元坝272-1H井超深水平井钻井技术教学内容
元坝地区提速技术在元坝272H井的应用及后续钻井方案论证
井复 杂情 况 多， 井工程 难度 大 。首 先介 绍 了该 区块 的钻 井概 况 ， 析 了元坝地 区的提 速 难点 。并针 钻 分
对 元坝 ２ ２ 井实钻 资料进行 了分析 ， ７Ｈ 论述 了泡沫 钻 井与 空气钻 井的提 速效 果 ， 总结 了元 坝 区块上 沙 溪庙地 层 的钻 井提 速技 术 。最后 根 据 元 坝 ２ ２ 井后 续施 工 方 案 ， 论 了控 压 降 密度 、 力冲 击 钻 ７Ｈ 讨 扭
括４ 口侧钻井及特殊井身结构井元坝 ２ 井）正钻井 ２ ２ ， ５ 口井 （ 包括 ５口开发水平井 ： 坝 １３ 元 坝 １１ 元坝 元 ０ Ｈ、 ２Ｈ、 ２２ 元坝 ２５ 元陆 ３１ ， ７Ｈ、 ２Ｈ、 ０Ｈ）详见表 １ 所示 。
表 １ 元坝 地区开钻 井情况统计
１ ２ 元坝 地 区机械 钻速 情况 ． 元 坝 地 区 上 部 地 层 （ ～ ３ ｌｍ） ６ ０ ４ ０ ２ ５ ６ ． ｍｍ 和
２１ ０ ２年第 ２ 期
西 部探 矿工 程
６ ７
元 坝 地 区提 速 技 术在 元 坝 ２ ２ 井 的应 用 ７Ｈ 及 后 续 钻 井 方 案 论证
蔡瑞达 ， 张豫川
（ 中国石化集 团华北石油局西部工程公司， 四川 阆中 ６７０ ） ３４０
摘 要： 四川元 坝地 区油气藏埋 藏深 、 高温 、 高压 ， 石 致 密， 程地 质 特征 复 杂， 均机 械 钻速 低 ， 岩 工 平 钻
井 、 力 空化 射 流及 复合 钻 井技 术进 行 下部地 层提 速 方案 ， 水 对提 速技 术 的 应 用效 果 、 工方 案 的 可行 施
性进 行 了详 细 的分析和 论证 ， 为元坝 ２ ２ 井 的安全 、 ７Ｈ 快速 、 高效钻进 提供技 术 支持 ， 元坝 区块 其他 对
水平井段钻井技术措施
水平井段钻井技术措施一、水平井段设计1.水平井段设计需要结合油气储层特性、地质构造、储量和预测产能等因素考虑，确定井段的起止点和倾角。
2.基于地层压力和水平段的长度，采取合理的构造设计可以减少钻井施工过程中的摩擦和阻力。
二、钻井井眼质量控制1.合理选择井眼质量控制手段，通常采用钻井液温度控制、控制井眼地层压力、控制井眼液体重量、控制井眼钢丝绳张力等方法。
2.密度与粘度应根据井眼内外流体压力的比较确定于井眼施工过程中的稳定应力分布，有效地避免因钻井过程引入地层流体。
三、水平井段钻井井下导向技术措施1.实施连续预应力打组技术，能够迅速探测出水平井段的井眼钢丝绳张力的变化，最大限度地提高导向仪器的敏感度，从而提高钻井平顺性和垂直度。
2.采用井内导向仪器，例如电磁测量，来实时监测井眼方位，以实现精确钻井。
四、水平井段钻井液设计及应用1.针对水平井段的特点，设计合适的钻井液配方，考虑液体密度、粘度、稳定性和润滑性等因素，以满足水平井段顺利钻进的需求。
2.应用低密度、低黏度的钻井液，减少钻进阻力，提高钻井效率。
五、水平井段完钻技术措施1.完善水平井段钻井完井方案，根据具体地质情况选择合适的完井技术，如水平套管完井、压裂完井等。
2.通过水平井段完钻来实现人工裂缝扩展，增加地层水平面上的产能。
六、水平井段管柱设计与管理1.合理设计和管理水平井段管柱，避免管柱失稳、卡钻等事故，以保障施工的顺利进行。
2.使用合适的管柱材料和先进的施工装备，如平衡芯轴、扭矩控制系统等，提高钻进效率，防止井眼突变。
七、水平井段钻井期间的监测与控制1.建立完善的监测体系，对钻进过程中的泥浆循环、井筒状况、井壁稳定性等进行实时监测和控制，及时调整施工参数，保障安全高效的施工进度。
2.在钻井过程中采用井壁稳定性预测和动态监测技术，准确预测井眼形成失稳的潜在风险，避免井壁坍塌，提高施工安全性。
综上所述，水平井段钻井技术措施包括水平井段设计、井眼质量控制、井下导向技术、钻井液设计与应用、完钻技术措施、管柱设计与管理、钻井期间监测与控制等。
元坝103-1H井超深井钻井配套技术
技 术， 为该项技术在 夺 ２ ４ １ ． ３ ｍｍ 井 眼 的 首 次 应 用 ； 五 开优 化侧 钻钻 具 组 合 、 优 选侧 钻 方 向 ， 一 趟 钻 侧 钻 成 功 。该 并
钻 井 周 期提 前 ６ ２ ． ８ ９天 ， 提速提效效果显著 ， 其 配 套钻 井技 术 可 为 其 他 井 提 供 借 鉴 。 关键 词 ： 元坝地 区； 元坝 １ ０ ３—１ Ｈ井； 钻 井技 术 ； 钻 头 选 型
部署 在 四川盆地 川 东北 巴 中低 缓构 造元 坝 区块长 兴
组②号 礁带 的一 口开发 井 ， 设计 井 深 ７ ７ ２ ９ ｍ， 完 钻 井深 ７ ５ ０ ８ ｍ， 井 身 结 构 为 川 东 北 元 坝 地 区 比较 成 熟 的五开制 结构 。钻 遇地 层 自上而 下为 白垩 系剑 门 关组 ， 侏罗 系蓬 莱镇组 、 遂 宁组 、 上 沙溪庙 组 、 下沙溪 庙组 、 千佛 崖组 、 自流 井组 、 三叠 系须 家河 组 、 雷 口坡 组、 嘉 陵江组 和 飞仙关 组 ， 二叠 系长兴 组 （ 未穿 ） 。该 井 为超 深水 平井 ， 钻 遇地层 多 、 年代 老 、 可 钻性 差 ， 钻
水平井钻井技术介绍
水平井钻井技术介绍水平井钻井技术第一章绪论水平井钻井技术是20世纪80年代国际石油界迅速发展并日臻完善的一项综合性配套技术，它包括水平井油藏工程和优化设计技术，水平井井眼轨道控制技术，水平井钻井液与油层保护技术，水平井测井技术和水平井完井技术等一系列重要技术环节，综合了多种学科的一些先进技术成果。
由于水平钻井主要是以提高油气产量或提高油气采收率为根本目标，已经投产的水平井绝大多数带来了十分巨大的经济效益，因此水平井技术被誉为石油工业发展过程中的一项重大突破。
第一节水平井的分类及特点水平井是最大井斜角保持在90°左右，并在目的层中维持一定长度的水平井段的特殊井。
水平钻井技术是常规定向井钻井技术的延伸和发展。
目前，水平井已形成3种基本类型，如图1—1所示。
(1)长半径水平井(又称小曲率水平井)：其造斜井段的设计造斜率K＜6°／30m，相应的曲率半径R＞286.5m。
(2)中半径水平井(又称中曲率水平井)；其造斜井段的设计造斜率K=(6°～20°) ／30，相应的曲率半径R=286.5～86m。
水平井剖平面示意图(3)短半径水平井(又称大曲率水平井)：其造斜井段的设计造斜率K＝(3°～10°) ／m，相应的曲率半径R＝19.1～5.73m。
上述3种基本类型水平井的丁艺特点和各自的主要优缺点分别列于表l—l和表1—2。
大斜度井、水平井和多井底井技术的应用都有一个共同的目的．这就是降低综合成本和提高油层的开采量。
对于同一尺寸的井眼，直井由于出油(气)面积比较小、其几何条件所提供的效率就比较低．而水平井几何条件所提供的效率达到最高，如图1—2和图1—3 所示。
大斜度井(井斜角大于60°的井)主要适用于层状油藏。
多井底井(在一个井眼内钻几口井)主要用于很厚的垂直渗透油层(具有低孔隙率和垂直裂缝的块状石灰岩)或者短半径横向引流类的井。
1．天然垂直裂缝在垂直裂缝油藏中，油气完全处在裂缝中，裂缝之间的非生产底层一般为6~60m 厚，所以垂直井可能只钻到一个产层．也可能一个产层也钻不到，而水平井可以与产层垂直相交，横向钻穿若干个产层裂缝．这样就比垂直井的开采量要高得多。
水平井钻井技术ppt
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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。
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阶梯式水平井
4、水平井的发展状况
4.1 国外水平井技术发展概况
上世纪80年代水平井技术呈大规模、加速发展趋势，至1985 年底全世界共钻水平井100口，至1995年一年为1500口； 1996年一年即钻水平井2700口。目前已经成为成熟技术。
Sperry-Sun公司在卡塔尔海上所钻ALS-8B井，水平段最长 5004m。
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。
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4.2 国内水平井技术发展情况
专题讲座之一：
水平井钻井技术
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水平井技术为提高勘探效果、单井产量和油 藏采收率开辟了一条崭新途径,给石油工业发 展带来了一场新的革命,已列为当今石油工业 最重要的关键技术之一。
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主要内容
一、水平井技术概述 二、水平井的主要技术问题 三、水平井轨迹控制技术
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一、水平井技术概述
1、水平井的基本概念 2、水平井的基本类型 3、水平井的用途 4、水平井的发展状况
水平井钻井工艺技术
水平井钻井工艺技术引言水平井钻井工艺技术是一种在油气勘探开发中应用广泛的技术，它通过在地层中钻探水平井段，能够有效地提高油气井的产能和采收率。
本文将介绍水平井钻井的一般工艺流程、钻井液的选择和使用、钻头的选择以及井底工具的应用等方面的内容。
一、水平井钻井工艺流程水平井钻井工艺流程是指从井眼设计到井下实施的一系列步骤，下面将介绍水平井钻井的一般工艺流程。
1.井眼设计：根据地层特征和油气开发需求，确定水平段的位置、井眼直径以及水平段的长短等参数。
2.井口施工：进行井口设备安装，包括井口套管的安装、井口井口防喷器的安装等工作。
3.钻井液工艺设计：根据地层特征和钻井液性能要求，确定钻井液的配方和使用方案。
4.钻探井段：根据设计参数，进行钻井液的循环、钻头的下钻、钻进、切换水平井段、控制钻头方位等工作。
5.装备井下工具：根据后续作业需要，部署井下工具，如测斜仪、导向器等。
6.钻进水平段：通过使用导向技术和井下工具，控制钻头沿设计轨迹钻进水平井段。
7.钻井结束：到达设定的钻井参数或达到设计钻井目标时，钻井工作结束，开始下一步的工作。
二、钻井液的选择和使用钻井液在水平井钻井过程中起到冷却、润滑、悬浮废屑和井壁稳定等重要作用。
选择合适的钻井液并正确使用是确保钻井过程顺利进行的关键。
1.钻井液的类型：常见的钻井液类型包括水基钻井液、油基钻井液和气体钻井液等。
根据地层特征、环境要求和工程经济等因素，选择适合的钻井液类型。
2.钻井液的性能：钻井液的性能包括流变性、密度、滤失性、PH值等。
根据地层特征和钻井目标，确定钻井液的性能指标，并进行钻井液调配。
3.钻井液的处理：钻井液采用循环使用，需要定期对钻井液进行处理，包括固相控制、饱和度调整和污染物去除等。
三、钻头的选择钻头是在钻井过程中切削地层的关键工具，选择合适的钻头能够提高钻进速度和钻头寿命。
1.钻头的类型：常见的钻头类型包括三刃钻头、平头钻头、带牙钻头等。
根据地层特征和钻井目标，选择适合的钻头类型。
元坝超深水平井长水平段钻井难点及对策
元坝超深水平井长水平段钻井难点及对策易世友;杨磊;徐华;罗正林;张峥;胡大梁【期刊名称】《天然气工业》【年(卷),期】2016(36)A01【摘要】元坝气田海相上二叠统长兴组气藏具有埋藏深、储层薄而横向变化大等特征，采用水平井可实现气田的高效开发，其井深通常大于等于7500m，垂深大于等于6500m，但由于水平段较长、地层复杂多变、井底高温高压并存等因素使得在钻井过程中存在诸多技术难题。
为了提高元坝超深水平井钻井技术水平，确保长水平段安全钻进，首先对钻井施工难点进行归纳总结，再针对钻井难点进行原因分析，围绕长水平段的摩阻扭矩、工具配套使用和水平段延伸安全进行研究，提出了优化井身剖面和钻具组合、摩阻扭矩监测与控制、井眼轨迹光滑控制、井眼清洁、高温高压工具应用、水平段延伸安全预测与评价等技术措施，实现了优快钻进和水平段长穿优质储层的目标。
【总页数】6页(P116-121)【关键词】元坝气田;超深水平井;长水平段;扭矩摩阻;钻井难点;对策【作者】易世友;杨磊;徐华;罗正林;张峥;胡大梁【作者单位】中石化西南石油工程有限公司重庆钻井分公司;中国石化西南油气分公司石油工程技术研究院【正文语种】中文【中图分类】TE243【相关文献】1.元坝超深水平井钻井设计的难点及对策 [J], 刘伟;何龙;李文生;史堃2.元坝超深水平井钻井设计的难点及对策 [J], 刘伟;何龙;李文生;史堃;3.元坝超深水平井直井段优快钻井技术 [J], 罗朝东;王旭东;龙开雄;石锁政;夏雪涛4.长水平段水平井钻井技术难点分析及对策 [J], 陈震5.长水平段水平井钻井技术难点分析及对策分析 [J], 雷金海因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
水平井钻井技术
第五章 固井§5-1 井身结构设计
（5）确定表层套管下深D1 由
fE p 2 Sb S f
D2 D1
Sk
1.435 0.036 0.03 3200 0.06 D1
试取D1=850m，代入上式计算得： ρfE=1.737 g/cm3 。
由破裂压力曲线查得ρf850=1.74 g/cm3 ， ρfE < ρf850 ，且相 近，故确定D1=850m。 最后设计结果：
第五章 固井 §5-1 井身结构设计
pper
p N 0.00981Dmin
p min Sb
pper
12 0.00981 3050
1.07 0.036 1.435 g / cm
3
在地层压力曲线上查得对应pper=1.435的深度为3200m。最 后确定中间套管下深为D2=3200m。
五、井身结构设计方法
第五章 固井 §5-1 井身结构设计
1、求中间套管下入深度的假定点 （1）不考虑发生井涌 由 ρf =ρpmax+ Sb + Sg + Sf ρdmax 计算出ρf ，在破裂压力曲线上查出ρf 所在的井深D21 ，即 为中间套管下深假定点。 （2）考虑可能发生井涌 由 ρf =ρpmax+Sb+ Sf + Sk ×Dpmax/ D21 用试算法求 D21；先试取一个D21，计算ρf ；将计算 出的ρf 与D21处查得的ρf 进行比较，若计算值与实际值相 差不大且略小于实际值，可以确定D21为中间套管假定点。 否则，重新进行试算。 一般情况下，在新探区，取以上（1）、（2）两种 条件下D21较大的值。
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元坝272-1H井超深水平井钻井技术元坝272-1H井长水平段超深水平井钻井技术董志辉，孙连坡，汪海波，仇恒彬（中石化石油工程公司钻井工艺研究院山东东营 257000）摘要：元坝272-1H井是位于元坝区块的一口超深长水平段水平井，存在地质情况复杂、多套压力体系并存、气藏埋深超过6500m、井底温度高达156℃等技术难题。
施工中通过钻井提速技术、井眼轨迹控制技术、高温定向工具使用技术、井眼清洁技术、摩阻扭矩监测控制技术、高温钻井液技术、安全钻井技术等先进技术，克服了裸眼段长、摩阻扭矩大、岩屑清洁效率低、井眼轨迹控制困难、工具仪器耐高温高压挑战性高等难点，创造了元坝区块水平井水平位移最长、水平段最长、钻遇含气储层最长三项纪录，为同类超深水平井的施工积累了丰富经验。
关键词：元坝272-1H井；超深水平井；钻井技术；长水平段；1元坝272-1H井概况元坝272-1H井是中石化西南油气分公司部署在四川盆地川东北巴中低缓构造上的一口超深水平井，以长兴组顶部礁盖（顶）储层为主要目的层，该井位于元坝区块长兴组4号礁带。
完钻井深7788.00m，完钻垂深6549.66m，造斜点位于6050.00m，水平位移1501.65m，水平段长1073.30m，钻穿气层长度820.00m，创造了元坝区块水平井水平位移最长、水平段最长、钻遇含气储层最长三项纪录。
井身结构采用五开制，实钻井身结构与设计井身结构对比如下。
表1 实钻井身结构与设计井身结构对比开次井眼套管备注井眼尺寸/mm设计井深/m实钻井深/m套管尺寸/mm设计下深/m实际下深/m导管914.4 32 32 720.0 0-30 0-31.75 根据需要设置1 660.4 502 504 508.0 0-500 0-501.45 封上部易漏层和水层2 444.5 3050 2992 346.1 0-3048 0-2990.01 封上沙以浅地层3 314.1 4922 4978 273.1/282.6 0-4920 0-4292.34 封雷三水层以浅地层4 241.3 6580 6580 193.7/206.4 0-6578 3593.96-6580 封长兴组顶界以浅地层5 165.1 7790 7788 127 6528-7788 6525-7788 衬管完井2钻井主要难点分析（1）直井段优快钻井、防斜打直困难［1］。
直井段长6050m，钻遇地层多，地层复杂。
上沙溪庙组有小水层，底部存在区域垮塌层；千佛崖组压力较高；自流井组底砾岩蹩跳严重；须家河组区域高压，石英砂岩可钻性极差；嘉陵江组顶部盐膏层发育，嘉五-四段、嘉二段局部层段见高压盐水层；极易发生井喷、井漏、井塌等复杂情况。
（2）摩阻扭矩大、深井定向困难。
使用PDC钻头定向钻进，由于井眼深度大，摆放工具面困难，很难摆放到位且容易偏移，裸眼段长，摩阻大，通过钻压控制工具面难度大，工具面不稳，滑动钻进常有托压现象，易憋泵。
（3）储层调整频繁，轨迹控制难度大。
长兴组储层礁体小，储层较薄，且水平方向变化大，准确穿行优质储层难度大。
为了钻穿更多优质储层，根据实钻情况及时调整轨迹，调整轨迹难度大。
水平段岩性变化大，复合钻进井斜变化规律差异较大，甚至某一井段复合钻进增斜率异常，更增加了轨迹控制的难度。
（4）泵压高、排量小、井眼清洁难度大。
五开井眼小，循环泵压高，水平段长，易形成岩屑床，井眼清洁困难，钻具摩阻大、扭矩高并且不稳，钻具组合、钻井参数优化困难，井眼清洁难度大。
（5）井底温度高，定向工具、仪器性能要求高。
井底循环温度最高152℃，静止温度最高156℃，在井底高温环境下，MWD仪器不稳定，容易出现故障，螺杆钻具在高温环境下，其工作寿命大幅降低，定向工具仪器耐高温性要求高。
（6）钻井液性能维护难度大。
钻井液高温稳定性、流变性、润滑性、携岩要求高，维护难度大。
同时深部地层定向段水平段泵压高、泵排量小的影响，井眼净化难度大，如何保证良好的钻井液流变性和携岩效率，避免井下复杂情况是一个难题［2］。
3钻井技术实施3.1 钻井提速技术3.1.1 气体钻井技术气体钻井具有提高机械钻速、延长钻头使用寿命、减少井下复杂情况和卡钻故障、降低钻井综合成本等优势［3］。
元坝272-1H井一开采用泡沫钻井，使用一趟钻，钻进井段32～504m，进尺472m，机械钻速5.28m/h。
二开采用气体钻井，使用三趟钻，钻进井段504～2992m，进尺2488m，机械钻速10.36m/h，是常规钻井液钻井的10倍左右，提速效果显著［4］。
3.1.2复合钻井技术三开、四开大部分直井段采用“PDC钻头+螺杆钻具”复合钻井技术，该技术能大幅提高机械钻速，并减少起下钻次数，是深井超深井钻井提速的有效手段［5］。
特别是本井海相地层以灰岩、白云岩为主，岩性相对均质，非常适合PDC 钻头，为了更好地发挥PDC钻头高转速低钻压的优势，采用钻头和螺杆钻具相配合的复合钻井技术钻进海相地层。
实钻表明，采用“PDC钻头+螺杆钻具”复合钻井技术，通过对螺杆钻具选型、优化钻具组合、优选钻井参数和优化匹配螺杆钻具与PDC钻头等技术手段, 大幅提高了海相地层机械钻速[6]。
平均机械钻速达到3.53 m/h，提速效果明显。
3.2 井眼轨迹控制技术3.2.1 侧钻纠斜施工技术直井段钻进至井深5464m时测得井斜偏大，不利于后期水平井的施工，决定侧钻纠斜。
长裸眼超深井侧钻难度大，主要原因为：侧钻点在5000m以下，钻杆柔性相对较大，侧钻钻具工作状态可控性差；由于三开套管未下到位，裸眼段长，复杂井段未封隔，井眼不稳定，井壁摩阻大，易粘卡，侧钻送钻困难大；直井段侧钻新老井眼不易分离，侧钻成功后仍需要钻进1000m直井段，侧钻后井斜不能太大。
回填至井深5042m，侧钻井段地层为雷口坡组，主要岩性为白云质灰岩、膏质灰岩、白云岩，岩性相对均质。
扫塞至5110m（井斜3.80°），考虑侧钻点地层岩性基本稳定、可钻性相对较好，以及考虑侧钻井眼轨迹圆滑度，选用“牙轮+ 1.5°螺杆”侧钻。
摆好侧钻所需工具面，在侧钻点以上15m井段反复划眼4h，然后控制钻速0.2-0.3m/h滑动钻进至5122m，捞砂显示地层岩屑含量达到80%，改控时为小钻压继续滑动钻进至井深5134m，捞砂显示岩屑含量达到100%，测得井斜3.81°(老井眼井斜5.38°)，判断侧钻成功。
通过以上措施，使用“牙轮+ 1.5°螺杆”侧钻，实现了长裸眼超深井一次侧钻成功，较好地解决了长裸眼深井侧钻问题。
侧钻纠斜成功后，下入“PDC+直螺杆+钟摆钻具组合”钻进。
钻达造斜点6050m实测井斜0.97°、位移35.64m，直井段最大井斜4°，位于井深5113.77m，为后续定向施工打下良好基础。
3.2.2 井眼轨道优化技术四开增斜段后期，滑动钻进变得异常艰难，经常憋泵、上提遇阻，随时面临卡钻事故风险。
主要原因如下：三开套管未下到位，造成长达685.66m大尺寸复杂井眼未封隔，井眼不稳定；四开嘉陵江二段钻遇高压膏盐层，钻井液性能变差且提升空间有限；四开飞仙关二段钻遇多套高压气层，地层孔隙发育，高密度条件下，滑动钻进存在较大的吸附卡钻风险。
针对井下复杂情况，在不改变地质目标和靶点的情况下，优化井眼轨道设计，调整增斜段造斜率，增加四开增斜段后期的复合钻进比例，有效降低了滑动钻进安全风险。
根据优化井眼轨道设计，从6390m开始多复合钻进，利用复合钻进自然增斜，预计造斜率8°/100m钻完四开（井深6580m），然后五开按照16.5°/100m造斜率增斜钻进，能达到地质靶点要求（中靶心）。
表2 调整造斜率后的轨迹数据井深/m 井斜/°方位/°垂深/m 南北/m 东西/m 视位移/m狗腿度/°·100m-1靶6390.00 47.00 256.00 6354.27 -13.90 -156.96 151.95 0.006555.00 60.16 254.69 6452.02 -47.54 -285.09 283.77 8.006705.22 84.68 250.85 6497.07 -89.95 -420.70 425.65 16.50 6762.13 84.68 250.85 6502.35 -108.54 -474.22 482.30 0.006793.76 85.71 245.71 6505.00 -120.20 -503.50 513.80 16.50 A 7730.01 85.71 245.71 6575.00 -504.20 -1354.50 1445.30 0.00 B 考虑五开小井眼造斜率不确定，为满足优化后设计造斜率要求，五开第一趟钻选择钻具组合“三牙轮+1.25 °螺杆”定向钻进，工具面稳定，造斜率较高，满足设计要求，考虑牙轮钻头寿命短、危险系数高等缺点，从第二趟钻开始选择钻具组合“PDC+1.25 °螺杆”，既满足造斜率要求，又保证了井下安全，提高了钻井速度。
钻进至井深6624m，探到目的层长兴组，根据物探层位标定及优质储层预测，再次对井眼轨道设计进行优化，A靶点垂深上调2.5m，余下增斜段造斜率18°/100m。
进入长兴组后，地层造斜率异常高，“PDC+1.25 °螺杆”复合钻进以8～14°/100m增斜，及时发现这一情况后，调整每单根滑动钻进与复合钻进比例，比较精确的控制了每单根造斜率，顺利中A靶，进入水平段施工。
3.2.3 水平段轨迹控制技术长兴组储层礁体小，储层较薄，且水平方向变化大，准确穿行优质储层难度大。
为钻穿最多优质储层，实钻过程中，地质录井实时跟踪，根据实钻情况及时调整轨迹。
长水平段小尺寸井眼水平井的井眼轨迹控制难度大。
水平段岩性变化大，复合钻进井斜变化规律差异较大，甚至某一井段复合钻进增斜率异常（例如在水平段6802-6806m处钻时突快，井斜突降0.6°，同一趟钻同样钻井参数情况下此前复合钻进井斜稳），更增加了轨迹控制的难度。
根据增斜段以及水平段初期的实钻经验，长兴组目的层采用“PDC+螺杆”复合钻进井斜变化规律总体如下：使用1.25°无扶正器螺杆复合钻进井斜以2°/100m微降；使用1.25°扶正器Φ148mm螺杆复合钻进井斜稳；使用1.00°扶正器Φ161mm螺杆复合井斜以11°/100m强增；使用1.25°扶正器Φ161mm螺杆复合钻进井斜以14°/100m强增。
水平段中后期，参考增斜段以及水平段初期的螺杆复合增斜规律，每趟钻根据本趟钻所需造斜率情况来选择本趟钻所需的螺杆度数、螺杆扶正器尺寸，通过复合钻进来控制井斜，达到调整井斜的目的，滑动钻进只需对方位进行调整。