督Technology Supervision in Petroleum IndustryOct.2020Vol.36No.102021年4月第37卷第4期Apr.2021 Vol.37No.4海上油田M井井筒完整性失效分析及处理方法柳海啸1，徐振东1，李文涛1，刘海龙2，乔中山21.中海石油（中国）有限公司蓬勃作业公司（天津300459）2.中海石油（中国）有限公司天津分公司（天津300459）摘要随着油田开发时间的增长，油水井井筒完整性问题越来越突出，环空带压问题越来越普遍，对安全生产造成了严重的威胁。

介绍了海上油田M井井筒完整性管理及实践方法，对问题井进行定量分析，针对油井B环空带压问题，创新采用罐装泵系统，重新构建两道完整的井下屏障，以较低的成本满足井筒完整性管理要求，恢复油井正常生产，达到良好的经济效益。

关键词井筒完整性；环空带压；井筒屏障；罐装泵Wellbore Integrity Failure Analysis and Handling Method of Well M in an Offshore Oilfield Liu Haixiao1,Xu Zhendong1,Li Wentao1,Liu Hailong2,Qiao Zhongshan21.Pengbo Operation Company,CNOOC(China)Co.,Ltd.(Tianjin300459,China)2.Tianjin Branch,CNOOC(China)Co.,Ltd.(Tianjin300459,China)Abstract With the extension of oilfield development time,the problem of wellbore integrity of oil and water wells is becoming more and more prominent,and the problem of annulus pressure is becoming more and more common,which poses a serious threat to the safety of production.This paper mainly introduces the wellbore integrity management and practice means of M well in an offshore oilfield,and makes quantitative analysis on the problem wells.Aiming at the problem of annulus pressure in well B,two complete downhole barriers are reconstructed by using innovatively canned pump system,and the requirements of wellbore integrity management are met with low cost,the normal production of oil wells is restored,and good economic benefits are achieved.Key words wellbore integrity;annulus pressure;wellbore barrier;canned pump柳海啸,徐振东,李文涛,等.海上油田M井井筒完整性失效分析及处理方法[J].石油工业技术监督,2021,37(4):36-39.Liu Haixiao,Xu Zhendong,Li Wentao,et al.Wellbore integrity failure analysis and handling method of well M in an offshore oil⁃field[J].Technology Supervision in Petroleum Industry,2021,37(4):36-39.0引言在石油的开采开发过程中，生产安全十分重要，一旦出现不可控制的安全事故，会给人员、环境及财产带来重大的损失。

当深3-1井套管开窗定向侧钻施工案例当深3井地处当阳复向斜谢家湾构造，1974年由江汉石油管理局5012钻井队钻探，一开下入直径为339.70mm的表层套管691.15m，二开下入直径为244.50mm的技术套管3332.94m，钢级N80，壁厚11.05mm，三开用直径215.90mm的钻头钻至井深5012m，完井测试未成功。

在井深3517.50m打水泥塞，下入直径139.70mm的尾管3224.50～3517.50m，在尾管内接直径63.5mm油管注水泥，因替钻井液过程中出现复杂情况，上提钻具遇卡将油管拔断，鱼顶（油管）深度3128.34m，鱼尾深度为3224.50m。

1995年8月决定对该井实施套管开窗侧钻作业，使该井恢复生产。

设计开窗位置3050m，第一靶点垂深3440m，方位45°±15°，水平位移70±20m；第二靶点垂深4285m，方位45°±15°，气藏。

实施开窗的新井为水平位移400±50m，钻探目的是为了开发和应用当阳复向斜的地下CO2当深3-1井。

套管开窗由胜利油田提供随钻测斜仪和技术服务，实钻结果为：开窗位置，窗顶深3049.70m，窗底3053.50m，窗口长3.80m，窗口实际方位47.2°，井斜1.46°。

第一靶点斜深3450.70m，垂深3440m，位移82.57m，闭合方位40.19°；第二靶点斜深4349.27m，垂深4285m，位移384.53m，闭合方位50.28°，最大全角度变化率4.31°/30m，井眼轨迹完全符合设计要求。

1套管开窗1.1井眼准备开窗之前，必须对开窗的井段做好充分的准备，主要包括以下几个方面的工作：1.1.1通井实探鱼顶深度为3127.94m（原当深3井记录鱼顶深度为3128.34m）。

1.1.2试压发现套管内漏失，通过同位素测井，证实在原射孔段（1233～1235m）出现漏失。

说明:实际井眼容积按8%的井径扩大率来计算
油层套管排替量及灌浆表
说明：一根套管按10.5m计算，下部加回压凡尔
井控坐岗记录本填写标准
1、春光油田春10区块为稠油区块，井控坐岗记录从二开钻进开始填写，固井候凝4小时后结束坐岗
2、坐岗记录规范填写，填写好时间、页码、泥浆性能及当班值班干部签名
3、起钻、下套管按规定柱数及时灌好泥浆，并在工况中注明起下钻柱数，灌浆量参考钻具排替量表，填写数据保留小数点后1位数字
4、钻进情况下的泥浆消耗量请参考井眼与钻杆环容表，填写规范、及时，填写保留小数点后1位数字
5、井控坐岗记录本要保持整洁，不要损坏。