延长油田水平井井身轨迹控制技术研究
水平定向钻井轨迹设计
2. 以煤层气钻井工程为例，进行水平定向钻井轨迹设计或者欠平衡钻井工艺技术设计。
本文选择以煤层气钻井工程为例，进行水平定向钻井轨迹设计。
煤层气，又称煤层甲烷，俗称瓦斯，人们对它爱恨交加。
爱的是它是一种清洁能源，有很大的利用价值；恨的是它是矿难的原因之一。
因此，安全有效地采集煤层气可谓是一举两得的好事。
近些年，部分国家开始用定向钻井技术开采煤层气，取得了良好效果。
定向钻井，简单说就是让向地下竖着打的井拐个弯，再顺着煤层的方向横着打井。
定向钻井采集煤层气的原理同传统方法一样，即通过抽水减压，逼出煤层气，再进行采集。
但两者的区别在于，传统方法只用竖井穿到煤层采集，而横向井顺着煤层的走势大大增加了采气的面积，因而提高了效率。
定向钻井通常在石油和天然气开发中使用较多，但近些年煤炭行业也越来越多地将这项技术用于矿山开采前的瓦斯抽放、排水、矿井探查等方面。
在煤炭领域使用这一技术的主要有美国、澳大利亚、欧洲、南非等国家和地区，而利用这一技术采集、利用煤层气的国家以美国和澳大利亚等国为主。
澳大利亚目前有17个煤矿用定向钻井技术排放井内瓦斯，以确保安全生产。
而悉尼的一家公司在2000年成功地利用这一技术在地下600米深处开出了一口商业用煤层气井。
美国的一些煤矿企业为了矿井安全和开采煤层气也热衷采用定向钻井技术。
在2000年，美国10％的煤层气井都采用了这项技术。
由于这项技术的逐步开发，部分美国和澳大利亚企业的煤层气产量都得到了提高。
资料显示，定向钻井的纵向深度一般在600～1200米，横向煤层钻井长度可达到400米。
据美国某钻探公司的个例统计，采用横井采气比传统的单一竖井采气的初期产量可高出10倍，气井的生产寿命也会增加。
根据对某些项目的估算，运用定向钻井法商业采集煤层气的内部回报率为15～18％，明显高于传统竖井采集法约3％的内部回报率。
1 定向水平井的井身类型井身结构设计原则有许多条，其中最重要的一条是满足保护储层实现近平衡压力钻井的需要，因为我国大部分油气田均属于多压力层系地层，特别是韩城地区，构造复杂，经过大范围地层沉降，上覆地层压力较大，只有将储层上部的不同孔隙压力或破裂压力地层用套管封隔，才有可能采用近平衡压力钻进储层。
水平井轨道优化设计研究
摘 要
为 实现 安 全 优 质 快 速 钻 井 ， 减 少井 眼 轨 迹 控 制 的难 度 和 ＿ Ｔ － 作量 ， 针 对 歧 口 凹 陷 ＺＨ６ ８ —１ ０ Ｌ水 平 井 的地 质 特 点 ， 设 计 了４
种井眼轨道剖 面， 将轨 道 设 计 值 与 ｌ ａ ｎ ｄ ｍ ａ ｒ ｋ软 件 计 算 值进 行 对 比 ； 计 算 了 ４种 轨 道起 下 钻 、 旋转钻进 、 滑动钻进等不 同工况下
的摩阻扭矩值， 据 此 优 选 出最优 井 眼轨 道 。
关 键 词 水 平 井 轨 道 设 计 摩 阻扭 矩 井 眼轨 道
Ａｂ ｓ ｔ ｒ ａ ｃ ｔ Ｔ ｏ ａ ｃ ｈ ｉ ｅ ｖ ｅ ｓ ａ ｆ ｅ ， ｈ ｉ ｇ ｈ － ｑ ｕ ａ ｌ ｉ ｔ ｙ ａ ｎ ｄ ｆ ａ ｓ ｔ ｄ ｒ ｉ ｌ ｌ ｉ ｎ ｇ ， ａ ｎ ｄ ｔ ｏ ｒ ｅ ｄ ｕ ｃ ｅ ｔ ｈ ｅ ｄ ｉ ｆ ｉ ｆ ｃ ｕ ｌ ｔ ｙ ａ ｎ ｄ ｗ ｏ ｒ ｋ ｌ ｏ ａ ｄ ｏ ｆ ｂ ｏ ｒ ｅ ｈ ｏ ｌ ｅ ｔ ｒ ａ ｊ ｅ ｃ ｔ ｏ ｒ ｙ ｃ ｏ ｎ ｔ ｒ ｄ ｅ ｓ ｉ ｇ ｎ ｅ ｄ ｔ ｒ ａ ｊ ｅ ｃ ｔ ｏ ｒ ｙ ｖ ａ ｌ ｕ ｅ ｓ ａ ｒ ｅ ｃ ｏ ｍ ｐ ａ ｒ ｅ ｄ ｗ ｉ ｔ ｈ ｔ ｈ ｅ ｔ ｒ ａ ｊ ｅ ｃ ｔ ｏ ｒ ｙ ｖ ａ ｌ ｕ ｅ ｓ ｃ ａ ｌ ｃ ｕ ｌ ａ ｔ ｅ ｄ ｂ ｙ ｕ ｓ ｉ ｎ ｇ Ｌ ａ ｎ ｄ ｍ ａ ｒ ｋ ｓ ｏ ｆ ｔ ｗ ａ ｒ ｅ ． Ｔ ｈ ｅ ｆ ｒ ｉ ｃ ｔ ｉ ｏ ｎ ｔ ｏ ｒ ｑ ｕ ｅ
足， 为 井 眼轨 迹 控制创 造有 利条 件 ： 同时入 靶前可 对 轨 迹作 相应 调整 ， 降低 水平 段施 工难度 】 。 根据 Ｚ Ｈ ６ ８ — １ ０ Ｌ井 的 相关 资 料 ， 采用“ 双增 ” 五 段 式剖 面 和“ 三增 ” 复合 型 剖面 ２种类 型进行 设计 。
长水平段水平井延长管柱下深技术研
为提升油田开发效果，提高单井储量，长庆油田开发以水平井为主，积极探索长水平段水平井开发模式，取得了良好的效果。
但由于储层地质条件复杂、导向钻井不确定因素多等问题，形成的长水平段水平井井眼轨迹相对复杂，井筒作业过程中管柱因无法克服水平段摩擦力而遇阻，“自锁”现象频繁出现，3000m以上长水平段水平井中管柱“自锁”现象尤为普遍。
研究形成的组合管柱加重、金属减阻剂降摩、井下工具降摩、管柱漂浮降摩等作业管柱延长下深工艺技术，解决了长水平段水平井管柱下深问题，提高了通洗井、首段射孔、压后钻塞等作业的施工成功率，为长水平段水平井储层改造提供技术支撑。
1 管柱力学计算模型建立1.1 静态条件下的水平井管柱力学模型将水平井井筒内管柱简化为直井段、斜井段、水平段，H k 为直井段井深，H v 为垂深，整个井眼斜深为L ，水平段长度为L 1。
静态情况下，水平井筒内管柱在水平段产生的垂向拉力为零，斜井段产生的垂向拉力小于斜井段油管的重力。
段微元体力学模型见图1。
图1 斜井段微元体力学模型在斜井段上任意取一微元体ΔL i ，其重力为W i ，沿井眼轨迹的轴向拉力为T i ，井眼轨迹法向正压力为N i ，井斜角为αi ，如图2所示，其关系式为：ᡰ⽪ˈަޣ㌫ᔿT i �W i cos ¢i （1）T i �W i cos ¢i N i �W i sin ¢i （2）则井内管柱在造斜点B点的拉力T B 为：%⛩Ⲵ࣋Ѫ˖T B �i �1n W i cos ¢i �ᯌӅ⇥q cos ¢i dl�� （3）井内管柱在井口的拉力T A 为：T A �qH k �T B （4）如果考虑井液浮力，则有：长水平段水平井延长管柱下深技术研究与应用曹欣 陈万林 王金刚 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司 陕西 西安 710018 摘要：针对长水平段水平井套管内作业过程管柱自锁、下深有限的问题，重点围绕组合管柱加重与降阻进行攻关，开发了小接箍加重管和金属减阻剂，统计回归了组合管柱设计原则，应用水平井管柱力学分析软件进行优化，形成了页岩油长水平段水平井延长管柱下深技术。
水平井开发工艺技术研究与实践
水平井开发工艺技术研究与实践摘要：胜利油田水平井开发技术已趋于成熟，逐渐满足各类型油藏的高效开发，针对胜二三区存在高孔高渗开发特点及其存在含水上升快等问题，借鉴同类油藏水平井成功开发，研究优化油藏设计、钻井完井方案、优化采油工艺过程中的关键技术，并提出有效解决办法。
关键词：油藏开发水平井工艺技术0前言胜二三区东一二段油藏是胜利油田鲁胜利石油开发有限责任公司主力含油区块之一。
工艺技术方面呈现出未动用储层，储层薄、油稠、出砂严重、边底水活跃，含水上升快等特点，该块多口直井或普通定向井投产后，普遍存在产能低。
针对该块存在矛盾与特点，结合水平井具有能够扩大泄油面积、延缓边底水推进、提高油藏的动用程度、扩大波及体积、提高采收率等优势，开展水平井开发工艺技术研究，以提高该块剩油开发潜力，解决产能过低的问题。
1制定合理的选井依据（针对能量比较充足的层位，重点考虑在原井网控制不住的区域部署水平井；在未动用或者基本未动小层非主力小层，选择有效厚度大于3m的位置来局部部署水平井；单井控制储量7～8×104t，剩余可采储量大于1.0×104t。
2设计优化（1）布井厚度。
利用档案资料进行数模，结果表明，当水平段长度和原油粘度不变时，随着油层厚度增大，水平井累计产油量增高；但油层极限厚度应不低于3m，否则累油量达不到经济可采储量，从另一角度说，油层厚度小于3m，也将极增大水平井钻井难度，油层水平段长度难以得到有效保证。
（2）水平段长度。
随着水平段长度的延长，水平井累计采油量增加，但水平段长度大于150m后，累计采油量增加幅度减小，超过250m后采收率下降趋势明显，因此理论分析水平井段长度最短不低于150，最长不应超过250m。
（3）纵向位置。
当纵向位置距离有层顶部较近时，在相同累计采油量情况下，含水上升最慢，生产效果较好，故将水平井轨迹设计于油层顶部。
（4）距边水距离。
设计了100m～400m四种距离进行优化。
3.定向井轨迹控制技术
定向井轨迹控制技术钻井四公司一、直井段防斜打直定向井直井段控制原则是防斜打直。
直井段不直，不仅影响定向造斜的顺利完成，还会因上部井段造成的位移影响下步轨迹控制。
负位移会造成实际施工中比设计更大的造斜率和更大的最大井斜，正位移情况相反。
位移向设计方向两侧偏离，就将两维定向井变成三维定向井，造成下步轨迹控制困难。
如果丛式井直井段发生井斜，还会造成两口定向井直井段井眼相碰的施工事故。
1、防斜原理造成井斜的原因为地质因素和钻具弯曲。
控制井斜实质就是控制钻头造斜力，地层造斜力是不可改变的，唯一可控制的是下部钻柱组合和钻井参数，通过改变下部组合和调节钻井参数可抵抗地层造斜力，使井斜控制在一定范围内。
常用组合：钟摆组合、刚性满眼组合、塔式组合、柔性钟摆组合、偏轴接头、双驱复合钻、垂直导向工具（power-V等）2、不同井眼钻具组合及钻进参数选择普通定向井直井段施工中，应采用本地区最不易斜的钻具组合。
A：常规组合12-l／4″井眼一般采用塔式钻具组合：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″井眼通常采用钟摆钻具组合：8-l／2″钻头＋7″钻铤＊2根＋214mm稳定器＋6-l／4″钻铤＊6根＋5″加重钻杆15根+5″钻杆。
钻进参数：钻水泥塞采用轻压吊打方式，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。
B：双驱组合12-1/4″井眼φ311.1mmPDC钻头+φ244.5mm直螺杆+φ228.6mm钻铤*2根+φ203.2mm无磁钻铤*1根+φ203.2mm钻铤*6根+φ177.8mm钻铤*9根+φ127 mm钻杆注:如果使用钻具扶正器,应接在φ228.6mm和φ203.2mm钻铤之间8-1/2″井眼φ215.9mmPDC钻头+φ172mm直螺杆+φ158.8mm钻铤*1根+φ214mm扶正器+φ158.8mm钻铤*6根+φ127mm加重钻杆*15根+φ127mm 钻杆钻压：20-80KN 转盘转速：45-60rpm 排量：40-45l/s 泵压：15-18MPaC：直井段长度影响1）造斜点深度小于500米，采用塔式或钟摆钻具，严格控制钻压、保证井斜角不大于lº。
水平井完井技术研究
水平井完井技术研究作者：王轶斌来源：《中国石油和化工标准与质量》2013年第06期【摘要】近些年来，就我国来讲，在水平井方面的技术水平和水平井的应用数量都比原来有了大幅度提升。
水平井已经成为开发油气田的关键技术之一。
水平井完井工艺技术涵盖了三个方面，水平井完井技术的发展受到了多种因素的影响。
但是，目前水平井完井技术还存在着部分问题。
在此基础上文章提出了若干建议和措施，从而使得水平井完井技术得到完善和改进。
【关键词】水平井完井技术1 水平井完井工艺技术1.1 带管外封隔器的衬管完井将钻孔割缝衬管完井技术、管外封隔器技术和井眼清洗技术三种技术相互协调，这样就能够组合成带管外封隔器的钻孔以及割缝衬管完井技术。
我国胜利油田其中纯70-平1井、正6-平1井这两口井运就采用了这种高效组合工艺。
纯70-平1井是一种中孔低渗储层，详细参数如下：目的层位于S4上，泥质含量大小为7.8%，储层孔隙度为16%，粒度中值大小为0.07mm，渗透率大小为17.2×10-3μm2。
这口井的压力系统属于常压系统，原始地层压力25.1MPa，压力系数0.97，如今地层压力下降到19.6MPa。
这口井为开发低渗非均质油藏类型的水平井起到了很好的榜样作用。
它的产量非常可观，初期日产油就达到了35m3，与周围其他几个直井初期日产油相比，它的产量足足增长了三倍。
1.2 钻孔/割缝衬管完井工艺对属于硬质砂岩储层、天然裂缝性碳酸盐岩以及大多数比较疏松的中、粗砂粒储层的地层来说，采用钻孔/割缝衬管完井工艺得到了普遍认可。
由于水平井利用割缝衬管完井技术不仅具有裸眼完井的作用，还可以防止裸眼井壁发生坍塌以堵塞掉井筒的和防砂，因此这种技术在很多国家得到了大力推广和应用。
在钻井过程中，很容易发生钻井滤饼和油层污染现象。
这些后果可能直接导致输送地层油的管道及衬管在很短工作时间内就发生堵塞。
然而钻孔/割缝衬管完井工艺这一技术就是专门针对这个问题出现的。
水平井修井工艺技术探讨
水层 段 的封堵 。该方 法 的优点 在于 如果 需要 重新 恢复 该油 层产 能 ，直 接将 分 层工 具捞 出即 可 。二是 水泥 封堵 法 。主要 用 于水平 段 油层 与水 层之 间 的封 堵 。但 由于水 泥浆 粘度 低 、悬浮 性差 ，在 重力 影 响下会 产 生置 换分离 ，造成 同一截 面的水泥 浆密度 不 同 ，影 响封堵效 果 ，另外 ， 水泥 收 缩后 会在 水平 段套 管 内壁形 成微 孔裂 缝 ，并 且 封堵 后油 层不 能 再 次恢复 利 用 ，因此 该工 艺应 用较 少 。三是 化学 堵水 法 。根据 出水 原 因的差 异需要 采 取不 同类 型 的注 水 调堵 方法 ，常见 的注 入法 主 要有 分 隔注 入 、定 位注入 和笼统 注入 等 ３种 。
２ ． 水 平井修 井难点
在生 产或 各项 作业 过程 中的工 具等 意外落 井事 故 时有发 生 ，造 成 下 步作 业受 阻 ，而打 捞 作业 是解决 这 一 问题 的 主要 手段 。另 外 ，根据 防砂和 堵水 等工 艺要 求 ，会 有部 分井 下工 具及 管柱 留在 井 内 ，如 果管
一
针 对水 平井 井身 结构 的特殊 性 和解 卡作 业 的具体 要求 ，主要 介 绍 两种解 卡 工艺 ：一 是增 力解 卡 。根据 水平 井井 斜 角大 、活动 管柱 在井 口能 量传递 率低 的实 际 ，在 井下 打捞 增力 器配 合下 将大 钩的 垂直 拉 力 转 换 为水平 拉 力 ，达 到 增力 的效 果 ，实现解 卡 ；二 是震 击解 卡 。根据 水平井 钻压传递 难 的问题 ，采 用倒装 钻具结 构在 下击器 的共 同作 用下 ， 实施震 击解 卡 ，或利 用 连续 油管 配合连 续 油管震 击 器 、加速 器等 管柱 进 行近卡 点震击解 卡 。
水平井钻井技术
目标段井斜角的计算
已知：地层倾角δ；目标段 设计方位线与地层下倾方 位线的夹角为Δφ； 求：目标段的井斜角T
T 90o tg 1[tg cos ]
2、井眼轨迹控制要求高、难度大
要求高，是指轨迹控制的目标区的要求高。 普通定向井的目标区是一个靶圆，井眼只要穿过此靶圆即为合 格。水平井的目标区则是一个扁平的立方体，如图所示，• 仅 不 要求井眼准确进入窗口，而且要求井眼的方位与靶区轴线一致， 俗称“矢量中靶”。
L2-P1井
109m 11m
640.22m
（3）连通水平井
多井联通实现连续生产 ，提高产量。
顺9-平1井 顺5井
顺9-平1井等25对连通水 平井，使该矿单井芒硝 产量提高8倍以上。是水 平井在非石油行业应用 的成功范例。 重要的是为井喷救援、 非石油行业应用积累了 重要经验。
486m
（4）单井蒸气驱重力泄油水平井、 多井联合蒸汽吞吐热采井
水射流破岩必须具备三个基本条件：
一是形成的孔眼要有足够大的 面积； 二是形成的孔眼必须具有规则 的形状； 三是具有较高的破岩效率和钻 进速度。 常规的圆射流不具备这些功能 ，因此设计利用旋转射流。
旋转射流可以钻出大于喷 嘴面积百倍的规则孔眼。 并比普通圆射流的破岩效 率高得多。 旋转射流破岩形成的孔底 成规则的内凸锥状，完全 与圆射流形成的类半球状 或锥状不同。 其破岩成孔的过程和孔底 形状如左图。
4.1 国外水平井技术发展概况
Sperry Sun公司使用8-3/4″牙轮钻头、旋转导向系统和磁 测距技术，在加拿大不列颠哥伦比亚省Jedney油田创出了 将两口井距3104m的井底部相交的纪录；测量深度为 5864m，总垂深1545m。 Mobil公司在德国钻成的R—308井（4 ¾ ”井眼），创短半 径水平井水平段最长600m的世界记录。 美国Bechtel公司采用高压水射流技术开发的超短半径水平 井系统，在 4 ¾ ”井眼中同一深度半径方向钻24个辐射状 的水平井眼，水平段长30 60m，曲率半径0.3m。
定向钻井轨迹控制一般方法
未来定向钻井技术的发展将更加注重智能化、自动化、高效化，进一 步提高钻井精度和效率，降低成本和风险。
02 定向钻井轨迹控制的重要 性
提高钻井效率
减少钻井时间和成本
通过精确控制钻头方向和深度，可以减少不必要的钻井时间和成 本，提高钻井效率。
避免钻井事故
准确的轨迹控制可以避免钻头偏离目标，减少卡钻、井斜等事故的 发生，提高钻井安全性。
05 结论
定向钻井轨迹控制技术的发展趋势
智能化
高精度
随着人工智能和机器学习技术的快速发展 ，定向钻井轨迹控制技术将更加智能化， 能够实现自动化决策和实时优化。
为了提高钻井效率和降低成本，定向钻井 轨迹控制技术将向高精度方向发展，实现 更精确的钻孔定位和轨迹控制。
多学科交叉
环保与安全
定向钻井轨迹控制技术将涉及多个学科领 域，如地质学、地球物理学、计算机科学 等，实现多学科交叉和融合。
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提高油气勘探开发效率
定向钻井技术的应用可以大幅度提高油气勘探开发的效率，缩短勘 探周期，降低开发成本。
降低钻井成本
01
02
03
优化钻井方案
通过精确的轨迹控制，可 以减少钻井过程中的复杂 情况，降低钻井难度和成 本。
提高钻井成功率
准确的轨迹控制可以保证 钻井成功率和一次成功率， 从而降低二次钻井和修井 的费用。
基于人工智能的轨迹控制方法
总结词
基于人工智能的轨迹控制方法是利用人工智能和机器学习技术，对大量历史钻井数据进行学习，自动识别地下地 质特征，预测钻头前方地层走向，并自动调整钻头方向和钻井轨迹。
详细描述
这种方法需要大量的历史钻井数据作为训练样本，通过机器学习和深度学习技术，训练出能够自动识别地质特征 和预测钻头前方地层走向的模型。基于人工智能的轨迹控制方法具有较高的自动化程度和预测精度，是未来定向 钻井技术发展的重要方向。
钻井工程：第五章 井眼轨道设计与轨迹控制
第五章井眼轨道设计与轨迹控制1．井眼轨迹的基本参数有哪些？为什么将它们称为基本参数？08答：井眼轨迹基本参数包括:井深、井斜角、井斜方位角。
这三个参数足够表明井眼中一个测点的具体位置，所以将他们称为基本参数。
2．方位与方向的区别何在?请举例说明。
井斜方位角有哪两种表示方法？二者之间如何换算？答：方位都在某个水平面上，而方向则是在三维空间内(当然也可能在水平面上）。
方位角表示方法：真方位角、象限角。
3．水平投影长度与水平位移有何区别?视平移与水平位移有何区别?答：水平投影长度是指井眼轨迹上某点至井口的长度在水平面上的投影，即井深在水平面上的投影长度。
水平位移是指轨迹上某点至井口所在铅垂线的距离,或指轨迹上某点至井口的距离在水平面上的投影.在实钻井眼轨迹上，二者有明显区别，水平长度一般为曲线段，而水平位移为直线段。
视平移是水平位移在设计方位上的投影长度.4．狗腿角、狗腿度、狗腿严重度三者的概念有何不同？答：狗腿角是指测段上、下二测点处的井眼方向线之间的夹角（注意是在空间的夹角）.狗腿严重度是指井眼曲率，是井眼轨迹曲线的曲率。
5．垂直投影图与垂直剖面图有何区别？答:垂直投影图相当于机械制造图中的侧视图,即将井眼轨迹投影到铅垂平面上；垂直剖面图是经过井眼轨迹上的每一点做铅垂线所组成的曲面，将此曲面展开就是垂直剖面图.6．为什么要规定一个测段内方位角变化的绝对值不得超过180 ？实际资料中如果超过了怎么办？答：7．测斜计算,对一个测段来说，要计算那些参数？对一个测点来说，需要计算哪些参数？测段计算与测点计算有什么关系？答：测斜时，对一个测段来说,需要计算的参数有五个：垂增、平增、N坐标增量、E坐标增量和井眼曲率;对一个测点来说,需要计算的参数有七个:五个直角坐标值（垂深、水平长度、N坐标、E坐标、视平移）和两个极坐标（水平位移、平移方位角）.轨迹计算时，必须首先算出每个测段的坐标增量,然后才能求得测点的坐标值。
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延长油田水平井井身轨迹控制技术研究
作者：陈昱兴
来源：《中国化工贸易·上旬刊》2018年第11期
摘要：水平井已经成为提高油气田开发效益的重要手段。
通过分析延长油田水平井轨迹控制的难点，从优化钻柱结构着手，提出了轨迹控制的主要措施。
关键词：水平井；井身轨迹；控制；延长油田
改善延长石油“直井开发的井多、低产高成本”局面，探索水平井现场试验，取得较好效益，但水平井开发关键配套技术还不完善，水平井井眼轨迹控制是成功关键。
1 水平井轨迹控制的难点
①受地质不确定性影响，开钻前地质设计的油顶垂深与实际的油顶垂深总存在误差，钻导眼方法来减少水平井钻遇气层落空的风险，一定程度上减少了这种地质误差给着陆控制造成的困难，但延安组油藏地质变化复杂，这种误差依然存在；②钻具实际造斜能力和设计能力存在差异。
钻具实际造斜能力受多因素影响，包括动力钻具制造工艺，动力钻具尺寸形状，地层自然造斜规律，钻进参数的选择及操作者操作水平等；③测量信息滞后使轨迹预测误差增大。
MWD探管距离钻头尚有一段距离（在12～14m左右），及测量与显示的时间差，造成实钻过程信息滞后。
实钻过程中，要根据已测参数值预测当前钻头参数，并进一步预测下一段进尺钻进结果。
2 钻柱优化设计
2.1 钻具整体配置
①钻柱配置原则：选择钻柱组合时，尽量使用现有管材，降低费用。
钻水平井段，主要解决加压问题。
一般钻铤放在靠近井眼垂直部分提供钻压，称“倒塔式”组合。
加重钻杆或抗压钻杆是用在钻铤末端通过增斜或水平段。
其接头加厚设计，减少压差卡钻可能性。
水平段较短时，加重钻杆是最佳选择。
水平段较长，减轻总钻具提升负荷和减少阻力，尽量用最轻的下组件，用普通级别钻杆；②钻柱配置方法：中半径水平井钻柱设计分6个阶段：下部钻具组合包括：钻头、马达、无磁钻铤、MWD；水平载荷传递段，钻杆能传送轴向及旋转载荷而无损坏，并使扭矩及摩阻减至最低程度；下部增斜段（60°～90°）钻杆在此井段，传递钻压和扭转载荷，控制弯应力，钻杆靠自身重量从增斜段底部进入水平井段，通常使用加重钻杆；上部增斜段（0～60°），钻杆经受弯应力，并能抗纵弯，所用钻杆重量主要用于产生钻压，用加重钻杆；重量叠加段，造斜点以上垂直井段钻柱要求产生所需钻压，通常用钻铤或加重钻杆。
压耗较大而扭矩及摩阻很小；垂直井段，钻柱在此段承受张力载荷，必须能抗张和抗扭，许可一定限度的过拉力载荷。
只要经抗及水力压耗无问题，钻杆类型无特殊要求。
2.2 下部钻具组合研究
根据水平井对动力钻具的要求特点：BHA的理论造斜率应略高于设计造斜率，且满足水平井井身剖面的施工要求：所选BHA的摩阻应尽可能小，确保井下安全；应保证MWD和LWD的安装要求。
研究表明：随着稳定器到钻头距离的增加，钻头侧向力逐渐减少，距离增加到6米左右时，钻头侧向力减少到零，变为稳斜钻具；弯曲井眼中随着钻压的增加，钻头侧向力逐渐增加；弯曲井眼中钻压对钻头变方位力的影响不大，随着钻压的增加，钻头变方位力略有减少；随着井斜角的增加，钻头侧向力逐渐增加，钻头变方位力逐渐减少，井斜角继续增大，钻头侧向力增大和钻头变方位力减少的趋势逐渐减弱。
2.3 复合钻进技术
复合钻井指在定向造斜段采用滑动式导向工具进行定向造斜后，与之相邻稳斜井段或微增井段采用转盘钻与井下滑动式导向工具组合钻进。
不同弯角单弯螺杆钻具组合：Ф216HJ517钻头+Ф165单弯螺杆（1.0°）+转换接头（0.48）+Ф165NMDC+M WDsub+转换接头（0.36）
+Ф127HWDP45根+Ф127DP；Ф216HJ517钻头+Ф165单弯螺杆（1.25°）+转换接头（0.48）
+Ф165NMDC+MWDsub+转换接头（0.36）+Ф127HWDP3根+Ф127DP9根+Ф127HWDP45根+Ф127DP；Ф216HJ517钻头+Ф165单弯螺（0.75°）+Ф165NMDC+ MWDsub+转换接头
（0.48）+Ф127HWDP45根+Ф127DP。
3 轨迹控制要点
3.1 直井段与增斜段控制
①直井段：一开每50-100m专人用单点测斜，一开完钻测多点。
二开为单弯螺杆加钟摆钻具组合，有效控制井斜增长，钻具组合Φ222.2mm牙轮钻头或PDC+Φ172mm单弯螺杆（1度或1.25度）+Φ165mm无磁钻铤+Φ218稳定器+Φ165mm无磁钻铤+Φ127mm 加重钻杆
+Φ127mm 钻杆；②第一增斜段和稳斜段：严格技术措施按设计施工，保证增斜段轨迹与设计相符，确保入窗点指标达到设计要求造斜段下入￠222.3配合1.25度单弯螺杆加三牙轮钻头作业；③第二增斜段：牙轮钻头增斜率良好，定向作业时工具面有很好稳定性，利于造斜段轨迹精确控制；PDC钻头会减少钻头事故的发生，但增斜率低，工具面稳定性差，定向增斜有难度，定向段长增加，不利造斜段进度。
3.2 着陆及水平段控制
①着陆控制，着陆控制技术要坚持：略高勿低、先高后低、寸高必争、早扭方位和动态监控的原则。
当油层为上倾方向，水平段井斜角大于90°时，控制井眼轨迹在A点前20～30m，垂深达到设计油顶位置，井斜达到85°～86°进入油层，油层为下倾方向，水平段井斜角小于90°时，控制井眼轨迹在A点前40～50m，垂深达到设计油顶位置，井斜达到82°～84°进入油层；②水平段控制：水平段轨迹控制的技术要点是：钻具平稳、上下调整、多开转盘、注意短
起、动态监控、留有余地和少扭方位。
实钻过程中录井与定向应紧密配合，录井应严密监测岩性和油气水显示情况的变化，轨迹一直下行会使钻头钻穿油层底部（进入水层）；轨迹一直上行则会使钻头钻入油层的盖层。
录井人员、定向人员应紧密跟踪。
作者简介：
陈昱兴（1987- ），男，汉族，助理工程师，主要从事油气勘探开发工作。